ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL

(1)

FACULTAD DE INGENIERÍA EN GEOLOGÍA Y PETRÓLEOS

OPTIMIZACIÓN DE LAS FACILIDADES DE PRODUCCIÓN DEL CAMPO AUCA PARA LAS ACTUALES CONDICIONES DE

OPERACIÓN DEL CAMPO.

PROYECTO PREVIO A LA OBTENCIÓN DEL TÍTULO DE INGENIEROS EN PETRÓLEOS

ANDRÉS DAVID CAICEDO MÉNDEZ [email protected] WENDY ELIZABETH CUENCA VALENCIA

[email protected]

DIRECTOR: ING. JOSÉ CEPEDA [email protected]

QUITO, Septiembre 2009

(2)

DECLARACIÓN

Nosotros, Andrés David Caicedo Méndez y Wendy Elizabeth Cuenca Valencia, declaramos bajo juramento que el trabajo aquí descrito es de nuestra autoría; que no ha sido previamente presentada para ningún grado o calificación personal; y que hemos consultado las referencias bibliográficas que se incluyen en este documento.

A través de la presente declaración cedemos nuestros derechos de propiedad intelectual correspondientes a este trabajo, a la Escuela Politécnica Nacional, según lo establecido por la Ley de Propiedad Intelectual, por su Reglamento y por normatividad institucional vigente.

--- --- ANDRÉS CAICEDO MÉNDEZ WENDY CUENCA VALENCIA

(3)

CERTIFICACIÓN

Certifico que el presente trabajo fue desarrollado por Andrés David Caicedo Méndez y Wendy Elizabeth Cuenca Valencia bajo mi supervisión.

_______________________

Ing. José Cepeda DIRECTOR DEL PROYECTO

(4)

AGRADECIMIENTOS

Queremos agradecer por la consecución de esta importante meta en nuestras vidas estudiantiles a la Facultad de Petróleos, lugar que por varios años nos acogió y se convirtió en nuestro segundo hogar.

A todos los ingenieros de la Facultad, por compartirnos sus conocimientos para formarnos profesional y personalmente.

Al Ing. José Cepeda, por ser quién nos colaboró para la realización de este proyecto de titulación.

Al Ing. Octavio Scacco e Ing. Vinicio Melo por el apoyo prestado en el desarrollo de este proyecto de titulación.

Un agradecimiento especial a nuestras familias, por sus interminables esfuerzos para hacernos personas de bien. Gracias por facilitarnos todo lo necesario para cumplir nuestras metas y apoyarnos en los buenos y malos momentos que les hemos hecho pasar. Valoramos su incansable labor.

A todos nuestros grandes AMIGOS con quienes hemos compartido gratos e imborrables momentos de nuestras vidas.

Por último, agradecemos a un gran compañero que demostró ser un buen amigo por ayudarnos desinteresadamente y darnos siempre un sabio consejo, gracias Juanse.

(5)

DEDICATORIA

Quiero dedicar este importante logro en mi vida a toda mi familia.

En especial quiero dedicarles este trabajo a mis padres quienes con su apoyo constante supieron guiarme de la mejor manera en este complicado camino, brindándome todo su apoyo para llegar a conseguir todas las metas planteadas y dándome día a día todo su amor y cariño, parte esencial en mi vida.

A mi hermano y hermanas por todos los buenos momentos que espero en un futuro sean muchos más.

Gracias Pa y gracias Ma por todo.

Andrés

(6)

DEDICATORIA

A Dios, por darme todo lo necesario para poder ser feliz cada día.

A mis padres, Ricardo y Eliza, ustedes que siempre han sido parte de mi alegría de vivir; que se han ganado el titulo de amigos por sus valiosos consejos y cálidas

caricias, ustedes que son enemigos a muerte de mis errores y vehementes adversarios de mis equívocos. Una vida para pagarles es poco pero con humildad

y sacrificio, espero poder darles aunque sea un poco de todo el amor desinteresado que me han brindado.

A mis hermanos, Fernando y Jhonny, con quienes he compartido más de una pelea y un tierno abrazo.

En fin, a toda mi familia y amigos por ser el regalo más grande que Dios me pudo dar, gracias por contribuir a realizar un objetivo más en este largo camino de mi

vida…

Wendy

(wny)

(7)

CONTENIDO

CAPÍTULO I ... 1

DESCRIPCIÓN DEL CAMPO AUCA ... 1

1.1. DESCRIPCIÓN DEL CAMPO AUCA ... 1

1.1.1. ANTECEDENTES ... 1

1.1.2. HISTORIA DEL CAMPO ... 2

1.1.3. UBICACIÓN GEOGRÁFICA ... 2

1.2. GEOLOGÍA DEL CAMPO AUCA ... 4

1.2.1.1. Características Litológicas del Reservorio ... 5

1.2.1.1.1. Formación Hollín... 5

1.2.1.1.2. Formación Napo ... 6

1.2.1.1.3. Formación Basal Tena ... 7

1.4. COLUMNA ESTRATIGRÁFICA ... 8

1.5. PROPIEDADES PETROFÍSICAS DEL YACIMIENTO ... 9

1.5.1. PROPIEDADES DE LA ROCA ... 9

1.5.1.1. Porosidad ... 9

1.5.1.2. Permeabilidad ... 10

1.5.1.3. Saturación ... 11

1.5.2. ANÁLISIS DE LAS PROPIEDADES DE LAS ARENAS ... 11

1.5.3. PROPIEDADES DE LOS FLUIDOS ... 12

1.5.3.1. Factor Volumétrico del Petróleo (βo) ... 12

1.5.3.2. Factor Volumétrico del Gas (βg) ... 12

1.5.3.3. Viscosidad (µ) ... 12

1.5.3.4. Gas en Solución ... 13

1.5.3.5. Solubilidad del Gas (Rs) ... 13

1.5.3.6. Compresibilidad (c) ... 14

1.5.4. ANÁLISIS PVT ... 15

1.6. PRESIONES INICIALES Y ACTUALES DE LAS ARENAS PRODUCTORAS ... 16

1.7. PRESIÓN DE BURBUJA (PB) ... 16

1.8. ESTADO ACTUAL DEL CAMPO ... 17

1.8.1. SISTEMAS DE PRODUCCIÓN DE LOS POZOS ... 17

1.9. RESERVAS ... 18

(8)

1.9.1. RESERVAS PRIMARIAS ... 18

1.9.2. RESERVAS SECUNDARIAS ... 18

1.9.3. RESERVAS PROBADAS ... 18

1.9.4. RESERVAS PROBABLES ... 19

1.9.5. RESERVAS POSIBLES ... 19

1.9.6. RESERVAS REMANENTES ... 19

1.10. HISTORIAL DE PRODUCCIÓN DEL CAMPO ... 19

1.11. PETRÓLEO ORIGINAL IN SITU (POES) ... 21

1.12. FACTOR DE RECOBRO ... 21

1.13. PRONÓSTICO DE PRODUCCIÓN POR ESTACIÓN ... 22

CAPITULO II ... 24

DETALLE DEL ESTADO ACTUAL DE LAS FACILIDADES DE PRODUCCIÓN EN EL CAMPO AUCA ... 24

2.1. DESCRIPCIÓN DE LAS FACILIDADES DE PRODUCCIÓN ... 24

2.1.1. MANIFOLD ... 24

2.1.2. SISTEMA DE SEPARACIÓN ... 25

2.1.2.1. Principales Factores que afectan la Eficiencia de Separación de Gas y Líquido .. ... 25

2.1.2.1.1. Tamaño de las Partículas de Líquido ... 25

2.1.2.1.2. Velocidad del Gas... 25

2.1.2.1.3. Presión de Separación ... 26

2.1.2.1.4. Temperatura de Separación ... 26

2.1.2.1.5. Viscosidad del Gas ... 26

2.1.2.1.6. Densidades del Líquido y del Gas ... 27

2.1.2.2. Separadores... 27

2.1.2.2.1. Descripción de un Separador ... 27

Sección de Separación Primaria ... 28

Sección de Separación Secundaria ... 28

Sección de Extracción de Niebla ... 28

Sección de Almacenamiento de Líquidos ... 29

2.1.2.2.2. Componentes Externos e Internos de un Separador ... 29

2.1.2.2.3. Funcionamiento ... 31

2.1.2.2.4. Clasificación de los Separadores ... 31

2.1.2.3. Bota de Gas ... 34

2.1.3. SISTEMA DE ALMACENAMIENTO ... 35

(9)

