Ing. Fausto Ramos Aguirre M.Sc.MGH - Profesor El campo Pungarayacu contiene la mayor acumulación de crudo de la cuenca Oriente con alrededor de 7000 millones de barriles. El nombre del Campo como el de otros lugares adyacentes fue tomado de uno de los ríos que lo cruzan y cuyo significado en quechua es, río (yacu) y brea (pungara). CEPE (Corporación Estatal Petrolera Ecuatoriana), antecesora de Petroecuador, realizó el levantamiento geológico del área. Entre 1979 - 1981, se realizaron estudios de semidetalle en un área de 240 Km2. Se realizaron las primeras perforaciones en el campo en un número de 15 pozos, resultando todos estos positivos y que sirvieron para estudiar la estructura del área y obtener los parámetros petrofísicos que facilitaron el cálculo de las reservas. Columna estratigrafica pozo 3 campo Pungarayacu – Ecuador . El Campo Pungarayacu se caracteriza estructuralmente por ser un anticlinal fallado cuyo eje buza en dirección Sur .Se perforaron un total de 26 pozos exploratorios con núcleos completos. Está limitada al Norte y Oeste por el intrusivo granítico de Abitagua – Guacamayos. y que paulatinamente hacia el Oeste cambia a un sinclinal marginal con eje paralelo a la Cordillera de los Andes y que por sus características ha permitido el entrampamiento del crudo. El Campo Pungarayacu está localizado en la provincia del Napo.Suroeste. al Sur con el Río Napo. ubicado a aproximadamente 110 Km al Sureste de Quito. al Este el Río Hollín y abarca un área de 240 km2. logrando evaluar hidrocarburos pesados muy importantes para el país. en el flanco Este de la Cordillera Oriental. COORDENADAS GEOGRÁFICAS Y MÉTRICAS . . CARACTERISTICAS DEL YACIMIENTO Y FLUIDO. CARACTERISTICAS LITOLOGICAS ARENA HOLLÍN El material útil que se halla conformado el yacimiento es la arenisca bituminosa de la Formación Hollín que se presenta en Hollín Superior. con un espesor que varía entre 75. y el espesor de la sobrecarga destacándose en este reservorio tres cuerpos de areniscas. variando de Norte a Sureste con una relación directa entre la topografía. El yacimiento se encuentra en la Formación Hollín. Medio e Inferior. .50 y 187 pies.28 pies desde la superficie. a profundidades que van de 0 – 3. Las arenas del miembro inferior constituyen el cuerpo más importante del reservorio. 84 – 39. con cambios de permeabilidad y porosidad.8 pies.36 pies. Las arenas del miembro superior están separadas en su parte inferior por una capa de lutitas y en la parte superior por calizas o lutitas calcáreas pertenecientes a la Formación Napo.9 – 137. su espesor varía de 68. tanto en sentido vertical como en sentido horizontal. .Las arenas del miembro medio de la Formación Hollín están separadas del inferior por una capa impermeable de limolitas y arcillolitas. el espesor de arena varía de 9. Porosidad igual a 22.3 acres. Gravedad API de 4 – 12 11. Forma subangular 4. Espesor promedio de la estructura de petróleo (h0) de 295 pies 9. Cemento silicio 6. 8. Área de 59305. . Color gris claro 2.4% 7.Principales características litológicas de la arenisca Hollín 1. Selección regular a buena 5. Saturación de agua de 45%. Presión inicial (P¡) 2708 psi 10. Grano fino a medio 3. . se pueden realizar pruebas de producción y así calcular un radio de drenaje alrededor del pozo. Reservas Posibles Son aquellas reservas de mineral que se pueden calcular con datos geofísicos y geológicos. Reservas Probadas Son aquellas reservas de mineral que se calculan perforando pozos y al encontrar petróleo. .RESERVAS Reserva de mineral es todo el material útil que se encuentra en un yacimiento y que puede ser explorado en diferente grado de acuerdo con lo cual se divide en diferentes categorías. Reservas Probables Son aquellas reservas de mineral que se encuentran hacia el límite del reservorio. sin perforar un pozo. Reservas Secundarias Son aquellas reservas que se recuperan utilizando diferentes métodos de recobro para aumentar la energía del reservorio. u otros. ya sea por inyección de agua o gas. .Reservas Primarias Son las reservas que se pueden recuperar mediante la propia energía del yacimiento o con levantamiento artificial. bacterias. de CO2. Reservas Mejoradas Son las reservas en las que utilizamos métodos mejorados de recuperación como son: la inyección de polímeros. Cálculo de Reservas Cálculo del Petróleo in Situ Se utilizará la fórmula del método volumétrico: . se obtienen en base a los mapas de porosidad. . profundidades aproximadas de sobrecarga y de espesores netos de la Formación Hollín.Los parámetros que intervienen en la fórmula. de saturación de hidrocarburos. El cálculo del área. se obtiene del mapa topográfico Los valores obtenidos son los siguientes: Reemplazando en la fórmula inicial del método volumétrico tenemos: . pues se trata del porcentaje del volumen de petróleo original en el yacimiento que puede ser extraído o recuperado. secundarias o mejoradas. su valor depende de las características petrofísicas y de fluidos del yacimiento. puesto que se trata de un crudo extra pesado. De esta manera.Calculo de Reservas Existentes Factor de Recuperación. del mecanismo de producción y principalmente del método de recuperación ya sea en condiciones primarias. quedando unas reservas probadas de: . Se asume que se lograra recuperar el 26% del Petróleo in situ. (Fr) El Factor de Recuperación es un parámetro muy importante para el cálculo de las Reservas. .5 en el margen oriental del río Chontayacu.CARACTERISTICAS FISICO-QUIMICAS DEL CRUDO DE PUNGARAYACU Los valores para la descripción físico química del petróleo de Pungarayacu fueron tomados de análisis realizados a 27 muestras recogidas del talud norte de la carretera Hollín .Loreto -Coca. cerca del kilómetro 3. Loreto . así como por la proximidad a la vía Hollín . CEPE ahora PETROPRODUCCIÓN. seleccionó una zona de 500 Km2. que