UNIVERSIDAD TECNOLÓGICA EQUINOCCIAL FACULTADO DE...

UNIVERSIDAD TECNOLÓGICA EQUINOCCIAL

FACULTADO DE CIENCIAS DE LA INGENIERÍA

CARRERA: INGENIERÍA DE PETRÓLEOS

ESTUDIO TÉCNICO PARA LA VALIDACIÓN DEL SISTEMA DE

ADMINISTRACIÓN, ALMACENAMIENTO, CONTABILIZACIÓN

Y ANÁLISIS DE DATOS DE PRODUCCIÓN DE CRUDO

“TOW/CS”, DE LA OPERADORA PETROAMAZONAS,

APLICADO A LAS CONDICIONES OPERATIVAS DE LOS

CAMPOS DE LA ZONA NORTE Y A LOS REQUERIMIENTOS

DE FISCALIZACIÓN DIARIA DE PRODUCCIÓN DE LA

AGENCIA DE REGULACIÓN Y CONTROL

HIDROCARBURÍFERO (ARCH), AÑO 2014-2015

TRABAJO PREVIO A LA OBTENCIÓN DEL TÍTULO DE

INGENIERO DE PETRÓLEOS

JOAO ADRIÁN GUERRERO CEVALLOS

DIRECTOR: ING. EDWIN PLUAS

Quito, junio 2016

© Universidad Tecnológica Equinoccial. 2016

Reservados todos los derechos de reproducción

i

DECLARACIÓN

Yo, JOAO ADRIÁN GUERRERO CEVALLOS, declaro que el trabajo aquí

descrito es de mi autoría; que no ha sido previamente presentado para

ningún grado o calificación profesional; y que he consultado las referencias

bibliográficas que se incluyen en este documento.

La Universidad Tecnológica Equinoccial puede hacer uso de los derechos

correspondientes a este trabajo, según lo establecido por la Ley de

Propiedad Intelectual, por su Reglamento y por la normativa institucional

vigente.

iii

DEDICATORIA

El logro de esta meta y mis posteriores logros se los dedico a mis padres,

por su confianza, paciencia y apoyo incondicional sin los cuales no hubiera

conseguido alcanzarla. Ha sido un camino lleno de dificultades por lo que

este triunfo también se lo dedico a mis amigos, con quienes he recorrido

este camino, aunque más largo de lo esperado, se hizo mucho más fácil

gracias a ustedes.

iv

FORMULARIO DE REGISTRO BIBLIOGRÁFICO

PROYECTO DE TITULACIÓN

DATOS DE CONTACTO

CÉDULA DE IDENTIDAD: 0503246340

APELLIDO Y NOMBRES: Guerrero Cevallos Joao Adrián

DIRECCIÓN: Calle Cuyabeno y Culebrillas, sector

Locoa, Latacunga.

EMAIL: [email protected]

TELÉFONO FIJO: (03)2233289

TELÉFONO MOVIL: 0969056068

DATOS DE LA OBRA

TITULO: Estudio técnico para la validación del

sistema de administración,

almacenamiento, contabilización y análisis

de datos de producción de crudo

“TOW/cs”, de la operadora

Petroamazonas, aplicado a las

condiciones operativas de los campos de

la zona norte y a los requerimientos de

fiscalización diaria de producción de la

agencia de regulación y control

hidrocarburífero (ARCH), año 2014-2015

AUTOR O AUTORES: Guerrero Cevallos Joao Adrián

FECHA DE ENTREGA DEL PROYECTO

DE TITULACIÓN:

24/06/2016

DIRECTOR DEL PROYECTO DE

TITULACIÓN:

Ing. Edwin Plúas

PROGRAMA PREGRADO POSGRADO

TITULO POR EL QUE OPTA: Ingeniero de Petróleos

RESUMEN: Mínimo 250 palabras La herramienta de estación de trabajo de

campo, servidor de cliente (The Oilfield

Workstation/client server) “TOW/cs” es un

sistema de gestión para el suministro,

almacenamiento y análisis de datos de

producción. Este software tiene las

X

v

herramientas necesarias para manejar la

información crítica operacional en la

producción de hidrocarburos, de una

manera precisa y oportuna.

En el 2012 inició el proceso con el cual se

quiere validar al software TOW/cs para

Petroamazonas EP, quedando hasta el

inicio del presente proyecto muchos

pendientes.

Se empezó realizando una visita a campo

para conocer el procedimiento de ingreso,

validación de información y cierre de

producción en el sistema TOW/cs por

parte de los operadores y supervisores de

Petroamazonas EP. Se verificó que las

tablas de aforo de los tanques hayan sido

cargadas correctamente. Se ingresó al

sistema COGNOS para verificar que la

información cargada coincida con los

reportes en Excel, los mismos que son

aprobados por la Agencia de Regulación y

Control Hidrocarburífero ARCH.

Se verificó que las tasas de producción

asignadas a los pozos se encuentren

actualizadas en el sistema, comparando

con las tasas aprobadas por la Secretaría

de Hidrocarburos.

Finalmente se realizó un estudio para

conocer la variabilidad del Lease Factor,

factor que es utilizado por este software

para repartir la producción de un campo a

cada pozo, encontrándose diferencias

significativas las mismas que son

presentadas gráficamente.

PALABRAS CLAVES: Fiscalización, TOW/cs, COGNOS

ABSTRACT:

TOW/cs (The Oilfield Workstation / client

server) is a production data management

vi

system for the collection, storage and

analysis of production data. It has the

tools to maintain critical operational

information in an accurate and timely

manner.

At 2012, the process of TOW validation

started in the North Zone operated by

Petroamazonas EP.

The study began conducting a field visit to

know the procedure of entry and data

validation, and closing production in

TOW/cs system by operators and

supervisors of Petroamazonas EP. It was

verified that gauging tables tanks have

been loaded correctly.

By inspecting COGNOS system and

comparing its information with Excel

reports wich are legalized by ARCH.

It was checked that production rates were

updated by comparing TOW/cs data

versus approved data by Hydrocarbones

Secretary

Finally, it was done a study to realice the

variability of Lease Factor that is used to

distribute the field production to each well,

finding significant differences which are

presented graphically

KEYWORDS

Supervision, TOW/cs, COGNOS

Se autoriza la publicación de este Proyecto de Titulación en el Repositorio

Digital de la Institución.

vii

DECLARACIÓN Y AUTORIZACIÓN

Yo, Guerrero Cevallos Joao Adrián , CI 0503246340 autor del proyecto

titulado: “ESTUDIO TÉCNICO PARA LA VALIDACIÓN DEL SISTEMA DE

ADMINISTRACIÓN, ALMACENAMIENTO, CONTABILIZACIÓN Y ANÁLISIS

DE DATOS DE PRODUCCIÓN DE CRUDO “TOW/CS”, DE LA

OPERADORA PETROAMAZONAS, APLICADO A LAS CONDICIONES

OPERATIVAS DE LOS CAMPOS DE LA ZONA NORTE Y A LOS

REQUERIMIENTOS DE FISCALIZACIÓN DIARIA DE PRODUCCIÓN DE LA

AGENCIA DE REGULACIÓN Y CONTROL HIDROCARBURÍFERO (ARCH),

AÑO 2014-2015” previo a la obtención del título de Ingeniera de Petróleos en

la Universidad Tecnológica Equinoccial.

1. Declaro tener pleno conocimiento de la obligación que tienen las

Instituciones de Educación Superior, de conformidad con el Artículo 144 de

la Ley Orgánica de Educación Superior, de entregar a la SENESCYT en

formato digital una copia del referido trabajo de graduación para que sea

integrado al Sistema Nacional de información de la Educación Superior del

Ecuador para su difusión pública respetando los derechos de autor.

2. Autorizo a la BIBLIOTECA de la Universidad Tecnológica Equinoccial a

tener una copia del referido trabajo de graduación con el propósito de

generar un Repositorio que democratice la información, respetando las

políticas de propiedad intelectual vigentes.

Quito, 27 de junio del 2016.

viii

ÍNDICE GENERAL

DECLARACIÓN ............................................................................................. i

FORMULARIO DE REGISTRO BIBLIOGRÁFICO ...................................... iv

ÍNDICE GENERAL ..................................................................................... viii

ÍNDICE DE GRÁFICOS ................................................................................ xi

INDICE DE TABLAS .................................................................................. xiii

RESUMEN .................................................................................................. xiv

CAPÍTULO I................................................................................................ xvi

INTRODUCCIÓN ........................................................................................ xvi

CAPÍTULO II .................................................................................................. 1

MARCO TEÓRICO ........................................................................................ 1

2.1 DESCRIPCIÓN GENERAL DE LA ZONA DE ESTUDIO ................ 1

2.1.1 ÁREA LAGO AGRIO (BLOQUE 56) ............................................. 1

2.1.1.1 Lago Agrio ............................................................................ 1

2.1.1.2 Parahuacu ............................................................................ 1

2.1.1.3 Guanta-Dureno ..................................................................... 2

2.1.2 ÁREA SHUSHUFINDI (BLOQUE 57) ........................................... 4

2.1.2.1 Shushufindi-Aguarico ............................................................ 4

2.1.2.2 Drago .................................................................................... 4

2.1.3 ÁREA LIBERTADOR (BLOQUE 57) ............................................ 6

2.1.3.1 Araza .................................................................................... 6

2.1.3.2 Atacapi .................................................................................. 7

2.1.3.3 Frontera ................................................................................ 7

2.1.3.4 Pacayacu .............................................................................. 7

2.1.3.5 Pichincha .............................................................................. 8

2.1.3.6 Secoya .................................................................................. 8

2.1.3.7 Shuara .................................................................................. 8

2.1.3.8 Shushuqui ............................................................................. 9

2.1.3.9 Tapi- Tetete........................................................................... 9

2.1.4 ÁREA CUYABENO (BLOQUE 58) ............................................. 11

2.1.4.1 Cuyabeno – Sansahuari ..................................................... 11

2.1.4.2 Blanca ................................................................................. 12

2.1.4.3 Vinita ................................................................................... 12

2.1.4.4 Tipishca .............................................................................. 12

2.1.4.5 VHR .................................................................................... 13

2.2 ANTECEDENTES ......................................................................... 15

ix

2.3 SISTEMA TOW C/S ...................................................................... 28

2.3.1 PERSONAL INVOLUCRADO EN EL MANEJO DEL SOFTWARE

TOW/CS ............................................................................................... 29

2.3.2 FLUJOS DE DATOS Y REPORTES .......................................... 29

2.3.2.1 Flujo actual (Cierre diario de producción) ........................... 29

2.3.2.2 Procedimiento de cambios de información de producción

luego del cierre diario. ....................................................................... 31

