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• Simón Huanca Gallardo

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ANEXO, CONCLUSION Y RECOMENDACION 2

CAPITULO I MARCO REFERENCIAL

CAMPO CAMIRI-CAMPO GUAIRUY |Arturo Arce Soto

ANEXO, CONCLUSION Y RECOMENDACION 2 1. INTRODUCCION La perforación de un pozo se programa generalmente según su diseño, el que se podrá ubicar en una de las siguientes clasificaciones: Exploración, Avanzada o Delimitación y Productores. Los primeros pozos denominados de exploración, tienen por finalidad la confirmación de la existencia de hidrocarburos y características de las capas, recogiendo toda la información necesaria in-situ para la elaboración del proyecto productivo y desarrollo del campo. Una vez confirmada la existencia del hidrocarburo y su identificación como explotable o de interés, se consideran los pozos de delimitación con lo que es posible circunscribir algunas áreas. Es común que tales perforaciones no se efectúen en la fase inicial del desarrollo, si no durante el transcurso de la etapa productiva del mismo. Finalmente se encuentra los pozos productores que conformaran la explotación, transformándose generalmente los clasificados anteriormente, a su vez en productores.

Establecida una clasificación inicial y ya en la fase productiva, los pozos se pueden organizar según las funciones que ocupan en el esquema de extracción. Así es que en términos generales se pueden encontrar pozos inyectores de gas, pozos inyectores de agua, y pozos productores, sin perjuicio de que los mismos productores se transformen oportunamente en inyectores.

La clasificación de los sistemas de extracción de los pozos productores, responde únicamente a las formas bajo las cuales utilizan la energía para efectuar la extracción de petróleo. No se puede generalizar las bondades o defectos de un sistema u otro, lo que si se Debe hacer es estudiar y sacar conclusiones de los estudios comparativos que se Realicen frente a cada situación particular que se presentan en los pozos y los yacimientos.

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ANEXO, CONCLUSION Y RECOMENDACION 2 Pueden darse infinidad de casos y variables que se presenten cuando se tenga que seleccionar el sistema de extracción, pero siempre la selección más adecuada será aquella Que contemple fundamentalmente el tipo de yacimiento, el tipo de drenaje y el tipo de comportamiento futuro del mismo. Es necesario resaltar que básicamente antes que seleccionar el sistema de extracción, será imprescindible llegar al diseño de instalación más adecuado, que será en función del tipo de yacimiento, tipos de petróleo, tipo de drenaje, comportamiento, relación gas-petróleo, características del sistema de extracción a instalar y métodos de recuperación secundaria o asistida proyectados a realizar.

Si bien se utiliza criterio técnico y económico en la selección del sistema de extracción, debe tenerse en cuenta la existencia o disponibilidad de métodos que si bien pueden no ser los óptimos, cumplirán con su cometido eficientemente durante una etapa de la vida del yacimiento. Es necesario, en todos los casos, contemplar en la selección del sistema de extracción varias alternativas.

No solamente se deben evaluar las ventajas comparativas que puedan encontrarse entre uno y otro, si no que se deben tener en cuenta todos los factores que conforman el entorno operativo, lugares geográficos, sistema de transporte, personal especializado, servicios de apoyo, mantenimiento, disponibilidad de repuestos y servicios, dimensiones del yacimiento, y la logística en general. Podemos agregar que el sistema de extracción es una parte importante del equipamiento del pozo, pero debe tenerse muy en cuenta todos los factores mencionados en los párrafos anteriores, fundamentalmente el diseño del pozo y el tipo de terminación del mismo. Es decir la eficiencia, la inversión, los costos de operación de un mismo sistema dependerán de cómo se hayan manejado los factores anteriormente mencionados Y consecuentemente se llegara al mejor valor económico cuando se analicen todos los factores que tienen que ver con la realización de una inversión productiva en forma conjunta y programada.

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ANEXO, CONCLUSION Y RECOMENDACION 2 Pudo haberse elegido un diseño de muy bajo costo, pero no poder efectuar una extracción eficiente, lo cual conspira contra la rentabilidad del proyecto 2. CAMPO CAMIRI 2.1.

Antecedentes El Campo Camiri fue descubierto el año 1927, siendo el pozo CAM-X1 el pozo descubridor, iniciando su producción en Agosto/1927 de las arenas del ler Grupo, posteriormente se descubrieron y pusieron en producción las Arenas Parapetí y Camiri -1, año 1942 y 1947 respectivamente, en 1953 se descubrió y se puso en producción la Arenas Sararenda 1 o Sararenda BA (Bloque Alto), el mayor productor del Campo. Al Sur del Campo en el lugar denominado Itapirenda se perforaron 10 pozos con el nombre de Itapirenda (ITP-n), estos pozos en realidad siguen perteneciendo a la misma estructura de Camiri, por lo que se los considera como parte de los reservorios del campo. En la serranía Sararenda, la Formación Iquiri, es la principal productora de petróleo, secuencialmente, está entre las lutitas de la Formación Los Monos y la discordancia de la base del Carbónico. La formación Iquiri, tope del Devonico, presenta un espesor de hasta 600 m., es una unidad estratigráfica de ambiente marino y litológicamente la componen areniscas gris claras y verdosas, de grano medio y fino, micáceas, entrecruzadas y lenticulares, que se intercalan con lutitas gris negruzcas, la relación porcentual arena/pelita de la formación es de 65 a 35% aproximadamente. El campo Camiri, constituye un pliegue anticlinal que se enmarca con sus características estratigráficas- estructurales en el ámbito del Sub andino Sur. La trampa, es de tipo estructural, originada posiblemente por el mecanismo de flexión de falla, se desarrolla en sentido norte-sud, con sus cierres bien definidos. El pliegue hacia la zona sur, es más comprimido con relación a su sector septentrional. En el sector meridional, la estructura adquiere mayor altura estructural, así el pozo CAM-153, con 374 msnm., es el más alto estructuralmente y con relación a los 20 msnm del contacto agua - petróleo de la arenisca Sararenda, se hace evidente una considerable diferencia de 354 metros que tienen una preponderancia en la distribución de los fluidos. CAMPO CAMIRI-CAMPO GUAIRUY |Arturo Arce Soto

ANEXO, CONCLUSION Y RECOMENDACION 2

3. JUSTIFICACIÓN El siguiente trabajo ha sido elaborado con la finalidad de definir y describir cada una de las operaciones que se realizan dentro de un Campo de producción de Petróleo, comprende un estudio sobre los sistemas de levantamiento artificial para la extracción de hidrocarburos (Bombeo Neumático, Bombeo Mecánico), el proceso de acondicionamiento de presión requerida en Planta de Gas y las condiciones de entrega de Petróleo.

3.1. Justificación Ambiental

YPFB Andina S.A. asume la responsabilidad con el Medio Ambiente la Seguridad y Calidad, incluyendo en las operaciones los más altos estándares de seguridad laboral, cuidado el medio ambiente como el aseguramiento de la calidad, aplicando la legislación vigente y estándares propios de la Compañía. 3.2. Justificación Social YPFB ANDINA S.A. como Empresa Petrolera establecida en nuestro pais genera oportunidades y fuentes de empleos para distintos profesionales y trabajadores que están dentro del rubro petrolero, generando así una estabilidad económica para el personal de la Empresa.

4. PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA El planteamiento del problema para la elaboración del presente trabajo está determinado por la descripción de los trabajos realizados dentro del Campo Camiri y Campo Guairuy para la producción de petróleo. La declinación de los pozos productores es el gran problema que tiene actualmente el Campo, por diversos factores como ser el tiempo que llevan en producción que data de muchos años atrás.

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ANEXO, CONCLUSION Y RECOMENDACION 2 5. UBICACIÓN GEOGRAFICA El campo está ubicado en la serranía del Sararenda de la provincia Cordillera, a 5 km de la ciudad de Camiri. El Campo Camiri es productor de petróleo y gas natural, fue descubierto por la Standard Oil Company en el año 1927. Aproximadamente tiene una superficie de 20 km. de largo y unos 10 km. de ancho. La Planta de Gas Camiri tiene una Capacidad de Diseño de 5 MMPCD y 2500 BPD de Condensado y actualmente con un volumen de producción de 2MMPCD de Gas y 150 a 160 BPD de Petróleo. Con una temperatura de operación entre 80 a 100 ºF del Gas de llegada a Planta y una presión de Operación de 90 a 100 PSI, con una Presión de Descarga entre 700 a 750 PSI requeridas para las operaciones del sistema de Gas Lift. El Gas pasa por el área de separación (separadores bifásicos) o separador de Condensado, así mismo según la utilización que se haga del gas y las condiciones en que se produce, tendrá que ser sometido a procesos de tratamiento y deshidratación, luego es inyectado a la línea matriz del Gas Lift que es enviado a los pozos de Campo Camiri para su posterior producción. El Condensado almacenado en los tanques es entregado para la venta a estación (YPFB-Transporte). Figura I-1: Ubicación del campo Camiri

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ANEXO, CONCLUSION Y RECOMENDACION 2

6. OBJETIVOS 6.1. Objetivo General Conocer y adquirir experiencia en las actividades de Campo que diariamente se realizan en la extracción de hidrocarburos aplicando métodos de elevación artificial, mediante la inyección de Gas Lift (Bombeo Neumático) y Unidad de Bombeo Mecánico (U.B.M.) en Campo Camiri y Campo Guairuy.

6.2. Objetivos Específicos 

Conocer los parámetros de seguridad Identificar las Áreas de Operación.



Visualizar y participar proactivamente en las actividades diarias en planta.



Conocer el funcionamiento de los equipos y Sistemas (Planta de gas, Baterías).



Medición y Control de la producción de Petróleo y Condensado.



Calcular y Controlar caudal de Gas de inyección.



Sistemas de levantamiento artificial, (Gas Lift- Bombeo Mecánico).



Realizar el diagrama de Flujo de los procesos.



Presenciar los procedimientos operativos y de mantenimiento e instrumentación.



Seguimiento a los parámetros de operaciones de las unidades de comprensión



Efectuar un seguimiento de los parámetros operativos.



Elaborar los partes diarios, balances y cierre de producción.

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ANEXO, CONCLUSION Y RECOMENDACION 2

CAPITULO II MARCO METODOLOGICO

7. METODOLOGIA CAMPO CAMIRI-CAMPO GUAIRUY |Arturo Arce Soto

ANEXO, CONCLUSION Y RECOMENDACION 2 7.1. Métodos de Investigación

Para elaborar el presente trabajo se empleara el Método Analítico para la revisión de cada uno de los sistemas de levantamiento artificial (Bombeo Neumático, Plunger Lift, U.B.M.), el método sintético en la estructuración del trabajo en sí, con los datos obtenidos a lo largo de la investigación y los obtenidos en Campo.

7.2. Técnicas de Investigación

Las técnicas a emplearse son: 7.2.1. Revisión de Literatura Especializada

Obtención de información técnica para procesos de gas en: catálogos, revistas y manuales técnicos. Revisión de documentación de la Planta de Gas Camiri. 7.2.2. Explicaciones Técnicas

Aprovechamiento de los conocimientos de expertos en los temas a tratarse (Supervisores de Planta, Operadores de Campo). 7.3. Tipo y Diseño de la Investigación

La investigación presentada se realizó basándose en estudios bibliográficos e investigativos-prácticos.

7.4. Instrumentos CAMPO CAMIRI-CAMPO GUAIRUY |Arturo Arce Soto

ANEXO, CONCLUSION Y RECOMENDACION 2 Herramientas: Libros Manuales Internet Practica de Campo 7.5. Fuente de la Información

7.5.1. Fuentes Primarias 

Experiencia y conocimientos de los Supervisores de Planta y Operadores de Campo.



Toma de Datos con los Operadores de Campo.



Fotografías de Campo.

7.5.2. Fuentes Secundarias 

Manuales de Operación y mantenimiento de la Planta de Gas Camiri



Libros de Procesamiento de Gas Natural y control de Producción.



Internet

7.6. Cronograma de Actividades de la Práctica de Campo. CAMPO CAMIRI-CAMPO GUAIRUY |Arturo Arce Soto

ANEXO, CONCLUSION Y RECOMENDACION 2

A continuación se muestra una carta dirigida desde la Gerencia de Recursos humanos que certifica la realización con éxito del trabajo de investigación presente, requisito de la modalidad de graduación por Trabajo Dirigido de la carrera de Ingeniería en Petróleo y Gas Natural.

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ANEXO, CONCLUSION Y RECOMENDACION 2

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ANEXO, CONCLUSION Y RECOMENDACION 2

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ANEXO, CONCLUSION Y RECOMENDACION 2

CAPITULO III MARCO TEORICO

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ANEXO, CONCLUSION Y RECOMENDACION 2

8. Objetivos del Campo La Planta Camiri tiene la función de cumplir dos objetivos principales:  Acondicionar la presión requerida de operación para el sistema de extracción de líquido por el método de elevación artificial de gas Lift (Bombeo Neumático  Almacenamiento de los hidrocarburos extraídos de los pozos (Campo Camiri y Campo Guairuy), para su posterior entrega a venta a “YPFB Transporte”.

Las facilidades existentes en el campo Camiri se compone de Baterías y una Planta de Gas. Batería Nº 4, 16, 17, Satélite y CAM-122, cada batería con sus respectivos pozos. Figura III-1: Diagrama de Campo Camiri

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ANEXO, CONCLUSION Y RECOMENDACION 2

8.1.

En la Planta de Gas se tiene los siguientes sistemas.  Sistema de compresión del gas natural  Sistema deshidratación  Sistema de separación o recuperación de condensado  Sistema de almacenaje y bombeo 

Área de recepción de petróleo



Área de Aguas Residuales.

 Sistemas auxiliares

8.2.



Sistema de provisión de agua



Sistema de generación de energía eléctrica



Sistema de seguridad



Sistema contra incendio



Sistema de aire de instrumentación

En cada Batería se tiene los siguientes sistemas.  Sistema de recolección (colectores)  Sistema de separación  Sistema de compresión del gas natural  Sistema de almacenaje

9.

SISTEMA DE PRODUCCIÓN. En Campo Camiri se cuenta con pozos que producen por surgencia natural, por extracción artificial como ser: Unidad de Bombeo Mecánico, por inyección de Gas Lift o Bombeo Neumático. Descripción de los tres tipos de Recuperación de hidrocarburos:

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ANEXO, CONCLUSION Y RECOMENDACION 2  Por Surgencia Natural.  Por Unidad de Bombeo Mecánico.  Por Inyección de Gas Lift Intermitente.  Por Plunger Lift. 9.1.

Por Surgencia Natural. Se dice que un pozo está en surgencia natural, cuando la presión en el fondo del mismo es suficiente para impulsar su producción hasta la superficie. Todos los yacimientos poseen una determinada presión estática generada y entrampada en las formaciones productoras (energía natural). Cuando dicha presión es mayor que la resultante de la columna hidrostática del pozo (la profundidad al aporte relacionada con la densidad de la mezcla), más la pérdida de carga contrapuesta por las instalaciones de superficie; el pozo surgirá. Esta energía natural es consecuencia de:  El gas contenido en solución, o sea mezclado integralmente con el petróleo.  El gas libre, comprimido en la parte superior de la capa petrolífera (casquete de gas).

La fuerza impulsora de las aguas inferiores, o sea las que están por debajo de la acumulación petrolífera.

En la medida en que los pozos son producidos, la presión de formación va decayendo naturalmente por el desalojo de volúmenes de petróleo, gas y/o agua, hasta que el pozo deja de fluir. Es entonces cuando se debe recurrir a sistemas artificiales de extracción.

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ANEXO, CONCLUSION Y RECOMENDACION 2 9.2.

Por Unidad de Bombeo Mecánico. Este método de extracción de petróleo consiste en elevar el fluido (petróleo + agua) por medio de una bomba de profundidad accionada por la sarta de varillas, que le transmiten el movimiento del aparato de bombeo ubicado en la superficie. Mientras el fluido producido se desplaza por el interior del pozo hacia la superficie lo hace a través de una cañería de producción llamada tubing. Una vez en la boca del pozo y hasta llegar al punto de recolección en la superficie se mueve por la llamada cañería de conducción (flow line). Figura III-2: Sistema de Bombeo Mecánico

Entre las ventajas de este sistema es importante destacar:

 La familiaridad y el conocimiento operativo que el personal de campo tiene del mismo.  La flexibilidad para cubrir una amplia gama de caudales y de distintas condiciones de

operación.

Las desventajas más importantes son:  El diámetro de la cañería de entubación (Casing) limita la instalación de bombas de altos caudales.  No es aconsejable para elevadas profundidades.

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ANEXO, CONCLUSION Y RECOMENDACION 2  El trabajo de la bomba se ve afectada por la presencia de gas, la producción de sólidos y la formación de parafinas.  Para altos caudales, la inversión inicial es alta, (grandes aparatos de bombeo, varillas, etc.) En general hay tres tipos básicos de unidades de bombeo a balancín, las que se diferencian por su geometría y clase de contrapeso:

 Unidad convencional  Unidad balanceada a aire  Unidad de geometría especial (Mark II) La unidad convencional.- Basa su geometría en un sistema de palanca de clase I con punto de apoyo en el medio de la viga balancín y emplea contrapesos mecánicos. Figura III-3: Unidad Convencional

La unidad balanceada a aire.- Utiliza un sistema de palanca de clase III con punto de apoyo en el extremo del balancín y es de empuje ascendente simétrico.

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ANEXO, CONCLUSION Y RECOMENDACION 2 Figura III-4: Unidad Balanceada a aire

La unidad de geometría especial (Mark II).- Utiliza un sistema de palanca de clase III, de empuje ascendente asimétrico y contrapeso mecánico. Figura III-5: Unidad Mark II

9.2.1.

Sistema De Bombeo Mecánico. El sistema de bombeo mecánico por medio de varillas consiste esencialmente de cinco partes:

1.- La bomba de profundidad y de superficie. 2.- La sarta de varillas de bombeo que transmite el movimiento y la energía a la bomba de profundidad. 3.- El equipo de bombeo en superficie que cambia el movimiento de la rotación del motor en movimiento de bombeo lineal oscilante.

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ANEXO, CONCLUSION Y RECOMENDACION 2 4.- La unidad de transmisión de energía o reductor de velocidad. 5.- El motor o unidad motriz que suministra la energía y potencia necesaria al sistema.

Trampa de gas.- Es una instalación ubicada en la profundidad que permite una separación primaria de líquido y gas en profundidad, mediante una trayectoria liberándose el gas hacia la entre columna (espacio anular) y el líquido ingresa a la bomba de profundidad. El diseño de estas trampas de gas es muy variado de acuerdo a la calidad de fluido a bombear. La mayor parte de las trampas de gas Llevan un niple en su parte inferior donde se recuperan sólidos que han podido ingresar dentro de la rampa. Bomba De Profundidad.- Es el principal elemento dentro de la instalación de bombeo mecánico está conformado por un cilindro llamado “funda”, camisa o barril de trabajo, en cuyo extremo inferior se encuentra instalada una válvula llamada válvula de pie, dentro de la funda se mueve el émbolo o pistón que posee otra válvula viajera. La energía del movimiento oscilante que se proporciona al émbolo es mediante la sarta de varillas. Sarta De Varillas De Bombeo.- Es un conjunto de barras elásticas, macizas conectadas una con las otras a través de roscas especiales, las juntas pueden conectarse con cuplas o varillas integrables “hembra y macho”. Son encargadas de transmitir el movimiento del equipo de bombeo a la bomba de profundidad.