2.1.3.1. Tanque de Lavado ... 36

2.1.3.2. Tanque de Reposo ... 36

2.1.3.3. Tanques de Almacenamiento de Crudo ... 37

2.1.3.4. Clasificación de los Tanques ... 38

2.2. DESCRIPCIÓN DE PROCESOS DE PRODUCCIÓN DE LAS ESTACIONES DEL CAMPO AUCA ... 38

2.2.1. DESCRIPCIÓN GENERAL DEL PROCESO DE PRODUCCIÓN DE LA ESTACIÓN AUCA CENTRAL ... 39

2.2.1.1. Sistema de Recolección de Fluido Multifásico desde Pozos ... 39

2.2.1.2. Sistema de Recolección de Fluido Bifásico desde Locaciones ... 40

2.2.1.3. Sistema de Separación Bifásica ... 42

2.2.1.4. Sistema de Separación Crudo - Agua en Tanque de Lavado ... 43

2.2.1.5. Sistema de Separación Crudo - Agua en el Tanque de Reposo ... 44

2.2.1.6. Sistema de Prueba de Pozos ... 45

2.2.2. DESCRIPCIÓN GENERAL DEL PROCESO DE PRODUCCIÓN DE LA ESTACIÓN AUCA SUR ... 46

2.2.2.1. Sistema de Recolección de Fluido Multifásico desde los Pozos ... 46

2.2.2.3. Sistema de Separación Crudo - Agua en el Tanque de Lavado ... 48

2.2.2.4. Sistema de Separación Crudo - Agua en el Tanque de Reposo ... 49

2.2.2.5. Sistema de Bombeo hacia Oleoducto ... 49

2.2.3. DESCRIPCIÓN GENERAL DE PROCESOS DE PRODUCCIÓN DE LA ESTACIÓN PRODUCCIÓN AUCA SUR 1 ... 51

2.2.3.1. Sistema de Recolección de Fluido Multifásico desde los Pozos ... 51

2.2.3.3. Sistema de Almacenamiento en el Tanque de Producción ... 51

2.2.3.4. Sistema de Transporte de Crudo - Agua hacia Auca Sur ... 51

2.3. BASES Y CRITERIOS PARA LA EVALUACIÓN TÉCNICA DE LOS EQUIPOS E INSTALACIONES ... 53

2.3.1. BASES PARA LA EVALUACIÓN ... 53

2.3.1.1. Inspección visual de equipos e instalaciones ... 53

2.3.1.2. Capacidades de diseños definidas para las estaciones ... 54

2.3.2. CRITERIOS DE EVALUACIÓN ... 54

(10)

CAPITULO III ... 56

SELECCIÓN DE LA MEJOR ALTERNATIVA PARA LAS FACILIDADES DE PRODUCCIÓN ... 56

3.1. ANTECEDENTES ... 56

3.2. BASES Y CRITERIOS DE DISEÑO DE PROCESOS ... 57

3.2.1. CARACTERIZACIÓN DE LOS FLUIDOS ... 57

3.2.2. PRONÓSTICOS DE PRODUCCIÓN DETALLADOS POR ESTACIÓN ... 58

3.2.3. BASES DE DISEÑO DE PROCESO ... 59

3.2.3.1. Capacidades de Diseño ... 59

3.2.4. CRITERIOS DE DISEÑO DE PROCESO ... 60

3.3. PROCESO DE CÁLCULO DE LA CAPACIDAD DE PROCESAMIENTO ACTUAL DEL SEPARADOR DE PRODUCCIÓN ... 61

3.3.1. CAPACIDAD DE MANEJO DE GAS ... 62

3.3.2. CAPACIDAD DE MANEJO DE LÍQUIDO ... 63

3.4. CÁLCULO DE CAPACIDADES DE PROCESAMIENTO DE LOS SEPARADORES DE CADA ESTACIÓN ... 65

3.4.1. CAPACIDAD DE MANEJO DE GAS ... 65

3.4.2. CAPACIDAD DE MANEJO DE LÍQUIDO ... 66

3.5. PROPUESTAS DE MEJORAS POR ESTACIÓN ... 67

3.5.1. ESTACIÓN AUCA CENTRAL ... 67

3.5.2. ESTACIÓN AUCA SUR ... 68

3.5.3. ESTACIÓN AUCA SUR 1 ... 68

3.6. DIMENSIONAMIENTO DEL SEPARADOR DE PRODUCCIÓN... 69

3.7. DIMENSIONAMIENTO DEL SEPARADOR DE PRUEBA ... 73

3.8. TANQUES ... 75

3.8.1. ESTACIÓN AUCA CENTRAL ... 76

3.2.1.1. Tanque de Oleoducto ... 77

3.8.2. ESTACIÓN AUCA SUR ... 77

3.8.3. ESTACIÓN AUCA SUR 1 ... 79

(11)

3.8.3.1. Tanque No 1 ... 79

3.8.3.2. Tanque No 2 ... 79

CAPITULO IV ... 80

ANÁLISIS TÉCNICO - ECONÓMICO DEL PROYECTO ... 80

4.1. ANALISIS TÉCNICO ... 80

4.1.1. TRATAMIENTO PRIMARIO ... 80

4.1.2. TRATAMIENTO SECUNDARIO ... 81

4.2. ANALISIS ECONÓMICO ... 82

4.2.1. COSTOS QUE INTERVIENEN EN LA CONSTRUCCIÓN DE SEPARADORES ... 82

4.2.2. COSTOS QUE INTERVIENEN EN LA REPARACIÓN DE TANQUES ... 86

CAPITULO V ... 92

CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES ... 92

5.1. CONCLUSIONES ... 92

5.2. RECOMENDACIONES ... 94

ANEXOS ... 95

(12)

ÍNDICE DE TABLAS

CAPÍTULO I

Tabla 1.1: Coordenadas geográficas y UTM del Campo Auca ... 3

Tabla 1.2: Espesores y áreas de las formaciones del Campo Auca ... 7

Tabla 1.3: Porosidades y permeabilidades de las formaciones ... 11

Tabla 1.4: Análisis PVT de las arenas del Campo Auca ... 15

Tabla 1.5: Presiones iniciales y actuales de las arenas productoras ... 16

Tabla 1.6: Presión de burbuja de los yacimientos del Campo Auca ... 17

Tabla 1.7: Estado actual de los pozos del Campo Auca ... 17

Tabla 1.8: Sistemas de producción de los pozos ... 18

Tabla 1.9: Producción acumulada de petróleo y agua ... 20

Tabla 1.10 POES oficiales hasta Diciembre del 2007 ... 21

Tabla 1.11 Factores de recobro oficiales hasta Diciembre del 2007 ... 22

Tabla 1.12 Pronóstico de producción del Campo Auca ... 22

CAPÍTULO II Tabla 2.1: Ventajas y desventajas de los separadores horizontales, verticales y esféricos . ... 33