faciliten el cálculo preliminar de las reservas de petróleo existentes. para la elaboración de un mapa geológico a escala 1:25. con el objeto de interpretar la estructura y obtener los parámetros petrofísicos del yacimiento. por lo que se efectuaron perforaciones de muestreo.EXPLORACIÓN DEL YACIMIENTO En la zona norte del Campo Pungarayacu. geológicas. que atraviesa el campo. .000.3 para realizar el sistema de explotación a cielo abierto de las areniscas bituminosas de la Formación Hollín. se ha elegido el sector ubicado entre los pozos 1 . Paralelamente se elaboraron más de 100 columnas geológicas a lo largo de los ríos principales de la zona.Coca. geotécnicas y petrofísicas. no se pudieron correr líneas sísmicas debido a lo somero del yacimiento y a su gran sobrecarga. Por las condiciones topográficas. calculos y mas acerca de los diferentes procesos termico para Aplicar a la recuperacion del crudo extrapesado de Pungarayacu. Se ha propuesto los metodos de Inyeccion continua de vapor y de Inyeccion ciclica de vapor para la recuperacion de crudo somero. procesos. se estudian en el transcurso de la materia. especialmente las propiedades de la roca y de los fluidos. equipos. una vez que este crudo este en superficie se debera tratarlo en las facilidades en una planta termoquimica en la cual por crackeo se convierte el petroleo pesado en petroleo liviano (tecnologia HTL Heavy to light.MÉTODOS DE RECUPERACIÓN DE CRUDOS PESADOS MEDIANTE INYECCIÓN DE VAPOR Los detalles. A continuacion se describira las facilidades para la perforacion de pozos horizontales para la produccion . mientras que el condensado junto con el crudo caliente por ser más pesados tendrían la tendencia a moverse hacia abajo. Lo atractivo de este proceso es que la cámara de vapor se extiende gradualmente y permite el drenaje de un área muy grande. facilitando su remoción en forma continua. siendo la principal fuerza conductora para el movimiento del petróleo asistido por vapor. Si dichos líquidos son drenados de manera controlada también nos permitiría regular el crecimiento de la zona de vapor evitando que el vapor sobrelleve al yacimiento.El mecanismo básico del proceso de drenaje parte de que la gravedad está siempre presente en el yacimiento. Inyectando vapor a través de un pozo horizontal este tendería a subir. . a consecuencia de que los líquidos removidos dejan un espacio mayor entre los poros para ser ocupados por el vapor. posteriormente la zona de vapor se extiende lateralmente. . se tiene que la Saturación de petróleo residual (Sor) decrece a medida que avanza el tiempo de producción. Como resultado de ello. creando una ventaja importante dentro de la cámara de vapor como es el mantener la presión esencialmente constante.DRENAJE CONTINUO DE PETRÓLEO Y CONDENSADO El calor liberado es conducido hacia las arenas más frías donde calienta el petróleo y le permite drenar por gravedad. Inicialmente se tiene que la zona de vapor crece más rápido hacia arriba alcanzando el límite superior del yacimiento. . Sor se determina por la siguiente ecuación: . • Gravedad del crudo entre 10° y 20° API. manteniéndose con dicha tendencia la aplicación para los tiempos actuales. • Formaciones poco consolidadas. • Espesores netos entre 50 y 100 pies. Posteriormente en las décadas de los 60 y 70 éste método se torno en un proceso de extracción térmico muy usual en especial en los crudos pesados de California y de la Costa Bolívar en Venezuela. mayores a 600 bls/ acre-pie .MÉTODO DE INYECCIÓN CÍCLICA DE VAPOR El Método de Inyección Cíclica de Vapor fue descubierto accidentalmente por la compañía Shell en Venezuela. • Petróleos en sitio. Para la aplicación de éste método se debe considerar: • Yacimientos sobre los 5000 pies de profundidad (mediante el uso de tuberías aisladas de determina la profundidad). en donde se inyectó vapor en el yacimiento por un período de una a cuatro semanas y luego se puso al pozo en producción. Su mayor desventaja es que sus recuperaciones se encuentran en el orden del 15 por ciento. inyección alternada de vapor. . Esta disminución de la viscosidad mejora la movilidad del petróleo y por lo tanto aumenta la tasa de producción de petróleo pesado. remojo de vapor ó estimulación de vapor.Este proceso es conocido también como. al menos en los primeros ciclos. también se debe tener presente que la presión del vapor sea lo suficientemente alta para garantizar su inyección al yacimiento. Uno de los factores más importantes en la inyección de vapor es la reducción de la viscosidad con el incremento de la temperatura. El mecanismo es rápido y eficiente. con lo que reduce su relación petróleo/vapor en cada ciclo. el cual es una forma de estimular al yacimiento introduciendo calor por transferencia al reservorio mediante una inyección periódica de vapor. cubriendo una extensa zona (cámara de vapor). VARIACIÓN DE LA VISCOSIDAD EN FUNCIÓN DEL CAMBIO DE TEMPERATURA . crudos pesados. extra-pesados. variacion de la viscosidad con la temperatura . reduciendo la viscosidad del crudo en el frente de condensación. la cual facilita la recuperación del petróleo. los hidrocarburos también lo hacen. donde el vapor se condensa. . El vapor es forzado continuamente a las zonas que contienen hidrocarburos hasta que alcancen la temperatura de Saturación de vapor. Se produce petróleo y una considerable cantidad de vapor condensado. la presencia de la fase gaseosa provoca que las fracciones livianas del crudo se destilen y sean transportadas como componentes hidrocarburos en la fase gaseosa.MÉTODO DE INYECCIÓN CONTINUA DE VAPOR El Método de Inyección Continua de Vapor también se conoce como inundación de vapor o empuje de vapor. mejorando la eficiencia de barrido. la condensación de vapor provoca un desplazamiento más efectivo. En el sitio. En este método. Además. La Inundación de Vapor es