Vástago Pulido.- Es una varilla maciza pulida al Ni, Cr y tiene rosca fina es el nexo entre las conexiones superficiales y está sometida a las fuerzas de tensión. Durante el trabajo de la unidad de bombeo mecánico este vástago pulido se está moviendo dentro de la estopa.

Funciones Del Vástago Pulido.- Tiene dos funciones específicas 1.Resistir todo el peso de la sarta de varillas y fluido. 2.- No permitir el flujo de los fluidos por la prensa estopa pese a estar en movimiento. CAMPO CAMIRI-CAMPO GUAIRUY |Arturo Arce Soto

ANEXO, CONCLUSION Y RECOMENDACION 2 La “T” De Flujo .- Conecta tres elementos que poseen tres diferentes roscas hembras, la de la prensa estopa que es rosca fina, la de la tubería del pozo que es una rosca de alta resistencia y la de la tubería que tiene una rosca común.

Prensa Estopa.- Es un conjunto de anillos metálicos, anillos de goma y anillos antifricción que presionan al vástago fluido sin permitir el flujo de fluido en superficie, cuando el vástago pulido está deslizándose dentro de los anillos durante el bombeo.

Cabezal.- Es un implemento que ensambla el colgador mediante las riendas con el balancín. Colgador.- Es un bloque que está conectado mediante la rienda al cabezal, sobre el colgador asienta la grampa que aprisiona al vástago pulido. Riendas.- Son cables y unen al cabezal con el colgador. Balancín.- Es una viga de perfil en “I” que conecta el cabezal con el contrapeso y el sistema biela - manivela, descansa mediante una articulación en el poste maestro. Manivela.- Es una estructura sólida está constituida por una serie de agujeros para el pasador de la biela, a través de estos agujeros se

Pueden ajustar, las carreras más largas o más cortas del vástago pulido. Algunos tipos de unidades de bombeo mecánico llevan el contrapeso en la manivela y otras en el extremo o parte de atrás del balancín.

Biela.- Por medio de los pesadores de la manivela los miembros laterales de la biela están asegurados a la manivela. El extremo de la biela que está asegurada a la manivela tiene un movimiento rotatorio con un radio igual a la manivela, mientras que el otro extremo que esta juntado al

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ANEXO, CONCLUSION Y RECOMENDACION 2 Balancín tiene un movimiento Lineal oscilante proporcionando la fuerza para operar el balancín. Sistema Biela – Manivela.- Es el que cambia el movimiento circular por movimiento oscilante. La longitud de la carrera varía en tres o más longitudes. Para conseguir carreras diferentes se varía la posición de la biela en la conexión con el cigüeñal. Engranaje Reductor O Caja Reductora.- La función que cumple es la de reducir la velocidad del motor a un valor menor que apropiado para operar la unidad. El engranaje reductor es acoplado al motor por medio de cadenas o correas en “V”, el engranaje reductor es de simple, doble o triple reducción. 

Simple de 1 a 12 o 15 vueltas



Doble de 1 a 30 vueltas



Triple de 1 a 45 o 50 vueltas

Contrapeso.- Constituye la carga equivalente del peso la sarta de varilla y del fluido actuante sobre la superficie transversal del embolo. La ubicación de los contrapesos en la estructura de superficie está de acuerdo al diseño de los fabricantes unos lo ubican en forma de placas en el extremo del balancín y otros en la manivela.

Motor.- El motor en superficie es el que suministra la potencia al sistema. Existen dos tipos de motor que son comúnmente utilizados: 

Motores de combustión interna



Motores eléctricos

9.2.2. Instrumentos De Medición. CAMPO CAMIRI-CAMPO GUAIRUY |Arturo Arce Soto

ANEXO, CONCLUSION Y RECOMENDACION 2 En el bombeo mecánico tenemos dos instrumentos auxiliares para determinar el funcionamiento de la bomba.  Dinamómetro.- Es un registro continuo de todas las fuerzas actuantes a lo largo del vástago pulido para cualquier instante del ciclo de bombeo.

 Ecómetro.- Se utiliza para determinar el nivel del fluido en un pozo haciendo una carga en superficie.

9.3. Por Inyección de Gas Lift. Se trata de un método de extracción artificial basado en la inyección de un gas con el objeto de elevar el fluido del pozo a la superficie, utilizando las condiciones físicas, propias de los gases, de tener muy baja densidad y expandirse en forma inversa a la presión a la que están sometidos, y en relación directa a la temperatura.

Figura III-6: Esquemas de pozo con instalación de Gas Lift

El bombeo neumático proporciona muchas ventajas a saber:

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ANEXO, CONCLUSION Y RECOMENDACION 2  Disminución de los costos de elevación, instalación y mantenimiento.  Operación eficiente de pozos de alta y baja producción.  Simplicidad del diseño.  Capacidad de buen funcionamiento ante la presencia de arena, otros sólidos, H2S, CO2.  Muy buen índice de recuperación final del yacimiento.  Aprovechamiento de la energía disponible.  Si no hay presión de gas suficiente permite el uso de compresores con sistemas cerrados.

El sistema permite amplias posibilidades de aplicación si se dispone de los medios necesarios, puesto que puede usarse en pozos pobres y en los que tienen gran capacidad de producción. Tiene muy pocas limitaciones extractivas y puede operar petróleos de diversos tipos y además la arena contenida en el fluido no afecta al conjunto en la misma medida que en otros, no obstante la resolución económica es la que prevalecerá en la decisión, porque será necesario disponer de suficiente gas, y de la presión adecuada a las condiciones y requerimientos del pozo.

Podría presentarse como de gran conveniencia, si el yacimiento dispusiera de pozos de gas de alta presión y menos económico en el caso de ser necesario comprimir con medios mecánicos. En pozos desviados o dirigidos donde el bombeo mecánico presenta serias dificultades como así también, en los profundos, es conveniente su uso. Debido al sistema neumático de operación, el Casing debe estar en perfectas condiciones y ofrecer una hermeticidad total.

9.3.1. Instalaciones de Superficie. No quedan dudas de que el elemento motor de la producción será en éste caso el gas, el que sí es producido por pozos de alta presión, irá a un

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ANEXO, CONCLUSION Y RECOMENDACION 2 Separador de líquidos, eventualmente a un tratamiento para deshidratarlo, y luego al sistema de distribución. Sin analizar la conveniencia de los diferentes sistemas, se adoptará el más generalizado para éste trabajo y consiste en líneas troncales que alimentan los conjuntos distribuidores, encargados de abastecer cada uno de los pozos de su zona. El conjunto se compone de válvulas, orificios o reguladoras de caudal y puentes de medición para permitir el adecuado control de la inyección en cada pozo. Las conexiones en el pozo que corresponden a ambos sistemas, difieren solamente en la Parte de inyección conectada al Casing o «entre columnas»: En el caso de inyección continua, tendrán una válvula reguladora de flujo tipo orificio, reguladora automática, o bien un porta orificio y válvulas de bloqueo y purga como en todos los pozos gas Lift. Es importante mencionar que no se deben usar las válvulas de bloqueo para «restringir» el paso de gas porque no están preparadas para esa función y se dañarán de tal manera que no serán útiles para cerrar cuando sea necesario, y se trata de un elemento de alto costo. Los pozos en inyección intermitente, poseen además una válvula neumática que opera con un temporizador controlador, que permitirá el ingreso o no del gas al pozo de acuerdo al programa preestablecido.

Los actuadores modernos, electrónicos que operan con un amplio rango en los parámetros presión y tiempo, son los preferidos por el servicio que ofrecen. 9.3.2.

Instalaciones de sub-superficie. El objetivo de las instalaciones dentro del pozo, será el de crear las condiciones de acuerdo a lo revisado al inicio de éste tema, y se diseñan utilizando información del Pozo y las condiciones físicas de los líquidos y gases que se manejan, además de las presiones y caudales de gas disponible. Usualmente se utilizan tablas preestablecidas porque son pocas las

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ANEXO, CONCLUSION Y RECOMENDACION 2 variables en un yacimiento ya que la generalidad de las condiciones es la misma, por lo tanto el cálculo individual estará orientado a la posición de las válvulas para el arranque del pozo que es el punto crítico del sistemas, aplicable tanto a la forma continua como la intermitente.

Donde las condiciones del pozo lo permiten y se elige la inyección continua, ésta puede ser por inyección tipo «jet» o bien con válvulas piloto y/o convencionales. El jet responderá a la simple mezcla a alta velocidad del gas inyectado, con el petróleo del pozo para su elevación. La válvula piloto operará normalmente abierta y cerrará cuando las condiciones de la presión diferencial así lo requieran. La válvula convencional, pre-calibrada, también responde a las variaciones de presión tanto en la inyección como en el pozo. 9.3.3. Ejemplos de Instalaciones para una zona productora. 

Pozo abierto



Pozo semicerrada



Pozo cerrado

Figura III-7: Esquemas de pozos

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ANEXO, CONCLUSION Y RECOMENDACION 2 También existen instalaciones con cámara de Presión. Estos pozos son ideales para pozos con baja presión de fondo y alto índice de productividad Existen dos tipos de Inyección de Gas Lift, ya sea Continua o Intermitente. 9.3.4.

Inyección Continua. En este régimen, el gas se inyecta continuamente bajo alta presión en el Casing para gasificar la columna del fluido y aligerarla. Esto disminuye la presión de la columna hidrostática para que la baja presión hidrostática en la zona productora, permita que el pozo fluya con el régimen deseado. De esta forma, el pozo proporcionará un flujo continuo igual que un pozo surgente. Para que el pozo Surja eficientemente, es necesario instalar una válvula Gas Lift en la mayor profundidad posible en función de la presión de inyección con que se disponga y la presión de fluencia de la capa o reservorio. La válvula deberá funcionar como un orificio variable, compensador de los cambios de presión efectuados en la superficie, o por los de la propia columna, Para proporcionar el régimen de producción más eficiente. En inyección Continua, en superficie se mantiene una estable presión de gas por entre columnas, mientras que las válvulas, según su calibrado y censando la presión de tubing, son las encargadas del aporte de gas de inyección. Este sistema prevé una válvula o más, que permiten el ingreso permanente del gas al tubing mientras entra simultáneamente el petróleo del pozo, por lo tanto lo que ocurre es que el gas mantiene una columna más «liviana» facilitando las condiciones de producción.

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ANEXO, CONCLUSION Y RECOMENDACION 2 Figura III-8: Inyección Continua

Se aprovecha de la inyección continua en el caso de los pozos que tienen alta índice de producción y alta presión de yacimiento en proporción con la profundidad del pozo. 9.3.5.

Inyección Intermitente. El principio de operación del régimen intermitente es el de la expansión del gas inyectado bajo alta presión, a medida que asciende hacia una salida de baja presión. Se utiliza una válvula de orificio grande, que permite un control Completo de la inyección del gas. Hay que inyectar un volumen de gas bajo una presión suficiente para elevar el fluido a la superficie con la pérdida mínima. La válvula deberá inyectar sólo el volumen de gas requerido para elevar el fluido Eficazmente. El tipo de

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ANEXO, CONCLUSION Y RECOMENDACION 2 Válvula instalada determina si se usa en la superficie un controlador (temporizado) con válvula motriz o un estrangulador de orificio instalado en la línea de inyección del gas. Es recomendable la inyección intermitente en el caso de los pozos de: 

Alto índice de productividad con baja presión de fondo.



Bajo índice de productividad con baja presión de fondo

Se pueden encontrar dos métodos de control de inyección del gas:

a) El de controlador, el cual consiste en una válvula motriz accionada por un temporizador. Inyecta el gas en el espacio anular en intervalos periódicos selectivos. Se regulan los ciclos de inyección en función de la acumulación de los fluidos en el pozo con el fin de proporcionar el régimen de producción más eficaz.

b) En el otro método, la válvula gas Lift misma controla la inyección y la instalación de superficie incluye un estrangulador o la combinación de estrangular y regulador.

En la figura se esquematiza una instalación para producir por el sistema intermitente y muestra en el corte A, la válvula inferior de operaciones cerrada al completarse un ciclo, por lo tanto se observa el líquido ya en la línea de Conducción. En B, el petróleo de la formación está ingresando en el tubing porque se han dado las condiciones de presión para que ello ocurra. En el corte C, abre la válvula de operaciones, porque el control de intermitencia en superficie permite la entrada de gas, y éste al entrar al tubing se ubica en la parte inferior del líquido e inicia su elevación.

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ANEXO, CONCLUSION Y RECOMENDACION 2

Figura III-9: Inyección Intermitente

Por las condiciones descritas anteriormente, éste estado se mantiene en D, mientras el líquido viaja hacia arriba por el tubing, y hasta que llegue aproximadamente a la superficie, el próximo paso será el reinicio del ciclo

Como en A. Muchas son las variantes alternativas para mejorar lo descripto, pero éste es el principio básico. Los pozos con mayor índice de productividad lo que significa que tienen mayor capacidad de producción y consecuentemente mayor es también la presión de surgencia, utilizan el Sistema continúo. Este sistema prevé una válvula, que permite el ingreso permanente del gas al tubing, mientras entra simultáneamente el petróleo del pozo por lo tanto lo que ocurre es que el gas mantiene una columna más «liviana» facilitando las condiciones de producción

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ANEXO, CONCLUSION Y RECOMENDACION 2 9.4. Plunger Lift.

Un sistema de Plunger Lift es un método eficiente y de bajo costo para aumentar y optimizar la producción de pozos de gas y petróleo que tienen características de flujo marginal. Funcionalmente ofrece una interface mecánica entre los Producido y el gas. Utilizando la propia energía del pozo para el levantamiento, los líquidos son empujados hacia la superficie mediante el movimiento del pistón de desplazamiento libre que se desplaza desde el fondo del pozo hasta la superficie. Esta interface mecánica elimina la caída de líquido, con el que se incrementa la eficiencia de levantamiento de los fluidos del pozo y a su vez, la reducción de la presión de fondo de flujo promedia aumenta el flujo de entrada. El desplazamiento del pistón normalmente se produce por gas de formación acumulado en el espacio anular entre la cañería de revestimiento y la tubería de producción o por debajo del packer durante un periodo de cierre, a medida que el pozo se va abriendo y la presión de fondo fluyente tiene la oportunidad de disminuir, el gas acumulado se desplaza hasta el extremo de la tubería de producción y empuja el pistón hasta la superficie. Esta operación intermitente se repite varias veces al día. El Plunger Lift es el sistema que más racionalmente utiliza la energía del pozo (pozos autónomos) o la energía provista en forma de gas a presión por una fuente externa (pozos Aislados) agregándose a este concepto fundamental otros tan importantes como: fácil instalación, sencillez operativa, gran confiabilidad, bajo costo de inversión operativa y la solución a problemas que otros sistemas no resuelven como acumulación de parafina, incrementos de operación de cargas líquidas en pozos gasíferos, necesidad de operar en relaciones gas-líquido relativamente altas, golpes de gas en bombas, baja eficiencia de producción, etc. El pistón de desplazamiento viaja libre dentro de la tubería de abajo hacia arriba y viceversa a manera de ciclo, estos ciclos realizados por el pistón operan como si fueran un sistema de auto gas Lift, utiliza la propia energía del gas acumulado entre la columna de la tubería y de la cañería para elevar los líquidos acumulados en el fondo de la tubería.

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ANEXO, CONCLUSION Y RECOMENDACION 2 Los ciclos de operación del Plunger Lift son controlados y operados automáticamente por una microcomputadora en la boca del pozo, alimentada por una celda fotovoltaica. 9.4.1.

Ciclo de operación. Los ciclos de operación del Plunger Lift son similares a los del auto gas Lift. En la operación del Plunger Lift se pueden identificar cuatro ciclos perfectamente diferenciados los cuales se describen a continuación. Figura III-10: Esquemas de pozo con Plunger Lift

1er. Ciclo: Arribo del Plunger Lift al fondo de la tubería Las presiones de la tubería y la cañería se encuentran casi ecualizadas a un valor mínimo que corresponde aproximadamente al de la línea de producción. El pistón se encuentra en el tope inferior de la tubería, recién arribado después de finalizar el ciclo anterior. En este instante encima del zapato de la tubería habrá una altura H1 de líquido, que será función del pequeño desequilibrio de presiones entre la cañería, la tubería y el líquido remanente de la carrera anterior. 2do Ciclo: Carga del Plunger La presión en la cañería Pc va en aumento y la altura de la tubería Pt es levemente superior a la de la línea de CAMPO CAMIRI-CAMPO GUAIRUY |Arturo Arce Soto

ANEXO, CONCLUSION Y RECOMENDACION 2

Producción Pp. El pistón permanece en el tope inferior de la tubería, la formación aporta fluidos al interior de la cañería penetrando en la tubería y aumentando la columna en un valor de H2. En este ciclo, el gas se encuentra en la entre columna de la cañería y la tubería, que desplaza el líquido desde la cañería hacia tubería por la diferencia de presiones existentes entre ambas.

3er Ciclo: Ascenso del pistón La presión de cañería es mucho mayor que la presión de la tubería. En el momento que la presión de cañería alcanza

su máximo valor y la columna de líquido acumulado en la tubería logra una altura (H1 + H2) sobre el pistón, se producirá el ascenso del pistón y el colchón de líquido que se encuentre sobre él. En este ciclo se producirá la máxima presión de cañería un momento antes de que inicie el ascenso del pistón, luego irá disminuyendo a medida que el pistón se eleve.

4to. Ciclo: El pistón en superficie La presión en la cañería Pc disminuye abruptamente y la tubería Pt aumenta. El pistón al arribar al tope superior de la tubería descarga todo el líquido que levantó en la línea de producción, que pasará a constituirse en el volumen de líquido producido.

Un cierto volumen de petróleo quedará adherido a la pared interna de la tubería, esta pérdida se denomina “fallback” y es minimizada por el diseño eficiente del Plunger. Luego de descargar el colchón de líquido a la línea de producción y quedar el pistón retenido en la cabeza de la tubería se producirá una gran fluencia de gas hacia la línea de producción, la cual corresponde a la descompresión de la cañería y de la tubería. Esta presión tuvo su valor máximo en la cañería cuando comenzó a elevar el pistón. El valor mínimo de la fluencia del gas estará dado por la presión de línea Pp. El equipo empleado en el sistema de Plunger Lift puede ser dividido en tres categorías: CAMPO CAMIRI-CAMPO GUAIRUY |Arturo Arce Soto

ANEXO, CONCLUSION Y RECOMENDACION 2 

Equipo subsuperficial.



Equipo superficial.



Equipo de fondo.

9.4.2. Equipo Subsuperficial – pistones. El corazón de un sistema de Plunger Lift es el pistón (Plunger) que crea una interface entre el gas y el líquido. Existen varios tipos de pistones, todos operan con el mismo principio básico, las variaciones son: la Eficiencia de cierre, arreglos del peso y desvío, normalmente cada pistón tiene ciertas ventajas en una situación dada.

9.4.3. Equipo Superficial. 

Lubricadores y agarradores



Sensores



Válvula motora



Controlador de sistema

9.4.4. Equipo De Fondo. El ensamble de fondo consiste de un tope y resorte, se diseñan y fabrican en varias configuraciones. Actúan como límite inferior para el viaje del pistón y absorben el impacto del mismo cuando llega al fondo del pozo. Las combinaciones dependen del tipo de tubería y el sistema mecánico de conexión del pozo.

