Repositorio Digital - Universidad Central del Ecuador

UNIVERSIDAD CENTRAL DEL ECUADOR

FACULTAD DE INGENIERÍA EN GEOLOGÍA, MINAS, PETRÓLEOS Y

AMBIENTAL

CARRERA DE INGENIERÍA DE PETRÓLEOS

ANÁLISIS TÉCNICO ECONÓMICO PARA POTENCIAR LA PRODUCCIÓN DE

LOS POZOS DEL CAMPO PALO AZUL DE LA ARENA HOLLÍN A TRAVÉS DE

LA DETERMINACIÓN DE MÉTODOS DE REACONDICIONAMIENTO.

Estudio Técnico presentado para optar por el Título de Ingeniero de

Petróleos

AUTORES:

Jefferson Paúl Angos Huera

Alex Jail Villagómez Jácome

TUTOR:

Ing. Marcelo David Benítez Guerra

Julio de 2018

QUITO – ECUADOR

i

DEDICATORIA

A Dios por permitirme llegar hasta este punto y haberme dado salud para

lograr mis objetivos, además de su infinita bondad y amor.

A mis padres Marco y Elsa por su lucha constante y su amor latente todo el

tiempo, por cada palabra y cada gesto de cariño que han dado razón a mi

vida, por los sacrificios que juntos hemos pasado, por su apoyo incondicional y

su paciencia.

A mi hermano Kevin por estar siempre a mi lado y apoyarme día a día en el

transcurso de mi carrera Universitaria, quien ha sido una de las principales

personas involucradas en ayudarme a que este proyecto fuera posible.

A mi familia en general , quienes, en el transcurso de mi vida, han sido el

pilar fundamental para forjarme con valores consejos y principios esenciales

en el crecimiento de mi vida personal y profesional.

Todo lo que hoy soy es gracias a ellos.

Jefferson Paúl.

ii

DEDICATORIA

Sobre todo, a Dios y la Dolorosa del Colegio que es quien me guía y me ha

dado fortaleza en momentos donde estuve a punto de rendirme, porque siempre

está conmigo en las mejores decisiones y apoyándome para cumplir mi sueño,

gracias a ello he podido llegar a los objetivos planteados hasta el momento.

A mi padre por enseñarme lo meritorio que es la honestidad, el apoyo y que

todo se logra en base al voluntad y constancia, a mi madre quien está conmigo

siempre protegiéndome y acompañándome, se lo orgullosa que estarías en este

momento, a mis hermanas, Gina y Valeria que con su contraste de

personalidades siempre han estado a mi lado de una u otra forma y me han

brindado los momentos más felices de mi vida. A la familia los pilares

fundamentales de mi vida ti@s y prim@s por sus valores y cariño.

A mi compañera los trámites; que los instantes especiales el hospital, la

terapia y etcétera. Gracias demostrar este proyecto que con su fe y apoyo por

transmitirme. A los amigos y compañeros por su presencia en alegrías,

tristezas, en caídas y soporte; mil gracias por estar cuando los necesité.

A mis profesores, ingenieros y personas que día a día con sus enseñanzas nos

permitieron progresar en nuestra vida universitaria para llegar a ser excelentes

profesionales

Alex Jail.

iii

AGRADECIMIENTO

Nuestro más sincero agradecimiento a la “Universidad Central del Ecuador”,

en especial a la que fue nuestra casa durante nuestro periodo de estudios la

“Facultad de Ingeniería en Geología Minas, Petróleos y Ambiental”.

A la empresa Publica Petroamazonas EP, quienes nos han brindado una

parte de su capital humano y físico para la elaboración de este proyecto.

Al Ingeniero Diego Mayalica por su asesoría y colaboración, quien además

de ser un excelente profesional, nos ha brindado su amistad y apoyo desde el

primer momento.

A los Ingenieros del Activo Palo Azul Camilo Restrepo, Pablo Pila, Gloria

Uguna y José Bolaños, quienes más de una vez nos brindaron su ayuda y

consejos durante nuestra estadía en la empresa.

A nuestro tutor de proyecto de tesis, Ing. Marcelo Benítez y nuestros

revisores, Ing. Javier Romo e Ing. Fernando Lucero, quienes con sus consejos y

recomendaciones nos han permitido desarrollar un trabajo de calidad.

Jefferson Paul

Alex Jail

iv

DECLARATORIA DE AUTORÍA INTELECTUAL

Nosotros, Jefferson Paul Angos Huera y Alex Jail Villagómez Jácome en calidad de

autores del Estudio Técnico denominado “ANÁLISIS TÉCNICO ECONÓMICO PARA

POTENCIAR LA PRODUCCIÓN DE LOS POZOS DEL CAMPO PALO AZUL DE

LA ARENA HOLLÍN A TRAVÉS DE LA DETERMINACIÓN DE MÉTODOS DE

REACONDICIONAMIENTO”, por la presente autorizamos a la UNIVERSIDAD

CENTRAL DEL ECUADOR, hacer uso de todos los contenidos que nos pertenecen o de

parte de los que contienen esta obra, con fines estrictamente académicos o de

investigación.

Los derechos que como autor me corresponden, con excepción de la presente

autorización, seguirán vigentes a mi favor, de conformidad con lo establecido en los

artículos 5, 6, 8, 19 y demás pertinentes de la Ley de Propiedad Intelectual y su

reglamento.

En la ciudad de Quito a los 31 días del mes de julio de 2018.

Jefferson Paúl Angos Huera Alex Jail Villagómez Jácome

C.C: 1721614160 C.C: 1720988656

e-mail: [email protected] e-mail: [email protected]

v

UNIVERSIDAD CENTRAL DEL ECUADOR

FACULTAD DE INGENIERÍA EN GEOLOGÍA, MINAS, PETRÓLEOS Y

AMBIENTAL

CARRERA DE INGENIERÍA DE PETRÓLEOS

APROBACIÓN DEL TUTOR Y REVISORES

Por la presente dejamos constancia que hemos supervisado la realización del Trabajo

de Titulación cuyo tema es: “ANÁLISIS TÉCNICO ECONÓMICO PARA POTENCIAR

LA PRODUCCIÓN DE LOS POZOS DEL CAMPO PALO AZUL DE LA ARENA

HOLLÍN A TRAVÉS DE LA DETERMINACIÓN DE MÉTODOS DE

REACONDICIONAMIENTO”, presentado por los señores Jefferson Paul Angos Huera

y Alex Jail Villagómez Jácome para optar por el Título de Ingeniero de Petróleos,

consideramos que reúne los requisitos y méritos suficientes para ser sometido a la

evaluación y presentación pública por parte del Tribunal que se designe.

Adjunto reporte de similitudes.

En la ciudad de Quito a los 31 días del mes de julio de 2018


CI: 1719343061

TUTOR

Fernando Andrés Lucero Calvache Javier Mauricio Romo Estrella

CI: 1720160272 CI: 1711294593

REVISOR REVISOR

vi

DECLARATORIA DE ORIGINALIDAD

Los abajo firmantes declaramos que el presente Trabajo de Titulación para optar al

título de Ingeniero de Petróleos de la Facultad de Ingeniería de Geología, Minas, Petróleos

y Ambiental de la Universidad Central del Ecuador denominado “ANÁLISIS TÉCNICO

ECONÓMICO PARA POTENCIAR LA PRODUCCIÓN DE LOS POZOS DEL

CAMPO PALO AZUL DE LA ARENA HOLLÍN A TRAVÉS DE LA

DETERMINACIÓN DE MÉTODOS DE REACONDICIONAMIENTO” es original y

no ha sido realizado con anterioridad o empleado para el otorgamiento de calificación

alguna, ni de título o grado diferente al actual. El presente trabajo es el resultado de las

investigaciones de los autores, excepto de donde se indiquen las fuentes de información

consultadas.


CI: 1719343061

Jefferson Paúl Angos Huera Alex Jail Villagómez Jácome

CI: 1721614160 CI: 1720988656

e-mail: [email protected] e-mail: [email protected]

mailto:[email protected]

vii

ÍNDICE DE CONTENIDOS

DEDICATORIA ........................................................................................................... i

AGRADECIMIENTO ................................................................................................ iii

DECLARATORIA DE AUTORÍA INTELECTUAL ................................................ iv

APROBACIÓN DEL TUTOR y REVISORES........................................................... v

DECLARATORIA DE ORIGINALIDAD ................................................................. vi

ÍNDICE DE FIGURAS ............................................................................................ xxi

ÍNDICE DE TABLAS ............................................................................................. xxx

ÍNDICE DE ANEXOS .......................................................................................... xxxv

RESUMEN .......................................................................................................... xxxvii

ABSTRACT ........................................................................................................ xxxviii

ABREVIATURAS Y SIMBOLOS ...................................................................... xxxix

CAPITULO I ............................................................................................................... 1

GENERALIDADES .................................................................................................... 1

1.1. INTRODUCCIÓN ............................................................................................ 1

1.2. PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA ......................................................... 1

1.3. OBJETIVOS ..................................................................................................... 2

1.3.1. Objetivo General ........................................................................................ 2

1.3.2. Objetivos Específicos ................................................................................. 2

1.4. JUSTIFICACIÓN E IMPORTANCIA ............................................................. 3

1.5. ENTORNO DEL ESTUDIO ............................................................................. 3

viii

1.5.1. Marco Institucional. .................................................................................... 3

1.5.2. Marco Ético. ............................................................................................... 3

1.5.3. Marco Legal................................................................................................ 4

CAPITULO II .............................................................................................................. 5

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

GENERALIDADES DEL CAMPO PALO AZUL ..................................................... 5

2.1. Ubicación Geográfica ........................................................................................ 5

2.2. Geología Estructural .......................................................................................... 6

2.2.1. Estratigrafía regional del Campo Palo Azul ............................................... 7

2.2.2. Estratigrafía del Reservorio Hollín ............................................................. 9

2.2.3. Características del reservorio Hollín .......................................................... 9

2.3. Problemas en el pozo ...................................................................................... 10

2.3.1. Problemas del Reservorio ......................................................................... 11

2.3.2. Problemas Mecánicos. .............................................................................. 13

2.4. Operaciones de reacondicionamiento. ............................................................ 17

2.4.1. Trabajos para mantener la producción ..................................................... 17

2.4.2. Trabajos para aumentar la producción. .................................................... 17

2.5. Optimización de la Producción ...................................................................... 24

2.5.1. Análisis Nodal .......................................................................................... 24

2.5.2. Selección del Sistema de Levantamiento Artificial .................................. 25

2.6. Perfil de Producción. ....................................................................................... 27

2.7. Evaluación Económica .................................................................................... 28

ix

2.7.1. Costos ....................................................................................................... 28

2.7.2. Inversiones ................................................................................................ 29

2.7.3. Depreciaciones ......................................................................................... 29

2.7.4. Flujo de Caja............................................................................................. 30

2.7.5. Costos equivalentes por barril .................................................................. 31

2.7.6. Escenarios de evaluación .......................................................................... 32

CAPITULO III ........................................................................................................... 34

DISEÑO METODOLÓGICO .................................................................................... 34

3.1. Tipo de Estudio ............................................................................................ 34

3.2. Universo y Muestra ...................................................................................... 34

3.3. Instrumentos de recopilación de información y datos. ................................. 34

3.4. Procesamiento de la Información. ................................................................ 34

3.4.1. Estado Actual del Campo Palo Azul ........................................................ 36

3.4.2. Análisis de Selección. ............................................................................... 36

3.4.3. Estado mecánico de los pozos seleccionados. .......................................... 40

3.4.4. Historial de Reacondicionamiento de los pozos seleccionados. .............. 42

3.4.5. Sistema de Levantamiento Artificial de los pozos seleccionados. ........... 44

3.4.6. Pruebas de presión y producción de los pozos seleccionados. ................. 44

3.5. Análisis del pozo PLAA-16 ............................................................................ 45

3.5.1. Historial de producción ............................................................................ 45

3.5.2. Curva de diagnóstico de producción de agua. .......................................... 46

3.5.3. Reservas del reservorio “Hollín” .............................................................. 46

x

3.5.4. Evaluación de mapas estructurales ........................................................... 47

3.5.5. Correlaciones Estratigráficas .................................................................... 47

3.5.6. Interpretación de Registros Eléctricos ...................................................... 48

3.6. Análisis del pozo PLAB-03 ............................................................................ 49

3.6.1. Historial de Producción ............................................................................ 49



3.6.4. Registros Eléctricos .................................................................................. 51










3.8.4. Registros Eléctricos .................................................................................. 58





xi


3.10. Análisis del pozo PLAC-04 .......................................................................... 62

3.10.1. Historial de producción .......................................................................... 62

3.10.2. Curva de diagnóstico de producción de agua. ........................................ 63

3.10.3. Reservas del reservorio “Hollín” ............................................................ 63

3.10.4. Evaluación de mapas estructurales ......................................................... 64

3.10.5. Correlaciones Estratigráficas .................................................................. 64

3.10.6. Interpretación de Registros Eléctricos .................................................... 65















xii

3.13. Análisis del pozo PLAD-15 .......................................................................... 73







3.14. Análisis del pozo PLAD-28 .......................................................................... 78







3.15. Análisis del pozo PLAN-29 .......................................................................... 81

3.15.1. Historial de Producción .......................................................................... 81







xiii

3.16.1. Historial de Producción .......................................................................... 86




















CAPITULO IV ........................................................................................................ 101

TRABAJOS DE REACONDICIONAMIENTO ..................................................... 101

xiv

4.1. Incremento de Producción PLAA-16 ............................................................ 102

4.1.1. Antecedentes........................................................................................... 102

4.1.2. Evaluación .............................................................................................. 102

4.1.3. Técnica de Reacondicionamiento ........................................................... 102

4.1.4. Simulación del cañoneo .......................................................................... 103

4.1.5. Análisis Nodal ........................................................................................ 104

4.1.6. Sistema de Levantamiento Artificial ...................................................... 105

4.1.7. Programa de Reacondicionamiento ........................................................ 108

4.1.8. Diagrama Mecánico del pozo propuesto ................................................ 109

4.1.9. Análisis Económico ................................................................................ 110

4.2. Incremento de Producción PLAB-03 ............................................................ 112

4.2.1. Antecedentes........................................................................................... 112


4.2.3. Análisis Nodal ........................................................................................ 112





4.3.1. Antecedentes........................................................................................... 120

4.3.2. Evaluación .............................................................................................. 120



xv

4.3.5. Análisis Nodal ........................................................................................ 122



4.3.8. Diagrama mecánico del pozo propuesto ................................................. 127



4.4.1. Antecedentes........................................................................................... 130


4.4.3. Análisis Nodal ........................................................................................ 130


4.4.5. Diagrama mecánico del pozo propuesto ................................................. 136



4.5.1. Antecedentes........................................................................................... 139

4.5.2. Evaluación .............................................................................................. 139



4.5.5. Análisis Nodal ........................................................................................ 141





xvi

4.6. Incremento de Producción PLAC-04 ............................................................ 149

4.6.1. Antecedentes........................................................................................... 149

4.6.2. Evaluación .............................................................................................. 149



4.6.5 Análisis Nodal ......................................................................................... 151






4.7.1. Antecedentes........................................................................................... 159

4.7.2. Evaluación .............................................................................................. 159



4.7.5. Análisis Nodal ........................................................................................ 161






4.8.1. Antecedentes........................................................................................... 169

xvii

4.8.2. Evaluación .............................................................................................. 169

4.8.3. Técnica de Reacondicionamiento (Disparos) ......................................... 169


4.8.5. Análisis Nodal ........................................................................................ 171





4.8.10. Técnica de Reacondicionamiento (Fracturamiento Hidráulico)........... 179

4.9. Incremento de Producción PLAD-15 ............................................................ 180

4.9.1. Antecedentes........................................................................................... 180

4.9.2. Evaluación .............................................................................................. 180



4.9.5. Análisis Nodal ........................................................................................ 182






4.10. Incremento de Producción PLAD-28 .......................................................... 192

4.10.1. Antecedentes......................................................................................... 192

xviii

4.10.2. Evaluación ............................................................................................ 192

4.10.3. Técnica de Reacondicionamiento ......................................................... 192

4.10.4. Simulación del cañoneo ........................................................................ 193

4.10.5. Análisis Nodal ...................................................................................... 194

4.10.6. Sistema de Levantamiento Artificial .................................................... 195

4.10.7. Programa de Reacondicionamiento ...................................................... 198

4.10.8. Diagrama Mecánico del pozo propuesto .............................................. 199

4.10.9. Análisis Económico .............................................................................. 200

4.11. Incremento de Producción PLAN-29 .......................................................... 202

4.11.1. Antecedentes......................................................................................... 202

4.11.2. Evaluación ............................................................................................ 202

4.11.3. Técnica de Reacondicionamiento (Disparos) ....................................... 202


4.11.5. Fracturamiento Hidráulico 2D .............................................................. 209

4.11.6. Análisis Nodal ...................................................................................... 210




4.11.10. Análisis Económico ............................................................................ 217


4.12.1. Antecedentes......................................................................................... 220

4.12.2. Evaluación ............................................................................................ 220

xix

4.12.3. Estimulación ......................................................................................... 221


4.12.5. Fracturamiento Hidráulico en 2D ......................................................... 226

4.12.6. Análisis Nodal ...................................................................................... 227






4.13.1. Antecedentes......................................................................................... 235

4.13.2. Evaluación ............................................................................................ 235

4.13.3. Estimulación ......................................................................................... 236



4.13.6. Análisis Nodal ...................................................................................... 242




4.13.9. Análisis Económico .............................................................................. 247


4.14.1 Antecedentes.......................................................................................... 250

4.14.2. Evaluación ............................................................................................ 250

xx



4.12.6. Análisis Nodal ...................................................................................... 256





ANÁLISIS DE RESULTADOS .......................................................................... 266

RESULTADOS FINALES .................................................................................. 271

CAPITULO V .......................................................................................................... 277

CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES ...................................................... 277

5.1. Conclusiones ................................................................................................. 277

5.2. Recomendaciones .......................................................................................... 281

CAPITULO VI ........................................................................................................ 283

GLOSARIO Y REFERENCIAS ............................................................................. 283

GLOSARIO DE TÉRMINOS .............................................................................. 283

REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS ................................................................ 286

REFERENCIAS ELECTRÓNICAS .................................................................... 290

CAPITULO VII ....................................................................................................... 291

ANEXOS ................................................................................................................. 291

xxi

ÍNDICE DE FIGURAS

Figura 2.1 Ubicación del Campo Palo Azul. ...............................................................5

Figura 2.2 Localización del Play Palo Azul ................................................................6

Figura 2.3 Problemas de Producción y Soluciones ...................................................10

Figura 2.4 Prueba de Build Up ..................................................................................11

Figura 2.5 Producción de Arena ................................................................................12

Figura 2.6 Esfuerzos en liner de producción .............................................................13

Figura 2.7 Corrosión pin y box ..................................................................................15

Figura 2.8 Corrosión Tubing 3% Cr ..........................................................................15

Figura 2.9 Problemas de escala y parafina ................................................................16

Figura 2.10 Daño del elastómero de la PCP ..............................................................17

Figura 2.11 Fracturas en núcleos con composición orgánica ....................................18

Figura 2.12 Tipos de Apuntalantes ............................................................................19

Figura 2.13 Historial de producción del fracturamiento hidráulico ..........................19

Figura 2.14 Registro eléctrico del pozo TJ-886 ........................................................21

Figura 2.15 Disparos en rocas sedimentarias ............................................................22

Figura 2.16 Skin vs densidad de disparo ...................................................................23

Figura 2.17 Ubicación del nodo solución ..................................................................24

Figura 2.18 Análisis Nodal del pozo TJ-886 .............................................................25

Figura 2.19 Proceso de Selección del S.L.A .............................................................26

Figura 2.20 Historial del precio WTI ........................................................................33

Figura 2.21 Escenario pesimista del crudo Oriente ...................................................33

Figura 3.1 Análisis de Selección ...............................................................................35

Figura 3.2 Presencia del sello caolinítico ..................................................................37

Figura 3.3 Historial de producción PLAA-16 ...........................................................45

file:///C:/Users/WIN8/Desktop/TESIS%20FINAL/RV%253a_Formatos_Tesis/FINAL/TESIS%20PALO%20AZUL%20-%20(PAUL%20ANGOS%20&%20ALEX%20VILLAGOMEZ).docx%23_Toc520385607



xxii

Figura 3.4 Diagnostico de producción de agua PLAA-16 .........................................46

Figura 3.5 Reservas remanentes PLAA-16 ...............................................................46

Figura 3.6 Correlación estructural PLAA-16 ............................................................47

Figura 3.7 Correlación estratigráfica PLAA-16 ........................................................47

Figura 3.8 Registro eléctrico PLAA-16 .....................................................................48

Figura 3.9 Historial de producción PLAB-03 ...........................................................49

Figura 3.10 Diagnostico de producción de agua PLAB-03 .......................................50

Figura 3.11 Reservas remanentes PLAB-03 ..............................................................50

Figura 3.12 Registro eléctrico PLAB-03 ...................................................................51

Figura 3.13 Historial de producción PLAB-05 .........................................................52












Figura 3.25 Historial de producción PLAC-04 .........................................................62

Figura 3.26 Diagnostico de producción de agua PLAC-04 ......................................63

Figura 3.27 Reservas remanentes PLAC-04 ..............................................................63

Figura 3.28 Correlación estructural PLAC-04 ..........................................................64







xxiii

Figura 3.29 Correlación estratigráfica PLAC-04 ......................................................64

Figura 3.30 Registro eléctrico PLAC-04 ...................................................................65


Figura 3.32 Diagnostico de producción de agua PLAC-39 .......................................67




Figura 3.36 Registro eléctrico PLAC-39 ...................................................................69


Figura 3.38 Diagnostico de producción de agua PLAC-40 .......................................71




Figura 3.42 Registro Eléctrico PLAC-40 ..................................................................73

Figura 3.43 Historial de producción PLAD-15 .........................................................74

Figura 3.44 Diagnostico de producción de agua PLAD-15 ......................................75

Figura 3.45 Reservas remanentes PLAD-15 .............................................................75

Figura 3.46 Correlación estructural pozos PLAD-15 y PLAD-28 ............................76

Figura 3.47 Correlación estratigráfica pozos PLAD-15 y PLAD-28 ........................76

Figura 3.48 Registro eléctrico PLAD-15 ..................................................................77

Figura 3.49 Historial de producción PLAD-28 .........................................................78

Figura 3.50 Diagnostico de producción de agua PLAD-28 ......................................79

Figura 3.51 Reservas remanentes PLAD-28 .............................................................79

Figura 3.52 Registro eléctrico PLAD-28 ...................................................................81

Figura 3.53 Historial de producción PLAN-29 .........................................................82






xxiv

Figura 3.54 Diagnostico de producción de agua PLAN-29 .......................................83

Figura 3.55 Reservas remanentes PLAN-29 .............................................................83

Figura 3.56 Correlación estructural PLAN-29 ..........................................................84

Figura 3.57 Correlación estratigráfica PLAN-29 ......................................................85

Figura 3.58 Registro eléctrico PLAN-29 ...................................................................86






Figura 3.64 Registro eléctrico PLAN-52 ...................................................................91


Figura 3.66 Diagnostico de producción de agua PLAN-56 ......................................93



Figura 3.69 Registro Eléctrico PLAN-56 .................................................................95






Figura 3.75 Registro eléctrico PLAN-57 .................................................................100

Figura 4.1 Incremento de Producción en los pozos seleccionados ..........................101

Figura 4.2 Daño producido por los disparos PLAA-16 ...........................................104

Figura 4.3 Análisis nodal PLAA-16 ........................................................................105





xxv

Figura 4.4 Curvas de desempeño de la bomba CENTRILIFT P60 .........................106

Figura 4.5 Variación de frecuencia de la bomba CENTRILIFT P60 ......................107

Figura 4.6 Diagrama mecánico del pozo propuesto PLAA-16................................109

Figura 4.7 Perfil de producción incremental PLAA-16 ..........................................110

Figura 4.8 Recuperación de la inversión PLAA-16 ................................................111

Figura 4.9 Análisis nodal PLAB-03 ........................................................................113

Figura 4.10 Curvas de desempeño de la bomba CENTRILIFT P60 .......................114

Figura 4.11 Variación de frecuencia de la bomba CENTRILIFT P60 ....................115

Figura 4.12 Diagrama mecánico del pozo propuesto PLAB-03 ..............................117

Figura 4.13 Perfil de producción PLAB-03 .............................................................118

Figura 4.14 Recuperación de la inversión PLAB-03 ...............................................119

Figura 4.15 Daño producido por los disparos PLAB-05 .........................................122

Figura 4.16 Análisis nodal PLAB-05 ......................................................................123







Figura 4.23 Curvas de desempeño de la bomba REDA GN5600 ...........................132

Figura 4.24 Variación de frecuencia de la bomba REDA GN5600 .......................133




Figura 4.28 Daño producido por los disparos PLAB-36 .........................................141

xxvi







Figura 4.35 Daño producido por los disparos PLAC-04 .........................................151

Figura 4.36 Análisis Nodal PLAC-04 .....................................................................152

Figura 4.37 Curvas de desempeño de la bomba REDA D2400N ...........................153

Figura 4.38 Variación de frecuencia de la bomba REDA D2400N ........................154

Figura 4.39 Diagrama mecánico del pozo propuesto PLAC-04 ..............................156

Figura 4.40 Perfil de producción PLAC-04 .............................................................157

Figura 4.41 Recuperación de la inversión PLAC-04 ...............................................158


Figura 4.43 Análisis nodal PLAC-39 ......................................................................162

Figura 4.44 Curvas de desempeño de la bomba ESP-TD6000 ................................163

Figura 4.45 Variación de frecuencia de la bomba ESP-TD6000.............................164


Figura 4.47 Perfil de producción incremental PLAC-39 .........................................167



Figura 4.50 Análisis nodal PLAC-40 ......................................................................172

Figura 4.51 Curvas de desempeño de la bomba ESP-TD1750 ................................173

Figura 4.52 Variación de frecuencia de la bomba ESP-TD1750.............................174


xxvii

Figura 4.54 Perfil de producción incremental PLAC-40 .........................................177


Figura 4.56 Fracturamiento hidráulico 2D del pozo PLAC-40 ..............................179

Figura 4.57 Daño producido por los disparos PLAD-15 .........................................182

Figura 4.58 Análisis nodal PLAD-15 ......................................................................183



Figura 4.61 Diagrama mecánico del pozo propuesto PLAD-15 .............................188

Figura 4.62 Perfil de producción incremental PLAD-15 ........................................189

Figura 4.63 Recuperación de la inversión PLAD-15 ..............................................190

Figura 4.64 Fracturamiento hidráulico 2D del pozo PLAD-15 ..............................191

Figura 4.65 Daño producido por los disparos PLAD-28 .........................................194

Figura 4.66 Análisis nodal PLAD-28 ......................................................................195

Figura 4.67 Curvas de desempeño de la bomba CENTRILIFT GC3500 ................196

Figura 4.68 Variación de frecuencia de la bomba CENTRILIFT GC3500 .............197

Figura 4.69 Diagrama mecánico del pozo propuesto PLAD-28 .............................199

Figura 4.70 Perfil de producción incremental PLAD-28 ........................................200

Figura 4.71 Recuperación de la inversión PLAD-28 ..............................................201

Figura 4.72 IPR PLAN-29 (CAÑONEO) ................................................................203

Figura 4.73 Registro de cemento PLAN-29 ............................................................205

Figura 4.74 Simulación de la fractura PLAN-29 .....................................................208

Figura 4.75 Geometría de fractura ...........................................................................208

Figura 4.76 Fracturamiento hidráulico 2D del pozo PLAN-29 ..............................209

Figura 4.77 Índice de productividad post-fractura PLAN-29 ..................................210

Figura 4.78 Producción total intervalo y fractura PLAN-29 ...................................211


xxviii

Figura 4.79 Análisis Nodal PLAN-29 .....................................................................211

Figura 4.80 Curvas de desempeño de la bomba CENTRILIFT GC10000 ..............212

Figura 4.81 Variación de frecuencia de la bomba CENTRILIFT GC10000 ...........214

Figura 4.82 Diagrama mecánico del pozo propuesto PLAN-29 .............................217

Figura 4.83 Perfil de producción incremental PLAN-29 ........................................218

Figura 4.84 Recuperación de la inversión PLAN-29 ..............................................219

Figura 4.85 Estado actual del pozo PLAN-52 .........................................................220



Figura 4.88 Geometría de fractura PLAN-52 ..........................................................225

Figura 4.89 Fracturamiento hidráulico 2D del pozo PLAN-52 ..............................226

Figura 4.90 Índice de productividad post-fractura PLAN-52 ..................................227

Figura 4.91 Análisis nodal PLAN-29 ......................................................................227



Figura 4.94 Diagrama mecánico del pozo propuesto PLAN-52 .............................232

Figura 4.95 Perfil de producción incremental PLAN-52 ........................................233

Figura 4.96 Recuperación de la inversión PLAN-52 ..............................................234

Figura 4.97 Estado actual del pozo PLAN-52 .........................................................235



Figura 4.100 Geometría de fractura PLAN-56 ........................................................240

Figura 4.101 Fracturamiento hidráulico 2D del pozo PLAN-56 ............................241

Figura 4.102 Índice de productividad post-fractura PLAN-56 ................................242

Figura 4.103 Análisis nodal PLAN-56 ....................................................................242



xxix

Figura 4.104 Curvas de desempeño de la bomba REDA D3500N .........................243

Figura 4.105 Variación de frecuencia de la bomba REDA D3500N ......................244

Figura 4.106 Diagrama mecánico del pozo propuesto PLAN-56 ...........................247

Figura 4.107 Perfil de producción incremental PLAN-56 ......................................248

Figura 4.108 Recuperación de la inversión PLAN-56 ............................................249

Figura 4.109 Registro de cemento PLAN-57 ..........................................................252

Figura 4.110 Simulación de la fractura PLAN-57 ...................................................254

Figura 4.111 Geometría de fractura PLAN-57 ........................................................254

Figura 4.112 Fracturamiento hidráulico 2D del pozo PLAN-57 ............................255

Figura 4.113 Índice de productividad post-fractura PLAN-57 ................................256

Figura 4.114 Registro eléctrico PLAN-57 ...............................................................256

Figura 4.115 Análisis Nodal PLAN-57 ...................................................................257

Figura 4.116 Curvas de desempeño de la bomba REDA D3500N .........................258

Figura 4.117 Variación de frecuencia de la bomba REDA D3500N ......................259

Figura 4.118 Diagrama mecánico del pozo propuesto PLAN-57 ...........................263

Figura 4.119 Perfil de producción incremental PLAN-57 ......................................264

Figura 4.120 Recuperación de la inversión PLAN-57 ............................................265

Figura 4.121 Grafica dinámica del incremento de producción................................271

Figura 4.122 Grafica dinámica comparación de la geometría de fractura ...............272

Figura 4.123 Grafica dinámica comparación de producción con el software

ANGOSFRAC ...............................................................................................................273

Figura 4.124 Grafica dinámica del Sistema de Levantamiento artificial ................274

Figura 4.125 Grafica dinámica análisis económico rediseño del equipo BES y

nuevos intervalos ...........................................................................................................275

Figura 4.126 Grafica dinámica análisis económico Fracturamiento Hidráulico .....276




xxx

ÍNDICE DE TABLAS

Tabla 2.1 Columna estratigráfica regional del Oriente Ecuatoriano ...........................7

Tabla 2.2 Columna estratigráfica del Palo Azul ..........................................................8

Tabla 2.3 Zonas estratigráficas de la formación Hollín ...............................................9

Tabla 2.4 Criterios comunes de selección del levantamiento artificial .....................26

Tabla 2.5 Sistema de Levantamiento Artificial .........................................................27

Tabla 2.6 Costos equivalentes por barril ...................................................................32

Tabla 2.7 Costos equivalentes por barril ...................................................................32

Tabla 3.1 Pozos del Campo Palo Azul ......................................................................36

Tabla 3.2 Propiedades de selección de los pozos del Campo Palo Azul ...................38

Tabla 3.3 Pozos seleccionados del Campo Palo Azul ...............................................40

Tabla 3.4 Complejidad mecánica de los pozos ..........................................................40

Tabla 3.5 Estado mecánico de los pozos seleccionados del campo Palo Azul ..........41

Tabla 3.6 Sumario de reacondicionamiento de los pozos seleccionados ..................43

Tabla 3.7 Sistema de Levantamiento Artificial de los pozos seleccionados .............44

Tabla 3.8 Pruebas de presión y producción de los pozos seleccionados ...................44

Tabla 3.9 Propiedades petrofísicas PLAB-05 ............................................................54

Tabla 3.10 Propiedades petrofísicas PLAC-04 ..........................................................65

Tabla 3.11 Propiedades petrofísicas PLAC-39 ..........................................................69

Tabla 3.12 Propiedades petrofísicas PLAD-15 ..........................................................77

Tabla 3.13 Propiedades petrofísicas PLAD-28 ..........................................................80

Tabla 3.14 Propiedades petrofísicas PLAN-52 ..........................................................90

Tabla 4.1 Selección del motor bomba CENTRILIFT P60 ......................................106

Tabla 4.2 Características del motor S-GRB .............................................................106

Tabla 4.3 Equipos de fondo bomba CENTRILIFT P60 ..........................................107

xxxi

Tabla 4.4 Capacidad de producción de la bomba CENTRILIFT P60 .....................107

Tabla 4.5 Costos estimados del reacondicionamiento .............................................110

Tabla 4.6 Resultados del análisis económico PLAA-16 ..........................................111

Tabla 4.7 Calculo estimado de la tasa de producción PLAB-03 .............................113

Tabla 4.8 Selección del motor bomba CENTRILIFT P60 ......................................114

Tabla 4.9 Características del motor S-GRB .............................................................115

Tabla 4.10 Equipos de fondo bomba CENTRILIFT P60 ........................................115

Tabla 4.11 Capacidad de producción de la bomba CENTRILIFT P60 ...................116

Tabla 4.12 Costos estimados del reacondicionamiento ...........................................118

Tabla 4.13 Resultados del análisis económico PLAB-03 ........................................119

Tabla 4.14 Selección del motor bomba CENTRILIFT P60 ....................................124

Tabla 4.15 Características del motor UT-HSS ........................................................124



Tabla 4.18 Costos estimados del reacondicionamiento PLAB-05 ..........................128


Tabla 4.20 Calculo estimado de la tasa de producción PLAB-09 ...........................131

Tabla 4.21 Selección del motor bomba REDA GN5600 .........................................132

Tabla 4.22 Características del motor S-GRB ...........................................................133

Tabla 4.23 Equipos de fondo bomba REDA GN5600 .............................................133




Tabla 4.27 Selección del motor bomba CENTRILIFT P60 ....................................143


xxxii



Tabla 4.31 Costos estimados del reacondicionamiento PLAB-36 ..........................147


Tabla 4.33 Selección del motor bomba REDA D2400N .........................................153

Tabla 4.34 Características del motor S ....................................................................153

Tabla 4.35 Equipos de fondo bomba REDA D2400N .............................................154

Tabla 4.36 Capacidad de producción de la bomba REDA D2400N .......................154


Tabla 4.38 Resultados del análisis económico PLAC-04 ........................................158

Tabla 4.39 Selección del motor bomba ESP-TD6000 .............................................163


Tabla 4.41 Equipos de fondo bomba ESP-TD6000 .................................................164

Tabla 4.42 Capacidad de producción de la bomba ESP-TD6000 ............................164



Tabla 4.45 Selección del motor bomba ESP-TD1750 .............................................173


Tabla 4.47 Equipos de fondo bomba ESP-TD1750 .................................................174

Tabla 4.48 Capacidad de producción de la bomba ESP-TD1750 ............................174






xxxiii



Tabla 4.56 Resultados del análisis económico PLAD-15 ........................................190

Tabla 4.57 Selección del motor bomba CENTRILIFT GC3500 .............................196


Tabla 4.59 Equipos de fondo bomba CENTRILIFT GC3500 .................................197

Tabla 4.60 Capacidad de producción de la bomba CENTRILIFT GC3500 ............197


Tabla 4.62 Resultados del análisis económico PLAD-28 ........................................201

Tabla 4.63 Producción del pozo PLAN-29 ..............................................................203

Tabla 4.64 Etapas de bombeo en función del tiempo ..............................................207

Tabla 4.65 Selección del motor bomba CENTRILIFT GC10000 ...........................212


Tabla 4.67 Equipos de fondo bomba CENTRILIFT GC10000 ...............................213

Tabla 4.68 Capacidad de producción de la bomba CENTRILIFT GC10000 ..........214

Tabla 4.69 Costos estimados del reacondicionamiento PLAN-29 ..........................218

Tabla 4.70 Resultados del análisis económico PLAN-29 ........................................219









xxxiv











Tabla 4.89 Tipos de Reacondicionamiento ..............................................................266

Tabla 4.90 Condiciones de los pozos antes de ser intervenidos ..............................267

Tabla 4.91 Incremento de producción nuevos intervalos ........................................267

Tabla 4.92 Incremento de producción rediseño del equipo BES .............................267

Tabla 4.93 Incremento de producción fracturamiento hidráulico ............................268

Tabla 4.94 Resultados técnicos nuevos intervalos ...................................................269

Tabla 4.95 Resultados Técnicos rediseño del equipo BES ......................................269

Tabla 4.96 Resultados Técnicos fracturamiento hidráulico .....................................269

Tabla 4.97 Resultados Económicos de los pozos Intervenidos ...............................270

Tabla 4.98 Resultados Económicos de los pozos Intervenidos con el 25% de regalías

.......................................................................................................................................276

xxxv

ÍNDICE DE ANEXOS

Anexo 1 Diagrama mecánico del pozo PLAA-16 ....................................................291

Anexo 2 Diagrama mecánico del pozo PLAB-03 ....................................................292




Anexo 6 Diagrama mecánico del pozo PLAC-04 ....................................................296



Anexo 9 Diagrama mecánico del pozo PLAD-15 ....................................................299

Anexo 10 Diagrama mecánico del pozo PLAD-28 ..................................................300

Anexo 11 Diagrama mecánico del pozo PLAN-029 ................................................301

Anexo 12 Diagrama mecánico del pozo PLAN-052 ................................................302

Anexo 13 Diagrama mecánico del pozo PLAN-56 ..................................................303

Anexo 14 Diagrama mecánico del pozo PLAN-57 ..................................................304

Anexo 15 Flujo neto de caja PLAA-16 ...................................................................305

Anexo 16 Flujo neto de caja PLAB-03 ....................................................................306




Anexo 20 Flujo neto de caja PLAC-04 ....................................................................310



Anexo 23 Flujo neto de caja PLAD-15 ....................................................................313

Anexo 24 Flujo neto de caja PLAD-28 ....................................................................314

xxxvi

Anexo 25 Flujo neto de caja PLAN-29 ....................................................................315




xxxvii

Tema: ANÁLISIS TÉCNICO ECONÓMICO PARA POTENCIAR LA PRODUCCIÓN

DE LOS POZOS DEL CAMPO PALO AZUL DE LA ARENA HOLLÍN A TRAVÉS

DE LA DETERMINACIÓN DE MÉTODOS DE REACONDICIONAMIENTO.

