UNIVERSIDAD ESTATAL PENÍNSULA DE SANTA ELENA
Ingeniería en Petróleo
PORTAFOLIO
Completación Jonathan K. Soriano Pluas
6/2
ING. Tarquino López. I SEMESTRE 2018
OBJETIVO GENERAL: ........................................................................................................................... 3 OBJETIVO ESPECIFICO ..................................................................................................................... 3 INTRODUCCION: ................................................................................................................................. 4 1.- MARCO TEÓRICO: .......................................................................................................................... 6 1.1.- Ubicación campo amistad bloque 6 ....................................................................................... 6 Descripción General ............................................................................................................................ 7 2.-GEOLOGÍA Y GEOFÍSICA .................................................................................................................. 7 PETROFÍSICA ..................................................................................................................................... 11 POROSIDAD ..................................................................................................................................
11
PERMEABILIDAD ..........................................................................................................................
11
SATURACIÓN DE AGUA ...............................................................................................................
11
PROPIEDADES DE LOS FLUIDOS ..................................................................................................
12
3.
ANÁLISIS PVT ................................. ................ .................................. ................................... ................................... ................................... .................................... ...................... .... 15
4.
HISTORIAL DE PRODUCCIÓN PRODUCCIÓN Y PRESIONES DEL CAMPO .................. ........................... .................. .................. .................. .............. ..... 16
5.- FACILIDADES DE SUPERFICIE ........................................................................................................ 18 6.
ESTACIÓN DE PRODUCCIÓN PRODU CCIÓN ................................... .................. ................................... ................................... ................................... ............................... ............. 20 FACILIDADES DE PRODUCCIÓN ..................................................................................................... 23
7.
Programa De Perforación De Pozo Del Campo Amistad:.......................................................... Amistad:.......................................................... 25
3.- Perforación De Sección; Hueco, Diámetro Α. .............................................................................. 27 3.1.- Primera Sección (26 Pulgadas) ............................................................................................. 27 8.
Plataforma Platafo rma Jack-up ................................... ................. ................................... .................................. ................................... ................................... ............................ ........... 28
9.
CONCLUSIONES CONCLUSION ES ................................... .................. .................................. ................................... ................................... ................................... .................................. ................ 31
10.- BIBLIOGRAFIAS ........................................................................................................................... 32
Conocer el funcionamiento y estructura del campo amistad ubicado en el folgo de
Guayaquil mediante investigación y videos que nos ayuden a entender la importancia de dicho campo en nuestro país.
OBJETIVO ESPECIFICO Conocer la ubicación del campo amistad bloque 6 Entender el funcionamiento de la plataforma Jack-up Conocer El destino del gas de los pozos productores Determinar los sistemas de perforación
