CD-3414

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ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL 
 
 
 
FACULTAD DE INGENIERÍA EN GEOLOGÍA Y 
PETRÓLEOS 
 
 
 
 
 “Factibilidad de Reemplazo del Sistema de Producci ón por Gas 
Lift en los Campos Secoya, Shuara y Pichincha del Á rea 
Libertador” 
 
 
 
PROYECTO PREVIO A LA OBTENCIÓN DEL TÍTULO DE INGENI EROS EN 
PETRÓLEOS 
 
 
 
ROBERTO ALEJANDRO OCHOA CELI 
alejandro_gol1611@hotmail.com 
KARINA ALEXANDRA VALLEJO CULQUI 
karina_100v@hotmail.com 
 
 
 
DIRECTOR: ING. FRANKLIN TITUAÑA MORALES 
CO-DIRECTOR: ING. ANGEL USHIÑA PUMA 
 
 
 
 
 
 
Quito, Febrero 2010 
II 
 
DECLARACIÓN 
 
Nosotros, VALLEJO CULQUI KARINA ALEXANDRA, OCHOA CELI ROBERTO ALEJANDRO, declaramos 
bajo juramento que el trabajo aquí descrito es de nuestra autoría; que no ha sido previamente 
presentada para ningún grado o calificación profesional; y, que hemos consultado las referencias 
bibliográficas que se incluyen en este documento. 
 
A través de la presente declaración cedemos nuestros derechos de propiedad intelectual 
correspondientes a este trabajo, a la Escuela Politécnica Nacional, según lo establecido por la Ley 
de Propiedad Intelectual, por su Reglamento y por la normatividad institucional vigente. 
 
 
 
 
 
 
 KARINA VALLEJO CULQUI 
 
 ROBERTO OCHOA CELI 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
III 
 
CERTIFICACIÓN 
 
Certifico que el presente trabajo fue desarrollado por Karina Alexandra Vallejo 
Culqui y Roberto Alejandro Ochoa Celi, bajo mi supervisión. 
 
 
 
 
 
 
 ING. FRANKLIN TITUAÑA ING. ANGEL USHIÑA 
DIRECTOR DE PROYECTO CO-DIRECTOR DE PROYECTO 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
IV 
 
AGRADECIMIENTOS 
 
A Dios por haberme permitido culminar una de mis más preciadas metas y por 
haberme dado la oportunidad de compartirla con mis seres queridos aquellos que 
fueron participes de mis triunfos y fracasos y me apoyaron incondicionalmente. 
 
A mi madre Sandra y a José quienes con mucho amor y esfuerzo incomparable 
me permitieron emprender el largo sendero de la vida, gracias por ser el pilar 
incondicional para mi superación, no los defraudaré 
 
A mi hermano Esteban con el que he compartido los momentos más significativos 
de mi vida, gracias por todo tu apoyo y no dudes del mío. A mis tres ángeles que 
aún en el cielo siguen junto a mí en mi mente y mi corazón. A toda mi invaluable 
familia de quienes he recibido todo el abrigo y afecto alentador para seguir 
adelante. 
 
A la Escuela Politécnica Nacional y de manera especial a la Carrera de Ingeniería 
en Petróleos y al personal que la conforma. 
 
Al Ingeniero Franklin Tituaña por la apertura brindada para que este sueño se 
hiciera realidad, por compartir sus conocimientos y ser una persona muy paciente 
y comprometida con su trabajo y junto con él, todo el personal que conforma EP-
Petroecuador. Al Ingeniero Ángel Ushiña por la colaboración ofrecida durante la 
realización del proyecto. 
 
A todos mis amigos porque con ellos compartí las mejores experiencias en mi 
vida universitaria, gracias por su apoyo. A Roberto quien ha más de ser un 
compañero es un buen amigo, gracias por todos tus consejos y por la ayuda en la 
realización del presente proyecto. 
 
Karina 
 
V 
 
DEDICATORIA 
 
A la persona más importante de mi vida, quién ha sido mi guía, ejemplo e 
inspiración para poder enfrentar los nuevos retos que día a día se presentan en 
mi andar, a mi mami Sandra. Me permitiste estar viva junto a ti, jamás me 
desamparaste, estuviste cuando más te necesité, y ahora me proporcionas la 
principal herramienta para enrumbarme en el largo sendero de la vida. No te 
puedo pedir más, me lo has dado todo, soy la persona que soy gracias a ti. Éste 
logro también es tuyo. 
 
 
Karina 
 
 
 
 
 
VI 
 
AGRADECIMIENTOS 
 
 
A Dios, por estar conmigo en cada paso que doy, por fortalecer mi corazón e 
iluminar mi mente. 
 
A mi familia por el apoyo incondicional recibido a lo largo de toda mi carrera 
estudiantil, en especial a mis amados padres. 
 
A mis hermanos y primos, porque siempre creyeron en mi y me dieron aliento 
para seguir adelante. 
 
A mi compañera de tesis, pero sobre todo amiga, por su incondicional apoyo en 
todos los momentos de mi vida. 
 
A todos mis amigos con los que siempre podré contar, pues su amistad es 
valiosa. 
 
Al Ingeniero Franklin Tituaña, por su colaboración y acertada Dirección durante el 
desarrollo del presente estudio. 
 
A todos y cada uno de los Ingenieros del Departamento de Petróleos, por 
compartir e impartir sus valiosos conocimientos. 
 
 
Roberto Ochoa CeliRoberto Ochoa CeliRoberto Ochoa CeliRoberto Ochoa Celi 
VII 
 
DEDICATORIA 
 
A Dios por ser mi guía en todo momento, por darme fuerza y valor para seguir 
adelante cuando he estado por decaer. Le doy gracias por darme la oportunidad 
de ver mis sueños realizados haciendo que esto sea un primer paso para mi 
enriquecimiento profesional. 
 
A mis padres, porque además de ser quienes me dieron la vida siempre han 
representado lo más importante en mi corazón, siendo la guía y el soporte en 
cada paso que he dado, brindándome su amor incondicional. 
 
A mi familia, por sus consejos y apoyo incondicional. 
 
A mis sobrinos, por sacarme una sonrisa y brindarme cariño en los momentos 
difíciles. 
 
Y a todas aquellas personas que a lo largo de mi vida han confiado en mí y me 
han brindado su apoyo. 
 
 
 
 
Roberto Ochoa CeliRoberto Ochoa CeliRoberto Ochoa CeliRoberto Ochoa Celi 
VIII 
 
INDICE 
 
DECLARACIÓN _______________________________________ ______________ II 
CERTIFICACIÓN ____________________________________________________ III 
AGRADECIMIENTOS _______________________________________________ IV 
DEDICATORIA ______________________________________________________ V 
INDICE __________________________________________________________ VIII 
ÍNDICE DE MAPAS _________________________________________________ XII 
ÍNDICE DE TABLAS __________________________________ _____________ XIII 
ÍNDICE DE GRÁFICOS ______________________________________________ XV 
ÍNDICE DE ANEXOS _______________________________________________ XVII 
SIMBOLOGÍA O SIGLAS _______________________________ ___________ XVIII 
RESUMEN _______________________________________________________ XXI 
PRESENTACIÓN __________________________________________________ XXII 
 
CAPITULO 1 __________________________________________________________ 1 
 
CARACTERÍSTICAS DE LOS CAMPOS SECOYA, SHUARA Y PICH INCHA DEL 
AREA LIBERTADOR _________________________________________ 1 
 
1.1 ÁREA LIBERTADOR _______________________________________________ 1 
1.1.1 UBICACIÓN GEOGRÁFICA _______________________________________ 1 
1.1.2 RESEÑA HISTORICA DE LOS CAMPOS ____________________________ 1 
1.1.3 ESTRUCTURA GEOLÓGICA _____________________________________ 4 
1.1.3.1 LITOLOGIA ________________________________________________ 4 
1.1.4 DESCRIPCIÓN DEL TIPO DE RESERVORIO ________________________ 5 
1.1.4.1 CONTACTO AGUA PETRÓLEO __________________________________ 6 
1.1.4.2 AVANCE DE AGUA __________________________________________ 8 
1.1.5 RESERVAS __________________________________________________ 12 
1.1.6 MECANISMOS DE PRODUCCIÓN ________________________________ 12 
1.1.7 PRODUCCIÓN DE CAMPOS EN ESTUDIO _________________________ 13 
 
CAPITULO 2 _________________________________________________________ 16 
 
EVALUACIÓN DE LA SITUACIÓN ACTUAL DEL SISTEMA DE PR ODUCCIÓN POR 
GAS LIFT EN LAS ESTACIONES SHUARA, PICHINCHA Y SECO YA 16 
 
2.1 FACILIDADES DE PRODUCCIÓN DE LAS ESTACIONES SECOYA, SHUARA Y 
PICHINCHA _________________________________________________________ 16 
2.1.1 ESTACIÓN SECOYA ___________________________________________ 17 
2.1.2 ESTACIÓN SHUARA ___________________________________________ 20 
IX 
 
2.1.3 ESTACIÓN PICHINCHA ________________________________________ 22 
2.2 ESTADO ACTUAL DEL SISTEMA GASLIFT ___________________________ 24 
2.3 ESTADO ACTUAL DEL SISTEMA DE CAPTACIÓN DE GAS ______________ 25 
2.3.1 VOLUMENES DE GAS CAPTADO Y SU UTILIZACIÓN EN LAS ESTACIONES 
EN ESTUDIO ______________________________________________________ 26 
2.3.2 COMPONENTES PARA LA CAPTACIÓN DEL GAS ___________________ 27 
2.3.2.1 COMPRESORES ___________________________________________ 27 
2.3.2.2 GASODUCTOS ____________________________________________ 28 
2.3.2.3 EQUIPO AUXILIARES _______________________________________ 28 
2.3.2.3.1 PULMONES ___________________________________________ 28 
2.3.2.3.2 SISTEMA ELÉCTRICO AUXILIAR __________________________ 28 
2.3.2.3.3 SISTEMA DE ACCESORIOS Y FITTINGS ____________________ 28 
2.3.2.3.4 ACCESORIOS DE ENTRADA CENTRAL DE GENERACIÓN _____ 28 
2.4 HISTORIALES DE REACONDICIONAMIENTO DE LOS CAMPOS SHUARA, 
SECOYA Y PICHINCHA _______________________________________________ 29 
2.4.1 HISTORIALES DE REACONDICIONAMIENTO CAMPO SECOYA _______ 29 
2.4.2 HISTORIALES DE REACONDICIONAMIENTO CAMPO SHUARA _______ 36 
2.4.3 HISTORIALES DE REACONDICIONAMIENTO CAMPO PICHINCHA _____ 42 
2.5 HISTORIALES DE PRODUCCIÓN DE LOS CAMPOS, SECOYA, SHUARA Y 
PICHINCHA _________________________________________________________ 49 
2.5.1 HISTORIAL DE PRODUCCIÓN DEL POZO SECOYA-04 _______________ 49 
2.5.2 HISTORIAL DE PRODUCCIÓN DEL POZO SHUARA - 03 ______________ 52 
2.5.3 HISTORIAL DE PRODUCCIÓN DEL POZO SECOYA – 20 _____________ 55 
2.6 ANÁLISIS DE LAS ZONAS EN LOS POZOS ESTUDIADOS EN LOS CAMPOS 
SECOYA, SHUARA Y PICHINCHA _______________________________________ 58 
 
CAPITULO 3 _________________________________________________________ 61 
 
DISEÑO DE SISTEMAS DE PRODUCCIÓN ALTERNATIVOS PARA REEMPLAZAR 
EL SISTEMA DE GAS LIFT EN LAS ESTACIONES SHUARA, 
PICHINCHA Y SECOYA _____________________________________ 61 
 
3.1 CONSIDERACIONES TEÓRICAS DE LOS SISTEMAS DE PRODUCCIÓN ____ 61 
3.1.1 PRODUCCIÓN A FLUJO NATURAL _______________________________ 61 
3.1.2 SISTEMA DE PRODUCCIÓN POR BOMBEO HIDRÁULICO ____________ 61 
3.1.1.1 BOMBEO HIDRÁULICO TIPO PISTÓN _________________________ 62 
3.1.1.2 BOMBEO HIDRÁULICO TIPO JET _____________________________ 63 
3.1.3 SISTEMA DE PRODUCCIÓN POR BOMBEO NEUMÁTICO (GAS LIFT) __ 66 
3.1.4 SISTEMA DE PRODUCCIÓN POR BOMBEO MECÁNICO _____________ 68 
3.1.5 BOMBEO ELECTROSUMERGIBLE _______________________________ 72 
3.1.6 BOMBAS DE CAVIDADES PROGRESIVAS O PCP (PROGRESSING CAVITY 
PUMP) ___________________________________________________________ 84 
X 
 
3.2 ANÁLISIS PARA EL PROCESO DE SELECCIÓN ________________________ 86 
3.3 EJEMPLOS DE DISEÑO BES Y BOMBEO MECÁNICO ___________________ 89 
3.3.1 BOMBEO ELECTROSUMERGIBLE PARA EL POZO SHUARA 03 _______ 89 
3.3.2 BOMBEO MECÁNICO PARA EL POZO SECOYA 04 __________________ 99 
3.3.3 RESULTADOS DEL DISEÑO DE BOMBEO ELECTROSUMERGIBLE PARA 
EL POZO SECOYA 20 DE LA ARENA “T INFERIOR”. _____________________ 111 
 