Autores:

Jefferson Paúl Angos Huera


Tutor: Ing. Marcelo David Benítez Guerra

RESUMEN

El presente estudio técnico tiene por objetivo el incremento de producción del Campo

Palo Azul, mediante técnicas de reacondicionamiento como cañoneo en nuevas zonas

productoras, cambios de bomba o fracturamiento hidráulico. Actualmente existen 36

pozos productores y 12 pozos cerrados. El criterio de selección de 14 pozos fue la

jerarquización de parámetros estratigráficos geológicos y petrofísicos. El análisis

comprende evaluaciones petrofísicas, resultados de pruebas de presión, curvas de

diagnóstico de producción de agua, historiales de producción y reacondicionamiento;

determinando así la técnica apropiada de incremento de producción. El programa de

reacondicionamiento fue simulado mediante el uso de softwares, con el fin de obtener la

tasa de petróleo real y por consiguiente realizar el diseño del sistema de levantamiento

artificial. Posteriormente se presentó el programa de reacondicionamiento, el diagrama

mecánico propuesto y se efectuó una estimación del perfil de producción con el objetivo

de realizar un análisis comparativo de costos, gastos e inversiones mediante la técnica de

flujo de caja e indicadores financieros. Finalmente se desarrolló un software que estima

la geometría y simulación del Fracturamiento Hidráulico.

Palabras clave: REACONDICIONAMIENTO/ FRACTURAMIENTO/ SOFTWARES/

INCREMENTO DE PRODUCCION/ INDICADORES FINANCIEROS/ PALO AZUL.

xxxviii

TITLE: ECONOMIC TECHNICAL ANALYSIS TO INCREASE THE PRODUCTION

OF THE WELLS OF FIELD PALO AZUL OF THE SAND HOLLIN THROUGH THE

DETERMINATION OF METHODS WORK OVER.

Autores:

Jefferson Paúl Angos Huera,


Tutor: Ing. Marcelo David Benítez Guerra

ABSTRACT

The objective of this technical study is to increase Palo Azul Field oil production, through

work over techniques such as perforating in new production reservoirs, ESP up sizing or

fracking. Currently there are 36 producing wells and 12 closed wells. The selection

criteria for 14 wells was the hierarchization of stratigraphic geological petrophysical

parameters. The analysis comprises an, petrophysical evaluations, results of pressure

tests, diagnostic curves of water production, production histories and work over,

determining the own developed and from company. The work over was simulated using

software, to obtain the real oil rate and the design of the artificial lift. Subsequently, the

work over program was presented, the proposed mechanical diagram and an estimate

profile of production with the objective of carrying out a comparative analysis of costs,

expenses and investments through the cash flow technique and financial indicators.

Finally, a software was developed to estimate the geometry and fracking simulation.

Keywords: WORK OVER / FRACKING / SOFTWARE / PRODUCTION INCREASE /

FINANCIAL INDICATORS / PALO AZUL

I CERTIFY that the above and foregoing is a true and correct translation of the

original document in Spanish.

NAME

Certified Traslator

ID:

xxxix

ABREVIATURAS Y SIMBOLOS

API: Instituto Americano del petróleo

bbl: barriles

BES: Bomba Electrosumergible

Bo: Factor Volumétrico del petróleo

BPPD: Barriles de petróleo por día

BSW: Contenido de agua y sedimentos

cf: Compresibilidad de la formación

CIBP: Cast iron bridge plug, tapón puente de hierro fundido

cP: centipoise

Cr: Cromo

Dog leg: Pata de perro

ct: Compresibilidad total

GOR: Relación agua petróleo

IP: Índice de productividad

IPR: Inflow performance relationship, curva de oferta

K: Permeabilidad

Kh: Capacidad de flujo

mD: milidarcy

NaCl: Cloruro de sodio

xl

OPR: Outflow performance relationship, curva de demanda

PC: Pozo cerrado

PCP: Bomba de cavidades progresivas

PP: Pozo Productor

PSI: Unidad de presión

Pwf: Presión de fondo fluyente

Qo: Tasa de petróleo

re: radio de drenaje

rw: radio del pozo

S: daño de formación

SLA: Sistema de Levantamiento Artificial

So: Saturación de petróleo

SOTE: Sistema de oleoducto transecuatoriano

Spf: Disparos por pie

TCP: Tubing conveyed perforating

TIR: Tasa interna de retorno

TVD: Profundidad vertical verdadera

Uo: Viscosidad del petróleo

VAN: Valor presente neto

Vcl: Volumen de arcilla

1

Tema: ANÁLISIS TÉCNICO ECONÓMICO PARA POTENCIAR LA

PRODUCCIÓN DE LOS POZOS DEL CAMPO PALO AZUL DE LA ARENA

HOLLÍN A TRAVÉS DE LA DETERMINACIÓN DE MÉTODOS DE

REACONDICIONAMIENTO.

Área: Reacondicionamiento de pozos e Ingeniería de producción.

CAPITULO I

GENERALIDADES

1.1. INTRODUCCIÓN

En enero de 1999 fue perforado el pozo exploratorio Palo Azul-01, a una profundidad

de 10.423 pies, posteriormente en el año 2000 se perforo el pozo Palo Azul-02 para probar

la continuidad del reservorio Hollín, fue operado inicialmente por Petroproducción para

luego pasar a Petrobras, actualmente es operado por la Empresa Pública Petroamazonas

EP.

El Campo se encuentra en el “Play Central” Corredor Sacha-Shushufindi, con sus

volúmenes de reservas en los yacimientos “Basal Tena”, “U” Superior”, “U” Inferior, “T”

superior, “T” Inferior y “Hollín”. (Baby P. Barragan R., 2004)

Actualmente el Campo produce un volumen de 67.377,13 BFPD, 6723,77 BPPD con

un corte de agua del 90% y un grado API de 26, adicionalmente hasta la fecha se

encuentran 42 pozos activos, 6 reinyectores 1 pozos abandonados y 5 pozos cerrados, los

cuales son (Petroamazonas EP, Geología del Campo Palo Azul, 2018).

1.2. PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA

La declinación de la producción de petróleo en el Campo Palo Azul se debe

principalmente a la caída natural de la presión, la depletación de los pozos se da de manera

2

paulatina en las arenas “Hollín Superior” y “Hollín Inferior”, actualmente en el Campo

existen 54 pozos lo cuales presentan problemas de daños de formación, alto Run life,

corrosión y comunicación tubing-casing.

Al ser un Campo maduro el aumento progresivo del corte de agua provoca una menor

producción de petróleo que oscila en 7.673 barriles con 87,4% de BSW.

1.3. OBJETIVOS

1.3.1. Objetivo General

• Determinar los métodos de reacondicionamiento para potenciar la producción de

los pozos del Campo Palo Azul de la Arena Hollín a través del análisis técnico

económico.

1.3.2. Objetivos Específicos

▪ Analizar las condiciones actuales de los pozos productores.

▪ Seleccionar los pozos candidatos mediante la jerarquización de parámetros

geológicos estratigráficos y petrofísicos.

▪ Analizar y determinar el método más apropiado de reacondicionamiento para

incrementar el índice de productividad en los pozos candidatos.

▪ Simular las técnicas de reacondicionamiento.

▪ Seleccionar el tipo de Sistema de Levantamiento Artificial en cada pozo con el

software Pipesim.

▪ Estimar el perfil de producción después de aplicar las técnicas de

reacondicionamiento con el software Oil Fiel Manager.

▪ Presentar el programa de reacondicionamiento propuestos a cada pozo

seleccionado.

▪ Presentar los diagramas mecánicos propuestos de cada pozo.

3

▪ Realizar un análisis comparativo de costos, gastos e inversiones mediante la

técnica de flujo de caja e indicadores financieros.

1.4. JUSTIFICACIÓN E IMPORTANCIA

El presente estudio busca optimizar la producción de petróleo en los pozos del Campo

Palo Azul, mediante el análisis de la siguiente información: parámetros petrofísicos,

registros eléctricos, mapas estructurales, correlaciones estratigráficas, historiales de

producción y reacondicionamiento.

Con el fin de aumentar la producción en los pozos del Campo, determinando la técnica

más apropiada de reacondicionamiento para aplicarse a cada pozo como: fracturamiento

hidráulico, evaluación de nuevas zonas productoras, recañoneo y cambio del sistema de

levantamiento artificial.

La importancia de realizar los mencionados trabajos en los pozos seleccionados radica

en incrementar la producción en el Campo Palo Azul.

1.5. ENTORNO DEL ESTUDIO

1.5.1. Marco Institucional.

El presente estudio técnico se realizará cumpliendo los principios y valores de la

Universidad Central del Ecuador (UCE) y la la Empresa Pública Petroamazonas EP,

instituciones que lideran el área de educación; y el área operacional de la actividades

hidrocarburíferas, logrando así el apoyo tecnológico y técnico de ambas entidades para

forjar nuevos profesionales que brinden una solución en las diferentes fases de

exploración, explotación, industrialización, transporte, refinación y comercialización del

sector hidrocarburífero.

1.5.2. Marco Ético.

El presente estudio no atenta en ninguna de sus etapas contra los derechos intelectuales

de otras investigaciones desarrolladas en la Universidad Central del Ecuador o la Empresa

4

Pública Petroamazonas EP, cumpliendo así con los principios del uso ético de la

información.

Los resultados a obtenerse no serán alterados en ninguna circunstancia, además se

realizará la correspondiente referencia a las diferentes fuentes consultadas y se utilizará

la respectiva licencia de los softwares Pipesim, Oil Field Manager (OFM) y FRACADE

proporcionados por la Empresa Pública Petroamazonas EP.

1.5.3. Marco Legal.

El estudio técnico se lo realizó bajo la normativa de titulación del Sistema de

Educación Superior del País y la Constitución de la República del Ecuador Art. 123 y 350

que regulan la aprobación de títulos académicos que posean un análisis científico,

humanista y técnico en relación con el desarrollo del país.

Los estudios técnicos en el área hidrocarburífera se los vincula con las fases de

exploración, explotación, industrialización, transporte, refinación y comercialización del

sector hidrocarburífero, garantizando así el desarrollo del trabajo como requisito parcial

para optar por el Título de Tercer Nivel de Ingeniero de Petróleos. (Asamblea Nacional

del Ecuador, 2016).

5

CAPITULO II

MARCO TEÓRICO

GENERALIDADES DEL CAMPO PALO AZUL

2.1. Ubicación Geográfica

Superficialmente se ubica dentro del Bloque 18 en la provincia de Francisco de

Orellana, limitado al Norte por el Campo Lago Agrio, al Sur por el Campo Pucuna, al

Este el Campo Eno y al Oeste el levantamiento subandino como se muestra en la figura

2.1 (Petroamazonas EP, Geología del Campo Palo Azul, 2018).

CAMPO PALO AZUL

Figura 2.1 Ubicación del Campo Palo Azul.

Fuente: Justificativo técnico de reservas 2017 Bloque 18 – zona oeste – activo Palo Azul-

Petroamazonas EP-SHE

6

2.2. Geología Estructural

El campo Palo Azul se encuentra hacia el borde Oeste del Play Central o corredor

estructural Sacha – Shushufindi tal como se presenta en la figura 2.2. Forma parte del

Play Palo Azul – Lago Agrio, caracterizado por estructuras anticlinales con cierre contra

falla inversa hacia el Este.

Desde el punto de vista de reservorios la formación Hollín posee un entrampamiento

estructural, mientras que para las formaciones “U”, “T” y “BT” presenta un componente

estratigráfico.

Figura 2.2 Localización del Play Palo Azul

Fuente: (Bellarby, 2009)

7

2.2.1. Estratigrafía regional del Campo Palo Azul

A continuación, se presenta la litología regional de cada formación productora del

Oriente Ecuatoriano, como se indica en la tabla 2.1.

Tabla 2.1 Columna estratigráfica regional del Oriente Ecuatoriano

Realizado por: Paúl Angos & Alex Villagómez

ZONASOESTE CENTRO ESTE

FORMATION MEMBER

QUATERNARY

NEOGENE

CHALCANA

ORTEGUAZA

PERIOD

TENA

BASAL TENA

TENA

UNDIFFERENTIATED

MIO - PLIOCENE

TITUYACULOWER TIYUYACU CONGLOMERATE

M1 LIMENSTONE

HIATO M1 SANDSTONE

UPPER U SANDSTONE

U MEDIA LIMENSTONE

LOWER U SANDSTONE

MIDDLE U SANDSTONE

CRETACEUOS

MIDDLE NAPO SHALE

LOWER NAPO SHALE

T. LIMESTONEMAIN T SANDSTONE

UPPER T SANDSTONET SANDSTONE

B LIMESTONE

MAIN HOLLIN

UPPER HOLLIN

C LIMESTONE

A SANDSTONE

PRE - CRETACEOUS

HOLLIN

NAPO

C5 SANDSTONE

PALEOGENE

U. LIMESTONE

USANDSTONE

A LIMESTONE

UPPER NAPO SHALE

M2 SANDSTONE

M2 LIMENSTONE

8

La descripción litológica de los principales reservorios productores del Campo Palo

Azul se presenta de manera detalla en la tabla 2.2, con énfasis en el reservorio Hollín

Tabla 2.2 Columna estratigráfica del Palo Azul

Fuente: (Baby P. Barragan R., 2004)

ER

A

PE

R

FORMAC. MIEMBRO

FORMACIONAL LITOLOGÍA DESCRIPCIÓN

ME

SO

ZO

ICO

CR

ET

AC

ICO

TENA BASALTENA

Arcillas rojas, areniscas con

conglomerados

NA

PO

Arenisca U

Superior

Arenisca blanca cuarzosa de

grano medio a fino con matriz

arcillosa glauconítica con

intercalaciones de lutita color

gris oscuro.

Arenisca U

Inferior

Arenisca de grano medio a

fino subangular a

subredondeada, con

intercalaciones de lutitas gris

oscura y de caliza color

crema.

Lutita Napo

Media (U) Lutita gris a gris obscura

Arenisca T

superior

Arenisca blanca cuarzosa, de

grano medio a fino con matriz

arcillosa glauconítica, con

intercalaciones de lutita color

gris oscuro

Arenisca T

inferior

Arenisca cuarzosa, blanca,

gris, subtransparente,

moderadamente consolidada,

grano fino subangular, matriz

caolinita con presencia de

intercalaciones de lutita de

color gris y caliza crema con

glauconita

Lutita Napo

Inferior

Lutita fisil laminada astillosa

gris

HO

LL

ÍN

Hollín

Esta sección está constituida

por areniscas cuarzosas finas

a muy finas, intensamente

bioturbadas y cementadas,

con abundante glauconita y

bioclastos como componentes

secundarios

9

2.2.2. Estratigrafía del Reservorio Hollín

La Formación Hollín, principal reservorio en el área del campo Palo Azul, se la ha

dividido en cuatro zonas; de acuerdo con sus características litológicas y ambientes

sedimentarios los cuales se observan en la tabla 2.3.

Tabla 2.3 Zonas estratigráficas de la formación Hollín

Fuente: Justificativo técnico de reservas 2017 bloque 18 – zona oeste – activo palo azul-

Petroamazonas EP-SHE

ZONAS DE LA FORMACION HOLLÍN

FORMACIÓN

HOLLÍN

AMBIENTE

SEDIMENTARIO LITOLOGÍA

ZONA 1 Mar abierto Margas bioturbadas, calizas y

lutitas

ZONA 2

Distales, transicionales

de mar abierto y facies

de costa

margas bioturbadas, lutitas,

arenas glauconíticas y

estratificaciones cruzadas

ZONA 3 Depósitos tipo estuario

arenas de barra mareales con

estratificación cruzada y

laminaciones bidireccionales

ZONA4 Depósitos fluviales

arcillas de planicies costeras,

barras de canales mehandricos,

planicies de inundación y

depósitos fluviales entrenzados.

2.2.3. Características del reservorio Hollín

El reservorio Hollín posee un mecanismo de producción del 51% generado por un

acuífero activo de fondo y localmente un efecto lateral ocasionado por las intercalaciones

lutíticas existentes en las inmediaciones de los pozos. El petróleo original en sitio se

encuentra localizado en un entrampamiento de tipo estructural equivalente a 338,7

MMbbl con un grado API de 27,7.

La Información de reservorios productores, litología y ambientes sedimentarios,

proporcionan información básica para determinar los diferentes problemas que se suscitan

en el pozo con relación a la geología del Campo.

10

2.3. Problemas en el pozo

Los problemas frecuentes en el pozo pueden presentarse de acuerdo con (Yerwood J,

1997) en el levantamiento artificial, tubería de producción, completación y yacimiento.

En la figura 2.3 se presenta en forma esquemática, las causas y soluciones para mejorar

la producción ante los problemas mencionados anteriormente.

Figura 2.3 Problemas de Producción y Soluciones

Fuente: (Yerwood J, 1997)

11

2.3.1. Problemas del Reservorio

2.3.1.1. Daño de Formación

El daño a una formación productora de hidrocarburos es la pérdida de productividad o

inyectabilidad parcial o total de un pozo. Al existir un contacto de la roca con fluidos o

materiales extraños, ocasionan una obstrucción de los canales permeables (Islas Silva,

1991).

El estudio de Build up realizado en el Campo Northem a 120 km de Rio de Janeiro

evidencio un aumento en el daño en formaciones no consolidadas, como se muestra en la

figura 2.4.

Al inicio de la prueba se observa la respuesta del reservorio con un flujo radial, a

medida que existe mayor capacidad de flujo (kh) de fluidos del reservorio al pozo existe

un aumento progresivo de daño y disminución de la permeabilidad.

Los problemas frecuentes de daño de formación están relacionados con:

Figura 2.4 Prueba de Build Up

Fuente: (Ewy Russ, 2012)

12

2.3.1.2. Arenamiento

En formaciones no consolidadas la producción de arena suele ser muy alta debido a la

inestabilidad de la formación.

Al generar altos ritmos de flujo, estos solidos tienden a taponar los orificios de

circulación del crudo creando una depositación en el fondo del pozo tal como se muestra

en la figura 2.5.

Figura 2.5 Producción de Arena


2.3.1.3. Agua

Cuando se produce de un yacimiento, en algún momento el agua proveniente de un

acuífero subyacente se mezcla y se produce junto al petróleo, como resultado de un

incremento en el contacto agua-petróleo. Esta producción excesiva no se debe al agua

connata en la zona de pago, más bien se presenta por el agua proveniente directamente de

la canalización del pozo ocurrida detrás del revestidor (Guo B. Liu X, 2017).

2.3.1.4. Incrustaciones

La formación de incrustaciones según (Mike, 1999) pueden desarrollarse por los

siguientes factores: un cambio de temperatura o de presión, liberación de gas, una

13

modificación del PH o el contacto con agua incompatible con acumulación de sedimentos

minerales (Andrew C, 2012).

Las Incrustaciones se han detectado en algunos pozos de Petroamazonas en el Campo

Libertador y severamente en el Campo Tetete, en este ultimo las incrustaciones se

presentan duras y fijas, reduciendo considerablemente el diámetro interior de la tubería

de producción y en algunos casos se las ha encontrado en las herramientas de

completación, en las camisas y empacaduras. (Quiroga S, 1991)

2.3.2. Problemas Mecánicos.

2.3.2.1. Revestidor

La tubería de revestimiento está sometida a distintos tipos de esfuerzos, axiales,

radiales, de torsión, de flexión y tangenciales, al exceder las cargas en el revestidor se

produce colapso o estallido. En la figura 2.6 se presenta la deformación del liner de

producción al ser sometido a presiones internas y externas a lo largo de la formación y el

posible estallido por el esfuerzo que genera el CIBP de 7” a las paredes del revestidor

(Murchey G, 2000).

Figura 2.6 Esfuerzos en liner de producción

Fuente: (Murchey G, 2000)

Presiones Externas

Provocan Colapso

Presiones Internas

Provocan Estallido

Colapso por

tapones permanentes

Pint

9 5/8”

7”

CIBP 7”

14

Los esfuerzos que soporta el revestidor en los puntos de pesca y perforación de tapones

permanentes ocasionan desgaste hasta desatar un estallido. Incrementándose el daño,

cuando los recortes o restos del tapón perforado no son recuperados oportunamente.

El bajo aporte de fluido de las arenas productivas ocasiona el empleo de bombas

electrosumergibles de bajo caudal y bajo nivel de sumergencia. Esta condición ocasiona

colapso en el casing por presión diferencial debida a la presión hidrostática de la

formación, situación que se agrava cuando no se tiene una buena cementación del casing

(Estrada & Valdivia, 2009).

2.3.2.2. Pescados

En el campo petrolero, un pescado impide desarrollar las actividades planificadas en

el pozo. Las operaciones de pesca pueden ser necesarias en cualquier momento de la vida

productiva de un pozo desde la fase de perforación hasta la de abandono (Johnson Enos,

2013).

La mayor parte de las maniobras de pesca puede atribuirse a tres causas básicas:

inestabilidad del pozo, equipos defectuosos y el error humano. Usualmente en el pozo se

suele tratar de rescatar tubulares, bombas y partes de la completación de fondo, las cuales

deberán ser recuperadas para posteriormente realizar otras actividades. “Prácticamente

todo lo que ingresa en el pozo puede convertirse en una pieza de pesca” (Johnson Enos,

2013).

2.3.2.3. Corrosión

La “corrosión localizada” en tuberías de producción compuestas con 3% cromo (Cr)

es la más habitual, ya que se origina en ambientes con presencia de oxígeno, PH

sumamente alto y altas concentraciones de cloruro de sodio (NaCl).

15

La presencia de alto corte de agua influye mucho en el incremento o disminución de

la corrosión. Los fluidos agresivos a altas velocidades desgastan el metal, produciendo

una remoción de los depósitos del metal limpio. En la figura 2.7 se muestra la presencia

de corrosión en el pin y caja de las diferentes tuberías, mientras que en la figura 2.8 se

observa la existencia de corrosión en el tubing compuesto con 3% cromo (Cr) (Nice Ian

Perry, 2006).

Figura 2.7 Corrosión pin y box

Fuente: (Nice Ian Perry, 2006)

-

Figura 2.8 Corrosión Tubing 3% Cr

Fuente: (Nice Ian Perry, 2006)

2.3.2.4. Parafina.

Los depósitos parafínicos normalmente consisten en mezclas de hidrocarburos de

cadenas largas y ramificadas, como el hactano (C100H202), resinas y materiales asfálticos

de naturaleza indeterminada (Barker M. K, 2003). En la figura 2.9 se observa la reducción

en el diámetro de la tubería de producción causada por la acumulación de parafinas

(Bellarby, 2009).

16

En los campos de Petroamazonas en el Nororiente ecuatoriano, la parafina aún no se

ha presentado en forma severa, pero otros campos del mundo, como por ejemplo

Venezuela consideran el control de la parafina como uno de los problemas más difíciles

en el mantenimiento de pozos de producción (Quiroga S, 1991).

Figura 2.9 Problemas de escala y parafina


2.3.2.5. Sistemas de Levantamiento Artificial

Los problemas frecuentes que se suscitan en los equipos de levantamiento artificial

suelen llevarse a cabo por una incorrecta instalación, diseño o aplicación, provocando una

reducción de la producción.

Las causas más frecuentes son daño de la bomba por presencia de parafina, asfalto o

arena, daño en el cilindro por golpeteo del pistón, cambios en el comportamiento del pozo

y daño del motor de fondo si es una bomba Electrosumergible.

En un pozo fluyente con baja presión en superficie, el bacheo del fluido o el

colgamiento en la tubería puede ser el problema, este tipo de reparación se efectúa con

taladros (Kefford P. & Gaurav M, 2016).

En la figura 2.10 se observa el daño de un elastómero de una bomba PCP (Montiveros

M, 2013).

17

Figura 2.10 Daño del elastómero de la PCP

Fuente: (Montiveros M, 2013)

Al determinar los problemas mencionados en el punto 2.3, se prosigue a seleccionar el

método de reacondicionamiento más apropiado para mantener o aumentar la producción.

2.4. Operaciones de reacondicionamiento.

2.4.1. Trabajos para mantener la producción

Los trabajos de reparación tienen como fin mantener la producción realizando

operaciones de: cambios de bomba, de completación, problemas de comunicación tubing

casing y limpieza.

2.4.2. Trabajos para aumentar la producción.

El objetivo de la estimulación es eliminar el daño del hoyo y aumentar la

productividad. La selección no adecuada de los fluidos de tratamiento dará lugar a un

daño adicional o a la reducción del efecto del tratamiento.

El análisis de nuevas zonas productoras ayudará a un incremento paulatino en la

producción total del Campo (Perozo Marco, 1996).

2.4.2.1. Fracturamiento Hidráulico

El fracturamiento hidráulico es una técnica mecánica que consiste en inducir una

fractura producida con un sólido que actúa como agente de sostén en la formación,

mediante el bombeo a gran caudal y presión.

18

El propósito es el aumento de la permeabilidad, el índice de productividad y la

eliminación de daño de formación (Arifin, 2000).

Caracterización microscópica del Fracturamiento Hidráulico.

La figura 2.11 presenta la simulación del fracturamiento, realizado en núcleos del

campo Eagle.

Los reservorios productores del estudio fueron rocas orgánicas con presencia de

plancton foraminífero (a y c), las fracturas generadas suelen ser normales o ramificadas

(b y d) (Stegent Neil, 2011).

Figura 2.11 Fracturas en núcleos con composición orgánica

Fuente: (Stegent Neil, 2011)

Tipos de apuntalantes

El agente artificial utilizado para el mejoramiento de la permeabilidad es arena de alta

calidad y granulometría cuidadosamente seleccionada. Con el objetivo de facilitar el flujo

desde la formación hacia el pozo permitiendo drenar en mayor proporción los volúmenes

existentes de petróleo.

En la figura 2.12 se presenta diversos tipos de apuntalantes como: la bauxita de alta

resistencia (izquierda), sílice cubierta con resina (centro) y cerámica liviana (derecha);

19

los cuales son bombeados en las fracturas para mantenerlas abiertas y de este modo

mejorar la producción de hidrocarburos. (Nolen & Hoeksema, 2013)

Figura 2.12 Tipos de Apuntalantes

Fuente: (Nolen & Hoeksema, 2013)

Producción en Yacimientos Fracturados.

En la figura 2.13 se presenta un ejemplo del aumento de producción luego de haber

aplicado la técnica de fracturamiento hidráulico.

El análisis post fractura revela un incremento de 150 BPPD y una disminución del

corte de agua muy significativa.

Figura 2.13 Historial de producción del fracturamiento hidráulico

Fuente: (Arifin, 2000)

PRODUCCION POST FRACTURA

Qaf=50 BPPD

QPf=200 BPPD

20

Modelos de geometría de la Fractura

Las cuatro principales razones para desarrollar y usar modelos para fracturamiento

hidráulico son:

▪ Optimizar el comportamiento económico del proyecto, determinar el

dimensionamiento de las variables del tratamiento para obtener alta

rentabilidad sobre la inversión.

▪ Diseñar la secuencia de inyección del fluido fracturante.

▪ Simular la geometría de la fractura y ajustar el material sustentante correcto

para mantener abierta la fractura.

▪ Evaluar el tratamiento por comparar las predicciones obtenidas con el modelo,

respecto al comportamiento real del fracturamiento hidráulico.

Lo modelos en dos dimensiones determinan el ancho y longitud de la fractura,

parámetros que constituyen las dimensiones de la fractura con base en las hipótesis que

se consideran como un paralelepípedo supuesto que tiene su origen en la década de los

años 1960 (Urquizo Pazmiño, 2004).

Los modelos en tres dimensiones solventan las limitaciones impuestas en el desarrollo

de los modelos en dos dimensiones con relación a la forma de la fractura, especialmente

en cuanto tiene que ver con la altura de la fractura que en estos modelos varían en función

de la inyección del fluido fracturante y del material sustentante (Urquizo Pazmiño, 2004).

21

2.4.2.2. Evaluación de nuevas zonas productoras

Las reinterpretaciones de registros eléctricos permiten evaluar nuevas zonas que

posiblemente estén saturadas de hidrocarburos, este análisis se lo realiza al aislar las zonas

de pago que estaban produciendo. Una interpretación adecuada nos permite desarrollar

nuevas actividades como la aplicación de estimulación y cañoneo en estas zonas para

lograr una mayor recuperación de petróleo (Yerwood J, 1997).

En la figura 2.14 la producción de hidrocarburos en el pozo se realiza por los intervalos

E, D, C, B y A con una producción de agua del 50%, que aumenta progresivamente. Al

reinterpretar los registros eléctricos se estima presencia de hidrocarburos en los intervalos

K, J, I, G y F, pero al analizar el intervalo H se corre riesgo de disparar en el contacto

agua-petróleo suscitándose una producción 100% de agua, lo que provocaría dificultad

para aislar este intervalo afectando los intervalos G y F productores.

Figura 2.14 Registro eléctrico del pozo TJ-886


22

2.4.2.3. Cañoneo en zonas productoras.

Un paso significativo en la completación del pozo envuelve el restablecimiento de la

comunicación entre el revestidor o casing y la formación, luego de que el pozo es

perforado, entubado y cementado. El objetivo del cañoneo es ingresar a la formación

productora hasta la zona virgen entre mayor sea la longitud de ingreso, mayor

comunicación entre yacimiento y pozo se tiene. En la figura 2.15 se observa la

penetración de cada disparo simulado en el laboratorio (Pickles M, 2012).

Figura 2.15 Disparos en rocas sedimentarias

Fuente: (Pickles M, 2012)

Características de los punzados

La densidad de disparo es el número de disparos por pie de revestidor aumentando la

densidad de disparo se aumenta el área de afluencia y se reduce tanto la caída de presión

como el caudal por punzado requerido para mantener la producción deseada. En muchos

casos 4 Spf serán suficientes para obtener la producción deseada, en otros casos, cuando

la completación del pozo es de empaque con grava se suele utilizar densidades de 10 Spf.

(Marcano J. E, 2016).

23

TCP (Pistolas bajadas con la Tubería de Producción)

Este tipo de pistolas se fijan en la tubería y se bajan en el pozo utilizando un equipo de

perforación o de terminación de pozos (Tony, 2012).

En la figura 2.16 se muestra el efecto de la densidad de disparo en función del daño de

la formación en el campo Corocoro. Al utilizar diferentes sistemas de perforación TCP

en la zona productora, el tipo HSD no presenta daño, mientras que al usar el tipo big shot

21 el daño es sumamente alto valores que oscilan entre 14 y 15 (Marcano J. E, 2016).

Figura 2.16 Skin vs densidad de disparo

Fuente: (Marcano J. E, 2016)

Las pistolas TCP ofrecen varias técnicas como:

➢ Técnica TCP- Bajo Balance

➢ Técnica TCP Propelente - Sobre Balance

➢ Técnica PURE

➢ Técnica con Slickline

24

2.5. Optimización de la Producción

2.5.1. Análisis Nodal

El análisis nodal vincula la capacidad del yacimiento para producir fluidos a través de

las tuberías hacia la superficie Las técnicas del análisis nodal se utilizan para estudiar y

optimizar el sistema de producción.

El nombre Nodal refleja las locaciones discretas o nodos en los cuales pueden

utilizarse ecuaciones independientes para describir la entrada y salida de fluido a través

de este (Yerwood J, 1997).

Este procedimiento ayuda a determinar la producción que todo el sistema en conjunto

es capaz de producir, y muestra el efecto sobre la producción al cambiar los parámetros

como: la presión de cabeza o separador, tamaños de la tubería o línea de flujo, diámetro

del choque o diámetro de la válvula de seguridad en subsuelo y diseño del sistema de

levantamiento artificial. La figura 2.17 muestra la ubicación de los nodos solución en el

sistema de producción. (Yerwood J, 1997).

Figura 2.17 Ubicación del nodo solución

Fuente: (Carvajal, 2012)

25

El trabajo de reacondicionamiento en el pozo Tj-886 en Venezuela fue la

realización de un squeeze, para repunzonar nuevas zonas productoras. La figura

2.18 representa la producción de petróleo mínima esperada, en este estudio se utilizó una

permeabilidad de 100 md y un factor de daño de 10. La intersección de la curva IPR Y

OPR indican un mínimo de 190 BPPD, sin embargo, produjo 530 BPPD con un corte de

agua del 7%.

Figura 2.18 Análisis Nodal del pozo TJ-886


2.5.2. Selección del Sistema de Levantamiento Artificial

La figura 2.19 presenta un proceso típico de selección la primera etapa, implica

considerar una amplia gama de técnicas de levantamiento artificial y su idoneidad con

respecto a los tipos de fluidos, las propiedades del yacimiento y el entorno operativo. Una

vez que se determina una lista de técnicas de levantamiento factibles, se realiza una

evaluación más en profundidad, esto se lleva a cabo mediante la revisión de información

que determinen el tiempo de vida del campo. El siguiente paso es realizar un análisis

económico para guiar la selección final de la técnica de levantamiento.

26

El análisis económico representa el capital y el gasto operativo (capex y opex)

asociado a cada técnica de levantamiento, y utiliza las curvas de declinación de

producción para generar el VAN, TIR y otros indicadores económicos. (Gaurav, 2016)

Figura 2.19 Proceso de Selección del S.L.A

Fuente: (Gaurav, 2016)

La selección inicial de las tecnologías de levantamiento artificial implica considerar

múltiples criterios que tendrán diversos grados de importancia como se muestra en la

tabla 2.4.

Tabla 2.4 Criterios comunes de selección del levantamiento artificial

Fuente: (Gaurav, 2016)

Al conocer las características PVT, petrofísicas, estado mecánico del pozo, stock en

bodega y facilidades de superficie, se procede a revisar el sistema de levantamiento

artificial utilizado en el Campo Palo Azul, como se detalla en la tabla 2.5.

*Para determinar el equipo Electrosumergible de los pozos seleccionados se

utilizó el software Pipesim y la selección de los equipos de la bomba: como el motor,

el tipo de cable, la energía que manejara el variador, se estimó mediante el catálogo

de Schlumberger “REDA Electric Submersible Pump Systems Technology Catalog”.

Productividad del

Pozo buena Operabilidad

Impactos

Ambientales

Manejo de sólidos Manejo de gas Confiabilidad

Requerimiento de

Energía

Límites de

Temperatura

Facilidades de

superficie

Conocimiento y

Soporte local

Nuevo riesgo

tecnológico Costos de reparación

27

Tabla 2.5 Sistema de Levantamiento Artificial

Fuente: (LeMoyne & Clarke, 2016)

Para la evaluación productiva del pozo, se necesita saber el comportamiento que tendrá

la producción luego de aplicar el reacondicionamiento, el diseño del levantamiento

artificial, y la optimización por análisis nodal. Esto se logra mediante la aplicación de las

curvas de declinación, en este estudio tan solo se tomará en cuenta la declinación

exponencial, ya que representa el campo.

2.6. Perfil de Producción.

Según, (Aragón & Montalvo, 2014) el cambio en la tasa de producción por unidad de

tiempo es contante, la declinación para el pronóstico de producción de los pozos

seleccionados será de tipo exponencial, la cual se basa en la siguiente ecuación:

𝒒 = 𝒒𝒊 𝒙 𝒆−𝒂𝒕

Donde:

q= Caudal al final del periodo t

qi= Caudal al Inicio del periodo t.

a= Constante de Declinación Exponencial.

t= Periodo de tiempo.

Sistema de

Levantamiento

Artificial

Generalidades Grafico

Bombeo

Electrosumergible.

Los sistemas más versátiles quizás son las

bombas eléctricas sumergibles. Estas

bombas comprenden una serie de etapas

contenidas en una cubierta de protección. Un

motor eléctrico sumergible que acciona la

bomba se despliega en el extremo inferior de

la tubería de producción y se conecta a los

controles de superficie y a la fuente de

energía eléctrica mediante un cable armado

sujeto a la parte externa de la tubería

(LeMoyne & Clarke, 2016)

Ec. (2.1)

28

El estudio de las curvas de declinación y pronóstico de producción se lo realizará

mediante la utilización del software Oil Field Manager (OFM) proporcionado por la

empresa Pública Petroamazonas EP.

2.7. Evaluación Económica

La última etapa del estudio se centra en la evaluación económica, que determinará la

rentabilidad del proyecto, tomando como referencia costos de cada trabajo técnico que se

va a desarrollar en cada pozo seleccionado.

2.7.1. Costos

Los costos se refieren al monto o valor en dólares que cuesta producir un bien o

servicio. Para este proyecto se analizarán los costos de operación, para los cuáles será

indispensable conocer las condiciones de operación del equipo, así como también las

cantidades que serán producidas.

Los costos de operación dependen principalmente de los siguientes factores:

➢ Producción por pozo (productividad).

➢ Número de pozos.

➢ Gravedad API del petróleo.

➢ Profundidad del yacimiento.

➢ Relación agua – petróleo.

2.7.1.1. Costos de Producción

Incluyen los gastos directos asociados a la producción de un barril de petróleo; tales

como, costos de extracción; levantamiento, mantenimiento de pozos; almacenamiento y

acondicionamiento de crudo; costo de tratamiento y disposición de agua; así como el de

transporte del crudo hasta la estación del oleoducto SOTE. También incluye los costos

indirectos relacionados con supervisión, mantenimiento de instalaciones y depreciación

de activos productivos. El valor utilizado es de 7 USD/Barril.

29

2.7.1.2. Transporte de Crudo

Desde la estación del SOTE hasta la entrega en el puerto de Balao. La tarifa utilizada

es de 0,59 USD/Barril

2.7.1.3. Gastos Administrativos

Incluyen los costos asociados a las unidades de apoyo, los cuales están en el orden de

1MM USD/ año.

2.7.2. Inversiones

Los tipos de inversiones que se empleará en el presente estudio son:

2.7.2.1. Inversión Pública

Se define como la cantidad de dinero que gasta la empresa para cumplir con un

proyecto trazado, en este caso por la Empresa Pública Petroamazonas EP.

2.7.2.2. Inversiones de Producción

Definiéndose a estas como aquella inversión que se utiliza para mantener o mejorar

los niveles de producción de un yacimiento.

Dentro de las inversiones de producción se considera: levantamiento artificial,

reacondicionamiento de pozos, perforación de pozos de desarrollo, recuperación

secundaria, entre otros.