La compañía ADA, en 1969 descubrió el campo, al perforar los primeros cuatro pozos, obteniéndose resultados positivos en Amistad 1, Amistad 3 y Amistad 4. Se encontró gas natural seco (98% metano) en los reservorios Subibaja, Puná y Progreso2; siendo el reservorio principal del estudio la formación Subibaja (García y Bravo, 2011). Dentro de este marco en el presente capítulo se realizará una revisión de las formaciones sedimentarias presentes en el Golfo de Guayaquil, sus sucesiones litológicas, variaciones paleo ambientales y la subsidencia tectónica en el mismo, a partir de datos de subsuelo tomados de los pozos perforados en el área, con el fin de determinar potenciales límites de secuencias en el área de estudio. Un total de 60 millones de pies cúbicos de gas natural se producen diariamente en el Campo Amistad (Bloque 6) del Golfo de Guayaquil El objetivo de su exploración, producción y distribución es sustituir a los derivados de petróleo por gas natural en áreas como la generación eléctrica, industria cerámica y uso doméstico en hogares. Al momento, de la producción total del Campo Amistad, 55 millones de pies cúbicos se destinan a la Central Machala para generación eléctrica; 4 millones para las empresas de cerámica Graiman, en Cuenca, y Edesa, en Quito; y el millón de metros cúbicos restante se distribuye por tubería, través de un plan piloto, a la población de Bajo Alto, en el can tón El Guabo (El Oro). Wilson Pástor, ministro de Recursos Naturales No Renovables, informó que solo en el sector eléctrico se utilizó, enero y agosto de este año, 5.961 millones de pies cúbicos de gas natural, equivalentes a 1’095.037 barriles de diésel, lo que representa un ahorro para el Estado de 79’708.129 dólares. Para las industrias “lo
que hay es un ahorro de divisas porque antes pagaban el GLP (gas licuado de petróleo) al valor internacional y lo que se hace con el gas natural es desplazar el uso de diésel y de ‘fuel oil’ eléctrico, logrando dinamizar la matriz energética”, dijo Pastor. Distribución del gas Para distribuir el gas del Bloque 6 a las empresas de cerámica Graiman y Edesa, el combustible se somete a un procedimiento en la planta de licuefacción de Petroecuador en El Oro. La capacidad de producción es de 200 toneladas de gas al día. Desde ahí se transporta, a través de cisternas, hacia las fábricas ubicadas en Cuenca y Quito, respectivamente. Por ejemplo, las estadísticas de control de la empresa Edesa registran un consumo diario de 20 toneladas de gas natural. Los registros de Graiman, en cambio, establecen un consumo diario de 50 toneladas. Entre enero y agosto de este año, el sector industrial utilizó 9.845 toneladas de gas natural, en sustitución de 10.818 toneladas de GLP que antes consumía. Gas para consumo de hogares El costo del proyecto para llevar gas
natural a los hogares de la comunidad Bajo Alto alcanza 1,1 millón de dólares y se benefician directamente 390 familias (2.000 personas) y 13 comedores populares. El proyecto piloto comenzó en noviembre de 2011 y el consumo total de la población es de 0,34 toneladas de gas natural al día. Para octubre próximo está previsto colocar medidores de distribución de gas natural para el cobro del combustible, el cual tendrá el mismo valor del gas doméstico.
1.1.- Ubicación campo amistad bloque 6 El campo Amistad se localiza dentro del Bloque 6, en la parte central del Golfo de Guayaquil, aproximadamente a 50 kilómetros al Este de la ciudad de Machala, provincia del Oro (figura 1.1). El bloque 6 tiene una extensión de 2270 km2 aproximadamente. La profundidad del agua en el campo Amistad varía desde 25 a 65 metros a lo largo de todo el campo (Petroamazonas EP, 2014). La producción de gas natural fortalece el cambio de la matriz energética, cubriendo el 7% de la demanda nacional y generando 30000 MWh semanales. El potencial de producción de gas natural del campo fue de 50 MMSCFD al 2015.
FIGURA 1.1 UBICACIÓN CAMPO AMISTAD FUENTE: EP PETROAMAZONAS, GERENCIA OPERACIONES OFFSHORE
La compañía ADA, en 1969 descubrió el campo, al perforar los primeros cuatro pozos, obteniéndose resultados positivos en Amistad 1, Amistad 3 y Amistad 4. Se encontró gas natural seco (98% metano) en los reservorios Subibaja, Puná y Progreso2; siendo el reservorio principal del estudio la formación Subibaja (García y Bravo, 2011). Desde enero del 2013 Petroamazonas EP es la entidad encargada de las operaciones OFFSHORE, con 6 pozos productores cuyo potencial de producción fue de 50 MMSCFD para finales del 2015.
La zona constituye una cuenca sedimentaria con un espesor aproximado de 12000 metros de sedimento de depósitos marinos continentales. De origen p robablemente deltaico con una continuidad alternante de arenas y lutitas, con pequeños espesores de calizas. La complejidad geológica que presentan las formaciones Progreso y Subibaja ha originado que se desarrollen múltiples interpretaciones con distintas teorías (Flores y Valle, 2014). En la figura 1.2 se visualiza la sucesión estratigráfica de la costa ecuatoriana en forma simplificada, donde se aprecian las columnas estratigráficas respectivas, donde se incluyen: edad, formación y descripción litológica. La formación Subibaja, objeto de este estudio, está en el mioceno inferior donde los sedimentos del Miembro Zacachum son arenas finas a medias y arcillolitas tobáceas1 gris verdosas con intercalaciones subordinadas de arcillolitas y limolitas rojas. La presencia de capas rojas es un buen indicador del contacto entre la formación Subibaja y la formación Progreso (Zambrano y Benitez, 2001).