CAPITULO 4 ________________________________________________________ 113 
 
ALTERNATIVAS PARA EL USO DEL GAS ASOCIADO Y FACILID ADES DE 
PRODUCCIÓN DEL SISTEMA DE LEVANTAMIENTO POR GAS LIF T
 ________________________________________________________ 113 
 
4.1 ANÁLISIS DE LA SITUACIÓN ACTUAL DEL USO DEL GAS ASOCIADO EN LAS 
ESTACIONES EN ESTUDIO ___________________________________________ 113 
4.2 COMPOSICIÓN Y CARÁCTERÍSTICAS DEL GAS ASOCIADO PRESENTE EN 
LIBERTADOR ______________________________________________________ 114 
4.3 ALTERNATIVAS DE USO PARA EL GAS ASOCIADO ___________________ 116 
4.3.1 GENERACIÓN ELÉCTRICA ____________________________________ 117 
4.3.1.1 SISTEMAS DE CAPTACIÓN DE GAS Y VAPOR _________________ 118 
4.3.1.2 SISTEMA DE DESHIDRATACIÓN _____________________________ 120 
4.3.1.3 INTRODUCCIÓN A LOS MOTORES DE COMBUSTIÓN INTERNA. __ 121 
4.3.1.3.1 CARACTERÍSTICAS DEL COMBUSTIBLE ___________________ 122 
4.3.2 TRATAMIENTO TÉRMICO DEL CRUDO __________________________ 122 
4.3.3 PLANTA DE PROCESAMIENTO DE PETROINDUSTRIAL ____________ 124 
4.4 ALTERNATIVAS PARA EL USO DE LAS FACILIDADES DE PRODUCCIÓN DEL 
SISTEMA DE LEVANTAMIENTO POR GAS LIFT __________________________ 126 
4.4.1 SISTEMA DE COMPRESIÓN Y PRODUCCIÓN DE GAS ______________ 127 
4.4.2 SISTEMA DE ALIVIO Y VENTEO DE GAS DE LA ESTACIÓN. __________ 129 
4.4.2.1 SISTEMA DE ALIVIO Y VENTEO ALTA PRESIÓN _______________ 129 
4.4.2.2 SISTEMA DE ALIVIO Y VENTEO BAJA PRESIÓN _______________ 130 
 
CAPITULO 5 ________________________________________________________ 132 
 
ESTUDIO ECONÓMICO DE RESULTADOS _______________________________ 132 
 
5.1 INTRODUCCIÓN _________________________________________________ 132 
5.2 MÉTODOS DE EVALUACIÓN DE PROYECTOS ________________________ 132 
5.2.1 VALOR ACTUAL NETO (VAN) ___________________________________ 133 
5.2.2 TASA INTERNA DE RETORNO (TIR) _____________________________ 134 
XI 
 
5.2.3 RELACIÓN COSTO / BENEFICIO (RCB) ___________________________ 136 
5.3 COSTOS E INVERSIÓN DEL PROYECTO _____________________________ 137 
5.4 INGRESOS ___________________________________________________ 138 
5.5 EGRESOS ______________________________________________________ 139 
5.6 HIPÓTESIS EN LAS QUE SE BASA EL ANÁLISIS ECONÓMICO ___________ 139 
 
CAPITULO 6 ________________________________________________________ 137 
 
CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES _______________________________ 137 
 
REFERENCIAS BIBLIOGRAFICAS: _____________________________________ 142 
 
GLOSARIO 144 
 
ANEXOS 150 
XII 
 
ÍNDICE DE MAPAS 
 
MAPA 1.1 UBICACIÓN DEL CAMPO LIBERTADOR__________________________2 
MAPA 1.2SATURACIÓN DE AGUA ARENA “T INFERIOR”_____________________8 
MAPA 1.3 SATURACIÓN DE AGUA ARENA “T SUPERIOR”____________________9 
MAPA 1.4 SATURACIÓN DE AGUA ARENA “U INFERIOR”___________________10 
MAPA 1.5 SATURACIÓN DE AGUA ARENA “U SUPERIOR”__________________11 
 
 
 
XIII 
 
ÍNDICE DE TABLAS 
 
TABLA 1.1 PARÁMETROS PVT DE LAS ARENAS Y DE LOS FLUIDOS DE LOS 
CAMPOS PICHINCHA, SHUARA Y SECOYA _____________________ 6 
TABLA 1.2 PROFUNDIDADES DE LOS CONTACTOS AGUA - PETRÓLEO INICIAL
 __________________________________________________________ 7 
TABLA 1.3 RESERVAS DE PETRÓLEO DEL CAMPO LIBERTADOR EN 
PRODUCCIÓN POR YACIMIENTO_____________________________12 
TABLA 1.4 PRODUCCIÓN POR CAMPOS Y MÉTODOS. POZOS 
PRODUCIENDO JULIO 2010 ________________________________ 13 
TABLA 1.5 POZOS REINYECTORES EN LOS CAMPOS SHUARA, SECOYA Y 
PICHINCHA. AGOSTO 2010 __________________________________ 14 
TABLA 1.6 ESTADO ACTUAL DE LOS POZOS QUE SE ENCUENTRAN UBICADOS 
EN LOS CAMPOS SHUARA, PICHINCHA Y SECOYA._____________ 15 
TABLA 2.1 EQUIPOS Y FACILIDADES DE PRODUCCIÓN DE LA ESTACIÓN 
SECOYA _________________________________________________18 
TABLA 2.2 EQUIPOS Y FACILIDADES DE PRODUCCIÓN DE LA ESTACIÓN 
SHUARA__________________________________________________21 
TABLA 2.3 EQUIPOS Y FACILIDADES DE PRODUCCIÓN DE LA ESTACIÓN 
PICHINCHA________________________________________________23 
TABLA 2.4 TIEMPO OPERADO POR LAS UNIDADES DE GAS LIFT EN LAS 
ESTACIONES SECOYA Y PICHINCHA. _________________________ 24 
TABLA 2.5 TIEMPO OPERADO POR LAS UNIDADES DE CAPTACIÓN DE GAS EN 
LAS ESTACIONES PICHINCHA Y SHUARA. _____________________ 25 
TABLA 2.6 CAPTACIÓN DE GAS EN LAS ESTACIONES SECOYA, PICHINCHA Y 
SHUARA__________________________________________________26 
TABLA 2.7 COMPONENTES PARA LA CAPTACIÓN DEL GAS _______________ 27 
TABLA 2.8 PETROFISICA POZOS EN ESTUDIO __________________________ 58 
TABLA 2.9 PETROFISICA POZOS VECINOS _____________________________ 59 
TABLA 2.10 ANÁLISIS DE LAS ZONAS EN LOS POZOS DE LOS CAMPOS 
SECOYA, SHUARA Y PICHINCHA _____________________________ 60 
TABLA 3.1 PARÁMETROS PARA LA SELECCIÓN DEL TIPO DE LEVANTAMIENTO
 _________________________________________________________ 86 
TABLA 3.2 RESULTADOS PARA LA COMPARACIÓN TÉCNICA DE CADA POZO 87 
XIV 
 
TABLA 3.3 EJEMPLOS DE POZOSCON BAJOS CAUDALES EN EL ÁREA 
LIBERTADOR ______________________________________________ 88 
TABLA 3.4 DATOS PARA DISEÑAR BES EN EL POZO SHUARA 03 __________ 89 
TABLA 3.5 DATOS PARA DETERMINAR “N” ______________________________ 90 
TABLA 3.6 DATOS PARA LA CONSTRUCCIÓN DE LA CURVA IPR ___________ 91 
TABLA 3.7 RESULTADOS DEL POZO SHUARA 03 ________________________ 98 
TABLA 3.8 DATOS PARA DISEÑAR BOMBEO MECÁNICO EN EL POZO 
SECOYA04________________________________________________99 
TABLA 3.9 DATOS PARA DETERMINAR “N” _____________________________ 101 
TABLA 3.10 DATOS PARA LA CONSTRUCCIÓN DE LA CURVA IPR __________ 102 
TABLA 3.11 RESULTADOS DEL POZO SECOYA 04 _______________________ 111 
TABLA 3.12 RESULTADOS DEL POZO SECOYA 20 _______________________ 112 
TABLA 4.1 ANÁLISIS DE CROMATOGRAFÍA DE GAS DEL CAMPO LIBERTADOR
 ________________________________________________________ 115 
TABLA 4.2 CARACTERÍSTICAS FÍSICO-QUÍMICAS DEL GAS DEL CAMPO 
LIBERTADOR _____________________________________________ 115 
TABLA 5.1 COSTOS ESTIMADOS BES _________________________________ 137 
TABLA 5.2 COSTOS ESTIMADOS BOMBEO MECÁNICO __________________ 138 
TABLA 5.3 COSTOS DE PREPRODUCCIÓN DE LOS POZOS SELECCIONADOS
 ________________________________________________________ 138 
TABLA 5.4 ANÁLISIS ECONÓMICO DEL PROYECTO _____________________ 141 
TABLA 5.5 CÁLCULO DE LA PRODUCCIÓN MENSUAL (INCLUYE DECLINACIÓN 
DEL 1,246% MENSUAL) ____________________________________ 141 
TABLA 5.6 CÁLCULO DEL VAN Y TIR (SE CONSIDERA EQUIPO DE BOMBEO 
MECÁNICO NUEVO) _______________________________________ 131 
TABLA 5.7 CÁLCULO DEL VAN Y TIR (SE CONSIDERA EQUIPO DE BOMBEO 
MECÁNICO DISPONIBLE EN BODEGA) _______________________ 134 
 
 
XV 
 
ÍNDICE DE GRÁFICOS 
 
GRÁFICO 1.1 PRODUCCIÓN CAMPO LIBERTADOR _________________________ 3 
GRÁFICO 2.1 PRODUCCIÓN DE PETRÓLEO y agua VS. TIEMPO (SECOYA 04) _ 49 
GRÁFICO 2.2 BSW VS. TIEMPO (SECOYA 04) ____________________________ 50 
GRÁFICO 2.3 PRODUCCIÓN DE PETRÓLEO y agua VS. TIEMPO (SECOYA 04: “T”)
 _________________________________________________________ 50 
GRÁFICO 2.4 PRODUCCIÓN DE PETRÓLEO y agua VS. TIEMPO (SECOYA 04: “U 
INFERIOR”) _______________________________________________ 51 
GRÁFICO 2.5 PRODUCCIÓN DE PETRÓLEO y agua VS. TIEMPO (SHUARA 03) _ 52 
GRÁFICO 2.6 BSW VS. TIEMPO (SHUARA 03) ___________________________ 52 
GRÁFICO 2.7 PRODUCCIÓN DE PETRÓLEO y agua VS. TIEMPO (SHUARA 03: “u” 
+ ”BT”) ____________________________________________________ 53 
GRÁFICO 2.8 PRODUCCIÓN DE PETRÓLEO y agua VS. TIEMPO (SHUARA 03: “u 
INFERIOR”) _______________________________________________ 53 
GRÁFICO 2.9 PRODUCCIÓN DE PETRÓLEO y agua VS. TIEMPO (SHUARA 03: “u 
superior”) _________________________________________________ 54 
GRÁFICO 2.10 PRODUCCIÓN DE PETRÓLEO y agua VS. TIEMPO (SHUARA 03: 
“T”) ______________________________________________________ 55 
GRÁFICO 2.11 PRODUCCIÓN DE PETRÓLEO Y AGUA VS. TIEMPO (SECOYA 20)
 _________________________________________________________ 55 
GRÁFICO 2.12 BSW VS. TIEMPO (SECOYA 20) _________________________ 56 
GRÁFICO 2.13 PRODUCCIÓN DE PETRÓLEO Y AGUA VS. TIEMPO (SECOYA 20: 
“T INFERIOR”) _____________________________________________ 56 
GRÁFICO 2.14 PRODUCCIÓN DE PETRÓLEO Y AGUA VS. TIEMPO (SECOYA 20: 
“U INFERIOR”) _____________________________________________ 57 
GRÁFICO 3.1 SISTEMA DE BOMBEO HIDRÁULICO _________________________ 62 
GRÁFICO 3.3 UNIDAD DE BOMBEO NEUMÁTICO (GAS LIFT) ________________ 66 
GRÁFICO 3.4 ESQUEMA DEL MECANISMO Y PARTES DEL BOMBEO MECÁNICO 
TIPO BALANCÍN ___________________________________________ 69 
GRÁFICO 3.5 PARTES DE UNA BOMBA DE SUCCIÓN DE POZOS PETROLÍFEROS
 _________________________________________________________ 70 
GRÁFICO 3.6 COMPONENTES DEL BOMBEO ELECTROSUMERGIBLE ________ 74 
XVI 
 
