37428_1

II

UNIVERSIDAD TECNOLÓGICA EQUINOCCIAL

FACULTAD DE CIENCIAS DE LA INGENIERÍA

ESCUELA DE INGENIERÍA EN PETRÓLEOS

“MEJORAMIENTO DE LAS FACILIDADES DE PRODUCCIÓN Y LÍNEAS DE

FLUJO DEL ÁREA LAGO AGRIO DE PETROPRODUCCIÓN”

TESIS DE GRADO PREVIA LA OBTENCIÓN DEL TÍTULO DE INGENIERO

DE PETRÓLEOS

AUTOR: FREDDY PATRICIO CUEVA OCHOA

DIRECTOR: ING. PATRICIO IZURIETA

QUITO – ECUADOR

2009

III

DECLARACIÓN

Yo, Freddy Patricio Cueva Ochoa, declaro que este trabajo aquí escrito es de mi autoría

y que no ha sido presentado para ningún grado profesional

_________________________________________

Freddy Patricio Cueva Ochoa

IV

CERTIFICACIÓN

Certifico que la presente tesis fue desarrollada en su totalidad, por el Sr. Tlgo. Freddy

Patricio Cueva Ochoa, bajo mi dirección.

__________________________________________

Ing. Patricio Izurieta

DIRECTOR DE TESIS

V

CARTA DE LA EMPRESA

VI

AGRADECIMIENTO

Agradezco a Dios Padre, Dios hijo y Dios Espíritu Santo, por su inmenso amor, creador

y hacedor de maravillas, por darme de su infinito amor y Espíritu Santo. Por perdonar

mis culpas, por mantenerme sano, por ser mi guía, mi fortaleza, mi salvador, mi

ayudador, mi consolador, mi amigo, darme todo lo que tengo y no dejarme caer, por

enseñarme el camino correcto de la vida, y por estar conmigo en cada instante de mí

vida.

A mi Esposa, a mi hija preciosa por su amor, cariño, ternura y dulzura, a mis Padres,

Hermano, Hermanas, Primos, Primas, Amigos y Amigas, por su confianza, apoyo y

estímulo en mis años de estudios, por creer y confiar siempre en mí, apoyándome en

todas las decisiones que he tomado en la vida. A mis profesores, en especial al Ing.

Vladimir Cerón, y Patricio Izurieta, por su orientación para el desarrollo de la presente

tesis, por sus consejos y por compartir desinteresadamente sus amplios conocimientos y

experiencia. A mis compañeros y compañeras de clases, por el apoyo y motivación que

de ellos he recibido. Y a todas aquellas personas que de una u otra forma, colaboraron o

participaron en la realización de esta investigación.

VII

DEDICATORIA

A mis padres, por su inmenso amor, comprensión, apoyo y por creer en mí, quienes con

su ejemplo de amor, trabajo, compasión, generosidad, me amaron, cuidaron, enseñaron

y se esforzaron muchísimo por darme la adecuada alimentación y educación.

A mis hermanos y hermanas por tender sus manos cuando yo las necesite y pensaba que

no había solución para algún problema, sé que cuento con ustedes incondicionalmente y

quiero que lo hagan igualmente ustedes con migo, por su apoyo constante durante mi

carrera y por su infinito amor.

A mis cuñados y cuñadas por su inmenso amor, comprensión, apoyo y su voto de

confianza y admiración.

A mis sobrinos y sobrinas por todo su amor, apoyo, penas, alegrías vividas y las por

vivir.

A mis suegros, por su apoyo, amistad, comprensión, generosidad y amor.

A mi esposa Sandra y mi hija Nathalia Camila quienes son muy especiales en mi vida, a

quienes amo y amaré siempre, cuidaré, respetaré, y compartiré toda mi vida con ellas.

A mis primos y a todos mis amigos que me han entregado su amor y apoyo siempre

A toda mi familia, y demás familiares gracias por estar conmigo y de una u otra manera

formar parte de esta meta alcanzada.

VIII

TABLA DE CONTENIDO

DECLARACIÓN ............................................................................................................III

CERTIFICACIÓN ..........................................................................................................IV

CARTA DE LA EMPRESA ............................................................................................V

AGRADECIMIENTO ....................................................................................................VI

DEDICATORIA ........................................................................................................... VII

TABLA DE CONTENIDO..........................................................................................VIII

ÍNDICE DE TABLAS .................................................................................................XVI

ÍNDICE DE FIGURAS................................................................................................XVI

ÍNDICE DE FOTOGRAFÍAS ................................................................................... XVII

ÍNDICE DE ANEXOS.............................................................................................. XVIII

RESUMEN...................................................................................................................XIX

SUMMARY .................................................................................................................. XX

CAPÍTULO I.....................................................................................................................2

1. DESCRIPCIÓN DE LA TESIS ....................................................................................2

1.1. GENERALIDADES .................................................................................................. 2

1.2. JUSTIFICACIÓN...................................................................................................... 4

IX

1.3. OBJETIVOS............................................................................................................... 4

1.3.1. OBJETIVOS GENERALES.............................................................................. 4

1.3.2. OBJETIVOS ESPECÍFICOS ............................................................................ 5

1.4. MARCO TEÓRICO................................................................................................... 5

1.4.1. IMPLEMENTACIÓN DE UN MANIFOLD EN LAS NUEVAS

PLATAFORMAS ......................................................................................................... 5

1.4.2. IMPLEMENTACIÓN DE UN HORNO TIPO SERPENTÍN EN LA

ESTACIÓN GUANTA................................................................................................. 5

1.4.3. IMPLEMENTACIÓN DE UN FREE WATER KNOCKOUT EN LA

ESTACIÓN GUANTA................................................................................................. 6

1.5. GENERALIDADES DEL ÁREA DE ESTUDIO .................................................... 6

1.5.1. UBICACIÓN DEL ÁREA LAGO AGRIO...................................................... 6

1.5.2. SUELO................................................................................................................ 6

1.5.3. CLIMA................................................................................................................ 7

1.5.4. HIDROGRAFÍA................................................................................................. 7

1.6. PARÁMETROS TÉCNICOS DEL PROYECTO.................................................... 7

1.7. INGENIERÍA DEL PROYECTO ............................................................................. 8

1.8. IMPLEMENTACIÓN DE UN MANIFOLD EN LAS NUEVAS PLATAFORMAS . 8

1.8.1. PROBLEMA....................................................................................................... 8

1.8.2. SOLUCIÓN ........................................................................................................ 8

1.9. IMPLEMENTACIÓN DE UN HORNO TIPO SERPENTÍN EN LA ESTACIÓN

GUANTA .......................................................................................................................... 8

1.9.1. PROBLEMA....................................................................................................... 8

1.9.2. SOLUCIÓN ........................................................................................................ 9

X

1.10. IMPLEMENTACIÓN DE UN FREE WATER KNOCKOUT EN LA................. 9

ESTACIÓN GUANTA..................................................................................................... 9

1.10.1. PROBLEMA..................................................................................................... 9

1.10.2. SOLUCIÓN ...................................................................................................... 9

1.11. IMPACTO SOCIAL DE LA TESIS ..................................................................... 10

1.12. IMPACTO AMBIENTAL DE LA TESIS ............................................................ 10

CAPÍTULO II .................................................................................................................12

2. OPTIMIZACIÓN DE LÍNEAS DE FLUJO EN EL ÁREA LAGO AGRIO ...........12

2.1. INTRODUCCIÓN ................................................................................................... 12

2.2. VARIEDADES DE CRUDO .................................................................................. 17

2.3. MÉTODOS DE SEPARACIÓN DE FASES EN ESTACIONES

CONVENCIONALES .................................................................................................... 18

2.4. FORMA FÍSICA DE LOS HIDROCARBUROS EN AGUA ............................... 19

2.4.1. PETRÓLEO LIBRE ......................................................................................... 19

2.4.2 EMULSIONES ................................................................................................. 19

2.5. CARACTERÍSTICAS DEL PETRÓLEO CRUDO .............................................. 20

2.5.1. DENSIDAD ...................................................................................................... 20

2.5.2. VISCOSIDAD .................................................................................................. 21

2.5.3. TEMPERATURA............................................................................................. 21

2.6. FLUIDOS NEWTONIANOS Y NO NEWTONIANOS ....................................... 22

2.7. TRANSPORTE DE FLUIDOS ............................................................................... 22

2.7.1. BOMBAS VOLUMÉTRICAS ........................................................................ 25

XI

CAPÍTULO III ................................................................................................................29

3. IMPLEMENTACIÓN DE UN FREE WATER KNOCKOUT ..................................29

3.1 INTRODUCCIÓN .................................................................................................... 29

3.2. FACTORES QUE INTERVIENEN EN LA SEPARACIÓN................................ 31

3.2.1. TIEMPO DE RESIDENCIA ........................................................................... 32

3.2.2. TEMPERATURA............................................................................................. 32

3.2.3. PRESIÓN .......................................................................................................... 32

3.2.4. VELOCIDAD DE GAS ................................................................................... 33

3.2.5. CONDICIONES EXTERNAS ........................................................................ 33

3.2.5.1. INYECCIÓN DE DESEMULSIONANTE............................................33

3.2.5.2. CALENTAMIENTO PREVIO ..............................................................33

3.2.5.3. TRACING Y AISLAMIENTO DE LÍNEAS Y EQUIPOS ..................34

3.3. PROCESO DE SEPARACIÓN DE FASES EN UN SEPARADOR TRIFÁSICO.... 34

3.3.1. ECOLÓGICAS................................................................................................. 35

3.3.2. ECONÓMICAS................................................................................................ 36

3.3.3. DE EFICIENCIA.............................................................................................. 36

3.4. PASOS DE LA SEPARACIÓN .............................................................................. 37

3.5. MEDIDORES DE CAUDAL .................................................................................. 38

3.6. CARACTERÍSTICAS DEL GUÍA DE FORMACIÓN......................................... 38

CAPÍTULO IV................................................................................................................40

4. IMPLEMENTACIÓN DE UN HORNO ....................................................................40

4.1. INTRODUCCIÓN ................................................................................................... 40

XII

4.2. UTILIZACIÓN DEL GAS ...................................................................................... 41

4.3. DESHIDRATACIÓN DEL CRUDO...................................................................... 42

4.4. AHORRO DE QUÍMICOS...................................................................................... 42

4.5. CLASIFICACIÓN ................................................................................................... 42

4.5.1. DE ACUERDO CON SU TEMPERATURA DE TRABAJO ...................... 43

4.5.2. DE ACUERDO CON SU USO ....................................................................... 43

4.5.3. DE ACUERDO CON SU FORMA DE OPERACIÓN ................................. 43

4.5.4. DE ACUERDO CON SU FORMA DE CALENTAR................................... 43

4.5.5. DE ACUERDO CON SU GEOMETRÍA O DISPOSICIÓN........................ 43

4.5.6. DE ACUERDO CON SU FUENTE DE ENERGÍA...................................... 44

4.6. MÉTODOS DE CALENTAMIENTO EN HORNOS............................................ 44

4.6.1. DIRECTO ......................................................................................................... 44

4.6.2. INDIRECTO..................................................................................................... 44

4.6.3. MUFLAS .......................................................................................................... 44

4.6.4. TUBOS DE RADIANTES .............................................................................. 44

4.6.5. RECIRCULACIÓN.......................................................................................... 45

4.6.6. A GRAN VELOCIDAD .................................................................................. 45

4.7. TIPOS DE HORNOS............................................................................................... 45

4.7.1. HORNOS ROTATORIOS............................................................................... 46

4.7.2. HORNOS DE CUBA ....................................................................................... 46

4.7.3. HORNOS DE REVERBERO.......................................................................... 47

4.7.4. HORNOS DE TÚNEL..................................................................................... 47

4.7.5. DE FUNDICIÓN.............................................................................................. 48

4.7.5.1. HORNOS DE HOGAR ABIERTO O CRISOL ....................................48

XIII

4.7.5.2. HORNO DE OXIGENO BÁSICO ........................................................49

4.7.5.3. HORNOS ELÉCTRICOS ......................................................................49

4.7.5.3.1 HORNO DE ARCO ELÉCTRICO ......................................................49

4.7.5.3.2. HORNOS DE INDUCCIÓN ELECTROMAGNÉTICA....................50

4.8. MANTENIMIENTO EN HORNOS ....................................................................... 50

4.8.1. PREVENTIVO ................................................................................................. 50

4.8.2. PREDICTIVO................................................................................................... 52

4.9. FALLAS FRECUENTES........................................................................................ 53

4.10. NORMAS PARA HORNOS ................................................................................. 54

4.10.1. REGULACIONES PARA ACTIVIDADES PELIGROSAS EN HORNOS... 54

4.10.2. UBICACIÓN Y CONSTRUCCIÓN............................................................. 54

4.10.3. CONTROLES DE SEGURIDAD ................................................................. 55

4.10.4. CONTROL DE FUEGO ................................................................................ 56

4.11. NORMAS A NIVEL NACIONAL E INTERNACIONAL PARA HORNOS ... 56

4.12. NUEVAS TECNOLOGÍAS.................................................................................. 58

4.12.1. SENSORES Y CONTROL DE PROCESOS............................................... 58

4.12.2. MATERIALES AVANZADOS PARA TEMPERATURAS ALTAS ....... 58

4.12.3. SISTEMAS DE GENERACIÓN DE CALOR............................................. 59

4.12.4. SISTEMAS DE RECUPERACIÓN DE CALOR........................................ 60

4.12.5. SISTEMAS DE CONTROL DE EMISIONES............................................ 60

4.12.6. ENTRADAS AUXILIARES ......................................................................... 60

XIV

CAPÍTULO V .................................................................................................................63

5. LO QUE EXISTE EN ESTE MOMENTO EN LA ESTACIÓN LAGO CENTRAL 63

5.1. CENTRO DE GENERACIÓN................................................................................ 63

5.2. ÁREA DE COMBUSTIBLES................................................................................. 64

5.3. SEPARADOR DE GAS........................................................................................... 64

5.4. MANIFOLD............................................................................................................. 65

5.5. SEPARADOR DE PRUEBA .................................................................................. 66

5.6. SEPARADOR DE PRODUCCIÓN........................................................................ 67

5.7. ÁREA DE QUÍMICOS............................................................................................ 67

5.8. BOTA DE GAS ........................................................................................................ 68

5.9. WASH TANK O TANQUE DE LAVADO........................................................... 69

5.10. SURGE TANK O TANQUE DE REPOSO.......................................................... 70

5.11. UNIDADES LACT................................................................................................ 71

5.12. BOMBAS BOOSTER DE TRANSFERENCIA .................................................. 72

5.13. LABORATORIO................................................................................................... 73

5.14. CONTADORES EXPAM ..................................................................................... 74

5.15. OLEODUCTO CHICO.......................................................................................... 75

5.16. CALENTADOR DE AGUA ................................................................................. 76

5.17. ÁREA DE QUEMADO......................................................................................... 76

5.18. SUMIDERO ........................................................................................................... 77

5.19. SISTEMA CONTRA INCENDIOS...................................................................... 78

5.20. BOMBAS BOOSTER PARA BOMBEO DE AGUA DE FORMACIÓN A LA

ESTACIÓN LAGO NORTE .......................................................................................... 78

5.21. BOMBAS DE RECIRCULACIÓN ...................................................................... 79

XV

CAPÍTULO VI................................................................................................................81

6. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES..........................................................81

6.1. CONCLUSIONES ................................................................................................... 81

6.2. RECOMENDACIONES ......................................................................................... 81

BIBLIOGRAFÍA............................................................................................................. 84

CITAS BIBLIOGRÁFICAS........................................................................................... 86

GLOSARIO..................................................................................................................... 88

ANEXOS ......................................................................................................................... 94

XVI

ÍNDICE DE TABLAS

Tabla N: 1 Ahorro de Dinero a la Empresa.....................................................................14

Tabla N: 2 Pozos Nuevos Perforados en el Área Lago Agrio.........................................15

Tabla N: 3 Hoja de cálculo para Diseñar de Tubería ......................................................16