Tabla 2.2: Pozos que fluyen independientemente ... 40

Tabla 2.3: Pozos que fluyen a locaciones ... 41

Tabla 2.4: Perfiles de BSW (%) del tanque de lavado ... 43

Tabla 2.5: Aceite residual y sólidos totales del agua de reinyección ... 44

Tabla 2.6: Pozos que fluyen independientemente ... 45

Tabla 2.7: Perfiles de BSW (%) del tanque de lavado ... 49

Tabla 2.8: Aceite residual y sólidos totales del agua de reinyección ... 49

CAPÍTULO III Tabla 3.1: Resumen de las características del fluido ... 57

(13)

Tabla 3.2: Capacidades de diseño actuales del Campo Auca ... 59

Tabla 3.3: Capacidades de procesamiento futuras requeridas por estación ... 60

Tabla 3.4: Criterio de diseño en base a corrosión ... 60

Tabla 3.5: Tiempo de retención para hidrocarburo - agua ... 64

Tabla 3.6: Dimensiones actuales de los separadores por estación ... 65

Tabla 3.7: Resultados de la capacidad de manejo de gas ... 65

Tabla 3.8: Resultados de la capacidad de manejo de líquido ... 67

Tabla 3.9: Dimensiones del separador de la Estación Auca Central de acuerdo al manejo de gas ... 70

Tabla 3.10: Dimensiones del separador de la Estación Auca Sur de acuerdo al manejo de gas ... 71

Tabla 3.11: Dimensiones del separador de la Estación Auca Central de acuerdo al manejo de líquido ... 71

Tabla 3.12: Dimensiones del separador de la Estación Auca Sur de acuerdo al manejo de líquido ... 72

Tabla 3.13: Características del separador trifásico de cada estación ... 73

Tabla 3.14: Dimensiones del separador de la estación Auca Central de acuerdo al manejo de gas ... 74

Tabla 3.15: Dimensiones del separador de la Estación Auca Central de acuerdo al manejo de líquido ... 74

Tabla 3.16: Características del separador bifásico Estación Auca Central ... 75

CAPÍTULO IV Tabla 4.1: Costos de construcción de los separadores de producción trifásicos de la Estación Auca Central ... 84

Tabla 4.2: Costos de construcción del separador de producción trifásico de la Estación Auca Sur ... 84

Tabla 4.3: Costos de construcción del separador de prueba bifásico de la Estación Auca Central ... 85

Tabla 4.4: Costos de reparación y modificación a trifásicos de los separadores de producción actuales de la Estación Auca Sur ... 85

Tabla 4.5: Costos de reparación del separador de prueba bifásico de la Estación Auca Sur ... 86

(14)

Tabla 4.6: Costos por unidad que intervienen en la reparación de tanques ... 86

Tabla 4.7: Costos de reparación de tanques de la Estación Auca Central ... 88

Tabla 4.8: Costos de reparación de tanques de la Estación Auca Sur ... 89

Tabla 4.9: Costos de reparación de tanques de la Estación Auca Sur 1... 89

Tabla 4.10: Costos totales requeridos para optimizar para la Estación Auca Central ... 90

Tabla 4.11: Costos totales requeridos para optimizar para la Estación Auca Sur ... 90

Tabla 4.12: Costos totales requeridos para optimizar para la Estación Auca Sur 1 ... 90

Tabla 4.13: Costos totales requeridos para optimizar el Campo Auca ... 91

(15)

ÍNDICE DE FIGURAS

CAPÍTULO I

Figura 1.1: Ubicación geográfica del Campo Auca ... 3

Figura 1.2: Columna estratigráfica del Campo Auca ... 8

Figura 1.3: Gráfico considerado como medio poroso ... 9

Figura 1.4: Gráfico de los tipos de porosidad ... 10

Figura 1.5: Gráfico de la permeabilidad ... 10

Figura 1.6: Gráfico de saturación de una formación ... 11

Figura 1.7: Gráfica viscosidad de petróleo en función de la presión ... 13

Figura 1.8: Comportamiento de la razón gas - petróleo en solución ... 14

Figura 1.9: Producciones anuales de petróleo, agua y fluido del Campo Auca - Auca Sur desde el inicio de sus operaciones ... 20

CAPÍTULO II Figura 2.1: Secciones de un separador... 27

Figura 2.2: Componentes internos de un separador ... 29

Figura 2.3: Componentes externos de un separador ... 30

Figura 2.4: Principales componentes de un separador ... 30

Figura 2.5: Clasificación de los separadores ... 34

Figura 2.6: Esquema de una bota de gas ... 35

Figura 2.7: Partes internas de la bota de gas ... 35

Figura 2.8: Diagrama del tanque de lavado y el tanque de reposo ... 36

Figura 2.9: Partes internas de un tanque de almacenamiento ... 37

Figura 2.10: Clasificación de los tanques ... 38

CAPÍTULO III Figura 3.1: Diagrama de bloques de interconexión de las estaciones ... 58

Figura 3.2: Secciones de un separador ... 62

(16)

ÍNDICE DE ANEXOS

CAPÍTULO I

ANEXO 1

Anexo 1.1: Producción Histórica Anual de Fluidos del Campo Auca ... 97

Anexo 1.2: Pronóstico Anual de Corte de Agua por Estación. ... 98

Anexo 1.3: Anual de Corte de Agua por Estación ... 101

CAPÍTULO II ANEXO 2 Anexo 2.1: Diagrama de Flujo de Procesos de la Estación Auca Central. ... 106

Anexo 2.2: Diagrama de Flujo de Procesos de la Locación AUC 052. ... 107

Anexo 2.6: Diagrama de Flujo de Procesos de la Estación Auca Sur ... 111

Anexo 2.7: Diagrama de Flujo de Procesos de la Estación Auca Sur 1 ... 112

Anexo 2.8: Evaluación Técnica Detallada de Equipos de las Estaciones ... 113

Anexo 2.9: Resumen de la Evaluación de Equipos de las Estaciones ... 118

CAPÍTULO IV ANEXO 4 Anexo 4.1: Cronograma de actividades para reparación y construcción de separadores del Campo Auca ... 122 Anexo 4.2: Cronograma de actividades para reparación de tanques del Campo Auca…123

(17)

SIMBOLOGÍA

Símbolo Definición

AUC: Auca

API: American Petroleum Institute

BT: Arena Basal Tena

Bls: Barriles

BAPD: Barriles de agua por día BPPD: Barriles de petróleo por día

BF: Barriles fiscales

BPD: Barriles por día

BSW: Basic Sediments and water

Ho: Espesor de petróleo

FR: Factor de recobro

Bw: Factor volumétrico de agua Bo: Factor volumétrico de petróleo

HI: Hollín Inferior

HS: Hollín Superior.

Ls/s: Longitud Costura - Costura MMBN: Millones de barriles normales.

MMBP: Millones de barriles por día.

MMPCD: Millones de pie cúbico estándar por día

NRe: Número de Reynolds.

PPM: Partes por millón.

K: Permeabilidad.

POES: Petróleo original en sitio.

Ø: Porosidad.

PA: Presión de abandono o presión actual.

Pb: Presión de burbuja.

Pi: Presión inicial.