10. INSTALACIONES DE TRANSPORTE Y ALMACENAJE EXTERNOS. El campo Camiri, entrega el petróleo producido a la estación de Chorety vía ducto donde existen tanques de almacenaje perteneciente a YPFB Transporte.

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ANEXO, CONCLUSION Y RECOMENDACION 2 11. POZOS EXISTENTES. Actualmente se tiene 165 pozos perforados, 22 pozos son productores que mayormente están terminados con arreglo simple, 3 sumideros, 67 cerrados y 74 abandonados. El campo es productor de la formación Iquiri de los reservorios: Arenisca Cero, Parapetí, Camiri, 1-2, Sararenda, Primer Grupo y Basales 1-2. Los 22 Pozos productores de hidrocarburos tienen su línea de conducción a las siguientes baterías que llegan por líneas de recolección son los siguientes: Tabla III-1: Pozos en Producción BATERIA

# LINEAS

16

5

17

7

SATELITE

3

4

5

TOTAL

POZO CAM-80 CAM-73 CAM57 CAM-79 CAM-3 CAM105LL CAM105LC CAM-162 CAM-175 CAM-111 CAM-89 CAM-166 CAM-167 CAM-106 CAM-134 CAM-113 CAM-114 CAM-120 CAM-122 CAM-123

METODO G.L G.L G.L G.L U.B.M G.L

PET. 2 6 7 12 20 17

GAS 20 34 30 30 0 35

AGUA 0 0 0 0 0 0

G.L

9

34

0

G.L G.L S/N G.L G.L G.L G.L G.L S/N G.L G.L G.L G.L

2 2 1 8 13 6 2 5 3 5 7 8 5 140

21 21 20 33 32 28 15 22 127 27 25 36 25 615

0 0 0 0 0 0 1 2 0 0 0 0 0 5

FUENTE: PROPIA

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ANEXO, CONCLUSION Y RECOMENDACION 2 12. DESCRIPCIÓN DE LA PLANTA DE PROCESAMIENTO DE GAS. El procesamiento del gas tiene los siguientes objetivos: 

Cuando llega el gas a los Booster con 90-100 PSI para acondicionarlo a 720-740 PSI, como también reducir el contenido de hidrocarburos pesados y el agua que se encuentra asociado con el gas.



Posteriormente se lo utiliza como energía de inyección de gas Lift en los diferentes pozos del campo Camiri. Figura III-11: Imagen Aérea de la Planta Camiri

En la Planta de Gas se tiene los siguientes sistemas:             

Sistema de compresión del gas natural Sistema deshidratación Sistema de separación o recuperación de condensado Sistema de almacenaje y bombeo Sistema de descarguío de petróleo Aguas Remanentes Sistemas auxiliares Sistema de provisión de agua Sistema de generación de energía eléctrica Sistema de seguridad Sistema contra incendio Sistema de aire de instrumentación Sistema de carguío de gas para vehículos

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ANEXO, CONCLUSION Y RECOMENDACION 2016 12.1. Diagrama de flujo de la Planta Camiri. Figura III-12: Diagrama Planta de Gas Camiri

FUENTE: PROPIA

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ANEXO, CONCLUSION Y RECOMENDACION 2 12.2. Sistema de compresión del gas natural. La compresión del gas se realiza por un equipo “moto-compresor” denominado comúnmente compresor Ariel. También se tiene otro compresor en reserva en caso de que pueda ocurrir algún desperfecto mecánico o algún paro por mantenimiento. Este equipo es un compresor Ajax, estos compresores tienen las siguientes características.

Tabla III-2: Compresor Ariel Unidad:

Motor

Marca:

Waukesha

Modelo:

F 3521 GSI

Serie:

F-7815

Tipo:

A Gas Natural

Capacidad

4.0 MMSCFD

Rpm

1200

Tipo:

Reciprocante

Tabla III-3: Compresor AJAX Unidad:

Motor

Marca:

Ajax DPC-360

Serie:

77358

Compresor

Cooper YKCA

Serie:

7016

Tipo:

Reciprocante

12.3. Proceso de compresión del gas - Compresor Ariel. Se lo realiza en dos etapas. El objetivo principal de esta compresión es comprimir el gas que llega de los Booster tres, cinco y seis por la línea de succión, con una presión entre 80-100 PSI, para comprimirlo entre 720-740

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ANEXO, CONCLUSION Y RECOMENDACION 2 PSI, que luego Es Retirada por la línea de descarga cuya finalidad es tener la suficiente presión para poder arrancar los pozos que utilizan el método de extracción artificial Gas Lift. 12.4. Etapas del Compresor. 12.4.1. Primera Etapa. El gas ingresa por la línea de succión a un depurador con una presión entre 80-100 PSI y una temperatura de entre 70-90 ºF, en dicho depurador se depura el gas de sus condensados (Vapores y Líquidos), posteriormente el gas ingresa a un cilindro (succión de la primera etapa), donde el gas es comprimido y la presión se eleva a 270 -280 PSI una temperatura de 220– 230 ºF, debido a la alta temperatura el gas debe circular a un enfriador llamado comúnmente “Cooler” con el objetivo de reducir la temperatura a 90-100 ºF, ya que al trabajar con altas temperaturas el compresor Ariel se podría dilatar, las condiciones de descarga de la primera etapa es la succión de la segunda etapa. Diagrama del proceso de compresión por etapas: Figura III-13: Etapas del Compresor

FUENTE: PROPIA

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ANEXO, CONCLUSION Y RECOMENDACION 2 12.4.2. Segunda Etapa. El gas nuevamente ingresa a otro depurador que de seguro extraerá condensado debido al incremento de presión y temperatura. Luego el gas va a un cilindro “succión de segunda etapa”, con una presión de 270 -280 PSI y una temperara de 90 -100 ºF, para comprimir nuevamente el gas a una presión de 720–740 PSI y una temperatura de 210-220 ºF debido a la compresión del gas, nuevamente se hace circular por el enfriador “Cooler” para reducir a una temperatura a 90 -100 ºF. El gas continua su flujo con una presión de 720 – 740 PSI y una temperatura de 90-100 ºF hasta un depurador final ubicado a la salida del sistema para extraer el condensado que se forma por los cambios de las condiciones de trabajo (presión y temperatura. Posteriormente el gas sale por la línea de descarga de la planta e ira al sistema de deshidratación del gas. 12.5. Sistema deshidratación. Sistema de deshidratación de gas se llama al proceso de poner en contacto el gas húmedo en contra corriente de algún agente o Desecante líquido que sea altamente absorbedor del agua, como por ejemplo el Trietilnglicol (TEG) utilizado para la deshidratación utilizando una Torre Contactora, en una geometría de etapa vertical, formado por platos y bandejas de burbujeo. 12.5.1. Descripción del proceso en la torre contactora. El gas húmedo fluye del sistema de compresión hacia la torre Contactora de Glicol por el fondo de la columna de la torre con una presión de 720-740 PSI y 90 ºF, circula en forma ascendente pasando por las bandejas de burbujeo para que este en contacto con el Glicol pobre que proviene del sistema de regeneración del Glicol. El Glicol ingresa por la parte superior de la torre contactora con una temperatura entre 110-120 ºF circulando hacia abajo llegando a las bandejas donde hace contacto con el gas en contra corriente.

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ANEXO, CONCLUSION Y RECOMENDACION 2 Figura III-14: Torre Contactora

FUENTE: PROPIA

El gas suelta el agua y se vuelve más seco a medida que asciende por cada bandeja sucesiva. El glicol se mezcla más de agua mientras desciende por cada bandeja. Sobre las bandejas se hallan los vertederos y los tubos de flujo descendentes. Los vertederos, que son como dispositivos de represamiento, se usan para mantener el nivel de glicol por encima de las aperturas en los casquetes de burbujeo. Los tubos de flujo descendente transportan el glicol a las bandejas inferiores.

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ANEXO, CONCLUSION Y RECOMENDACION 2

Figura III-15: Burbujeo

12.6. Regeneración de Glicol. El Glicol llega de la torre contactora como glicol Rico en agua con una temperatura de 70-80 ºF donde entra a un intercambiador de calor Glicol Rico/Glicol Pobre, luego hace su ingreso al tanque de flasheo, donde es separado el gas que pueda contener, este gas es eliminado por la línea de venteo y el glicol Rico sale por la parte inferior. El glicol rico sigue su flujo hacia un filtro con el objetivo de retener sólidos que contenga el glicol, por consecuencia de la corrosión del equipo. Posteriormente se dirige hacia el tanque de regeneración de glicol en el cual el glicol rico entra por el destilador y al entrar en contacto con la temperatura del regenerador el agua logra evaporarse y sale a la atmosfera por la chimenea debido a que el regenerador trabaja a una temperatura de 350 a 375 ºF y el punto de ebullición del agua es de 212 ºF. El glicol regenerado o glicol pobre Pasará por rebalse del rehervido hacia el tanque de surgencia intercambiando calor glicol rico/glicol pobre. La bomba de doble efecto succiona el glicol pobre a una temperatura de 200 ºF y es impulsado a una presión de 740-750 PSI, en el cual hace su ingreso a un intercambiador de calor, glicol pobre/agua, para poder bajar la temperatura, luego ingresa a otro intercambiador de calor glicol pobre/Gas seco para controlar que ingrese el Glicol con una temperatura mayor en 10- 15 ºF que la Del gas húmedo. Es importante mantener una buena concentración de glicol o pureza ya que mientras más alta sea la concentración del glicol mayor será la absorbedor del agua del gas natural. CAMPO CAMIRI-CAMPO GUAIRUY |Arturo Arce Soto

ANEXO, CONCLUSION Y RECOMENDACION 2016 Figura III-16: Regeneración de Glicol

FUENTE: PROPIA

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ANEXO, CONCLUSION Y RECOMENDACION 2 12.7. Sistema de separación o recuperación de condensado. En planta Camiri se recupera condensado, producto de la compresión del gas en Depuradores de la Primera etapa y Segunda etapa del Sistema, en la torre contactora y en la línea Matriz. Luego el condensado fluye primeramente a dos separadores verticales pasando por un Volumetro para luego llegar finalmente al tanque de almacenamiento. La gasolina natural o condensado pasa a un separador con una presión de 90-100 PSI para separar el gas que pueda contener el condensado, el gas es enviado a la línea de succión y el condensado fluye al segundo separador con una presión de 20-25 PSI el cual separa el gas que pueda contener con la reducción de presión. Luego pasa a un Volumetro para poder ser contabilizado, el volumen que almacena el Volumetro equivale a un barril, después de ser contabilizado el condensado es enviado por la línea de descarga a un colector, donde por una línea individual pasa al tanque Nº 3 donde se almacena conjuntamente con el petróleo. Diagrama del proceso: Figura III-17: Recuperación de Condensado

FUENTE: PROPIA

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ANEXO, CONCLUSION Y RECOMENDACION 2

Características de estos Separadores y Volumetro: Tabla III-4: Separador 1ª Etapa Tipo

S-201

Tamaño

22" OD* 6'

Capacidad Gas

3,4 MMPC

Capacidad Oíl

600 BPD

Pº hidro-test

188 PSI

Max Pº W

125 PSI a 100 ºF

Pº W separador

90-100 PSI

Tabla III-5: Separador 2ª Etapa Tipo

S-201

Tamaño

22" OD* 6'

Capacidad Gas

3,4 MMPC

Capacidad Oíl

600 BPD

Pº hidro-test

188 PSI

Max Pº W

125 PSI a 100 ºF

Pº W separador

20-25 PSI

Tabla III-6: Volumetro Tipo

C.V.

Tamaño

24" OD* 24'

Ctte

0,0454 Bbls/pulg

Capacidad Oíl

720 BPD

Max Pº

125 PSI a 250 ºF

Vol. Dump Bbls

1

Dump Lenght. Inc

22"

Peso

393 Lbs.

12.8. Sistema o Área de Almacenamiento y Bombeo. El Petróleo y condensado ingresa por un colector, en el colector se identifica las líneas de la Zona Norte, Zona Central y Zona Sur y condensado, luego

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ANEXO, CONCLUSION Y RECOMENDACION 2

ingresa al tanque contador Nº 3 el tanque tiene una capacidad de 250 Bbl, por una línea de 2" en el cual por rebalse el petróleo fluye a los tanques de almacenamiento Nº 1 y Nº 2, por una línea de 3", estos tanques tienen una capacidad de 1000 Bbl. La función del Tanque Nº 3 es separar el agua y sedimentos del petróleo también evitar que pasen al tanque Nº 1 y Nº 2, denominado contador porque ahí se controla el nivel del corte de agua/petróleo. Área de descarguito de petróleo donde recepciona el petróleo que llega en cisternas del Campo Guairuy, el cual es almacenado y medido en el tanque Nº 4 que tiene una capacidad de 250 Bbl, por medio de una bomba Centrifuga. Luego por la misma bomba centrifuga es bombeado al tanque Nº 3, para luego pasar por rebalse y ser almacenado en el tanque Nº 1 y Nº 2. Una vez que se tiene un volumen entre 80 y 90 % de petróleo en los tanques de almacenamiento Nº 1 y Nº 2, el petróleo es entregado a YPFB – TRANSPORTE. Figura III-18: Diagrama de Almacenamiento DIAGRAMA AREA DE ALMACENAMIENTO PLANTA Línea Venteo 3"

Tablero Electrico

Línea Venteo

Descarga

L. Rev alce a Tanque

Tablero Electrico

Entrada Condensado

Línea de Succión

SIMBOLOGIA Valvula Check

Línea de HC

Valvula Cortina

Línea de Agua

Valvula Automatica

Línea de Venteo

Valvula Tipo Mariposa

Línea de Condensado

Valvula tres Vias Bomba Neomatica Bomba Centrifuga

FUENTE: PROPIA

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ANEXO, CONCLUSION Y RECOMENDACION 2 La transferencia de petróleo desde la planta hacia la estación chorety se realiza por gravedad, El petróleo fluye a Chorety por oleoducto de 3", posteriormente se abre la válvula para finalmente llegar a los tanques de YPFBTRANSPORTE. El agua que producen los pozos junto con el petróleo se almacena en los tanques, la cual por diferencia de presión se ubica en la parte inferior del tanque. El agua de los tanques se drena a la piscina API para su respectivo tratamiento químico, luego es bombeada por una bomba centrifuga a una cisterna, para que sea transportada e inyectada a los pozos sumideros.

12.9. Sistemas auxiliares. 12.9.1. Sistema de provisión de agua. La provisión de agua no potable para hidrantes y otros requerimientos, se lo realiza de la quebrada de agua que baja por la zona de la isla Nº 2 ubicada en la zona Norte del Campo Camiri y por gravedad se puede obtener la presión deseada. En la siguiente imagen se puede observar el diagrama del sistema de agua. Figura III-19: Sistema de Provisión de Agua

FUENTE: PROPIA

Mientras que el agua para consumo se lo realiza en botes con agua tratada. CAMPO CAMIRI-CAMPO GUAIRUY |Arturo Arce Soto

ANEXO, CONCLUSION Y RECOMENDACION 2 12.10.

Sistema de generación de energía eléctrica. La energía eléctrica cumple los siguientes objetivos

1. Funcionamiento de las diferentes computadoras que están en la planta 2. Radio de comunicación interna 3. La iluminación de toda la planta Camiri, tomando en cuenta la seguridad requerida y cumplimiento de normas

El abastecimiento de energía eléctrica se lo realiza de la línea Eléctrica de la empresa de servicios CRE, que provee a toda la ciudad de Camiri de energía. Figura III-20: Moto-Generador

FUENTE: PROPIA

En Caso de corte de energía eléctrica proveído por la empresa de servicios eléctricos CRE, se cuenta con una moto-generador que funciona a gas natural, y provee la energía a toda la planta.

12.11.

Sistema de seguridad. La seguridad del personal está a cargo de la empresa de servicios CAVE SRL, para el acceso al campo Camiri se debe cumplir con todo el equipo CAMPO CAMIRI-CAMPO GUAIRUY |Arturo Arce Soto

ANEXO, CONCLUSION Y RECOMENDACION 2 de seguridad, La Empresa cuenta con personal que está monitoreando y controlando cualquier Actividad que se esté realizando, teniendo en cuenta que cualquier actividad que implique un riesgo debe ser aprobada por el personal de seguridad. Todo el personal debe cumplir con el equipo de protección personal EPP Comprende todos aquellos dispositivos, accesorios y vestimentas de diversos diseños que emplea el trabajador para protegerse contra posibles lesiones. Requisitos que debe reunir el EPP Proporcionar máximo confort y su peso debe ser el mínimo compatible con la eficiencia en la protección.  No debe restringir los movimientos del trabajador.  Debe ser durable y de ser posible el mantenimiento debe hacerse en la empresa.  Debe ser construido de acuerdo con las normas de construcción.  Debe tener una apariencia atractiva

Figura III-21: Equipo de Protección Personal

La vigilancia de todo el campo Camiri está a cargo de la empresa de servicios G4S la cual distribuye por todo el campo personal que controla y registra el acceso al campo Camiri. CAMPO CAMIRI-CAMPO GUAIRUY |Arturo Arce Soto

ANEXO, CONCLUSION Y RECOMENDACION 2 12.12.

Sistema contra incendio. En la planta Camiri contamos con cuatro hidrantes en diferentes lugares, también se cuenta con:

Figura III-22: Hidrante

Cuatro extintores de tipo PQS de capacidad 150-300 Lbs. Figura III-23: Extintor 150-300 Lbs.

Y ocho de capacidad de 20-30 Lbs. Figura III-24: Extintor 20-30 Lbs.

Los tanques de almacenamiento de petróleo cuentan con un muro contra derrames en caso de derrame. También se cuenta con hidrantes que en caso de incendio se pueda contener y están ubicados en lugares

Estratégicos de la planta Camiri En la siguiente figura se puede observar la ubicación de los hidrantes en la planta. Figura III-25: Ubicación hidrantes e Extintores CAMPO CAMIRI-CAMPO GUAIRUY |Arturo Arce Soto

ANEXO, CONCLUSION Y RECOMENDACION 2

FUENTE: PROPIA

12.13.

Sistema de aire de instrumentación. Para el funcionamiento de las diferentes válvulas y controladores se cuenta el sistema de aire o gas instrumento. Donde cuenta con dos compresores de aire, uno en funcionamiento y otro en reserva, en caso de no funcionar los dos compresores de aire, se cuenta con una línea de gas para utilizar como gas instrumento, esta línea sale de la línea de succión de la planta luego pasa a en separador para poder atrapar los líquidos que puede contener el gas. Ante cualquier inconveniente con el gas se tiene una línea de Taquiperenda, de la cual se puede comprar gas para cualquier requerimiento de emergencia.

Tabla III-7: Compresores de Aire Compresor de Aire #1 Marca

Compresor de Aire # 2 Quincy

Marca

Quincy

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ANEXO, CONCLUSION Y RECOMENDACION 2 Modelo

391

Modelo

390

Serie

S/D

Serie

33948

Size

7.5 x 4x 4

Size

7.5 x 4x 4

12.14.