2.3.2.3 Procedimiento de cambios de estados de pozos ................ 32

2.3.2.4 Diccionario de datos ........................................................... 35

2.3.3 PROCEDIMIENTO DE INGRESO DE DATOS EN EL SISTEMA

TOW/CS ............................................................................................... 36

2.3.3.1 Tanques .............................................................................. 40

2.3.3.2 Liquid Meters ...................................................................... 42

2.3.3.3 Pruebas de pozo ................................................................. 43

2.3.3.4 Paradas de pozo ................................................................. 45

2.3.3.5 Inyección de agua ............................................................... 48

2.3.3.6 Validación diaria de datos ................................................... 49

2.3.3.7 Gráficos .............................................................................. 50

2.3.4 FACTOR DE REDISTRIBUCIÓN DE PRODUCCIÓN LEASE

FACTOR ............................................................................................... 51

2.3.4.1 Configuración de los Campos/Estaciones de la Zona Norte 52

CAPÍTULO III ............................................................................................... 61

METODOLOGÍA .......................................................................................... 61

3.1 DETERMINACIÓN DE VARIABILIDAD DEL LEASE FACTOR ... 61

3.1.1 BLOQUE 56 LAGO AGRIO ........................................................ 62

3.1.2 BLOQUE 57 LIBERTADOR ....................................................... 64

3.1.3 BLOQUE 58 CUYABENO .......................................................... 69

CAPÍTULO IV .............................................................................................. 71

RESULTADOS ............................................................................................ 71

4.1. BLOQUE 56 (LAGO AGRIO) ........................................................ 71

4.1.1 TABLAS DE AFORO APROBADAS POR ARCH CARGADAS . 71

4.1.2 TASAS DE POZOS ACTUALIZADAS ........................................ 72

4.2 BLOQUE 57 (LIBERTADOR) ....................................................... 74



4.3 BLOQUE 57 (SHUSHUFINDI) ...................................................... 77



4.4 BLOQUE 58 (CUYABENO) .......................................................... 81

x



CAPÍTULO V ............................................................................................... 87

CONCLUSIONES ........................................................................................ 87

RECOMENDACIONES ................................................................................ 89

GLOSARIO .............................................................................................. 91

BIBLIOGRAFÍA ....................................................................................... 93

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

xi

ÍNDICE DE GRÁFICOS

Figura 1: Mapa Zona Petrolera Ecuador ........................................................ 2

Figura 2: Mapa Zona Norte, Bloque 56 .......................................................... 3

Figura 3: Mapa Zona Norte, Bloque 57 Shushufindi ...................................... 5

Figura 4: Mapa Zona Norte, Bloque 57 Libertador ....................................... 10

Figura 5: Mapa Zona Norte, Bloque 58 Cuyabeno ....................................... 13

Figura 6: Flujo de cierre diario de producción de petróleo ........................... 33

Figura 7: Cambios en información de producción luego del cierre diario ..... 34

Figura 8: CITRIX, página de inicio TOW/cs ................................................. 36

Figura 9: Archivo de seguridad, inicio TOW/cs ............................................ 36

Figura 10: Ingreso de usuario TOW/cs ........................................................ 37

Figura 11 : Selección “Route Name” TOW/cs .............................................. 37

Figura 12: Selección Estación TOW/cs ........................................................ 38

Figura 13: Pantalla medidores, TOW/cs ...................................................... 39

Figura 14: Ingreso de datos, medidores, TOW/cs ........................................ 39

Figura 15: Método de cálculo manual, TOW/cs ........................................... 40

Figura 16: Ingreso manual de datos de tanques .......................................... 40

Figura 17: Método de cálculo automático, TOW/cs ..................................... 41

Figura 18: Ingreso de datos de tanques, run tickets,TOW/cs ...................... 41

Figura 19: Ingreso de datos de tanques ...................................................... 42



Figura 22: Ingreso de datos BES ................................................................. 44

Figura 23: Ingreso de datos Bombeo Hidráulico .......................................... 45

Figura 24: Paradas de pozos, modo grilla ................................................... 46

Figura 25: Paradas de pozos, modo pantalla .............................................. 46

Figura 26: Pérdidas asociadas..................................................................... 47

Figura 27: Pérdidas asociadas..................................................................... 47

Figura 28: Ingreso datos de inyección de agua ........................................... 48

Figura 29: Datos de volumen inyección de agua ......................................... 48

Figura 30: Validación de datos, selección de reporte .................................. 49

Figura 31: Validación de datos, selección de estación ................................ 49

Figura 32: Ejemplo de gráficos TOW/cs ...................................................... 50

Figura 33: Distribución Estaciones Bloque 56 ............................................. 53

Figura 34: Distribución Estaciones Bloque 57 Shushufindi .......................... 55

Figura 35: Distribución Estaciones Bloque 57 Libertador ............................ 57

Figura 36: Pozos que van a otras estaciones .............................................. 57

Figura 37: Distribución Estaciones Bloque 58 Cuyabeno ............................ 59

Figura 38: Variabilidad Lease Factor Lago Central. Marzo 2015 ................. 73

xii

Figura 39: Variabilidad Lease Factor Tetete. Diciembre 2014 ..................... 76

Figura 40: Variabilidad LS Factor Tetete, Marzo 2015 ................................. 76

Figura 41: Ingreso de API y Temperatura observada, TOW/cs ................... 80

Figura 42: Variabilidad LS Factor Vinita, Marzo 2015 .................................. 84

Figura 43: Comparación resultados de volumen en aforo del tanque ETK

Secoya TOW/cs vs Calculado...................................................................... 85

Figura 44: Tabla de aforo Secoya ETK ........................................................ 86

xiii

INDICE DE TABLAS

Tabla 1: Pozos por tipo de levantamiento, Bloque 56 Lago Agrio. Mayo 2015

....................................................................................................................... 3

Tabla 2: Pozos por tipo de levantamiento, Bloque 57, Shushufindi. Mayo

2015 ............................................................................................................... 6

Tabla 3: Pozos por tipo de levantamiento, Bloque 57, Libertador. Mayo 2015

..................................................................................................................... 11

Tabla 4: Pozos por tipo de levantamiento, Bloque 58, Cuyabeno. Mayo 2015

..................................................................................................................... 14

Tabla 5: Diccionario de datos, Producción ................................................... 35

Tabla 6: Potenciales y producción campo Sansahuari ................................ 51

Tabla 7: Producción y potencial pozo SNS-005TS ...................................... 52

Tabla 8: Cálculo variabilidad LS Factor Lago Central, Marzo 2015 ............. 62

Tabla 9: Cálculo variabilidad LS Factor Lago Central, Marzo 2015 ............. 63

Tabla 10: Cálculo variabilidad LS Factor Tetete, Diciembre 2014 ............... 64

Tabla 11: Cálculo variabilidad LS Factor Tetete, Diciembre 2014 ............... 65

Tabla 12: Producción y potenciales Tetete, 24 Diciembre 2014 .................. 65

Tabla 13: Pérdidas de producción Tetete, 24 Diciembre 2014 .................... 66

Tabla 14: Cálculo variabilidad LS Factor Tetete, Marzo 2015 ..................... 67

Tabla 15: Cálculo variabilidad LS Factor Tetete, Marzo 2015 ..................... 68

Tabla 16: Producción y potenciales Tetete, 13 de marzo 2015 ................... 68

Tabla 17: Cálculo variabilidad LS Factor Vinita, Marzo 2015 ....................... 69

Tabla 18: Cálculo variabilidad LS Factor Vinita, Marzo 2015 ....................... 70

Tabla 19: Tanques Bloque 56 Lago Agrio. Enero 2015 ............................... 71

Tabla 20: Pozos sin tasa Bloque 56 Lago Agrio. Enero 2015 ...................... 72

Tabla 21: Tanques Bloque 57, Libertador. Enero 2015 ............................... 74

Tabla 22: Pozos sin tasa Bloque 57, Libertador. Enero 2015 ...................... 75

Tabla 23: Tanques Bloque 57, Shushufindi ................................................. 77

Tabla 24: Pozos sin tasa Shushufindi, Enero 2015 ...................................... 78

Tabla 25: Tanques Bloque 58, Cuyabeno .................................................... 81

Tabla 26: Pozos sin tasa Cuyabeno, Enero 2015 ........................................ 83

Tabla 27: Determinación del Volumen de Tanque ETK Secoya por Tablas de

Aforo ............................................................................................................ 86

xiv

RESUMEN

La herramienta de estación de trabajo de campo, servidor de cliente (The

Oilfield Workstation/client server) “TOW/cs” es un sistema de gestión para el

suministro, almacenamiento y análisis de datos de producción. Este software

tiene las herramientas necesarias para manejar la información crítica

operacional en la producción de hidrocarburos, de una manera precisa y

oportuna.

En el 2012 inició el proceso con el cual se quiere validar al software TOW/cs

para Petroamazonas EP, quedando hasta el inicio del presente proyecto

muchos pendientes.

Se empezó realizando una visita a campo para conocer el procedimiento de

ingreso, validación de información y cierre de producción en el sistema

TOW/cs por parte de los operadores y supervisores de Petroamazonas EP.

Se verificó que las tablas de aforo de los tanques hayan sido cargadas

correctamente. Se ingresó al sistema COGNOS para verificar que la

información cargada coincida con los reportes en Excel, los mismos que son

aprobados por la Agencia de Regulación y Control Hidrocarburífero ARCH.

