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ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL
FACULTAD DE GEOLOGÍA Y PETRÓLEOS
ESTUDIO TÉCNICO – ECONÓMICO DE LA IMPLEMENTACIÓN DE
UN SISTEMA DE SEGURIDAD PARA MINIMIZAR DERRAMES DE
CRUDO EN LOS CAMPOS CUYABENO Y SANSAHUARI
PROYECTO PREVIO A LA OBTENCIÓN DEL TÍTULO DE
INGENIERO EN PETRÓLEOS
EDUARDO VLADIMIR GARCÍA SANTAMARÍA
DIRECTOR: ING. RAÚL VALENCIA, Msc.
Quito, Enero del 2008.
DECLARACIÓN
Yo, Eduardo Vladimir García Santamaría, declaro bajo juramente 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.
A través de la presente declaración cedo mis 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.
_________________________
Eduardo V. García S.
AUTOR DEL PROYECTO
CERTIFICACIÓN
Certifico que el presente trabajo fue desarrollado por Eduardo Vladimir García
Santamaría, bajo mi supervición.
_________________________
Ing. Raúl Valencia, Msc.
DIRECTO DEL PROYECTO
AGRADECIMIENTOS
A Dios por ayudarme a cumplir una meta importante en mi vida profesional.
A toda mi familia por brindarme siempre su apoyo en los buenos y malos
momentos de mi vida; especialmente a mi mami Elsy, un ejemplo de lucha y amor;
mi papi Eduardo y mis hermanas Daya y Kelyn.
Un agradecimiento muy especial al Ing. Víctor Bastidas y al Ing. Javier Román, de
Baker Oil Tools, por la iniciativa, conocimientos compartidos, tiempo y sobre todo
por el apoyo brindado para el desarrollo de este proyecto.
A todas las personas que forman parte de Baker Oil Tools, por las facilidades
brindadas para el desarrollo de este proyecto.
A todas las personas que conforman los diferentes departamentos de
Petroproducción, por la ayuda en la recopilación de la información.
Al Ing. Raúl Valencia, por dedicar su tiempo y sus conocimientos a la dirección de
este proyecto.
A todos los profesores de la Carrera, por compartir todos sus valiosos
conocimientos, sabiduría y experiencia en beneficio de mi formación profesional.
A todas las personas que conforman la Facultad de Ingeniería en Geología y
Petróleos de la Escuela Politécnica Nacional, por haber sido de una u otra manera
parte mi vida estudiantil.
¡Muchas gracias!
Eduardo Vladimir
CONTENIDO
RESUMEN
PRESENTACIÓN
CAPÍTULO 1
DESCRIPCIÓN DE LAS ZONAS NATURALES, SISTEMAS HÍDRICOS Y
ACTIVIDAD OPERATIVA DE LOS CAMPOS CUYABENO Y SANSAHUARI ..... 1
1.1 ANTECEDENTES ................................................................................................................. 1
1.2 DESCRIPCIÓN FÍSICA DE LOS CAMPOS ......................................................................... 1
1.2.1 UBICACIÓN ...................................................................................................................... 1
1.2.2 COMPONENTES FÍSICOS .............................................................................................. 1
1.2.2.1 Geología Estructural................................................................................................ 3
1.2.2.2 Estratigrafía ............................................................................................................. 3
1.2.2.3 Geología Tectónica ................................................................................................. 5
1.2.2.4 Ambiente Sedimentario ........................................................................................... 5
1.2.2.5 Geomorfología......................................................................................................... 5
1.2.2.6 Suelos...................................................................................................................... 6
1.2.2.7 Climatología ............................................................................................................ 6
1.2.2.7.1 Temperatura......................................................................................................... 6
1.2.2.7.2 Precipitación......................................................................................................... 7
1.2.2.7.3 Humedad Relativa ............................................................................................... 7
1.2.2.7.4 Heliofanía ............................................................................................................. 7
1.2.2.7.5 Vientos ................................................................................................................. 7
1.3 DESCRIPCIÓN DE LAS ZONAS NATURALES SENSIBLES............................................. 8
1.3.1 ANTECEDENTES............................................................................................................. 8
1.3.2 ÁREAS DE INFLUENCIA ................................................................................................. 9
1.3.2.1 Patrimonio Forestal Faunístico ............................................................................... 9
1.3.2.2 Zonas De Amortiguamiento................................................................................... 10
1.3.3 COMPONENTES BIÓTICOS.......................................................................................... 11
1.3.3.1 Flora ...................................................................................................................... 11
1.3.3.1.1 Moretal ............................................................................................................... 11
1.3.3.1.2 Igapó .................................................................................................................. 12
1.3.3.1.3 Várcea................................................................................................................ 12
II
1.3.3.1.4 Bosque De Tierras Altas .................................................................................... 13
1.3.3.2 Fauna .................................................................................................................... 13
1.3.3.2.1 Mamíferos .......................................................................................................... 13
1.3.3.2.2 Aves ................................................................................................................... 14
1.3.3.2.3 Peces ................................................................................................................. 14
1.3.3.2.4 Reptiles Y Anfibios............................................................................................. 14
1.3.4 COMPONENTES ANTRÓPICOS................................................................................... 14
1.3.4.1 Colonización.......................................................................................................... 15
1.3.4.2 Grupos Humanos .................................................................................................. 15
1.3.4.2.1 Siona – Secoyas ................................................................................................ 16
1.3.4.2.2 Cofanes.............................................................................................................. 16
1.3.4.2.3 Quichuas ............................................................................................................ 16
1.3.4.2.4 Shuaras.............................................................................................................. 16
1.3.4.3 Desarrollo Social ................................................................................................... 17
1.3.4.4 Demografía............................................................................................................ 18
1.3.4.5 Desarrollo Socio-Económico................................................................................. 18
1.3.4.6 Desarrollo Turístico ............................................................................................... 20
1.4 DESCRIPCIÓN DE LOS SISTEMAS HÍDRICOS............................................................... 20
1.4.1 HIDROLOGÍA.................................................................................................................. 20
1.5 DESCRIPCIÓN DE LA ACTIVIDAD OPERATIVA............................................................. 22
1.5.1 ANTECEDENTES........................................................................................................... 22
1.5.2 YACIMIENTOS PRODUCTORES .................................................................................. 23
1.5.2.1 Mecanismos De Producción.................................................................................. 23
1.5.2.2 Presión .................................................................................................................. 23
1.5.2.3 Parámetros Petrofísicos Promedio ....................................................................... 23
1.5.2.4 Propiedades PVT De Los Fluidos ......................................................................... 24
1.5.2.5 Reservas ............................................................................................................... 25
1.5.3 CONDICIÓN ACTUAL DE LOS POZOS ........................................................................ 25
1.5.4 CABEZALES................................................................................................................... 27
1.5.5 LÍNEAS DE FLUJO......................................................................................................... 28
1.5.5.1 Líneas De Producción ........................................................................................... 28
1.5.5.2 Líneas De Inyección De Fluido Motriz .................................................................. 28
1.5.6 FACILIDADES DE PRODUCCIÓN................................................................................. 29
CAPÍTULO 2
ANÁLISIS DE RIESGOS DE DERRAMES EN LOS CAMPOS CUYABENO Y
SANSAHUARI ..................................................................................................... 34
III
2.1 GENERALIDADES ............................................................................................................. 34
2.1.1 RIESGO .......................................................................................................................... 34
2.1.1.1 Clases De Riesgos................................................................................................ 34
2.1.2 VULNERABILIDAD ......................................................................................................... 35
2.1.3 AMENAZA....................................................................................................................... 35
2.1.3.1 Amenazas Naturales ............................................................................................. 35
2.1.3.2 Amenazas Antrópicas ........................................................................................... 36
2.1.3.2.1 Amenazas Antrópico – Contaminantes ............................................................. 36
2.1.3.2.2 Amenazas Antrópico – Tecnológicas ................................................................ 36
2.1.3.3 Amenazas Socio – Naturales................................................................................ 37
2.1.3.4 Amenazas Complejas ........................................................................................... 37
2.2 PLANEAMIENTO DEL ANÁLISIS DE RIESGOS.............................................................. 37
2.3 INDICADORES DE RIESGOS............................................................................................ 38
2.3.1 PUNTOS DE OCURRENCIA DE DERRAMES .............................................................. 39
2.3.1.1 Ocurrencia En Los Cabezales .............................................................................. 39
2.3.1.2 Ocurrencia En Las Líneas De Flujo ...................................................................... 39
2.3.1.3 Ocurrencia En Estaciones De Producción ............................................................ 39
2.3.2 INDICADORES HISTÓRICOS........................................................................................ 40
2.4 IDENTIFICACIÓN DE RIESGOS........................................................................................ 40
2.4.1 ANÁLISIS DE LOS PROCESOS .................................................................................... 40
2.5 CUANTIFICACIÓN DE LOS RIESGOS ............................................................................. 47
2.6 MATRIZ DE RIESGOS ....................................................................................................... 54
2.7 VALOR DE RIESGO RELATIVO ....................................................................................... 57
2.7.1 FACTORES E ÍNDICES DE RIESGO ............................................................................ 57
2.7.1.1 Cálculo Del Índice De Riesgo ............................................................................... 57
2.7.1.2 Cálculo Del Factor De Peligrosidad Del Producto ................................................ 59
2.7.1.3 Cálculo Del Factor De Dispersión ......................................................................... 60
2.7.1.4 Cálculo Del Factor De Extensión ........................................................................... 60
2.7.1.5 Cálculo Del Valor De Riesgo Relativo................................................................... 61
2.8 EVALUACIÓN DE LOS RIESGOS..................................................................................... 61
2.8.1 INTERPRETACIÓN DE LA MATRIZ DE RIESGOS....................................................... 61
2.8.1.1 Riesgos Indirectos A La Operación....................................................................... 61
2.8.1.2 Riesgos Relacionados Con La Operación ............................................................ 62
2.8.1.2.1 Riesgos Por Corrosión....................................................................................... 62
2.8.1.2.2 Riesgos Relacionados Al Diseño....................................................................... 63
IV
2.8.1.2.3 Riesgos Relacionados Con Operaciones Incorrectas ....................................... 63
2.8.1.4 Riesgos Por Impacto De Derrames ...................................................................... 64
2.8.2 INTERPRETACIÓN DE LOS ÍNDICES DE RIESGO ..................................................... 64
2.8.2.1 Interpretación Del Índice De Riesgo ..................................................................... 64
2.8.2.2 Interpretación Del Factor De Peligrosidad Del Producto ...................................... 64
2.8.2.3 Interpretación Del Factor De Dispersión ............................................................... 65
2.8.2.4 Interpretación Del Factor De Extensión ................................................................. 65
2.8.2.5 Interpretación Del Valor De Riesgo Relativo......................................................... 66
CAPÍTULO 3
DESCRIPCIÓN DE LOS SISTEMAS DE SEGURIDAD ...................................... 67
3.1 ANTECEDENTES ............................................................................................................... 67
3.1.1 DEFINICIÓN ................................................................................................................... 67
3.1.2 RAZONES PARA IMPLEMENTAR UN SISTEMA DE SEGURIDAD ............................. 67
3.1.3 LUGARES PARA LA UBICACIÓN DE UN SISTEMA DE SEGURIDAD........................ 68
3.2 SISTEMAS DE SEGURIDAD DE SUPERFICIE................................................................. 69
3.2.1 COMPONENTES DE LOS SISTEMAS DE SEGURIDAD DE SUPERFICIE................. 69
3.3 VÁLVULAS DE SEGURIDAD DE SUPERFICIE................................................................ 70
3.3.1 ACTUADORES HIDRÁULICOS ..................................................................................... 70
3.3.1.1 Actuador Hidráulico “GateMaster”......................................................................... 70
3.3.1.2 Actuador Hidráulico “Modelo C” ............................................................................ 71
3.3.1.3 Actuador Hidráulico “Modelo CSWC”.................................................................... 72
3.3.1.4 Actuador Hidráulico “WireMaster” ......................................................................... 73
3.3.1.5 Actuador Hidráulico “Modelo E” ............................................................................ 73
3.3.1.6 Actuador Hidráulico “Modelo J” ............................................................................. 74
3.3.1.7 Actuador Hidráulico “Modelo K” ............................................................................ 75
3.3.1.8 Actuador Hidráulico “Modelo RV”.......................................................................... 75
3.3.1.9 Actuador Hidráulico “Modelo SH”.......................................................................... 76
3.3.2 ACTUADORES NEUMÁTICOS...................................................................................... 77
3.3.2.1 Actuador Neumático “PneuMaster” ....................................................................... 77
3.3.2.2 Actuador Neumático Tipo Pistón........................................................................... 77
3.3.2.3 Actuador Neumático de Diafragma “Dia-Flex” ...................................................... 78
3.3.2.4 Actuador Neumático “Modelo DAV” ...................................................................... 78
3.3.3 ACCESORIOS ADICIONALES....................................................................................... 79
3.3.3.1 Actuador Manual (Mecánico) ................................................................................ 79
V
3.4 SISTEMAS DE CONTROL ................................................................................................. 79
3.4.1 COMPONENTES DE CONTROL ................................................................................... 80
3.4.1.1 Switches Eléctricos ............................................................................................... 80
3.4.1.2 Detector De Fugas En La Línea De Flujo ............................................................. 80
3.4.1.3 Sensores De Alta / Baja Presión........................................................................... 81
3.4.1.4 Detector De Flujo En La Línea De Control............................................................ 81
3.4.1.5 Panel De Control Hidráulico / Neumático.............................................................. 81
3.4.2 PROCESO DE CONTROL HIDRÁULICO / NEUMÁTICO ............................................. 82
3.4.3 PROCESO DE CONTROL HIDRÁULICO AUTO-CONTENIDO .................................... 83
3.4.3.1 Sistema De Control Auto-Contenido De Bomba Hidráulica Simple...................... 84
3.4.3.2 Sistema De Control Auto-Contenido De Bomba Hidráulica Doble ....................... 85
3.5 SISTEMAS DE SEGURIDAD DE SUBSUELO .................................................................. 86
3.5.1 VÁLVULAS DE SEGURIDAD RECUPERABLES CON TUBERÍA................................. 87
3.5.1.1 Válvula De Seguridad “SelectT”............................................................................ 88
3.5.1.2 Válvula De Seguridad “Serie Titan”....................................................................... 88
3.5.1.3 Válvula De Seguridad “CementSafe” .................................................................... 88
3.5.1.4 Válvula De Seguridad “Onyx”................................................................................ 88
3.5.1.5 Válvula De Seguridad “Realm”.............................................................................. 88
3.5.1.6 Válvula De Seguridad De Nitrógeno Cargado “Neptuno” ..................................... 89
3.5.2 VÁLVULAS DE SEGURIDAD RECUPERABLES CON WIRELINE ............................... 90
3.5.2.1 Válvula De Seguridad “Serie V” ............................................................................ 90
3.5.2.2 Válvula De Inyección “Modelo J”........................................................................... 91
3.5.2.3 Válvula De Velocidad “Modelo A” ......................................................................... 91
3.5.2.4 Válvula De Seguridad “Serie W” ........................................................................... 92
3.5.3 VÁLVULAS DE SEGURIDAD DE CONTROL DEL ANULAR ........................................ 92
3.5.3.1 Válvula de Anular “Modelo RC2”........................................................................... 93
3.5.3.2 Válvula de Venteo “Modelo VR”............................................................................ 93
3.5.3.3 Válvula de Anular “Modelo AVLDM” ..................................................................... 94
3.5.3.4 Válvula de Anular “Modelo CASV” ........................................................................ 94
CAPÍTULO 4
SELECCIÓN E IMPLEMENTACIÓN DEL SISTEMA DE SEGURIDAD
APROPIADO........................................................................................................ 95
4.1 ANTECEDENTES ............................................................................................................... 95
4.2 CRITERIOS DE SELECCIÓN DEL SISTEMA DE SEGURIDAD A IMPLEMENTARSE... 95
4.2.1 REQUERIMIENTOS DEL SISTEMA .............................................................................. 95
VI
4.2.2 LIMITACIONES PARA LA INSTALACIÓN DEL SISTEMA ............................................ 96
4.2.2.1 Limitaciones Técnicas ........................................................................................... 96
4.2.2.2 Limitaciones Físicas .............................................................................................. 97
4.2.2.3 Limitaciones Económicas...................................................................................... 97
4.3 SELECCIÓN DE LOS COMPONENTES DEL SISTEMA .................................................. 97
4.3.1 SELECCIÓN DE LAS VÁLVULAS DE SUPERFICIE ..................................................... 97
4.3.2 SELECCIÓN DE LAS VÁLVULAS DE SUBSUELO....................................................... 99
4.3.3 SELECCIÓN DEL SISTEMA DE CONTROL................................................................ 101
4.3.4 DISTRIBUCIÓN DE LOS EQUIPOS............................................................................. 102
4.4 PUNTOS DE CONTROL................................................................................................... 104
4.5 CÁLCULO DE LAS VARIABLES DEL SISTEMA ........................................................... 106
4.5.1 VARIABLES PARA EL EQUIPO DE SUBSUELO........................................................ 106
4.5.1.1 Profundidad De Asentamiento De Las Válvulas De Fondo ................................ 106
4.5.1.1.1 Ajuste De La Profundidad De Asentamiento ................................................... 109
4.5.1.2 Presión De Control Para Las Válvulas De Fondo............................................... 109
4.5.2 VARIABLES PARA EL EQUIPO DE SUPERFICIE ...................................................... 111
4.5.2.1 Presión De Control En El Actuador..................................................................... 112
4.5.3 VARIABLES EN EL SISTEMA DE CONTROL ............................................................. 114
4.5.3.1 Dimensiones De La Línea De Control.................................................................. 114
4.5.3.2 Propiedades Del Fluido De Control...................................................................... 116
4.5.3.3 Presión En Pilotos Y Sensores ............................................................................ 118
4.6 PROCEDIMIENTOS DE INSTALACIÓN Y CORRIDA DE EQUIPOS............................. 118
4.7 FASES DE LA OPERACIÓN CONTROLADAS POR EL SISTEMA DE SEGURIDAD .. 119
4.7.1 CONTROL DE LA PRODUCCIÓN DE LA ESTACIÓN CUYABENO........................... 120
4.7.2 CONTROL DE LA PRODUCCIÓN DE LA ESTACIÓN SANSAHUARI........................ 129
4.7.3 CONTROL DE LA INYECCIÓN DEL SISTEMA POWER OIL ..................................... 133
CAPÍTULO 5
ANÁLISIS TÉCNICO – ECONÓMICO ............................................................... 136
5.1 ANÁLISIS TÉCNICO ........................................................................................................ 136
5.1.1 EVALUACIÓN AMBIENTAL DEL ÁREA DE ESTUDIO ............................................... 136
5.1.2 EVALUACIÓN DEL ANÁLISIS DE RIEGOS ................................................................ 136
5.1.3 EVALUACIÓN DEL SISTEMA DE SEGURIDAD ......................................................... 137
VII
5.2 ANÁLISIS ECONÓMICO.................................................................................................. 137
5.2.1 COSTO DEL PROYECTO............................................................................................ 138
5.2.1.1 Costo De Los Equipos......................................................................................... 138
5.2.1.2 Costos Operativos............................................................................................... 139
5.2.1.3 Costo Total Del Sistema...................................................................................... 140
5.2.2 COSTOS DE REMEDIACIÓN AMBIENTAL................................................................. 140
5.2.2.1 Derrames Remediados ....................................................................................... 141
5.2.2.1.1 Estimación De Costos Para El Campo Cuyabeno – Sansahuari .................... 141
5.2.2.2 Derrames Por Remediar ..................................................................................... 143
5.2.2.2.1 Estimación De Costos Para El Campo Cuyabeno – Sansahuari .................... 143
5.2.3 RELACIÓN COSTO – BENEFICIO .............................................................................. 144
5.2.3.1 Análisis Cuantitativo ............................................................................................ 144
5.2.3.2 Análisis Cualitativo .............................................................................................. 145
CAPÍTULO 6
CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES..................................................... 147
6.1 CONCLUSIONES ............................................................................................................. 147
6.2 RECOMENDACIONES ..................................................................................................... 148
BIBLIOGRAFÍA ................................................................................................. 150
ANEXOS ............................................................................................................ 152
VIII
ÍNDICE DE TABLAS
Tabla 1.1: Influencia de las actividades hidrocarburíferas sobre la Reserva de
Producción Faunística Cuyabeno......................................................................... 10
Tabla 1.2: Demografía de la provincia de Sucumbíos. ........................................ 18
Tabla 1.3: Desarrollo ocupacional de la provincia de Sucumbíos........................ 19
Tablas 1.4: Población económicamente activa de la provincia de Sucumbíos.... 19
Tabla 1.5: Presiones promedio de los yacimientos productores del campo
Cuyabeno – Sansahuari. ...................................................................................... 23
Tabla 1.6: Parámetros petrofísicos promedio de los yacimientos productores del
campo Cuyabeno – Sansahuari. .......................................................................... 24
Tabla 1.7: Propiedades PVT de los fluidos de los yacimientos productores del
campo Cuyabeno – Sansahuari. .......................................................................... 24
Tabla 1.8: Reservas totales estimadas del campo Cuyabeno – Sansahuari, al 31
de diciembre del 2006. ......................................................................................... 24
Tabla 1.9: Condición actual de los pozos del campo Cuyabeno – Sansahuari, al
31 de agosto del 2007.......................................................................................... 25
Tabla 1.10: Características actuales de la producción del campo Cuyabeno –
Sansahuari, al 30 de junio del 2007. .................................................................... 26
Tabla 1.11: Facilidades de producción de la Estación Cuyabeno........................ 29
Tabla 1.12: Facilidades de producción de la Estación Sansahuari...................... 32
Tabla 2.1: Resumen de derrames ocurridos en el campo Cuyabeno – Sansahuari
en el periodo 2003 – 2006.................................................................................... 40
Tabla 2.2: Identificación de amenazas y vulnerabilidades por factores
relacionados de forma indirecta con la operación, en el campo Cuyabeno –
Sansahuari. .......................................................................................................... 41
Tabla 2.3: Identificación de amenazas y vulnerabilidades por factores
relacionados directamente con la operación, en el campo Cuyabeno – Sansahuari.
............................................................................................................................. 43
Tabla 2.4: Identificación de amenazas y vulnerabilidades por factores por impacto
de derrame, en el campo Cuyabeno – Sansahuari. ............................................. 46
IX
Tabla 2.5: Rangos de puntajes según el “Sistema de Puntaje” para la ponderación
de las amenazas y vulnerabilidades del Plan de Manejo Ambiental en los campos
VHR, Cuyabeno y Sansahuari.............................................................................. 48
Tabla 2.6: Matriz de Riesgos de derrames en el campo Cuyabeno – Sansahuari.
............................................................................................................................. 55
Tabla 4.1: Características de las líneas de flujo para la selección de la válvula de
seguridad de superficie apropiada. ...................................................................... 98
Tabla 4.2: Características de los pozos del campo Cuyabeno – Sansahuari para
la selección de la válvula de seguridad de subsuelo apropiada......................... 100
Tabla 4.3: Componentes del sistema de seguridad de acuerdo al tipo de
levantamiento artificial. ....................................................................................... 102
Tabla 4.4: Ubicación de los puntos de control operativos en el área de estudio.
........................................................................................................................... 104
Tabla 4.5: Cálculo de la profundidad de asentamiento de las válvulas de
seguridad de fondo............................................................................................. 108
Tabla 4.6: Cálculo de las presiones de apertura y cierre de las válvulas de
seguridad de fondo............................................................................................. 111
Tabla 4.7: Presiones de control para los actuadores en superficie.................... 114
Tabla 4.8: Logitud total de línea de control, requerida por el sistema de seguridad.
........................................................................................................................... 115
Tabla 4.9: Aceites utilizados como fluido de control hidráulico. ......................... 116
Tabla 4.10: Volumen de fluido de control requerido por el sistema de seguridad.
........................................................................................................................... 117
Tabla 4.11: Sistema de seguridad en cada fase de producción de la Estación
Cuyabeno........................................................................................................... 121
Tabla 4.12: Sistema de seguridad en cada fase de producción de la Estación
Sansahuari. ........................................................................................................ 129
Tabla 5.1: Costo unitario estimado para los componentes del Sistema de
Seguridad. .......................................................................................................... 138
Tabla 5.2: Costos por remediación ambiental, presentados por Petroproducción
en Lista Pública para el periodo Mayo 2002 – Julio 2006. ................................. 142
Tabla 5.3: Valorización de derrames pendientes para el Distrio Amazónico,
correspondientes al periodo 2002 – 2007. ......................................................... 144
X
Tabla 5.4: Salvamento del capital relacionando a los costos del proyecto y costos
por remediación.................................................................................................. 146
Tabla A1.1: Biodiversidad de la Reserva de Producción Faunística Cuyabeno
según el tipo de bosque. .................................................................................... 158
Tabla A1.2: Principales especies animales de la Reserva de Producción
Faunística Cuyabeno. ........................................................................................ 159
Tabla A1.3: Presiones y volúmenes de las líneas de flujo del campo Cuyabeno –
Sansahuari, al 30 de agosto del 2007. ............................................................... 163
Tabla A1.4: Estado de las líneas de flujo (a diciembre del 2006). ..................... 164
Tabla A1.5: Inspección técnica de las líneas de fluo del campo Cuyabeno –
Sansahuari. ........................................................................................................ 164
Tabla A1.6: Estado de las líneas de inyección del Sistema Power Oil del campo
Cuyabeno – Sansahuari (a diciembre del 2006). ............................................... 167
Tabla A1.7: Inspección técnica de las líneas de inyección del sistema Power Oil
del campo Cuyabeno – Sansahuari. .................................................................. 168
Tabla A2.1: Clasificación de los principales fenómenos naturales. ................... 172
Tabla A2.2: Historial de derrames ocurridos en el campo Cuyabeno – Sansahuari
en el periodo comprendido desde el año 2003 al 2006...................................... 173
Tabla A2.3: Matriz de riesgos con puntuación detallada. .................................. 179
Tabla A3.1: Clasificación de la temperatura. ..................................................... 187
Tabla A3.2: Impacto promedio según el tipo de temperatura. ........................... 187
Tabla A3.3: Requerimientos de los niveles de especificación del producto. ..... 189
Tabla A3.4: Clasificación de la temperatura según el rango de operación........ 190
Tabla A3.5: Clases de materiales...................................................................... 190
Tabla A3.6: Impacto promedio según el tipo de temperatura. ........................... 191
Tabla A3.7: Especificaciones para los Actuadores Hidráulicos. ........................ 193
Tabla A3.8: Especificaciones para los Actuadores Hidráulicos (continuación).. 194
Tabla A3.9: Especificaciones para los Actuadores nuemáticos......................... 198
Tabla A3.10: Especificaciones para los Actuadores neumáticos (continuación).
........................................................................................................................... 199
Tabla A3.11: Especificaciones para las Válvulas de Seguridad de Subsuelo
Recuperables con Tubería. ................................................................................ 209
XI
Tabla A3.12: Especificaciones para las Válvulas de Seguridad de Subsuelo
Recuperables con Tubería (continuación).......................................................... 210
Tabla A3.13: Especificaciones para los Modelos V & W. .................................. 211
Tabla A3.14: Especificaciones para los Modelos V & W (continuación)............ 212
Tabla A3.15: Eespecificaciones para los Modelos J & A.................................. 213
Tabla A3.16: Especificaciones para los Modelos AF y HF de los perfiles Top No-
Go. ..................................................................................................................... 215
Tabla A3.17: Especificaciones para los Modelos AR y HR de los perfiles Bottom
No-Go................................................................................................................. 216
Tabla A3.18: Especificaciones para las Válvulas de Seguridad de Control del
Anular................................................................................................................. 219
Tabla A5.1: Costo individual de diversos equipos de seguridad, incluyendo costos
operativos........................................................................................................... 227
Tabla A5.2: Costos de cada de los equipos en cada Fase de Producción de la
Estación Cuyabeno. ........................................................................................... 228
Tabla A5.3: Costos de cada de los equipos en cada Fase de Producción de la
Estación Sansahuari. ......................................................................................... 230
Tabla A5.4: Perjuicios por derrames presentados en Lista Pública para el periodo
Mayo 2002 – Julio 2006. .................................................................................... 231
XII
ÍNDICE DE FIGURAS
Figura 1.1: Ubicación del campo Cuyabeno – Sansahuari en la Región
Amazónica.............................................................................................................. 2
Figura 1.2: Columna estratigráfica de la Cuenca Oriental. .................................... 4
Figura 2.1: Organización y procedimiento del Análisis de Riesgos. .................... 38
Figura 2.2: Influencia de los factores de riesgo en los puntos de ocurrencia. ..... 59
Figura 2.3: Influencia de los factores de riesgo relacionados directamente con la
operación.............................................................................................................. 63
Figura 2.4: Relación entre el factor de dispersión y el valor de riesgo relativo.... 66
Figura 3.1: Actuadotes hidráulicos GateMaster, Modelo C, Modelo CSWC,
WireMaster y Modelo E. ....................................................................................... 74
Figura 3.2: Actuadotes hidráulicos Modelo J, Modelo K, Modelo RV y Modelo SH.
............................................................................................................................. 76
Figura 3.3: Actuadotes Neumáticos. ................................................................... 79
Figura 3.4: Componentes de un actuador manual (mecánico)............................ 80
Figura 3.5: Esquema de un proceso de control hidráulico / neumático. .............. 82
Figura 3.6: Esquema de un proceso de control autocontenido (SPC / DPC). ..... 83
Figura 3.7: Componentes del sistema de control auto-contenido de bomba
hidráulica simple (SPC). ....................................................................................... 84
Figura 3.8: Componentes del sistema de control auto-contenido de bomba
hidráulica dual (DPC). .......................................................................................... 85
Figura 3.9: Válvulas de seguridad de subsuelo recuperables con tubería. ......... 89
Figura 3.10: Válvulas de seguridad de subsuelo recuperables con wireline. ...... 91
Figura 3.11: Válvulas de seguridad de control del anular.................................... 93
Figura 4.1: Conectores para la línea de control (fittings). .................................. 115
Figura 4.2: Control de la Línea Principal del Sistema Power Oil del campo
Cuyabeno – Sansahuari. .................................................................................... 134
Figura 4.3: Modelamiento de tramos controlados del Sistema Power Oil para el
campo Cuyabeno – Sansahuari. ........................................................................ 135
Figura A1.1: Mapa de la Reserva de Producción Faunística Cuyabeno, según el
Acuerdo Ministerial 322 del 26 de julio de 1979. ................................................ 153
XIII
Figura A1.2: Mapa de la Reserva de Producción Faunística Cuyabeno, según el
Acuerdo Ministerial 328 del 3 de julio de 1991. .................................................. 154
Figura A1.3: Mapa de la Reserva de Producción Faunística Cuyabeno, según el
Registro Oficial 472 del 29 de junio de 1994...................................................... 155
Figura A1.4: Mapa de la Zona Intangible de la Reserva de Producción Faunística
Cuyabeno, según el Decreto Presidencial 551 de enero de 1999...................... 156
Figura A1.5: Mapa de la distribución de los bosques en la Reserva de Producción
Faunística Cuyabeno. ........................................................................................ 157
Figura A1.6: Mapa zonificado según el Convenio para la Conservación y Manejo
Ecológico de un Sector de la Reserva de Producción Faunística Cuyabeno..... 161
Figura A2.1: Derrames ocurridos en el Área Libertador durante periodo
comprendido desde Enero del 2003 hasta Marzo del 2007. .............................. 175
Figura A2.2: Derrames ocurridos en todo el Distrito Oriente durante periodo
comprendido desde Enero del 2003 hasta Marzo del 2007. .............................. 175
Figura A3.1: Componentes de un indicador visual de posición de la válvula. ... 195
Figura A3.2: Conectores – Elementos del bonete............................................. 196
Figura A3.3: Acople del actuador en el bonete. ................................................ 197
Figura A3.4: Ubicación de los switches eléctricos............................................. 200
Figura A3.5: Componentes del detector de fugas en la línea de flujo. .............. 201
Figura A3.6: Componentes de un sensor de alta/baja presión.......................... 202
Figura A3.7: Componentes de un detector de fugas en la línea de control....... 203
Figura A3.8: Panel de control hidráulico / neumático. ....................................... 205
Figura A3.9: Nipples y seguros para asentar válvulas de seguridad................. 215
Figura A3.10: Herramientas para correr y recuperar con wireline válvulas de
seguridad............................................................................................................ 218
Figura A4.1: Tubo de flujo en la válvula “SelectT”............................................. 221
Figura A4.2: Diagrama de completación del pozo CUY-14............................... 222
Figura A4.3: Diagrama de completación del pozo CUY-22............................... 223
Figura A4.4: Diagrama de completación del pozo CUY-23............................... 224
Figura A4.5: Diagrama de completación del pozo CUY-27............................... 225
Figura A4.5: Diagrama de completación del pozo SSH-12D. ........................... 226
Figura A5.1: Costos por derrames remediados en el Distrito Oriente (2002 –
2006). ................................................................................................................. 232
XIV
Figura A5.2: Área contaminada y remediada en el Distrito Oriente (2002 – 2006).
........................................................................................................................... 233
Figura A5.3: Valorización de derrames por remediar en el Distrito Oriente (2002 –
2007). ................................................................................................................. 233
XV
ÍNDICE DE ANEXOS
ANEXO 1.1: RESERVA DE PRODUCCIÓN FAUNÍSTICA CUYABENO (1979) ......................... 153
ANEXO 1.2: RESERVA DE PRODUCCIÓN FAUNÍSTICA CUYABENO (1991) ......................... 154
ANEXO 1.3: RESERVA DE PRODUCCIÓN FAUNÍSTICA CUYABENO (1994) ......................... 155
ANEXO 1.4: RESERVA DE PRODUCCIÓN FAUNÍSTICA CUYABENO (1999) ......................... 156
ANEXO 1.5: DISTRIBUCIÓN DE BOSQUES DE LA RESERVA DE PRODUCCIÓN FAUNÍSTICA
CUYABENO (1999) ....................................................................................................................... 157
ANEXO 1.6: BIODIVERSIDAD VEGETAL DE LA RESERVA DE PRODUCCIÓN FAUNÍSTICA
CUYABENO................................................................................................................................... 158
ANEXO 1.7: BIODIVERSIDAD FAUNÍSTICA DE LA RESERVA DE PRODUCCIÓN FAUNÍSTICA
CUYABENO................................................................................................................................... 159
ANEXO 1.8: GRUPOS HUMANOS DE LA RESERVA DE PRODUCCIÓN FAUNÍSTICA
CUYABENO................................................................................................................................... 161
ANEXO 1.9: UBICACIÓN DE POZOS DENTRO DEL CAMPO CUYABENO – SANSAHUARI . 162
ANEXO 1.10: PRESIONES Y VOLÚMENES EN LAS LÍNEAS DE FLUJO DEL CAMPO
CUYABENO – SANSAHUARI....................................................................................................... 163
ANEXO 1.11: CARACTERÍSTICAS DE LAS LÍNEAS DE PRODUCCIÓN DEL CAMPO
CUYABENO – SANSAHUARI....................................................................................................... 164
ANEXO 1.12: CARACTERÍSTICAS DE LAS LÍNEAS DE INYECCIÓN DE FLUIDO MOTRIZ DEL
CAMPO CUYABENO – SANSAHUARI ........................................................................................ 167
ANEXO 1.13: DIAGRAMA DE LA ESTACIÓN DE PRODUCCIÓN CUYABENO ....................... 170
ANEXO 1.14: DIAGRAMA DE LA ESTACIÓN DE PRODUCCIÓN SANSAHUARI .................... 171
ANEXO 2.1: FENÓMENOS NATURALES POTENCIALMENTE PELIGROSOS ........................ 172
ANEXO 2.2: HISTORIAL DE DERRAMES OCURRIDOS ............................................................ 173
ANEXO 2.3: MÉTODO APLICADO EN EL ANÁLISIS DE RIESGOS.......................................... 176
A2.3.1 EXPLICACIÓN DEL MÉTODO APLICADO ............................................................ 176
XVI
A2.3.1.1 Identificación Del Riesgo...................................................................................... 176
A2.3.1.2 Cuantificación Del Riesgo .................................................................................... 176
A2.3.1.2.1 Rangos De Puntuación.................................................................................. 177
A2.3.1.2.2 Probabilidad De Ocurrencia........................................................................... 177
A2.3.1.2.3 Puntaje De La Matriz De Riesgos ................................................................. 177
A2.3.1.2.4 Indicadores De Riesgo .................................................................................. 178
A2.3.1.3 Evaluación E Interpretación ................................................................................. 178
ANEXO 2.4: DEPLIEGUE DE LA MATRIZ DE RIESGOS PARA EL CAMPO CUYABENO –
SANSAHUARI................................................................................................................................ 179
ANEXO 3.1: NORMAS INDUSTRIALES PARA VÁLVULAS DE SEGURIDAD DE SUPERFICIE
........................................................................................................................................................ 186
A3.1.1 RESUMEN DE LA ESPECIFICACIÓN API 14D ...................................................... 186
A3.1.1.1 Clases De Servicio ............................................................................................... 186
A3.1.1.2 Clasificación De Temperatura.............................................................................. 187
A3.1.1.3 Prueba De Impacto .............................................................................................. 187
A3.1.1.4 Seguimiento ......................................................................................................... 188
A3.1.1.5 Prueba De Dureza................................................................................................ 188
A3.1.1.6 Marcas De Equipos .............................................................................................. 188
A3.1.1.7 Documentación Suministrada .............................................................................. 188
A3.1.2 RESUMEN DE LA ESPECIFICACIÓN API 6A ....................................................... 188
A3.1.2.1 Niveles De Especificación Del Producto .............................................................. 189
A3.1.2.2 Clasificación De La Temperatura......................................................................... 189
A3.1.2.3 Clasificación De La Clase De Material................................................................. 189
A3.1.2.4 Prueba De Impacto .............................................................................................. 190
A3.1.2.5 Seguimiento ......................................................................................................... 191
A3.1.2.6 Prueba De Dureza................................................................................................ 191
A3.1.2.7 Marcado Del Equipo............................................................................................. 191
A3.1.2.8 Documentación Suministrada .............................................................................. 192
ANEXO 3.2: ESPECIFICACIONES PARA LOS ACTUADORES HIDRÁULICOS ...................... 193
ANEXO 3.3: INDICADOR VISUAL DE POSICIÓN DE LA VÁLVULA......................................... 195
ANEXO 3.4: SISTEMA DE DESCONEXIÓN RÁPIDA.................................................................. 196
ANEXO 3.5: ESPECIFICACIONES PARA ACTUADORES NEUMÁTICOS................................ 198
ANEXO 3.6: SWITCHES ELÉCTRICOS ....................................................................................... 200
ANEXO 3.7: DETECTOR DE FUGAS EN LA LÍNEA DE FLUJO ................................................ 201
XVII
ANEXO 3.8: SENSORES DE ALTA / BAJA PRESIÓN ............................................................... 202
ANEXO 3.9: DETECTOR DE FLUJO EN LA LÍNEA DE CONTROL........................................... 203
ANEXO 3.10: PANEL DE CONTROL HIDRÁULICO / NEUMÁTICO........................................... 204
ANEXO 3.11: NORMAS INDUSTRIALES PARA VÁLVULAS DE SEGURIDAD DE FONDO.... 206
A3.11.1 RESUMEN DE LA ESPECIFICACIÓN API 14A ...................................................... 206
A3.11.1.1 Clases De Servicio........................................................................................... 206
A3.11.1.2 Seguimiento ..................................................................................................... 206
A3.11.1.3 Dureza.............................................................................................................. 206
A3.11.1.4 Marcas Del Equipo........................................................................................... 206
A3.11.1.5 Documentación Suministrada.......................................................................... 207
A3.11.1.6 Inspección Dimensional ................................................................................... 207
A3.11.1.7 Soldadura......................................................................................................... 207
A3.11.2 RESUMEN DE LA ESPECIFICACIÓN API RP 14B ................................................ 207
A3.11.2.1 Inspección Y Prueba........................................................................................ 207
ANEXO 3.12: ESPECIFICACIONES PARA VÁLVULAS DE SEGURIDAD RECUPERABLES
CON TUBERÍA............................................................................................................................... 209
ANEXO 3.13: ESPECIFICACIONES PARA VÁLVULAS DE SEGURIDAD RECUPERABLES
CON WIRELINE............................................................................................................................. 211
ANEXO 3.14: HERRAMIENTAS PARA ASENTAR Y RECUPERAR CON WIRELINE VÁLVULAS
DE SEGURIDAD DE SUBSUELO................................................................................................. 214
A3.14.1 NIPPLES Y SEGUROS DE ASENTAMIENTO ........................................................ 214
A3.14.1.1 Perfiles De Base Superior (Top No-Go) .......................................................... 214
A3.14.1.2 Perfiles De Base Inferior (Bottom No-Go) ....................................................... 214
A3.14.1.3 Especificaciones Para Los Nipples De Asentamiento..................................... 215
A3.14.2 HERRAMIENTAS DE CORRIDA Y RECUPERACIÓN............................................ 217
A3.14.2.1 Herramienta De Corrida Modelo A .................................................................. 217
A3.14.2.2 Herramienta De Corrida Y De Recuperación Modelo CS ............................... 218
ANEXO 3.15: ESPECIFICACIONES PARA VÁLVULAS DE SEGURIDAD DE CONTROL DEL
ANULAR ........................................................................................................................................ 219
ANEXO 4.1: MAPA DE UBICACIÓN DE LOS PUNTOS DE CONTROL DENTRO DEL ÁREA DE
ESTUDIO........................................................................................................................................ 220
ANEXO 4.2: UBICACIÓN DEL TUBO DE FLUJO EN LA VÁLVULA DE SEGURIDAD DE FONDO
DE 3 ½” MODELO “SELECT-T”................................................................................................... 221
XVIII
ANEXO 4.3: DIAGRAMAS DE COMPLETACIÓN DE LOS POZOS CON VÁLVULAS DE
SEGURIDAD DE FONDO.............................................................................................................. 222
ANEXO 5.1: COSTO DE LOS EQUIPOS DE SEGURIDAD......................................................... 227
ANEXO 5.2: COSTOS POR FASE DE PRODUCCIÓN................................................................ 228
ANEXO 5.3: COSTOS DE REMEDIACIÓN AMBIENTAL PARA EL DISTRITO ORIENTE ........ 231
RESUMEN
Este proyecto es un estudio en el cual se realiza una descripción detallada de la
Reserva de Producción Faunística Cuyabeno y de la situación actual del campo
Cuyabeno – Sansahuari.
Se analiza la relación e influencia de las actividades del campo, con la Reserva;
mediante la elaboración de un análisis de riesgos de ocurrencia de derrames,
cuya evaluación determina el riesgo que constituye la operación del campo para la
Reserva y el medio ambiente.
El proyecto presenta una descripción detallada de los equipos de seguridad que
pueden utilizarse tanto en superficie como en la completación de los pozos, para
controlar el flujo y que al ser operados por un sistema de control constituyen un
sistema de seguridad completo para controlar las facilidades en el momento de
una contingencia.
Se realiza una selección de los equipos apropiados para implementarse y se
diseña el sistema determinado y calculando las variables que requieren los
componentes del sistema de seguridad.
Finalmente se analiza el costo que constituye la implementación del sistema de
seguridad en el campo y se lo compara con las pérdidas que ocasionan los
eventos contingentes para determinar la factibilidad de la ejecución e inversión del
proyecto.
PRESENTACIÓN
La industria petrolera tiene como objetivo primordial conducir sus actividades y
operación de tal forma que no ocasione daños al bienestar de las personas y el
medio ambiente. Los derrames de hidrocarburo causan enormes pérdidas
económicas anualmente y un daño irremedialble e invaluable al ambiente, sin
importar la efectividad de la remediación con la cual se manejan las contingencias.
Debido a que es imposible prevenir en su totalidad un evento contingente, se
busca reducir el impacto que ocasionan, al mínimo; por tal motivo se desarrollan
planes de contingencias y manejo operacional para actividades hidrocarburíferas
en los campos petroleros.
El entorno natural del campo Cuyabeno – Sansahuari, está constituido por una
parte de la Reserva de Producción Faunística Cuyabeno, una reserva ecológica
de características únicas. Es por esta razón que el presente proyecto se busca
brindar una alternativa adicional que contribuya al cuidado y preservación de la
Reserva y el medio ambiente en general.
El proyecto propone la implementación de un Sistema de Seguridad basado en la
utilización de componentes de seguridad diseñados específicamente para
controlar los pozos y las facilidades afectadas en el momento en que ocurre una
contingencia.
CAPÍTULO 1
DESCRIPCIÓN DE LAS ZONAS NATURALES, SISTEMAS
HÍDRICOS Y ACTIVIDAD OPERATIVA DE LOS CAMPOS
CUYABENO Y SANSAHUARI
1.1 ANTECEDENTES
La correcta caracterización del ambiente natural de un campo petrolero en
operación, se la realiza describiendo los aspectos más relevantes de la Línea
Base del campo. Esta caracterización está basada en el conocimiento de los
principales elementos y componentes que conforman el ambiente natural.
1.2 DESCRIPCIÓN FÍSICA DE LOS CAMPOS
1.2.1 UBICACIÓN
El campo petrolero Cuyabeno – Sansahuari está ubicado en la provincia
amazónica de Sucumbíos, al nororiente de la Región Amazónica,
aproximadamente a unos 23 kilómetros al noreste de la población de Tarapoa;
como se observa en la Figura 1.1.
Se encuentra localizado dentro de las siguientes coordenadas topográficas:
Longitud: 76° 15’ – 76° 80’ W
Latitud: 00° 5’ – 00° 70’ N
1.2.2 COMPONENTES FÍSICOS
Los componentes físicos son aquellos que constituyen la geología y el ambiente
mismo en los cuales se desarrollan los campos.
2
Figura 1.1: Ubicación del campo Cuyabeno – Sansahuari en la Región Amazónica.
Fuente: Deparatamento de Cartografía y Mapeo, Petroproducción.
3
1.2.2.1 Geología Estructural
Inicialmente las interpretaciones mostraban la existencia de dos estructuras
independientes, una septentrional a la cual se denominó Sansahuari y otra
meridional denominada Cuyabeno.
Las estructuras de los campos fueron integradas como una sola en 1996, con
interpretaciones sísmicas realizadas en la zona, y posteriormente con la
perforación de los pozos SSH-10 y CUY-21 se confirmó esta interpretación.
La estructura presente en el campo Cuyabeno – Sansahuari es un anticlinal
alargado en dirección norte – sur sureste y se ensancha en dirección sur. Tiene
una longitud aproximada de 16 kilómetros.
Al noroeste y sur del campo se encuentra un límite o cierre estructural para la
arenisca T, que está controlado por un cambio lateral de facies en el sector
suroeste.
Se presentan 5 topes de mayor elevación estructural, tomando como nivel de
referencia la base de la Caliza A. El tope de mayor elevación está de
aproximadamente a 50 pies de la base. La mayor elevación se ubica muy cerca al
pozo CUY-16.
Los campos se encuentran limitados por una falla regional que corta hasta los
sedimentos Tena. Esta falla se extiende hasta la parte sur del campo Cuyabeno y
se extingue a la altura de Napo inferior. Esta falla tiene un salto máximo
aproximado de 400 pies desde el nivel de referencia, la base de la caliza A.
1.2.2.2 Estratigrafía
La estratigrafía del campo es la misma que predomina en toda la cuenca oriental
de la amazonía ecuatoriana. Esta columna estratigráfica predominante se
presenta en la Figura 1.2.
4
Figura 1.2: Columna estratigráfica de la Cuenca Oriental.
Fuente: Ingeniería de Yacimientos, Petroproducción.
5
1.2.2.3 Geología Tectónica
La estructura de los campos se conformó por la actividad tectónica durante el
Eoceno1 Temprano al Medio, debido a la deformación sedimentaria de Tiyuyacu
inferior, que muestra un cambio considerable de espesor entre la parte alta y el
flanco de la estructura.
1.2.2.4 Ambiente Sedimentario
La depositación que presenta la arenisca Basal Tena está conformada por un
conglomerado con matriz de areniscas gruesas y cemento calcáreo, además de
depósitos transgresivos de calizas fosfatadas con insertos de cuarzo.
En las areniscas U y T se hallan dos tipos de lutitas, la una es de carácter
arcillosa y la otra está compuesta ligeramente por linos y depositaciones de
arenas finas.
1.2.2.5 Geomorfología
El área de ubicación del campo se forma de extensiones descendentes de terreno
que provienen de la parte Norte Occidental de la Cuenca Oriente y se extienden
hacia el Sur.
Presenta una altitud promedia de 300 metros sobre el nivel del mar, la cual
desciende hacia la parte Nororiental de los campos.
La ubicación del campo en la estribación de la cordillera central, le da
irregularidad moderada. Esto permite un espaciamiento adecuado y estabilizado
de las curvas de nivel. Los pozos perforados, en su gran mayoría están
localizados en los topes de mayor altitud, debido a la migración de los fluidos a
estas zonas.
1 El Eoceno es el período geológico que se extendió entre 55000000 y 44000000 años antes del presente;
perteneciente al Terciario de la era Cenozoica.
6
1.2.2.6 Suelos
El suelo presenta estabilidad normal con erosión moderada y ligeros
deslizamientos hacia la parte oriental del campo.
Su composición es baja en minerales puros, como el calcio y el sodio, con cierto
contenido de compuestos oxidantes, como el hierro, cuya falta de solubilidad con
el resto de componentes provoca que emigre a superficie, dándole coloración
ligeramente rojiza al suelo y consistencia levemente pantanosa.
La vegetación que cubre los suelos es de tipo tropical, con bosques intervenidos
en su mayoría, pero con áreas considerables de bosque primario y selva virgen.
1.2.2.7 Climatología
Según el Instituto Nacional de Meteorología e Hidrología (INAMHI), la región
amazónica fundamentalmente se encuentra bajo la influencia de las masas de
aire tropical continental, las mismas que se originan en la Amazonía Central y que
gran parte del año actúan como perturbaciones tropicales; de todas maneras y
aunque sea en forma limitada, también se observa una ligera recesión de las
precipitaciones a fines de Diciembre y en Enero.
De acuerdo a la clasificación de Köppen para las regiones selváticas; el campo
Cuyabeno – Sansahuari se encuentran dentro de la categoría de “Clima
Amazónico Húmedo”, muy característico para la zona noroccidente interior que
comprende el área del volcán Reventador y las regiones ubicadas al norte del río
Aguarico.
1.2.2.7.1 Temperatura
Es el grado de calor o de frío de la atmósfera. En la región Oriental, la media
anual se establece entre los 24º C y 26º C, con extremos que raramente
sobrepasan los 36º C o bajan a menos de los 14º C.
7
1.2.2.7.2 Precipitación
Es la cantidad de agua procedente de la atmósfera. La región amazónica, al igual
que el noreste de la provincia de Esmeraldas, son las zonas más lluviosas con
totales anuales que fluctúan entre los 3000 y 4000 mm.
1.2.2.7.3 Humedad Relativa
Es la proporción entre la cantidad de vapor de agua que contiene la atmósfera y el
máximo que necesitará para la saturación. Esta proporción varía del 75 al 85% en
esta región.
1.2.2.7.4 Heliofanía
Se la conoce también como insolación, y es el número de horas en que el sol se
hace presente en un lugar determinado.
Pese a la poca información de datos existentes en la región amazónica, se ha
determinado que en la región noroccidental de la amazonía, la insolación se ubica
entre las 1000 y 1400 horas anuales.
1.2.2.7.5 Vientos
Los vientos que soplan desde los Andes disminuyen la temperatura de los suelos
bajos de los campos.
Además, al chocar con los vientos calientes y húmedos de esta región producen
las precipitaciones abundantes. Menos de la mitad de volumen precipitado retorna
a la atmósfera por ausencia de periodos anuales secos.
Debido a la alta humedad del ambiente y a la espesa vegetación existente, los
vientos que circulan a bajas alturas alcanzan velocidades muy reducidas.
8
1.3 DESCRIPCIÓN DE LAS ZONAS NATURALES SENSIBLES
Una parte del campo se encuentra ubicada dentro de la Reserva Natural de
Producción Faunística Cuyabeno, la cual constituye Patrimonio Forestal y
Faunístico.
Se debe conocer los principales componentes de la Reserva, para poder evaluar
sus vulnerabilidades, frente a la realidad operativa de los campos; de esta manera
se pueda establecer las áreas más sensibles de este ecosistema.
1.3.1 ANTECEDENTES
La Reserva de Producción Faunística de Cuyabeno (RPFC) fue fundada en 1979,
con una extensión de 254760 hectáreas (Acuerdo Ministerial 322 del 26 de julio
de 1979)2. Los límites de 1979 incluían la cuenca y el curso del río Cuyabeno,
incluyendo su valioso y espectacular sistema lagunar y el bosque inundado de su
curso medio.
La primera delimitación de la reserva fue realiza en base a la actividad operativa y
de explotación que venía realizándose en los campos aledaños en esa época, por
tal motivo la mayor participación la tuvieron el estado y las compañías que
operaban cerca de la zona, mientras que los pobladores tuvieron una ínfima
participación.
En 1991 el gobierno ecuatoriano amplió la Reserva hacia el sector sureste,
añadiéndole unas 401021 hectáreas (Acuerdo Ministerial 328 del 3 de julio de
1991)3. Esta decisión expandió la superficie de la Reserva hasta las 655021
hectáreas (6550 km2), concediendo implícitamente a los campesinos asentados
en la zona occidental de la misma el derecho de permanencia en ella, al tiempo
que garantizaba el mantenimiento del potencial turístico del Área en la zona
oriental mediante la declaración del estatus de protección ambiental.
2 El mapa de la Reserva Cuyabeno según el Acuerdo Ministerial de 1979 se muestra en el Anexo 1.1.
3 El mapa de la Reserva Cuyabeno según el Acuerdo Ministerial de 1991, se muestra en el Anexo 1.2.
9
En 1994 el gobierno del Ecuador se vió obligado a modificar nuevamente sus
límites (603380 hectáreas), excluyendo las zonas previamente colonizadas y los
campos petrolíferos que llevaban más de una década operando en ella (Registro
Oficial 472 del 29 de junio de 1994)4. En esta modificación se dio una ruptura de
la continuidad territorial de la Reserva, que perdió una gran parte de la cuenca del
río Cuyabeno en beneficio de las actividades petrolíferas.