GRÁFICO 3.7 CORTE TRANSVERSAL DEL MOTOR DE UNA BOMBA 
ELECTROSUMERGIBLE _____________________________________ 75 
GRÁFICO 3.8 CORTE TRANSVERSAL DEL PROTECTOR DE UNA BOMBA 
ELECTROSUMERGIBLE _____________________________________ 76 
GRÁFICO 3.9 CORTE TRANSVERSAL DEL SEPARADOR DE GAS DE UNA BOMBA 
ELECTROSUMERGIBLE _____________________________________ 78 
GRÁFICO 3.10 RANGO DE TAMAÑOS DE CABLE __________________________ 80 
GRÁFICO 3.11 ESQUEMA DE SUPERFICIE Y FONDO DE LAS PCP ___________ 84 
GRÁFICO 3.12 Determinación del factor de turbulencia _______________________ 91 
GRÁFICO 3.13 Construcción de la curva IPR para el pozo Shuara 03 DE LA ARENA 
“U SUPERIOR” _____________________________________________ 92 
GRÁFICO 3.14 Determinación del factor de turbulencia ______________________ 101 
GRÁFICO 3.15 Construcción de la curva IPR para el pozo SECOYA 04 DE LA ARENA 
“U INFERIOR”_____________________________________________ 102 
GRÁFICO 4.1 Separadores y bota de Petroproducción _______________________ 124 
GRÁFICO 4.2 Diagrama de flujo de una estación de captación ________________ 125 
GRÁFICO 4.3 DIAGRAMA DE FLUJO DE PROCESOS 1.1 ___________________ 127 
GRÁFICO 4.4 DIAGRAMA DE FLUJO DE PROCESOS 1.2 ___________________ 128 
GRÁFICO 4.5 DIAGRAMA DE FLUJO DE PROCESOS 1.3 ___________________ 129 
GRÁFICO 4.6 DIAGRAMA DE FLUJO DE PROCESOS 1.4 ___________________ 130 
GRÁFICO 5.1 INGRESOS Y EGRESOS TOTALES ACUMULADOS VS. TIEMPO 132 
GRÁFICO 5.2 TIEMPO DE RECUPERACIÓN DE VALORES (VAN) vs. TIEMPO _ 133 
GRÁFICO 5.3 INGRESOS Y EGRESOS TOTALES ACUMULADOS VS. TIEMPO 135 
GRÁFICO 5.4 TIEMPO DE RECUPERACIÓN DE VALORES (VAN) vs. TIEMPO _ 136 
 
 
XVII 
 
ÍNDICE DE ANEXOS 
 
ANEXO 1. 151CONTACTOS AGUA – PETRÓLEO EN EL CAMPO LIBERTADOR
 ________________________________________________________ 151 
ANEXO 2. 155CRONOGRAMA DE PERFORACION - 2010 _________________ 155 
ANEXO 4. CORRELACIONES ESTRATIGRÁFICAS ESTRUCTURALES ______ 137 
ANEXO 5. RESERVAS REMANENTES EN OFM _________________________ 140 
ANEXO 6. SOLICITUD DE REACONDICIONAMIENTO #11 DEL SECOYA 20 __ 148 
ANEXO 7. COMPLETACIONES DE LOS POZOS EN ESTUDIO _____________ 151 
ANEXO 8. CURVA BOMBA REDA _____________________________________ 155 
ANEXO 9. SELECCIÓN DEL MOTOR __________________________________ 157 
ANEXO 10. SELECCIÓN DEL HOUSIN, PROTECTOR E INTAKE _____________ 159 
 HOUSING ________________________________________________ 160 
ANEXO 11. GRÁFICA PARA SELECCIONAR LA CARRERA Y LA UNIDAD DE 
BOMBEO ________________________________________________ 162 
ANEXO 12. DATOS DE LAS BOMBAS Y VARILLAS ________________________ 164 
ANEXO 13. RELACIÓN ADIMENSIONAL (F1/SKR) PARA CALCULAR LA CARGA 
MÁXIMA EN LA BARRA PULIDA. _____________________________ 166 
ANEXO 14. SELECCIÓN DEL BALANCÍN ________________________________ 168 
ANEXO 15. RELACIÓN ADIMENSIONAL (F2/SKR) PARA CALCULAR LA CARGA 
MÍNIMA EN LA BARRA PULIDA. _____________________________ 171 
ANEXO 16. RELACIÓN ADIMENSIONAL (2T/S2KR) PARA CALCULAR TORQUE 
MÁXIMO EN LA CAJA DE ENGRANAJES ______________________ 173 
ANEXO 17. VALOR DE AJUSTE (TA) PARA CORREGIR TORQUE MÁXIMO (PARA 
WRF/SKR ≠ 0,3) ___________________________________________ 175 
ANEXO 18. SELECCIÓN DE LA CAJA DE ENGRANAJES ___________________ 177 
ANEXO 19. RELACIÓN ADIMENSIONAL (F3/SKR) PARA CALCULAR LA 
POTENCIA DEL MOTOR ____________________________________ 179 
ANEXO 20. RELACIÓN ADIMENSIONAL (SO/S) PARA CALCULAR LA CARRERA 
EFECTIVA DEL PISTÓN ____________________________________ 181 
ANEXO 21. UNIDAD DE RECUPERACIÓN DE VAPOR (VRU) _______________ 183 
ANEXO 22. DIAGRAMA DE FLUJO DE PROCESOS ESTACIÓN DE PRODUCCIÓN 
SECOYA _________________________________________________ 185 
XVIII 
 
 
SIMBOLOGÍA O SIGLAS 
 
SÍMBOLO SIGNIFICADO 
 
BS25/26/27/28 Bombas Centrífugas 
BSW BASIC SEDIMENT AND WATER 
BSWC BASIC SEDIMENT AND WATER EN EL CASING 
BSWF BASIC SEDIMENT AND WATER EN LA FORMACIÓN 
BLS Barriles 
Boi Factor Volumétrico del petróleo Inicial [bls/BF] 
CA Pozo Abandonado 
CBE Contrabalance Efectivo [lbs]CG01/02 Compresores Estación Secoya 
CL20 Calentador de la Estación Secoya 
CPG Pozo Cerrado Gas Lift 
CPS Pozo Cerrado BES 
CPH Pozo Cerrado Hidráulico 
DG20/21 Depurador General de Gas 
DG22 Depurador de Gas de Manto y Combustible 
Er Constante Elástica de la Sarta de Varillas=8,12·10-7 in/lbs-ft 
FNC Flujo neto de caja 
Fr Factor de Corrección de Frecuencia 
Ft Caída de Presión por Fricción 
Fo Carga de Fluido Sobre la Bomba 
Fo/SKr Cálculo del Estiramiento de Cabillas adimensional 
FW20 Separadores de Producción de la Estación Secoya 
F1/SKr Carga Máxima en la Barra Pulida adimensional 
XIX 
 
GLS Gas Lift Survey 
GOR Relación Gas – Petróleo [PC/PCS] 
Hd Levantamiento Neto [ft] 
i Tasa de Actualización o Descuento 
IC21 Intercambiador de Calor Gas-Gas 
KD20/21 Knock Out Drum de Alta y Baja Presión 
MPRL Carga Mínima en la Barra Pulida [lbs] 
NC Número de Corridas 
NF Nivel Fluyente 
NI Nivel Inicial 
N/No’ Velocidad de Bombeo Adimensional 
PAB Profundidad de Asentamiento de la Bomba [ft] 
Pd Presión de Cabeza [ft] 
PEB Presión de Entrada a la Bomba [psi] 
Pf Pérdida de Carga por Fricción 
Pmp Profundidad media de las perforaciones [ft] 
PPS Pozo Productor por Bombeo Electrosumergible 
PPG Pozo Productor por Bombeo por Gas Lift 
PPRL Carga Máxima en la Barra Pulida [lbs] 
PRHP Potencia Requerida en la Carga en la Barra Pulida 
PT Torque Máximo 
PVT Presión, Volumen, Temperatura 
Pvc Pérdida de Voltaje en el Cable [V] 
QE20/21 Tea de Alta Presión 
LSL Laberinto – Serie – Laberinto 
RCB Relación Costo/Beneficio 
SG01 Bota de Gas 
XX 
 
S.O.T.E. Sistema de Oleoducto Transecuatoriano 
SP Carrera del Pistón 
SSTVD Sub Sea Total Vertical Depth 
ST20/21 Separadores de Producción de la Estación Secoya 
TBR Total Barriles Recuperados 
TDH Altura Dinámica Total [ft] 
TEB Temperatura de Entrada a la Bomba [ºF] 
THE Total Horas Evaluadas 
TL01 Tanque de Lavado 
TIR Tasa Interna de Retorno 
VAN Valor Actual Neto 
VF Valor futuro 
VP Valor presente 
VRU Unidad de Recuperación de Vapor 
Vtfeb Volumen Total de Fluidos a la Entrada de la Bomba [BY] 
W Peso Total de la Sarta 
Wr Peso de las Varillas en el Aire (Bombeo Mecánico)[ lbs/ft] 
Wrf Peso Total de la Sarta de Varillas en Flotación [lbs] 
 
 
 
 
 
XXI 
 
RESUMEN 
 
El presente proyecto está orientado a examinar la factibilidad de reemplazo del 
sistema de producción por gas lift en los Campos Secoya, Shuara y Pichincha del 
Área Libertador, mediante el análisis de los pozos que se encuentren produciendo 
a través del sistema de levantamiento Gas Lift, y del estado de las facilidades de 
producción de las estaciones, utilizando la información técnica disponible hasta 
Julio del 2010. 
 
Para la elaboración del presente proyecto, en los archivos de EP-Petroecuador 
tanto en Quito como en el Distrito Amazónico, se recopiló toda la información 
necesaria de historiales de reacondicionamiento y producción, datos PVT, 
parámetros petrofísicos de las arenas de los pozos en estudio, cromatografía de 
los gases, estado actual del sistema de producción por gas lift. 
 
De igual forma, para el cálculo de reservas remanentes y la visualización de 
producciones mensuales y bsw se utiliza el programa OFM (Oil Field Manager) de 
la compañía Schlumberger. 
 
En el proyecto se analiza los distintos sistemas de levantamiento artificial, siendo 
el elegido el más óptimo para los pozos estudiados, se realiza el respectivo 
diseño para cada uno de los pozos, y se presenta la metodología para el cálculo 
del diseño de bombeo mecánico y electrosumergible. 
 
Además en este proyecto se presenta varias alternativas de uso para el uso del 
gas asociado y facilidades de producción del sistema de levantamiento por Gas 
Lift. 
 
Finalmente, se realiza la evaluación económica, tomando como indicadores el 
TIR, VAN y RCB los cuales permitirán determinar si el proyecto es viable o no. 
 
 
XXII 
 
PRESENTACIÓN 
 
EP- Petroecuador ha visto la necesidad de reemplazar el sistema de producción 
de Gas Lift en el Área Libertador, por sistemas óptimos que permitan mantener o 
incrementar la producción actual, por lo que se ha propuesto realizar un estudio 
de los pozos en los Campos Secoya, Shuara y Pichincha. 
 
El presente proyecto consta de seis capítulos. En el primer capítulo se detalla la 
ubicación geográfica, descripción geológica y del tipo de reservorio, y 
mecanismos de producción en los Campos Secoya, Shuara y Pichincha. 
 
En el segundo capítulo se presenta la situación actual del sistema de producción 
por gas Lift en las estaciones Secoya, Shuara y Pichincha, el sistema de 
captación de gas, historiales de reacondicionamiento y producción. 
 
En el tercer capítulo se realiza un análisis de los diferentes sistemas de 
levantamiento artificial así como también el diseño de sistemas de producción 
alternativos para reemplazar al gas Lift en los pozos seleccionados de los 
Campos Secoya, Shuara y Pichincha. 
 
En el cuarto capítulo se analiza las alternativas para el uso del gas asociado en la 
generación eléctrica, tratamiento térmico del crudo o la operación por parte de la 
planta de procesamiento de Petroindustrial, y facilidades de producción. 
 
En el quinto capítulo se realiza el análisis de la factibilidad de la ejecución de este 
proyecto, teniendo en cuenta los costos de producción, tipo de sistema de 
levantamiento artificial requerido y producción proyectada, considerando los 
indicadores de la tasa interna de retorno (TIR) y el valor actual neto (VAN). 
 
En el sexto capítulo se presentan algunas conclusiones y recomendaciones a ser 
consideradas. 
 
 
CAPITULO 1 
CARACTERÍSTICAS DE LOS CAMPOS SECOYA, 
SHUARA Y PICHINCHA DEL AREA LIBERTADOR 
 
1.1 ÁREA LIBERTADOR 
 
1.1.1 UBICACIÓN GEOGRÁFICA 
 
El Área Libertador se encuentra ubicada en la Provincia de Sucumbíos en la 
zona norte de la Cuenca Oriente, entre las coordenadas geográficas de latitud 
desde 00º04’’ Sur hasta 00º06’ Norte y longitud desde 76º33’00’’ hasta 
76º36’40’’ Oeste, con una extensión de 25000 acres. 
 
Ésta constituye una de las áreas productoras de petróleo más importantes del 
Distrito Amazónico; ésta conformada por los siguientes campos: Shuara, 
Pichincha, Secoya, Shushuqui, Atacapi, Tetete, Tapi, Frontera, Pacayacu, 
Carabobo, Ocano, Peña Blanca y Chanangue. 
 