Se verificó que las tasas de producción asignadas a los pozos se encuentren

actualizadas en el sistema, comparando con las tasas aprobadas por la

Secretaría de Hidrocarburos.

Finalmente se realizó un estudio para conocer la variabilidad del Lease

Factor, factor que es utilizado por este software para repartir la producción

de un campo a cada pozo, encontrándose diferencias significativas las

mismas que son presentadas gráficamente.

xv

ABSTRACT

TOW/cs (The Oilfield Workstation / client server) is a production data

management system for the collection, storage and analysis of production

data. It has the tools to maintain critical operational information in an

accurate and timely manner.

At 2012, the process of TOW validation in the North Zone operated by

Petroamazonas EP started.

The study began conducting a field visit to know the procedure of entry and

data validation, and closing production in TOW/cs system by operators and

supervisors of Petroamazonas EP. It was verified that gauging tables tanks

have been loaded correctly.

By inspecting COGNOS system and comparing its information with Excel

reports wich are legalized by ARCH.

It was checked that production rates were updated by comparing TOW/cs

data versus approved data by Hydrocarbones Secretary

Finally, it was done a study to realice the variability of Lease Factor that is

used to distribute the field production to each well, finding significant

differences which are presented graphically

xvi

CAPÍTULO I

INTRODUCCIÓN

La estación de trabajo en campo (TOW/cs) es un sistema de gestión de

datos de producción para el suministro, almacenamiento y análisis de datos

de producción. Este software tiene las herramientas necesarias para

mantener la información crítica operacional en una manera precisa y

oportuna.

Con TOW/cs se puede captar la producción y datos operacionales en

campo, eliminando así las tareas tediosas como transcripciones, cálculos a

mano, realización de reportes manuales, que consumían tiempo valioso.

También determina los volúmenes distribuidos diarios, datos valiosos que

pueden ser usados para análisis detallados de varianzas. Una vez que los

datos son colectados en campo, son distribuidos y transmitidos

electrónicamente a oficinas, donde son usados para realización de reportes,

contabilidad de la producción e ingeniería de producción.

El mantener datos de producción precisos y oportunos juega un rol

importante en el éxito de compañías de exploración y producción.

Decisiones económicas y de ingeniería son correctas solamente si la

persona quien toma las decisiones tiene una fuente precisa y confiable de

información.

TOW/cs es un conjunto integrado de aplicaciones para la recolección de

datos de campo, gestión de producción y optimización de la contabilización

de producción, reportes diarios y mensuales y reportes fiscalizados

TOW/cs calcula, resume y almacena datos diariamente permitiendo tomar

decisiones cuando aún esta información es valiosa. También permite

almacenar datos mensualmente, permitiendo el acceso a un repositorio del

xvii

historial de producción. Lo mejor de todo es que todo se encuentra

centralizada.

En cada campo la producción de petróleo perteneciente a PAM EP se

determina mediante la medición estática realizada en los tanques de lavado

y surgencia, y la medición dinámica determinada en los centros de medición,

estos valores se registran en el Reporte Diario, que es elaborado por los

Supervisores de campo y aprobado por el Superintendente de Operaciones.

El Personal de la Agencia de Regulación y Control Hidrocarburífero ARCH

elabora los reportes diarios de la medición estática realizado en los tanques

de surgencia ubicados en las estaciones de producción y en los tanques de

oleoducto (almacenamiento), ubicados en las estaciones principales; y, la

medición dinámica realizada en los centros de medición de cada estación de

producción y en las estaciones principales.

xviii

1.1. PROBLEMA

Es necesario que los equipos y sistemas instalados en los pozos petroleros y

facilidades de producción de la Zona Norte, operada por Petroamazonas EP

se ajusten al sistema de administración, almacenamiento, contabilización y

análisis de datos de producción de crudo TOW/cs. Estos ajustes permitirán

que los datos sean confiables, validando así este sistema. A continuación se

presentan en forma de interrogante los problemas a resolver con la

elaboración del proyecto:

¿Por qué es factible hacer la validación de datos de producción arrojados

por el software TOW/cs?

¿Cuál es el propósito de la Agencia de Regulación y Control de

Hidrocarburos (ARCH) al comparar dichos datos?

¿Qué sucedería si los valores obtenidos por los funcionarios de la ARCH

son muy diferentes a los datos obtenidos por el sistema TOW/cs?

¿Las tasas de pozos actuales existentes en TOW/cs son las reales?

¿La información registrada en el sistema TOW/cs de los estados de

pozos es actualizada?

¿Es real la cuantificación de aporte de producción para yacimientos

compartidos?

¿El sistema TOW/cs se ajusta a las condiciones operativas y cálculos de

producción de campos?

1.2. JUSTIFICACIÓN

La tecnología ha logrado que ciertas actividades de muchas industrias que

anteriormente llevaban mucho tiempo, realizarla en segundos mediante la

automatización de procesos. Y en la industria de petróleos no es la

excepción. Programas computacionales que miden variables en tiempo real

xix

han sido de gran ayuda, optimizando el tiempo y por lo tanto reduciendo

costos.

El sistema de administración y almacenamiento de datos TOW/cs cuenta

con una estructura tal, que es necesario que los procesos de medición y

control en los diferentes pozos, estaciones de producción y área de

fiscalización sean automatizados, pudiendo tener así información precisa y a

tiempo real. Esto no sucede en algunos campos por lo que es necesario la

verificación y contraste de datos, cálculos, programación e ingreso de datos

al sistema TOW/cs diariamente.

1.3. OBJETIVOS DEL PROYECTO

1.3.1. OBJETIVO GENERAL

Realizar un estudio técnico para la validación del sistema de

administración, almacenamiento, contabilización y análisis de

datos de producción de crudo “TOW/cs”, de la Operadora

Petroamazonas EP, mediante la visita a campo para aplicarlo así a

las condiciones operativas de explotación de los campos de la

Zona Norte (Lago Agrio-B56, Libertador-B57, Shushufindi-B57 y

Cuyabeno-B 58), año 2014-2015.

1.3.2. OBJETIVOS ESPECÍFICOS

Verificar y contrastar datos de producción obtenidos a través del

sistema TOW/cs versus los adquiridos por la ARCH en base a la

aplicación de métodos de cálculo, normativa hidrocarburífera y

requerimientos de la fiscalización de campo de ARCH para la

determinación de la producción diaria de crudo de los campos de

la zona norte del oriente ecuatoriano.

xx

Verificar y analizar el procedimiento de apertura y cierre diario del

sistema TOW/cs para los reportes de producción de los campos

de la zona norte, para que se garantice la entrega de información y

reportes diarios de producción en base a los requerimientos de

fiscalización de la ARCH.

Determinar la factibilidad o no del factor de redistribución de

producción (lease factor) por campos para la zona norte.

1

CAPÍTULO II

MARCO TEÓRICO

2.1 DESCRIPCIÓN GENERAL DE LA ZONA DE ESTUDIO

2.1.1 ÁREA LAGO AGRIO (BLOQUE 56)

2.1.1.1 Lago Agrio

Este campo fue descubierto con la perforación del pozo exploratorio Lago

Agrio 01 por el Consorcio Texaco-Gulf, en 1967. Alcanzó una producción de

crudo de 29.0°API, de 2 955 bppd. Empezó su etapa productiva en mayo de

1972

Como lo muestra la Figura 2, está ubicado en el noroccidente de la cuenca

oriente, en la provincia de Sucumbíos, con una extensión aproximada de 4

Km de ancho por 9 Km de largo. Está localizado en las siguientes

coordenadas geográficas:

Latitud 00°00’10’’ N – 00°02’25’’ N

Longitud 76°43’52’’ O – 76°47’25’’ O

Está conformado por dos estructuras: Lago Norte y Lago Central.

2.1.1.2 Parahuacu

Descubierto por el Consorcio Texaco Gulf, con la perforación del pozo

exploratorio Parahuacu-01 en 1968. Alcanzó una producción de 448 bppd,

de la Formación Napo, Arenisca “T”, con API de 31.0 y BSW de 0.2%.

Empezó su etapa productiva en 1978.

2

Está ubicado 16 Km al sureste del Campo Lago Agrio. Las coordenadas

geográficas en las que está localizado este campo son:

Latitud 00°07’00’’ – 00°01’00’’ N

Longitud 76°43’00’’ – 76°41’00’’

2.1.1.3 Guanta-Dureno

Descubierto por el consorcio Texaco-Gulf con la perforación del pozo

exploratorio Dureno – 01, en 1969. Inició su etapa productiva en septiembre

de 1984, produciendo 799 bppd con un API de 32.0, de la arena “T”.

Está localizado en las siguientes coordenadas geográficas:

Latitud 00°04’28’’ N – 00°02’25’’ S

Longitud 76°43’52’’O – 76°47’28’’O

Figura 1: Mapa Zona Petrolera Ecuador

Fuente: ARCH-S, 2015

3

Figura 2: Mapa Zona Norte, Bloque 56


El número de pozos del Bloque 56 y su sistema de levantamiento se

presentan en la Tabla 1:

Tabla 1: Pozos por tipo de levantamiento, Bloque 56 Lago Agrio. Mayo 2015

ACTIVO LAGO AGRIO

Pozos produciendo por tipo de levantamiento

Es

tac

ion

es

BE

S

JE

T

PIS

TÓ

N

ME

CÁ

NIC

O

FL

UJ

O

NA

TU

RA

L

TO

TA

L

Lago Norte 8 12 0 2 1 23

Lago Central 1 4 1 0 0 6

Parahuacu 3 9 0 1 0 13

Guanta-Dureno 14 13 0 3 0 30

Total 26 38 1 6 1 72


Bloque 56 Lago Agrio

4

2.1.2 ÁREA SHUSHUFINDI (BLOQUE 57)

2.1.2.1 Shushufindi-Aguarico

Este campo fue descubierto por Texaco-Gulf, con la perforación del pozo

exploratorio SSF-01 en 1968, completado oficialmente en enero de 1969 con

una producción de 2 496 bppd con 26,6 de API de la arena “U” y de 2 621

bppd de API 32.5 de la arena “T”.