Debido al crecimiento de la explotación acelerada en la zona, el gobierno del
Ecuador decidió declarar Zona Intangible el sector oriental de la Reserva
(Decreto Presidencial 551 de enero de 1999)5, estableciendo una gran zona de
435500 hectáreas. La declaración de Zona Intangible canceló completamente la
posibilidad de realizar en su interior cualquier tipo de actividad extractiva de
hidrocarburos y dió a los pueblos indígenas que habitaban en la misma, una
mayor capacidad de decisión sobre sus territorios.
1.3.2 ÁREAS DE INFLUENCIA
Las áreas de influencia constituyen las zonas afectadas por cualquier factor que
generen las actividades operativas de los campos petroleros. Existen dos tipos de
área de influencia de la Reserva:
− Patrimonio forestal faunístico
− Zonas de amortiguamiento
1.3.2.1 Patrimonio Forestal Faunístico
Son aquellas que se encuentran influenciadas de manera directa con las
actividades hidrocarburíferas de los campos. Aquí se encuentra la mayor parte de
toda la biodiversidad de la reserva. También se las conoce como Zonas
Intangibles.
4 El mapa de la Reserva Cuyabeno según el Registro Oficial de 1994, se muestra en el Anexo 1.3.
5 El mapa de la Reserva Cuyabeno según el Decreto Presidencial de 1999, se muestra en el Anexo 1.4.
10
1.3.2.2 Zonas De Amortiguamiento
Son aquellas que se encuentran influenciadas de manera indirecta por la
operación de los campos, y constituyen un espacio de transición entre las zonas
protegidas y las zonas no protegidas. Las zonas de influencia de la Reserva, se
encuentran distribuidas en base a la ubicación de los campos y división de
bloques petroleros en el distrito oriente. Las áreas de influencia de la Reserva se
presentan en la Tabla 1.1.
Tabla 1.1: Influencia de las actividades hidrocarburíferas sobre la Reserva de Producción Faunística Cuyabeno.
CAMPO / BLOQUE
ESTADO ACTUAL
ÁREA DE INFLUENCIA
POBLACIONES AFECTADAS
COMPAÑÍA
Área Libertador Producción Patrimonio Forestal Colonos Petroproducción
Bloque 15 Producción Perforación
Zona de amortiguamiento de la
Reserva
Colonos Quichuas Secoyas Signas
Unidad Bloque 15
Bloque 27 Producción Zona de
amortiguamiento de la Reserva
Colonos Quichuas
City Oriente
Bloque Tarapoa Producción Perforación
Patrimonio Forestal
Colonos Sionas
Quichuas Shuaras
Andes Petroleum
Campo Atacapi Producción Patrimonio Forestal Colonos Cofanes
Petroproducción
Campo Cuyabeno Producción Patrimonio Forestal Colonos Petroproducción
Campo Sansahuari Producción Patrimonio Forestal Colonos Petroproducción
Campo Víctor Hugo Ruales
Producción Zona de
amortiguamiento de la Reserva
Colonos Petroproducción
Fuente: Ministerio del Ambiente.
Las áreas de influencia en la Reserva no solo se ven afectadas por las
actividades hidrocarburíferas, sino también por las actividades agrícolas de las
invasiones de colonos. Estas actividades degradan y deforestan la Reserva.
11
1.3.3 COMPONENTES BIÓTICOS
Son todos aquellos componentes que se refieren a la variedad de la vida en la
tierra, es decir, la riqueza en la variabilidad de seres vivos, incluyendo todos los
organismos terrestres y acuáticos, animales y vegetales, micro y macro
organismos, así como las diferencias intra e interespecíficas existentes entre ellos.
1.3.3.1 Flora6
La vegetación es sumamente importante porque enriquece los ecosistemas, que
son la base para la sustentación de todas las formas de vida, incluyendo la
humana. La biodiversidad de los ecosistemas tropicales de la Reserva de
Producción Faunística Cuyabeno es una de las más elevadas en el mundo.
La vegetación, íntegramente, pertenece a la clase del el Bosque Húmedo Tropical,
el ecosistema más complejo del mundo que contiene sectores de tierra firme y de
bosque inundado.
En este tipo de terreno convive una flora admirablemente diversa con especies
vegetales muy sensibles a los cambios del ambiente. En cada hectárea existen
más especies de plantas que en cualquier otro sector.
La reserva posee cuatro preciosos ecosistemas tropicales no siempre abundantes
en la región amazónica occidental.
1.3.3.1.1 Moretal
Este bosque permanece permanentemente inundado y también se lo conoce
como bosque de pantano o moretal, que es predominantemente colonizado por
palmas y ocupa zonas internas mal drenadas. Las especies dominantes en este
tipo de formación son diversas palmas resistentes a la acidez de los suelos.
6 La distribución de bosques en la Reserva Cuyabeno se muestra en el Anexo 1.5.
Las especies que constituyen la flora de la Reserva Cuyabeno se detallan en el Anexo 1.6.
12
El dosel del bosque llega a los 30 metros de altura y el sotobosque es
relativamente denso. En torno a las lagunas del Cuyabeno se desarrolla un tipo
de bosque inundado que contiene plantas que emergen en las aguas dando un
atractivo espectacular a las lagunas.
1.3.3.1.2 Igapó
Es el bosque de inundación estacional de ríos de aguas negras, más conocido por
el vocablo brasileño de igapó. Este tipo de bosque está presente en diversas
zonas en el interior de la Reserva, particularmente entorno a las lagunas del
Cuyabeno.
Se forma por las inundaciones estacionales (a veces permanentes) de amplias
zonas en los márgenes de los ríos por aguas con alto contenido húmico y casi
total ausencia de sedimentos. Visto desde el exterior, el bosque de Igapó es
menos frondoso y tiene un dosel menos elevado que el de tierra firme.
Desde el punto de vista florístico el Igapó se caracteriza por la predominancia de
los estratos leñosos superiores, con una ausencia casi completa del estrato
herbáceo y posee una menor diversidad específica que los bosques no
inundables.
1.3.3.1.3 Várcea
Este ecosistema viene igualmente definido por inundaciones estacionales de agua
dulce, aunque en este caso por aguas con elevado contenido en sedimentos y
con una persistencia anual normalmente inferior a 4 meses.
El bosque asociado a este tipo de ecosistema es conocido como várcea, várzea o
vársea (del portugués várzea) y se encuentra en las riveras del Cuyabeno y del
Aguarico. Al contrario del Igapó, este bosque sí posee un rico estrato herbáceo y
un estrato arbóreo de hasta 35 metros compuesto por otras especies.
13
1.3.3.1.4 Bosque De Tierras Altas
El ecosistema más frecuente en el Cuyabeno es el determinado por los bosques
de tierras no inundables. En ellos predominan los suelos arcillosos bien drenados
y las formaciones florísticas complejas, con varios pisos de vegetación desde el
estrato herbáceo al arbóreo.
El dosel alcanza los 30 metros de altura, pero existen árboles emergentes que
pueden llegar a los 40 metros. La diversidad biológica es extrema, pudiendo
albergar más de 200 especies de árbol por hectárea. En el Cuyabeno se han
detectado hasta 307 especies por hectárea, lo cual supone una marca mundial en
diversidad forestal en zonas tropicales.
1.3.3.2 Fauna7
La gran diversidad de ecosistemas en un espacio relativamente limitado, es decir,
existe una alta biodiversidad con baja densidad y representa un importante
número de especies pero en un reducido porcentaje de ejemplares.
De acuerdo con el último censo faunístico realizado en la zona por la Pontificia
Universidad Católica del Ecuador (PUCE) en el 2004, en la Reserva del
Cuyabeno se encuentran representados el 64% de los mamíferos (equivalente a
103 especies), y el 54% de los anfibios (equivalente a 82 especies).
1.3.3.2.1 Mamíferos
En la Reserva del Cuyabeno se encuentran representados casi todos los
mamíferos, entre los cuales se destacan especies como los roedores, varias
clases de nutrias (en peligro de extinción), además de varias especies de felinos,
entre otros. Otras especies de mamíferos abundantes en la Reserva son los
primates, y una serie de mamíferos más exóticos como el oso hormiguero.
7 La biodiversidad faunística de la Reserva Cuyabeno se detallan en el Anexo 1.7.
14
1.3.3.2.2 Aves
Las aves son la clase de vertebrados más biodiversa en la Reserva. Según se
conoce de manera segura, existen más de 500 especies de aves, aunque el
número exacto es desconocido. Debido a la dificultad de contabilizar de manera
exacta todas las especies identificadas de aves, hasta el momento solo se
mencionan las familias con mayor número de ejemplares.
1.3.3.2.3 Peces
Al igual que las aves, los peces son igualmente muy numerosos. El número
exacto de especies presentes en la Reserva es desconocido, dado que no han
sido realizados estudios detallados al respecto. Considerando que las especies
contabilizadas en el río Napo, superan las 500, la Reserva puede albergar un
número similar, debido a que la riqueza de sus ambientes fluviales es superior a
la del río Napo y en general al resto del sistema hídrico del nororiente ecuatoriano.
Entre las especies de peces que se han inventariado se ha concluido que todas
ellas son comestibles.
1.3.3.2.4 Reptiles Y Anfibios
La herpetofauna ha sido exhaustivamente estudiada durante la última década. El
resultado de estos estudios es realmente interesante, ya que se ha llegado al
descubrimiento de algunas especies de anfibios que nunca antes habían sido
descritos, como 3 especies nuevas de ranas, tal vez endémicos del Cuyabeno; y
la catalogación de algunas especies nunca antes encontradas en el Ecuador,
como el sapo gigante.
1.3.4 COMPONENTES ANTRÓPICOS
Se refieren a todos aquellos aspectos relacionados con la gente, los recursos
arqueológicos, históricos y culturales, los grupos autóctonos del área, así como
las relaciones de todos estos recursos con el desarrollo social de las personas.
15
1.3.4.1 Colonización
En la actualidad, habita en la cercanía del campo una comunidad de colonos, que
provienen de Puerto Bolívar de otras cinco comunidades, junto a pueblos secoyas.
En la década de los 80, un grupo de cofanes del alto Aguarico, se movilizó aguas
abajo para establecerse cerca de la bocana del río Sábalo, donde se encuentra
hasta hoy.
Gran parte de estos pobladores empezaron a distribuirse y a formar grupos de
colonos en sectores como Aguas Negras, Tarapoa, Tarapuy, y ha desplazarse por
el norte, hacia Sansahuari y Tipishca.
Por otra parte la tribu de los shuar, de Morona Santiago, colonizo el límite sur
occidental de la Reserva Natural y formo los centros Teikiua y Charap.
Hacia el oriente de los campos, adentrándose más hacia la Reseva Natural,
también hallamos comunidades quichuas que provienen de las zonas de Playas
del Cuyabeno y Zancudo, originarias del sector del alto Napo.
Las acciones de supervivencia que cumplen estos asentamientos humanos, se
circunscriben a la caza, pesca y agricultura, a las que se han sumado en los
últimos años la turística y la agropecuaria.
Antiguamente, el área ha sido habitada tradicionalmente por las comunidades
sionas, conocidas por su larga cabellera como “encabellados”; se cree que
habitaban en pequeños grupos dispersos en el bosque.
1.3.4.2 Grupos Humanos
Los grupos humanos presentes en la Reserva de Cuyabeno son el Siona –
Secoya, Suhar, Cofán y Quichua. De estos grupos, los Cofán y los Siona –
Secoya son considerados minorías étnicas en peligro de desaparición.
16
1.3.4.2.1 Siona – Secoyas
Los Siona – Secoyas son uno de los grupos menos numerosos
(aproximadamente unas 1000 personas) de los que se asientan en la Reserva y
son el grupo que ve mayormente amenazada su cultura. Se distribuyen en varias
comunidades cercanas a Puerto Bolívar, Sehuayá, San Pablo de Kantesiayá,
Campo Eno, Orahuayá, Biaña, y el la última década en Tarapuy; todas estas
comunidades están situadas en los márgenes del río Aguarico.
1.3.4.2.2 Cofanes
Los Cofanes, son un pequeño grupo cercano a 1000 individuos que
tradicionalmente ocupaban la zona donde actualmente se asienta la ciudad de
Lago Agrio, se trasladaron a partir del año 1972 hacia el interior de la Amazonía,
huyendo del petróleo y de los miles de colonos agrícolas que comenzaron a llegar
a la región tras la finalización de la construcción de la carretera Quito – Lago Agrio.
Fue en este contexto como nació el asentamiento de Zancudo, mientras la
comunidad de Dureno quedó de este modo como la comunidad Cofán más
occidental en la zona.
1.3.4.2.3 Quichuas
Las comunidades Quichuas se asientan tradicionalmente en los márgenes del río
San Miguel, que ejerce de frontera natural con Colombia. De allí los Quichuas se
desplazaron hacia el sur hace unos 40 años atrás, hasta establecerse en torno al
río Aguarico.La restante comunidad Kichua en la zona se encuentra situada junto
a la orilla del Aguarico, en el límite meridional de la reserva.
1.3.4.2.4 Shuaras
El último grupo indígena que se encuentra en la zona de influencia de la Reserva
de Cuyabeno es el Shuar. Este es un pueblo migrante procedente del sur.
17
Los Shuar son un grupo sumamente heterogéneo compuesto en Ecuador por más
de 100000 habitantes, de los que un par de centenares habitan en las
comunidades de Teikiua y Charap, siempre en las inmediaciones del Aguarico.
1.3.4.3 Desarrollo Social
El modo de vida de los indígenas es diferente al de los colonos. Los indígenas
básicamente se dedican a actividades no agrícolas, como la caza y la recolección
de alimentos en sus territorios. Utilizan medicina natural, buscan materia prima
para la elaboración de artesanías y mantienen ritos culturales vinculados a sus
creencias y costumbres.
Por su parte los colonos cultivan las tierras, crían ganado y también se dedican a
actividades de desarrollo urbano como el comercio y el turismo.
A partir de 1990, se ha incrementado considerablemente el turismo hacia la
Reserva Natural, lo que esta generando importantes ingresos económicos a las
comunidades de colonos de la zona que se han organizado para mantener
convenios de colaboración y asesoría con diversas instituciones.
La apertura de vías de acceso hacia las zonas de exploración y explotación
petrolera en Sansahuari, Cuyabeno y Tarapoa produjo una masiva migración de
colonos provenientes de varias latitudes del país, en busca de puestos de trabajo
en la industria petrolera, lo que ha venido ocasionando algunos problemas en el
manejo de la reserva.
Los grupos más organizados desde un punto de vista político y social son los
Siona – Secoyas y los Cofanes. Se organizaron formando la partir de 1982 con el
apoyo de la Confederación de Nacionalidades Indígenas de la Amazonía
Ecuatoriana (CONFENIAE) y formaron grupos socio-políticos como la
Organización Indígena Siona del Ecuador (ONISE) y la Organización Indígena
Secoya del Ecuador (OISE). El pueblo cofán también se organizó formando la
Organización Indígena de la Nacionalidad Cofán del Ecuador (OINCE).
18
Para mediados de los años 90 se establecieron negociaciones entre el INEFAN
(Instituto Ecuatoriano Forestal y de Áreas Naturales y Vida Silvestre) y las
diferentes organizaciones indígenas de la región (CONFENIAE, ONISE y OISE)
para establecer los derechos de los indígenas sobre las tierras que ocupaban.
Para esto se suscribió el “Convenio para la Conservación y Manejo Ecológico de
un Sector de la Reserva de Producción Faunística Cuyabeno”, en el cual se
zonificó el territorio de la Reserva8.
1.3.4.4 Demografía
Según los datos que muestra el Instituto Nacional de Estadística y Censos (INEC),
presentados en el último censo poblacional 2002 – 2005; la provincia de
Sucumbíos, consta de siete cantones, de los cuales la población del cantón
Cuyabeno es la más cercana y de mayor influencia a nuestra área de estudio.
El Cuyabeno tiene el mayor crecimiento poblacional de la provincia, con
aproximadamente un 5.8% de crecimiento anual y además predomina las
masculinidad en género, como se muestra en la Tabla 1.2.
Tabla 1.2: Demografía de la provincia de Sucumbíos.
POBLACIÓN CANTONES
TOTAL TCA HOMBRES % MUJERES %
Lago Agrio 66,788 5.2 35,385 53.0 31,403 47.0 Gonzalo Pizarro 6,964 4.0 3,732 53.6 3,232 46.4 Putumayo 6,171 2.3 3,305 53.6 2,866 46.4 Shushufindi 32,184 4.8 18,108 56.3 14,076 43.7 Sucumbíos 2,836 1.4 1,513 53.3 1,323 46.7 Cascales 7,409 3.5 3,926 53.0 3,483 47.0 Cuyabeno 6,643 5.8 4,170 62.8 2,473 37.2
Fuente: Instituto Nacional de Estadística y Censos, INEC. Elaborado por: Eduardo García.
1.3.4.5 Desarrollo Socio-Económico
En la actualidad las condiciones de vida de los colonos son bastante precarias,
con una economía crecientemente dependiente de actividades no agrícolas.
Muchos de los colonos están orientándose hacia las actividades económicas
8 La zonificación indígena de la Reserva se muestra en el Anexo 1.8.
19
relacionadas con la explotación petrolífera o la explotación directa de los recursos
naturales de la zona, como la explotación de la madera o los recursos faunísticos,
entrando así en competencia directa con los grupos indígenas y los intereses
conservacionistas.
Esta situación se debe a la crisis de los productos agrícolas tradicionales, como el
café o el cacao, así como a la dificultad para acceder al apoyo técnico y financiero.
La actividad no agrícola que genera una fuente de recursos económicos para los
habitantes de la región, la constituye el turismo, sin dejar de lado la agricultura,
caza, pesca y comercio, como se aprecia en la Tabla 1.3.
Tabla 1.3: Desarrollo ocupacional de la provincia de Sucumbíos.
Población 2002 Población 2005 ACTIVIDAD ECONÓMICA
Habitantes % Habitantes % TCA
Agricultura, caza y pesca 15273 54,6 19232 39,4 2,1Explotación de minas y petróleo 1507 5,4 3093 6,3 6,5 Manufactura 1092 3,9 2052 4,2 5,7 Construcción 899 3,2 2643 5,4 9,8 Comercio 2400 8,6 6090 12,5 8,5 Transporte 660 2,4 2081 4,3 10,4
Establecimientos financieros 141 0,5 1783 3,6 23,1
Servicios (Turismo) 5071 18,1 7527 15,4 3,6
Actividades no bien especificadas 661 2,4 4024 8,2 16,4
Trabajador nuevo 137 0,5 213 0,4 4,0
Fuente: Instituto Nacional de Estadística y Censos, INEC. Elaborado por: Eduardo García.
Tablas 1.4: Población económicamente activa de la provincia de Sucumbíos.
CANTONES POBLACIÓN PORCENTAJE DEL TOTAL
Lago Agrio 25219 50,9
Gonzalo Pizarro 2683 5,4
Putumayo 2089 4,2
Shushufindi 12772 25,8
Sucumbíos 1119 2,3
Cascales 2581 5,2
Cuyabeno 3046 6,2
Fuente: Instituto Nacional de Estadística y Censos, INEC. Elaborado por: Eduardo García.
20
La actividad petrolera en la zona ha incrementado notablemente la productividad
de las personas. El desarrollo de los campos petroleros en los alrededores de
esta región trajo consigo mayor desarrollo urbano y mayor incremento en las
actividades productivas de los pobladores. En su gran mayoría los colonos se
dedican ha actividades económicamente rentables; algunas de ellas se aprecian
en la Tabla 1.4.
1.3.4.6 Desarrollo Turístico
La cercanía de la Reserva Cuyabeno, hacen que la actividad turística en esta
región sea la más importante de la amazonía.
Entre las opciones esta la visita a la comunidad Cofán de Sábalo, un destino
interesante en el cual se realiza, tours de selva, venta de artesanías en una casa
museo y se presta alojamiento en cabañas con equipamiento básico. Esta etnia
se encuentra bien organizada y preparada para guiar al turista por los senderos
del bosque.
Los sionas poseen construcciones rusticas con pisos de madera y techos de
hojas de palma que se utilizan para el alojamiento del turista. Los quichuas,
ofrecen tours de selva y cabañas de hospedaje y cuentan con un programa de
ecoturismo que se desarrolla en el río Aguas Negras y en los alrededores de
Playas de Cuyabeno.
1.4 DESCRIPCIÓN DE LOS SISTEMAS HÍDRICOS
1.4.1 HIDROLOGÍA
El principal sistema hidrológico está integrado por el río Cuyabeno y sus
tributarios Quebrada Hormiga, Tarapuy, Aguas Negras y Balatayacu, que cruzan
la zona de oeste a este. El río Cuyabeno, por cuyo trayecto se puede observar
gran cantidad de pantanos, lagunas y zonas de inundación temporal, constituye el
límite entre los territorios quichua y siona. El sector más visitado es el que
21
encierra las lagunas y las Playas de Cuyabeno. En quillas a remo, por la noche,
es posible internarse en la selva navegando por ríos pequeños de aguas negras
que desembocan en el gran río y observar de cerca caimanes y tortugas.
La cuenca se origina bajo la cota de los 300 metros sobre el nivel del mar, por la
influencia de la zona andina. Su caudal promedio depende de las lluvias que se
producen. En el curso medio del río Cuyabeno, existe un sistema lacustre
formado por 14 espejos de agua de gran belleza, que constituyen los principales
atractivos naturales de la reserva natural.
Los ríos que mayores facilidades brindan para el desarrollo de la vegetación son
el Aguarico, que recorre por el límite sur del área, y el San Miguel, al norte, fuera
de los límites de la zona. Estos ejes hidrográficos tienen su origen en la cordillera
de los Andes, poseen grandes y permanentes caudales que los hacen navegables
durante todo el año. Los ríos secundarios Cuyabeno, Tarapuy, Aguas Negras,
Balatayacu, Sábalo, Juanillas, Guepi y Lagarto, que nacen en la cuenca
amazónica baja, dependen del flujo de lluvias para mantener su caudal; en la
época de verano se secan o disminuyen sus niveles y dificultan la navegación.
El sistema lacustre más visitado son las 14 lagunas interconectadas entre si y
fáciles de confundir cuando se inunda la zona. Los sitios de mayor flujo turístico
son las lagunas Grande, Caimancocha, Patococha y la Quebrada de la Hormiga.
La tonalidad oscura de sus aguas es efecto de la descomposición de materia
orgánica que se produce en su interior. Es importante conocer que hacia el norte,
a poca distancia, atraviesa la línea Equinoccial. Los tres senderos que se internan
en el bosque tropical son la Hormiga, Saladero de Dantas y Palma Roja.Los ríos
Imuya y Lagarto y las lagunas Redondococha, Delfincocha, Lagartococha, Imuya
e innumerables menores, forman parte de un enorme conjunto lacustre y fluvial,
compartido con el Perú, que cubre un área aproximada de 10 mil hectáreas.
En el río Aguarico, en Huagrahurco, existe un antiguo sendero que conduce hacia
la quebrada de Imuya. Es posible observar delfines rosados en el río Lagarto,
22
grandes colonias de multicolores y ruidosos loros y, ocasionalmente, manatíes en
la laguna de Imuya.
En las alturas de la cordillera oriental de los Andes tiene su origen el río Aguaríco,
principal afluente del Napo, que tributa eventualmente al Amazonas; es caudaloso
y navegable durante todo el año y constituye la principal vía de comunicaci6n,
transporte y comercio entre las poblaciones orientales; a sus orillas se extiende el
Bosque Húmedo Tropical en toda su magnitud.
Al este en la frontera con el Perú la laguna más grande, redonda y de aguas
negras de la Amazonía ecuatoriana, es la de Zancudococha.En ese tramo del río
Aguaríco, la selva esta bien conservada; es posible observar mucha fauna marina
como el delfín rosado. Desde Zancudo existe una trocha militar que conduce al río
Tiputini y varios senderos interesantes que serpentean por la selva.
1.5 DESCRIPCIÓN DE LA ACTIVIDAD OPERATIVA
1.5.1 ANTECEDENTES
La explotación de los campos amazónicos Cuyabeno y Sansahuari comenzó con
la perforación de los pozos CUY-01 y SSH-01.
El pozo CUY-01 fue perforado entre el 23 de octubre y el 24 de noviembre de
1972 por la compañía Texaco. Este pozo alcanzó una profundidad de 8157 pies y
una producción aproximada de 648 BPD provenientes de la arenisca del
reservorio Napo U, con un crudo de aproximadamente 26° API.
Por su parte, el pozo SSH-01 fue perforado por la compañía CEPE a partir del 25
de octubre de 1979, terminado con su completación final el 12 de noviembre del
mismo año. Este pozo alcanzó una profundidad de 8268 pies y una producción de
1729 BPD en la arena U Inferior y de 369 BPD en la arena U Superior, con un
crudo que tenía 22.1 y 22.7° API respectivamente.
23
A pesar de hallar indicios de crudo pesado en Basal Tena y en el reservorio Napo
T, estas no fueron probadas durante la perforación de estos dos pozos
exploratorios.
1.5.2 YACIMIENTOS PRODUCTORES
Los yacimientos Napo U, Napo T y Basal Tena constituyen las zonas de
producción de los campos.
1.5.2.1 Mecanismos De Producción
La producción de los yacimientos de estos campos se debe a un mecanismo de
empuje de agua de fondo, razón por la cual la declinación de la presión en dichos
yacimientos no ha mostrado una disminución considerable con respecto a la
producción de petróleo.
1.5.2.2 Presión
Las presiones promedio de los yacimientos productores del campo se presentan
en la Tabla 1.5.
Tabla 1.5: Presiones promedio de los yacimientos productores del campo Cuyabeno – Sansahuari.
YACIMIENTO PRESIÓN INICIAL
(lppc) PRESIÓN ACTUAL
(lppc)
Superior 3243 2952 U
Inferior 3270 3010
T 3338 3000
Fuente: Ingeniería de Yacimientos, Petroproducción. Elaborado por: Eduardo García.
1.5.2.3 Parámetros Petrofísicos Promedio
Para los yacimientos productores se han determinado los parámetros petrofísicos
promedio mostrados en la Tabla 1.6.
24
Tabla 1.6: Parámetros petrofísicos promedio de los yacimientos productores del campo Cuyabeno – Sansahuari.
YACIMIENTO Saturación de Agua, Sw
(%)
Porosidad, φφφφ(%)
Espesor, hO
(pies) Permeabilidad, K
(md)
Superior 30 17 12 451 U
Inferior 30 19 29 233
T 25 17 25 235
Fuente: Ingeniería de Yacimientos, Petroproducción.
1.5.2.4 Propiedades PVT De Los Fluidos
Los fluidos de los yacimientos presentan las propiedades PVT mostradas en la
Tabla 1.7.
Tabla 1.7: Propiedades PVT de los fluidos de los yacimientos productores del campo Cuyabeno – Sansahuari.
YACIMIENTO Temperatura
(°F)
Presión de Burbuja (lppc)
GOR (scf/bl)
ββββO
(bl/bf) API (°)
µµµµO
(cp)
Superior 3243 2952 155 1.163 30.2 3.50 U
Inferior 3270 3010 271 1.163 27.8 3.07
T 3338 3000 357 1.248 29.9 1.58
Fuente: Ingeniería de Yacimientos, Petroproducción.
Tabla 1.8: Reservas totales estimadas del campo Cuyabeno – Sansahuari, al 31 de diciembre del 2006.
Yacimiento Volumen
In Situ (bl)
Factor de Recobro
Inicial (%)
Reservas Originales
(bl)
Producción Acumulada
(bl)
Reservas Remanentes
(bl)
Superior 86518565 24.70 21370086 19612688 1757398
Media 33899087 23.00 7796790 64967 7731823 U
Inferior 147834850 24.00 35480364 30364016 5116348
Superior 86440974 32.00 27661112 24706889 2954223 T
Inferior 16358722 25.00 4089681 1567488 2522193
Basal Tena 1200000 16.00 192000 183114 8886
Total 372252198 25.95 96590032 76499162 20090870
Fuente: Ingeniería de Yacimientos, Petroproducción.
25
1.5.2.5 Reservas
Las reservas totales estimadas en el campo, al 31 de diciembre del 2006, son las
que se presentan en la Tabla 1.8.
1.5.3 CONDICIÓN ACTUAL DE LOS POZOS
Hasta el momento se encuentran perforados 39 pozos, 26 en el campo Cuyabeno
y 13 en el campo Sansahuari.9 Los pozos que se encuentran en producción, en su
gran mayoría, se encuentran completados para bombeo hidráulico tipo jet. El
estado actual de cada pozo, producción y características de los pozos se detallan
en las Tablas 1.9 y 1.10.
Tabla 1.9: Condición actual de los pozos del campo Cuyabeno – Sansahuari, al 31 de agosto del 2007.
POZO ESTADO ACTUAL
TIPO DE LEVANTAMIENTO
EQUIPO COMPLETACIÓN
ORIGINAL
CUY-01 Abandonado - - 02/11/1972 CUY-02 Producción Hidráulico Tipo Jet Guiberson PL-II 2 ½” 08/01/1980 CUY-03 Producción Hidráulico Tipo Jet Guiberson PL-II 2 ½” 28/08/1981 CUY-04 Reinyección - - CUY-05 Reinyección - - 08/04/1982 CUY-06 Producción Hidráulico Tipo Jet Guiberson PL-II 2 ½” 18/05/1982 CUY-07 Producción Hidráulico Tipo Jet Guiberson PL-II 2 ½” 27/02/1982 CUY-08 Producción Hidráulico Tipo Jet Guiberson PL-II 2 ½” 06/12/1984 CUY-09 Producción Hidráulico Tipo Jet Guiberson PL-II 2 ½” 10/06/1984 CUY-10 Producción Hidráulico Tipo Jet Guiberson PL-II 2 ½” 05/09/1984 CUY-11 Producción Hidráulico Tipo Jet Cobe 2 ½” 10/02/1985 CUY-12 Abandonado - - 26/05/1985
CUY-14 Producción Eléctrico Sumergible TE-2700 Serie 538 98 Etapas
05/09/1984
CUY-15 Producción Hidráulico Tipo Jet Guiberson PL-II 2 ½” 04/01/1989
CUY-16 Producción Hidráulico Tipo Pistón Guiberson PL-II
2 ½” x 1 �” 03/11/1990
CUY-17 Abandonado - - 20/02/1991 CUY-18 Reinyección - - 20/07/1991 CUY-19 Producción Hidráulico Tipo Jet Cobe 3 ½” 19/01/1995 CUY-20 Producción Hidráulico Tipo Jet Guiberson PL-II 2 ½” 19/02/1995
CUY-21 Producción Hidráulico Tipo Pistón Guiberson PL-II
2 ½” x 1 �” 27/12/1995
CUY-22 Producción Eléctrico Sumergible Centrilift GC-2200
112 Etapas 03/02/1998
CUY-23 Producción Eléctrico Sumergible GC-4100 Serie 513 78 Etapas
26/10/1996
9 La ubicación de los pozos se detalla en el Anexo 1.9.
26
Continuación de la Tabla 1.9.
POZO ESTADO ACTUAL
TIPO DE LEVANTAMIENTO
EQUIPO COMPLETACIÓN
ORIGINAL
CUY-24D Producción Hidráulico Tipo Jet Guiberson PL-II 2 ½” 01/08/2006
CUY-25 Producción Eléctrico Sumergible Wood Group
TE-1500 98 Etapas
14/06/2006
CUY-26 Producción Eléctrico Sumergible FC-1200 Serie 400
209 Etapas 22/05/2006
CUY-27 Producción Eléctrico Sumergible GC-2200 Serie 513 55 Etapas
28/04/2007
SSH-01 Reinyección - - 23/11/1979 SSH-01-SO Abandonado - - 13/11/2004
SSH-02 Producción Hidráulico Tipo Jet Guiberson PL-II 2 ½” 29/11/1981 SSH-03 Abandonado - - 10/04/1982
SSH-04 Producción Hidráulico Tipo Pistón Guiberson PL-II
2 ½” x 1 �” 21/12/1984
SSH-05 Cerrado Hidráulico Tipo Jet Guiberson PL-II 2 ½” 08/01/1985 SSH-06 Producción Hidráulico Tipo Jet Guiberson PL-II 2 ½” SSH-07 Producción Hidráulico Tipo Jet Guiberson PL-II 2 ½” 07/03/1989 SSH-08 Producción Hidráulico Tipo Jet Guiberson PL-II 2 ½” 25/10/1991 SSH-09 Producción Hidráulico Tipo Jet Guiberson PL-II 2 ½” 22/10/1991 SSH-10 Producción Hidráulico Tipo Jet Guiberson PL-II 2 ½” 18/01/1996 SSH-11 Producción Hidráulico Tipo Jet Guiberson PL-II 2 ½” 21/10/1996
SSH-12D Producción Eléctrico Sumergible
GN-1600 Serie 540 59 Etapas 89 Etapas
19/10/2006
Fuente: Ingeniería de Producción, Petroproducción. Elaborado por: Eduardo García.
Tabla 1.10: Características actuales de la producción del campo Cuyabeno – Sansahuari, al 30 de junio del 2007.
POZO ZONA
PRODUCTORA BPPD BAPD BSW (%) ºAPI
SALINIDAD (ppm Cl-)
CUY-02 U Inferior 151 1230 89.1 26.8 - CUY-03 T Inferior 329 1049 76.1 27.4 16950 CUY-06 U Inferior 420 400 48.8 27.9 - CUY-07 U Inferior 251 764 75.3 27.5 7000 CUY-08 U Inferior 522 1323 71.7 27.4 - CUY-09 U Inferior 266 487 64.7 27.7 7200 CUY-10 U Inferior 161 972 85.8 27.7 8000 CUY-11 U Inferior 187 1647 89.8 28.2 - CUY-14 U Superior 712 1383 66.0 19 25000 CUY-15 T Superior 1044 8 0.8 30.3 - CUY-16 T Superior 164 286 63.6 26.2 8000 CUY-17 - - - - - - CUY-19 U Inferior 301 537 64.1 27.8 - CUY-20 T 181 388 68.2 26.7 - CUY-21 U Superior 308 194 38.7 27.2 - CUY-22 T Superior 972 1237 56.0 27.8 8000 CUY-23 U Inferior 839 3355 80.0 27.6 -
CUY-24D U Inferior 623 1136 64.6 26.1 - CUY-25 U Inferior 555 1579 74.0 32.3 - CUY-26 U 267 844 76.0 22.3 - CUY-27 U Inferior 857 1398 62.0 27 - SSH-02 U Inferior 331 257 43.7 27.6 18200
27
Continuación de la Tabla 1.10.
POZO ZONA
PRODUCTORA BPPD BAPD BSW (%) ºAPI
SALINIDAD (ppm Cl-)
SSH-04 T 384 272 41.5 27.6 - SSH-05 Basal Tena - - - 28.2 - SSH-06 T Superior 123 295 70.5 27.6 - SSH-07 U Superior 133 1042 88.7 27.3 - SSH-08 T Superior 176 475 73.0 27.8 - SSH-09 U Superior 130 719 84.7 27.9 - SSH-10 T Superior 196 482 71.1 26.8 - SSH-11 U Inferior 142 1593 91.8 26.5 -
SSH-12D T Superior 644 787 55.0 28.3 -
Fuente: Ingeniería de Producción, Petroproducción. Elaborado por: Eduardo García.
1.5.4 CABEZALES
El campo presenta dos tipos de cabezales correspondientes a los dos tipos de
sistemas de levantamiento artificial.
El cabezal correspondiente al sistema Power Oil consta de los siguientes
componentes:
− Una válvula reguladora de flujo de 3” (master).
− Tres válvulas de bola de 2” (wing).
− Una válvula de cuatro vías, dos de entrada y dos de salida; la una entrada
desde la línea de inyección, otra entrada desde el retorno del anular del casing,
la una salida hacia el tubing y la otra salida hacia la línea de producción. Esta
válvula se conecta con la master y las wing.
El cabezal para BES, presenta los siguientes componentes:
− Una válvula reguladora de flujo de 3” (master) conectada al tubing.
− Una válvula de bola de 2” (wing) que se conecta a la línea de producción.
− Una válvula de bola de 2” (desfogue) que está conectada al anular del casing.
− Un conector de canle trifásico ubicado en el cuerpo del cabezal. Los
conectores generalmente son de dos tipos, para cable plano y para cable
redonde. En el caso de los pozos del campo Cuyabeno – Sansahuari solo
exiten conectores para cable plano.
28
1.5.5 LÍNEAS DE FLUJO10
Las líneas de flujo flujo del campo son de varias clases: producción, inyección,
transferencia y reinyección; pero las de mayor influencia por la presión del
volumen de hidrocarburo que transportan son las de inyección.
1.5.5.1 Líneas De Producción11
El tendido de líneas de producción en el campo Cuyabeno – Sansahuari, se
caracteriza por líneas de 4.5” de diámetro, que se reduce a 2 �” al acercarse al
cabezal (entre 100 y 500 metros aproximadamente); y con espesores promedios
que varían 0.115” y 0.230”. La presión promedio de las líneas es menor a la de
cabeza, que no sobrepasa las 300 lppc.
1.5.5.2 Líneas De Inyección De Fluido Motriz12
Por otro lado las líneas de inyección de fluido motriz son principalmente de tres
tipos:
− Líneas de 4.5” de diámetro externo, 0.65” de espesor promedio y 15 lbs/pie de
peso promedio.
− Líneas de 3.5” de diámetro externo, 0.3” de espesor promedio y 10.5 lbs/pie de
peso promedio.
− Líneas de 2 �” de diámetro externo, 0.2” de espesor promedio y 5.5 lbs/pie de
peso promedio.
Las líneas de inyección se acoplan a la línea matriz de de inyección de 4.5” y
luego presentan una reducción de diámetro a 2 �” al acercarse a los cabezales
de los pozos, al igual que las líneas de producción. Las estaciones Cuyabeno y
10
Las presiones y volúmenes de fluidos que manejan las líneas de flujo del campo se detallan en el Anexo 1.10.
11 Las características de las líneas de producción del campo se detallan en el Anexo 1.11.
12 Las características de las líneas de inyección de fluido motriz del campo se detallan en el Anexo 1.12.
29
Sansahuari inyectan por las líneas de fluido motriz con una presión máxima de
3750 lppc.
1.5.6 FACILIDADES DE PRODUCCIÓN
La producción del campo se distribuye hacia dos estaciones de producción e
inyección:
La Estación Cuyabeno 13 , recepta una producción mensual aproximada de
269537 barriles de petróleo, 587827 barriles de agua y 58972 pies cúbicos de gas,
provenientes de 20 pozos de Cuyabeno. Abastece a todo el sistema de Power Oil
del Cuyabeno y a un 40% de lo requerido por los pozos de Sansahuari.
Por otra parte la Estación Sansahuari14, recibe la producción de los 11 pozos de
Sansahuari, que alcanzan una cantidad mensual aproximada de 67755 barriles de
crudo, 177631 barriles de agua, 6119 pies cúbicos de gas y abastece con fluido
motriz al resto del sistema Power Oil del campo.
Las características de las facilidades de producción de cada una de las
estaciones con las que opera el campo se detallan en las Tablas 1.11 y 1.12.
Tabla 1.11: Facilidades de producción de la Estación Cuyabeno.
FACILIDADESELEMENTO,
EQUIPO, COMPONENTE
DESCRIPCIÓN ESTADO ACTUAL
OBSERVACIONES
Manifold Múltiples de 20 pozos Bueno - 3 Bombas Eléctricas
1/4 hp Inyección de químicos Bueno -
Tomamustras de Crudo
(17 pozos)
Monitoreo de BSW (20 pozos)
Regular Falta instalar para
3 pozos
Bota Separador de gas Buena - Calentador Disolución de crudo Bueno Mantenimiento
Área de Producción
Motor 7.5 hp (Bomba Durco)
Recirculación de agua calentada
Bueno Mantenimiento
preventivo
13
El Diagrama de la Estación Cuyabeno se detalla en el Anexo 1.13. La producción mensual que se presenta
está basada en los reportes de producción correspondientes al mes de junio del 2007. 14
El Diagrama de la Estción Sansahuari se detalla en el Anexo 1.14. La producción mensual que se presenta,
está basada en los reportes de producción correspondientes al mes de junio del 2007.
30
Continuación de la Tabla 1.11.
FACILIDADESELEMENTO,
EQUIPO, COMPONENTE
DESCRIPCIÓN ESTADO ACTUAL
OBSERVACIONES
Área de Producción
Motor 20 hp (Bomba Durco)
Drenaje del tanque de surgencia a la bota
Bueno Mantenimiento
preventivo Unidad No. 1
Ingersoll Rand Fluido motriz Regular
Cambio de radiador
Unidad No. 2 Ingersoll Rand
Fluido motriz Regular Cambio de
radiador
Unidad No. 3 Ingersoll Rand
Fluido motriz
Fuera de servicio, sin
motor y reductor
-
Unidad No. 4 Ingersoll Rand
Fluido motriz Regular Preventivo
Motor Eléctrico 100 hp
(Bomba Durco) Succión de fluido motriz Regular -
Motor Caterpillar (Bomba Durco)
Succión de fluido motriz (reserva)
Regular -
Sistema Power Oil
3 Bombas Eléctricas 1/4 hp
Inyecioón de quimicos Bueno Mantenimiento
preventivo Compresor Eléctrico
Sullair Compresor
Fuera de servicio
Mantenimiento
Compresor mecánico Lister
Compresor Regular Manteniminento Sistema
Neumático Compresor Eléctrico
5 hp Compresor Regular
Mantenimiento preventivo
Tanque 3155 bls
Almacenamiento de agua Bueno Codificaciòn del
tanke Bomba Detroit a
diesel SCI Bueno Manteniminento
Motor Eléctrico 250 hp
SCI Fuera de servicio
No opera por alto hp
Tanque Horizontal 2300 gal
Almacenamiento de espuma
Bueno Manteniminento
Bomba Eléctrica 7.5 hp
Enfriamiento de motores Bueno Mantenimiento
Sistema Contraincendios
Bomba Eléctrica 5 hp
Enfriamiento de motores Buena Mantenimiento
Tanque de Lavado 18130 bls
Lavado Caliche en
el techo
Mantenimiento en las válvulas de
venteo
Tanque de Reposo 21938 bls
Surgencia Bueno Mantenimiento en
las válvulas de venteo
Tanque de Oleoducto No. 1
36258 bls Oleoducto Regular
Limpieza del techo flotante
Tanques
Tanque de Oleoducto No. 2
36258 bls Oleoducto Bueno
Limpieza del techo flotante
2 Motores Eléctricos 100 hp Booster
Succión Regular Mantenimiento Bombas de Oleoducto 2 Motores Eléctricos
20 hp Booster Succion
Fuera de servicio
-
31
Continuación de la Tabla 1.11.
FACILIDADESELEMENTO,
EQUIPO, COMPONENTE
DESCRIPCIÓN ESTADO ACTUAL
OBSERVACIONES
2 Bombas Eléctricas Horizontales Reda
Transferencia Bueno Ninguno
Bomba Eléctrica Horizontal Reda
Transferencia Fuera de servicio
Falta instalación electrica
Bombas de Oleoducto
3 Bombas Triples Worthington
Transferencia Fuera de servicio
-
Tanque Vertical 9500 gals
Almacenamiento de diesel para Sistema de
Reinyección Bueno -
Tanque Vertical 9500 gals
Almacenamiento de diesel para Sistema de
Reinyeccion Bueno -
Tanque Vertical 38000 gal
Almacenamiento de diesel para Sistema
Power Oil Bueno -
Tanques de Combustible
Tanque Vertical 607 gal
Almacenamiento de JP1 para laboratorio
Bueno -
Bombas de Sumideros
5 Bombas Eléctricas Sumideros Regular Mantenimiento
preventivo Separador No. 1
35000 bls Producción Bueno -
Separador No. 2 35000 bls
Producción Bueno Reparación
Separador No. 3 35000 bls
Producción Bueno - Separadores
Separador No. 1 5000 bls
Prueba Bueno Calibración de
turbina Tanque Empernado
2552 bls Almacenamiento de agua Bueno -
Bomba Eléctrica 25 hp
Booster Bueno -
Bomba Eléctrica 60 hp
Booster Instalada en vez de
una de 25 hp Bomba Eléctrica
60 hp Booster Bueno Mantenimiento
Bomba No. 1 Reda JN10000 (350 hp)
Reinyección Bueno Mantenimiento
preventivo Bomba No. 2 Reda HJ350N (450 hp)
Reinyección Bueno Mantenimiento
preventivo Bomba No. 3 Reda HJ350N (450 hp)
Reinyección Bueno Cambio de bomba
3 Bombas de Químicos
1/4 hp Químico Bueno -
Generador Caterpillar 600 kw
Reda No. 2 Buena Mantenimiento
Generador Caterpillar 600 kw
Reda No. 1 Fuer de servicio
Mantenimiento correctivo
Sistema de Reinyección de
Agua
Generador 1200 kw Reinyección Reda No. 1 y
No. 3 Bueno
Cambio de todo el equipo
Lavado Contingencia Bueno - Cubetos
Surgencia Contingencia Bueno -
32
Continuación de la Tabla 1.11.
FACILIDADESELEMENTO,
EQUIPO, COMPONENTE
DESCRIPCIÓN ESTADO ACTUAL
OBSERVACIONES
Oleoducto Contingencia Bueno - Cubetos
Diesel Contingencia Bueno -
Fuente: Proyectos y Equipos, Petroproducción. Elaborado por: Eduardo García.
Tabla 1.12: Facilidades de producción de la Estación Sansahuari.
FACILIDADES ELEMENTO,
EQUIPO, COMPONENTE
DESCRIPCIÓN ESTADO ACTUAL OBSERVACIONES
Manifold Múltiple de 15 pozos Bueno Conectados 11 Área de
Producción 2 grupos
electrógenos Caterpillar
Generación para la estación
Bueno Mantenimiento
preventivo
2 bombas quíntuplex Nacional
Bombeo de crudo a los pozos
Regular Cambio de canastillas
1 compresor eléctrico Nacional
Sistema neumático Bueno Mantenimiento
preventivo 1 compresor
mecánico Lister Bueno Bueno
Mantenimiento preventivo
Sistema Power Oil
3 bombas de químicos
Químicos Buena Mantenimiento
preventivo Tanque 1960 bls
Almacenamiento de agua
Bueno Codificaciòn
2 motores bomba Detroit a diesel
SCI Bueno Mantenimiento Sistema
Contraincendios Tanque horizontal
1700 gal Almacenamiento de
espuma Bueno -
Tanque vertical 12590 bls
Lavado Regular -
Tanque vertical 18131 bls
Surgencia Bueno - Tanques
Tanque vertical 9622 gal
Almacenamiento de diesel
Bueno -
3 bombas el´rctricas 5 hp
Sumideros Bueno Mantenimiento
preventivo
Bomba Lister diesel Transferencia Bueno Mantenimiento
preventivo 2 bombas eléctricas
50 hp Transferencia Bueno
Mantenimiento preventivo
2 bombas eléctricas 15 hp
Calentador Bueno Mantenimiento
preventivo Motor/bomba Enclosed 5HP
Sumidero Bueno Mantenimiento
preventivo Motor para bomba
Aurora Pum Sumidero Bueno
Mantenimiento preventivo
Bombas
Bomba eléctrica Llenado SCI Bueno Mantenimiento
preventivo
Separadores Separador No. 1
10000 bls Producción Bueno Reparación caliche
33
Continuación de la Tabla 1.12.
FACILIDADES ELEMENTO,
EQUIPO, COMPONENTE
DESCRIPCIÓN ESTADO ACTUAL
OBSERVACIONES
Separador No. 2 15000 bls
Producción Bueno Cambio de separador
08-01-2006 Separadores
Separador 5000 bls Prueba Bueno Mantenimeitno
preventivo 2 tanques
500 bls Almacenaminto Provisional Instalación
2 bombas eléctricas 50 HP
Booster Bueno -
Tanque 3000 bls
Alamacenamiento de agua
Montaje Montaje
2 bombas Reda GN-7000
Reinyección Bueno -
2 bombas Reda 60 hp
Reinyección Bueno -
3 bombas de químicos 1/4 HP
Químicos Bueno -
Generador Caterpillar 3412
455 kw Reinyección Bueno
Mantenimeitno preventivo
Gnerador Caterpillar 3412
500kw Reinyección Bueno
Mantenimeitno preventivo
Sistema de Reinyeción de
Agua
Tanque horizontal 5006 gal
Almacenamiento de diesel
Bueno -
Tanque de lavado Contingencia Bueno - Tanque de surgencia Contingencia Bueno -
Tanque de reinyección agua
Contingencia Bueno -
Tanque de diesel Contingencia Bueno -
Cubetos
Mecheros Contingencia Regular -
Fuente: Proyectos Especiales, Petroproducción. Elaborado por: Eduardo García.
34
CAPÍTULO 2
ANÁLISIS DE RIESGOS DE DERRAMES EN LOS CAMPOS
CUYABENO Y SANSAHUARI
2.1 GENERALIDADES
2.1.1 RIESGO
Existen varias definiciones de riesgo, dependiendo del ámbito de estudio al cual
se hace referencia. Estas son algunas definiciones generales de riesgo:
− Es la probabilidad de obtener un resultado desfavorable debido a la exposición
a un evento azaroso dado.
− Es un peligro potencial evaluado, de acuerdo a la probabilidad de ocurrencia
de la causa y severidad de su efecto.
− Es una condición desventajosa, en la cual se conocen antecedentes de las
dificultades y beneficios que la provocan.
2.1.1.1 Clases De Riesgos
No podemos clasificar todos los riesgos de manera general, ya que estos
dependen de la magnitud de la amenaza existente y de la vulnerabilidad del
medio a dicha amenaza. Para efectos prácticos, se puede clasificar los riesgos de
acuerdo al origen o a la naturaleza de las amenazas.
Si el medio es vulnerable a cualquier amenaza de origen natural, hablaremos de
un Riesgo Natural.
Si el medio es vulnerable a cualquier amenaza provocada por la operación de
cualquier facilidad de producción, instrumento o actividad en el campo, se puede
catalogar como un Riesgo Operativo.
35
Si el medio es vulnerable a toda amenaza provocada por falla, mala fabricación,
mal desempeño o mal estado de los equipos, maquinarias, instrumentos o
facilidades, se dará un Riesgo Técnico.
En términos estadísticos también podemos hablar de la existencia de un Riesgo
Financiero, cuando existe una alta influencia de los tipos de riesgos mencionados
anteriormente, sobre el desarrollo normal de las actividades y que puede afectar
el capital invertido.
2.1.2 VULNERABILIDAD
La vulnerabilidad puede ser definida como la susceptibilidad para recibir
negativamente daños externos. Cuando existe vulnerabilidad, también existe la
posibilidad de disminuir el bienestar frente a factores de peligro del entorno.
2.1.3 AMENAZA
Es un fenómeno natural o provocado por la actividad humana, cuya ocurrencia es
peligrosa para las personas, propiedades, instalaciones y el medio ambiente.
La amenaza es un factor que influencia de manera directa en la cuantificación del
riesgo.
2.1.3.1 Amenazas Naturales15
Son aquellos elementos del medio ambiente que son peligrosos al hombre y que
están causados por fuerzas extrañas a él; es decir, todos los fenómenos
atmosféricos, hidrológicos, geológicos (especialmente sísmicos y volcánicos) y a
los incendios que por su ubicación, severidad y frecuencia, tienen el potencial de
afectar adversamente al ser humano, a sus estructuras y a sus actividades.
15
Los tipos de Amenazas Naturales se detallan en el Anexo 2.1.
36
La calificación de “natural” excluye a todos los fenómenos causados
exclusivamente por el hombre, tampoco se consideran amenazas que no estén
relacionadas con la estructura y función de los ecosistemas.
2.1.3.2 Amenazas Antrópicas
Son aquellos fenómenos atribuibles directamente a la acción del hombre o de los
productos de su acción sobre la naturaleza, tales como la tecnología.
Dentro de los fenómenos generadores de amenazas antrópicas podemos
encontrar la contaminación ambiental, la fuga de materiales peligrosos, las
explosiones de gas o de otros materiales inflamables o radioactivos y los
accidentes por manipulación de maquinarias y equipos.
2.1.3.2.1 Amenazas Antrópico – Contaminantes
Este tipo de amenazas se producen por procesos de contaminación ambiental
generadas por derrame de hidrocarburos, por dispersión o emisión de sustancias
químicas tóxicas al aire, suelos o aguas y por el manejo y disposición inadecuado
de desechos domésticos o industriales (líquidos o sólidos).
Este tipo de amenazas son el resultado de la negligencia o falta de control sobre
procesos industriales (tanto de producción como de distribución de productos).
2.1.3.2.2 Amenazas Antrópico – Tecnológicas
A este grupo pertenecen los accidentes tecnológicos. El riesgo que reviste este
tipo de amenaza está relacionado con los asentamientos poblacionales que se
generan alrededor o cerca de las zonas industriales.
El riesgo también se traduce en el deterioro ambiental que se puede causar por el
manejo inadecuado de tecnologías peligrosas, en muchas ocasiones en proceso
de desarrollo.
37
2.1.3.3 Amenazas Socio – Naturales
Son aquellos fenómenos que se expresan a través de fenómenos de la naturaleza,
pero en su ocurrencia e intensidad interviene la acción humana; por ejemplo, la
erosión que sufre el suelo debido a la sobre explotación de la tierra.
2.1.3.4 Amenazas Complejas
Se las denomina complejas cuando una serie de amenazas se desatan una a
continuación de otra; o cuando cada amenaza es consecuencia de otra. Por
ejemplo, un deslizamiento puede generar una ruptura en una línea, esto produce
un derrame de combustible, el cual a su vez genera un incendio.
2.2 PLANEAMIENTO DEL ANÁLISIS DE RIESGOS
El objetivo del análisis es ejecutar un procedimiento que nos permita conocer con
certeza la magnitud del riesgo. De forma general, un análisis de riesgos busca:
− Identificación de los riesgos.
− Búsqueda de precedentes o de eventos históricos.
− Identificación de las amenazas que originan los riesgos.
− Identificación el medio afectado.
− Identificación de puntos de riesgo.
− Identificación de la vulnerabilidad del medio antes las amenazas.
− Cuantificación de las amenazas y vulnerabilidades.
− Cuantificación de los riesgos.