2.7.3. Depreciaciones

La depreciación es la pérdida del valor económico de un bien por el uso, cambio de

tecnología o impuestos y que trata de incorporar el valor anual de la depreciación de

edificaciones, equipos, muebles, vehículos y otras instalaciones ligadas directamente al

proceso de producción. Si observamos en detalle el comportamiento de la cuenta de

depreciación, encontramos cómo la empresa recupera la inversión efectuada en un activo

30

depreciable. Para nuestro estudio hemos estimado las depreciaciones del equipo de

reacondicionamiento para 10 años.

2.7.4. Flujo de Caja.

Todas las operaciones financieras se caracterizan por tener ingresos y egresos. Estos

valores se pueden registrar sobre una recta que da el tiempo de duración de la operación

financiera. Al registro de entrada y salida de dinero durante el tiempo que dura la

operación financiera se conoce como flujo de caja o diagrama de líneas de tiempo (Meza,

2011).

2.7.4.1. Tasa de Descuento

La tasa de descuento es el precio que se paga por los fondos requeridos para cubrir la

inversión de un proyecto. El valor de la inversión inicial de un proyecto tiene un costo,

cualquiera sea la fuente de donde provenga, que es la tasa de descuento (Meza, 2011).

2.7.4.2. Valor presente Neto (VPN)

El valor presente neto es una cifra monetaria que resulta de comparar el valor presente

de los ingresos con el valor presente de los egresos, el cálculo consiste en comparar los

ingresos con los egresos en la misma fecha (Meza, 2011).

= +

+−=N

nn

n

i

QAVAN

1 )1(

Donde: Qn: representa los flujos de caja (Ingresos – Egresos).

A: es el valor del desembolso inicial de la inversión. N: es el número de períodos considerado.

I: tasa de actualización.

Si un proyecto de inversión tiene un VAN positivo, el proyecto es rentable. Entre dos

o más proyectos, el más rentable es el que tenga un VAN más alto. Un VAN nulo significa

que la rentabilidad del proyecto es la misma que colocar los fondos en él invertidos en el

Ec. (2.2)

31

mercado con un interés equivalente a la tasa de descuento utilizada. Por lo tanto, el VAN

se halla actualizando los resultados del flujo de caja al valor presente, y permite evaluar

proyectos aun cuando en el tiempo se tengan flujos negativos.

Un proyecto es factible si su VAN es igual o superior a cero:

Si VAN ≥ 0, el proyecto es factible

Si VAN < 0, el proyecto debe rechazarse

2.7.4.3. Tasa Interna de Retorno (TIR).

Es la máxima tasa de interés a la que un inversionista estaría dispuesto a pedir dinero

prestado para financiar la totalidad del proyecto, pagando con los beneficios la totalidad

del capital y de sus intereses sin perder ni un solo centavo (Meza, 2011).

Donde:

Io = Inversión inicial

F1….Fn = Flujos de efectivo

i = TIR

La tasa interna obtenida deberá compararse con la tasa de descuento para saber si se

acepta o se rechaza el proyecto desde el punto de vista financiero.

Con estos antecedentes si r es la tasa de actualización del proyecto se tiene que:

➢ Si TIR > r el proyecto es rentable

➢ Si TIR < r el proyecto no es rentable.

2.7.5. Costos equivalentes por barril

Los datos requeridos para el desarrollo del análisis económico fueron suministrados

por Petroamazonas EP (Área de finanzas) los cuales se presentan en la tabla 2.6.

Io =F1/(1+i) + F2/(1+i)² + F3/ (1+i)³ +.............+Fn/(1+i)n

Ec. (2.3)

32

Tabla 2.6 Costos equivalentes por barril

Fuente: Área de Finanzas Campo Palo Azul-Petroamazonas EP 2018

Costos equivalentes por barril

Administrativos ( MMUSD/año) $ 1.000.000,00

Impuestos 15%

Tasa de interés 9,19%

Operaciones (USD/bbl) $ 7,96

Renta del Sist. Levant. Artific. (USD/D) $ 350,00

Tratamiento de agua (USD/BL) $ 0,70

Transporte de Crudo (SOTE)(USD/bbl) $ 0,59

Comercialización $ 0,10

Ley 10 $ 1,00

Ley 40 $ 0,05

Castigo al crudo Oriente $6,05

2.7.6. Escenarios de evaluación

2.7.6.1. Referencia

La evaluación económica se la realizó en un periodo de un año con un precio de

referencia del crudo WTI equivalente a $67,20 y para determinar los indicadores

económicos se utilizó el precio del crudo Oriente igual a 61,15$

2.7.6.2. Optimista

El escenario optimista se determinó mediante el análisis de diferentes organizaciones

que estiman la tendencia del precio del crudo WTI en un futuro. Para el análisis

económico del estudio técnico se seleccionó la estimación de la Organización de Países

Exportadores de Petróleo (OPEC) hacia el año 2019, tal como se presenta en la tabla 2.7.

Tabla 2.7 Costos equivalentes por barril

Fuente: Área de Finanzas Campo Palo Azul-Petroamazonas EP 2018

AÑO ORGANIZACIÓN Crudo WTI Crudo Oriente

2019 EIA $ 52,8 $ 46,7

2019 WOOD MACKENZIE $ 82,0 $ 76,0

2019 OPEC $ 74,00 $ 67,95

2019 CAPITAL IQ $ 72,0 $ 66,0

2019 BLOOMBERG $ 65,0 $ 59,0

2019 OXFORD ECONOMICS $ 110,0 $ 104,0

33

2.7.6.3. Pesimista

El escenario pesimista se determinó mediante el comportamiento del precio del crudo

WTI en el periodo 2014-2015 en el cual decreció un 51%, tal como se presenta en la

figura 2.20.

Figura 2.20 Historial del precio WTI

Fuente: Bloomberg

Para el análisis económico del estudio técnico se estimó el mismo escenario, pero con

el precio actual del crudo WTI, decreciendo de $ 67,20 a $ 34,32. Mientras que el crudo

Oriente se reduciría a $ 28,15 en el año 2019 tal como se presenta en la figura 2.21.

Figura 2.21 Escenario pesimista del crudo Oriente

Realizado por: Bloomberg

*Las contingencias del 10% son exclusivamente para las empresas de servicios,

además, no se consideró tarifas a las empresas operadoras, deudas, pagos y

compromisos adquiridos anteriormente.

*Para determinar la factibilidad económica total del proyecto se estimó un 18,5

% de regalías.

34

CAPITULO III

DISEÑO METODOLÓGICO

3.1. Tipo de Estudio

El presente estudio es descriptivo ya que detalla las condiciones actuales de los pozos

productores y cerrados del campo Palo Azul. Analítico porque se determinará los trabajos

de reacondicionamiento, optimización, rediseño del Sistemas de Levantamiento Artificial

e indicadores económicos para su respectivo incremento de producción.

3.2. Universo y Muestra

El universo del presente estudio técnico se realizará en los 54 pozos existentes en el

Campo Palo Azul del bloque 18 y la muestra se desarrollará con 36 pozos productores, y

12 pozos cerrados. Se plantea un criterio de selección para descartar bajo parámetros

técnico los pozos candidatos.

3.3. Instrumentos de recopilación de información y datos.

Este proyecto se lo realizará mediante la recopilación documental y digital de

información de reservas, mapas estructurales, correlaciones estratigráficas, diagramas del

estado mecánico de los pozos, historiales de reacondicionamiento, registros eléctricos,

registros de cementación, master log, PVT, pruebas de presión, historiales de producción,

sistema de levantamiento artificial, los cuales serán proporcionados por el Activo del

Campo Palo Azul de Petroamazonas EP para su debido análisis e interpretación.

3.4. Procesamiento de la Información.

La información será analizada e interpretada con el fin de determinar los parámetros

de evaluación para definir los pozos candidatos, tal como se muestra en la figura 3.1.

35

Figura 3.1 Análisis de Selección

Fuente: Paúl Angos & Alex Villagómez

POZO

Nuevas zonas saturadas

hidrocarburos en “Hollín”; o

cambios de bomba

Analizar:

Mapas Estructurales

Correlaciones Estratigráficas

Registros Eléctricos

Máster Log

Analizar:

Presiones

Sello

Historial de producción

BSW

Reservas

Qo < 50BPPD

BSW>98%

Reservas: Drenadas

d

POZO CANDIDATO

FIN DESCARTA EL POZO

SI

SI

NO

NO

36

3.4.1. Estado Actual del Campo Palo Azul

Actualmente en el campo Palo Azul existen 54 pozos, de los cuales 36 son productores

12 cerrados y 6 reinyectores. La tabla 3.1 presenta la distribución por PAD de cada uno

de los pozos mencionados.

Tabla 3.1 Pozos del Campo Palo Azul

Fuente: Área de Operaciones Campo Palo Azul-Petroamazonas EP 2018

3.4.2. Análisis de Selección.

A continuación, se jerarquizará los pozos candidatos evaluando los siguientes

parámetros:

POZOS DEL CAMPO PALO AZUL

PAD A PAD B PAD C PAD D PAD N

PLAA1 PLAB-02 PLAC-11I PLAD-12 PLAN-29

PLAA-016 PLAB-03 PLAC-04 PLAD-15 PLAN-49H

PLAA-027I PLAB-05 PLAC-11I PLAD-19 PLAN-50HR1

PLAA-030 PLAB-06 PLAC-13 PLAD-23 PLAN-51H

PLAA-035I PLAB-07 PLAC-14 PLAD-24 PLAN-52RE

PLAB-08 PLAC-17 PLAD-28 PLAN-53RE

PLAB-09 PLAC-20 PLAD-31 PLAN-54


PLAB-21RE PLAC-37I PLAD-33H PLAN-56

PLAB-25 PLAC-38 PLAD34H PLAN-57


PLAB-36H PLAC-40

PLAB-43 PLAC-46

PLAC-48

37

3.4.2.1. Presencia del sello Diagenético.

El reservorio “Hollín” presenta un sello diagenético constituido por un mineral

arcilloso llamado caolinita. Este mineral impide la comunicación en forma directa con el

acuífero de fondo.

En la figura 3.2 se presenta el espesor del sello diagenético presente en los pozos del

Campo Palo Azul.

Figura 3.2 Presencia del sello caolinítico

Fuente: Área de Geología Campo Palo Azul-Petroamazonas EP 2018

38

Posteriormente se evaluará nuevas zonas productoras de petróleo, porcentaje de agua

& sedimentos, producción de petróleo, índice de productividad y presiones para su

respectiva selección, tal como se presenta en la tabla 3.2.

Tabla 3.2 Propiedades de selección de los pozos del Campo Palo Azul


CAMPO PALO AZUL

POZO TIPO Qo BSW

ARENA IP PWF SELLO

SELECCIÓN RAZÓN BPPD % BPPD/PSI PSI ft

PAD A

PLAA1 PC 22 28 BT 0 664 0,06 NO

Actualmente produce del

reservorio "BT", y se encuentra desasentado el packer de la

bomba.

PLAA-016 PC 80 95 H 0,75 1.943 2,24 SI Nuevos intervalos productores

PLAA-027I REINYECTOR NO Actualmente es un pozo

reinyector.

PLAA-030 PP 50 40 BT 0,98 457 NO Actualmente produce del

reservorio "BT".

PLAA-03I REINYECTOR NO Actualmente es un pozo

reinyector.

PAD B

PLAB-02 PP 130 95 H 0,76 2.336 1,71 NO

"Actualmente presenta una

influencia directa con el acuífero de fondo, además produce de los

Reservorios "Hollín principal" y

"Hollín superior" (no presenta

nuevos intervalos productores).

PLAB-03 PP 209 94 H 2,90 1.838 2,06 SI Cambio de bomba

PLAB-05 PP 167 91 H 1,40 1.876 1,20 SI Nuevos intervalos productores

PLAB-06 PP 63 80 H 0,20 959 17,45 NO El ultimo reacondicionamiento que se realizo fue exitoso.

PLAB-07 PC 40 94 H 0,31 1.673 12,21 NO Pescado no recuperable.

PLAB-08 PP 140 89 H 0,72 2.018 2,84 NO

Reservorios "Hollín principal" y

"Hollín superior" (no presenta nuevos intervalos productores).

PLAB-09 PP 243 93 H 2,61 2.198 3,53 SI Cambio de bomba

PLAB-10 PP 109 88 H 0,37 1.295 2,32 NO Aumentar frecuencia de la bomba.

PLAB-21RE PC 26 96 H 0,91 3.375 2,32 NO Pescado no recuperable BES.

PLAB-25 PC 47 98 H 1,54 2.671 4,88 NO

"Actualmente presenta una

influencia directa con el acuífero de fondo, alto BSW.

PLAB-26 PC 29 78 H 0,29 2,57 NO Abandonado.

PLAB-36H PP 250 92 H 0,29 1.278 5,11 SI Nuevos intervalos productores

PLAB-43 PC 13 93 H 3,42 NO Cerrado sin intervención.

PAD C

PLAC-11I REINYECTOR Actualmente es un pozo

reinyector.

PLAC-04 PP 317 76 H 1,70 2.413 8,02 SI Nuevos intervalos productores


reinyector.

39

PLAC-13 PP 93 93 H 0,72 1.962 13,85

Produce de los Reservorios

"Hollín principal" y "Hollín

superior" (no presenta nuevos

intervalos productores).

PLAC-14 PC 29 98 H 0,95 11,18 NO

Actualmente presenta una

influencia directa con el acuífero

de fondo, bsw alto.

PLAC-17 PP 71 97 H 1,89 2.854 11,42 NO Actualmente presenta una influencia directa con el acuífero

de fondo, bsw alto.

PLAC-20 PC 6 97 H 0,06 1.239 0,00 NO Actualmente presenta una influencia directa con el acuífero

de fondo, bsw alto.

PLAC-22 REINYECTOR Actualmente es un pozo

reinyector.


reinyector.

PLAC-38 PP 112 94 H 1,10 1.866 25,52 NO No presenta nuevos intervalos

productores.



PLAC-46 PP 364 93 H 3,31 2.702 0,97 NO

Actualmente presenta una influencia directa con el acuífero

de fondo, aumento del bsw de

manera inmediata.

PLAC-48 PP 96 2 BT 14,58 NO Actualmente produce del

reservorio "BT".

PAD D

PLAD-12 PP 89 96 H 1,72 2.609 0,00 NO Actualmente presenta una influencia directa con el acuífero

de fondo, bsw alto.

PLAD-15 PP 118 97 H 7,92 3.204 16,04 SI Nuevos intervalos productores

PLAD-19 PC 85 98 H 3,93 2.523 2,05 NO Presenta un pescado y un bsw

alto.

PLAD-23 PP 121 91 H 0,53 1.306 8,14 NO

Se propone aumentar la frecuencia de la bomba, pero históricamente

este incremento aumenta el bsw de

manera inmediata.

PLAD-24 PP 144 91 H 0,78 1.428 16,96 NO Se propone aumentar la frecuencia

de la bomba 2 Hz.

PLAD-28 PP 203 89 H 1,47 1.840 1,50 SI Nuevos intervalos productores

PLAD-31 PC 32 98 H 4,53 3.544 0,00 NO


influencia directa con el acuífero de fondo, bsw alto.

PLAD-32 PP 119 92 H 0,80 1.628 8,99 NO Se disparo con cable, y el pozo no

produjo al utilizar esta técnica.

PLAD-33H PP 478 92 H 4,49 2.269 1,84 NO El ultimo reacondicionamiento que se realizo fue exitoso

(comunicación tubing-casing).

PLAD34H PP 129 97 H 3,82 2.690 0,11 NO



PLAD-42 PP 144 92 H 1,05 2.141 NO Presenta un pescado: bomba

Electrosumergible no recuperable.

PAD N

PLAN-29 PP 191 57 H 0,03 1.172 3,40 SI Nuevos intervalos productores

PLAN-49H PP 96 84 H 0,21 1.428 4,07 NO



de fondo, aumento constante de bsw.

PLAN-50HR1 PP 311 3 U 0,14 915 8,13 NO



de fondo, aumento constante de bsw.

PLAN-51H PC 249 94 H 1,78 1.961 2,77 NO



PLAN-52RE PP 472 8 H 0,15 667 5,67 SI Nuevos intervalos productores

40

PLAN-53RE PP 113 1 H 0,04 1.236 0,00 NO Presenta una completación hueco

abierto.

PLAN-54 PP 211 91 H 0,11 1.595 3,60 NO


influencia directa con el acuífero de fondo, aumento constante de

bsw.

PLAN-55 PP 217 6 BT 0,08 786 16,08 NO

Estructuralmente el pozo se ubica

en el flanco a 30 pies del CAP con una saturación de agua del 84%.

PLAN-56 PP 180 52 H 0,11 1.508 12,90 SI Nuevos intervalos productores

PLAN-57 PP 350 2 BT 0,13 419 5,76 SI Nuevos intervalos productores

PLAN-59 PP 298 6 BT 0,11 2.032 14,44 NO Actualmente ya fue estimulado

(fracturamiento hidráulico).

Por consiguiente, en la tabla 3.3 se analizará e interpretará la información de los

siguientes pozos seleccionados.

Tabla 3.3 Pozos seleccionados del Campo Palo Azul


3.4.3. Estado mecánico de los pozos seleccionados.

El estado mecánico actual de cada pozo será una de las variables de estudio para su

reapertura, en la tabla 3.4 se presenta el grado de dificultad para una posible intervención

y a partir de la tabla 3.5 se muestra detallado el diagrama mecánico de los pozos

seleccionados con su complejidad de intervención.

Tabla 3.4 Complejidad mecánica de los pozos


POZOS SELECCIONADOS DEL CAMPO PALO AZUL


PLAA-016 PLAB-03 PLAC-04 PLAD-28 PLAN-29

PLAB-05 PLAC-39 PLAD-15 PLAN-52RE

PLAB-09 PLAC-40 PLAN-56

PLAB-36H PLAN-57

Estado Dificultad Mecánica

Colapso de revestidor y pescado atrapado 5

Packer desasentado 4

1 o más pescados 3

Daño de equipo de fondo 2

Completación sin problemas 1

Donde: 5 mayor dificultad y 1 sin dificultad

41

Tabla 3.5 Estado mecánico de los pozos seleccionados del campo Palo Azul


No. Pozo Estado Mecánico del pozo actual Complejidad

1 PLAA-16

Actualmente se encuentra con un tubing hanger de 11”

x 3-1/2; 289 juntas de 3 ½”; 3 bombas/NH(1600-

2300)/S406/53STG; casing superficial de 9 5/8” liner

de 7”, a 9176,68' asentado un top packer; en la arena

Hollín a 10.975' un CIBP de 7”, los intervalos

cañoneados son (10.955' – 10.968'), (10.976' – 10.984')

y (11.010' – 11.015') como se muestra en el anexo 1.

1

2 PLAB-03

Actualmente se encuentra con un tubing hanger de 11” x 3-

1/2; 307 juntas de 3 ½”; 4 bombas/P35/S400/78STG; casing

superficial de 9 5/8”; a 9.059,45’ un centralizador para casing

de 7”; 2 liner ranurado de 5” y 2 crossover ranurados de 5”

(pozo horizontal)”; el intervalo cañoneado es de (11.787' –

12.365'), como se muestra en el anexo 2.

1

3 PLAB-05


1/2; 303 juntas de 3 ½”; 4 bombas/WD1750/S400/83STG;

casing superficial de 10,75”; a 9.339,06’ un centralizador para

casing de 7”; 1 liner 7”; el intervalo cañoneado es de (10.529'

– 10.574'), como se muestra en el anexo 3.

1

4 PLAB-09


1/2; 285 juntas de 3 ½”; completado con 4 bombas P35 a la

profundidad de 8.494 ft. El pozo presenta 3 pescados ubicados

a las siguientes profundidades: (3 bombas S400) a 10.801 ft,

(bomba GN4000) a 10.878 ft y una cabeza de disparo a 10.956

ft. superficial de 9 5/8”; a 10.853,25' un centralizador para

casing de 6”; liner de 7”; el intervalo cañoneado es de (10.740'

– 10.847'), como se muestra en el anexo 4.

1

5 PLAB-36


1/2; 285 juntas de 3 ½”; 2 bombas RIE/538/76STG; casing

superficial de 9 5/8”; a 9.059,45' un centralizador para casing

de 7”; 2 liner ranurado de 5” y 2 crossover ranurados de 5”

(pozo horizontal)”; el intervalo cañoneado es de (11.787' –

12.365'), como se muestra en el anexo 5.

1

6 PLAC-04


x 3-1/2; 266 juntas de 2 7/8”; 2 bombas/HALL

538/1500/60 Y 98 STG; casing superficial de 10,75”

liner de 7”, y un centralizador de 7”; con disparos en las

arenas “Hollín” (10.493'-10.560'), presenta un pescado

(BES) como se muestra en el anexo 6.

3

7 PLAC-39


x 3-1/2; 286 juntas de 3 ½”; 2 bombas/S538/86 STG;

casing intermedio de 9 5/8” liner de 7”, y un

centralizador de 4 aletas de 7”; con disparos en la arena

“Hollín” (10.389'-10.414'), (10414'-10424') como se

muestra en el anexo 7.

1

42

8 PLAC-40


x 3-1/2; 304 juntas de 27/8”; 2

bombas/DIOSON/5400/181 STG; casing intermedio de

9 5/8” liner de producción de 7”; con disparos en la

arena “Hollín” (10.862'-10.875'); un CIBP de 7”

asentado a 10.026' y un pescado a una profundidad

10.094,73', como se muestra en el anexo 8.

3

9 PLAD-15


x 3-1/2; 382 juntas de 31/2”; 1

bomba/HALL5500/538/88STG; centralizador de 7”;

casing intermedio de 9 5/8” liner de producción de 7”;

con disparos en la arena “Hollín” (10.187'-10.196'),

(10.214'-10.234'), (10.307'-10.312') como se muestra en

el anexo 9.

1

10 PLAD-28H


x 3-1/2; 281 juntas de 3 ½”; 1 bomba/5400/134STG;

casing intermedio de 9 5/8” liner de producción de 7”,

liner ranurado de 5”; con disparos en la arena “Hollín”

(11.390'-11.428'), (11.442'-11.504'), (11.990'-12.090')

como se muestra en el anexo 10.

1

11 PLAN-29


x 3-1/2; 264 juntas de 3 ½”; 3 bombas/HALL 400/1250;

casing superficial de 9 5/8” liner de 7”, y un

centralizador de 7”; con disparos en las arenas “T” y

“Hollín” como se muestra en el anexo 11.

1

12 PLAN-52RE


x 3-1/2; 266 juntas de 3 ½”; 3 bombas/HALL 400/,

1250; casing intermedio de 9 5/8” liner de 7”, y un EZ

drill asentado a 10749'; con disparos en la arena

“Hollín” (10.537'-10.597'), como se muestra en el anexo

12.

1

13 PLAN-56


x 3-1/2; 284 juntas de 3 ½”; 3 bombas/ FLEX

10/5400/119stg; casing intermedio de 9 5/8” liner de 7”,

y un centralizador de 4 aletas de 7”; con disparos en la

arena “Hollín” (10.280'-10.309'), (10.325'-10.330')

como se muestra en el anexo 13.

1

14 PLAN-57

Posee una completación doble; En el reservorio “BT” 3

bombas/Hall400/5123/1500 y en el reservorio “Hollín”

3 bombas/Hall400/5123/3000 tal como se muestra en

el anexo 14.

1

3.4.4. Historial de Reacondicionamiento de los pozos seleccionados.

A continuación, se presenta en la tabla 3.6 el último trabajo de reacondicionamiento

realizado a cada pozo seleccionado.

43

Tabla 3.6 Sumario de reacondicionamiento de los pozos seleccionados


REACONDICIONAMIENTO DE POZOS

No Pozo Fecha Objetivo Resultado

1 PLAA-016 29/12/2016

Pulling equipo BES por

comunicación Tubing

Casing

Exitoso

2 PLAB-03 19/05/2016

Pulling equipo BES.

Comunicación 1er tubing

+ daño empalme de cable

bajo el hanger

Exitoso

3 PLAB-05 14/01/2018

Pulling al equipo BES

por posible

comunicación tubing-

casing. Redisparar el

intervalo de 10529'-

10547'

Exitoso

4 PLAB-09 06/09/2015 Pulling equipo BES Exitoso

5 PLAB-36 28/08/2015

Disparar intervalos de Hs

con TCP.

11.48'-11.163'

11.210'-11.260'

11.280'-11.315'

Exitoso

6 PLAC-04 07/12/2017 Comunicación tubing

casing Exitoso

7 PLAC-39 10/12/2015 Pulling equipo BES Exitoso

8 PLAC-40 28/10/2014 Pulling BES y

Redisparos Exitoso

9 PLAD-15 10/05/2016 Pulling equipo BES con

pesca Exitoso

10 PLAD-28 02/10/2014

Pulling equipo BES;

Disparó Hollín en 11.390

ft - 11.428 ft

Exitoso

11 PLAN-29 29/05/2017 Cambio de zona a "T",

completan con BES Exitoso

12 PLAN-52RE 10/12/2016 Fracturamiento No Exitoso

13 PLAN-56 14/12/2015 Redisparos más Pesca

completación de fondo Exitoso

14 PLAN-57 04/06/2015

Intervalos Basal Tena

con HydraJet: 9.327' –

9.334' y 9.342'-9.345'

Exitoso

44

3.4.5. Sistema de Levantamiento Artificial de los pozos seleccionados.

El sistema de producción de cada pozo se detalla en la tabla 3.7.

Tabla 3.7 Sistema de Levantamiento Artificial de los pozos seleccionados


3.4.6. Pruebas de presión y producción de los pozos seleccionados.

La tabla 3.8 presenta los datos de las pruebas de presión y producción tomadas en los

pozos seleccionados.

Tabla 3.8 Pruebas de presión y producción de los pozos seleccionados


SISTEMA DE LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL


POZO BES POZO BES POZO BES POZO BES POZO BES

PLAA-16 x PLAB-03 x PLAC-04 x PLAD-28 x PLAN-29 x

PLAB-05 x PLAC-39 x PLAD-15 x PLAN-52 x

PLAB-09 x PLAC-40 x PLAN-56 x

PLAB-36 x PLAN-57 x

PRUEBAS DE PRESIÓN Y PRODUCCIÓN

Pozo

Qg GOR

°API

Pwh Salin. BSW Uo Bo Pb re rw Pr

Mscf scf/stb PSIA ppm % Cp (BY/BN) PSI ft ft PSI

PLAA-16 3.955 26,8 161 95 1,45 1,254 1.256 500 0,29 4.080

PLAB-03 97,33 800 26 180 5.000 94 1,45 1,254 1.256 500 0,29 3.400

PLAB-05 71,66 421 25,5 109 4.200 91 1,45 1,254 1.256 500 0,29 3.200

PLAB-09 108,03 441 25,9 104 4.500 93 1,45 1,254 1.256 500 0,29 3.530

PLAB-36 103,56 445 25,8 102 4.700 92 1,45 1,254 1.256 500 0,29 3.600

PLAC-04 240,21 768 26 104 3.200 76 1,45 1,254 1.256 500 0,29 3.650

PLAC-39 356,94 1.495 26,6 200 3.500 94 1,45 1,254 1.256 500 0,29 4.320

PLAC-40 173,72 465 26,5 104 4.900 62 1,45 1,254 1.256 500 0,29 4.300

PLAD-15 545,33 4.614 25 174 4.000 97 1,45 1,254 1.256 500 0,29 3.700

PLAD-28 181,57 879 26,9 146 4.600 89 1,45 1,254 1.256 500 0,29 3.100

PLAN-29 229,34 1116 25,2 200 4.450 57 1,45 1,254 1.256 500 0,29 4.200

PLAN-52 158,01 331 26,4 315 7.200 8 1,45 1,254 1.256 500 0,29 4.100

PLAN-56 68,31 484 24,4 259 5.000 52 1,45 1,254 1.256 500 0,29 4.260

PLAN-57 43,61 135 28 354 2.400 2 1,45 1,254 1.256 500 0,29 3.100

45

3.5. Análisis del pozo PLAA-16

3.5.1. Historial de producción

La producción del pozo inicia el 21 de enero de 2008 con un caudal de petróleo de 688 barriles y un BSW del 53%. En la figura 3.3 se presenta el aumento de

producción con cada trabajo de reacondicionamiento al pozo. En el reacondicionamiento número 14 se realizó una limpieza del equipo BES con ácido clorhídrico

(HCl). Actualmente el pozo permanece cerrado, registra una producción de 1.600 BFPD con un bsw del 95%.

Figura 3.3 Historial de producción PLAA-16

Fuente: Área de Reservorios Campo Palo Azul-Petroamazonas EP 2018

46

3.5.2. Curva de diagnóstico de producción de agua.

La figura 3.4 muestra una canalización en la última etapa provocada por una mala

cementación, tal como lo sugiere (Chan K. S, 1995).

Figura 3.4 Diagnostico de producción de agua PLAA-16


3.5.3. Reservas del reservorio “Hollín”

El petróleo original en sitio del pozo PLAA-16 equivale a 1.748,16 Mbbl, con una tasa

económica de abandono de 50 bbl/d. Mientras que las reservas remanentes poseen un

valor de 172,973 Mbbl con una declinación anual del 10% . El pozo, continua su

producción con 100 bbl/d tal como se presenta en la figura 3.5.

Figura 3.5 Reservas remanentes PLAA-16


Qo=100 BPPD Qof=50 BPPD

Canalización

47

3.5.4. Evaluación de mapas estructurales

El mapa de la figura 3.6 muestra que el pozo PLAA-16 se encuentra estructuralmente

bajo respecto a los pozos PLAB-005 y PLAD-44.

Figura 3.6 Correlación estructural PLAA-16


3.5.5. Correlaciones Estratigráficas

En la figura 3.7 se observa la continuidad estratigráfica del pozo PLAA-016, con los

pozos PLAB-005, PLAD-032 y PLAD-044.

PLAA-016 PLAB-005 PLAD-032 PLAD-044

Figura 3.7 Correlación estratigráfica PLAA-16


48

3.5.6. Interpretación de Registros Eléctricos

La figura 3.8 presenta el nuevo intervalo saturado de hidrocarburos en el reservorio

“Hollín” desde 10.955'-10.968' con un espesor de 13', cualitativa y cuantitativamente la

petrofísica de esta zona presenta los siguientes valores: ⱷ=15,1%; Vcl=0,58%;

So=92,5%. La permeabilidad equivale a 38,5 mD, tomada del ultimo Build up.

Litológicamente se describe la presencia de arena cuarzosa café amarillento, grano

fino a medio, sorteo regular, matriz arcillosa, cemento no visible, presencia de HC en

muestras.

NU

EV

O

INT

ER

VA

LO

Figura 3.8 Registro eléctrico PLAA-16


49

3.6. Análisis del pozo PLAB-03

3.6.1. Historial de Producción

La producción del pozo inicia el 9 de enero de 2008 con un caudal de fluido de 3.440 barriles y 3.165 BPPD con un BSW del 8%. En el reacondicionamiento

número 13 se realizó un pulling en el equipo BES ocasionado por un daño en el empalme del cable bajo el tubing hanger, además se verifico una comunicación

tubing-casing. Actualmente el pozo está produciendo 3.500 barriles de fluido y 210 BPPD con un BSW del 94%. Mecánicamente la bomba está operando a una

frecuencia de 66 Hz con una presión Intake de 1.539 psi. La figura 3.9 presenta el aumento de producción con cada trabajo de reacondicionamiento realizado.

Figura 3.9 Historial de producción PLAB-03


50


La figura 3.10 muestra una canalización en la última etapa, provocada por una mala

cementación, tal como lo sugiere (Chan K. S, 1995).

Figura 3.10 Diagnostico de producción de agua PLAB-03



El petróleo original en sitio del pozo PLAB-03 equivale a 11.903,9 Mbbl, con una tasa


valor de 228,8 Mbbl con una declinación anual del 22,6%. El pozo, continua su

producción con 210,17 bbl/d, tal como se presenta en la figura 3.11.

Figura 3.11 Reservas remanentes PLAB-03


Canalización

Qo=210,17 BPPD

Qof=50 BPPD

51

3.6.4. Registros Eléctricos

La figura 3.12 presenta los reservorios “Hollín Superior” y “Hollín Inferior” ya

disparados, cualitativamente no existen nuevos intervalos saturados de hidrocarburos.



La producción del pozo inicia el 7 de diciembre de 2007 con un caudal de petróleo de

1.340 barriles y un BSW del 4%. En la figura 3.13 se presenta el aumento de producción

con cada trabajo de reacondicionamiento realizado en el pozo.

En el reacondicionamiento número 9 se realizó un pulling al equipo BES por posible

comunicación tubing-casing y un redisparo en el intervalo (10529'-10547'). Actualmente

el pozo está produciendo 1.867 BFPD con un BSW del 91%.

DIS

PA

RO

S

Figura 3.12 Registro eléctrico PLAB-03


52




La figura 3.14 muestra una canalización en la última etapa, provocada por una mala cementación tal como lo sugiere (Chan K. S, 1995).

53










Canalización

Qo=167 BPPD

Qof=50 BPPD

54

A

B


La tabla 3.9 presenta las propiedades petrofísicas de los intervalos saturados de

hidrocarburo en el reservorio “Hollín Superior” evaluados a partir de la figura 3.16.

Tabla 3.9 Propiedades petrofísicas PLAB-05


PROPIEDADES PETROFÍSISCAS DE LOS INTERVALOS

SATURADOS DE HIDROCARBUROS

Intervalo VCL Φ SW SO K

(ft) (%) (%) (%) (%) (md)

10.536,8-10.542 44,80 9,90 10,30 89,70 60,5

10.547-10.552 48,90 7,60 10,20 89,80 60,5

Litológicamente en el área A presenta una Arena cuarzosa, grano muy fino a fino,

moderada selección, no visible matriz, ligeramente cemento calcáreo, moderada-buena

porosidad, inclusiones trazas glauconita y pirita. Mancha total de hidrocarburo café claro.



DIS

PA

RO

S

55

“La Toba muy posiblemente en realidad se trata de Caolinita” El máster log describe

la presencia de Arena cuarzosa, Café con granos de cuarzo subangular, subredondeada

moderadamente sorteada.

Litológicamente en el área B presenta una arena cuarzosa, grano muy fino a fino,

moderada selección, no visible matriz, ligeramente cemento calcáreo, moderada a buena

porosidad. Mancha total de hidrocarburo café claro.



La producción del pozo inicia el 4 de enero de 2008 con un caudal de fluido de 1.018

barriles y 981 BPPD con un BSW del 3,6%. En el reacondicionamiento número 9 se

realizó un pulling al equipo BES.

Actualmente el pozo está produciendo 3.457 barriles de fluido y 242 BPPD con un

BSW del 93%.

Mecánicamente la bomba está operando a una frecuencia de 63 Hz con una presión

Intake de 1.267 psi. La figura 3.17 presenta el aumento de producción con cada trabajo

de reacondicionamiento realizado en el pozo.

56




La figura 3.18 muestra una canalización en la última etapa, provocada por una mala cementación, tal como lo sugiere (Chan K. S, 1995).

57







producción con 243,3 bbl/d tal como se presenta en la figura 3.19.



Canalización

Qo=243,3 BPPD

Qof=50 BPPD

58

3.8.4. Registros Eléctricos

La figura 3.20 presenta los reservorios “Hollín Superior” y “Hollín Inferior” ya

disparados, cualitativa y cuantitativamente no presenta nuevos intervalos saturados de

hidrocarburos.



La producción del pozo inicia el 25 de abril de 2012 con un caudal de petróleo de 1.427

barriles y un BSW del 38%. En la figura 3.21 se presenta el aumento de producción con

cada trabajo de reacondicionamiento realizado en el pozo.

En el reacondicionamiento número 2 se realizó disparos en nuevos intervalos

saturados de hidrocarburos en Hollín Superior, con la técnica de TCP. Actualmente el

pozo está produciendo 1.643 BFPD con un BSW del 92%.



DIS

PA

RO

S

DIS

PA

RO

S

59




La figura 3.22 muestra una canalización con una comunicación mecánica en la última etapa, provocada por un desasentamiento del CIBP tal como lo sugiere

(Chan K. S, 1995).

60










Canalización

Qo=228,8 BPPD

Qof=50 BPPD

61

B

A


Las propiedades petrofísicas del intervalo de disparo en la “Arena Hollín se

determinaron mediante la correlación con el pozo PLAB-36 (Side Track), la continuidad

de la arena permite estimar propiedades petrofísicas similares.

La figura 3.24 muestra el nuevo intervalo saturado de hidrocarburos que va desde

11.163'-11.210' con un espesor de 30', las propiedades petrofísicas poseen valores de:

ⱷ=11,9%; Vcl=40,1%; So=60,3% y una k=19 md,

Litológicamente en el área A presenta una arena cuarzosa, café claro, blanca grano

fino a gruesa, moderada selección, matriz caolinita, cemento calcáreo, inclusiones de

glauconita, presencia de HC en muestras. Litológicamente en el área B presenta una arena

Arena cuarzosa, blanca grano fino a gruesa, moderada selección, matriz caolinita,

cemento calcáreo, inclusiones de glauconita, presencia de HC en muestras.



Intervalos

correlacionados con

el pozo Side Track

DIS

PA

RO

S

62

3.10. Análisis del pozo PLAC-04


La producción del pozo inicia el 24 de febrero de 2009 con un caudal de petróleo de barriles y un BSW del 90%. La figura 3.25 presenta el aumento de

producción con cada trabajo de reacondicionamiento al pozo. El ultimo reacondicionamiento muestra poco aporte del reservorio al pozo, con un caudal de

petróleo de 203 barriles y un BSW del 76%.

Figura 3.25 Historial de producción PLAC-04


63


La figura 3.26 muestra un barrido normal con una canalización en la última etapa

provocada por una mala cementación, tal como lo sugiere (Chan K. S, 1995).

Figura 3.26 Diagnostico de producción de agua PLAC-04



El petróleo original en sitio del pozo PLAC-04 equivale a 3.227,87 Mbbl, con una tasa




Figura 3.27 Reservas remanentes PLAC-04


Canalización

Qo=300,442 BPPD

Qof=50 BPPD

64


El mapa de la figura 3.28 muestra que el pozo PLAC-04 se encuentra estructuralmente

bajo respecto al pozo PLAC-22 y respecto al PLAC-40 al mismo nivel.

Figura 3.28 Correlación estructural PLAC-04



En la figura 3.29 se observa la continuidad estratigráfica del pozo PLAC-04, con los

pozos PLAC-22 y PLAC-40.

PLAC-40 PLAC-04 PLAC-22

Figura 3.29 Correlación estratigráfica PLAC-04


65



hidrocarburos en el reservorio “Hollín Superior” evaluados a partir de la figura 3.30.