Como se observa en la Figura 3, está ubicado en la provincia de Sucumbíos,

en el centro norte de la cuenca oriente.

Se encuentra en las siguientes coordenadas:

Latitud 00°06’39’’ – 00°17’58’’ N

Longitud 76°36’55’’ O

2.1.2.2 Drago

El campo Drago Norte fue descubierto por Petroproducción con la

perforación del pozo exploratorio Drago Norte-1.

Está localizado en la provincia de Sucumbíos entre los campos Sacha y

Shushufindi. Sus coordenadas geográficas son las siguientes:

Latitud: 0°8’S a 0°1’ S

Longitud: 76°43’W – 76°45’W

5

Figura 3: Mapa Zona Norte, Bloque 57 Shushufindi


El número de pozos del Bloque 57 Shushufindi y su sistema de

levantamiento se presentan en la Tabla 2:

Bloque 57 Shushufindi

6

Tabla 2: Pozos por tipo de levantamiento, Bloque 57, Shushufindi. Mayo 2015

ACTIVO SHUSHUFINDI


ES

TA

CIO

NE

S

BE

S

JE

T

PIS

TÓ

N

ME

CÁ

NIC

O

FL

UJ

O

NA

TU

RA

L

TO

TA

L

SSFC Central 36 0 0 1 0 37

SSFD Sur 32 0 0 0 0 32

SSFD Suroeste 26 0 0 0 0 26

SSFD Norte 60 0 0 1 0 61

Aguarico 26 1 0 1 0 28

Drago 1 0 0 0 0 1

Drago Este 7 0 0 0 0 7

Drago Norte 24 0 0 1 0 25

Cobra 0 1 0 0 0 1

Total 212 2 0 4 0 218


2.1.3 ÁREA LIBERTADOR (BLOQUE 57)

2.1.3.1 Araza

Se encuentra ubicado en la provincia de Sucumbíos, cantón Pacayacu, al

sureste del campo Shuara; tiene 2.8 Km de largo en su eje principal NO –

SE y 1.7 Km de ancho en dirección NE – SO con un área aproximada de 1

100 acres. Está en las siguientes coordenadas:

Latitud: 00°10’16’’ N a 00°04’00’’ S

Longitud: 76°34’40’’ O a 76°33’00’’ E

7

2.1.3.2 Atacapi

Descubierto con el consorcio Texaco-Gulf en el año de 1968, produciendo

un total de 3 718 bppd (1 960 bppd de 29°API del yacimiento “U” y 1 840

bppd de 34.0° API de “T”).

Está en las siguientes coordenadas:

Latitud: 00°01’33’’ N a 00°06’30’’ S

Longitud: 76°30’50’’ O a 76°39’45’’ E

2.1.3.3 Frontera

Descubierto en el año de 1987 por CEPE con la perforación del pozo

Frontera 01, alcanzando una producción de 4 500 bppd. Está en las

coordenadas:

Latitud: 00°14’28’’ N a 00°14’03’’ S

Longitud: 76°33’13’’ O a 76°33’40’’ E

2.1.3.4 Pacayacu

Se encuentra ubicado en la parte nororiental del campo Libertador, junto al

campo Shushuqui, al norte del campo Shuara. Su estructura fue descubierta

con la perforación del pozo PCY-01 en Diciembre de 1982.

8

2.1.3.5 Pichincha

Ubicado en la parte sur del Campo Libertador, al norte del campo Carabobo

y al sur de los campos Shuara y Secoya

Descubierto con la perforación del pozo Guarumo 01, rebautizado

posteriormente como Pichincha 01. Junto con el campo Carabobo forman

parte de la estructura principal del campo Libertador, produciendo 7 700

bppd con un API de 31.0 en el yacimiento “T” Y API de 26.0 en “U” inferior y

29.3 de API en “U” superior.

2.1.3.6 Secoya

Ubicado al sureste del campo Libertador, junto al campo Shuara, al sur del

campo Shushuqui. Descubierto por CEPE en 1980 con la perforación del

pozo SEC 01, dando una producción total de 6 215 bppd. El campo Secoya

muestra una estructura anticlinal, limitada al este por una falla que corre de

norte a sur.

Está ubicado geográficamente en las siguientes coordenadas

Latitud 00°03’13’’ N – 00°00’07’’ S

Longitud 76°34’40’’ O – 76°36’01’’ O

2.1.3.7 Shuara

Descubierto con la perforación del pozo exploratorio Shuara 01 en 1980,

produciendo 9 685 bppd con un API de 28.0 a 33.0.

9

Ubicado al sureste del campo Libertador, junto al campo Secoya, al norte del

campo Pichincha y al sur del campo Pacayacu.

2.1.3.8 Shushuqui

Ubicado en la parte noroccidente del campo Libertador, al sur del campo

Pacayacu. Descubierto con la perforación del pozo SSQ-01 en el año de

1980.

2.1.3.9 Tapi- Tetete

Fue descubierto con la perforación del pozo Tetete 1 en julio de 1980, el

mismo que alcanzó los 9 400’ de profundidad, y dio 1 645 bpd de los

reservorios “T” (1 315 bpd., 30.0°API) y “U” (330bpd., 29.0°API).

Entre septiembre y octubre de 1985, se perforó la estructura Tapi con el

pozo Tapi 1, el que produjo 2 045 bpd de los reservorios “T” (1 333bpd,

29.0°API) “U” (712 bpd, 28.0°API). Este campo arranca su producción en

abril de 1984 y alcanza su máximo histórico en septiembre de 1994 con

cerca de 7 500 bpd en promedio. Está ubicado geográficamente en las

siguientes coordenadas:

Tapi:

Latitud 00°12’11’’ N – 00°13’02’’ S

Longitud 76°32’13’’ O – 76°32’50’’ O

Tetete:

Latitud 00°10’11’’ N – 00°12’23’’ S

Longitud 76°30’46’’ O – 76°32’04’’ O

10

Figura 4: Mapa Zona Norte, Bloque 57 Libertador


El número de pozos del Bloque 57 Libertador y su sistema de levantamiento

se presentan en la Tabla 3:

Bloque 57 Libertador

11

Tabla 3: Pozos por tipo de levantamiento, Bloque 57, Libertador. Mayo 2015

ACTIVO LIBERTADOR


ES

TA

CIO

NE

S

BE

S

JE

T

PIS

TÓ

N

ME

CÁ

NIC

O

FL

UJ

O

NA

TU

RA

L

TO

TA

L

Atacapi 17 5 0 2 0 24

Arazá 6 0 0 0 0 6

Frontera 2 0 0 0 0 2

Pacayacu 0 0 0 1 0 1

Shuara 13 0 0 1 0 14

Secoya 28 2 0 4 0 34

Shushuqui 3 9 0 0 0 12

Tetete 2 3 0 0 0 5

Tapi 7 1 0 0 0 8

Pichincha 5 0 0 1 0 6

Total 83 20 0 9 0 112


2.1.4 ÁREA CUYABENO (BLOQUE 58)

2.1.4.1 Cuyabeno – Sansahuari

Estas estructuras fueron descubiertas con la perforación de los pozos

exploratorios Sansahuari – 01 en octubre de 1979 produciendo 2 098 bppd

con API DE 23.0-26.0 API del reservorio “U”; y el pozo exploratorio

Cuyabeno 01, en noviembre de 1972, produciendo 648 bppd con API de

26.0, de la arena “U”.

En 1996 se realizó una nueva interpretación sísmica y geológica que integra

las dos estructuras en una sola, comprobándose esto con la perforación de

los pozos Cuyabeno 21 y Sansahuari 10.

Como se muestra en la Figura 5, está ubicado al noreste de la provincia de

Sucumbíos, 23 Km al norte de la población de Tarapoa. Está limitado al

12

norte y al este por la república de Colombia, al oeste por el campo Tarapoa y

al sur por el campo Libertador.

Se encuentra localizado en las siguientes coordenadas geográficas:

Longitud 00°07’53’’ N – 00°00’18’’ S

Latitud 76°14’54’’ E – 76°17’57’’ O

2.1.4.2 Blanca

Ubicado entre los Ríos San Miguel y Putumayo aproximadamente a 20 Km

al norte del campo Tipishca en el cantón Putumayo en la provincia de

Sucumbíos de la Región Amazónica Ecuatoriana. (EP-Petroecuador, Archivo

Técnico, 2012).

2.1.4.3 Vinita

El Campo Vinita está localizado aproximadamente a 45 Km al sureste del

Campo Tipishca el Cantón Putumayo de la Provincia de Sucumbíos de la

Región Amazónica Ecuatoriana. (EPPetroecuador, Archivo Técnico, 2012).

2.1.4.4 Tipishca

El Campo Tipishca está localizado en el Cantón Putumayo de la Provincia de

Sucumbíos de la Región Amazónica Ecuatoriana, al este del eje de la

Cuenca Napo. (EP-Petroecuador, Archivo Técnico, 2012). Fue descubierto

por la compañía City Oriente Limited en 1998 con la perforación del pozo

Tipishca-01.

13

2.1.4.5 VHR

El campo Victor Hugo Ruales que en un inicio se llamaba Cantagallo fue

descubierto con la perforación del pozo exploratorio Cantagallo 01, el 17 de

junio de 1988. Tras el fallecimiento de Victor Ruales, ejecutivo de CEPE y

artífice del arranque de la producción del campo, se rebautizó el campo con

su nombre.