Los campos Chanangue y Carabobo continúan cerrados durante el año 2010, 
el pozo Ocano-01, cerrado por alto BSW y el pozo Peña Blanca-01 esperando 
reacondicionamiento. 
 
1.1.2 RESEÑA HISTORICA DE LOS CAMPOS 
 
En 1980, la Corporación Estatal Petrolera Ecuatoriana (CEPE) perforó las 
estructuras Secoya, Shuara y Shushuqui con los pozos Secoya 1 entre enero y 
febrero, Shuara 1 entre febrero y marzo, y Shushuqui 1 entre octubre y 
noviembre. 
 
 
 
MAPA 1.1 UBICACIÓN DEL CAMPO 
FUENTE: EP - Petroecuador
ELABORADO POR: EP - Petroecuador
UBICACIÓN DEL CAMPO LIBERTADOR 
Petroecuador 
Petroecuador 
2 
 
3 
 
 
Las primeras interpretaciones sísmicas mostraban a las tres estructuras antes 
mencionadas como independientes, pero interpretaciones posteriores, 
sustentadas en la información aportada por los pozos perforados, así como 
nuevos datos de interpretaciones sísmicas, permitieron elaborar un nuevo 
modelo estructural que integraba en un solo campo a las estructuras 
Shushuqui, Pacayacu, Shuara y Secoya. 
 
Los campos Secoya, Shuara, Shushuqui y Pacayacu empezaron su 
producción en 1982 y el campo Pichincha en 1989. En agosto de 1992 el 
campo Libertador alcanza su máxima producción con aproximadamente 
56.651 BPPD, a partir del cual comenzó a declinar como se observa en el 
gráfico 1.1. 
 
GRÁFICO 1.1 PRODUCCIÓN CAMPO LIBERTADOR 
 
FUENTE: EP - Petroecuador 
ELABORADO POR: EP – Petroecuador 
 
Los campos Secoya, Shuara y Pichincha tiene una producción aproximada de 
12083,76 BPPD (Ver Tabla 1.4). 
4 
 
 
1.1.3 ESTRUCTURA GEOLÓGICAPosee una estructura anticlinal alargada en sentido nor-noroeste y sur-suroeste 
con la presencia de fallas geológicas inversas de igual orientación. Las fallas 
en el Libertador están alineadas principalmente de Norte a Sur y 
probablemente mejoran la comunicación vertical; las fallas también rompen la 
Caliza B separando las formaciones U inferior y T. 
 
El tipo de entrampamiento en el Libertador es una combinación estructural y 
estratigráfica, la dirección de migración del petróleo proviene del sur y desde 
allí lleno las trampas del Libertador. 
 
1.1.3.1 LITOLOGIA 
 
La litología de las arenas se indica a continuación. 
 
ARENISCA “U" SUPERIOR 
Describe areniscas cuarzosas con frecuentes bioturbaciones y Ia presencia de 
intercalaciones de Iutita. A Ia base se desarrolla una secuencia grano-creciente 
y hacia arriba secuencias grano-decreciente. 
 
ARENISCA “U" MEDIA 
Es una arenisca de poco espesor, cuarzosa, con estratificación cruzada, 
ondulada y en partes masiva hacia Ia base, con delgadas intercalaciones 
Iutáceas. Hacia el techo se encuentra bioturbación. 
 
ARENISCA “U" INFERIOR 
Corresponde a una arenisca cuarzosa, en partes algo micácea, grano 
decreciente, Iimpia, masiva y con estratificación cruzada a Ia base, Iaminada al 
techo. 
 
 
5 
 
 
ARENISCA BASAL TENA 
Fue depositada rellenando canales erosionados, de tendencia SE y un ancho 
entre 140 y 250‘, definidos sobre Ia base de información sísmica. 
 
ARENISCA “T" SUPERIOR 
Define areniscas cuarzo-glautonílicas en bancos métricos de grano muy fino, 
masivas onduladas, con bioturbaciones. Tiene importante presencia de 
cemento calcáreo. 
 
ARENISCA “T" INFERIOR 
Es una arenisca cuarzosa en secuencias métricas grano decreciente de grano 
grueso a muy fino, con estratificación cruzada e intercalaciones Iutáceas. Tiene 
un importante contenido de glauconita, Ia misma que aparece ya en Ia parte 
media y superior del cuerpo "T" inferior. 
 
1.1.4 DESCRIPCIÓN DEL TIPO DE RESERVORIO 
 
La principal fuente de energía natural de los yacimientos del Área Libertador 
proviene de un empuje lateral y de fondo de intrusión de agua. 
Dentro de los parámetros petrofísicos promedios de las arenas en el Área 
Libertador se encuentra: la porosidad en un rango de 10,4 a 19%, la saturación 
de agua en un rango de 20% hasta 50%, el espesor neto de petróleo neto 
saturado tiene un rango de 7,5 a 65 pies, mientras que la permeabilidad del 
área en un rango de 10 a 1468 md. 
 
Las propiedades de las arenas y los fluidos del Área Libertador, se presentan 
en la tabla 1.1, en la que se puede apreciar los parámetros PVT de los fluidos; 
se encuentran dentro de los siguientes rangos: 
 
La presión inicial varía de 3000 a 4150 psi, indica que existió una buena 
presión inicial de los reservorios, la temperatura de reservorio varía de 195 a 
222 ºF, el factor volumétrico de petróleo se encuentra en un rango de 1,085 a 
6 
 
 
1,366 PCS/BLS, y mientras que la gravedad específica del gas en un rango de 
0,992 a 1,54 (aire = 1). 
 
TABLA 1.1 PARÁMETROS PVT DE LAS ARENAS Y DE LOS FLUIDOS DE 
LOS CAMPOS PICHINCHA, SHUARA Y SECOYA 
 
CAMPO ZONA 
Pb Tf 
º API 
GOR Boi GG 
(Psi) (ºF) (PCS/BF) (BL/BF) (aire = 1) 
PICHINCHA 
U inf 1243 227 28 281 1,22 1,25 
T 773 208 31,4 214 1,247 1,645 
SHUARA 
T 1120 216 31,7 383 1,31 1,62 
U inf 1100 217 28 274 1,29 1,21 
U sup 595 232 29,5 162 1,212 1,42 
SECOYA 
U 1085 205 28,3 282 1,17 1,12 
T 555 208 34,2 444 1,335 1,539 
 
FUENTE: Laboratorio de Yacimientos EP-Petroecuador 
ELABORADO POR: Karina Vallejo y Roberto Ochoa 
 
1.1.4.1 CONTACTO AGUA PETRÓLEO 
 
El contacto agua - petróleo inicial en las diferentes arenas del campo, están 
basadas en los registros eléctricos de los pozos, tomando en cuenta aquellos 
que se perforaron al inicio de la vida productiva del campo y aquellos que 
presenten condiciones iniciales por su ubicación. En el Anexo 1 encontramos 
los contactos definidos a partir de los registros eléctricos por áreas del campo 
Libertador. 
 
Arena Us: 
Se observan dos contactos agua – petróleo, en el Noroeste del campo en la 
zona de los pozos SSQ03 y SSQ19 se observa un CAP = -8088 pies SSTVD 
(Sub Sea True Vertical Depth) y al Suroeste del campo en la zona del pozo 
SHU13 se observa un CAP de -8185 pies SSTVD. 
 
Arena Ui: 
Se observan varios contactos agua - petróleo en la unidad U Inferior, pero 
considerando la fecha de perforación de los pozos se estableció un CAP inicial 
7 
 
 
preliminar de - 8300 pies SSTVD para las áreas Pichincha, Carabobo, 
Shushuqui y Secoya (los pozos SSQ07, SSQ06, SSQ21, SEC7B, PICH06, 
CAR03, CAR06 indican el contacto anteriormente mencionado). Además existe 
otro contacto inicial al Noreste del campo Libertador que pertenece a la zona 
donde están ubicados los pozos SHU06 y PAC05 indicando un CAP de -8280 
pies SSTVD. 
 
Arena Ts+Ti: 
En la arena T, se presentan distintas regiones de contactos iniciales, lo que 
implica una separación hidráulica vertical de estas arenas. 
 
En la arena T, se identificaron dos claros contactos en las regiones de Shuara, 
Pichincha, Secoya y Pacayacu a una profundidad de -8359 pies SSTVD y -
8471 pies SSTVD. Para la zona de Shushuqui se identificaron dos contactos a - 
8379 pies SSTVD y -8471 pies SSTVD. 
 
La profundidad de los contactos preliminares junto con sus niveles de 
referencia se resume en la tabla 1.2: 
 
TABLA 1.2 PROFUNDIDADES DE LOS CONTACTOS AGUA - PETRÓLEO 
INICIAL 
 
 
FUENTE: Simulación Matemática del Campo Libertador, EP-Petroecuador 
ELABORADO POR: Karina Vallejo y Roberto Ochoa 
 
8 
 
 
1.1.4.2 AVANCE DE AGUA 
Según los resultados de la simulación matemática realizada en el Área 
Libertador, se generaron los siguientes mapas de saturación de agua para las 
unidades “U” y “T”, los cuales permiten evidenciar zonas no drenadas todavía 
existentes en algunos pozos cerrados y productores. 
 
MAPA 1.2 SATURACIÓN DE AGUA ARENA “T INFERIOR” 
 
FUENTE: EP - Petroecuador 
ELABORADO POR: EP – Petroecuador 
9 
 
 
MAPA 1.3 SATURACIÓN DE AGUA ARENA “T SUPERIOR” 
 
 
FUENTE: EP - Petroecuador 
ELABORADO POR: EP - Petroecuador 
10 
 
 
MAPA 1.4 SATURACIÓN DE AGUA ARENA “U INFERIOR” 
 
 
FUENTE: EP - Petroecuador 
ELABORADO POR: EP - Petroecuador 
11 
 
 
MAPA 1.5 SATURACIÓN DE AGUA ARENA “U SUPERIOR” 
 
 
FUENTE: EP - Petroecuador 
ELABORADO POR: EP – Petroecuador 
12 
 
 
1.1.5 RESERVAS 
 
Los yacimientos son cuerpos de roca con comunicaciones hidráulicas en donde 
los hidrocarburos están acumulados. Las fuerzas capilares y gravitacionales 
controlan la distribución de los fluidos (petróleos, agua y gas) en dichas 
acumulaciones, que al ser perturbadas sus condiciones de presión iniciales 
mediante la perforación de pozos, expulsan parte de su contenido inicial hacia 
éstos y luego a la superficie. En términos generales, esa fracción recuperable 
es la reserva. 
 
Las Reservas Originales Probadas del Campo Libertador son 440.227,136 bls, 
con una producción acumulada de 326.740,048 bls. Además actualmente se 
tiene 113.487,088 de Reservas Remanentes como se indica en la tabla 1.3. 
 
TABLA 1.3 RESERVAS DE PETRÓLEO DEL CAMPO LIBERTADOR EN 
PRODUCCIÓN POR YACIMIENTO 
 
 
FUENTE: EP – Petroecuador Gerencia de Exploración y Producción. Coordinación de 
Desarrollo 
ELABORADO POR: Karina Vallejo y Roberto Ochoa 
 
1.1.6 MECANISMOS DE PRODUCCIÓN 
 
Dentro de los estudios y análisis PVT realizados sobre el Área Libertador, se ha 
determinado que esta Área corresponde a un yacimiento subsaturado con un 
empuje lateral y de fondo de intrusión de agua; por lo que la presión inicial es 
mayor que la del punto de burbuja como se señala en el Estudio de Simulación 
de Yacimientos, área Libertador, Tomo 1 (Diciembre-1997). Cuando la presión 
se reduce debido a la producción de fluidos, se crea un diferencial de presión aVOLUMEN IN FR PRODUCCIÓN RESERVAS 
PROBADAS PROBABLES TOTALES ACUMULADA REMANENTES
BLS BLS BLS Bls al 31/12/2009 Bls al 31/12/2009
BASAL TENA 123.525.500 15,00% 19,80 18.530.060 0 18.530.060 3.704.834 14.825.226 
U SUP 138.644.000 24,99% 29,50 34.647.136 0 34.647.136 25.935.218 8.711.918 
U INF 686.787.000 41,00% 27,90 281.582.670 0 281.582.670 202.249.638 79.333.032 
T 340.217.000 31,00% 31,80 105.467.270 0 105.467.270 94.850.357 10.616.913 
TOTAL 1.289.173.500 34,15% 440.227.136 0 440.227.136 326.740.047 113.487.089 
RESERVAS ORIGINALES
YACIMIENTO API
SITU (BF) (INICIAL)
13 
 
 
través del contacto agua – petróleo. De acuerdo con las leyes básicas de flujo 
de fluidos en medio poroso, el acuífero reacciona haciendo que el agua 
contenida en él, invada al reservorio de petróleo originando intrusión o influjo, lo 
que no solo ayuda a mantener la presión sino que permite un desplazamiento 
inmiscible del petróleo que se encuentra en la parte invadida. 
 
Algunos de los pozos del campo Libertador presentan producciones conjuntas 
de los yacimientos U (U Superior, U Media y U Inferior) y T (T Superior y T 
Inferior). Las pruebas iniciales de esos pozos fueron realizadas separadamente 
para cada arena y de esta manera se obtiene mayor información sobre la 
proveniencia de una posible producción de agua y además se podría 
determinar una distribución de la producción conjunta entre las arenas 
respectivas. 
 