un proceso continuo de desplazamiento que involucra la creación de una cámara de vapor. razón por la cual es uno de los métodos más aplicados en la recuperación de crudos pesados.Una de las principales ventajas del Método de Inundación de Vapor. es que sus recuperaciones de petróleo alcanzan niveles del 50 por ciento. . EFECTO DE LA INUNDACIÓN DE VAPOR. otro fenómeno importante actúa en el desplazamiento por inyección de vapor. mezclándose con el crudo original y por lo tanto. Así mismo.Adicionalmente. y puede alcanzar hasta el 20% del petróleo en situ. dejando una menor cantidad de petróleo residual. La recuperación por la destilación con vapor depende de la composición del petróleo envuelto. cierta cantidad de hidrocarburos ayudados por un empuje por drenaje gravitacional se condensará junto con el vapor de agua. la destilación de las fracciones relativamente livianas en el crudo por el vapor. siendo éste. . De éste modo. La destilación ocasiona a que la fase de vapor no esté compuesta únicamente por vapor de agua sino también por vapores de hidrocarburos condensables. el vapor libera todas las fracciones remanentes del crudo. aumentando la cantidad de fracciones relativamente livianas en el petróleo residual. Esta cantidad de fracciones livianas conduce parte del petróleo atrapado a través del agua condensada. se espera lograr un potencial adicional de producción. y el vapor es inyectado en los pozos superiores y el petróleo caliente es producido en los pozos inferiores. llevando el crudo desde el pozo de inyección hacia el pozo de producción. una modificación del típico proceso SAGD será probado para ver si un mejoramiento significativo en el desempeño de la producción se puede realizar. Compensando los pozos horizontales de inyección de vapor. Se espera que el desarrollo del Bloque utilizando tecnología de pozos horizontales. con los pozos de producción. minimizará el daño de la superficie y el impacto ambiental. espera probar un plan mejorado de un sistema de desarrollo SAGD modificado (segregación gravitacional asistida por vapor) donde varios pozos gemelos horizontales son perforados. . Debido a que se espera que el crudo in situ será de alguna manera móvil.PLAN DE MANEJO DEL RESERVORIO El Desarrollo del Periodo Piloto. para evaluar el rendimiento relativo de los diferentes escenarios de desarrollo completo del Bloque y su impacto en el mecanismo de recuperación térmica. . Es esencial monitorear el desempeño de pozos tanto de producción como de inyección de vapor. El rendimiento del pozo será monitoreado y se seleccionarán modelos de pozos de observación y establecidos como parte del plan de vigilancia del reservorio para mejorar el entendimiento del reservorio y del mecanismo de recuperación. incluyendo inyección cíclica de vapor y alternativas de desarrollo de pozos horizontales. Pozos de evaluación perforados para mejorar el reservorio y la caracterización de la producción serán usados como pozos de observación durante la fase de operación del proyecto.Otros aspectos de desempeño de recuperación térmico serán probados. la perforación y completación serán optimizadas basados en el rendimiento del reservorio. perforados desde plataformas (islas). Una vez que la perforación de evaluación ha progresado. . la perforación y completación serán optimizadas basados en el rendimiento del reservorio. Se espera que los pozos de desarrollo sean pozos perforados de manera horizontal.PERFORACIÓN Y TERMINACIÓN DE POZOS Los pozos de evaluación serán principalmente pozos de perforación vertical que serán completados hasta poder probar la producción requerida. se debe taladrar un pozo de inyección de vapor en la vecindad inmediata. Por cada pozo en producción perforado. Una vez que la perforación de evaluación ha progresado. Una norma aceptada para estimar la tasa de inyección de vapor a traves de una perforacion horizontal es considerar . los pozos horizontales han proporcionado resultados satisfactorios ya que se logra inyectar una mayor tasa de vapor debido a que el pozo tiene una amplia zona de contacto con el yacimiento. La perforación y compleción.Un pozo de producción y uno de inyección conforman pozos gemelos. entrega e instalación del equipo de completación. Estos pozos horizontales serán perforados a una Profundidad Total Vertical (TVD) apropiada y luego direccionados a una sección tangencial horizontal que apuntará a la zona(s) de ubicación del crudo. Paralelamente las caídas de presión en un pozo horizontal son menores que en un vertical. con métodos óptimos de extracción artificial. Pozos Horizontales como Medio de Inyección y Producción Antecedentes de los pozos horizontales Para el caso de los métodos térmicos como recuperación mejorada de petróleo pesado. incluye la compra. La relacion de los indices de productividad. un bajo factor de recuperación podría ser considerado del 3 al 20 por ciento para yacimientos de empuje hidráulico. especialmente en yacimientos de rocas poco o casi nada consolidadas. Una de las ventajas de los pozos horizontales es que han demostrado su aptitud para producir económicamente bajo condiciones que los pozos verticales no han podido lograr. horizontes de baja permeabilidad y en formaciones de poco espesor en los que la conificación del agua suele dar al traste en muchos de los pozos verticales. Generalmente en un pozo horizontal se puede obtener una recuperación de mínimo dos a cinco veces las reservas de un pozo vertical para un mismo yacimiento. . por lo cual califica como un candidato ideal cuando ha tenido una alta tasa de producción seguida por una repentina y rápida caída de producción. . los mismos que en su mayor parte. . igualmente presta una mayor facilidad para completarlo y estimularlo. su configuración se encuentra descrita en términos de la geometría del hueco y de la curva. sin