FIGURA 1.2 COLUMNA ESTR ATIGRÁFICA ESQUEMÁTICA FORMACIONES SUBIBAJA – PROGRESO – PUNÁ FUENTE: PRESENTACIÓN DNH-REVISIÓN DEL CAMPO AMISTAD- ENERO 2008 TABLA 1.1 TOPE FORMACIÓN SUBIBAJA
POZO F G H I
SUBIBAJA TVD (pies) MD (pies) 9233 9874 10140 11297 10404 12309 9763 11323
FUENTE: EP PETROAMAZONAS, GERENCIA OPERACIONES OFFSHORE ELABORADO POR: CARLOS CHICO - HENRY CUACES
La estructura del campo Amistad es un anticlinal norte-sur con fallas muy complejas (ver figuras 1.3 y 1.4) como resultante de la compresión oblicua a lo largo del lado oriental de la falla dextral de rumbo; este tipo de compresión no es muy común. Se dieron por lo menos dos períodos de levantamiento en el Mioceno Medio tardío y Plio-Pleistoceno. Cada período de levantamiento fue sísmicamente verificado por la presencia de una discordancia erosional.
FIGURA 1.3 SECCIÓN SÍSMICA S-N CON LA PROYECCIÓN DE LOS POZOS DEL CAMPO AMISTAD, DISCORDANCIA EROSIONAL. FUENTE: PRESENTACIÓN DNH-REVISIÓN DEL CAMPO AMISTAD- ENERO 2008
La interpretación geofísica, estructural y estratigráfica define a la estructura como un campo formado por bloques estructurales de sur a norte y delimitado por fallas geológicas de orientación preferentemente Noroeste-Sureste (Petroamazonas EP, 2014).
FIGURA 1.4 MAPA ESTRUCTURAL AL TOPE DE LA FORMACIÓN SUBIBAJA EN TVD CAMPO AMISTAD. FUENTE: PETROAMAZONAS EP
El hidrocarburo en el campo Amistad se encuentra en las formaciones Subibaja, Progreso y Puná; siendo sus principales reservorios la secuencia sedimentaria detrítica de la formación Subibaja que contienen gas natural (Petroamazonas EP, 2014). Las propiedades de los fluidos se determinaron a partir de la información de los registros eléctricos tomados tanto en Open Hole como en Cased Hole, a partir de las evaluaciones de núcleos, del comportamiento de producciones y presiones para determinar los influjos de agua, de la cromatografía de los fluidos (gas), y del análisis físico-químico del agua de formación.
Relación entre el espacio disponible que existe en la roca y su volumen total. La porosidad de la formación Subibaja se determinó por medio de dos procesos: análisis de núcleos y registros de pozos, se estableció un intervalo promedio (tabla 1.2).
Definimos a la permeabilidad como una propiedad del medio poroso que mide la capacidad de la formación para permitir el paso de fluidos a través de su medio poroso, además es importante ya que es una propiedad de flujo dinámico. También se estableció una permeabilidad promedio para la formación Subibaja luego de haber realizado las respectivas pruebas de pozos, correlaciones empíricas y análisis de núcleos; ver tabla 1.2.
La saturación cuantifica la cantidad de fluido que se encuentra en un espacio poroso, se puede definir como la fracción o porcentaje del volumen de poros ocupados por un fluido (agua, gas o petróleo). La saturación de fluido se determina a partir de procedimientos de laboratorios, también puede ser determina indirectamente por medio de la interpretación cuantitativa de registro de pozos; ver tabla 1.2 (Mesa K., 2013).