− Evaluación de los riesgos.
− Elaboración de planes de manejo operativos y planes de contingencia.
− Actualización de palnes existentes.
− Ejecución de planes de mojoras y sistemas de calidad.
La Figura 2.1 muestra el proceso ordenado como se ejecuta el análsis.
38
Figura 2.1: Organización y procedimiento del Análisis de Riesgos.
Elaborado por: Eduardo García
2.3 INDICADORES DE RIESGOS
El principal riesgo del análisis es la Ocurrencia de Derrames de Petróleo por
diversas causas y factores.
Causas Efectos
Identificación del riesgo
Identificación del medio afectado
Identificación de amenazas
Identificación de vulnerabilidades
Cuantificación de amenazas y vulnerabilidades
Cuantificación del riesgo
Evaluación del riesgo
ANÁLISIS DE RIESGOS
Causas Efectos
Probabilidad de ocurrencia
Toma de decisiones
Plan de manejo operacional
Plan de contingencias
39
Los indicadores de riesgo están dados relacionando la ubicación de aquellos
puntos susceptibles a la contingencia, por este motivo deben ser ubicados y
analizados para determinar el riesgo de ocurrencia de derrames en estos puntos.
2.3.1 PUNTOS DE OCURRENCIA DE DERRAMES
Dentro de la operación de los campos se va a considerar tres ubicaciones en las
cuales se encuentran los puntos de mayor probabilidad de ocurrencia de
derrames.
2.3.1.1 Ocurrencia En Los Cabezales
Comprenden los cabezales de los pozos y todo tipo de facilidades, maquinarias y
equipos ubicados en las cercanías de los pozos.
2.3.1.2 Ocurrencia En Las Líneas De Flujo
Comprende todo tipo de líneas de flujo: líneas producción, líneas de inyección de
fluido motriz, líneas de inyección de agua, líneas de reinyección de agua, líneas
de inyección de químicos, líneas de transferencia de crudo y líneas de
transferencia de derivados).
Está ubicación también incluye todo tipo de facilidad y válvula de superficie
ubicadas desde la salida de los cabezales hasta la entrada de los manifolds.
2.3.1.3 Ocurrencia En Estaciones De Producción
Comprenden todas las facilidades ubicadas en las estaciones de producción:
manifolds, separadores, sumideros, tanques de lavado, calentadores de agua,
tanques de surgencia, bombas de transferencia, piscinas de recolección,
tratamiento y descarga, etc).
40
2.3.2 INDICADORES HISTÓRICOS
Es un registro de eventos ocurridos en los últimos años. Cada derrame ocurrido
es contabilizado, registrado y analizado para determinar las causas y efectos de
los mismos.16 La Tabla 2.1 muestra los derrames ocurridos en el campo desde el
2003 al 2006, sin incluir los derrames del 2004, por falta de datos.
Tabla 2.1: Resumen de derrames ocurridos en el campo Cuyabeno – Sansahuari en el periodo 2003 – 2006.
CAUSA DEL DERRAME NÚMERO DE DERRAMES
ÍNDICE DE OCURRENCIA (derrames / año)
%
Falla de equipos 5 1.25 19.23 Corrosión 11 2.75 42.31
Negligencia 2 0.50 8.462 Atentados – Sabotaje 8 2.00 30.77
TOTAL 26 6.50 100.00
Fuente: Departamento de Protección Ambiental, Petroproducción. Elaborado por: Eduardo García.
2.4 IDENTIFICACIÓN DE RIESGOS
Primeramente, se debe determinar el método más apropiado para identificar
correctamente los riesgos de ocurrencia de derrames en los campos.
El método que se va a utilizar en este proyecto es el “Sistema de Puntaje”,
propuesto en el “Manual de Manejo de Riesgos en Líneas de Flujo de Kent
Muhlbauer”.17 Este sistema analiza las amenazas y vulnerabilidades aplicables a
las líneas de flujo, mediante un análisis de procesos para identificar riesgos y la
elaboración de una matriz de causas y efectos para evaluar dichos riesgos.
2.4.1 ANÁLISIS DE LOS PROCESOS
Este análisis consiste en revisar paso a paso el proceso de producción para
identificar los riesgos que pudiesen producirse a lo largo del proceso.
16
El historial detallado de derrames ocurridos en el campo Cuyabeno – Sansahuari se detalla en el Anexo 2.2. 17
El Método del Sistema de Puntaje aplicado al proyecto se explica de manera más detallada en el Anexo 2.3.
41
Esta revisión debe incluir un chequeo de los equipos, la operación y el factor
humano, en cada fase del proceso.
Para facilitar el análisis se desarrolla una lista de chequeo con la cual se puede
identificar la presencia de vulnerabilidades y amenazas en los puntos de
ocurrencia.
La amenaza y vulnerabilidad se analizará para tres factores relevantes:
− Factores relacionados indirectamente con la operación.
− Factores relacionados directamente con la operación.
− Factores de impacto por la ocurrencia de derrames.
La Tabla 2.2, la Tabla 2.3 y la Tabla 2.4, constituyen listas de chequeo para las
amenazas y vulnerabilidades encontradas en el campo de acuerdo a los factores
mencionados anteriormente.
Tabla 2.2: Identificación de amenazas y vulnerabilidades por factores relacionados de forma indirecta con la operación, en el campo Cuyabeno – Sansahuari.
UBICACIÓN DEL RIESGO
AMENAZAS – VULNERABILIDADES
CL
AS
E
ESTACIONES DE
PRODUCCIÓN CABEZALES
LÍNEAS DE
FLUJO
PROFUNDIDAD MÍNIMA DE COBERTURA A X X X Cruces fluviales menores a 1 metro de profundidad V X X Cruces fluviales de 1 a 3 metros de profundidad V Cruces fluviales mayores a 3 metros de profundidad V X
NIVEL DE ACTIVIDAD X X X Nivel Alto A Alta densidad poblacional cercana V Actividades constructivas frecuentes V X Más de 2 reportes de reconocimiento semanales V Vía o autopista cercana V X X X Atentados (1 mensual ) V Muchas actividades agrícolas cercanas V Nivel Medio A Baja densidad poblacional cercana V X X Sin actividades constructivas rutinarias V X X
42
Continuación de la Tabla 2.2.
UBICACIÓN DEL RIESGO
AMENAZAS – VULNERABILIDADES
CL
AS
E
ESTACIONES DE
PRODUCCIÓN CABEZALES
LÍNEAS DE
FLUJO
Menos de 5 reportes de reconocimiento mensual V X X Atentado (1 trimestral) V X Pocas actividades agrícolas cercanas V X Nivel Bajo A Población rural con baja densidad poblacional V X Sin reportes de reconocimiento en 10 años V X Atentados (1 anual) V X X Sin actividades agrícolas rutinarias V X X Ningún Nivel de Actividad A PELIGROS EN LA INFRAESTRUCTURA SUPERFICIAL A X X X Infraestructura superficial abandonada V X Facilidades a menos de 30 metros de las vía V X X X Facilidades cercanas a la vía, sin protecciones V X X X Árboles, paredes u otros entre la vía y las facilidades V X X Diques entre la vía y las facilidades V X X X Falta de señalización V X X DEFICIENCIA EN EL SISTEMA DE NOTIFICACIÓN A X X X Falta organización gubernamental V X X X Falta de registros confiables de eficiencia V X X X Falta de información y conocimiento de las personas V X X X Falta de estándares de calidad V X X X Inapropiada reacción a llamadas V X X X
DEFICIENCIA EN PROGRAMAS DE EDUCACIÓN PÚBLICA A X X X Falta de reuniones periódicas con las autoridades V X X X Falta de reuniones periódicas con contratistas V Escasez de programas educativos a la comunidad V X X X Capacitación a residentes cercanos V X X X
CONDICIÓN DEL DERECHO DE VÍA A X X X
Excelente V Bueno V X X Aceptable V X Bajo V Malo V
43
Continuación de la Tabla 2.2.
UBICACIÓN DEL RIESGO
AMENAZAS – VULNERABILIDADES
CL
AS
E
ESTACIONES DE
PRODUCCIÓN CABEZALES
LÍNEAS DE
FLUJO
FRECUENCIA DE PATRULLAJE A X X X Diario V De 1 a 4 veces por semana V X Menos 4 veces al mes V X X Menos de una vez por mes V Rara vez V MOVIMIENTOS DEL SUELO A X X X Alto V Medio V Bajo V Ninguno V Desconocido V X X X
Fuente: Departamento de Protección Ambiental, Petroproducción. Elaborado por: Eduardo García.
Tabla 2.3: Identificación de amenazas y vulnerabilidades por factores relacionados directamente con la operación, en el campo Cuyabeno – Sansahuari.
UBICACIÓN DEL RIESGO
AMENAZAS – VULNERABILIDADES
CL
AS
E
ESTACIONES DE
PRODUCCIÓN CABEZALES
LÍNEAS DE
FLUJO
ÍNDICE DE CORROSIÓN ATMOSFÉRICA A X X X Daños a las Facilidades A X X X Interfase agua/aire V X Revestimientos V X X X Aislamientos V Soportes/colgadores V X Interfase aire/tierra V X X Otras exposiciones V Ninguna V Daños por el Tipo de Atmósfera A X X X Química y marina V Química muy húmeda V Marina, costera, humedal V X X X Alta humedad/temperatura V Química y baja humedad V Baja humedad V Estado del Recubrimiento / Inspección A X X X Bueno V Aceptable V Pobre V X X X Ausencia V
44
Continuación de la Tabla 2.3.
UBICACIÓN DEL RIESGO
AMENAZAS – VULNERABILIDADES
CL
AS
E
ESTACIONES DE
PRODUCCIÓN CABEZALES
LÍNEAS DE
FLUJO
ÍNDICE DE CORROSIÓN INTERNA A X X X Corrosividad del Producto A X X X Fuertemente corrosivo V Ligeramente corrosivo V X X X Corrosivo bajo condiciones especiales V No corrosivo V Protección Interna A X X X Ninguna V X X X Falta de monitoreo interno V X X X Inyección de inhibidores V Falta de un recubrimiento interno V X X X Medidas operacionales inadecuadas V X X X Uso de limpiadores (chancho) V ÍNDICE DE CORROSIÓN POR ENTERRAMIENTO A X X X Protección Catódica A X X X Buena V Regular - Deficiente V X X X Condición del Recubrimiento A X X X Bueno V Aceptable V X X Malo V Nulo V X Corrosividad del Suelo A X X X Baja resistividad del suelo (alto potencial corrosivo): menor a 500 ohm-cm V Resistividad media: de 500 a 10000 ohm-cm V Alta resistividad (bajo potencial corrosivo): mayor a 10000 ohm-cm V Información desconocida V X X X Edad del Sistema A X X X Menor a 5 años de servicio V De 5 a 10 años V De 10 a 20 años V X X X Más de 20 años V Otros Metales Enterrados A X X X Ninguna ocurrencia V De 1 a 10 ocurrencias V X X De 11 a 25 ocurrencias V 8 Interferencias por Líneas de Corriente A X X X Líneas a 150 metros del ducto V X X X Línea cercana al ducto con medidas preventivas V Línea cercana al ducto sin medidas preventivas V Corrosión Mecánica A X X X
45
Continuación de la Tabla 2.3.
UBICACIÓN DEL RIESGO
AMENAZAS – VULNERABILIDADES
CL
AS
E
ESTACIONES DE
PRODUCCIÓN CABEZALES
LÍNEAS DE
FLUJO
Pruebas de Corrosión A X X X Ducto enterrado y otros no monitoreados en espacios no mayores a 2 km V X X X Espacios no monitoreados de 1 a 2 km, incluyendo cruces con otros ductos V X X X Espacios no monitoreados mayores a 2 km V X X X Interferencias por Líneas de Transmisión A X X X Menor a 6 meses V Entre 6 y 12 meses V Más de 12 meses V X X X Herramienta de Inspección Interna A X X X Más de 8 años sin inspección V X X X ÍNDICE DE DISEÑO A X X X Factor de Seguridad del Ducto A X X X Factor de Seguridad del Sistema A X X X Fallas por Fatiga A X X X Potencial de Surgencia A X X X Alta probabilidad V Baja probabilidad V X X X Imposibilidad V Pruebas Hidrostáticas A X X X Pruebas de presión (H = Presión de prueba / MAOP) V X X X
H < 1.10 (menos del 10% sobre la MAOP) V 1.11 < H < 1.25 (del 11 a 25% sobre la MAOP) V X X X 1.26 < H < 1.40 (del 26 al 40% sobre la MAOP) V H > 1.41 (más del 40% sobre la MAOP) V
Tiempo desde la última prueba realizada V X X X Menor a 4 años V X X X De 5 a 11 años V Más de 12 años V
ÍNDICE DE OPERACIONES INCORRECTAS A X X X Fallas en el Diseño A X X X Identificación de peligros: V X X X
Rutinario V X Improbable V X Altamente improbable V X Imposible V
Potencial para alcanzar la MAOP: V X X X Sin dispositivos de seguridad V
46
Continuación de la Tabla 2.3.
UBICACIÓN DEL RIESGO
AMENAZAS – VULNERABILIDADES
CL
AS
E
ESTACIONES DE
PRODUCCIÓN CABEZALES
LÍNEAS DE
FLUJO
Nivel bajo V X X X Nivel medio V Nivel alto V
Sistema de seguridad V X X X Selección inadecuada del material V Chequeo y revisión periódica V X X X Fallas en la Construcción A X X X Inspección V X X X Materiales V X X X Uniones V Relleno V X Cobertura V X Fallas en la Operación A X X X Procedimientos V X X X Adquisición de datos / comunicaciones V X X X Control de alcohol / drogas V X X X Programas de seguridad V X X X Inspecciones V X X X Entrenamiento V X X X Prevención de eroores mecánicos V X X X Mantenimiento A X X X Documentación incompleta V X X X Programación irregular V X X X Procedimientos inadecuados V X X X
Fuente: Departamento de Protección Ambiental, Petroproducción. Elaborado por: Eduardo García.
Tabla 2.4: Identificación de amenazas y vulnerabilidades por factores por impacto de derrame, en el campo Cuyabeno – Sansahuari.
UBICACIÓN DEL RIESGO
AMENAZAS – VULNERABILIDADES
CL
AS
E
ESTACIONES DE
PRODUCCIÓN CABEZALES
LÍNEAS DE
FLUJO
AGUDEZA DEL PRODUCTO A X X X Flamabilidad A X X X No combustible Punto de Inflamación mayor a 200º F V Punto de inflamación entre 100 y 200º F V Punto de inflamación menor a 100º F y punto de ebullición mayor a 100º F V X X X Punto de inflamación menor a 73º F y punto de ebullición menor a 100º F V Reactividad (Valor Exotérmico) A X X X Mayor a 400° C, sustancia estable hasta con fuego V
47
Continuación de la Tabla 2.4.
UBICACIÓN DEL RIESGO
AMENAZAS – VULNERABILIDADES
CL
AS
E
ESTACIONES DE
PRODUCCIÓN CABEZALES
LÍNEAS DE
FLUJO
De 305 a 400° C, reactividad suave bajo calor o presión V X X X De 215 a 305° C, significativa reactividad aún sin fuego V De 125 a 215° C, posible detonación en confinamiento V Mayor a 125° C, posible detonación sin confinamiento V Toxicidad A X X X Peligro adicional de combustión V X X X PELIGROS AMBIENTALES CRÓNICOS A X X X Inflamabilidad y Reactividad A X X X Toxicidad Crónica A X X X Potencial Cancerígeno A X X X Otros A X X X Punto de inflamación mayor a 60º C V X X X Corrosividad inducida por pH <= 2 o >= 12.5 V X X X Reactividad desconocida V X X X Procedimiento de evaluación de toxicidad desconocido V X X X DISPERSIÓN DEL DERRAME A X X X Dispersiones grandes (registradas históricamente) V Dispersiones moderadas (registradas históricamente) V X X X Dispersiones pequeñas (registradas históricamente) V DENSIDAD POBLACIONAL AFECTADA A X X X Alta V X X Media V X Baja V Nula V
Fuente: Departamento de Protección Ambiental, Petroproducción. Elaborado por: Eduardo García.
2.5 CUANTIFICACIÓN DE LOS RIESGOS
Existen varias maneras de cuantificar los riesgos, pero la forma más elemental de
hacerlo, es ponderar los factores más influyentes en el riesgo, o sea, la
48
vulnerabilidad y la amenaza. El riesgo puede ser representado por una ecuación
muy sencilla, que está en función de los dos parámetros anteriormente
mencionados.
Riesgo = Amenaza + Vulnerabilidad
Para lograr una correcta ponderación se deben definir rangos de valores
adecuados que serán asignados tanto a las amenazas identificadas, como a las
vulnerabilidades. Los criterios para ponderar y construir la matriz de riesgos se
detallan en las Tabla 2.5. Los ítems de color verde representan opciones de
selección para establecer un puntaje parcial y los ítems de color azul representan
puntajes que se suman para establecer un puntaje parcial.
Tabla 2.5: Rangos de puntajes según el “Sistema de Puntaje” para la ponderación de las amenazas y vulnerabilidades del Plan de Manejo Ambiental en los campos VHR, Cuyabeno
y Sansahuari.
MÍNIMO MÁXIMO AMENAZAS – VULNERABILIDADES CLASE
Pts. P.O. Pts P.O.
PROFUNDIDAD MÍNIMA DE COBERTURA A 1 1.7% 60 100.0% Cruces fluviales menores a 1 metro de profundidad V 1 1.7% 15 25.0% Cruces fluviales de 1 a 3 metros de profundidad V 16 26.7% 30 50.0% Cruces fluviales mayores a 3 metros de profundidad V 31 51.7% 60 100.0% NIVEL DE ACTIVIDAD A 0 0.0% 60 100.0% Nivel Alto A 54 90.0% 60 100.0%
Alta densidad poblacional cercana V 9 - 10 - Actividades constructivas frecuentes V 9 - 10 - Más de 2 reportes de reconocimiento semanales V 9 - 10 - Vía o autopista cercana V 9 - 10 - Atentados (1 mensual ) V 9 - 10 - Muchas actividades agrícolas cercanas V 9 - 10 -
Nivel Medio A 30 50.0% 40 66.7% Baja densidad poblacional cercana V 6 - 8 - Sin actividades constructivas rutinarias V 6 - 8 - Menos de 5 reportes de reconocimiento mensual V 6 - 8 - Atentado (1 trimestral) V 6 - 8 - Pocas actividades agrícolas cercanas V 6 - 8 -
49
Continuación de la Tabla 2.5.
MÍNIMO MÁXIMO AMENAZAS – VULNERABILIDADES CLASE
Pts. P.O. Pts P.O.
Nivel Bajo A 4 6.7% 20 16.7%
Población rural con baja densidad poblacional V 1 - 5 - Sin reportes de reconocimiento en 10 años V 1 - 5 - Atentados (1 anual) V 1 - 5 - Sin actividades agrícolas rutinarias V 1 - 5 -
Ningún Nivel de Actividad A 0 0.0% 0 0.0% PELIGROS EN LA INFRAESTRUCTURA SUPERFICIAL A 1 2.5% 40 100.0%
Infraestructura superficial abandonada V 1 - 7 - Facilidades a menos de 30 metros de las vía V 1 - 7 - Facilidades cercanas a la vía, sin protecciones V 1 - 7 - Árboles, paredes u otros entre la vía y las facilidades V 1 - 7 - Diques entre la vía y las facilidades V 1 - 6 - Falta de señalización V 1 - 6 -
DEFICIENCIA EN EL SISTEMA DE NOTIFICACIÓN A 1 2.5% 40 100.0%
Falta organización gubernamental V 1 - 8 - Falta de registros confiables de eficiencia V 1 - 8 - Falta de información y conocimiento de las personas V 1 - 8 - Falta de estándares de calidad V 1 - 8 - Inapropiada reacción a llamadas V 1 - 8 -
DEFICIENCIA EN PROGRAMAS DE EDUCACIÓN PÚBLICA A 1 1.7% 60 100.0%
Falta de reuniones periódicas con las autoridades V 1 - 15 - Falta de reuniones periódicas con contratistas V 1 - 15 - Escasez de programas educativos a la comunidad V 1 - 15 - Capacitación a residentes cercanos V 1 - 15 -
CONDICIÓN DEL DERECHO DE VÍA A 0 0.0% 40 100.0%
Excelente V 0 0.0% 0 0.0% Bueno V 1 2.5% 10 25.0% Aceptable V 11 27.5% 20 50.0% Bajo V 21 52.5% 30 75.0% Malo V 31 77.5% 40 100.0%
50
Continuación de la Tabla 2.5.
MÍNIMO MÁXIMO AMENAZAS – VULNERABILIDADES CLASE
Pts. P.O. Pts P.O.
FRECUENCIA DE PATRULLAJE A 0 0.0% 60 100.0%
Diario V 0 0.0% 0 0.0% De 1 a 4 veces por semana V 1 1.7% 10 16.7% Menos 4 veces al mes V 11 18.3% 30 50.0% Menos de una vez por mes V 31 51.7% 50 83.3% Rara vez V 51 85.0% 60 100.0%
MOVIMIENTOS DEL SUELO A 1 2.5% 40 100.0%
Alto V 31 77.5% 40 100.0% Medio V 21 52.5% 30 75.0% Bajo V 11 27.5% 20 50.0% Ninguno V 1 2.5% 10 25.0% Desconocido V 1 2.5% 40 100.0%
ÍNDICE DE CORROSIÓN ATMOSFÉRICA A 0 0.0% 40 100.0% Daños a las Facilidades A 0 0.0% 10 100.0%
Interfase agua/aire V 1 - 2 - Revestimientos V 1 - 2 - Aislamientos V 1 - 2 - Soportes/colgadores V 1 - 2 - Interfase aire/tierra V 1 - 2 - Otras exposiciones V 1 - 1 - Ninguna V 0 - 0 -
Daños por el Tipo de Atmósfera A 0 0.0% 20 100.0% Química y marina V 16 80.0% 20 100.0% Química muy húmeda V 16 80.0% 20 100.0% Marina, costera, humedal V 1 5.0% 20 100.0% Alta humedad/temperatura V 6 30.0% 10 50.0% Química y baja humedad V 6 30.0% 10 50.0% Baja humedad V 0 0.0% 1 5.0%
Estado del Recubrimiento / Inspección A 0 0.0% 10 100.0% Bueno V 0 0.0% 0 0.0% Aceptable V 1 10.0% 3 30.0% Pobre V 4 40.0% 7 70.0% Ausencia V 8 80.0% 10 100.0%
ÍNDICE DE CORROSIÓN INTERNA 0 0.0% 40 100.0% Corrosividad del Producto A 0 0.0% 20 100.0%
Fuertemente corrosivo V 16 80.0% 20 100.0% Ligeramente corrosivo V 5 25.0% 15 75.0% Corrosivo bajo condiciones especiales V 1 5.0% 4 20.0% No corrosivo V 0 0.0% 0 0.0%
Protección Interna A 0 0.0% 20 100.0% Ninguna V 1 - 4 -
51
Continuación de la Tabla 2.5.
MÍNIMO MÁXIMO AMENAZAS – VULNERABILIDADES CLASE
Pts. P.O. Pts P.O.
Falta de monitoreo interno V 1 - 4 - Inyección de inhibidores V 1 - 4 - Falta de un recubrimiento interno V 1 - 4 - Medidas operacionales inadecuadas V 1 - 4 - Uso de limpiadores (chancho) V 0 - 0 -
ÍNDICE DE CORROSIÓN POR ENTERRAMIENTO A 0 0.0% 120 100.0% Protección Catódica A 0 0.0% 16 100.0%
Buena V 0 0.0% 0 0.0% Regular - Deficiente V 1 6.3% 16 100.0%
Condición del Recubrimiento A 0 0.0% 20 100.0% Bueno V 0 0.0% 0 0.0% Aceptable V 1 5.0% 10 50.0% Malo V 11 55.0% 15 75.0% Nulo V 16 80.0% 20 100.0%
Corrosividad del Suelo A 1 12.5% 8 100.0% Baja resistividad del suelo (alto potencial corrosivo): menor a 500 ohm-cm V 5 62.5% 8 100.0% Resistividad media: de 500 a 10000 ohm-cm V 3 37.5% 4 50.0% Alta resistividad (bajo potencial corrosivo): mayor a 10000 ohm-cm V 1 12.5% 2 25.0% Información desconocida V 1 12.5% 8 100.0%
Edad del Sistema A 0 0.0% 6 100.0% Menor a 5 años de servicio V 0 0.0% 0 0.0% De 5 a 10 años V 1 16.7% 2 33.3% De 10 a 20 años V 3 50.0% 4 66.7% Más de 20 años V 5 83.3% 6 100.0%
Otros Metales Enterrados A 0 0.0% 8 100.0% Ninguna ocurrencia V 0 0.0% 0 0.0% De 1 a 10 ocurrencias V 1 12.5% 4 50.0% De 11 a 25 ocurrencias V 5 62.5% 8 100.0%
Interferencias por Líneas de Corriente A 0 0.0% 8 100.0% Líneas a 150 metros del ducto V 4 50.0% 6 75.0% Línea cercana al ducto con medidas preventivas V 0 0.0% 3 37.5% Línea cercana al ducto sin medidas preventivas V 7 87.5% 8 100.0%
Corrosión Mecánica A 0 0.0% 10 100.0% Pruebas de Corrosión V 0 0.0% 12 100.0%
Ducto enterrado y otros no monitoreados en espacios no mayores a 2 km V 1 - 4 - Espacios no monitoreados de 1 a 2 km, incluyendo cruces con otros ductos V 1 - 4 - Espacios no monitoreados mayores a 2 km V 1 - 4 -
Interferencias por Líneas de Transmisión A 1 6.3% 16 100.0% Menor a 6 meses V 1 6.3% 5 31.3%
52
Continuación de la Tabla 2.5.
MÍNIMO MÁXIMO AMENAZAS – VULNERABILIDADES CLASE
Pts. P.O. Pts P.O.
Entre 6 y 12 meses V 6 37.5% 10 62.5% Más de 12 meses V 11 68.8% 16 100.0%
Herramienta de Inspección Interna V 0 0.0% 16 100.0% Más de 8 años sin inspección V 0 - 16 -
ÍNDICE DE DISEÑO A 0 0.0% 200 100.0% Factor de Seguridad del Ducto A 0 0.0% 50 100.0% Factor de Seguridad del Sistema A 0 0.0% 40 100.0% Fallas por Fatiga A 0 0.0% 40 100.0% Potencial de Surgencia V 0 0.0% 30 100.0%
Alta probabilidad V 16 53.3% 30 100.0% Baja probabilidad V 1 0.1% 15 50.0% Imposibilidad V 0 0.0% 0 0.0%
Pruebas Hidrostáticas A 1 2.5% 40 100.0% Pruebas de presión (H = Presión de prueba / MAOP) V 1 - 20 -
H < 1.10 (menos del 10% sobre la MAOP) V 1 5.0% 5 25.0% 1.11 < H < 1.25 (del 11 a 25% sobre la MAOP) V 6 30.0% 10 50.0% 1.26 < H < 1.40 (del 26 al 40% sobre la MAOP) V 11 55.0% 15 75.0% H > 1.41 (más del 40% sobre la MAOP) V 16 80.0% 20 100.0%
Tiempo desde la última prueba realizada V 1 - 20 - Menor a 4 años V 1 5.0% 10 50.0% De 5 a 11 años V 11 55.0% 15 75.0% Más de 12 años V 16 80.0% 20 100.0%
ÍNDICE DE OPERACIONES INCORRECTAS A 0 0.0% 200 100.0% Fallas en el Diseño A 0 0.0% 60 100.0%
Identificación de peligros: V 1 - 8 - Rutinario V 5 8.3% 8 13.3% Improbable V 3 5.0% 4 6.7% Altamente improbable V 1 1.7% 2 3.3% Imposible V 0 0.0% 0 0.0%
Potencial para alcanzar la MAOP: V 1 - 24 - Sin dispositivos de seguridad V 1 4.2% 24 100.0% Nivel bajo V 1 4.2% 9 37.5% Nivel medio V 10 41.7% 18 75.0% Nivel alto V 19 79.2% 24 100.0%
Sistema de seguridad V 1 - 20 - Selección inadecuada del material V 1 - 4 - Chequeo y revisión periódica V 1 - 4 -
Fallas en la Construcción A 1 2.5% 40 100.0% Inspección V 1 - 20 -
53
Continuación de la Tabla 2.5.
MÍNIMO MÁXIMO AMENAZAS – VULNERABILIDADES CLASE
Pts. P.O. Pts P.O.
Materiales V 1 - 8 - Uniones V 1 - 4 - Relleno V 1 - 4 - Cobertura V 1 - 4 -
Fallas en la Operación A 1 1.4% 70 100.0% Procedimientos V 1 - 14 - Adquisición de datos / comunicaciones V 1 - 10 - Control de alcohol / drogas V 1 - 4 - Programas de seguridad V 1 - 4 - Inspecciones V 1 - 4 - Entrenamiento V 1 - 20 - Prevención de eroores mecánicos V 1 - 14 -
Mantenimiento A 1 3.3% 30 100.0% Documentación incompleta V 1 - 4 - Programación irregular V 1 - 6 - Procedimientos inadecuados V 1 - 20 -
AGUDEZA DEL PRODUCTO A 0 0.0% 50 100.0% Flamabilidad A 0 0.0% 25 100.0%
No combustible V 0 0.0% 0 0.0% Punto de Inflamación mayor a 200º F V 1 2.0% 5 10.0% Punto de inflamación entre 100 y 200º F V 6 12.0% 10 20.0% Punto de inflamación menor a 100º F y punto de ebullición mayor a 100º F V 11 22.0% 20 40.0% Punto de inflamación menor a 73º F y punto de ebullición menor a 100º F V 21 42.0% 25 50.0%
Reactividad (Valor Exotérmico) A 1 5.0% 20 100.0% Mayor a 400° C, sustancia estable hasta con fuego V 1 2.0% 2 4.0% De 305 a 400° C, reactividad suave bajo calor o presión V 3 6.0% 5 10.0% De 215 a 305° C, significativa reactividad aún sin fuego V 6 12.0% 10 20.0% De 125 a 215° C, posible detonación en confinamiento V 11 22.0% 15 30.0% Mayor a 125° C, posible detonación sin confinamiento V 16 32.0% 20 40.0%
Toxicidad A 1 20.0% 5 100.0% Peligro adicional de combustión A 1 - 5 -
PELIGROS AMBIENTALES CRÓNICOS A 1 2.0% 50 100.0% Inflamabilidad y Reactividad A 1 10.0% 10 100.0% Toxicidad Crónica A 1 10.0% 10 100.0% Potencial Cancerígeno A 1 10.0% 10 100.0%
54
Continuación de la Tabla 2.5.
MÍNIMO MÁXIMO AMENAZAS – VULNERABILIDADES CLASE
Pts. P.O. Pts P.O.
Otros A 1 5.0% 20 100.0%
Punto de inflamación mayor a 60º C V 1 - 5 - Corrosividad inducida por pH <= 2 o >= 12.5 V 1 - 5 - Reactividad desconocida V 1 - 5 - Procedimiento de evaluación de toxicidad desconocido V 1 - 5 -
DISPERSIÓN DEL DERRAME A 1 1.0% 100 100.0%
Dispersiones grandes (registradas históricamente) V 51 51.0% 100 100.0% Dispersiones moderadas (registradas históricamente) V 26 26.0% 50 50.0% Dispersiones pequeñas (registradas históricamente) V 1 1.0% 25 25.0%
DENSIDAD POBLACIONAL AFECTADA A 1 1.0% 100 100.0%
Alta V 51 51.0% 100 100.0% Media V 26 26.0% 50 50.0% Baja V 2 2.0% 25 25.0% Nula V 1 1.0% 1 1.0%
Pts = Puntaje, PO = Probabilidad de ocurrencia, A = Amenaza, V = Vulnerabilidad.
Fuente: Departamento de Protección Ambiental, Petroproducción. Elaborado por: Eduardo García.
2.6 MATRIZ DE RIESGOS
La matriz de riesgos constituye un cuadro, que para este análisis, tiene tres
entradas fundamentales:
− Los puntos de ocurrencia de derrames.
− Las amenazas y vulnerabilidades identificadas en los puntos de ocurrencia.
− El valor asignado según el rango de puntuación correspondiente.
Mediante esta matriz se pondera cada uno de los causantes de riesgo de derrame
identificados en el campo. La Tabla 2.6 presenta la Matriz de Riesgos con los
puntajes para el proyecto.
55
Para este proyecto, la matriz se valora según los criterios presentados en la Tabla
2.5; sobre un total de 1000 puntos, distribuidos 400 puntos para los factores
relacionados indirectamente con la operación y 600 puntos para los factores
relacionados directamente. Los factores por impacto de derrame, se valoran por
separado.
Tabla 2.6: Matriz de Riesgos18 de derrames en el campo Cuyabeno – Sansahuari.
ESTACIONES DE
PRODUCCIÓN CABEZALES
LÍNEAS DE FLUJO AMENAZAS – VULNERABILIDADES
Pts. P.O. Pts. P.O. Pts. P.O.
FACTORES RELACIONADOS INDIRECTAMENTE CON LA OPERACIÓN
Profundidad mínima de cobertura 10 16.7% 10 16.7% 50 83.3% Nivel de actividad 30 50.0% 50 83.3% 40 66.7% Peligros men la infrestructura superficial 30 75.0% 20 50.0% 10 25.0% Deficiencia en el sistema de notificación 10 25.0% 20 50.0% 30 75.0% Deficiencia en programas de educación póblica 30 50.0% 30 50.0% 36 60.0% Condición de derecho de vía 10 25.0% 20 50.0% 8 20.0% Frecuencia del patrullaje 10 16.7% 20 33.3% 30 50.0% Movimientos del suelo 4 10.0% 4 10.0% 10 25.0%
Total de los Factores Indirectos 134 33.5% 174 43.5% 214 53.5%
FACTORES RELACIONADOS DIRECTAMENTE CON LA OPERACIÓN Índice de Corrosión Atmosférica 22 55.0% 22 55.0% 24 60.0% Daños a las facilidades 4 40.0% 4 40.0% 6 60.0% Daños por el tipo de atmósfera 12 60.0% 12 60.0% 12 60.0% Estado del recubrimiento / inspección 6 60.0% 6 60.0% 6 60.0% Índice de Corrosión Interna 22 55.0% 22 55.0% 22 55.0% Corrosividad del producto 6 30.0% 6 30.0% 6 30.0% Protección interna 16 80.0% 16 80.0% 16 80.0% Índice de Corrosión por Enterramiento 66 55.0% 74 61.7% 88 73.3% Protección Catódica 6 37.5% 10 62.5% 10 62.5% Condición del Recubrimiento 6 30.0% 8 40.0% 20 100.0%
18
La Tabla 2.6 muestra la Matriz de Riesgos Promediada. La Matriz de Riesgos con puntuación detallada se
presenta en la Tabla A2.3 del Anexo 2.4.
56
Continuación de la Tabla 2.6.
ESTACIONES DE
PRODUCCIÓN CABEZALES
LÍNEAS DE FLUJO AMENAZAS – VULNERABILIDADES
Pts. P.O. Pts. P.O. Pts. P.O.
FACTORES RELACIONADOS DIRECTAMENTE CON LA OPERACIÓN
Corrosividad del Suelo 4 50.0% 4 50.0% 4 50.0% Edad del Sistema 4 66.7% 4 66.7% 4 66.7% Otros Metales Enterrados 4 50.0% 4 50.0% 8 100.0%Interferencias por Líneas de Corriente 4 50.0% 4 50.0% 4 50.0% Corrosión Mecánica 4 40.0% 4 40.0% 4 40.0% Pruebas de Corrosión 6 50.0% 8 66.7% 6 50.0% Interferencias por Líneas de Transmisión 16 100.0% 16 100.0% 16 100.0%Herramienta de Inspección Interna 12 75.0% 12 75.0% 12 75.0% Índice de Diseño 66 33.0% 72 36.0% 76 38.0% Factor de Seguridad del Ducto 10 20.0% 10 20.0% 10 20.0% Factor de Seguridad del Sistema 10 25.0% 16 40.0% 20 50.0% Fallas por Fatiga 20 50.0% 20 50.0% 20 50.0% Potencial de Surgencia 10 33.3% 10 33.3% 10 33.3% Pruebas Hidrostáticas 16 40.0% 16 40.0% 16 40.0%
Índice de Operaciones Incorrectas 68 34.0% 72 36.0% 84 42.0% Fallas en el Diseño 18 30.0% 20 33.3% 22 36.7% Fallas en la Construcción 8 20.0% 8 20.0% 16 40.0% Fallas en la Operación 32 45.7% 34 48.6% 36 51.4% Mantenimiento 10 33.3% 10 33.3% 10 33.3%
Total de los Factores Directos 244 40.7% 262 43.7% 294 49.0%
FACTORES POR IMPACTO DE DERRAME
Agudeza del producto 25 50.0% 25 50.0% 25 50.0% Flamabilidad 15 60.0% 15 60.0% 15 60.0% Reactividad (Valor Exotérmico) 5 25.0% 5 25.0% 5 25.0% Toxicidad 5 100.0% 5 100.0% 5 100.0%
Peligros Ambientales Crónicos 25 50.0% 25 50.0% 25 50.0% Inflamabilidad y Reactividad 5 50.0% 5 50.0% 5 50.0% Toxicidad Crónica 5 50.0% 5 50.0% 5 50.0% Potencial Cancerígeno 5 50.0% 5 50.0% 5 50.0% Otros 10 50.0% 10 50.0% 10 50.0%
57
Continuación de la Tabla 2.6.
ESTACIONES DE
PRODUCCIÓN CABEZALES
LÍNEAS DE FLUJO AMENAZAS – VULNERABILIDADES
Pts. P.O. Pts. P.O. Pts. P.O.
FACTORES POR IMPACTO DE DERRAME
Dispersión del Derrame 50 50.0% 50 50.0% 33 33.0%
Densidad Poblacional Afectada 75 75.0% 50 50.0% 75 75.0%
Fuente: Departamento de Protección Ambiental, Petroproducción. Elaborado por: Eduardo García.
2.7 VALOR DE RIESGO RELATIVO
El Valor de Riesgo Relativo (VRR), es un valor numérico que relaciona los
componentes del riesgo (amenazas y vulnerabilidades) de ocurrencia de derrame,
con los principales factores de daño e impacto ambiental en el caso de producirse
un derrame.
Los factores de impacto se obtienen de los indicadores históricos o correlaciones
con eventos históricos, pero forma más exacta de obtenerlos es con los estudios
para determinar dispersión, velocidad y avance de los derrames en sistemas
terrestres e hídricos.
2.7.1 FACTORES E ÍNDICES DE RIESGO
El VRR está compuesto de otros valores, factores y relaciones que son obtenidas
de la matriz de riesgos promediada (Tabla 2.6). El cálculo de los valores
necesarios para obtener el VRR, se muestra a continuación:
2.7.1.1 Cálculo Del Índice De Riesgo
El Índice de Riesgo (IR) está dado por la Ecuación 2.1:
58
IR = � Amenazas + � Vulnerabilidades � Ecuación 2.1
En donde las amenazas y vulnerabilidades consideradas son las
correspondientes a los factores relacionados directa e indirectamente con la
operación, no se consideran los factores por impacto de derrame.
El IR es un indicador que muestra solo el riesgo de que ocurra un derrame, no
considera los daños que causa al ambiente el derrame por las características del
producto derramado; por esta razón el IR solo está en función de los factores de
riesgo directo e indirectos a la operación del campo.
El puntaje máximo que puede alcanzar el IR, para este análisis, es de 1000
puntos (el total de la matriz); de esta forma se obtiene para cada uno de los
puntos de ocurrencia:
IR (Estaciones de Producción) = 134 + 244 = 378 puntos
IR (Cabezales de los Pozos) = 174 + 262 = 436 puntos
IR (Líneas de Flujo) = 214 + 294 = 508 puntos
IRPROMEDIO = ( 378 + 436 + 508 ) / 3 = 440.67 puntos
Los anteriores IR se pueden expresar como probabilidad de ocurrencia de
eventos contingentes, dividiéndolos para el puntaje total de la matriz de riesgos:
PO (Estaciones de Producción) = ( 378 / 1000 ) * 100 = 37.8%
PO (Cabezales de los Pozos) = ( 436 / 1000 ) * 100 = 43.6%
PO (Líneas de Flujo) = ( 508 / 1000 ) * 100 = 50.8%
PO PROMEDIO = ( 440.67 / 1000 ) * 100 = 44.07%
La probabilidad de ocurrencia, de los ídices de riesgo, se pueden ubicar dentro de
4 nveles de riesgo: riesgo alto, riesgo moderado alto, riesgo moderado bajo y
riesgo bajo.
59
La Figura 2.2, muestra la influencia los factores de riesgo sobre los puntos de
ocurrencia.
INFLUENCIA DE LOS FACTORES DE RIESGO EN EL IR
33.5%
43.5%
53.5%
40.7%43.7%
49.0%
37.8%
43.6%
50.8%
0.0%
10.0%
20.0%
30.0%
40.0%
50.0%
60.0%
70.0%
80.0%
90.0%
100.0%
ESTACIONES DE PRODUCCIÓN CABEZALES LÍNEAS DE FLUJO
UBICACIÓN DEL RIESGO
PR
OB
AB
ILID
AD
DE
OC
UR
RE
NC
IA
Factores indirectos a la operación Factores directos a la operación Indice de riesgo, IR
RIESGOALTO
RIESGOBAJO
RIESGOMODERADO
ALTO
RIESGOMODERADO
BAJO
Figura 2.2: Influencia de los factores de riesgo en los puntos de ocurrencia.
Elaborado por: Eduardo García.
2.7.1.2 Cálculo Del Factor De Peligrosidad Del Producto
El Factor de Peligrosidad del Producto (FPP) está dado por la Ecuación 2.2:
FPP = ( � Agudeza de Producto ) + ( � Peligros Ambientales Crónicos )
� Ecuación 2.2
Donde el FPP puede alcanzar un valor máximo de 100 puntos, ya que la Agudeza
del Producto y los Peligros Ambientales Crónicos están ponderados para un
máximo de 50 puntos cada uno. De tal forma se tiene:
FPP (Estaciones de Producción) = 25 + 25 = 50 puntos
FPP (Cabezales de los Pozos) = 25 + 25 = 50 puntos
60
FPP (Líneas de Flujo) = 25 + 25 = 50 puntos
FPP PROMEDIO = ( 50 + 50 + 50 ) / 3 = 50 puntos
2.7.1.3 Cálculo Del Factor De Dispersión
El Factor de Dispersión (FD) está dado por la Ecuación 2.3, en la cual se
relaciona la dispersión del derrame y la densidad poblacional.
FD = ( Dispersión del Derrame ) / ( Densidad Poblacional Afectada )
� Ecuación 2.3
Este indicador puede oscilar en un rango de 0.01 a 100, donde se obtiene:
FD (Estaciones de Producción) = 50 / 75 = 0.67
FD (Cabezales de los Pozos) = 50 / 50 = 1
FD (Líneas de Flujo) = 33 / 75 = 0.44
FD PROMEDIO = ( 0.67 + 1 + 0.44 ) / 3 = 0.703
2.7.1.4 Cálculo Del Factor De Extensión
El Factor de Extensión (FE), está dado por la Ecuación 2.4, considerando el FPP
y FD, calculados anteriormente con las Ecuaciones 2.2 y 2.3 respectivamente.
FE = FPP / FD = ( Factor de Peligrosidad del Producto ) / ( Factor de Dispersión )
� Ecuación 2.4
Para cada uno de los puntos de ocurrencia se obtiene:
FE (Estaciones de Producción) = 50 / 0.67 = 74.62
FE (Cabezales de los Pozos) = 50 / 1 = 50
FE (Líneas de Flujo) = 50 / 0.44 = 113.64
FE PROMEDIO = ( 74.62 + 50 + 113.64 ) / 3 = 79.42
61
2.7.1.5 Cálculo Del Valor De Riesgo Relativo
El VRR está dado por la Ecuación 2.5, utilizando el IR calculado con la Ecuación
2.1 y el FE calculado anteriormente con la Ecuación 2.4:
VRR = IR / FE = ( Índice de Riesgo ) / ( Factor de Extensión )
� Ecuación 2.5
De la cual se obtiene:
VRR (Estaciones de Producción) = 378 / 74.62 = 5.06
VRR (Cabezales de los Pozos) = 436 / 50 = 8.72
VRR (Líneas de Flujo) = 508 / 113.64 = 4.47
VRR PROPMEDIO = ( 5.06 + 8.72 + 4.47 ) / 3 = 6.08
2.8 EVALUACIÓN DE LOS RIESGOS
Los riesgos se evalúan interpretando los valores numéricos que arrojan la matriz
de riesgos y todos los indicadores que determinan el valor de riesgo relativo.
2.8.1 INTERPRETACIÓN DE LA MATRIZ DE RIESGOS
Los resultados reflejan las condiciones operativas observadas in situ, en donde la
presencia de riesgos de diferentes clases y magnitudes es latente, para sitios
considerados críticos por sus características naturales, poblacionales y de
ubicación geográfica.
2.8.1.1 Riesgos Indirectos A La Operación
Para las estaciones se obtuvo una puntuación total menor al resto (134 puntos,
probabilidad de ocurrencia del 33.5%), lo que significa una baja incidencia de las
condiciones socioambientales. En tanto que, para ductos y equipos emplazados
62
en los campos, el riesgo es mayor, lo cual se refleja con puntuaciones mayores de
214 y 174 puntos respectivamente, equivalentes al 53.5% y 43.5% de
probabilidad de ocurrencia.
Las principales amenazas se relacionan con los atentados y robos de tubería, con
los consiguientes derrames que esto provoca, lo cual está siendo facilitado por la
casi inexistencia de patrullaje, así como por la falta de un Sistema SCADA o de
adquisición instantánea de datos. Debido a la longitud y sitios aislados por donde
atraviesan los ductos, presentan mayor riesgo de que las amenazas, una vez
presentadas, actúen con mayor facilidad.
2.8.1.2 Riesgos Relacionados Con La Operación
El riesgo para el ambiente por la presencia de las instalaciones y la operación de
los campos, se cuantifica como: incidencia moderada de las estaciones sobre su
entorno inmediato (244 puntos, probabilidad de ocurrencia de derrames del
40.7%); también la presencia de líneas de flujo y equipos ubicados en los campos,
significa un riesgo de tipo moderado (Figura 2.2), lo cual se ve reflejado en
probabilidades del 43.7% y 49% (262 puntos y 294 puntos) para los cabezales y
líneas respectivamente.
La Figura 2.3 muestra como influencian los factores de riesgo relacionados
directamente con la operación, en los puntos de ocurrencia.
2.8.1.2.1 Riesgos Por Corrosión
Los riesgos producidos por corrosión son los de mayor incidencia en los factores
operativos y se encuentran presentes en mayor cantidad en las líneas de flujo, y
en menor proporción en los cabezales y facilidades, como se ve en la Figura 2.3.
Estos valores se deben al aparecimiento de procesos corrosivos y a la falta de
medidas de control, prevención y reducción para este tipo de procesos; por tal
motivo se los puede considerar de riesgo moderado alto.
63
RIESGOS RELACIONADOS CON LA OPERACIÓN
55.0% 55.0%
60.0%
55.0% 55.0% 55.0%55.0%
61.7%
73.3%
33.0%36.0%
38.0%
34.0%36.0%
42.0%
0.0%
10.0%
20.0%
30.0%
40.0%
50.0%
60.0%
70.0%
80.0%
90.0%
100.0%
ESTACIONES DE PRODUCCIÓN CABEZALES LÍNEAS DE FLUJO
UBICACIÓN DEL RIESGO
PR
OB
AB
ILID
AD
DE
OC
UR
RE
NC
IA
Corrosión Atmosférica Corrosión Interna Corrosión por Enterramiento Fallas en el diseño Operaciones incorrectas
RIESGOALTO
RIESGOBAJO
RIESGOMODERADO
ALTO
RIESGOMODERADO
BAJO
Figura 2.3: Influencia de los factores de riesgo relacionados directamente con la operación.
Elaborado por: Eduardo García.
2.8.1.2.2 Riesgos Relacionados Al Diseño
Se obtuvieron valores de riesgo moderados bajos, con probabilidades de
ocurrencia de 33% en estaciones, 36% en cabezales y 38% en ductos, pero se
debe tener en cuenta que la fatiga del material es una de las principales causas
de falla de los equipos y no siempre es considerada en el diseño.
2.8.1.2.3 Riesgos Relacionados Con Operaciones Incorrectas
La probabilidad de ocurrencia es moderada baja para las operaciones ubicadas
en las estaciones y en los cabezales (34% y 36% respectivamente) y mayor
(42%), para las líneas de flujo.
Este factor está muy relacionado con la posibilidad de errar que es tan propio de
la condición humana. Pero no se debe descartar la falta de actualización y mejora
64
de los procedimientos, optimización de los programas de seguridad y de las
inspecciones, mejoramiento de los programas de entrenamiento, prevención de
errores mecánicos y el control del consumo de alcohol y drogas en el personal.
2.8.1.4 Riesgos Por Impacto De Derrames
Según la matriz de riesgos, el riesgo de impacto ambiental a causa de un derrame
está en el orden aproximado del 50%. Aunque los valores reflejan un riesgo
ambiental moderado, con respecto a los componentes bióticos presentes en el
área de estudio, se debe considerar que los factores con mayor incidencia son la
toxicidad y reactividad que se produce por la subdescomposición de los
componentes del petróleo, gas y agua, lo que afectaría enormemente al ambiente
en el caso de ocurrencia de un derrame, a pesar que el indicativo de riesgo no
sea muy alto.
2.8.2 INTERPRETACIÓN DE LOS ÍNDICES DE RIESGO
2.8.2.1 Interpretación Del Índice De Riesgo
Es el valor más importante del análisis. El promedio del Índice de Riesgos arroja
un valor promedio cuantificado en 440.67 puntos, que representa una probabilidad
de ocurrencia del 44.07% del valor máximo total de 1000 puntos. Esto se puede
considerar como moderadas condiciones de riesgo para la operación y desarrollo
de los campos. La puntuación particular para las estaciones es de 378 puntos
(probabilidad de ocurrencia del 37.8%), lo que implica la existencia de menores
riesgos de operación en estas facilidades; con respecto a los ductos y equipos
instalados en los pozos, en donde se obtuvieron 508 y 436 puntos (probabilidad
de ocurrencia del 50.8% y 43.6% respectivamente).
2.8.2.2 Interpretación Del Factor De Peligrosidad Del Producto
En cuanto a la peligrosidad del producto a derramarse, se habla de los fluidos que
intervienen en la operación en mayor cantidad, es decir, petróleo, agua y gas.
65
El valor obtenido en el análisis es del 50% (50 de 100 puntos), lo que indica
claramente peligro moderado para el ambiente a causa de las características del
producto, esto se debe al predominio de agua y crudo en la producción.
2.8.2.3 Interpretación Del Factor De Dispersión
Este factor tiene los siguientes rangos de interpretación:
− Si FD � 1, se considera una alta dispersión relativa del derrame con respecto a
la densidad poblacional en el área de estudio
− Si FD > 1, se considera de modera a baja dispersión relativa del derrame con
respecto a la densidad poblacional en el área de estudio, en proporción a un
valor máximo que para este caso es 100.
Para el análisis se obtuvo un Factor de Dispersión Promedio de 0.703, lo que
representa una alta incidencia para los pobladores en el caso de producirse un
derrame. Esto se debe a la cercanía del pueblo Sansahuari en el área de estudio.
2.8.2.4 Interpretación Del Factor De Extensión
El FE relaciona el peligro del producto hacia el ambiente y hacia la población, se
interpreta mediante los siguientes criterios:
− Cuando FE < 1, se considera alto riesgo del producto derramado sobre el área
de influencia.
− Cuando 1 � FE � 100, se considera riesgo moderado del producto derramado
sobre el área de influencia.
− Cuando FE > 100, se considera bajo riesgo del producto derramado sobre el
área de influencia.
En análisis muestra un valor promedio de 79.42, que indica un riesgo moderado
de influencia del producto sobre los componentes bióticos y antrópicos del área
de estudio.
66
2.8.2.5 Interpretación Del Valor De Riesgo Relativo
Este indicador tiene el siguiente criterio de evaluación:
− Riesgo Relativo Bajo, cuando VRR < 1.
− Riesgo Relativo Moderado, cuando 1 � VRR � 100.
− Riesgo Relativo Alto, cuando VRR > 100.
Finalmente, el valor promedio de riesgo relativo establecido como referencia para
todo el proyecto, es cuantificado en 6.08 que indica moderada probabilidad del
aparecimiento de un evento contingente, como derrames, incendios o daños a la
calidad de vida del entorno socioambiental del área de estudio.
La Figura 2.4 muestra el VRR y el FE para los puntos de ocurrencia y para el área
de estudio. Debido a los rangos de los indicadores, en esta figura los criterios de
evaluación son inversos.
VALOR DE RIESGO RELATIVO
50.00
113.64
5.064.47
74.62 79.42
8.72
6.08
1.00
10.00
100.00
1000.00
ESTACIONES DEPRODUCCIÓN
CABEZALES LÍNEAS DE FLUJO ÁREA DE ESTUDIO
UBICACIÓN DEL RIESGO
FA
CT
OR
DE
EX
TE
NS
IÓN
, F
EV
AL
OR
DE
RIE
SG
O R
EL
AT
IVO
, VV
R
Factor de extensión, FE Valor de riesgo Relativo, VRR
RIESGO RELATIVO ALTO
BAJA INCIDENCIA SOBRE EL ÁREA DE ESTUDIO
RIESGO RELATIVO MODERADO
INCIDENCIA MODERADA SOBRE EL ÁREA DE
ESTUDIO
RIESGO RELATIVO BAJO
ALTA INCIDENCIA SOBRE EL ÁREA DE ESTUDIO
Figura 2.4: Relación entre el factor de dispersión y el valor de riesgo relativo.
Elaborado por: Eduardo García.
67
CAPÍTULO 3
DESCRIPCIÓN DE LOS SISTEMAS DE SEGURIDAD
3.1 ANTECEDENTES
Los esfuerzos de la industria hidrocarburífera para proporcionar la máxima
protección contra desastres ambientales se han incrementado proporcionalmente
desde que comenzó la explotación de hidrocarburos hace varias décadas.