PVT: Presión, volumen y temperatura.

Sw: Saturación de agua.

(18)

Sg: Saturación de gas.

So: Saturación de petróleo.

FWKO: Separador trifásico que separa el agua libre existente en el fluido y el gas asociado.

µw: Viscosidad del agua.

µo: Viscosidad del petróleo.

(19)

RESUMEN

El presente proyecto describe las condiciones actuales de operación del Campo Auca y analiza mediante el pronóstico de producción de las Estaciones Auca Central, Auca Sur y Auca Sur 1 las necesidades futuras de las facilidades de producción.

Para determinar las necesidades futuras de las instalaciones, primero se realizó un diagnóstico de las actuales condiciones mecánicas y de operación de las facilidades de producción y se estableció los límites permisibles para que aquellos equipos que se encuentran en buenas condiciones continúen trabajando con las reparaciones pertinentes.

Se calculó la capacidad de los equipos de separación para realizar un re diseño en el caso de aquellos que no cumplieron con las necesidades de procesamiento futuras determinando sus dimensiones necesarias para procesar la producción máxima estimada por estación en base a los pronósticos de producción.

Se hizo recomendaciones para determinar el proceso de separación más adecuado para cada estación, tomando en cuenta los equipos actuales que pueden seguir operando, los procesos actuales que pueden ser conservados y re diseñando nuevos equipos para una optimización en las operaciones de las estaciones de producción del campo.

Realizamos un análisis técnico de las recomendaciones planteadas en las estaciones existentes y se estimó los costos necesarios para la aplicación de los trabajos de re diseño y optimización en los equipos y procesos.

Se incluye un cronograma de actividades, en el cual podemos estimar los tiempos necesarios de trabajo en las estaciones que conforman el Campo Auca.

(20)

PRESENTACIÓN

El presente proyecto tiene como finalidad presentar los resultados del desarrollo de la optimización de las facilidades de producción de las estaciones Auca Central, Auca Sur y Auca Sur 1 que conforman el Campo Auca para las condiciones actuales y futuras de operación del campo.

Actualmente las facilidades de producción de los campos de Petroproducción han cumplido cerca de 30 años de operación, razón por la cual se hace necesario un estudio que permita adaptar las instalaciones a los requerimientos de operación de las estaciones.

Petroproducción, tiene como objetivo explorar y producir los campos hidrocarburíferos asignados en el Ecuador; por lo tanto es importante conocer el estado de las actuales facilidades de producción de cada estación con el propósito de establecer proyectos que analicen y determinen las facilidades de producción adecuadas que cumplan con los requerimientos actuales y futuros de los campos.

Se tomó en consideración los aspectos más importantes relacionados con la evaluación de equipos e instalaciones existentes.

Se realiza el cálculo de las capacidades de diseño requeridas en las estaciones de producción y se define los esquemas de procesos a ser implantados para el cumplimiento de la optimización de las facilidades de acuerdo con los objetivos de Petroproducción.

(21)

DESCRIPCIÓN DEL CAMPO AUCA

1.1. DESCRIPCIÓN DEL CAMPO AUCA

1.1.1. ANTECEDENTES

Petroproducción, tiene como misión explorar las cuencas sedimentarias, operar y explotar los campos hidrocarburíferos asignados, incrementar la producción y transportar el petróleo y gas hasta los centros principales de almacenamiento.

Sin embargo, en la actualidad la mayoría de las facilidades de producción están deterioradas y han llegado a la obsolescencia técnica y logística, debido al deterioro natural de las instalaciones y a los cambios tecnológicos que se han dado desde las décadas de los 70 y los 80, tiempo en el cual se desarrollaron la mayoría de las facilidades de producción de las estaciones que conforma el Campo Auca, que a la fecha han cumplido entre 25 y 36 años de servicio.

El objetivo de este proyecto de titulación es analizar la infraestructura de las facilidades de producción de las estaciones Auca Central, Auca Sur y Auca Sur 1 existentes en el Campo Auca y recomendar propuestas para proporcionar la confianza adecuada de capacidad, eficiencia y seguridad de cada uno de los sistemas y equipos instalados en cada campo con el fin de aumentar o mantener la producción de acuerdo a las proyecciones de los años subsiguientes.

(22)

1.1.2. HISTORIA DEL CAMPO

El Campo Auca fue descubierto por la compañía Texaco, con la perforación del pozo Auca - 1, que se inició en febrero de 1970 y alcanzó una profundidad de 10.578 pies dando una producción de 3.072 BPPD de los reservorios Hollín (31° API) y T (27° API).

El desarrollo del campo inicia en 1973 y fue puesto en producción en 1975, con 24 pozos.

En el Campo Auca existe una falla principal que tiene un rango promedio de salto entre 10 y 30 pies; con un máximo de 50 pies en la parte central del Campo a nivel de Napo "T". Existen fallas secundarias que tienen un salto menor con valores en el rango de 5 a 20 pies.

Los yacimientos tienen energía proveniente de acuíferos, gas en solución y compresibilidad de la roca y fluido.

Por la producción de fluidos (agua - petróleo), las condiciones de los yacimientos han sufrido cambios como: disminución de presión, declinación de producción de petróleo, intrusión de agua y el ascenso del contacto agua - petróleo.

En la actualidad el campo Auca tiene implementado el proyecto de inyección de agua, logrando aumentar la presión en diferentes zonas de interés.

1.1.3. UBICACIÓN GEOGRÁFICA

El campo Auca está ubicado en la Cuenca Oriente a unos 260 km al este de Quito y 100 km al sur de la frontera con Colombia, su orientación es Norte - Sur (FIGURA 1.1).

(23)

FIGURA 1.1

UBICACIÓN GEOGRÁFICA DEL CAMPO AUCA

Fuente: Archivo Técnico – PPR.

Elaboración: Petroproducción.

Las dimensiones generales del campo son 25 km de largo y 4 km de ancho con una superficie aproximada de 17.000 acres.

El campo se localiza en la Zona 43 del hemisferio sur, sus coordenadas geográficas con la respectiva equivalencia en coordenadas UTM son:

TABLA 1.1

COORDENADAS GEOGRÁFICAS Y UTM DEL CAMPO AUCA

COORDENADAS LATITUD LONGITUD

GEOGRÁFICAS entre 0° 34’S y 0° 48’S entre 76° 50’ O y 76° 54’O

UTM Y min. = 9´911.645

Y máx. = 99´366.256

X min. = 288.964 X máx. = 29.500

Fuente: Departamento de Yacimientos. PPR.

Elaboración: Andrés Caicedo, Wendy Cuenca.

(24)

Los límites del Campo Auca son:

Norte: Campos Sacha, Culebra - Yulebra y Yuca.

Sur: Campo Cononaco.

Este: Campos Anaconda, Pindo y Conga.

Oeste: Campo Puma.

1.2. GEOLOGÍA DEL CAMPO AUCA

Las estaciones Auca Central, Auca Sur y Auca Sur 1 se encuentran dentro del Campo Auca que es uno de los campos más importantes del Área Auca, debido a su producción y reservas.

La estructura del campo se presenta como un anticlinal complejo, fallado, asimétrico, irregular, elongado de dirección norte – sur. Se alinea en el eje central del corredor Sacha – Shushufindi de la cuenca oriental, donde se ubican los principales campos productores del área.

Las arenas “U” y “T” tienen cantidades considerables de hidrocarburos pero sus acuíferos son parcialmente activos, actuando arealmente por zonas a lo largo del campo, lo que ha causado durante el tiempo de producción que la presión decline en algunos sectores del campo.