Está ubicado en la provincia de Sucumbíos en el nororiente ecuatoriano

cerca de la frontera con Colombia, al norte de los campos Cuyabeno –

Sansahuari. Sus coordenadas son:

Latitud: 00°16’ N – 00°25’ S

Longitud: 76°15’ E – 76°20’ O

Figura 5: Mapa Zona Norte, Bloque 58 Cuyabeno


Bloque 58 Cuyabeno

14

El número de pozos del Bloque 58 y su sistema de levantamiento se

presentan en la Tabla 4:

Tabla 4: Pozos por tipo de levantamiento, Bloque 58, Cuyabeno. Mayo 2015

ACTIVO CUYABENO


ES

TA

CIO

NE

S

BE

S

JE

T

PIS

TÓ

N

ME

CÁ

NIC

O

FL

UJ

O

NA

TU

RA

L

TO

TA

L

Cuyabeno 46 6 0 0 0 52

Sansahuari 6 7 0 0 0 13

VHR 22 0 0 0 0 22

Tipishca 6 1 0 0 0 7

Blanca 1 0 0 0 0 1

Vinita 3 0 0 0 0 3

Total 84 14 0 0 0 98


15

2.2 ANTECEDENTES

A continuación se describe el proceso con el cual inició la implementación de

la herramienta de cálculo y almacenamiento de información TOW/cs para la

Gerencia de Exploración y Producción de EP Petroecuador:

El día 15 de junio del 2012, mediante oficio No. 24067-EGER-

EPRD-2012, por parte de Petroamazonas EP se pone en

conocimiento al Ingeniero Francisco Polo Barzallo, Director

Ejecutivo de la Agencia de Regulación y Control Hidrocarburífero

que como parte de la fusión por absorción de Petroproducción por

parte de Petroamazonas EP, se ha decidido dar continuidad a las

siguientes herramientas:

o Geociencias: Se mantiene Open Works y se migrará está

herramienta a la versión R5000 que Petroamazonas EP

posee.

o Perforación y Reacondicionamiento: Open Wells, en

reemplazo de Osprey Reports.

o Producción: TOW/cs en reemplazo de AVM.

o Reservorios: DSS y se analizará el uso de OFM.

El día 24 de octubre del 2012, mediante oficio No. 42740-EGER-

2012, por parte de Petroamazonas EP se pone en conocimiento al

Ingeniero Francisco Polo Barzallo, Director Ejecutivo de la Agencia

de Regulación y Control Hidrocarburífero que el sistema TOW/cs

es la herramienta oficial de almacenamiento de datos de

producción para la Gerencia de Exploración y Producción de EP

Petroecuador.

16

Siendo 18 de julio de 2013, mediante memorando interno ARCH-

S-SSFD-2013-163, se informa a la Ing. Jenny Guzmán, Directora

ARH-S acerca de las observaciones realizadas a la herramienta

TOW/cs:

Observaciones del proceso de ingreso de datos:

Capacitar mejor al personal técnico que es responsable de

ingresar los datos a la herramienta TOW en vista que se

detectó numerosos errores de concepto, interpretación y

análisis.

En los formatos donde se ingresan los datos de prueba de

producción para levantamiento BES, mecánico, power oil,

gas lift, se deben validar los datos ingresados en el TOW

con los datos de campo.

Está pendiente la verificación y validación de las fórmulas

que se están utilizando para el cálculo del GOR y el BSW

de retorno en el caso del sistema power oil.

Es importante considerar que en ciertas estaciones del

Bloque 57 por la deficiente infraestructura que existe en

superficie, va a ser muy complicado cumplir con las 4

pruebas de producción por pozo en cada mes, que exige la

herramienta TOW.

Se debería ingresar a la base de datos del TOW, todas las

tablas de aforo vigentes de los tanques con la finalidad de

optimizar y mejorar la aplicación de esta herramienta; es

decir solo haría falta ingresar los datos de los niveles

17

medidos en cada uno de los tanques y el sistema calcularía

el volumen de fluido observado.

Es importante que todas las medidas de los niveles de

fluidos, estén estandarizados en el Sistema Internacional.

Observaciones en la validación de datos de tanques.

Se debería estandarizar las unidades de medida con el

Sistema Internacional.

En el caso de los tanques de lavado, se deberá considerar

que cada inicio de año ARCH-S y la Gerencia de Campo,

legalizan los niveles de colchón de agua y niveles de

sólidos y sedimentos que se van a considerar como oficiales

dentro de unas condiciones normales de operación.

Las tablas de aforo vigentes de los tanques deberían ser

ingresadas en su totalidad, con la finalidad de evitar el

cálculo manual y aprovechar los beneficios de la

herramienta que permite el cálculo directo del volumen

observado.

Se deberían realizar ciertas consideraciones para el ingreso

de datos, en el caso de un tanque de oleoducto (techo

flotante), como son la zona crítica, la compensación en

volumen por el peso del techo flotante, temperatura del

tanque, etc.

18

Observaciones en la validación de datos de crudo

bombeado

El procedimiento de cálculo para el crudo bombeado en una

unidad ACT y/o LACT debe seguir estrictamente el

procedimiento dado por la Norma API MPMS Capítulo

Sección 2.

Se debería habilitar la opción de cálculo de los factores de

compensación volumétrica por temperatura CTL y

compensación volumétrica por presión CPL, para evitar el

ingreso manual del factor combinado CCF, que debería ser

calculado por el sistema.

Observaciones en la validación de pruebas de

producción

Se debe definir adecuadamente el cálculo del lease factor,

en el caso de un pozo con levantamiento BES, mecánico,

power oil,etc.

En el caso de pozos que producen de dos arenas, el

porcentaje de repartición de la producción por arena no está

claramente definido por lo que se debería realizar una

reunión entre reservorista de PAM y a ARCH-Quito, para

determinar las consideraciones que se deben tomar en

cuenta para la distribución de la producción por arenas.

El lease factor se debería calcular a nivel de estación, mas

no por campos. Fórmulas propuestas por PAM.

19

Observaciones al reporte de cierre diario

Se debe incluir la información de producción de los

campos Drago 1, Drago Este, Drago Norte, Drago Norte

2 y Drago 13.

La información de producción de los campos Drago 1,

Drago Este, Drago Norte, Drago Norte 2 y Drago 13

debería ser iguales en los reportes de Excel y cierre

diario.

En datos de producción de bombeo para la estación de

Drago se deben cargar los datos de viscosidad y azufre.

Los datos parciales de producción por campo deben

estar con 3 decimales y el total redondeado con 2

decimales.

En los valores totales de bombeo diario se debe incluir la

siguiente información de producción:

Crudo entregado a refinería

Crudo recibido a refinería

Gasolinas recibidas de refinería

Total entregado al SOTE

Siendo el 24 de junio de 2013, se emite el oficio 727-ARCH-S-

2013, dirigido al Gerente General de Petroamazonas EP, Ing.

Oswaldo Madrid donde se establece lo siguiente:

Petroamazonas EP, deberá presentar documentos detallados

en los que se oficialice un organigrama de técnicos

20

responsables para el soporte técnico en los casos que el

sistema TOW tenga problemas técnicos así como para receptar

requerimientos por parte de ARCH.

La ARCH-Sucumbíos deberá presentar un organigrama de los

funcionarios de ARCH a los cuales Petroamazonas EP deberá

crear los respectivos usuarios y contraseñas para acceso a las

aplicaciones del sistema TOW.

Ejecutar la capacitación del funcionamiento del sistema TOW a

dos fechas: del 4 al 7 y del 11 al 14 de julio de 2013 en el

horario de 14:00 a 17:00 en las instalaciones de

Petroamazonas EP (Lago Agrio), con la finalidad de instruir a

los ingenieros fiscalizadores de Campo de la Regional

Sucumbíos de los turnos A y B. En la misma se explicitarán los

métodos y formas de cálculos de producciones de los campos

Libertador, Cuyabeno, Shushufindi y Lago Agrio.

Además es necesario que Petroamazonas EP sustente

técnicamente cómo determina los porcentajes de petróleo en

las arenas productivas, para lo cual se necesita la presencia de

un delegado del área de reservorios de Petroamazonas EP.

Petroamazonas EP proporcionará para la capacitación

manuales de usuario del manejo del sistema TOW por activo.

Incorporar al proceso a funcionarios de competencia de las

áreas de ARCH-Matriz para conocimiento respectivo:

E&E

Industrizalización

Producción fiscalizada

CMCH

21

Petroamazonas EP a tavés de su Departamento de

Tecnologías de Información y Comunicaciones realizará la

instalación del pluggin citrix en los computadores a ser

utilizados por ARCH, para tener acceso a la red de

Petroamazonas EP y a sus aplicaciones como el TOW y

Reporte de Operaciones.

Posterior a la capacitación se definirá entre Petroamazonas y

ARCH-Sucumbíos el cronograma y fechas para la verificación y

contraste de datos de producción obtenidos a través del

sistema TOW versus los adquiridos por la ARCH en base a la

aplicación de métodos y normas para los campos Libertador,

Cuyabeno, Shushufindi y Lago Agrio. La verificación y contraste

de datos de producción será realizado entre los técnicos de

competencia de Petroamazonas EP y los fiscalizadores de

campo de ARCH; este proceso será requisito fundamental para

la validación del correcto funcionamiento del sistema TOW y su

adaptabilidad a las aplicaciones óptimas requeridas por parte

de Petroamazonas EP y ARCH-Sucumbíos.

Para el proceso de verificación y contraste de datos

Petroamazonas EP deberá tener los siguientes implementos y

equipos certificados para mediciones de transferencia de

custodia de hidrocarburos como:

Cintas de aforo certificadas para cada campo

Medidor de temperatura certificado

Procedimiento de seguridad industrial para condiciones

atmosféricas desfavorables a la hora de aforos.

Pasta para determinar nivel de agua en los tanques

Equipo de seguridad para los operadores que realizan

los aforos en hora de fiscalización.

22

El día 13 de septiembre de 2013, con Oficio PAM-EP-GNO-2013-

06490, Petroamazonas informa a la ARCH-S:

Al momento se han instalado máquinas de PAM EP a los

representantes de la ARCH-S asignados a los diferentes

Bloques de la zona norte donde opera PAM EP. El área de TI

se encuentra analizando la posibilidad de acceso a los reportes

del portal web de Cognos vía Citrix para los representantes de

la regional de ARCH-S ubicados en Lago Agrio.