Sistema de carguío de gas para vehículos. La planta Camiri cuenta con un carguío de gas Vehicular para poder abastecer de combustible a los vehículos de la empresa, este carguío está conectado a la Línea de descarga del compresor Ariel y se puede cargar con una presión de 720-740 PSI.

12.15.

Cromatografía de gases Campo Camiri. SEP. ENT. PLANTA

ENTRADA TORRE

SALD. TORRE

PRESION PSIG

90

700

700

TEMPERATURA F

60

70

70

GRAV. ESPECIFICA

0.772

0.738.

0.733

GLP BBLS/MMPC

65.69

58.80

58.30

GASOIL BBL/MMPC

17.90

10.90

8.41

Pod.Cal.Real a 60 F

1334.21

1274.11

1281.09

N2

0.536

0.502

0.427

CO2

0.326

0.323

0.3313

C1

74.631

76.994

77.233

C2

13.035

12.464

12.5482

C3

6.524

6.109

6.1241

IC4

1.042

0.869

0.8543

NC4

1.988

1.610

1.545

IC5

0.640

0.469

0.413

NC5

0.547

0.380

0.3228

C6

0.430

0.213

0.1583

C7

0.301

0.068

0.043

TOTAL % MOL.

100.000

100.000

100.00

FUENTE: PROPIA

13. RECOLECCIÓN DE HIDROCARBURO (PETRÓLEO Y GAS). La producción de todos los pozos se recolecta en 4 Baterías. El líquido es almacenado en los tanques de las Baterías y luego es enviado hacia la Planta. El CAMPO CAMIRI-CAMPO GUAIRUY |Arturo Arce Soto

ANEXO, CONCLUSION Y RECOMENDACION 2 gas separado se comprime en los Booster hasta una presión de 90-100 PSI para ser transportado a Planta donde se re comprime a 720-740 PSI para ser inyectado a la línea matriz de gas Lift. El campo se divide en tres zonas donde se ubican las diferentes baterías de producción.

Zona sur 

Batería Nº 4 con Planchada del Cam-122

Zona centro 

Batería Nº 17



Batería Satélite

Zona Norte 

Batería Nº 16

En cada Batería se tiene los siguientes sistemas: 

Sistema de colectores



Sistema de separación



Sistema de compresión del gas natural



Sistema de almacenaje

Descripción de cada batería de producción 14. BATERÍA Nº 4. La Batería 4 se encuentra ubicada en la Zona Sur de Campo Camiri, a esta Batería llegan 6 de líneas de recolección de pozos productores, con una producción promedio entre 27 a 30 Bbls.

14.1. Un colector o manifold.

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ANEXO, CONCLUSION Y RECOMENDACION 2 Los colectores son las líneas que nos permite la recolección de los diferentes pozos que están en la zona, hacia los equipos seleccionados para su operación. La batería consta de dos líneas de recolección:  Línea de prueba  Línea de grupo

Figura III-27: Colector Batería Nº 4

Al Colector llegan los siguientes pozos: Tabla III-8: Pozos en Producción

POZOS CAM-113 CAM-114 CAM-120 CAM-122 CAM-123 CAM-126

SISTEMA DE PRODUCCION S/N G.L G.L. G.L. G.L. G.L.

BPD 3 4 7 8 5 2

CICLOS (Hora)

APERTURA

CIERRE

C/2 Hrs. C/3 Hrs. C/2 Hrs. C/2 Hrs. C/12 Hrs.

00:02:50 00:03:40 00:05:00 00:01:50 12:00:00

01:57:10 02:56:20 01:55:00 01:58:10 12:00:00 FUENTE: PROPIA

También se recupera condensado entre uno y dos barriles del Pulmón de Gas en la Línea de Descarga del Compresor.

14.2. Dos Separadores bifásicos y un Depurador.

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ANEXO, CONCLUSION Y RECOMENDACION 2 Los separadores tienen la finalidad de separar el flujo proveniente de los pozos en producción en sus dos componentes: Líquido y Gas. Cuando se habla del conjunto Petróleo y agua se utiliza la denominación de Líquido. En la Batería se cuenta con dos tipos de separadores; Separador de grupo y separador de prueba.

Figura III-28: Separadores Prueba y Grupo

14.2.1. Separador de Grupo. Nos permite controlar la producción de un grupo de pozos para luego ser almacenado en el tanque dos.

Tabla III-9: Separador Grupo Tipo

S-201

Tamaño

22" OD* 6'

Capacidad Gas

3,4 MMPC

Capacidad Oíl

600 BPD

Pº hidro-test

188 PSI

Max Pº W

125 PSI a 100 ºF

Pº W separador

20 PSI

14.2.2. Separador de Prueba.

CAMPO CAMIRI-CAMPO GUAIRUY |Arturo Arce Soto

ANEXO, CONCLUSION Y RECOMENDACION 2 Nos permite controlar o cuantificar la producción o el comportamiento de un solo pozo por la línea de prueba para luego ser almacenado en el tanque uno.

Tabla III-10: Separador Prueba Tipo

S-201

Tamaño

22" OD* 6'

Capacidad Gas

3,4 MMPC

Capacidad Oíl

600 BPD

Pº hidro-test

188 PSI

Max Pº W

125 PSI a 100 ºF

Pº W separador

20 PSI

14.2.3. Depurador.

Nos permite separar el líquido que arrastra el Gas de los separadores, se diferencia de los separadores por manejar mayores Flujos de Gas. Tabla III-11: Depurador Tipo

A-24

Tamaño

30" OD * 12'

Pº hidro-test

1050 PSI

Max Pº W

700 PSI a 200 ºF

Pº W separador

20 PSI

14.3. Puente de medición o porta placa orificio.

CAMPO CAMIRI-CAMPO GUAIRUY |Arturo Arce Soto

ANEXO, CONCLUSION Y RECOMENDACION 2 Mediante la cual nos permite controlar el caudal de Gas producido o aportado por los Pozos. Cuenta con tres puentes de medición en la cual el puente de prueba y de Grupo es de tipo Camco y el puente de succión es de tipo bridado con una placa de 6”, cada uno está conectado aun gasómetro. Los gasómetros nos sirven para tener en cuenta la presión estática o de flujo y la presión diferencial, también el caudal de Gas que pasando por el gasómetro.

Figura III-29: Registrador de Gas (Gasómetro)

Características Tabla III-12: Gasómetro Línea de Prueba

Tabla III-13: Gasómetro Línea de Grupo

Gasómetro

Foxboro

Gasómetro

ITT-BARTON

TAG

FR – 10

TAG

FR – 11

Diferencial

0 -100" H2O

Diferencial

0 -200" H2O

Estática

0 – 500 PSI

Estática

0 – 500 PSI

Calibración lineal

CH

Calibración lineal

G

Puente

Camco 3"

Puente

Camco 3"

Placa Orificio

1500

Placa Orificio

1875

Bore

3,068

Bore

3,068

Reloj

Acuerda

Reloj

Acuerda

Carta

FX-898074

Carta

MC L-10-S

Tabla III-14: Gasómetro Línea de Succión Gasómetro

ITT-BARTON

CAMPO CAMIRI-CAMPO GUAIRUY |Arturo Arce Soto

ANEXO, CONCLUSION Y RECOMENDACION 2 TAG

FR – 12

Diferencial

0 -100" H2O

Estática

0 – 500 PSI

Calibración lineal

G

Puente

Brid-Placa 6"

Placa Orificio

1750

Bore

6,065

Reloj

Acuerda

Carta

MC L-10-S

14.4. Tres tanques de almacenamiento. Aquí se almacena el petróleo obtenido de los separadores Figura III-30: Tanques De Almacenamiento Batería Nº 4

14.4.1. Tanque Nº 1.

Almacena el producto obtenido por el separador de prueba CAMPO CAMIRI-CAMPO GUAIRUY |Arturo Arce Soto

ANEXO, CONCLUSION Y RECOMENDACION 2 Tabla III-15: Tanque de almacenamiento Nº 1 Altura

5 mts.

Ctte.

1,08822 Bbl/Cm

Capacidad

500 Bbls.

Tipo Base

Plana

Tanque

Abulonado

14.4.2. Tanque Nº 2 Almacena el producto obtenido por el separador de grupo. Tabla III-16: Tanque de almacenamiento Nº 2 Altura

2,50 mts.

Ctte.

2,1292 Bbl/Cm

Capacidad

500 Bbls.

Tipo Base

Plana

Tanque

Abulonado

14.4.3. Tanque Nº 3. Se encuentra en la planchada del CAM-122 14.5. Dos compresores. De marca AJAX, Compresor Nº 5 en funcionamiento y compresor Nº 4 marca LEROY que está en reserva ante cualquier emergencia. Succiona el gas producido en batería con una presión de 10-20 PSI y una temperatura de 60-80 ºF, lo comprime y lo Descarga a una presión de 90-100 PSI y Temperatura de 90-100 ºF, luego esta línea de descarga viene a ser la línea de succión del compresor Ariel de la Planta.

El combustible de este compresor es tomado de la línea Matriz de 700 PSI, la cual es reducida a 140 PSI y luego ingresa aun depurador (Scrubert) donde se elimina el líquido. CAMPO CAMIRI-CAMPO GUAIRUY |Arturo Arce Soto

ANEXO, CONCLUSION Y RECOMENDACION 2 Figura III-31: Booster Nº5

Figura III-32: Booster Nº4

Características: Tabla III-17: Booster Nº4 (Reserva) CAMPO CAMIRI-CAMPO GUAIRUY |Arturo Arce Soto

ANEXO, CONCLUSION Y RECOMENDACION 2 Unidad:

Motor

Marca:

Leroy

Modelo:

6l 3000

Serie:

44 X 1728

Tipo:

A Gas Natural

Capacidad

350 Hp – 1000 Rpm

Compresor

Worthington

Modelo:

Hb-2

Serie:

L66652l-66647

Tipo:

Reciprocante

Capacidad:

3 MMPCD

Uso

Sistema De Recolección De Gas

Tabla III-18: Booster Nº5 (Funcionando) Unidad:

Moto-compresor

Marca:

Ajax

Modelo:

Dpc 230

Serie:

82549

Tipo:

A Gas Natural Horizontal Reciprocante

Capacidad:

230 Hp – 350 Rpm – 2 MMPCD

Uso

Sistema De Recolección De Gas

Tabla III-19: Parámetros de Trabajo del compresor

CAMPO CAMIRI-CAMPO GUAIRUY |Arturo Arce Soto

ANEXO, CONCLUSION Y RECOMENDACION 2 Tº Gas de escape Cil. 1 y2

400-600

Pº de Succión

10-20 PSI

RPM

300-330

Tº de Des. Cil 1 y 2 Comp.

220-260 ºF

Tº Agua Compresor y Motor

130-160 ºF

Pº de Descarga

90-100 PSI

Gas Arranque para Compresor

140 PSI

Gas Combustible a Motor

20-25 PSI

14.6. Equipo de Bombeo. Instalada a la línea de Descuelgue de la batería a planta, utilizada para desplazar el petróleo almacenado en los tanques. Se cuenta con una MotoBomba.

Figura III-33: Equipo de Bombeo

14.7. Equipo de Seguridad.

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ANEXO, CONCLUSION Y RECOMENDACION 2 Esta batería cuenta con Hidrantes y grifos, que están suministrados por el tanque de agua que está ubicado al Noreste de dicha Batería (tanque del abra del 113), también contamos con un extintor de polvo Químico para fuego de clase BC su capacidad es de 70 Lbs. Muro Corta fuego al contorno de los tanques de almacenamiento.

Figura III-34: Pozos Productores (Bateria-4)

CAM-113

CAM-120

CAM-126 CAMPO CAMIRI-CAMPO GUAIRUY |Arturo Arce Soto

ANEXO, CONCLUSION Y RECOMENDACION 2

CAM-122

CAM-114

CAM-123

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ANEXO, CONCLUSION Y RECOMENDACION 2016

14.8. Diagrama de flujo de batería. Figura III-35: Diagrama Batería Nº 4

FUENTE: PROPIA

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66

ANEXO, CONCLUSION Y RECOMENDACION 2 15. PLANCHADA DEL CAM-122. La Planchada del Pozo Cam-122 se encuentra ubicada en la Zona Sur, donde toda la Producción de petróleo de esta Planchada es enviada a Batería Nº 4, a esta Planchada llega la recolección de líneas de 3 pozos productores, con una producción promedio de 9 BPD, Constituida por 15.1. Un colector o manifold. Los colectores son las líneas que nos permite la recolección de los diferentes pozos que están en la zona, hacia los equipos seleccionados para su operación.

Figura III-36: Colector Planchada del Cam-122

Al Colector llegan los siguientes pozos: Tabla III-20: Pozos en Producción POZOS CAM-122 CAM-123 CAM-114 CAM-120 CAM-113 CAM-126

SISTEMA DE PRODUCCION G.L. G.L. G.L. G.L. S/N G.L.

BPD 9 4-5 4 7 3+2Cond. 1

CICLOS APERTURA (Hora) C/2 Hrs 00:05:00 C/2 Hrs 00:01:50 C/2 Hrs 00:02:50 C/3 Hrs 00:03:40 CONTINUO --------C/24 Hrs 00:03:30

CIERRE 01:55:00 01:58:10 01:57:00 02:56:20 --------23:56:30

FUENTE: PROPIA

CAMPO CAMIRI-CAMPO GUAIRUY |Arturo Arce Soto

ANEXO, CONCLUSION Y RECOMENDACION 2 15.1.1. Un Separador. Los separadores tienen la finalidad de separar el flujo proveniente de los pozos en producción en sus dos componentes: Líquido y Gas. Cuando se habla del conjunto Petróleo y agua se utiliza la denominación de Líquido. Nos separa el hidrocarburo que producen los pozos 122 o 123 y el petróleo es almacenado en el tanque Nº 3 y el gas es enviado al venteo.

Figura III-37: Separador Planchada del Cam-122

Tabla III-21: Separador Planchada del Cam-122 Tipo

S-301

Tamaño

30" OD* 10'

Capacidad Gas

8,4 MMPC

Capacidad Oíl

1850 BPD

Pº hidro-test

188 PSI

Max Pº W

125 PSI a 100 ºF

Pº W separador

20 PSI

CAMPO CAMIRI-CAMPO GUAIRUY |Arturo Arce Soto

ANEXO, CONCLUSION Y RECOMENDACION 2 15.2. Puente de medición o porta placa orificio. Mediante la cual nos permite controlar el caudal de Gas producido o aportado por los pozos. Cuenta con un puente de medición en la cual mide el gas enviado a la tea o venteo el puente es de tipo Camco y está conectado aun gasómetro. Los gasómetros nos sirven para tener en cuenta la presión estática o de flujo y la presión diferencial, también el caudal de Gas que pasando por el gasómetro. Figura III-38: Registrador de Gas (Gasómetro)

Tabla III-22: Registrador de Gas (Gasómetro) Gasómetro

ITT-BARTON

TAG

FR – 07

Diferencial

0 -200" H2O

Estática

0 – 500 PSI

Calibración lineal

G

Puente

Camco 3"

Placa Orificio

1350

Bore

3,068

Reloj

Acuerda

Carta

MCL-10

CAMPO CAMIRI-CAMPO GUAIRUY |Arturo Arce Soto

ANEXO, CONCLUSION Y RECOMENDACION 2 Un tanque de almacenamiento Aquí es donde se almacena el petróleo separado del separador

Figura III-39: Tanque de almacenamiento

Tabla III-23: Tanque de almacenamiento Altura

5,2 mts

Ctte.

0,505 Bbl/Cm.

Capacidad

250 Bbls.

Tanque

Soldado-Trineo

Tipo Base

Plana

15.3. Equipo de bombeo. En esta planchada Tenemos una bomba Neumática, que nos sirve para bombear la producción del tanque Nº 3 al tanque Nº 1 de la batería Nº4 por la línea del ITP-09 (pozo no productor). El combustible de esta bomba es gas obtenido de la línea Matriz.

CAMPO CAMIRI-CAMPO GUAIRUY |Arturo Arce Soto

ANEXO, CONCLUSION Y RECOMENDACION 2 Figura III-40: Bomba Neumática

15.4. Equipo de Seguridad. Muro Corta fuego al contorno del tanque de almacenamiento Figura III-41: Pozo Cam-122

CAMPO CAMIRI-CAMPO GUAIRUY |Arturo Arce Soto

ANEXO, CONCLUSION Y RECOMENDACION 2016

15.5. Diagrama de flujo. Figura III-42: Diagrama Planchada del CAM-122

FUENTE: PROPIA

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72

ANEXO, CONCLUSION Y RECOMENDACION 2 16. Batería Satélite. La Batería Satélite se encuentra ubicada en la Zona Centro de Campo Camiri, a esta Batería llegan 3 de líneas de recolección de pozos productores, con una producción promedio 11-13 BPD, el gas que llega a esta batería es enviado a la succión del compresor Nº 6 de la Batería Nº 17 y compuesta por: A esta Batería llegan los siguientes pozos

Tabla III-24: Pozos en Producción POZOS CAM-167 CAM-106 CAM-134

SISTEMA DE PRODUCCION G.L. G.L. G.L.

BPD 6 2 5

CICLOS (Hora) C/2 Hrs C/12 Hrs C/8 Hrs

APERTURA

CIERRE

00:03:10 00:06:00 00:07:00

01:56:50 11:54:00 07:53:00 FUENTE: PROPIA

16.1. Tres Separadores bifásicos. Los separadores tienen la finalidad de separar el flujo proveniente de los pozos en producción en sus dos componentes: Líquido y Gas. Cuando se habla del conjunto Petróleo y agua se utiliza la denominación de Líquido. Separador Nº 1.- Separa la producción del pozo CAM-134. Figura III-43: Separador Cam-134

CAMPO CAMIRI-CAMPO GUAIRUY |Arturo Arce Soto

ANEXO, CONCLUSION Y RECOMENDACION 2 Tabla III-25: Separador Cam-134

16.1.1.

Tipo

10R-2

Tamaño

24" OD* 5'

Pº hidro-test

188 PSI

Max Pº W

125 PSI a 100 ºF

Pº W separador

20 PSI

Separador Nº 2.

Separa la producción del pozo CAM-167. Figura III-44: Separador Cam-167

Tabla III-26: Separador Cam-167 Tipo

S-221

Tamaño

22" OD* 6'

Capacidad Gas

3,4 MMPC

Capacidad Oíl

600 BPD

Pº hidro-test

188 PSI

Max Pº W

125 PSI a 100 ºF

Pº W separador

20 PSI

CAMPO CAMIRI-CAMPO GUAIRUY |Arturo Arce Soto

ANEXO, CONCLUSION Y RECOMENDACION 2 16.1.2.

Separador Nº 3.

Separa la producción del pozo CAM-106.

Figura III-45: Separador Cam-106

Tabla III-27: Separador Cam-106 Serial

18600

Tamaño

30" OD* 10'

Capacidad Gas

6000MPC

Capacidad Oíl

6000 BPD

Pº hidro-test

188 PSI

Max Pº W

125 PSI a 100 ºF

16.2. Dos tanques de almacenamiento. Aquí es donde se almacena el petróleo separado en los separadores

CAMPO CAMIRI-CAMPO GUAIRUY |Arturo Arce Soto

ANEXO, CONCLUSION Y RECOMENDACION 2 Figura III-46: Tanques de almacenamiento

16.2.1. Tanque Nº 1. Almacena el producto obtenido por el separador Nº 1 o CAM-134

TablaIII-28: Tanque#1 Altura

5,2 mts

Ctte.