A nivel de la arenisca “U”, Auca es un anticlinal asimétrico de 30 km de longitud de bajo relieve con orientación norte - sur, el flanco oeste se encuentra limitado, al centro y sur del anticlinal, por fallas normales de alto ángulo de dirección norte - sur, que poseen un desplazamiento lateral de 1 km.

El campo se alinea con una barrera estratigráfica de dirección oeste - este que atraviesa por el pozo Auca - 23.

(25)

1.2.1.1. Características Litológicas del Reservorio

Las formaciones cretácicas Tena, Napo y Hollín aparecen en Auca con presencia de hidrocarburos y los yacimientos productores son: Basal Tena, Napo U, Napo T y Hollín. Estas arenas se caracterizan por ser compactas.

1.2.1.1.1. Formación Hollín

Hollín es el reservorio que mas produce por su espesor de arena saturada y porque exhibe un fuerte empuje de agua en el fondo.

Esta formación está conformada por las areniscas Hollín Inferior de origen volcánico y Hollín Superior de origen marina somera con sedimentos de depositación de zona de playa. Además, esta formación está presente en todo el Campo Auca - Auca Sur sin presencia de fallas.

Hollín Inferior

También conocida como Hollín Principal, es un reservorio relativamente homogéneo de arenisca cuarzosa de grano fino a medio que contiene poco o nada de glauconita y algunas capas aisladas de lutita. Posee un espesor neto de aproximadamente 40 pies.

Hollín Superior

Es una formación interestratificada de arenisca cuarzosa de grano fino a medio y glauconita cuarzosa que contiene abundantes capas de lutita. El espesor neto de la arena varía entre 10 a 40 pies.

(26)

1.2.1.1.2. Formación Napo

Se compone de dos areniscas, la formación Napo “U” y la formación Napo “T”;

las que están separadas por intervalos gruesos de calizas marinas y lutitas. La calidad de estos reservorios es variable, evidenciando marcados cambios en el tamaño del poro que a veces disimulan el contacto agua - petróleo; debido a la existencia de una gran zona de transición entre el petróleo y el agua en la formación.

Arenisca “T”

La arenisca no es continua, contiene granos finos y son ricas en arcillas, areniscas cuarzosas discontinuas, limolita y lutitas.

“T” Superior

Presenta arenisca cuarzosa de grano fino en mayor proporción. El espesor promedio de la arena es de 45 pies aproximadamente.

“T” Inferior

Es una arenisca cuarzosa de grano fino a medio, subangular a subredondeada, con un espesor promedio de 67 pies.

Arenisca “U”

Se caracteriza por ser continua y estar presente en todo el campo Auca - Auca Sur.

(27)

“U” Superior

Formada por una arenisca cuarzosa, el tamaño del grano es fino de forma subredondeado, tiene un espesor neto promedio de 27 pies.

“U” Inferior

Es una arenisca cuarzosa de grano fino a medio, subangular a subredondeado.

Su espesor neto es de 37.2 pies.

1.2.1.1.3. Formación Basal Tena

La formación no es continua, tiene un espesor total promedio de 40 pies, formada por un cuerpo areniscoso delgado que descansa en discordancia sobre las lutitas de Napo Superior.

Los valores de los espesores de las formaciones, así como sus respectivas áreas, se resumen en la Tabla 1.2.

TABLA 1.2

ESPESORES Y ÁREAS DE LAS FORMACIONES DEL CAMPO AUCA FORMACIÓN ESPESOR (pies) ÁREA (acres)

Basal Tena 40 16.460,09

Napo “U” 200 21.471,49

Napo “T” 120 13.621,87

Hollín 400 - 450 20.844,09

Fuente: PPR - YAC 510 1-5.

(28)

1.4. COLUMNA ESTRATIGRÁFICA

FIGURA 1.2

COLUMNA ESTRATIGRÁFICA DEL CAMPO AUCA

Fuente: Archivo Técnico – PPR.

(29)

1.5. PROPIEDADES PETROFÍSICAS DEL YACIMIENTO

1.5.1. PROPIEDADES DE LA ROCA

1.5.1.1. Porosidad

Se refiere a la medida del espacio intersticial entre grano y grano. La porosidad indica la cantidad de fluido que puede contener una roca y la relación entre el volumen poroso y el volumen total de la roca.

FIGURA 1.3

GRÁFICO CONSIDERADO COMO MEDIO POROSO

Fuente: SCHLUMBERGER; Petrophysics Distance Learning Module.

Elaboración: SCHLUMBERGER; Petrophysics Distance Learning Module.

Porosidad Absoluta

Es el porcentaje de espacio poroso con respecto al volumen total de la roca sin tener en cuenta si los poros están o no interconectados entre sí.

Porosidad Efectiva

Es la razón entre el volumen total del espacio que ocupan los poros interconectados y el volumen total de la roca.

(30)

FIGURA 1.4

GRÁFICO DE LOS TIPOS DE POROSIDAD

1.5.1.2. Permeabilidad

La permeabilidad describe la facilidad con la cual una formación permite a los fluidos pasar a través de la misma mediante los espacios porosos interconectados; es independiente del fluido contenido en la misma.

Está determinada por la cantidad y el tamaño de los poros dentro del yacimiento. El tamaño de los poros a su vez depende del tamaño de las partículas que forman el medio.

FIGURA 1.5

GRÁFICO DE LA PERMEABILIDAD

(31)

1.5.1.3. Saturación

La saturación de la formación es la fracción de su volumen poroso ocupado por un fluido específico. Los poros de la formación se encuentran llenos con gas, petróleo o agua y la sumatoria de los valores de saturación de todos los fluidos en la formación debe dar un resultado del 100% o igual a uno.

FIGURA 1.6

GRÁFICO DE SATURACIÓN DE UNA FORMACIÓN

SH = Saturación del hidrocarburo (petróleo y gas) Sw = Saturación del agua

φ = Porosidad

1.5.2. ANÁLISIS DE LAS PROPIEDADES DE LAS ARENAS

Los datos obtenidos son en base de registros eléctricos, análisis PVT, estudios de los Cores.

TABLA 1.3

POROSIDADES Y PERMEABILIDADES DE LAS FORMACIONES

FORMACIÓN POROSIDAD

PROMEDIA

PERMEABILIDAD

PROMEDIA SW ACTUAL

Basal Tena 20,5 % 3.210 mD -

Napo “U” superior 12,4 % 16,7 mD

40 %

Napo “U” inferior 14,4 % 76 mD

Napo “T” superior 10,9 %

350 mD 15 %

Napo “T” inferior 12,7 %

Hollín Superior 14,8 % 104,5 mD 30 %

Hollín Inferior 15,4 % 185,8 mD 35 %

Fuente: Departamento de Yacimientos, PPR.

(32)

1.5.3. PROPIEDADES DE LOS FLUIDOS

1.5.3.1. Factor Volumétrico del Petróleo (βo)

El factor volumétrico del petróleo puede definirse a cualquier presión, como el volumen en barriles que un barril en condiciones Standard ocupa en la formación (yacimiento), es decir, a la temperatura del yacimiento y con el gas disuelto que puede retener el petróleo a esa presión. Debido a que la temperatura y el gas disuelto aumentan el volumen del petróleo fiscal, este factor será siempre mayor que la unidad.

1.5.3.2. Factor Volumétrico del Gas (βg)

Relaciona el volumen del gas en el yacimiento al volumen del mismo en la superficie, es decir, a condiciones normales, Psc y Tsc. Generalmente se expresa en pies cúbicos o barriles de volumen en el yacimiento por pie cúbico de gas a condiciones normales por pie cúbico o barril de volumen en el yacimiento.