Tabla N: 4 Balance de gas del Área Lago Agrio Mes Febrero .......................................42

Tabla N: 5 Normas Nacionales e Internacionales para Hornos. .....................................57

Tabla N: 6 Normas emitidas por ICONTEC...................................................................57

ÍNDICE DE FIGURAS

Figura N°: 1 PID típico de un sistema de tratamiento FWKO......................................29

Figura N°: 2 Cubos de placas coalescedoras de acero inoxidable AISI 316 ..................30

Figura N°: 3 Vista stand pipe entrada de fluido y armado parcial de placas en el

interior del FWKO .....................................................................................30

Figura N°: 4 Vista del armado de placas coalescedoras y ánodos de sacrificio dentro

del FWKO ..................................................................................................31

Figura N°: 5 FWKO........................................................................................................34

Figura N°: 6 Horno tipo serpentín...................................................................................41

XVII

ÍNDICE DE FOTOGRAFÍAS

Fotografía N°: 1 Manifold en la Estación Guanta Central.............................................12

Fotografía N°: 2 Perforación de tres pozos en la Plataforma del Guanta 01 ..................13

Fotografía N°: 3 Manifold en la Plataforma ( pad) del Guanta 01 .................................14

Fotografía N°: 4 Centro de Generación Lago Central ....................................................63

Fotografía N°: 5 Tanques de Almacenamiento de diesel................................................64

Fotografía N°: 6 Separador Trifásico de Gas..................................................................65

Fotografía N°: 7 Manifold de la Estación Central ..........................................................65

Fotografía N°: 8 Separador de Producción .....................................................................66

Fotografía N°: 9 Separador de producción .....................................................................67

Fotografía N°: 10 Área de Químicos ..............................................................................68

Fotografía N°: 11 Bota de Gas........................................................................................68

Fotografía N°: 12 Wash Tank ( tanque de lavado ) ........................................................69

Fotografía N°: 13 Wash Tank ( tanque de lavado ) ........................................................70

Fotografía N°: 14 Surge Tank ( tanque de reposo ) ........................................................71

Fotografía N°: 15 Contadores (unidad lact) ....................................................................72

Fotografía N°: 16 Bombas Booster de Transferencia .....................................................73

Fotografía N°: 17 Laboratorio.........................................................................................74

Fotografía N°: 18 Contadores Expam.............................................................................75

Fotografía N°: 19 Oleoducto Chico ................................................................................75

Fotografía N°: 20 Calentador de Agua ...........................................................................76

Fotografía N°: 21 Mecheros ( teas).................................................................................77

Fotografía N°: 22 Sumidero............................................................................................77

XVIII

Fotografía N°: 23 Sistema Contra Incendios ( SCI) .......................................................78

Fotografía N°: 24 Bombas Booster.................................................................................79

Fotografía N°: 25 Bomba de Recirculación....................................................................79

ÍNDICE DE ANEXOS

Anexo Nº 1 Contribuciones Técnicas .............................................................................92

Anexo Nº 2 Producción del Área Lago Agrio mes Marzo 2009.....................................96

Anexo Nº 3 Producción del Área Lago Agrio de Petróleo vs Agua Marzo 2009...........97

Anexo Nº 4 Producción del Área Lago Agrio de Petróleo Año 2008 ............................98

Anexo Nº 5 Producción del Área Lago Agrio de Petróleo Año 2007 ............................99

Anexo Nº 6 Producción del Área Lago Agrio de Petróleo Año 2006 ..........................100

Anexo Nº 7 Producción del Área Lago Agrio de Petróleo Año 2005 ..........................101

XIX

RESUMEN

Esta tesis tiene como objetivo primordial el estudio de las facilidades de producción del

Área Lago Agrio, en la que se recomienda la instalación de un manifold en las nuevas

plataformas y desde ahí salir con una sola línea de prueba y otra de producción hasta

llegar a la Estación de recolección más cercana; optimizando recursos económicos,

horas de trabajo e impactos ambientales

Se sugiere utilizar el gas de la Estación Guanta, como combustible en un horno tipo

serpentín, para calentar el crudo que sale del manifold de la Estación, elevando la

temperatura de 98 ºF o 37 ºC a 140 ºF o 60 ºC, para luego pasar al free water knockout

al aumentar en temperatura el crudo, se obtiene una mejor deshidratación, reduciendo

por ende el consumo diario de químicos. Además se podría eliminar o dejar fuera de

funcionamiento el o los separadores de producción y la bota de gas en la Estación.

XX

SUMMARY

The main objective of this thesis is to study the production feasibility for Lago Agrio

region, recommending the installation of a manifold at the new platforms, and from

there, to come out with one sole testing line along with other production line up to the

most nearest recollection station, so as to optimize economic resources, working hours

and environmental impacts.

This recommendation considers using Guanta Station gas as fuel for a coil-heating oven

in order to heat the crude coming out from the Station manifold, rising its temperature

from 98ºF, that is 37ºC to 140ºF equivalent to 60ºC, to further pass to the free water

knockout. When raising crude temperature, a better dehydration level is obtained

therefore reducing daily chemical utilization. Besides, production separator(s) and gas

boot could be eliminated or stop operating at the Station.

CAPÍTULO I

2

CAPÍTULO I

1. DESCRIPCIÓN DE LA TESIS

1.1. GENERALIDADES

La presente tesis tiene por objetivo el estudio de las facilidades de producción en una

Estación de Producción y las líneas de flujo de los nuevos pozos perforados en el Área

Lago Agrio de Petroproducción.

Petroproducción es una Empresa del Estado Ecuatoriano, que se dedica a la exploración

y explotación de Hidrocarburos desde Febrero de 1971 que fue fundada CEPE,

posteriormente se llamaría Petroamazonas, luego de esto Petroecuador. Entre las áreas

que tiene Petroproducción a su cargo son: Área Auca, con sus Campos: Yuca, Culebra,

Yulebra, Rumiyacu, Cononaco, Auca sur, y Auca Central; Área Lago Agrio, con sus

campos: Guanta, Parahuacu, Lago Norte, Lago Centro; Área Libertador, con sus

Campos: Shushuqui, Secoya, Atacapi, Tapi, Pichincha, Tétete, Frontera, Shuara; Área

Cuyabeno con sus campos: Sansahuari, VRH, y Cuyabeno; Área Shushufindi con sus

Campos: Aguárico, Shushufindi Norte, Shushufindi Sur, Shushufindi Centro;

Shushufindi Sur Oeste, Área Sacha con sus Campos: Sacha Norte 1, Sacha Norte 2,

Sacha Central, Sacha Sur, Sacha 36 (Subestación).

Se entiende como facilidades de producción todas aquellas que se encuentran en

superficie en una Estación de Producción como son: separadores de producción y de

prueba, scrubber, surge tank (tanque de surgencia), wash tank (tanque de lavado),

tanques de almacenamiento, tanques de químicos, bombas de químicos, bota de gas,

3

bombas búster y de transferencia para bombear el petróleo, compresores, SCI (Sistema

Contra Incendios), líneas de flujo.

Las líneas de flujo son las que sirven para transportar el fluido ( petróleo, gas y agua ) y

por lo general van desde el cabezal del pozo hasta el manifold de la Estación de

recolección más cercana.

Anteriormente las perforaciones de pozos petroleros se las realizaban, verticalmente y

un solo pozo por plataforma. Actualmente se realiza perforaciones direccionales y

horizontales y en cada plataforma se puede perforar varios pozos dependiendo de la

inversión de la Empresa.

Cabe indicar que anteriormente de cada pozo salía una línea de flujo a la Estación de

recolección más cercana formando un gran número de líneas de flujo; Hoy en día se

instala manifolds en las plataformas nuevas y salir desde ahí con una sola línea de

producción y otra de prueba; hacia la Estación de recolección más cercana,

disminuyendo así el número de líneas (ahorrando dinero a la Empresa); impactos

ambientales y horas de trabajo.

Aprovechar el gas que actualmente se quema en los mecheros, implementando un horno

tipo serpentín y en dicho horno calentar la línea de fluido, para hacer más fácil la

separación del petróleo y disminuir la inyección de químicos.

4

Y la implementación de un Free Water Knockout (FWKO) para realizar las

separaciones del fluido mucho más fácil y seguro.

1.2. JUSTIFICACIÓN

Anteriormente se ha perforado un solo pozo en cada plataforma y se ha venido

tendiendo una línea por cada pozo; formando un sinnúmero de líneas hasta llegar a la

Estación de recolección más cercana. Actualmente se está perforando varios pozos en

los wellpads o plataforma y se conectan todos los pozos a un manifold en la plataforma

y desde ahí se sale con una sola línea de prueba y otra de producción hacia la Estación

de recolección más cercana; con este nuevo mecanismo de facilidades de producción se

disminuye costos operacionales, ahorro de dinero a la Empresa y minimizamos los

impactos ambientales. Con la implementación del Horno tipo serpentín y el Free Water

Knockout se logra disminuir los costos diarios que actualmente se paga en químicos y

hacer más rápido y segura la separación agua-crudo-gas.

1.3. OBJETIVOS

1.3.1. OBJETIVOS GENERALES

Disminuir costos en las líneas de flujo, lo que dará por consiguiente una mejor imagen

de la Empresa, aumentando su eficiencia, seguridad, disminuyendo la contaminación y

los costos operacionales. Se lograría bajar los costos diarios de químicos con la

implementación del horno tipo serpentín y del Free Water Knockout y se obtendría una

mejor separación del crudo, agua y gas.

5

1.3.2. OBJETIVOS ESPECÍFICOS

● Disminuir costos operacionales y costos en las líneas de flujo (ahorro de

dinero a la Empresa)

● Bajar el costo diario de químicos

● Separación más eficiente y rápida del petróleo, agua, gas

1.4. MARCO TEÓRICO

1.4.1. IMPLEMENTACIÓN DE UN MANIFOLD EN LAS NUEVAS

PLATAFORMAS

Al implementar un manifold en las nuevas plataformas nos permite direccional el fluido

que sale de los pozos por una sola tubería de prueba y otra de producción hacia la

Estación de recolección más cercana, ahorrando dinero por el tendido de líneas y horas

de trabajo.

1.4.2. IMPLEMENTACIÓN DE UN HORNO TIPO SERPENTÍN EN LA

ESTACIÓN GUANTA

Se calentaría en el horno la línea de fluidos que sale del manifold, con la que se gana en

temperatura y se obtiene una mejor deshidratación del crudo. El horno se lo alimentaría

con el gas que se quema en los mecheros de las Estación.

6

1.4.3. IMPLEMENTACIÓN DE UN FREE WATER KNOCKOUT EN LA

ESTACIÓN GUANTA

Se lograría una mejor separación del petróleo, agua y gas, se podría eliminar el o los

separadores de producción y la bota de gas existentes en una Estación. Sería más seguro

y fácil la deshidratación del crudo, se trabajaría con altas temperaturas y bajas

presiones, y se bajaría el consumo diario de químicos.

1.5. GENERALIDADES DEL ÁREA DE ESTUDIO

1.5.1. UBICACIÓN DEL ÁREA LAGO AGRIO

El Área Lago Agrio se encuentra ubicado en el Cantón Lago Agrio, Provincia de

Sucumbíos, Región Amazónica del Ecuador. El Área Lago Agrio consta de cuatro

campos que son: Campo Guanta, Parahuacu, Lago Norte y Lago Centro.

1.5.2. SUELO

El suelo del área de estudio está constituido por cuatro componentes principales:

material mineral, materia orgánica, aire y agua. Son profundos y de origen volcánico.

Los factores que interviene en su formación son: la roca madre o sustrato, el clima, la

vegetación, el relieve y el tiempo.

7

1.5.3. CLIMA

Corresponde a un clima Tropical Húmedo. La temperatura varía entre 24 y 34 ºC, con

una temperatura promedio anual de 26 ºC. Se registran dos estaciones bien

diferenciadas diciembre-marzo, estación seca; y de abril a noviembre estación lluviosa.

Cabe indicar que los tiempos actualmente están cambiados o muy variados; y por lo

general en el Oriente Ecuatoriano siempre llueve ( 3 a 7 días de sol y luego llueve).

1.5.4. HIDROGRAFÍA

El caudal de los ríos de la zona está en función del nivel de precipitaciones; en el mes de

julio es donde se presentan las máximas mediciones. Los ríos son muy irregulares, y

tienen altos rangos de variación.

1.6. PARÁMETROS TÉCNICOS DEL PROYECTO

Los equipos que se pongan en los wellpads (manifolds) y en las Estaciones ( Horno, y

Free Water Knockout), deben cumplir con Normas Internacionales como son: ASME,

ISO, ASTM, ANSI, para que la durabilidad y la seguridad estén presentes por un buen

periodo de tiempo.

8

1.7. INGENIERÍA DEL PROYECTO

1.8. IMPLEMENTACIÓN DE UN MANIFOLD EN LAS NUEVAS

PLATAFORMAS

1.8.1. PROBLEMA

Al no poner un manifold en las nuevas plataformas no se podría llevar los fluidos por

una sola línea lo que nos acarrea mayores costos operacionales, económicos, aumento

de líneas, e impactos ambientales mayores.

1.8.2. SOLUCIÓN

Es poner un manifold en las nuevas plataformas, para que salga el fluido por una sola

línea hacia la Estación de recolección más cercana, ahorrando dinero a la Empresa,

horas de trabajo y disminuyendo los impactos ambientales.

1.9. IMPLEMENTACIÓN DE UN HORNO TIPO SERPENTÍN EN LA

ESTACIÓN GUANTA

1.9.1. PROBLEMA

Al momento el gas que se produce es quemado en los mecheros de la Estación,

calentando en aire y se inyecta diariamente dosis de químicos altas, para tener una

buena separación del petróleo, agua y gas.

9

1.9.2. SOLUCIÓN

Poner un horno tipo serpentín y alimentarlo con el gas que actualmente se está

quemando en los mecheros, disminuir la dosis de químicos diaria y se tendría una

buena deshidratación del petróleo, dando una buena separación del petróleo, agua y gas.

1.10. IMPLEMENTACIÓN DE UN FREE WATER KNOCKOUT EN LA

ESTACIÓN GUANTA

1.10.1. PROBLEMA

Se tiene costos diarios altos por el consumo de químicos, los separadores trabajan con

temperaturas bajas y presiones bajas, se libraría de construir y poner en operación los

separadores de producción y bota de gas.

1.10.2. SOLUCIÓN

Al poner el Free Water Knockout, se reduciría el consumo diario de químicos, dejando

de utilizar la bota de gas y los separadores de producción, se puede trabajar con mayores

presiones y temperaturas haciendo el proceso de separación mas seguro, rápido y

eficiente.

10

1.11. IMPACTO SOCIAL DE LA TESIS

Los beneficios sociales que el proyecto presenta son muy valiosos:

No se desperdiciaría el gas que hoy por hoy se esta quemando en los mecheros hacia el

medio ambiente. La Empresa va ser vista con otra imagen mucho más positiva y

eficiente. Puede servir de modelo para otras Compañías Privadas.

1.12. IMPACTO AMBIENTAL DE LA TESIS

Este proyecto no involucra en ningún momento contra las condiciones medio

ambientales de la región; razón por la cual no es necesario el diseño de medidas de

prevención, control ni peor aun mitigación de impacto ambiental. Más bien lo que hace

es mejorar la parte socio ambiental.

CAPÍTULO II

12

CAPÍTULO II

2. OPTIMIZACIÓN DE LÍNEAS DE FLUJO EN EL ÁREA LAGO AGRIO

2.1. INTRODUCCIÓN

Anteriormente de cada pozo salía una línea de flujo formando así un gran número de

líneas hasta llegar al manifold de la Estación de recolección más cercana, cabe indicar

que las líneas tienen diferentes longitudes, dependiendo de la distancia en la que se

encuentre el pozo. Este hecho lo podemos ver en todas las Estaciones del Distrito

Amazónico de Petroproducción.