embargo. Geometría del hueco La geometría de un solo Pozo Horizontal.Tipos de Pozos Horizontales Los pozos horizontales son un tipo especial de pozos direccionales. tiene un costo sumamente bajo por cada pie. las características del yacimiento pueden requerir de un diseño algo complejo. Donde para una longitud lateral de 1500 pies o menos. que se refiere obviamente a la existencia de un solo pozo perforado lateralmente. . luego se retrocede la broca en la parte lateral hasta un punto (kick-off point) donde se iniciara ha perforar el próximo ramal. Los Pozos Laterales Paralelos.Ramificación Lateral.ofrece mayores ventajas que el de ramificación lateral. El primer hoyo es perforado similarmente como un solo pozo.Este tipo de pozo permite incrementar la tasa de flujo de un yacimiento de alta calidad. Doble Pozo Lateral Opuesto. donde el área expuesta es el más importante parámetro.Permiten una producción simultánea de yacimientos que se encuentran separados verticalmente. El pozo lateral múltiple permite incrementar el área expuesta con el yacimiento sin tener necesidad de incrementar su longitud lateral. debido a que ha incrementado su longitud efectiva pero sin considerar el costo inherente que representa.... . . las curvas generalmente se encuentran agrupadas dentro de tres categorías. la segunda manera por la longitud del radio. existe una diversa variedad en geometrías para la curva. las mismas que son: .Geometría de la Curva Como con la geometría del hueco. la cual es la tasa de cambio del ángulo del hueco por cada 100 pies de profundidad perforado. la cual se da por el cambio requerido en la profundidad vertical en metros para ir de 0° a 90°. las que se encuentran definidas de dos maneras. una por la tasa de construcción. No obstante. . Curva de Radio Medio. Si la profundidad de la formación es crítica y las tasas de construcción son impredecibles.Curva de Radio Largo.La tasa de curvatura de construcción es de 1.7° a 8. Curvas de Radio Corto. Las longitudes laterales van desde 3000 a 6000 pies. Las cuales son construidas sin completaciones para rotar durante la perforación (se utiliza motor de fondo para deslizar)..6° a 57° por 100 pies produciendo radios de curvatura de 600 pies. .La rata de construcción de la curva va de 8. se recomienda realizar un planeamiento de una sección corta lineal entre dos secciones curvas del hoyo.La tasa de construcción de la curva es de 57° o mas por 100 pies y un radio de 20 a 100 pies.6° por cada 100 pies. las curvas de radio largo se aplican en yacimientos de grandes extensiones.. produciendo un radio de 700 a 3000 pies. debido a la cantidad de roca expuesta. CLASIFICACIÓN DE LAS CURVAS POR SU RADIO . . al igual que la producción de arena.CURVA TANGENCIAL Cuando se aplica apropiadamente un pozo horizontal se puede tener una producción mejorada y una reducción de la conificación del agua o gas. COMPLETACIÓN DE UN POZO HORIZONTAL PARA LA INYECCIÓN DE VAPOR DE AGUA Y PRODUCCIÓN DE CRUDOS PESADOS Las distintas técnicas de completación para pozos horizontales facilitan el control de la producción (petróleo. al igual que se puede llegar a obtener una significante prolongación en la vida del pozo. tuberías con empacaduras externas las mismas que constan de empacaduras y tubería ranurada intermedia para dividir al pozo horizontal en secciones. las cuales protegen al pozo de un posible colapso pero proporcionan un limitado control de arena debido a su diámetro y al área de las ranuras. éste tipo de tuberías también brindan la facilidad del empleo de diversas herramientas tales como el Coiled Tubing" entre otras. agua y gas). éste método provee un limitado aislamiento de una zona determinada. Los métodos más empleados son el uso de tuberías ranuradas. . es recomendable que el cemento usado en la completación del pozo horizontal debe contener significativamente menor cantidad de agua libre. siendo una de las técnicas de mayor uso en la actualidad debido a que se reducen costos de operación. permiten que la calidad del vapor inyectado no disminuya considerablemente con la profundidad. por lo tanto ya no se requerirán de dos o más pozos para la inyección y recuperación de los crudos pesados. . de allí nace la idea de utilizar un solo pozo para la inyección y producción. siendo de ésta manera mayor la posibilidad de llegar a profundidades mayores a tres mil pies y no como un máximo aconsejable para la aplicación de los métodos térmicos mejorados.tuberías cementadas y perforadas. Completación Térmica del Pozo Horizontal Con la investigación y desarrollo de aislantes térmicos para revestir tuberías. Completación para un pozo Horizontal . el cemento tipo G toleraría temperaturas de hasta 600° F. pero cuando se bordean éstas temperaturas se recomienda el uso de cementos de alta alumina que son los mas idóneos. y una baja permeabilidad del cemento a temperaturas elevadas. El cemento regular portland tipo G es recomendable para temperaturas de 230° F como un máximo aproximado. ya que en éstas temperaturas o mayores el cemento comienza ha contraerse.Cemento Térmico Éste tipo de cemento es de gran utilidad y de manera especial en las áreas donde la zona de vapor genera inconvenientes a la tubería siendo así uno de los principales objetivos del cementado térmico de un pozo el realizar una adecuada fuerza compresiva. . perder intensidad compresiva y a ser más permeable. incrementando de un 35 a un 40 por ciento de silicato de flúor por peso estabilizado. No obstante las micro esferas y el burbujeo del gas pueden reducir la densidad alrededor de 10 ppg o 1200 kg/m3 y mantener la fuerza compresiva. los trabajos se orientan a minimizar el impacto ocasionado durante las operaciones. perlita. pero también cementos livianos son recomendados para reducir pérdidas de calor. cementos de baja densidad pueden ser obtenidos por el uso