1.1.7 PRODUCCIÓN DE CAMPOS EN ESTUDIO 
 
La historia de producción del Área Libertador inicia en Agosto de 1982, y esta 
proviene de los campos Secoya, Shuara, Shushuqui, Pichincha. 
 
De los pozos que se encuentran en producción, la distribución por sistemas de 
levantamiento es la siguiente (tabla 1.4): 
 
TABLA 1.4 PRODUCCIÓN POR CAMPOS Y MÉTODOS. POZOS 
PRODUCIENDO JULIO 2010. 
 
CAMPO MÉTODO BFPD BPPD BAPD BSW% TOTAL POZOS 
PICHINCHA PPS 11773 1299,55 10473,5 88,96 7 
SECOYA PPS 32175 8620,9 23563,8 
73,24 24 
PPG 243 128,79 114,21 47,00 1 
SHUARA 
PPS 15248 1841,32 13549,9 88,86 11 
PPG 276 193,2 82,8 30,00 1 
TOTAL 59715 12083,76 47784,1 80,02 44 
 
FUENTE: FORECAST, Julio 2010 
ELABORADO POR: Karina Vallejo y Roberto Ochoa 
 
14 
 
 
En el área Libertador, a finales del 2009 se cuenta con un total de 162 pozos 
perforados de los cuales 77 están produciendo, 53 pozos se encuentran 
cerrados, 8 pozos reinyectores cerrados, 10 pozos son reinyectores, 2 pozos 
esperando abandono y 12 pozos están abandonados. 
 
De acuerdo a FORECAST (Julio 2010), a inicios del 2010 se perforaron 5 
pozos: SEC-01RW, ARZ-2D, SHU-01RW, SEC -37D y SEC -38D. 
 
En cuanto al manejo de agua de formación en los campos Shuara, Secoya y 
Pichincha no existen problemas debido a que se tiene 6 pozos reinyectores 
como se indica en la tabla 1.5; evitando así la contaminación del medio 
ambiente. 
 
TABLA 1.5 POZOS REINYECTORES EN LOS CAMPOS SHUARA, SECOYA 
Y PICHINCHA. AGOSTO 2010 
 
POZOS 
ARENA 
AGUA AGUA 
REINYECTORES REINYECTADA BLS 
PRODUCIDA 
BLS 
SHU-01 RW HOLLIN 3963 
12643 
SHU -21 HOLLIN 8738 
SEC-25 HOLLIN 2782 
19188 
SEC-01 RW HOLLIN 16692 
PIC-01 RW HOLLIN 12696 
14070 
PIC-11 HOLLIN 1374 
TOTAL 46245 45901 
 
FUENTE: Campo Libertador- Sistema de Reinyección de Agua. Agosto 2010 
ELABORADO POR: Karina Vallejo y Roberto Ochoa 
 
El estado actual de los pozos que se encuentran ubicados en los campos 
Shuara, Pichincha y Secoya de acuerdo a FORECAST Julio 2010 se muestran 
en la tabla 1.6 
 
 
15 
 
 
TABLA 1.6 ESTADO ACTUAL DE LOS POZOS QUE SE ENCUENTRAN 
UBICADOS EN LOS CAMPOS SHUARA, PICHINCHA Y 
SECOYA. 
 
ESTACIÓN 
POZOS 
PPS PPG CPS CPH CPG CA PR TOTAL 
SHUARA 11 1 8 4 0 4 2 30 
PICHINCHA 7 0 6 1 1 0 2 17 
SECOYA 24 1 7 2 1 1 2 38 
TOTAL 42 2 21 7 2 5 6 85 
 
FUENTE: FORECAST, Julio 2010 
ELABORADO POR: Karina Vallejo y Roberto Ochoa 
 
16 
 
 
CAPITULO 2 
EVALUACIÓN DE LA SITUACIÓN ACTUAL DEL 
SISTEMA DE PRODUCCIÓN POR GAS LIFT EN LAS 
ESTACIONES SHUARA, PICHINCHA Y SECOYA 
 
Las facilidades de superficie para la producción por sistema Gas Lift de las 
estaciones Shuara, Secoya y Pichincha fueron instaladas hace 
aproximadamente 2 décadas, sobrepasando su vida útil (15 años), además la 
instrumentación instalada no facilita el monitoreo y/o control adecuado de las 
variables de proceso, lo cual dificulta tener una operación eficiente. 
 
Cabe destacar que la infraestructura existente en las estaciones fueron 
diseñadas y construidas bajo la base de producción de crudo con un contenido 
de agua relativamente bajo (BSW<10%) y a pesar de que se han incorporado 
nuevos pozos la infraestructura se encuentra sobredimensionada. 
 
El área Libertador, actualmente consta de 2 Pozos Productores de Gas Lift, 
(Shuara 03 y Secoya 04), y 2 Pozos Cerrados por Gas Lift (Secoya 06 y 
Secoya 20). 
 
Parte del gas captado en la estación Secoya es dirigido hacia las unidades de 
alta presión de inyección, que son alimentadas por unidades de captación de 
gas, hace que los compresores incrementen la presión y compriman el gas 
que son inyectados en los pozos. Se debe considerar que por ausencia de 
pozos a Gas Lift, la mayoría de estas unidades se encuentran en stand by; de 
las cinco unidades en la estación, solo una unidad se encuentra en operación. 
 
 
2.1 FACILIDADES DE PRODUCCIÓN DE LAS ESTACIONES 
SECOYA, SHUARA Y PICHINCHA 
 
17 
 
 
 
2.1.1 ESTACIÓN SECOYA 
 
En la estación de producción Secoya, existe un separador con una capacidad 
de 30.000 barriles, dos separadores de prueba con una capacidad de 5.000 y 
un separador de prueba con capacidad de 10.000 barriles, el petróleo 
proveniente de los separadores es transportado a un tanque de lavado de 
techo cónico con una capacidad de 24.354 barriles, el petróleo llega hacia un 
tanque de surgencia techo cónico con una capacidad de 32.540 barriles. La 
estación Secoya, dispone de tres tanques Oleoducto (1, 2 y 3) con una 
capacidad operativa de 80.000 barriles cada uno, que almacena el petróleo 
enviado de las estaciones Secoya, Pichincha, Shuara, Shushuqui y Tetete, esta 
última, la producción acumulada de Tapi, Tetete y Frontera. El crudo 
almacenado es conducido a la unidad LACT para ser enviado a la estación 
central en Lago Agrio y posteriormente bombeado al S.O.T.E. 
 
La unidad LACT es un conjunto de equipos diseñado para una eficiente 
transferencia del crudo de aceptable calidad (BSW 0,1%), al oleoducto, 
manteniendo una adecuada medida y contabilidad. La estación de producción 
Secoya cuenta con una unidad LACT que posee dos medidores de 
desplazamiento positivo, cinco bombas tipo pistón (2 Quintuplex + 3 Triplex 
conectadas en paralelo) para la transferencia del crudo al oleoducto, dos 
bombas centrífugas (que sirve de bombas booster a las bombas de 
transferencia a oleoducto) 
 
El gas captado (92.194 MPCS/M) en las estaciones Shuara y Pichincha es 
enviado a la estación de producción Secoya (Anteriormente la estación 
Shushuqui también aportaba con gas captado a la estación Secoya pero 
debido a que los pozos de gas lift fueron reemplazados, se encuentra fuera de 
operación), que conjuntamente con el gas captado en la misma estación 
Secoya, se emplea para la inyección en pozos con bombeo neumático. Esta 
captación se realiza en un rango de 30 – 35 psi y la presión de descarga varía 
18 
 
 
de 1200 a 1500 psi. Aproximadamente 69.750 MPCS/M del gas es succionado 
por Petroindustrial y 26.598 MPCS/M es quemado. 
El gas que llega a las instalaciones de Petroindustrial, es procesado a fin de 
separar el CO2, vapor de agua y condensados que acompañan al gas de 
formación, todos los condensados se almacenan y envían a Shushufindi para 
completar su proceso de refinación. El gas residual (14.446 MPCS/M), producto 
de este proceso (gas seco), seutiliza como combustible en los generadores 
eléctricos, compresores de la estación Secoya y parte de este gas (1,5 
MMPCS/D) es enviado hacia la Central de Generación Eléctrica Wartsila 
(Central de Generación que aporta con 11 MW al sistema interconectado de 
EP-Petroecuador). 
 
La tabla 2.1 muestra en detalle las instalaciones de superficie existentes en la 
estación de producción Secoya. 
 
TABLA 2.1 EQUIPOS Y FACILIDADES DE PRODUCCIÓN DE LA 
ESTACIÓN SECOYA 
 
 
FACILIDADES DE PRODUCCIÓN 
TANQUES CANTIDAD 
CAPACIDAD DIÁMETRO ALTURA 
TECHO 
Bls Ft ft 
SURGENCIA 1 32230 80 36 Cónico 
OLEODUCTO 3 
80000 120 40.30 Flotante 
80000 120 40.12 Flotante 
80000 120 42 Flotante 
LAVADO 1 24354 70 36 Cónico 
 
SEPARADORES 
UNIDADES 
CAPACIDAD 
Bls 
SEPARADOR DE PRODUCCION 30.000 
SEPARADOR DE PRUEBA 10.000 
SEPARADOR DE PRUEBA 5.000 
SEPARADOR DE PRUEBA 5.000 
19 
 
 
SISTEMA GAS LIFT 
EQUIPO 
MOTOR COMPRESOR 
MARCA RMP HP MARCA RPM PSI 
# 01 WHITE SUPERIOR 900 1504 WHITE SUPERIOR 450/900 1500 
# 02 WHITE SUPERIOR 900 1504 WHITE SUPERIOR 450/900 1500 
# 03 WHITE SUPERIOR 900 1504 WHITE SUPERIOR 450/900 1500 
# 04 WHITE SUPERIOR 900 1504 WHITE SUPERIOR 450/900 1500 
# 05 WHITE SUPERIOR 900 1408 WHITE SUPERIOR 450/900 1500 
 
 
BOMBAS DE TRANSFERENCIA A OLEODUCTO DE LA UNIDAD LA CT 
TIPO QUINTUPLEX TRIPLEX 
CANTIDAD 2 3 
NÚMERO 1 2 1 2 3 
MARCA Worthington Worthington Worthington Worthington Worthington 
MODELO VQE- H VQE- H VTE- H VTE- H VTE- H 
CAPACIDAD 660,8 [gpm] 660,8 [gpm] 442,6 [gpm] 442,6 [gpm] 399 [gpm] 
VELOCIDAD 212 [rpm] 212 [rpm] 237 [rpm] 237 [rpm] 214 [rpm] 
P.SUCCIÓN 40 [psi] 40 [psi] 40 [psi] 40 [psi] 40 [psi] 
P. DESCARGA 1020 [psi] 1020 [psi] 705 [psi] 705 [psi] 900 [psi] 
 
 
SISTEMA BOMBEO DE OLEODUCTO 
EQUIPO 
MOTOR BOMBA REDUCTOR 
MARCA HP MARCA GPM MARCA RED. 
BOMBA QUINTUPLEX # 1 OLEOD. # 01 Siemens 500 WORTH 660 VOITH 8.382:1 
BOMBA QUINTUPLEX # 2 OLEOD. # 02 Siemens 500 WORTH 660 VOITH 8.382:1 
BOMBA TRIPLEX # 1 OLEOD. # 03 General Electric 250 WORTH 442 VOITH 7,538:1 
BOMBA TRIPLEX # 2 OLEOD. # 04 General Electric 250 WORTH 442 JIV 8,030:1 
BOMBA TRIPLEX # 3 OLEOD. # 05 General Electric 250 WORTH 442 JIV 6,65:1 
BOMBA TRIPLEX # 4 OLEOD. # 06 General Electric 250 WORTH 399 VOITH 8.379:1 
 
 
SISTEMA COMPRESORES DE AIRE 
EQUIPO 
MOTOR COMPRESOR 
MARCA MODELO MARCA MODELO 
COMPR. AIRE DE GAS LIFT # 01 U.S S/P* SULARI S/P 
COMPR. AIRE DE GAS LIFT # 02 J.DEERE 4024TF270 SULARI 02250138-105 
COMPR. AIRE GENERADOR # 02 J.DEERE 4045DF150 SULARI S/P 
20 
 
 
SISTEMA CONTRA INCENDIOS 
EQUIPO 
MOTOR BOMBA 
MARCA MODELO HP MARCA MODELO RPM GPM 
Contra Incendios 
# 02 Agua DETROIT DDFP-T6FA 8401F 341 AURORA 648120 1770 2.000 
Contra Incendios 
 # 01 Espuma DEUZ S/P 43,5 EMI 80-432 S/P S/P 
TANQUES 
UNIDAD CAPACIDAD 
2 TANQUES DE ALMACENAMIENTO DE AGUA 2.800 BLS 
1 TANQUE PROPORCIONADOR DE ESPUMA 2.300 GLS 
 
S/P* Sin Placa 
FUENTE: Ingeniería en Petróleos; Área Libertador, Septiembre 2010 
ELABORADO POR: Karina Vallejo y Roberto Ochoa 
 
2.1.2 ESTACIÓN SHUARA 
 
La estación Shuara cuenta con dos separadores de 20.000 barriles de 
capacidad cada uno, y un separador de prueba con una capacidad de 10.000 
barriles. El petróleo proveniente de los separadores es transportado a un 
tanque de lavado con una capacidad de 11.541 barriles, finalmente el petróleo 
es almacenado en un tanque de surgencia techo cónico con una capacidad de 
16.116 barriles, para luego ser enviado a la estación de producción Secoya 
(mediante la unidad de transferencia), de donde es bombeado a la estación 
central en Lago Agrio. 
 