Tabla 3.10 Propiedades petrofísicas PLAC-04


PROPIEDADES PETROFÍSISCAS DE LOS INTERVALOS SATURADOS DE HIDROCARBUROS

INTERVALO ESPESOR (ft) VCL ⱷ SO K (md)

10.493'-10.500' 7 27% 9,4% 46% 18

10.500'-10.506' 6 45,6% 7,3% 48,5% 20

10.506'-10.514' 8 42% 8,2% 39,2% 19

Litológicamente se describe una arena cuarzosa café oscuro, hialina, grano medio a

fino, regular selección, cemento calcáreo, matriz no visible, inclusiones de glauconita,

presencia de HC en muestras.

RE

DIS

PA

RO

S

Figura 3.30 Registro eléctrico PLAC-04


DIS

PA

RO

S

66



La producción del pozo inicia el 4 de enero de 2008 con un caudal de petróleo de 600 barriles y un BSW del 4%. En la figura 3.31 se presenta el aumento de

producción con cada trabajo de reacondicionamiento al pozo. En el reacondicionamiento número 14 se evidencio poco aporte del reservorio. Actualmente está

produciendo 2.173 BFPD, 239 BPPD con un BSW del 94%.



67


La figura 3.32 muestra un barrido normal con una canalización multietapa provocada

por una mala cementación, tal como lo sugiere (Chan K. S, 1995).




El petróleo original en sitio del pozo PLAC-39 equivale a 6.241 Mbbl, con una tasa






Canalización

Qo=222 BPPD

68


El mapa de la figura 3.34 muestra que el pozo PLAc-39 se encuentra estructuralmente

al mismo nivel que los pozos PLAC-22, PLAC-14 y PLAC-20.




En la figura 3.35 se observa la continuidad estratigráfica de los pozos PLAC-22,

PLAC-14 y PLAC-20 con el pozo PLAC-39.

PLAC-14 PLAC-20 PLAC-39 PLAC-22



69



hidrocarburos en el reservorio “Hollín”, evaluados a partir de la figura 3.36

Tabla 3.11 Propiedades petrofísicas PLAC-39




10.389'-10.424' 35 4,7% 15,1% 92,3% 22

10.365'-10.384' 19 24,7% 11,4% 81,7% 18

Litológicamente se describe una arena cuarzosa, café claro, gris, grano medio a grueso,

clasificación regular, matriz ni cemento no visible, presencia de HC en muestras.

Figura 3.36 Registro eléctrico PLAC-39


RE

DIS

PA

RO

S

DIS

PA

RO

S

70



La producción del pozo inicia el 25 de mayo de 2011 con un caudal de petróleo de 1331 barriles y un BSW del 2%. En la figura 3.37 se presenta el aumento

de producción con cada trabajo de reacondicionamiento al pozo. En el reacondicionamiento número 7 se realizó un pulling al redisparar 8 ft saturados de

hidrocarburos en el reservorio “Hollín”. Actualmente está produciendo 1.087 BFPD y 413 BPPD con un BSW del 62%.



71


La figura 3.38 muestra un barrido normal con una canalización en la última etapa

provocada por una mala cementación, tal como lo sugiere (Chan K. S, 1995).




El petróleo original en sitio del pozo PLAC-40 equivale a 1.212,64 Mbbl, con una tasa






Canalización

Qo=211,17 BPPD

Qof=50 BPPD

72


El mapa de la figura 3.40 muestra que el pozo PLAC-40 se encuentra estructuralmente

al mismo nivel respecto a los pozos PLAC-22, PLAC-14, PLAC-04




En la figura 3.41 se observa la continuidad estratigráfica del pozo PLAC-04, con los

pozos PLAC-22 y PLAC-40



73



“Hollín Superior” desde 10.862'-10.875' con un espesor de 13', cualitativa y

cuantitativamente la petrofísica de esta zona presenta los siguientes valores ⱷ=9,4%;

Vcl=19,1%; So=66% y una k=15 md. Litológicamente se describe la presencia de arena

cuarzosa café amarillento, grano fino a medio, sorteo regular, matriz arcillosa, cemento

no visible, presencia de HC en muestras.

Figura 3.42 Registro Eléctrico PLAC-40


3.13. Análisis del pozo PLAD-15


La producción del pozo inicia el 25 de abril de 2006 con un caudal de petróleo de 2196

barriles y un BSW del 8%. En la figura 3.43 se presenta el aumento de producción con

cada trabajo de reacondicionamiento al pozo. En el reacondicionamiento número 9 se

realizó la recuperación de un equipo BES atrapado en el fondo. Actualmente está

produciendo 3.933 BPPD con un BSW del 97%.

RE

DIS

PA

RO

S

74

Figura 3.43 Historial de producción PLAD-15



La figura 3.44 muestra una canalización provocada por una mala cementación en la última etapa, tal como lo sugiere (Chan K. S, 1995).

0

20

40

60

80

100

120

0

500

1.000

1.500

2.000

2.500

3.000

3.500

4.000

4.500

5.000

5.500

6.000

6.500

7.000

16

-ab

r.-0

6

16

-jul.-0

6

16

-oct.

-06

16

-en

e.-

07

16

-ab

r.-0

7

16

-jul.-0

7

16

-oct.

-07

16

-en

e.-

08

16

-ab

r.-0

8

16

-jul.-0

8

16

-oct.

-08

16

-en

e.-

09

16

-ab

r.-0

9

16

-jul.-0

9

16

-oct.

-09

16

-en

e.-

10

16

-ab

r.-1

0

16

-jul.-1

0

16

-oct.

-10

16

-en

e.-

11

16

-ab

r.-1

1

16

-jul.-1

1

16

-oct.

-11

16

-en

e.-

12

16

-ab

r.-1

2

16

-jul.-1

2

16

-oct.

-12

16

-en

e.-

13

16

-ab

r.-1

3

16

-jul.-1

3

16

-oct.

-13

16

-en

e.-

14

16

-ab

r.-1

4

16

-jul.-1

4

16

-oct.

-14

16

-en

e.-

15

16

-ab

r.-1

5

16

-jul.-1

5

16

-oct.

-15

16

-en

e.-

16

16

-ab

r.-1

6

16

-jul.-1

6

16

-oct.

-16

16

-en

e.-

17

16

-ab

r.-1

7

16

-jul.-1

7

16

-oct.

-17

16

-en

e.-

18

16

-ab

r.-1

8

16

-jul.-1

8

16

-oct.

-18

Historia de Producción Palo Azul 15

BFPD BPPD Intake P. [psi] BWPD % BS&W Frecuency [Hz]

Pulling

Redispara inrervalo Pulling

GN-6200. Se

Dato de Echomet

er

WO#06. Pulling BES por cable y

motor fase a tierra

WO#07. Pulling BES más P3

WO#08. Pulling BES con pesca

WO#09. Pulling BES con pesca

Dato de Echomet

er

75

Figura 3.44 Diagnostico de producción de agua PLAD-15



El petróleo original en sitio del pozo PLAD-28 equivale a 6.816,08 Mbbl, con una tasa


valor de 173,08 Mbbl con una declinación anual del 13,44 %. El pozo, continua su


Figura 3.45 Reservas remanentes PLAD-15


2005 06 07 08 09 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24

10

50

100

500

1000

5000

10000

PR

OD

UC

CIÓ

N

PE

TR

OL

EO

, b

bl/

d

Date

RESERVASRESERVORIO HOLLÍN

PLAD-015H Working forecast Parameters

Phase : Oil

Case Name : Case1b : 0

Di : 0.134401 A.e.

qi : 118 bbl/d

ti : 10/30/2018

te : 10/31/2024

Final Rate : 49.605 bbl/d

Cum. Prod. : 6643 Mbbl

Cum. Date : 03/01/2018

Reserves : 173.08 MbblReserves Date : 10/31/2024

EUR : 6816.08 Mbbl

Forecast Ended By : Rate

DB Forecast Date : 05/04/2018

Reserve Type : Proven-Developed

RESERVASRESERVORIO HOLLÍN

PLAD-015H

Qo=118 BPPD

Qof=50 BPPD

Canalización

76


El mapa de la figura 3.46 muestra que los pozos PLAD-28 y PLAD-15-se encuentran

estructuralmente al mismo nivel y bajo respecto a los pozos PLAB-05, PLAD-32 y

PLAD-24.

Figura 3.46 Correlación estructural pozos PLAD-15 y PLAD-28



En la figura 3.47 se observa la continuidad estratigráfica de los pozos PLAB-05,

PLAD-32 y PLAD-24 con los pozos PLAD-15 y PLAD-28.

PLAB-005 PLAD-032 PLAD-028H PLAD-015 PLAD-024

Figura 3.47 Correlación estratigráfica pozos PLAD-15 y PLAD-28


77


La tabla 3.12 presenta las propiedades petrofísicas del intervalo saturado y la zona de

cementación forzada en la “Arena Hollín” evaluados a partir de la figura 3.48.

Tabla 3.12 Propiedades petrofísicas PLAD-15


PROPIEDADES PETROFÍSICAS DE LOS INTERVALOS PROPUESTOS


10.187'-10.196' 9 19% 12,6% 66,9% 19

10.214'-10.234' (SQZ) 20 6,3% 16,1% 95% 19

Litológicamente se describe una arena, café claro, gris, grano medio a grueso,

clasificación regular, matriz ni cemento no visible, presencia de HC en muestras.

Figura 3.48 Registro eléctrico PLAD-15


RE

DIS

PA

RO

S

SQ

Z

REGISTRO DE

CEMENTO

ZONA MAL

CEMENTADA

78

3.14. Análisis del pozo PLAD-28


La producción del pozo inicia el 24 de diciembre de 2011 con un caudal de petróleo de 655 barriles y un BSW del 48%. En la figura 3.49 se presenta el

aumento de producción con cada trabajo de reacondicionamiento al pozo. En el reacondicionamiento número 4 se realizó un pulling al equipo BES y redisparos

al reservorio “Hollín”. Actualmente está produciendo 1.846 BFPD con un BSW del 89%.

Figura 3.49 Historial de producción PLAD-28


79


La figura 3.50 muestra un barrido normal sin intrusión de agua, tal como lo sugiere

(Chan K. S, 1995).

Figura 3.50 Diagnostico de producción de agua PLAD-28



El petróleo original en sitio del pozo PLAD-28 equivale a 848,5 Mbbl, con una tasa


valor de 243 Mbbl con una declinación anual del 20,9 %. El pozo, continua su producción

con 306,3 bbl/d tal como se presenta en la figura 3.51.

Figura 3.51 Reservas remanentes PLAD-28


Qo=206,3 BPPD

Qof=50 BPPD

Barrido Normal

80


El mapa de la figura 3.46 muestra que los pozos PLAD-28 y PLAD-15-se encuentran

estructuralmente al mismo nivel y bajo respecto a los pozos PLAB-05, PLAD-32 y

PLAD-24.


En la figura 3.47 se observa la continuidad estratigráfica de los pozos PLAB-05,

PLAD-32 y PLAD-24 con los pozos PLAD-15 y PLAD-28


La tabla 3.13 presenta las propiedades petrofísicas del reservorio “Hollín” en forma

general. Para evaluar lo intervalos de disparo, se seleccionó aquellos que posean una

lectura de resistividad mayor a 350ohm.m y un gamma ray menor a 100 API tal como se

presenta en la figura 3.52.

Tabla 3.13 Propiedades petrofísicas PLAD-28


PROPIEDADES PETROFÍSISCAS DE LOS INTERVALOS SATURADOS DE

HIDROCARBUROS

INTERVALO ESPESOR (ft) VCL ⱷ K SO

11.569'-11.576' 7 11% 14% 19 mD 80%

11.585'-11.613' 28 11% 14% 19 mD 80%

11.630'-11.676' 46 11% 14% 19 mD 80%

Litológicamente se describe una arena cuarzosa, café oscuro y claro, grano muy fino

a fino, moderada selección, matriz arcillosa, cemento no visible y presencia de HC en

muestras.

81

3.15. Análisis del pozo PLAN-29


El pozo fue completado el 26 de septiembre de 2013 con una producción de 1.115

BPPD y un BSW del 0,4%. En la figura 3.53 se presenta el aumento de producción con

cada trabajo de reacondicionamiento realizado en el pozo y la caída abrupta de la presión

Intake en el periodo 2013-2015 reflejando la presencia de migración de finos con el crudo.

El reacondicionamiento numero 4 muestra un cambio de zona al reservorio “T”.

Actualmente el pozo está produciendo 39 BPPD con un BSW del 36%.

INT

ER

VA

LO

S P

RO

PU

ES

TO

S

Figura 3.52 Registro eléctrico PLAD-28

Fuente: Área de Geología Campo Palo Azul-Petroamazonas EP

2018

82

Figura 3.53 Historial de producción PLAN-29



La figura 3.54 muestra una canalización provocada por una mala cementación atrás del revestidor en el reservorio “T”, tal como lo sugiere (Chan K. S, 1995).

83

Figura 3.54 Diagnostico de producción de agua PLAN-29



El petróleo original en sitio del pozo PLAN-29 equivale a 643,549 Mbbl, con una tasa




Figura 3.55 Reservas remanentes PLAN-29


Canalización

Qo=97,57 BPPD Qo=50 BPPD

T (años)= 2022

84


El mapa de la figura 3.56 muestra que el pozo PLAN-29 se encuentran

estructuralmente bajo respecto a los pozos PLAN-053 y PLAN-054.

Figura 3.56 Correlación estructural PLAN-29



En la figura 3.57 se observa la continuidad estratigráfica del pozo PLAN-29, con los

pozos PLAN-54 y PLAN-53. Cabe mencionar que el contacto agua/petróleo se encuentra

a cierta profundidad el cual no influirá con una comunicación directa con el acuífero al

momento de realizar el fracturamiento.

85

Figura 3.57 Correlación estratigráfica PLAN-29




“Hollín Superior” el cual oscila desde 10.606'-10.612' con un espesor de 6', cualitativa y

cuantitativamente la petrofísica de esta zona presenta los siguientes valores: ⱷ=11,6%;

Vcl=9,4%; So=59,2% y una k=36 md,

INTERVALO

SATURADO

86

Litológicamente se describe la presencia de arena cuarzosa Café con granos de cuarzo

subangular, subredondeada moderadamente sorteada.



El pozo fue completado el 10 de octubre de 2015 con una producción de petróleo de

1594 barriles y un BSW del 16%. En la figura 3.59 se presenta la caída abrupta de la

presión Intake en el periodo 2015-2016 reflejando la presencia de migración de finos con

el crudo. El trabajo de reacondicionamiento número 2 presenta el poco aporte del

reservorio al pozo al realizar el fracturamiento hidráulico.

Actualmente está produciendo 472 BPPD con un BSW del 8%.

INT

ER

VA

LO

Figura 3.58 Registro eléctrico PLAN-29


87




La figura 3.60 muestra una canalización con una comunicación mecánica en la última etapa, tal como lo sugiere (Chan K. S, 1995).

88




El petróleo original en sitio del pozo PLAN-52 equivale a 1.560,23 Mbbl, con una tasa






Comunicación

Mecánica

Qo=459,1 BPPD

Qo=50 BPPD

89



estructuralmente bajo respecto al pozo PLAN-57 y estructuralmente alto respecto al pozo

PLAN-56.





pozos PLAN-54 y PLAN-057. Cabe mencionar que el contacto agua/petróleo se

90

encuentra a cierta profundidad el cual no influirá con una comunicación directa con el

acuífero al momento de realizar el fracturamiento.





hidrocarburos en el reservorio “Hollín Superior” evaluados a partir de la figura 3.64.

Tabla 3.14 Propiedades petrofísicas PLAN-52



INTERVALO ESPESOR (ft) VCL ⱷ SO

10.537'-10.545' 8 19% 10% 27%

10.548'-10.559' 11 17% 10% 30%

10.563'-10.568' 5 10% 12% 42%

INTERVALO

SATURADO

91

Litológicamente se describe la presencia de arena cuarzosa café con granos de cuarzo




El pozo fue completado el 25 de febrero de 2015 con una producción de 1.097 BPPD

y un BSW del 1%. En la figura 3.65 se presenta la caída abrupta de la presión Intake en

el periodo 2015 (febrero-mayo) reflejando la presencia de migración de finos con el

crudo.

El trabajo de reacondicionamiento número 2 presenta un incremento de producción al

realizar redisparos luego del trabajo exitoso de pesca. La última producción registrada fue

de 374 BFPD y 180BPPD con un BSW del 52%.

INT

ER

VA

LO



92




La figura 3.16 muestra una canalización que deriva a una comunicación mecánica en la última etapa, tal como lo sugiere (Chan K. S, 1995)

93






valor de 158 Mbbl con una declinación anual del 20%. El pozo, continua su producción

con 145,181 bbl/d tal como se presenta en la figura 3.67.



Canalización

Qo=145,18 BPPD

Qof=50 BPPD

94



estructuralmente bajo respecto al pozo PLAN-057 y estructuralmente alto respecto al

pozo PLAN-056.



pozos PLAN-53 y PLAN-055. Cabe mencionar que el contacto agua/petróleo se

encuentra a cierta profundidad el cual no influirá con una comunicación directa con el

acuífero al momento de realizar el fracturamiento.





“Hollín Superior” el cual oscila desde 10.280'-10.309' con un espesor de 29', cualitativa

INTERVALO

SATURADO

95

y cuantitativamente la petrofísica de esta zona presenta los siguientes valores: ⱷ=11,8%;

Vcl=12,7%; So=51,4% y una k=19 md

Litológicamente se describe la presencia de Arena cuarzosa, Café con granos de cuarzo


S S TVD P A_ GR P A_ RS P A_ NP H P A_ NP HI

- 10 0 , 0 1 0 , 4 5 0 , 4 5

AP I OHM . M v / v P U

2 2 5 1E+0 5 - 0 , 15 - 0 , 15

G. R. P A RD P A RHO

M D

1- 14 1

INTER

VA

LO

Figura 3.69 Registro Eléctrico PLAN-56


96



El pozo fue completado el 4 de enero de 2015 con una producción de 472 BPPD y un BSW del 60%. En la figura 3.70 se presenta la caída abrupta de la presión

Intake en el periodo 2015-2018 reflejando la presencia de migración de finos con el crudo. La última producción registrada en el reservorio Hollín fue de 210

BFPD y 99 BPPD con un BSW del 53%. Actualmente está produciendo 350 BPPD con un BSW del 2% del reservorio “T”.



97


La figura 3.71 muestra una canalización con una comunicación mecánica en la última

etapa, tal como lo sugiere (Chan K. S, 1995).










Comunicación

Mecánica

Qo=250 BPPD

Qo=50 BPPD

98



estructuralmente alto respecto al pozo PLAN-054





pozos PLAN-54 y PLAN-52.

99

Cabe mencionar que el contacto agua/petróleo se encuentra a cierta profundidad el

cual no influirá con una comunicación directa con el acuífero al momento de realizar el

fracturamiento.





“Hollín Superior” desde 10.452'-10.467' con un espesor de 15', cualitativa y

cuantitativamente la petrofísica de esta zona presenta los siguientes valores: ⱷ=12,3%;

Vcl=12,6%; So=68,8% y una k=23 mD.

INTERVALO

SATURADO

100

Litológicamente se describe la presencia de arena cuarzosa café con granos de cuarzo

subangular, subredondeada moderadamente sorteada

S S TVD P A_ GR P A_ RS P A_ NP H P A_ NP HI

- 10 0 , 0 1 0 , 4 5 0 , 4 5

AP I OHM . M v / v P U

2 2 5 1E+0 5 - 0 , 15 - 0 , 15

G. R. P A RD P A RHO

M D

1- 14 1

INT

ER

VA

LO



101

CAPITULO IV

TRABAJOS DE REACONDICIONAMIENTO

Para el desarrollo de los trabajos propuestos para incrementar la producción, se

empleará el siguiente flujograma de la figura 4.1, especificando cada actividad a

realizarse de manera secuencial.

Figura 4.1 Incremento de Producción en los pozos seleccionados

Realizado por: Paul Angos & Alex Villagómez

POZO CANDIDATO

PULLING FRACTURAMIENTO

Simulación Simular disparos

Cambios de bomba.

Determinar:

IP, S, K, Qo

Selección del S.L.A.

Estimar Perfil de

Producción

Análisis Económico

Diagrama mecánico

del pozo propuesto

102

4.1. Incremento de Producción PLAA-16

4.1.1. Antecedentes

El pozo PLAA-16 actualmente permanece cerrado, registra una producción de 1.600

BFPD, 80 BPPD con un bsw del 95% en la arena “Hollín Superior”. Mecánicamente se

encuentra completado con una bomba NH1600/S406/ 53STG. El diagnostico de producción

de agua refleja una canalización en la última etapa, provocada por una mala cementación

atrás del revestidor. El ultimo reacondicionamiento realizado al pozo, fue la limpieza al

equipo BES con ácido clorhídrico (HCl).

4.1.2. Evaluación

Al existir una producción baja de este reservorio se propone evaluar parámetros

estratigráficos, geológicos y petrofísicos del reservorio “Hollín” con el objetivo de

determinar nuevos intervalos saturados de hidrocarburos.

Geológicamente el pozo PLAA-16 posee una continuidad estratigráfica de la arena

“Hollín Superior” con los pozos PLAB-005, PLAD-032 y PLAD-044.

La evaluación petrofísica determinó la existencia de un nuevo intervalo saturado de

hidrocarburos de 13' ft, el cual presenta las siguientes características: saturación de

petróleo 92,5%, porosidad 15,1%, porcentaje de arcilla de 0,58% y una permeabilidad de

38,5 mD.

4.1.3. Técnica de Reacondicionamiento

Cañoneo

A continuación, se presenta las siguientes observaciones que seleccionan al pozo como

candidato a realizar redisparos, con el fin de aumentar las reservas de aquellas zonas que

no se encuentran perforadas.

103

✓ La evaluación petrofísica detallada anteriormente permite estimar nuevos

intervalos saturados de hidrocarburos.

✓ Las reservas y el petróleo original en sitio en el reservorio “Hollín Superior”

equivalen a 1.748 Mbbl y 173 Mbbl respectivamente, al realizar los redisparos

en el intervalo saturado se estima un incremento en la tasa de producción y en

las reservas.

✓ El reservorio presenta un sello caolinítico de 0,06 ft. Al realizar alguna técnica

de estimulación provocaría una comunicación directa con el acuífero de fondo.

✓ La implementación de cámaras de surgencia en la parte superior e inferior

permitirán realizar una limpieza en los punzados con el fin de reducir el daño

de formación.

4.1.4. Simulación del cañoneo

A continuación, se presenta la simulación del cañoneo.

104

La figura 4.2 presenta las variables de ingreso para el cálculo del daño producido por

los disparos en función de la simulación.

Figura 4.2 Daño producido por los disparos PLAA-16

Fuente: Pipesim-Schlumberger


Mediante la técnica de análisis nodal determinamos el comportamiento del pozo con

la adición del nuevo intervalo productor. La figura 4.3 muestra el comportamiento del

pozo con la ubicación del nodo solución en la cara de la formación. La IPR (color verde)

105

se determinó mediante el índice de productividad igual a 0,75 BFPD/PSI, representando

el estado actual del pozo. La IPR (color naranja) se estimó mediante Darcy cuya tasa

máxima de producción con un factor de daño de 1.049E-16 equivale a 2.906 BFPD y

145.3BPPD, representando el comportamiento del nuevo intervalo cañoneado a la presión

de fondo fluyente actual. La IPR color azul indica la producción en total del reservorio

Hollín con un índice de productividad de 2,27 BFPD/PSI. La intersección con la curva de

oferta (color rojo) representada por la bomba, indica la producción en superficie

equivalente a 4.850 BFPD y 243 BPPD a la Pwf actual de 1.943 psi y en cabeza 161 psi.

Figura 4.3 Análisis nodal PLAA-16


4.1.6. Sistema de Levantamiento Artificial

4.1.6.1 Selección del equipo Electrosumergible

La figura 4.4 presenta las curvas de eficiencia, potencia y elevación de la bomba

seleccionada CENTRILIFT P60, cuyos valores equivalen a 72%; 293 HP y 277 etapas.

La completación del pozo estará configurado con 3 bombas de 100 etapas y un separador

de gas. La presión en la entrada de la bomba será de 1.154 PSI

106

Figura 4.4 Curvas de desempeño de la bomba CENTRILIFT P60


4.1.6.2. Selección de equipos de fondo

La tabla 4.1y 4.2presenta la selección del motor con la potencia requerida de la bomba

de 293 Hp. La tabla 4.3 muestra los resultados de los equipos de fondo.

Tabla 4.1 Selección del motor bomba CENTRILIFT P60

Fuente: REDA Electric Submersible Pump Systems Technology Catalog-Schlumberger

Tabla 4.2 Características del motor S-GRB


107

Tabla 4.3 Equipos de fondo bomba CENTRILIFT P60


EQUIPOS DE LA BOMBA

MOTOR S-GRB

Serie 562

Voltaje V 2665

Corriente A 77,3

Cable #4

Caída de voltaje V 273

Voltaje en superficie V 2.938

KVA 393

4.1.6.3. Rendimiento de la bomba CENTRILIFT P60

La figura 4.5 presenta el análisis nodal entre la curva de oferta y el cambio de

frecuencia de la bomba, mientras que la tabla 4.4 muestra las diferentes tasas de

producción.

Figura 4.5 Variación de frecuencia de la bomba CENTRILIFT P60


Tabla 4.4 Capacidad de producción de la bomba CENTRILIFT P60


PLAA-16

Frecuencia Caudal Fluido Caudal Petróleo Presión (NA)

(Hz) (STB/d) (STB/d) (psi)

40 2.102 105.1 3.146

50 3.455 172.75 2.562

60 4.850 243 1.943

70 6.197 310 1.404

108

4.1.7. Programa de Reacondicionamiento

1. Mover la torre de reacondicionamiento al pozo PLAA-16.

2. Controlar el pozo con fluido de control de 8.4 lpg, el cual genera una presión

hidrostática de 4.506 psi mayor a la presión del reservorio equivalente a 4.080

psi. Observar y monitorear presencia de gas.

3. Desarmar y retirar líneas de flujo y cabezal, armar BOP probar con 1500 psi.

4. Cortar el empate bajo el hanger, tomar medidas eléctricas y reportar.

5. Sacar completación de bombeo Electrosumergible en tubería de 31/2”

Electrosumergible y reportar el estado mecánico y eléctrico del equipo.

6. Bajar drill pipe #1 (2 7/8”) moler CIBP hasta 11.091 ft, sacar quebrando DP.

Circular, bombear tren de píldora viscosa para limpieza de sólidos.

7. Con wireline armar cañón ( Pure power jet nova 2906,HMX) cargado con

6spf’, bajar y recañonear el intervalo: (10.955’-10.968’) Hollín.

8. Armar equipo BES CENTRILIFT: P60/Serie 400/3 bombas /100 STG/ 293HP

/Eficiencia 72%. MOTOR S-GRB/Serie 562 /2665V /77,3A /338HP, en

tubería 3 ½” EUE, L80, 9.2 lpp. CABLE# 4 con separador y manejador de gas.

9. Bajar el equipo BES manteniendo una velocidad reducida de aproximadamente

800 ft/hora (La velocidad está en función del dog leg del pozo). Probar

hermeticidad con 2000 psi cada 2000 ft y verificar continuidad eléctrica cada

2000 ft.

10. Armar el colgador del tubing de 11” x 3 ½” en la sección “B” del cabezal.

11. Realizar corte de cable bajo el tubing hanger y realizar empate e instalación de

conectores.

12. Asentar sarta con tubing hanger en sección B e instalar BPV. Retirar BOPs.

13. Armar el cabezal, chequeando todas las válvulas, ring gaskets y los sellos.

109

14. Recuperar y retirar BPV.

15. Revisar parámetros en el variador.

16. Realizar las conexiones finales, tanto en el cable, como en el capilar.

17. Armar líneas de producción, alinear pozo y realizar pruebas de producción.

18. Fin de operaciones.

4.1.8. Diagrama Mecánico del pozo propuesto

Figura 4.6 Diagrama mecánico del pozo propuesto PLAA-16


69,8 ft Csg: 20"

6.351,8 ft Csg: 9 5/8"

289 jts 3 1/2/L-80/9,2LPP/CLASE"B"

Camisa 3 1/2/EUE/TIPO "L"

NOGO 3 1/2

1 Tubo 3 1/2 / L-80/ 9,2 LPP

Pump CENTRILIFT P60/100 stg



Separador de gas

Cable #4

Top packer

Arena "Hollin"

10.955' - 10.968' (13 ft) (6 DPP) Nuevo intervalo

10.976' - 10.984' (8 ft) (12 DPP) Arena Productora


MAX-R

11.245,8 ft Liner 7"

11.160,8 ft Collar flotador

S562/MOTOR S-GRB/338HP/2.665 V/77.3A

Prof. bomba 8.906,07 ft

TVD:

MD:

10.317,73 ft

11.254 ft ft

P

P

P

110

4.1.9. Análisis Económico

El pozo PLAA-16 declina mensualmente 0,8% al realizar el reacondicionamiento la

nueva tasa de petróleo inicial equivale a 243 barriles con un BSW del 95%. La bomba

CENTRILIFT P60/277 STG, levanta hasta superficie 4.850 BFPD y 243 BPPD, mientras

que las reservas aumentan a un valor de 535 Mbbl con una tasa de abandono de 50 BPPD.

En base a la información detallada anteriormente en la figura 4.7 se estima el nuevo perfil

de producción.

Figura 4.7 Perfil de producción incremental PLAA-16

Fuente: OFM-Schlumberger

Los costos estimados del reacondicionamiento se detallan en las tablas 4.5.

Tabla 4.5 Costos estimados del reacondicionamiento

Fuente: Área de operaciones Campo Palo Azul – Petroamazonas EP

PLAA-16

DISPAROS + PULLING BES

SERVICIO INVERSIÓN

MOVIMIENTO DE LA TORRE $ 16.000,00

TRABAJO DE LA TORRE ( 11 días) $ 79.200,00

FLUIDO DE CONTROL $ 25.000,00

DISPAROS TCP $ 72.000,00

MISCELANEOS PAM $ 5.000,00

SLICKLINE $ 2.000,00

VACCUM $ 3.000,00

TUBERIA PAM $ 120.000,00

SUPERVISIÓN E INSTALACIÓN BES $ 60.000,00

CONTINGENCIAS (10%) $ 38.220,00

TOTAL $ 420.420,00

111

El análisis comparativo de costos, gastos e inversiones se realizó en base al incremento

de crudo al aplicar la técnica de reacondicionamiento equivalente a 163 BPPD mediante

la técnica de flujo neto de caja tal como se presenta en el anexo 15.

La tabla 4.6 presenta los resultados de la evaluación económica en función de los

indicadores económicos.

Tabla 4.6 Resultados del análisis económico PLAA-16


ESCENARIO VAN TIR BC RECUPERACIÓN

INVERSIÓN

INGRESOS

ACUMULADOS

(1 AÑO)

REFERENCIA $ 942.876 48% 1,3 3 MES $ 1.956.884

OPTIMISTA $ 1.131.587 55% 1,4 1 MES $ 2.286.179

PESIMISTA $ 30.296 11% 0,5 7 MES $ 364.461

De acuerdo al flujo neto de caja acumulado, tomando en cuenta el precio del crudo

oriente a la fecha del estudio de 61,15 US$/BBL, una producción incremental de 163

BPPD y considerando un mes de 30 días, se puede apreciar que la recuperación de la

inversión para este proyecto se estima en 3 meses. Sin embargo, se ha visto necesario

realizar un análisis en tres escenarios de manera optimista conservadora y pesimista para

determinar el comportamiento del trabajo propuesto en función del precio del crudo

oriente, tal como se presenta en la figura 4.8.

Figura 4.8 Recuperación de la inversión PLAA-16


-$ 1.000.000

-$ 500.000

$ 0

$ 500.000

$ 1.000.000

$ 1.500.000

$ 2.000.000

$ 2.500.000

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12

FLU

JO N

ETO

AC

UM

ULA

DO

USD

PERIODO (mensual)

RECUPERACIÓN DE LA INVERSIÓN

CRUDO ORIENTE (USD 61,15) CRUDO ORIENTE (USD 67,95) CRUDO ORIENTE (USD 28,27)

112

4.2. Incremento de Producción PLAB-03

4.2.1. Antecedentes

El pozo PLAB-03 actualmente presenta una producción de 3.500 BFPF y 210 BPPD

con un alto bsw del 94%, completado con 4 bombas/P35/S400/78STG.

El diagnostico de producción de agua refleja una canalización multietapa provocada

por una mala cementación atrás del revestidor.

En el reacondicionamiento número 13 se realizó un pulling en el equipo BES

ocasionado por un daño en el empalme del cable bajo el tubing hanger, además se verifico

una comunicación tubing-casing. La evaluación petrofísica no evidencio nuevos

intervalos saturados de hidrocarburos, pues está produciendo conjuntamente de los

reservorios “Hollín Superior” y “Hollín Inferior”


Cambio de Bomba

Mecánicamente esta completado con 4 bombas/P35 de 400 etapas, operando a una

frecuencia de 66 Hz. Actualmente la presión de entrada de la bomba equivale a 1.539 psi,

por lo tanto, se sugiere cambiar de bomba por una más grande que levante mayor cantidad

de fluido desde el yacimiento hacia la superficie.

Cabe recalcar que la presencia de 2,6 ft de sello caolinítico permite realizar un aumento

de frecuencia en la nueva bomba sin provocar un incremento progresivo del BSW.


La nueva tasa de fluido para el diseño del equipo BES se determinó reduciendo la

presión de fondo fluyente de 1.838 psi a 1.152 psi, esta reducción permite realizar un

aumento de draw down del 30%. La tabla 4.7 presenta la nueva tasa de fluido al reducir

113

la presión de fondo fluyente por debajo de la presión de burbuja aumentando la

producción de 3.483 BFPD a 5.000 BFPD.

La figura 4.9 muestra el comportamiento del pozo con la ubicación del nodo solución

en la cara de la formación. La intersección con la curva de oferta (color rojo) representada

por la bomba, indica la producción en superficie equivalente a 300 BPPD a una presión

de cabeza de 180 psi.

Tabla 4.7 Calculo estimado de la tasa de producción PLAB-03

Fuente: Oil production consulting & training

Datos PLAB-03

Presión promedio Reservorio Pr 3.400 psi

Presión dinámica Pwf 1.838 psi

Presión de burbuja Pb 1.256 psi

Caudal de líquido qo 3.091 bfpd

Cálculos

Caudal a Pb qb 4.795 bfpd

Caudal Máximo qmax 6.300 bfpd

Calcular caudal @ Pwf

Presión dinámica Pwf1 1.152 psi

Caudal de fluido @ Pwf1 5.000 bfpd

BSW 94 %

Caudal de petróleo @ Pwf1 300 bpdp

Figura 4.9 Análisis nodal PLAB-03


Pb=1.256 psi

114




La completación del pozo estará configurado con 4 bombas con una presión Intake de

565,3 PSI.

Cabe recalcar que al producir bajo el punto de burbuja es necesario instalar un

separador de gas en la configuración mecánica de la bomba.




La tabla 4.8 y 4.9 presenta la selección del motor con la potencia requerida de la bomba




115





EQUIPOS DE LA BOMBA

MOTOR S-GRB

Serie 562

Voltaje V 3.847

Corriente A 77,3

Cable #6

Caída de voltaje V 273,46

Voltaje en superficie V 4.120,46

KVA 551,02

Separador de gas SI



frecuencia de la bomba, mientras que la tabla 4.11 muestra las diferentes tasas.



116



PLAB-03

Frecuencia Caudal Caudal Petróleo Presión (NA)


40 1.632 97,92 2.668

50 3.412 204,72 1.870

60 5.000 300 1.150

70 6.260 375,6 194


1. Mover la torre de reacondicionamiento al pozo PLAB-03.




3. Desarmar y retirar líneas de flujo, cabezal, armar BOP probar con 1500 psi.




6. Desarmar equipo Electrosumergible y reportar el estado mecánico y eléctrico

del equipo, chequear el mismo.

7. En drill pipe #1 (2 7/8” ) armar BHA de limpieza para casing de 7”, sacar drill

pipe quebrando.

8. Armar equipo BES CENTRILIFT: P60/Serie 400/4 bombas /427 STG/ 481HP

/Eficiencia 69%. MOTOR S-GRB/Serie 562 /3.847V /77,3A /488, en tubería 3

½” EUE, L80, 9.2 lpp. CABLE# 6 con separador y manejador de gas.




2000 ft.

117

10. Armar el colgador del tubing de 11” x 3 ½” en la sección “B” del cabezal


conectores.



14. Recuperar y retirar BPV. Revisar parámetros en el variador.





Figura 4.12 Diagrama mecánico del pozo propuesto PLAB-03


130,3 ft 20"

5.742 ft 10 3/4"

277 jts 3 1/2/TN80/3%Cr/9,2LPP/CLASE"A"


NOGO 3 1/2

Pump CENTRILIFT/P60/100 stg




Cable #6

Protector S/400

Arena "Hollin"

10.404' - 10.434' (30 ft) (5 DPP)

10.496 ft Collar flotador

7" Liner

MOTOR S-GRB/S562/488HP/3.847V/77,3A

Separador de gas Prof. bomba 9.786 ft

TVD:

MD:

10.608 ft

10.183,9 ft

P

P

P

P

118


El pozo PLAB-03 declina mensualmente 1,88% al realizar el reacondicionamiento la


CENTRILIFT P60/427 STG, levanta hasta superficie 5.000 BFPD, mientras que el factor

de recobro aumenta de 98,07% a 98,13% con una tasa de abandono de 50 BPPD. En base

a la información detallada anteriormente en la figura 4.13 se estima el nuevo perfil de

producción.

Figura 4.13 Perfil de producción PLAB-03





PLAB-03

PULLING BES

SERVICIO INVERSIÓN






VACCUM $ 3.000,00




TOTAL $ 300.300,00

119


de crudo al aplicar la técnica de reacondicionamiento equivalente a 90 BPPD mediante la

técnica de flujo neto de caja tal como se presenta en el anexo 16.



Tabla 4.13 Resultados del análisis económico PLAB-03



INVERSIÓN

INGRESOS

ACUMULADOS

(1 AÑO)

REFERENCIA $ 381.293 34% 1,0 3 MES $ 871.884

OPTIMISTA $ 481.618 39% 1,1 3 MES $ 1.044.939

PESIMISTA -$ 103.867 2% 0,3 11 MES $ 35.018


oriente a la fecha del estudio de 61,15 US$/BBL, una producción estimada de 300 BPPD

y considerando un mes de 30 días, se puede apreciar que la recuperación de la inversión

para este proyecto se estima en 3 meses. Sin embargo, se ha visto necesario realizar un

análisis en tres escenarios de manera optimista conservadora y pesimista para determinar

el comportamiento del trabajo propuesto en función del precio del crudo oriente tal como

se presenta en la figura 4.14.