Fotografía N°: 1 Manifold en la Estación Guanta Central

Fuente: Petroproducción

Realizado por: Freddy P. Cueva O.

La optimización se da por cuanto se esta perforando varios pozos en los Pads ( o

plataformas), y todos los nuevos pozos se los alineas a un manifold que se encuentra

13

instalado en la plataforma, así como también los pozos aledaños (viejos) que estén las

líneas de flujo en mal estado. Y desde el Pad se sale únicamente con una línea de prueba

y otra de producción. Preservando así el tiempo de durabilidad de las líneas de flujo,

reduciendo el número de derrames, por causa de la tubería corroída, ahorrando dinero a

la Empresa, por la disminución del tendido de líneas hacia la Estación de recolección

más cercana, disminuyendo las horas de trabajo e impactos ambientales que esto

representa.

Fotografía N°: 2 Perforación de tres pozos en la Plataforma del Guanta 01



14

Fotografía N°: 3 Manifold en la Plataforma ( pad) del Guanta 01


Realizado por: Freddy P. Cueva O

Tabla N: 1 Ahorro de Dinero a la Empresa

GAUNTA 18D 40 8,95 73,390GUANTA 19DGUANTA 20DGUANTA 14D

GUANTA 24D

GUANTA 23D

GUANTA 26DGUANTA 25D

LAGO 42DLAGO 48DLAGO 47D 40 4,75 18,696LAGO 40D 40 4,75 20,254LAGO 49D 40 4,75 20,254LAGO-50DLAG-RW2

DIAMETRO DE LA

TUBERÍA

GUANTA 13 Y 17D

2,500 MTS. O 8,200 FT.GAUNTA 01 4 ½"

EN PLATAFORMA

ESTAN LOS POZOS

PERFORADOS DEL

DISTANCIA DEL POZO A LA ESTACIÓN

DIAMETRO DE LA TUBERIA

´4,75 ´56,088 I

40,508 I

4 ½"53,923

4 ½"4 ½" 40,508

LAGO 29 4 ½" ´40

TOTAL EN DÓLARES

112,340

76,391

6 ?" 40 8,95 35,2271,200 MTS O 3,936 FT

SUBTOTAL EN

DÓLARES

4 ½" 40 4,75 38,950

8,95

4,75

49,905

26,486

6 ?"

4 ½"

40

40

COMÓ SE ESTABA MANEJANDO ANTERIORMENTE

CEDULACOSTO POR

PIE EN DÓLARES

6 ?"

COMÓ SE ESTÁ MENEJANDO ACTUALMENTE

TOTAL EN DÓLARES

MANIFOLD EN PLATAFORMA

POZO REINYECTOR DE AGUA EN LAGO NORTEUNA SOLA LÍNEALAGO 44

1,300 MTS O 4,264 4 ½" ´40 4,75LAGO 24

UN SOLO POZO PERFORADO EN CADA PLATAFORMAPARAHUACU 11 PARAHUACU 11

PARAHUACU 10 PARAHUACU 10UN SOLO POZO PERFORADO EN CADA PLATAFORMA



CEDULA

COSTO POR PIE

EN DÓLARE

´40 4,75 116,850 I

1,700 MTS. O 5,576 FT 4 ½" ´40 ´4,75 132,420 I



Línea de Producción

Línea de Prueba

Válvulas

Entrada de los Pozos al manifold

15

Con esta hoja de cálculo se puede dar cuenta el dinero que se ahorra la Empresa, ahorro

de horas de trabajo por el tendido de líneas, se disminuye los impactos ambientales al

dirigir una sola línea de prueba y otra de producción desde cada plataforma, para

cambios posteriores igual es mucho más fácil cambiar las líneas.

Tabla N: 2 Pozos Nuevos Perforados en el Área Lago Agrio

GAUNTA 18DGUANTA 19DGUANTA 20DGUANTA 14DGUANTA 24DGUANTA 23DGUANTA 26DGUANTA 25D

LAGO 42D

LAGO 48D

LAGO 47D

LAGO 40D

LAGO 49D

LAGO-50D

LAG-RW2

LAGO 24

GAUNTA 01

LAGO 29

25-Mar-0808-Feb-0814-Ago-08

21-Jul-08

08-Feb-08

21-Ago-08

28-Jul-08

02-May-0815-Mar-0817-Sep-08

21-Ene-09 Continua perf.

29-Oct-0822-Nov-0819-Dic-0804-Ene-09

21-Nov-08

20-Ago-08

15-Mar-08

15-Sep-08

POZO PERFORADO

ANTERIORMENT

POZO PERFORADO

ANTERIORMENT

01-Sep-08

PRUEBAS Y COMPLETACIONES

EN PLATAFORMAESTAN LOS POZOS PERFORADOS DEL

FECHA DE INICIO DE LA

PERFORACIÓN

FECHA DE TERMINACIÓN

DE LA PERFORACIÓN FECHA QUE INICIA FECHA QUE

TERMINA

23-Jun-0812-May-0802-Oct-08

20-Jul-0823-Jun-08CONTINUA

NO NO

08-Dic-08

26-Oct-08

Inicia 20/11/2008; Suspenden: 08-Dic-2008; Reinicia: 10-

Ener-2009

10-Ene-09

20-Nov-08

14-Ene-09

Inicia 16/09/2008; Suspenden: 13-Oct-2008; Reinicia: 10-

Ener-2009; suspenden: 26-10-2008; Reinicia 04-12-2008

10-Dic-09

PRODUCIENDO PRODUCIENDO

PARAHUACU 10

PARAHUACU 11

PARAHUACU 12

PARAHUACU 13

PARAHUACU 10

PARAHUACU 11

PARAHUACU 12

PARAHUACU 13

200 Bls.

435 Bls.

776 Bls.

82 Bls.

06-Oct-08

01-Ago-08

02-Jul-08 21-Jul-08 06-Ago-08 20-Sep-08

02-Jul-08 01-Ago-08 02-Jul-08

COMPLETACIONES Y PLATAFORMAS DE POZOS PERFORADOS NUEVOS EN ÁREA LAGO AGRIO

816 Bls. 600 Bls.

03-Sep-08 20-Sep-08 07-Oct-08 28-Oct-08

08-Ago-08 24-Ago-08 21-Sep-08

NO

51 Bls.

PRODUCCIÓN INICIAL PRODUCCIÓN ACTUAL

0 Bls56 Bls.NONONONO

444 Bls.

80 Bls.

0 Bls.160 Bls.

NO

300 Bls.

220 Bls.

75 Bls.

NONO

639 Bls.

881 Bls.

445 Bls.

359 Bls.

639 Bls.

847 Bls.

388 Bls.

532 Bls:

19-Dic-0804-Ene-0921-Ene-09

ESPERANDO ESPERANDO ESPERANDO ESPERANDO

ESPERANDO ESPERANDO ESPERANDO ESPERANDO

NONO

GUANTA 13 Y 17D

LAGO 4425-Ene-09

Esperando

Continua

NO

NO

NO

NO

NO

NO

NO

NO

NO



16

Estos son los pozos nuevos perforados en el Área Lago Agrio. Como se puede dar

cuenta en la gráfica en la Plataforma del pozo Gta 01; se perforaron los pozos Gta 18D,

Gta19D, Gta 20D. En la Plataforma del Gta 13 y 17D; se perforaron los pozos Gta 14D,

Gta 23D, Gta 24D, Gta 25D, Gta 26D. En la Plataforma del Lago 29; se perforaron los

pozos Lago 42D, Lago 47D, Lago 48D. En la plataforma del Lago 24; se perforaron los

pozos Lago 40D, Lago 49D.

Tabla N: 3 Hoja de cálculo para Diseño de Tubería

d = 12,0000 [pulg] d = 36,5438 [pulg]

API = 29,9 [mm] [pulg] [pie/s2] [pulg/s2] API = 29,9 [mm] [pulg] [pie/s2] [pulg/s2]

API60 = 29,9 0,045 0,00177 32,2 386,4 API60 = 29,9 0,045 0,00177 32,2 386,4

TOPER = 110 [F] TOPER = 60 [F]

Q = 2000 [BPD] Pi Zi Q = 200000 [BPD] Pi Zi

[psig] [m] [km] [m] [m] Spgr = 0,8767 [psig] [m] [km] [m] [m]

ECUACION INTEVEP 70 57,35 0 0 900 υ = 320,2 [cSt] 1000 803,31 3 3000 563,6122

Re = 1576,5937 LAMINARZf f turb = 0,0517 f lam = 0,0406 Zf

[psig] [m] [km] [m] [m] K = 0,00000000339 [1/pulg5] [psig] [m] [km] [m] [m]

Spgr T = 0,8595 30 24,58 3 3000 930 60 48,20 394,5 394500 19,9925

d = 26,0381 [pulg]

Metodo ASTM D 341d= 6,6329 [pulg]

Longitud [Km] Presion Manometrica [psig]

υ = 79,0 [cSt] 355,0490392 158,49

Número de REYNOLDS957,35 0 957,35 0

954,58 3000 957,35 #####

1366,93 3000

Re(d ) = 194,6203 LAMINAR 68,19 394500

ECUACIÓN HAALAND DE ALTA PRECISIÓN

f (d )turb = 0,11615

f (d )lam = 0,32885

Por Equilibrio Hidraulico

K = 0,00002561297 [1/pulg5] Tabla de viscosidades

70 80 90 100 110API18 1470 970 660 460 33319 917 623 436 313 22920 567 397 286 210 158

d = 6,6329 [pulg] 21 359 259 191 144 11122 232 171 130 101 79

g

Pf Lf

Li Li

ε g

Pf Lf

T [F]

cSt

ε

0

200

400

600

800

1.000

1.200

1.400

1.600

0 50000 100000 150000 200000 250000 300000 350000 400000 450000Longitud [m]

Elev

ació

n[m

]

R64

=lamf

( )υ⋅⋅

=d

Qd 2214Re

( )

( ) ( ) ( ) ( )

211,1

Re9,6

7,3log

Re518,4

7,3log

Re518,4

7,3log

Re518,4

7,3log2

1

⎪⎭

⎪⎬⎫

⎪⎩

⎪⎨⎧

⎥⎥

⎦

⎤

⎢⎢

⎣

⎡

⎥⎥

⎦

⎤

⎢⎢

⎣

⎡

⎟⎟

⎠

⎞

⎜⎜

⎝

⎛

⎥⎥⎦

⎤

⎢⎢⎣

⎡+⎟⎟

⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛⋅

⋅−⋅

⋅−⋅

⋅−⋅

−

=

dddddddd

dfεεεε

⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛∆+

∆⋅

⋅∆⋅⋅

−= ZSpgr

PQLgK 2

2

8π

( ) ( )5

Kdfdd =

( )60

4

5,1315,1416010433,3API

TSpgr Oper ++−⋅⋅−= −

( )( )

( )( )

7,07,07,0

7,0loglog1010 1

1

2

2

1

1 −

⎟⎟⎟⎟⎟

⎠

⎞

⎜⎜⎜⎜⎜

⎝

⎛

⎥⎥⎥⎥⎥

⎦

⎤

⎢⎢⎢⎢⎢

⎣

⎡

⎟⎟⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛⋅

⎟⎟⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛

⎟⎟⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛++

++↑↑=OperTTLog

TTLog

LogLogLog

υυ

υυ

Fuente: Sote


17

Con esta hoja de cálculo se calcula el diámetro de la tubería para el caudal que se

requiera: Entre los parámetros que van en esta hoja son. Grado API del crudo, distancia

que se desea enviar el crudo, altitud, presión, caudal, temperatura.

2.2. VARIEDADES DE CRUDO

Los petróleos crudos son mezclas complejas que contienen muchos compuestos,

hidrocarburos que varían en apariencia y composición entre campos petroleros.

Los crudos tienen consistencia que van desde aquellos que son fluidos como agua hasta

los que parecen sólidos de tipo alquitrán y en términos de color hay algunos claros y

otros negros. (Cafés, verdosos, negros). Un petróleo promedio contiene 84% de carbón

y el 14 % de hidrogeno, 1-3 % de azufre, menos del 1% de nitrógeno, de oxigeno,

metales y sales. Los petróleos crudos generalmente se clasifican como: parafínicos,

nafténicos y aromáticos. La alimentación base de las refinerías generalmente es una

mezcla de dos o más petróleos. Para clasificar los crudos en nafténicos y parafínicos,

aromáticos, se basa en la destilación y un factor Koup. Se basa en el peso y puntos de

ebullición. Los petróleos crudos también en términos de su gravedad API (Ameritan

Petroleum Institute), mientras más grado API más ligero será el crudo, por lo tanto los

crudos ligeros tienen gravedad API altas y gravedad específica bajas. En cuanto a su

composición es común que los crudos con bajo contenido de carbón, alto contenido de

hidrogeno y altas gravedades API, sean ricos en parafinas y tiendan a tener mayor

proporciones de gasolina y productos del petróleo ligero; mientras que los crudos con

altos contenidos de carbón, bajos contenidos de hidrógeno y bajos API, son ricos en

aromáticos. Se le conoce como petróleos ácidos, aquellos que contienen cantidades

apreciables de sulfuro de hidrogeno y otros compuestos azufrados reactivos. Mientras

18

aquellos que contienen menos azufre son conocidos como dulces. Los crudos West

Texas siempre son ácidos sin considerar su contenido de H2S y los crudos árabes de

bajo contenido de azufre no se consideran ácidos, porque sus compuestos que contienen

azufre no son altamente reactivos.

El petróleo es clasificado en liviano, mediano, pesado y extrapesado, de acuerdo a su

medición de gravedad API. Gravedad API = (141,5/GE a 60 °F) - 131,5

Crudo liviano es definido como el que tiene gravedades API mayores a 31,1 °API

Crudo mediano es aquel que tiene gravedades API entre 22,3 y 31,1 °API.

Crudo Pesado es definido como aquel que tiene gravedades API entre 10 y 22,3 °API.

Crudos extrapesados son aquellos que tienen gravedades API menores a 10 ° API.

2.3. MÉTODOS DE SEPARACIÓN DE FASES EN ESTACIONES

CONVENCIONALES

El crudo que viene de los pozos, y llega a la estación a través del manifold de entrada,

está generalmente compuesto por tres fases:

• Una emulsión de petróleo y agua

• Agua libre

• Gas

En algunos casos, toda la producción de los pozos que arriba al manifold, se envía a un

Separador, donde se separan gas y líquido. El gas se envía a un sistema de

deshidratación y endulzamiento si es necesario, para luego ser inyectado a la red de

gasoducto, o ser utilizado en la misma estación como gas de servicio. El líquido (agua-

19

petróleo) se almacena en tanques, en done se el petróleo y el agua se separan por efecto

gravitacionales y luego el petróleo se inyecta en oleoductos mediante bombas.

2.4. FORMA FÍSICA DE LOS HIDROCARBUROS EN AGUA

En contacto con la fase acuosa los hidrocarburos se pueden presentar en tres formas:

libre, en emulsión y/o disueltos. La operación correcta del tratamiento del crudo

requiere la necesidad del conocimiento de la forma física de los hidrocarburos, a saber:

2.4.1. PETRÓLEO LIBRE

Está formado por una dispersión de glóbulos oleosos de tamaño superior a 150 mm.

Cuanto mayor sean estos glóbulos, mayor es también su velocidad de separación. La

separación de estos glóbulos responde a la Ley de Stokes.

2.4.2 EMULSIONES

Los glóbulos oleosos se encuentran dispersos en la fase acuosa. Hay dos parámetros que

definen una emulsión, son la repartición granulométrica (se mide con contador Coulter

– glóbulos < 50mm o con láser) y el potencial zeta (evalúa la densidad de la capa difusa

de iones que rodean el glóbulo oleoso).

La emulsión es la mezcla coloidal de dos fluidos inmiscibles, el uno se dispersa en el

otro en forma de gotas finas.