Dentro de los próximos 4 meses se procederá con la carga de

las tablas de aforo que se encuentran utilizando al momento en

la operación en las diferentes estaciones de la zona norte,

Cuyabeno, Lago Agrio, Libertador, Shushufindi.

Los datos oficiales de producción de PAM EP están

reportándose antes de las 06:00 am en la mayoría de los

campos. Existen ciertas condiciones que hacen que los

reportes salgan más tarde como por ejemplo problemas de

comunicaciones, demora en la entrega de datos de bombeo de

parte de las compañías privadas que entregan su producción a

las estaciones de PAM.

Existe un diagrama de flujo de procesos para el cierre diario, el

cual está siendo usado por los responsables en el ingreso,

procesamiento, validación y generación de información de

producción en PAM EP. El procedimiento solicitado se está

redactando y se basa en el flujo mencionado.

23

Se adjunta el diagrama de flujo de procesos para la apertura

del sistema en caso de existir correcciones luego de realizado

el cierre diario de producción.

Con la implementación del nuevo portal web de Cognos los

tiempos de demora en rectificación de ciertos datos en las

sábanas mensuales de producción van a mejorar

sustancialmente.

El diccionario de datos se lo elabora luego de las reuniones

que se mantengan con los representantes de la ARCH-S

asignados a los diferentes bloques.

Se solicitó al Gerente de Reservorios de PAM EP que designe

a un grupo de ingenieros en reservorios para que viajen al

campo y realicen una presentación sobre la determinación de

porcentajes en los pozos de producción conjunta

Campo Shushufindi

Se han realizado varias sesiones de capacitación con

los operadores de producción encargados del ingreso de

información. Se realizará una evaluación para detectar

las falencias de conocimiento y se tomarán las acciones

correctivas del caso de forma inmediata.

El personal de ingeniería conjuntamente con la

supervisión de producción son los encargados de

realizar la validación de los datos de prueba de pozo

cargados en el sistema TOW de acuerdo al flujo de

trabajo de cierre diario de producción.

24

En campo se determinará si realmente la fórmula que

aplica TOW para el cálculo de GOR y BSW está

correcta o se debe replantear. Se informará al personal

de la ARCH-S los resultados de esta verificación.

TOW no exige un determinado número de pruebas de

pozo, es la ARCH-S la que regula la cantidad mínima de

pruebas de pozo a ser tomadas cada mes.

Se comunicará a la gerencia de operaciones sobre el

pedido de utilización del sistema de medición

internacional para la medición de fluidos. (Tanques).

Se están realizando los ajustes necesarios para que los

reportes muestren el número de decimales correctos de

acuerdo a lo establecido por ARCH y las normas API.

Validación de Datos de Tanques

El sistema TOW se puede ajustar al sistema métrico

Americano e Internacional. PAM EP está evaluando el

tiempo que le tomará realizar este proyecto para todos

sus activos y se estará comunicando oportunamente a la

ARCH para su conocimiento.

En TOW pueden configurarse los niveles de colchón de

agua, sólidos y sedimentos de acuerdo al requerimiento

operativo.

25

En un plazo de 4 meses se cargarán las tablas de aforo

que se encuentran vigentes en la operación del área

norte.

Se procederá con el análisis de cálculo de volumen para

los tanques con techo flotante.

Validación de Datos de Crudo Bombeado

El sistema TOW aplica los procedimientos de acuerdo a

la norma API MPMS capítulo 12 sección 12.

En el plazo de dos meses se irá aplicando el cálculo de

factores de compensación volumétrica solicitado.

Validación de Pruebas de Pozos

En TOW el sistema tiene pantallas específicas para

cada método de levantamiento sea este BES,

Hidráulico, Mecánico, Flujo Natural o Gas Lift, y en base

a eso determina el potencial de cada zona productora

para obtener el lease factor una vez cargados los datos

de producción y bombeo.

El sistema calcula el lease factor a nivel de estación y de

campos, en la visita a los campos se demostrará este

requerimiento.

El sistema TOW utiliza siempre la última prueba válida

ingresada para distribuir su producción aplicando el

lease factor, cumpliendo con lo solicitado.

26

Reporte de Cierre Diario

Se programó el reporte de cierre diario para reportar la

producción de los campos Drago, Drago Norte y Drago

Este, de acuerdo al listado oficial de campos enviado

por el Lic. Jorge Paucar de la ARCH-UIO.

La gerencia de operaciones solicitará a todos los

campos de la zona norte se reporte la misma

información de producción en los reportes del portal web

de cognos como los de la hoja Excel.

La gerencia del campo Shushufindi solicitará al personal

de operaciones que se carguen los datos de viscodsidad

y azufre en el bombeo de la estación Drago.

Se han incluido ya, los campos en las pantallas de

medidores de TOW para la carga del Factor K y de los

pulsos.

Se realizó el cambio en el reporte de cierre diario para

visualizar los valores parciales de los campos con 3

decimales y los valores totales con 2 decimales.

En el sistema TOW se tiene disponible los campos para

cargar los volúmenes de crudo enviados a refinería,

crudo recibido (residuo) de refinería, total entregado al

SOTE. Se van a añadir pantallas para ingresar los

valores de gasolina natural y base recibidas de refinería

para que se visualicen en el reporte de cierre diario. Se

comunicará oportunamente al personal de la ARCH-S

cuando se disponga de esta información en el sistema.

27

Se ha solicitado al personal de operaciones que envíe

en listado de códigos de parada que no existen en

TOW/cs para añadirlos al sistema.

Campo Cuyabeno

El cálculo de producción en TOW cumple con lo

especificado por parte de operaciones, para obtener la

producción de Tipishca se restan los volúmenes de

bombeo de las estaciones de Blanca y Vinita.

Los perfiles de los tanques de lavado se están

ingresando en el sistema TOW/cs y cuadran de acuerdo

a lo reportado en las hojas Excel referenciales.

De acuerdo a la nueva distribución de operación de los

diferentes bloques, la producción del campo Pucuna se

reporta junto con la información de producción del

Bloque 18.

El análisis de la información de producción de pozos

(pruebas de pozos, producción distribuida y paros de

pozo) es verificado por los reservoristas e ingenieros de

Quito y campo de PAM EP en el sistema OFM.

Para los reportes mensuales de fin de año se realizan

ajustes en los formatos antes mencionados de manera

que se pueda observar la información correspondiente a

las 20hrs, 4hrs y a las 24hrs de acuerdo a lo establecido

por ARCH.

28

El personal de operaciones notifica de la recepción de

los volúmenes de crudo recuperado y se cargan los

respectivos tickets con el volumen y la calidad del crudo

recibido pudiendo este ser reportado como producción,

bombeo o como crudo recibido de terceros.

2.3 SISTEMA TOW C/S

La herramienta de estación de trabajo de campo, servidor de cliente (The

Oilfield Workstation/client server) “TOW/cs” es un sistema de gestión para el

suministro, almacenamiento y análisis de datos de producción. Este software

tiene las herramientas necesarias para manejar la información crítica

operacional en la producción de hidrocarburos, de una manera precisa y

oportuna.

Con TOW/cs se puede captar datos operacionales en campo, eliminando así

las tareas tediosas como transcripciones, cálculos a mano, realización de

reportes manuales, que consumen tiempo valioso.

También determina los volúmenes distribuidos diarios, datos valiosos que

pueden ser usados para análisis detallados de varianzas. Una vez que los

datos son colectados en campo, son distribuidos y transmitidos

electrónicamente a oficinas, donde son usados para realización de reportes,

contabilidad de la producción e ingeniería de producción.

Las decisiones que se toman en los ámbitos de la economía y de ingeniería

son correctas solamente si la persona quien toma las decisiones tiene una

fuente precisa y confiable de información.

TOW/cs es un conjunto integrado de aplicaciones para la recolección de

datos de campo, gestión de producción y optimización de la contabilización

de producción, reportes diarios y mensuales y reportes fiscalizados.

29

TOW/cs calcula, resume y almacena datos diariamente permitiendo tomar

decisiones cuando aún esta información es valiosa. También permite

almacenar datos mensualmente, permitiendo el acceso a un repositorio del

historial de producción.

2.3.1 PERSONAL INVOLUCRADO EN EL MANEJO DEL SOFTWARE

TOW/CS

Operador de producción

Operador de planta

Supervisores de islas y planta

Ingeniero de operaciones (Ingeniería)

Administrador de datos de producción (Data Management) de

campo

Ingeniero de operaciones (UIO)

Reservorios Activo

Gerente de campo, Superintendente y Gerente de Zona

Administrador de Cognos (TI)

ARCH (UIO)

ARCH Regionales Amazónicas (Lago Agrio-Coca)

2.3.2 FLUJOS DE DATOS Y REPORTES

2.3.2.1 Flujo actual (Cierre diario de producción)

Los Operadores de isla o de producción realizan la carga de las pruebas y

paradas de pozo en el sistema de producción TOW/cs, antes de las 04:00

am.

30

Los Operadores de Planta realizan la carga de niveles de tanques, boletas

de Unidades LACT, ACT, consumos de planta de crudo, gas o agua antes

de las 05:30 am.

A continuación, el ingeniero de operaciones o el supervisor de islas verifican

los datos de pruebas y paradas de pozo reportados oficialmente en el

sistema de producción TOW/cs; esta validación se la realiza hasta las 05:45

am.

Si la información es correcta se envía un e-mail de confirmación de datos

ingresados al administrador de datos de producción.

El administrador de datos de producción en campo realiza las corridas de

datos de producción y envía una notificación vía e-mail, para que se realice

la validación final entre los reportes de cierre diario y referencial de Excel, a

las 05:45 am.

En caso de encontrarse errores en la carga de datos, se realiza la corrección

respectiva y se notifica al administrador de datos de producción para que

realice una nueva corrida. La hora en que finaliza el cierre diario de

producción es las 06:15 am.

El administrador de datos de producción, una vez que recibe la confirmación

de producción de todos los activos, envía un e-mail a todas las jefaturas de

campo, Quito y a los representantes de la Agencia de Regulación y Control

Hidrocarburífero (ARCH) asignados a las áreas donde PAM tiene sus

operaciones notificando que la producción disponible en el portal web de

PAM es la oficial. El administrador de producción realiza el cierre diario de

datos de producción en el sistema a las 06:30 am.