de micro esferas o inyección de gas. u otros tales como la bentonita. INSTALACIONES EN SUPERFICIE Se ha considerado cuan sensible son los ecosistemas que rodean a las instalaciones en superficie. aunque los dos últimos no son recomendables porque reducen la fuerza compresiva y no permiten el mejor rendimiento del Cemento Tipo G a altas temperaturas. .La conductividad térmica decrece con cementos de baja densidad. El área de drenaje para un pozo horizontal de 1700 pies de longitud es de 112.5 acres aproximadamente y la cantidad de petróleo móvil en sitio para dicha área sería de 19.5 M de barriles; considerando que la formación Hollín tiene 7173 MM de barriles y con un factor de recobro del 26 por ciento, se recuperarían 1865 MM de barriles, por lo tanto se requieren de 8 pozos horizontales. Por otro lado es recomendable que las plantas generadoras de vapor se encuentren a un máximo de 200 pies de distancia hacía los pozos, con el objetivo de tener las condiciones de calidad, temperatura y presión de salida del vapor dentro de los resultados calculados. Para la generación de vapor se requiere de agua limpia es decir libre de sólidos en suspensión como minerales en solución, ya que los gases como los líquidos podrían dañar tanto los equipos de generación y distribución del vapor como al pozo en sí. Las tubería en superficie que transporta el vapor desde el caldero hacia el o los pozos es de tipo Sch-80 de 5.761 pulgadas de diámetro interno y 6.625 pulgadas de diámetro externo, la línea debe estar recubierta con 3 pulgadas de aislante térmico de silicato de calcio. El equipo de medición del vapor inyectado (patín de inyección) se instala cerca del cabezal del pozo, al final de la línea de inyección, en un par de vigas metálicas llamado patín de inyección, el cual consta de bridas para intercalar la placa de orificio, instrumentos registradores de presión y válvulas. Éste equipo tiene la particularidad que es de alta resistencia a las elevadas temperaturas y presiones del vapor, adicionalmente las líneas de conexión deben estar provistas de marmitas las cuales permiten la acumulación de condensado en las cámaras del instrumento, con lo cual permite tener una mayor exactitud en la medida y protección del instrumento, Equipo medidor del Vapor Inyectado . El crudo producido será transportado desde los pads de perforación hasta los manifolds o múltiples. las líneas en superficie deben ser de 6 pulgadas de diámetro. Una vez salido el crudo del separador pasará a un tanque de lavado de 24000 barriles de capacidad y a uno de almacenamiento de 30000 barriles de capacidad. el separador de prueba de 20000 BPPD y un medidor de flujo permitirán registrar el potencial de flujo de un pozo. dos muros contra derrames e incendios. que permiten direccionar el crudo hacia el separador horizontal de prueba (el número de posiciones variará de acuerdo al número de pozos del pad).El cabezal debe ser de material de alta resistencia de acuerdo a las presiones y temperaturas. los elementos adicionales como la válvula deben ser de la misma serie. clasificado como Serie-900. los tanques deben tener 3 sistemas de protección catódica. con la recomendación de una válvula adicional para hacer mediciones o registros especiales durante la inyección la misma que debe ubicarse sobre el cabezal del pozo e ir con una brida con rosca para la conexión. En la producción de crudos pesados mediante inyección de vapor es normal encontrar una mezcla de petróleos calientes y agua. Y en algunos casos ciertas cantidades importantes de minerales tales como arcillas y arenas; parte del agua se encuentra emulsificada en el petróleo y parte del petróleo está emulsificado en el agua, por lo que demulsificadores químicos deberán ser agregados a la producción de los pozos antes que llegue a los separadores. De ésta manera se consigue una disminución de las pérdidas de presión en el sistema de recolección de los crudos debido a que petróleos desemulsificados tienen una viscosidad más baja que las emulsiones. El petróleo que sale del tanque de almacenamiento hacia el Oleoducto debe ser bombeado con bombas de tornillo, específicamente bombas de tres tornillos de serie 8L ya que cuestan menos que las de dos tornillos y pueden ser reparadas fácilmente en el sitio. Considerando los factores de riesgo se determina la necesidad de un sistema contra incendios con dos bombas de 35 HP de gran volumen, una con motor a diesel y la otra con un motor eléctrico con sus respectivos paneles de control, un tanque de 2000 barriles para almacenamiento de agua y un proporcionador de espuma. Como sistema de potencia se requerirá de cuatro generadores de 450 kw cada uno donde tres operan y uno está de reserva, adicionalmente de un tanque para combustible de 1000 barriles. Por último de un sistema de comunicación el que constaría de una estación telefónica interconectada vía satélite y de un equipo de radio de VHF para la comunicación interna. FACILIDADES DE SUPERFICIE – PUNGARAYACU – CRUDOS PESADOS El equipo de bombas pistón puede ser seleccionado y optimizado usando un programa de diseño de bombas de pistón llamado RODSTAR (Theta Enterprise). debido a las altas temperaturas de los fluidos producidos después de la vaporización. geometrías y marcas.EXTRACCIÓN ARTIFICIAL – EQUIPO Los métodos de extracción artificial a ser considerados. . Las bombas de pistón son recomendadas para la extracción artificial de pozos. y dado que permiten una máxima obtención del pozo. incluyen bombas de pistón y bombas de cavidad progresiva (PCP). El programa permite optimizar rápidamente y comparar los diferentes tamaños de bombas. El estator se instala en el pozo conectado al fondo de la tubería de producción.BOMBAS CAVIDAD PROGRESIVA .PCP Se las conoce también como tipo tornillo o de cavidad progresiva Estas bombas de desplazamiento