20

Según su naturaleza y peso molecular, los hidrocarburos son más o menos solubles en

agua:

Parafínicos: Muy débilmente solubles

Nafténicos: Débilmente solubles

Olefínicos: Medianamente solubles

Aromáticos: Bastante solubles

En la mayor parte de los análisis, a los aromáticos se los incluye como aceites disueltos

totales. El aceite disuelto es difícil y costoso de eliminar y su eliminación no es

necesaria para la reinyección en procesos de Recuperación Secundaria. No obstante,

altas concentraciones de hidrocarburos disueltos pueden ser reducidas por tratamientos

biológicos o sistemas de adsorción por carbón activado.

2.5. CARACTERÍSTICAS DEL PETRÓLEO CRUDO

2.5.1. DENSIDAD

Es un parámetro importante puesto que la diferencia de densidad entre el agua y el

crudo determina la velocidad de separación de los glóbulos oleosos. La gravedad API

del crudo varía entre 15 a 50 °API. Se llama densidad a la masa (m) de un líquido que

es contenida en una unidad de volumen (V). La densidad es la relación entre la masa de

un cuerpo y su volumen. Otro de los términos usados es el peso del fluido y es

usualmente expresado en libra por galón ( lbs/gal).

21

2.5.2. VISCOSIDAD

La magnitud de la viscosidad depende de los componentes del crudo, de manera que a

mayor proporción de fracciones ligeras, menor es la viscosidad. La viscosidad absoluta

representa la viscosidad dinámica del líquido y es medida por el tiempo que tarda en

fluir a través de un tubo capilar a una determinada temperatura. Sus unidades son el

poise o centipoise, siendo muy utilizada a fines prácticos. La viscosidad cinemática

representa la característica propia del líquido desechando las fuerzas que genera su

movimiento, obteniéndose a través del cociente entre la viscosidad absoluta y la

densidad del producto en cuestión. Su unidad es el centistoke (cm2/seg).

Viscosidad Cinemática = Viscosidad Absoluta / Densidad

También se tiene que tener muy en cuenta la temperatura ambiente, de forma que

cuanto menor resulta ésta, más viscoso es un crudo. La viscosidad es una medida de la

resistencia que ofrece una capa de aceite a desplazarse sobre la capa adyacente. A

mayor viscosidad mayor resistencia a fluir (ej. la miel es más viscosa que el agua, pues

posee más resistencia a fluir). La medida de la viscosidad es en Centistokes ó

Centipoises = Centistokes x Densidad según el sistema internacional. Antiguamente se

utilizaban los Segundos Saybolt Universales (SSU), sistema ahora descartado. La

viscosidad de un fluido puede medirse a través de un parámetro dependiente de la

temperatura llamado coeficiente de viscosidad.

2.5.3. TEMPERATURA

Los cambios de temperatura afectan a la viscosidad del crudo, lo que implica que a altas

temperaturas la viscosidad decrece y a bajas temperaturas aumenta.

22

2.5.4. GRAVEDAD API

Es una escala arbitraria muy frecuente al definir el peso del petróleo en grados API

2.6. FLUIDOS NEWTONIANOS Y NO NEWTONIANOS

Hemos definido un fluido como una sustancia que se deforma continuamente bajo la

acción de un esfuerzo cortante. En ausencia de éste, no existe deformación. Los fluidos

se pueden clasificar en forma general, según la relación que existe entre el esfuerzo

cortante aplicado y la rapidez de deformación resultante. Aquellos fluidos donde el

esfuerzo cortante es directamente proporcional a la rapidez de deformación se

denominan fluidos newtonianos. La mayor parte de los fluidos comunes como el agua,

el aire, y la gasolina son prácticamente newtonianos bajo condiciones normales. El

término no newtoniano se utiliza para clasificar todos los fluidos donde el esfuerzo

cortante no es directamente proporcional a la rapidez de deformación.

Numerosos fluidos comunes tienen un comportamiento no newtoniano. Dos ejemplos

muy claros son la crema dental y la pintura Lucite. Esta última es muy “espesa” cuando

se encuentra en su recipiente, pero se “adelgaza” si se extiende con una brocha. De este

modo, se toma una gran cantidad de pintura para no repetir la operación muchas veces.

La crema dental se comporta como un “fluido” cuando se presiona el tubo contenedor.

Sin embargo, no fluye por sí misma cuando se deja abierto el recipiente. Existe un

esfuerzo límite, por debajo del cual la crema dental se comporta como un sólido.

2.7. TRANSPORTE DE FLUIDOS

Los líquidos y gases pueden transportarse en recipientes por cualquier medio

convencional. Se entiende por transporte de fluidos en ingeniería el movimiento

continuo y forzado de líquidos o gases a través de conducciones fijas que forman un

23

circuito de fluidos, el cual consta de elementos funcionales (bombas o compresores,

válvulas, cambiadores de calor, filtros, cámaras de reacción, etc.), cuyo número y

especie dependen de la función a que se destine el circuito, y que están conectados entre

sí mediante conducciones a través de las que se establece el transporte del fluido de

alimentación del circuito de unos elementos a otros. Hay gran variedad de circuitos de

fluidos en ingeniería, con concepciones, configuraciones y aplicaciones muy diversas.

Se denominan abiertos o cerrados según que el fluido que alimenta sus elementos se

renueve constantemente (sistema de trasvase) o sea el mismo fluido el que pase

periódicamente por cada elemento.

Los circuitos abiertos se utilizan para el transporte de fluido (en el estricto sentido de

transportar) entre la planta de alimentación (depósito, fuente, yacimiento, etc.) y la de

utilización o consumo. Como ejemplos de circuito abierto pueden citarse el sistema de

distribución de agua de una ciudad alimentado desde un embalse, el caso de un

oleoducto o gasoducto, el surtidor de una gasolinera, etc.

En los circuitos cerrados, el fin último no suele ser el mero transporte de fluido, sino

que sirva como vehículo de transporte de alguna otra propiedad o magnitud física ligada

al fluido; esta magnitud física consiste en alguna forma de energía que se desea

transportar desde la parte del circuito denominada sistema emisor de la energía al

sistema receptor.

Los fluidos son vehículos aptos para el transporte de energía térmica y mecánica, ya que

estas formas de energía son susceptibles de almacenarse de modo simple en el seno de

24

los fluidos. Para que un fluido acumule energía térmica basta calentarlo y aislarlo

térmicamente del exterior; para que acumule energía mecánica (elástica) es suficiente

mantener elevada la presión del mismo. Las posibilidades de acumulación de energía

elástica son mayores en los gases que en los líquidos, por ser aquellos más

compresibles. Como ejemplo típico de circuito de fluidos cerrado transportador de

energía térmica considérese una instalación de calefacción central de tipo doméstico

clásico, en la cual el agua almacena la energía térmica que toma en la caldera (sistema

emisor de energía), y la transporta a través de la instalación, cediéndola al ambiente a

través de los radiadores (sistema receptor). Después de haber cedido calor, el agua

vuelve más fría a la caldera por la conducción de retorno que cierra el circuito, para

iniciar un nuevo ciclo. Como ejemplo de circuito cerrado transportador de energía

elástica puede citarse una instalación clásica de mando hidráulico como la de freno de

un automóvil, en la que el movimiento del pedal del freno acciona un émbolo que

desplaza el fluido en contacto con él, impulsándolo a lo largo del circuito hasta otro

émbolo próximo a la rueda, cuyo desplazamiento obliga a la zapata contra la llanta. La

energía mecánica proporcionada por el pie sobre el pedal se invierte así en aumentar la

presión en el circuito y realizar un desplazamiento global del líquido contenido en la

instalación, en el sentido del pedal a la zapata.

En los circuitos citados, independientemente de su clase y utilización, es necesario

organizar y mantener el movimiento del fluido a lo largo del circuito, el cual

lógicamente no se establecería de manera espontánea, por las razones que se dan a

continuación: a) siempre que un fluido se mueve en el interior de un conducto, aparecen

en el mismo fuerzas de fricción, que tienden a oponerse al movimiento. La magnitud de

25

estas fuerzas depende de las características físicas del fluido (viscosidad, densidad), de

la forma geométrica y dimensiones del conducto, de la velocidad media del fluido

respecto a las paredes de los conductos y de la configuración de la corriente en el

interior de cada tramo de la conducción (flujo laminar o turbulento); b) además de las de

fricción, que se oponen al movimiento, puede haber otros tipos de fuerzas (de presión,

gravitatorias, etc.), que actúan a favor o en contra del movimiento, de acuerdo con las

características de cada circuito.

2.7.1. BOMBAS VOLUMÉTRICAS

Se distinguen los siguientes subgrupos:

a.-) Alternativas de émbolos, que constan de un cilindro provisto de dos válvulas, en el

que se desplaza un émbolo accionado por un mecanismo de biela y manivela. La

válvula de entrada se mantiene abierta mientras que el émbolo realiza la carrera de

admisión, estando cerrada la válvula de salida. Cuando el movimiento del émbolo se

invierte, empujando el líquido admitido en la carrera anterior, la válvula de admisión se

cierra, y la de salida permanece abierta, permitiendo la expulsión del líquido hacia la

salida. El sistema émbolo-cilindro consigue ajustes muy precisos entre las superficies de

ambos, por lo que pueden obtenerse buena estanqueidad y presiones de salida muy altas.

Mediante un diseño adecuado se pueden utilizar las dos carreras del émbolo para

accionar fluidos; en este caso, la bomba se denomina de émbolo de doble efecto.

b) Rotatorias de paletas, en las que el cuerpo interior (rotor) es excéntrico respecto al

estator y aloja radialmente paletas que contactan con las paredes internas del estator,

cuando el rotor gira. La configuración es tal que el volumen encerrado en el reducto,

26

formado por las paredes del rotor, estator y paletas, disminuye desde la entrada a la

salida, consiguiéndose así la compresión del líquido. Las fugas de líquido de la salida a

la entrada disminuyen haciendo que el juego entre rotor y estator en la zona de contacto

de ambos sea muy pequeño.

c) De engranajes, en las que el líquido atrapado entre cada par de dientes consecutivos

del rotor y la pared del estator es forzado a moverse hacia la salida. Para evitar la

presencia de corriente de retroceso (de sentido inverso al que pretende la bomba), el

ajuste entre dientes en la parte central y de los dientes con las paredes del estator debe

ser continuo y muy preciso.

d) De lóbulos rotatorios.- Funcionan de manera similar a las de engranajes, con la

diferencia de que los cuerpos rotatorios son lóbulos, de forma conveniente y capaces de

mantener la estanqueidad, en lugar de perfiles de engranajes

e) De pistones axiales.- Provistas de un tambor giratorio con taladros axiales (como el

de un revólver), cada uno de los cuales aloja un pistón, y el movimiento alternativo de

éstos se consigue obligándoles a seguir el contorno de un plato, cuyo plano está

inclinado con respecto al eje del tambor. Cada conjunto taladro-pistón se comporta

entonces como una bomba elemental alternativa de émbolo de simple efecto.

f) De pistones radiales, similares a las anteriores, pero los taladros del tambor son

radiales en lugar de axiales y el movimiento alternativo de los pistones está mandado

por la pared interior del estator de la bomba.

g) De elementos deformables, en las que las variaciones necesarias del volumen del

líquido atrapado se consiguen mediante la deformación de algunos elementos de la

bomba; se esquematizan las bombas típicas de membranas, deformables, de

27

empujadores flexibles y de tubos flexibles, respectivamente. Bombas dinámicas. Los

tipos principales son: las centrífugas y las axiales. En las primeras, el fluido penetra

axialmente en el cuerpo de la bomba por una entrada practicada en el estator,

concéntrica con el eje de giro del rotor. Éste es un disco, provisto de aletas, que gira a

gran velocidad, obligando al fluido a seguir a las paletas en su movimiento. El líquido

se centrifuga y el estator tiene una forma conveniente de colector para aprovechar este

efecto de centrifugación elevando el valor de la presión de la corriente de salida. Las

bombas axiales consisten esencialmente en una hélice encerrada en el cuerpo de la

bomba; se aprovecha la energía que la hélice comunica a la corriente para elevar la

presión del líquido a la salida.

CAPÍTULO III

29

CAPÍTULO III

3. IMPLEMENTACIÓN DE UN FREE WATER KNOCKOUT

3.1 INTRODUCCIÓN

Con la implementación de un free water knockout en una Estación de Producción se

esta asegurando un proceso de separación más seguro, eficiente, económico, una

duración de por lo menos 30 Años. Es un separador trifásico, que actúa mediante los

principios de separación física, es decir mediante la sola influencia de las fuerzas de

gravedad debidas al diferencial de densidades entre el hidrocarburo, el agua y el gas:

Separa el agua por la parte inferior, el petróleo por la parte media y el gas por la parte

superior, trabaja a presiones altas y a latas temperaturas. Con la implementación de este

separador trifásico se puede eliminar el separador de producción y la bota de gas en una

Estación de Producción.

Figura N°: 1 PID típico de un sistema de tratamiento FWKO

Fuente: Specification for oil and gas separator


30

Figura N°: 2 Cubos de placas coalescedoras de acero inoxidable AISI 316



Figura N°: 3 Vista stand pipe entrada de fluido y armado parcial de placas en el interior

del FWKO



31

Figura N°: 4 Vista del armado de placas coalescedoras y ánodos de sacrificio

dentro del FWKO



3.2. FACTORES QUE INTERVIENEN EN LA SEPARACIÓN

La separación de las fases depende de diversos factores como:

a) Tiempo de residencia en el equipo.

b) Densidad y viscosidad de los fluidos

c) Temperatura de operación.

d) Distribución de los tamaños de gotas de agua y petróleo en la entrada del equipo

e) Velocidad del gas en el equipo.

f) Presión de operación.

32

3.2.1. TIEMPO DE RESIDENCIA

Para garantizar un tiempo de residencia adecuado para cada una de las fases líquidas

(petróleo y agua), se calcula el volumen necesario del separador, considerando los

caudales de cada fase que se pretende separar. Quedan así determinados los niveles

normales (NLL) de cada fase líquida dentro del recipiente. Estos niveles se controlan

mediante válvulas de control de nivel. En el caso del nivel de petróleo, este se encuentra

a la altura del vertedero, ya que rebalsa por encima del mismo hacia el cajón de

petróleo. En el caso del nivel de agua, por ser ésta la fase más pesada de las tres, se debe

controlar la altura de la interfase petróleo-agua.

3.2.2. TEMPERATURA

Para garantizar la temperatura adecuada, la corriente proveniente del pozo debe

calentarse hasta 50 °C como mínimo. De ser necesario, se debe realizar un

calentamiento previo.

3.2.3. PRESIÓN

En muchos casos, para garantizar una presión de operación adecuada, se establece un

control de presión con una válvula de control en la línea de salida de gas.

En los casos en que los pozos no posean gas, la presión se mantiene con un sistema de

gas de blanketing. Este sistema de blanketing consta de una válvula autorreguladora

ajustada a la presión correspondiente.

33

3.2.4. VELOCIDAD DE GAS

Para garantizar una velocidad de gas adecuada, se dimensiona, considerando el flujo

transversal de gas en el equipo, la sección que se requiere para lograr la separación gas-

líquido. Esto determina, junto con otras consideraciones, el diámetro del separador.

3.2.5. CONDICIONES EXTERNAS

En ciertos casos, dependiendo de las condiciones y propiedades del fluido a separar, se

deben considerar las siguientes condiciones:

3.2.5.1. INYECCIÓN DE DESEMULSIONANTE

Ayuda a la coalescencia (formación y crecimiento) de las gotas, favoreciendo la

separación de las fases de petróleo y agua. Sin desemulsionante, y para valores de

caudal cercanos a los de diseño, el espesor de la interfase y la estabilidad de la emulsión

petróleo-agua pueden interferir seriamente con la performance deseada para el

separador.

3.2.5.2. CALENTAMIENTO PREVIO

La separación de las fases depende, entre otras variables, de la temperatura. Si la

temperatura es muy baja, la viscosidad del petróleo es muy alta y se dificulta

notablemente la separación de fases, es decir, el ascenso del petróleo desde el seno de la

fase acuosa, así como la formación y el descenso de las gotas de agua desde la fase de

petróleo. Para garantizar la temperatura adecuada, la corriente proveniente del pozo

debe calentarse hasta 50 °C como mínimo.