Figura 4.14 Recuperación de la inversión PLAB-03


-$ 400.000

-$ 200.000

$ 0

$ 200.000

$ 400.000

$ 600.000

$ 800.000

$ 1.000.000

$ 1.200.000

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12

FLU

JO N

ETO

AC

UM

ULA

DO

USD

PERIODO (mensual)


120


4.3.1. Antecedentes

El pozo PLAB-05 actualmente presenta una producción de 2.100 BFPD, 168 BPPD

con un bsw del 91% en la arena “Hollín”. Mecánicamente se encuentra completado con

completado con 4 bombas WD1750/S400/83STG. El diagnostico de producción de agua

refleja una canalización multietapa provocada por una mala cementación atrás del

revestidor y una comunicación mecánica por problemas del revestidor. El ultimo

reacondicionamiento realizado al pozo, fue la intervención por un problema de

comunicación tubing-casing y redisparos.

4.3.2. Evaluación

Al existir una producción baja de este reservorio se propone evaluar parámetros

estratigráficos, geológicos y petrofísicos del reservorio con el objetivo de determinar

nuevos intervalos saturados de hidrocarburos. La evaluación petrofísica determinó lo

siguiente:

✓ De 10.536' a 10.542', presenta las siguientes características petrofísicas:

porosidad 9,9%, saturación de petróleo del 89,7%; porcentaje de arcilla del

44,8 y permeabilidad 60,5 md.

✓ De 10.547' a 10.552', presenta las siguientes características petrofísicas:

porosidad 7,6%, saturación de petróleo del 89,8%, porcentaje de arcilla del

48,9 y permeabilidad 60,5 md.


Disparos

121


candidato a realizar disparos, con el fin de aumentar las reservas de aquellas zonas que



intervalos saturados de hidrocarburos.


equivalen a 143,8 Mbbl y 5.233,4 Mbbl respectivamente, al realizar los

redisparos en el intervalo saturado se estima un incremento en la tasa de

producción y en las reservas.

✓ El reservorio Hollín Superior, presenta un sello caolinítico de 1,2 ft al realizar

alguna técnica de estimulación provocaría una comunicación con el acuífero

de fondo.



de formación.



122

La figura 4.15 presenta las variables de ingreso para el cálculo del daño producido

por los disparos en función de la simulación.

Figura 4.15 Daño producido por los disparos PLAB-05




la adición de los nuevos intervalos productores. La figura 4.16 muestra el comportamiento

del pozo con la ubicación del nodo solución en la cara de la formación. La IPR (color

verde) se determinó mediante el índice de productividad igual a 1,4 BFPD/PSI,

123

representando el estado actual del pozo. La IPR (color naranja) se estimó mediante Darcy

cuya tasa máxima de producción con un factor de daño de 1.049E-16 equivale a 2.886

BFPD y 260 BPPD, representando el comportamiento del nuevo intervalo cañoneado a

la presión de fondo fluyente actual. La IPR color azul indica la producción en total del

reservorio Hollín con un índice de productividad de 3,9 BFPD/PSI. La intersección con

la curva de oferta (color rojo) representada por la bomba, indica la producción en

superficie equivalente a 5.250 BFPD y 473 BPPD a la Pwf actual de 1.876 psi y en cabeza

109 psi.







La completación del pozo estará configurado con 3 bombas de 100 etapas. La presión en

la entrada de la bomba será de 1.345 PSI

124




La tabla 4.14 y 4.15 presenta la selección del motor con la potencia requerida de la

bomba de 335 Hp. La tabla 4.16 muestra los resultados de los equipos de fondo.



Tabla 4.15 Características del motor UT-HSS


125



EQUIPOS DE LA BOMBA

MOTOR UT-HSS

Serie 562

Voltaje V 2324

Corriente A 88,1

Cable #4


Voltaje en superficie V 2601,51

KVA 396,50




producción.





PLAB-05

Frecuencia Caudal Fluido Caudal Petróleo Presión (NA)


40 1.160 104 2.885

50 3.439 310 2.320

60 5.250 473 1.876

70 6.721 605 1.524

126








5. Sacar completación de bombeo Electrosumergible en tubería de 3 1/2”


6. Armar y bajar BHA #1 de limpieza circular y bombear tren de píldora viscosa

para limpieza de sólidos. Sacar BHA de limpieza quebrando.

7. Con wireline armar cañón (Pure power jet nova 2906,HMX) cargado con

6spf’, bajar y recañonear el intervalo: (10.536,8’-10.542’), (10.547’-10552’)

Hollín.

8. Armar equipo BES CENTRILIFT P60: /3 bombas /100 STG/ 335 HP

/Eficiencia 69%. MOTOR UT-HSS/Serie 562 /2.324 V /88,1 A /338 HP, en

tubería 3 ½” EUE BOX, L80, 9.2 lpp. Con CABLE# 4.




2000 ft.



conectores.


127






4.3.8. Diagrama mecánico del pozo propuesto






45 ft Csg: 20"

6.066 ft Csg: 10 3/4"

307 jts 3 1/2/L80/9,2LPP/CLASE"B"


NOGO 3 1/2-(Sin STD VALVE)

1 Tubo 3 1/2 TN 80 9,2 LPP

Pump CENTRILIFT P60 /100 stg



Cable #4

Arena "Hollin"

10.529' - 10.536' (7 ft) (5 DPP) Arena productora

10.536,8' - 10.542' (5,2 ft) (6 DPP) Nuevo intervalo





10820 ft Liner 7"

TVD:

MD:

10.820 ft

10.260 ft

MOTOR UT-HSS/S562/338HP/2.324V/88,1A

Prof. Bomba 9.303 ft

P

P

P

128

CENTRILIFT P60/295 STG, levanta hasta superficie 5.250 BFPD, mientras que las

reservas aumentan a un valor de 515 Mbbl con una tasa de abandono de 50 BPPD. En

base a la información detallada anteriormente en la figura 4.20 se estima el nuevo perfil

de producción.




Tabla 4.18 Costos estimados del reacondicionamiento PLAB-05


PLAB-05


SERVICIO INVERSIÓN







VACCUM $ 3.000,00




TOTAL $ 420.420,00

129



la técnica de flujo neto de caja tal como se presenta en el anexo 17. A continuación, en

la tabla 4.19 se presenta los resultados de la evaluación económica en función de los





INVERSIÓN

INGRESOS

ACUMULADOS

(1 AÑO)

REFERENCIA $ 2.087.411 94% 1,7 2 MES $ 3.888.724

OPTIMISTA $ 2.422.516 107% 1,9 1 MES $ 4.465.074

PESIMISTA $ 466.896 31% 0,8 3 MES $ 1.101.591






el comportamiento del trabajo propuesto en función del precio del crudo oriente, tal como




-$ 1.000.000

$ 0

$ 1.000.000

$ 2.000.000

$ 3.000.000

$ 4.000.000

$ 5.000.000

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12

FLU

JO N

ETO

AC

UM

ULA

DO

USD

PERIODO (mensual)


130


4.4.1. Antecedentes

El pozo PLAB-09 actualmente presenta una producción de 242 BPPD con un alto bsw

del 93%. Mecánicamente se encuentra con completado con 4 bombas P35 a la

profundidad de 8.494 ft. El pozo presenta 3 pescados ubicados a las siguientes

profundidades: (3 bombas S400) a 10.801 ft, (1 bomba GN4000) a 10.878 ft y una cabeza

de disparo a 10.956 ft. El diagnostico de producción de agua refleja una canalización

provocada por una mala cementación atrás del revestidor. El ultimo reacondicionamiento

realizado al pozo, fue un pulling en el equipo BES. La evaluación petrofísica no evidencio

nuevos intervalos saturados de hidrocarburos, ya que está produciendo conjuntamente de

los reservorios “Hollín Superior” y “Hollín Inferior”


Cambio de Bomba

Mecánicamente esta completado con 4 bombas/P35/, operando a una frecuencia de 63

Hz. Actualmente la presión de entrada de la bomba equivale a 1.267 psi, por lo tanto, se

sugiere cambiar de bomba por una más grande que levante el fluido desde el yacimiento

hacia la superficie.

Cabe recalcar que la presencia de 3,53 ft de sello caolinítico permite realizar un

aumento de frecuencia en la nueva bomba sin provocar un incremento progresivo del

BSW.


La nueva tasa de fluido para el diseño del equipo BES se determinó reduciendo la

presión de fondo fluyente de 2.198 psi a 1.573 psi la cual nos permite realizar un aumento

de draw down del 35%. La tabla 4.20 presenta la nueva tasa de fluido al reducir la presión

131

de fondo fluyente por encima de la presión de burbuja aumentando la producción de 3.471

BFPD a 5.000 BFPD.



por la bomba, indica la producción en superficie equivalente a 350 BPPD a una presión

de cabeza de 104 psi.

Tabla 4.20 Calculo estimado de la tasa de producción PLAB-09


Datos PLAB-09



Presión de burbuja Pb 1.256 psi

Caudal de fluido qf 3.471 bfpd

Cálculos

Caudal a Pb qb 5.800 bfpd

Caudal Máximo qmax 7.525 bfpd

Calcular caudal @ Pwf

Presión dinámica Pwf1 1.570 psi

Caudal de fluido @ Pwf1 5.000 bfpd

BSW 93 %

Caudal de petróleo @ Pwf1 350 bppd



Pb=1.256 psi

132



seleccionada REDA GN5600, cuyos valores equivalen a 68%; 393 HP y 261 etapas. La

completación del pozo estará configurado con 3 bombas con una presión Intake de 1.000

PSI.

Cabe recalcar que en la entrada de la bomba se manejara 15% de gas siendo necesario

instalar un separador en la configuración mecánica de la bomba.

Figura 4.23 Curvas de desempeño de la bomba REDA GN5600





Tabla 4.21 Selección del motor bomba REDA GN5600


133



Tabla 4.23 Equipos de fondo bomba REDA GN5600


EQUIPOS DE LA BOMBA

MOTOR S-GRB

Serie 562

Voltaje V 3847

Corriente A 77,3

Cable #6



KVA 551,02

4.4.3.3. Rendimiento de la bomba REDA GN5600



Figura 4.24 Variación de frecuencia de la bomba REDA GN5600


134



PLAB-09


(Hz) (STB/d) (STB/d) (psia)

40 2.115,2 148 2.701,1

50 3.476,5 243 2.167,7

60 5.000 350 1.570

70 6.334.1 443,4 1.030






3. Desarmar y retirar líneas de flujo, cabezal, armar BOP probar con 1500 psi.




6. Desarmar equipo Electrosumergible y reportar el estado mecánico y eléctrico

del equipo, chequear el mismo.

7. En drill pipe #1 (2 7/8”) armar BHA de limpieza para casing de 7”, sacar drill

pipe quebrando.

8. Armar equipo REDA GN 5600: /3 bombas /261 STG/ 3931HP /Eficiencia

69%. MOTOR S-GRB/Serie 562 /3.847V /77,3A /488, en tubería 3 ½” EUE,

L80, 9.2 lpp. Con CABLE# 6 y separador de gas.




2000 ft.

135



conectores. Armar el cabezal, chequeando todas las válvulas, ring gaskets.





136

4.4.5. Diagrama mecánico del pozo propuesto



6.253 ft Csg: 9 5/8 "

230 jts 3 1/2/L-80/9,2LPP/CLASE"A"


NOGO 3 1/2

Pump REDA GN5600/100 stgPump REDA GN5600/100 stgPump REDA GN5600/100 stg

Separador de gas

MOTOR S-GRB/S562/488HP/3847V/77,3 A

Arena "Hollin" Cable #6

10.740' - 10.750' (10 ft) (5 DPP) Intervalo Productor


Pump P35/S400/H6SSD/200 STG




GN 4000/S540/98STG

MAXR 7" Cabeza de disparo

11.108 ft Liner 7"

11.010,00 Collar flotador

MD:

11130 ft

10.315 ft

Profun. Bomba 8.493 ft

TVD:

PPP

0

0

137




REDA GN500/261 STG, levanta hasta superficie 5.000 BFPD, mientras que el factor de

recobro aumenta de 96,28% a 96,3% con una tasa de abandono de 50 BPPD. En base a la

información detallada anteriormente en la figura 4.26 se estima el nuevo perfil de

producción.






PLAB-09

PULLING BES

SERVICIO INVERSIÓN






VACCUM $ 3.000,00




TOTAL $ 300.300,00

138









INVERSIÓN

INGRESOS

ACUMULADOS

(1 AÑO)

REFERENCIA $ 552.645 43% 1,2 2 MES $ 1.168.951

OPTIMISTA $ 674.923 50% 1,3 2 MES $ 1.380.065

PESIMISTA -$ 38.675 7% 0,4 7 MES $ 148.036










-$ 400.000

-$ 200.000

$ 0

$ 200.000

$ 400.000

$ 600.000

$ 800.000

$ 1.000.000

$ 1.200.000

$ 1.400.000

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12

FLU

JO N

ETO

AC

UM

ULA

DO

USD

PERIODO (mensual)


CRUDO ORIENTE (USD 61,15) CRUDO ORIENTE (USD 74) CRUDO ORIENTE (USD 34,32)

139


4.5.1. Antecedentes

El pozo PLAB-36 actualmente presenta una producción de 131 BPPD con un bsw del

92% en la arena “Hollín”. Mecánicamente se encuentra completado con 2 bombas

RIE/538/76STG. El diagnostico de producción de agua refleja una canalización

multietapa provocada por una mala cementación y una comunicación mecánica en la

última etapa provocada por un desasentamiento del CIBP. El ultimo reacondicionamiento

realizado al pozo, fue disparar nuevos intervalos saturados de hidrocarburos.

4.5.2. Evaluación

Se propone evaluar parámetros estratigráficos, geológicos y petrofísicos del reservorio

“Hollín” con el objetivo de determinar nuevos intervalos saturados de hidrocarburos.

La evaluación petrofísica determinó que existe un nuevo intervalo de 47 ft que presenta

las siguientes características: saturación de petróleo 60,3%, porosidad 11,9%, porcentaje

de arcilla de 40,1 y permeabilidad 19 md.


Cañoneo


candidato a realizar disparos, con el fin de aumentar las reservas de aquellas zonas que



intervalos saturados de hidrocarburos en los disparos realizados.


equivalen a 310 Mbbl y 1.298 Mbbl respectivamente, al realizar los redisparos

140


las reservas.



de fondo.



de formación.



141



Figura 4.28 Daño producido por los disparos PLAB-36





pozo con la ubicación del nodo solución en la cara de la formación. La IPR (color naranja)


142

el estado actual del pozo. La IPR (color verde) se estimó mediante Darcy cuya tasa de

producción con un factor de daño de 1.049E-16 equivale a 2.760 BFPD y 221 BPPD,

representando el comportamiento del nuevo intervalo cañoneado a la presión de fondo

fluyente actual de 1.218. La IPR color azul indica la producción total del reservorio Hollín

con un índice de productividad de 1,83 BFPD/PSI. La intersección con la curva de oferta

(color rojo) representada por la bomba, indica la producción en superficie equivalente a

4.380 BFPD y 350 BPPD a la Pwf actual de 1.218 psi y en cabeza 102 psi.







La completación del pozo estará configurado con 4 bombas de 100 etapas. La presión en

la entrada de la bomba Intake será de 900 PSI y un porcentaje de gas del 16%.

143










144



EQUIPOS DE LA BOMBA

MOTOR S-GRB

Serie 562

Voltaje V 2582

Corriente A 88,1

Cable #4



KVA 435,83

Separador de gas SI




producción.





PLAB-36



40 1.625 130 2.713

50 2.999 240 1.969

60 4.380 350 1.218

70 5527 442 220

145










6. Bajar BHA #1 de limpieza en tubería de 3 ½”. Circular. Bombear tren de

píldora viscosa para limpieza de sólidos. Sacar BHA de limpieza y desarmar.

7. Con TCP armar cañón cargado 6spf’, bajar y recañonear el intervalo: (11.188’-

11218’) Hollín, ( Pure power jet nova 2906,HMX).

8. Armar equipo BES CENTRILIFT P60: 4 bombas/100STG/ 366 HP /Eficiencia

67%. MOTOR S-GRB/Serie 562 /2.582V /88,1 A /375 HP, en tubería 3 ½”

EUE BOX, L80/Cr 3%, 9.2 lpp. CABLE# 4 con separador y manejador de gas.




2000 ft.



conectores.


146




16. Armar líneas de producción, alinear pozo y dejar en producción.

17. Fin de operaciones




10.079 ft 9 5/8"

285 jts 3 1/2"/L-80/Cr 3%/9,2LPP/CLASE"A"


NOGO 3 1/2

1 Tubo 3 1/2 TN 80 9,2 LPP





Prof. Bom. 9.038 ft Separador de gas

Cable # 4

Liner Ranurado 5": 12.448 ftTVD: 9.995.43 ft

MD: 12.386,87 ft

Liner 7"

11.163'-11.210' (45ft) (6DPP)

Nuevo Intervalo

MOTOR S-GRB/S562/375HP/2.582V/88,1A

11.787'-12.365' (578ft) (6DPP)

Arena Productora "Hollín"

0

147




ESP-TD6000/423 STG, levanta hasta superficie 4.380 BFPD, mientras que las reservas

aumentan a un valor de 739 Mbbl con una tasa de abandono de 50 BPPD. En base a la


producción.




Tabla 4.31 Costos estimados del reacondicionamiento PLAB-36


PLAB-36


SERVICIO INVERSIÓN







VACCUM $ 3.000,00




TOTAL $ 420.420,00

148




La tabla presenta los resultados de la evaluación económica en función de los





INVERSIÓN

INGRESOS

ACUMULADOS

(1 AÑO)

REFERENCIA $ 1.391.157 66% 1,5 2 MES $ 2.711.508

OPTIMISTA $ 1.636.911 75% 1,6 2 MES $ 3.136.791

PESIMISTA $ 202.725 19% 0,6 5 MES $ 654.907







se presenta en la figura 4.34 .



-$ 1.000.000

-$ 500.000

$ 0

$ 500.000

$ 1.000.000

$ 1.500.000

$ 2.000.000

$ 2.500.000

$ 3.000.000

$ 3.500.000

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12

FLU

JO N

ETO

AC

UM

ULA

DO

USD

PERIODO (mensual)



149

4.6. Incremento de Producción PLAC-04

4.6.1. Antecedentes

El pozo PLAC-04 registra una producción de 846 BFPD, 203 BPPD con un bsw del

76% en la arena “Hollín”. Mecánicamente se encuentra completado con 2 bombas/HALL

538. El diagnostico de producción de agua refleja un barrido normal con una canalización

en la última etapa provocada por una mala cementación. El pozo presenta un pescado

(BES).

4.6.2. Evaluación


“Hollín Superior” con el objetivo de determinar nuevos intervalos saturados de

hidrocarburos.

Mediante la evaluación petrofísica se estimó las siguientes características:

✓ 10493' a 10.500', este intervalo presenta las siguientes características

petrofísicas: porosidad 9,4% saturación de petróleo del 46,5%; porcentaje de

arcilla del 27% y permeabilidad 18 md.

✓ 10.500' a 10.506', este intervalo presenta las siguientes características

petrofísicas: porosidad 7,3%, saturación de petróleo del 48,5%, porcentaje de

arcilla del 45,6 y permeabilidad 20 md.



arcilla del 42 y permeabilidad 19 md.


Recuperar el pescado (BES) será la primera intervención al pozo, posteriormente se

presenta las siguientes observaciones que seleccionan al pozo como candidato a realizar

150

redisparos, con el fin de aumentar las reservas de aquellas zonas que no se encuentran

perforadas.




equivalen a 574 Mbbl y 3.228 Mbbl respectivamente, al realizar los redisparos


las reservas.

✓ El reservorio Hollín Superior, presenta un sello caolinítico de 8,02 ft.



de formación.

✓ El pozo sería un candidato principal para realizar una estimulación mediante la

técnica de fracturamiento hidráulico, ya que no provocaría una comunicación

con el acuífero de fondo. Cabe recalcar que actualmente no es factible esta

técnica pues no se cuenta con los recursos económicos para la intervención.



151



Figura 4.35 Daño producido por los disparos PLAC-04


4.6.5 Análisis Nodal





152

el estado actual del pozo. La IPR (color naranja) se estimó mediante Darcy cuya tasa de

producción con un factor de daño equivale a 631 BFPD y 151 BPPD, representando el

comportamiento del nuevo intervalo cañoneado a la presión de fondo fluyente actual de

2413. La IPR color azul indica la producción en total del reservorio Hollín con un índice

de productividad de 1,61 BFPD/PSI. La intersección con la curva de oferta (color rojo)

representada por la bomba, indica la producción en superficie igual a 2.000 BFPD y 480

BPPD a la Pwf actual de 2.413 psi y en cabeza 104 psi.

Figura 4.36 Análisis Nodal PLAC-04





seleccionada REDA D2400N, cuyos valores equivalen a 69%; 73 HP y 136 etapas. La

completación del pozo estará configurado con 2 bombas. La presión en la entrada de la

bomba será de 1.450 PSI.

153

Figura 4.37 Curvas de desempeño de la bomba REDA D2400N





Tabla 4.33 Selección del motor bomba REDA D2400N


Tabla 4.34 Características del motor S


154

Tabla 4.35 Equipos de fondo bomba REDA D2400N


EQUIPOS DE LA BOMBA

MOTOR S

Serie 562

Voltaje V 1272

Corriente A 36

Cable #4



KVA 95,00

4.6.6.3. Rendimiento de la bomba REDA D2400N



producción.

Figura 4.38 Variación de frecuencia de la bomba REDA D2400N


Tabla 4.36 Capacidad de producción de la bomba REDA D2400N


PLAC-04



40 1.101 264 2.125

50 1.532 368 2.696

60 2.000 480 2.413

70 2.491 598 2.125

155


1. Mover la torre de reacondicionamiento al pozo PLAC-04.






5. Sacar completación de bombeo Electrosumergible en tubería de 31/2” y

reportar el estado mecánico y eléctrico del equipo.

6. Bajar drill pipe #1 con Rotary shoes a 8.000 ft para acondicionar equipo BES.

Sacar drill pipe quebrando.

7. Bajar drill pipe #2 con Die collar a 8000 ft pescar externamente equipo BES.

En drill pipe 2 7/8” armar BHA de limpieza para casing de 7”, sacar drill pipe

quebrando.


6spf’, bajar y recañonear los intervalos: (10.493'-10.500'), (10.500'-10.506'),

(10.506'-10.514') Hollín.

9. Armar equipo REDA D2400N: /2 bomba /100 STG/ 73HP /Eficiencia 69%.

MOTOR S/Serie 562 /1.272 V /36 A /75 HP, en tubería 3 ½” EUE, L80, 9.2

lpp. Con CABLE# 4.




2000 ft.


156


conectores.




16. Realizar las conexiones finales, tanto en el cable, como en el capilar .




Figura 4.39 Diagrama mecánico del pozo propuesto PLAC-04


5.840 ft Csg: 10 3/4 "

210 jts 2 7/8/TN-110/7,8 LPP/CLASE"B"


NOGO 2 3/8

Pump REDA D2400N /100 stgPump REDA D2400N /100 stg

Cable #4

9.366' Liner 7"

Arena "Hollin"

10.493' - 10.500' (7 ft) (6 DPP) Nuevo Intervalo



10.522' - 10.437' (15 ft) Intervalo Productor

10.540 ' Packer

10.546' - 10.560' (10 ft) Squeezed

10.560' - 10.570' (10 ft) Squeezed

10.570' - 10.592' (10 ft) Squeezed


10.714 ft Liner 5"

MOTOR S/S562/75HP/1.272 V/36 A


TVD:

MD:

10.192 ft

10.721 ft

PP

157


El pozo PLAC-04 declina mensualmente 1,2% al realizar el reacondicionamiento la


REDA D2400N/ 136STG, levanta hasta superficie 2.000 BFPD, mientras que las reservas



producción.

Figura 4.40 Perfil de producción PLAC-04





PLAC-04


SERVICIO INVERSIÓN







VACCUM $ 3.000,00




TOTAL $ 420.420,00

158






Tabla 4.38 Resultados del análisis económico PLAC-04



INVERSIÓN

INGRESOS

ACUMULADOS

(1 AÑO)

REFERENCIA $ 930.092 48% 1,3 3 MES $ 1.923.579

OPTIMISTA $ 1.115.873 55% 1,4 2 MES $ 2.246.350

PESIMISTA $ 31.690 12% 0,5 7 MES $ 362.710








Figura 4.41 Recuperación de la inversión PLAC-04


-$ 1.000.000

-$ 500.000

$ 0

$ 500.000

$ 1.000.000

$ 1.500.000

$ 2.000.000

$ 2.500.000

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12

FLU

JO N

ETO

AC

UM

ULA

DO

USD

PERIODO (mensual)


CRUDO ORIENTE (USD 61,15) CRUDO ORIENTE (USD 74) CRUDO ORIENTE (USD 34,32)

159


4.7.1. Antecedentes

El pozo PLAC-39 actualmente presenta una producción de 239 BPPD con un bsw del

94% en la arena “Hollín”. Mecánicamente se encuentra completado con 2 bombas/S538.

El diagnostico de producción de agua refleja un barrido normal con una canalización

multietapa provocada por una mala cementación.

4.7.2. Evaluación



hidrocarburos.

Mediante la evaluación petrofísica se estimó las siguientes características:



arcilla del 4,7% y permeabilidad 18 md.





Disparos

Se presenta las siguientes observaciones que seleccionan al pozo como candidato a

realizar disparos y redisparos, con el fin de aumentar las reservas de aquellas zonas que




160


equivalen a 545,7 Mbbl y 6200,65 Mbbl respectivamente, al realizar los





de fondo.

✓ La implementación de cámaras de vacío permitirá realizar una limpieza en los

punzados con el fin de reducir el daño de formación.



161








162




producción con un factor de daño de 1.049E-16 equivale a 2.888 BFPD y 173.3BPPD,


fluyente actual de 1.741 psi. La IPR color azul indica la producción en total del reservorio




Figura 4.43 Análisis nodal PLAC-39





seleccionada ESP-TD6000, cuyos valores equivalen a 59%; 556 HP y 448 etapas. La

completación del pozo estará configurado con 5 bombas de 100 etapas. La presión en la

entrada de la bomba será de 1.132,7 PSI.

163

Figura 4.44 Curvas de desempeño de la bomba ESP-TD6000





Tabla 4.39 Selección del motor bomba ESP-TD6000




164

Tabla 4.41 Equipos de fondo bomba ESP-TD6000


EQUIPOS DEL EQUIPO BES

MOTOR S

Serie 738

Voltaje V 3.155

Corriente A 115,5

Cable #4


Voltaje en superficie V 3.432,51

KVA 685,87

4.7.6.3. Rendimiento de la bomba ESP-TD6000



producción.

Figura 4.45 Variación de frecuencia de la bomba ESP-TD6000


Tabla 4.42 Capacidad de producción de la bomba ESP-TD6000


PLAC-39



40 3.890 233 2.635

50 5.232 314 2.185

60 6.550 393 1.741

70 7.752 465 1.349

165










6. Bajar BHA #1 de limpieza en tubería de 3 ½”. Circular. Bombear tren de



6spf’, bajar y recañonear el intervalo: (10.365’-10.384’), (10.389’-10.424’)

Hollín.

8. Armar equipo BES ESP-TD6000: /5 bombas /448STG/ 556HP /Eficiencia

60%. MOTOR S /Serie 738/3.255 V /115,5A /600HP, en tubería 3 ½” EUE

BOX, BG-80/Cr 3%, 9.2 lpp. CABLE# 4 con separador y manejador de gas.




2000 ft..



conectores.


166

13. Armar el cabezal, chequeando todas las válvulas, ring gaskets y los sellos








10.148 ft Csg: 9 5/8"

286 jts 3 1/2/BG-80/9,2LPP/CLASE"A"


NOGO 3 1/2

1 Tubo 3 1/2 TN 80 9,2 LPP

Pump ESP-TD6000/100 stg





Separados de gas

Cable #4

Arena "Hollin"


10.389' - 10.414' (25 ft) (25 DPP) Redisparos



10.705 ft Liner 7"

MOTOR S/S738/600HP/3.155V/115,5A

9.054 ft

TVD:

MD: 10.710 ft

10.287 ft ft

P

P

PP

P

167





aumentan a un valor de 983,5 Mbbl con una tasa de abandono de 50 BPPD. En base a la


producción.

Figura 4.47 Perfil de producción incremental PLAC-39





PLAC-39


SERVICIO INVERSIÓN







VACCUM $ 3.000,00




TOTAL $ 420.420,00

168









INVERSIÓN

INGRESOS

ACUMULADOS

(1 AÑO)

REFERENCIA $ 879.428 46% 1,3 3 MES $ 1.852.251

OPTIMISTA $ 1.059.691 52% 1,4 2 MES $ 2.167.587

PESIMISTA $ 7.708 10% 0,5 7 MES $ 327.337










-$ 1.000.000

-$ 500.000

$ 0

$ 500.000

$ 1.000.000

$ 1.500.000

$ 2.000.000

$ 2.500.000

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12

FLU

JO N

ETO

AC

UM

ULA

DO

USD

PERIODO (mensual)


CRUDO ORIENTE (USD 61,15) CRUDO ORIENTE (USD 74) CRUDO ORIETE (USD 34,32)

169


4.8.1. Antecedentes

El pozo PLAC-40 registra una producción de 1.087 BFPD, 413 BPPD con un bsw del

62% en la arena “Hollín”. Mecánicamente se encuentra completado con 2

bombas/DIOSON5400/181 STG. El diagnostico de producción de agua refleja un barrido

normal con una canalización en la última etapa provocada por una mala cementación. El

pozo presenta un pescado en el fondo del pozo.

4.8.2. Evaluación



hidrocarburos.

La evaluación petrofísica determinó que existe un nuevo intervalo de 13' ft que

presenta las siguientes características: saturación de petróleo 92,5%, porosidad 15,1%,

porcentaje de arcilla de 0,58 y permeabilidad 15 md

4.8.3. Técnica de Reacondicionamiento (Disparos)

Recuperar el pescado (BES) sería la primera intervención al pozo, posteriormente se

presenta las siguientes observaciones que seleccionan al pozo como candidato a realizar

redisparos, con el fin de aumentar las reservas de aquellas zonas que no se encuentran

perforadas.



✓ Las reservas y el petróleo original en sitio en el reservorio “Hollín” equivalen

a 345,527 Mbbl y 1212,64 Mbbl respectivamente, al realizar los redisparos en

170

el intervalo saturado se estima un incremento en la tasa de producción y en las

reservas.




de formación.

El pozo sería un candidato principal para realizar una estimulación mediante la

técnica de fracturamiento hidráulico, ya que no provocaría una comunicación con

el acuífero de fondo. Cabe recalcar que actualmente no es factible esta técnica pues

no se cuenta con los recursos económicos para la intervención.



171









172



producción con un factor de daño de 1.085E-16 equivale a 535 BFPD y 203 BPPD,


fluyente actual de 1.752. La IPR color azul indica la producción en total del reservorio




Figura 4.50 Análisis nodal PLAC-40





seleccionada ESP-TD1750, cuyos valores equivalen a 68%; 90 HP y 289 etapas. La

completación del pozo estará configurado con 3 bombas de 100 etapas. La presión en la

entrada de la bomba será de 1.318 PSI.

173

Figura 4.51 Curvas de desempeño de la bomba ESP-TD1750





Tabla 4.45 Selección del motor bomba ESP-TD1750




174

Tabla 4.47 Equipos de fondo bomba ESP-TD1750


EQUIPOS DE FONDO

MOTOR S

Serie 738

Voltaje V 4200

Corriente A 36,2

Cable #6



KVA 278,62

4.8.6.3. Rendimiento de la bomba ESP-TD1750



producción.

Figura 4.52 Variación de frecuencia de la bomba ESP-TD1750


Tabla 4.48 Capacidad de producción de la bomba ESP-TD1750


PLAC-040



40 1.037 394 2.654

50 1.320 502 2.227

60 1.630 620 1.752

70 1.938 736 1.320

175










6. Bajar BHA de limpieza #1 en tubería de 3 ½”. Circular. Bombear tren de



6spf’, bajar y recañonear el intervalo: (10.862’-10.875’) Hollín.

8. Armar equipo BES ESP-TD1750: 3 bombas /100 STG/ 90HP /Eficiencia 68%.

MOTOR S /Serie 738/4.200 V /36.2 A /250 HP, en tubería 3 ½” EUE BOX,

TN-80/Cr 3%, 9.2 lpp. CABLE# 6.




2000 ft.



conectores.



176




17. Fin de operaciones




307 jts 2 7/8 /TN80/9,2LPP/CLASE"A"


NOGO 2 3/8

Pump ESP-TD 1750/100 stgPump ESP-TD 1750/100 stgPump ESP-TD 1750/100 stg

Cable #6

10.594 ft Csg: 9 5/8 "

Arena "Hollin"



10.687' - 10.896' (9 ft) (5 DPP) Intervalo Prductor

CIBP 7"

MAX-R 4,5"

11.097 ft Liner 7"


TVD:10.225 ft

MD:11.100 ft

MOTOR S/S738/250HP/4.200V/36,2 A

Profun. Bomba 9.675 ft

PPP

177





aumentan a un valor de 1.975 Mbbl con una tasa de abandono de 50 BPPD. En base a la


producción.

Figura 4.54 Perfil de producción incremental PLAC-40





PLAC-40


SERVICIO INVERSIÓN







VACCUM $ 3.000,00




TOTAL $ 420.420,00

178









INVERSIÓN

INGRESOS

ACUMULADOS

(1 AÑO)

REFERENCIA $ 1.315.015 63% 1,5 2 MES $ 2.589.529

OPTIMISTA $ 1.549.969 72% 1,6 2 MES $ 2.997.375

PESIMISTA $ 178.813 18% 0,6 5 MES $ 617.252










-$ 1.000.000

-$ 500.000

$ 0

$ 500.000

$ 1.000.000

$ 1.500.000

$ 2.000.000

$ 2.500.000

$ 3.000.000

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12

FLU

JO N

ETO

AC

UM

ULA

DO

USD

PERIODO (mensual)



179

4.8.10. Técnica de Reacondicionamiento (Fracturamiento Hidráulico)

La figura 4.56 presenta el software ANGOSFRAC elaborado por los tesistas el cual diseña el fracturamiento hidráulico en dos dimensiones. Si se realizaba

la técnica de fracturamiento hidráulico al pozo PLAC-40 se obtenía las siguientes tasas: 1.087 BFPD y 413 BPPD a la presión de fondo actual de 1.752 psi.

Figura 4.56 Fracturamiento hidráulico 2D del pozo PLAC-40


180

4.9. Incremento de Producción PLAD-15

4.9.1. Antecedentes

El pozo PLAD-15 actualmente presenta una producción de 3.933 BFPD, 118 BPPD

con un bsw del 97% en la arena “Hollín; completado con 1 bomba/HALL5500/538/88STG.

El diagnostico de producción de agua refleja un barrido normal y una canalización en la

última etapa provocada por una mala cementación.

4.9.2. Evaluación



hidrocarburos.

La evaluación petrofísica determinó lo siguiente:



arcilla del 19% y permeabilidad 19 md.

✓ 10.214' a 10.234, este intervalo presenta las siguientes características

petrofísicas: porosidad 16,1%, saturación de petróleo del 95%, porcentaje de



La intervención al pozo es: realizar un squeeze en el intervalo inferior (10.214'-

10.234) de Hollín con el objetivo de disminuir porcentualmente el BSW.


candidato a realizar redisparos, con el fin de aumentar las reservas de aquellas zonas que


181




a 173,68 Mbbl y 6.816,08 Mbbl respectivamente, al realizar los redisparos en

el intervalo saturado se estima un incremento en la tasa de producción y en las

reservas.


✓ La implementación de cámaras de surgencia permitirá realizar una limpieza en

los punzados con el fin de reducir el daño de formación.

✓ El pozo sería un candidato principal para realizar una estimulación mediante la

técnica de fracturamiento hidráulico, ya que no provocaría una comunicación

con el acuífero de fondo. Cabe recalcar que actualmente no es factible esta

técnica pues no se cuenta con los recursos económicos para la intervención.



182



Figura 4.57 Daño producido por los disparos PLAD-15






presenta el estado del pozo luego de realizar la técnica de cementación forzada en la mitad

del intervalo productor reduciendo a 86% el BSW. El nuevo caudal de fluido equivale a

1.666.5 BFPD y 233 BPPD a la presión de fondo actual de 3.204 psi. La IPR (color

183

naranja) se estimó mediante Darcy cuya tasa de producción con un factor de daño de

1.089E-16 equivale a 302,5 BFPD y 42 BPPD, representando el comportamiento del

nuevo intervalo cañoneado a la presión de fondo actual de 3.204 psi. La IPR color azul

indica la producción en conjunto del reservorio Hollín con un índice de productividad de

4.33 BFPD/PSI. La intersección con la curva de oferta (color rojo) representada por la

bomba, indica la producción en superficie equivalente a 2.152 BFPD y 301 BPPD a la

Pwf actual de 3.204 psi y en cabeza 174 psi.

Figura 4.58 Análisis nodal PLAD-15






completación del pozo estará configurado con 1 bomba con una presión Intake de 1.918

PSI y un porcentaje de gas del 0,3%.

184










185



EQUIPOS DE LA BOMBA

MOTOR S-GAUGE

Serie 562

Voltaje V 1323

Corriente A 43,2

Cable #4



KVA 118,12




producción.





PLAD-015



40 418 58,5 3.585

50 1.344 188,1 3.400

60 2.152 301 3.204

70 3.019 422,6 3.070

186


1. Mover la torre de reacondicionamiento al pozo PLAD-15.








6. Bajar drill pipe #1 de limpieza (2 7/8”) circular píldora viscosa, limpiar y sacar.

7. Bajar retenedor de cemento en drill pipe #2 (2 7/8”). Asentar a 10.208 ft.

8. Sacar quebrando drill pipe.

9. Bajar setting tool en drill pipe #3 (2 7/8”).

10. Acoplar stinger en retenedor de cemento.

11. Realizar prueba de admisión a arena Hollín.

12. Realizar cementación forzada con 35 bls de cemento ultrafino en el intervalo

(10.214'-10.234').

13. Desacoplar stinger circular exceso de cemento. Sacar tubería.

14. Bajar drill pipe #4 (2 7/8”) moler retenedor de cemento a 10.208 ft circular y

sacar.


6spf’, bajar y recañonear los intervalos: (10.187'-10.196'), (10.214'-10.224')

Hollín.

187

16. Armar equipo REDA D2400N : 2 bombas /121 STG/ 70 /Eficiencia 68%.

MOTOR S-GAUGE/Serie 562 /1.323V /43,1 /93,8HP, en tubería 3 ½” EUE,

BG-80, 9.3 lpp. Con CABLE# 4.