Además, en la estación existe una unidad de captación y compresión que 
aprovecha parte del gas captado del campo para enviar, al igual que la 
producción de petróleo, a la estación de producción Secoya. 
 
La tabla 2.2 muestra en detalle las instalaciones de superficie existentes en la 
estación Shuara. 
 
 
 
21 
 
 
TABLA 2.2 EQUIPOS Y FACILIDADES DE PRODUCCIÓN DE LA 
ESTACIÓN SHUARA 
 
FACILIDADES DE PRODUCCIÓN 
CANTIDAD UNIDAD CAPACIDAD 
2 SEPARADOR DE PRODUCCIÓN 20.000 BLS 
1 SEPARADOR DE PRUEBA 10.000 BLS 
1 TANQUE DE LAVADO 11.541 BLS 
1 TANQUE DE SURGENCIA 16.116 BLS 
1 TANQUE DE DIESEL 3.000 GLS 
5 MANIFOLDS MÚLTIPLES 5 POZOS C/U 
4 BOMBA PARA INYECCIÓN DE QUÍMICOS - 
 
 
SISTEMA BOMBAS DE TRANSFERENCIA 
EQUIPO 
MOTOR BOMBA 
MARCA HP MARCA 
Bomba de Transferencia 1 U.S. MOTORS 100 DURCO 
Bomba de Transferencia 2 U.S. MOTORS 100 DURCO 
 
 
SISTEMA CAPTACIÓN GAS 
EQUIPO 
MOTOR COMPRESOR 
MARCA RPM HP MARCA RPM PSI 
# 01 AJAX 270 / 300 360 AJAX 270 / 300 500 
# 02 AJAX 270 / 300 360 AJAX 270 / 300 500 
 
 
SISTEMA CONTRA INCENDIOS 
MOTOR BOMBA 
MARCA MODELO RPM MODELO RPM GPM 
Contra Incendios # 01 DETROIT 288 AURORA 1750 2.000 
Contra Incendios # 02 DETROIT 288 AURORA 1750 2.000 
 
 
TANQUES CONTRA INCENDIOS 
UNIDAD CAPACIDAD 
1 TANQUE DE ALMACENAMIENTO DE AGUA 3.000 BLS 
1 TANQUE PROPORCIONADOR DE ESPUMA 2300 GLS 
22 
 
 
SISTEMA AUXILIAR 
EQUIPO 
MOTOR BOMBA 
MARCA HP TIPO MARCA 
BOMBA SUMIDERO S/P* 5 ELÉCTRICO S/P 
COMPRESORES 
EQUIPO 
MOTOR COMPRESOR 
MARCA HP TIPO MARCA 
COMPRESOR AIRE # 1 GENERAL E. 20 ELÉCTRICO QUINCY 
COMPRESOR AIRE # 2 LISTER 29.5 MECÁNICO QUINCY 
 
 S/P* Sin Placa 
 
FUENTE: Ingeniería en Petróleos; Área Libertador, Septiembre 2010 
ELABORADO POR: Karina Vallejo y Roberto Ochoa 
 
2.1.3 ESTACIÓN PICHINCHA 
 
La estación Pichincha cuenta con tres separadores de producción de 20.000 
barriles de capacidad cada uno, y un separador de prueba con una capacidad 
de 10.000 barriles. El petróleo proveniente de los separadores es transportado 
a un tanque de lavado con una capacidad de 32.230 barriles, finalmente el 
petróleo es almacenado en un tanque de surgencia con una capacidad de 
40.790 barriles, para luego ser enviado a la estación de producción – bombeo 
Secoya mediante la unidad de transferencia. 
 
La unidad de captación existente en la estación es favorecida con 5.115 
MPCS/M (20,89% del gas de formación) de gas utilizados como combustible, 
18.600 MPCS/M (75,95% del gas de formación) es comprimido y enviado 
directamente a la red de distribución de alta presión de la estación Secoya. 
 
La tabla 2.3 muestra en detalle las instalaciones de superficie existentes en la 
estación Pichincha. 
 
 
 
23 
 
 
TABLA 2.3 EQUIPOS Y FACILIDADES DE PRODUCCIÓN DE LA 
ESTACIÓN PICHINCHA. 
 
FACILIDADES DE PRODUCCIÓN 
CANTIDAD UNIDAD CAPACIDAD 
3 SEPARADOR DE PRODUCCIÓN 20000 BLS 
1 SEPARADOR DE PRUEBA 10000 BLS 
1 TANQUE DE LAVADO 32230 BLS 
1 TANQUE DE SURGENCIA 40790 BLS 
1 TANQUE DE DIESEL 9000 BLS 
4 MANIFOLD MÚLTIPLES 
2 BOMBAS PARA INYECCIÓN DE QUÍMICOS 
 
SISTEMA GAS LIFT 
EQUIPO 
MOTOR COMPRESOR 
MARCA MODELO RPM HP MARCA MODELO RPM PSI 
# 01 WHITE SUPERIOR 16G825 900 1408 WHITE SUPERIOR MW / 64 450 / 900 1408 
 
SISTEMA CAPTACIÓN GAS 
EQUIPO 
MOTOR COMPRESOR 
MARCA MODELO RPM HP MARCA MODELO RPM PSI 
# 01 AJAX DPC - 360 250 / 400 360 AJAX DPC - 360 250 / 400 500 
# 02 AJAX DPC - 360 250 / 400 360 AJAX DPC - 360 250 / 400 500 
 
SISTEMA BOMBAS DE TRANSFERENCIA 
EQUIPO 
MOTOR BOMBA 
MARCA MODELO ARREGLO HP MARCA MODELO GPM 
# 03 (D) Caterpillar 3406 7C6843 250 GASSO 2652 94 
 
SISTEMA CONTRA INCENDIOS 
EQUIPO 
MOTOR BOMBA 
MARCA HP TIPO MARCA GPM 
# 01 GENERAL ELECTRIC 150 ELÉCTRICO AURORA 1000 
# 02 DETROIT 195 DIESEL AURORA 1000 
TANQUES 
UNIDAD CAPACIDAD 
2 TANQUES DE ALMACENAMIENTO DE AGUA 2000 BLS 
1 TANQUE PROPORCIONADOR DE ESPUMA 
1000 GLS 
24 
 
 
 
SISTEMA COMPRESORES DE AIRE 
EQUIPO MOTOR COMPRESOR 
 MARCA MODELO HP MARCA MODELO 
COMP.A # 01 AJAX G. ELECTRIC 5K256BC205 20 QUINCY 325 
COMP.A # 01 SEP. G. ELECTRIC 5K213BC205A 7,5 QUINCY 325 
 
FUENTE: Ingeniería en Petróleos; Área Libertador, Septiembre 2010 
ELABORADO POR: Karina Vallejo y RobertoOchoa 
 
2.2 ESTADO ACTUAL DEL SISTEMA GAS LIFT 
 
La tabla 2.4 indica el total de horas de operación a Septiembre 2010 y el 
número de horas después de realizado el último overhaul (reparación por 
mantenimiento) en las distintas estaciones, los cuales proporcionan un 
indicativo del tiempo de servicio que tiene este sistema. 
 
TABLA 2.4 TIEMPO OPERADO POR LAS UNIDADES DE GAS LIFT EN LAS 
ESTACIONES SECOYA Y PICHINCHA. 
 
Estación Unidad Descripción 
Horas 
Después 
Ultimo 
Overhaul 
Horas 
Totales 
operación 
SECOYA 1 
COMPRESOR 1500 PSI 21.209 120.069 
MOTOR 1504 HP 35.309 120.093 
SECOYA 2 
COMPRESOR 1500 PSI 29.642 113.344 
MOTOR 1504 HP 11.343 113.352 
SECOYA 3 
COMPRESOR 1500 PSI 44.481 105.436 
MOTOR 1504 HP 10.275 105.436 
SECOYA 4 
COMPRESOR 1500 PSI 42.440 102.88 
MOTOR 1504 HP 13.450 102.899 
SECOYA 5 
COMPRESOR 1500 PSI 69.089 69.089 
MOTOR 1335 HP 680 69.089 
PICHINCHA 1 
COMPRESOR 56.776 56.776 
MOTOR 1504 HP 12.081 56.776 
 
FUENTE: Unidad de Mantenimiento, Área Libertador EP-Petroecuador, Septiembre 
2010 
 
25 
 
 
De la tabla 2.4 se puede observar que en la estación Secoya existen cinco 
unidades de Gas Lift de las cuales, cuatro están en stand by y un compresor 
operando en forma alternada, además la única unidad presente en la estación 
Pichincha, se encuentra fuera de servicio, debido a que no existen pozos que 
utilicen levantamiento por gas, por lo que varios repuestos y partes de ésta 
unidad se han empleado para habilitar y garantizar la disponibilidad de las 
unidades existentes en la estación Secoya. 
 
2.3 ESTADO ACTUAL DEL SISTEMA DE CAPTACIÓN DE GAS 
 
El sistema de captación de gas que actualmente posee EP-PETROECUADOR 
en las áreas del Libertador, permite captar únicamente el gas asociado en las 
estaciones de producción Pichincha, Shuara y Secoya con una presión 
aproximada de 20 - 30 PSI. 
 
El total de horas de operación a Septiembre 2010 y el número de horas 
después de realizado el último overhaul de la captación de gas se muestra en 
la tabla 2.5, los cuales dan un indicativo del tiempo de servicio que tiene este 
sistema. 
 
TABLA 2.5 TIEMPO OPERADO POR LAS UNIDADES DE CAPTACIÓN DE 
GAS EN LAS ESTACIONES PICHINCHA Y SHUARA. 
 
Estaciones Unidad Descripción 
Horas 
Después 
Último 
Overhaul 
Horas 
Totales 
Operación 
PICHINCHA 1 MOTOR - COMPRESOR 360 HP 107.159 107.159 
PICHINCHA 2 MOTOR - COMPRESOR 360 HP 85.922 85.922 
SHUARA 1 MOTOR - COMPRESOR 360 HP 29.292 89.974 
SHUARA 2 MOTOR - COMPRESOR 360 HP 87.142 87.142 
 
FUENTE: Unidad de Mantenimiento D.A. EP-Petroecuador, Septiembre 2010 
 
26 
 
 
Existen dos unidades de captación de gas en Shuara y dos en Pichincha, de 
las cuales en cada estación operan una alternándose con la otra, cuyo volumen 
de captación (83.049 MPCS/M) es enviado a la estación Secoya para su 
utilización en las unidades de alta presión. 
 
2.3.1 VOLUMENES DE GAS CAPTADO Y SU UTILIZACIÓN EN LAS 
ESTACIONES EN ESTUDIO 
 
Los volúmenes de gas captado y su utilización en las estaciones Shuara, 
Secoya y Pichincha se muestran en la tabla 2.6. 
 
TABLA 2.6 CAPTACIÓN DE GAS EN LAS ESTACIONES SECOYA, 
PICHINCHA Y SHUARA 
 
 
ESTACION PICHINCHA 
Acumulado 
mensual 
MSCF/M 
Promedio 
diario 
MSCF/D 
Gas de formación (producido) 24.490 790 
Gas combustible 5.115 165 
Gas captado (succión ajax) 18.600 600 
Gas Quemado 775 25 
ESTACION SECOYA 
Acumulado 
mensual 
MSCF/M 
Promedio 
diario 
MSCF/D 
Gas de formación (producido) 125.550 4.050 
Gas de inyección (Secoya 04 ) 35.092 1.132 
Gas captado (Pic + Shu) 92.194 2.974 
Gas residual 14.446 466 
Gas combustible 33.697 1.087 
Succión compresores (gas lift) 137.237 4.427 
Succión compresores 
PETROINDUSTRIAL 
69.750 2.250 
Gas Quemado 26.598 858 
27 
 
 
ESTACION SHUARA 
Acumulado 
mensual 
MSCF/M 
Promedio 
diario 
MSCF/D 
Gas de formación (producido) 51.088 1.648 
Gas de inyección (Shuara 03) 34.069 1.099 
Gas combustible 6.200 200 
Gas captado (succión ajax) 73.594 2.374 
Gas Quemado 5.363 173 
 
FUENTE: Unidad de Producción D.A. EP-Petroecuador, Julio 2010 
ELABORADO POR: Karina Vallejo y Roberto Ochoa 
 
2.3.2 COMPONENTES PARA LA CAPTACIÓN DEL GAS 
TABLA 2.7 COMPONENTES PARA LA CAPTACIÓN DEL GAS 
 
 
FUENTE: Estudio de Pre factibilidad del Proyecto “Utilización y Aprovechamiento del 
Gas Asociado para Generación Eléctrica en el Distrito Amazónico”, Enero 
2010 
ELABORADO POR: Karina Vallejo y Roberto Ochoa 
 
2.3.2.1 Compresores 
 
Son equipos que captan el gas a una determinada presión, comprimen y elevan 
la presión para que pueda ser transportado por medio de los gasoductos hacia 
las unidades de generación o a la planta de tratamiento industrial Shushufindi. 
 