Los datos de producción del SICOHI file manager son generados y cargados

a partir de las 06:30 am. Este procedimiento se puede observar en el

diagrama de la Figura 6.

31

2.3.2.2 Procedimiento de cambios de información de producción luego

del cierre diario.

Una vez detectado el error en el ingreso de información de producción que

afecte a los totales de producción o su distribución por pozo, se envía un e-

mail al Gerente de Zona describiendo cuál va a ser el cambio, y se solicita la

aprobación para la apertura del día en TOW/cs, con copia al administrador

de datos de producción.

Operaciones de campo notifica al administrador de producción que se ha

finalizado con la corrección del dato para que se proceda con la nueva

corrida de los datos de producción en TOW/cs.

El administrador de datos realiza el reprocesamiento de los datos de

producción en TOW/cs, ejecuta los procesos de generación del balance de

producción, envía informando el reproceso de datos y genera un contra de

cambios con el área de TI para reprocesar los datos.

Se envía un e-mail para que se valide la información de producción

disponible en el portal de operaciones y procede con el cierre del día en

TOW/cs. Se envía una notificación al representante de ARCH-S asignado a

las operaciones de PAM EP de que el dato es oficial a partir de ese

momento.

Cabe mencionar que para proceder con la rectificación de datos de

producción debe existir un acuerdo o comunicación previa entre

Operaciones de Campo y el representante de ARCH asignado a las

operaciones de PAM EP. Este procedimiento se muestra en la Figura 7.

32

2.3.2.3 Procedimiento de cambios de estados de pozos

Si el ingeniero de operaciones detecta problemas en un pozo, enviará un e-

mail con informe y recomendaciones al ingeniero de operaciones UIO, y

reservorios del Activo. Esta información es analizada y se envían vía e-mail

las sugerencias de cambios. El ingeniero de operaciones envía el e-mail con

el informe y recomendaciones para que sea analizado y aprobado por la

Superintendencia de Operaciones de Campo, Gerencia de Campo, y la

Gerencia del Activo. Si este informe no es aprobado, vuelve al estado inicial.

Se envía una solicitud de aprobación a la ARCH por medio del sistema de

correspondencia de Lotus Notes; si la solicitud es aprobada, el Ingeniero de

Operaciones de Campo recibe el respectivo oficio de parte de la ARCH, y

procede con el cambio de estado del pozo en TOW o LOWIS dependiendo

del área de operación. Luego de esto, se notifica vía e-mail a los Ingenieros

de Operaciones UIO, Reservorios del Activo y Data Management para que

verifiquen la actualización de estado en TOW/cs. Con esto finaliza el

proceso.

33

Figura 6: Flujo de cierre diario de producción de petróleo


34

Figura 7: Cambios en información de producción luego del cierre diario


35

2.3.2.4 Diccionario de datos

C: Consumo

I: Días de producción

N1: Días de producción

N2: Días de acumulados de producción

P: Peso Relativo

Si: Stock inicial por estación

Sf: Stock final por estación

V: Volumen diario de producción por pozo

Va: Volumen diario de producción de agua por pozo

Vc: Volumen de producción por campo

Vcf: Volumen de producción diaria fiscalizada

Ve: Volumen diario de producción por estación

Vg: Volumen diario de producción de gas por pozo

Vipc: Volumen total de producción por campo

Vt: Volumen total

Vta: Volumen total de agua

Vtcp: Volumen total de crudo

La precisión de los diferentes campos se muestra en la Tabla 5:

Tabla 5: Diccionario de datos, Producción

Campo Precisión Formato

Prod. Campo (BPPD) XX,XXX.xxx 11,140.257

Prod. Campo (BAPD) XX,XXX.xxx 21,879.236

Prod. Campo (MPCS) XX,XXX.xxx 4,791.352

Bombeo bruto diario XX,XXX.xx 22,471.39

Bombeo neto diario XX,XXX.xx 21,348.08

API XX.x 21.6

BSW% X.xxx 0.365

Viscosidad XXX.x 369.4

Total producción crudo XX,XXX.xx 58,472.36

Total producción agua XX,XXX 89,452

Fuente: ARCH, 2015

36

2.3.3 PROCEDIMIENTO DE INGRESO DE DATOS EN EL SISTEMA

TOW/CS

a) Ingresar a CITRIX las credenciales de red y seleccionar el acceso a

TOW: http://citrix.petroamazonas.ec., así como se muestra en la

Figura 15.

Figura 8: CITRIX, página de inicio TOW/cs

Fuente: Software TOW/cs, 2015

Durante el ingreso, puede aparecer el mensaje que se muestra

en la Figura 9.

Figura 9: Archivo de seguridad, inicio TOW/cs


http://citrix.petroamazonas.ec/

37

b) Ingresar el usuario y contraseña asignado y escoger en Data Source

Name, PAEDMP para la base de producción, así como se indica en la

Figura 10.

Figura 10: Ingreso de usuario TOW/cs


c) Una vez abierto, seleccionar File – Open.

d) Seleccionar la Ruta y fecha a consultar, como se muestra en la Figura

11.

Figura 11 : Selección “Route Name” TOW/cs


38

e) Una vez abierta la ruta, se dispone de varios elementos los cuales se

irán completando como se presenta en la Figura 12:

Figura 12: Selección Estación TOW/cs


Una vez abierta la aplicación, las siguientes secciones serán

usadas por los siguientes usuarios:

Técnicos de Operaciones / Digitadores: Tanques, Liquid

Meters y Gas Meter

Ingeniero de Campo / Técnico Líder de Campo: Wells

(Pruebas y Paradas)

La aplicación permite desplegar la información diaria en forma

tabular y a través de formularios, estas opciones están disponibles

a través de los botones ubicados en la parte inferior, como se

indica en la Figura 13 y 14.

39

Figura 13: Pantalla medidores, TOW/cs


Figura: Ingreso de datos, TOW/cs

Fuente: ARCH-S

Figura 14: Ingreso de datos, medidores, TOW/cs


40

2.3.3.1 Tanques

Existe la opción de escoger el método de cálculo del volumen bruto de fluido

en los tanques, como se muestra en la Figura 15; la opción automática

permite calcular el volumen con solo ingresar el nivel medido, para esto es

necesario que se haya cargado la respectiva tabla de aforo. En la opción

manual se ingresan los datos que hayan sido previamente calculados, esto

se muestra en las Figura 16.

Figura 15: Método de cálculo manual, TOW/cs


Figura 16: Ingreso manual de datos de tanques


41

En la figura 17 se visualiza el método de cálculo automático.

Figura 17: Método de cálculo automático, TOW/cs


Los datos ingresados se graban automáticamente después de digitar

ENTER, o de aplicar los íconos de SAVE de la barra de herramientas.

Para los Tanques de Lavado, el Nivel del colchón, los perfiles y la descarga

se los ingresa en la opción de Run Tickets (F7) como se indica en las figuras

18 y 19.

Figura 18: Ingreso de datos de tanques, run tickets,TOW/cs


42

Figura 19: Ingreso de datos de tanques


2.3.3.2 Liquid Meters

Un tema importante a considerar es que los cálculos internos de TOW se

hacen de forma automática, por esto, al inicio de su uso se pueden revisar

las siguientes configuraciones, como se indica en la Figura 20.



43

Hay que considerar la nota al pie “Favor cambiarse de registro para que los

datos calculados se actualicen”.

Los campos definidos como DONE son elementos que tienen datos y deben

ser completados.

El color amarillo en los campos que se requiere ingresar quiere decir que se

tiene campos por completar, una vez lleno esto cambiará a blanco.

Una vez ingresados los datos, internamente TOW correrá los procesos de

Alocaciones y TDML para realizar los cálculos y distribución de la

producción.

Tener presente que esto es un requerimiento indispensable de ejecución

antes de visitar la sección de los reportes.

Para generar los reportes ir hacia el link:

http://uiolat03.petroamazonas.ecpetro.corp:7778/portal/page?_pageid=35,54

087,35_54094&_dad=portal&_schema=PORTAL

2.3.3.3 Pruebas de pozo

Los datos de pruebas de pozo son ingresados por el Técnico Líder de

campo / Ingeniero de campo o por el personal de operaciones (Producción).

Los supervisores de producción y el área de ingeniería serán los encargados

de la validación de las pruebas de pozo pudiendo estas ser cambiadas en el

sistema de All, prueba a ser tomada en cuenta para allocation, a Memo

prueba de registro y no es considerada para allocation. Esto se muestra en

la Figura 21.

44



Validación de prueba de pozo y cambio de All a Memo, dar click en el

casillero de Purpose y luego seleccionar All o Memo.

A continuación se presenta el ingreso de datos según el tipo de

levantamiento utilizado: Bombeo electro sumergible en la Figura 22, Bombeo

hidráulico en la Figura 23.

Bombeo Electro sumergible

Figura 22: Ingreso de datos BES


45

Bombeo Hidráulico

Figura 23: Ingreso de datos Bombeo Hidráulico


2.3.3.4 Paradas de pozo

Los registros de paradas se realizan en la siguiente pantalla por los

Ingenieros de campo.

Se puede tener una visualización tipo grilla y tipo pantalla, como se indica en

las Figuras 24 y 25 respectivamente.

46

Modo de grilla

Figura 24: Paradas de pozos, modo grilla


Modo de pantalla

Figura 25: Paradas de pozos, modo pantalla


47

Pérdidas asociadas

En las perdidas asociadas se pueden ingresar los parámetros de volumen

perdido y la razón, como se muestra en las Figuras 26 y 27.

Figura 26: Pérdidas asociadas


Figura 27: Pérdidas asociadas


48

2.3.3.5 Inyección de agua

Los datos de inyección de agua son ingresados por el personal de

Reinyección de Agua, como se observa en la Figura 28.