2000 ft.



conectores.








188


Figura 4.61 Diagrama mecánico del pozo propuesto PLAD-15



El pozo PLAD-15 declina mensualmente 1,12% al realizar el reacondicionamiento la


REDA D2400N/121 STG, levanta hasta superficie 2.153 BFPD, mientras que las reservas

45 ft Csg: 20"

5.590 ft Csg: 9 5/8"

223 jts 3 1/2/BG-80/9,2LPP/CLASE"B"


NOGO 3 1/2

1 Tubo 3 1/2 / L-80/ 9,2 LPP

Pump CENTRILIFT GC3500/100 stg


Cable #6

Arena "Hollin"



10.224' - 10.234' (20 ft) (12 DPP) SQUEEZED

10.307' - 10.312' (5 ft) (12 DPP) SQUEEZED

10.474 ft Liner 7"

11.160,8 ft Collar flotador

S562/MOTOR S-GRB/250HP/4.200 V/36.2A

TVD:

MD:

10.317,73 ft

11.254 ft ft

P

P

189



producción.

Figura 4.62 Perfil de producción incremental PLAD-15





PLAD-15

SQZ+DISPAROS + PULLING BES

SERVICIO INVERSIÓN




CEMENTACION FORZADA $ 25.000,00




VACCUM $ 3.000,00




TOTAL $ 447.920,00

190






Tabla 4.56 Resultados del análisis económico PLAD-15



INVERSIÓN

INGRESOS

ACUMULADOS

(1 AÑO)

REFERENCIA $ 1.087.677 51% 1,4 2 MES $ 2.221.138

OPTIMISTA $ 1.297.447 59% 1,5 2 MES $ 2.586.037

PESIMISTA $ 73.262 13% 0,5 6 MES $ 456.543








Figura 4.63 Recuperación de la inversión PLAD-15


-$ 1.000.000

-$ 500.000

$ 0

$ 500.000

$ 1.000.000

$ 1.500.000

$ 2.000.000

$ 2.500.000

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12

FLU

JO N

ETO

AC

UM

ULA

DO

USD

PERIODO (mensual)



191


La figura 4.64 presenta el software ANGOSFRAC elaborado por los tesistas el cual diseña el fracturamiento hidráulico en dos dimensiones. Si se realizaba

la técnica de fracturamiento hidráulico al pozo PLAD-15 se obtenía las siguientes tasas: 715 BFPD y 100 BPPD a la presión de fondo actual de 3.204 psi.

Figura 4.64 Fracturamiento hidráulico 2D del pozo PLAD-15


192

4.10. Incremento de Producción PLAD-28

4.10.1. Antecedentes

El pozo PLAD-28 actualmente presenta una producción de 1.845 BFPD, 203 BPPD

con un bsw del 89% en la arena “Hollín” completado con 1 bomba/5400/134STG. El

diagnostico de producción de agua refleja un barrido normal sin intrusión de agua. El

ultimo reacondicionamiento realizado al pozo, fue disparos a nuevos intervalos

productores.

4.10.2. Evaluación



hidrocarburos.

Para evaluar lo intervalos de disparo, se seleccionó aquellos que posean una lectura de

resistividad mayor a 350ohm.m y un gamma ray menor a 100 API.

La evaluación petrofísica determinó que existe un nuevo intervalo de 81' ft que

presenta las siguientes características: saturación de petróleo 80%, porosidad 14%,

porcentaje de arcilla de 11 y permeabilidad de 19 mD.


Redisparos


candidato a realizar disparos y redisparos, con el fin de aumentar las reservas de aquellas

zonas que no se encuentran perforadas.



193


equivalen a 591Mbbl y 1183,19 Mbbl respectivamente, al realizar los





de fondo.

✓ La implementación de cámaras de surgencia permitirá realizar una limpieza en

los punzados con el fin de reducir el daño de formación.



194



Figura 4.65 Daño producido por los disparos PLAD-28







195

el estado actual del pozo. La IPR (color naranja) se estimó mediante Darcy cuya tasa

máxima de producción con un factor de daño de 1.049E-16 equivale a 1.380 BFPD y 152

BPPD, representando el comportamiento del nuevo intervalo cañoneado a la presión de

fondo fluyente actual. La IPR color azul indica la producción en total del reservorio Hollín

con un índice de productividad de 2,54 BFPD/PSI. La intersección con la curva de oferta

(color rojo) representada por la bomba, indica la producción en superficie equivalente a

3.210 BFPD y 353 BPPD a la Pwf actual de 1.840 psi y en cabeza 146 psi.

Figura 4.66 Análisis nodal PLAD-28





seleccionada CENTRILIFT GC3500, cuyos valores equivalen a 70%; 199 HP y 137

etapas. La completación del pozo estará configurado con 2 bombas de 100 etapas. La

presión de entrada de la bomba será 1.238 PSI y un porcentaje de gas del 0,1%.

196

Figura 4.67 Curvas de desempeño de la bomba CENTRILIFT GC3500




bomba de 199 Hp.

La tabla 4.59 muestra los resultados de los equipos de fondo.

Tabla 4.57 Selección del motor bomba CENTRILIFT GC3500




197

Tabla 4.59 Equipos de fondo bomba CENTRILIFT GC3500


EQUIPOS DE LA BOMBA

MOTOR S

Serie 738

Voltaje V 4200

Corriente A 36,2

Cable #6



KVA 278,64

4.10.6.3. Rendimiento de la bomba CENTRILIFT GC3500



producción.

Figura 4.68 Variación de frecuencia de la bomba CENTRILIFT GC3500


Tabla 4.60 Capacidad de producción de la bomba CENTRILIFT GC3500


PLAD-28



40 458 50 2.915

50 1.994 219 2.312

60 3.210 353 1.840

70 4.225 465 1.452

198


1. Mover la torre de reacondicionamiento al pozo PLAD-28.









6spf’, bajar y recañonear el intervalo: (11.569'-11.576'), (11.585'-11.613'),

(11.630'-11.676') Hollín,

7. Armar equipo BES CENTRILIFT: GC3500/Serie 400/2 bombas /137 STG/

1995HP /Eficiencia 70%. MOTOR S/Serie 738/4.200V /36,2A /250HP, en

tubería 3 ½” EUE, L80, 9.2 lpp. CABLE# 6 con separador y manejador de gas.




2000 ft.



conectores.




199






Figura 4.69 Diagrama mecánico del pozo propuesto PLAD-28


Prof. 10.148 ft Csg:13 3/8"

281 jts 3 1/2/L-80/9,2LPP/CLASE"A"


NOGO 3 1/2

1 Tubo 3 1/2 TN 80 9,2 LPP

Pump CENTRILIFT GC-3500/100 stg

Profun. Bomba 9.012 ft Pump CENTRILIFT GC-3500/100 stg

Separador de gas

MOTOR S/S738/250HP/4.200V/36,2A

Cable #4

Prof. 10.079 ft Csg: 9 5/8"

Arena "Hollin"




11.990' - 12.090' (100 ft) Intervalo Productor

Prof. 11.928 ft Liner: 7"

Prof. 12.448 ft Liner: 5"

TVD:

MD: 10.710 ft

10.287 ft ft

P

P

200


El pozo PLAD-28 declina mensualmente 1,74% al realizar el reacondicionamiento la


CENTRILIFT GC3500/137 STG, levanta hasta superficie 3.210 BFPD, mientras que las

reservas aumentan a un valor de 417,8 Mbbl con una tasa de abandono de 50 BPPD. En


de producción.

Figura 4.70 Perfil de producción incremental PLAD-28





PLAD-28


SERVICIO INVERSIÓN







VACCUM $ 3.000,00




TOTAL $ 420.420,00

201






Tabla 4.62 Resultados del análisis económico PLAD-28



INVERSIÓN

INGRESOS

ACUMULADOS

(1 AÑO)

REFERENCIA $ 782.556 43% 1,2 3 MES $ 1.654.423

OPTIMISTA $ 949.785 50% 1,3 2 MES $ 1.943.316

PESIMISTA -$ 26.136 9% 0,5 8 MES $ 257.384








Figura 4.71 Recuperación de la inversión PLAD-28


-$ 1.000.000

-$ 500.000

$ 0

$ 500.000

$ 1.000.000

$ 1.500.000

$ 2.000.000

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12

FLU

JO N

ETO

AC

UM

ULA

DO

USD

PERIODO (mensual)



202

4.11. Incremento de Producción PLAN-29


El pozo PLAN-029 presenta una producción de 205 BFPD, 39 BPPD con un bsw del

36% en la arena “T”. Además de la producción de 418 BFPD, 80 BPPD y un bsw del 81

% a una Pwf de 1.303 psi en el reservorio “Hollín”. El diagnostico de producción de agua

de este reservorio refleja una canalización provocada por una mala cementación atrás del

revestidor. Actualmente la producción se desarrolla en el reservorio “T”.

4.11.2. Evaluación

Al existir una producción baja del reservorio “T” se propone evaluar parámetros

estratigráficos, geológicos y petrofísicos del reservorio “Hollín” con el fin de determinar

nuevos intervalos saturados de hidrocarburos.

Geológicamente el pozo PLAN-29 posee una continuidad estratigráfica con los pozos

PLAN-53 y PLAN-54 del reservorio “Hollín”.

La evaluación petrofísica determinó un nuevo intervalo saturado de hidrocarburos con

las siguientes características: espesor de 6 ft desde 10.606' a 10.612', porosidad 11,6%,

saturación de petróleo del 59,2%, porcentaje de arcilla del 9,4 y una permeabilidad de 36

mD.

4.11.3. Técnica de Reacondicionamiento (Disparos)

Mediante la técnica de análisis nodal determinamos el comportamiento de la curva de

oferta (IPR). La tabla 4.63 presenta el comportamiento del nuevo intervalo saturado de

hidrocarburos (10.606'-10.612') con el intervalo productor del reservorio “Hollín

Inferior” (10.636'-10.646').

203

Tabla 4.63 Producción del pozo PLAN-29


Datos



Permeabilidad al petróleo Ko 36 md

Espesor útil h 16 ft

Factor volumétrico Oil Bo 1,254 bbl/std bbl

Viscosidad del petróleo μo 1,45 Cp

Radio de drenaje re 500 ft

Radio del pozo rw 0,29 ft

constante x 0,75

Factor Skin S´ 0

Cálculos

Caudal de fluido @ Pwf qf 668.4 STD bpd

Caudal máximo (AOFP) qmax 1.104 STD bpd

Índice de productividad J 0,3 STD bpd/psi

BSW 81 %

Caudal de petróleo @ Pwf qo 127 STB bpd

La producción en superficie equivale a 668 BFPD y 127 BPPD a la Pwf actual de

1.303 psi y en cabeza 200 psi, tal como se presenta en la figura 4.72

Figura 4.72 IPR PLAN-29 (CAÑONEO)


Pb

668

0

500

1000

1500

2000

2500

3000

3500

0 500 1000 1500

Pre

sió

n, [p

si]

caudal, q [bbl/d]

204

Estimulación


candidato a realizar una estimulación, mediante la técnica de fracturamiento hidráulico

en los intervalos saturados de hidrocarburos del reservorio “Hollín Superior”. Con el fin

de acelerar el recobro a una tasa mayor de producción.

✓ La evaluación petrofísica detallada anteriormente permite proponer esta zona

candidata a fracturamiento hidráulico por sus propiedades.

✓ La correlación estratigráfica con los pozos PLAN-53 y PLAN-54, determina

una zona continua de hidrocarburos a lo largo del reservorio.


a 102,227 Mbbl y 643.549 Mbbl respectivamente, al realizar el fracturamiento

hidráulico en el intervalo saturado de “Hollín Superior” se estima un

incremento en la tasa de producción el cual con lleva a un aumento en las

reservas.

✓ El reservorio Hollín Superior, presenta un sello caolinítico de 3,4 ft con el

acuífero de fondo evitando una comunicación directa al momento de realizar

la fractura.

✓ La aplicación de esta técnica permite una restauración en la presión de fondo

fluyente, logrando aumentar la frecuencia de la bomba con el fin de

incrementar la tasa de producción.

✓ El estado mecánico del pozo no presenta problemas de casing por lo tanto

puede soportar grandes presiones de inyección.

205


Para realizar el prediseño de la fractura se utilizó el software Fracpro perteneciente a

la compañía de servicios Halliburton con la finalidad de obtener el programa de bombeo

que evidencie el resultado del fracturamiento hidráulico.

4.11.4.1. Registro de cementación

La cementación juega un papel fundamental en la propagación y distribución de los

trabajos de estimulación y la vida productiva a largo plazo de los pozos, en la figura 4.73

se presenta en la parte inferior de los intervalos a fracturar una integridad de cementación

optima al tener una lectura en promedio de 3,5 mV menor a 10 mV.

4.11.4.2 Simulación de los disparos


FR

AC

TU

RA

BUENA

CEMENTACIÓN

Figura 4.73 Registro de cemento PLAN-29

Fuente: Área de Reservorios Campo Palo Azul

Petroamazonas EP

10.612'

10.606'

206

4.11.4.3. Bombeo del fluido de inyección

La tabla 4.64 presenta las diferentes etapas de bombeo del fluido de fractura en el

intervalo seleccionado con una duración de 142 minutos con 51 segundos.

Además, se presenta el tipo de apuntalante utilizado “Carbolite 20/40+expedite”, el

cual mantendrá un canal altamente conductivo con el objetivo de producir un aumento

del índice de productividad del pozo.

207

Tabla 4.64 Etapas de bombeo en función del tiempo

Fuente: Fracpro-Halliburton

4.11.4.4. Simulación de la fractura

La figura 4.74 presenta la simulación del fracturamiento hidráulico, el cual empieza

en el primer ciclo de bombeo de 8bpm generando una presión a la roca de 3.500 psi; el

incremento de la tasa de inyección a 12 bpm provoca una presión de 4.800 psi; El último

ciclo logra fracturar la roca con una tasa de 22 bpm y una presión de 7.100 psi. A partir

de este punto la presión se estabiliza logrando crear así la propagación de la fractura a

una tasa constante en un periodo de 9 minutos. La presión neta tiende a incrementarse a

1950 psi a medida que la concentración de apuntalante Carbolite aumenta a 6.000 ppg.

Cuando paramos el bombeo, la ISIP posee un valor mayor a la presión neta

equivalente a 3.900 psi logrando así que la fractura no se cierre. Al estar todavía abierta

la fractura el fluido que se encuentra adentro pasa lentamente en la formación por efecto

de la perdida de fluido, lo que implica una disminución de la presión. Una vez que el

fluido de fractura filtro a la matriz las dos caras empiezan a tocarse denominándose el

punto de cierre de la fractura. Después de este momento el fluido que invadió la vecindad

de la fractura sigue difundiéndose en el reservorio y la presión sigue disminuyendo hasta

estabilizarse a 3.000 psi menor a la presión de reservorio de 4.200 psi.

208

Figura 4.74 Simulación de la fractura PLAN-29


4.11.4.5. Geometría de fractura

En la figura 4.75 se presenta las dimensiones de la fractura cuya amplitud máxima es

de 0,18 in, la longitud equivale a 125,7 ft en comparación a la altura de 116,1 ft esto se

debe al contraste de esfuerzos que se tiene. El centro de la fractura se ubica a 10.600 ft

indicando el punto que presenta la arena más limpia. La permeabilidad de la fractura

presenta un valor de 50 mD y el daño deformación total ocasionado equivale a 0.

Figura 4.75 Geometría de fractura


Qb=22 BPM

ISIP=3.900 PSI

Qb=12 BPM

Qb=8 BPM

P.neta=1.950 PSI

P.R.=3.000 PSI

P.frac=3500psi

P.frac=4800psi

P.frac=7100psi Propagación

Fractura

209

4.11.5. Fracturamiento Hidráulico 2D

A continuación, la figura 4.76 presenta el diseño de la fractura en dos dimensiones basado en el estudio teórico de Perkins, Kern, Nordgren (PKN), software

elaborado por los tesistas de nombre ANGOSFRAC.

Figura 4.76 Fracturamiento hidráulico 2D del pozo PLAN-29


210


Mediante el análisis del fracturamiento hidráulico desarrollado en base a los

postulados de Soliman, Hunt & El Rabaa se determinó el nuevo indice de productividad

equivalente a 3,1 BFPD/PSI tal como se presenta en la figura 4.77.

Figura 4.77 Índice de productividad post-fractura PLAN-29


Mediante la técnica de análisis nodal se determinó el comportamiento del pozo con la

adición del nuevo intervalo fracturado.


en la cara de la formación. La IPR (color verde) representa el estado actual del reservorio

Hollín, el cálculo se lo realizo en función del índice de productividad igual a 0,33

BFPD/PSI.

La IPR (color naranja) se estimó asumiendo un flujo de fluidos bilineal cuya tasa de

producción con un factor de daño de 0 equivale a 5.200 BFPD y 988 BPPD, representando

el comportamiento del intervalo fracturado a la presión de fondo fluyente actual de 1.033

psi. La IPR color azul indica la producción en total del reservorio Hollín.

211

Figura 4.78 Producción total intervalo y fractura PLAN-29


La intersección con la curva de oferta (color rojo) representada por la bomba diseñada

a 60 Hz, indica la producción en superficie equivalente a 7.450 BFPD y 1.415 BPPD a la

Pwf de 803 psi la cual es la máxima presión de operación, que evita el desprendimiento

del apuntalante. Para determinar la máxima presión de fondo fluyente se incrementó en

un 25% el draw down partiendo de la presión de fondo fluyente actual de 1.303 psi, tal

como se presenta en la figura 4.79.

Figura 4.79 Análisis Nodal PLAN-29


Pwf +25% D.D.

Pwf =803 PSI

Pwf =1.303 PSI

f =60 Hz

212




seleccionada CENTRILIFT GC10000, cuyos valores equivalen a 62%; 884 HP y 336

etapas. La completación del pozo estará configurado con 4 bombas de 100 etapas y un

separador de gas. La presión en la entrada de la bomba equivale a 690 psi.ke de 1.832 PSI

y un porcentaje de gas del 29%.

Figura 4.80 Curvas de desempeño de la bomba CENTRILIFT GC10000





Tabla 4.65 Selección del motor bomba CENTRILIFT GC10000


213



Tabla 4.67 Equipos de fondo bomba CENTRILIFT GC10000


EQUIPOS DE LA BOMBA

PARAMETRO MOTOR 1 MOTOR 2 RESULTADO

TIPO S-GRB S-GRB S-GRB

SERIE 562 562 562

VOLTAJE 2.582 3.615 6.197

AMPERAJE 88,1 88,1 88,1

POTENCIA 375 525 900

Cable # 6


Voltaje en

superficie V 6.470

KVA 986

4.11.7.3. Rendimiento de la bomba CENTRILIFT GC10000


frecuencia de la bomba seleccionada, mientras que la tabla 4.68 muestra las diferentes

tasas. Para que se produzca a una presión de fondo fluyente de 1.303 psi, la bomba debe

operar a 53 Hz de frecuencia, obteniendo en superficie una tasa de 6.200 BFPD y 1178

BPPD con un bsw del 81%. Mientras que al incrementar un 25 % el draw down a la

presión de fondo se obtendría un caudal máximo de 7.450 BFPD y 1.178 BPPD a la

máxima presión de fondo fluyente equivalente a 800 psi.

214

Figura 4.81 Variación de frecuencia de la bomba CENTRILIFT GC10000


Tabla 4.68 Capacidad de producción de la bomba CENTRILIFT GC10000


PLAN-29



40 3.692 701 2.057

45 4.640 882 1.758

50 5.650 1.074 1.446

53 6.200 1.178 1.303

60 7.450 1.415 800


1. Mover la torre de reacondicionamiento al pozo PLAN-29.








215

6. Bajar drill pipe #1 de limpieza (2 7/8”) circular, limpiar y sacar quebrando.

7. Bajar drill pipe #2 (2 7/8”) hasta 10.500' ft bombear píldora viscosa, sacar drill

pipe quebrando.

8. Bajar drill pipe #3 (2 7/8”) bombear el espaciador y el cemento. Cortar el

desplazamiento ( 1 a 2 barriles) para asegura el flujo fuera del drill pipe.

9. Bajar y asentar packer a 10.430 por arriba del tope del cemento. Realizar

prueba de admisión a la arena “T”.

10. Realizar la cementación forzada con 48 bls de cemento en los intervalos

(10.442'-10.445'), (10.456'-10.476'), (10.484'-10.494').

11. Desasentar packer. Bajar drill pipe #4 de limpieza (2 7/8”) circular, limpiar y

sacar quebrando.

12. Bajar drill pipe de 2 7/8” #5 con broca de 8 ½” y scraper moler paredes del

intervalo cañoneado, circular, limpiar y sacar quebrando drill pipe.


6spf’, bajar y cañonear el intervalo: (10.606'-10.612') Hollín.

14. Armar equipo de servicios de pozo para fracturamiento hidráulico. Se

recomienda ampliamente utilizar una especificación mínima de tubería de 3

½”, 9.3 lb/ft en grado N-80 (o mayor) y tomar registro de presión y temperatura

de fondo durante las pruebas de bombeo

15. Conectar la línea de alta presión (15,000 psi) en la cabeza del pozo.

16. Probar líneas con 500 a 1000 psi por arriba del elemento de menor presión del

sistema @ 5min; o en su caso según lo establezca la norma ST-GL-HAL-PE-

410.

17. Bajar y fijar packer en al menos 300 ft por encima del disparo superior,

considerando condiciones de registro CBL

216

18. Con packer anclado, presurizar anular con 1000 psi para verificar integridad

19. Abrir válvula máster del pozo y empezar el bombeo de Salmuera Especial

(6300 gal), @ 2 bpm hasta verificar pozo lleno según incremento de presión e

incrementar caudal @ 8 bpm y 22 bpm, verificar presión de ruptura / admisión

de formación, luego de un periodo de presión estable detener bombeo.

20. Una vez finalizada la operación de Fractura Hidráulica, verificar factibilidad

del cierre forzado para evitar decantación de agente de sostén en la parte

inferior de la fractura.


sacar quebrando.

22. Armar equipo CENTRILIFT GC10000: 4bombas /100 STG/ Eficiencia

62%/844 HP. 1° MOTOR S-GRB/Serie 562 /2.582V /88.1 A /375HP; 2°

MOTOR S-GRB/Serie 562 /3.615 V /88.1 A /525HP en tubería 3 ½” EUE,

TN-80, 9.2 lpp. CABLE# 6 con separador y manejador de gas.




2000 ft.



conectores.





217





Figura 4.82 Diagrama mecánico del pozo propuesto PLAN-29



El pozo PLAN-29 declina mensualmente 1,31% al realizar el reacondicionamiento la

nueva tasa de petróleo inicial equivale a 1.178 barriles con un BSW del 81%. La bomba

5.828 ft Csg: 13 3/8"

10.122 ft Csg: 9 5/8"

264 jts 3 1/2/TN-80/9,2LPP/CLASE"2"/Cr 3%


NOGO 3 1/2

1 Tubo 3 1/2 / L-80/ 9,2 LPP





Separador de Gas

Cable #6

Arena "T"

10.442' - 10.445' (3 ft) (5 DPP) SQUEEZED

10.456' - 10.445' (20 ft) (5 DPP) SQUEEZED

10.484' - 10.445' (10 ft) (5 DPP) SQUEEZED

Arena "Hollin"

10.606' - 10.612' (6 ft) (6 DPP) Fracturamiento Hidráulico



10.750 ft Liner 7"

TVD: 10.164 ft

10.774 ftMD:

2° MOTOR S-GRB/Serie 562 /3.615V /88.1 A /525HP

1° MOTOR S-GRB/Serie 562 /2.582V /88.1 A /375HP

P

P

P

P

218

CENTRILIFT GC-10000/336 STG, levanta hasta superficie 6.200 BFPD, mientras que

las reservas aumentan a un valor de 2.058 Mbbl con una tasa de abandono de 50 BPPD.

En base a la información detallada anteriormente en la figura 4.83 se estima el nuevo

perfil de producción.

Figura 4.83 Perfil de producción incremental PLAN-29



Tabla 4.69 Costos estimados del reacondicionamiento PLAN-29


PLAN-29

SQZ+DISPAROS+FRACTURA+PULLING BES

SERVICIO INVERSIÓN




CEMENTACIÓN FORZADA EN "T" $ 25.000,00

DISPAROS CON CABLE $ 35.000,00

RENTA PACKER $ 22.000,00

FLUIDO DE FRACTURAMIENTO $ 75.000,00

ADITIVOS Y SOLVENTES $ 70.000,00

APUNTALANTE CARBOLITE 16/20 $ 120.000,00




VACCUM $ 3.000,00



TOTAL $ 758.700,00

219


de crudo al aplicar la técnica de reacondicionamiento equivalente a 1.098 BPPD mediante




Tabla 4.70 Resultados del análisis económico PLAN-29


ESCENARIO VAN TIR BC RECUPERACION

INVERSION

INGRESOS

ACUMULADOS

(1 AÑO)

REFERENCIA $ 8.855.333 196% 2,2 1 MES $ 15.926.501

OPTIMISTA $ 10.101.016 221% 2,4 1 MES $ 18.088.725

PESIMISTA $ 2.831.405 72% 1,1 2 MES $ 5.470.332


oriente a la fecha del estudio de 61,15 US$/BBL, una producción estimada de 1.178


inversión para este proyecto se estima en 1 mes. Sin embargo, se ha visto necesario




Figura 4.84 Recuperación de la inversión PLAN-29


-$ 5.000.000

$ 0

$ 5.000.000

$ 10.000.000

$ 15.000.000

$ 20.000.000

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12

FLU

JO N

ETO

AC

UM

ULA

DO

USD

PERIODO (mensual)



220



El pozo PLAN-52 actualmente presenta una producción de 560 BFPD y 515 BPPD

con un bsw del 8% en la arena “Hollín” a una presión de fondo fluyente de 667 psi tal

como se presenta en la figura 4.85. El diagnostico de producción de agua, refleja una

canalización provocada por una mala cementación y una comunicación mecánica en la

última etapa, causada por problemas en el revestidor.

El pozo PLAN-52 ya fue estimulado en la arena “Hollín Superior”, mediante la técnica

de fracturamiento hidráulico en diciembre de 2017, lastimosamente la fractura no se

comportó tal como se esperaba produciendo un caudal de fluido de 707 BFPD a una

presión de fondo de 1.500 psi por problemas de arenamiento en la tubería, debido a la

inestabilidad del apuntalante.

Figura 4.85 Estado actual del pozo PLAN-52


4.12.2. Evaluación

Geológicamente el pozo PLAN-52 posee una continuidad estratigráfica de “Hollín

Superior” con los pozos PLAN-54 y PLAN-57.

221

Se propone reevaluar parámetros estratigráficos, geológicos y petrofísicos del

reservorio “Hollín Superior” con el fin de determinar las condiciones petrofísicas

actuales.


petrofísicas: porosidad 10%, saturación de petróleo del 27% y un porcentaje de

arcilla del 19 %.



arcilla del 17%.



arcilla del 10%.

✓ La prueba de Build up reflejo un daño de 10, una permeabilidad de 15 mD y

una presión de reservorio de 3.300 psi en el intervalo propuesto a fracturar.

4.12.3. Estimulación



en los intervalos saturados de hidrocarburos del reservorio “Hollín”. Con el fin de acelerar

el recobro a una tasa mayor de producción.


candidata a refracturamiento hidráulico por sus propiedades.



222


a 740 Mbbl y 1.560 Mbbl respectivamente, al realizar el fracturamiento


incremento en la tasa de producción y en las reservas.



la fractura.







Para realizar el prediseño de la fractura se utilizó el software FRACADE perteneciente

a la compañía de servicios Schlumberger con la finalidad de obtener la geometría de la

fractura.





óptima, al tener una lectura en promedio de 5 mV menor a 10 mV.

223

4.12.4.2 Simulación de los disparos


FR

AC

TU

RA

BUENA

CEMENTACIÓN


Fuente: Área de Reservorios Campo Palo Azul-

Petroamazonas EP 2018

CAP:10.620'

10.568'

224

















225


Fuente: ANGOSFRAC



de 0,04 in, la longitud equivale a 80 ft en comparación a la altura de 110 ft esto se debe

al contraste de esfuerzos que se tiene. El centro de la fractura se ubica a 10.560 ft


presenta un valor de 50 mD y el daño deformación total equivale a -2.

Figura 4.88 Geometría de fractura PLAN-52

Fuente: FraCade-Schlumberger

226

4.12.5. Fracturamiento Hidráulico en 2D





227




equivalente a 0,797 BFPD/PSI tal como se presenta en la figura 4.90.





por la bomba diseñada a 60 Hz, indica la producción en superficie equivalente a 1.807

BFPD y 1.662 BPPD a la Pwf de 1.033 PSI presión máxima que evita el desprendimiento

del apuntalante. La máxima presión de fondo fluyente seleccionada se determinó

incrementando un 25% el draw down a la Pwf de 1.500 psi.

Figura 4.91 Análisis nodal PLAN-29


Pwf =1.303 PSI

Pwf =1.500 PSI

Pwf +25% D.D.

f =60 Hz

228





completación del pozo estará configurado con 3 bombas con una presión Intake de 946.2

PSI y un porcentaje de gas del 18%.










229



EQUIPOS DE LA BOMBA

MOTOR S

Serie 738

Voltaje V 4.000

Corriente A 36,2

Cable #4



KVA 267








PLAN-52



40 787 724 2.250

45 1.027 945 1.958,6

50 1.293 1.190 1.647.2

51 1.349 1.241 1.584

60 1.807 1.662 1.033

230










6. Bajar drill pipe #1 de limpieza (2 7/8”) circular píldora viscosa, limpiar y sacar

quebrando.

7. Bajar y asentar packer a 10.620' por debajo de los intervalos productores,

probar con 1.000 psi para verificar integridad.

8. Con wireline armar cañón ( Pure power jet nova 2906,HMX) cargado con 5

spf, bajar y cañonear el intervalo: (10.537' - 10.568') Hollín Superior.








410.



231





de formación, luego de un periodo de 9 minutos de presión estable detener

bombeo.





sacar quebrando.

17. Bajar y fijar CIBP 7” a 10.600 ft, para asilar Cañón Gun Hanger.

18. Armar equipo REDA D2400N: 3 bombas /100 STG/ 140HP /Eficiencia 65%.

MOTOR S /Serie 738 /4.000V/36,2A /250 HP, en tubería 3 ½” EUE, L80 9.2

lpp. CABLE# 4 con separador y manejador de gas.




2000 ft.



conectores.




232








Profundidad 6.189 ft Csg: 13 3/8 "

266 jts 3 1/2"/L-80/7,8 LPP/CLASE"B"

Camisa 3 1/2"/EUE/TIPO "L"

NOGO 3 1/2"

Pump REDA D2400N /100 stgPump REDA D2400N /100 stgPump REDA D2400N /100 stg

Separador de gas

Cable #4


Arena "Hollin"

10.537' - 10.545 (7 ft) (5 DPP) Fracturamiento Hidráulico


10.563' - 10.568 (5ft) (5 DPP) Fracturamiento Hidráulico

Profundidad 10.600' CIBP 7"

Profundidad 10.613' Cañon Gun Hanger

Profundidad 10.749' CIBP 7"

Profundidad 10.768' Liner 7"

MOTOR S/S738/250HP/4.200 V/36,2 A


TVD:

MD:

10.215 ft

10.770 ft

P

PP

233


El pozo PLAN-52 declina mensualmente 1,525% al realizar el reacondicionamiento la

nueva tasa de petróleo inicial equivale a 1.306 barriles con un BSW del 8%. La bomba

REDA D2400N /291 STG, levanta hasta superficie 1.420 BFPD, mientras que las

reservas aumentan a un valor de 2.053 Mbbl con una tasa de abandono de 50 BPPD. En


de producción.





Fuente: Área de operaciones Campo Palo Azul – Petroamazonas EP PLAN-52

RE-FRACTURA

SERVICIO INVERSIÓN












VACCUM $ 3.000,00



TOTAL $ 731.200,00

234









INVERSION

INGRESOS

ACUMULADOS

(1 AÑO)

REFERENCIA $ 5.896.125 136% 2,0 1 MES $ 10.765.835

OPTIMISTA $ 6.768.002 154% 2,2 1 MES $ 12.276.098

PESIMISTA $ 1.713.756 49% 1,0 2 MES $ 3.521.145


oriente a la fecha del estudio de 61,15 US$/BBL, una producción estimada de 1.306


inversión para este proyecto se estima en 1 mes. Sin embargo, se ha visto necesario






-$ 2.000.000

$ 0

$ 2.000.000

$ 4.000.000

$ 6.000.000

$ 8.000.000

$ 10.000.000

$ 12.000.000

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12

FLU

JO N

ETO

AC

UM

ULA

DO

USD

PERIODO (mensual)



235



El pozo PLAN-56 actualmente se encuentra cerrado, la última producción registrada

fue de 374 BFPD y 180 BPPD con un bsw del 52% en la arena “Hollín” a una presión de

fondo fluyente de 1.578 psi tal como se presenta en la figura 4.97 . El diagnostico de

producción de agua refleja una canalización que deriva a una comunicación mecánica en

la última etapa.

Figura 4.97 Estado actual del pozo PLAN-52


4.13.2. Evaluación

Geológicamente el pozo PLAN-56 posee una continuidad estratigráfica de la arena

“Hollín Superior” con los pozos PLAN-55 y PLAN-53.



actuales.

236

La evaluación petrofísica determinó las siguientes características petrofísicas del

intervalo productor (10.280'-10.309') de 29 ft, saturado con 52% de petróleo, porosidad

11,8%, porcentaje de arcilla del 12,7% y una permeabilidad estimada de 19 mD.

4.13.3. Estimulación



en el intervalo saturado de hidrocarburos del reservorio “Hollín”. Con el fin de acelerar

el recobro a una tasa mayor de producción.






a 158 Mbbl y 471 Mbbl respectivamente, al realizar el fracturamiento

hidráulico en el intervalo saturado de “Hollín” se estima un incremento en la

tasa de producción y en las reservas.

✓ El reservorio Hollín Superior, presenta un sello caolinítico de 12.9 ft con el


la fractura.






237




fractura.



trabajos de estimulación y la vida productiva a largo plazo de los pozos.

En la figura 4.98 se presenta en la parte inferior de los intervalos de la fractura una

integridad de cementación buena al tener una lectura en promedio de 2 mV menor a 10

mV.

4.13.4.2. Simulación de los disparos


BUENA

CEMENTACIÓN



10.350'

10.310'

238









239


equivalente a 2.324,65 psi logrando así que la fractura no se cierre. Al estar todavía

abierta la fractura el fluido que se encuentra adentro pasa lentamente en la formación por

efecto de la perdida de fluido, lo que implica una disminución de la presión. Una vez que

el fluido de fractura filtro a la matriz las dos caras empiezan a tocarse denominándose el





Fuente: ANGOSFRAC



de 0,026 in, la longitud equivale a 131,2 ft en comparación a la altura de 83 ft esto se debe

al contraste de esfuerzos que se tiene.

El centro de la fractura se ubica a 10.300 ft indicando el punto que presenta la arena

más limpia. La permeabilidad de la fractura presenta un valor de 35mD y el daño

deformación total ocasionado equivale a -2.

240



241


A continuación, la figura 4.101 presenta el diseño de la fractura en dos dimensiones basado en el estudio teórico de Perkins, Kern, Nordgren (PKN),

software elaborado por los tesistas de nombre ANGOSFRAC.



242




equivalente a 1.1 BFPD/PSI tal como se presenta en la figura 4.102.



La figura 4.103 muestra el comportamiento del pozo con la ubicación del nodo

solución en la cara de la formación. La intersección con la curva de oferta (color rojo)

representada por la bomba diseñada a 60 Hz, indica la producción en superficie

equivalente a 2.390 BFPD y 1.147 BPPD a la Pwf de 1.148 PSI presión máxima que

evita el desprendimiento del apuntalante. La máxima presión de fondo fluyente

seleccionada se determinó incrementando un 25% el draw down a la Pwf de 1.578 psi.

Figura 4.103 Análisis nodal PLAN-56


Pwf +25% D.D.

Pwf =1.148 PSI

f =60 Hz

Pwf =1.578 PSI

243





completación del pozo estará configurado con 3 bombas con una presión Intake de 748

PSI y un porcentaje de gas del 27%.










244



EQUIPOS DE LA BOMBA

MOTOR S

Serie 738

Voltaje V 4.000

Corriente A 36,2

Cable #4



KVA 267








PLAN-56



45 1.268 608.6 2.104

50 1.652 793 1.773

53 1.890 907 1.578

55 2.042 980 1.450

60 2.390 1.147 1.154

245











quebrando.

7. Bajar y asentar packer a 10.620' por debajo de los intervalos productores,

probar con 1.000 psi para verificar integridad.

8. Con wireline armar cañón ( Pure power jet nova 2906,HMX) cargado con 5

spf, bajar y cañonear el intervalo: (10.280' - 10.309') Hollín Superior.








410.



246





de formación, luego de un periodo de 8 minutos de presión estable detener

bombeo.





sacar quebrando.

17. Armar equipo REDA D3500N: 3 bombas /100 STG/ 190HP /Eficiencia 64%.

MOTOR S /Serie 738 /4.200V/36,2 A /250 HP, en tubería 3 ½” EUE, TN-80

9.2 lpp. CABLE# 6 con separador y manejador de gas.




2000 ft.



conectores.





247








El pozo PLAN-56 declina mensualmente 2,10 % al realizar el reacondicionamiento la



230 jts 3 1/2"/TN-80/9,2 LPP/Cr 3%


NOGO 3 1/2"

Pump REDA D3500N /100 stgPump REDA D3500N /100 stgPump REDA D3500N /100 stg

Separador de gas

Cable #6


Arena "Hollin"



TVD:

MD:

10.226 ft

10.510 ft

MOTOR S/S738/250HP/4.200 V/36,2 A


P

PP

248

REDA D3500N /190 STG, levanta hasta superficie 1.890 BFPD, mientras que las

reservas aumentan a un valor de 1069.27 Mbbl con una tasa de abandono de 50 BPPD.

En base a la información detallada anteriormente en la figura 4.107 se estima el nuevo

perfil de producción.