positivo consisten en un rotor de acero helicoidal y un estator de elastómero sintético pegado internamente a un tubo de acero. a la vez que el rotor está conectado al final de la sarta de cabillas. . • Producción de pozos con altos % de agua y altas producciones brutas.APLICACIONES DE BOMBAS PCP • Producción de petróleos pesados y bitúmenes(< 18ºAPI) con cortes de arena hasta un 50 % • Producción de crudos medios(18-30 º API) con limitaciones en el % de SH2 • Petróleos livianos(>30º API) con limitaciones en aromáticos. asociadas a proyectos avanzados de recuperación secundaria(por inyección de agua). . Habilidad para producir con altas concentraciones de arena. Demanda constante de energía (no hay fluctuaciones en el consumo) Simple instalación y operación. Muy buena resistencia a la abrasión.Los sistemas PCP tienen algunas características únicas qua los hacen ventajosos con respecto a otros métodos de levantamiento artificial. Habilidad para tolerar altos porcentajes de gas libre (no se bloquea) Ausencia de válvulas o partes reciprocantes evitando bloqueo o desgaste de las partes móviles. Típicamente se obtienen eficiencias entre 50 y 60%. una de sus cualidades más importantes es su alta eficiencia total. Bajo mantenimiento. Equipos de superficie de pequeñas dimensiones: y Bajo nivel de ruido . Bajos costos de energía. Otras ventajas adicionales de los sistemas PCP son: • • • • • • • • • • • • Habilidad para transportar fluidos altamente viscosos. Bajos costos de inversión inicial. • Capacidad de desplazamiento real de hasta 2000 Bls/dia o 320 m3/dia (máximo de 4000 Bls/día o 640 m3/día). • Capacidad de elevación real de hasta 6000 pies o 1850 metros (máximo de 1050 pies o 3500 metros). • Opera con bajas capacidades volumétricas cuando se producen cantidades de gas libre considerables evitando una buena lubricación) • Tendencia del estator a daño considerable cuando la bomba trabaja en seco por periodos de tiempo relativamente cortos. • Poca experiencia en el diseño. • Desgaste por contacto entre las varillas de bombeo y la tubería de producción puede tornarse un problema grave en pozos direccionales y horizontales. • Los sistemas están propensos a altas vibraciones en el caso de operar a altas velocidades requiriendo el uso de anclas de tubería y estabilizadores o centralizadores de varillas de bombeo. instalación y operación del sistema. .Desventajas del sistema PCP. • Alta sensibilidad a los fluidos producidos (los elastómeros pueden hincharse o deteriorarse con el contacto de ciertos fluidos por periodos prolongados de tiempo). • La mayoría de los sistemas requieren la remoción de la tubería de producción para sustituir la bomba. • Resistencia a la temperatura de hasta 280 'F o 138 °C (máxima de 350 °F o 178 °C). manejo de agua producida. sistema de tratamiento deshecho de agua.desarrollo general del Bloque se divide en las siguientes áreas: • • • • sistema de recolección. Se tiene previsto los siguientes sistemas • • • • • • • • un sistema de producción de petróleo. alimentador de agua para el caldero. sistema de tratamiento de gas. Oleoducto para exportación. y. sistema de manejo de vapor. Las plantas Termoquímicas serán integradas dentro de las CPF's. Instalaciones Centrales de Producción (CPF's). sistemas de tratamiento de aguas. y sistemas de servicios básicos. . EN EL CPF se tendra: La Producción de crudo incluye: calentadores de líquidos producidos. . separadores de prueba. deshidratadores. tuberías y válvulas. • calentadores de líquidos producidos. tubería y válvulas. desalinizadores. tanques de sedimentación. tuberías y válvulas. tanques de almacenamiento. bombas multi-fase. separadores. • Para los recalentadores de vapor: flujo de vapor.Para estos sistemas se debe prever: Para el área del cabezal del pozo: mecanismos de extracción artificial. líneas de inyección. • Para el sistema de recolección: líneas de flujo y tanques recipientes WKO. Sistema de distribución de vapor que incluye: manifoldings. agua para incendios. limpieza. capacidad de bombas de emergencia. Otros sistemas de utilidad tales como aire comprimido. tuberías y válvulas. bombas de entrada de agua. bombas de distribución.Sistema de tratamiento de agua producida incluyen: tanques de flotación de células. agua potable. filtros de medios. Sistema de distribución de agua que necesitará equipamiento el cual incluye: tuberías para distribución de agua por utilidad. purificación de agua. tuberías y válvulas. hidrociclón. válvulas de control. tanques. estaciones de control de incendios. drenaje . La Tecnología Actual logra esto en una escala mucho más pequeña y a un costo de capital menor por barril. conjuntamente con un producto secundario de energía que puede ser usado para generar vapor o electricidad. los productos mejorados con Tecnología Actual (HTL) son más altos en destilados y significativamente más valiosos que el crudo pesado extraído. a un costo eficiente. El análisis muestra que la Tecnología Actual puede virtualmente eliminar la necesidad de gas natural para mejorar la recuperación de crudo así como la necesidad de diluyentes para facilitar el transporte. estable.PLANTA TERMOQUÍMICA PARA MEJORAMIENTO DEL CRUDO A TRAVÉS DE LA TECNOLOGÍA ACTUAL (HTL – HEAVY to LIGTH) Se pretende el mejoramiento de crudo pesado a liviano con tecnologia diseñada para procesar crudo pesado en el campo Pungarayacu y producir petróleo sintético significativamente mejorado. Adicionalmente. comparado con otras tecnologías . en el sistema de calentamiento rápido de materia prima para convertirla en productos en la ausencia de aire. Pre-fraccionamiento Todo el suministro de crudo pesado es enviado a las torres de destilación donde todo el material con un punto de ebullición entre 9850 – 1050 °F es removido en una torre al vacío. Los residuos del tanque al vacío (VTB’s) son