Actualmente existe un alto interés en la minimización de la contaminación y las
pérdidas económicas ocasionadas por las fugas de hidrocarburos al ambiente.
El desarrollo de campos hidrocarburíferos en diversas condiciones y ambientes,
exige que paralelamente se desarrollen también sistemas de seguridad, con el fin
de no sólo proteger ambiente, sino también asegurar que no existan daños a los
bienes e incluso pérdidas de vidas humanas. Por estas razones es importante
entender a fondo las capacidades y las limitaciones de estos sistemas de
seguridad.
3.1.1 DEFINICIÓN
Un sistema de seguridad es un conjunto de dispositivos que sirven para
monitorear, detectar y controlar las condiciones de flujo de fluidos de un proceso,
es decir, en este caso específico, en el pozo o en una línea de flujo.
3.1.2 RAZONES PARA IMPLEMENTAR UN SISTEMA DE SEGURIDAD
Las razones principales para la implementación de un sistema de seguridad son:
− Para salvaguardar la integridad de las personas de comunidades y colonias
cercanas a los pozos de petróleo y a los sistemas de transferencia.
68
− Para preservar y conservar el medio ambiente, en especial reservas forestales
y de fauna, sistemas hídricos (ríos, lagos, lagunas), parques nacionales y
zonas declaradas como Patrimonio de la Humanidad.
− Para evitar pérdidas en la producción, que a corto o largo plazo se transformen
en pérdidas económicas.
− Para cumplir con las regulaciones gubernamentales.
Además de las razones mencionadas anteriormente, la operación normal de un
campo petrolero puede generar otros eventos que por su importancia demandan
la utilización de estos mecanismos de control. Algunos de estos eventos son:
− Un cierre de emergencia que interrumpa el flujo normal.
− Interrupción del flujo cuando existan fugas que den origen a alguna catástrofe.
− Realización de pruebas de producción.
− Inspección y mantenimiento de las instalaciones y facilidades.
− Para algunas operaciones de wireline y coiling tubing.
3.1.3 LUGARES PARA LA UBICACIÓN DE UN SISTEMA DE SEGURIDAD
Dependiendo de las características de los campos petroleros, se pueden
determinar puntos estratégicos en los cuales se deben ubicar los equipos de
control que conforman un sistema de seguridad. De forma general podemos decir
que algunos de los lugares más comunes para ubicar un elemento de control
pueden ser:
− En los cabezales de los pozos productores.
− En los ductos y líneas reflujo.
− En los cabezales de los pozos inyectores, reinyectares, o de inyección de
químicos.
− En pozos y equipos ubicados en el mar (offshore).
− En equipos de procesos y refinación.
− En lugares de almacenaje y transferencia.
69
Los Sistemas de Seguridad para las operaciones de explotación (tanto en tierra
como mar adentro) pueden ser divididos en dos categorías generales: sistemas
de seguridad de superficie y sistemas de la seguridad de subsuelo.
3.2 SISTEMAS DE SEGURIDAD DE SUPERFICIE
Los sistemas de seguridad de superficie son la primera línea de la protección
contra todas las desgracias de mayor y menor importancia debido a las fallas en
los sistemas de control, instalaciones superficiales y líneas de flujos. Consisten
generalmente en un arreglo de válvulas, normalmente ubicadas en el cabezal, en
la línea del flujo, o en alguna otra línea secundaria o de servicio.
Protegen contra todos los malfuncionamientos rutinarios del equipo en superficie.
Pueden cerrar el flujo en cualquier punto estratégicamente localizado o en
cualquier punto del sistema donde se localice una válvula, y son fácilmente
accesibles para la reparación y el mantenimiento.
Las normas industriales reconocidas para los Equipos de Superficie están
publicadas en las Especificaciones del Instituto de Americano del Petróleo, API
14D y API 6A.19 Estos dos documentos prescriben las normas mínimas para la
ejecución y aseguramiento de la calidad para suministrar la máxima confianza de
los Actuadores y Bonetes.
3.2.1 COMPONENTES DE LOS SISTEMAS DE SEGURIDAD DE SUPERFICIE
Un sistema de seguridad en superficie necesita de una serie de componentes que
interactúan de manera conjunta para garantizar la correcta operación del sistema.
Los componentes necesarios para poder establecer un adecuado sistema que
opere de manera eficiente de acuerdo a los requerimientos operativos de los
equipos, son dos:
19
Las normas API 14D y API 6A se resumen en el Anexo 3.1.
70
− Válvulas de seguridad de superficie.
− Sistema de control.
3.3 VÁLVULAS DE SEGURIDAD DE SUPERFICIE
Las válvulas de seguridad de superficie son equipos instalados en el cabezal del
pozo o en las líneas de flujo, los cuales se cierran o abren para controlar el
proceso en caso de existir condiciones anormales de temperatura o presión, o en
caso de la ocurrencia de una catástrofe.
Las válvulas de seguridad requieren de dispositivos con características especiales
que operen de manera automática dichas válvulas. Estas válvulas se abrirán o
cerrarán una vez que reciban o pierdan la presión de control.
Las válvulas de seguridad también son conocidas como Actuadores. De acuerdo
a su funcionamiento y operación, los actuadores pueden ser de tipo hidráulico o
de tipo neumático.
3.3.1 ACTUADORES HIDRÁULICOS20
Los actuadores hidráulicos que se pueden utilizar para el diseño de un sistema de
seguridad son los siguientes: GateMaster, Modelo C, Modelo CSWC, WireMaster,
Modelo E, Modelo J, Modelo K, Modelo RV, Modelo SH y Modelo DAH. Estos
modelos de actuadores se muestran en la Figura 3.1 y en la Figura 3.2.
3.3.1.1 Actuador Hidráulico “GateMaster”
Es utilizado para abrir una compuerta de válvula de actuación inversa o para
cerrar una compuerta de actuación directa, gracias a la presión hidráulica aplicada
en contra de un pistón dentro de la cámara de control que se encuentra sellada.
20
Las especificaciones para los Actuadores Hidráulicos se detallan en el Anexo 3.2.
71
Este actuador es a prueba de averías, ya que incorpora un sistema que asiste al
pistón para que pueda retornar a su posición inicial cuando la presión de control
se ha perdido. Este retorno por defecto se da de forma independiente a la
operación normal del actuador.
Es realmente confiable y comúnmente se lo monta sobre la válvula master o la
válvula wing. Puede ser utilizado para reducir el mantenimiento cuando se trabaja
a condiciones extremas, tanto de temperatura, como a características anormales
del fluido (con alto contenido de H2S). Puede operarse hidráulicamente o
mecánicamente y es compatible con un sistema de seguridad de accionamiento
neumático.
Este tipo de actuador permite el desplazamiento rápido del fluido al momento del
cierre, es decir, ejerce un cierre lento y paulatino; lo que beneficia el proceso de
aislamiento y reduce el impacto por el cambio de posición del obturador. Tiene
una gran área en el pistón, por lo que requiere poca presión para su operación.
Tiene un Indicador Visual de Posición de la Válvula21 y un mecanismo de
sellos que evita el ingreso de partículas extrañas que pueden dañar la válvula y
evitar que opere adecuadamente.
3.3.1.2 Actuador Hidráulico “Modelo C”
Es el de mayor uso en general dentro de la Industria, debido a su cilindro interno
estandarizado. El montaje del cilindro del pistón se localiza en la parte inferior del
cuerpo del actuador, a diferencia de los actuadores convencionales en los que se
ubica en la parte superior.
Esta característica permite que el elemento espiral que ejerce la fuerza se
mantenga sumergido en aceite limpio para evitar la corrosión que pudiese ocurrir
por duras condiciones de operación. Posee un elemento de alivio externo que
21
Las características del Indicador Visual de Posición de la Válvula se detallan en el Anexo 3.3.
72
protege el actuador de la sobre presurización de la válvula y provee un cierre
confiable de la válvula.
Puede ser instalado con la opción de remoción rápida para reducir el tiempo de
cierre de producción cuando requiera mantenimiento. El cuerpo del actuador
posee un indicador visual que permite determinar la posición en la que se
encuentra la compuerta de la válvula.
Presenta un Sistema de Desconexión Rápida22 dos piezas que aísla totalmente
el actuador de los fluidos que provienen del pozo. Esta característica también
permite que el actuador sea instalado o quitado del bonete dentro de su propio
espacio de funcionamiento y como una unidad completa (en una sola pieza). Esta
característica también le da al actuador una adaptabilidad universal, ya que se
adapta fácilmente a todas las válvulas de compuerta y no prohíbe el intercambio
de modelos de actuadores.
3.3.1.3 Actuador Hidráulico “Modelo CSWC”
Trabaja como un actuador convencional para abrir o cerrar la compuerta de la
válvula durante periodos normales de producción. Este tipo de actuador se lo
debe ensamblar en el cabezal, ya que no requiere ser desmontado del mismo
durante las operaciones de wireline, por lo que resulta ideal para pozos que
requieren ser intervenidos periódicamente. Provee seguridad durante las
operaciones de wireline; ya que cuenta con un cilindro desplazante que ejerce
una gran fuerza de corte, lo que puede accionar el actuador de manera
instantánea y proteger la operación de cualquier eventualidad o emergencia.
Soporta hasta 15000 lppc de presión y trabaja con 6000 lppc de presión de
operación.
Puede ser montado con switches que permiten el acople de un sistema
automatizado de control remoto de tanto de indicación como de apertura/cierre.
Trabaja con un pistón estacionario con piezas de fácil mantenimiento. Posee un
22
El Sistema de Desconexión Rápida se detalla en el Anexo 3.4.
73
dispositivo externo de seguridad que protege el actuador de la sobre
presurización de la válvula.
3.3.1.4 Actuador Hidráulico “WireMaster”
Este actuador es una variación del modelo CSWC, por lo que posee las mismas
características y beneficios, pero además, incorpora una compuerta de válvula
más segura para pozos que requieren trabajos prolongados de wireline. Posee
una doble espira que genera la fuerza suficiente para garantizar que la compuerta
de la válvula se mantenga cerrada.
También está diseñado para acoplarse con la mayoría de accesorios estándares,
tales como switches, sellos, protectores, sensores, y todos aquellos que requiera
el sistema de control. Este sistema opera válvulas desde 2” hasta 7”.
3.3.1.5 Actuador Hidráulico “Modelo E”
El modelo E es de construcción compacta y durable, capaz de resistir hasta
15000 lppc. Es ideal para montarlo en tuberías o líneas de flujo, ya que puede
desmontarse sin tener que interrumpir el flujo en la línea. En una válvula de
actuación inversa, asegura el cierre sobre la pérdida de la presión de control; en
una válvula de actuación directa, abre la válvula sobre la pérdida de la presión de
control.
El ensamble incluye un pistón de gran área que está localizado en el tope del
cuerpo del actuador. Puede ser armado con un housing de dos piezas o con un
housing de una sola pieza, para modificar sus utilidades.
Se lo monta con un housing de una sola pieza cuando no se requieren incorporar
accesorios adicionales que el sistema de control pudiese requerir, pero cuando
adicionamos el housing de dos piezas a la configuración del actuador es posible
incorporar al actuador todo tipo de dispositivos de control, inclusive estaciones
automatizadas de control remoto.
74
Este tipo de actuador posee un indicador visual de la posición de la compuerta de
la válvula, además posee un conjunto de sellos que lo protegen de las partículas
externas y tiene un dispositivo externo para prevenir la sobre presurización de la
válvula. Adicionalmente posee sellos metálicos para controlar posibles rupturas
que provoquen eventos de fuego, lo que protege los conectores y cables
eléctricos en el cabezal de pozos que producen con ESP.Trabaja con un amplio
rango de temperaturas.
Figura 3.1: Actuadotes hidráulicos GateMaster, Modelo C, Modelo CSWC, WireMaster y Modelo E.
Fuente: Baker Oil Tools.
3.3.1.6 Actuador Hidráulico “Modelo J”
Este actuador tiene un diseño corto y compacto y posee un dispositivo de alivio
externo que lo protege de la sobre presurización. Puede ser removido sin
despresurizar la válvula, lo que reduce el tiempo de inactividad y las pérdidas de
producción.Posee un indicador de barra que permite visualizar la posición de la
compuerta de la válvula. Soporta una presión de 10000 lppc.
75
Este actuador se caracteriza por poseer una fuerte barra de accionamiento, que
garantiza el cierre de la válvula en condiciones operacionales muy difíciles y
hostiles.
3.3.1.7 Actuador Hidráulico “Modelo K”
El modelo K fue diseñado para trabajar a altas presiones (hasta 20000 lppc)
gracias a la utilización de un pistón y un housing resistentes.
Posee una fuerte barra de accionamiento que asegura el cierre de la válvula con
una presión de control moderada, además consta de sellos metálicos que
aseguran y evitan eventos de fuego, que pudiesen ocurrir en flujos de alto
contenido de gas libre, o en líneas de gas propiamente.
Posee algunos de los beneficios de los actuadores antes mencionados, como es
el caso del dispositivo de alivio externo y el visualizador de posición de la válvula.
Este tipo de actuador se encuentra estandarizado, lo que beneficia en costo y le
da un carácter universal para acoplarse a una gran cantidad de dispositivos de
control y de flujo. Se lo utiliza en válvulas entre 1-13/16” y 4-1/16”.
3.3.1.8 Actuador Hidráulico “Modelo RV”
El RV es un actuador de diseño compacto que permite su instalación y servicio en
lugares confinados, por lo que se lo conoce como un actuador de Volumen
Reducido. El modelo RV fue diseñado para reducir los costos operativos del
sistema de seguridad, ya que opera en válvulas y líneas de flujo de diámetros
reducidos, además soporta presiones de operación moderadas (hasta 5000 lppc).
El RV utiliza un cilindro móvil, el cual hace muy sencillo el mantenimiento de los
sellos. Permite el montaje de un interruptor magnético compatible con casi todo
tipo de mecanismos de control y controladores lógicos programables. Es
removible sin la despresurización de la válvula, posee un indicador de posición de
76
la compuerta de la válvula, posee un dispositivo de alivio externo para evitar la
sobre presurización de la válvula. Se lo puede instalar con accesorios adicionales
para accionamientos mecánicos manuales y bloqueos sensibles al calor.
3.3.1.9 Actuador Hidráulico “Modelo SH”
El SH es un actuador de diseño sencillo (un solo elemento espiral) y compacto.
Soporta diferentes rangos de presión con un máximo de 15000 lppc. Opera
mediante la presión de una fuente externa que se ejerce sobre la parte superior
del pistón y causa una reciprocación en el cilindro hacia abajo.
Es de adaptación universal, por lo que puede ser montado en casi todo tipo de
válvulas. Posee anillos limpiadores que previenen el ingreso de partículas
extrañas que pueden dañar el cuerpo del actuador y el sello dinámico del sistema.
También puede montarse con interruptores magnéticos de control.
Figura 3.2: Actuadotes hidráulicos Modelo J, Modelo K, Modelo RV y Modelo SH.
Fuente: Baker Oil Tools. Modificado por: Eduardo García.
77
3.3.2 ACTUADORES NEUMÁTICOS23
Los actuadores neumáticos que se pueden utilizar para el diseño de un sistema
de seguridad son los siguientes: PneuMaster, Tipo Pistón, Tipo Diafragma DiaFlex,
Modelo DAV. Estos modelos de actuadores se muestran en la Figura 3.3.
3.3.2.1 Actuador Neumático “PneuMaster”
Es un actuador tipo diafragma que se acciona mediante presión neumática
aplicada en contra del pistón y del diafragma, ubicados en una cámara de control
sellada, esta presión abre la compuerta de la válvula de accionamiento inverso y
cierra la de accionamiento directo. Requiere de gas limpio o de aire proveniente
de un panel neumático de control. Es recomendado para sitios que no requieran
desmontar el sistema con frecuencia, ya que no se acopla a un bonete de
desconexión rápida.
Adicionalmente la construcción de este actuador es durable, de bajo peso, de fácil
ensamble y mantenimiento, y ofrece las mismas ventajas que los actuadotes
hidráulicos, como los indicadores de posición, dispositivos de alivio externo y los
sellos que lo protegen de las partículas externas y de las fugas.
3.3.2.2 Actuador Neumático Tipo Pistón
Este tipo de actuador normalmente se lo monta sobre la válvula master y la
válvula wing del cabezal para generar una secuencia de cierre que brinda una
gran seguridad para topo tipo de operaciones, en especial en pozos de alta
producción.
Este actuador se acciona con presión neumática que suple el panel de control y
ejerce la fuerza necesaria sobre la espira del actuador para comenzar la
secuencia de cierre, posteriormente el pistón regresa a su posición inicial. Cuando
23
Las especificaciones para los Actuadores Neumáticos se detallan en el Anexo 3.5.
78
se ha perdido la presión de control, el actuador trabaja por defecto, y el pistón se
acciona para mantenerse cerrado.
Este actuador se acopla con facilidad a la mayor parte de facilidades estándares,
posee un indicador visual de posición y además el elemento externo que lo
protege de la sobre presurización de la válvula.
3.3.2.3 Actuador Neumático de Diafragma “Dia-Flex”
Es el actuador más resistente y durable en comparación a los antes mencionados,
además es mucho más ligero y liviano que los actuadotes de pistón. Funciona con
la aplicación de presión neumática sobre el cilindro.
Esta presión neumática desplaza el diafragma interno que ejerce fuerza sobre el
vástago para abrir o cerrar la compuerta de la válvula. El Dia-Flex es el primer
actuador de diafragma que elimina el uso de “O-Rings” de las superficies de las
partes móviles.
3.3.2.4 Actuador Neumático “Modelo DAV”
El modelo DAV es una válvula altamente confiable, diseñada para minimizar el
costo y el tamaño del sistema de seguridad. Puede controlar flujo bi-direccional,
por lo que es muy conveniente en puntos de control en los que el flujo se divide o
se direcciona.
Trabaja con una presión de control muy baja (60 lppc aproximadamente) y
soporta presiones de trabajo de 3000 lppc. Posee sellos metálicos totalmente
aislantes para evitar fugas y que protegen el actuador del desgaste causado por
el flujo.
Tiene disponible una conexión en la cual podemos acoplar un dispositivo de
accionamiento mecánico. Puede ser reparado sin tener que desmontarlo de la
línea de flujo.
79
Figura 3.3: Actuadotes Neumáticos.
Fuente: Baker Oil Tools.
3.3.3 ACCESORIOS ADICIONALES
Existen algunos accesorios opcionales que se pueden ensamblar en el sistema de
seguridad y que brindan alguna ventaja adicional a las válvulas en superficie. Se
deben tener en cuenta todos los requerimientos que se tienen en el campo, la
disponibilidad operativa necesaria y además debemos considerar que en algunas
ocasiones los costos constituyen un factor decisivo en el diseño del sistema.
3.3.3.1 Actuador Manual (Mecánico)
Generalmente se los usa para abrir o cerrar válvulas de muy baja presión, en
puntos donde no son indispensables los actuadotes hidráulicos o neumáticos,
pero se requiere de algún punto de control, por seguridad o mantenimiento. La
Figura 3.4 muestra un esquema de un actuador manual.
3.4 SISTEMAS DE CONTROL
La industria hidrocarburífera utiliza una variedad de dispositivos de control de
procesos para operar válvulas que regulan niveles de presión, flujo y temperatura.
La mayoría de los instrumentos y equipos de control se ubican en una de cuatro
categorías: hidráulico, neumático, eléctrico y mecánico.
80
Figura 3.4: Componentes de un actuador manual (mecánico).
Fuente: Baker Oil Tools.
3.4.1 COMPONENTES DE CONTROL
Son los principales componentes que se requieren para montar un sistema de
control convencional.
3.4.1.1 Switches Eléctricos24
Permiten conocer la posición del actuador debido al contacto entre ellos.
Comúnmente se los utiliza cuando se tiene un sistema de control completamente
automatizado y se requiere conocer el estado de la válvula desde el punto remoto
de control. Utiliza señal eléctrica y se los instala en el tope del actuador.
3.4.1.2 Detector De Fugas En La Línea De Flujo25
Se lo monta sobre la línea de flujo con un dispositivo detector de presión
(usualmente un piloto o un relay) para medir la velocidad del flujo. Cuando existe
24
Los Switches Eléctricos se detallan en el Anexo 3.6. 25
El Detector de Fugas en la Línea de Flujo se detalla en el Anexo 3.7.
81
un cambio de velocidad fuera del rango predeterminado, producido por una fuga o
una ruptura en la línea, se envía la señal hacia el sistema de control.
3.4.1.3 Sensores De Alta / Baja Presión26
Son montados sobre el detector de fugas en la línea de flujo para monitorear las
condiciones de presión de la línea. Los pilotos o sensores tienen una alimentación
hidráulica / neumática que proviene del panel de control. Envían la señal de
control cuando el flujo se encuentra fuera del rango de presión permitido.
3.4.1.4 Detector De Flujo En La Línea De Control27
Previene la activación del sistema por fallas en otros dispositivos (sellos). Mide el
caudal que se desplaza por la línea de flujo a través de un delay para enviar o
interrumpir la señal de control.
3.4.1.5 Panel De Control Hidráulico / Neumático28
Es una combinación de lógica de base neumática, hidráulica y electrónica en una
solución integrada única para múltiples válvulas del control.
Están diseñados de acuerdo a las necesidades operativas y a las funcionalidades
operativas. Pueden incorporar módulos de control removibles e intercambiables,
cada uno controlando una válvula única.
Cualquier módulo de control puede ser fácilmente aislado y removido sin afectar
la operación de ninguna otra parte del panel de control. Los módulos existentes
pueden ser removidos y un módulo de repuesto instalado con un mínimo de
tiempo de parada.
26
El Sensores de Alta / Baja Presión se detalla en el Anexo 3.8. 27
El Detector de Flujo en la Línea de Control se detalla en el Anexo 3.9. 28
Las especificaciones del Panel de Control Hidráulico / Neumático se detallan en el Anexo 3.10.
82
3.4.2 PROCESO DE CONTROL HIDRÁULICO / NEUMÁTICO
El proceso de control inicia con la medición de alguna variable en la línea de flujo.
Esta variable puede ser presión, caudal, volumen, velocidad, o alguna relación
entre estas.
Cualquier variación, de la variable medida, que se produjese en la línea debido a
rupturas, fugas, taponamientos, recirculaciones o anomalías; es registrada por los
sensores que miden esta variable.
Cuando la variación de la variable está fuera de los rangos de operación normal,
se envía la señal de control al panel, para que a su vez este envíe la presión de
control requerida para el accionamiento de las válvulas. Dependiendo del punto
donde se detecte la variación, se accionarán las válvulas localizadas en los
puntos de control apropiados.
La Figura 3.5 ejemplifica un proceso de control hidráulico / neumático.
Figura 3.5: Esquema de un proceso de control hidráulico / neumático.
Fuente: Baker Oil Tools. Modificado por: Eduardo García
83
3.4.3 PROCESO DE CONTROL HIDRÁULICO AUTO-CONTENIDO
Es un mecanismo de auto-alimentación hidráulica que acciona el actuador para
abrir o cerrar la válvula. Puede ser configurado de dos maneras:
− De manera simple (Single Pump Hydraulic Control System, SPC) para operar
sobre una sola válvula, ya sea de fondo o de superficie.
− De manera dual (Dual Pump Hydraulic Control System, DPC) para operar
simultáneamente, tanto en la válvula de superficie como en la válvula de fondo.
La Figura 3.6 muestra la incorporación de los sitemas de control auto-contenido
en dos puntos de control diferentes.
Figura 3.6: Esquema de un proceso de control autocontenido (SPC / DPC).
Fuente: Baker Oil Tools. Modificado por: Eduardo García
Este proceso es ideal para las siguientes aplicaciones:
− En locaciones en las cuales no se dispone de fuentes de alimentación (aire o
gas comprimido) para los actuadotes y los componentes de control.
84
− En locaciones remotas en las cuales resulta un alto costo económico
establecer un mecanismo de alimentación para los actuadores y componentes
de control.
− En ambientes peligrosos en los que no es apropiado instalar líneas de control
y alimentación con gas o algún fluido de control peligroso.
− En campos en los que se requiera una operación de bajo costo y operación
sencilla.
3.4.3.1 Sistema De Control Auto-Contenido De Bomba Hidráulica Simple
Este proceso de control no requiere alimentación externa. El sistema se encuentra
presurizado. Los componentes que conforman este sistema de control se
muestran en la Figura 3.7.
Figura 3.7: Componentes del sistema de control auto-contenido de bomba hidráulica simple (SPC).
Fuente: Baker Oil Tools.
85
El mecanismo de funcionamiento es el siguiente:
Apertura: Cuando se abre la bomba manual, el acumulador descarga la presión
del sistema hacia el actuador y la válvula permanece abierta para permitir el flujo
a través de ella.
Cierre: Cuando los sensores de alta / baja detecta una variación de presión en la
línea de flujo, envían presión de control hacia el reservorio (del sistema), este se
abre y recepta la presión que el acumulador envía al actuador. De esta manera el
actuador no recibe la suficiente presión para mantener abierta la válvula.
3.4.3.2 Sistema De Control Auto-Contenido De Bomba Hidráulica Doble
Al igual que el sistema de una sola bomba, este sistema no requiere de
alimentación externa. La Figura 3.8 muestra los componentes de este sistema de
control.
Figura 3.8: Componentes del sistema de control auto-contenido de bomba hidráulica dual (DPC).
Fuente: Baker Oil Tools.
86
Este mecanismo posee una bomba adicional para controlar simultáneamente dos
válvulas.
Apertura: Inicialmente, se accionan las dos bombas para dejar que el acumulador
deje salir la presión hacia el actuador y hacia la válvula de fondo. Ambas válvulas
se abren y dejan seguir el flujo normalmente a través de del cabezal y de la línea
del flujo.
Cierre: Cuando los pilotos detectan un cambio de presión en la línea de flujo,
envían presión de control hacia el reservorio; dejando al actuador y a la válvula de
fondo sin la suficiente presión para permanecer abiertos.
3.5 SISTEMAS DE SEGURIDAD DE SUBSUELO
Un sistema de seguridad de subsuelo es un dispositivo que se acopla bajo el
Tubing Hanger para abrir o cerrar el flujo dentro de un pozo y proveer control
sobre éste en caso de un evento de catástrofe.
Las normas industriales reconocidas para los sistemas de Válvulas de Seguridad
de Fondo están publicadas en las especificaciones del Instituto Americano del
Petróleo, API 14A y API RP 14B29. Estos dos documentos prescriben las normas
mínimas para la ejecución y el aseguramiento de la calidad para suministrar la
máxima confianza de los equipos de seguridad de fondo. Estas también sirven de
guía para el diseño, instalación y operaciones de los sistemas.
Dependiendo del sistema de levantamiento artificial, de las características del
pozo y de su completación de fondo; las válvulas de subsuelo pueden ser
instaladas de tres maneras diferentes:
− Como parte de la misma sarta de producción: se instalan bajo el tubing hanger
y sobre todos los elementos de la completación. Para bajarla o recuperarla, se
requiere sacar la completación del pozo. 29
Las normas API 14A y API 14B se detallan en el Anexo 3.11.
87
− En el interior de la sarta de producción: se asientan mediante mecanismos de
empaque y sellos. Se bajan y recuperan con wireline.
− En la parte exterior de la sarta de producción: se asientan entre la sarta de
producción y el casing de revestimiento, para proveer control sobre el flujo en
el espacio anular.
Las válvulas de fondo se clasifican considerando los parámetros antes
mencionados.
3.5.1 VÁLVULAS DE SEGURIDAD RECUPERABLES CON TUBERÍA30
Estas válvulas son de tipo Flapper, pueden controlarse desde superficie mediante
una línea de control hidráulica / neumática de muy corto diámetro, que se
encuentra conectada al sistema de control de superficie.
Este tipo de válvulas tiene una posición normalmente cerrada. Cuando la presión
de control es aplicada a la válvula, ésta se abre permitiendo el flujo a través de
ella; cuando la presión de control se pierde la válvula vuelve a su posición normal,
cerrando el pozo.
Esta válvula cuenta con un mecanismo de apertura mecánico mediante una
Herramienta de Apertura, el cual se utiliza cuando la presión que provee el
sistema de control no puede ser reestablecida para abrir la válvula y comenzar la
operación del pozo.
Existen una infinidad de válvulas de seguridad de fondo para controlar la
producción en el interior de la tubería de producción, pero las más importantes
considerando sus características y los requerimientos de cada pozo, son los
modelos que se muestran en la Figura 3.9.
30
Las especificaciones para las Válvulas de Seguridad Recuperables con Tubería se detallan en el Anexo 3.12.
88
3.5.1.1 Válvula De Seguridad “SelectT”
Posee un flapper resistente a los daños que pudiese sufrir en operaciones de
remediación por wireline. Posee un mecanismo de protección en contra de la
comunicación de fluidos, que pudiese ocurrir por una mala operación de una
camisa. Cuenta con sellos de gran precisión que contienen perfectamente a los
fluidos del pozo cuando la válvula permanece en una posición cerrada.
3.5.1.2 Válvula De Seguridad “Serie Titan”
Trabaja perfectamente a condiciones extremas de presión y temperatura en el
pozo. Altamente resistente a operaciones de remediación en el pozo con
inyección de químicos. Su flapper está elaborada con un material anticorrosivo de
gran resistencia.
3.5.1.3 Válvula De Seguridad “CementSafe”
Fue diseñada con un aislamiento completo de las cavidades en las que se
encuentra la espira de accionamiento y la flapper; lo que favorece a las
operaciones en las que se requiera utilizar otro tipo de fluidos diferentes a los del
pozo, como lechadas y cemento.
3.5.1.4 Válvula De Seguridad “Onyx”
Esta válvula posee un OD de línea delgada, es decir un diámetro externo reducido
sin sacrificar el ID de la válvula, lo que resulta recomendable para completaciones
de diámetro amplio. Se utilizan para tamaños de tubing de 7” y 9�” (muy
comunes en la industria), con rangos de presión de 5000 a 10000 lppc.
3.5.1.5 Válvula De Seguridad “Realm”
Es una de las válvulas más seguras a condiciones de operación muy difíciles, con
altas temperaturas y presiones.
89
Posee sellos metálicos altamente aislantes, lo que impide la fuga de fluidos del
pozo cuando la válvula se encuentra en posición cerrada.
Figura 3.9: Válvulas de seguridad de subsuelo recuperables con tubería.
Fuente: Baker Oil Tools.
3.5.1.6 Válvula De Seguridad De Nitrógeno Cargado “Neptuno”
Esta válvula incorpora un sistema cargado con nitrógeno, el cual actúa en el tope
del pistón, oponiéndose a la presión hidrostática. Esta válvula está diseñada para
pozos con bajas presiones de operación y en los cuales no se tiene disponibilidad
de un sistema de control.
90
Posee dos sistemas hidráulicos de operación independientes; si el primero falla
por cualquier eventualidad, el segundo balancea la presión arriba y abajo del
pistón, permitiendo a la espira cerrar la válvula.
3.5.2 VÁLVULAS DE SEGURIDAD RECUPERABLES CON WIRELINE31
Son válvulas de tipo flapper, controladas desde superficie a través de una línea de
control hidráulica de diámetro pequeño que conecta la válvula de seguridad al
sistema de control para su accionamiento.
Su funcionamiento es casi idéntico a las válvulas recuperables por tubería, ya que
son de tipo normalmente cerradas; es decir, permanecen abiertas cuando existe
presión en la línea de control y vuelven a su posición normal cuando se pierde la
presión de control; de esta manera cierran el pozo. La Figura 3.10 muestra
algunos modelos de este tipo de válvulas.
3.5.2.1 Válvula De Seguridad “Serie V”
Se asientan con herramientas de wireline, en el perfil de un Nipple32 ensamblado
en la tubería de producción. También pueden ser instaladas dentro de otras
válvulas de tubería. Esto se hace para restablecer el sistema de seguridad de
fondo cuando ha disminuido la presión de control del sistema. Se deja la válvula
de tubería permanentemente abierta y se baja con guaya una válvula de wireline
para que se acople en el nipple, se restablece la comunicación entre la válvula
insertada y la línea de control, para que se pueda operar la válvula de wireline con
la misma línea de control de la válvula de tubería.
Este tipo de válvulas comúnmente son de carácter estándar, pero de acuerdo con
los requerimientos, existen modelos que prestan ventajas adicionales.
31
Las especificaciones para las Válvulas de Seguridad Recuperables con Wireline se detalla en el Anexo 3.13.
32 Las herramientas para asentar y recuperar con wireline las válvulas de seguridad se detallan en el Anexo 3.14.
91
3.5.2.2 Válvula De Inyección “Modelo J”
Esta válvula se acciona por flujo inverso, es decir, cuando el la dirección y sentido
del flujo cambia la válvula se cierra y puede abrirse solo cuando el flujo retoma su
sentido normal. Cuando el flujo de inyección cesa se elimina el diferencial de
presión en la tubería, permitiendo a la flapper cerrar el pozo. Se la puede utilizar
en pozos con levantamiento poweroil, pozos inyectores y pozos reinyectores.
Figura 3.10: Válvulas de seguridad de subsuelo recuperables con wireline.
Fuente: Baker Oil Tools.
3.5.2.3 Válvula De Velocidad “Modelo A”
Esta una válvula tiene un posicionamiento normalmente abierto. Está válvula se
cierra cuando la rata de flujo en su interior sobrepasa las condiciones de apertura.
92
Generalmente esto ocurre por variaciones muy cercanas al cabezal de pozo, en la
línea de flujo en superficie.
Las condiciones de cierre de la válvula pueden ser modificadas mediante la
variación del diámetro del orificio que posee el mecanismo de cierre, dependiendo
de las condiciones de flujo en el pozo.
3.5.2.4 Válvula De Seguridad “Serie W”
Tiene las mismas características y operación de las válvulas de “Serie V”; pero
tiene un diseño de mayor longitud, lo que aumenta la capacitad de producción de
la válvula.
3.5.3 VÁLVULAS DE SEGURIDAD DE CONTROL DEL ANULAR33
Son válvulas diseñadas especialmente para completaciones de pozos que
requieren control de flujo tanto en la tubería de producción, como en el espacio
anular. Las dos vías de flujo pueden ser controladas por la misma línea de control,
o por líneas separadas.
Este tipo de válvulas generalmente se asientan con presión hidrostática; de la
misma forma que una empacadura hidrostática; ya que posee sellos, cuñas y
elementos de empaque.
La operación para controlar el flujo en el tubing es el mismo que las válvulas de
tubería: posicionamiento normalmente cerrado de una flapper, apertura con
presión de control en superficie y retorno a la posición normal con la pérdida de la
resión de control.
La para controlar el flujo en el anular se accionan los elementos deslizantes de la
válvula, de manera similar a la operación de una camisa, de tal forma que se
puede controlar el flujo en el pozo.
33
Las especificaciones para las Válvulas de Seguridad de Control del Anular se detallan en el Anexo 3.15.
93
Las válvulas que se pueden utilizar para controlar el anular se muestran en la
Figura 3.11.
Figura 3.11: Válvulas de seguridad de control del anular.
Fuente: Baker Oil Tools.
3.5.3.1 Válvula de Anular “Modelo RC2”
Este modelo utiliza la línea de control para asentar el colgador de tubería y para
operar la válvula de seguridad. El ID de la herramienta es exactamente el mismo
ID del tubing, por lo que la producción no se altera de ninguna forma.
3.5.3.2 Válvula de Venteo “Modelo VR”
Este tipo de válvulas generalmente se las utiliza en pozos con una completación
de bombeo eléctrico. Normalmente opera abierta para desfogar el gas del pozo,
94
pero puede ser configurada para mantener el trabajo de la bomba sin tener
producción en superficie, ya que al cerrar el flujo por el tubing permite al fluido
bombeado recircular desde el tubing hacia el anular. Esta válvula debe bajar
ensamblada con una empacadura recuperable.
3.5.3.3 Válvula de Anular “Modelo AVLDM”
Está diseñada especialmente para pozos completados con Gas Lift, en los cuales
se requiere inyectar gas por el anular. Cortan la inyección de gas hacia la tubería
de producción, evitando que el fluido se aligere y pueda llegar a superficie.
3.5.3.4 Válvula de Anular “Modelo CASV”
Es una válvula tipo camisa, cuya posición es normalmente cerrada. Cuando existe
presión en la línea de control, ejerce fuerza sobre el pistón que desliza la camisa y
abre la válvula. Se la utiliza en pozos en los que se cuenta con un gran volumen
en el espacio anular.
95
CAPÍTULO 4
SELECCIÓN E IMPLEMENTACIÓN DEL SISTEMA DE
SEGURIDAD APROPIADO
4.1 ANTECEDENTES
El campo Cuyabeno – Sansahuari, en la actualidad no cuenta con ningún sistema
de seguridad incorporado a la operación, de igual manera no se registra ningún
antecedente de instalación de equipos para prevención y control de derrames en
sus facilidades y en las completaciones de sus pozos.
Para conseguir que la selección e implementación del sistema de seguridad sea
la correcta, se debe tener en cuenta parámetros claves, como:
− Requerimientos físicos, logísticos y técnicos del sistema de seguridad.
− Disponibilidad de los recursos y servicios necesarios para la implementación
del sistema.
− Limitaciones del campo que afecten el correcto desempeño del sistema de
seguridad.
− Limitaciones del sistema de seguridad ante la operación del campo.
− Limitaciones físicas de las facilidades.
4.2 CRITERIOS DE SELECCIÓN DEL SISTEMA DE SEGURIDAD
A IMPLEMENTARSE
4.2.1 REQUERIMIENTOS DEL SISTEMA
Básicamente son tres los componentes del sistema de seguridad: válvulas de
seguridad de fondo, actuadores y sistema de control. Los requerimientos técnicos
96
para el óptimo funcionamiento de cada uno de los componentes están dados por
los siguientes parámetros:
− Cantidad necesaria de gas proveniente de la producción, para utilizarlo como
fluído de control en las válvulas de fondo. Actualmente la producción de gas
del campo es de aproximadamente 3084810 pcs/día de los pozos de
Cuyabeno y de 531760 pcs/día de los pozos de Sansahuari, que dan un total
de 3616570 pcs/día para todo el campo.
− Bridas para acoplar los componentes de superficie a las válvulas. Se debe
considerar en el diseño que a pesar de que la válvula cambie el vástago que
cierra la compuerta de las válvulas de superficie no cambia.
− Aceite hidráulico limpio, como fluido de control para los equipos de superficie y
fondo que requieran un sistema de control hidráulico.
− Diseño y cálculo de las variables de control en base a los criterios
recomendados por el fabricante.
− Modificación en los cabezales. Los pozos completados con válvulas de fondo
requieren una modificación en el cabezal para incorporar un capilar adicional
para el paso de la línea de control.
4.2.2 LIMITACIONES PARA LA INSTALACIÓN DEL SISTEMA
Las limitaciones que se pueden presentar en el área de estudio y que pueden
afectar la implementación del sistema, pueden ser de varios tipos.
4.2.2.1 Limitaciones Técnicas
Se presentan cuando todo el instrumental del campo muestra problemas de
compabilidad y adaptación con aguno de los componentes del sistema. Este tipo
de limitación es muy poco común y suele presentarse en condiciones muy
97
extremas de operación, es decir cuando las variables que intervienen en los
equipos se mantienen muy cerca de los límites del diseño.
Para el campo Cuyabeno – Sansahuari no se presenta ninguna operación difícil
que dificulte la instalación y desempeño apropiado de un sistema de seguridad.
4.2.2.2 Limitaciones Físicas
Se refieren a la logística y a las condiciones ambientales. Las líneas de
producción e inyección del campo no presentan mayor dificultad logística para la
instalación de dispositivos de medición y control. La completación de los pozos,
es la misma en casi todos los pozos.
4.2.2.3 Limitaciones Económicas
El manejo económico de la operadora Petroproducción no depende directamente
de sus autoridades, sino del Estado; razón por la cual la inversión en proyectos de
investigación es muy limitada. Se puede considerar el factor económico como una
fuerte limitación al momento de implementar un sistema más complejo y de mayor
tecnología.
4.3 SELECCIÓN DE LOS COMPONENTES DEL SISTEMA
4.3.1 SELECCIÓN DE LAS VÁLVULAS DE SUPERFICIE
Para la selección de los actuadores en superficie se debe analizar las líneas de
flujo en las cuales van a ser instalados; específicamente la presión y temperatura
de operación, y el diámetro nominal de las líneas.
Considerando las especificaciones para actuadores mostradas en los Anexos 3.2
y 3.5, y comparándolas con las carácterísticas de las líneas de flujo del campo
descritas en el Capítulo I, se selecciona el actuador apropiado.
98
La Tabla 4.1 presenta los modelos de actuadores y el cumplimiento que tienen
con las características de las líneas de producción e inyección del campo.
Tabla 4.1: Características de las líneas de flujo para la selección de la válvula de seguridad de superficie apropiada.
VÁLVULAS DE SEGURIDAD DE SUPERFICIE
ACTUADORES HIDRÁULICOS ACTUADORES NUEMÁTICOS CARACTERÍSTICAS DE
LAS LÍNEAS DE FLUJO DEL CAMPO CUYABENO –
SANSAHUARI G
ateM
aste
r
Mo
del
o C
Mo
del
o
CS
WC
Wir
eMas
ter
Mo
del
o E
Mo
del
o J
Mo
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Mo
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Mo
del
o S
H
Pn
euM
aste
r
Tip
o P
istó
n
Dia
-Fle
x
Mo
del
o
DA
V
Líneas de producción Diámetro exterior de 4 ½” X X X X X X Diámetro exterior de 2 �” X X X X X X X X Presión de operación hasta 300 lppc X X X X X X X X X X Temperatura de operación igual a la temperatura ambiente (~ 60° F) X X X X X X X X X X X X X
Líneas de inyección Diámetro exterior de 8 �” X X Diámetro exterior de 6 �” X X X X X X X Diámetro exterior de 4 ½” X X X X X X Diámetro exterior de 3 ½” X X X X X X X X X X X Diámetro exterior de 2 �” X X X X X X X X Presión de operación hasta 3750 lppc X X X X X X X X X Temperatura de operación igual a la temperatura ambiente (~ 60° F) X X X X X X X X X X X X X
Elaborado por: Eduardo García.
De la Tabla 4.1 se concluye que:
− No se puede operar las líneas de inyección con actuadores neumáticos,
debido a la máxima presión de operación que soportan (Anexo 3.5).
− Los actuadores hidráulicos más idóneos son los Modelos C y E, ya que
cumplen con las características de las líneas de producción, y también con las
características de las líneas de inyección de diámetros menores.
− Para las líneas de inyección de diámtros mayores, el Modelo J es el más
apropiado por acoplarse a válvulas de mayor tamaño.
99
− Es conveniente revisar el costo de los actuadores, ya que técnicamente ambos
modelos satisfacen los requerimientos operativos de las líneas del campo.
4.3.2 SELECCIÓN DE LAS VÁLVULAS DE SUBSUELO
La selección de la válvula de seguridad de subsuelo requiere de información
específica para cada pozo de un campo. En el caso del campo Cuyabeno –
Sansahuari se puede generalizar la selección de las válvulas de seguridad de
fondo por las siguientes razones:
− Entrampamiento y estructura geológica semejante a lo largo de todo el campo.
Lo que implica características de yacimiento semejantes en las zonas
productoras, como presión y temperatura.
− Pozos productores verticales (a excepción del CUY-24D y el SSH-12D).
− Predominio de bombeo hidráulico como sistema de levantamiento artificial, con
gran similitud en el completamiento de las cavidades hidráulicas. Únicamente
7 pozos se encuentran en producción con un completamiento eléctrico
sumergible.
− Casing de revestimiento de 7” y 26 lbs/pie en todos los pozos productores.
− Tubing de producción o inyección de 3 ½” en la gran mayoría de pozos.
Con las consideraciones mencionadas anteriormente se puede determinar la
válvula idónea de acuerdo a las características y especificaciones mencionadas
en el Capítulo III y en los Anexos 3.12, 3.13 y 3.15.
La Tabla 4.2 presenta los modelos y tipos de válvulas de seguridad de subsuelo y
el cumplimiento que tienen con las características de los pozos productores del
campo. Las características presentadas en esta tabla, son las que predominan y
abarcan todos los pozos del campo.
100
Tabla 4.2: Características de los pozos del campo Cuyabeno – Sansahuari para la selección de la válvula de seguridad de subsuelo apropiada.
VÁLVULAS DE SEGURIDAD DE SUBSUELO
RECUPERABLES CON TUBERÍA
RECUPERABLES CON WIRELINE
CONTROL DEL ANULAR CARACTERÍSTICAS
PRESENTES EN LOS POZOS DEL CAMPO
CUYABENO - SANSAHUARI
Sel
ecT
Tit
an
Cem
entS
afe
On
yx
Rea
lm
Nep
tun
e
Mo
del
o V
Mo
del
o J
Mo
del
o A
Mo
del
o W
RC
2
VR
AV
LD
M
CA
SV
Completación para bombeo hidráulico (inyección por el tubing y recobro por el anular)
X X
Completación para bombeo eléctrico sumergible
X X X X X X X X X X X X X X
Temperatura promedio en los yacimientos: 205° F
X X X X X X X X X X X X X X
Máxima presión del yacimiento U: 3270 lppc.
X X X X X X X X X X X X X X
Máxima presión del yacimiento T: 3338 lppc.
X X X X X X X X X X X X X X
Máxima presión de cabeza presente en los pozos: 220 lppc
X X X X X X X X X X X X X X
Diámetro interno del casing: 7”
X X X X X X X X X X
Diámetro externo del tubing: 3 ½ “
X X X X X X X X X X
Profundidad aproximada de las bombas: 7000 pies
X X X X X X X X X X X X X X
Elaborado por: Eduardo García.
Según con lo presentado en la Tabla 4.2, se concluye que:
− Para los pozos completados con bombas eléctricas, se puede utilizar válvulas
recuperables por tubería, a excepción del modelo Titan, el cual no se adapta al
tamaño del tubing.
− Para los pozos completados con bombeo hidráulico se puede utilizar una
válvula recuperable con wireline, como es el caso del Modelo J que es una
válvula de inyección; o una recuperable con tubería, como es el caso del
modelo RC2, que sella el anular y controla su flujo.
101
− Se descarta el uso de válvulas de control del anular debido al no acoplamiento
con el tamaño del tubing de producción.
− Las válvulas como los modelos CementSafe, Onyx, Realm, Neptuno, Modelo J
y Modelo A, si bien se adaptan correctamente a las características de los
pozos, tienen utilidades y ventajas adicionales para las que fueron
específicamente diseñadas, pero que no son necesarias en los pozos de estos
campos; esto hace que su costo aumente, y el factor económico incide
enormemente en la implementación del sistema de seguridad, ya que se
busca optimizar recursos.
− La válvula de seguridad de fondo más apropiada para sistemas de
levantamiento artificial con BES es el modelo SelectT, ya que es una válvula
estándar, de bajo costo relativo y que cumple perfectamente con todos los
requerimientos de los pozos del campo.
4.3.3 SELECCIÓN DEL SISTEMA DE CONTROL
El sistema de control requerido para operar las válvulas de seguridad de
superficie necesariamente debe ser hidráulico, ya que las líneas de inyección
operan con altos diferenciales de presión y no pueden ser intervenidas con
actuadores neumáticos. Para las válvulas de fondo se puede utilizar presión de
control hidráulica o neumática, por lo que el sistema de control hidráulico puede
ser generalizado.
Tomando en cuenta el aspecto económico, la instalación de paneles
hidráulicos/neumáticos de control multipozos, el tendido de grandes longitudes de
líneas de control y la incorporación de sistemas de control automatizado tipo
SCADA; se requiere de una inversión considerablemente alta, por lo que para el
diseño del sistema de seguridad se considera el sistema de control hidráulico
autocontenido, por las siguientes razones adicionales:
− Bajo costo comparado a sistemas de control multipozos.
102
− Instalación sencilla.
− Ubicación en puntos con logística complicada.
4.3.4 DISTRIBUCIÓN DE LOS EQUIPOS
Los componentes del sistema que han sido seleccionados, se distribuyen en el
campo tomando en cuenta las siguientes consideraciones:
− Para los pozos completados para BES y que poseen mayor producción se va
a utilizar una válvula de fondo y un actuador en superficie controlados por un
sistema de autocontenido de doble bomba hidráulica (DPC, Dual Pump
Control).
− Para el resto de pozos con BES se va a utilizar un actuador en superficie
controlado por un sistema autocontenido de bomba simple (SPC, Single Pump
Control).
− Para los pozos que producen con el Sistema Power Oil se va utilizar un
actuador ubicado en la válvula wing del cabezal y varios actuadores ubicados
en varios puntos de la línea de inyección; todos controlados por sistemas
autociontenidos de bomba simple.
Con las consideraciones antes mencionadas, la Tabla 4.3 muestra la distribución
de los componentes del sistema de seguridad en el campo.
Tabla 4.3: Componentes del sistema de seguridad de acuerdo al tipo de levantamiento artificial.
POZO EQUIPO DE SUPERFICIE
EQUIPO DE SUBSUELO
SISTEMA DE CONTROL
UBICACIÓN
CUY-02 Actuador hidráulico
“Modelo C” -
Autocontenido SPC
Cabezal Línea de inyección
CUY-03 Actuador hidráulico
“Modelo C” -
Autocontenido SPC
Cabezal Línea de inyección
CUY-06 Actuador hidráulico
“Modelo C” -
Autocontenido SPC
Cabezal Línea de inyección
CUY-07 Actuador hidráulico
“Modelo C” -
Autocontenido SPC
Cabezal Línea de inyección
CUY-08 Actuador hidráulico
“Modelo C” -
Autocontenido SPC
Cabezal Línea de inyección
103
Continuación de la Tabla 4.3.
POZO EQUIPO DE SUPERFICIE
EQUIPO DE SUBSUELO
SISTEMA DE CONTROL
UBICACIÓN
CUY-09 Actuador hidráulico
“Modelo C” -
Autocontenido SPC
Cabezal Línea de inyección
CUY-10 Actuador hidráulico
“Modelo C” -
Autocontenido SPC
Cabezal Línea de inyección
CUY-11 Actuador hidráulico
“Modelo C” -
Autocontenido SPC
Cabezal Línea de inyección
CUY-14 Actuador hidráulico
“Modelo C”
Válvula recuperable con tubería “SelectT”
Autocontenido DPC
Cabezal Completación
CUY-15 Actuador hidráulico
“Modelo C” -
Autocontenido SPC
Cabezal Línea de inyección
CUY-16 Actuador hidráulico
“Modelo C” -
Autocontenido SPC
Cabezal Línea de inyección
CUY-19 Actuador hidráulico
“Modelo C” -
Autocontenido SPC
Cabezal Línea de inyección
CUY-20 Actuador hidráulico
“Modelo C” -
Autocontenido SPC
Cabezal Línea de inyección
CUY-21 Actuador hidráulico
“Modelo C” -
Autocontenido SPC
Cabezal Línea de inyección
CUY-22 Actuador hidráulico
“Modelo C”
Válvula recuperable con tubería “SelectT”
Autocontenido DPC
Cabezal Completación
CUY-23 Actuador hidráulico
“Modelo C”
Válvula recuperable con tubería “SelectT”
Autocontenido DPC
Cabezal Completación
CUY-24D Actuador hidráulico
“Modelo C” -
Autocontenido SPC
Cabezal Línea de inyección
CUY-25 Actuador hidráulico
“Modelo C” -
Autocontenido SPC
Cabezal
CUY-26 Actuador hidráulico
“Modelo C” -
Autocontenido SPC
Cabezal
CUY-27 Actuador hidráulico
“Modelo C”
Válvula recuperable con tubería “SelectT”
Autocontenido DPC
Cabezal Completación
SSH-02 Actuador hidráulico
“Modelo C” -
Autocontenido SPC
Cabezal Línea de inyección
SSH-04 Actuador hidráulico
“Modelo C” -
Autocontenido SPC
Cabezal Línea de inyección
SSH-05 Actuador hidráulico
“Modelo C” -
Autocontenido SPC
Cabezal Línea de inyección
SSH-06 Actuador hidráulico
“Modelo C” -
Autocontenido SPC
Cabezal Línea de inyección
SSH-07 Actuador hidráulico
“Modelo C” -
Autocontenido SPC
Cabezal Línea de inyección
SSH-08 Actuador hidráulico
“Modelo C” -
Autocontenido SPC
Cabezal Línea de inyección
SSH-09 Actuador hidráulico
“Modelo C” -
Autocontenido SPC
Cabezal Línea de inyección
SSH-10 Actuador hidráulico
“Modelo C” -
Autocontenido SPC
Cabezal Línea de inyección
SSH-11 Actuador hidráulico
“Modelo C” -
Autocontenido SPC
Cabezal Línea de inyección
SSH-12D Actuador hidráulico
“Modelo C”
Válvula recuperable con tubería “SelectT”
Autocontenido DPC
Cabezal Completación
Elaborado por: Eduardo García.
104
4.4 PUNTOS DE CONTROL
Inicialmente se debe comprender y diferenciar el objetivo de establecer un “Punto
de Control”, ya que puede ser determinado para un Plan de Contingencias y para
un Plan de Manejo Operativo.
Dentro de un plan de contingencias se determinan y ubican puntos estratégicos
en los cuales se puede parar y contener el impacto producido por un evento
contingente, para iniciar la remediación del área afectada. Estos puntos se
generan teniendo en cuenta parámetros claves, como el acceso que brinde la
logística, la cobertura terrestre y fluvial que se brinde al área designada; y
cualquier facilidad que ayude a controlar el evento contingente.
Por otro lado, dentro de un Plan de Manejo Operativo, no se determinan puntos
de control del evento contingente, sino puntos en los cuales se pueden controlar
procesos definidos de la operación.
Según la distribución de los componentes del sistema de seguridad, establecida
en la Tabla 4.3, la ubicación de los puntos de control se presenta en la Tabla 4.4.
Tabla 4.4: Ubicación de los puntos de control operativos en el área de estudio34.