PLAN-56

DISPAROS+FRACTURA+PULLING BES

SERVICIO INVERSIÓN




CEMENTACIÓN FORZADA $ 25.000,00









VACCUM $ 3.000,00



TOTAL $ 758.700,00

249









INVERSION

INGRESOS

ACUMULADOS

(1 AÑO)

REFERENCIA $ 5.370.322,58 128% 2,0 1 MES $ 9.783.340,37

OPTIMISTA $ 6.168.069,32 145% 2,2 1 MES $ 11.156.014,62

PESIMISTA $ 1.512.545,54 46% 1,0 3 MES $ 3.145.304,80




para este proyecto se estima en 1 mes. Sin embargo, se ha visto necesario realizar un






-$ 2.000.000

$ 0

$ 2.000.000

$ 4.000.000

$ 6.000.000

$ 8.000.000

$ 10.000.000

$ 12.000.000

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12

FLU

JO N

ETO

AC

UM

ULA

DO

USD

PERIODO (mensual)



250


4.14.1 Antecedentes

El pozo PLAN-57 actualmente presenta una producción de 350 BPPD con un bsw del

2% en la arena “BT”. El diagnostico de producción de agua refleja una canalización

provocada por una mala cementación y una comunicación mecánica en la última etapa,

provocada por el desasentamiento del CIBP. La última producción registrada en el

reservorio Hollín fue de 210 BFPD y 99 BPPD con un BSW del 53%. Mecánicamente

el pozo posee una doble completación en los reservorios de “BT” y “Hollín Principal”.

4.14.2. Evaluación

Geológicamente el pozo PLAN-57 posee una continuidad estratigráfica de la arena

“Hollín Superior” con el pozo PLAN-52.



actuales.

La evaluación petrofísica determinó un nuevo intervalo de 15' ft en la arena “Hollín

Superior” que va desde 10.452' a 10.467', saturada con 68,8% de petróleo, porosidad

12,3%; porcentaje de arcilla de 12,6 y una permeabilidad de 23 mD.

Estimulación



en los intervalos saturados de hidrocarburos del reservorio “Hollín Superior”. Con el fin

de acelerar el recobro a una tasa mayor de producción.



251

✓ La correlación estratigráfica con el pozo PLAN-57, determina una zona

continua de hidrocarburos a lo largo del reservorio.


a 169 Mbbl y 325 Mbbl respectivamente, al realizar el fracturamiento


incremento en la tasa de producción y en las reservas.



la fractura.









fractura.





mala al tener una lectura en promedio de 8mV cerca de 10 mV, por lo que se propone

realizar una cementación forzada, utilizando un retenedor de cemento.

252

4.14.4.2. Simulación de los disparos


FR

AC

TU

RA

MALA

CEMENTACIÓN



CEMENTACIÓN

FORZADA

10.452'

10.467'

253



en el primer ciclo de bombeo de 8 bpm generando una presión a la roca de 3.500 psi; el




una tasa constante en un periodo de 7,5 minutos. La presión neta tiende a incrementarse

a 720 psi a medida que la concentración de apuntalante Carbolite aumenta a 6.000 ppg.









254


Fuente: ANGOSFRAC



de 0,0165 in, la longitud equivale a 101,6 ft en comparación a la altura de 110 ft esto se

debe al contraste de esfuerzos que se tiene. El centro de la fractura se ubica a 10.560 ft


presenta un valor de 35 mD y el daño deformación total equivale a -2.



255






256


Mediante el análisis del fracturamiento hidráulico desarrollado en base a los postulados de

Soliman, Hunt & El Rabaa se determinó el nuevo indice de productividad equivalente a 0,89

BFPD/PSI tal como se presenta en la figura 4.113.

Mediante la técnica de análisis nodal se determinó el comportamiento del pozo con la adición

del nuevo intervalo fracturado. La figura 4.114 muestra el comportamiento del pozo con la

ubicación del nodo solución en la cara de la formación. La IPR (color verde) representa el

estado actual del reservorio Hollín, el cálculo se lo realizo en función del índice de

productividad igual a 0,55 BFPD/PSI. La IPR (color naranja) se estimó asumiendo un flujo de

fluidos bilineal cuya tasa de producción con un factor de daño de -2 equivale a 1.840 BFPD y

865 BPPD, representando el comportamiento del intervalo fracturado a la presión de fondo

fluyente actual de 1.300 psi. La IPR color azul indica la producción en total del reservorio

Hollín.





257

La intersección con la curva de oferta (color rojo) representada por la bomba diseñada a 60

Hz, indica la producción en superficie equivalente a 2.240 BFPD y 1.053 BPPD a la Pwf de

800 psi la cual es la máxima presión de operación, que evita el desprendimiento del apuntalante.

Para determinar la máxima presión de fondo fluyente se incrementó en un 25% el draw down

partiendo de la presión de fondo fluyente actual de 1.300 psi, tal como se presenta en la figura

4.115.

Figura 4.115 Análisis Nodal PLAN-57






completación del pozo estará configurado con 4 bombas con una presión Intake de 567 PSI y

un porcentaje de gas del 25%.

Pwf +25% D.D.

Pwf =800 PSI

Pwf =1.300 PSI

f =60 Hz

258










259



EQUIPOS DE LA BOMBA

MOTOR S

Serie 738

Voltaje V 4.117

Corriente A 44,3

Cable 6



KVA 336

Separador Gas SI


La figura 4.117 presenta el análisis nodal entre la curva de oferta y el cambio de frecuencia

de la bomba, mientras que la tabla 4.86 muestra las diferentes tasas.





PLAN-57



40 973 457 2.359

45 1.405 660 1.976

50 1.859 874 1.589

54 2.220 1.043 1.300

60 2.690 1.264 800

260




hidrostática de 4.472 psi mayor a la presión del reservorio equivalente a 3.300 psi.

Observar y monitorear presencia de gas.



5. Sacar completación doble que incluye equipos Electrosumergibles en tubería de

2,7/8, reportar el estado mecánico y eléctrico del equipo.


quebrando.

7. Bajar retenedor de cemento en drill pipe #2 (2 7/8”). Asentar a 10.445 ft.

8. Sacar quebrando drill pipe.

9. Bajar setting tool en drill pipe #3 (2 7/8”).

10. Acoplar stinger en retenedor de cemento.

11. Realizar prueba de admisión a arena Hollín.

12. Realizar cementación forzada con 40 bls de cemento ultrafino en el intervalo

(10.452'-10.500).

13. Desacoplar stinger circular exceso de cemento. Sacar tubería.

14. Bajar drill pipe #4 (2 7/8”) moler retenedor de cemento a 10.208 ft circular y sacar.

15. Bajar y asentar packer a 10.620' por debajo de los intervalos productores, probar con

1.000 psi para verificar integridad.

16. Con wireline armar cañón ( Pure power jet nova 2906,HMX) cargado con 5 spf,

bajar y cañonear el intervalo: (10.452' - 10.467') Hollín Superior.

261

17. Armar equipo de servicios de pozo para fracturamiento hidráulico. Se recomienda

ampliamente utilizar una especificación mínima de tubería de 3 ½”, 9.3 lb/ft en grado

N-80 (o mayor) y tomar registro de presión y temperatura de fondo durante las

pruebas de bombeo


19. Probar líneas con 500 a 1000 psi por arriba del elemento de menor presión del sistema

@ 5min; o en su caso según lo establezca la norma ST-GL-HAL-PE-410.

20. Bajar y fijar packer en al menos 300 ft por encima del disparo superior, considerando

condiciones de registro CBL


22. Abrir válvula máster del pozo y empezar el bombeo de Salmuera Especial (6300 gal),

@ 2 bpm hasta verificar pozo lleno según incremento de presión e incrementar caudal

@ 8 bpm y 19 bpm, verificar presión de ruptura / admisión de formación, luego de

un periodo de 9 minutos de presión estable detener bombeo.

23. Una vez finalizada la operación de Fractura Hidráulica, verificar factibilidad del

cierre forzado para evitar decantación de agente de sostén en la parte inferior de la

fractura.

24. Desasentar packer. Bajar drill pipe #6 de limpieza (2 7/8”) circular, limpiar y sacar

quebrando.

25. Armar completación doble en superficie. Equipo Electrosumergible PARA

INTERVALO FRACTURADO: REDA 3500N: 4 bombas /100 STG/ 282HP

/Eficiencia 65%. MOTOR S /Serie 738 /4.117V/44,3A /300 HP, en tubería 2 7/8 ½”

EUE, L80 7,8 lpp. CABLE# 6 con separador y manejador de gas.

262

26. Bajar el equipo BES manteniendo una velocidad reducida de aproximadamente 800

ft/hora (La velocidad está en función del dog leg del pozo). Probar hermeticidad con

2000 psi cada 2000 ft y verificar continuidad eléctrica cada 2000 ft.



conectores.








263





El pozo PLAN-57 declina mensualmente 2,93% al realizar el reacondicionamiento la nueva

tasa de petróleo inicial equivale a 1.043 barriles con un BSW del 53%. La bomba REDA

279 jts 2 7/8"/L-80/7,8 LPP/CLASE"B"



NOGO 2 3/4"

Pump REDA D2400N /100 stg



Separador de gas

Profundidad bomba 8.820 ft Separador de gas

MOTOR

Arena "T"






Profundidad bomba 9.820' Separador de gas

Profundidad 10.423' Csg: 9 5/8 "

Arena "T"




MOTORS/738/4.117 V/300 HP/ 44,3 A

TVD:

MD:

10.238 ft

10.713 ft

P

P

P

0

264

D3500N 353 STG, levanta hasta superficie 1.840 BFPD, mientras que las reservas aumentan a

un valor de 835 Mbbl con una tasa de abandono de 50 BPPD. En base a la información detallada

anteriormente en la figura 4.119 se estima el nuevo perfil de producción.






PLAN-57

FRACTURA

SERVICIO INVERSIÓN












VACCUM $ 3.000,00



TOTAL $ 731.200,00

265

El análisis comparativo de costos, gastos e inversiones se realizó en base al incremento de

crudo al aplicar la técnica de reacondicionamiento equivalente a 924 BPPD mediante la técnica

de flujo neto de caja tal como se presenta en el anexo 28. La tabla 4.88 presenta los resultados

de la evaluación económica en función de los indicadores económicos.




INVERSION

INGRESOS

ACUMULADOS

(1 AÑO)

REFERENCIA $ 6.978.596 173% 2,1 1 MES $ 12.410.137

OPTIMISTA $ 7.959.570 188% 2,3 1 MES $ 14.102.320

PESIMISTA $ 2.113.479 60% 1,0 2 MES $ 4.133.367

De acuerdo al flujo neto de caja acumulado, tomando en cuenta el precio del crudo oriente a

la fecha del estudio de 61,15 US$/BBL, una producción estimada de 1.306 BPPD y

considerando un mes de 30 días, se puede apreciar que la recuperación de la inversión para este

proyecto se estima en 1 mes. Sin embargo, se ha visto necesario realizar un análisis en tres

escenarios de manera optimista conservadora y pesimista para determinar el comportamiento

del trabajo propuesto en función del precio del crudo oriente, tal como se presenta en la figura

4.120.



-$ 2.000.000

$ 0

$ 2.000.000

$ 4.000.000

$ 6.000.000

$ 8.000.000

$ 10.000.000

$ 12.000.000

$ 14.000.000

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12

FLU

JO N

ETO

AC

UM

ULA

DO

USD

PERIODO (mensual)



266

ANÁLISIS DE RESULTADOS

A continuación, en la tabla 4.89 se presenta el tipo de reacondicionamiento que se aplicó a

cada pozo seleccionado.

Tabla 4.89 Tipos de Reacondicionamiento


POZOS INTERVENIDOS DEL CAMPO PALO AZUL

No. RIG POZO #WO ESTADO TRABAJO TIPO

WORKOVER ARENA

1 TBG-104 PLAA-16 13 PC Redisparos:

10.955'-10.968' (13ft) + Cámaras de surgencia

Pulling BES

Nuevos Intervalos "H"

2 TBG-104 PLAB-03 14 PR Cambio de Bomba Pulling BES "H"

3 TBG-104 PLAB-05 10 PR Disparos:

10.536'-10.542' (6 ft); 10.547'-10.552' (5 ft)

Pulling BES


4 TBG-104 PLAB-09 10 PR Cambio de Bomba Pulling BES "H"

5 TBG-104 PLAB-36 3 PR Disparos:


Pulling BES


6 TBG-104 PLAC-04 17 PC

Recuperar Pescado

Redisparos: 10.493'-10.500' (6 ft); 10.506'-10.514' (5 ft)

Disparos: 10.500'-10.506' (6 ft)

Pulling BES


7 TBG-104 PLAC-39 8 PR

Disparos: 10.365'-10.384' (19 ft)

Redisparos: 10.389'-10.424' (35 ft)

Pulling BES


8 TBG-104 PLAC-40 9 PC

Recuperar Pescado Redisparos:


Pulling BES


9 TBG-104 PLAD-15 10 PP

SQZ en Hollín Inferior

Redisparos:

10.187'-10.196' (9 ft); 10.214'-10.234' (20 ft) Pulling BES


10 TBG-104 PLAD-28 5 PR

Redisparos

10.569'-10.576' (81ft) + Cámaras de surgencia Pulling BES


11 TBG-104 PLAN-29 7 PR Fracturamiento hidráulico: 10.606'-10.612' (6ft)

Pulling BES Estimulación "H"

12 TBG-104 PLAN-52 3 PR Fracturamiento hidráulico:

10.537'-10.545' (8 ft); 10.548'-10.559' (11ft)

Pulling BES

Estimulación "H"

13 TBG-104 PLAN-56 3 PR Fracturamiento hidráulico: 10.280'-10.309'

(29ft) - Pulling BES Estimulación "H"

14 TBG-104 PLAN-57 1 PR

Fracturamiento hidráulico: 10.452'-10.467'

(15ft)

Pulling BES

Estimulación "H"

La tabla 4.90 muestra el estado actual de los pozos seleccionados del reservorio “Hollín” del

Campo Palo Azul.

267

Tabla 4.90 Condiciones de los pozos antes de ser intervenidos


CONDICIONES DE LOS POZOS ANTES DE SER INTERVENIDOS

POZO Qf actual Qo actual BSW PR PWF IP

POES

actual

Reser.

actual

BPPD BFPD % PSI PSI BPD/PSI Mbbl Mbbl

PLAA-16 1.600 80 95 4.080 1.943 0,75 1.748 173

PLAB-03 3.483 209 94 3.400 1.838 2,23 11.904 229

PLAB-05 1.856 167 91 3.200 1.876 1,4 5.233 144

PLAB-09 3.471 243 93 3.530 2.198 2,6 7.758 288

PLAB-36 3.125 250 92 3.600 1.278 1,34 1.298 310

PLAC-04 1.321 317 76 3.650 2.413 1,07 3.228 574

PLAC-39 3.984 239 94 4.320 1.741 1,54 6.241 572

PLAC-40 1.087 413 62 4.300 1.752 0,42 1.213 346

PLAD-15 3.934 118 97 3.700 3.204 7,93 6.816 173

PLAD-28 1.845 203 89 3.100 1.840 1,47 849 244

PLAN-29 418 80 81 3.300 1.303 0,20 643 102

PLAN-52 512 472 8 3.300 667 0,19 1.560 740

PLAN-56 374 180 52 3.300 1.578 0.21 471 156

PLAN-57 210 99 53 3.300 278 0,079 325 169

Las tablas 4.91, 4.92 y 4.93 presentan los resultados de la simulación de los trabajos de

reacondicionamiento, aplicados a cada uno de los pozos seleccionados.

Tabla 4.91 Incremento de producción nuevos intervalos


Tabla 4.92 Incremento de producción rediseño del equipo BES


INCREMENTO DE PRODUCCIÓN EN NUEVOS INTERVALOS SATURADOS DE HIDROCARBUROS

POZO

Qo

actual

Espesor

nuevo

intervalo

Φ SO SW Vclay K IP Pwf Qo int.

@ Pwf

Incremento

Qo @ Pwf

Nuevo

Qf @ Pwf

Nuevo

Qo @

Pwf

IP

TOTAL

BPPD ft % % % % mD BPD/PSI BPPD BPPD BFPD BPPD BPD/PSI

PLAA-16 80 13 15,1 92,5 7,5 0,58 38,5 1,36 1.943 145 163 4.850 243 2,27

PLAB-05 167 11 8,7 89 11 46,8 60,5 2,18 1.876 260 306 5.250 473 3,9

PLAB-36 129 30 11,9 60 40 40,1 25 1,12 1.218 221 221 4.380 350 1,83

PLAC-04 317 21 8,3 45 55 38,2 19 0,51 2.413 151 163 2.000 480 1,61

PLAC-39 239 54 13,2 86 14 14,7 19 1,12 1.741 173 154 6.550 393 0.61

PLAC-40 413 13 9,4 93 7 19,1 15 0,43 1.752 203 207 1.630 620 0,64

PLAD-15 118 9 14,3 81 19 12 19 0,61 3.204 42 183 3.204 301 4,33

PLAD-28 203 8 14 80 20 11 19 1,1 1.840 152 150 3.210 353 2,54

RESULTADOS Qo Inc. Tot. Qf Total Qo T Incremento

1.547 31.074 3.213 93%

INCREMENTO DE PRODUCCIÓN EN POZOS CON REDISEÑO DEL EQUIPO BES

POZO

Pr.

actual

Pwf

actual Frec. BSW

Qf

Actual

Qo

Actual

IP

Actual

Incremento

Draw Down

Pwf

nueva Frec.

Nuevo

Qf @

Pwf

Nuevo

Qo@ Pwf

Incremento

Qo @ Pwf

IP

Nuevo

PSI PSI Hz % BFPD BPPD BPD/PSI % PSI Hz BFPD BPPD BPPD BPD/PSI

PLAB-03 3.400 1.838 66 95 3.483 209 2,23 30 1.152 60 5.000 300 91 2,23

PLAB-09 3.530 2.198 63 93 3.471 243 2,6 30 1.570 60 5.000 350 107 2, 6

RESULTADOS

Qf

Total Qo Total Qo Inc. Tot. Incr

10.000 650 198 44%

268

Tabla 4.93 Incremento de producción fracturamiento hidráulico


*T.R.T.: Tomar registro de temperatura.

Las tablas 4.94; 4.95 y 4.96. presentan los resultados técnicos de cada pozo intervenido.

RESULTADOS COMPARATIVOS DE LA APLICACIÓN DE LOS SOFTWAR DE FRACTURAMIENTO HIDRÁULICO

POZO PLAN-29 PLAN-52 PLAN-56 PLAN-57 PLAN-29 PLAN-52 PLAN-56 PLAN-57

Estimulación Fracturamiento

Hidráulico Refractura

Fracturamiento

Hidráulico

Fracturamiento

Hidráulico

Fracturamiento

Hidráulico Refractura

Fracturamiento

Hidráulico

Fracturamiento

Hidráulico

Software PROFRAC FRACADE FRACADE FRACADE ANGOSFRAC ANGOSFRAC ANGOSFRAC ANGOSFRAC

Empresa Servicios Halliburton Schlumberger Schlumberger Schlumberger UCE-PAM UCE-PAM UCE-PAM UCE-PAM

Integridad Cemento Buena Buena Buena Mala Buena Buena Buena Mala

Tipo de cañón 2 7/8" Pure

power jet nova 2 7/8" Pure







power jet nova

SPF-DD (in) 5-0,42 5-0,32 5-0,34 5-0,35 5-0,42 5-0,32 5-0,34 5-0,35

Penetración (in) 17,93 18,22 18,22 18,19 17,93 18,22 18,22 18,19

Tipo de apuntalante Carbolite

20/40

Carbolite

20/40

Carbolite

20/40

Carbolite

20/40

Carbolite

20/40

Carbolite

20/40

Carbolite

20/40

Carbolite

20/40

Tiempo de

fracturamiento (min) 142 --- --- --- 142 142 130 120

Caudal de inyección (bpm)

8 --- --- --- 8 8 8 8

12 --- --- --- 12 12 12 12

22 --- --- --- 22 19 20 22

Presión de fractura

(psi)

3.500 --- --- --- 3.500 3.500 3.500 3.500

4.800 --- --- --- 4.800 4.800 4.800 4.800

7.100 --- --- --- 7.024 6999 6.827 7.024

ISIP (psi) 3.900 --- --- --- 2.391 2.382 2.324 2.391

Presión Neta (psi) 1.950 --- --- --- 690 617 477 690

Presión Final (psi) 3.000 --- --- --- 2.000 2.000 2.000 2.000

Concentración apuntalante (ppg)

6.000 --- --- --- 6.000 6.000 6.000 6.000

Tiempo de

propagación de la fractura (min)

9 --- --- --- 10 8 8 10

Longitud de la

fractura (ft) 125,7 80 131,2 101,6 130 89 138 102

Amplitud de la fractura (in)

0,018 0,04 0,026 0,0165 0,04 0,027 0,032 0,04

Altura de la fractura

(ft) 115,1 110 83 110 *T.R.T. *T.R.T. *T.R.T. *T.R.T.

Permeabilidad de la fractura (mD)

36 50 35 35 79 37 45 53

IP prefrac (BPD/PSI) 0,20 0,19 0,21 6,9 0,20 0,19 0,21 6,9

Índice de

productividad post fractura (BFPD/PSI)

3,1 0,79 1,09 1,1 3,2 0,89 1,02 1,3

Frecuencia (Hz) 53 51 53 54 53 51 53 54

PWF (PSI) 1.303 1.584 1.578 1.300 1.303 1.584 1.578 1.300

Qf (BFPD) 6.200 1.349 1.890 2.220 6.329 1.413 1.757 2.361

Qo(BPPD) 1.178 1.241 907 1.043 1.202 1.300 843 1.109

Increm. Qo (BPPD) 1.098 769 727 944 1.122 828 663 1.010

Incrementar 25 % D.

D. (PSI) 500 429 431 325 500 429 431 325

PWF (PSI) 803 1.033 1.154 800 803 1.033 1.154 800

Qf (BFPD) 7.450 1.807 2.390 2.690 7.185 1.954 2.189 2.680

Qo(BPPD) 1.415 1.662 1.147 1.264 1.365 1.797 1.050 1.260

Frecuencia (Hz) 60 60 60 60 60 60 60 60

269

Tabla 4.94 Resultados técnicos nuevos intervalos

Realizado por: Paúl Angos & Alex Villagómez RESULTADOS TÉCNICOS DE POZOS CON NUEVOS INTERVALOS PRODUCTORES

POZO

Equipo BES Etapas BOMBAS EFICIE.

POTEN.

REQ. SEP. GAS PIP

MOTOR SERIE VOLT. AMPER. POTEN.

TIPO

CABLE VDS

QMAX

60 HZ

QMAX

70 HZ FLUIDO CONTROL

PRESIÓN

HIDROS

# % HP PSI V A HP # KVA BPPD BPPD PPG PSI

PLAA-16 CENTRILIFT

P60 277 3 72 293 SI 1.154 S-GRB 562 2.665 77,3 338 4 393 243 310 8,4 4.506

PLAB-05 CENTRILIFT

P60 295 3 69 335 NO 1.345 UT-HSS 562 2.324 88,1 338 4 397 473 605 8,4 4.481

PLAB-36 CENTRILIFT

P60 345 4 66 366 SI 900 S-GRB 562 2.582 88,1 375 4 435 350 442 8,4 4.365

PLAC-04 REDA

D2400N 136 2 69 73 NO 1450 S 562 1.272 36 75 4 95 480 598 8,4 4.452

PLAC-39 ESP-TD6000 448 5 60 556 SI 1.132 S 738 3.155 115,5 600 4 686 393 465 8,5 4.547

PLAC-40 ESP-TD1750 289 3 68 90 NO 1.318 S 738 4.200 36,2 250 6 278 620 736 8,4 4.480

PLAD-15 REDA

D2400N 121 2 68 70 NO 1.918

S

GAUGE 562 1.323 43.2 94 4 118 301 422 8,4 4.501

PLAD-28 CENTRILIFT

GC-3500 137 2 70 199 SI 1,238 S 738 4.200 36,2 250 6 278 353 465 8,4 4.366

Tabla 4.95 Resultados Técnicos rediseño del equipo BES


RESULTADOS TÉCNICOS DE POZOS CON REDISEÑO DEL EQUIPO BES

POZO

Equipo BES Etapas BOMBAS EFICIE.

POTEN.

REQ. SEP. GAS PIP


TIPO

CABLE VDS

QMAX

60 HZ

QMAX

70 HZ FLUIDO CONTROL

PRESIÓN

HIDROS


PLAB-03 CENTRILIFT

P60 427 5 69 295 SI 564 S-GRB 562 3.847 77,3 488 6 551 300 376 8,4 4.446

PLAB-09 REDA

GN5600 261 3 68 393 NO 1.250 S-GRB 562 3.847 77,3 488 6 551 350 443 8,4 4.560

Tabla 4.96 Resultados Técnicos fracturamiento hidráulico


RESULTADOS TÉCNICOS DE POZOS CON FRACTURAMIENTO HIDRÁULICO

POZO

Equipo BES Eta

pas

BOMBAS EFICIE. POTEN.

REQ. SEP. GAS PIP


TIPO

CABLE VDS

Qo @

PWF

actual

Qo @

PWF +

25% D.D.

FLUIDO CONTROL

PRESIÓN

HIDROS


PLAN-29 CENTRILIFT

GC10000 336 4 62 844 SI 697

2°

S-GRB 562 3.615 88,1 900 6 986 1.178 1.415 8,4 4.440

PLAN-52 REDA D2400N 291 3 65 140 SI 946 S 738 4.200 36,2 250 6 267 1.241 1662 8,4 4.462

PLAN-56 REDA D3500N 254 3 64 190 SI 748 S 738 4.200 36,2 250 6 267 907 1.147 8,4 4.467

PLAN-57 REDA D3500N 353 4 65 282 SI 567 S 738 4.117 44,3 300 6 336 1.043 1.264 8,4 4.472

270

La tabla 4.97 presenta el análisis económico de cada pozo intervenido .

Tabla 4.97 Resultados Económicos de los pozos Intervenidos


ESCENARIOS DEL PRECIO DEL CRUDO ORIENTE

POZOS

INTERVENIDOS

DEL CAMPO

PALO AZUL

INCREMENTO

DE

PETRÓLEO

REFERENCIA ($ 61,15) OPTIMISTA ($ 67,95) PESIMISTA ($28,97)

VAN TIR BC

RECUPER.

INVERS.

INGRESOS

ACUMULADOS

(1 AÑO) VAN TIR

BC

RECUPER.

INVERS.

INGRESOS

ACUMULADOS

(1 AÑO) VAN TIR

BC

RECUPER.

INVERS.

INGRESOS

ACUMULADOS

(1 AÑO)

BPPD $ % MES $ $ % MES $ $ % MES $

NUEVOS INTERVALOS Y REDISEÑO DEL EQUIPO BES

PLAA-16 163 942.876 48 1,3 3 1.956.884 1.131.587 55 1,4 1 2.286.179 30.296 11 0,5 7 364.461

PLAB-03 91 381.293 34 1 3 871.884 481.618 39 1,1 3 1.044.939 -103.867 2 0,3 11 35.018

PLAB-05 306 2.087.411 94 1,7 2 3.888.724 2.422.516 107 1,9 1 4.465.074 466.896 31 0,8 3 1.101.591

PLAB-09 107 552.645 43 1,2 2 1.168.951 674.923 50 1,3 2 1.380.065 -38.675 7 0,4 7 148.036

PLAB-36 221 1.391.157 66 1,5 2 2.711.508 1.636.911 75 1,6 2 3.136.791 202.725 19 0,6 5 654.907

PLAC-04 163 930.092 48 1,3 3 1.923.579 1.115.873 55 1,4 2 2.246.350 31.690 12 0,5 7 362.710

PLAC-39 154 879.428 46 1,3 3 1.852.251 1.059.691 52 1,4 2 2.167.587 7.708 10 0,5 7 327.337

PLAC-40 207 1.315.015 63 1,5 2 2.589.529 1.549.969 72 1,6 2 2.997.375 178.813 18 0,6 5 617.252

PLAD-15 183 1.087.677 51 1,4 2 2.221.138 1.297.447 59 1,5 2 2.586.037 73.262 13 0,5 6 456.543

PLAD-28 150 782.556 43 1,2 3 1.654.423 949.785 50 1,3 2 1.943.316 -26.136 9 0,5 8 257.384

RESULTADOS 1.745 10.350.150 54 1,3 2,5 20.838.871 12.320.320 61 1,5 2 24.253.713 822.712 13 0,5 7 4.325.239

FRACTURAMIENTO HIDRÁULICO

PLAN-29 1.098 8.855.333 196 2,2 1 15.926.501 10.101.016 221 2,4 1 18.088.725 2.831.405 72 1,1 2 5.470.332

PLAN-52 769 5.896.125 136 2 1 10.765.835 6.768.002 154 2,2 1 12.276.098 1.713.756 49 1 2 3.521.145

PLAN-56 727 5.370.323 128 2 1 9.783.340 6.168.069 145 2,2 1 11.156.015 1.512.546 46 1 3 3.145.305

PLAN-57 944 6.978.596 173 2,1 1 12.410.137 7.959.570 188 2,3 1 14.102.320 2.113.479 60 1 2 4.133.367

RESULTADOS 3.538 27.100.377 158 2,1 1 48.885.813 30.996.657 177 2,3 1 55.623.158 8.171.186 57 1,03 2 16.270.149

RESULTADOS DEL PROYECTO

RESULTADOS 5.283 37.450.527 106 1,7 1,8 69.724.684 43.316.977 119 1,9 1,5 79.876.871 8.993.898 35 0,8 4,4 20.595.388

RESULTADOS CON EL 25% DE REGALIAS ESCENARIO DE REFERENCIA

VAN $ 30.552.180 TIR 83,7 % BC 1,51 INVERSION $ 20.183.393

271

RESULTADOS FINALES

La figura 4.121 muestra el incremento de producción con cada trabajo de reacondicionamiento aplicado a los pozos seleccionados.

Figura 4.121 Grafica dinámica del incremento de producción


272

La figura 4.122 muestra la comparación de la longitud de la fractura y amplitud de la fractura con el software ANGOSFRAC en los pozos del PAD N.

Figura 4.122 Grafica dinámica comparación de la geometría de fractura


273

La figura 4.123 muestra la comparación del incremento de producción utilizando el software ANGOSFRAC con los resultados de la simulación en los pozos

del PAD N.

Figura 4.123 Grafica dinámica comparación de producción con el software ANGOSFRAC


274

La figura 4.124 muestra el incremento de producción con cada trabajo de reacondicionamiento aplicado a los pozos seleccionados.

Figura 4.124 Grafica dinámica del Sistema de Levantamiento artificial


La figura 4.125 muestra el análisis económico con cada reacondicionamiento; rediseño del equipo BES y producción de nuevos intervalos.

338551

338

551 525

75

600

250

94

250

986

250 250300

0

200

400

600

800

1000

1200

1400

1600

1800

2000

0

250

500

750

1000

1250

1500

1750

2000

VD

S (

KV

A)

PIP

(P

SI)

POZOS INTERVENIDOS

SISTEMA DE LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL

CARACTERISTICAS DEL EQUIPO BES

PLAA-16 CENTRILIFT P60 277 3 60

PLAB-03 CENTRILIFT P60 427 5 60


PLAB-09 REDA GN5600 261 3 60


PLAC-04 REDA D2400N 136 2 60

PLAC-39 ESP-TD6000 448 5 60

PLAC-40 ESP-TD1750 289 3 60

PLAD-15 REDA D2400N 121 2 60

PLAD-28 CENTRILIFT GC-3500 137 2 60

PLAN-29 CENTRILIFT GC10000 336 4 53

PLAN-52 REDA D2400N 291 3 51

PLAN-56 REDA D3500N 254 3 53

PLAN-57 REDA D3500N 353 4 54%

KVA

A

VSD 5.358

AMPERAJE MOTOR 62,85

Frecuencia Hz

66,6

POZO Equipo BES Etapas BOMBAS

EFICIENCIA

275

Figura 4.125 Grafica dinámica análisis económico rediseño del equipo BES y nuevos intervalos


276

La figura 4.126 muestra el análisis económico de los pozos fracturados hidráulicamente y la tabla 4.98 presenta el análisis económico del proyecto estimando

un 18,5 % de regalías.

Figura 4.126 Grafica dinámica análisis económico Fracturamiento Hidráulico


Tabla 4.98 Resultados Económicos de los pozos Intervenidos con el 25% de regalías


PROYECTO CON 25% REGALIAS

VAN TIR BC

RECUPER. INV. INVERSIÓN

$ % MES $

30.522180 83,7 1,51 1,75 20.183.393

277

CAPITULO V

CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES

5.1. Conclusiones

• Se estima que el incremento de producción en lo pozos que poseen nuevos

intervalos saturados de hidrocarburos es del 97%, mientras que en los pozos donde

se rediseño el equipo BES incrementa un 44%.

• En los pozos PLAN-29, PLAN-52, PLAN-56 y PLAN-57 se estima un incrementó

de producción de petróleo en 5.2 veces y el Índice de Productividad actual

comparado con el obtenido antes del fracturamiento es 8.9 veces mayor, lo cual

demuestra que el daño de formación fue removido en forma eficiente.

• El tiempo del fracturamiento hidráulico en los pozos PLAN-29, PLAN-52,

PLAN-56 y PLAN-57 se estimó en un promedio de 133,5 minutos, y la

propagación de la fractura duró de 9 minutos, en este tiempo se bombeo en

promedio 20,75 barriles con el agente de sostén Carbolite 20/40.

• Al parar el bombeo en el pozo PLAN-29 la presión de tratamiento (ISIP) posee

un valor mayor a la presión neta equivalente a 3.900 psi mientras que en los pozos

PLAN-52, PLAN-56 y PLAN57 equivale a 2.366 psi logrando así que la fractura

no se cierre.

• Para simular el comportamiento del fracturamiento hidráulico en el software

creado por los tesistas “ANGOSFRAC”, se recomienda utilizar un valor teórico

del tiempo de restauración de presión con el objetivo de ajustar el modelo de la

curva de oferta (IPR).

• La longitud de la fractura de los pozos PLAN-29, PLAN-52, PLAN-56 y PLAN-

57 equivale a 125,7 ft, 80 ft, 131,2 ft, 101ft respectivamente, mientras que la

278

longitud simulada con el software ANGOSFRAC fue de 130 ft, 89 ft, 138 ft y 102

ft respectivamente.

• La amplitud de la fractura de los pozos PLAN-29, PLAN-52, PLAN-56 y PLAN-

57 equivale a 0,018 in, 0,043 in, 0,026 in, 0,02 in respectivamente, mientras que

la amplitud simulada con el software ANGOSFRAC fue de 0,043 in, 0,027 in,

0,032 in 0,0165 in respectivamente.

• La producción de los pozos PLAN-29, PLAN-52, PLAN-56 y PLAN-57 equivale

a 1.098 BPPD, 769 BPPD, 727 BPPD y 944 BPPD respectivamente, mientras que

la producción con el software ANGOSFRAC fue de 1.122 BPPD, 828 BPPD, 663

BPPD y 1010 BPPD respectivamente.

• La producción de los pozos PLAN-29, PLAN-52, PLAN-56 y PLAN-57 al

incrementar un 25% el draw down a las presiones de fondo fluyente equivale a

1.415 BPPD, 1.662 BPPD, 1.147 BPPD y 1.246 BPPD respectivamente, mientras

que la producción con el software ANGOSFRAC al incrementar un 25% el draw

down a las presiones de fondo fue de 1.365 BPPS, 1797 BPPD, 1050 BPPD y

1.260 BPPD respectivamente.

• Si en los pozos PLAC-40 y PLAD-15 se hubiese intervenido mediante la técnica

de fracturamiento hidráulico se estimaría una producción de 413 BPPD y 100

BPPD respectivamente incrementando en cada pozo 203 BPPD y 58 BPPD a la

presión de fondo fluyente actual.

• En los pozos que poseen nuevos intervalos saturados de hidrocarburos se simulo

los disparos con el sistema PURE ya que al emplear cargas de alta penetración

logra un incremento del 5% en producción.

• El incremento de producción luego de realizar la simulación en los pozos

seleccionados fue de 5.283 BPPD.

279

• La eficiencia promedio que operaran los equipos electrosumergibles de cada pozo

equivale a 66,6%.

• La energía total que se manejara en superficie equivale a 5.794 KVA.

• El amperaje de los motores de cada equipo BES opera en un promedio de 66,85

amperios.

• En los pozos PLAA-16, PLAB-03, PLAB-36, PLAC-39, PLAD-28 PLAN-29,

PLAN52, PLAN 56 y PLAN-57 contaran con un separador y manejador de gas y

en la configuración del equipo BES ya que producen a una presión de fondo

fluyente menor a la presión del punto de burbuja.

• En los pozos PLAC,39, PLAC-40, PLAN52, PLAN 56 y PLAN-57 la ubicación

de las bombas será en el casing de 9 5/8”, mientras que para los demás pozos será

en el Liner 7”.

• Al realizar la intervención en los pozos seleccionados con la torre de

reacondicionamiento, se controlarán con fluido de control de 8,4 ppg.

• El diseño del equipo Electrosumergible para todos los pozos intervenidos fue de

60 Hz.

• El diseño del equipo Electrosumergible para los pozos fracturados fue de 60 Hz,

esta frecuencia es la máxima que puede operar la bomba ya que si se excede podría

desprenderse el apuntalante, cabe recalcar que para el análisis económico los

pozos PLAN-29, PLAN-52, PLAN-56 y PLAN-57 operan a las siguientes

frecuencias:53 Hz, 51 Hz, 53 Hz y 54 Hz .

• El análisis económico determino que los pozos intervenidos mediante las técnicas

de nuevos intervalos productores y rediseño del equipo BES recuperaran su

inversión a los dos meses y medio con un valor presente neto de $ 10.350.150,

una tasa interna de retorno del 54%, un beneficio costo de 2,5 y un valor de $

280

20.238.871 de ingresos acumulados durante un año estimados con el precio del

crudo oriente equivalente a $ 61,15.

• El análisis económico determino que los pozos intervenidos mediante la técnica

de Fracturamiento Hidráulico recuperaran su inversión al mes con un valor

presente neto de $ 27.100.377, una tasa interna de retorno de 158%, un beneficio

costo de 2,1 y un valor de $ 48.885.813 de ingresos acumulados durante un año

estimados con el precio del crudo oriente equivalente a $ 61,15.

• Al estimar como proyecto la intervención en conjunto de los 14 pozos

seleccionados se estima una tasa interna de retorno del 106%, un valor presente

neto de $37.450.527, un beneficio costo de 1, 7 y un valor de $69.724.684 durante

un año en función del precio del crudo oriente actual de $61,15.

• La intervención en conjunto de los 14 pozos seleccionados asumiendo el 18,5 %

de regalías se estima una tasa interna de retorno del 83,7%, un valor presente neto

de $30.552.180, un beneficio costo de 1, 51 y una inversión de $ 20.183.393

durante un año en función del precio del crudo oriente actual de $61,15.

281

5.2. Recomendaciones

• En los pozos de los PAD A, B, C y D se realizó la simulación del incremento de

frecuencia de 60 Hz a 70Hz con el fin no exceder el draw down para obtener

mayor producción, ya que al inicio incrementará el recobro, pero en el tiempo la

producción evidenciaría un bsw que aumenta progresivamente y una depletación

mayor del pozo.