0,505 Bbl/Cm.

Capacidad

250 Bbls.

Tanque

Soldado

Tipo Base

Plana

16.2.2. Tanque Nº 2. Almacena el producto obtenido por el separador Tabla III-29: Tanque #2 Altura

4,80 mts

Ctte.

0,543 Bbl/Cm.

Capacidad

250 Bbls.

Tanque

Soldado

Tipo Base

Plana

CAMPO CAMIRI-CAMPO GUAIRUY |Arturo Arce Soto

ANEXO, CONCLUSION Y RECOMENDACION 2 16.3. Equipo de Seguridad. Muro Corta fuego al contorno de los tanques de almacenamiento. El Descuelgue de esta Batería se lo realiza por Gravedad Figura III-47: Pozos Productores (Batería Satélite) CAM-167

CAM-134

CAM-106

CAMPO CAMIRI-CAMPO GUAIRUY |Arturo Arce Soto

ANEXO, CONCLUSION Y RECOMENDACION 2016 16.4. Diagrama de flujo. Figura III-48: Diagrama Batería Satélite

FUENTE: PROPIA

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78

ANEXO, CONCLUSION Y RECOMENDACION 2

17. BATERÍA Nº 17. La Batería 17 se encuentra ubicada en la Zona Centro de Campo Camiri, a esta Batería llegan 8 de líneas de recolección de pozos productores, aparte 3 pozos que son manuales y 4 que son gasíferos, con una producción promedio entre 52 a 54 BPD. Constituida por:

17.1. Un colector o manifold. Los colectores son las líneas que nos permite la recolección de los diferentes pozos que están en la zona, hacia los equipos seleccionados para su operación. La Batería Consta de dos líneas de recolección: 

Línea de prueba



Línea de grupo

Figura III-49: Colector Batería Nº 17

Al Colector llegan los siguientes pozos:

CAMPO CAMIRI-CAMPO GUAIRUY |Arturo Arce Soto

ANEXO, CONCLUSION Y RECOMENDACION 2 Tabla III-30: Pozos en Producción Batería Nº 17 POZOS CAM-89 CAM-105Lc CAM-105LL CAM-111 CAM-162 CAM-166 CAM-175 CAM-99 CAM-115 CAM-91 CAM-102

SISTEMA DE PRODUCCION G.L.

BPD

G.L G.L. S/N G.L. G.L. G.L. G.L. . G.L.

APERTURA

CIERRE

8

CICLOS (Hora) C/2 Hrs.

00:03:10

01:56:50

10 17 1 2 13 2 1 Gasífero Gasífero 2

C/2 Hrs. C/2 Hrs. C/8 Hrs. C/4 Hrs. C/1 Hrs. C/12 Hrs. C/12Hrs. C/8Hrs. C/12Hrs. MANUAL

00:03:50 00:03:50 01:30:00 00:04:50 00:01:45 00:10:00 00:07:00 04:00:00 00:07:00 -----------

01:56:10 01:56:10 06:30:00 03:56:00 00:58:15 11:50:00 11:53:00 04:00:00 00:07:00 -----------FUENTE:PROPIA

17.2. Tres Separadores bifásicos, un Depurador y un Volumetro. Los separadores tienen la finalidad de separar el flujo proveniente de los pozos en producción en sus dos componentes: Líquido y Gas. Cuando se habla del conjunto Petróleo y agua se utiliza la denominación de Líquido. En la Batería se cuenta con dos tipos de separadores; Separador de grupo y separador de prueba.

Figura III-50: Separador de Grupo

CAMPO CAMIRI-CAMPO GUAIRUY |Arturo Arce Soto

ANEXO, CONCLUSION Y RECOMENDACION 2 17.2.1. Separador de Grupo.

Nos permite controlar la producción de un grupo de pozos para luego ser almacenado en el tanque Uno. Tabla III-31: Características Separador de Grupo Tipo

S-301

Tamaño

33" OD* 10'

Capacidad Gas

6,4 MMPC

Capacidad Oíl

1850 BPD

Pº hidro-test

188 PSI

Max Pº W

125 PSI a 100 ºF

Pº W separador

20 PSI

Figura III-51: Separadores de pruebas

17.2.2. Separador de Prueba. Los dos Nos permiten controlar o cuantificar la producción o el comportamiento de un solo pozo por la línea de prueba para luego pasar uno de Ellos por el Volumetro y su producción de ambos separadores se almacena en el tanque Dos.

CAMPO CAMIRI-CAMPO GUAIRUY |Arturo Arce Soto

ANEXO, CONCLUSION Y RECOMENDACION 2

Tabla III-32: Características Separadores de Prueba Tipo

S-301

Tamaño

33" OD* 10'

Capacidad Gas

6,4 MMPC

Capacidad Oíl

1850 BPD

Pº hidro-test

188 PSI

Max Pº W

125 PSI a 100 ºF

Pº W separador

20 SI

17.2.3. Depurador. Nos permite separar el líquido que arrastra el Gas de los separadores, se diferencia de los separadores por manejar mayores Flujos de Gas.

Tabla III-33: Características Depurador Tipo

A-2

Tamaño

30" OD* 13'

Capacidad Gas

6000000 PCD

Capacidad Oíl

5000 BPD

Pº hidro-test

188 PSI

Max Pº W

125 PSI a 100 ºF

Pº W separador

20 PSI

CAMPO CAMIRI-CAMPO GUAIRUY |Arturo Arce Soto

ANEXO, CONCLUSION Y RECOMENDACION 2 17.2.4. Volumetro o contabilizador. Nos sirve para contabilizar cuantos barriles de petróleo produce un pozo en específico aquí llega lo que el separador de prueba envía, también se lo utiliza para cuantificar la recuperación de condensado de la línea.

Tabla III-34: Características Volumetro Tipo

C.V.

Tamaño

24" OD* 24'

Ctte

0,0454 Bbls/pulg

Capacidad Oíl

720 BPD

Pº hidro-test

225 PSI

Vol. Dump Bbls

1

Dump Lenght. Inc

22"

17.3. Puente de medición o porta placa orificio. Mediante la cual nos permite controlar el caudal de Gas producido o aportado por los pozos. Cuenta con tres puentes de medición en la cual el puente de prueba y de grupo es de tipo Camco y el puente de succión es de tipo bridado con una placa de 6”, cada uno está conectado aun gasómetro. Los gasómetros nos sirven para tener en cuenta la presión estática o de flujo y la presión diferencial, también el caudal de Gas que pasando por el gasómetro.

CAMPO CAMIRI-CAMPO GUAIRUY |Arturo Arce Soto

ANEXO, CONCLUSION Y RECOMENDACION 2

Figura III-52: Registradores de gas (Gasómetros)

Tabla III-35: Características Gasómetro de línea de Prueba Gasómetro

ITT-BARTON

TAG

FR – 07

Diferencial

0 -200" H2O

Estática

0 – 500 PSI

Calibración lineal

G

Puente

Camco 3"

Placa Orificio

1375

Bore

3,068

Reloj

Acuerda

Carta

MCL-10

CAMPO CAMIRI-CAMPO GUAIRUY |Arturo Arce Soto

ANEXO, CONCLUSION Y RECOMENDACION 2

Tabla III-36: Características Gasómetro de línea de Grupo Gasómetro

ITT-BARTON

TAG

FR – 08

Diferencial

0 -200" H2O

Estática

0 – 500 PSI

Calibración lineal

CH

Puente

Camco 3"

Placa Orificio

2225

Bore

3,068

Reloj

Acuerda

Carta

FX-898074

Tabla III-37: Características Gasómetro de línea de Succión Gasómetro

ITT-BARTON

TAG

FR – 09

Diferencial

0 -100" H2O

Estática

0 – 500 PSI

Calibración lineal

G

Puente

Brid-Placa 6"

Placa Orificio

3000

Bore

6,065

Reloj

Acuerda

Carta

FX-898074

17.4. Dos tanques de almacenamiento.

Aquí es donde se almacena el petróleo que sale de los separadores.

CAMPO CAMIRI-CAMPO GUAIRUY |Arturo Arce Soto

ANEXO, CONCLUSION Y RECOMENDACION 2

Figura III-53: Tanque de Grupo

17.4.1. Tanque Nº 1. Almacena el producto obtenido por el separador de grupo.

Tabla III-38: Tanque Nº 1 Altura

2,44 mts.

Ctte.

2,1292 Bbl/Cm

Capacidad

500 Bbls.

Tipo Base

Plana

Tanque

Abulonado

17.4.2. Tanque Nº 2. Almacena el producto obtenido por los separadores de prueba.

CAMPO CAMIRI-CAMPO GUAIRUY |Arturo Arce Soto

ANEXO, CONCLUSION Y RECOMENDACION 2

Tabla II-39: Tanque Nº 2 Altura

5 mts.

Ctte.

1,08822 Bbl/Cm

Capacidad

500 Bbls.

Tipo Base

Plana

Tanque

Abulonado

17.5. Dos compresores. De marca AJAX, Compresor Nº 6 en funcionamiento y compresor Nº 7 en reserva. Succiona el gas producido en batería con una presión de 5-20 PSI y una temperatura de 60-80 ºF, lo comprime y lo descarga a una presión de 90100 PSI y temperatura de 90-100 ºF. El combustible de este compresor es tomado de la línea Matriz de 700 PSI, la cual es reducida a 140 PSI y luego ingresa aun depurador (Scrubert) donde se elimina el líquido. Figura III-54: Booster Nº 6

CAMPO CAMIRI-CAMPO GUAIRUY |Arturo Arce Soto

ANEXO, CONCLUSION Y RECOMENDACION 2

Tabla III-40: Booster Nº6 (funcionamiento) Unidad:

Moto-compresor

Marca:

Ajax

Modelo:

Dpc 230

Serie:

82682

Tipo:

A Gas Natural Horizontal Reciprocante

Capacidad:

230 Hp – 350 Rpm – 2 MMPCD

Uso

Sistema De Recolección De Gas

Tabla III-41: Booster Nº 7 (Reserva) Unidad:

Motor

Marca:

Waukesha

Modelo:

6 Lrzu-6-L

Tipo:

A Gas Natural Reciprocante

Capacidad:

508 Hp – 1000 Rpm

Uso

Sistema De Recolección De Gas

Modelo:

Cfa-4

Capacidad:

1,8 Mpcd

Tabla III-42: Parámetros de trabajo del Compresor Tº Gas de escape Cil. 1 y 2

400-600

Pº de Succión

5-20 PSI

RPM

300-330

Tº de Des. Cil 1 y 2 Comp.

220-260 ºF

Tº Agua Compresor y Motor

130-160 ºF

Pº de Descarga

90-100 PSI

Gas Arranque para Compresor

140 PSI

Gas Combustible a Motor

20-25 PSI

CAMPO CAMIRI-CAMPO GUAIRUY |Arturo Arce Soto

ANEXO, CONCLUSION Y RECOMENDACION 2

17.6. Equipo de Seguridad. Esta batería cuenta con grifos, que están suministrados por el tanque de agua que está ubicado al este de dicha Batería, también contamos con un extintor de polvo Químico para fuego de clase BC su capacidad es de 70 Lbs. Muro Corta fuego al contorno de los tanques de almacenamiento. El Descuelgue de esta Batería se lo realiza por Gravedad Figura III-55: Pozos Productores Batería (Batería 17) CAM-162

CAM-105 LL-LC

CAM-89

CAM-99

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ANEXO, CONCLUSION Y RECOMENDACION 2 CAM-166

CAM-175

CAM-111

CAM-115

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ANEXO, CONCLUSION Y RECOMENDACION 2016

17.7. Diagrama de flujo. Figura III-56: Diagrama de Bateria-17

FUENTE: PROPIA

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91

ANEXO, CONCLUSION Y RECOMENDACION 2

18. BATERÍA Nº 16. La Batería 16 se encuentra ubicada en la Zona Norte de Campo Camiri, a esta Batería llega la recolección de 6 líneas de pozos productores, tiene una producción promedio entre 49 a 50 BPD. Constituida por:

18.1. Un colector o manifold. Los colectores son las líneas que nos permite la recolección de los diferentes pozos que están en la zona, hacia los equipos seleccionados para su operación. La Batería Consta de dos líneas de recolección:  Línea de prueba  Línea de grupo

Figura III-57: Colector Batería Nº 16

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ANEXO, CONCLUSION Y RECOMENDACION 2 Al Colector llegan los siguientes pozos: Tabla III-43: Pozos en Producción POZOS

BPD

CAM-3

SISTEMA DE PRODUCCION U.B.M.

APERTURA

CIERRE

20

CICLOS (Hora) ----------

----------

----------

CAM-57

G.L

7-8

C/2 Hrs.

00:03:30

01:56:30

CAM-73 CAM-79

G.L.

7

C/2 Hrs.

00:03:40

01:56:20

G.L.

12

C/2 Hrs.

00:15:00

01:45:00

CAM-80

G.L.

1

C/4 Hrs.

00:04:50

03:56:00

CAM-104

G.L.

1

C/12 Hrs.

00:10:00

11:50:00

CAM-65

G.L.

2

MANUAL

----------

------------

CAM-81

Gasífero

FUENTE: PROPIA

Este campo cuenta con un pozo histórico que es el CAM-03, que produce con una Unidad de Bombeo Mecánico, que tiene una producción acumulada a julio de 2014 de 1'861.531 Bbls. Figura III-58: UBM Pozo CAM-03

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ANEXO, CONCLUSION Y RECOMENDACION 2

18.2. Dos Separadores bifásicos y un Volumetro. Los separadores tienen la finalidad de separar el flujo proveniente de los pozos en producción en sus dos componentes: Líquido y Gas. Cuando se habla del conjunto Petróleo y agua se utiliza la denominación de Líquido. En la Batería se cuenta con dos tipos de separadores; Separador de grupo y separador de prueba, también un Volumetro. Figura III-59: Separador de Grupo y Prueba

18.2.1. Separador de Grupo. Nos permite controlar la producción de un grupo de pozos para luego ser almacenado en el tanque dos. Tabla III-44: Características Separador de Grupo Tamaño

30" OD* 10'

Capacidad Gas

6000000 PCD

Capacidad Oíl

6000 BPD

Pº hidro-test

188 PSI

Max Pº W

125 PSI a 100 ºF

Pº W separador

20 PSI

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ANEXO, CONCLUSION Y RECOMENDACION 2 18.2.2. Separador de Prueba. Nos permite controlar o cuantificar la producción o el comportamiento de un solo pozo por la línea de prueba para luego pasar por un Volumetro para ser contabilizado y se almacena en el tanque dos. Tabla III-45: Características Separador de Prueba Tamaño

30" OD* 10'

Capacidad Gas

6000000 PCD

Capacidad Oíl

6000 BPD

Pº hidro-test

188 PSI

Max Pº W

125 PSI a 100 ºF

Pº W separador

20 PSI

18.2.3. Volumetro o contabilizador. Nos sirve para contabilizar cuantos barriles de producto entran al tanque de almacenamiento, presenta las siguientes características. Tabla III-46: Características Volumetro Tipo

C.V.

Tamaño

24" OD* 24'

Ctte

0,0454 Bbls/pulg

Capacidad Oíl

720 BPD

Pº hidro-test

188 PSI

Vol. Dump Bbls

1

Dump Lenght. Inc

22"

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ANEXO, CONCLUSION Y RECOMENDACION 2 18.3. Puente de medición o porta placa orificio. Mediante la cual nos permite controlar el caudal de Gas producido o aportado por los pozos. Cuenta con tres puentes de medición en la cual el puente de prueba de venteo son de tipo Camco y el puente de grupo es con una placa de 6”y es de tipo Daniel, cada uno está conectado aun gasómetro. Los gasómetros nos sirven para tener en cuenta la presión estática o de flujo y la presión diferencial, también el caudal de Gas que pasando por el gasómetro. Figura III-60: Registradores de Gas (Gasómetros)

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ANEXO, CONCLUSION Y RECOMENDACION 2 Tabla III-47: Características

Tabla III-48: Características Gasómetro

Gasómetro de línea de Prueba

de línea de Grupo

Gasómetro

ITT-BARTON

Gasómetro

Foxboro

TAG

FR – 01

TAG

FR – 02

Diferencial

0 -100" H2O

Diferencial

0 -200" H2O

Estática

0 – 500 PSI

Estática

0 – 300 PSI

Calibración lineal

G

Calibración lineal

CH

Puente

Camco 3"

Puente

Daniel 6"

Placa Orificio

2000

Placa Orificio

2000

Bore

3,068

Bore

6.065

Reloj

Acuerda

Reloj

Eléctrico

Carta

MCL-10

Carta

FX-898074

Tabla III-49: Características Gasómetro de línea de Venteo Gasómetro

Foxboro

TAG

FR – 13

Diferencial

0 -100" H2O

Estática

0 – 100 PSI

Calibración lineal

CH

Puente

Camco 3"

Placa Orificio

1875

Bore

3,068

Reloj

Acuerda

Carta

FX-898074

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ANEXO, CONCLUSION Y RECOMENDACION 2 18.4. Dos tanques de almacenamiento. Aquí es donde se almacena el petróleo separado en los separadores. Figura III-61: Tanques de almacenamiento

18.4.1. Tanque Nº 1. Almacena el producto obtenido pozo UBM CAM-03 Tabla III-50: Tanque Nº 1 Altura

5 mts.

Ctte.

0,505 Bbl/Cm

Capacidad

500 Bbls.

Tipo Base

Plana

Tanque

Abulonado

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ANEXO, CONCLUSION Y RECOMENDACION 2 18.4.2. Tanque Nº 2. Almacena el producto obtenido por el separador de grupo y del separador de prueba después de haber sido contabilizado por el Volumetro. Tabla III-51: Tanque Nº 2 Altura

4,48 mts.

Ctte.