direccionados al reactor RTP . Este material liviano es luego recombinado con el producto líquido transformado para formar un crudo sintético y transportable. (Procesamiento Termal Rápido RTP™).DESCRIPCIÓN DEL PROCESO DE CRUDO PESADO A CRUDO LIVIANO La transformación de crudo pesado a crudo liviano utiliza un proceso de conversión termal de corto tiempo de contacto y continuo. el cual toma lugar a temperaturas moderadas y presión atmosférica. Utiliza un colchón de transporte circulante de arena caliente. PROCESO CENTRAL DEL SISTEMA . El carbono es expulsado así como las cadenas largas de hidrocarburo son craqueadas y el coke se deposita sobre la arena durante la conversión térmica. El suministro de crudo es pre-fraccionado. El gas reciclado producido (o producto secundario de gas) es utilizado como gas de transporte. El flujo es en sentido horario desde el recalentador hacia el reactor y de nuevo hacia el recalentador. Sección de Reacción RTP Los residuos del suministro de crudo pesado o VTB’s son atomizados y mezclados en el reactor con arena silícica caliente y transportados hacia arriba a través de la zona de reacción por un transporte o acarreado por gas. . encaminando a un funcionamiento integro de fracciones de menos 1000 oF a un tanque de producción para la mezcla de un producto final trasformado. La rápida mezcla del crudo y la arena promueven una transferencia de calor efectiva y un craqueo termal de crudo pesado.La arena caliente es enviada hacia el Reactor RTP y Recalentador RTP. . RESULTADOS LUEGO DEL CRACKEO TERMICO. el gas de transporte y el suministro que sobrevive el primer paso en el reactor es separado en el sistema ciclón de alta temperatura. SENCILLO Y DEL RECICLADO . el producto líquido puede ser direccionado al tanque de producción para mezclarlo y recuperarlo en una torre de destilación para una separación futura y operaciones de reciclaje (Alta Calidad). Continuando con el enfriamiento. con el balance. Parte del gas no condensable es reciclado hacia el reactor para ser utilizado como gas de transporte de la arena circulante. o el producto neto de gas es utilizado para incrementar el flujo y/o el poder del Calentador de Residuos (WHB).La arena cubierta de coque. el vapor (VTB’s craqueado). . . . ENTALPÍA DEL VAPOR COMO FUNCIÓN DE LA CALIDAD Y DE LA PRESIÓN. . . donde el agua caliente separa el bitumen de la arena. donde el acceso desde la superficie y el volumen de los depósitos de arenas petrolíferas someras estimado en 28. Gran parte de la explotación de petróleo pesado por el método de minería tiene lugar en las minas a cielo abierto de Canadá. El método a cielo abierto es útil sólo en Canadá. Las arenas petrolíferas canadienses se recuperan mediante operaciones con camiones y excavadoras y luego son transportadas a las plantas de procesamiento.El método original de recuperación de petróleo pesado en frío es la minería.000 millones de m3 (176. pero también se ha recuperado petróleo pesado por minería subterránea en Rusia.000 millones de barriles) lo vuelven económico. desde la superficie sólo se puede acceder a un 20% de las reservas aproximadamente. la tierra se rellena y se sanea.El bitumen se diluye con los hidrocarburos más livianos y se mejora para formar crudo sintético. Una de las ventajas del método es que recupera alrededor de un 80% del hidrocarburo. Después de la aplicación del método de minería. . No obstante. o a aquellas que se encuentran a una profundidad de unos 75 m (246 pies). la producción de bitumen de Canadá alcanzó 175. el bitumen puede explotarse desde la superficie.000 m3/d (1.En el año 2005. Recuperación de bitumen a partir de arenas Petrolíferas.1 millón de bbl/d) y se espera que aumente a 472. Cuando la sobrecubierta es de menos de 50 m.000 m3/d (3 millones de bbl/d) para el año 2015. . tal como los sistemas de bombeo electrosumergible (ESP) y los sistemas de bombeo de cavidad progresiva (PCP). por producción primaria en frío. Una de las ventajas del método es su menor inversión de capital con respecto a las técnicas asistidas termalmente. Se perforan pozos horizontales y multilaterales para contactar la mayor parte del yacimiento posible. tales como la nafta. está siendo recuperado actualmente mediante producción en frío. pero el factor de recuperación también es bajo. se llevan los hidrocarburos a la superficie para ser transportados hasta una unidad de mejoramiento. mediante el empleo de tecnología de levantamiento artificial.Algunos petróleos pesados pueden ser producidos a partir de pozos. en Venezuela. Gran parte del petróleo de la faja de petróleo pesado del Orinoco. para reducir la viscosidad del fluido y. entre 6 y 12%. . Se inyectan diluyentes. . que luego es decantada. La temperatura de operación mínima es de 60°F . con el fin de hacer más fácil de manejar y bombear el bitumen hasta las estaciones de flujo para luego enviar dicha mezcla al área de tratamiento. obteniendo un producto con un contenido máximo de agua del 1% y una concentración máxima de 15 a 20 PTB de cloruro de sodio. el cual. PASO 2: TRATAMIENTO: Esta segunda etapa consiste en almacenar y separar parte del agua del bitumen húmedo diluido proveniente de las estaciones de flujo.Descripción del proceso de producción de Orimulsión PASO 1: EXTRACCIÓN DE BITUMEN NATURAL: Por medio de maquinarias de perforación y extracción se realiza el método de Levantamiento Artificial e Inyección de diluente. mediante el precalentamiento de dicha mezcla. que luego es desalada y deshidratada mediante separadores electrostáticos los cuales mediante celdas inducen una corriente eléctrica que produce la separación de la sal junto con el agua. consiste en inyectar kerosén a fondo de pozo hasta obtener una mezcla de 14 °API Aproximadamente. se somete a calentamiento para despojarlo del diluente en una torre de fraccionamiento