UBICACIÓN DEL SISTEMA PUNTO DE CONTROL
No. DESCRIPCIÓN LOCALIZACIÓN
(UTM) S F
PC-01 Válvula en la línea principal de fluido motriz (Estación Sansahuari)
La: 10012494.028 Lo: 356024.933
X
PC-02 Cabezal del pozo SSH-06 La: 10011815.860 Lo: 355989.240
X
PC-03 Cabezal del pozo SSH-04 La: 10010844.020 Lo: 355924.980
X
PC-04 Cabezal del pozo SSH-07 La: 10010140.660 Lo: 355839.110
X
PC-05 Cabezal del pozo SSH-02 La: 10009561.160 Lo: 356291.300
X
PC-06 Válvula en la línea principal de fluido motriz
La: 10008853.338 Lo: 355696.557
X
34
El mapa de ubicación de los Puntos de Control en el área de estudio, se presenta en el Anexo 4.1.
105
Continuación de la Tabla 4.4.
UBICACIÓN DEL SISTEMA PUNTO DE CONTROL
No. DESCRIPCIÓN LOCALIZACIÓN
(UTM) S F
PC-07
Válvula en la línea de fluido motriz que alimenta a los pozos SSH-05, SSH-11, SSH-08, SSH-10 y SSH-09.
La: 10008096.645 Lo: 355710.834
X
PC-08 Cabezal del pozo SSH-05 La: 10008804.640 Lo: 356162.270
X
PC-09 Cabezal del pozo SSH-11 La: 10008340.780 Lo: 356886.220
X
PC-10 Cabezal del pozo SSH-08 La: 10008096.000 Lo: 356129.270
X
PC-11 Cabezal del pozo SSH-10 La: 10007675.842 Lo: 356772.801
X
PC-12 Válvula en la línea principal de fluido motriz
La: 10007104.379 Lo: 355182.577
X
PC-13 Cabezal del pozo SSH-09 La: 10007405.700 Lo: 356107.730
X
PC-14 Cabezal y completación del pozo SSH-12D
La: 10006927.160 Lo: 356808.580
X X
PC-15 Cabezal y completación del pozo CUY-14
La: 10006548.250 Lo: 356101.070
X X
PC-16 Cabezal y completación del pozo CUY-23
La: 10005913.700 Lo: 356587.790
X X
PC-17 Cabezal del pozo CUY-25 La: 10005425.000 Lo: 357040.000
X
PC-18 Cabezal del pozo CUY-09 La: 10005312.700 Lo: 356228.250
X
PC-19 Cabezal del pozo CUY-21 La: 10004840.962 Lo: 356971.828
X
PC-20 Válvula en la línea principal de fluido motriz
La: 10005391.113 Lo: 355782.220
X
PC-21 Cabezal del pozo CUY-24D La: 10004275.000 Lo: 357319.250
X
PC-22 Cabezal del pozo CUY-08 La: 10004065.540 Lo: 356669.640
X
PC-23 Cabezal del pozo CUY-22 La: 10003625.420 Lo: 357411.120
X X
PC-24 Cabezal del pozo CUY-03 La: 10003337.780 Lo: 356755.360
X
PC-25 Cabezal del pozo CUY-11 La: 10003082.850 Lo: 357997.760
X
PC-26 Cabezal del pozo CUY-15 La: 10002897.670 Lo: 357363.070
X
PC-27 Válvula en la línea principal de fluido motriz (Estación Cuyabeno)
La: 10003192.422 Lo: 357309.882
X
PC-28
Válvula en la línea de fluido motriz (Estación Cuyabeno) que alimenta a los pozos CUY-11, CUY-16 y CUY-20
La: 10003156.729 Lo: 357416.962
X
PC-29 Cabezal del pozo CUY-16 La: 10002707.370 Lo: 358449.820
X
PC-30 Cabezal del pozo CUY-20 La: 10002439.220 Lo: 357916.990
X
106
Continuación de la Tabla 4.4.
UBICACIÓN DEL SISTEMA PUNTO DE CONTROL
No. DESCRIPCIÓN LOCALIZACIÓN
(UTM) S F
PC-31 Cabezal del pozo CUY-26 La: 10002314.000 Lo: 359110.250
X
PC-32 Cabezal del pozo CUY-02 La: 10002121.940 Lo: 357236.750
X
PC-33 Cabezal del pozo CUY-07 La: 10001881.580 Lo: 358462.170
X
PC-34 Cabezal del pozo CUY-19 La: 10001640.770 Lo: 357950.130
X
PC-35 Cabezal y completación del pozo CUY-27
La: 10001244.000 Lo: 358439.250
X X
PC-36 Cabezal del pozo CUY-06 La: 10001064.860 Lo: 357804.720
X
PC-37 Cabezal del pozo CUY-10 La: 10000784.010 Lo: 359058.700
X
PC = Punto de control, La = Latitud, Lo = Longitud, S = Superficie, F = Fondo
Elaborado por: Eduardo García.
4.5 CÁLCULO DE LAS VARIABLES DEL SISTEMA
Los componentes del sistema de seguridad deben ser dimensionados en base a
variables específicas para la operación, especialmente las diferentes presiones
que intervienen en el diseño.
4.5.1 VARIABLES PARA EL EQUIPO DE SUBSUELO
El diseño de las válvulas de fondo se realizará para cinco pozos con BES. El
diseño se basa en el cálculo de tres parámetros fundamentales:
− Profundidad de asentamiento de la válvula.
− Presión de apertura de la válvula.
− Presión de cierre de la válvula.
4.5.1.1 Profundidad De Asentamiento De Las Válvulas De Fondo
Para el cálculo de profundidad de asentamiento se efectúa un balance de fuerzas
a lo largo de la válvula, considerando todas las fuerzas que actúan hacia abajo y
hacia arriba paralelas al eje concéntrico (eje de torque) de la válvula.
107
Las fuerzas que interactúan en la válvula son:
− Fuerza hidrostática en la cabeza, Fwh
− Peso de las partes en movimiento de la válvula, W
− Fricción acumulada de las partes en movimiento, Ff
− Fuerza neta de la espira de la válvula, Fs
Realizando un sumatorio de fuerzas en equilibrio en el eje vertical se puede
obtener la profundidad de asentamiento de la válvula, como se muestra a
continuación:
�F = 0
Fs – Fwh – W – Ff = 0
Fs – ( Sd * g * A * SF ) – W – Ff = 0
Sd = ( Fs – W – Ff ) / ( g * A * SF ) � Ecuación 4.1
Donde: Sd = profundidad de asentamiento de la válvula, pies
g = gradiente del fluido hidráulico de control, lppc/pie
A = área del pistón de la válvula, pulgadas cuadradas
SF = factor de seguridad proporcionado por el fabricante
La fricción acumulada, puede ser considera como a un equivalente de la fuerza
hidrostática del fluido en el interior de la herramienta, la cual puede ser obtenida
considerando el diámetro interno y la longitud de la herramienta.
Ff = Lv * gfv = Lv * gagua * SGfv � Ecuación 4.2
Donde: Lv = longitud total de la válvula, pies
gfv = gradiente del fluido en la válvula, lppc/pie
gagua = gradiente del agua (0.433 lppc/pie)
SGfv = gravedad específica del fluido en la válvula
108
La variable W equivale al peso del Tubo de Flujo, que es la única parte móvil de la
válvula modelo SelectT, y se desplaza hacia abajo empujando la flapper y
acoplándose al Flapper Housing del Bottom Connector de la válvula.35
W = Wtf = 9.3 ( Ltf * IDválvula ) / 2.992 � Ecuación 4.3
Donde: Wtf = Peso del tubo de flujo de la válvula, lbs
Ltf = longitud del tubo de flujo de la válvula, pies
IDválvula = diámetro interno de la válvula, pulgadas
El fabricante da un valor máximo al cual asentar la válvula, dependiendo de su
modelo y su tamaño. Este valor se lo considera despreciando la fricción
acumulada y el peso de las partes en movimiento de la válvula. Se lo tiene como
referencia para utilizarlo por defecto en caso de no poseer datos necesarios, para
calcular la profundidad de asentamiento. Considerando las Ecuaciónes 4.1, 4.2, y
4.3 la Tabla 4.5 muestra las profundidas de asentamiento de las válvulas de fondo
para los pozos seleccionados del campo.
Tabla 4.5: Cálculo de la profundidad de asentamiento de las válvulas de seguridad de fondo.
CUY-14 CUY-22 CUY-23 CUY-27 SSH-12D Modelo de la válvula SelectT SelectT SelectT SelectT SelectT
Tamaño, (pulg) 3.50 3.50 3.50 3.50 3.50* Max ODválvula, (pulg) 5.70 5.70 5.70 5.70 5.70* IDválvula, (pulg) 2.875 2.875 2.875 2.875 2.875* Fs, (lbs) 234.0 234.0 234.0 234.0 234.0* Ltf, (pies) 2.955 2.955 2.955 2.955 2.955
W, (lbs) 27.48 27.48 27.48 27.48 27.48° API 30.20 29.90 27.80 27.80 29.90SGfv = 141.5 / (131.5 + ° API) 0.875 0.877 0.888 0.888 0.877Lv, (pies) 4.50 4.50 4.50 4.50 4.50Ff, (lbs) 1.705 1.709 1.730 1.730 1.709
** g, (lppc/pie) 0.354 0.354 0.354 0.354 0.354* A, (pulg2) 0.249 0.249 0.249 0.249 0.249
** SF 1.15 1.15 1.15 1.15 1.15* Max Sd = Fs / (g * A * SF), (pies) 2308.42 2308.42 2308.42 2308.42 2308.42
Sd, (pies) 2020.51 2020.47 2020.27 2020.27 2020.47* Factores proporcionados por el fabricante dependiendo del modelo y tamaño de la válvula. ** Factores recomendados por el fabricante para dimensionar válvulas de seguridad de fondo.
Fuente: Petroproducción, Baker Oil Tools. Elaborado por: Eduardo García.
35
El acople de partes de la válvula de seguridad de subsuelo “SelectT” se presenta en el Anexo 4.2.
109
La profundidad de asentamiento óptima que recomienda el fabricante para este
modelo de válvula en el tamaño de 3 ½” es de 2000 pies, con un máximo de 2300
pies; en base a los cálculos del diseño como se confirma con los resultados de la
Tabla 4.5.
4.5.1.1.1 Ajuste De La Profundidad De Asentamiento
La profundidad de asentamiento de la válvula debe ser ajustada a la completación
del pozo cuando se incorpora a un diseño sin válvula de seguridad. Este ajuste se
realiza con el fin de variar lo menos posible los parámetros iniciales del diseño.
La longitud de la válvula es de 4.5 pies, a la cual se debe incluir un perfil de
asentamiento que incrementa la longitud de la válvula a 5.2 pies.
Considerando un tubing de producción con juntas de aproximadamente 31 pies de
longitud, las profundidades de asentamiento36 varían de 2020 pies a 2015 pies
para los pozos CUY-14, CUY-23 y SSH-12D; a 2005 pies para el pozo CUY-22 y
a 2026 pies para el pozo CUY-27.
4.5.1.2 Presión De Control Para Las Válvulas De Fondo
La presión de control constituye la presión mínima que requiere la válvula para
mantener abierta la flapper.
Al igual que la profundidad de asentamiento, las presiones de apertura y cierre se
determinan partiendo de un análisis de fuerzas en la válvula, en el cual
intervienen las siguientes fuerzas:
− Fuerza ejercida por la presión de control, Fpc
− Peso de las partes en movimiento, W
36
Los diagramas de completación de los pozos con la válvula de seguridad de fondo y los ajustes en
profundidad de los diseños se presentan en el Anexo 4.3.
110
− Fuerza mínima del resorte con la válvula en posición abierta, Fo
− Fuerza mínima del resorte con la válvula en posición cerrada, Fc
− Fricción acumulada de las partes en movimiento, Ff
Realizando un sumatorio de las fuerzas antes mencionadas se tiene para la
apertura de la válvula:
�F = 0
Fo – W + Ff – Fpc = 0
Fo – W + Ff – ( Po * A ) = 0
Po = ( Fo + Ff – W ) / A � Ecuación 4.4
Para el cierre de la válvula se tiene:
�F = 0
Fc – W – Ff – Fpc = 0
Fo – W – Ff – ( Pc * A ) = 0
Pc = ( Fc + Ff + W ) / A � Ecuación 4.5
Donde: Po = presión de control para la apertura de la válvula, lppc
Pc = presión de control para el cierre de la válvula, lppc
A = área del pistón de la válvula, pulgadas cuadradas
Existe otro método para calcular las presiones de apertura y cierre, el cual no
considera la fricción acumulada ni el peso de las partes en movimiento. Por lo
general se lo utiliza en campo cuando se realizan las pruebas de apertura y cierre
de la válvula cuando se está completando el pozo.
La presión de apertura se obtiene de la Ecuación 4.6:
Po = P’o + Pwh + �P � Ecuación 4.6
Y la presión de cierre se obtiene de la Ecuación 4.7:
111
Pc = P’o – �P � Ecuación 4.7
Donde: P’o = presión mínima de apertura de la válvula, lppc
Pwh = presión esperada en el cabezal, lppc
�P = caída de presión por defecto (100 @ 200 lppc)
Considerando los cálculos anteriormente realizados para la profundidad de
asentamiento de la válvula (mostrados en la Tabla 4.5) y las Ecuaciones desde la
4.3 a la 4.7, se tiene las presiones de control, como se muestra en la Tabla 4.6.
Tabla 4.6: Cálculo de las presiones de apertura y cierre de las válvulas de seguridad de fondo.
CUY-14 CUY-22 CUY-23 CUY-27 SSH-12D Modelo de la válvula SelectT SelectT SelectT SelectT SelectT Tamaño, (pulg) 3.50 3.50 3.50 3.50 3.50
* Fo, (lbs) 547.80 547.80 547.80 547.80 547.80* Fc ,(lbs) 423.30 423.30 423.30 423.30 423.30
W, (lbs) 27.48 27.48 27.48 27.48 27.48Ff, (lbs) 1.705 1.709 1.730 1.730 1.709
* A , (pulg2) 0.249 0.249 0.249 0.249 0.249 Po, (lppc) 2096.49 2096.50 2096.59 2096.59 2096.50 Pc, (lppc) 1582.79 1582.76 1582.69 1582.69 1582.76** �P, (lppc) 190.00 170.00 150.00 150.00 170.00
Pwh, (lppc) 280.00 110.00 300.00 150.00 280.00* P’o, (lppc) 1700.00 1700.00 1700.00 1700.00 1700.00 Po, (lppc) 2170.00 1980.00 2150.00 2000.00 2150.00 Pc, (lppc) 1510.00 1550.00 1550.00 1550.00 1530.00* Factores proporcionados por el fabricante dependiendo del modelo y tamaño de válvula. ** Factores recomendados por el fabricante para dimensionar válvulas de seguridad de fondo.
Fuente: Petroproducción, Baker Oil Tools. Elaborado por: Eduardo García.
4.5.2 VARIABLES PARA EL EQUIPO DE SUPERFICIE
El dimensionamiento de las válvulas de superficie está basado básicamente en
tres características:
− Presión de operación de la válvula y la línea de flujo.
− Tamaño de válvula y de la línea.
− Presión de control en el actuador.
− Presión medida por los sensores (pilotos).
112
4.5.2.1 Presión De Control En El Actuador
Los actuadores seleccionados para el sistema son el “Modelo C” y el “Modelo J”.
La presión que controla estos actuadores está basada en ecuaciones de cálculo
proporcionadas por el fabricante, dependiendo de la presión en la válvula en la
cual se coloca el actuador.
El diámetro del pistón del actuador depende del modelo y tipo de válvula a usarse,
la selección del tamaño del pistón se relaciona directamente con la presión de
control, ya que con un mayor diámetro de pistón se requiere una menor presión
de control.
Las válvulas que se van a utilizar para montar los actuadores pueden ser de dos
clases:
− Válvula de compuerta estándar de acero inoxidable 316, bridada con presión
nominal de hasta 250 lppc a 73° F.
− Válvula de compuerta de alta presión de aleación de acero, bridada, sellos
metal-metal de alta resistencia y presión de 5000 lppc.
En las válvulas estándar puede haber variaciones en la presión nominal de la
válvula dependiendo de su tamaño.
Siguiendo las especificaciones presentadas en el Anexo 3.2, para un actuador
Modelo C con pistón de 3”, la presión de control será:
Para línea de 2 �” con válvula de 2”:
Pc = ( 0.362 * Pv ) + 140 � Ecuación 4.8
Para línea de 2 �” con válvula de 2.5”:
Pc = ( 0.416 * Pv ) + 140 � Ecuación 4.9
113
Para línea de 3 ½” con válvula de 3”:
Pc = ( 0.570 * Pv ) + 140 � Ecuación 4.10
Para línea de 4 ½” con válvula de 4”:
Pc = ( 0.827 * Pv ) + 140 � Ecuación 4.11
Donde: Pc = presión de control del actuador, lppc
Pv = presión en la válvula, lppc
Para una el mismo modelo de actuador hidráulico, con pistón de 4”, la presión de
control está dada por las siguientes ecuaciones:
Para línea de 3 ½” con válvula de 3”:
Pc = ( 0.306 * Pv ) + 75 � Ecuación 4.12
Para línea de 4 ½” con válvula de 4”:
Pc = ( 0.450 * Pv ) + 75 � Ecuación 4.13
Para línea de 6 �” con válvula de 6”:
Pc = ( 0.890 * Pv ) + 75 � Ecuación 4.14
Donde: Pc = presión de control del actuador, lppc
Pv = presión en la válvula, lppc
Para un actuador Modelo J con pistón de 5”, la presión de control será:
Para línea de 8 �” con válvula de 8”:
Pc = ( 0.798 * Pv ) + 75 � Ecuación 4.15
114
Considerando las Ecuaciones desde la 4.8 a la 4.15, se calculan las presiones de
control para los actuadores montados en las válvulas de superfice, como se
muestra en la Tabla 4.7.
Tabla 4.7: Presiones de control para los actuadores en superficie.
ACTUADOR VALVULA
TIPO PISTÓN (pulg)
TIPO TAMAÑO
(pulg)
PRESION DE LA VÁLVULA
(lppc)
PRESIÓN DE CONTROL
(lppc)
2 150 194.30 2 ½ 150 202.40 3 150 225.50
3 Estándar
4 235 334.35 2 5000 1050.0
2 ½ 5000 1195.0 3 5000 1605.0 4 5000 2325.0
Modelo C
4 Alta presión
6 5000 4525.0 Modelo J 5 Alta Presión 8 5000 4065.0
Elaborado por: Eduardo García.
4.5.3 VARIABLES EN EL SISTEMA DE CONTROL
4.5.3.1 Dimensiones De La Línea De Control
La línea de control que se va a utilizar tanto para las válvulas de superficie, como
para las de fondo es la misma y debe cumplir con las siguientes características:
− Tamaño: diámetro externo de de ¼”, diámetro interno de 0.152” y peso de
0.185 lb/pie.
− Resistencia a la abrasión.
− Cumplimiento de normas de seguridad para resistencia de alta presión
(ASTMA 269)37.
− Conexiones (fittings) de presión tipo contratuerca con sellos aislantes tipo
metal-metal. Las dimensiones de los fittings son: diámetro externo de 0.437”,
diámetro interno de 0.257” y longitud de 0.795”.
37
La Norma ASTMA 269 hace referencia al material de fabricación, que para líneas de control de alta presión
debe ser una aleación de nickel, monel y polietileno de alta densidad.
115
Figura 4.1: Conectores para la línea de control (fittings).
Fuente: Baker Oil Tools.
La longitud total de línea de control que requiere cada uno de los componentes
del sistema está dada por la ubicación que tienen.
Se debe considerar la profundidad de asentamiento de las válvulas de fondo y la
ubicación de los actuadores y sensores de presión en superficie.
Considerando la ubicación de los puntos de control operativos, la distancia de
líneas de control requerida por el sistema se muestra en la Tabla 4.8.
Tabla 4.8: Logitud total de línea de control, requerida por el sistema de seguridad.
DESCRIPCIÓN TRAMO DISTANCIA
(m) CUY-14 Válvula de fondo Cabezal 615.70 CUY-22 Válvula de fondo Cabezal 615.70 CUY-23 Válvula de fondo Cabezal 615.70 CUY-27 Válvula de fondo Cabezal 618.74
SSH-12D Válvula de fondo Cabezal 615.70 Sistemas de
control (Cuyabeno)
Sensores en la línea
Pilotos de alta-baja presión
20.00
Sistemas de control
(Sansahuari)
Sensores en la línea
Pilotos de alta-baja presión
10.00
Sistemas de control
(Cuyabeno)
Salida de componentes de
los sistemas
Entrada de componentes de
los sistemas 15.00
Sistemas de control
(Sansahuari)
Salida de componentes de
los sistemas
Entrada de componentes de
los sistemas 7.50
DISTANCIA TOTAL (m) 3134.04
Elaborado por: Eduardo García.
116
4.5.3.2 Propiedades Del Fluido De Control
Al utilizar el sistema de control autocontenido necesariamente se requiere de
aceite hidráulico como fluido de control. Este aceite debe tener características y
propiedades que cumplan con los requerimientos de presión de las válvulas, tanto
de fondo como de superficie.
El aceite hidráulico, para poder ser utilizado como fluido de control para una alta
presión de trabajo, debe cumplir con los siguientes requerimientos:
− Peso aproximado de 10 lb/gal, o mayor al peso del agua (8.31 lb/gal).
− Viscosidad38 aproximada de 150 SUS @ 100° F, o de 44 SUS @ 210° F.
− Punto de vertencia (pour point) menor a -35° F.
− Punto de encendido de vapores, mayor a 400° F.
− Inhibir la formación de espuma, moho y corrosión.
Existen varias clases de aceites hidráulicos, pero los que recomienda el fabricante
de las válvulas por cumplir a la perfección con los requerimientos antes
mencionados, se presentan en la Tabla 4.9.
Tabla 4.9: Aceites utilizados como fluido de control hidráulico.
MARCA ACEITE Turbin Oil 32
Amoco Industrial 32
Arco Duro S-150 Chevron OC Turbine 32
Citgo Pacemaker T-32 Terrestic 32
Exxon Nuto 32 Turbo 32
Shell Corena 32
Sun Sumbis 916 Texaco Rando HD-32
Fuente: Baker Oil Tools.
38
La viscosidad es experimental y está expresada en SUS (Segundos Universales de Saybolt). Se determina
midiendo el tiempo que tardan 60 cm3 de fluido en fluir a través de un orificio normalizado a una
determinada temperatura.
117
La cantidad total de fluido de control que requiere el sistema se lo puede obtener
en función del volumen que existe en cada unos de los tramos de la línea de
control.
VLC = 0.0009714 * ID2 � Ecuación 4.16
Donde: VLC = Volumen en un tramo de la línea, bls/pie
ID = Diámetro interno de la línea, pulgadas
Considerando la Ecuación 4.16, de forma general se conoce que para la línea de
control de ¼” se tiene:
VLC = 0.0009714 * 0.1522 = 2.24 * 10-5 bls/pie = 11.62 cm3/m
Conociendo la cantidad de aceite hidráulico que requiere el sistema por cada pie
de línea de control; para cada uno de los tramos en los que opera el sistema se
requiere una cantidad determinada de fluido de control, que se muestra en la
Tabla 4.10.
Tabla 4.10: Volumen de fluido de control requerido por el sistema de seguridad.
UBICACIÓN TRAMO DISTANCIA
(m) VOLUMEN
(cm3) CUY-14 Válvula de fondo Cabezal 615.7 7154.4 CUY-22 Válvula de fondo Cabezal 615.7 7154.4 CUY-23 Válvula de fondo Cabezal 615.7 7154.4 CUY-27 Válvula de fondo Cabezal 618.8 7190.5
SSH-12D Válvula de fondo Cabezal 615.7 7154.4 Sistemas de
control (Cuyabeno)
Sensores en la línea de flujo
Pilotos de alta-baja presión
20.00 232.40
Sistemas de control
(Sansahuari)
Sensores en la línea de flujo
Pilotos de alta-baja presión
10.00 116.30
Sistemas de control
(Cuyabeno) Componentes de los sistemas 15.00 174.30
Sistemas de control
(Sansahuari) Componentes de los sistemas 7.50 87.15
VOLUMEN TOTAL (cm3) 36418.25
Elaborado por: Eduardo García.
118
4.5.3.3 Presión En Pilotos Y Sensores
El sistema de control se acciona cuando una variación de la presión en las líneas
está fuera del rango establecido. La presión es medida en el punto donde se
instala la válvula controlada por el actuador y los pilotos que regulan la presión de
control al actuador para cerrar la válvula o mantenerla abierta.
Los pilotos que se van a utilizar no se instalarán con sensores de variación de
flujo por fugas, ya que no son necesarios cuando se utiliza un sistema
autocontenido, si se utilizara un sistema de control con paneles, si serían
necesarios.
Se va a utilizar dos clases de pilotos, uno para un rango de bajas presiones y otro
para un rango de altas presiones. Los pilotos presentan las siguientes
características:
− Rango de presión a medirse en la línea de flujo por el piloto de baja presión:
de 10 a 115 lppc (para SPC y DPC).
− Rango de presión a medirse en la línea de flujo por el piloto de alta presión: de
50 a 450 lppc (para SPC) y de 200 a 750 (para DPC).
− Rango de presión a medirse en la línea de inyección por el piloto de baja
presión: de 500 a 1500 lppc (para SPC).
− Rango de presión a medirse en la línea de inyección por el piloto de alta
presión: de 2000 a 5000 lppc (para SPC).
− Máxima presión de control: 3000 lppc
− Peso: 12 lbs
4.6 PROCEDIMIENTOS DE INSTALACIÓN Y CORRIDA DE
EQUIPOS
Para evitar errores y garantizar el correcto funcionamiento de las válvulas de
subsuelo, los técnicos y operadores deben seguir el siguiente procedimiento:
119
− Inspeccionar todo el equipo en la locación; inspeccionar el equipo necesario
para la corrida del completamiento. Verificar su estado, buenas condiciones
para ser corrido.
− Tomar registro de las dimensiones de los equipos, diámetros externos e
internos, longitudes. Verificar que las dimensiones y el tipo de roscas de la
válvula de seguridad correspondan al tubing donde se va a acoplar.
− Verificar que el tamaño y perfiles de los equipos y partes de la completación
del pozo (camisa, bombas, motor y nipples) sean compatibles con las standing
valves.
− Verificar profundidades de los equipos de completacion.
− Verificar longitud de la línea de control, teniendo en cuenta, que es
recomendable dejar 5 pies de línea de control arriba del tubing hanger una vez
instalada para el manejo en superficie.
− Verificar funcionamiento de la bomba manual de prueba, línea de control,
manómetro y válvula con 3750 lppc durante 40 minutos (presión de trabajo
hasta 5000 lppc). Preparar acoples y conexiones de línea de control en
superficie.
Para los equipos de superficie no existe mayor inconveniente por la facilidad en la
instalación de los equipos.
4.7 FASES DE LA OPERACIÓN CONTROLADAS POR EL
SISTEMA DE SEGURIDAD
La producción de cada uno de los pozos del campo se maneja con independencia,
desde la salida en el yacimiento hasta la llegada al manifold. Cada pozo
constituye una fase de producción independiente, por tal motivo el sistema de
seguridad también controla cada fase independientemente.
Considerando la ubicación de los puntos de control y componentes del sistema de
seguridad, se estima los volúmenes de fluido controlado (petróleo inyectado y
petróleo producido) en cada tramo de los procesos de producción.
120
De la Ecuación 4.16, se tiene que para una línea de flujo cilíndrica el volumen es:
V = 0.0032 * ID2 * L � Ecuación 4.17
Donde: V = volumen en un tramo de la línea, bls
ID = diámetro interno de la línea, pulgadas
L = longitud del tramo, m
El volumen de crudo que se puede controlar en las líneas de flujo del campo es:
Volumen en las Líneas de Producción = 1245.44 bls
Volumen en las Líneas Principales de Inyección = 2385.05 bls
Volumen en las Líneas Secundarias de Inyección = 411.80 bls
Evaluando todas las variables y componentes del sistema de seguridad, se
analiza como se controla el proceso de producción para cada estación de los
campos.
4.7.1 CONTROL DE LA PRODUCCIÓN DE LA ESTACIÓN CUYABENO
La producción del campo que corresponde a la Estación Cuyabeno, se controla
con 20 fases de producción correspondiente a los 20 pozos productores del
campo.
Cada fase de producción es independiente, por lo que la implementación del
sistema de seguridad puede realizarce manera selectiva sin alterar el desempeño
del resto de fases de producción.
La Tabla 4.11 presenta una identificación de cada una de las fases de producción
de los pozos de Cuyabeno, con el detalle de los equipos que se van a instalar, los
tramos controlados con el sistema de seguridad, el volumen controlado (tanto de
producción como de inyección) y los puntos de control operativo que intervienen
en cada fase.
121
Tabla 4.11: Sistema de seguridad en cada fase de producción de la Estación Cuyabeno.
FASE DE PRODUCCIÓN 1
Pozo: CUY-14
Equipo de seguridad:
Válvula de seguridad de fondo de 3 ½” x 2.875”, recuperable con tubería, asentada a 2016 pies, controlada con presión de apertura de 2170 lppc, presión de cierre de 1510 lppc y 7155 cm3 de aceite hidráulico en 615.7 m de línea de control de ¼” x 0.152” (0.185 lbs/pie). Actuador hidráulico Modelo C con pistón de 3” montado sobre válvula master (tubing) de 3”. Controlado con 225.5 lppc. Sistema de control autocontenido de doble bomba en serie, ubicado en el cabezal (actuador) y a accionado fuera de un rango de presiones entre 10 y 750 lppc.
Puntos de control: PC-15
Tramos controlados: Tramo de producción desde el cabezal del pozo al manifold de la Estación Cuyabeno.
Volumen controlado: 65.15 bls
FASE DE PRODUCCIÓN 2
Pozo: CUY-23
Equipo de seguridad:
Válvula de seguridad de fondo de 3 ½” x 2.875”, recuperable con tubería, asentada a 2015 pies, controlada con presión de apertura de 2150 lppc, presión de cierre de 1550 lppc y 7155 cm3 de aceite hidráulico en 615.7 m de línea de control de ¼” x 0.152” (0.185 lbs/pie). Actuador hidráulico Modelo C con pistón de 3” montado sobre válvula master (tubing) estándar de 3”. Controlado con 225.5 lppc. Sistema de control autocontenido de doble bomba en serie, ubicado en el cabezal (actuador) y con pilotos de alta-baja presión en un rango de presiones entre 10 y 750 lppc.
Puntos de control: PC-16
Tramo controlado: Tramo de producción desde el cabezal del pozo al manifold de la Estación Cuyabeno.
Volumen controlado: 89.95 bls
FASE DE PRODUCCIÓN 3
Pozo: CUY-25
Equipo de seguridad:
Actuador hidráulico Modelo C con pistón de 3” montado sobre válvula master (tubing) de 3”. Controlado con 225.5 lppc. Sistema de control autocontenido de bomba sencilla, ubicado en el cabezal (actuador). Pilotos de alta y baja presión con rango prestableido de accionamiento de 10 a 450 lppc.
Puntos de control: PC-17
Tramo controlado: Tramo de producción desde el cabezal del pozo al manifold de la Estación Cuyabeno.
Volumen controlado: 60.87 bls
FASE DE PRODUCCIÓN 4
Pozo: CUY-09 Actuador hidráulico Modelo C con pistón de 3” montado sobre válvula Equipo de seguridad: estándar de compuerta (válvula wing del cabezal) de 2” con acople de
122
Continuación de la Tabla 4.11.
2 �” a 4 ½”. Control de flujo de retorno por anular (casing) con 194.3 lppc. Sistema de control autocontenido de bomba sencilla, ubicado tanto en el cabezal como en las válvulas de alta presión. Pilotos de alta y baja presión con rango prestableido de accionamiento de 10 a 450 lppc para la línea de producción y con rango de 500 a 5000 lppc en la línea de alta presión. Equipo de seguridad: Actuadores hidráulico Modelo J con pistón de 5” montado sobre vávula de compuerta de alta presión de 8” localizada en la lìnea de principal de inyección. Presión de control de 4065 lppc. Actuador hidráulico Modelo C con pistón de 4” montado en válvula de alta presión de 6” ubicada en la Estación Cuyabeno. Controlado con 4525 lppc.
Puntos de control: PC-18, PC-20, PC-27
Tramo controlado:
Tramo del Sistema Power Oil (antigua línea de inyección al pozo CUY-14) hacia el cabezal del pozo. Tramo desde la válvula de de seguridad en la línea principal de fluido motriz hasta la Estación Cuyabeno. Tramo de producción desde el cabezal del pozo al manifold de la Estación Cuyabeno.
Volumen controlado: Volumen de fluido motriz: Volumen de producción: 48.62 bls
La ubicación de los componentes del sistema de seguridad en los puntos de control PC-20 y PC-27 (Estación Cuyabeno) controlan los procesos de producción en las Fases 5, 7, 9 y 11 pertenecientes a la Estación Cuyabeno.
FASE DE PRODUCCIÓN 5
Pozo: CUY-21 Actuador hidráulico Modelo C con pistón de 3” montado sobre válvula estándar de compuerta (válvula wing del cabezal) de 2” con acople de 2 �” a 4 ½”. Control de flujo de retorno por anular (casing) con 194.3 lppc. Sistema de control autocontenido de bomba sencilla, ubicado en la válvula de retorno (casing). Pilotos de alta y baja presión con rango prestableido de accionamiento de 10 a 450 lppc.
Equipo de seguridad: Actuadores hidráulico Modelo J con pistón de 5” montado sobre vávula de compuerta de alta presión de 8” localizada en la lìnea de principal de inyección. Presión de control de 4065 lppc. Actuador hidráulico Modelo C con pistón de 4” montado en válvula de alta presión de 6” ubicada en la Estación Cuyabeno. Controlado con 4525 lppc. Sistema de control autocontenido de bomba sencilla, ubicado en las válvulas de alta presión. Pilotos de alta y baja presión con rango prestableido de accionamiento de 500 a 5000 lppc en la línea de alta presión.
Puntos de control: PC-19, PC-20, PC-27
Tramo controlado:
Sistema Power Oil desde la línea principal de fluido matriz (tramo desde la válvula de seguridad en la línea principal hasta la Estación Cuyabeno) hasta el cabezal del pozo. Tramo de producción desde el cabezal del pozo al manifold de la Estación Cuyabeno.
Volumen controlado: Volumen de fluido motriz: Volumen producción: 57.92 bls
123
Continuación de la Tabla 4.11.
FASE DE PRODUCCIÓN 6
Pozo: CUY-24D Actuador hidráulico Modelo C con pistón de 3” montado sobre válvula estándar de compuerta (válvula wing del cabezal) de 2” sobre la línea de flujo de 4 ½”. Control de flujo de retorno por anular (casing) con 194.3 lppc. Sistema de control autocontenido de bomba sencilla con pilotos de alta y baja presión con rango prestableido de accionamiento de 10 a 115 lppc y de 50 a 450 lppc.
Equipo de seguridad: Actuadores hidráulico Modelo J con pistón de 5” montado sobre vávula de compuerta de alta presión de 8” localizada en la lìnea de principal de inyección. Presión de control de 4065 lppc. Actuador hidráulico Modelo C con pistón de 4” montado en válvula de alta presión de 6” ubicada en la Estación Cuyabeno. Controlado con 4525 lppc. Sistema de control autocontenido de bomba sencilla, ubicado en las válvulas de alta presión. Pilotos de alta y baja presión con rango prestableido de accionamiento de 500 a 5000 lppc en la línea de alta presión.
Puntos de control: PC-20, PC-21, PC-27
Tramo controlado:
Tramo del Sistema Power Oil desde la línea de fluido motriz que abastece al pozo CUY-21 hasta el cabezal del pozo. Tramo de producción desde el cabezal del pozo al manifold de la Estación Cuyabeno.
Volumen controlado: Volumen de fluido motriz: Volumen producción: 57.65 bls
FASE DE PRODUCCIÓN 7
Pozo: CUY-08 Actuador hidráulico Modelo C con pistón de 3” montado sobre válvula estándar de compuerta (válvula wing del cabezal) de 2” sobre la línea de flujo de 4 ½”. Control de flujo de retorno por anular (casing) con 194.3 lppc. Sistema de control autocontenido de bomba sencilla con pilotos de alta y baja presión con rango prestableido de accionamiento de 10 a 115 lppc y de 50 a 450 lppc.
Equipo de seguridad: Actuadores hidráulico Modelo J con pistón de 5” montado sobre vávula de compuerta de alta presión de 8” localizada en la lìnea de principal de inyección. Presión de control de 4065 lppc. Actuador hidráulico Modelo C con pistón de 4” montado en válvula de alta presión de 6” ubicada en la Estación Cuyabeno. Controlado con 4525 lppc. Sistema de control autocontenido de bomba sencilla, ubicado en las válvulas de alta presión. Pilotos de alta y baja presión con rango prestableido de accionamiento de 500 a 5000 lppc en la línea de alta presión.
Puntos de control: PC-20, PC-22, PC-27
Tramo controlado:
Sistema Power Oil desde la línea principal de fluido motriz (desde la válvula de de seguridad hasta la Estación Cuyabeno) hasta el cabezal del pozo. Tramo de producción desde el cabezal del pozo al manifold de la Estación Cuyabeno.
Volumen controlado: Volumen de fluido motriz: Volumen producción: 32.56 bls
124
Continuación de la Tabla 4.11.
FASE DE PRODUCCIÓN 8
Pozo: CUY-22
Equipo de seguridad:
Válvula de seguridad de fondo de 3 ½” x 2.875”, recuperable con tubería, asentada a 2005 pies, controlada con presión de apertura de 1980 lppc, presión de cierre de 1550 lppc y 7155 cm3 de aceite hidráulico en 615.7 m de línea de control de ¼” x 0.152” (0.185 lbs/pie). Actuador hidráulico Modelo C con pistón de 3” montado sobre válvula master (tubing) estándar de 3”. Controlado con 225.5 lppc. Sistema de control autocontenido de doble bomba en serie, ubicado en el cabezal (actuador) y a accionado fuera de un rango de presiones entre 10 y 750 lppc.
Puntos de control: PC-23
Tramo controlado: Tramo de producción desde el cabezal del pozo al manifold de la Estación Cuyabeno.
Volumen controlado: 16.4 bls
FASE DE PRODUCCIÓN 9
Pozo: CUY-03 Actuador hidráulico Modelo C con pistón de 3” montado sobre válvula estándar de compuerta (válvula wing del cabezal) de 2” sobre la línea de flujo de 4 ½”. Control de flujo de retorno por anular (casing) con 194.3 lppc. Sistema de control autocontenido de bomba sencilla con pilotos de alta y baja presión con rango prestableido de accionamiento de 10 a 110 lppc y de 50 a 450 lppc.
Equipo de seguridad: Actuadores hidráulico Modelo J con pistón de 5” montado sobre vávula de compuerta de alta presión de 8” localizada en la lìnea de principal de inyección. Presión de control de 4065 lppc. Actuador hidráulico Modelo C con pistón de 4” montado en válvula de alta presión de 6” ubicada en la Estación Cuyabeno. Controlado con 4525 lppc. Sistema de control autocontenido de bomba sencilla, ubicado en las válvulas de alta presión. Pilotos de alta y baja presión con rango prestableido de accionamiento de 500 a 5000 lppc en la línea de alta presión.
Puntos de control: PC-20, PC-24, PC-27
Tramo controlado:
Sistema Power Oil desde la línea principal de fluido motriz (desde la válvula de de seguridad hasta la Estación Cuyabeno) hasta el cabezal del pozo. Tramo de producción desde el cabezal del pozo al manifold de la Estación Cuyabeno.
Volumen controlado: Volumen de fluido motriz: Volumen producción: 16.62 bls
FASE DE PRODUCCIÓN 10
Pozo: CUY-11
Equipo de seguridad:
Actuador hidráulico Modelo C con pistón de 3” montado sobre válvula estándar de compuerta (válvula wing) de 2” bridada con acople entre 2 �” y 4 ½”. Control de flujo de retorno por anular (casing) con 194.3 lppc.
125
Continuación de la Tabla 4.11.
Sistema de control autocontenido de bomba sencilla, ubicado tanto en el cabezal (actuador) como en la válvula de seguridad de alta presión de la estación. Pilotos de alta y baja presión con rango prestableido de accionamiento de 10 a 450 lppc para la línea de producción y con rango de 500 a 5000 lppc en la línea de alta presión.
Equipo de seguridad:
Actuador hidráulico Modelo C con pistón de 4” montado sobre vávula de compuerta de alta presión de 4” localizada en la Estación Cuyabeno. Controlado con 2325 lppc.
Puntos de control: PC-25, PC-28
Tramo controlado:
Tramo del Sistema Power Oil desde la válvula de de seguridad en la entrada al pozo CUY-16 hasta los cabezales de los pozos CUY-11 y CUY-16. Tramo de producción desde el cabezal del pozo al manifold de la Estación Cuyabeno.
Volumen controlado: Volumen de fluido motriz: 17.96 bls Volumen producción: 10.51 bls
En esta fase de producción los puntos de control que intervienen controlan el sistema power oil para los tramos que van desde la Estación Cuyabeno hacio los cabezales de los pozos CUY-11 y CUY-16.
FASE DE PRODUCCIÓN 11
Pozo: CUY-15 Actuador hidráulico Modelo C con pistón de 3” montado sobre válvula estándar de compuerta (válvula wing) de 2” bridada con acople entre 2 �” y 4 ½”. Control de flujo de retorno por anular (casing) con 194.3 lppc. Sistema de control autocontenido de bomba sencilla, con piloto de baja presión de 10 a a115 lppc y piloto de alta presión de 50 a 450 lppc.
Equipo de seguridad: Actuadores hidráulico Modelo J con pistón de 5” montado sobre vávula de compuerta de alta presión de 8” localizada en la lìnea de principal de inyección. Presión de control de 4065 lppc. Actuador hidráulico Modelo C con pistón de 4” montado en válvula de alta presión de 6” ubicada en la Estación Cuyabeno. Controlado con 4525 lppc. Sistema de control autocontenido de bomba sencilla, ubicado en las válvulas de alta presión. Pilotos de alta y baja presión con rango prestableido de accionamiento de 500 a 5000 lppc en la línea de alta presión.
Puntos de control: PC-20, PC-26, PC-27
Tramo controlado:
Tramo del Sistema Power Oil desde la línea principal de fluido motriz (tramo entre dos válvulas de de seguridad) hasta el cabezal del pozo. Tramo de producción desde el cabezal del pozo al manifold de la Estación Cuyabeno.
Volumen controlado: Volumen de fluido motriz: Volumen producción: 8.08 bls
FASE DE PRODUCCIÓN 12
Pozo: CUY-16
Equipo de seguridad:
Actuador hidráulico Modelo C con pistón de 3” montado sobre válvula estándar de compuerta (válvula wing) de 2” bridada con acople entre 2 �” y 4 ½”. Control de flujo de retorno por anular (casing) con 194.3 lppc. Sistema de control autocontenido de bomba sencilla, con piloto de
126
Continuaciación de la Tabla 4.11.
baja presión de 10 a a115 lppc y piloto de alta presión de 50 a 450 lppc.
Equipo de seguridad: Actuador hidráulico Modelo C con pistón de 4” montado sobre vávula de compuerta de alta presión de 4” localizada en la Estación Cuyabeno. Controlado con 2325 lppc. Sistema de control autocontenido de bomba sencilla. Pilotos de alta y baja presión con rango de 500 a 5000 lppc en la línea de alta presión.
Puntos de control: PC-28, PC-29
Tramo controlado:
Tramo del Sistema Power Oil desde la válvula de de seguridad en la entrada al pozo CUY-16 hasta los cabezales de los pozos CUY-11 y CUY-16. Tramo de producción desde el cabezal del pozo al manifold de la Estación Cuyabeno.
Volumen controlado: Volumen de fluido motriz: 17.96 bls Volumen producción: 18.93 bls
FASE DE PRODUCCIÓN 13
Pozo: CUY-20 Actuador hidráulico Modelo C con pistón de 3” montado sobre válvula estándar de compuerta (válvula wing) de 2” bridada con acople entre 2 �” y 4 ½”. Control de flujo de retorno por anular (casing) con 194.3 lppc. Sistema de control autocontenido de bomba sencilla, con piloto de baja presión de 10 a a115 lppc y piloto de alta presión de 50 a 450 lppc.
Equipo de seguridad:
Actuador hidráulico Modelo C con pistón de 4” montado sobre vávula de compuerta de alta presión de 6” localizada en la Estación Cuyabeno. Controlado con 4525 lppc. Sistema de control autocontenido de bomba sencilla. Pilotos de alta y baja presión con rango de 500 a 5000 lppc en la línea de alta presión.
Puntos de control: PC-27, PC-30
Tramo controlado:
Tramo del Sistema Power Oil desde la válvula de de seguridad en la línea principal de fluido motriz (Estación Cuyabeno) hasta el cabezal del pozo. Tramo de producción desde el cabezal del pozo al manifold de la Estación Cuyabeno.
Volumen controlado: Volumen de fluido motriz: 63.95 bls Volumen producción: 7.61 bls
Los pozos hacia el sur de la Estación Cuyabeno, son abastecidos con fluido de inyección en 2 tramos principales hacia los pozos CUY-06 y CUY-10; y en 4 tramos secundarios hacia los pozos CUY-02, CUY-07, CUY-19 y CUY-20. Todos estos pozos tienen como referencia el punto de control PC-27.
FASE DE PRODUCCIÓN 14
Pozo: CUY-26
Equipo de seguridad:
Actuador hidráulico Modelo C con pistón de 3” montado sobre válvula master (tubing) de 3”. Controlado con 225.5 lppc. Sistema de control autocontenido de bomba sencilla, ubicado en el cabezal (actuador). Pilotos de alta y baja presión con rango prestableido de accionamiento de 10 a 450 lppc.
Puntos de control: PC-31
Tramo controlado: Tramo de producción desde el cabezal del pozo al manifold de la Estación Cuyabeno.
Volumen controlado: 26.4 bls
127
Continuación de la Tabla 4.11.
FASE DE PRODUCCIÓN 15
Pozo: CUY-02 Actuador hidráulico Modelo C con pistón de 3” montado sobre válvula estándar de compuerta (válvula wing) de 2” hacia la línea de flujo de 4 ½”. Control de flujo de retorno por anular (casing) con 194.3 lppc. Sistema de control autocontenido de bomba sencilla, con piloto de baja presión de 10 a a115 lppc y piloto de alta presión de 50 a 450 lppc. Equipo de seguridad: Actuador hidráulico Modelo C con pistón de 4” montado sobre vávula de compuerta de alta presión de 6” localizada en la Estación Cuyabeno. Controlado con 4525 lppc. Sistema de control autocontenido de bomba sencilla. Pilotos de alta y baja presión con rango de 500 a 5000 lppc en la línea de alta presión.
Puntos de control: PC-27, PC-32
Tramo controlado: Tramo del Sistema Power Oil desde la Estación Cuyabeno hasta el cabezal del pozo.
Volumen controlado: Volumen de fluido motriz: 63.95 bls Volumen producción: 27.26 bls
FASE DE PRODUCCIÓN 16
Pozo: CUY-07 Actuador hidráulico Modelo C con pistón de 3” montado sobre válvula estándar de compuerta (válvula wing) de 2” bridada con acople entre 2 �” y 4 ½”. Control de flujo de retorno por anular (casing) con 194.3 lppc. Sistema de control autocontenido de bomba sencilla, con piloto de baja presión de 10 a a115 lppc y piloto de alta presión de 50 a 450 lppc.
Equipo de seguridad:
Actuador hidráulico Modelo C con pistón de 4” montado sobre vávula de compuerta de alta presión de 6” localizada en la Estación Cuyabeno. Controlado con 4525 lppc. Sistema de control autocontenido de bomba sencilla. Pilotos de alta y baja presión con rango de 500 a 5000 lppc en la línea de alta presión.
Puntos de control: PC-27, PC-33
Tramo controlado: Sistema Power Oil desde la estación Cuyabeno hasta el cabezal del pozo.
Volumen controlado: Volumen de fluido motriz: 63.95 bls Volumen producción: 18.89 bls
FASE DE PRODUCCIÓN 17
Pozo: CUY-19 Actuador hidráulico Modelo C con pistón de 3” montado sobre válvula estándar de compuerta (retorno del casing) de 2” bridada con acople entre 2 �” y 4 ½”. Control de flujo de retorno por anular con 194.3 lppc. Sistema de control autocontenido de bomba sencilla, con piloto de baja presión de 10 a a115 lppc y piloto de alta presión de 50 a 450 lppc.
Equipo de seguridad:
Actuador hidráulico Modelo C con pistón de 4” montado sobre vávula de compuerta de alta presión de 6” localizada en la Estación Cuyabeno. Presión de control al actuador de 4525 lppc. Sistema de control autocontenido de bomba sencilla. Pilotos de alta y baja presión con rango de 500 a 5000 lppc en la línea de alta presión.
128
Continuación de la Tabla 4.11.
Puntos de control: PC-27, PC-34
Tramo controlado: Tramo del Sistema Power Oil desde la válvula en la línea principal de fluido motriz de la Estación Cuyabeno hasta el cabezal del pozo.
Volumen controlado: Volumen de fluido motriz: 63.95 bls Volumen producción: 18.46 bls
FASE DE PRODUCCIÓN 18
Pozo: CUY-27
Equipo de seguridad:
Válvula de seguridad de fondo de 3 ½” x 2.875”, recuperable con tubería, asentada a 2026 pies, controlada con presión de apertura de 2000 lppc, presión de cierre de 1550 lppc y 7155 cm3 de aceite hidráulico en 618.74 m de línea de control de ¼” x 0.152” (0.185 lbs/pie). Actuador hidráulico Modelo C con pistón de 3” montado sobre válvula master (tubing) estándar de 3”. Controlado con 225.5 lppc. Sistema de control autocontenido de doble bomba en serie, ubicado en el cabezal (actuador) y a accionado fuera de un rango de presiones entre 75 y 300 lppc.
Puntos de control: PC-35
Tramo controlado: Tramo de producción desde el cabezal del pozo al manifold de la Estación Cuyabeno.
Volumen controlado: 54.46 bls
FASE DE PRODUCCIÓN 19
Pozo: CUY-06 Actuador hidráulico Modelo C con pistón de 3” montado sobre válvula estándar de compuerta (retorno del casing) de 2” hacia línea de flujo de 4 ½”. Control de flujo de retorno por anular con 194.3 lppc. Sistema de control autocontenido de bomba sencilla, con piloto de baja presión de 10 a a115 lppc y piloto de alta presión de 50 a 450 lppc. Equipo de seguridad: Actuador hidráulico Modelo C con pistón de 4” montado sobre vávula de compuerta de alta presión de 6” localizada en la Estación Cuyabeno. Controlado con 4525 lppc. Sistema de control autocontenido de bomba sencilla. Pilotos de alta y baja presión con rango de 500 a 5000 lppc en la línea de alta presión.
Puntos de control: PC-27, PC-36
Tramo controlado: Tramo del Sistema Power Oil desde la válvula en la línea principal de fluido motriz de la Estación Cuyabeno hasta el cabezal del pozo.
Volumen controlado: Volumen de fluido motriz: 63.95 bls Volumen producción: 32.1 bls
FASE DE PRODUCCIÓN 20
Pozo: CUY-10 Actuador hidráulico Modelo C con pistón de 3” montado sobre válvula estándar de compuerta (retorno del casing) de 2” hacia línea de flujo de 4 ½”. Control de flujo de retorno por anular con 194.3 lppc. Sistema de control autocontenido de bomba sencilla, con piloto de baja presión de 10 a a115 lppc y piloto de alta presión de 50 a 450 lppc.
Equipo de seguridad:
Actuador hidráulico Modelo C con pistón de 4” montado sobre vávula de compuerta de alta presión de 6” localizada en la Estación Cuyabeno. Controlado con 4525 lppc.
129
Continuación de la Tabla 4.11.
Equipo de seguridad: Sistema de control autocontenido de bomba sencilla. Pilotos de alta y baja presión con rango de 500 a 5000 lppc en la línea de alta presión.
Puntos de control: PC-27, PC-37
Tramo controlado: Tramo del Sistema Power Oil desde la válvula en la línea principal de fluido motriz de la Estación Cuyabeno hasta el cabezal del pozo.
Volumen controlado: Volumen de fluido motriz: 63.95 bls Volumen producción: 36.24 bls
Elaborado por: Eduardo García.
4.7.2 CONTROL DE LA PRODUCCIÓN DE LA ESTACIÓN SANSAHUARI
La producción e inyección de la estación Sansahuari está controlada por 10 fases
correspondientes a los pozos productores en operación.
La Tabla 4.12 presenta un detalle sobre el sistema de seguridad para las fases de
producción de la Estación Sansahuari.
Tabla 4.12: Sistema de seguridad en cada fase de producción de la Estación Sansahuari.
FASE DE PRODUCCIÓN 1
Pozo: SSH-06
Equipo de seguridad:
Actuador hidráulico “Modelo C” de 3” de pistón montado sobre válvula de compuerta normalmente cerrada de 2” ubicada en el cabezal (válvula wing), hacia el tramo inicial de la línea de flujo de 2 �”. Sistema de control autocontenido de bomba simple con piloto de baja presión de 10 a 115 lppc y piloto de alta presión de 50 a 450 lppc. Línea de control de ¼” con 194.3 lppc hacia el actuador. Dos actuadores hidráulicos “Modelo J” con 5” de pistón, montados sobre válvulas de compuerta de alta presión de 8” ubicadas en la línea principal de inyección de 8 �” (en los puntos de control) y controladas con un sistema de control autocontenido de bomba simple (SPC) con piloto de baja presión de 500 a 1500 lppc y piloto de alta presión de 2000 a 5000 lppc. Presión de control al actuador de 4065 lppc.
Puntos de control: PC-01, PC-02, PC-06
Tramo controlado:
Tramo del Sistema Power Oil desde la línea principal de fluido motriz (de la Estación Cuyabeno a la válvula de de seguridad en la línea principal de fluido motriz) hasta el cabezal del pozo. Tramo de producción desde el cabezal del pozo al manifold de la Estación Sansahuari.
Volumen controlado: Volumen de fluido motriz: 825.66 bls Volumen producción: 7.39 bls
En esta fase de producción, el volumen de fluido motriz controlado corresponde a todos los tramos del sistema power oil entre los puntos de control PC-01 y PC-07; a los que corresponde, un tramo de la línea principal de inyección hacia la Estación Sansahuari y varios tramos secundarios hacia los cabezales de los pozos SSH-02, SSH-04, SSH-06 y SSH-07.