34

3.2.5.3. TRACING Y AISLAMIENTO DE LÍNEAS Y EQUIPOS

Se considera recomendable la aislación y tracing en el separador, como caso ideal. Para

lograr una operación estable del separador, es recomendable que la línea que va del

calentador hacia el separador se encuentre aislada y traceada.

3.3. PROCESO DE SEPARACIÓN DE FASES EN UN SEPARADOR

TRIFÁSICO

El separador es un recipiente horizontal al cuál ingresa el fluido proveniente de los

pozos. Este fluido está compuesto por gas, petróleo y agua, que se separan en el equipo

por gravedad.

Figura N°: 5 FWKO



35

Los Free Water Knockout son separadores trifásicos que actúan mediante los principios

de separación física, es decir, por la sola influencia de la fuerza de gravedad debida a la

diferencia de densidades entre el hidrocarburo, el agua y el gas.

El sistema de separación trifásico tipo Free Water Knockout, es un proceso cerrado de

separación de agua para su posterior tratamiento a fin de su reinyección en proyectos de

Recuperación Secundaria, y separación del crudo y del gas para su posterior

tratamiento.

Una vez instalado el FWKO totalmente equipado, se debe verificar y ajustar el siguiente

instrumental:

· Sistema de regulación de nivel de petróleo

· Sistema de regulación de nivel de interfase

· Sistema ecualizador de presión / salida de gases

· Instrumentación asociada (manómetros, termómetros, visores de nivel, etc.)

· Sistema automático de drenajes de barros. PLC

· Protección catódica

Las ventajas de este sistema correctamente diseñado en base a nuevos adelantos

tecnológicos, son:

3.3.1. ECOLÓGICAS

Sistema cerrado de separación trifásica

36

Eliminación de piletas API generalmente abiertas

Eliminación de tanque de natado

3.3.2. ECONÓMICAS

Tecnología moderna

Niveles de proceso más estables

Disminución de stock improductivo

No necesita recinto de contención como los tanques

No necesita limpieza de barros, se eliminan automáticamente.

3.3.3. DE EFICIENCIA

Optimización del rendimiento

Equipos cerrados y paquetizados

Sistema compacto. Transportable. Resistente

Diseño ASME, recipiente sometido a presión

Simple manejo operativo. Menor espacio físico

Cumple la función de amortiguar variaciones de caudal

Trabaja como separador trifásico y como skimmer

La acción coalescente mejora la separación líquido-líquido

Totalmente automatizado

Los efluentes resultantes cumplen con las normativas

Puede complementar otro sistema de tratamiento

37

Los resultados operativos han tenido los siguientes parámetros:

· Caudal procesado 7.000 m3/d agua + petróleo

· Petróleo crudo de ingreso 50% de agua + 22% de emulsión

· Agua tratada de salida: dw=1.02 gr/cm3, 60 ppm

· Petróleo tratado de salida SG=0.94, 15% de agua + 0% de emulsión

· Temperatura de operación 35°C

· Presión de operación 3 Kg/cm2

3.4. PASOS DE LA SEPARACIÓN

1. El agua es la fase más pesada, y es la que primero se retira, por el fondo del

recipiente.

2. El petróleo es más liviano que el agua y una vez separado rebalsa por encima del

vertedero, y se retira del recipiente por el fondo en el extremo opuesto a la entrada de

fluido.

3. El gas es la fase más liviana y la más fácil de separar en este caso, se retira del

separador por la parte superior en el extremo del recipiente, haciéndolo pasar

previamente por el extractor de neblina donde se desprende de las últimas gotas de

líquido que pudieron haber quedado suspendidas en la fase gaseosa.

Para que la separación de las fases líquidas tenga lugar, las gotas deben:

- Formarse.

- Crecer en tamaño.

- Desplazarse verticalmente.

Las gotas de agua que se forman en el seno de la fase de petróleo descienden, y las de

petróleo que se forman en la fase acuosa, ascienden.

38

3.5. MEDIDORES DE CAUDAL

Se presenta una breve explicación de los principios de funcionamiento y características

principales de los diferentes medidores de caudal, como son:

- Placa Orificio

- Ultrasónico

- Magnético

- Turbinas

- Vortex

- V-Cone

- Másico Tipo Coriolis

3.6. CARACTERÍSTICAS DEL GUÍA DE FORMACIÓN

Temperatura del agua producida, depende de la profundidad del yacimiento y el

gradiente geotérmico. Varía entre 15 - 95 °C.

Salinidad, corresponde al acuífero y puede variar de 1 a 250 gr/L.

pH puede variar de 5.5 a 8.5. Resulta más bajo cuando el gas asociado es rico en CO2 y

H2S. Se debe tener en cuenta que después de una desgasificación o estabilización, el pH

de las aguas producidas se eleva por el desprendimiento del CO2 y H2S.

Contiene sólidos en suspensión, de origen mineral que provienen del reservorio y son

arrastrados con la producción (arcillas/arenas/precipitados/mezclas incompatibles con el

agua), o de origen orgánico como las parafinas que puedan precipitar por enfriamientos,

y naturalmente el crudo.

La densidad depende de la salinidad y temperatura, varia de 1 a 1.15 gr/cm3

La viscosidad depende de la salinidad y temperatura varía de 1.2 a 0.3 cp.

CAPÍTULO IV

40

CAPÍTULO IV

4. IMPLEMENTACIÓN DE UN HORNO

4.1. INTRODUCCIÓN

Un horno es un dispositivo en el que se libera calor y se transmite directa o

indirectamente a una masa sólida o fluida con el fin de producir en ella una

transformación física o química.

Este horno es de tipo serpentín, con cuatro quemadores, alimentado con el gas que se

quema en las Estaciones de producción, con este horno se eleva la temperatura de la

línea de fluidos de 90 ºF a 140 ºF , obteniendo una mejor separación y deshidratación

de los fluidos.

Las partes constitutivas de un horno son:

- Elemento generador

- Sistema de alimentación de material

- Cámara principal

- Aislantes térmicos

- Sistemas de medición y control

- Redes de suministro de combustible o cableado de potencia (según el tipo de

combustible)

- Ventiladores y sistemas de evacuación de gases (hornos con combustión)

- Redes eléctricas

41

Figura N°: 6 Horno tipo serpentín

Fuente: Petroindustrial


4.2. UTILIZACIÓN DEL GAS

El gas que actualmente se lo quema en los quemadores, se lo puede utilizar como

combustible para calentar la línea de crudo que sale del manifold de una Estación en el

horno tipo serpentín, ganando en temperatura y por ende se obtiene una mejorando

deshidratación del crudo.

42

Tabla N: 4 Balance de gas del Área Lago Agrio Mes Febrero

SUC. GAS

COMPRESOR TURBINAS ENTREGA PIN COMPRESOR CALENTADORES GENERADORES INCINERAD PROD

15

TOTAL 826 78 124 98 15 2282 3444

ESTACIONESCOMBUSTIBLE

QUEMADO

434LAGO CENTRAL 457

LAGO NORTE 62 450 527

GUANTA 62 98 564 723

PARAHUACU 826 78

834 1736

Gas quemado en pozos con sistema tanque bota. El gas que

sale de la bota de gas en una Estación

No se contabiliza producción de gas.

Lista de pozos tanque y bomba: LAGO 01, 06, 48; GUANTA 09



4.3. DESHIDRATACIÓN DEL CRUDO

Al aumentar la temperatura del crudo de 90 ºF a 140 ºF, en el horno se va a obtener

una mejor separación del petróleo, gas, y agua, en un menor tiempo.

4.4. AHORRO DE QUÍMICOS

Al ganar temperatura en el horno se esta obteniendo una mejor deshidratación del crudo,

obteniendo una separación, rápida, eficiente. Y por ende una reducción en el consumo

de químicos a diario.

4.5. CLASIFICACIÓN

La clasificación de los hornos es difícil de establecer, por ello se dice que existe casi un

tipo de horno específico para cada aplicación.

Por lo tanto, normalmente se clasifican desde ciertos puntos de vista:

43

4.5.1. DE ACUERDO CON SU TEMPERATURA DE TRABAJO

Hornos: Temperaturas de trabajo superiores a 550 °C.

Estufas: Temperaturas de trabajo inferiores a 550 °C.

4.5.2. DE ACUERDO CON SU USO

Hornos de cemento

Hornos de cal

Hornos de coque

Hornos cerámicos

Hornos incineradores

Alto Horno, etc.

4.5.3. DE ACUERDO CON SU FORMA DE OPERACIÓN

Continuos

Discontinuos

Periódicos

4.5.4. DE ACUERDO CON SU FORMA DE CALENTAR

Directos

Indirectos

4.5.5. DE ACUERDO CON SU GEOMETRÍA O DISPOSICIÓN

Verticales

Horizontales

De depósito.

44

De cámara, etc.

4.5.6. DE ACUERDO CON SU FUENTE DE ENERGÍA

Combustible: sólidos, líquidos o gaseosos y mixtos.

Energía eléctrica.

Mixtas.

4.6. MÉTODOS DE CALENTAMIENTO EN HORNOS

Dentro de los métodos de calentamiento con combustibles se encuentran

4.6.1. DIRECTO

La llama y los gases entran en contacto con la carga.

4.6.2. INDIRECTO

Sólo los gases entran en contacto con la carga.

4.6.3. MUFLAS

Se calienta una recámara que tiene en su interior la carga, por lo que los gases nunca

tocan la carga. Especial para cargas que reaccionan o se contaminan con los gases de

combustión.

4.6.4. TUBOS DE RADIANTES

Este sistema gasta más combustible para obtener el mismo calentamiento. La llama se

encausa por un tubo que alcanza una alta temperatura. Luego el calentamiento se realiza

principalmente por radiación del tubo a la carga.

45

4.6.5. RECIRCULACIÓN

La combustión se realiza en una cámara aparte del horno. Luego mediante un ventilador

se introducen los gases al horno y se hacen pasar varias veces por la carga hasta que

pierdan la mayor cantidad de energía posible para luego ser evacuados.

4.6.6. A GRAN VELOCIDAD

Una gran cantidad de quemadores rodea la carga, produciendo llamas directas sobre ella

con el fin de alcanzar un alto gradiente de temperaturas entre la carga y sus alrededores.

Por otro lado, los hornos que tienen energía eléctrica como fuente de calentamiento, se

clasifican en:

Directo: El cuerpo a calentar es recorrido por una corriente eléctrica que se transforma

en calor. Dentro de este tipo de calentamiento existen hornos por conducción, por

inducción electromagnética, alta frecuencia, híper frecuencia, láser y arco directo.

Indirecto: La fuente de calor está separada del cuerpo a calentar y dentro de estos se

encuentran los hornos de resistencias, radiación infrarroja, arco directo y plasma.

4.7. TIPOS DE HORNOS

A continuación se describirán algunos tipos de hornos.

46

4.7.1. HORNOS ROTATORIOS

Los hornos rotatorios constan de un cilindro largo de acero que gira alrededor de su eje.

En el caso de trabajo a altas temperaturas hay que recubrir el cilindro con ladrillo

refractario en su interior. Ya sea para aislarlo del exterior o para proteger el acero.

Los hornos rotatorios tienen mucha flexibilidad en sus parámetros y se puede utilizar

fácilmente en procesos continuos.

Se usan para fabricar cemento, cal, yeso, bauxita, alúmina, cromita, etc.

4.7.2. HORNOS DE CUBA

Posee una cámara vertical llamada cuba, la cual puede ser cilíndrica o cónica. En su

interior puede estar cubierta por un refractario según la temperatura de trabajo. La carga

se alimenta por la parte superior llamada tragante. El producto se evacua por la parte

inferior. Los gases que calientan la carga entran a la cuba por la parte inferior y se

encuentran con la carga en contracorriente.

Dentro de los hornos de cuba se encuentran los horno para cal, alto horno para obtener

arrabio (hierro de primera fundición), hornos de guijas para calentar aire, hidrógeno,

metano, vapor de agua, o en algunos casos como recuperador de calor y el Thermofor

que se usa para pirolizar (craquear) petróleo y producir oleofinas, gasolinas y

aromáticos.

47

4.7.3. HORNOS DE REVERBERO

Es un horno cuyo interior está separado del material que debe tratar, y en el que los

gases de combustión están en contacto con el material.

El objetivo de estos hornos es fundir.

Consta básicamente de un recipiente refractario de forma rectangular o elíptica poco

profundo (aprox. 40cm) llamado solera.

Por lo general los hornos de este tipo constan de regeneradores de ladrillo a cada

extremo y a un nivel más bajo que el horno, los cuales son usados para precalentar el

aire.

4.7.4. HORNOS DE TÚNEL

Como su nombre los dice, consta de un túnel que puede ser recto o circular, y por el

interior del cual se mueve la carga de un extremo a otro.

Para darle movimiento a la carga se utiliza una vagoneta movida sobre rieles o una

banda de tela metálica.

El túnel se divide principalmente en 3 zonas:

Zona de precalentamiento

Zona de combustión o de cochura

Zona de enfriamiento

48

Los hornos túnel son usados en la industria cerámica, ladrillera y de alimentos entre

otros.

4.7.5. DE FUNDICIÓN

Cualquier proceso de producción de acero a partir del Arrabio consiste en quemar el

exceso de carbono y otras impurezas presentes en el hierro.

Una dificultad para la fabricación del acero es su elevado punto de fusión, 1.400 ºC

aproximadamente, que impide utilizar combustibles y hornos convencionales.

Para superar esta dificultad, se han desarrollado 3 importantes tipos de hornos para el

refinamiento del Acero, en cada uno de estos procesos el oxígeno se combina con las

impurezas y el carbono en el metal fundido.

Cada uno de los tres tipos de hornos, crisol, oxígeno básico y eléctrico, requiere

diferentes fuentes de energía y de materias primas. La clase de instalación se escoge,

por tanto, por razones económicas, la disponibilidad de materias primas o fuentes

energéticas.

4.7.5.1. HORNOS DE HOGAR ABIERTO O CRISOL

El horno de hogar abierto semeja un horno enorme, y se le denomina de esta manera

porque contiene en el hogar (fondo) una especie de piscina larga y poco profunda (6m

de ancho, por 15 m de largo, por 1 m de profundidad, aproximadamente).

49

4.7.5.2. HORNO DE OXIGENO BÁSICO

Es un horno en forma de pera que puede producir una cantidad aproximadamente de

300 toneladas de acero en alrededor de 45 minutos.

4.7.5.3. HORNOS ELÉCTRICOS

Para fundición de acero se usan comúnmente dos tipos de hornos eléctricos, de arco y

de inducción.

4.7.5.3.1 HORNO DE ARCO ELÉCTRICO

Es el más versátil de todos los hornos para fabricar acero. No solamente puede

proporcionar altas temperaturas, hasta 1930 ºC, sino que también puede controlarse

eléctricamente con un alto grado de precisión.

En este horno se puede producir todo tipo de aceros, desde aceros con regular contenido

de carbono hasta aceros de alta aleación, tales como aceros para herramientas, aceros

inoxidables y aceros especiales para los cuales se emplea principalmente. Otra ventaja

sobre el Horno de Oxígeno Básico es que puede operar con grandes cargas de chatarra y

sin hierro fundido.

El Horno de Arco Eléctrico se carga con chatarra de acero cuidadosamente

seleccionada. Al aplicarse la corriente eléctrica, la formación del arco entre los

electrodos gigantes produce un calor intenso. Cuando la carga se ha derretido

completamente, se agregan dentro del horno cantidades medidas de los elementos de

aleación requeridos.

50

4.7.5.3.2. HORNOS DE INDUCCIÓN ELECTROMAGNÉTICA

Los hornos de inducción son hornos eléctricos de corriente alterna que se caracterizan

por la ausencia de electrodos.

Están constituidos por hilo arrollado sobre un núcleo de hierro por el cual circula una

corriente alterna y un baño metálico. La corriente secundaria, que actúa como

resistencia en el circuito, de baja tensión y gran intensidad, actúa sobre el metal

calentándolo hasta fundirlo.