COMPRESOR DECOMPRESORES DE 
PISTÓN CON PISTÓN CON ACCESORIOS DE
ACCIONAMIENTO ACCIONAMIENTO ENTRADA A CENTRAL
A GAS ELECTRICO ELECTRICO VÁLVULAS DE GENERACIÓN
SHUARA 1 1 0 1 1 1 0
PICHINCHA 1 1 0 1 1 1 0
SECOYA 0 1 1 1 1 1 1
GAS ASOCIADO
ESTACION GASODUCTOS
PULMONES SISTEMA SISTEMA
EQUIPOS AUXILIARES
28 
 
 
Los compresores captan el gas asociado proveniente de los separadores de 
producción a partir de los 20 psi, y elevan la presión para transportar a la planta 
de tratamiento industrial Shushufindi a fin de obtener Gas Licuado de Petróleo 
(GLP). 
 
2.3.2.2 Gasoductos 
Comprende todo el sistema de tuberías necesario para transportar el gas 
desde las estaciones de producción hacia el complejo industrial Shushufindi y 
las centrales de generación. 
 
2.3.2.3 Equipo Auxiliares 
 
2.3.2.3.1 Pulmones 
Son elementos que se usan para almacenamiento del gas, y para mantener un 
nivel de presión y continuidad de flujo. 
 
2.3.2.3.2 Sistema eléctrico auxiliar 
Son equipos eléctricos complementarios al sistema de captación de gas tales 
como transformador reductor, arrancadores, entre otros. 
 
2.3.2.3.3 Sistema de accesorios y fittings 
Está compuesto por todo el sistema de tuberías, válvulas, medidores de flujo, 
entre otros, que permiten acoplar y direccionar los nuevos tramos de 
gasoductos hacia los gasoductos ya existentes. 
 
2.3.2.3.4 Accesorios de entrada central de generación 
Está compuesto por todo el sistema de: tuberías, válvulas, medidores de flujo, 
etc, que permiten acoplar y direccionar el gas combustible hacia la central de 
generación. 
29 
 
 
2.4 HISTORIALES DE REACONDICIONAMIENTO DE LOS 
CAMPOS SHUARA, SECOYA Y PICHINCHA 
 
Los historiales de reacondicionamiento que se presentan corresponden a los 
pozos productores y cerrados de Gas Lift (Secoya 04, Shuara 03 y Secoya 20). 
 
Cabe mencionar que el pozo cerrado de Gas Lift Secoya 06 no será 
considerado para el estudio, debido a problemas de corrosión y deterioros 
severos en el casing de producción de 7” se encuentra cerrado, y en cuya 
plataforma EP- PETROECUADOR a programado el perforar dos nuevos pozos 
para recuperar las reservas no drenadas por este: Secoya 39D y Secoya 40D 
(según el cronograma de perforación 2010 presentado por la Gerencia de 
Exploración y Desarrollo, adjunto en el anexo 2). 
 
La información de los historiales de reacondicionamiento abarca desde la fecha 
de completación original de cada pozo hasta el mes de Julio del año 2010. 
 
2.4.1 HISTORIALES DE REACONDICIONAMIENTO CAMPO SEC OYA 
 
SECOYA - 04 
 
COMPLETACION ORIGINAL: 16 − DICIEMBRE − 1980 
PRUEBAS INICIALES: 
PRUEBA ARENA INTERVALO 
T/P 
[hrs.] 
BPPD 
BSW °API a PC 
OBSERVACION 
[%] 60 °F [psi] 
17-dic-80 “ T ” 9180’ - 9256’ 3 1713 0.2 33.9 525 
17-dic-80 “ T ” 9180’ - 9256’ 1 1176 0.2 33.9 560 
18-dic-80 “ Ui ” 9046’ - 9058’ 3 502 0.4 28.4 25-40 
Flujo 
Intermitente 
 
 
 
 
30 
 
 
COMPLETACIÓN Y PRUEBAS: 
- Toman registros de control de cemento GR – CBL – VDL – CCL. Cemento bueno 
- Punzonan con cañón de 4” HIPERJET II el intervalo: 
Arena “UI” 9046’ – 9058’ (12’) A 4 DPP 
- Pistoneanarena “Ui”. 
- Bajan cañón de 2 1/8” SACALLOP HYPERDOME + punzonan el intervalo: 
Arena “T” 9180’ – 9256’ (76’) A 4 DPP 
- Pozo fluye hasta desplazar oil del tubing correspondiente a prueba anterior. 
- Bajan completación para Flujo Natural. 
 
(W.O. # 01) (15-Febrero-88): Acidificación por etap as a la arena “Ts” + 
 “Ti ” para remover daño de formación 
 
- Sacan tubería de 3 1/2”, existe presencia de corrosión en 20 tubos. 
- Realizan estimulación matricial en “Ts”+ “Ti” 
- Pistonean recuperando 200 bls de fluido de tratamiento. 
- Bajan completación para Flujo Natural. 
 
PRUEBA FECHA ARENA BPPD BSW °API METODO 
ANTES 16-ene-88 “ Ts + i ” 1609 1 33.5 PPF 
DESPUES 17-feb-88 “ Ts + i ” 3146 8 31.1 PPF 
 
(W.O. # 02) (15-Febrero-93): Eliminar corte de agua realizando cementación 
forzada en arena “T” 
 
- Retiran cabezal, arman BOP, sacan completación. 
- Pistonean arena “T”: NI = 600’, NC = 197, TBR = 696, BSW = 95 %, NF = fluyendo. 
- Efectúan prueba de producción a “T”: BFPD = 1608, BSW = 55 %. 
- Efectúan tratamiento para romper emulsión con 63 bls de JP-1 + 39 galones de 
demulsificante. Cierran el pozo por 12 horas para acción del químico. 
- Se abre el pozo, nuevamente pistonean: NI = 700’, TBR = 93, NC = 36, 
BSW=70%. 
31 
 
 
- El pozo fluye pero continua emulsionado: BFPD = 3480, BSW = 48 %. 
- Toman registros de producción PLT. 
- Realizan squeeze en arena “T” con 100 sacos de cemento tipo “G”: 
bls de lechada preparados = 24.5 de 15.6 LPG, bls a la formación = 14, bls en el 
casing = 4, bls reversados = 6.5, Pcierre = 3400 psi a 1 BPM. 
- Corren registros de control de cemento CBL y PET. 
- Repunzonan el intervalo: 
Arena “T” 9180’ – 9232’ (52’) a 4 DPP 
- Pistonean arena “T”: NI = 1500’, NC = 102, TBR = 308, BSW = 60 %, NF = 
fluyendo. 
- Pozo fluye, evalúan a flujo natural: BFPD = 960, BSW = 30-40 %, THE = 33. 
- Evalúan arena “T” con bomba jet: BFPD = 1512, BRPD = 3010, 
Salinidad = 11000 PPM Cl, BSWc = 35%, THE = 26 
- Bajan completación definitiva para producir por Bombeo Neumático. 
 
PRUEBA FECHA ARENA BPPD BSW METODO 
ANTES 07-feb-93 “ T ” 983 35 PPH 
ANTES 09-feb-93 “ Ui ” 624 60 PPH 
DESPUES 11-mar-93 “ T ” 888 40 PPG 
 
(W.O. # 03) (15-Marzo-96): Cambio de completación p or taponamiento con escala 
a 6200’ 
 
- Desasientan empacaduras, sacan tubería, pozo fluye. 
- Realizan squeeze en arena “T” mezclando 100 sacos de cemento tipo “G” + 
aditivos: bls preparados = 21 bls de lechada de 15.8 LPG, bls a la formación =10, 
bls en el casing = 4, bls reversados = 7, Pcierre = 3600 psi. 
- Corren los registros CBL, VDL, CCL, GR. Buen cemento. 
- Punzonan con cañón de 5” el intervalo: 
Arena “T” 9252’ – 9262’ (10’) A 4 DPP 
- Evalúan arena “T” con bomba jet−E8: TBR = 1257, BFPD = 1652, BSWf = 100 %, 
Salinidad = 6900 PPM Cl, THE = 19 
- Asientan CIBP a 9246’. 
- Repunzonan los siguientes intervalos: 
32 
 
 
Arena “T” 9216’ – 9232’ (16’) a 8 DPP 
 9232’ – 9240’ (8’) a 4 DPP 
- Evalúan arena “T” con bomba jet−E8 y elementos de presión: TBR = 577, 
BFPD = 1320, BSWf = 57 %, THE = 10 
- Cierran el pozo por 12 horas para restauración de presión. 
- Efectúan prueba de inyectividad en arena “T” con 3500 psi a 1.1 BPM. 
- Realizan tratamiento anti-incrustante en arena “T” con 3500 psi a 0.5 BPM. 
- Cierran el pozo por 24 horas para acción de químicos. 
- Bajan BHA definitivo para Gas Lift. 
 
PRUEBA FECHA ARENA BPPD BSW °API METODO 
ANTES 05-feb-96 “ T ” 587 61 31 PPG 
DESPUES 20-mar-96 “ T ” 820 48 31 PPG 
(W.O. # 04) (06-Septiembre-97): Repunzonar arena “T ”, “Ui”, evaluar con B’Up. 
Bajar completación de gas lift para producir de 
arena “Ui” 
 
- Sacan BHA de producción, packers salen sin 3 cuñas de asentamiento, 
camisas con escala. 
- Muelen CIBP a 9246’. 
- Evalúan arena “T” + “Ui” con bomba jet: BFPD = 1584, BSWf = 100 %, 
Salinidad = 84 000 PPM Cl, THE = 33 
- Corren registros RST - GR desde 9300’ a 9000’, se observa invasión de agua en 
arena “T” intervalo 9170’ – 9245’ (75’). 
- Con bomba jet evalúan “Ui” sin éxito, formación no aporta. 
- Realizan prueba de admisión a “Ui”, formación no admite. 
- Bajan CIBP a 9237’. 
- Repunzonan los intervalos: 
Arena “T” 9224’ – 9231’ (7’) a 4 DPP 
Arena “Ui” 9046’ – 9058’ (12’) a 4 DPP 
- Efectúan prueba de admisión en “T” y “Ui”, no existe admisión. 
- Punzonan los siguientes intervalo: 
33 
 
 
Arena “T” 9182’ – 9192’ (10’) a 6 DPP 
 Repunzonan los siguientes intervalos: 
Arena “T” 9200’ – 9212’ (12’) a 6 DPP 
9224’ – 9231’ (7’) a 6 DPP 
Arena “Ui” 9046’ – 9058’ (10’) a 6 DPP 
- Realizan prueba de admisión a “T” con 3000 psi a 2.1 BPM, Ok. 
- Bajan bomba jet−E8 evalúan arena “T” con elementos de presión: 
BFPD = 1512, BPPD = 363, BSWf = 76 %, THE = 8 
- Cierran pozo por 16 horas para restauración de presión. 
- Realizan prueba de admisión a “Ui”, formación admite. 
- Evalúan “Ui” con bomba jet: BFPD = 672, BPPD = 323, BSWf = 52 %, 
Salinidad = 46 000 PPM Cl, THE= 18 
- Bajan BHA de producción para Gas Lift. 
- 
PRUEBA FECHA ARENA BPPD BSW °API METODO 
ANTES 04-ago-97 “ T ” 186 85 30 PPG 
DESPUES 22-sep-97 “ Ui ” 525 1 30 PPG 
 
(W.O. # 05) (05-Febrero-98): Evaluar “Ui”. Bajar c ompletación para PPG 
 
- Evalúan arena “Ui” con bomba jet−E8 a 8825’: BFPD = 504, BPPD = 474, 
BSWf = 6%, TBR = 580, THE = 23 
- Bajan completación definitiva para producir con Gas Lift de arena “Ui”. 
 
PRUEBA FECHA ARENA BPPD BSW °API METODO 
ANTES 28-Dic-97 “ Ui ” 160 83 30 PPG 
DESPUES 18-Ene-98 “ Ui ” 733 0.1 30 PPG 
 (W.O. # 06) (05-Febrero-98): Cambio de completació n por desasentamiento de 
empacaduras 
 
- Sacan BHA de producción, empacaduras no hicieron sello. 
34 
 
 
- Bajan completación definitiva de Gas Lift. 
PRUEBA FECHA ARENA BPPD BSW °API METODO 
ANTES 29-ene-98 “ Ui ” 145 90 30 PPG 
DESPUES 18-feb-98 “ Ui ” 687 0.1 30 PPG 
 
(W.O. # 07) (04-Noviembre-00): Cambio de completaci ón por posible tubería rota 
 a 7066’ 
 
- Controlan pozo + sacan BHA de producción. 
- Bajan BHA de producción de Gas Lift, cambian dos tubos rotos. Desarman BOP, 
arman cabezal. 
 