130
Continuación de la Tabla 4.12.
FASE DE PRODUCCIÓN 2
Pozo: SSH-04 Actuador hidráulico “Modelo C” con pistón de 3” montado sobre válvula wing del cabezal, tipo compuerta de 2” ubicada, conectada a la ínea de flujo con acople de 2 �” a 4 ½”. Sistema de control autocontenido de bomba simple con piloto de baja presión de 10 a 115 lppc y piloto de alta presión de 50 a 450 lppc. Línea de control de ¼” con 194.3 lppc hacia el actuador.
Equipo de seguridad: Dos actuadores hidráulicos “Modelo J” con 5” de pistón, montados sobre válvulas de compuerta de alta presión de 8” ubicadas en la línea principal de inyección de 8 �” (en los puntos de control) y controladas con un sistema de control autocontenido de bomba simple (SPC) con piloto de baja presión de 500 a 1500 lppc y piloto de alta presión de 2000 a 5000 lppc. Presión de control al actuador de 4065 lppc.
Puntos de control: PC-01, PC-03, PC-06
Tramo controlado:
Tramo del Sistema Power Oil desde la línea principal de fluido motriz (de la Estación Cuyabeno a la válvula de de seguridad en la línea principal de fluido motriz) hasta el cabezal del pozo. Tramo de producción desde el cabezal del pozo al manifold de la Estación Sansahuari.
Volumen controlado: Volumen de fluido motriz: 825.88 bls Volumen producción: 24.63 bls
FASE DE PRODUCCIÓN 3
Pozo: SSH-07 Actuador hidráulico “Modelo C” con pistón de 3” montado sobre válvula wing del cabezal, tipo compuerta de 2” ubicada, conectada a la ínea de flujo con acople de 2 �” a 4 ½”. Sistema de control autocontenido de bomba simple con piloto de baja presión de 10 a 115 lppc y piloto de alta presión de 50 a 450 lppc. Línea de control de ¼” con 194.3 lppc hacia el actuador.
Equipo de seguridad: Dos actuadores hidráulicos “Modelo J” con 5” de pistón, montados sobre válvulas de compuerta de alta presión de 8” ubicadas en la línea principal de inyección de 8 �” (en los puntos de control) y controladas con un sistema de control autocontenido de bomba simple (SPC) con piloto de baja presión de 500 a 1500 lppc y piloto de alta presión de 2000 a 5000 lppc. Presión de control al actuador de 4065 lppc.
Puntos de control: PC-01, PC-04, PC-06
Tramo controlado:
Tramo del Sistema Power Oil desde la línea principal de fluido motriz (de la Estación Cuyabeno a la válvula de de seguridad en la línea principal de fluido motriz) hasta el cabezal del pozo. Tramo de producción desde el cabezal del pozo al manifold de la Estación Sansahuari.
Volumen controlado: Volumen de fluido motriz: 825.83 bls Volumen producción: 29.67 bls
FASE DE PRODUCCIÓN 4
Pozo: SSH-02
Equipo de seguridad: Actuador hidráulico “Modelo C” con pistón de 3” montado sobre válvula de compuerta de 2” ubicada en la línea de retorno (casing), conectada a la ínea de flujo de 4 ½”.
131
Continuación de la Tabla 4.12.
Sistema de control autocontenido de bomba simple con piloto de baja presión de 10 a 115 lppc y piloto de alta presión de 50 a 450 lppc. Línea de control de ¼” con 194.3 lppc hacia el actuador.
Equipo de seguridad: Dos actuadores hidráulicos “Modelo J” con 5” de pistón, montados sobre válvulas de compuerta de alta presión de 8” ubicadas en la línea principal de inyección de 8 �” y controladas con un sistema de control autocontenido de bomba simple (SPC) con piloto de baja presión de 500 a 1500 lppc y piloto de alta presión de 2000 a 5000 lppc. Presión de control al actuador de 4065 lppc.
Puntos de control: PC-05, PC-06, PC-12
Tramo controlado:
Tramo del Sistema Power Oil desde la línea principal de fluido motriz (tramo entre dos válvulas de seguridad en la línea principal de fluido motriz y la válvula a la entrada del pozo SSH-05) hasta el cabezal del pozo. Tramo de producción desde el cabezal del pozo al manifold de la Estación Sansahuari.
Volumen controlado: Volumen de fluido motriz: 484.92 bls Volumen producción: 47.5 bls
FASE DE PRODUCCIÓN 5
Pozo: SSH-05 Actuador hidráulico “Modelo C” con pistón de 3” montado sobre válvula de compuerta de 2” ubicada en la línea de retorno (casing), conectada a la ínea de flujo de 4 ½”. Sistema de control autocontenido de bomba simple con piloto de baja presión de 10 a 115 lppc y piloto de alta presión de 50 a 450 lppc. Línea de control de ¼” con 194.3 lppc hacia el actuador. Equipo de seguridad: Actuador hidráulico “Modelo C” con 4” de pistón, montado sobre válvulas de compuerta de alta presión de 4” ubicada en la línea secundaria de inyección (PC-07) hacia el SSH-10 y controladas con un sistema de control autocontenido de bomba simple (SPC) con piloto de baja presión de 500 a 1500 lppc y piloto de alta presión de 2000 a 5000 lppc. Presión de control al actuador de 2325 lppc.
Puntos de control: PC-07, PC-08
Tramo controlado:
Tramo del Sistema Power Oil correspondiente a la línea de inyección de este pozo (Desde la válvula de seguridad a la entrada del tramo hasta los cabezales de los pozos SSH-05, SSH-08, SSH-09, SSH-10 y SSH-11).
Volumen controlado: Volumen de fluido motriz: 43.88 bls Volumen producción: 53.79 bls
El volumen de fluido motriz que se controla en esta fase de producción corresponde a todos los tramos controlados del sistema power oil a partir del punto de control PC-07 hacia los cabezales de los pozos SSH-05, SSH-08, SSH-09, SSH-10 y SSH-11; ya que todos estos pozos son abastecidos desde la línea principal de inyección.
FASE DE PRODUCCIÓN 6
Pozo: SSH-11 Actuador hidráulico “Modelo C” con pistón de 3” montado sobre válvula de compuerta de 2” ubicada en la línea de retorno (válvula wing), conectada a la ínea de flujo de 4 ½”. Sistema de control autocontenido de bomba simple con piloto de baja presión de 10 a 115 lppc y piloto de alta presión de 50 a 450 lppc. Línea de control de ¼” con 194.3 lppc hacia el actuador.
Equipo de seguridad:
Actuador hidráulico “Modelo C” con 4” de pistón, montado sobre
132
Continuación de la Tabla 4.12.
Equipo de seguridad:
válvulas de compuerta de alta presión de 4” ubicada en la línea secundaria de inyección (PC-07) hacia el SSH-10 y controladas con un sistema de control autocontenido de bomba simple (SPC) con piloto de baja presión de 500 a 1500 lppc y piloto de alta presión de 2000 a 5000 lppc. Presión de control al actuador de 2325 lppc.
Puntos de control: PC-07, PC-09
Tramo controlado:
Tramo del Sistema Power Oil correspondiente a la línea de inyección de este pozo (Desde la válvula de seguridad a la entrada del tramo hasta los cabezales de los pozos SSH-05, SSH-08, SSH-09, SSH-10 y SSH-11).
Volumen controlado: Volumen de fluido motriz: 43.88 bls Volumen producción: 74.52 bls
FASE DE PRODUCCIÓN 7
Pozo: SSH-08 Actuador hidráulico “Modelo C” con pistón de 3” montado sobre válvula de compuerta de 2” ubicada en la línea de retorno (casing), conectada a la ínea de flujo de 4 ½”. Sistema de control autocontenido de bomba simple con piloto de baja presión de 10 a 115 lppc y piloto de alta presión de 50 a 450 lppc. Línea de control de ¼” con 194.3 lppc hacia el actuador. Equipo de seguridad: Actuador hidráulico “Modelo C” con 4” de pistón, montado sobre válvulas de compuerta de alta presión de 4” ubicada en la línea secundaria de inyección (PC-07) hacia el SSH-10 y controladas con un sistema de control autocontenido de bomba simple (SPC) con piloto de baja presión de 500 a 1500 lppc y piloto de alta presión de 2000 a 5000 lppc. Presión de control al actuador de 2325 lppc.
Puntos de control: PC-07, PC-10
Tramo controlado:
Tramo del Sistema Power Oil correspondiente a la línea de inyección de este pozo (Desde la válvula de seguridad a la entrada del tramo hasta los cabezales de los pozos SSH-05, SSH-08, SSH-09, SSH-10 y SSH-11).
Volumen controlado: Volumen de fluido motriz: 43.88 bls Volumen producción: 60.1 bls
FASE DE PRODUCCIÓN 8
Pozo: SSH-10 Actuador hidráulico “Modelo C” con pistón de 3” montado sobre válvula de compuerta de 2” ubicada en el cabezal (retorno por casing), conectada a la ínea de flujo con acople de 2 �” a 4 ½”. Sistema de control autocontenido de bomba simple con piloto de baja presión de 10 a 115 lppc y piloto de alta presión de 50 a 450 lppc. Línea de control de ¼” con 194.3 lppc hacia el actuador. Equipo de seguridad: Actuador hidráulico “Modelo C” con 4” de pistón, montado sobre válvulas de compuerta de alta presión de 4” ubicada en la línea secundaria de inyección (PC-07) hacia el SSH-10 y controladas con un sistema de control autocontenido de bomba simple (SPC) con piloto de baja presión de 500 a 1500 lppc y piloto de alta presión de 2000 a 5000 lppc. Presión de control al actuador de 2325 lppc.
Puntos de control: PC-07, PC-11
Tramo controlado:
Tramo del Sistema Power Oil correspondiente a la línea de inyección de este pozo (Desde la válvula de seguridad a la entrada del tramo hasta los cabezales de los pozos SSH-05, SSH-08, SSH-09, SSH-10 y SSH-11).
133
Continuación de la Tabla 4.12.
Volumen controlado: Volumen de fluido motriz: 43.88 bls Volumen producción: 71 bls
FASE DE PRODUCCIÓN 9
Pozo: SSH-09 Actuador hidráulico “Modelo C” con pistón de 3” montado sobre válvula de compuerta de 2” ubicada en el cabezal (retorno por casing), conectada a la ínea de flujo con acople de 2 �” a 4 ½”. Sistema de control autocontenido de bomba simple con piloto de baja presión de 10 a 115 lppc y piloto de alta presión de 50 a 450 lppc. Línea de control de ¼” con 194.3 lppc hacia el actuador. Equipo de seguridad: Actuador hidráulico “Modelo C” con 4” de pistón, montado sobre válvulas de compuerta de alta presión de 4” ubicada en la línea secundaria de inyección (PC-07) hacia el SSH-10 y controladas con un sistema de control autocontenido de bomba simple (SPC) con piloto de baja presión de 500 a 1500 lppc y piloto de alta presión de 2000 a 5000 lppc. Presión de control al actuador de 2325 lppc.
Puntos de control: PC-07, PC-13
Tramo controlado:
Tramo del Sistema Power Oil correspondiente a la línea de inyección de este pozo (Desde la válvula de seguridad a la entrada del tramo hasta los cabezales de los pozos SSH-05, SSH-08, SSH-09, SSH-10 y SSH-11).
Volumen controlado: Volumen de fluido motriz: 43.88 bls Volumen producción: 71.24 bls
FASE DE PRODUCCIÓN 10
Pozo: SSH-12D
Equipo de seguridad:
Válvula de seguridad de fondo de 3 ½” x 2.875”, recuperable con tubería, asentada a 2015 pies, controlada con presión de apertura de 2150 lppc, presión de cierre de 1530 lppc y 7155 cm3 de aceite hidráulico en 618.74 m de línea de control de ¼” x 0.152” (0.185 lbs/pie). Actuador hidráulico Modelo C con pistón de 3” montado sobre válvula master (tubing) estándar de 3”. Controlado con 225.5 lppc. Sistema de control autocontenido de doble bomba en serie, ubicado en el cabezal (actuador) y a accionado con piloto de baja presión de 10 a 115 lppc y piloto de alta presión de 50 a 450 lppc.
Puntos de control: PC-14
Tramo controlado: Tramo de producción desde el cabezal del pozo al manifold de la Estación Sansahuari.
Volumen controlado: 71.27 bls
Elaborado por: Eduardo García
4.7.3 CONTROL DE LA INYECCIÓN DEL SISTEMA POWER OIL
El Sistema Power Oil del campo se encuentra controlado en sus tramos
secundarios, para que los puntos de control queden distribuidos, de tal forma, que
no alteren todas las fases de producción del campo.
134
El mapa del Sistema Power Oil con las la ubicación de las válvulas que controlan
la línea matriz se muestra en la Figura 4.2.
Figura 4.2: Control de la Línea Principal del Sistema Power Oil del campo Cuyabeno – Sansahuari.
Fuente: Departamento de Inspección Técnica, Petrproducción. Modificado por: Eduardo García.
��������������� �� ������
� ������������
CUY - 24D
135
El modelamiento de los puntos de control en los tramos del Sistema Power Oil se
muestra en la Figura 4.3.
Figura 4.3: Modelamiento de tramos controlados del Sistema Power Oil para el campo Cuyabeno – Sansahuari.
Elaborado por: Eduardo García.
2
3
4
5
8
10
9
11
13
12
20
19
18
21
22
24
1
26
27
28 29
25
30
37
33
32 36
34
6
7
14
35
16
17
23
29
31
ESTACIÓNSANSAHUARI
ESTACIÓNCUYABENO
PUNTOS DE CONTROL
PC-01: EST. SSH. PC-02: SSH-06 PC-03: SSH-04 PC-04: SSH-07 PC-05: SSH-02 PC-06: VÁLVULA PC-07: Válvula PC-08: SSH-05 PC-09: SSH-11 PC-10: SSH-08 PC-11: SSH-10 PC-12: VÁLVULA PC-13: SSH-09 PC-14: SSH-12D PC-15: CUY-14 PC-16: CUY-23 PC-17: CUY-25 PC-18: CUY-09 PC-19: CUY-21 PC-20: VÁLVULA PC-21: CUY-24D PC-22: CUY-08 PC-23: CUY-22 PC-24: CUY-03 PC-25: CUY-11 PC-26: CUY-15 PC-27: EST. CUY. PC-28: EST. CUY. PC-29: CUY-16 PC-30: CUY-20 PC-31: CUY-26 PC-32: CUY-02 PC-33: CUY-07 PC-34: CUY-19 PC-35: CUY-27 PC-36: CUY-06 PC-37: CUY-10
PUNTOS DE CONTROL
ESTACIÓN DE PRODUCCIÓN
LÍNEAS SISTEMA POWER OIL
615
190
193
186
278
25
1981
747 908 138
1600
40
464 164
1200
110 1415
149
255
2630
487 885
320
1415
655 32
3121
2109
3628
136
CAPÍTULO 5
ANÁLISIS TÉCNICO – ECONÓMICO
El análisis y evaluación del área de estudio nos permite establecer un criterio más
claro sobre el alcance del proyecto en relación a las necesidades del campo y a
los recursos que representan para Petroproducción dichas necesidades.
5.1 ANÁLISIS TÉCNICO
La evaluación técnica del proyecto, debe clarificar ciertas dudas que se tenga
sobre la conveniencia del sistema y el cumplimiento de los objetivos para los
cuales fue diseñado.
5.1.1 EVALUACIÓN AMBIENTAL DEL ÁREA DE ESTUDIO
El campo Cuyabeno – Sansahuari desarrolla sus actividades con mayor influencia
sobre el medio ambiente, si lo comparamos con otros campos operados por
Petroproducción.
Esto se debe a la ubicación en una parte de la zona de amortiguamiento de la
zona intangible de la Reserva de Producción Faunística Cuyabeno.
La riqueza biótica de la Reserva, la hace un área muy sensible a la operación y
explotación de campos petroleros, por lo que cualquier mecanismo que contribuya
a la preservación del ambiente en esta área, justifica su utilización.
5.1.2 EVALUACIÓN DEL ANÁLISIS DE RIEGOS
El análisis de riesgos desarrollado en área de estudio revela un nivel de riesgo
moderado – alto, en la ocurrencia de eventos contingentes y en el impacto
ambiental que producen. Este nivel de riesgo moderado está en el límite, por lo
137
que se podría considerar como alto; como es el caso específico de las líneas de
flujo que constituyen puntos de ocurrencia de alto riesgo de derrames.
El extenso historial de derrames que lleva Petroproducción y los resultados del
análisis de riesgos efectuado en el campo, constituyen factores importantes en la
toma de decisiones sobre proyectos para el mejoramiento del control, prevención
y respuesta a las contingencias que ocurren en todos los campos.
5.1.3 EVALUACIÓN DEL SISTEMA DE SEGURIDAD
El Sistema de Seguridad propuesto en el proyecto constituye un Sistema de
Manejo Operativo, ya que controla procesos bien identificados de la producción,
para reducir el impacto de un derrame en el momento de su ocurrencia.
Luego de analizar todos los componentes con los que se puede “armar” el
Sistema de Seguridad, se determinan y establecen las mejores opciones para los
requerimientos del campo.
El Sistema de Seguridad presentado utiliza en su mayor parte válvulas de
accionamiento hidráulico, esto se debe a las ventajas que presenta un sistema de
control hidráulico autocontendido en relación a los tradicionales sistemas
controlados con paneles hidráulicos – neumáticos.
5.2 ANÁLISIS ECONÓMICO
El aspecto económico es uno de los factores más importantes en la
implementación del sistema, ya que constituye una limitación o permisión para la
ejecución del proyecto.
Económicamente el proyecto constituye para la compañía operadora una
inversión que no es recuperable con la producción normal del campo. Este tipo de
inversión es favorable para la empresa considerando reducción de costos
generados por remediación ambiental en el campo.
138
5.2.1 COSTO DEL PROYECTO
El costo total de todo el Sistema de Seguridad está en función de dos parámetros:
el costo de los equipos y el costo de operación para la implementación.
Nota: Se debe considerar que los equipos requeridos para el Sistema de
Seguridad los provee la compañía Baker Oil Tools. Las políticas internas de esta
compañía de servicios, consideran la información económica interna (incluyendo
precios) como información confidencial, por tal motivo el presente proyecto
presenta costos estimados de gran aproximación a los reales.
5.2.1.1 Costo De Los Equipos39
El costo que representa individualmente cada componente de los equipos que
básicamente se requiere para implementar el Sistema de Seguridad se presenta
en la Tabla 5.1.
Tabla 5.1: Costo unitario estimado para los componentes del Sistema de Seguridad.
EQUIPO DESCRIPCIÓN COSTO (USD$)
Válvula de subsuelo Válvula de seguridad de subsuelo “SelectT” recuperable con tubería de 3 ½” x 2.81”
24000.00
Conexiones (fittings) Conectores tipo contratuerca de ¼” x �” (subsuelo)
47.86
Conexiones (fittings) Conectores de ¼” x �” (superficie) 72.00
Uniones Conectores para unir dos tramos de línea de control ¼” x �”
203.00
Línea de control Junta de 250’ de línea de control de ¼” x 0.152” de acero inoxidable 316
880.00
Sistema de control
Sistema de control autocontenido de bomba simple (SPC) para actuador con pistón de 3”, para válvula de 2” a 3” y pilotos con rango de de 10 a 450 lppc.
19500.00
Sistema de control
Sistema de control autocontenido de bomba simple (SPC) para actuador con pistón de 3”, para válvula de 4” y pilotos de con rango de 500 a 5000 lppc.
28000.00
Sistema de control
Sistema de control autocontenido de bomba doble (DPC) para actuador con pistón de 3”, para válvula de 2” a 3” y pilotos con rango de de 10 a 750 lppc.
21000.00
39
Referencialmente, los costos de los equipos que no se van a utilizar se presentan en el Anexo 5.1.
139
Continuación de la Tabla 5.1.
EQUIPO DESCRIPCIÓN COSTO (USD$)
Válvula de seguridad Actuador hidráulico Modelo C con pistón de 3” para válvula de 2” a 3”
10300.00
Válvula de seguridad Actuador hidráulico Modelo C con pistón de 4” para válvula de 4” a 6”
14100.00
Válvula de seguridad Actuador hidráulico Modelo J con pistón de 5” para válvula de 8”
20000.00
Válvulas de superficie Válvula bridada de compuerta estándar de 2” a 3”
243.45
Válvulas de superficie Válvula bridada de compuerta de 4” estándar 296.07
Válvulas de superficie Válvula bridada de compuerta de 3” de alta presión
256.34
Válvulas de superficie Válvula bridada de compuerta de 4” de alta presión
311.54
Válvulas de superficie Válvula bridada de compuerta de 6” de alta presión
380.18
Válvulas de superficie Válvula bridada de compuerta de 8” de alta presión
527.49
Fuente: Baker Oil Tools. Elaborado por: Eduardo García.
5.2.1.2 Costos Operativos
Los costos operativos constituyen inicialmente los que generen la instalación y la
implementación del sistema, posteriormente se puede hablar del mantenimiento o
reemplazo de equipos.
Los costos que generen la instalación e implementación de los equipos no se van
a incluir en el costo del sistema por varios motivos:
− Los costos de la mayoría de equipos incluyen recargos operativos.
− Los equipos de superficie son de fácil instalación y los procesos deben ser
detenidos por periodos muy cortos.
− La instalación de los equipos de fondo depende de cada pozo y puede ser
realizada en cualquier reacondicionamiento que requiera el pozo.
Los costos que genere el mantenimiento de los equipos tampoco será
considerado por las siguientes razones:
− Los equipos no requieren mantenimiento durante el período inicial de
operación (de 5 a 8 años), a excepción de las líneas de flujo que aunque
140
forman parte del sistema de seguridad no constituyen equipos a
implementarse, y su mantenimiento es idependiente de los componentes del
sistema.
− Posterior al periodo inicial de operación los equipos, el mantenimiento pasa a
ser parte del mantenimiento general de todas las facilidades del campo.
5.2.1.3 Costo Total Del Sistema40
El costo total del sistema de seguridad es igual a la suma de los costos en cada
uno de los puntos de control. Estos costos están en función del equipo a
instalarse en cada fase analizada en el Capítulo 4, de acuerdo con los costos
unitarios de los equipos presentados en la Tabla 5.1.
La suma de los costos en cada fase de producción de las Estaciones, no
constituye el costo total del sistema de seguridad, ya que existen puntos de
control que forman parte de varias fases de producción.
Considerando los costos anteriormente mencionados, se tiene:
Para Cuyabeno: Costo del Sistema de Seguridad = 876 553.60 USD
Para Sansahuari: Costo del Sistema de Seguridad = 525 272.99 USD
Costo Total del Sistema de Seguridad = 1 401 826.50 USD
El costo total del Sistema para cada campo está detallado en las Tablas A5.2 y
A5.3 del Anexo 5.2.
5.2.2 COSTOS DE REMEDIACIÓN AMBIENTAL
Al igual que la gran mayoría de compañías, Petroproducción maneja la
información sobre inversión y costos de remediación ambiental, como información
40
Los costos en cada Fase de Producción de los campos se presentan de forma detallada en el Anexo 5.2.
141
reservada y confidencial, por lo que es muy difícil presentar valores
completamente exactos.
5.2.2.1 Derrames Remediados
Por regulaciones del Ministerio de Ambiente y de la Dirección Nacional de
Hidrocarburos, Petroproducción presenta cada cierto período de tiempo, reportes
de gastos generados por eventos contigentes en sus campos, que son de
carácter público. En base a estos reportes se puede estimar con una buena
aproximación los perjuicios económicos que generan los derrames a
Petroproducción.
La Tabla 5.2 presenta una Lista Pública 41 con los perjuicios económicos
correspondientes al período desde mayo del 2002 hasta julio del 2006, a
excepción del año 2005, en el cual no se sacaron estas cifras con carácter público.
5.2.2.1.1 Estimación De Costos Para El Campo Cuyabeno – Sansahuari
Petroproducción no presenta costos detallados de cada uno de los derrames
ocurridos en todos sus campos, por tal razón se debe estimar los costos en base
a valores reales proporcionados para cada área del distrito.
Considerando el historial de derrames presentado en el Anexo 2.2, se puede
estimar un total de 45658 m2 como superficie contaminada; de la cual 40218 m2
(88.09%) han sido remediados y 5440 m2 (11.91%) aún están por remediar, para
un periodo de 3 años.
De la Tabla 5.2, se obtiene que para toda el Área Libertador se ha gastado casi
47 millones de dólares (46425429.52 USD) para remediar 2155840.04 m2 de área
contaminada por derrames de crudo, en un período de 3 años.
Gasto Anual (Área Libertador) = 46425429.52 / 2155840.04 = 21.54 USD/m2
41
La Lista Pública detallada para el periodo Mayo 2002 – Julio 2006 se presenta en el Anexo 5.3.
14
2
TOTAL
104319.84
10908659.87
656039.48
19966033.45
2060211.53
28173001.00
1007969.21
18004043.04
3828540.06
77051737.36
SHUSHUFINDI
6623.15
174161.35
64518.41
1976198.89
-
-
157985.53
2148520.82
229127.09
4298881.06
SACHA
52800.00
9416208.00
27815.55
552937.77
25026.54
546317.21
-
-
105642.09
10515462.98
LIBERTADOR
32096.69
1039645.52
391583.59
13549877.80
1060287.56
18298422.88
671872.20
13537483.32
2155840.04
46425429.52
LAGO AGRIO
-
-
9460.29
209939.22
58092.74
934819.29
-
-
67553.03
1144758.51
AUCA
12800.00
278645.00
162661.64
3677079.77
916804.69
8393441.62
178111.48
2318038.90
1270377.81
14667205.29
AREA ESTIMADA (m2)
COSTO (USD$)
AREA ESTIMADA (m2)
COSTO (USD$)
AREA ESTIMADA (m2)
COSTO (USD$)
AREA ESTIMADA (m2)
COSTO (USD$)
AREA ESTIMADA (m2)
COSTO (USD$)
Tabla 5.2: Costos por remediación ambiental, presentados por Petroproducción en Lista Pública para el periodo Mayo 2002 – Julio 2006.
2002
2003
2004
2006
TOTAL
Fuente: Departamento de Protección Ambiental, Petroproducción. Elaborado por: Eduardo García.
143
Relacionando el área contaminada (40218 m2), el período de tiempo (3 años) y los
costos (21.54 USD/m2), del Área Libertador, se tiene que en remediación
anualmente se gasta aproximadamente en el campo Cuyabeno – Sansahuari:
Costo por Derrames Remediados = ( 40218 * 21.54 ) / 3= 288 765.24 USD
5.2.2.2 Derrames Por Remediar
Existen costos adicionales, que se generan por derrames que no se han
remediado. Estos costos pueden llegar a ser mucho mayores en comparación con
los causados por derrames ya contenidos, ya que el incremento de contaminación
aumenta con el paso del tiempo y las condiciones climáticas.
En los últimos 5 años, Petroproducción estima que el incremento de la
contaminación del área afectada por derrames pendientes (por remediar) es del
500%. Esto se debe a que la evaluación inicial es proporcionada por el supervisor
de campo en el momento que se identifica el siniestro, se considera el tiempo
transcurrido y las condiciones climáticas adversas. Además se debe ejecutar una
caracterización y el levantamiento planimétrico del área afectada para determinar
con exactitud las áreas y recursos afectados.
La Tabla 5.3 muestra una estimación de los perjuicios que representan los
derrames sin remediación para Petroproducción en los últimos 5 años.
5.2.2.2.1 Estimación De Costos Para El Campo Cuyabeno – Sansahuari
Al igual que los costos de derrames remediados, los derrames no remediados se
pueden estimar relacionando el área de estudio con una zona del distrito con
información conocida.
Para el Área Libertador, de la Tabla 5.3 se establece que el monto estimado para
remediar 250260 m2 de derrames faltantes es de 30806085.96 dólares, para un
periodo de 5 años.
144
Se puede establecer que se gasta anualmente para el Área Libertador:
Gasto Anual (Área Libertador) = 30806085.96 / 250260 = 123.1 USD/m2
Tabla 5.3: Valorización de derrames pendientes para el Distrio Amazónico, correspondientes al periodo 2002 – 2007.
Fuente: Departamento de Protección Ambiental, Petroproducción.
Para el campo Cuyabeno – Sansahuari se tiene que 5440 m2 están por remediar
en un periodo de 3 años. Anualmente el costo para el área contaminada faltante
será aproximadamente:
Costo por Derrames por Remediar = ( 123.1 * 5440 ) / 3 = 223 214.67 USD
5.2.3 RELACIÓN COSTO – BENEFICIO
La relación costo – beneficio se puede utilizar para evaluar proyectos, de forma
cuallitativa y cuantitativa.
5.2.3.1 Análisis Cuantitativo
Cuantitativamente, no se puede evaluar el proyecto, ya que la relación costo-
beneficio está dada en función de los ingresos y egresos, por la relación:
NÚMERO DE DERRAMES
PENDIENTES
ÁREA ESTIMADA
(m2)
INCREMENTO DE LA
CONTAMINACIÓN (m2)
MONTO ESTIMADO
SIN IVA (USD$)
12% IVA (USD$)
MONTO ESTIMADO CON IVA (USD$)
AUCA 101 211143.00 1055715.00 22075000.65 2649000.08 24724000.73
LAGO AGRIO 9 6570.00 32850.00 686893.50 82427.22 769320.72
LIBERTADOR 81 250260.00 1251300.00 26164683.00 3139761.96 30806085.96
SACHA 28 107482.54 537412.70 11237299.56 1348475.95 12585775.50
SHUSHUFINDI 23 43603.00 218015.00 4558693.65 547043.24 5105736.89
TOTAL 242 619058.54 3095292.70 64722570.36 7766708.45 73990919.80
145
RCB = Ingresos / Egresos � Ecuación 5.1
En donde los ingresos y los egresos deben ser calculados utilizando el Valor
Presente Neto (VPN) y una Tasa de Actualización para las cifras del proyecto.
El análisis cuantitativo es recomendable para seleccionar entre varias alternativas
de inversión.
5.2.3.2 Análisis Cualitativo
Al establecer cualitativamente la relación costo – beneficio, es importante
determinar que factores que constituyen los ingresos llamados "beneficios" y que
factores constituyen los egresos llamados "costos".
Para el proyecto, algunos de los factores que constituyen los Beneficios son:
− Disminucción del impacto ambiental, mediante la reducción anual de las áreas
contaminadas.
− Menores pérdidas económicas, mediante la reducción de costos anuales en
factores como remediación de contingencias, pago de daños y perjuicios a
terceros, volumen de crudo perdido, actividades operativas paralizadas.
− Inicio de un proyecto piloto, por medio del cual se puede evaluar y mejorar el
desempeño de las actividades operativas, y extender un mejoramiento hacia el
resto de campos de Petroproducción.
− Incentivar la política de cuidado y preservación de Medio Ambiente,
fortaleciendo la idea de “seguridad” y mejorando la crítica social sobre las
actividades hidrocarburíferas en el Distrito Amazónico.
Los Costos para el proyecto lo constituyen los siguientes factores:
− La inversión económica que constituye la implementación del sistema.
146
Si económicamente se comparan el costo de implementación del Sistema de
Seguridad con los costos generados por remediación ambiental, se tiene una
relación en salvamento del capital o ahorro de capital, como lo muestra la Tabla
5.4.
Tabla 5.4: Salvamento del capital relacionando a los costos del proyecto y costos por remediación.
Tiempo Costo anual del
sistema de seguridad ($USD)
Salvamento anual promedio por concepto de remediación
($USD)
Salvamento acumulado
($USD)
1 1401826.50 486380.91 486380.91 2 - 486380.91 972761.82 3 - 486380.91 1459142.73 4 - 486380.91 1945523.64 5 - 486380.91 2431904.55
Elaborado por: Eduardo García.
La Tabla 5.4 muestra que durante el período inicial de operación (de 5 a 8 años)
de los componentes del sistema, la recuperación de los valores por concepto de
ahorro en costos de remediación, se da en el tercer año. Esto considerando un
valor de salvamento anual del 95% de los costos anuales promedios por
remediación.
Nota: Los valores de salvamento del capital en cada año del período inicial de
operación del Sistema de Seguridad, no consideran una tasa de actualización del
capital. Esto se debe a que los valores correspondientes a los costos por
remediación fueron determinados a partir de datos estadísticos promedios y no a
partir de valores específicos.
147
CAPÍTULO 6
CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES
6.1 CONCLUSIONES
− La Reserva de Producción Faunística Cuyabeno, posee una riqueza biótica de
incalculable valor; la cual se ha visto afectada a lo largo de los años por la
explotación de campos petroleros ubicados en zonas muy cercanas.
Obligando al confinamiento de los espacios naturales, crecimiento de las áreas
de amortiguamiento, disminución de la selva virgen y a la extinción de varios
especies faunísticas únicas.
− Los sistemas hídricos que cruzan el área de estudio son de gran influencia
para comunidades y grupo propios de la región. Motivo por el cual, cualquier
evento contingente que ocurre constituye un desastre para la región.
− En el campo Cuyabeno – Sansahuari, el riesgo de ocurrencia de derrames
presenta un nivel moderado, con una probabilidad de ocurrencia del 44% y un
alto nivel de incidencia sobre el área afectada.
− La selección apropiada de los componentes que conforman los Sistemas de
Seguridad, básicamente dependen de tres factores: ambiente y logística en el
que se desarrolla la operación; características de las facilidades y equipos en
los que son incorporados; y, variables que intervienen en la operación de un
campo.
− Los componentes de los Sistemas de Seguridad son completamente
compatibles con todo tipo de facilidades y sistemas de control, incluyendo
equipos de control automatizado.
148
− La utilización de sistemas de control autocontenidos, en comparación a los
paneles hidráulicos/neumáticos, constituyen una solución práctica y eficiente a
limitaciones económicas, logísiticas y operativas.
− La implementación de un Sistema de Seguridad puede realizarce de manera
independiente de otros sistemas o procesos ya existentes.
− El Sistema de Seguridad a implementarse en el campo puede controlar un
volumen considerable de petróleo que representa un peligro potencial al
momento de un derrame. Aproximadamente se controlan 1245 bls en las
líneas de producción, 411 bls en las líneas secundarias de inyección y 2385
bls en la línea matriz de inyección.
− La implementación de un Sistema de Seguridad en el campo Cuyabeno –
Sansahuari constituye un costo aproximado de 1.4 millones de dólares. Este
valor puede aumentar o disminuir dependiendo de la capacidad de inversión
que tenga Petroproducción a proyectos de mejoramiento operativo.
− Anualmente los eventos contigentes, específicamente los derrames; le cuestan
a Petroproducción aproximadamente 0.51 millones de dólares para el campo
Cuyabeno – Sansahuari y 151 millones de dólares para todos los campos del
Distrito Oriente en los que opera.
− La recuperación de valores gracias al salvamento del capital por gastos de
remediación puede ser aumentar o disminuir, dependiendo número de fases
de producción controladas con un Sistema de Seguridad.
6.2 RECOMENDACIONES
− Cuando se utiliza válvulas de seguridad de fondo en pozos con bombeo
eléctrico sumergible es recomendable utilizar válvulas recuperables con
tubería, ya que brindar mayor seguridad comparadas con las insertables
(wireline).
149
− Es recomendable montar los actuadores en las válvulas con los dispositivos de
desconexión rápida, para garantizar el aislamiento entre el bonete de la
válvula y el actuador; además para facilitar el mantenimiento.
− Se recomienda utilizar válvulas de compuerta de menor diámetro nominal al de
la línea para garantizar el cierre completo del flujo.
− Extender estudios y análisis de riesgos en el resto de los campos operados
por Petroproducción para establecer los campos en los cuales podrá existir un
mayor alcance del proyecto piloto.
− Se recomienda realizar un análisis de riesgos de derrames en líneas de
transferencia del campo (6 �” y 8 �”) para determinar parámetros aplicables
de los Sistemas de Seguridad.
− Se recomienda el cambio de los tramos de tubería que se encuentran
operando en el límite de su tolerancia para reducir la probabilidad de
ocurrencia de derrames por amenaza de corrosión.
150
BIBLIOGRAFÍA
BACA U. Gabriel; “Fundamentos de Ingeniería Económica”; Mc Graw Hill
Interamericana Editores S.A.; México D.F., México, 2003.
BAKER OIL TOOLS; “Archivo Técnico”; Gerencia de Operaciones; Quito, Ecuador.
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for Completions, Workovers, and Fishing”; Houston, USA, March, 2006.
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Producción en los Campos Cuyabeno y Sansahuari"; Quito, Ecuador, Julio, 2001.
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Hidrocarburífera (Caso Reserva de Producción Faunística Cuyabeno)"; Quito,
Ecuador.
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Contingencias para las Actividades Hidrocarburíferas en el Área Sacha”; Quito,
Ecuador, Octubre, 2004.
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Servicios Educativos; Baker Oil Tools; Maracaibo, Venezuela, 1998.
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Vivienda”; Resultados Finales; Quito, Ecuador, 2005.
151
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Contingencias para las Actividades Hidrocarburíferas en el Área Libertador”; Quito,
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Determinar Puntos de Control de Derrames”; Quito, Ecuador, Marzo, 2000.
MUHLBAUER W. Kent; “Pipeline Risk Management Manual”; USA, 1999.
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Manejo de Amenazas Naturales para Reducir los Daños”; Departamento de
Desarrollo Regional y Medio Ambiente; Sitio Web Oficial; Washington DC, USA,
1991.
PETROPRODUCCIÓN; “Archivo Técnico”; Subgerencia de Exploración y
Desarrollo, Quito, Ecuador.
PETROPRODUCCIÓN; “Archivo Técnico”; Subgerencia de Operaciones, Quito,
Ecuador.
REYES F., HERNÁNDEZ J.; “Diagnóstico Ambiental y Plan de Manejo Ambiental
de los Campos de Producción y Desarrollo Víctor Hugo Ruales, Sansahuari y
Cuyabeno”; Vericonsulting; Ecuador, Marzo – Abril, 2005.
RIVADENEIRA Marco V., BABY Patrice; "Estudio Tectónico, Etapas de
Deformación y Características Geológicas de los Principales Campos de
Petroproducción"; Petroproducción - IRD (Ex Orstom); Quito, Ecuador, Abril, 1999.
UCODEP, Unión y Cooperación para el Desarrollo de los Pueblos; “Sistema de
Evaluación y Monitoreo de la Biodiversidad de la Reserva de Producción
Fuanística Cuyabeno”; Quito, Ecuador, 2004.
15
3
ANEXO 1.1: RESERVA DE PRODUCCIÓN FAUNÍSTICA CUYABENO (1979)
Figura A1.1: Mapa de la Reserva de Producción Faunística Cuyabeno, según el Acuerdo Ministerial 322 del 26 de julio de 1979.
Fuente: Ministerio del Ambiente – Unidad y Cooperación para el Desarrollo de los Pueblos, UCODEP.
15
4
ANEXO 1.2: RESERVA DE PRODUCCIÓN FAUNÍSTICA CUYABENO (1991)
Figura A1.2: Mapa de la Reserva de Producción Faunística Cuyabeno, según el Acuerdo Ministerial 328 del 3 de julio de 1991.
Fuente: Ministerio del Ambiente – Unidad y Cooperación para el Desarrollo de los Pueblos, UCODEP.
15
5ANEXO 1.3: RESERVA DE PRODUCCIÓN FAUNÍSTICA CUYABENO (1994)
Figura A1.3: Mapa de la Reserva de Producción Faunística Cuyabeno, según el Registro Oficial 472 del 29 de junio de 1994.
Fuente: Ministerio del Ambiente – Unidad y Cooperación para el Desarrollo de los Pueblos, UCODEP.
15
6ANEXO 1.4: RESERVA DE PRODUCCIÓN FAUNÍSTICA CUYABENO (1999)
Figura A1.4: Mapa de la Zona Intangible de la Reserva de Producción Faunística Cuyabeno, según el Decreto Presidencial 551 de enero de 1999.
Fuente: Ministerio del Ambiente – Unidad y Cooperación para el Desarrollo de los Pueblos, UCODEP.
15
7
ANEXO 1.5: DISTRIBUCIÓN DE BOSQUES DE LA RESERVA DE PRODUCCIÓN
FAUNÍSTICA CUYABENO (1999)
Figura A1.5: Mapa de la distribución de los bosques en la Reserva de Producción Faunística Cuyabeno.
Fuente: Ministerio del Ambiente – Unidad y Cooperación para el Desarrollo de los Pueblos, UCODEP.
158
ANEXO 1.6: BIODIVERSIDAD VEGETAL DE LA RESERVA DE
PRODUCCIÓN FAUNÍSTICA CUYABENO
Tabla A1.1: Biodiversidad de la Reserva de Producción Faunística Cuyabeno según el tipo de bosque.
ESPECIES NATURALES BOSQUE
NOMBRE COMÚN NOMBRE CIENTÍFICO Palma Canangucha Mauritia Flexuosa
Palma Real Scheelea Sp. Palmito de Asaí Euterpe Precatoria
Aretillo, Arepito, Parapari Macrolobium Acaciifolium Bactris
Moretal
- Astrocaryum
Guarango de Agua Guarango de Tierra
Macrolobium
Guabo Cedro Canelo Amarillo
Maní de Árbol Bola de Cañón
Igapó
Guarumo
-
Calathea Costus
Heliconia Echinochloa Polystachya
Calycophyllum Spruceanum Bactris Sp.
Gynerium Sagittatum Capparis Guaguaensis
Piper Sp. Cecropia Sp.
Ceiba Pentandra Samauma Picus Sp.
Hura Crepitans
Várcea -
Maquira Coriacea Moraceae Fabaceae
Annonaceae Árbol Grande
Sapotaceae Palmas Arecaceae
Bignonaceae Fabaceae Olacaceae
Menispermaceae Lianas
Sapindaceae Rubiaceae
Melastomataceae
Bosques de Tierras Altas
Arbustos Menispermaceae
Fuente: Unidad y Cooperación para el Desarrollo de los Pueblos, UCODEP. Elaborado por: Eduardo García.
159
ANEXO 1.7: BIODIVERSIDAD FAUNÍSTICA DE LA RESERVA DE
PRODUCCIÓN FAUNÍSTICA CUYABENO
Tabla A1.2: Principales especies animales de la Reserva de Producción Faunística Cuyabeno.
ESPECIES NATURALES TIPO DE ANIMAL
NOMBRE COMÚN NOMBRE CIENTÍFICO
HydrochoEridae Sciuridae Muridae
Roedores
Echimyidae Procyonidae
Canidae Nutria Mustelidae
Lobo de Río Pteronura Brasiliensis Nutria Neotropical Lontra Longicaudis
- Felidae Ocelote Leopardus Pardales Jaguar Panthera Onca Puma Puma Concolor
Yaguarindi Herpailurus Yagouaroundi Borricón Leopardus Wiedii Tigrillo Leopardus Tigrinus
Cérvidos Mazama Sp. Tayasúidos Tayassu Sp.
Tapir Tapirus Terrestris Zarigüeyad Didelphidae
Noctilioniade Emballonuridae Phyllostomidae
Murciélago
Thyropteridae Cebidae Atelidae
Pitheciidae Primate
Nyctipithecidae Oso Hormiguero Myrmecophaga Tridáctila
Serafín Cyclopes Didactylus Dasypus Novemcinctus
Armadillo Priodontes Maximus
Perezoso Barypus Variegatus Sotalia Fluviatilis
Delfín de Río Inia Geoffrensis
Mamíferos
Manatí Trichechus Inunguis Anguila Eléctrica
Boa de Agua y Tierra Caimán de Anteojos
Culebra Equis Ranita de Vidrio
Vieja del Río Varina Lagarto
Tortuga de Tierra y Agua
- Reptiles Y Anfibios
Sapo Gigante Bufo Gattatus
160
Continuación de la Tabla A1.2.
ESPECIES NATURALES TIPO DE ANIMAL
NOMBRE COMÚN NOMBRE CIENTÍFICO
Reptiles Y Anfibios Ranas Dendrobatidae Accipitridae Alcedinidae Apodidae Ardeidae
Bucconidae Caprimulgidae
Cathartidae Coerebidae Columbidae Cotingidae Cracidae Cracidae Cuculidae
Dendrocolaptidae Falconidae
Formicariidae Furnariidae Galbulidae
Hirundinidae Icteridae
Momotidae Opistocomidae
Picidae Pipridae
Psittacidae Ramphastidae
Strigidae Sylviidae
Thraupidae Tinamidae Trochilidae Troglotydae
Aves -
Tyrannidae Arapaima Gigas
Potamotrygon Hystrix Potamotrygon Motoro Rhaphiodon Vulpinus Hoplias Malabaricus
Brycon Coxeyi Tetragonopterus Sp.
Serrasalmus Sp. Colossoma Macropomum
Myleus Sp. Mylossoma Aureum
Prochilodus Nigricans Leporinus Sp. Ancistrus Sp.
Electrophorus Electricus
Peces -
Brachyplatysoma Filamentosum
Fuente: Unidad y Cooperación para el Desarrollo de los Pueblos, UCODEP. Elaborado por: Eduardo García.
16
1
ANEXO 1.8: GRUPOS HUMANOS DE LA RESERVA DE PRODUCCIÓN FAUNÍSTICA
CUYABENO
Figura A1.6: Mapa zonificado según el Convenio para la Conservación y Manejo Ecológico de un Sector de la Reserva de Producción Faunística Cuyabeno.
Fuente: Ministerio del Ambiente – Unidad y Cooperación para el Desarrollo de los Pueblos, UCODEP.
162
ANEXO 1.9: UBICACIÓN DE POZOS DENTRO DEL CAMPO
CUYABENO – SANSAHUARI
������������������� ����
UBICACIÓN DE POZOS
Fuente: Departamento de Cartografía y Mapeo, Petroproducción.
16
3
AN
EX
O 1.10: P
RE
SION
ES Y
VO
LÚ
ME
NE
S EN
LA
S L
ÍNE
AS D
E
FL
UJO
DE
L C
AM
PO
CU
YA
BE
NO
– SAN
SAH
UA
RI
FECHA DE MEDICIÓN
12/08/2007
06/08/2007
20/08/2007
13/08/2007
16/08/2007
18/08/2007
21/08/2007
24/08/2007
29/08/2007
14/08/2007
09/08/2007
09/08/2007
16/08/2007
10/08/2007
22/08/2007
02/08/2007
14/08/2007
17/08/2007
17/08/2007
11/08/2007
01/08/2007
06/08/2007
05/04/2007
13/08/2007
22/08/2007
12/08/2007
06/08/2007
07/08/2007
02/08/2007
15/08/2007
° API
23.2
27.7
27.7
27.5
27.2
27.7
27.7
28.5
-
30.2
26.2
27.7
26.4
27.0
-
-
26.3
-
-
-
27.7
27.7
27.7
27.7
27.7
27.7
27.7
27.6
27.4
-
BSW
0.2
0.3
0.2
0.2
0.2
0.2
0.3
0.4
-
0.3
0.3
0.3
0.2
0.4
-
-
0.4
-
-
-
0.6
0.5
0.7
0.6
0.5
1.0
0.2
0.4
0.2
-
INYECCIÓN (bls/día)
BFPD
1140
1510
1100
1000
1160
1120
1290
920
-
1500
740
1100
1450
940
-
-
1400
-
-
-
1100
820
970
1250
900
750
1320
1010
1400
-
° API
23.2
28.2
27.9
27.7
27.2
27.6
27.2
29.1
19.0
30.2
26.3
27.6
26.6
26.8
27.8
27.6
26.2
23.3
22.3
27.0
28.2
28.0
35.2
27.3
27.1
27.3
27.5
26.5
25.4
28.3
BSW
89.9
77.6
63.1
76.5
72.3
68.1
85.7
89.7
66.0
58.2
73.0
64.0
67.8
54.0
56.0
80.0
68.6
74.0
84.0
70.0
66.8
41.3
99.0
71.5
88.1
71.9
81.7
71.9
92.1
55.0
BAPD
1338
1114
549
791
1376
529
961
1654
1490
801
373
542
407
293
1060
3166
1181
1541
885
1564
401
309
291
337
1031
470
690
513
1527
897
BPPD
150
322
321
243
527
248
160
190
768
576
138
305
194
249
833
791
541
541
168
670
200
440
3
134
139
183
154
200
131
734
PRODUCCIÓN (bls/día)
BFPD
1488
1436
870
1034
1903
777
1121
1844
2258
1377
511
847
601
542
1893
3957
1722
2082
1052
2234
601
749
294
471
1170
653
844
713
1658
1631
PSEP
27
27
27
27
27
27
27
27
32
27
27
27
27
27
34
27
27
27
27
22
22
22
22
22
22
22
22
22
22
22
PMNF
34
34
34
34
34
34
34
34
40
34
34
34
34
34
44
34
34
34
34
34
30
30
30
30
30
30
38
30
30
28
PCSG
120
100
140
80
120
140
200
80
-
50
80
80
50
170
-
-
250
-
-
-
100
130
110
60
150
260
200
130
170
-
PTBG
3500
3650
3650
3700
3650
3600
3600
3600
280
3500
1700
3700
3600
3200
110
300
3600
200
100
150
3700
1150
3650
3700
3700
3650
3600
3500
3550
280
PRESIONES (lppc)
PDES
3750
3750
3750
3750
3750
3750
3750
3750
-
3750
3750
3750
3750
3750
-
-
3750
-
-
-
3750
3750
3750
3750
3750
3750
3750
3750
3750
3750
Tabla A1.3: Presiones y volúmenes de las líneas de flujo del campo Cuyabeno – Sansahuari, al 30 de agosto del 2007.
POZO
CUY-02
CUY-03
CUY-06
CUY-07
CUY-08
CUY-09
CUY-10
CUY-11
CUY-14
CUY-15
CUY-16
CUY-19
CUY-20
CUY-21
CUY-22
CUY-23
CUY-24D
CUY-25
CUY-26
CUY-27
SSH-02
SSH-04
SSH-05
SSH-06
SSH-07
SSH-08
SSH-09
SSH-10
SSH-11
SSH-12D
Fuente: Ingeniería de Producción, Petroproducción. Modificado por: Eduardo García.
164
ANEXO 1.11: CARACTERÍSTICAS DE LAS LÍNEAS DE
PRODUCCIÓN DEL CAMPO CUYABENO – SANSAHUARI
Tabla A1.4: Estado de las líneas de flujo (a diciembre del 2006).
ESPESOR (pulg) INICIO (CABEZAL)
DESTINO (MANIFOLD)
DIÁMETRO (pulg) NOMINAL MÍNIMO LÍMITE
LONGITUD (m)
CUY-02 Estación Cuyabeno 4 ½ 0.237 0.147 0.093 2116CUY-03 Estación Cuyabeno 4 ½ 0.237 0.142 0.093 1290CUY-06 Estación Cuyabeno 4 ½ 0.237 0.120 0.093 2492CUY-07 Estación Cuyabeno 4 ½ 0.237 0.151 0.093 1466CUY-08 Estación Cuyabeno 4 ½ 0.237 0.136 0.093 2527CUY-09 Estación Cuyabeno 4 ½ 0.237 0.120 0.093 3774CUY-10 Estación Cuyabeno 4 ½ 0.237 0.114 0.093 2813CUY-11 Estación Cuyabeno 4 ½ 0.237 0.158 0.093 816 CUY-14 Estación Cuyabeno 4 ½ 0.237 0.095 0.093 5057CUY-15 Estación Cuyabeno 4 ½ 0.237 0.141 0.093 627 CUY-16 Estación Cuyabeno 4 ½ 0.237 0.148 0.093 1469CUY-19 Estación Cuyabeno 4 ½ 0.237 0.147 0.093 1433CUY-20 Estación Cuyabeno 4 ½ 0.237 0.123 0.093 591 CUY-21 Estación Cuyabeno 4 ½ 0.237 0.000 0.093 4496CUY-22 Estación Cuyabeno 4 ½ 0.237 0.178 0.093 1273CUY-23 Estación Cuyabeno 4 ½ 0.237 0.118 0.093 4653
CUY-24D Estación Cuyabeno 4 ½ 0.237 0.190 0.093 4475 CUY-25 Estación Cuyabeno 4 ½ 0.237 0.172 0.093 4725CUY-26 Estación Cuyabeno 4 ½ 0.237 0.194 0.093 2049CUY-27 Estación Cuyabeno 6 � 0.237 0.186 0.093 2767 SSH-02 Estación Sansahuari 4 ½ 0.237 0.134 0.093 3687 SSH-04 Estación Sansahuari 4 ½ 0.237 0.155 0.093 1912 SSH-05 Estación Sansahuari 4 ½ 0.237 0.113 0.093 4175 SSH-06 Estación Sansahuari 4 ½ - 0.168 0.093 574 SSH-07 Estación Sansahuari 4 ½ 0.237 0.157 0.093 2303 SSH-08 Estación Sansahuari 4 ½ 0.237 0.000 0.093 4665 SSH-09 Estación Sansahuari 4 ½ 0.237 0.075 0.093 5530 SSH-10 Estación Sansahuari 4 ½ 0.237 0.072 0.093 5511 SSH-11 Estación Sansahuari 4 ½ - 0.174 0.093 5784
SSH-12D Estación Sansahuari 4 ½ 0.237 0.192 0.093 5532
Fuente: Departamento de Inspección Técnica, Petroproducción. Elaborado por: Eduardo García.
Tabla A1.5: Inspección técnica de las líneas de fluo del campo Cuyabeno – Sansahuari.
LONGITUD POR
RETIRAR POZO
LONGITUD INSPECCIONADA
(m) (m) (%)
ÚLTIMA INSPECCIÓN
OBSERVACIONES
CUY-02 693 0 0.0% Dic-06 Ok, dar mantenimiento.
CUY-03 415 72 5.6% Nov-06 Cambiar 4 tubos tramo 9 y 2 tubos tramo 27. Dar mantenimiento.
165
Continuación de la Tabla A1.5.
LONGITUD POR
RETIRAR POZO
LONGITUD INSPECCIONADA
(m) (m) (%)
ÚLTIMA INSPECCIÓN
OBSERVACIONES
CUY-06 797 96 3.9% Nov-06 Cambiar 2 tubos en tramos 39 y 6 tubos en tramo 54. Dar mantenimiento.
CUY-07 465 0 0.0% Nov-06 Ok. Dar mantenimiento.