Estos hornos pueden tener capacidades desde unos pocos kilogramos hasta 12 toneladas

con potencias que alcanzan los 2000 Kw y frecuencias de 500-600 Hz.

Se usan para la fundición de bronces, cobre, aluminio y aleaciones derivadas.

4.8. MANTENIMIENTO EN HORNOS

Se realizan tres actividades de mantenimiento básicas, mantenimiento preventivo,

predictivo y correctivo.

4.8.1. PREVENTIVO

El mantenimiento preventivo consiste una serie de labores periódicas que buscan la

correcta operación del sistema en cada uno de sus componentes mediante un control

para prevenir fallos inesperados

Dependiendo del tipo de horno y la fuente de calentamiento, dentro del mantenimiento

preventivo diario se debe realizar:

51

- Chequeo de arranque

- Chequear las variables de proceso, temperatura, presión, etc.

- Mantener la cámara libre de materiales indeseados, si es de fundición, libre de

escoria

- Inspeccionar que las líneas de agua de enfriamiento no presentes fugas

- Inspeccionar líneas de suministro de combustibles líquidos

- Inspeccionar las conexiones hidráulicas (sólo usar fluidos no inflamables en el

sistema)

- Chequear si funciona la conexión a tierra

- Asegurar que el sistema de enfriamiento de emergencia en el horno se encuentre

en buenas condiciones de operación

- Inspeccionar sistemas de alarma

En el mantenimiento preventivo mensual se debe realizar:

- Ajustar las terminales eléctricas de los contactores y controles

- Remover los platos de la cubierta e inspeccionar los serpentines y las

conexiones

- Remover la cubierta e inspeccionar serpentines de enfriamiento y conexiones.

- Examinar los elementos internos expuestos al calentamiento (serpentines,

resistencias, etc.).

- Chequear los sistemas mecánicos como ventiladores, rodamientos, correas, etc.

- Chequear los filtros de agua fría e hidráulicos.

- Chequear paso de aire caliente al exterior del horno.

52

- Usar dos métodos independientes para soportar el horno cuando se suspenda

para inspección, en el caso de una caída inesperada del mismo debido a la

pérdida de presión hidráulica.

- Revisar el estado de los aislamientos.

Dentro del mantenimiento preventivo semestral se debe:

- Calibrar elementos de medición.

- Revisar sensores.

- Realizar un análisis de la combustión.

En el mantenimiento preventivo anual se debe:

- Desmontar el sistema y realizar mantenimiento completo, reemplazando piezas

desgastadas.

- Chequear la condición interna y externa de aislamientos térmicos.

- Desmontar el sistema del quemador para limpiar boquillas y ajustar atomización.

4.8.2. PREDICTIVO

El mantenimiento predictivo consiste en interpretar las variables principales de cada

elemento que compone el sistema de aire comprimido, y predecir su vida útil en

correcta operación.

Dentro del mantenimiento predictivo se debe realizar:

Análisis vibratorio, resonancia.

Ensayos no destructivos (tintas penetrantes, partículas magnéticas).

Análisis metalúrgico.

Controles geométricos.

53

Análisis energéticos.

4.9. FALLAS FRECUENTES

En general las fallas más frecuentes en hornos se presentan en:

Sistemas de ventilación.

Quemadores.

Aislamientos.

Sistemas de enfriamiento (hornos de fundición).

A manera de ejemplo, en hornos rotatorios la falla más frecuente se relaciona con el

desbalanceo del sistema de rotación.

Uno de los principales parámetros a controlar en un horno rotatorio es mantenerlo

alineado para minimizar las pérdidas de refractario debido a estrés mecánico. La

alineación de un horno significa posicionar los patines de los soportes de tal forma que

la flexibilidad de coraza del horno se minimiza y los soportes comparten la carga

proporcionalmente.

En los hornos túnel es indispensable mantener el horno siempre caliente para que los

refractarios no se fracturen. Los refractarios al calentarse se expanden y al enfriarse se

comprimen, al encender un horno túnel todos los refractaron se encuentran expandidos

por el calor si no se mantiene cierta temperatura aún con el horno sin material para

cocer, los refractarios se comprimen y al calentarlo de nuevo se expanden fracturándose.

54

4.10. NORMAS PARA HORNOS

Dentro de este ítem se tienen en cuenta regulaciones para actividades peligrosas en

hornos y normas nacionales e internacionales relacionadas con su correcta operación,

mantenimiento y diseño.

4.10.1. REGULACIONES PARA ACTIVIDADES PELIGROSAS EN HORNOS

Estas normas deben ser aplicadas para la ubicación, diseño, construcción y operación de

hornos usados en procesos cerámicos y otros procesos de tratamiento en los que se usa

calor.

4.10.2. UBICACIÓN Y CONSTRUCCIÓN

Los hornos y sus equipos relacionados deben ser localizados:

Teniendo en cuenta la posibilidad de fuego resultante del sobrecalentamiento o el

escape de combustibles líquidos o gaseosos y la posibilidad de daño a los edificios y

personas resultante de la explosión.

A nivel o por encima del piso.

De tal forma que sea fácil el acceso para inspección y mantenimiento y deben estar

adecuadamente despejados con el fin de permitir el funcionamiento óptimo de los

orificios de salida. El techo y los pisos de los hornos y otros aparatos de calentamiento

deben estar suficientemente aislados y ventilados para mantener temperaturas cielos

rasos combustibles y pisos por debajo de los 70 °C.

55

Los hornos y otros equipos relacionados deben ser construidos de materiales no

combustibles. Además los marcos de los hornos eléctricos y otros equipos deben tener

conexión a tierra.

Los hornos y otros equipos relacionados que contengan mezclas de gases inflamables

deben tener orificios de desahogo para liberar las presiones internas y todos los paneles

y puertas deben estar acondicionadas de tal forma que cuando estén abiertas, todos los

orificios constituyan un área efectiva de desahogo. Además, deben existir un venteo

externo al edificio con las respectivas protecciones (capuchones a la salida de las

chimeneas para evitar la entrada de agua).

Todos los conductos deben construirse con materiales no combustibles y tener solo la

abertura necesaria para la apropiada operación y mantenimiento del sistema. Los

conductos que se pasen a través de paredes combustibles, pisos y techos deben tener el

aislamiento adecuado y despejados para prevenir temperaturas en la superficie que

superen los 70 °C. Los conductos de desahogo no deben descargar cerca de puertas,

ventanas u otras tomas de aire de manera que permitan la entrada de vapor dentro del

edificio.

4.10.3. CONTROLES DE SEGURIDAD

Debe existir un número suficiente de controles de seguridad, los cuales deben ser

construidos y acondicionados para mantener las condiciones requeridas de seguridad y

prevenir el desarrollo de fuego y explosiones peligrosas.

56

Los controles de ventilación deben asegurar la adecuada preventilación y ventilación del

sistema.

Los controles de seguridad del combustible deben estar acondicionados para minimizar

la posibilidad de acumulaciones peligrosas de aire-combustible explosivas en el sistema

de calentamiento.

Los controles de exceso de temperatura deben estar acondicionados para mantener una

temperatura de operación segura dentro del horno y otros equipos de calentamiento.

4.10.4. CONTROL DE FUEGO

Los hornos y otros equipos de calentamiento y conductos que contengan materiales de

proceso combustibles deben estar equipados con rociadores automáticos.

Se deben instalar extinguidores portátiles cerca del horno y otros equipos de

calentamiento.

4.11. NORMAS A NIVEL NACIONAL E INTERNACIONAL PARA HORNOS

Entre las normas para hornos a nivel mundial se encuentran:

57

Tabla N: 5 Normas Nacionales e Internacionales para Hornos.

ASME PTC33A Test de eficiencia para incineradores

ASME 86-99 Estándares para hornos y estufas

ANSI Z21.47 a 1999 Hornos de quema de gas

ANSI JIS B 8415-1991 Código general de seguridad de hornos industriales

ISO 5019-4-1988 Aislamientos de ladrillo y dimensionado de hornos

Fuente: Compañía Suramericana de Seguros S.A.


Tabla N: 6 Normas emitidas por ICONTEC.

Entre las normas a nivel nacional, emitidas por el ICONTEC se encuentran:

NTC 4863 Refractarios, especificación para unidades de mampostería

químicamente resistentes

NTC 4399 Escoria de alto horno

NTC 4222 Superficies de concreto o de mampostería para la aplicación de

revestimientos

NTC 623 Materiales refractarios

NTC 1920 Producción de acero estructural al carbono en hornos

Fuente: Compañía Suramericana de Seguros S.A.


58

4.12. NUEVAS TECNOLOGÍAS

De acuerdo con información “Trazado de Tecnologías para procesos de calentamiento”

del Departamento de Energía y tecnologías industriales de los Estados Unidos para los

próximos 20 años se tiene proyectado un desarrollo tecnológico para mejorar los

procesos de calentamiento industrial. A continuación se presentan los puntos más

relevantes de dicho documento.

4.12.1. SENSORES Y CONTROL DE PROCESOS

La calidad del producto durante un proceso térmico depende de la habilidad para medir,

registrar y controlar de manera efectiva los procesos durante las operaciones de

calentamiento que minimicen la variabilidad del producto.

Algunos de los últimos mecanismos de control consisten en la optimización de la

relación aire combustible para reducir emisiones y mejorar la eficiencia energética del

horno.

En los próximos años se planea desarrollar sensores no intrusivos basados en

tecnologías ópticas de diagnóstico como sensores que midan múltiples componentes de

emisión (CO2, NOx, CO, O2).

4.12.2. MATERIALES AVANZADOS PARA TEMPERATURAS ALTAS

La habilidad para incrementar la eficiencia térmica de los procesos está severamente

restringida por la disponibilidad y el costo de materiales de alto desempeño para altas

59

temperaturas. El uso de materiales de alto desempeño podría permitir el diseño de

equipos más compactos, la reducción la energía y las emisiones, menores costos de

operación y mantenimiento e incremento de la productividad. Para esto se requieren

materiales con propiedades como resistencia a altas temperaturas, choque térmico,

resistencia a la corrosión, resistencia a altas presiones, conformación y maquinabilidad

que varía dependiendo del área de aplicación.

4.12.3. SISTEMAS DE GENERACIÓN DE CALOR

En equipos para procesos de calentamiento, las fuentes de calor pueden ser sistemas de

combustión mediante llama o eléctrico (por ej. Inducción y resistencia). Para los

sistemas de combustión, el desafío consiste en optimizar la eficiencia térmica y los

costos de operación de acuerdo con las regulaciones de emisiones. Esta optimización

depende de factores tales como control de los oxidantes de los combustibles durante

todas las etapas de calentamiento, variabilidad en la mezcla del combustible, reacción

completa y desempeño de los quemadores por debajo de su rango de operación. Con las

tecnologías actuales, es difícil reducir las emisiones y mejorar la eficiencia a un costo

que sea rentable. Para sistemas eléctricos, el desempeño del sistema y el costo depende

del costo de la energía que depende de las pérdidas asociadas con su distribución y

transmisión, pérdidas en el sistema de enfriamiento (particularmente en sistemas de

calentamiento por inducción) y la confiabilidad del suministro de energía.

60

4.12.4. SISTEMAS DE RECUPERACIÓN DE CALOR

Un gran porcentaje del total de la energía que entra a los sistemas de calentamiento

puede ser recuperada en forma de calor de desecho. El calor de desecho producido en

muchas formas, como gases de combustión, agua fría, bandejas, cintas, y en algunos

casos, el producto calentado en sí. Hoy los métodos para recoger, recobrar y usar los

calores de desecho no son económicamente justificables. Esto es especialmente cierto

para bajas temperaturas o calor de bajo grado (Por ej., agua caliente o flujo de productos

de baja temperatura). Sistemas de recuperación de calor avanzados permiten el ahorro

de una cantidad de energía significativa.

4.12.5. SISTEMAS DE CONTROL DE EMISIONES

Durante los últimos 25 años, las emisiones generadas por la combustión (Por ej. NOx,

CO, partículas) ha sido la mayor preocupación en el diseño y la operación de equipos de

proceso térmico. Los niveles de emisión y los costos asociados pueden ser reducidos

considerablemente a partir de tecnologías de control innovadoras.

Dentro de estas nuevas tecnologías se encuentran los quemadores oscilantes que

retardan y evitan la formación de NOx.

4.12.6. ENTRADAS AUXILIARES

La atmósfera de proceso (Por ej. Mezcla de gases), usada durante un proceso térmico

para muchas operaciones críticas, puede ser determinante para la calidad del producto y

el desempeño del sistema de calentamiento. Estas atmósferas que actúan como

protección o ligadas al proceso son generadas in situ u obtenidas por una mezcla de

gases almacenados (Por ej. N2, H2, CO2, NH3). Los equipos y métodos que usan

61

atmósferas tienen un efecto significativo en los costos de operación y la productividad.

El uso de oxígeno puro para la combustión también se está volviendo común. La

reducción en los costos de producción, almacenamiento, mezclado y control de estos

gases puede incrementar la eficiencia, reducir las emisiones y en algunos casos

aumentar la productividad y la calidad del producto.

CAPÍTULO V

63

CAPÍTULO V

5. LO QUE EXISTE EN ESTE MOMENTO EN LA ESTACIÓN LAGO

CENTRAL

5.1. CENTRO DE GENERACIÓN

En el Centro de generación se tiene 2 TA (turbinas) y 1 TB (Turbinas), Las Turbinas

trabajan con un compresor por ahí entra aire y diesel. Cada Turbina tiene: una turbina

del compresor (alabes), turbina de potencia (enfría a la turbina), cámara de combustión,

generador ( genera potencia). Las turbinas se alimenta con diesel o a gas. En este

momento están gastando un promedio de 9000 Gls. diarios de diesel y se genera

alrededor de 2, 9 Mwat. O 2900 Kilovatios (KW), Cabe indicar que una TA1 (se

encuentra fuera de servicio).

Fotografía N°: 4 Centro de Generación Lago Central



64

5.2. ÁREA DE COMBUSTIBLES

Se tiene tres tanques de almacenamiento de diesel: uno de 12737 gls, otro de 15741 gls.

Y un tercero de 12593. Desde aquí se alimenta a las TA y TB, se alimenta por la parte

baja del tanque. La descarga esta a 2 pies. Después de un determinado tiempo se hace

limpieza al tanque por los sedimentos.

Fotografía N°: 5 Tanques de Almacenamiento de diesel



5.3. SEPARADOR DE GAS

El separador es trifásico separa el agua, líquidos y el gas que no se hace liquido. En este

momento no se encuentra funcionando, anteriormente el gas venia de la Estación Norte

y Parte del gas serviría como combustible para las turbinas. Este sistema se encuentra en

perfectas condiciones, por el momento no se encuentra en operación.

65

Fotografía N°: 6 Separador Trifásico de Gas



5.4. MANIFOLD

El manifold es un juego de válvulas que sirve para direccionar los pozos, ya sea al

separador de prueba o al separador de producción. De cada pozo viene una línea y se

conecta en el manifold. En este manifold se tiene válvulas de tres vías y válvulas check.

Fotografía N°: 7 Manifold de la Estación Central



66

5.5. SEPARADOR DE PRUEBA

En el separador de prueba como su nombre lo indica es para poner a prueba a un pozo,

aquí contabiliza los barriles que pasan por un contador digital cada hora, por lo general

las pruebas se hacen de 4 a 6 horas; hay pozos estables y hay pozos intermitentes.

Cuando un pozo es intermitente se recomienda hacerlo de por lo menos 6 horas o más.

En este separador se separa el gas y el fluido (petróleo y agua) es contado en una turbina

que luego se registra en un contador digital, el gas va al mechero a quemarse. Aquí

también se contabiliza el gas de cada pozo a través de un barton con placa de orificio.