PRUEBA FECHA ARENA BPPD BSW °API METODO 
ANTES 28-Oct-00 “ Ui ” 372 1 30 PPG 
DESPUES 09-dic-00 “ Ui ” 503 1.6 30 PPG 
(W.O. # 08) (01-septiembre-02): Aislar arena “T” co n tapón CIBP y cambio de 
BHA por camisa defectuosa. 
 
- Realizan corte químico a 8970’. Sacan completación de fondo con pesca, camisa 
de circulación sale con un tapón y válvula de gas lift. 
- Asientan CIBP a 9115’. 
- Bajan completación de gas lift. 
- 
PRUEBA FECHA ARENA BPPD BSW °API MÉTODO 
ANTES 14-Ago-02 “ Ui ” 98 15 30 PPG 
DESPUES 08-sep-02 “ Ui ” 143 30 30 PPG 
 (W.O. # 09) (03-Noviembre-05): Cambio de completac ión por hueco en tubería. 
 
- Sacan tubería 3 1/2" con BHA de gas lift. Salen 64 paradas en buen estado, el 
resto de tubería mala. Cuarto mandril sale con agujero. 
- Bajan completación de gas lift en tubería clase “B”. 
 
35 
 
 
PRUEBA FECHA ARENA BPPD BSW °API METODO 
ANTES 18-oct-05 “ Ui ” 232 18 30 PPG 
DESPUES 10-nov-05 “ Ui ” 220 18 30 PPG 
(W.O. # 10) (01-Junio-06): Cambio de completación p or daño en 2do, 3er y 4to 
mandril. 
 
- Sacan completación de producción sin corrosión o escala. 
- Bajan completación de gas lift similar a la anterior con packer “FH” en tubería de 3 
½” clase “B”. 
- Finalizan operaciones el 01 de Junio del 2006 a las 06:00. 
 
PRUEBA FECHA ARENA BPPD BSW °API METODO 
ANTES 27-may-06 “ Ui ” 64 16 30 PPG 
DESPUES 25-jun-06 “ Ui ” 125 16 30 PPG 
 
(W.O. # 11) (01-Jul-07): Cambio de completación por daño en 3er mandril. 
Estimular y evaluar arena "Ui" 
 
- Sacan completación de Gas Lift entubería de 3 1/2". 
- Bajan BHA de prueba. Asientan R-Matic a 8998', Prueban, OK. Realizan 
tratamiento ácido a "Ui" 
- Abren camisa a 8930'. Evalúan arena "Ui" contra tanque bota en locación: 
TBR = 749, BFPD = 288, BPPD = 225, BSW = 22%, THE = 56, 
SALINIDAD = 13100 PPM Cl 
- Reversan Jet. Controlan Pozo. Sacan BHA de prueba. 
- Bajan completación definitiva para Gas Lift hasta 9019'. 
- Realizan prueba de producción de arena "UI" a la estación: 
TBR = 82, BFPD = 432, BSW = 100%, THE = 6 
ARENA FECHA PC PSI BFPD BPPD BAPD 
Bsw 
% 
° API 
Condensado 
Horas 
Evaluadas OBSERVACIONES 
"Ui" 08-jun-07 170 176 148 28 16 30 8 ANTES DE W.O. 
"Ui" 03-jul-07 100 240 77 163 68 30 24 
DESPUES DE 
W.O. 
 
36 
 
 
(W.O. # 12) (19-Jun-09): Cambio de completación de Gas-Lift por daño en 5° y 
6° mandril 
 
- Desasientan empacadura. Sacan completación de Gas-lift en 3 1/2'' tbg. Tubo 
torcido @ 3900', Pines y cajas con presencia de corrosión. Mandril válvula 
operadora con agujero de 1''. 
- Bajan completación de Gas-Lift hasta 9021'. 
- Realizan prueba de producción de arena "Ui" con jet 10-I y MTU hacia la 
estación: 
 TBR = 64, BFPD = 264, BSW = 100%, BIPD=1656, THE = 6. 
PRUEBA ARENA FECHA 
PC 
PSI 
BFPD BPPD BAPD 
API 
60° F 
OBSERVACIONES 
ANTES Ui 30-may-09 140 98 67 19 32 
 
DESPUES Ui 04-jul-09 150 180 104 76 40 
 
 
2.4.2 HISTORIALES DE REACONDICIONAMIENTO CAMPO SHU ARA 
 
SHUARA - 03 
 
COMPLETACION INICIAL: 08 – JUNIO – 81 
 
PRUEBAS INICIALES: 
 
PRUEBA ZONA INTERVALO 
T/P 
BPPD 
BSW °API 
a 60 
0F 
Pc 
OBSERVACIÓN 
[hrs] [%] [psi] 
01-jun-81 Ui 9002´-9016´ 3 1456 0.2 27 560 Estrangulador ½” 
06-jun-81 Ui 
8964´-8998´ 
3 2068 0.2 26.6 100 
9002´-9016´ 
07-jun-81 Us 8884´-8898´ 4 2170 0.2 31.1 200 
08-ago-81 T 9172´-9182´ 2 ½ 1181 0.2 32.3 500 Estrangulador ½” 
08-ago-81 T 9172´-9182´ 2 ½ 1575 0.2 32.3 500 Estrangulador 5/8” 
 
COMPLETACION Y PRUEBAS: 
 
No existen registros de completación y pruebas iniciales para el pozo SHU-03 
 
37 
 
 
(W.O. # 01) (13-Mayo-86): Aislar entrada de agua en arena “T” con squeeze. 
Repunzonar “T” y evaluar, cambio de completación 
de fondo. 
 
- Realizan prueba de admisión se establece comunicación entre “Ui” y “Us”, entre “T” 
y “Ui” no existe comunicación. 
- Punzonan los siguientes intervalos de “T” (9200´ - 9202´) (2´), (9036´ 9038´) (2´) a 
4 DPP para squeeze. 
- Realizan squeeze a “T“. 
- Realizan cementación forzada a “Ui” y “Us”. 
- Toman registros de cementación. 
- Repunzonan el siguiente intervalo: 
Arena “T” 9170’ - 9178’ (8’) 
- Asientan CIBP a 9030´. 
- Repunzonan el siguiente intervalo: 
Arena “Ui” 8964’ - 8972’ (8’) 
- Realizan prueba de producción. 
- Repunzonan el siguiente intervalo: 
Arena “Us” 8884’ - 8898’ (14´) 
- Realizan prueba contra tanque 
- Bajan completación definitiva para producir a Flujo Natural. 
 
 
PRUEBA 
FECHA ARENA METODO BPPD BSW API 
ANTES 15-dic-85 “ Ui+s ” PPF 161 60 27.5 
DESPUES 31-dic-86 “ Ui “ PPF 393 28 - 
 
 
(W.O. # 02) (17-Julio-88): Bajar completación para levantamiento artificial con 
Bombeo Hidráulico 
 
- Sacan completación para Flujo Natural. 
- Bajan completación de fondo para producir por Bombeo Hidráulico. 
 
38 
 
 
PRUEBA FECHA ARENA METODO BPPD BSW API 
ANTES 17-abr-88 “ Ui “ PPF 596 30 28.8 
DESPUÉS 29-dic-88 “ Ui “ PPH 403 25 - 
 
(W.O. # 03) (27-Enero-92): Cambio de completación p ara Bombeo Neumático 
 
- Sacan completación. 
- Asientan Ez-Drill a 8950´. 
- Bajan completación definitiva para producir por gas lift. 
- 
PRUEBA FECHA ARENA METODO BPPD BSW API 
ANTES 11-abr-91 “ Us “ PPH 130 20 27.4 
DESPUÉS No hay reporte de pruebas 
 
(W.O. # 04) (17-Agosto-92): Remover daño de formación en arena “Us” 
 
- Sacan tubería con completación. 
- Efectúan estimulación a “Us” bombeando 73 bls de mezcla de ácidos, continúan 
bombeando 17 bls de mezcla, forzan a la formación con 13 bls de crudo limpio y 
64 bls de agua. 
- Bajan completación para producir por Gas Lift. 
 
PRUEBA FECHA ARENA MÉTODO BPPD BSW API 
ANTES No hay reporte de pruebas 
DESPUÉS 20-oct-92 “ Us “ PPG 386 1.0 29.8 
 
(W.O. # 05) (01-Febrero-94): Mantenimiento preventi vo (Tubería en mal estado) 
 
- Sacan Tubería poco corroída, presencia de escala. 
- Evalúan “Us” con bomba jet y elementos de presión: Salinidad = 6000 PPM Cl, 
TBR = 416, BFPD = 312, BSW = 25%, THE = 32. 
- Cierran pozo para restauración de presión por 14 hrs. 
- Bajan completación definitiva para producir por Gas Lift. 
 
39 
 
 
PRUEBA FECHA ARENA MÉTODO BPPD BSW API 
ANTES 27-dic-94 “ Us “ PPG 438 0.0 29.8 
DESPUÉS 07-feb-94 “ Us “ PPG 229 10 29.8 
 
(W.O. # 06) (13-Marzo -94): Cambio de 4to mandril, estimular formación. 
 
- Sacan tubería con BHA. . 
- Evalúan “Us” con bomba jet−D6 y elementos de presión: Salinidad = 5000 PPM Cl, 
BFPD = 288, BSWf = 55%, TBR = 378 bls, THE = 31. 
- Cierran pozo para restauración de presión. 
- Evalúan “Us” con bomba jet−9A: BFPD = 55, BSWc = 100%.. 
- Estimulan “Us” con solventes. 
- Evalúan “Us” con bomba jet−9A: BFPD = 333, BSWf = 26 %, Salinidad = 25000 
PPM Cl. 
- Bajan completación definitiva para producir por Gas Lift. 
 
PRUEBA FECHA ARENA MÉTODO BPPD BSW API 
ANTES CERRADO 
DESPUÉS 16-mar-94 “ Us “ PPG 299 0.3 29.8 
 
(W.O. # 07) (23-Febrero-97): Cambio de completación por obstrucción a 8118’. 
Evaluar “Us” 
 
- Sacan BHA, tubería sale con presencia de escala y corrosión. 
- Realizan prueba de inyectividad con 1000 psi, Ok. 
- Evalúan “Us” con bomba jet−10D: BFPD = 264, BSW = 100%, TBR = 515 bls, THE 
= 36, Salinidad = 45 000 PPM Cl. 
- Repunzonan el siguiente intervalo. 
Arena “Us” 8884 - 8898’ (14’) a 6 DPP 
- Punzonan el siguiente intervalo. 
Arena “BT” 8236’ - 8244’ (8’) a 8 DPP 
- Bajan completación para producir pos Gas Lift. 
 
40 
 
 
PRUEBA FECHA ARENA METODO BPPD BSW API 
ANTES 12-ene-97 “ Us “ PPG 395 0.0 27.0 
DESPUÉS 11-mar-97 “ Us “ PPG 181 14.0 27.0 
 
(W.O. # 08) (30-Julio-98): Cambio de completación G as Lift por posible hueco en 
tubería a ±±±± 3500’ 
 
- Sacan completación de fondo. 
- Cambian algunos tubos por cuello en mal estado. 
- Bajan BHA de producción para gas lift. 
 
PRUEBA FECHA ARENA METODO BPPD BSW API 
ANTES 09-Jul-98 “ Us ” PPG 178 0.0 27 
DESPUÉS 10-Ago-98 “ Us ” PPG 508 0.0 27 
 
(W.O. # 09) (12-Julio-02): Cambio de completación por hueco en 2do mandril+ 
pescado de W/L 
 
- Sacan tubería de producción de Gas Lift. En camisa de arena "Us" sale 
incrustada herramienta de wireline. 
- Bajan BHA definitivo de Gas Lift en tubería clase "A" hasta 8893'. Realizan 
prueba de admisión a la arena "Us" con 1200 psi y 1,6 BPM. W/L abre camisa de 
circulación. Desplaza bomba Jet D -7 hasta 8142'. Realizan prueba de 
producción: 
TBR = 253, BFPD = 624, BSWF = 100 %, THE= 10 
Prueba Fecha Zonas Método BPPD BSyA PFT PFM Observaciones 
ANTES 30-Jun-02 "Us" PPG 442 1 140 38 
DESPUÉS 07-Ago-02 "Us" PPG 316 1.0 130 40 
 
(W.O. # 10) (01-Enero-06): Cambio de completación por comunicación TBG-CSG 
 
- Se realiza tubing punch de 8164´ - 8165´. Realiza corte químico a 8160´. Sacan 
tubería de 2 7/8" quebrando. Se recuperan 257 tubos de 2 7/8" con corrosión en la 
mayoría de tubos. 
41 
 
 
- Bajan BHA de pesca hasta 8160'. Enganchan pescado. Desasientan packers a 
8822' y 8180', sacan. Se recupera 100% de pescado. 
- Bajan tubería de 2 7/8" EUE clase "B" con N0-GO y st/valve hasta 8794´. Prueban 
con 3000 psi. Ok. Circulan en inversa. Sacan tubería en paradas. 
- Bajan completación definitiva para gas lift hasta 8896'. Realizan prueba de 
producción de "Us" por 6 horas con Jet 9I a tanque bota en locación: 
 TBR = 40, BFPD=168, BSW= 100%, THE= 6 
 
PRUEBA ARENA FECHA BFPD BPPD