CUY-08 701 96 3.8% Nov-06
Cambiar 2 tubos en tramos 8 y 5 tubos en tramo 41 y un tubo en tramo 50. Dar mantenimiento.
CUY-09 987 72 1.9% Dic-06 Cambiar un tubo en tramos 24, 46, 60, 68 y 79. Dar mantenimiento.
CUY-10 832 96 3.4% Nov-06
Cambiar un tubo en tramos 10, 50 y 53, tramo 38 (2 tubos) y tramo 41 (3 tubos). Dar mantenimiento.
CUY-11 249 0 0.0% Nov-06 Ok. Levantar tubería tramos 4, 5 y 7.
CUY-14 1334 84 1.7% Nov-06 Cambiar un tubo en tramos 7, 17, 39, 46, 100 y tramo 59 (2 tubos). Dar mantenimiento.
CUY-15 191 36 5.7% Nov-06 Cambiar un tubo en tramo 9 y en tramo 14 (2 tubos). Dar mantenimiento.
CUY-16 468 0 0.0% Nov-06 Dar mantenimiento.
CUY-17 666 96 3.9% Nov-06 Cambiar un tubo en tramos 11, 13 y tramo 17 (6 tubos), dar mantenimiento.
CUY-19 499 0 0.0% Nov-06 Ok. Dar mantenimiento.
CUY-20 228 12 2.0% Dic-06 Cambiar un tubo en tramo 13. Alzar tubería. Dar mantenimiento.
CUY-21 1121 72 1.6% Nov-06 Cambiar un tubo en tramos 34, 70, 76, 88 y tramo 91 (2 tubos). Dar mantenimiento.
CUY-22 317 0 0.0% Nov-06 Dar mantenimiento
CUY-23 1229 36 0.8% Nov-06 Cambiar tubería en tramo 1 y tramo 95 (2 tubos). Desbrozar maleza.
CUY-24D 1025 0 0.0% Nov-06 Ok. CUY-25 1125 0 0.0% Nov-06 Ok. CUY-26 453 0 0.0% Nov-06 Ok. CUY-27 650 36 1.3% Nov-06 Ok.
SSH-02 993 108 2.9% Oct-06 Cambiar un tubo en tramos 16, 17, 27, 47, 53, 54, 71 y 2 tubos en tramo 21.
SSH-04 604 0 0.0% Oct-06 Dar mantenimiento.
SSH-05 1087 60 1.4% Oct-06 Cambiar un tubo en tramos 8, 20, 40 y 2 tubos tramo 50.
SSH-06 217 0 0.0% Oct-06 Dar mantenimiento. SSH-07 731 12 0.5% Oct-06 Dar mantenimiento.
166
Continuación de la Tabla A1.5.
LONGITUD POR
RETIRAR POZO
LONGITUD INSPECCIONADA
(m) (m) (%)
ÚLTIMA INSPECCIÓN
OBSERVACIONES
SSH-08 1199 1080 23.2% Oct-06
Cambiar un tubo en tramos 12, 17, 20, 70, 75 y 2 tubos en tramos 34 y 39. Tubería con corrosión interna.
SSH-09 1400 144 2.6% Oct-06 Cambiar un tubo en tramos 3, 12, 16, 71, 2 en tubos tramo 96 y 6 tubos tramo 52.
SSH-10 1488 168 3.0% Oct-06 Cambiar un tubo en tramo 42, 2 tubos en tramos 22, 72 y 9 tubos en tramo 29.
SSH-11 1418 0 0.0% Oct-06 Ok, dar mantenimiento. SSH-12D 1037 0 0.0% Oct-06 Ok, dar mantenimiento.
Fuente: Departamento de Inspección Técnica, Petroproducción. Elaborado por: Eduardo García.
167
ANEXO 1.12: CARACTERÍSTICAS DE LAS LÍNEAS DE
INYECCIÓN DE FLUIDO MOTRIZ DEL CAMPO CUYABENO –
SANSAHUARI
Tabla A1.6: Estado de las líneas de inyección del Sistema Power Oil del campo Cuyabeno – Sansahuari (a diciembre del 2006).
ESPESOR (pulg) INICIO DESTINO
(CABEZAL) DIÁMETRO
(pulg) NOMINAL MÍNIMO LÍMITE
LONGITUD (m)
Línea Power Oil CUY-06 CUY-02 2 � 0.436 0.212 0.130 28 Línea Power Oil CUY-07 CUY-02 3 ½ 0.438 0.255 0.140 459
Estación Cuyabeno CUY-03 2 � 0.436 0.418 0.137 20 Estación Cuyabeno CUY-03 3 ½ 0.300 0.256 0.202 144 Estación Cuyabeno CUY-06 2 � 0.436 0.411 0.177 24 Estación Cuyabeno CUY-06 3 ½ 0.438 0.385 0.260 94 Estación Cuyabeno CUY-06 4 ½ 0.531 0.357 0.335 1515 Estación Cuyabeno CUY-06 6 � 0.718 0.628 0.493 767
Línea Power Oil CUY-10 CUY-07 2 � 0.343 0.317 0.208 20 Línea Power Oil CUY-10 CUY-07 3 ½ 0.300 0.272 0.141 12
Línea Matriz CUY-08 2 � 0.436 0.412 0.136 16 Línea Matriz CUY-08 3 ½ - 0.234 0.200 448
Línea Power Oil CUY-14 CUY-09 2 � 0.436 0.400 0.137 24 Línea Power Oil CUY-14 CUY-09 3 ½ 0.438 0.276 0.203 114
Bomba Power Oil CUY-06 CUY-10 2 � - 0.200 0.141 37 Bomba Power Oil CUY-06 CUY-10 3 ½ - 0.205 0.190 1378 Bomba Power Oil CUY-06 CUY-10 4 ½ - 0.376 0.268 619 Bomba Power Oil CUY-06 CUY-10 6 � - 0.330 0.360 36 Línea Power Oil CUY-16 CUY-11 2 � 0.436 0.321 0.118 15 Línea Power Oil CUY-16 CUY-11 3 ½ 0.438 0.398 0.174 134 Línea Matriz Cuyabeno -
Sansahuari CUY-14 3 ½ 0.300 0.185 0.159 1890
Estación Cuyabeno CUY-15 2 � 0.436 0.400 0.147 15 Estación Cuyabeno CUY-15 3 ½ 0.300 0.255 0.217 95 Estación Cuyabeno CUY-16 2 � 0.500 0.406 0.143 25 Estación Cuyabeno CUY-16 3 ½ 0.300 0.258 0.190 12 Estación Cuyabeno CUY-16 4 ½ 0.436 0.382 0.272 1378 Estación Cuyabeno CUY-17 2 � 0.436 0.432 0.118 10 Estación Cuyabeno CUY-17 3 ½ 0.300 0.258 0.145 287
Bomba Power Oil CUY-06 CUY-19 2 � 0.436 0.436 0.141 35 Bomba Power Oil CUY-06 CUY-19 3 ½ 0.438 0.438 0.208 285 Línea Power Oil CUY-06 CUY-20 2 � 0.436 0.361 0.118 18 Línea Power Oil CUY-06 CUY-20 3 ½ 0.438 0.396 0.143 237 Línea Power Oil CUY-16 CUY-22 4 ½ 0.438 0.263 0.267 866 Entrada al pozo CUY-21 CUY-24D 2 � 0.436 0.322 0.137 40 Línea Matriz Cuyabeno -
Sansahuari Estación
Sansahuari 6 � - 0.608 0.416 3512
Línea Matriz Cuyabeno - Sansahuari
Estación Sansahuari
8 � - 0.816 0.542 7903
168
Continuación de la Tabla A1.6.
ESPESOR (pulg) INICIO DESTINO
(CABEZAL) DIÁMETRO
(pulg) NOMINAL MÍNIMO LÍMITE
LONGITUD (m)
Línea Matriz Sansahuari SSH-02 2 � 0.300 0.175 0.114 24 Línea Matriz Sansahuari SSH-02 3 ½ 0.343 0.235 0.132 591
Estación Sansahuari SSH-04 2 � 0.436 0.409 0.118 19 Estación Sansahuari SSH-04 3 ½ 0.300 0.197 0.174 174
T al SSH-10 SSH-05 2 � 0.436 0.416 0.098 12 T al SSH-10 SSH-05 3 ½ 0.300 0.000 0.145 266
Línea Matriz Sansahuari Válvula SSH-06
2 � 0.436 0.240 0.149 13
Línea Matriz Sansahuari Válvula SSH-06
3 ½ 0.300 0.406 0.220 177
Línea Matriz Sansahuari SSH-07 2 � 0.436 0.378 0.098 17 Línea Matriz Sansahuari SSH-07 3 ½ 0.300 0.199 0.145 169 Línea Matriz Sansahuari SSH-08 2 � 0.436 0.387 0.106 12 Línea Matriz Sansahuari SSH-08 3 ½ 0.438 0.395 0.156 13
T al SSH-10 SSH-09 2 � 0.300 0.175 0.098 778 T al SSH-10 SSH-09 3 ½ 0.436 0.262 0.132 130
Línea Matriz Sansahuari SSH-10 2 � 0.436 0.402 0.118 14 Línea Matriz Sansahuari SSH-10 3 ½ 0.438 0.413 0.174 12 Línea Matriz Sansahuari SSH-10 4 ½ 0.438 0.344 0.273 1969
T al SSH-10 SSH-11 2 � 0.436 0.414 0.098 11 T al SSH-10 SSH-11 3 ½ 0.438 0.389 0.145 736
Fuente: Departamento de Inspección Técnica, Petroproducción. Elaborado por: Eduardo García.
Tabla A1.7: Inspección técnica de las líneas de inyección del sistema Power Oil del campo Cuyabeno – Sansahuari.
LONGITUD POR CAMBIAR POZO
LONGITUD INSPECCIONADA
(m) (m) (%)
ÚLTIMA INSPECCIÓN
OBSERVACIONES
CUY-02 149 0 0.00% Dic-06 Ok. Dar mantenimiento.
CUY-03 65 72 43.90% Nov-06 Cambiar 6 tubos en tramo 2 o cambiar tubería de mayor espesor de 0,438.
CUY-06 410 24 1.56% Dic-06 Cambiar 2 tubos en tramos 54 y 37. Realizar mantenimiento y desbroce.
CUY-07 30 0 0.00% Nov-06 Ok. Dar mantenimiento.
CUY-08 136 384 82.76% Nov-06 Cambiar 32 tubos en tramo 2 o cambiar tubería de mayor espesor de 0,438.
CUY-09 46 0 0.00% Oct-06 Dar mantenimiento. CUY-10 596 48 2.32% Dic-06 Ok. Dar mantenimiento CUY-11 46 0 0.00% Dic-06 Ok. Dar mantenimiento. CUY-14 532 12 0.63% Oct-06 Cambiar un tubo en tramos 2, 9 y 32.
CUY-15 53 60 54.55% Nov-06 Cambiar 5 tubos en tramo 1 o cambiar tubería de mayor espesor de 0,438.
CUY-16 415 24 1.70% Dic-06 Cambiar 2 tubos en tramo 35. Dar mantenimiento
CUY-17 74 0 0.00% Nov-06 Dar mantenimiento CUY-19 72 0 0.00% Nov-06 Dar mantenimiento
169
Continuación de la Tabla A1.7.
LONGITUD POR CAMBIAR POZO
LONGITUD INSPECCIONADA
(m) (m) (%)
ÚLTIMA INSPECCIÓN
OBSERVACIONES
CUY-20 94 0 0.00% Dic-06 Ok. Dar mantenimiento.
CUY-22 209 550 63.51% Dic-06 Cambiar toda la tubería por llegar al límite de retiro.
CUY-24D 25 0 0.00% Oct-06 Ok. Dar mantenimiento. SSH-02 149 0 0.00% Ago-06 Ok. Desbrozar, dar mantenimiento.
SSH-04 72 12 6.22% Nov-06 Cambiar tubo tramo.4. Dar mantenimiento.
SSH-05 94 24 8.63% Ago-06 Cambiar 2 tubos tramo 1 (urgente). Dar mantenimiento.
Válvula SSH-06
67 25 13.16% Nov-04 Cambiar toda la línea por otra de mayor cédula.
SSH-07 95 0 0.00% Ago-06 Ok. Desbrozar, dar mantenimiento. SSH-08 22 0 0.00% Ago-06 Ok. Dar mantenimiento.
SSH-09 220 0 0.00% Ago-06 Volver a inspeccionar. Dar mantenimiento
SSH-10 460 0 0.00% Ago-06 Ok. Dar mantenimiento. SSH-11 168 0 0.00% Ago-06 Ok. Desbrozar, dar mantenimiento.
Fuente: Departamento de Inspección Técnica, Petroproducción. Elaborado por: Eduardo García.
17
0
ANEXO 1.13: DIAGRAMA DE LA ESTACIÓN DE PRODUCCIÓN CUYABENO
Fuente: Departamento de Proyectos y Equipos, Petroproducción.
17
1
ANEXO 1.14: DIAGRAMA DE LA ESTACIÓN DE PRODUCCIÓN SANSAHUARI
Fuente: Deparatamento de Proyectos y Equipos, Petroproducción.
172
ANEXO 2.1: FENÓMENOS NATURALES POTENCIALMENTE
PELIGROSOS
Tabla A2.1: Clasificación de los principales fenómenos naturales.
Granizo Huracanes Incendios Tornados
Atmosféricos
Tormentas tropicales Fallas Temblores Dispersiones laterales Licuefacción Maremotos
Sísmicos
CuarteamientosFallas Temblores Dispersiones laterales Licuefacción Maremotos Cuarteamientos
Hidrológicos
Fallas Cenizas Gases Flujos de lava Corrientes de fango Proyectiles y explosiones laterales
Volcánicos
Flujos piro clásticos Avalanchas Suelos expansivos Deslizamientos Desprendimiento de rocas
Fenómenos Naturales
Geológicos
Hundimiento de tierra
Fuente: Departamento de Protección Ambiental, Petroproducción. Elaborado por: Eduardo García.
17
3
AN
EX
O 2.2: H
ISTO
RIA
L D
E D
ER
RA
ME
S OC
UR
RID
OS
TERCEROS AFECTADOS
Sin identificar
Sin identificar
3 familias
Sin identificar
Sin identificar
Sin identificar
Sin identificar
Sin identificar
4 fincas afectadas
2 familias
Sin identificar
1 familia
1 familia
1 familia
1 familia
REMEDIACIÓN
40%
55%
70%
Sin identificar
100%
100%
100%
100%
100%
60%
100%
100%
100%
100%
100%
VOLUMENAPROXIMADO DERRAMADO
(bis)
10
2
Sin identificar
3
1
10
10
1
30
2
5
30
1/4
1
9
SUPERFICIE (m2)
150
60
1000
230 (30 de suelo y 200 de
riveras de riachuelo)
200
200
Por cuantificar
50
11510
4000
750
800
300
900
40
DAÑOS CAUSADOS
Contaminación de suelo
Derecho de vía y pequeño pantano
aledaño
Contaminación de suelo
Suelo, vegetación y riachuelo
Contaminación de estero y vegetación
Contaminación de suelo y vegetación
Contaminación de agua, piscinas de
amortiguamiento
Contaminación del suelo
Terreno, estero y derecho de vía
Contaminación de suelo y pantano
Terreno, pantano, y derecho de vía
Terreno
Leve contaminación por crudo pulverizado en derecho de vía y finca
Contaminación de suelo y vegetación
Contaminación del suelo
CAUSA
Falla humana
Atentado
Atentado
Corrosión
Corrosión
Corrosión
Falla humana
Falla humana
Corrosión
Atentado
Corrosión
Atentado
Corrosión
Atentado
Atentado
DESCRIPCION DEL SINIESTRO
Rebosamiento de tanque empernado
Robo de tubería
Robo de tubería
Corrosión en el acoplamiento de la
tubería
-
Corrosión interna de tubería
Mala operación
Corrosión interna
Corte de línea de oleoducto con segueta
Corrosión interna
Perforación con broca
Corrosión interna
Daños por otros
Atentado
LUGAR DEL SINIESTRO
Estación Cuyabeno, área del Tanque Empernado
Km. 22 de la vía Lago Agrio – Tarapoa
Línea de pozo SSH-03
Línea de flujo del pozo SSH-02
Línea de reinyección de agua del pozo CUY-04
Acceso al pozo CUY-02 y línea del pozo SSH-09
Piscina API, acceso al pozo CUY-22
Cuyabeno
1 Km. pasando la Y de Harberth, vía a Lago Agrio
Línea de flujo del pozo CUY-14
A 400 metros al sur del puente del rió Granito
Línea de flujo del pozo CUY-14
Cuyabeno
Cuyabeno
CUY-15
SECTOR
Cuyabeno
Vía Lago Agrio - Tarapoa
SSH-03
SANSAHUARI
CUY-04
CUY-02
CUY-22
Vía Puerto El Carmen - Tarapoa
Y de Harberth vía a Lago Agrio
Cercanía a la plataforma de CUY-15
Sucumbíos
Cercanías al río Cuyabeno chico
Carretera Km. 23 vía Lago Agrio.
Cuyabeno, carretera Km. 23 vía a Lago Agrio
Entrada a plataforma CUY-15
Tabla A2.2: Historial de derrames ocurridos en el campo Cuyabeno – Sansahuari en el periodo comprendido desde el año 2003 al 2006.
FECHA
6/02/2006
6/27/2006
7/12/2006
12/11/2006
3/29/2005
4/14/2005
5/21/2005
8/1/2005
8/18/2005
9/12/2005
9/15/2005
9/24/2005
11/7/2005
11/22/2005
12/9/2005
17
4
TERCEROS AFECTADOS
No
1 familia
Sin identificar
No
1 familia
Sin identificar
Comunidad Nueva
Esperanza
No
Sin identificar
No
2 familias
AVANCE
100%
100%
100%
100%
100%
100%
100%
100%
100%
100%
100%
VOLUMEN APROXIMADO DERRAMADO
(bis)
2
13
2
5
20
10
3
40
8
3
25
230.25
31.13
261.38
SUPERFICIE (m2)
100
1200
2700
600
2400
10000
5000 m lineales
875
805
30
1758
40218
5440
45658
DAÑOS CAUSADOS
Contaminación de derecho de vía
Contaminación de suelo, vegetación y pequeño
estero
Terreno (Punto de Control No.1)
Contaminación de césped dentro del área
de la estación.
Contaminación de maleza y pantano
Contaminación de riveras y lecho del río
Lagartijo.
Riveras de estero (paredes, vegetación y
palizadas).
Contaminación de plataforma
Contaminación de terreno, potrero y estero.
Contaminación del área del cubeto del tanque. De almacenamiento
Contaminación de terreno, riachuelo, riberas y pantano
CAUSA
Corrosión
Corrosión
Corrosión
Falla del equipo
Falla del equipo
Atentado
Atentado
Atentado
Corrosión
Falla del equipo
Falla del equipo
DESCRIPCION DEL SINIESTRO
Corrosión
Caliche
Rebosamiento de piscina API por obstrucción del
drenaje
Rebosamiento de sumidero
Manipulación de válvula y brida ciega
Corte con sierra manual de línea secundaria de
oleoducto
Corrosión externa de línea de flujo antigua del
pozo SSH-01
Contaminación de crudo por daño en tapón de
línea de alta.
Corrosión interna de línea
Corrosión interna de válvula de drenaje de
agua del tanque
Filtración de piscina API.
LUGAR DEL SINIESTRO
Línea de flujo de pozo CUY-14
Altura km. 24 vía Sansahuari
Piscinas API
Área del separador
Km. 33, vía Cuyabeno – Puerto El Carmen
Vía Cuyabeno – Lago Agrio (Km. 17 ½)
Entre la vía principal y la Estación Sansahuari
Plataforma pozo CUY-21
Entre la vía Cuyabeno – Sansahuari y la entrada
al pozo SSH-02
Área del tanque de almacenamiento
Piscinas y unidades power oil de la estación
central
SECTOR
CUY-14
Cuyabeno, SSH-02
Estación Central
Sucumbíos
Estación Sansahuari
Plataforma SSH-08
Campo Cuyabeno, rió
Lagartijo
Costado Estación
Sansahuari
CUY-21
Cuyabeno
Cuyabeno
Cuyabeno
Continuación de la Tabla A2.2.
FECHA
12/23/2005
11/27/2005
2/24/2003
3/19/2003
4/17/2003
4/18/2003
4/27/2003
5/11/2003
6/17/2003
7/27/2003
8/17/2003
Derrames remediados
Derrames por remediar
Total por derrames ocurridos
Fuente: Deparatamento de Protección Ambiental, Petroproducción. Elaborado por: Eduardo García.
175
9
23
24
8
17
7
34
18
32
12
26
3
0
5
10
15
20
25
30
35
40D
ER
RA
ME
S O
CU
RR
IDO
S
Ataca
pi
Cuy-S
sh
Front
era
Otro
s
Pacay
acu
Parah
uaco
Pichinc
ha
Secoy
a
Shuar
a
Shush
uqui
Tapi
Tetet
eVHR
CAMPOS
DERRAMES EN EL ÁREA LIBERTADOR
Figura A2.1: Derrames ocurridos en el Área Libertador durante periodo comprendido desde Enero del 2003 hasta
Marzo del 2007.
Fuente: Departamento de Protección Ambiental, Petroproducción. Elaborado por: Eduardo García.
42
118
7
10
7
22
14
22
9
4
72
81
32
17
3
65
54
34
22
5
18
30
5
3
0.00%
10.00%
20.00%
30.00%
40.00%
50.00%
60.00%
70.00%
80.00%
90.00%
100.00%
TO
AT
L D
E D
ER
RA
ME
S O
CU
RR
IDO
S
Auca Lago Agrio Libertador Sacha Shushufindi
ÁREA
DERRAMES EN EL DISTRITO ORIENTE
Atentado Corrosión Falla del equipo Falla humana Imprevisto natural
Figura A2.2: Derrames ocurridos en todo el Distrito Oriente durante periodo comprendido desde Enero del 2003
hasta Marzo del 2007.
Fuente: Departamento de Protección Ambiental, Petroproducción. Elaborado por: Eduardo García.
176
ANEXO 2.3: MÉTODO APLICADO EN EL ANÁLISIS DE RIESGOS
A2.3.1 EXPLICACIÓN DEL MÉTODO APLICADO
El método aplicado al análisis de riesgos del presente proyecto se lo conoce como
Sistema de Puntaje y fue obtenido del “Manual de Manejo de Riesgos en Líneas
de Flujo de Kent Muhlbauer”.
El autor propone que para la elaboración de un análisis de riesgos de derrames
en las líneas de flujo se deben seguir tres criterios esenciales.
A2.3.1.1 Identificación Del Riesgo
El primer criterio consiste en identificar los riesgos presentes. Para ello sugiere
elaborar “listas de chequeo” en las cuales se deben enlistar todas las amenazas y
vulnerabilidades que se puedan determinar en base a tres factores: por relación
directa con la operación, por relación indirecta y por el impacto que genera la
ocurrencia. En las lista de chequeo se van marcando las amenazas y
vulnerabilidades presentes en el área de estudio.
Para este proyecto, las lista de chequeo se elaboraron en base a las amenazas y
vulnerabilidades analizadas en el Plan de Contingencias para los campos VHR y
Cuyabeno – Sansahuari, y se presentan en las Tablas 2.2, 2.3 y 2.4.
A2.3.1.2 Cuantificación Del Riesgo
El segundo criterio, hace referencia a la cuantificación de los riesgos. Para ello el
método usado consiste en establecer rangos de puntajes mínimos y máximos
para cada una de las amenazas y vulnerabilidades enlistadas en las lista de
chequeo, y utilizando un buen juicio, la persona que elabora el análisis de riesgos
va calificando cada uno de las amenazas y vulnerabilidades que se marcaron en
las listas de chequeo. Esta calificación debe estar dentro de los rangos
respectivos de cada item.
177
A2.3.1.2.1 Rangos De Puntuación
Para este proyecto, los rangos de puntajes fueron establecidos por el autor de la
tesis considerando el nivel de importancia que el “Manual de Manejo de Riesgos
en Líneas de Flujo de Kent Muhlbauer” sugiere. Esto es: 60% del puntaje de la
matriz de riesgos corresponde a los factores directos; 40% corresponde a los
factores indirectos, y los factores por impacto se cuantifican por separado sobre
un 100%.
Para este método (sistema de puntaje), Muhlbauer establece que la puntuación
puede ser directa o inversa, es decir, se habla de puntuación directa cuando a
mayor intensidad o magnitud de la amenaza o vulnerabilidad se va incrementando
la puntuación. Por otro lado se habla de puntuación inversa cuando a mayor
intensidad o magnitud de la amenaza o vulnerabilidad se va decreciendo la
puntuación. La puntuación que utiliza el proyecto es directa.
Las Tabla 2.5 presenta los rangos de puntajes. Para mejor comprensión de los
rangos de puntaje se debe tener en cuanta que:
− Los ítems de color verde representan puntajes que se seleccionan de varias
opciones para establecer un puntaje parcial.
− Los ítems de color azul representan subitems que sumados dan un puntaje
parcial.
A2.3.1.2.2 Probabilidad De Ocurrencia
La probabilidad de ocurrencia es un porcentaje que se obtiene de la división del
puntaje de cada item sobre el puntaje parcial correspondiente.
A2.3.1.2.3 Puntaje De La Matriz De Riesgos
Para facilitar la elaboración de la matriz de riesgos, el puntaje total de la matriz
para el proyecto se establece sobre 1000 puntos, distribuidos en 600 puntos para
178
los factores directos (60%) y 400 puntos para los factores indirectos (40%). Para
los factores por impacto se establece un puntaje por separado de 100 puntos
(100%).
La matriz de riesgos se construye con los valores asignados a criterio del autor
del análisis de riesgos en base a las amenazas y vulnerabilidades marcadas en
las Tablas 2.2, 2.3 y 2.4; y en base a los rangos de puntajes de la Tabla 2.5. La
Tabla 2.6 presenta la matriz de riesgos promediada, es decir, con los resultados
parciales y totales. La matriz detallada con la puntuación de cada item y los
resultados se presenta en la Tabla A2.3 del Anexo 2.4.
A2.3.1.2.4 Indicadores De Riesgo
De los puntajes obtenidos en la matriz de riesgos se obtienen algunos indicadores
que ayudan a la evaluación de riesgo. Cada uno de los indicadores presentados
en el proyecto tiene su criterio de evaluación dentro de un rango de valores que
ubican el riesgo en un nivel bajo, medio o moderado y alto.
A2.3.1.3 Evaluación E Interpretación
El tercer criterio del método, se refiere a evaluar los resultados obtenidos de los
indicadores de riesgo. De esta manera se puede concluir el análisis determinado
la magnitud del riesgo para cada punto de ocurrencia analizado.
179
ANEXO 2.4: DEPLIEGUE DE LA MATRIZ DE RIESGOS PARA EL
CAMPO CUYABENO – SANSAHUARI
Tabla A2.3: Matriz de riesgos con puntuación detallada.
ESTACIONES DE PRODUCCIÓN
CABEZALES LÍNEAS DE FLUJO AMENAZAS – VULNERABILIDADES
Pts. P.O. Pts. P.O. Pts. P.O.
FACTORES RELACIONADOS INDIRECTAMENTE CON LA OPERACIÓN
PROFUNDIDAD MÍNIMA DE COBERTURA 10 16.7% 10 16.7% 50 83.3% Cruces fluviales menores a 1 metro de profundidad 10 16.7% 10 16.7% - - Cruces fluviales de 1 a 3 metros de profundidad - - - - - - Cruces fluviales mayores a 3 metros de profundidad - - - - 50 83.3% NIVEL DE ACTIVIDAD 30 50.0% 50 83.3% 40 66.7% Nivel Alto 10 16.7% 10 16.7% 20 33.3% Alta densidad poblacional cercana - - - - - - Actividades constructivas frecuentes - - - - 10 - Más de 2 reportes de reconocimiento semanales - - - - - - Vía o autopista cercana 10 - 10 - 10 - Atentados (1 mensual ) - - - - - - Muchas actividades agrícolas cercanas - - - - - - Nivel Medio 4 6.7% 40 66.7% 12 20.0% Baja densidad poblacional cercana - - 8 - 6 - Sin actividades constructivas rutinarias 4 - 8 - - - Menos de 5 reportes de reconocimiento mensual - - 8 - 6 - Atentado (1 trimestral) - - 8 - - - Pocas actividades agrícolas cercanas - - 8 - - - Nivel Bajo 16 26.7% - - 8 13.3% Población rural con baja densidad poblacional 4 - - - - - Sin reportes de reconocimiento en 10 años 4 - - - - - Atentados (1 anual) 4 - - - 4 - Sin actividades agrícolas rutinarias 4 - - - 4 - Ningún Nivel de Actividad - - - - - - PELIGROS EN LA INFRAESTRUCTURA SUPERFICIAL 30 75.0% 20 50.0% 10 25.0% Infraestructura superficial abandonada 6 - - - - -
180
Continuación de la Tabla A2.3.
ESTACIONES DE PRODUCCIÓN
CABEZALES LÍNEAS DE FLUJO AMENAZAS – VULNERABILIDADES
Pts. P.O. Pts. P.O. Pts. P.O.
Facilidades a menos de 30 metros de las vía 6 - 4 - 2 - Facilidades cercanas a la vía, sin protecciones 6 - 4 - 2 - Árboles, paredes u otros entre la vía y las facilidades 6 - 4 - - - Diques entre la vía y las facilidades 6 - 4 - 2 - Falta de señalización - - 4 - 4 - DEFICIENCIA EN EL SISTEMA DE NOTIFICACIÓN 10 25.0% 20 50.0% 30 75.0% Falta organización gubernamental 2 - 4 - 6 - Falta de registros confiables de eficiencia 2 - 4 - 6 - Falta de información y conocimiento de las personas 2 - 4 - 6 - Falta de estándares de calidad 2 - 4 - 6 - Inapropiada reacción a llamadas 2 - 4 - 6 - DEFICIENCIA EN PROGRAMAS DE EDUCACIÓN PÚBLICA 30 50.0% 30 50.0% 36 60.0% Falta de reuniones periódicas con las autoridades 10 - 10 - 12 - Falta de reuniones periódicas con contratistas - - - - - - Escasez de programas educativos a la comunidad 10 - 10 - 12 - Capacitación a residentes cercanos 10 - 10 - 12 - CONDICIÓN DEL DERECHO DE VÍA 10 25.0% 20 50.0% 8 20.0%
Excelente - - - - - - Bueno 10 25.0% - - 8 20.0% Aceptable - - 20 50.0% - - Bajo - - - - - - Malo - - - - - - FRECUENCIA DE PATRULLAJE 10 16.7% 20 33.3% 30 50.0% Diario - - - - - - De 1 a 4 veces por semana 10 16.7% - - - - Menos 4 veces al mes - - 20 33.3% 30 50.0% Menos de una vez por mes - - - - - - Rara vez - - - - - -
181
Continuación de la Tabla A2.3.
ESTACIONES DE PRODUCCIÓN
CABEZALES LÍNEAS DE FLUJO AMENAZAS – VULNERABILIDADES
Pts. P.O. Pts. P.O. Pts. P.O.
MOVIMIENTOS DEL SUELO 4 10.0% 4 10.0% 10 25.0% Alto - - - - - - Medio - - - - - - Bajo - - - - - - Ninguno - - - - - - Desconocido 4 10.0% 4 10.0% 10 25.0%
TOTAL DE FACTORES INDIRECTOS 134 33.5% 174 43.5% 214 53.5%
FACTORES RELACIONADOS DIRECTAMENTE CON LA OPERACIÓN
ÍNDICE DE CORROSIÓN ATMOSFÉRICA 22 55.0% 22 55.0% 24 60.0% Daños a las Facilidades 4 40.0% 4 40.0% 6 60.0% Interfase agua/aire - - - - 2 - Revestimientos 2 - 2 - 2 - Aislamientos - - - - - - Soportes/colgadores 2 - - - - - Interfase aire/tierra - - 2 - 2 - Otras exposiciones - - - - - - Ninguna - - - - - - Daños por el Tipo de Atmósfera 12 60.0% 12 60.0% 12 60.0% Química y marina - - - - - - Química muy húmeda - - - - - - Marina, costera, humedal 12 - 12 - 12 - Alta humedad/temperatura - - - - - - Química y baja humedad - - - - - - Baja humedad - - - - - - Estado del Recubrimiento / Inspección 6 60.0% 6 60.0% 6 60.0% Bueno - - - - - - Aceptable - - - - - - Pobre 6 60.0% 6 60.0% 6 60.0% Ausencia - - - - - - ÍNDICE DE CORROSIÓN INTERNA 22 55.0% 22 55.0% 22 55.0% Corrosividad del Producto 6 30.0% 6 30.0% 6 30.0% Fuertemente corrosivo - - - - - - Ligeramente corrosivo 6 30.0% 6 30.0% 5 25.0% Corrosivo bajo condiciones especiales - - - - - - No corrosivo - - - - - - Protección Interna 16 80.0% 16 80.0% 16 80.0% Ninguna 4 - 4 - 4 -
182
Continuación de la Tabla A2.3.
ESTACIONES DE PRODUCCIÓN
CABEZALES LÍNEAS DE FLUJO AMENAZAS – VULNERABILIDADES
Pts. P.O. Pts. P.O. Pts. P.O.
Falta de monitoreo interno 4 - 4 - 4 - Inyección de inhibidores - - - - - - Falta de un recubrimiento interno 4 - 4 - 4 - Medidas operacionales inadecuadas 4 - 4 - 4 - Uso de limpiadores (chancho) - - - - - - ÍNDICE DE CORROSIÓN POR ENTERRAMIENTO 66 55.0% 74 61.7% 88 73.3% Protección Catódica 6 37.5% 10 62.5% 10 62.5% Buena - - - - - - Regular - Deficiente 6 37.5% 10 62.5% 10 62.5% Condición del Recubrimiento 6 30.0% 8 40.0% 20 100.0% Bueno - - - - - - Aceptable 6 30.0% 8 40.0% - - Malo - - - - - - Nulo - - - - 20 100.0% Corrosividad del Suelo 4 50.0% 4 50.0% 4 50.0% Baja resistividad del suelo (alto potencial corrosivo): menor a 500 ohm-cm - - - - - - Resistividad media: de 500 a 10000 ohm-cm - - - - - - Alta resistividad (bajo potencial corrosivo): mayor a 10000 ohm-cm - - - - - - Información desconocida 4 50.0% 4 50.0% 4 50.0% Edad del Sistema 4 66.7% 4 66.7% 4 66.7% Menor a 5 años de servicio - - - - - - De 5 a 10 años - - - - - - De 10 a 20 años 4 66.7% 4 66.7% 4 66.7% Más de 20 años - - - - - - Otros Metales Enterrados 4 50.0% 4 50.0% 8 100.0% Ninguna ocurrencia - - - - - - De 1 a 10 ocurrencias 4 50.0% 4 50.0% - - De 11 a 25 ocurrencias - - - - 8 100.0% Interferencias por Líneas de Corriente 4 50.0% 4 50.0% 4 50.0% Líneas a 150 metros del ducto 4 50.0% 4 50.0% 4 50.0% Línea cercana al ducto con medidas preventivas - - - - - - Línea cercana al ducto sin medidas preventivas - - - - - - Corrosión Mecánica 4 40.0% 4 40.0% 4 40.0% Pruebas de Corrosión 6 50.0% 8 66.7% 6 50.0% Ducto enterrado y otros no monitoreados en espacios no mayores a 2 km 2 - 4 - 2 -
183
Continuación de la Tabla A2.3.
ESTACIONES DE PRODUCCIÓN
CABEZALES LÍNEAS DE FLUJO AMENAZAS – VULNERABILIDADES
Pts. P.O. Pts. P.O. Pts. P.O.
Espacios no monitoreados de 1 a 2 km, incluyendo cruces con otros ductos 2 - 2 - 2 - Espacios no monitoreados mayores a 2 km 2 - 2 - 2 - Interferencias por Líneas de Transmisión 16 100.0% 16 100.0% 16 100.0% Menor a 6 meses - - - - - - Entre 6 y 12 meses - - - - - - Más de 12 meses 16 100.0% 16 100.0% 16 100.0% Herramienta de Inspección Interna 12 75.0% 12 75.0% 12 75.0% Más de 8 años sin inspección 12 - 12 - 12 - ÍNDICE DE DISEÑO 66 33.0% 72 36.0% 76 38.0% Factor de Seguridad del Ducto 10 20.0% 10 20.0% 10 20.0% Factor de Seguridad del Sistema 10 25.0% 16 40.0% 20 50.0% Fallas por Fatiga 20 50.0% 20 50.0% 20 50.0% Potencial de Surgencia 10 33.3% 10 33.3% 10 33.3% Alta probabilidad - - - - - - Baja probabilidad 10 33.3% 10 33.3% 10 33.3% Imposibilidad - - - - - - Pruebas Hidrostáticas 16 40.0% 16 40.0% 16 40.0% Pruebas de presión (H = Presión de prueba / MAOP) 8 - 8 - 8 -
H < 1.10 (menos del 10% sobre la MAOP) - - - - - - 1.11 < H < 1.25 (del 11 a 25% sobre la MAOP) 8 20.0% 8 20.0% 8 20.0% 1.26 < H < 1.40 (del 26 al 40% sobre la MAOP) - - - - - - H > 1.41 (más del 40% sobre la MAOP) - - - - - -
Tiempo desde la última prueba realizada 8 - 8 - 8 -
Menor a 4 años 8 20.0% 8 20.0% 8 20.0% De 5 a 11 años - - - - - - Más de 12 años - - - - - -
ÍNDICE DE OPERACIONES INCORRECTAS 68 34.0% 72 36.0% 84 42.0% Fallas en el Diseño 18 30.0% 20 33.3% 22 36.7% Identificación de peligros: 2 - 4 - 6 -
Rutinario - - - - 6 75.0% Improbable - - 4 50.0% - - Altamente improbable 2 25.0% - - - - Imposible - - - - - -
184
Continuación de la Tabla A2.3.
ESTACIONES DE PRODUCCIÓN
CABEZALES LÍNEAS DE FLUJO AMENAZAS – VULNERABILIDADES
Pts. P.O. Pts. P.O. Pts. P.O.
Potencial para alcanzar la MAOP: 4 - 4 - 4 -
Sin dispositivos de seguridad - - - - - - Nivel bajo 4 16.7% 4 16.7% 4 16.7% Nivel medio - - - - - - Nivel alto - - - - - -
Sistema de seguridad 10 - 10 - 10 - Selección inadecuada del material - - - - - - Chequeo y revisión periódica 2 - 2 - 2 - Fallas en la Construcción 8 20.0% 8 20.0% 16 40.0% Inspección 4 - 4 - 4 - Materiales 4 - 4 - 4 - Uniones - - - - - - Relleno - - - - 4 - Cobertura - - - - 4 - Fallas en la Operación 32 45.7% 34 48.6% 36 51.4% Procedimientos 4 - 4 - 4 - Adquisición de datos / comunicaciones 6 - 6 - 8 - Control de alcohol / drogas 2 - 2 - 2 - Programas de seguridad 2 - 2 - 2 - Inspecciones 0 - 2 - 2 - Entrenamiento 8 - 8 - 8 - Prevención de eroores mecánicos 10 - 10 - 10 - Mantenimiento 10 33.3% 10 33.3% 10 33.3% Documentación incompleta 2 - 2 - 2 - Programación irregular 2 - 2 - 2 - Procedimientos inadecuados 6 - 6 - 6 -
TOTAL DE FACTORES DIRECTOS 244 40.7% 262 43.7% 294 49.0%
FACTORES POR IMPACTO DE DERRAME
AGUDEZA DEL PRODUCTO 25 50.0% 25 50.0% 25 50.0% Flamabilidad 15 60.0% 15 60.0% 15 60.0% No combustible - - - - - - Punto de Inflamación mayor a 200º F - - - - - - Punto de inflamación entre 100 y 200º F - - - - - - Punto de inflamación menor a 100º F y punto de ebullición mayor a 100º F 15 60.0% 15 60.0% 15 60.0% Punto de inflamación menor a 73º F y punto de ebullición menor a 100º F - - - - - - Reactividad (Valor Exotérmico) 5 25.0% 5 25.0% 5 25.0% Mayor a 400° C, sustancia estable hasta con fuego - - - - - -
185
Continuación de la Tabla A2.3.
ESTACIONES DE PRODUCCIÓN
CABEZALES LÍNEAS DE FLUJO AMENAZAS – VULNERABILIDADES
Pts. P.O. Pts. P.O. Pts. P.O.
De 305 a 400° C, reactividad suave bajo calor o presión 5 25.0% 5 25.0% 5 25.0% De 215 a 305° C, significativa reactividad aún sin fuego - - - - - -
De 125 a 215° C, posible detonación en confinamiento - - - - - - Mayor a 125° C, posible detonación sin confinamiento - - - - - - Toxicidad 5 100.0% 5 100.0% 5 100.0% Peligro adicional de combustión 5 - 5 - 5 - PELIGROS AMBIENTALES CRÓNICOS 25 50.0% 25 50.0% 25 50.0% Inflamabilidad y Reactividad 5 50.0% 5 50.0% 5 50.0% Toxicidad Crónica 5 50.0% 5 50.0% 5 50.0% Potencial Cancerígeno 5 50.0% 5 50.0% 5 50.0% Otros 10 50.0% 10 50.0% 10 50.0% Punto de inflamación mayor a 60º C 3 - 3 - 3 - Corrosividad inducida por pH <= 2 o >= 12.5 3 - 3 - 3 - Reactividad desconocida 2 - 2 - 2 - Procedimiento de evaluación de toxicidad desconocido 2 - 2 - 2 - DISPERSIÓN DEL DERRAME 50 50.0% 50 50.0% 33 33.0% Dispersiones grandes (registradas históricamente) - - - - - - Dispersiones moderadas (registradas históricamente) 50 50.0% 50 50.0% 33 33.0% Dispersiones pequeñas (registradas históricamente) - - - - - -
DENSIDAD POBLACIONAL AFECTADA 75 75.0% 50 50.0% 75 75.0% Alta 75 75.0% - - 75 75.0% Media - - 50 50.0% - - Baja - - - - - - Nula - - - - - -
Pts = Puntaje, PO = Probabilidad de Ocurrencia.
Fuente: Departamento de Protección Ambiental, Petroproducción. Elaborado por: Eduardo García.
186
ANEXO 3.1: NORMAS INDUSTRIALES PARA VÁLVULAS DE
SEGURIDAD DE SUPERFICIE
A3.1.1 RESUMEN DE LA ESPECIFICACIÓN API 14D
La especificación API 14D cubre las válvulas con bridas o válvulas con otras
conexiones de extremo no roscado aceptado por la industria y completaciones
múltiples o válvulas usadas como múltiples Válvulas de Seguridad de Superficie
(Surface Safety Valves, SSV).
A3.1.1.1 Clases De Servicio
Los equipos de superficie deben cumplir normas aceptables en cuanto a los
materiales de fabricación y las pruebas de una de las cuatro clases de servicios:
Clase 1: El Servicio Estándar es para el uso de pozos de petróleo o gas que no
muestren efectos de deterioro causados por fracturas por corrosión de esfuerzo o
arena.
Clase 2: Servicio de Arenamiento para el uso de pozos de petróleo o de gas
donde una sustancia como la arena pueda causar una falla o mal funcionamiento
de la válvula (esta válvula debe también cumplir los requerimientos de servicio de
la clase 1).
Clase 3: El Servicio de Fracturas por Corrosión de Esfuerzo es para el uso de
pozos de petróleo o gas donde los agentes corrosivos puedan causar fracturas
por corrosión de esfuerzo. Estas válvulas deben cumplir los requerimientos de las
válvulas de las clases 1 y 2 y deben ser fabricadas de materiales que sean
resistentes a las fracturas por corrosión de esfuerzo. Dentro de esta clase de
servicio hay dos subclases, la 3S para servicio de fracturas por esfuerzo de
sulfuro y la 3C para servicio de fracturas de esfuerzo de cloruro.
Clase 4: El Servicio por Corrosión de Pérdida de Peso es para el uso en pozos de
petróleo y gas donde se pueda esperar que los agentes corrosivos puedan causar
corrosión por pérdida de peso. La clase 1 o 2 pueden ser fabricados por
materiales que sean resistentes a la fractura por corrosión de esfuerzo.
187
A3.1.1.2 Clasificación De Temperatura
Los equipos se diseñaran para operar en uno o más de los rangos de temperatura
especificados como temperaturas máximas y mínimas. La temperatura mínima es
la temperatura de ambiente mínima a la cual pueda estar expuesto el equipo. La
máxima temperatura es la temperatura más grande del fluido que el equipo
directamente pueda contactar. La Tabla A3.1 muestra los tipos de temperatura.
Tabla A3.1: Clasificación de la temperatura.
Rango de TemperaturaClase de Temperatura Mínima (º F) Máxima (º F)
K -75 180 L -50 180 P -20 180 S 0 150 T 0 180 U 0 250
Fuente: Departamento de Servicios Educativos, Baker Oil Tools.
A3.1.1.3 Prueba De Impacto
La prueba de impacto se debe realizar con el calentamiento del material cuando
un cuerpo, bonete, o brida provenga de un proceso de calentamiento y se vaya a
utilizar en un ambiente frío o dependiendo de los requerimientos del cliente. El
rango de temperatura se presenta en la Tabla A3.2.
Tabla A3.2: Impacto promedio según el tipo de temperatura.
Clase de Temperatura
Temperatura de Prueba (º F)
Impacto Promedio Mínimo (ft-lbs)
K -75 15 L -50 15 P -20 15 S 0 - T 0 - U 0 -
Fuente: Departamento de Servicios Educativos, Baker Oil Tools.
Se debe probar la muestra con un mínimo de tres impactos para calificar un
calentamiento del material. En ningún caso una válvula con impacto individual
debe caer por debajo de dos tercios de aquella requerida como un promedio
188
mínimo. Similarmente, no más que una de las tres pruebas podrían estar por
debajo del promedio mínimo requerido.
A3.1.1.4 Seguimiento
El seguimiento de un equipo de seguridad varía dependiendo del diseñador del
modelo el cual se basa en las partes que contienen presión.
A3.1.1.5 Prueba De Dureza
Se tendrá que probar la dureza de cada parte que soporte presión de acuerdo con
API.
A3.1.1.6 Marcas De Equipos
La marca de las válvulas y los actuadores en la superficie exterior debe poseer el
nombre o la marca del fabricante, el monograma, el rango de presión de trabajo,
la clase de servicio, el número del modelo, el número del serial, la fecha de
fabricación y el rango de presión. Esta lista son requerimientos generales, ver los
requerimientos específicos.
A3.1.1.7 Documentación Suministrada
Cada válvula designada debe ser suministrada al comprador con una hoja
completa de datos de prueba funcional, el reporte de envío y el Manual de
operación.
A3.1.2 RESUMEN DE LA ESPECIFICACIÓN API 6A
La especificación API 6A fue formulada para suministrar la disponibilidad de
equipos de cabezales intercambiables funcionalmente y dimensionalmente
seguros. El contenido técnico suministra requerimientos para la ejecución, diseño,
materiales, pruebas, inspección, soldadura, marca, manejo, almacenamiento y
envío por el fabricante.
189
A3.1.2.1 Niveles De Especificación Del Producto
Mientras la API 14D usa la clase de designación de servicio, la API 6A utiliza los
niveles de especificación del producto (Product Specification Levels, PSL). La
especificación estableció requerimientos para cuatro designaciones de PSLs.
Estas designaciones del PSL definen los diferentes niveles de los requerimientos
técnicos basados en prácticas actuales implementadas por un rango amplio de la
industria para las condiciones de servicio, como se observa en la Tabla A3.3.
Tabla A3.3: Requerimientos de los niveles de especificación del producto.
Requerimientos PSL 1 PSL 2 PSL 3 PSL 4 Prueba de Tensión X X X X Prueba de Impacto * ** X X Prueba de Dureza X X X X Dim. Generales X X X X Dim. Externas X X Seguimiento X X X Análisis Químico X X X X Examen Visual X NDE Superficie X X X NDE Soldado X X *** Serialización X X NDE Volumétrico X X * Requerido solo si se especifica la temperatura L o K. ** Requerido solo si se especifica la temperatura P, L o K. *** Solo se permite soldadura en sobre capas soldadas.
Fuente: Departamento de Servicios Educativos – Baker Oil Tools.
A3.1.2.2 Clasificación De La Temperatura
Los equipos se diseñarán para operar en uno o más de los rangos de temperatura
especificados con temperaturas máximas y mínimas. La temperatura mínima es la
temperatura de ambiente mínima a la cual puede estar expuesto el equipo. La
máxima temperatura es la temperatura más grande del fluido que directamente
pueda contactar el equipo. La Tabla A3.4 muestra esta clasificación.
A3.1.2.3 Clasificación De La Clase De Material
Los equipos se diseñarán con materiales, incluyendo los metálicos, que cumplan
con los requerimientos de las clases de materiales para niveles de severidad en
190
aumento de las condiciones de servicio y corrosión relativa. Suministra las
propiedades mecánicas que se pueden cumplir. El acero inoxidable se podría
usar en lugar de aceros al carbono y de aleación baja y también aleaciones de
resistencia a la corrosión en lugar de acero inoxidable. Los tipos de materiales
que se utilizan se detallan en la Tabla A3.5.
Tabla A3.4: Clasificación de la temperatura según el rango de operación.
Rango de Temperatura de OperaciónClases de Temperatura Mínima (º F) Máxima (º F)
K -75 180 L -50 180 P -20 180 R Temperatura Ambiente S 0 150 T 0 180 U 0 250 V 35 250
Fuente: Departamento de Servicios Educativos – Baker Oil Tools.
Tabla A3.5: Clases de materiales.
Clase de Materiales Cuerpo, Bonete, Conexiones
Exteriores y Extremos Partes que Controlan Presión -
Varillas (Stems) AA - Servicios Generales Acero al carbono - aleación baja Acero al carbono - aleación baja BB - Servicios Generales Acero al carbono - aleación baja Acero Inoxidable CC - Servicios Generales Acero Inoxidable Acero Inoxidable DD - Servicios Severos Acero al carbono - aleación baja Acero al carbono - aleación baja EE - Servicios Severos Acero al carbono - aleación baja Acero Inoxidable FF - Servicios Severos Acero Inoxidable Acero Inoxidable HH - Servicios Severos CRA CRA
Fuente: Departamento de Servicios Educativos – Baker Oil Tools.
A3.1.2.4 Prueba De Impacto
La prueba de impacto se debe realizar con el calentamiento del material cuando
un cuerpo, bonete, brida o conexiones de salida o en los extremos provengan de
un proceso de calentamiento que se requiera de una prueba.
Con la finalidad de calificar el material para un rango de temperatura API, las
pruebas de impacto se deben realizar a/o por debajo de la temperatura más baja
de ese rango de clasificación. Se debe probar la muestra con un mínimo de tres
impactos para calificar un calentamiento del material. En ningún caso una válvula
191
con impacto individual debe caer por debajo de dos tercios de aquella requerida
como un promedio mínimo. Similarmente, no más que una de las tres pruebas
podrían estar por debajo del promedio mínimo requerido. La Tabla A3.6 muestra
las temperaturas para cada nivel de especificación.
Tabla A3.6: Impacto promedio según el tipo de temperatura.
VALOR DE IMPACTO PROMEDIO MÍNIMO (FT/IB)CLASE DE
TEMPERATURATEMPERATURA DE PRUEBA
(º F)PSL 1 PSL 2 PSL 3 PSL 4
K -75 15 15 15 0.15 L -50 15 15 15 0.15 P -20 - 15 15 0.15 R 0 - - 15 0.15 S 0 - - 15 0.15 T 0 - - 15 0.15 U 0 - - 15 0.15 V 0 - - 15 0.15
Fuente: Departamento de Servicios Educativos – Baker Oil Tools.
A3.1.2.5 Seguimiento
El seguimiento de un equipo de seguridad varía dependiendo del diseñador del
modelo el cual se basa en las partes que sostienen presión.
A3.1.2.6 Prueba De Dureza
Se tendrá que probar la dureza de cada parte que soporte presión de acuerdo con
API.
A3.1.2.7 Marcado Del Equipo
Los Actuadores y Bonetes deben ser marcados en la superficie exterior con el
nombre o la marca del fabricante, el monograma, el rango de presión de trabajo,
la clase de servicio, el número del modelo, el número del serial, la fecha de
fabricación y las clasificaciones de presión.
Esta lista son requerimientos generales, ver los requerimientos específicos.
192
A3.1.2.8 Documentación Suministrada
Cada Actuador y Bonete designado debe ser suministrado al comprador con una
hoja completa de datos de prueba funcional, el reporte de envío y el manual de
operación.
19
3
AN
EX
O
3.2: E
SPE
CIF
ICA
CIO
NE
S P
AR
A
LO
S A
CT
UA
DO
RE
S
HID
RÁ
UL
ICO
S
Peso (lbs)
-
130
238
600
900
620
640
Rango de Temperatura
(ºF)
-20 @ 250
-20 @ 250
-20 @ 250
-20 @ 250
-20 @ 250
-20 @ 250
-20 @ 250
Presión de
Prueba (lppc)
7500
11250
11650
9300
9300
9000
9000
Máxima Presión de Operación
(lppc)
5000
7500
7500
6000
6000
6000
6000
Máxima Presión de Control (lppc)
(PV = Presión de la Válvula)
( 0.178 * PV ) + 83( 0.178 * PV ) + 76( 0.247 * PV ) + 68( 0.327 * PV ) + 50( 0.362 * PV ) + 140( 0.416 * PV ) + 140( 0.570 * PV ) + 140( 0.827 * PV ) + 140( 0.195 * PV ) + 75( 0.224 * PV ) + 75( 0.306 * PV ) + 75( 0.450 * PV ) + 75( 0.773 * PV ) + 75( 0.890 * PV ) + 75
( 0.360 * PV ) + 1300( 0.480 * PV ) + 1300( 0.220 * PV ) + 745( 0.380 * PV ) + 800( 0.450 * PV ) + 800( 0.150 * PV ) + 435( 0.220 * PV ) + 397( 0.300 * PV ) + 340( 0.160 * PV ) + 441( 0.240 * PV ) + 441( 0.360 * PV ) + 377
Diámetro de la
Válvula (pulgadas)
2.02.53.04.02.02.53.04.02.02.53.04.05.06.03.04.04.05.06.02.03.04.02.03.04.0
Diámetro del Pistón (pulgadas)
5
3
4
3
5
-
-
Tabla A3.7: Especificaciones para los Actuadores Hidráulicos.