TABLA 1.2 PARÁMETROS PETROFÍSICOS CAMPO AMISTAD (2015)
FORMACIÓN SUBIBAJA
POROSIDAD % 0.11 – 0.16
Sw % 0.45000
PERMEABILIDAD mD 1 - 115
FUENTE: EP PETROAMAZONAS, GERENCIA OPERACIONES OFFSHORE
Las propiedades de los fluidos dependen de la presión y de la temperatura bajo condiciones in-situ. Los reservorios del campo Amistad producen gas seco, la cromatografía muestra más del 98% de metano, sin precipitados de condensado bajo las condiciones de yacimiento (Petroamazonas EP, 2014). Las muestras de composición del gas (tomadas de diferentes pozos en el 2013) indican variaciones insignificantes con relación al impacto que puedan tener en los resultados de Bg (factor volumétrico del gas), μg (viscosidad del gas). El cual indica ser gas dulce de bajo contenido de componentes no hidrocarburíferos (CO 2, H2S, N2, etc.) como se ve en la tabla 1.3. TABLA 1.3 CARACTERÍSTICAS DEL GAS NATURAL DE LOS POZOS PRODUCTORES DEL CAMPO AMISTAD Pozos campo Amistad
F
G
I
K
L
May-08 May-08 May-08 Fecha May-08 May-08 Características % mol % mol % mol % mol % mol 0.284 0.229 Nitrógeno 0.282 0.282 0.609 CO2 0.011 0.015 0.001 0.001 0.018 0.304 0.969 Oxigeno 0.206 0.206 0.026 Metano C1 98.919 99.052 98.43 99.158 99.158 Etano C2 0.309 0.325 0.288 0.288 0.326 Propano C3 0.057 0.057 0.084 0.041 0.032 Butano C4 0 0 0.013 0 0 Condensado Separador API 24 21 33 22 20 FUENTE: EP PETROAMAZONAS, GERENCIA OPERACIONES OFFSHORE
N
May-14 % mol 0.31 0.055 0.01 98.42 0.83 0.22 0 20
Las características del agua de formación del reservorio Subibaja de los pozos productores del campo Amistad se muestran en la tabla 1.4.
TABLA 1.4 ANÁLISIS FÍSICO – QUÍMICO DE AGUA DE FORMACIÓN RESERVORIO SUBIBAJA
Características Unidad
Pozos F
G
I
K
L
M
Sodio (Na)
(mg/l)
5.73
6.71
6.29
6.82
5.31
6.69
Magnesio (Mg)
(mg/l)
180
22
20
248
53
132
Calcio (Ca)
(mg/l)
728
460
152
920
192
680
Estroncio (Sr)
(mg/l)
-
-
-
-
-
-
Bario (Ba)
(mg/l)
0
0
0
0
0
13
Hierro (Fe)
(mg/l)
15
9
2
1
13
0.30
Cloruros (Cl)
(mg/l)
10.75
11.00
9.17
12.70
8.35
11.80
Sulfatos (SO4)
(mg/l)
3
115
345
10
20
10
Bicarbonato (HCO3)
(mg/l HCO3)
390
268
1.05
399
573
183
Ácido carboxílico
(mg/l HAc)
-
-
48
-
-
267
Sólidos disueltos (Cal)
(mg/l)
17.99
18.58
17.03
20.99
14.51
19.50
Sólidos disueltos
(mg/l)
17.10
17.50
16.15
19.50
14.00
18.80
Densidad (STP)
(g/ml)
-
-
-
-
-
-
CO2 (En agua)
(mg/l)
140
208
748
176
280
152
H2S (En gas) (mg/l) 0 H2S (En agua) (mg/l) SUP. pH 5.94 6.72 6.52 pH 6 5.96 (medido) STP FUENTE: EP PETROAMAZONAS, GERENCIA OPERACIONES OFFSHORE
0.04 6.18
En la figura 1.5 se observan los valores del factor de compresibilidad (Z) que varían desde 0.89 hasta 1; y los valores del factor volumétrico de gas (βg) que varían entre 0.003 y 0.1 (PC/PCN) en el campo, dichos valores varían en función de la presión.
FIGURA 1.5 FACTOR DE COMPRESIBILIDAD (Z) Y FACTOR VOLUMÉTRICO DEL
GAS (βg) FUENTE: EP PETROAMAZONAS, GERENCIA OPERACIONES OFFSHORE En la figura 1.6 se observan los valores de la viscosidad del gas (µg), estos varían desde 0.0125 hasta 0.024 centipoises en función de la presión.
FIGURA 1.6 VISCOSIDAD DEL GAS (µg) FUENTE: EP PETROAMAZONAS, GERENCIA OPERACIONES OFFSHORE
En la figura 1.7 se observan los valores del factor volumétrico del agua de formación (βw), estos valores varían desde 1.006 hasta 1.022 (BY/BN).
FIGURA 1.7 FACTOR VOLUMÉTRICO DE AGUA DE FORMACIÓN (βw) FUENTE: EP PETROAMAZONAS, GERENCIA OPERACIONES OFFSHORE
La figura 1.8 muestra el valor de la viscosidad del agua de formación (µ w) para el campo cuyo valor es de 0.5 centipoises (cp).