1,08822 Bbl/Cm

Capacidad

500 Bbls.

Tipo Base

Plana

Tanque

Abulonado

18.5. Dos compresores. Todo el gas producido en esta batería es enviado a los Booster Nº3 y Nº 2 . Figura III-62: Booster Nº 2 y Nº 3

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ANEXO, CONCLUSION Y RECOMENDACION 2

18.6. Equipo de Seguridad. Esta batería cuenta con grifos, que están suministrados por el tanque de agua que está ubicado al este de dicha Batería, también contamos con un extintor de polvo Químico para fuego de clase BC su capacidad es de 70 Lbs. Muro Corta fuego al contorno de los tanques de almacenamiento. El Descuelgue de esta Batería se lo realiza por Gravedad. Figura III-63: Pozos Productores (Batería 16) CAM-80

CAM-73

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ANEXO, CONCLUSION Y RECOMENDACION 2

CAM-57

UBM-03

CAM-65

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ANEXO, CONCLUSION Y RECOMENDACION 2016

18.7. Diagrama de Flujo. Figura III-64: Diagrama Batería Nº 16

FUENTE: PROPIA

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102

ANEXO, CONCLUSION Y RECOMENDACION 2

19. CAMPO GUAIRUY. 19.1. Antecedentes. La perforación del pozo GRY-X1 fue iniciado el 9 de octubre de 1946 y terminó el 26 de febrero de 1947, con un resultado incierto, puesto que cuando se reperforaba en el fondo (PF: 529.5 m.), el pozo entró en surgencia natural de gas con amago de descontrol, razón por la cual se lo ahogó, elevando la densidad de lodo hasta 1.4 gr/cc (11.7 ppg), con lo que seguramente se produjo un excesivo daño a la formación. Posteriormente, entre 1948 y 1953 se perforaron los pozos GRY-3, GRY-4 y GRY-5, el primero cayó estructuralmente muy bajo en el flanco occidental, el segundo y el tercero también bajos en el flanco oriental. Con la perforación del pozo GRY-6 en 1954 se inicia la producción del campo y continúa con la perforación de los demás pozos teniendo como objetivo principal los reservorios de la Formación Iquiri. En el año 1989 se intentó sondear algo más profundo con la perforación del pozo GRY- 24 Este pozo exploratorio atravesó la Falla Mandiyuti y penetró en el bloque bajo, encontrando una repetición de los reservorios de la Formación Iquiri. La Formación Iquiri, es la principal productora de petróleo en la serranía de Sararenda, secuencialmente, está entre las lutitas de la Formación Los Monos y la discordancia de la base del Carbónico. Litológicamente la componen areniscas gris claras y verdosas, de grano medio y fino, micáceas, entrecruzadas y lenticulares, que se intercalan con lutitas gris negruzcas, al igual que en el vecino campo de Camiri, tiene un buen desarrollo y sus intercalaciones arenosas-lutíticas, forman un excelente par, entre SelloReservorio; El campo Guairuy, es una estructura anticlinal, típica expresión de los pliegues fallados, alargados y estrechos que caracterizan al Subandino Sur. La trampa, es de tipo estructural, formada por el mecanismo de flexión de falla, las capas tienen pendientes de hasta 38° por lo que el factor gravitacional influye en el mecanismo de empuje de los reservorios. El principal elemento tectónico es la falla Mandiyuti que origino

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ANEXO, CONCLUSION Y RECOMENDACION 2 Dos Laminas o bloques Superior e Inferior, que albergan niveles arenosos pertenecientes a la Formación Iquiri. En el pozo GRY-24 se vio que no existe correspondencia entre los reservorios de la lámina Superior e Inferior. La arenisca Sararenda, no se desarrolla en la lámina Inferior, en igual forma los otros reservorios.

19.2. Descripción del campo. El Campo Guairuy está ubicado a 30 Km. en dirección Sur-Este del campo Camiri, en la provincia Cordillera del Departamento de Santa Cruz. Fue descubierto por YPFB en el año 1947 con el pozo GRY-X1 que encontró volúmenes de hidrocarburos comerciales en la Formación Iquiri Toda la producción del campo se recolecta en dos Baterías y es enviada a Camiri en camiones cisternas. El Campo se compone de las siguientes facilidades: Batería Nº 1, Batería Nº 2, sistema de carguío y campamento.

19.3. Pozos Existentes. Tiene 22 pozos perforados, con 5 pozos en producción en la actualidad. Tabla III-52: Pozos en Producción. POZOS

PET

GAS

AGUA

GRY-24

SISTEMA DE PRODUCCION S/N

35

35

0

GRY-13 GRY-10 GRY-9 GRY-8

S/N S/N U.B.M. S/N

7 5 12 4-5

20 10 8 8

0 0 0 0

CICLOS (Hora) MANUAL C/1 Hrs. MANUAL C/2 Hrs.

19.4. Sistema de Recolección. La recolección del producto se realiza en tanques de almacenamiento.

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ANEXO, CONCLUSION Y RECOMENDACION 2 19.5. Planta de procesamiento. El campo no dispone de Planta de Procesamiento.

20. SISTEMA DE CARGUÍO DE GAS VEHICULAR. En la planchada del pozo GRY-24 se cuenta con un alinea de carguío de gas, que suministra gas para el vehículo del operador de campo.

21. Medio Ambiente, Seguridad y Calidad. YPFB Andina S.A. asume la responsabilidad con el Medio Ambiente la Seguridad y Calidad, incluyendo en las operaciones los más altos estándares de seguridad laboral, cuidado el medio ambiente como el aseguramiento de la calidad, aplicando la legislación vigente y estándares propios de la Compañía.

22. BATERÍA Nº 1. Esta batería está situada en la zona sur, los pozos que llegan son el Guairuy – 24 ya que los demás pozos están improductivos. Componentes de la Batería.-

Esta compuesta dos tanques un separador, un

pulmón, un gasómetro, un colector. Descripción de los Componentes.22.1. Un colector o manifold. Los colectores son las líneas que nos permite la recolección de los diferentes pozos que están en la zona, hacia los equipos seleccionados para su operación. La Batería Consta de dos líneas de recolección:  Línea de prueba  Línea de grupo

Por la Línea de grupo del colector llega solo el GRY-24 CAMPO CAMIRI-CAMPO GUAIRUY |Arturo Arce Soto

ANEXO, CONCLUSION Y RECOMENDACION 2 Línea de grupo

22.2. GRY-24. Este pozo Tiene doble terminación y produce por la Línea corta, también cuenta con el método de extracción artificial de Plunger Lift, que por baja presión de surgencia no está en funcionamiento, toda su producción es enviada al tanque Nº 1 y 2 ubicados en la planchada de la batería Nº 1.

Figura III-65: Pozo GRY-24

FUENTE: PROPIA

22.3. Un Separador.

El separador tienen la finalidad de separar el flujo proveniente del pozo GRY-24 en sus dos componentes: Líquido y Gas. Cuando se habla del conjunto Petróleo y agua se utiliza la denominación de Líquido.

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ANEXO, CONCLUSION Y RECOMENDACION 2

Tabla III-53: Características del Separador

Tamaño

30" OD* 9'

Capacidad Gas

6 MMPC

Capacidad Oíl

6000BPD

Pº hidro-test

188 PSI

Max Pº W

125 PSI a 100 ºF

Pº W separador

20 PSI

22.4. Puente de medición o porta placa orificio. Mediante la cual nos permite controlar el caudal de Gas producido o aportado por el pozo. Cuenta con un puente de medición de Venteo de tipo Camco y está conectado aun gasómetro. Los gasómetros nos sirven para tener en cuenta la presión estática o de flujo y la presión diferencial, también el caudal de Gas que pasando por el gasómetro. Figura III-66: Registrador de Gas (Gasómetro)

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ANEXO, CONCLUSION Y RECOMENDACION 2

Tabla III-54: Características del Gasómetro Gasómetro

ITT-BARTON

TAG

FR – 06

Diferencial

0 -100" H2O

Estática

0 – 500 PSI

Calibración lineal

G

Puente

Camco 3"

Placa Orificio

1500

Bore

2,068

Reloj

Acuerda

Carta

MCL-10

22.5. Tanques de almacenaje. Tenemos dos tanques, son de tipo abúlanados donde nos permite almacenar el petróleo que llega del pozo, en este caso solamente recepcionamos del Guairuy-24. Tabla III-55 Características de los tanques Tanque Nº 1

Tanque Nº 2

Cáp.

500BBL

500BBL

Altura

5.7 Mts.

5.7Mts

Ctte.

1.08822

1.08822

Tipo

Abulonado

Abulonado

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ANEXO, CONCLUSION Y RECOMENDACION 2016 22.6. Diagrama de la Batería. Figura IIII-67: Diagrama Planchada de la Batería #1

FUENTE: PROPIA

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109

ANEXO, CONCLUSION Y RECOMENDACION 2

23. BATERÍA Nº 2.

A esta Batería llegan la producción de los pozos GRY-09, GRY-10, y GRY-13 tiene una producción promedio entre 23-24 BPD.

23.1. GRY-09.

Este pozo se utiliza el método de levantamiento artificial una Unidad de Bombeo Mecánico, su producción está entre los 12 BPD, el combustible para el Motor del UBM se lo extrae del Casing del mismo pozo, luego entra a un Depurador y la presión es reducida a 20-25 PSI, el gas producido del pozo se lo envía al venteo.

Figura III-68: Diagrama del Pozo GRY-09

FUENTE: PROPIA

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ANEXO, CONCLUSION Y RECOMENDACION 2 23.2. GRY-10.

Este pozo aun produce por surgencia natural intermitente, a este pozo se lo controla manualmente y produce 5 Bbl. De petróleo, su producción es enviada al TK-6 de la Batería 2 por gravedad, el gas se envía al venteo.

23.3. GRY-13.

Este pozo aun produce por surgencia natural intermitente, cuenta con un controlador (ferguson) su producción está por los 7 BPD, el gas es enviado al venteo después de haber sido registrado por el gasómetro.

Figura III-69: Pozo GRY- 13, GRY-10

F UENTE: PROPIA

23.4. Un Separador. El separador tienen la finalidad de separar el flujo proveniente del pozo GRY13 en sus dos componentes: Líquido y Gas. Cuando se habla del conjunto Petróleo y agua se utiliza la denominación de Líquido.

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ANEXO, CONCLUSION Y RECOMENDACION 2 Figura III-70: Separador del GRY-13

Tabla III-56: Características del Separador Tamaño

30" OD* 9'

Capacidad Gas

6 MMPC

Capacidad Oíl

6000BPD

Pº hidro-test

188 PSI

Max Pº W

125 PSI a 100 ºF

Pº W separador

20 PSI

También cuenta con un Depurador para gas combustible del UBM y el pozo GRY-13 utiliza un pulmón para almacenar gas instrumento. 23.5. Puente de medición o porta placa orificio. Mediante la cual nos permite controlar el caudal de Gas producido o aportado por el pozo GRY-13 así como para el GRY-10. Cuenta con un puente de medición de Venteo de tipo Bridado y está conectado aun gasómetro. Los gasómetros nos sirven para tener en cuenta la presión estática o de flujo y la presión diferencial, también el caudal de Gas que pasando por el gasómetro.

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ANEXO, CONCLUSION Y RECOMENDACION 2 Figura III-71: Registrador de Gas GRY-13 y 10

Tabla III-57: Características Gasómetro Línea de Venteo Gasómetro

ITT-BARTON

TAG

FR – 06

Diferencial

0 -100" H2O

Estática

0 – 500 PSI

Calibración lineal

G

Puente

Camco 3"

Placa Orificio

1500

Bore

2,068

Reloj

Acuerda

Carta

MCL-10

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ANEXO, CONCLUSION Y RECOMENDACION 2

23.6. Tanques de almacenamiento.

Se tiene dos tanques de almacenaje donde se almacena la llegada de los pozos, Guairuy-9, Guairuy-10 y Guairuy -13. Tabla III-58: Tanque de Almacenamiento Tanque Nº 5

Tanque Nº 6

Cáp.

500BBL

500BBL

Altura

5.7 Mts.

5.7Mts

Ctte.

1.08822

1.08822

Tipo

Abúlanados

Abulonado

24. PLANCHADA DE GUAIRUY # 8. Ubicada en la zona norte en el cual solamente tenemos al pozo Guairuy-8. Componentes de la planchada.-

Está compuesta por los siguientes equipos:

24.1. Separadores. Nos permite separar el gas del líquido, y son de tipo vertical bifásicos en esta planchada tenemos dos separadores.

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ANEXO, CONCLUSION Y RECOMENDACION 2

Tabla III-59 Características: separador GRY-8 125PSI

A.T

100 °F

Working Presure 187 PSI Hydro Test Press. 3/16” Min Thickness Heads 3/16” Min Thickness Shell .

1850 BPD Oil Capacity Gas Capacity

6.4 MMPCD

Serial Nº

H-10858

Type

10

R

2

Joint Eff. Shell Material Date Fabricated Head Material Zize

800/0 A W A 24

283 067218.8 212 5

C 5 B 125

24.2. Tanque de almacenaje. Nos permite almacenar el petróleo obtenido del pozo GRY 8.

Tabla III-60: Características del TK-8 Tanque Nº 5 Cáp.

250BBL

Altura

5.7 Mts.

Ctte.

0.505

Tipo

Abulonado

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ANEXO, CONCLUSION Y RECOMENDACION 2

24.3. Bomba Neumática. Nos permite bombear o transferir el fluido a la batería #2 unas ves obtenidas su nivel superior del tanque #8. 24.4. Gasómetro. Tabla III-61: Características del gasómetro 125PSI

A.T

100 °F

30”

OD

10

S

301

Working Presure Zize Type 188 PSI Hydro Test Press. ¼” Min Thickness Heads 3/16” Min Thickness Shell 1850 BPD Oil Capacity Gas Capacity

6.4 MMPCD

Serial Nº

22885

.

25. SISTEMA DE DESCUELGUE DE LA PLANCHADA. Se lo realiza utilizando una bomba neumática para transferir el petróleo a BAT-2. 26. SISTEMA DE DESCUELGUE DE LA BATERÍA. Su sistema de descuelgue de las batería 1y2 se lo realiza por gravedad. Una vez que se tenga el tanque semilleno se realiza el descuelgue al TK 9 para realizar el carguío a los cisternas, para posterior ser trasportado a la refinería o hacia planta.

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ANEXO, CONCLUSION Y RECOMENDACION 2016

26.1. Diagrama de la bat-2. Figura III-72: Diagrama de Batería 2

FUENTE: PROPIA

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117

ANEXO, CONCLUSION Y RECOMENDACION 2

CAPITULO IV MARCO CONTEXTUALIZADO

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ANEXO, CONCLUSION Y RECOMENDACION 2

27. ANTECEDENTE. El Pozo CAM-134, fue perforado y terminado en julio de 1961, alcanzando una profundidad de 1365.0-1362.0 metros en la Formación IQUIRI, Arenisca SARARENDA-1-2 y BASALES-2 entrando en producción el mismo año con un caudal promedio de 141 BPD de petróleo, durante los dos primeros años, debido a la declinación natural el año 1970, se implementó un método de elevación artificial mediante la inyección de Gas Lift. Actualmente dicho pozo produce 5 BPD debido al agotamiento natural del Reservorio. 27.1. Historial de Pozo

Inicio de la Perforación

:

28/03/1961

Fin de la Perforación

:

17/07/1961

Inicio de la Terminación

:

18/07/1961

Fin de la Terminación

:

31/07/1961

COORDENADAS:

X = 441834.75 (-4208.23) Y = 7778332.90 (-6097.70)

TERMINACIÓN Se baleó el tramo 1066.5- 70.0 m, Ar. Sararenda, y se bajó arreglo final simple, pistóneo, hasta inducir surgencia: Tabla IV-1: Historial del Pozo

Fecha

Intervalo Reservorio Choke Pet/Cond Gas Agua Arena RGP Dens. Tiempo Psurg.

(m) 29/07/1961

1066.570.0

Ar. Sararenda

(“/64)

BPD

32

141

MPCD BPD cc/hr PC/Bbl API -----

----

----

----

----

Hrs ----

Psi

40

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ANEXO, CONCLUSION Y RECOMENDACION 2 28. FORMULACIÓN DEL PROBLEMA. En el mes de Octubre Ingeniería de Reservorio realizó Registros de presión Fluyente y Estática al pozo CAM-134 utilizando equipos de Slike Line con la Empresa de Servicio Equipetrol, antes que se efectúen estos trabajos, el pozo tenía una producción promedio de 8 BPD. Concluida las operaciones de Registros de Presión a fondo pozo con Slike Line, se realizó carreras de limpieza en tubing y se bajó equipos sub superficiales de Gas Lift (Válvula de Pie) y se deja pozo abierto a Batería a cargo de Producción, pero se observó que el pozo quedo improductivo, sin circulación aparentemente por taponamiento, se realizaron operaciones rutinarias y se bachea con condensado y dispersante de parafina para remover solidos con resultados negativos. El Slick Line (Operaciones con línea de acero) es un servicio que se presta a Empresas operadoras. Básicamente estas dos palabras agrupan una amplia gama de actividades, comúnmente denominadas intervenciones, Dentro de los pozos petroleros. Fundamentalmente el trabajo consiste en introducir herramientas y/o dispositivos en los pozos petroleros por medio de alambre especialmente diseñado para soportar altas presiones, temperaturas y esfuerzos (tanto tensión como torsión). El diámetro del alambre puede variar desde 0,092 hasta 0,125 pulg. Utilizando cada tipo de acuerdo a los requerimientos de la operación o del tipo de operación a realizar. 29. INTERVENCIÓN. 29.1. Sumario Ejecutivo. NOMBRE DEL CAMPO: NOMBRE DEL POZO: TIPO DE POZO: RESERVORIO: PAÍS: DEPARTAMENTO: PROVINCIA: OPERADOR: COORDENADAS SUPERFICIALES:

CAMIRI CAM-134 Productor IQUIRI, Arenisca SARARENDA-1-2 y BASALES-2 Bolivia Santa Cruz Cordillera YPFB-ANDINA X = 441834.75 (-4208.23) CAMPO CAMIRI-CAMPO GUAIRUY |Arturo Arce Soto

ANEXO, CONCLUSION Y RECOMENDACION 2 TRAYECTORIA DEL POZO: ASR. EQ. DE PERFORACIÓN: PROFUNDIDAD TOTAL: PROFUNDIDAD ACTUAL:

CAÑERIA:

Vertical 3.10 Mts. 1356 Mts. Tubing: 1059.63 Mts. Espacio Anular: 1060 Mts.(Packer) Cañ. Guía: Diam. :13.3/8” Grado : H-40 ;48 Lb/Ft; Zapato: 24.67 m. Cañ. Prod: Diam. :7”.;J-55. 20-23 lb/ft; Zapato : 1331.24 m.

PACKER INSTALADOS

PKR Mec Rec 7;17-20 lb/ft

TUBERIAS INSTALADAS:

Tub. LL: Diam. :2 3/8” Grado: J-55. Peso :4.7 Lb/Ft Pzas/Tipo : 105/EUE Pzas/Tipo : 18/CS Hyd

BALEOS EXISTENTES:

EQUIPO DE INTERVENCIÓN: DÍAS PROGRAMADOS:

Ar. 1er. Grupo #7-8 858.3-859.0 m CF 872.0-874.5 m CF 890.0-892.0 m CF Ar. Camiri - 1 969.0-973.0 m CF 977.0-979.0 m CF 980.0-982.5 m CF Ar. Sararenda - 1 1070.0-1075.0 m. 1090.0-1095.0 m 1130.0-1135.0 m Slike Line: Equipetrol Materiales de Gas Lift: Equipetrol 4 Días

29.2. Costo Estimado. DESCRIPCION Trabajo con Equipo Slike Line ( Costo Día) Materiales de Gas Lift (Costo Fijo) TOTAL

COSTO USD 5700 2500 8200

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ANEXO, CONCLUSION Y RECOMENDACION 2 29.3. Secuencia Operativa. Se realizaron las siguientes operaciones para solucionar el problema de pozo CAM-134:

PRIMER DIA DE INTERVENCION:  Se Calibra pozo hasta 3468 ft (profundidad niple asiento)  Prueba de circulación por directa, negativo.  Se Modifica instalaciones, prueba circulación por espacio anular, se recupera petróleo sucio.  Adiciona 800 litros de tratamiento de limpieza por tubería.  Baja cepillo hasta 3468 Ft, maniobra hasta 1500 ft, reiteradas veces.  Prueba circulación por espacio anular, inyectando hasta 640 psi, circula gas.  Adiciona 1200 litros de tratamiento de limpieza por tubería.  Detecta nivel en 2850 ft.  Pozo cerrado en disolución.