Actuador Hidráulico
GateMaster
Modelo C
Modelo CSWC
WireMaster (con cuerpo móvil)
WireMaster (sin cuerpo móvil)
Fuente: Baker Oil Tools. Elaborado por: Eduardo García.
19
4
Peso (lbs)
190
400
340340352364364196
310
100
100
900
900
Rango de Temperatura
(ºF)
-20 @ 250
-20 @ 250
-20 @ 250
-20 @ 250
-20 @ 250
-20 @ 250
-20 @ 250
-20 @ 250
-20 @ 250
Presión de
Prueba (lppc)
9300
9300
9300
9000
9300
7800
7800
9300
9300
Máxima Presión de Operación
(lppc)
6000
6000
6000
6000
6000
5200
5200
6000
6000
Máxima Presión de Control (lppc)
(PV = Presión de la Válvula)
( 0.120 * PV ) + 50( 0.160 * PV ) + 50( 0.227 * PV ) + 75( 0.330 * PV ) + 75( 0.294 * PV ) + 75( 0.315 * PV ) + 75( 0.340 * PV ) + 22( 0.415 * PV ) + 75( 0.477 * PV ) + 75( 0.798 * PV ) + 75( 1.340 * PV ) + 68( 1.340 * PV ) + 68( 0.124 * PV ) + 75( 0.139 * PV ) + 75( 0.150 * PV ) + 75( 0.178 * PV ) + 75( 0.540 * PV ) + 213( 0.684 * PV ) + 278( 0.821 * PV ) + 282( 0.880 * PV ) + 75( 0.360 * PV ) + 150( 0.480 * PV ) + 150( 0.220 * PV ) + 80( 0.380 * PV ) + 80( 0.450 * PV ) + 80
Diámetro de la
Válvula (pulgadas)
2.5003.0004.0004.0005.0006.0006.3755.0006.0008.0009.00010.002.5002.5003.0004.0002.0002.5003.0004.0003.0004.0004.0005.0006.000
Diámetro del Pistón (pulgadas)
5
7
5
5
7
2.25
3
3
5
Tabla A3.8: Especificaciones para los Actuadores Hidráulicos (continuación).
Actuador Hidráulico
Modelo E
Modelo J
Modelo K
Modelo RV
Modelo SH
Fuente: Baker Oil Tools. Elaborado por: Eduardo García.
195
ANEXO 3.3: INDICADOR VISUAL DE POSICIÓN DE LA VÁLVULA
La Figura A3.1 muestra las partes que componen el indicador visual de posición.
Figura A3.1: Componentes de un indicador visual de posición de la válvula.
Fuente: Baker Oil Tools
Este instrumento indica la posición (abierta o cerrada) en la que se encuentra la
válvula y se lo instala en el tope o en la parte inferior de los actuadores. El
ascenso o descenso del pistón del actuador desplaza una delgada barra que se
encuentra, la cual a su vez se posiciona para ser vista en una marca visual,
indicando la posición del pistón del actuador y por ende la posición de la válvula.
Un resorte provee la resistencia necesaria para que la barra del indicador retorne
a su posición inicial. Este indicador constituye un dispositivo adicional no
indispensable; el criterio de utilizarlo como parte del sistema de seguridad
depende mucho de los requerimientos de la operación. Puede ser reemplazado
por switches eléctricos o sensores, pero resulta muy útil en locaciones remotas en
las que no se tenga disponible energía eléctrica.
Las condiciones operativas del dispositivo son: Presión máxima de 250 lppc y
temperatura entre -20º F y 250º F.
196
ANEXO 3.4: SISTEMA DE DESCONEXIÓN RÁPIDA
Es un mecanismo de acople entre el actuador y la compuerta de la válvula, el cual
permite colocar o retirar el actuador de manera rápida y sencilla, sin que sea
necesario despresurizar o aislar la válvula, evitando parar la operación por
prolongados lapsos de tiempo.
El sistema consta de dos conectores. El primero forma parte del mismo actuador y
casi todos lo poseen de manera estandarizada, mientras que el segundo,
denominado bonete, se lo incorpora a la compuerta de la válvula.
La Figura A3.2 muestra los elementos que conforman el Sistema.
Figura A3.2: Conectores – Elementos del bonete.
Fuente: Baker Oil Tools.
El funcionamiento del sistema es muy sencillo; cuando la barra o eje del actuador
ingresa por el conector del bonete y pasa a través de los sellos, los espaciadores
presionan los sellos contra el eje hasta que la barra se acopla por completo con la
compuerta de la válvula.
Cuando se retira el actuador, el eje se desplaza hacia fuera mientras el sello de
fuego aísla por completo la cámara del bonete hasta que los espaciadores y los
197
sellos cierren el conector, evitando de manera muy segura que exista alguna fuga
por presión.
La Figura A3.3 muestra el acople del sistema a los componentes del actuador.
Figura A3.3: Acople del actuador en el bonete.
Fuente: Baker Oil Tools.
19
8
AN
EX
O
3.5: E
SPE
CIF
ICA
CIO
NE
S P
AR
A
AC
TU
AD
OR
ES
NE
UM
ÁT
ICO
S
Peso (lbs)
92
150
200
92
115
200
-
Rango de Temperatura
(ºF)
-20 @ 250
-20 @ 250
-20 @ 250
-20 @ 250
-20 @ 250
-20 @ 250
-20 @ 250
Presión de
Prueba (lppc)
248
248
248
270
270
248
-
Máxima Presión de Operación
(lppc)
150
150
150
176
176
150
-
Máxima Presión de Control (lppc)
( 0.028 * PV ) + 5( 0.028 * PV ) + 4
( 0.0146 * PV ) + 4( 0.0279 * PV ) + 3( 0.009 * PV ) + 6( 0.010 * PV ) + 6( 0.014 * PV ) + 6( 0.020 * PV ) + 6( 0.021 * PV ) + 6( 0.024 * PV ) + 6( 0.033 * PV ) + 6( 0.015 * PV ) + 6( 0.017 * PV ) + 6( 0.024 * PV ) + 6( 0.009 * PV ) + 6( 0.010 * PV ) + 6( 0.014 * PV ) + 6( 0.020 * PV ) + 6
60
Diámetro de la
Válvula (pulgadas)
22.5
1-13/1632
2.5342
2.532
2.532
2.534-
Diámetro del Pistón (pulgadas)
12
14
18
12
14
18
-
Tabla A3.9: Especificaciones para los Actuadores nuemáticos.
Actuador
PnueMaster
Diafragma Dia-Flex
Modelo DAV
Fuente: Baker Oil Tools. Elaborado por: Eduardo García.
19
9
Peso (lbs)
148
168
227
248
283
437
450
488
508
621
646
900
Rango de Temperatura
(ºF)
-
-
-
-
Presión de
Prueba (lppc)
405
405
405
240
405
Máxima Presión de Operación
(lppc)
250
250
250
150
250
Máxima Presión de Control (lppc)
( 0.028 * PV ) + 5( 0.032 * PV ) + 5( 0.043 * PV ) + 5( 0.063 * PV ) + 5( 0.016 * PV ) + 5( 0.018 * PV ) + 5( 0.025 * PV ) + 5( 0.036 * PV ) + 5( 0.062 * PV ) + 5( 0.072 * PV ) + 6( 0.009 * PV ) + 5( 0.011 * PV ) + 5( 0.014 * PV ) + 5( 0.021 * PV ) + 5( 0.037 * PV ) + 5( 0.042 * PV ) + 3( 0.070 * PV ) + 3( 0.006 * PV ) + 5( 0.007 * PV ) + 5( 0.010 * PV ) + 5( 0.015 * PV ) + 5( 0.026 * PV ) + 5( 0.030 * PV ) + 3
Diámetro de la
Válvula (pulgadas)
22.5342
2.534562
2.5345682
2.53456
Diámetro del Pistón (pulgadas)
10
13
17
20
Tabla A3.10: Especificaciones para los Actuadores neumáticos (continuación).
Actuador
Tipo Pistón
Fuente: Baker Oil Tools. Elaborado por: Eduardo García.
200
ANEXO 3.6: SWITCHES ELÉCTRICOS
Se los utiliza para indicar la posición de la compuerta de la válvula. Reemplazan a
los indicadores visuales. La Figura A3.4 muestra los componentes principales.
Figura A3.4: Ubicación de los switches eléctricos.
Fuente: Baker Oil Tools.
El mecanismo utiliza una varilla acoplada mecánicamente en el cuerpo del
actuador. En el tope de la varilla existe un imán que genera un campo magnético
cuando se encuentra cerca de cualquiera de los switches de posición. La varilla
con el imán se desplazan de la misma manera como lo hace el pistón del
actuador y genera el campo magnético con cualquiera de los dos switches para
enviar la señal eléctrica de control.
Requieren las siguientes condiciones operativas:
Voltaje máximo: 150 v AC / 200 v DC
Amperaje máximo: 3 A AC/DC
Temperatura: -67° F @ 257° F
201
ANEXO 3.7: DETECTOR DE FUGAS EN LA LÍNEA DE FLUJO
Esta unidad reacciona a la relación de volumen - velocidad de los fluidos en el
interior de la línea. Cuando el componente de la velocidad excede el valor
predeterminado, en el dispositivo se desplaza un volumen que activan los pilotos,
para iniciar el proceso de control, el sistema de seguridad entonces se permite
cerrar-en a la línea de flujo. Los cambios en la velocidad notorios en el flujo de la
línea se producen variaciones de presión por fugas o rupturas en la misma.
Laos requerimientos operativos son:
Máxima presión en la línea de control: 10000 lppc
Temperatura: -20° F @ 250° F
La Figura A3.5 muestra los principales componentes del detector de fugas.
Figura A3.5: Componentes del detector de fugas en la línea de flujo.
Fuente: Baker Oil Tools.
202
ANEXO 3.8: SENSORES DE ALTA / BAJA PRESIÓN
Monitorean las condiciones de presión de la línea, mediante un doble
posicionamiento de los pilotos.
El sensor tiene un compartimiento que contiene dos esferas, las cuales bloquean
el puerto de transmisión de señal. Cuando la presión que ingresa sobrepasa el
límite del diseño, obliga a la esfera (configuración de alta presión) a desplazarse y
permitir el flujo de la presión de control.
De manera similar, cuando la presión que ingresa al dispositivo es demasiado
baja permite que la esfera (configuración de baja presión) se desplace para
posicionarse, de tal manera que permita que la presión de control fluya.
La Figura A3.6 muestra los principales componentes de los pilotos de alta – baja
presión.
Figura A3.6: Componentes de un sensor de alta/baja presión.
Fuente: Baker Oil Tools. Modificado por: Eduardo García.
203
ANEXO 3.9: DETECTOR DE FLUJO EN LA LÍNEA DE CONTROL
Es un dispositivo que garantiza el correcto funcionamiento del mecanismo de
detección, para evitar que el sistema de control falle por daños en los sellos de los
equipos. El dispositivo mide el caudal de flujo en la línea, por medio del
desplazamiento de un delay. La variación producida en el flujo activará el
dispositivo que enviará la señal a los sensores de presión, para iniciar el proceso
del control.
Este dispositivo se conecta paralelamente al dispositivo que detecta fugas en la
línea, de esta manera se tiene un doble control independiente el uno del otro.
La Figura A3.7 muestra los componentes del detector de fugas en la línea de
control.
Figura A3.7: Componentes de un detector de fugas en la línea de control.
Fuente: Baker Oil Tools.
204
ANEXO 3.10: PANEL DE CONTROL HIDRÁULICO / NEUMÁTICO
El panel de control de procesos o parada de emergencia es un sistema a prueba
de fallas que utiliza lógica de control para proveer protección mediante un
secuenciado de apertura / cierre de válvulas de tuberías y del cabezal del pozo.
Hay funciones estándar de monitoreo, control y parada para las siguientes
aplicaciones: Instalaciones de proceso en plataformas; separadores de crudo y
gas; sistemas de inyección de agua; sistemas de inyección de químicos;
tratadores térmicos; tuberías y líneas de flujo; sistemas de inyección de gas;
preventores de reventones (BOPs); lavadores de gas (scrubbers); control de pozo
individual y multipozo.
Los paneles de control deben prestar los siguientes servicios: Apertura y cerrado
secuencial de válvulas; monitoreo de estado de presión de línea de flujo; parada
de emergencia; anulación manual; parada de seguridad por fuego; cualquier
combinación de controles de actuadores de válvula hidráulicas / neumáticas;
control de telemetría remota.
Los paneles de control están disponibles con una amplia selección de opciones
para asegurar que toda condición sea tomada en cuenta. Los paneles de control
son particularmente adecuados para uso en áreas remotas, plataformas en mar
abierto y ambientes hostiles.
Las opciones disponibles incluyen:
− Paneles de control para pozo único.
− Paneles de control multi-pozo.
− Módulos removibles de control de pozo.
− Paneles de control de proceso.
− Paneles de control de pozo diseñados especialmente.
− Lógica de seguridad basada en RTU / PLC.
− Pilotos de presión montados en panel.
205
− Control adicional de válvula de seguridad.
− Acumulación hidráulica para respaldo.
− Interfase SCADA para control y monitoreo remotos.
La Figura A3.8 muestra un ejemplo de un panel de control hidráulico – neumático
multipozo, perteneciente a la compañía Weatherford.
Figura A3.8: Panel de control hidráulico / neumático.
Fuente: Weatherford – EP / CAC.
206
ANEXO 3.11: NORMAS INDUSTRIALES PARA VÁLVULAS DE
SEGURIDAD DE FONDO
A3.11.1 RESUMEN DE LA ESPECIFICACIÓN API 14A
La especificación API 14A cubre los temas de Válvulas de Seguridad de Fondo,
Seguros (Locks) de Válvulas de Seguridad (Safety Valve Locks), Niples de la
Válvula de Seguridad (Safety Valve Landing Nipples) y todos los componentes
que establecen tolerancias que puedan afectar la eficiencia.
A3.11.1.1 Clases De Servicio
Las válvulas de seguridad de fondo, los seguros de válvula de seguridad y los
niples de las válvulas de seguridad deben cumplir normas aceptables en cuanto a
los materiales de fabricación y las pruebas de una de las cuatro clases de
servicios mencionadas en la especificación API 14D.
A3.11.1.2 Seguimiento
Todos los componentes, soldaduras, sub-ensamblajes y ensamblajes del equipo
deben tener un seguimiento excepto los resortes, vigas y herramientas comunes.
A3.11.1.3 Dureza
Se tendrá que probar la dureza de cada parte que soporte presión de acuerdo con
API.
A3.11.1.4 Marcas Del Equipo
La marca del equipo en la superficie exterior debe poseer el nombre o la marca
del fabricante, el monograma, el rango de presión de trabajo, la clase de servicio,
el número del modelo, el número del serial, la fecha de fabricación y los rangos de
presión.
207
A3.11.1.5 Documentación Suministrada
Cada válvula de seguridad designada debe ser suministrada al operador con la
hoja de envío del fabricante, el reporte de recibimiento y el manual de operación.
A3.11.1.6 Inspección Dimensional
Todos los componentes que se le hacen seguimiento, excepto los sellos
elastoméricos, deben estar dimensionalmente inspeccionados para asegurar el
funcionamiento apropiado y la obediencia de los dibujos y especificaciones de
diseño.
A3.11.1.7 Soldadura
No se realiza ninguna soldadura para las válvulas de seguridad de subsuelo.
A3.11.2 RESUMEN DE LA ESPECIFICACIÓN API RP 14B
La especificación API RP 14B cubre consideraciones del sistema de diseño,
instrucciones para la instalación segura, reparación y guías para la operación y
pruebas que aseguran la ejecución eficiente y sabia del sistema. También incluye
los procedimientos para reportar fallas. Estas prácticas recomendadas están
dirigidas a los sistemas de bombeo, recuperables por tubería y por guaya.
A3.11.2.1 Inspección Y Prueba
La inspección de las válvulas de seguridad comienza en la locación donde se
debe verificar la documentación para verificar los números de serial, el tamaño de
acuerdo con el diseño, y que el seguro (lock) de la válvula de seguridad de una
válvula recuperable que sea compatible con el nipple en el pozo.
Antes de correr una válvula en el pozo, las conexiones deben ser apretadas de
acuerdo con el manual de operación.La indagación de que todos los elementos de
208
sello no estén dañados o deformados y que todas las características visibles no
muestren distorsiones, pueden interferir con la operación de la válvula de
seguridad.
En el caso de una nueva válvula, las presiones hidrostáticas de apertura y cierre
deben verificarse de acuerdo con el manual de operación. Asegúrese de que la
válvula funciona a prueba de falla a la profundidad de asentamiento antes de su
instalación.
Después de su instalación en el pozo, se debe cerrar la válvula bajo condiciones
de no flujo mínimas para las operaciones de control en la superficie. La válvula
debe operar por lo menos cada seis meses.
20
9
AN
EX
O
3.12: E
SPE
CIF
ICA
CIO
NE
S P
AR
A
VÁ
LV
UL
AS
DE
SEG
UR
IDA
D R
EC
UP
ER
AB
LE
S CO
N T
UB
ER
ÍA
Temperatura Máxima (°F)
300
350
350
350
400
400
400
Profundidad de Asentamiento
(pies)
2000
150025001500250015002500150025001500250015002500130020004000140020003000400072302000
Presión de Trabajo (lppc)
5000
5000
10000
5000
10000
5000
10000
16750
15000
20000
Desplazamiento del Pistón (cc)
14.616.719.5
12.8
27.1
27.3
10.0
20.9
20.9
Máximo OD (pulg)
4.5005.0005.700
5.095
5.645
6.469
7.398
7.725
8.250
5.650
7.500
7.130
Tamaño (pulg)
2 �2 �3 ½
3 ½
4 ½
5 ½
3 1/2
4 ½
Tabla A3.11: Especificaciones para las Válvulas de Seguridad de Subsuelo Recuperables con Tubería.
Válvula de Seguridad
SelecT
Titan
Realm
Fuente: Baker Oil Tools. Elaborado por: Eduardo García.
21
0
Temperatura Máxima (°F)
350
300
300
350
300
350
350300
300
Máxuma Profundidad de Asentamiento
(pies)
1000
2500
2200100020003000400020003000
270020002000
10000
Presión de Trabajo (lppc)
500010000500010000500010000
5000
8500
10000
10000500010000150005000100001500010000150006000
Desplazamiento del Pistón (cc)
52.152.457.460.976.676.6
18.0
18.0
20.9
20.9
38.6
28.576.4
15+
20+
20+23+24+28+
Máximo OD (pulg)
4.6505.1355.3805.9406.7207.5005.9706.0005.969
6.860
8.375
8.125
9.20011.77
5.940
7.400
7.5608.2608.6009.375
Tamaño (pulg)
2 �
3 ½
4 ½
4 ½
7
9 5/8
3 ½
4 ½
5 ½
7
Tabla A3.12: Especificaciones para las Válvulas de Seguridad de Subsuelo Recuperables con Tubería (continuación).
Válvula de Seguridad
CementSafe
Onyx
Neptuno
Fuente: Baker Oil Tools. Elaborado por: Eduardo García.
211
ANEXO 3.13: ESPECIFICACIONES PARA VÁLVULAS DE
SEGURIDAD RECUPERABLES CON WIRELINE
Tabla A3.13: Especificaciones para los Modelos V & W.
Tamaño
Tubing (pulg)
Sellos (pulg)
Modelo Presión de
Trabajo (lppc)
Máxima Profundidad de Asentamiento
(pies)
ID del Tubing (pulg)
Rango de Temperatura
(°F)
1.710 VH (E) 10000 1560 0.650 1.810 VH (E) 10000 1560 0.650
VH (E) 10000 1560 0.650 1000
6000 1500
0.807 2 �
1.870 V (E)
5000 1500 0.807
20 @ 275
V (E) 6000 1500 0.807 VH 10000 1000 0.607 2.125
VQD 15000 1780 0.575 VH 10000 2500 0.935
2.188 VQD 15000 1780 0.575 V (E) 6000 1130 1.125
2 �
2.312 VH (E) 10000 1130 1.125
20 @ 275
V 6000 1000 1.265 VH (E) 10000 2500 1.265 VD (E) 6000 10000 1.265
20 @ 275 2.562
VQD 15000 2130 0.995 20 @ 350 V (E) 6000 1000 1.265
VH (E) 10000 2500 1.265 VD (E) 6000 10000 1.265
20 @ 275 2.750
W (E) 5000 3000 1.560 20 @ 300 V (E) 6000 1000 1.560
VH (E) 10000 2500 1.265 VHD (E) 10000 4000 1.250 VD (E) 6000 10000 1.265
20 @ 275
1000
3 ½
2.812
W (E) 5000 3000
1.560 20 @ 300
3.250 V (E) 5000 1000 1.560 20 @ 275 3.437 V (E) 5000 1000 1.560 20 @ 275
V (E) 6000 1968 1.970 VH (E) 10000 1070 1.970
VHD (E) 10000 2100 1.960 20 @ 275
WS (E) 10000 2000 2.100 3.680
WS (E) 15000 2000 2.100 80 @ 450
V (E) 6000 1071 1.970 VHD (E) 10000 2100 1.960
20 @ 275
WS (E) 10000 2000 2.100 3.75
WS (E) 15000 2000 2.100 80 @ 450
V (E) 6000 2200 2.122 VH (E) 7500 1000 2.122
VHD (E) 10000 2100 1.960 VD (E) S 5000 2200 2.500
20 @ 275
WS (E) 10000 2000 2.100
4 ½
3.81
WS (E) 15000 2000 2.100 80 @ 450
Fuente: Baker Oil Tools. Elaborado por: Eduardo García.
212
Tabla A3.14: Especificaciones para los Modelos V & W (continuación).
Tamaño
Tubing (pulg)
Sellos (pulg)
Modelo Presión de
Trabajo (lppc)
Máxima Profundidad de Asentamiento
(pis)
ID del Tubing (pulg)
Rango de Temperatura
(°F)
V (E) 6000 1400 2.122 VHD (E) 10000 2500 1.960 4.125 VD (E) 5000 2000 2.380
20 @ 275
V (E) 6000 2087 2.100 VH (E) 7500 1600 2.100
VHD (E) 10000 2100 1.960 20 @ 275
WS (E) 10000 2000 2.100 4.310
WS (E) 15000 2000 2.100 80 @ 450
VH (E) 9000 2000 2.100 VD (E) 6000 2390 2.562
VD (E) S 5000 2000 3.062 20 @ 275
WS (E) 10000 2000 2.100 4.430
WS (E) 15000 2000 2.100 80 @ 450
V (E) 6000 1000 2.562 VH (E) 10000 2087 2.100 VD (E) 6000 3000 2.562
VD (E) S 5000 2000 3.062
20 @ 275
WS (E) 10000 2000 2.100
4.560
WS (E) 15000 2000 2.100 80 @ 450
4.578 V (E) 6000 1000 2.562 4.625 VD (E) 6000 2000 2.562
5-1/2
4.750 V (E) 6000 1000 2.562 20 @ 275
V (E) 6000 1030 3.265 VH (E) 9000 1100 3.265
VHD (E) 8000 2000 3.375 1200
VD (E) S 5000 2000
4.115
20 @ 275 5.750
WS (E) 13500 2000 3.245 80 @ 350 5.812 WS (E) 10000 2000 3.245 40 @ 350
V (E) 6000 1149 3.265 VHD (E) 8000 2000 3.375 VD (E) 4640 4000 3.375
1000 5.875
VD (E) S 5000 2000
4.115
20 @ 275
5.888 V (E) 6000 1149 3.265 20 @ 275 5.937 V (E) 5000 600 3.265 20 @ 275
V (E) 6000 1000 3.265 VH (E) 10000 1230 3.265 VD (E) 6000 2400 3.375
VD (E) S 5000 2000 4.115 5.950
VD (E) S 7500 1200 4.115
20 @ 275
V (E) 6000 1200 3.265 5.963
VH (E) 6000 1050 3.265 20 @ 275
V (E) 6000 1000 3.265 VD (E) 6000 2400 3.375 6.000
VD (E) S 5000 1960 4.115 20 @ 275
6.250 VD (E) S 5000 1000 4.115 20 @ 275
7
6.500 VD (E) S 5000 1200 4.115 20 @ 275 9 � 8.405 WS 5000 1200 5.860 20 @ 300
Fuente: Baker Oil Tools. Elaborado por: Eduardo García.
213
Tabla A3.15: Eespecificaciones para los Modelos J & A.
Tamaño Modelo Tubing
(pulg)
Sellos (pulg)
Presión de Trabajo (lppc)
ID del Tubing (pulg)
Rango de Temperatura
(°F)
2 � 1.810 6000 0.750 2 � 2.310 7500 1.000
6000 1.421 2.750
10000 1.265 6000 1.421
3 ½ 2.812
10000 1.421 3.437 10000 1.421
6000 1.400 3.680
10000 1.400 3.750 6000 1.421
4 ½
3.812 6000 2.062 6000 2.500
5-1/2 4.560 10000 1.920
5.750 6000 3.250 6000 3.250
Válvula de Inyección Modelo J
7 5.950
10000 3.250
20 @ 275
2 � 1.810 6000 0.995 2 � 2.312 6000 0.995
2.563 3 ½
2.812 6000 0.995
4 ½ 3.812 5000 1.906 4.125 2.062
5-1/2 4.562
5000 2.649
5.750 6000 3.265
Válvula de Velocidad Modelo A
7 6.000 10000 3.250
20 @ 275
Fuente: Baker Oil Tools. Elaborado por: Eduardo García.
214
ANEXO 3.14: HERRAMIENTAS PARA ASENTAR Y RECUPERAR
CON WIRELINE VÁLVULAS DE SEGURIDAD DE SUBSUELO
Como parte complementaria las Válvulas de Seguridad de Subsuelo, requieren de
herramientas adicionales cuando son corridas y recuperadas con wireline.
A3.14.1 NIPPLES Y SEGUROS DE ASENTAMIENTO
Las válvulas de seguridad requieren básicamente de un No-Go para ser
asentadas. El No-Go a su vez se forma del acople entre un perfil (nipple) y un
seguro o mandril de bloqueo (locking mandrel). El perfil se baja roscado al tubing
y el mandril de bloqueo se adapta mediante herramientas especiales de corrida.
Dependiendo del tipo de completación del pozo, se selecciona el perfil y el seguro
más apropiado para asentar la válvula de seguridad. Para válvulas de seguridad
recuperables generalmente se utiliza dos tipos de perfiles y seguros, dependiendo
de la posición que tenga la base del no-go.
Las especificaciones de los nipples de asentamiento se detallan en las Tablas
A3.16 y A3.17.
A3.14.1.1 Perfiles De Base Superior (Top No-Go)
La base en el interior del no-go es de forma cilíndrica con una superficie pulida
para hacer sello con la válvula. La base se ubica en el medio o en el extremo
superior del no-go, dependiendo del modelo. Los modelos que se utilizan para
asentar válvulas de seguridad son el “Modelo AF” y el “Modelo HF”.
A3.14.1.2 Perfiles De Base Inferior (Bottom No-Go)
La base es de forma semi-cónica, la cual hace sello con la válvula por reducción
del diámetro interno de la base. La base se ubica en el extremo inferior del No-Go.
215
Los modelos que se utilizan para asentar válvulas de seguridad son el “Modelo
AR” y el “Modelo HR”.
La Figura A3.9 compara el nivel de ubicación de la base del No-Go entre los
modelos AF, HF, AR y HR.
Figura A3.9: Nipples y seguros para asentar válvulas de seguridad.
Fuente: Baker Oil Tools. Elaborado por: Eduardo García.
A3.14.1.3 Especificaciones Para Los Nipples De Asentamiento
Tabla A3.16: Especificaciones para los Modelos AF y HF de los perfiles Top No-Go.
Dimensiones del Tubing Dimensiones del Nipple
OD (pulg) Peso (lb/pie) ID (pulg) Drift
(pulg) ID Mínimo de los
Sellos (pulg) 4.60 1.995 1.901 1.875 5.30 1.939 1.845 1.781 5.95 1.867 1.773 1.710
2 �
7.70 1.703 1.609 1.500 6.40 2.441 2.347 2.313 7.90 2.323 2.229 2.188 8.60 2.259 2.165 2.125 9.50 2.195 2.101 2.000
2 �
11.0 2.065 1.972 1.875
216
Continuación de la Tabla A3.16.
Dimensiones del Tubing Dimensiones del Nipple
OD (pulg) Peso (lb/pie) ID (pulg) Drift
(pulg) ID Mínimo de los
Sellos (pulg) 2.813
9.30 2.992 2.867 2.750
12.70 2.750 2.625 2.562 15.80 2.548 2.423 2.313
3 ½
17.05 2.440 2.315 2.188 11.00 3.476 3.351 3.313 11.60 3.428 3.303 3.250 13.40 3.340 3.215 3.125
4
16.50 3.140 3.015 2.813 11.60 4.000 3.875 3.813
3.813 12.75 3.958 3.833
3.750 13.50 3.920 3.795 3.688
4 ½
16.90 3.754 3.679 3.437 4.250
15.0 4.408 4.285 4.125
18.0 4.276 4.151 4.000 20.8 4.156 4.031 3.812
5
23.6 4.044 3.919 3.750 15.5 4.950 4.825 4.750 17.0 4.892 4.767 20.0 4.778 4.653
4.562
23.0 4.670 4.545 26.0 4.548 4.423
4.312 5-1/2
28.4 4.440 4.315 4.250
Fuente: Baker Oil Tools. Elaborado por: Eduardo García.
Tabla A3.17: Especificaciones para los Modelos AR y HR de los perfiles Bottom No-Go.
Dimensiones del Tubing Dimensiones del Nipple
OD (pulg)
Peso (lb/pie)
ID (pulg)
Drift (pulg)
Mínimo ID de los Sellos
(pulg)
Diámetro de Restricción
(pulg) 1.6 2.33 1.380 1.286 1.250 1.160 1.9 2.76 1.610 1.516 1.500 1.448
4.60 1.995 1.901 1.875 1.822 5.30 1.939 1.845 1.781 1.728 5.95 1.867 1.773 1.710 1.640
2 �
7.70 1.703 1.609 1.500 1.448 6.40 2.441 2.347 2.313 2.230 7.90 2.323 2.229 2.188 2.098 8.60 2.259 2.165 2.125 2.035 9.50 2.195 2.101 2.000 1.910
2 �
11.0 2.065 1.972 1.875 1.822 2.813 2.760
9.30 2.992 2.867 2.750 2.660
12.70 2.750 2.625 2.562 2.472 15.80 2.548 2.423 2.313 2.230
3 ½
17.05 2.440 2.315 2.188 2.098 11.00 3.476 3.351 3.313 3.256
4 11.60 3.428 3.303 3.250 3.160
217
Continuación de la Tabla A3.17.
Dimensiones del Tubing Dimensiones del Nipple
OD (pulg)
Peso (lb/pie)
ID (pulg)
Drift (pulg)
Mínimo ID de los Sellos
(pulg)
Diámetro de Restricción
(pulg) 4 13.40 3.340 3.215 3.125 3.072 16.50 3.140 3.015 2.813 2.750
11.60 4.000 3.875 3.813 3.759 12.75 3.958 3.833 3.750 3.695 13.50 3.920 3.795 3.688 3.625
4 ½
16.90 3.754 3.679 3.437 3.347 4.250 4.135
15.0 4.408 4.285 4.125 4.035
18.0 4.276 4.151 4.000 3.900 20.8 4.156 4.031 3.813 3.759
5
23.6 4.044 3.919 3.750 3.659 15.5 4.950 4.825 4.750 4.660 17.0 4.892 4.767 20.0 4.778 4.653
4.562 4.470
23.0 4.670 4.545 26.0 4.548 4.423
4.312 4.255 5-1/2
28.4 4.440 4.315 4.250 4.304
Fuente: Baker Oil Tools. Elaborado por: Eduardo García.
A3.14.2 HERRAMIENTAS DE CORRIDA Y RECUPERACIÓN
Las herramientas de corrida y recuperación son un mecanismo básico de wireline
que conecta una parte de la herramienta corrida con cable de acero a una válvula
de seguridad que se introduce en o se recupera desde un pozo. Estas
herramientas se muestran en la Figura A3.10.
Para las válvulas de seguridad generalmente se utilizan dos modelos:
− El Modelo A, para correr o recuperar la válvula de seguridad.
− El Modelo GS, para correr o recuperar la válvula de seguridad.
A3.14.2.1 Herramienta De Corrida Modelo A
Está construida de forma sencilla (sin cuñas, resortes o pistones) y con ella se
pueden correr varios tamaños de válvulas. Cuando el seguro no está asentado
adecuadamente en el niple, el seguro regresa con la herramienta de corrida, lo
que ayuda a garantizar el acoplamiento de los seguros y de la válvula.
218
Figura A3.10: Herramientas para correr y recuperar con wireline válvulas de seguridad.
Fuente: Baker Oil Tools.
A3.14.2.2 Herramienta De Corrida Y De Recuperación Modelo CS
Esta herramienta es un cilindro que está equipado con un número de “perros”
montados en un retenedor cargado por resortes. Para asentar una válvula de
seguridad se enrosca la parte superior de la válvula en el cilindro y queda retenida
por el resorte del cilindro y los perros.
Cuando la válvula se asienta correctamente los perros se fijan y liberan el seguro.
Posteriormente se martilla con el cable pensionado para romper el pasador de
ruptura y liberar la herramienta de asentamiento. Para recuperar la válvula se baja
la herramienta con un diente que se engancha en el cuello de la válvula y libera
los perros, retirando la válvula del perfil y activando los seguros.
21
9
AN
EX
O
3.15: E
SPE
CIF
ICA
CIO
NE
S P
AR
A
VÁ
LV
UL
AS
DE
SEG
UR
IDA
D D
E C
ON
TR
OL
DE
L A
NU
LA
R
Rango de Temperatura
(°F)
60 @ 275
60 @ 275
20 @ 275
20 @ 300
653
Profundidad de
Asentamiento (pies)
300
600
1100
1150
4000
2000
4000
2000
4000
1200
2400
1200
2400
Presión de
Trabajo (lppc)
5000
3000
2500
6000
3000
5000
5000
Área de Flujo
(pulg2)
6.800
4.200
10.00
0.740
0.787
1.060
2.800
4.000
ID Mínimo (pulg)
2.451
2.992
2.992
-
4.625
6.140
3.980
4.650
OD Máximo (pulg)
6.059
7.531
2.165
8.000
9.500
8.000
8.000
Peso (lb-pie)
23 – 29
32 – 40
-
-
-
Casing
OD (pulg)
7
8-5/8
-
-
-
Tamaño (pulg)
47BA x 2.875
47BA x 3.500
49A4 x 3.500
2.122 Thd Dwn
9 � x 4 ½
10-3/4
9 � x 4 ½
9 � x 5-1/2
Tabla A3.18: Especificaciones para las Válvulas de Seguridad de Control del Anular.
Modelo
Modelo RC2
Modelo VR
Modelo AVLDM
Modelo CASV
Fuente: Baker Oil Tools. Elaborado por: Eduardo García.
220
ANEXO 4.1: MAPA DE UBICACIÓN DE LOS PUNTOS DE
CONTROL DENTRO DEL ÁREA DE ESTUDIO
Elaborado por: Eduardo García.
221
ANEXO 4.2: UBICACIÓN DEL TUBO DE FLUJO EN LA VÁLVULA
DE SEGURIDAD DE FONDO DE 3 ½” MODELO “SELECT-T”
Figura A4.1: Tubo de flujo en la válvula “SelectT”.
Fuente: Baker Oil Tools.
La Figura A4.1 muestra el acople de las partes de la válvula de fondo. La flapper
permanece en posición vertical, alojada en el flapper housing mientras el tubo de
flujo se despalza y se acopla con el bottom connector permitiendo el flujo normal
del pozo a través del tubing. Cuando la presión de control se pierde, el tubo de
flujo es desplazado hacia arriba por la fuerza de la espira (spring) de la válvula; de
esta forma la flapper retorna a su posición horizontal haciendo sello con el borde
del tubo de flujo y cerrando de esta forma la válvula.
222
ANEXO 4.3: DIAGRAMAS DE COMPLETACIÓN DE LOS POZOS
CON VÁLVULAS DE SEGURIDAD DE FONDO
Figura A4.2: Diagrama de completación del pozo CUY-14.
Fuente: Ingeniería de Yacimientos, Petroproducción. Elaborado por: Eduardo García.
223
Figura A4.3: Diagrama de completación del pozo CUY-22.
Fuente: Ingeniería de Yacimientos, Petroproducción. Elaborado por: Eduardo García.
224
Figura A4.4: Diagrama de completación del pozo CUY-23.
Fuente: Ingeniería de Yacimientos, Petroproducción. Elaborado por: Eduardo García.
225
Figura A4.5: Diagrama de completación del pozo CUY-27.
Fuente: Ingeniería de Yacimientos, Petroproducción. Elaborado por: Eduardo García.
226
Figura A4.5: Diagrama de completación del pozo SSH-12D.
Fuente: Ingeniería de Yacimientos, Petroproducción. Elaborado por: Eduardo García.
227
ANEXO 5.1: COSTO DE LOS EQUIPOS DE SEGURIDAD
Tabla A5.1: Costo individual de diversos equipos de seguridad, incluyendo costos operativos.
EQUIPO DESCRIPCIÓN COSTO (USD$)
Válvula Titán Válvula de seguridad de subsuelo de 5 ½”, recuperable con tubería. Rosca EUE.
76000.00
Válvula Onyx Válvula de seguridad de subsuelo de 3 ½”, recuperable con tubería, no ecualizada.
305000.00
Válvula Neptune Válvula de seguridad de subsuelo cargada con nitrógeno, 4 ½”, recuperable con tubería, no ecualizada.
220000.00
Válvula Serie T Válvula de seguridad de subsuelo 4 ½” x 3.81”, recuperable con tubería.
69700.00
Válvula Modelo J Válvula de seguridad de subsuelo de 3 ½” para inyección recuperable con wireline.
20000.00
Válvula Modelo A Válvula de seguridad de subsuelo de 3 ½” recuperable con wireline.
15000.00
Válvula Serie V Válvula de seguridad de subsuelo de 3 ½” recuperable con wireline.
21800.00
Válvula Modelo VR Válvula de seguridad de subsuelo para control del anular, 7 �” x 2 �”.
22000.00
Válvula Modelo CASV Válvula de seguridad de subsuelo para control del anular, 9 �” x 4 ½”.
90000.00
Línea de Control Carrete de 205’ de línea de control de ¼” x 0.152”
880.00
Actuador CSWC Actuador hidráulico para válvulas de compuerta de 2”, 4” y 5”
24000.00
Actuador Modelo E Actuador hidráulico para válvulas de compuerta de 2”, 4” y 5”
10000.00
Actuador Modelo J Actuador hidráulico con pistón de 7” para válvulas de compuerta de 4”
25000.00
Actuador Modelo K Actuador hidráulico para válvulas de compuerta de 2”
18000.00
Actuador Modelo RV Actuador hidráulico para válvulas de compuerta de 4”
8000.00
Actuador Modelo SH Actuador hidráulico con pistón de 5” para válvulas de compuerta de 2”, 3” y 4”.
18000.00
Actuador Modelo DAH Actuador hidráulico con pistón de 5” para válvulas de compuerta de 4”
13000.00
Actuador Pneumaster Actuador neumático con pistón de 12” para válvulas de compuerta de 2”, 3” y 4”
7500.00
Actuador Tipo Pistón Actuador neumático para válvulas de compuerta de 4”
13000.00
Actuador Dia-Flex Actuador neumático con pistón de 12” para válvulas de compuerta de 4”
7000.00
Actuador Modelo DAV Actuador neumático con pistón de 12” para válvulas de compuerta de 4”
4000.00
Panel de control Panel sencillo (1 pozo) de control, aluminio de 2” sin componentes de control, para operación manual.
24500.00
Fuente: Baker Oil Tools. Elaborado por: Eduardo García.
22
8
FASE DE PRODUCCIÓN
64787.13
64787.13
30205.10
121535.97
121535.97
121535.97
121535.97
64751.93
121535.97
OTROS PUNTOS DE CONTROL
-
-
-
-
-
-
91330.87
91330.9
91330.9
-
91330.9
PUNTOS DE
CONTROL
64787.13
64787.13
30205.10
30205.10
48689.09
42641.78
30205.10
30205.10
30205.10
64751.93
30205.10
UNIONES
1624.00
1624.00
-
-
-
-
-
-
-
1624.00
-
CONEXIONES
526.88
526.88
144.00
144.00
144.00
144.00
144.00
144.00
144.00
526.88
144.00
LÍNEA DE CONTROL
7092.80
7092.80
17.60
17.60
17.60
17.60
17.60
17.60
17.60
7057.60
17.60
VÁLVULA DE SUPERFICIE
243.45
243.45
243.50
243.50
527.49
380.18
243.50
243.50
243.50
243.45
243.50
ACTUADOR
10300.00
10300.00
10300.00
10300.00
20000.00
14100.00
10300.00
10300.00
10300.00
10300.00
10300.00
VÁLVULA DE FONDO
24000.00
24000.00
-
-
-
-
-
-
-
24000.00
-
COSTOS (USD$)
SISTEMA DE
CONTROL
21000.00
21000.00
19500.00
19500.00
28000.00
28000.00
19500.00
19500.00
19500.00
21000.00
19500.00
UBICACIÓN
CUY-14
CUY-23
CUY-25
CUY-09
LÍNEA MATRIZ
POWER OIL
ESTACIÓN CUYABENO
CUY-21
CUY-24D
CUY-08
CUY-22
CUY-03
PUNTO DE CONTROL
PC-15
PC-16
PC-17
PC-18
PC-20
PC-27
PC-19
PC-21
PC-22
PC-23
PC-24
ANEXO 5.2: COSTOS POR FASE DE PRODUCCIÓN
Tabla A5.2: Costos de cada de los equipos en cada Fase de Producción de la Estación Cuyabeno.
FASE DE PRODUCCIÓN
1
2
3
4
5
6
7
8
9
22
9
FASE DE PRODUCCIÓN
72994.19
121535.97
72994.19
72846.88
30205.10
72846.88
72846.88
72846.88
64825.85
72846.88
72846.88
OTROS PUNTOS DE CONTROL
-
-
91330.9
42789.09
42641.78
-
42641.78
42641.78
42641.78
-
42641.78
42641.78
PUNTOS DE
CONTROL
30205.10
42789.09
30205.10
30205.10
30205.10
30205.10
30205.10
30205.10
30205.10
64825.85
30205.10
30205.10
876553.60
UNIONES
-
-
-
-
-
-
-
-
-
1624.00
-
-
CONEXIONES
144.00
144.00
144.00
144.00
144.00
144.00
144.00
144.00
144.00
526.88
144.00
144.00
LÍNEA DE CONTROL
17.60
17.60
17.60
17.60
17.60
17.60
17.60
17.60
17.60
7131.52
17.60
17.60
VÁLVULA DE SUPERFICIE
243.50
527.49
243.50
243.50
243.50
243.50
243.50
243.50
243.50
243.45
243.50
243.50
ACTUADOR
10300.00
14100.00
10300.00
10300.00
10300.00
10300.00
10300.00
10300.00
10300.00
10300.00
10300.00
10300.00
VÁLVULA DE FONDO
-
-
-
-
-
-
-
-
-
24000.00
-
-
COSTOS (USD$)
SISTEMA DE
CONTROL
19500.00
28000.00
19500.00
19500.00
19500.00
19500.00
19500.00
19500.00
19500.00
21000.00
19500.00
19500.00
UBICACIÓN
CUY-11
ESTACIÓN CUYABENO
CUY-15
CUY-16
CUY-20
CUY-26
CUY-02
CUY-07
CUY-19
CUY-27
CUY-06
CUY-10
PUNTO DE
CONTROL
PC-25
PC-28
PC-26
PC-29
PC-30
PC-31
PC-32
PC-33
PC-34
PC-35
PC-36
PC-37
Continuación de la Tabla A5.2.
FASE DE PRODUCCIÓN
10
11
12
13
14
15
16
17
18
19
20
COSTO DEL SISTEMA DE SEGURIDAD EN EL CAMPO CUYABENO
Elaborado por: Eduardo García.
23
0
FASE DE PRODUCCIÓN
127583.23
127583.23
127583.23
127583.23
72778.19
72778.19
72778.19
72778.19
72778.19
64787.13
OTROS PUNTOS DE CONTROL
-
-
-
97378.18
97378.2
48689.09
-
-
-
42573.1
42573.1
42573.1
42573.1
-
PUNTOS DE
CONTROL
30205.05
48689.09
48689.09
30205.05
30205.05
30205.05
48689.09
30205.05
42573.14
30205.05
30205.05
30205.05
30205.05
64787.13
525272.99
UNIONES
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
1624.00
CONEXIONES
144.00
144.00
144.00
144.00
144.00
144.00
144.00
144.00
144.00
144.00
144.00
144.00
144.00
526.88
LÍNEA DE CONTROL
17.60
17.60
17.60
17.60
17.60
17.60
17.60
17.60
17.60
17.60
17.60
17.60
17.60
7092.80
VÁLVULA DE SUPERFICIE
243.45
527.49
527.49
243.45
243.45
243.45
527.49
243.45
311.54
243.45
243.45
243.45
243.45
243.45
ACTUADOR
10300.00
20000.00
20000.00
10300.00
10300.00
10300.00
20000.00
10300.00
14100.00
10300.00
10300.00
10300.00
10300.00
10300.00
VÁLVULA DE FONDO
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
24000.00
COSTOS (USD$)
SISTEMA DE
CONTROL
19500.00
28000.00
28000.00
19500.00
19500.00
19500.00
28000.00
19500.00
28000.00
19500.00
19500.00
19500.00
19500.00
21000.00
UBICACIÓN
SSH-06
ESTACIÓN SANSAHUARI
LÍNEA MATRIZ POWER OIL
SSH-04
SSH-07
SSH-02
LÍNEA MATRIZ POWER OIL
SSH-05
LÍNEA SECUNDARIA POWER OIL
SSH-11
SSH-08
SSH-10
SSH-09
SSH-12D
PUNTO DE
CONTROL
PC-02
PC-01
PC-06
PC-03
PC-04
PC-05
PC-12
PC-08
PC-07
PC-09
PC-10
PC-11
PC-13
PC-14
Tabla A5.3: Costos de cada de los equipos en cada Fase de Producción de la Estación Sansahuari.
FASE DE PRODUCCIÓN
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
COSTO DEL SISTEMA DE SEGURIDAD EN EL CAMPO SANSAHUARI
Elaborado por: Eduardo García.
231
ANEXO 5.3: COSTOS DE REMEDIACIÓN AMBIENTAL PARA EL
DISTRITO ORIENTE
Tabla A5.4: Perjuicios por derrames presentados en Lista Pública para el periodo Mayo 2002 – Julio 2006.
REF. N° FECHA CONTRATISTA ÁREA / SECTOR ÁREA
ESTIMADA (m2)
COSTO (USD$)
124351 15/05/02 Pecs Iecontsa Área Sacha 22500.00 726300.00125354 21/06/02 Pecs Iecontsa Área Sacha 30300.00 8689908.00129301 30/06/02 Arcoil Área Libertador 13665.61 418577.63129302 30/06/02 Arcoil Área Libertador 3426.08 90647.74129306 30/06/02 Arcoil Área Libertador 6623.15 174161.35124408 30/06/02 Pecs Iecontsa Área Libertador 5000.00 161400.00124417 05/09/02 Arcoil Área Libertador 3385.00 110605.15108710 18/09/02 PTI Área Libertador 3220.00 174900.00108719 21/11/02 PTI Área Libertador 3400.00 83515.00124420 28/12/02 PTI Área Auca 4300.00 93015.00124419 28/12/02 PTI Área Auca 4200.00 92615.00124420 28/12/02 PTI Área Auca 4300.00 93015.00
Subtotal 2002 104319.84 10908659.87129321 04/02/03 PTI Área Auca 7100.43 148689.47108726 09/02/03 Congeminpa Área Libertador 2591.00 40208.68108733 11/03/03 Garner Área Libertador 16988.55 377810.59108732 11/03/03 PTI Área Auca 11480.00 255338.00108731 11/03/03 PTI Área Auca 4890.00 105702.00129312 11/03/03 PTI Área Auca 3051.00 68647.50108736 15/03/03 Congeminpa Área Libertador 1752.00 96483.05129317 01/04/03 Ecuavital Área Auca 17989.16 348989.70108748 02/04/03 Arcoil Área Libertador 1342.00 37286.38108749 02/04/03 Arcoil Área Libertador 5878.00 179868.34135303 19/04/03 Ecuavital Área Libertador 180975.06 4852835.57129322 28/05/03 PTI Área Auca 8082.22 176416.00129319 28/05/03 PTI Área Auca 8140.43 178427.10129335 13/08/03 Microbac Área Libertador 7320.00 152157.50135301 18/08/03 PTI Área Auca 97728.40 2302255.00129348 13/09/03 Microbac Área Libertador 3308.00 117928.62135304 19/09/03 Pecs Iecontsa Área Libertador 23930.07 1744594.00135308 03/10/03 Ecuavital Área Libertador 10567.80 840888.97135307 04/10/03 Microbac Área Libertador 72208.15 3936636.77135306 15/10/03 Congeminpa Área Libertador 43000.00 674240.00135309 29/10/03 Arcoil Área Shushufindi 64518.41 1976198.89135310 24/11/03 Garner Área Lago Agrio 9460.29 209939.22135311 01/12/03 Garner Área Libertador 21722.96 498938.93135313 03/12/03 Ecuavital Área Sacha 7753.31 150414.21135315 08/12/03 Ecuavital Área Sacha 20062.24 402523.56124419 28/12/03 PTI Área Auca 4200.00 92615.00
Subtotal 2003 656039.48 19966033.05135318 08/01/04 Congeminpa Área Libertador 34251.00 537055.68135319 21/01/04 Alquiser Área Libertador 7046.59 130815.20135329 16/02/04 Congeminpa Área Sacha 4719.86 74487.00135341 02/04/04 Congeminpa Área Auca 13900.62 61123.44135345 07/04/04 Garner Área Auca 482955.80 482995.80
232
Continuación de la Tabla A5.4.
REF. N° FECHA CONTRATISTA ÁREA / SECTOR ÁREA
ESTIMADA (m2)
COSTO (USD$)
120287 01/05/04 Congeminpa Área Libertador 5746.74 228919.95120284 06/05/04 Alquiser Área Libertador 1043.56 113724.19120288 06/05/04 Ecuavital Área Sacha 7250.87 134517.31120286 10/05/04 Congeminpa Área Libertador 12368.54 180901.37143152 18/05/04 Ecuavital Área Libertador 876733.52 13739058.58143173 20/05/04 Garner Área Auca 67656.57 1655432.21143164 23/05/04 Congeminpa Área Libertador 22497.56 374265.18120298 03/06/04 Ecuavital Área Sacha 13055.81 337312.90143172 03/06/04 Garner Área Auca 56186.16 1369747.87143150 15/06/04 Congeminpa Área Lago Agrio 25830.74 364427.13120289 16/06/04 Alquiser Área Lago Agrio 32262.00 570392.16143182 28/10/04 Alquiser Área Libertador 18678.83 435142.03143179 28/10/04 Congeminpa Área Libertador 27652.70 407249.82143181 28/10/04 Congeminpa Área Auca 9964.37 248078.72143184 10/11/04 Microbac Área Libertador 54268.52 2151290.88143190 08/12/04 Congeminpa Área Auca 286141.17 4576063.58
Subtotal 2004 2060211.53 28173001.00152893 08/02/06 Ecuavital Área Libertador 615066.19 12657980.68158832 30/05/06 Congeminpa Área Auca 131511.26 1629792.83158840 05/06/06 Congeminpa Área Shushufindi 157985.53 2148520.82158841 07/06/06 Justice Área Libertador 39711.78 647664.16162702 10/06/06 Congeminpa Área Auca - 50497.77162709 30/06/06 Congeminpa Área Auca 46600.22 637748.30162708 25/07/06 Justice Área Libertador 17094.23 231838.48
Subtotal 2006 1007969.21 18004043.04TOTAL 3828540.06 77051737.36
Fuente: Departamento de Protección Ambiental, Petroproducción. Elaborado por: Eduardo García.
14667205.29
1144758.51
46425429.52
10515462.98
4298881.06
0
10000000
20000000
30000000
40000000
50000000
CO
ST
OS
(U
SD
$)
AUCA LAGO AGRIO LIBERTADOR SACHA SHUSHUFINDI
ÁREA / CAMPO
COSTOS POR DERRAMES REMEDIADOS EN EL DISTRITO ORIENTEMAYO 2002 - JULIO 2006
Figura A5.1: Costos por derrames remediados en el Distrito Oriente (2002 – 2006).
Fuente: Departamento de Protección Ambiental, Petroproducción. Elaborado por: Eduardo García.
233
1270377.81
67553.03
2155840.04
105642.09229127.09
0
500000
1000000
1500000
2000000
2500000
ÁR
EA
(m
2)
AUCA LAGO AGRIO LIBERTADOR SACHA SHUSHUFINDI
ÁREA / CAMPO
ÁREA CONTAMINADA (REMEDIADA) POR DERRAMES EN EL DISTRITO ORIENTEMAYO 2002 - JULIO 2006
Figura A5.2: Área contaminada y remediada en el Distrito Oriente (2002 – 2006).
Fuente: Departamento de Protección Ambiental, Petroproducción. Elaborado por: Eduardo García.
73990919.80
5105736.89
12585775.50
30806085.96
769320.72
24724000.73
0.00
20000000.00
40000000.00
60000000.00
80000000.00
CO
ST
O (
US
D$
)
TOTAL DISTRITO SHUSHUFINDI SACHA LIBERTADOR LAGO AGRIO AUCA
ÁREA / CAMPO
VALORIZACIÓN DE DERRAMES POR REMEDIAR EN EL DISTRITO ORIENTE2002 - 2007
Figura A5.3: Valorización de derrames por remediar en el Distrito Oriente (2002 – 2007).
Fuente: Departamento de Protección Ambiental, Petroproducción. Elaborado por: Eduardo García.