atmosférico que emplea vapor vivo como suministro de energía. . teniendo este una gravedad API inferior a 8°(muy similar al bitumen natural inicial).PASO 3 DESPOJAMIENTO: En esta etapa. Luego. el producto de fondo es el bitumen empleado para el proceso de emulsificación. por el tope del fraccionado. el bitumen diluido seco. se obtiene una mezcla de solvente y agua los cuales son decantados para recuperar el solvente que posteriormente se envía nuevamente al área de extracción de bitumen. en la cual. proveniente de los equipos de desalación (ubicados en el área de tratamiento). en donde la primera línea está destinada a formar la emulsión de diámetro promedio de gotas grande (Dg) y la segunda a formar la emulsión de diámetro promedio de gotas pequeñas (Dp). en las cuales cada una de estas. el bitumen natural proveniente de la torre de despojamiento es mezclado con una solución acuosa de agua y surfactante Itan-400.PASO 4 EMULSIFICACIÓN: En esta sección de manufactura de Orimulsión que es la más importante. dicho equipo fue denominado Orimixer que se considera es el corazón del sistema de manufactura de Orimulsión . Luego la línea de alto diámetro es enviada a una unidad especial de mezclado (dinámico) diseñada específicamente para este fin. consistiendo estos en un lecho tipo empaque acomodado (colmena) por el cual circula el bitumen. las cuales son separadas en dos líneas de flujo distintas. forma una dispersión de bitumen y agua mediante mezcladores estáticos. el agua y la cantidad inicial de Itan-400 generando así dos emulsiones iniciales produciendo dos emulsiones concentradas con una RBA aproximada de 80/20. . sin embargo. ya que se compone en una base acuosa que suspende un hidrocarburo que no es un subproducto de refinación. Por otra parte. único en el mundo de acuerdo a su naturaleza. es un combustible cuestionado por su contenido de azufre y metales. se maneja y se quema como un combustible pesado y homogéneo. las propiedades de la Orimulsión le permiten ser manejada de manera similar a cualquier combustible líquido. como ya se vio anteriormente. además deposita cantidades considerables.Características de la orimulsión La Orimulsión es un combustible Venezolano. de cenizas en los equipos de combustión. no obstante. consiste de pequeñas gotas de bitumen suspendidas en agua. . causando problemas de mantenimiento a estos. con respecto a otros combustibles. además luce. Características físico-químicas de la Orimulsión . . Para alimentar sistemas de gasificación en ciclo combinado. Puntualizando. 1994) y Dinamarca (planta de SK Power de 700 MW.Kansai Electric. El desempeño de Orimulsión en estas calderas satisface plenamente las expectativas de los clientes. como de las emisiones y costos de producción de la electricidad. en Canadá (planta de New runswick Power de 310 MW. Esto ha quedado demostrado por los resultados obtenidos. en Japón (plantas de Kashima Kita. . 4. 2. en mercados muy competidos y de regulaciones ambientales estrictas. 1991. tanto desde el punto de vista de rendimiento. donde se ha estado produciendo electricidad por varios años en forma confiable. • 1. 1995). 1992 y Mitsubishi Kansei. 1992) con capacidad combinada de 350 MW. las aplicaciones de Orimulsión. NB. 3. En plantas de cemento.Aplicaciones • La Orimulsión puede ser quemada directamente en calderas comerciales convencionales. entre otros. en Dalhousie. Como combustible para requemado . se dice que puede ser empleada para las siguientes aplicaciones: En plantas eléctricas convencionales (turbinas de vapor). En motores Diesel para la generación de electricidad. sin necesidad de modificaciones mayores de las mismas. 5. 4. 2. Defina que son reservas primarias. 3. 5. Indique las principales caracteristicas litologicas de la arenisca Hollin. 6. ubicacion geografica. Explique que es la extraccion de crudos pesados por el metodo de “Segregacion Gravitacional asistida por Vapor” SAGD . secundarias y mejoradas. reservas existentes probadas y formacion en la que se encuentra el campo Pungarayacu.1. Indique . Explique como calcula las reservas de petroleo in situ para este campo. Que metodos se ha propuesto para la recuperacion de crudo somero en este campo. 9. Explique porque no se puede crackear el crudo en el sitio en el metodo de recuperacion por Inyeccion de vapor. Indique que aspectos tomaria en cuenta en un plan de manejo de reservorio para este campo.7. Explique porque aplicaria pozos horizontales para la recuperacion de crudos en este campo. Explique como determinaria la SATURACION RESIDUAL DE PETROLEO en recuperacion por Inyeccion continua de vapor en este sitio. 12. propuesto? 11. Indique que tipo de cemento debe utilizarse para la completacion de un pozo inyector de vapor y de un pozo productor?. 10. Indique cuantos pozos horizontales se necesitarian para recuperar el petroleo en este campo y porque? . 8. Explique que hace una planta termoquimica para mejoramiento de crudos pesados? Que es el cracking termico? 18. que condiciones finales debe cumplir este crudo al final de las facilidades de superficie? 14.13. Indique que sistemas de produccion se tiene previsto implementar para este campo? 17. Indique que metodos de extraccion artificial estan contemplados para este campo y porque. Indique que equipos estan previstos implementart? 15. Indique que PROCESOS contempla las FACILIDADES DE SUPERFICIE para tratar los crudos producidos en este campo y cual es el objetivo. Explique que es una planta der destilacion al vacio? Y porque implementar en las facilidades de este campo? . 16. 19. Mediante un diagrama. 21. Indique que es la mineria de hidrocarburos? Donde y porque se aplica? 20. Podria aplicarse ORIMULSION al campo PUNGARAYACU? Porque si o porque no? ventajas y desventajas. . Explique que es la Orimulsion? 22. explique como se realiza el proceso de ORIMULSION.