1.5.3.3. Viscosidad (µ)

Se define como la resistencia interna de los líquidos al flujo y es afectada por tres factores fundamentales: la temperatura, el gas que contenga en solución y la presión.

Viscosidad del Petróleo (µo)

Es obtenida como parte del análisis PVT de una muestra de fluido del yacimiento.

(33)

FIGURA 1.7

GRÁFICA VISCOSIDAD DE PETRÓLEO EN FUNCIÓN DE LA PRESIÓN

Fuente: “Ingeniería aplicada de Yacimientos petrolíferos”, Crapies y Hawkins.

En la Figura 1.7 podemos observar que la viscosidad va disminuyendo hasta llegar a su valor mínimo el cual se encuentra en el punto de la presión de burbuja (Pb), pero por debajo del punto de burbuja la viscosidad se va incrementando.

Viscosidad del Agua (µg)

La viscosidad del agua se encuentra en función de la presión, temperatura y composición química, es decir, el contenido de sales. Esta viscosidad aumenta con la disminución de la temperatura y por lo general, con el aumento de presión y salinidad.

1.5.3.4. Gas en Solución

Son hidrocarburos gaseosos que existen en solución con petróleo crudo, bajo condiciones iniciales en un yacimiento.

1.5.3.5. Solubilidad del Gas (Rs)

Es la cantidad de gas que se encuentra en solución en un petróleo crudo a determinadas condiciones de presión y temperatura.

(34)

BN

= PCN

= BarrildepetróleoaCondicioneNormales Normales s

Condicione a

disuelto gas

de cúbicos Rs Pies

La solubilidad de gas en petróleo crudo depende de: la presión, la temperatura y las composiciones del gas y del petróleo.

FIGURA 1.8

COMPORTAMIENTO DE LA RAZÓN GAS - PETRÓLEO EN SOLUCIÓN

Fuente: “Ingeniería aplicada de Yacimientos Petrolíferos”, Craft y Hawkins.

1.5.3.6. Compresibilidad (c)

La compresibilidad es una propiedad debido a la cual los fluidos disminuyen su volumen al ser sometidos a una presión o compresión determinada manteniendo constante otros parámetros.

Compresibilidad del Petróleo (co)

Se define al cambio de la variación del volumen en cada unidad volumétrica por cambio unitario en presión, se calcula mediante la siguiente ecuación:

dp dV c_o V1

−

=

(Ec. 1.1)

(35)

Donde:

dV/dp es una pendiente negativa, el signo negativo convierte la compresibilidad en número positivo.

El petróleo es un fluido ligeramente compresible, su volumen varía con el cambio de la presión.

Compresibilidad del Agua (cw)

La compresibilidad de agua de formación contribuye en un alto porcentaje en algunos casos a la producción de yacimientos volumétricos por encima del punto de burbuja, como es el caso del yacimiento “U”, en el Campo Auca;

además, contribuye a la intrusión de agua en yacimientos de empuje hidrostático.

1.5.4. ANÁLISIS PVT

Los análisis PVT se utilizan especialmente para determinar las propiedades de los fluidos contenidos dentro de la arena, son realizados en laboratorio simulando las condiciones del reservorio; sus resultados son más confiables que los obtenidos en las pruebas de campo.

La Tabla 1.4 muestra los datos promedios correspondientes a cada arena;

obtenidos del informe final de laboratorio:

TABLA 1.4

ANÁLISIS PVT DE LAS ARENAS DEL CAMPO AUCA

PARÁMETRO BASAL TENA NAPO “U” NAPO “T” HOLLÍN

Pi (psia) 3.563 4.141 4.213 4.500

Ps (psia) 645 245 640 195

βoi (bl/BF) 1,1338 1,0647 1,131 1,111

βos (bl/BF) 1,1547 1,09 1,16 1,15

coi (1/psia 10^-6) 6,2 5,21 6,75 6,48

cos (1/psia 10^-6) 6,2 8,77 9,03 8,18

µoi (cp) 21,34 13,8 5,05 4,76

µ_os (cp) 14,29 8,49 2,6 2,66

(36)

CONTINUACIÓN TABLA 1.4

RGP (PCS/BF) 116 55 180 10

µw 0,3 0,3 0,3 0,267

°API 21,1 19 29 31,6

Temp. del Reserv. (°F) 210 229 233 235

1.6. PRESIONES INICIALES Y ACTUALES DE LAS ARENAS PRODUCTORAS

De los análisis de presiones en los diferentes pozos y de la historia de presión, a continuación se muestra los valores promedios para cada arena:

TABLA 1.5

PRESIONES INICIALES Y ACTUALES DE LAS ARENAS PRODUCTORAS FORMACIÓN PRESIÓN INICIAL

(psi)

PRESIÓN ACTUAL (psi)

Basal Tena 3.563 1.000

Napo “U” 4.141 1.363

Napo “T” 4.213 1.180

Hollín Inferior 4.523 4.300

Hollín Superior 4.523 2.100

Fuente: Archivo Técnico. PPR.

1.7. PRESIÓN DE BURBUJA (Pb)

También llamada presión de saturación se define como la presión a la cual se libera la primera burbuja de gas que se encuentra disuelto en el petróleo.

Analizando el historial de presión de diferentes pozos se obtiene el punto de burbuja de las diferentes arenas del campo Auca.

(37)

TABLA 1.6

PRESIÓN DE BURBUJA DE LOS YACIMIENTOS DEL CAMPO AUCA FORMACIÓN Pb (psi)

Basal Tena 645

Napo “U” 245

Napo “T” 640

Hollín Inferior 100 Hollín Superior 195 Fuente: Archivo Técnico. PPR.

1.8. ESTADO ACTUAL DEL CAMPO

La producción del Campo Auca entre enero a septiembre del 2008 es de 8’535.359,52 barriles de fluido con un promedio diario de 33.584 barriles de petróleo por día (BPPD), con un BSW actual promedio de 46 – 48% y 2,91 millones de pies cúbicos por día (MMPCSD) de gas de formación, de los cuales 0,67 MMPCSD se utilizaron como gas combustible en la generación de energía y calentadores y 2,24 MMPCSD han sido quemados.

TABLA 1.7

ESTADO ACTUAL DE LOS POZOS DEL CAMPO AUCA

ESTADO POZOS

Productores 51

Abandonados 3

Reinyectores 4

Inyectores 2

Cerrados 11

Total Pozos 71

1.8.1. SISTEMAS DE PRODUCCIÓN DE LOS POZOS

Los pozos se encuentran produciendo bajo los siguientes sistemas de producción:

(38)

TABLA 1.8

SISTEMAS DE PRODUCCIÓN DE LOS POZOS

SISTEMAS DE PRODUCCIÓN NÚMERO DE POZOS

Bombeo tipo Pistón 21

Bombeo tipo Jet 15

Bombeo Electrosumergible 15

1.9. RESERVAS

Se entiende por reserva al volumen de hidrocarburo que existe en un yacimiento y que puede ser recuperado. Las reservas se definen de acuerdo a la condición para extraer el hidrocarburo del reservorio. Se clasifican en:

1.9.1. RESERVAS PRIMARIAS

Son las reservas que pueden ser recuperadas debido a la energía propia del reservorio en condiciones económicamente rentables, o mediante el uso de cualquier sistema de levantamiento artificial.