Existen placas de orificio de diferentes medidas 0,125; 0,250; 0,375; 0,450; 0,500;

0,750; 1,000; 1,250; 1,500; 1,750

Fotografía N°: 8 Separador de Producción



67

5.6. SEPARADOR DE PRODUCCIÓN

En el separador de producción entran todos los pozos que tiene el campo en producción

Aquí se separa el gas y el fluido (agua, petróleo); el gas va hacia el área de mecheros a

quemarse, el fluido pasa a la bota; el gas que sale del separador de producción, y del

separador de prueba es contabilizado en un tablero digital marca Nuflo.

Fotografía N°: 9 Separador de producción



5.7. ÁREA DE QUÍMICOS

Se inyecta químicos a los pozos, en el separador de prueba, de producción y al momento

que se bombea el fluido motriz hacia los pozos, se inyecta el químico con dos bombas,

para tener una mejor separación de los sedimentos, y el agua del petróleo. Entre los

químicos que inyectamos están los: demulsificante, antiparafínico, dispersante de

sólidos, antiescala, anticorrosivo.

68

Fotografía N°: 10 Área de Químicos



5.8. BOTA DE GAS

Las botas son altas y están internamente compuestas por bafles. El fluido entra por la

parte superior de la bota, existe un golpeteo desde arriba hacia abajo separándose el gas,

del petróleo y el agua. El gas que se libera de la bota va al mechero a quemarse; el

fluido (petróleo y agua), va al tanque de lavado o wash tank, ingresando por la parte

baja del tanque.

Fotografía N°: 11 Bota de Gas



69

5.9. WASH TANK O TANQUE DE LAVADO

Este es un tanque empernado que hace las veces de tanque de lavado donde por el

tiempo de residencia, los sedimentos se encuentran en la parte más baja, luego el agua,

entre el agua y el petróleo una zona de emulsión y luego el petróleo (parte más alta). La

capacidad de este tanque es de 10000 bls, una altura de 24 pies, la descarga se encuentra

a 22 pies. El aforo de este tanque esta en un pie tiene 425,59 bls. Siempre el colchón del

agua se mantiene en 8 pies.

Fotografía N°: 12 Wash Tank ( tanque de lavado )



Este es el wash tank, es un tanque antiguo que se encuentra en reconstrucción la Cía.

Semice estaba arreglándolo, pero tiene deformaciones en el tanque, es por ese motivo

que esta la presente fecha no se encuentra habilitado. Tiene una capacidad de 14690 Bls.

Una altura de 44 pies; la descarga se encuentra a 37.7 pies, el aforo de este tanque esta

en un pie tiene 349,76 Bls.

70

Fotografía N°: 13 Wash Tank ( tanque de lavado )



5.10. SURGE TANK O TANQUE DE REPOSO

Es un tanque donde se almacena el petróleo, para luego este petróleo ser bombeado

diariamente al SOTE, el crudo bombeado se contabiliza en las unidades LACT, a través

de boletas. De este tanque también se utiliza el fluido motriz para el bombeo power oil,

este fluido es bombeado con una bomba búster de 100 HP marca Durco constantemente

un promedio de 6200 Bls. diarios, a una rata de 4 a 5 bls. por minuto, hacia las

diferentes pozos donde se tiene bombas triples y Quintuplex, estas bombas lo reciben al

petróleo de 30-100 Psi, para luego inyectarlo a los pozos a 3500 Psi. El fluido viene por

gravedad del wash tank vasos comunicantes a este tanque, tiene una capacidad de 15120

Bls, 30 pies de altura, la descarga esta a 3, 9, 18 pies, 1 pie tiene 504 bls.

71

Fotografía N°: 14 Surge Tank ( tanque de reposo )



5.11. UNIDADES LACT

Son contadores donde se contabiliza el petróleo bombeado al oleoducto, existen dos. En

estos contadores se pone unas papeletas que tienen numeración; el bombeo se lo realiza

diariamente. Se puede bombear por uno solo contador o por los dos al mismo tiempo,

con dos bombas búster de 50 HP, o con una: La rata de bombeo varía de 10 a 14 bls. por

minuto con una presión de 50 a 60 psi, todo esto depende si se encuentran bombeando

otras compañías a la línea, tiene incorporado un sample o toma muestras, donde se coge

la muestra y se hace el análisis en laboratorio, para saber con cuanto de BSW se esta

bombeando al oleoducto, como máximo permitido menor al 1%. En estas unidades se

tiene válvulas y se alinean por el contador que se quiera bombear.

72

Fotografía N°: 15 Contadores (unidad lact)



5.12. BOMBAS BOOSTER DE TRANSFERENCIA

Se tiene dos, la marca es Durco de 100 HP, una siempre se encuentra en standby y la

otra trabajando, sacan el fluido motriz del tanque de reposo 6200 bls. diarios, a una rata

de 4 a 5 bls. por minuto, para luego bombear el fluido motriz hacia las bombas

Quintuplex y triplex que se encuentran en los pozos, para ser inyectado a presión hacia

el pozo. Las bombas Quintuplex o triplex lo recibe al fluido de 50 a 100 Psi y luego lo

incrementa a 3500 Psi.

73

Fotografía N°: 16 Bombas Booster de Transferencia



5.13. LABORATORIO

En este laboratorio de la Estación, se hace BSW de cada pozo, de todo el área, del

petróleo bombeado, los cortes del tanque de lavado, y de reposo a diferentes

profundidades, como por ejemplo a 18, 15, 12 pies y para medir el grado API del

crudo; se tiene una centrifuga, densímetros, termohidrómetros, hidrómetro, probetas,

vasos, añadimos un químico F46 demulsificante de acción rápida, el cual ayuda a

separar el agua, y los sedimentos de la muestras, para hacer un BSW se pone 100 ml de

JP1, 100 ml de la muestra (crudo ) y se añade de 4 a 8 gotas de F-46.

74

Fotografía N°: 17 Laboratorio



5.14. CONTADORES EXPAM

Se tiene tres contadores, se encuentran muy cerca del SOTE sirve para cuantificar el

petróleo bombeado que viene por la línea de Sacha, a través de boletas, las boletas

tienen un orden de numeración. En esta línea viene petróleos de diferentes Compañías

como: Bellwether, Andes Petro, Petrobrás, Petrosur, Campo Auca, shushufindi y Sacha.

Siempre un contador esta en standby y dos funcionando. De aquí pasa a la Estación de

bombeo Nº 1 Lago Agrio (SOTE).

75

Fotografía N°: 18 Contadores Expam



5.15. OLEODUCTO CHICO

En Oleoducto chico se contabiliza las líneas que vienen desde el Campo Cuyabeno,

aquí a esta línea se conecta la producción del Campo Guanta; y en la línea de

Sucumbíos que vienen la producción del Campo Libertador, se une a esta línea la

producción del Campo Parahuacu, Atacapi, Estación Lago Norte, y Lago Central.

Luego pasa a la Estación de bombeo Nº 1 Lago Agrio (SOTE).

Fotografía N°: 19 Oleoducto Chico



76

5.16. CALENTADOR DE AGUA

Aquí se calienta el agua que viene del wash tank, a través de una línea por gravedad y

luego se la impulsa con una bomba booster, pasa por el calentador y regresa con mayor

temperatura a la salida de la bota y nuevamente regresa al wash tank., el calentador es

alimentado con gas. No es de tipo serpentín ayudaría mucho al ser un calentador tipo

serpentín.

Fotografía N°: 20 Calentador de Agua



5.17. ÁREA DE QUEMADO

Hay dos teas en el área de quemado, la una línea es la que sale de los separadores y la

otra de la bota de gas.

77

Fotografía N°: 21 Mecheros ( teas)



5.18. SUMIDERO

Es un sumidero donde vienen los residuos de crudo; sirve para drenar el separador de

prueba cuando se requiera, trabaja con una bomba de pie o de nivel

Fotografía N°: 22 Sumidero



78

5.19. SISTEMA CONTRA INCENDIOS

En el sistema contra incendios, se tiene líneas de agua (color roja), línea de espuma

(color amarillo), monitores, mangueras, y tanques de espuma XL3.

Fotografía N°: 23 Sistema Contra Incendios ( SCI)



5.20. BOMBAS BOOSTER PARA BOMBEO DE AGUA DE FORMACIÓN A LA

ESTACIÓN LAGO NORTE

El agua del wash tank es bombeado a la Estación Lago Norte. A través de bombas

búster una siempre en standby, y la otra funcionando, el agua se almacena en un tanque

en la Estación Lago Norte y luego se inyecta a la formación Tiyuyacu en el pozo Lago

16. A través de bombas horizontales

79

Fotografía N°: 24 Bombas Booster



5.21. BOMBAS DE RECIRCULACIÓN

Es una bomba de 5 HP, marca Durco, bombea a una rata de 0, 13 bls. por minuto pasa

recirculando todo el tiempo el agua y sedimentos, que se encuentra en el fondo del surge

tank, al wash tank.

Fotografía N°: 25 Bomba de Recirculación



CAPÍTULO VI

81

CAPÍTULO VI

6. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES

6.1. CONCLUSIONES

- Al perforar 3 pozos en una plataforma no es muy económico, por cuanto la tubería

de 6 ⅝” es el doble de cara que la de 4 ½”. La tubería de 6 ⅝ cuesta 8.95 dólares por

pie, esta es la línea de producción y la de 4 ½” cuesta 4.75 dólares por pie y esta es

la línea de prueba. Para tener un ahorro significativo en el tendido de líneas es

mucho mejor si en cada plataforma se perforan pozos direccionales de 5 pozos en

adelante, e impactos ambientales que esto representa.

- El horno tipo serpentín se alimenta con el gas que se quema en una Estación como

combustible, minimizando costos e impactos ambientales.

- Con FWKO, se podría dejar de operar los separadores de producción y la bota de

gas, nos permite trabajar con altas temperaturas y altas presiones

- Disminución del calentamiento global al utilizar el gas como combustible, y ya no

quemarlo en las teas, como hasta hoy se lo hace.

6.2. RECOMENDACIONES

- Perforar varios pozos en cada plataforma más de cinco y direccional todos los pozos

al manifold que se encuentra en la plataforma y desde ahí salir con una línea de

prueba y otra de producción. Al hacer esto se esta ahorrando dinero a la Empresa,

82

horas de trabajo, y disminuyendo impactos ambientales. Realizar el cambio de

líneas en lo posterior es mucho más fácil.

- Al implementar el horno tipo serpentín, se podría utilizar el gas como combustible,

calentar el crudo que sale del manifold en una Estación, aumentar la temperatura del

crudo y hacer la deshidratación del petróleo mucho más rápida obtenemos una

buena separación del fluido (agua, petróleo y gas), además se podría ahorrar dinero

por la disminución de químicos diaria.

- Con la implementación de un FWKO, se acelera la separación de los fluidos, por las

altas presiones y temperaturas que nos permite trabajar, ahorrando igualmente

dinero por la disminución de químicos. Podría eliminarse en una Estación de

producción el o los separador de producción y la bota de gas. Tener operaciones más

seguras y disminuir la contaminación ambiental.

BIBLIOGRAFÍA

84

BIBLIOGRAFÍA

- “Flow measurement handbook” de Miller.

- “Instrumentación Industrial. Su ajuste y calibración” de Antonio Creus Solé.

- “Instrumentación Industrial” de Antonio Creus Solé.

- “Le Tritement dess Effluents Huileux” Jacques Lefebvre - Degrémont Agosto,1996

- A.P.I. M.P.M.S. 8.1.

- A.P.I. M.P.M.S. 8.2.

- API Pub. 420 “The chemistry and chemicals of coagulation and floculation”

Aug./1990

- API Pub. 421 “Desing and operation of oil-water separators” Feb,1990

- API Spec 12J “Specification for oil and gas separator” Oct,1989

- Applied Water Technology, Dr. Charles C. Patton - Campbell Petroleum Sept,1995

- Normas A.P.I.

- Normas ASTM; ANSI; ASME

- Normas I.S.O.

- Petroindustrial Refinería Amazonas.

- Petroproducción Distrito Amazónico

CITAS

BIBLIOGRÁFICAS

86

CITAS BIBLIOGRÁFICAS

- Normas A.P.I.

- Normas ASTM; ANSI; ASME

- Normas I.S.O.

- Petroindustrial Refinería Amazonas.

- Petroproducción Distrito Amazónico

GLOSARIO

88

GLOSARIO:

AGUA DE FORMACIÓN: Agua que se encuentra conjuntamente con el petróleo y el

gas en los yacimientos de los hidrocarburos. Puede tener diferentes concentraciones de

sales minerales.

ANSI: Instituto Nacional Americano de Normas.

ASME: American Society of Mechanical Engineers (Sociedad America de Ingenieros

Mecánicos).

ASTM: American Society of Testing Material ( Asociación Americana de Ensayos de

Materiales)

BATCH: Proceso en lotes, en etapas.

BLANKETING: Inertización

CRUDO: Petróleo tal como sale de las formaciones productivas y llega a superficie. A

menudo se dice el petróleo que no ha sido tratado, refinado o purificado.

EMULSIÓN: Es la mezcla coloidal de dos fluidos inmiscibles, el uno se dispersa en el

otro en forma de gotas finas

FC: Posición de falla normal cerrado

FLUIDO: Es una sustancia que asume la forma del recipiente en el que se lo coloca;

Ejemplo: petróleo, gas, agua o mezclas de estos.

FWKO: Free Water Knockout

HOUSING: Cubierta protectora.

ICONTEC: Instituto Colombiano de Normas Técnicas y certificación.

ISO: Internacional Standard Organization ( Organización Internacional para la

Estandarización)

89

LC: Controladores de nivel neumático tipo Fisher

LCV: Válvula de accionamiento neumático para descarga de petróleo, agua

LG: Indicadores de Nivel

LÍNEA DE FLUJO: Tubería que va desde el cabezal de un pozo hasta la Estación de

recolección más cercana, su objetivo es transportar el fluido que sale del pozo hasta el

manifold de una Estación Central.

LOW FLOW CUT -OFF: El medidor no transmite valores de caudal cercanos al cero.

OIL: Petróleo.

P.D. METER: Caudalímetro de desplazamiento positivo.

PC: Controlador de presión neumático

PCV: Válvula de control, accionamiento neumático para entrada y salida del Gas, tipo

Fisher

PID: Las siglas significa: Proporcional, Integral, Derivativo. Son mecanismos de

control, ajustes en la calibración, para el FWNK.

PLC: Compuesto de Base de 3 rack, con alimentación 110/220VCA, CPU de 3.8 K

Words total, módulo de salida tipo relé 8 pts, cable para conexión de PC, unidad de

acceso, cable para conexión de unidad de acceso; debe estar habilitado para conectarse

con una PC para monitoreo, utilizando un protocolo standard.

PSE: Disco de ruptura

PSV: Válvulas de seguridad

RANGEABILITY: Relación entre el caudal máximo y el mínimo a medir.

SET: Punto de ajuste.

STAND PIPE: Tubo vertical, sistemas de tubería

SWITCH: Interruptor.

90

TI: Termómetro a dial

TRACING: Cinta calefactora por método eléctrico.

WATER CUT: Corte de agua.

ANEXOS

92

Anexo Nº 1 Contribuciones Técnicas

Detalle de Normas, códigos, leyes y decretos de aplicación para la construcción,

montaje, instalación, puesta en marcha y operación del sistema de tratamiento FWKO:

ANSI B 31.8 Cañerías y accesorios

API 6.A Válvulas: Norma

ANSI B-31 Plantas recuperadoras de hidrocarburos pesados

ANSI B-31.8 Plantas de acondicionamiento y almacenaje.