SEGUNDO DIA DE INTERVENCION:  Detecta nivel en 2800 ft, volumen de fluido hasta niple, 25 Bbls.  Realiza 14 carreras de pistóneo, recuperando 4.76 Bbls.  Modifica instalaciones, prueba circulación por espacio anular sin éxito  Detecta nivel en 2900 ft.  Pozo cerrado.

TERCER DIA DE INTERVENCION:  Detecta nivel en 2900 Ft, volumen de fluido hasta niple 25Bbls.  Realiza 23 carreras de pistóneo recuperando 25.2 Bbls en total (12 Bbls de tratamiento de limpieza.

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ANEXO, CONCLUSION Y RECOMENDACION 2  Modifica instalaciones, se prueba circulación por espacio anular, sin éxito.  Se detecta nivel en 2900 ft.  Recupera muestra de fluido viscoso plomizo, continua mismo nivel en 2900 ft.  Pozo cerrado.

CUARTO DIA DE INTERVENCION:  Realiza 2 carreras de pistóneo recuperando 2.5 Bbls en total (28.9 Bbls de fluido/12 Bbls tratamiento de limpieza, 16.7 Bbls fluido aporte del pozo.  Prueba circulación, inyecta por Espacio Anular 400 PSI, se observa retorno a tanque por tubería.  Recupera válvula de pie, realiza mantenimiento.  Detecta nivel en 3350 ft, detecta fondo en 3792, profundidad tapón de cemento. Recupera agua sucia.  Recupera muestra de fluido viscoso plomizo, continua mismo nivel en 3472 ft.  Baja válvula de pie, y se entrega pozo a producción, pozo en limpieza.  Desmontaje de Equipo. 30. ESTADO SUPERFICIAL Y SUB-SUPERFICIAL DE POZO CAM-134 30.1. ESTADO SUPERFICIAL  Válvula de venteo, esclusa de 2” Cameron en línea de inyección.  Válvula tipo bola de ½” de 2” en línea de inyección.  Brida porta placa de 2”.  Manómetro de 0-1000 marca wina.  Termómetro 0-250 ºF marca wina.  Controlador ferguson con panel solar.  Válvula reguladora de presión para controlador tipo P y D, conexión de ¼”.  Filtro de controlador con conexión de ¼”.

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ANEXO, CONCLUSION Y RECOMENDACION 2  Válvula tapón marca Camco cuello corto de 2” presión cierre.  Válvula de venteo marca Demco de 2”. 30.2. ESTADO SUB-SUPERFICIAL

 Válvula de bloqueo esclusa Cameron de 2” en la línea de inyección.  Válvula tapón Camco cuello largo, presión cierre de 2”, venteo del Casing.  Válvula solenoide del controlador ferguson (Inder delay).  Válvula esclusa de 2” Cameron en línea de Producción.  Válvula de ½ vuelta tipo bola de 2” marca Texs team.  Separador tipo S-221 de 125 Psi Black sivalls.  Manómetro 0-200 psi metrol.  Válvula de alivio con conexión de 1”.  Válvula reguladora de presión salida gas de Separador (Kimray).  Manómetro con conexión de ¼” de 0-30 Psi.

Figura IV-1: Estado Subsuperficial Pozo CAM-134 CAMPO CAMIRI-CAMPO GUAIRUY |Arturo Arce Soto

ANEXO, CONCLUSION Y RECOMENDACION 2

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ANEXO, CONCLUSION Y RECOMENDACION 2 30.3. Parámetros de Trabajo. RESERVORIO

SAR-BA+BSL-2

SISTEMA PRESION TUBING CASING CHOKE GAS LIFT PETROLEO GAS API

GAS LIFT 85 PSI 360 PSI L 243 MPCD 3 BPD 22 MPCD 53.5

30.4. Registros Eléctricos. • 1066.0 – 1072.0 Ar. Sararenda-1 • 1083.0 – 1091.0 Ar. Sararenda-1 • 1129.0 – 1133.0 Ar. Sararenda-1

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ANEXO, CONCLUSION Y RECOMENDACION 2 • 1314.0 – 1317.0 Ar. Ar Basales-2

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ANEXO, CONCLUSION Y RECOMENDACION 2 31. CONCLUSIÓN DE INTERVENCION CAM-134 Con estas operaciones con Equipo Slike Line explicadas anteriormente se normalizo producción de pozo CAM-134, actualmente con un aporte de 5 a 6 Barriles de petróleo por día y un 1 barril de agua respectivamente.

Figura IV-2: Equipó Slike Line

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ANEXO, CONCLUSION Y RECOMENDACION 2

CAPITULO V ANEXOS, CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES

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ANEXO, CONCLUSION Y RECOMENDACION 2 32. PROCESO DE MEDICIÓN. La medición de fluidos y posteriormente el procesamiento de datos, se realiza con el objeto de conocer la producción general del campo como así también la producción individual de cada pozo. En la Planta Camiri se tienen los tipos de medición de líquidos (petróleo, condensado y agua) y Gas de inyección. 32.1. Medición De Líquidos. La medición y cálculo de líquidos (petróleo, condensado, gasolina y agua) es una práctica que nos ayuda a determinar el volumen diario producido y por lo tanto es muy importante realizarla al final de cada día. 32.1.1. Consideraciones generales. Si bien la medición de un tanque aparenta ser algo muy simple, debe respetarse una Metodología y solo una que ayudará a obtener lecturas adecuadas que en muchas oportunidades serán la base de calibraciones de otros sistemas, o dicho de otra forma, será la medida patrón que se utilizará para calibrar otros medidores. Para medir en un tanque, éste debe estar calibrado por el cálculo volumétrico de cada centímetro, desde el fondo hasta el punto superior. Para medidas correctas no se puede tomar simplemente un factor por centímetro y calcular de tal forma, porque existen diferencias en el interior ante serpentinas de calefacción, bocas de acceso, caños toma muestras e instalaciones internas de cualquier tipo. Los tanques de almacenaje de plantas, tienen también factores de ajuste por zonas de altura, para ajustar las fracciones de la unidad a la que esté calibrado. Estas recomendaciones tendrán menos importancia si las mediciones son para comparar valores, puesto que el error siempre será el mismo; siempre que se mida en la misma sección de la altura del tanque, es decir en el mismo tramo y se tome las diferencias

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ANEXO, CONCLUSION Y RECOMENDACION 2 Con respecto al fondo. Esta parte describe los métodos usados adecuadamente para medición de tanques de petróleo.

32.1.2.

Método Directo. En este método la medición es de forma directa, se mide la altura de líquido o de llenado del tanque, la cual consiste en bajar una wincha con plomada en uno De los extremos, la punta de la plomada apenas toque el fondo, el nivel del petróleo será determinado por la cantidad de cinta mojada, cuyas medidas se llama “indicación de la cinta “(Color Rosado); en caso del agua la pomada que cambie de color (Color Rojo) será registrada como nivel de agua en tanque. Se debe tomar en cuenta que el volumen medido debe ser corregido, debido a las siguientes consideraciones: Todos los líquidos se expanden al aumentar su temperatura y se contraen si su temperatura disminuye. Los líquidos pueden ser medidos en volumen o en peso. En general, el petróleo y sus derivados se venden en unidades de volumen, usualmente Barriles o Metros Cúbicos. Debido a que el volumen varia con la temperatura es necesario calcular dichos volúmenes a una temperatura estándar (o de referencia), con el fin de mantener consistencia. Las temperaturas estándar que se usan en la industria del petróleo son 60°F o 15°C.

32.1.3.

Procedimiento. Basados en las Normas API MPMS del capítulo 14.1 Vol. I, se elaboró una planilla para hacer un seguimiento de la medición de líquidos. Uno de los principales usos de estas planillas es aplicar factores de corrección que se dan por efectos de temperatura y cambios en la densidad.

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ANEXO, CONCLUSION Y RECOMENDACION 2 Figura V-1: Instrumentos de medición

Para determinar las características del líquido tales como la temperatura y la gravedad API se sigue el procedimiento: Figura V-2: Temo densímetro



Verter la muestra, en un cilindro sin agitar ni salpicar, evitando la formación de burbujas de aire, para reducir a un mínimo, la evaporación de los componentes más livianos del líquido.

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ANEXO, CONCLUSION Y RECOMENDACION 2 

Introducir hasta nivel medio del líquido contenido en el tanque el termómetro para la lectura de la temperatura promedio del tanque.



Dejar reposar la muestra hasta que llegue a la temperatura ambiente y escapen burbujas de aire suspendida en el líquido.



Introducir suavemente el Termo densímetro en la muestra, cuidando de que no toque las paredes del cilindro y dejar que se estabilice.



Luego se presiona hasta sumergir dos divisiones de la escala dentro del líquido y se suelta para que flote libremente hasta que el Termo densímetro quede completamente estacionario.



Leer la gravedad que indica el Termo densímetro, teniendo el cuidado de hacer el ajuste por menisco, este resultado se denomina “Gravedad Observada”.



Retirar el termómetro que mide la temperatura promedio del tanque y realizar la lectura respectiva.



Registrar los valores de gravedad API y temperatura de la muestra como de la temperatura promedio del tanque en la planilla de datos.

Para la medición del nivel de líquido en Tanques de Almacenamiento se efectúa el siguiente procedimiento: 

Colocar en posición tal que al abrir la tapa del tanque de almacenamiento, los vapores que se encuentran dentro del tanque no lleguen directamente a la cara.

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ANEXO, CONCLUSION Y RECOMENDACION 2 

Sostener la wincha con una mano y bajar la cinta lentamente entre el dedo pulgar y el dedo índice de la otra mano, hasta que la plomada toque ligeramente el fondo del tanque



Recoger la cinta del carrete hasta que aparezca la parte de líquido, es decir donde dejo la marca que indica su nivel.



Leer y anotar con exactitud la medida, en centímetros, si es posible realizar dos veces la medición



Limpiar la cinta mientras se retire completamente, dejando caer el líquido al fondo del tanque evitando el derrame en el techo.



Cerrar la tapa del tanque de almacenamiento, para cumplir con las normas de seguridad y así evitar la pérdida de líquido por evaporación.

Importante: no se debe permitir que la plomada golpee duro en fondo, lo cual suele ser causa común del error por efecto de inclinación del mismo. Con los datos tomados de la muestra del líquido gravedad API (ºAPI), Temperatura (ºF), se realiza la corrección de la Gravedad API @ 60 F, con los datos mencionados usando la Tabla 5.A del capítulo 11.1 Vol. I equivalente a la ASTM D-1250, IP-200, obteniendo la Gravedad API Corregida. Con el dato tomado de la temperatura promedio dentro del Tanque de Almacenamiento y la Gravedad API Corregida, se realiza la corrección de temperatura, usando la Tabla 6.A dentro del capítulo 11.1 Vol. I equivalente a la ASTM D-1250, IP-200, obteniendo el Factor de Corrección Volumétrica. Con la multiplicación del Volumen Bruto calculado en Bbl y el Factor de Corrección Volumétrica, obtenemos el Volumen Neto Fiscalizado @ 60 ºF en Bbl. Con el Volumen del día Actual (Final) menos el Volumen Neto Fiscalizado del día anterior (Inicial), obtenemos el Volumen Producido (Producción Diaria). Ya que las medidas de la gravedad API a temperaturas diferentes a 60°F requieren dos correcciones:

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ANEXO, CONCLUSION Y RECOMENDACION 2 La primera por el cambio en el volumen del Termo densímetro de vidrio con la temperatura y la segunda por el cambio en el volumen del producto con la temperatura. La primera corrección es necesaria porque el Termo densímetro de vidrio es calibrado para 60ºF. Ambas correcciones son aplicadas en estas tablas. Los datos están representados en dos tablas para maximizar la exactitud mientras se mantiene la conveniencia de uso: La tabla 5.A, da valores de gravedad API para un fluido a 60°F, correspondiente a la gravedad API de ese fluido a temperaturas diferentes a 60°F. Se asume que las gravedades observadas se obtienen con un Termo densímetro. Figura V-3: Datos límites para tabla 5.A

Tabla 6.A, los Factores de corrección volumétrica, se usan para determinar experimentalmente el coeficiente de expansión térmica. Figura V-4: Datos límites para tabla 6.A

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ANEXO, CONCLUSION Y RECOMENDACION 2 Los rangos de temperatura de estas tablas son: Tabla V-1: Rangos de Temperatura API 0 a 40 40 a 50 50 a 100

F 0 a 300 0 a 250 0 a 200

32.2. Medición del Gas. Considerando la importancia económica de todos los recursos que brinda un Yacimiento y la necesidad en el mercado, el gas combustible se convierte en un producto de la misma o mayor importancia comercial que el petróleo. Consecuentemente, el gas requiere atención en su producción, control, mediciones, y tratamiento. Sin la correcta medición de los caudales de gas de cada pozo, no se pueden obtener cálculos reales de los índices de producción ni del volumen recuperable de las reservas.

33. SISTEMA DE PRESIÓN DIFERENCIAL. Se contemplan dos tipos de medidores de orificio Los medidores con Placa de orificio circulares, colocadas en forma concéntrica en el tubo medidor con las conexiones para el registrador instaladas en la brida y con la presión estática (esta es presión que caracteriza la diferencia entre la presión dentro de la línea y la presión atmosférica. Esta presión puede ser tomada aguas –arriba o aguas debajo de la placa). La aplicación del medidor de orificio, en la medición de fluidos está fundamentada en el principio físico de que la caída de presión de un fluido fluyendo a través de una restricción en la línea es proporcional al cuadrado de la velocidad del fluido. Luego, es evidente que mediante una restricción en la línea del flujo, se puede cuantificar el flujo del fluido. Esto significa que la medición de la tasa de flujo, con los medidores de orificio, es básicamente una

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ANEXO, CONCLUSION Y RECOMENDACION 2 Restricción al flujo de una corriente de fluido, con lo cual se origina un incremento en la velocidad del fluido, con la consiguiente reducción en la presión del mismo. La reducción depende del tamaño del orificio. Mientras que la caída de presión se incrementa al aumentar la tasa de flujo. El Puente de Medición se encuentra ubicado en los circuitos de flujo de instalaciones de campo, como por ejemplo a la salida de los separadores de control y/o generales de baterías y plantas, separadores portátiles para pozos, entradas o salidas de plantas compresoras, entradas de consumo de turbogeneradores etc. Figura V-5: Presión Diferencial

33.1. Placa orificio. Se fabrican en distintos diámetros y dimensiones generales de acuerdo a las especificaciones AGA Nº3. La Norma establece que el borde aguas arriba del orificio debe ser construido en ángulo recto, sin contornos redondeados. Además indica los valores de espesor que deben tener las placas para los distintos diámetros de tubería y el espesor del borde aguas arriba del orificio.

Figura V-6: placa orificio

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ANEXO, CONCLUSION Y RECOMENDACION 2 Este último no deberá exceder de: 1/50 del diámetro de la tubería y 1/8 del diámetro del orificio, adoptándose el menor espesor que resulte de ambos requerimientos. 33.2. Ventajas y Desventajas de un Medidor Placa de Orificio. La mayor ventaja de la placa de orificio en comparación con los otros elementos primarios de medición de fluidos, es que debido a la pequeña cantidad de material y al tiempo relativamente corto de maquinado que se requiere en su manufactura, su costo llega a ser comparativamente bajo, sin tomar en cuenta, que se puede instalar, reproducir y desmontar en forma muy fácil, y que además se consigue con ella un alto grado de exactitud. Mientras que las principales desventajas son:  La medición es imprecisa en fluidos con sólidos en suspensión.  No se puede utilizar en la medición de vapores  La medición con fluidos viscosos es errático  Produce las mayores pérdidas de presión

33.3. Elementos de Medición. El Puente de Medición, tiene como principal elemento al orificio y su receptáculo, que puede ser una simple brida porta orificio o una válvula tipo Daniel: Brida porta orificio.- Obliga a la despresurización del sistema para el cambio del orificio Figura V-7: Brida porta orificio

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ANEXO, CONCLUSION Y RECOMENDACION 2 Daniel Junior, que al no disponer de cámara estanca, obliga a la despresurización del sistema para el cambio del orificio. Figura V-8: Daniel Junior

Daniel Sénior, que al disponer de cámara estanca, permite el cambio de orificio sin necesidad de quitar la presión del sistema. Figura V-9: Daniel Sénior

En todos los casos están equipados con conexiones antes y después de la placa orificio para el correspondiente instrumento y puntos de purga para el líquido precipitado.

34. REGISTRADORES. CAMPO CAMIRI-CAMPO GUAIRUY |Arturo Arce Soto

ANEXO, CONCLUSION Y RECOMENDACION 2 En los sistemas de medición de gas se ha generalizado el uso de registradores que grafican en una carta circular los valores de presión diferencial, presión estática y Temperatura del período de tiempo seleccionado (que corresponderá a un giro completo del reloj impulsor de la carta) y habitualmente puede ser de 24 horas o 7 días. Los registros de presión y temperatura se realizan por intermedio de tres plumas. Las señales de presión estática y temperatura son transmitidas por sistemas de similares características a los medidores instantáneos, como manómetros y termómetros. La señal de presión diferencial proviene de un conjunto de dos fuelles o diafragmas, que combinan las presiones tomadas antes y después de la placa orificio. Figura V-10: Registrador (Gasómetro)

35. CÁLCULO DEL CAUDAL DE GAS DE INYECCIÓN BASADO EN AGA 3 (1985). 𝑄=𝐶∗𝑃𝑑𝑖𝑓.∗𝑃𝑒𝑠𝑡.*Ftf*Fpv (Ec. VI-1) Dónde: C = Fb * Fy * Fg * Ftb * Fm * Fr * Fpb

(Ec. VI-2)

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ANEXO, CONCLUSION Y RECOMENDACION 2 Dónde: Q : Caudal (ft3/hora). C: Coeficiente de flujo a través del orificio. Pdif. : Presión diferencial en pulgadas de agua (a 60 ºF). Pest. : Presión de flujo (estática absoluta) en PSIA. Ftf : Factor Temperatura de Flujo. Fpv : Factor de Supe compresibilidad. Fb : Factor Básico de Orificio. Fy: Factor de Expansión del fluido. Fg: Factor de Gravedad Específica del Gas. Ftb: Factor de Temperatura de Flujo base, ya sea en ºC o ºF. Fm: Factor de Másico de ajuste Manométrico. Fr: Factor de Reynolds ( se considera 1 para el cálculo desestimándoselo). Fpb: Factor de Presión Base. Factor de Temperatura de Flujo 𝑭𝒕𝒇 = 𝟓𝟐𝟎 𝑻𝒇 (º𝑭)+𝟒𝟔𝟎

(Ec. VI-3)

Dónde: Tf= Temperatura del flujo. Factor de Supe compresibilidad

Se requiere para corregir la desviación del comportamiento del gas de la ley de los gases ideales.

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ANEXO, CONCLUSION Y RECOMENDACION 2 36. VÁLVULAS Y CONTROLADORES. En campo Camiri se pudo observar diferentes tipos de válvulas utilizadas, describiremos algunas de ellas.