1.9.2. RESERVAS SECUNDARIAS

Es el volumen adicional de hidrocarburo que se producen bajo algún sistema de recuperación mejorada. Para poder extraer este tipo de reservas es necesario proporcionar energía adicional al yacimiento.

1.9.3. RESERVAS PROBADAS

Son las reservas que pueden ser recuperadas en las áreas en donde se ha desarrollado el campo. Estas reservas son consideradas técnica y económicamente rentables bajo las condiciones de producción existentes.

(39)

1.9.4. RESERVAS PROBABLES

Volúmenes de hidrocarburos estimados de acuerdo con los estudios geológicos y geofísicos, en lugares en donde no existen pozos exploratorios. Se necesita desarrollar el campo para poder comprobar la cantidad existente de dichas reservas.

1.9.5. RESERVAS POSIBLES

Son el volumen de hidrocarburo que se cree que existe en áreas aun no exploradas y que han sido evaluadas en base a estudios geológicos.

1.9.6. RESERVAS REMANENTES

Son las reservas que todavía permanecen en el yacimiento y son recuperables, son cuantificables a cualquier fecha posterior al inicio de la producción comercial. Para determinar estas reservas se debe conocer la producción acumulada de las arenas productoras del campo.

1.10. HISTORIAL DE PRODUCCIÓN DEL CAMPO

En la Figura 1.9, se representan las producciones anuales de petróleo, agua y fluido del Campo Auca-Auca Sur desde el inicio de sus operaciones En abril de 1975 hasta la fecha de corte en junio del 2008.

(40)

FIGURA 1.9

PRODUCCIONES ANUALES DE PETRÓLEO, AGUA Y FLUIDO DEL CAMPO AUCA - AUCA SUR DESDE EL INICIO DE SUS OPERACIONES

Elaboración: Petroproducción.

La producción histórica anual de fluidos del Campo Auca se muestra en el Anexo 1.1.

Se puede observar en la Tabla 1.9 la producción acumulada de petróleo y agua para el Campo Auca - Auca Sur desde el año 1975 hasta diciembre del 2007 y a partir de este a junio del 2008.

TABLA 1.9

PRODUCCIÓN ACUMULADA DE PETRÓLEO Y AGUA

FECHA PRODUCCIÓN ACUMULADA

PETRÓLEO (bls) AGUA (bls)

1975 - Diciembre 2007 192’585.807 82’923.060

Diciembre 2007 - Junio 2008 411.597 328.246

TOTAL 192’997.404 8’3251.306

(41)

1.11. PETRÓLEO ORIGINAL IN SITU (POES)

Es el volumen total de petróleo estimado, que existe originalmente en los yacimientos. El POES se puede determinar con la ecuación:

oi

) Swi (

* e

* Ho

*

* A

POES β

φ −

= 1

7758 (Ec. 1.2) Donde:

A = Área del Yacimiento (acres) Ho = Espesor Neto de Petróleo (pies) Φe = Porosidad Efectiva (Fracción)

Swi = Saturación Inicial de Agua (Fracción)

Boi = Factor Volumétrico Inicial del Petróleo (bls/BF) POES = Petróleo Original in Situ (BF)

Los valores de POES para cada una de las arenas productoras del campo Auca - Auca Sur se detallan en la Tabla 1.10.

TABLA 1.10

POES OFICIALES HASTA DICIEMBRE DEL 2007

YACIMIENTO PETROLEO

IN SITU BLS.N. (BF)

Basal Tena 141’006.079

Hollín Inferior 244’154.511 Hollín Superior 200’120.852

Napo T 351’726.117

Napo U 324’891.563

1.12. FACTOR DE RECOBRO

El factor de recobro de cada una de las arenas permite determinar la cantidad de petróleo que se puede producir en cada una de estas. Aunque existe una

(42)

caída en la presión de los yacimientos, está aún no ha alcanzado la presión de burbuja por lo que no se forma saturación de gas libre en la zona de petróleo.

Los factores de recobro de hidrocarburo oficiales, obtenidos en estudios realizados por Petroproducción hasta Diciembre del 2007, se muestran en la Tabla 1.11.

TABLA 1.11

FACTORES DE RECOBRO OFICIALES HASTA DICIEMBRE DEL 2007

YACIMIENTO FR %

Basal Tena 19.5

Hollín Inferior 17.8 Hollín Superior 44.8

Napo T 29.4

Napo U 30.1

1.13. PRONÓSTICO DE PRODUCCIÓN POR ESTACIÓN

TABLA 1.12

PRONÓSTICO DE PRODUCCIÓN DEL CAMPO AUCA

FECHA

CAMPO AUCA

AUCA CENTRAL AUCA SUR AUCA SUR 1

BPPD BAPD MPCS/D BPPD BAPD MPCS/D BPPD BAPD MPCS/D Enero - 09 6.427 4.600 568 10.090 7.946 1.707 1.240 850 229 Julio - 09 6.832 5.011 604 10.725 8.655 1.814 1.318 925 243 Enero - 10 7.114 5.774 629 11.168 8.765 1.889 1.372 937 253 Julio - 10 6.901 5.175 610 10.834 8.939 1.833 1.332 956 245 Enero - 11 7.147 5.639 632 11.221 9.740 1.896 1.379 1.041 254 Julio - 11 7.027 5.679 621 11.031 9.809 1.866 1.356 1.049 250 Enero - 12 7.471 6.186 661 11.729 10.685 1.984 1.441 1.143 266 Julio - 12 7.367 6.248 651 11.565 10.793 1.957 1.421 1.154 262 Enero - 13 7.606 6.508 673 11.941 11.415 2.020 1.468 1.221 270 Julio - 13 7.250 6.452 641 11.381 11.144 1.925 1.399 1.192 258 Enero - 14 7.403 6.749 655 11.622 11.657 1.966 1.428 1.246 263 Julio - 14 7.413 6.921 655 11.637 11.955 1.969 1.430 1.278 264 Enero - 15 7.065 6.757 625 11.092 11.672 1.876 1.363 1.248 251 Julio - 15 7.086 6.942 627 11.125 11.991 1.882 1.367 1.282 252 Enero - 16 6.754 6.777 597 10.603 11.706 1.794 1.303 1.252 240 Julio - 16 6.794 6.983 601 10.665 12.062 1.804 1.311 1.290 242 Enero - 17 6.475 6.817 573 10.165 11.776 1.720 1.249 1.259 230

(43)

CONTINUACIÓN TABLA 1.12

Julio - 17 6.527 7.039 577 10.246 12.159 1.733 1.259 1.300 232 Enero-18 6.221 6.873 550 9.769 11.872 1.652 1.200 1.269 221 Julio - 18 6.107 6.912 540 9.588 11.940 1.622 1.178 1.277 217 Enero-19 5.995 6.952 530 9.411 12.008 1.592 1.157 1.284 213 Julio - 19 5.714 6.789 505 8.970 11.727 1.518 1.102 1.254 203 Enero-20 5.446 6.630 482 8.550 11.452 1.446 1.051 1.225 194 Julio - 20 5.191 6.476 459 8.149 11.185 1.379 1.002 1.196 185 Enero-21 4.948 6.325 437 7.768 10.926 1.314 955 1.168 176 Julio - 21 4.716 6.179 417 7.403 10.673 1.252 910 1.141 168 Enero-22 4.495 6.036 397 7.056 10.426 1.194 867 1.115 160 Julio - 22 4.284 5.898 379 6.725 10.187 1.138 827 1.089 152 Enero-23 4.083 5.763 361 6.411 9.955 1.084 788 1.064 145 Julio -23 3.892 5.632 344 6.110 9.729 1.034 755 1.040 138 Enero-24 3.710 5.505 328 5.824 9.509 985 716 1.017 132 Julio - 24 3.536 5.382 313 5.551 9.296 939 682 994 128 Enero-25 3.370 5.261 296 5.291 9.088 895 650 972 120 Julio - 25 3.212 5.144 284 5.042 8.886 853 620 950 114 Enero-26 3.061 5.031 271 4.806 8.691 813 591 929 109 Julio - 26 2.918 4.922 258 4.581 8.502 775 563 909 104 Enero-27 2.781 4.815 246 4.366 8.318 739 537 889 99 Julio - 27 2.651 4.712 234 4.162 8.139 704 511 870 94

Las gráficas de pronósticos de producción de cada estación se muestran en el Anexo 1.2.