M.F.S.S.-192 Seguridad para cañerías

API-600 Válvulas esclusas de acero

API RP-200 Venteo de tanques

ASTM A-53 Caños de acero

ASTM A-234 Accesorios de cañerías

ANSI B-16.5 Bridas para cañerías

ANSI B-16.9 Accesorios de acero forjado para soldar

ANSI B-16.10 Dimensiones de válvulas

ANSI B-16.21 Juntas no metálicas para bridas

ANSI B-16.25 Dimensiones y terminaciones para soldadura

ANSI B-36.10 Calidades de aceros para cañerías

NACE RP 01-69 Corrosión - Protección catódica

DIN 8563, pt. 3 Aseguramiento de la calidad en operaciones de soldadura. Uniones por

soldadura de fusión en aceros

DIN 55928, pt. 4/1, 7 Protección anticorrosiva de estructuras de acero por medio de

capas de materiales orgánicos y metálicos. Preparación de superficies

93

NACE Std RP0178 Detalles de fabricación, requisitos para la terminación las

superficies y consideraciones apropiadas para el diseño de componentes y recipientes a

ser recubiertos

SSPC-VIS1 Norma de patrones visuales para superficies de aceros tratados

porchorreado abrasivo.

SSPC-VIS3 Norma de patrones visuales para aceros que han sido tratados por medios

mecánicos

SSPC / NACE-1 y NACE-2 Preparación de superficies metálicas a pintar

NACE Std RP0191 Aplicación de revestimiento interno en cañerías y accesorios.

VDI 2532 / 2537 Protección de superficies con materiales orgánicos. Diseño y

ejecución de estructuras metálicas que requieren protección de superficies

ASTM D1186 Medición de espesores de capa seca de pinturas con aparatos de

medición magnéticos

ASTM D4285 Método de ensayo para establecer la presencia de aceite o agua en el aire

comprimido

ASTM D4414 Método para la medición del espesor de capa húmeda de pinturas

utilizando medidores recortados

ASTM D4417 Método de ensayo para la medición en el campo del perfil de anclaje de

aceros que han sido tratados por chorreado abrasivo

ASTM D4541 Método de ensayo de recubrimientos por tracción, utilizando un aparato

portátil para la medición de la adhesividad

ASTM D5162 Ensayo de discontinuidades (poros) de recubrimientos no conductores

sobre superficies metálicas

94

ASTM E377 Método para la medición de humedad con un psicrómetro (medición de las

temperaturas de bulbo seco y de bulbo húmedo).

DIN 4624 Pinturas y barnices. Ensayo de adhesividad por el método de tracción

ANSI - B1.1 Roscas para tornillos

ANSI - B2.1 Roscas para caños

IRAM 5063 Roscas y caños

API 6.A Roscas

API 1104 Procedimientos de soldaduras

API 1105 Procedimientos de soldaduras

ASME Sec. IX Calificaciones de soldaduras

ANSI D31.3 Petroleum refinery piping code

AWS Soldadura

API RP-550 Instrumental

ISA Instrumentación

NEMA Seguridad en instrumentación

ANSI - C1 Código de electricidad

INGEPET ‘99 EXPL-6-ET-01 14

Under Writers Laboratories Instalaciones eléctricas

IRAM Aplicación a equipos y materiales.

IEC 79 Protección de equipos eléctricos en áreas potencialmente riesgosas

IEC 114 Grados de protección de cerramientos

IEC 92 Cableado

IRAM 2281 Puesta a tierra

IRAM-IAP-IEC 79 Vigentes para electrotecnia

95

IEEE 142 Práctica recomendada para la puesta a tierra de fuentes de suministro de

energía comercial e industrial.

ISA S.5.2, 1976 Símbolos gráficos para diagramas lógicos

ISA S.5.3, 1982 Símbolos gráficos para sistemas de instrumentación de control

distribuido/visualización compartida, lógicos y de computación

BS 1259 Equipos y circuitos eléctricos intrínsecamente seguros

BS 5501 Equipos eléctricos para uso en atmósferas explosivas

ISA-RP-5517/BS-5887 Prueba de hardware - Sistemas de computación de proceso

digital

IEC-144/BS-5420 Protección de ingreso para polvo y agua

IRAM Construcciones civiles: Materiales

CIRSOC Obras civiles

CONCAR 70 Prevención Sísmica

INTI.- DIN Estructura de Hormigón armado

DIN 1054 Estructuras metálicas

API RP 500 Clasificación de áreas para instalaciones eléctricas

Leyes Nac. 13660, 9688 Seguridad e higiene industrial

Leyes Nac.13893 y 19587 Seguridad e higiene industrial

Decreto 351/79 Seguridad en el trabajo

YPF SA. N° 290 Colores y señales de seguridad e identificación de instalaciones

operativas y de almacenamiento.

Resolución S.E. N° 105/92 Procedimientos p/ la protección del medio ambiente

FUENTE: Specification for oil and gas separator

96

Anexo Nº 2 Producción del Área Lago Agrio mes Marzo 2009

LAGO CENTRAL NORTE GUANTA PARAHUACU

1 1416,14 2253,42 3921,08 3731,88 11322,52

2 1413,93 2270,45 4061,91 3731,67 11477,96

3 1451,43 2221,28 4054,06 3676,19 11402,96

4 1452,97 2248,01 3769,62 3727,39 11197,99

5 1463,75 2215,56 4018,45 3675,92 11373,68

6 1415,76 2244,08 3853,38 3471,37 10984,59

7 1364,2 2258,13 3841,33 3121,61 10585,27

8 1332,1 2267,99 3407,15 3362,29 10369,53

9 1334,19 2189,34 3406,13 3117,10 10046,76

10 1412,79 2250,96 3408,47 3180,68 10252,90

11 1417,17 2235,74 3394,39 3322,41 10369,71

12 1403,68 2328,06 3403,18 3326,50 10461,42

13 1399,6 2452,66 3407,9 3300,36 10560,52

14 1425,76 2304,35 3745,27 3333,17 10808,55

15 1362,65 2172,58 3721,88 3331,39 10588,50

16 1714,36 2100,96 3755,74 3327,20 10898,26

17 1617,72 2154,75 3740,21 3331,79 10844,47

18 0,00

19 0,00

20 0,00

21 0,00

22 0,00

23 0,00

24 0,00

25 0,00

26 0,00

27 0,00

28 0,00

29

30

31TOTAL 24398,20 38168,32 62910,15 58068,92 183545,59

PROMEDIO 1435,19 2245,20 3700,60 3415,82 10796,80

D I A PRODUCCIONES TOTAL

FUENTE: Petroproducción

97

Anexo Nº 3 Producción del Área Lago Agrio de Petróleo versus Agua mes de

Marzo 2009

DIAPETROLEO PRODUCIDO EN MARZO

AGUA PRODUCIDA EN MARZO

1 11322,52 51832 11477,96 51943 11402,96 51984 11197,99 53425 11373,68 53176 10984,59 53007 10585,27 52758 10369,53 53889 10046,76 530210 10252,90 548211 10369,71 545812 10461,42 506113 10560,52 485814 10808,55 532015 10588,50 521916 10898,26 520717 10844,47 505818 0,00 019 0,00 020 0,00 021 0,00 022 0,00 023 0,00 024 0,00 025 0,00 026 0,00 027 0,00 028 0,00 0

183545,59 89162

PETROLEO Y AGUA DE FORMACIÓN DEL ÁREA LAGO AGRIO - MARZO/2009

0

2000

4000

6000

8000

10000

12000

14000

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28

PETROLEO PRODUCIDO EN MARZO AGUA PRODUCIDA EN MARZO


98

Anexo Nº 4 Producción del Área Lago Agrio de Petróleo Año 2008

MESTOTAL

PRODUCCIONPROM.

P/P

ENERO 226897,57 7319,28

FEBRERO 215361,93 7426,27

MARZO 235637,55 7601,21

ABRIL 221918,91 7397,30

MAYO 222865,02 7189,19

JUNIO 217114,71 7237,16

JULIO 244720,18 7894,20

AGOSTO 322733,28 10410,75

SEPTIEMBRE 314479,15 10482,64

OCTUBRE 340125,12 10971,78

NOVIEMBRE 349973,32 11665,78

DICIEMBRE 374519,36 12081,27

TOTALES 3286346,10 8973,07

PRODUCCION DEL AREA LAGO AGRIO AÑO - 2008(BLS)

0,00

50000,00

100000,00

150000,00

200000,00

250000,00

300000,00

350000,00

400000,00

ENERO

FEBRERO

MARZOABRIL

MAYOJU

NIOJU

LIO

AGOSTO

SEPTIEMBRE

OCTUBRE

NOVIEMBRE

DICIE

MBRE

PRODUCCION DEL AREA LAGO AGRIO AÑO - 2008(BLS)

0,00

50000,00

100000,00

150000,00

200000,00

250000,00

300000,00

350000,00

400000,00

ENERO

FEBRERO

MARZOABRIL

MAYOJU

NIOJU

LIO

AGOSTO

SEPTIEMBRE

OCTUBRE

NOVIEMBRE

DICIE

MBRE

MESES DEL AÑO LAGO CENTRAL LAGO NORTE GUANTA PARAHUACU TOTAL P/P PROMEDIO

DIARIO M ENSUAL

ENERO 50975,55 64100,15 111821,87 226897,57 7319,28

FEBRERO 62873,26 53518,99 98969,68 215361,93 7426,27

MARZO 66303,36 54093,22 115240,97 235637,55 7601,21

ABRIL 62807,88 52159,07 106951,96 221918,91 7397,30

MAYO 62724,18 53169,00 106971,84 222865,02 7189,19

JUNIO 60620,03 52071,26 104423,42 217114,71 7237,16

JULIO 61959,94 62907,65 119852,59 244720,18 7894,20

AGOSTO 53015,58 51080,90 140577,34 78059,46 322733,28 10410,75

SEPTIEMBRE 50753,02 57549,22 123373,8 82803,11 314479,15 10482,64

OCTUBRE 57011,93 54348,85 128232,25 100532,09 340125,12 10971,78

NOVIEMBRE 51254,61 56290,79 126526,28 115901,64 349973,32 11665,78

DICIEMBRE 49917,83 71330,6 127151,08 126076,62 374476,13 12079,88TOTAL-CAM PO

BLS. 690217,17 682619,70 1410093,08 503372,92 677897,05 107675,43PROD. MENSUAL

BLS. 57518,10 56884,98 117507,76 100674,58 56491,42 8972,95PROD.DIARIA

BLS. 1885,84 1865,08 3852,71 3290,02 10893,65

PROD. DIARIA DEL ÁREA LAGO AGRIO

17%

17%

36%

30%LAGOCENTRALLAGO NORTE

GUANTA

PARAHUACU

PROD. DIARIA DEL ÁREA ALGO AGRIO POR ESTACIONES

0,001000,002000,003000,004000,005000,00

LAG

OC

EN

TRA

L

LAG

ON

OR

TE

GU

AN

TA

PA

RA

HU

AC

U


99


MESES LAGO CENTRAL LAGO NORTE GUANTA TOTAL P/P PROMEDIO

MENSUALENERO 51906,44 61608,38 119422,12 232936,94 7514,09

FEBRERO 47707,80 52266,32 95285,04 195259,16 6973,54

MARZO 52695,56 62356,71 126249,57 241301,84 7783,93

ABRIL 51104,55 59530,54 125817,37 236452,46 7881,75

MAYO 56268,67 64216,95 130263,99 250749,61 8088,70

JUNIO 58157,53 60452,10 129231,10 247840,73 8261,36

JULIO 60206,43 61896,56 129986,61 252089,60 8131,92

AGOSTO 59224,56 55591,79 119310,95 234127,30 7552,49

SEPTIEMBRE 64999,85 52176,96 118573,86 235750,67 7858,36

OCTUBRE 58685,63 56493,14 117498,59 232677,36 7505,72

NOVIEMBRE 50946,53 42293,56 108305,29 201545,38 6718,18DICIEMBRE 48545,30 47942,80 114264,98 210753,08 6798,49

TOTAL-CAMPO BLS. 660448,85 530096,31 1094140,61 2771484,13 91068,53

PROM.-MENSUAL BLS. 55037,40 44174,69 91178,38 230957,01 7589,04

INFORME DE PRODUCCION ANUAL- 2007

PRODUCCION DEL ÁREA LAGO AGRIO DE CRUDO POR ESTACIONES - 2007

0,00

20000,00

40000,00

60000,00

80000,00

100000,00

120000,00

140000,00

ENERO

FEBRERO

MARZO

ABRIL

MAYOJU

NIOJU

LIO

AGOSTO

SEPTIEMBRE

OCTUBRE

NOVIEMBRE

DICIEMBRE

LAGO CENTRAL LAGO NORTE GUANTA


100


MESES DEL AÑO LAGO CENTRAL LAGO NORTE GUANTA TOTAL P/P PROMEDIO MENSUAL

ENERO 68611,57 73343,14 151535,57 293490,28 9467,43

FEBRERO 59995,08 61466,41 133203,17 254664,66 9095,17

MARZO 54678,69 60102,43 137087,47 251868,59 8124,79

ABRIL 57477,93 69273,18 139863,04 266614,15 8887,14

MAYO 59225,50 73751,47 140301,87 273278,84 8815,45

JUNIO 59000,00 71396,65 132409,17 262805,82 8760,19

JULIO 59947,24 75306,75 143131,27 278385,26 8980,17

AGOSTO 59865,11 74906,13 142844,61 277615,85 8955,35

SEPTIEMBRE 51450,25 69484,02 121756,57 242690,84 8089,69

OCTUBRRE 50896,92 63887,70 119335,46 234120,08 7552,26

NOVIEMBRE 49405,48 76204,51 104385,43 229995,42 7666,51

DICIEMBRE 53750,66 61776,42 113768,35 229295,43 7396,63

TOTAL-CAMPO BLS. 684304,43 830898,81 1579621,98 3094825,22 101790,78

PROM.-MENSUAL BLS. 57025,37 69241,57 131635,17 257902,10 8482,57

PROM.- DIARIA BLS. 1874,81 2276,44 4327,73 8478,97

PROD. DIARIA DEL ÁREA LAGO AGRIO

22%

27%

51%

LAGO CENTRALLAGO NORTEGUANTA

PRODUCCION DE CRUDO POR ESTACIONES 2006 (BLS)

0,00

20000,00

40000,00

60000,00

80000,00

100000,00

120000,00

140000,00

160000,00

ENERO

FEBRER

O

MARZOABR

ILMAYO

JUNIO

JULIO

AGOSTO

SEPTIE

MBRE

OCTUBRRE

NOVIEMBRE

DICIEMBRE



101


MESES DEL AÑO LAGO CENTRAL LAGO NORTE GUANTA TOTAL PROMEDIO

MENSUAL

ENERO 104175,69 83545,98 126684,83 314406,50 10142,15

FEBRERO 88737,64 73824,31 121456,42 284018,37 10143,51

MARZO 101489,93 76380,76 146831,63 324702,32 10474,27

ABRIL 85475,26 84010,26 144422,75 313908,27 10463,61

MAYO 81312,02 89096,73 147277,71 317686,46 10247,95

JUNIO 78989,07 81647,59 135487,95 296124,61 9870,82

JULIO 75758,43 78709,90 139402,31 293870,64 9479,70

AGOSTO 65816,84 111326,24 67249,12 244392,20 7883,62

SEPTIEMBRE 67606,19 75397,91 139792,26 282796,36 9426,55

OCTUBRE 65058,39 75880,88 149312,06 290251,33 9362,95

NOVIEMBRE 64314,85 76240,20 136991,42 277546,47 9251,55

DICIEMBRE 68951,11 78242,53 146415,99 293609,63 9471,28

TOTAL - CAMPO 947685,42 984303,29 1601324,45 3533313,16 116217,94

PROD. MENSUAL 78973,79 82025,27 133443,70 294442,76 9684,83

PROD. DIARIA 2596,40 2696,72 4387,19 9680,31

PRODUCCION POR ESTACIONES - 2005

LAGO CENTRAL

27%

LAGO NORTE28%

GUANTA45%


PRODUCCION DE CRUDO POR ESTACIONES 2005

0

20000

40000

60000

80000

100000

120000

140000

160000

ENER

O

FEBR

ERO

MARZO

ABRIL

MAYO

JUNIO

JULIO

AGOST

O

SEPT

IEMBR

E

OCTUBR

E

NOVIEMBR

E

DICIEMBR

E



37428_1

Documents

Transcript of 37428_1