FIGURA 1.8 VISCOSIDAD DE AGUA DE FORMACIÓN (µ w) FUENTE: EP PETROAMAZONAS, GERENCIA OPERACIONES OFFSHORE
No se tiene un análisis PVT. El estudio de las propiedades de los fluidos evidenció gas seco, debido a sus características solo se realizó el análisis cromatográfico del gas (Petroamazonas EP, 2014).
En la tabla 1.5 se detallan las pruebas de producción por pozo. TABLA 1.5 PRUEBAS DE PRODUCCIÓN POR POZO DE LA FORMACIÓN SUBIBAJA
Pozo
Compañía
Completación
Profundidad MD (pies)
F EDC Dic. 2000 G EDC Mayo 2001 I EDC Mayo 2004 K EDC Mayo 2001 L EDC Mayo 2001 N Petroamazonas Ago. 2013 FUENTE: EP PETROAMAZONAS, GERENCIA
Resultado
Producción inicial MMSCFD
10567 Gas 12272 Gas 12326 Gas 10600 Gas 11243 Gas 11300 Gas OPERACIONES OFFSHORE
17.5 19.4 25 22 24.8 12
Para realizar el perfil de producción de los pozos de gas del campo Amistad, se consideró como limitante la presión mínima del sistema (800 psi a la entrada del gasoducto), alcanzando condiciones de flujo hasta llegar a la planta de tratamiento de gas en Bajo Alto (Petroamazonas EP, 2014). La compañía Energy Development Company Ecuador Ltd. Produjo gas natural en el campo Amistad desde septiembre del 2002 hasta octubre del 2010, limitándose a una producción de 35 MMSCFD de acuerdo al contrato firmado con el Estado. El 25 de noviembre del 2011 la Secretaría de Hidrocarburos resolvió declarar terminado el contrato y encargar a EP PETROECUADOR la gestión de los recursos naturales no renovables hidrocarburíferos del entonces Bloque 3 hoy Bloque 6 Amistad a través de la Unidad de Negocios de Gas Natural (Petroamazonas EP, 2014). En el Año 2011 CELEC EP – Termogas Machala, consumidor principal de gas natural, tuvo problemas con 2 turbinas por tal motivo bajó la demanda y se entregó menor producción (18 MMSCFD). En el mismo año se realizaron reacondicionamientos en los pozos F, G e I.
A partir del 2 de enero de 2013, acorde con el Decreto Ejecutivo 1351-A, el Bloque 6 Amistad, pasó a ser operado por PETROAMAZONAS EP quien asumió la operación con una producción aproximada de 50 MMSCFD; ver figura 1.9 (Petroamazonas EP, 2014).
FIGURA 1.9 PRODUCCIÓN DE GAS – CAMPO AMISTAD FUENTE: EP PETROAMAZONAS, GERENCIA OPERACIONES OFFSHORE Al no contar con valores de presiones de fondo reales, se consideran los valores en cabeza esquematizados en la figura 1.10.
FIGURA 1.10 TEMPERATURAS Y PRESIONES DE CABEZA POZOS F, G e I FUENTE: EP PETROAMAZONAS, GERENCIA OPERACIONES OFFSHORE
El gas del Campo Amistad es procesado en la Plataforma AMS A, con una capacidad de 65 MMSCFD en el separador de producción y 20 MMSCFD en el separador de prueba. Dispone de dos calentadores con una capacidad de 20 MMSCFD cada uno. El gas que se explota es entregado al sector eléctrico CELEC EP – Termogas Machala (45.5 MMSCFD), al sector industrial EP PETROECUADOR – planta de licuefacción (3.5 MMSCFD) y a la red de distribución domiciliaria (1 MMSCFD), aproximadamente (Petroamazonas EP, 2014).
COMPONENTES PRINCIPALES:
1. Líneas de flujo 2. Múltiple de descarga (Manifold) 3. Separador de prueba 4. Separadores para Tratamiento (producción): Free water nockout, Heat treater, desalinizador, etc. 5. Unidades de control volumétrico (LACT) 6. Tanques de lavado 7. Tanque de surgencia 8. Tanques de almacenamiento
9. Bota de gás, 10. Scrubers (Deshidratadores) 11. Mecheros 12. Unidades de bombeo con booster 13. Centro de generación eléctrica 14. Centro de tratamiento de aguas (Plantas) 15. Sistema de inyección de agua 16. Sistema Contra Incendios 17. Oficinas de Control y Administración (SCADA) SCRUBBER
Equipo (vasija) cuya función es extraer el contenido líquido en una corriente de gas, lo cual se logra haciendo pasar la corriente por un camino tortuoso donde por contacto se condensa el líquido que había sido arrastrado en etapas anteriores.