El Pronóstico Anual de Corte de Agua por estación lo presentamos en el Anexo1.3 y sus respectivas gráficas en el Anexo 1.4.

(44)

CAPITULO II

DETALLE DEL ESTADO ACTUAL DE LAS

FACILIDADES DE PRODUCCIÓN EN EL CAMPO AUCA

2.1. DESCRIPCIÓN DE LAS FACILIDADES DE PRODUCCIÓN

Las facilidades de producción son todos aquellos dispositivos, herramientas, máquinas, equipos y accesorios que son parte de una estación y participan en el tratamiento de separación de los fluidos como el agua y gas (además de sólidos indeseables, como sulfatos, arena, etc.) del hidrocarburo que llega a las estaciones de producción.

A continuación se detallará los principales equipos y dispositivos de las facilidades de producción existentes en una estación de producción:

2.1.1. MANIFOLD

También llamado múltiple de producción, es un ensamble de tuberías, válvulas y accesorios que recogen los productos extraídos de los pozos para distribuirlos y enviarlos a través de un ducto a una central de procesamiento.

Antes de la entrada al múltiple tenemos una válvula check la cual, une la línea del flujo que sale del pozo, e impide el regreso del fluido a la línea del pozo.

Posee un manómetro y una válvula de aguja que marca la presión existente en la línea de flujo.

(45)

2.1.2. SISTEMA DE SEPARACIÓN

El sistema de separación se compone de separadores y botas de gas, estos equipos separan la fase gaseosa de la fase líquida del hidrocarburo.

2.1.2.1. Principales Factores que afectan la Eficiencia de Separación de Gas y Líquido

2.1.2.1.1. Tamaño de las Partículas de Líquido

La velocidad promedio del gas en la sección de asentamiento gravitacional, corresponde a la velocidad de asentamiento de una gota de líquido de cierto diámetro, que se puede considerar como el diámetro base.

Teóricamente, todas las gotas con diámetro mayor que la base deben ser eliminadas. En realidad lo que sucede es que se separan partículas más pequeñas que el diámetro base, mientras que algunas más grandes en diámetro no se separan. Lo anterior es debido a la turbulencia del flujo, y a que algunas de las partículas de líquido tienen una velocidad inicial mayor que la velocidad promedio del flujo de gas.

2.1.2.1.2. Velocidad del Gas

Generalmente los separadores se diseñan de tal forma que las partículas de líquidos mayores de 100 micras, se deben separar del flujo de gas en la sección de separación secundaria, mientras que las partículas más pequeñas en la sección de extracción de niebla.

Cuando se aumenta la velocidad del gas a través del separador, sobre un cierto valor establecido en su diseño, aunque se incremente el volumen de gas manejado no se separan totalmente las partículas de líquido mayores de 100 micras en la sección de separación secundaria. Con esto se ocasiona que se

(46)

inunde el extractor de niebla y, como consecuencia, que haya arrastres repentinos de baches de líquido en el flujo de gas que sale del separador.

2.1.2.1.3. Presión de Separación

Desde el punto de vista de la recuperación de líquidos es un factor muy importante en la separación, ya que siempre existe una presión óptima de separación para cada situación en particular.

En ocasiones al disminuir la presión de separación, principalmente en la separación de gas y condensado, la recuperación de líquidos aumenta. La capacidad de los separadores también es afectada por la presión de separación. Al aumentar la presión, aumenta la capacidad de separación de gas y viceversa.

2.1.2.1.4. Temperatura de Separación

A medida que disminuye la temperatura de separación, se incrementa la recuperación de líquidos en el separador. La temperatura afecta la capacidad del separador al variar los volúmenes de fluido y sus densidades. El efecto neto de un aumento en la temperatura de separación es la disminución de capacidad en la separación de gas.

2.1.2.1.5. Viscosidad del Gas

El efecto de la viscosidad del gas en la separación, se puede observar de las fórmulas para determinar la velocidad del asentamiento de las partículas de líquido.

La viscosidad del gas se utiliza en el parámetro NRe, con el cual se determina el valor del coeficiente de arrastre. De la ley de Stokes, utilizada para determinar la velocidad de asentamiento de partículas de cierto diámetro, se deduce que a medida que aumenta la viscosidad del gas, disminuye la

(47)

velocidad de asentamiento y por lo tanto, la capacidad de manejo de gas del separador.

2.1.2.1.6. Densidades del Líquido y del Gas

Las densidades del líquido y el gas, afectan la capacidad de manejo de gas de los separadores, ya que es directamente proporcional a la diferencia de densidades de líquido y gas e inversamente proporcional a la densidad del gas.

2.1.2.2. Separadores

Son recipientes presurizados cuya función principal es separar el flujo proveniente de los pozos en las diferentes fases que lo componen: crudo, agua y gas.

2.1.2.2.1. Descripción de un Separador

Un separador consta de las siguientes secciones (Figura 2.2):

a) Sección de separación primaria.

b) Sección de separación secundaria.

c) Sección de extracción de niebla.

d) Sección de almacenamiento de líquidos.

FIGURA 2.1

SECCIONES DE UN SEPARADOR

Fuente: Deshidratación de Crudo – Word Group.

Elaboración: Deshidratación de Crudo – Word Group.

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Sección de Separación Primaria

En esta sección se separa la parte de líquido de la corriente de gas reduciendo también la turbulencia del fluido. Para conseguir este efecto, es necesario producir un cambio de dirección del fluido mediante la ayuda de boquillas generalmente tangenciales, lengüetas desviadas o con la ayuda de deflectores ubicados adecuadamente.

Con cualquiera de las tres formas para producir dicho efecto se induce una fuerza centrífuga al flujo, con lo que separara un gran volumen de líquido.

Sección de Separación Secundaria

En esta sección se separa la mayor cantidad de gotas de líquido de la corriente de gas. Las gotas se separan principalmente por la gravedad por lo que la turbulencia del flujo debe ser mínima. Para esto, el separador debe tener suficiente longitud.

En algunos diseños se utilizan veletas o aspas alineadas para reducir aún más la turbulencia, sirviendo al mismo tiempo como superficies colectoras de gotas de líquido.

Sección de Extracción de Niebla

En esta sección se separan del flujo de gas, las gotas pequeñas de líquido que no se lograron eliminar en las secciones primaria y secundaria del separador.

En esta parte del separador se utilizan el efecto de choque y/o la fuerza centrífuga como mecanismos de separación. Mediante estos mecanismos se logra que las pequeñas gotas de líquido, se colecten sobre una superficie en donde se acumulan y forman gotas más grandes, que se drenan a través de un conducto a la sección de acumulación de líquidos o bien caen contra la corriente de gas a la sección de separación primaria. El dispositivo utilizado en