Figura 28: Ingreso datos de inyección de agua


El valor a ser ingresado se lo ubica en el Closing Volume, el calibration

Factor siempre debe ser 1, como se indica en la Figura 29.

Figura 29: Datos de volumen inyección de agua


49

2.3.3.6 Validación diaria de datos

Para la verificación y validación de datos podemos usar una herramienta

interna de TOW/cs, previa a la generación de reportes.

Seleccionar la carpeta abrir, escoger el reporte, seleccionar la estación y la

fecha efectiva de reporte como se muestra en las figuras 30 y 31

respectivamente.

Figura 30: Validación de datos, selección de reporte


Figura 31: Validación de datos, selección de estación


50

2.3.3.7 Gráficos

En TOW/cs se pueden realizar gráficos que ayudan a entender de mejor

manera el comportamiento del pozo a lo largo de su historia, como se

observa en la Figura 32.

Figura 32: Ejemplo de gráficos TOW/cs


51

2.3.4 FACTOR DE REDISTRIBUCIÓN DE PRODUCCIÓN LEASE

FACTOR

El factor de redistribución de producción Lease Factor es utilizado por el

sistema TOW para distribuir la producción diaria de un campo a los pozos

del mismo.

𝐋𝐒 𝐅𝐚𝐜𝐭𝐨𝐫 =𝐏𝐫𝐨𝐝𝐮𝐜𝐜𝐢ó𝐧

∑ 𝐏𝐨𝐭𝐞𝐧𝐜𝐢𝐚𝐥𝐞𝐬 Ec [1]

Como se puede ver en la Tabla 5, que fue descargada del sistema Cognos,

se muestra información de potenciales y producción de pozos del campo

Sansahuari. Lo asignado en color azul corresponde a datos de potenciales,

es decir información de producción por medio de pruebas de pozos; la

información asignada en verde es la producción “alocada”, es decir,

determinada por el factor de reditribución de producción Lease Factor.

Tabla 6: Potenciales y producción campo Sansahuari

Pozo bfpd bppd API Tasa máx

(bppd) bppd bapd

MSCF de gas

SNS-005TS 548.00 155.63 25.7 250 167.387 392.368 24.000

SNS-007UM 1 077.00 140.01 24.5 350 150.585 936.990 29.000

SNS-009UI 1 778.00 158.24 25.6 300 170.194 1 619.758 25.000

SNSA-002US 1 752.00 143.66 24.3 220 154.515 1 608.336 26.000

SNSA-013US 1 019.00 101.90 17.0 250 109.597 917.100 24.000

SNSB-010UI 1 284.00 147.66 25.8 230 158.813 1 136.340 30.000

SNSB-012UM 1 192.00 1 096.64 26.1 1.500 1 179.469 95.360 90.000

SNSB-016US 388.00 85.36 19.1 120 91.807 302.640 26.000

SNSC-011US 1 301.00 52.04 23.6 170 55.971 1 248.960 22.000

SNSC-020US 1 341.00 80.46 18.8

86.537 1 260.540 26.000

SNSE-004UI 914.00 178.23 24.4 700 191.692 735.770 24.000

SNSE-017US 1 552.00 372.48 18.9 450 400.613 1 179.520 28.000

TOTAL 14 146 2 712

4.540 2 917.18 11 433.68 374.00

Fuente: Petroamazonas EP, 2015

52

Aplicando la fórmula, tenemos que el Lease Factor es:

𝐿𝑆 𝐹𝑎𝑐𝑡𝑜𝑟 = 2 917.18

2 712.32

𝐿𝑆 𝐹𝑎𝑐𝑡𝑜𝑟 = 1.07553

Una vez obtenido el factor, a éste se multiplica el potencial de cada pozo

para así obtener la producción de dicho pozo:

Tabla 7: Producción y potencial pozo SNS-005TS

Pozo bfpd bppd API Tasa máx.

(bppd) Bppd bapd

MSCF de gas

SNS-005TS

548.00 155.63 25.7 250 167.387 392.368 24.000


𝑃𝑟𝑜𝑑𝑢𝑐𝑐𝑖ó𝑛 𝑝𝑜𝑧𝑜 𝑆𝑁𝑆 005𝑇𝑆 = 155.63 ∗ 1.07553

𝑃𝑟𝑜𝑑𝑢𝑐𝑐𝑖ó𝑛 𝑝𝑜𝑧𝑜 𝑆𝑁𝑆 005𝑇𝑆 = 167.387 𝑏𝑝𝑝𝑑

En los Anexos 27 al 39 se puede observar el comportamiento de este factor

en los diferentes campos de la Zona Norte en el año 2014.

2.3.4.1 Configuración de los Campos/Estaciones de la Zona Norte

Es importante conocer cómo están distribuidos las estaciones de producción

de los campos ya que facilitará el entendimiento del factor de distribución de

producción Lease Factor.

La producción de los campos se determina como se presenta a

continuación:

53

𝑃𝑟𝑜𝑑𝑢𝑐𝑐𝑖ó𝑛 = (𝐼𝑛𝑣𝑒𝑛𝑡𝑎𝑟𝑖𝑜 ℎ𝑜𝑦 − 𝐼𝑛𝑣𝑒𝑛𝑡𝑎𝑟𝑖𝑜 𝑎𝑦𝑒𝑟) + 𝐵𝑜𝑚𝑏𝑒𝑜 Ec. [2]

Bloque 56 Lago Agrio

En este bloque, cada uno de los pozos se dirige a su respectiva estación

correspondiente a cada campo, por lo que no existe ningún problema ya que

la producción del campo es la misma producción de la estación. La

producción de los campos Lago Central, Lago Norte y Parahuacu se

conectan al oleoducto secundario del área Libertador, mientras que la

producción del campo Guanta se conecta al oleoducto secundario del área

Cuyabeno, como se puede observar en la Figura 33 y en los Anexos 3 al 6.

Figura 33: Distribución Estaciones Bloque 56


Para los campos del Bloque 56, la producción se determina así:

𝑃𝑟𝑜𝑑. 𝑇𝑜𝑡𝑎𝑙 𝐿𝑎𝑔𝑜 𝐶𝑒𝑛𝑡𝑟𝑎𝑙 = (𝐼𝑛𝑣𝑒𝑛𝑡𝑎𝑟𝑖𝑜 ℎ𝑜𝑦 − 𝐼𝑛𝑣𝑒𝑛𝑡𝑎𝑟𝑖𝑜 𝑎𝑦𝑒𝑟) + 𝐵𝑜𝑚𝑏𝑒𝑜

54

𝑃𝑟𝑜𝑑. 𝑇𝑜𝑡𝑎𝑙 𝐿𝑎𝑔𝑜 𝑁𝑜𝑟𝑡𝑒 = (𝐼𝑛𝑣𝑒𝑛𝑡𝑎𝑟𝑖𝑜 ℎ𝑜𝑦 − 𝐼𝑛𝑣𝑒𝑛𝑡𝑎𝑟𝑖𝑜 𝑎𝑦𝑒𝑟) + 𝐵𝑜𝑚𝑏𝑒𝑜

𝑃𝑟𝑜𝑑. 𝑇𝑜𝑡𝑎𝑙 𝑃𝑎𝑟𝑎ℎ𝑢𝑎𝑐𝑢 = (𝐼𝑛𝑣𝑒𝑛𝑡𝑎𝑟𝑖𝑜 ℎ𝑜𝑦 − 𝐼𝑛𝑣𝑒𝑛𝑡𝑎𝑟𝑖𝑜 𝑎𝑦𝑒𝑟) + 𝐵𝑜𝑚𝑏𝑒𝑜

𝑃𝑟𝑜𝑑. 𝑇𝑜𝑡𝑎𝑙 𝐺𝑢𝑎𝑛𝑡𝑎 = (𝐼𝑛𝑣𝑒𝑛𝑡𝑎𝑟𝑖𝑜 ℎ𝑜𝑦 − 𝐼𝑛𝑣𝑒𝑛𝑡𝑎𝑟𝑖𝑜 𝑎𝑦𝑒𝑟) + 𝐵𝑜𝑚𝑏𝑒𝑜

Bloque 57 Shushufindi

En este bloque, como se observa en la Figura 34 y en los Anexos 7 al 13, la

producción de los campos Shushufindi Central, Shushufindi Sur, Shushufindi

Sur-Oeste, Shushufindi Norte y Aguarico, se dirige al tanque de oleoducto

ubicado en la estación Shushufindi Central. De aquí, una parte es enviada a

Refinería y la otra va directamente al SOTE. La producción de los campos

Cobra y Condorazo es transportada por medio de tanqueros hacia la

estación Drago, desde donde se conecta al SOTE.

55

Figura 34: Distribución Estaciones Bloque 57 Shushufindi


Para los campos del Bloque 57 Shushufindi, la producción se determina así:

𝑃𝑟𝑜𝑑. 𝑇𝑜𝑡𝑎𝑙 𝑆𝑆𝐹𝐷 𝐶𝑒𝑛𝑡𝑟𝑎𝑙 = (𝐼𝑛𝑣𝑒𝑛𝑡𝑎𝑟𝑖𝑜 ℎ𝑜𝑦 − 𝐼𝑛𝑣𝑒𝑛𝑡𝑎𝑟𝑖𝑜 𝑎𝑦𝑒𝑟) + 𝐵𝑜𝑚𝑏𝑒𝑜

𝑃𝑟𝑜𝑑. 𝑇𝑜𝑡𝑎𝑙 𝑆𝑆𝐹𝐷 𝑆𝑢𝑟 = (𝐼𝑛𝑣𝑒𝑛𝑡𝑎𝑟𝑖𝑜 ℎ𝑜𝑦 − 𝐼𝑛𝑣𝑒𝑛𝑡𝑎𝑟𝑖𝑜 𝑎𝑦𝑒𝑟) + 𝐵𝑜𝑚𝑏𝑒𝑜

56

𝑃𝑟𝑜𝑑. 𝑇𝑜𝑡𝑎𝑙 𝑆𝑆𝐹𝐷 𝑆𝑢𝑟 − 𝑂�

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