Tubería de ingreso de gas (Incoming gas pipeline) Función: permite el ingreso del gas proveniente de la plataforma amistad Se conecta a la tubería de la plataforma amistad 12” mediante una brida SP9122 para el ingreso a la planta deshidratadora, consta de un medidor de humedad y una válvula SDV 9121 que actúa en caso de cierre de planta (SHUTDOWN).
Recibidor del limpiador de tubería (PIG RECEIVER) Es un sistema de válvulas o bypass para recibir el chancho limpiador (pig) que es enviado desde la plataforma amistad, consta de un indicador para determinar si paso o no el chancho XI-9121, al recibir el chancho primero se debe despresurizar la cámara y recolectar el condensado que se pueda encontrar por la parte inferior mediante un drenaje.
Recibidor del limpiador de tubería (PIG RECEIVER) Separador de gas-condensados (slug cátcher)
Separador de gas-condensados Función: separar el gas natural de los condensados que ingresan a la planta de tratamiento. El separador consta de doble cilindros horizontales de dos fases diseñado para remover el condensado de la corriente de gas. Esta diseñado para manejar aproximadamente 80 MMPC de gas y un sobrepeso de 170 barriles de liquido a 1040 psig y 80 F. °
El fluido ingresa por el barril superior una vez separado del condensado, el gas continuara su recorrido por una línea de 12” y en caso sobrepresión por dos líneas adicionales de 3” controlados por una válvula de alivio por donde el fluido sobrantes será dirigido a la tea. Este barril consta en su composición interna de una malla, en donde al chocar el flujo de gas con esta provocara la separación de los condensados que descienden al barril inferior y de este pasan los condensados al flash separador. Separador atmosférico de condensado (flash separator)
Flash separator
Función: recoger los condensados proveniente del separador de gascondensados. Tanque de almacenamiento de condensados
Entre los SEPARADORES más utilizados para el tratamiento del crudo se encuentran:
Eliminador de agua libre (FWKO – Free Water Knock Out): Remueve altos porcentajes de agua libre. que favorece Tanque deshidratador: Contiene un colchón de agua el lavado del crudo. de Tratadores electrostáticos: Poseen una elevada capacidad tratamiento y bajo costo. calor, Tratadores termoquímicos: Proporcionan asentamiento, agitación. Equipos de calentamiento: Pueden ser de fuego directo, indirecto o eléctricos.
FACILIDADES DE PRODUCCIÓN SISTEMAS PARA EL TRATAMIENTO Y ALMACENAMIENTO DE CRUDO
SISTEMA DE RECOLECCION
SISTEMA DE SEPARACION
SISTEMA DE TRATAMIENTO DE CRUDO
SISTEMA DE TRATAMIENTO DE GAS
SISTEMA DE TRATAMIENTO DE AGUA
SISTEMA DE BOMBEO (OLEODUCTOS)
SISTEMA DE LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL
SISTEMAS AUXILIARES
1. SISTEMA CONTRA INCENDIOS 2. SISTEMA DE CONTROL AUTOMÁTICO (BCPS) 3. SISTEMA SCADA 4. SISTEMA DE GENERACIÓN ELÉCTRICA 5. SISTEMA DE ILUMINACION EXTERIOR 6. SISTEMA DE PROTECCION ATMOSFERICA
Sistema de deshidratación de gas natural
El programa de perforación propuesto es dividido en cuatro secciones de acuerdo al diámetro del revestidor que se revestirá el hoyo del pozo.
Tabla 1: programa de perforación del campo Amistad.
Tabla 2: columna estratigráfica del campo Amistad.
Tabla 3: diseño mecánico propuesto para el pozo amistad No. 17, Offshore.
Las formaciones que se atravesaran durante la perforación de columna estratigráfica se detallan a continuación con sus respectivas profundidades a las cuales se encuentran.
Tabla 4: formación estratigráfica a perforar en el campo Amistad, pozo No.17, offshore.
3.1.- Primera Sección (26 Pulgadas)
Tabla 5: programa propuesto para el Pozo Amistad No. 17, Offshore .