36.1. Válvulas Manuales. 36.1.1. Válvulas de tapón lubricado. No tienen asiento de ajuste mecánico, por lo que para un funcionamiento adecuado deben estar bien lubricadas con la presión necesaria para que el sello se produzca adecuadamente y el lubricante permita una apertura y cierre «liviano». NUNCA SE DEBE USAR UNA PALANCA, (GUAPO), para abrir o cerrar la válvula porque si eso ocurre es que no ha sido convenientemente lubricada. Dos tipos de pérdidas se verifican en las válvulas de los colectores: una es la que permite la salida de petróleo al exterior y está dada por falta de lubricación o bien porque la junta del collarín está dañada. y la otra mucho más grave es la que se produce cuando las válvulas no bloquean totalmente el paso del fluido. 36.2. Válvulas de retención (CHECK). Como su nombre lo indica, permite el paso de fluido en una sola dirección, señalada en el cuerpo con una flecha; y su función será impedir el retorno en caso de una rotura de línea u otra situación que provoque la disminución de presión en la línea, por debajo de la que tiene el colector. Las fallas que se pudieran presentar pueden localizarse en el O ’ring o el asiento de la charnela. La figura muestra un tipo de válvula muy utilizado, aunque se pueden encontrar de distintos modelos.

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ANEXO, CONCLUSION Y RECOMENDACION 2 Figura V-11: Válvula de Retención (CHECK)

36.2.1. Válvulas Esclusa. Este tipo de válvulas se considera de cierre o apertura total, no siendo las más convenientes para mantener un flujo parcial por el daño producido a los asientos. Figura V-12: Válvula Esclusa

Consta de las siguientes partes: Asiento, Conjunto de Esclusas, Cojinetes, Prensa estopa, Vástago, Perno de Seguridad, Tapón de Lubricación.

36.3. Válvulas de Acción Propia. CAMPO CAMIRI-CAMPO GUAIRUY |Arturo Arce Soto

ANEXO, CONCLUSION Y RECOMENDACION 2 36.3.1. Válvula Big Joe. Se trata de una reguladora de presión aguas abajo, es decir, que mantendrá la presión elegida, después de la válvula. Presta un excelente servicio, de gran versatilidad. Figura V-13: Válvula Big Joe

Función: 

Reducir la presión del gas, desde el valor de la línea principal hasta el valor regulado en la propia válvula.



Mantener constante este valor de aguas abajo, abriendo y cerrando el paso del gas de acuerdo a la variación del consumo del equipo.

Partes:  Cuerpo  Tornillo regulador y resorte  Cámara de Presión y diafragma  Brazo de accionamiento y obturador

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ANEXO, CONCLUSION Y RECOMENDACION 2 36.3.2. Válvula Fiull Vall. Esta válvula es de cierre semiautomático para la parada de motores de combustión interna (Gas Natural), es decir que al detectarse un incremento en la presión de ingreso a los mismos se activa produciendo cierre y posterior parada de los equipos, esto para evitar problemas y posibles riesgos tanto para el equipo como para la persona que los esté operando. Figura V-14: Válvula Fiull Vall

Función:  Válvula de cierre semiautomática para la parada de motores de combustión interna (Gas Natural).

Características:  Respuesta instantánea para apagar la señal.  Positivo cierre de la válvula.  Purgador de gases atrapados después de la parada.  La válvula se abre manualmente y se cierra cuando se energiza el magneto mandando la señal de cierre.

36.3.3. Válvula King Ray. CAMPO CAMIRI-CAMPO GUAIRUY |Arturo Arce Soto

ANEXO, CONCLUSION Y RECOMENDACION 2 Se caracteriza por tener un piloto incorporado, con tornillo de regulación. “s” considerada un elemento de actuado por piloto, dado que no requiere alimentación externa. Figura V-15: Válvula King Ray

Regula aguas arriba, es decir que dejará escapar solo el excedente de gas porque cuando la presión aumenta en la zona 1, el diafragma doble de la válvula piloto se desplazará hacia arriba, abriendo la válvula superior y permitiendo que la presión de la cámara 2 se libere al aire. En tal caso, la fuerza ejercida por la presión sobre la parte inferior del obturador principal será mayor que la antagónica en el diafragma y la reguladora abrirá dejando pasar el gas hacia el venteo. 36.3.4. Reguladora tipo 67-R. Se trata de una reguladora de presión de rangos bajos tanto en presión como en caudales, para ser utilizada con gases o aire. El modelo 67-FR es de mayor uso aún, por el agregado de un filtro y una cámara de separación de líquidos con su correspondiente purgador. En éste caso, la válvula reguladora es su propio filtro. La presión máxima de entrada, con la que se puede trabajar es de 7 Kg/cm2, y las Presiones de salida

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ANEXO, CONCLUSION Y RECOMENDACION 2 Dependerán del resorte principal utilizado, pudiendo variar desde 300 gr/ cm2 hasta 7 Kg/cm2. 36.4. Válvulas motoras. Todas aquellas válvulas que son impulsadas por presión sobre los diafragmas y que por este mecanismo abren o cierran. La parte «motriz», será en este caso neumática, es decir accionada por gas o bien por aire. Figura V-16: Válvula Motor

Este tipo de válvula se las encuentra frecuentemente en las instalaciones de campo o planta, como elemento de control final en procesos de gas o líquidos 37. CONTROLADORES. Son dispositivos de control de apertura y cierre de Válvulas impulsadas por Presión, se puede calibrar de acuerdo a la necesidad de cada Válvula, funcionan con una Batería que es cargada por un panel solar y también cuentan con otra batería que se le instala para cualquier mal funcionamiento de la batería principal. Utilizados en Campo Camiri para el control de las Válvulas Motor de inyección de Gas Lift.

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ANEXO, CONCLUSION Y RECOMENDACION 2 Figura V-17: Controlador Ferguson

38. MOTO-COMPRESORES. Una moto-compresor es un equipo integrado por un motor alternativo de combustión interna, de aspiración natural o sobrealimentada y operando generalmente con gas natural como combustible y de un compresor, integrado al motor o acoplado al mismo. Estas unidades son de buena eficiencia térmica y tienen una aceptable flexibilidad en lo referente a relación de compresión y capacidad de carga. Los cilindros son fabricados en diversos tamaños y rangos de presión para satisfacer las mayores condiciones de operación. Las motocompresores pueden tener en la misma estructura la parte motriz y la parte compresora, vinculadas por un único cigüeñal, denominándose en este caso «integrales». Tienen la desventaja de ser elementos de gran volumen y de elevado peso.

Otro diseño es el de los moto-compresores «separables», en el cual el motor y el compresor son elementos separados unidos por un acoplamiento o un variador de velocidad. Normalmente montados en un único patín, son de relativamente poco peso, fácilmente transportable y de montaje más sencillo. En Campo Camiri se cuenta con compresores alternativos o de pistón.

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ANEXO, CONCLUSION Y RECOMENDACION 2 Figura V-18: Moto-compresor

38.1. Compresores alternativos. El gas es aspirado dentro del cilindro a través de las válvulas de admisión, por el desplazamiento del pistón durante la carrera de aspiración, para luego ser comprimido por el mismo hasta que la reducción de volumen sea suficiente para provocar el aumento de presión hasta el valor de descarga, instante en que se abrirán las válvulas de impulsión y el pistón desalojará el gas comprimido. Cada máquina contará en general con varios cilindros y éstos serán de doble efecto, es decir que los ciclos se realizarán a ambos lados del pistón. El motor puede estar acoplado al compresor directamente (eje rígido, manchón); mediante una caja reductora, o formar un solo conjunto, es decir con un cigüeñal común a ambos, (motor y compresor), denominándose a este último, moto-compresor.

38.2. Procedimiento de arranque de compresor. CAMPO CAMIRI-CAMPO GUAIRUY |Arturo Arce Soto

ANEXO, CONCLUSION Y RECOMENDACION 2

Primero girar el volante a mano una vuelta completa para comprobar que no hay retenciones que impidan el movimiento de las piezas internas. Siempre desconectando los conductores de encendido de las bujías al girar a mano el Volante. De Arranque con Gas, Abrir la válvula de la tubería de alimentación del motor de arranque para suministrar una presión de 120-140 PSI, presión que acciona el motor de arranque. Tan pronto como el volante alcanza 50 RPM, abrir la válvula del gas combustible al sistema. Una vez que los cilindros impulsores han encendido cerrar la válvula de la tubería de alimentación del motor de arranque. Ajustar la perilla del regulador según sea necesario para regular la velocidad de funcionamiento de la moto-compresor Al funcionamiento revisar:  Revisar los dispositivos de parada del cuadro  Comprobar la alimentaciones de al lubricación, ajustarlas si fuera necesario  Dejar que el motor funcione antes de someterlo a carga  Al calentar el motor ajustar tuercas y tornillos  Comprobar que el agua circula por el sistema del enfriador  Escuchar atentamente para detectar ruidos o funcionamiento anormal de la maquina  Rellenar el informe del arranque y verificar todos los parámetros de funcionamiento

39. RESPONSABILIDAD DEL OPERADOR (DIARIO). Aceite: Chequee diariamente el nivel de aceite. El operador deberá conocer la cantidad de aceite que la unidad normalmente utiliza en un período de 24 hs. Presión: Presión de succión (Ps) – Presión de descarga (Pd): Estas presiones son muy importantes. El operador puede saber si las condiciones han cambiado.

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ANEXO, CONCLUSION Y RECOMENDACION 2 Temperatura: Temperatura de descarga (Td): La temperatura de descarga es tan importante como la presión para evaluar el rendimiento del compresor. RPM: La unidad debe mantenerse trabajando en un rango de RPM cercano al máximo recomendado, Temperatura Motor v Compresor: Temperaturas altas en el agua Normalmente indican que la unidad se encuentra baja en agua o que se encuentra sobre cargada. Presión de aceite: Motor y Compresor: Motores de alta velocidad multi-cilíndricos. Mantenga los medidores en rango de operación. Vacío en el Motor: Si la unidad tiene un medidor vacío para el múltiple de entrada, chequéelo y mantenga un registro diario. Bombas de lubricación: Es importante para un operador saber cuántas gotas por recorrido (golpe) un lubricador debe estar bombeando. Niveles de agua: Chequee los niveles de los radiadores del motor una vez a la semana y los niveles del enfriador diariamente. El operador deberá añadir enfriador cuando sea necesario. Presión del Tanque: El tanque de volumen de combustible deberá drenarse diariamente y chequeada la presión del tanque. Apariencia del Compresor: Chequee la unidad para notar fugas de aceite o agua. Mantenga el aceite drenado separado de la pieza enfrente del cilindro del compresor. Ponga atención a cualquier ruido inusual. Figura V-19: Funciones de Operador

40. GRUPOS DE APOYO. CAMPO CAMIRI-CAMPO GUAIRUY |Arturo Arce Soto

ANEXO, CONCLUSION Y RECOMENDACION 2 En Campo y Planta de Gas Camiri la empresa Operadora es YPFB ANNDINA, pero además cuenta con personal contratista que son grupos de apoyo para distintas actividades

Que se realizan en Campo y Planta. Entre los grupos de apoyo tenemos los grupos cañista y Vial encargados de todos los trabajos de mantenimiento y mejora de planchadas, equipos, y apoyo en cualquier actividad. Figura V-20: Grupo de Apoyo

41. MECÁNICOS E INSTRUMENTISTAS. La responsabilidad del mecánico es de hacer mantenimiento a los compresores, observar el nivel de aceite, controlar las RPM, la Presión de Succión, Presión de Descarga y Temperatura del Booster localizados tanto en Planta (Ariel- Ajax) como los que se encuentran en Baterías (Ajax), así también un mantenimiento y control del UBM-3 Y UBM-9. La responsabilidad del Instrumentista es hacer un mantenimiento y calibración a las válvulas, Gasómetros, Barógrafos, manómetros ubicados en Planta y Baterías, también se encargan de la parte eléctrica de las instalaciones del Campo en general.

Figura V-21: Trabajo en compresor

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ANEXO, CONCLUSION Y RECOMENDACION 2

Figura V-22: Trabajo en Registradores

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ANEXO, CONCLUSION Y RECOMENDACION 2016

42. SIMULACIÓN EN PLANTA DE GAS. Se realizó la simulación en HYSYS de la Planta de Gas Camiri en Base Seca, con diferentes variables de procesos dadas a la entrada del compresor (Ariel) obteniendo los siguientes resultados:

Figura V-23: Simulación en HYSYS

FUENTE: PROPIA

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154

ANEXO, CONCLUSION Y RECOMENDACION 2016

43.

ANEXOS DIAGRAMAS DE PLANTA DE GAS, BATERIAS Y POZOS. ANEXO I: DIAGRAMA PLANTA DE GAS

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155

ANEXO, CONCLUSION Y RECOMENDACION 2016

FUENTE: PROPIA

ANEXO-II: DIAGRAMA ETAPAS DE COMPRESOR (ARIEL)

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156

ANEXO, CONCLUSION Y RECOMENDACION 2016

FUENTE: PROPIA

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157

ANEXO, CONCLUSION Y RECOMENDACION 2

ANEXO-III: DIAGRAMA TORRE CONTACTORA

FUENTE: PROPIA

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ANEXO, CONCLUSION Y RECOMENDACION 2016 ANEXO-IV: DIAGRAMA SISTEMA DE DESHIDRATACION

FUENTE: PROPIA

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159

ANEXO, CONCLUSION Y RECOMENDACION 2016

ANEXO-V: DIAGRAMA RECUPERACION DE CONDENSADO

FUENTE: PROPIA

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160

ANEXO, CONCLUSION Y RECOMENDACION 2016

ANEXO-VI: DIAGRAMA AREA DE ALMACENAMIENTO

DIAGRAMA AREA DE ALMACENAMIENTO PLANTA Línea Venteo 3"

Tablero Electrico

Línea Venteo

Descarga

L. Rev alce a Tanque

Tablero Electrico

Entrada Condensado

Línea de Succión

SIMBOLOGIA Valvula Check

Línea de HC

Valvula Cortina

Línea de Agua

Valvula Automatica

Línea de Venteo

Valvula Tipo Mariposa

Línea de Condensado

Valvula tres Vias Bomba Neomatica Bomba Centrifuga

FUENTE: PROPIA

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ANEXO, CONCLUSION Y RECOMENDACION 2016

ANEXO-VII: DIAGRAMA SISTEMA DE PROVISION DE AGUA

FUENTE: PROPIA

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ANEXO, CONCLUSION Y RECOMENDACION 2016

ANEXO-VIII: DIAGRAMA UBICACIÓN HIDRANTES E EXTINTORES

FUENTE: PROPIA

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163

ANEXO, CONCLUSION Y RECOMENDACION 2016 ANEXO-IX: DIAGRAMA BATERIA-4

FUENTE: PROPIA

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164

ANEXO, CONCLUSION Y RECOMENDACION 2016

ANEXO-X: DIAGRAMA PLANCHADA CAM-122

FUENTE: PROPIA

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165

ANEXO, CONCLUSION Y RECOMENDACION 2016

ANEXO-XI: DIAGRAMA BATERIA SATELITE

FUENTE: PROPIA

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166

ANEXO, CONCLUSION Y RECOMENDACION 2016

ANEXO-XII: DIAGRAMA BATERIA-17

FUENTE: PROPIA

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167

ANEXO, CONCLUSION Y RECOMENDACION 2016 ANEXO-XIII: DIAGRAMA BATERIA-16

FUENTE: PROPIA

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168

ANEXO, CONCLUSION Y RECOMENDACION 2016

ANEXO-XV: DIAGRAMA POZO GRY-10-13 ANEXO-XIV: DIAGRAMA POZO GRY-24

FUENTE: PROPIA FUENTE: PROPIA

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ANEXO, CONCLUSION Y RECOMENDACION 2016

ANEXO-XVI: DIAGRAMA BATERIA-1 (GUIRUY)

FUENTE: PROPIA

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ANEXO, CONCLUSION Y RECOMENDACION 2016 ANEXO-XVII: DIAGRAMA POZO GRY-09

FUENTE: PROPIA

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ANEXO, CONCLUSION Y RECOMENDACION 2016

ANEXO-XVIII: DIAGRAMA BATERIA-2 (GUIRUY)

FUENTE: PROPIA

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ANEXO, CONCLUSION Y RECOMENDACION 2 44. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES. 44.1. Conclusión.  Durante el tiempo de la Práctica de Campo se pudo conocer y se adquirió experiencia en la parte de Fiscalización de producción y operación del Campo Camiri.  Se visualizó las actividades diarias en Planta, donde se visualizó la reparación de tanque de almacenamiento y la intervención del pozo CAM-134.  Se realizó el Diagrama de Flujo de los Procesos de operación de la Planta Camiri, indicando los equipos respecticos y las líneas de los fluidos, también se realizó diagramas de las diferentes Baterías de recolección de hidrocarburo como se puede ver en el capítulo anterior.  Se realizó la medición y el cálculo de volumen de líquido en tanque de almacenamiento según Norma API, Calculo del Petróleo Fiscalizado  Se pudo identificar y registrar los Equipos que conforman la Planta Camiri y las diferentes Batería que conforman el campo tanto en CAMPO CAMIRI Y CAMPO GUIRUY.  Se registró los equipos de medición de gas de la planta y de las diferentes baterías: Medidores de gas.  Se pudo efectuar un seguimiento de los parámetros de operación del compresor Ariel, conociendo sus variables operativas como presión, temperatura, niveles y otros.  También se visualizó el procedimiento de arranque y paro por mantenimiento.

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ANEXO, CONCLUSION Y RECOMENDACION 2  En campo Guairuy se visualizó el proceso de producción y operación, también se realizó un diagrama de las diferentes baterías de recolección de hidrocarburo, como se puede observar en el Capítulo anterior, con registro de los equipos que las conforman.

44.2. Recomendaciones. 

Limpieza de pozos con equipo de Slike Line, además de realizar mediciones de presión y temperatura en el pozo, verificar las dimensiones en el tubing, detectar depósitos de basura o arena, retirar la misma del pozo, y una larga gama de herramientas y dispositivos pueden ser colocados, retirados o manipulados para optimizar la Producción. Para poder realizar estas operaciones se debe contar con un equipo de control de presión superficial compuesto por los siguientes elementos:





Stuffing Box. (Estopero)



Lubricadores.



Válvula de Purga o Alivio



B.O.P.



Clamps varios.



Poleas



Indicador de Tensión

Realizar mantenimientos preventivos de los equipos superficiales, para un buen funcionamiento de los mismos.



Cambio de válvulas en colectores y arbolito de producción, para mejorar la operatividad de la Batería de Producción y optimizar los costos operativos.



Establecer procedimientos de seguridad para las actividades que son consideradas de alto riesgos para el personal operativo de campo.

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ANEXO, CONCLUSION Y RECOMENDACION 2 45. BIBLIOGRAFIA.



A.G.A. 3, (1985). American Gas Association Report No. 3. Natural Gas Fluids Measurement.



A.P.I., (1980). American Petroleum Institute. Manual of Petroleum Measurement Standards Chapter 11.Volumen Correction Factor. Quinta Edición, Agosto 1980



Levantamiento artificial por inyección de gas. Alta escuela española de dirección y administración de empresas. Noviembre 2010



Martínez, M., (1994). Ingeniería de Gas, principios y aplicaciones. Ingenieros Consultores y Asociados C.A. Maracaibo, Venezuela, 15 de noviembre de 1994.



Curso SENDA. Asesoramiento y Capacitación, Modulo II, Medición de Liquido y Medición de Gas.

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