• En pozos fracturados se recomienda no exceder el Draw Down en un porcentaje

mayor al 25% ya que provocaría que el apuntalante se desprenda de las paredes

de la fractura.

• No incrementar el Draw Down en un porcentaje mayor al 30%, ya que provocaría

un aumento progresivo en el bsw y en la cantidad de gas que manejaría el sistema

de levantamiento artificial.

• Realizar la cementación forzada en el pozo PLAN-29 en la arena “T” mediante la

técnica de tapón balanceado, mientras que en los pozos PLAD-15 y PLAN-57 se

utilizara un retenedor de cemento de tipo ultrafino, con el objetivo de obtener una

mejor integridad del cemento.

• Tomar un registro de Gama Ray espectral en el pozo PLAD-15 para estimar de

manera cuantitativa la disminución del bsw antes de realizar la cementación

forzada en el intervalo productor.

• Realizar técnicas de monitoreo de presión y temperatura post-fractura en los pozos

PLAN-29, PLAN-52, PLAN-56 y PLAN-57 para determinar el verdadero valor

de la altura, con el objetivo de comprobar que la propagación de la fractura no fue

hacia zonas no deseadas.

• Utilizar una especificación mínima de tubería de 3 ½”, 9.3 lb/ft en grado N-80 o

mayor.

282

• Tomar un registro sónico dipolar en los pozos PLAN-29, PLAN-52, PLAN-56 y

PLAN-57, el análisis respectivo nos permitirá corroborar la longitud de la

fractura, y determinar la distribución de la concentración del agente de sostén.

• Determinar el comportamiento real de la curva de oferta (IPR) utilizar los

postulados de Soliman, Hunt & El Rabaa que simulan un flujo de fluido bilineal

para la determinación del nuevo índice de productividad en pozos fracturados

hidráulicamente.

• Tomar una prueba de presión transitoria post-fractura, con el fin de determinar el

comportamiento de la fractura.

• Implementar cámaras de surgencia en la parte superior e inferior de los intervalos

saturados de hidrocarburos permitirá realizar una limpieza en los punzados con el

fin de reducir el daño de formación.

• Recuperar equipos electrosumergibles atrapados en el fondo del pozo como en el

pozo PLAC-04 se recomienda acondicionar la bomba y recuperar con la

herramienta Die Collar.

• En el escenario pesimista del crudo oriente equivalente a $28,97 se recomienda

no intervenir en los pozos PLAB-03, PLAB-09 y PLAN-28 ya que poseen valores

actuales netos negativos, por lo tanto, no se generarían ingresos a pesar de tener

una tasa interna de retorno en promedio del 6%.

• Intervenir en los pozos seleccionados a partir de octubre ya que el estudio técnico-

económico resulto ser rentable al precio del crudo oriente actual de $61,15, con el

fin de incrementar la producción de crudo y los ingresos hacia el Campo Palo

Azul.

283

CAPITULO VI

GLOSARIO Y REFERENCIAS

GLOSARIO DE TÉRMINOS

Canalización

Fenómeno en el cual el agua proveniente de una zona no productora se filtra a través de

canales o microanillos en el cemento y se dirige hacia el pozo.

Cementación

Proceso acelerado de cubrimiento de áreas de tierra por cemento reduciendo o eliminando

el poder de captación de aguas.

Coeficiente del fluido fracturante

Este coeficiente refleja las propiedades del fluido fracturante y también es una medida

de la efectividad relativa del mismo. Un bajo coeficiente de fluido fracturante significa

propiedades bajas de pérdida de fluido, pero también significa un área de fractura mayor.

Coiled tubing

Tubería continua que no necesita enroscar o desenroscar para subir o bajar. Permite

bombear fluidos en cualquier momento, independientemente de la posición o la dirección

del recorrido

Conificación

Es el cambio en los perfiles de los contactos agua/petróleo (CAP) o gas/petróleo (CGP)

como resultado de las caídas de presión durante la producción.

Historial de producción

Tabulación que muestra el proceso productivo del pozo.

284

Interpretación petrofísica

Es el resultado de la interpretación cualitativa y cuantitativa de los registros de pozos.

Presión de burbuja

Presión en la que se forma la primera burbuja de gas al liberarse el gas que estaba disuelto

en el petróleo.

Presión de cierre

Presión máxima que puede soportar la roca.

Presión cierre instantánea

Es la presión tomada en superficie cuando se detiene el bombeo del fluido.

Presión de fractura

Presión necesaria para producir fisuras o grietas en la roca.

Presión de sobrecarga

Es la presión que será dada por el peso total de las formaciones que están por arriba del

punto de interés.

Presión de tratamiento en superficie

Considera las pérdidas de presión por fricción y por cañoneo

Quick connector

Conector donde se empalma el cable de potencia del equipo de superficie con el cable

eléctrico del motor de la bomba BES.

Slickline

285

Alambre de metal que se utiliza para subir o bajar armar herramientas en el pozo, implican

operaciones de mantenimiento.

Vacuum

Camión de vacío que sirve para transportar fluidos y se puede utilizar para dar presión a

la bomba centrífuga o para succionar fluidos de sumideros.

Tubing hunger

Dispositivo fijado en la parte superior de la tubería de producción, en el cabezal del pozo,

para sostener la sarta de tubería de producción.

VSD

Dispositivo que permite variar automáticamente la velocidad de la bomba de fondo, forma

parte del equipo de superficie del sistema de levantamiento artificial de bombeo

Electrosumergible.

Wireline

Cable eléctrico que permite bajar en el pozo equipos o dispositivos de medición,

comunicando la herramienta con la superficie para tomar mediciones.

286

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291

CAPITULO VII

ANEXOS

Anexo 1 Diagrama mecánico del pozo PLAA-16

292

Anexo 2 Diagrama mecánico del pozo PLAB-03

293


294


295


296

Anexo 6 Diagrama mecánico del pozo PLAC-04

297


298


299

Anexo 9 Diagrama mecánico del pozo PLAD-15

300

Anexo 10 Diagrama mecánico del pozo PLAD-28

301

Anexo 11 Diagrama mecánico del pozo PLAN-029

302


303


304


305

Anexo 15 Flujo neto de caja PLAA-16

MES 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12

Producción mensual BFPM 99.364,80 98.573,05 97.787,61 97.008,43 96.235,46 95.468,65 94.707,95 93.953,31 93.204,68 92.462,02 91.725,27 90.994,40

Producción diaria BPPD 163,00 161,70 160,41 159,13 157,87 156,61 155,36 154,12 152,89 151,68 150,47 149,27

Producción diaria BAPD 3.097,00 3.072,32 3.047,84 3.023,56 2.999,46 2.975,56 2.951,86 2.928,33 2.905,00 2.881,85 2.858,89 2.836,11

Precio de Venta (USD/BL) $ 61,15 $ 61,15 $ 61,15 $ 61,15 $ 61,15 $ 61,15 $ 61,15 $ 61,15 $ 61,15 $ 61,15 $ 61,15 $ 61,15

Ingresos venta (USD) $ 303.808 $ 301.387 $ 298.986 $ 296.603 $ 294.240 $ 291.895 $ 289.570 $ 287.262 $ 284.973 $ 282.703 $ 280.450 $ 278.215

Administrativos (USD) -$ 3.788 -$ 3.788 -$ 3.788 -$ 3.788 -$ 3.788 -$ 3.788 -$ 3.788 -$ 3.788 -$ 3.788 -$ 3.788 -$ 3.788 -$ 3.788

Tratamiento agua (USD/BL) -$ 2.168 -$ 2.151 -$ 2.133 -$ 2.116 -$ 2.100 -$ 2.083 -$ 2.066 -$ 2.050 -$ 2.034 -$ 2.017 -$ 2.001 -$ 1.985

Operación (USD/BL) -$ 39.547 -$ 39.232 -$ 38.919 -$ 38.609 -$ 38.302 -$ 37.997 -$ 37.694 -$ 37.393 -$ 37.095 -$ 36.800 -$ 36.507 -$ 36.216

Transporte de crudo (USD/BL) -$ 96 -$ 95 -$ 95 -$ 94 -$ 93 -$ 92 -$ 92 -$ 91 -$ 90 -$ 89 -$ 89 -$ 88

Comercialización (USD/BL) -$ 16 -$ 16 -$ 16 -$ 16 -$ 16 -$ 16 -$ 16 -$ 15 -$ 15 -$ 15 -$ 15 -$ 15

Ley 10 (USD/BL) -$ 163 -$ 162 -$ 160 -$ 159 -$ 158 -$ 157 -$ 155 -$ 154 -$ 153 -$ 152 -$ 150 -$ 149

Ley 40 (USD/BL) -$ 8 -$ 8 -$ 8 -$ 8 -$ 8 -$ 8 -$ 8 -$ 8 -$ 8 -$ 8 -$ 8 -$ 7

Costos Totales -$ 45.787 -$ 45.452 -$ 45.120 -$ 44.791 -$ 44.464 -$ 44.140 -$ 43.818 -$ 43.499 -$ 43.183 -$ 42.869 -$ 42.558 -$ 42.249

Utilidad antes de Impuestos $ 258.021 $ 255.935 $ 253.866 $ 251.813 $ 249.776 $ 247.756 $ 245.751 $ 243.763 $ 241.790 $ 239.834 $ 237.892 $ 235.967

Impuestos -$ 38.703 -$ 38.390 -$ 38.080 -$ 37.772 -$ 37.466 -$ 37.163 -$ 36.863 -$ 36.564 -$ 36.269 -$ 35.975 -$ 35.684 -$ 35.395

Utilidad después de Impuestos $ 219.318 $ 217.545 $ 215.786 $ 214.041 $ 212.310 $ 210.592 $ 208.889 $ 207.198 $ 205.522 $ 203.859 $ 202.209 $ 200.572

Renta del Sist. Levan. Artific. -$ 10.668 -$ 10.668 -$ 10.668 -$ 10.668 -$ 10.668 -$ 10.668 -$ 10.668 -$ 10.668 -$ 10.668 -$ 10.668 -$ 10.668 -$ 10.668

Depreciación -$ 660 -$ 660 -$ 660 -$ 660 -$ 660 -$ 660 -$ 660 -$ 660 -$ 660 -$ 660 -$ 660 -$ 660

Inversiones (Trabajos Reacond.) -$ 420.420

Egresos -$ 420.420 -$ 95.818 -$ 95.170 -$ 94.528 -$ 93.891 -$ 93.258 -$ 92.631 -$ 92.009 -$ 91.392 -$ 90.779 -$ 90.172 -$ 89.569 -$ 88.972

FLUJO NETO DE CAJA -$ 420.420 $ 207.990 $ 206.217 $ 204.458 $ 202.713 $ 200.982 $ 199.264 $ 197.561 $ 195.870 $ 194.194 $ 192.531 $ 190.881 $ 189.244

FLUJO ACUMULADO DE CAJA -$ 420.420 -$ 212.430 -$ 6.213 $ 198.245 $ 400.958 $ 601.939 $ 801.203 $ 998.764 $ 1.194.635 $ 1.388.828 $ 1.581.359 $ 1.772.240 $ 1.961.483

306

Anexo 16 Flujo neto de caja PLAB-03

MES 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12







Tratamiento agua (USD/BL) -$ 987 -$ 969 -$ 951 -$ 933 -$ 915 -$ 898 -$ 882 -$ 865 -$ 849 -$ 833 -$ 818 -$ 802

Operación (USD/BL) -$ 21.836 -$ 21.428 -$ 21.029 -$ 20.636 -$ 20.251 -$ 19.874 -$ 19.503 -$ 19.139 -$ 18.782 -$ 18.431 -$ 18.087 -$ 17.750



Ley 10 (USD/BL) -$ 90 -$ 88 -$ 87 -$ 85 -$ 83 -$ 82 -$ 80 -$ 79 -$ 77 -$ 76 -$ 75 -$ 73

Ley 40 (USD/BL) -$ 5 -$ 4 -$ 4 -$ 4 -$ 4 -$ 4 -$ 4 -$ 4 -$ 4 -$ 4 -$ 4 -$ 4

Costos Totales -$ 26.767 -$ 26.339 -$ 25.918 -$ 25.505 -$ 25.100 -$ 24.702 -$ 24.312 -$ 23.929 -$ 23.553 -$ 23.185 -$ 22.823 -$ 22.468


Impuestos -$ 21.147 -$ 20.742 -$ 20.344 -$ 19.954 -$ 19.571 -$ 19.195 -$ 18.827 -$ 18.465 -$ 18.110 -$ 17.761 -$ 17.419 -$ 17.084



Depreciación -$ 350 -$ 350 -$ 350 -$ 350 -$ 350 -$ 350 -$ 350 -$ 350 -$ 350 -$ 350 -$ 350 -$ 350


Egresos -$ 300.300 -$ 58.932 -$ 58.098 -$ 57.280 -$ 56.477 -$ 55.689 -$ 54.916 -$ 54.157 -$ 53.412 -$ 52.681 -$ 51.964 -$ 51.260 -$ 50.569


FLUJO ACUMULADO DE CAJA -$ 300.300 -$ 191.486 -$ 84.967 $ 19.299 $ 121.353 $ 221.239 $ 318.994 $ 414.661 $ 508.277 $ 599.880 $ 689.509 $ 777.200 $ 862.990

307


MES 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12








Operación (USD/BL) -$ 74.242 -$ 72.663 -$ 71.117 -$ 69.605 -$ 68.124 -$ 66.675 -$ 65.257 -$ 63.869 -$ 62.510 -$ 61.181 -$ 59.879 -$ 58.606



Ley 10 (USD/BL) -$ 306 -$ 299 -$ 293 -$ 287 -$ 281 -$ 275 -$ 269 -$ 263 -$ 258 -$ 252 -$ 247 -$ 242

Ley 40 (USD/BL) -$ 15 -$ 15 -$ 15 -$ 14 -$ 14 -$ 14 -$ 13 -$ 13 -$ 13 -$ 13 -$ 12 -$ 12

Costos Totales -$ 80.728 -$ 79.092 -$ 77.490 -$ 75.922 -$ 74.388 -$ 72.886 -$ 71.416 -$ 69.978 -$ 68.570 -$ 67.192 -$ 65.843 -$ 64.523


Impuestos -$ 73.442 -$ 71.867 -$ 70.327 -$ 68.819 -$ 67.343 -$ 65.898 -$ 64.484 -$ 63.101 -$ 61.747 -$ 60.421 -$ 59.124 -$ 57.854



Depreciación -$ 660 -$ 660 -$ 660 -$ 660 -$ 660 -$ 660 -$ 660 -$ 660 -$ 660 -$ 660 -$ 660 -$ 660


Egresos -$ 420.420 -$ 165.498 -$ 162.287 -$ 159.144 -$ 156.069 -$ 153.059 -$ 150.112 -$ 147.229 -$ 144.407 -$ 141.644 -$ 138.941 -$ 136.295 -$ 133.705


FLUJO ACUMULADO DE CAJA -$ 420.420 -$ 15.579 $ 380.341 $ 767.531 $ 1.146.175 $ 1.516.456 $ 1.878.552 $ 2.232.636 $ 2.578.879 $ 2.917.448 $ 3.248.506 $ 3.572.213 $ 3.888.724

308


MES 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12








Operación (USD/BL) -$ 25.985 -$ 25.500 -$ 25.024 -$ 24.557 -$ 24.099 -$ 23.649 -$ 23.208 -$ 22.775 -$ 22.350 -$ 21.933 -$ 21.524 -$ 21.123



Ley 10 (USD/BL) -$ 107 -$ 105 -$ 103 -$ 101 -$ 99 -$ 97 -$ 96 -$ 94 -$ 92 -$ 90 -$ 89 -$ 87

Ley 40 (USD/BL) -$ 5 -$ 5 -$ 5 -$ 5 -$ 5 -$ 5 -$ 5 -$ 5 -$ 5 -$ 5 -$ 4 -$ 4

Costos Totales -$ 30.955 -$ 30.448 -$ 29.951 -$ 29.463 -$ 28.984 -$ 28.513 -$ 28.052 -$ 27.599 -$ 27.155 -$ 26.719 -$ 26.291 -$ 25.872


Impuestos -$ 25.300 -$ 24.817 -$ 24.343 -$ 23.879 -$ 23.422 -$ 22.975 -$ 22.536 -$ 22.105 -$ 21.682 -$ 21.266 -$ 20.859 -$ 20.459



Depreciación -$ 350 -$ 350 -$ 350 -$ 350 -$ 350 -$ 350 -$ 350 -$ 350 -$ 350 -$ 350 -$ 350 -$ 350


Egresos -$ 300.300 -$ 67.272 -$ 66.283 -$ 65.312 -$ 64.359 -$ 63.424 -$ 62.506 -$ 61.606 -$ 60.722 -$ 59.855 -$ 59.004 -$ 58.168 -$ 57.349


FLUJO ACUMULADO DE CAJA -$ 300.300 -$ 167.954 -$ 38.343 $ 88.585 $ 212.878 $ 334.588 $ 453.760 $ 570.444 $ 684.685 $ 796.529 $ 906.021 $ 1.013.204 $ 1.118.122

309


MES 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12








Operación (USD/BL) -$ 53.182 -$ 52.349 -$ 51.528 -$ 50.720 -$ 49.925 -$ 49.143 -$ 48.372 -$ 47.614 -$ 46.868 -$ 46.133 -$ 45.410 -$ 44.698


comercialización (USD/BL) -$ 22 -$ 22 -$ 21 -$ 21 -$ 21 -$ 20 -$ 20 -$ 20 -$ 19 -$ 19 -$ 19 -$ 18

Ley 10 (USD/BL) -$ 219 -$ 216 -$ 212 -$ 209 -$ 206 -$ 203 -$ 199 -$ 196 -$ 193 -$ 190 -$ 187 -$ 184

Ley 40 (USD/BL) -$ 11 -$ 11 -$ 11 -$ 10 -$ 10 -$ 10 -$ 10 -$ 10 -$ 10 -$ 10 -$ 9 -$ 9

Costos Totales -$ 59.116 -$ 58.249 -$ 57.395 -$ 56.555 -$ 55.728 -$ 54.914 -$ 54.112 -$ 53.323 -$ 52.547 -$ 51.782 -$ 51.030 -$ 50.290


Impuestos -$ 52.416 -$ 51.585 -$ 50.768 -$ 49.963 -$ 49.171 -$ 48.391 -$ 47.624 -$ 46.868 -$ 46.125 -$ 45.393 -$ 44.672 -$ 43.963



Depreciación -$ 660 -$ 660 -$ 660 -$ 660 -$ 660 -$ 660 -$ 660 -$ 660 -$ 660 -$ 660 -$ 660 -$ 660


Egresos -$ 420.420 -$ 122.860 -$ 121.162 -$ 119.491 -$ 117.846 -$ 116.227 -$ 114.633 -$ 113.064 -$ 111.520 -$ 110.000 -$ 108.503 -$ 107.030 -$ 105.581


FLUJO ACUMULADO DE CAJA -$ 420.420 -$ 134.724 $ 146.265 $ 422.622 $ 694.419 $ 961.726 $ 1.224.616 $ 1.483.156 $ 1.737.416 $ 1.987.462 $ 2.233.360 $ 2.475.175 $ 2.712.972

310

Anexo 20 Flujo neto de caja PLAC-04

MES 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12



Producción diaria BAPD 516,80 510,64 504,54 498,53 492,58 486,70 480,90 475,16 469,49 463,89 458,36 452,89





Operación (USD/BL) -$ 39.596 -$ 39.123 -$ 38.657 -$ 38.196 -$ 37.740 -$ 37.290 -$ 36.845 -$ 36.406 -$ 35.971 -$ 35.542 -$ 35.118 -$ 34.699


comercialización (USD/BL) -$ 16 -$ 16 -$ 16 -$ 16 -$ 16 -$ 15 -$ 15 -$ 15 -$ 15 -$ 15 -$ 14 -$ 14

Ley 10 (USD/BL) -$ 163 -$ 161 -$ 159 -$ 157 -$ 156 -$ 154 -$ 152 -$ 150 -$ 148 -$ 146 -$ 145 -$ 143

Ley 40 (USD/BL) -$ 8 -$ 8 -$ 8 -$ 8 -$ 8 -$ 8 -$ 8 -$ 8 -$ 7 -$ 7 -$ 7 -$ 7

Costos Totales -$ 44.029 -$ 43.549 -$ 43.075 -$ 42.606 -$ 42.143 -$ 41.686 -$ 41.234 -$ 40.787 -$ 40.346 -$ 39.910 -$ 39.479 -$ 39.053


Impuestos -$ 39.023 -$ 38.550 -$ 38.084 -$ 37.623 -$ 37.167 -$ 36.717 -$ 36.272 -$ 35.833 -$ 35.399 -$ 34.970 -$ 34.546 -$ 34.127



Depreciación -$ 660 -$ 660 -$ 660 -$ 660 -$ 660 -$ 660 -$ 660 -$ 660 -$ 660 -$ 660 -$ 660 -$ 660


Egresos -$ 420.420 -$ 94.380 -$ 93.428 -$ 92.487 -$ 91.557 -$ 90.639 -$ 89.731 -$ 88.834 -$ 87.948 -$ 87.072 -$ 86.207 -$ 85.353 -$ 84.508



311


MES 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12








Operación (USD/BL) -$ 37.412 -$ 37.185 -$ 36.960 -$ 36.736 -$ 36.513 -$ 36.291 -$ 36.071 -$ 35.852 -$ 35.635 -$ 35.419 -$ 35.204 -$ 34.991



Ley 10 (USD/BL) -$ 154 -$ 153 -$ 152 -$ 151 -$ 150 -$ 150 -$ 149 -$ 148 -$ 147 -$ 146 -$ 145 -$ 144

Ley 40 (USD/BL) -$ 8 -$ 8 -$ 8 -$ 8 -$ 8 -$ 7 -$ 7 -$ 7 -$ 7 -$ 7 -$ 7 -$ 7

Costos Totales -$ 43.159 -$ 42.921 -$ 42.683 -$ 42.447 -$ 42.213 -$ 41.980 -$ 41.748 -$ 41.518 -$ 41.289 -$ 41.062 -$ 40.836 -$ 40.611


Impuestos -$ 41.431 -$ 41.176 -$ 40.923 -$ 40.671 -$ 40.421 -$ 40.173 -$ 39.926 -$ 39.680 -$ 39.436 -$ 39.193 -$ 38.952 -$ 38.713



Depreciación -$ 660 -$ 660 -$ 660 -$ 660 -$ 660 -$ 660 -$ 660 -$ 660 -$ 660 -$ 660 -$ 660 -$ 660


Egresos -$ 420.420 -$ 95.918 -$ 95.425 -$ 94.934 -$ 94.447 -$ 93.962 -$ 93.481 -$ 93.002 -$ 92.526 -$ 92.053 -$ 91.583 -$ 91.116 -$ 90.652


FLUJO ACUMULADO DE CAJA -$ 420.420 -$ 196.972 $ 25.032 $ 245.602 $ 464.745 $ 682.472 $ 898.789 $ 1.113.707 $ 1.327.233 $ 1.539.375 $ 1.750.143 $ 1.959.544 $ 2.167.587

312


MES 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12








Operación (USD/BL) -$ 50.247 -$ 49.594 -$ 48.949 -$ 48.313 -$ 47.685 -$ 47.065 -$ 46.453 -$ 45.849 -$ 45.253 -$ 44.665 -$ 44.085 -$ 43.512



Ley 10 (USD/BL) -$ 207 -$ 204 -$ 202 -$ 199 -$ 197 -$ 194 -$ 191 -$ 189 -$ 187 -$ 184 -$ 182 -$ 179

Ley 40 (USD/BL) -$ 10 -$ 10 -$ 10 -$ 10 -$ 10 -$ 10 -$ 10 -$ 9 -$ 9 -$ 9 -$ 9 -$ 9

Costos Totales -$ 54.632 -$ 53.971 -$ 53.318 -$ 52.675 -$ 52.039 -$ 51.412 -$ 50.793 -$ 50.182 -$ 49.579 -$ 48.984 -$ 48.396 -$ 47.816


Impuestos -$ 49.706 -$ 49.052 -$ 48.407 -$ 47.771 -$ 47.142 -$ 46.522 -$ 45.910 -$ 45.306 -$ 44.710 -$ 44.121 -$ 43.540 -$ 42.967



Depreciación -$ 660 -$ 660 -$ 660 -$ 660 -$ 660 -$ 660 -$ 660 -$ 660 -$ 660 -$ 660 -$ 660 -$ 660


Egresos -$ 420.420 -$ 115.665 -$ 114.351 -$ 113.054 -$ 111.773 -$ 110.510 -$ 109.262 -$ 108.031 -$ 106.816 -$ 105.617 -$ 104.433 -$ 103.265 -$ 102.112


FLUJO ACUMULADO DE CAJA -$ 420.420 -$ 150.082 $ 116.554 $ 379.534 $ 638.908 $ 894.720 $ 1.147.019 $ 1.395.849 $ 1.641.256 $ 1.883.283 $ 2.121.976 $ 2.357.377 $ 2.589.529

313

Anexo 23 Flujo neto de caja PLAD-15

MES 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12



Producción diaria BAPD 1.126,60 1.114,09 1.101,72 1.089,48 1.077,39 1.065,42 1.053,59 1.041,89 1.030,32 1.018,88 1.007,57 996,38





Operación (USD/BL) -$ 44.497 -$ 44.003 -$ 43.514 -$ 43.031 -$ 42.553 -$ 42.080 -$ 41.613 -$ 41.151 -$ 40.694 -$ 40.242 -$ 39.795 -$ 39.353



Ley 10 (USD/BL) -$ 183 -$ 181 -$ 179 -$ 177 -$ 175 -$ 173 -$ 172 -$ 170 -$ 168 -$ 166 -$ 164 -$ 162

Ley 40 (USD/BL) -$ 9 -$ 9 -$ 9 -$ 9 -$ 9 -$ 9 -$ 9 -$ 8 -$ 8 -$ 8 -$ 8 -$ 8

Costos Totales -$ 49.392 -$ 48.886 -$ 48.385 -$ 47.890 -$ 47.400 -$ 46.916 -$ 46.437 -$ 45.963 -$ 45.495 -$ 45.032 -$ 44.574 -$ 44.121


Impuestos -$ 43.866 -$ 43.372 -$ 42.884 -$ 42.402 -$ 41.925 -$ 41.453 -$ 40.986 -$ 40.525 -$ 40.068 -$ 39.617 -$ 39.171 -$ 38.730



Depreciación -$ 660 -$ 660 -$ 660 -$ 660 -$ 660 -$ 660 -$ 660 -$ 660 -$ 660 -$ 660 -$ 660 -$ 660


Egresos -$ 447.920 -$ 104.586 -$ 103.586 -$ 102.597 -$ 101.620 -$ 100.653 -$ 99.697 -$ 98.751 -$ 97.816 -$ 96.891 -$ 95.977 -$ 95.073 -$ 94.179


FLUJO ACUMULADO DE CAJA -$ 447.920 -$ 210.676 $ 23.773 $ 255.456 $ 484.405 $ 710.651 $ 934.222 $ 1.155.149 $ 1.373.461 $ 1.589.188 $ 1.802.357 $ 2.012.998 $ 2.221.138

314

Anexo 24 Flujo neto de caja PLAD-28

MES 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12








Operación (USD/BL) -$ 36.430 -$ 35.799 -$ 35.179 -$ 34.571 -$ 33.972 -$ 33.384 -$ 32.807 -$ 32.239 -$ 31.681 -$ 31.133 -$ 30.594 -$ 30.064



Ley 10 (USD/BL) -$ 150 -$ 148 -$ 145 -$ 142 -$ 140 -$ 138 -$ 135 -$ 133 -$ 131 -$ 128 -$ 126 -$ 124

Ley 40 (USD/BL) -$ 8 -$ 7 -$ 7 -$ 7 -$ 7 -$ 7 -$ 7 -$ 7 -$ 7 -$ 6 -$ 6 -$ 6

Costos Totales -$ 41.329 -$ 40.679 -$ 40.041 -$ 39.413 -$ 38.797 -$ 38.191 -$ 37.596 -$ 37.010 -$ 36.435 -$ 35.870 -$ 35.315 -$ 34.770


Impuestos -$ 35.779 -$ 35.150 -$ 34.532 -$ 33.925 -$ 33.328 -$ 32.741 -$ 32.164 -$ 31.598 -$ 31.041 -$ 30.494 -$ 29.957 -$ 29.428



Depreciación -$ 660 -$ 660 -$ 660 -$ 660 -$ 660 -$ 660 -$ 660 -$ 660 -$ 660 -$ 660 -$ 660 -$ 660


Egresos -$ 420.420 -$ 88.436 -$ 87.158 -$ 85.901 -$ 84.666 -$ 83.452 -$ 82.260 -$ 81.088 -$ 79.936 -$ 78.805 -$ 77.693 -$ 76.600 -$ 75.526



315

Anexo 25 Flujo neto de caja PLAN-29

MES 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12


Producción diaria BPPD 1.098,20 1.083,88 1.069,75 1.055,80 1.042,03 1.028,44 1.015,03 1.001,80 988,74 975,84 963,12 950,56



Ingresos venta (USD) $ 2.046.882 $ 2.020.192 $ 1.993.851 $ 1.967.852 $ 1.942.193 $ 1.916.868 $ 1.891.874 $ 1.867.205 $ 1.842.858 $ 1.818.829 $ 1.795.113 $ 1.771.706



Operación (USD/BL) -$ 266.446 -$ 262.972 -$ 259.543 -$ 256.159 -$ 252.819 -$ 249.522 -$ 246.268 -$ 243.057 -$ 239.888 -$ 236.760 -$ 233.673 -$ 230.626



Ley 10 (USD/BL) -$ 1.098 -$ 1.084 -$ 1.070 -$ 1.056 -$ 1.042 -$ 1.028 -$ 1.015 -$ 1.002 -$ 989 -$ 976 -$ 963 -$ 951

Ley 40 (USD/BL) -$ 55 -$ 54 -$ 53 -$ 53 -$ 52 -$ 51 -$ 51 -$ 50 -$ 49 -$ 49 -$ 48 -$ 48

Costos Totales -$ 275.422 -$ 271.880 -$ 268.385 -$ 264.934 -$ 261.529 -$ 258.169 -$ 254.852 -$ 251.578 -$ 248.347 -$ 245.158 -$ 242.011 -$ 238.905

Utilidad antes de Impuestos $ 1.771.460 $ 1.748.312 $ 1.725.466 $ 1.702.918 $ 1.680.664 $ 1.658.700 $ 1.637.022 $ 1.615.627 $ 1.594.511 $ 1.573.671 $ 1.553.102 $ 1.532.801

Impuestos -$ 265.719 -$ 262.247 -$ 258.820 -$ 255.438 -$ 252.100 -$ 248.805 -$ 245.553 -$ 242.344 -$ 239.177 -$ 236.051 -$ 232.965 -$ 229.920

Utilidad después de Impuestos $ 1.505.741 $ 1.486.065 $ 1.466.646 $ 1.447.480 $ 1.428.564 $ 1.409.895 $ 1.391.469 $ 1.373.283 $ 1.355.335 $ 1.337.620 $ 1.320.137 $ 1.302.881


Depreciación -$ 992 -$ 992 -$ 992 -$ 992 -$ 992 -$ 992 -$ 992 -$ 992 -$ 992 -$ 992 -$ 992 -$ 992


Egresos -$ 758.700 -$ 552.801 -$ 545.787 -$ 538.864 -$ 532.032 -$ 525.288 -$ 518.633 -$ 512.065 -$ 505.582 -$ 499.183 -$ 492.868 -$ 486.636 -$ 480.484

FLUJO NETO DE CAJA -$ 758.700 $ 1.494.081 $ 1.474.406 $ 1.454.987 $ 1.435.821 $ 1.416.905 $ 1.398.235 $ 1.379.809 $ 1.361.624 $ 1.343.675 $ 1.325.961 $ 1.308.477 $ 1.291.221

FLUJO ACUMULADO DE CAJA -$ 758.700 $ 735.381 $ 2.209.787 $ 3.664.774 $ 5.100.594 $ 6.517.499 $ 7.915.734 $ 9.295.544 $ 10.657.167 $ 12.000.842 $ 13.326.803 $ 14.635.280 $ 15.926.501

316


MES 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12








Operación (USD/BL) -$ 186.605 -$ 183.826 -$ 181.090 -$ 178.393 -$ 175.738 -$ 173.121 -$ 170.544 -$ 168.005 -$ 165.503 -$ 163.039 -$ 160.612 -$ 158.221



Ley 10 (USD/BL) -$ 769 -$ 758 -$ 746 -$ 735 -$ 724 -$ 714 -$ 703 -$ 692 -$ 682 -$ 672 -$ 662 -$ 652

Ley 40 (USD/BL) -$ 38 -$ 38 -$ 37 -$ 37 -$ 36 -$ 36 -$ 35 -$ 35 -$ 34 -$ 34 -$ 33 -$ 33

Costos Totales -$ 191.777 -$ 188.979 -$ 186.222 -$ 183.505 -$ 180.830 -$ 178.194 -$ 175.597 -$ 173.040 -$ 170.520 -$ 168.037 -$ 165.592 -$ 163.183


Impuestos -$ 186.086 -$ 183.308 -$ 180.570 -$ 177.873 -$ 175.217 -$ 172.599 -$ 170.021 -$ 167.482 -$ 164.980 -$ 162.515 -$ 160.087 -$ 157.695

Utilidad después de Impuestos $ 1.054.490 $ 1.038.743 $ 1.023.230 $ 1.007.948 $ 992.894 $ 978.063 $ 963.454 $ 949.062 $ 934.885 $ 920.918 $ 907.159 $ 893.606


Depreciación -$ 992 -$ 992 -$ 992 -$ 992 -$ 992 -$ 992 -$ 992 -$ 992 -$ 992 -$ 992 -$ 992 -$ 992


Egresos -$ 758.700 -$ 389.524 -$ 383.946 -$ 378.451 -$ 373.038 -$ 367.706 -$ 362.453 -$ 357.278 -$ 352.181 -$ 347.159 -$ 342.212 -$ 337.339 -$ 332.538

FLUJO NETO DE CAJA -$ 758.700 $ 1.042.830 $ 1.027.083 $ 1.011.570 $ 996.288 $ 981.234 $ 966.404 $ 951.794 $ 937.402 $ 923.225 $ 909.258 $ 895.500 $ 881.946


317


MES 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12








Operación (USD/BL) -$ 176.434 -$ 172.753 -$ 169.149 -$ 165.620 -$ 162.165 -$ 158.782 -$ 155.469 -$ 152.225 -$ 149.050 -$ 145.940 -$ 142.895 -$ 139.914



Ley 10 (USD/BL) -$ 727 -$ 712 -$ 697 -$ 683 -$ 668 -$ 654 -$ 641 -$ 627 -$ 614 -$ 602 -$ 589 -$ 577

Ley 40 (USD/BL) -$ 36 -$ 36 -$ 35 -$ 34 -$ 33 -$ 33 -$ 32 -$ 31 -$ 31 -$ 30 -$ 29 -$ 29

Costos Totales -$ 182.039 -$ 178.320 -$ 174.679 -$ 171.113 -$ 167.622 -$ 164.204 -$ 160.858 -$ 157.581 -$ 154.372 -$ 151.231 -$ 148.155 -$ 145.143

Utilidad antes de Impuestos $ 1.173.355 $ 1.148.796 $ 1.124.750 $ 1.101.206 $ 1.078.153 $ 1.055.581 $ 1.033.480 $ 1.011.840 $ 990.651 $ 969.904 $ 949.591 $ 929.701

Impuestos -$ 176.003 -$ 172.319 -$ 168.713 -$ 165.181 -$ 161.723 -$ 158.337 -$ 155.022 -$ 151.776 -$ 148.598 -$ 145.486 -$ 142.439 -$ 139.455



Depreciación -$ 992 -$ 992 -$ 992 -$ 992 -$ 992 -$ 992 -$ 992 -$ 992 -$ 992 -$ 992 -$ 992 -$ 992


Egresos -$ 758.700 -$ 369.701 -$ 362.299 -$ 355.051 -$ 347.954 -$ 341.005 -$ 334.201 -$ 327.539 -$ 321.016 -$ 314.630 -$ 308.376 -$ 302.253 -$ 296.258



318


MES 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12



Producción diaria BAPD 1.064,77 1.033,95 1.004,02 974,95 946,73 919,32 892,71 866,87 841,78 817,41 793,75 770,77





Operación (USD/BL) -$ 229.090 -$ 222.458 -$ 216.019 -$ 209.765 -$ 203.693 -$ 197.797 -$ 192.071 -$ 186.511 -$ 181.112 -$ 175.869 -$ 170.778 -$ 165.834



Ley 10 (USD/BL) -$ 944 -$ 917 -$ 890 -$ 865 -$ 840 -$ 815 -$ 792 -$ 769 -$ 746 -$ 725 -$ 704 -$ 684

Ley 40 (USD/BL) -$ 47 -$ 46 -$ 45 -$ 43 -$ 42 -$ 41 -$ 40 -$ 38 -$ 37 -$ 36 -$ 35 -$ 34

Costos Totales -$ 235.266 -$ 228.565 -$ 222.058 -$ 215.740 -$ 209.604 -$ 203.647 -$ 197.861 -$ 192.243 -$ 186.788 -$ 181.490 -$ 176.346 -$ 171.351


Impuestos -$ 228.480 -$ 221.850 -$ 215.411 -$ 209.159 -$ 203.088 -$ 197.192 -$ 191.468 -$ 185.909 -$ 180.511 -$ 175.269 -$ 170.179 -$ 165.236

Utilidad después de Impuestos $ 1.294.720 $ 1.257.148 $ 1.220.663 $ 1.185.234 $ 1.150.831 $ 1.117.424 $ 1.084.984 $ 1.053.483 $ 1.022.894 $ 993.190 $ 964.346 $ 936.337


Depreciación -$ 992 -$ 992 -$ 992 -$ 992 -$ 992 -$ 992 -$ 992 -$ 992 -$ 992 -$ 992 -$ 992 -$ 992


Egresos -$ 731.200 -$ 475.406 -$ 462.074 -$ 449.129 -$ 436.559 -$ 424.352 -$ 412.499 -$ 400.988 -$ 389.812 -$ 378.958 -$ 368.419 -$ 358.185 -$ 348.247

FLUJO NETO DE CAJA -$ 731.200 $ 1.283.060 $ 1.245.488 $ 1.209.003 $ 1.173.574 $ 1.139.171 $ 1.105.764 $ 1.073.324 $ 1.041.823 $ 1.011.234 $ 981.530 $ 952.686 $ 924.678


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