La sección será perforada con agua de mar en circuito cerrado bombeando píldoras viscosas de bentonita de 8,9 libras por galón (lpg) pre-hidratadas para optimizar la limpieza, bombeadas aproximadamente cada 100 pies directamente al pozo. Al final del intervalo y antes de sacar tubería para bajar casing de 20 pulg., llenar el pozo con 1100 barriles de fluido bentonítico con 2% de lubricante. El fluido que se dejará en el agujero para bajar el revestimiento debe ser optimizado con adiciones de carbonato de calcio (CaCO3 A-100) a 5 ppb para garantizar la estabilidad de las paredes y permitir la bajada del casing. La viscosidad de las píldoras debe estar en valores de (70 – 120) segundos por cuarto de galón (seg/qt), esto en razón de que las píldoras de limpieza se incluirán en el sistema circulante, además de que al perforar arcillas estas se incorporarán al fluido, incrementando ambos efectos las viscosidades y densidad. En octubre de 2012 llegó desde Egipto la plataforma de perforación auto elevable denominada “Jack up”, con el fin de optimizar la producción de este campo. A partir del 2 de
enero de 2013, acorde con el Decreto Ejecutivo 1351-A, este Bloque pasó a ser operado por Petroamazonas EP (PAM EP). Este Decreto viabilizó la fusión por absorción de la Gerencia de Exploración y Producción y las áreas de exploración y producción de la Gerencia de Gas Natural de EP Petroecuador.
Cálculo de cementación del campo amistad
Sección 1:
Datos: rev = 13 " = 13.375” h
= 17 " = 17.5” H = 0 – 7758 ft = 7758 ft Cálculos de capacidad . C rev = = = 0.17385 h
.
h − rev
=
C hoyo = = = 0.2976 C anular =
cálculos de volumen de cemento: x 7758 ft = 1348.7283 bls x 7758 ft
. − .
= 0.1237
x 7758 ft
= 2308.9285 bls = 960.2079 bls
Sección 2:
Datos: rev = 9 " = 9.625” h
= 12 " = 12.25” H = 0 – 9858 ft = 9858 ft Cálculos de capacidad . C rev = = = 0.0900 h
C hoyo = = C anular =
.
h − rev
= 0.1458 =
. − .
cálculos de volumen de cemento: x 9858 ft = 887.22 bls
= 0.0558
x 9858 ft
= 1437.2964 bls
x 9858 ft
= 550.1160 bls
Sección 3:
Datos: rev = 7 " h = 8 " = 8.5” H = 9858 – 11259 ft = 1401ft Cálculos de capacidad C rev = = = 0.04762 h
.
C hoyo = = = 0.07021 C anular =
h − rev
=
. −
cálculos de volumen de cemento: x 1401 ft = 66.7156 bls
= 0.02259
x 1401 ft
= 98.3642 bls
x 1401 ft
= 31.6486 bls
El petróleo en fundamental para la economía del país y sus derivados son útiles para la población sobre todo el gas natural que toda familia necesita. Las inversiones que realiza petroamazonas para aumentar la cantidad de pozos productores ha sido eficiente, con la llegada de la plataforma Jack-up traída desde Egipto con la finalidad de aumentar la producción de gas natural. El campo Amistad se localiza dentro del Bloque 6, en la parte central del Golfo de Guayaquil, aproximadamente a 50 kilómetros al Este de la ciudad de Machala, provincia del Oro. El bloque 6 tiene una extensión de 2270 km2 aproximadamente. La profundidad del agua en el campo Amistad varía desde 25 a 65 metros a lo largo de todo el campo (Petroamazonas EP, 2014). La producción de gas natural fortalece el cambio de la matriz energética, cubriendo el 7% de la demanda nacional y generando 30000 MWh semanales. El potencial de producción de gas natural del campo fue de 50 MMSCFD al 2015. En octubre de 2012 llegó desde Egipto la plataforma de perforación auto elevable denominada “Jack up”, con el fin de optimizar la producción de este campo. A
partir del 2 de enero de 2013, acorde con el Decreto Ejecutivo 1351-A, este Bloque pasó a ser operado por Petroamazonas EP (PAM EP). Este Decreto viabilizó la fusión por absorción de la Gerencia de Exploración y Producción y las áreas de exploración y producción de la Gerencia de Gas Natural de EP Petroecuador. Este gas servirá para la generación eléctrica en las centrales térmicas Machala y pascuales de esta manera el país tendría un ahorro de 500 millones de dólares al año.
