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
Ing. Marcelo David Benítez Guerra
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.
Ing. Marcelo David Benítez Guerra
CI: 1719343061
Jefferson Paúl Angos Huera Alex Jail Villagómez Jácome
CI: 1721614160 CI: 1720988656
e-mail: [email protected] e-mail: [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
3.6.2. Curva de diagnóstico de producción de agua. .......................................... 50
3.6.3. Reservas del reservorio “Hollín” .............................................................. 50
3.6.4. Registros Eléctricos .................................................................................. 51
3.7. Análisis del pozo PLAB-05 ............................................................................ 51
3.7.1. Historial de Producción ............................................................................ 51
3.7.2. Curva de diagnóstico de producción de agua. .......................................... 52
3.7.3. Reservas del reservorio “Hollín” .............................................................. 53
3.7.4. Interpretación de Registros Eléctricos ...................................................... 54
3.8. Análisis del pozo PLAB-09 ............................................................................ 55
3.8.1. Historial de Producción ............................................................................ 55
3.8.2. Curva de diagnóstico de producción de agua. .......................................... 56
3.8.3. Reservas del reservorio “Hollín” .............................................................. 57
3.8.4. Registros Eléctricos .................................................................................. 58
3.9. Análisis del pozo PLAB-36 ............................................................................ 58
3.9.1. Historial de Producción ............................................................................ 58
3.9.2. Curva de diagnóstico de producción de agua. .......................................... 59
3.9.3. Reservas del reservorio “Hollín” .............................................................. 60
xi
3.9.4. Interpretación de Registros Eléctricos ...................................................... 61
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
3.11. Análisis del pozo PLAC-39 .......................................................................... 66
3.11.1. Historial de producción .......................................................................... 66
3.11.2. Curva de diagnóstico de producción de agua. ........................................ 67
3.11.3. Reservas del reservorio “Hollín” ............................................................ 67
3.11.4. Evaluación de mapas estructurales ......................................................... 68
3.11.5. Correlaciones Estratigráficas .................................................................. 68
3.11.6. Interpretación de Registros Eléctricos .................................................... 69
3.12. Análisis del pozo PLAC-40 .......................................................................... 70
3.12.1. Historial de producción .......................................................................... 70
3.12.2. Curva de diagnóstico de producción de agua. ........................................ 71
3.12.3. Reservas del reservorio “Hollín” ............................................................ 71
3.12.4. Evaluación de mapas estructurales ......................................................... 72
3.12.5. Correlaciones Estratigráficas .................................................................. 72
3.12.6. Interpretación de Registros Eléctricos .................................................... 73
xii
3.13. Análisis del pozo PLAD-15 .......................................................................... 73
3.13.1. Historial de producción .......................................................................... 73
3.13.2. Curva de diagnóstico de producción de agua. ........................................ 74
3.13.3. Reservas del reservorio “Hollín” ............................................................ 75
3.13.4. Evaluación de mapas estructurales ......................................................... 76
3.13.5. Correlaciones Estratigráficas .................................................................. 76
3.13.6. Interpretación de Registros Eléctricos .................................................... 77
3.14. Análisis del pozo PLAD-28 .......................................................................... 78
3.14.1. Historial de producción .......................................................................... 78
3.14.2. Curva de diagnóstico de producción de agua. ........................................ 79
3.14.3. Reservas del reservorio “Hollín” ............................................................ 79
3.14.4. Evaluación de mapas estructurales ......................................................... 80
3.14.5. Correlaciones Estratigráficas .................................................................. 80
3.14.6. Interpretación de Registros Eléctricos .................................................... 80
3.15. Análisis del pozo PLAN-29 .......................................................................... 81
3.15.1. Historial de Producción .......................................................................... 81
3.15.2. Curva de diagnóstico de producción de agua. ........................................ 82
3.15.3. Reservas del reservorio “Hollín” ............................................................ 83
3.15.4. Evaluación de mapas estructurales ......................................................... 84
3.15.5. Correlaciones Estratigráficas .................................................................. 84
3.15.6. Interpretación de Registros Eléctricos .................................................... 85
3.16. Análisis del pozo PLAN-52 .......................................................................... 86
xiii
3.16.1. Historial de Producción .......................................................................... 86
3.16.2. Curva de diagnóstico de producción de agua. ........................................ 87
3.16.3. Reservas del reservorio “Hollín” ............................................................ 88
3.16.4. Evaluación de mapas estructurales ......................................................... 89
3.16.5. Correlaciones Estratigráficas .................................................................. 89
3.16.6. Interpretación de Registros Eléctricos .................................................... 90
3.17. Análisis del pozo PLAN-56 .......................................................................... 91
3.17.1. Historial de producción .......................................................................... 91
3.17.2. Curva de diagnóstico de producción de agua. ........................................ 92
3.17.3. Reservas del reservorio “Hollín” ............................................................ 93
3.17.4. Evaluación de mapas estructurales ......................................................... 94
3.17.5. Correlaciones Estratigráficas .................................................................. 94
3.17.6. Interpretación de Registros Eléctricos .................................................... 94
3.18. Análisis del pozo PLAN-57 .......................................................................... 96
3.18.1. Historial de producción .......................................................................... 96
3.18.2. Curva de diagnóstico de producción de agua. ........................................ 97
3.18.3. Reservas del reservorio “Hollín” ............................................................ 97
3.18.4. Evaluación de mapas estructurales ......................................................... 98
3.18.5. Correlaciones Estratigráficas .................................................................. 98
3.18.6. Interpretación de Registros Eléctricos .................................................... 99
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
4.2.2. Técnica de Reacondicionamiento ........................................................... 112
4.2.3. Análisis Nodal ........................................................................................ 112
4.2.4. Programa de Reacondicionamiento ........................................................ 116
4.2.5. Diagrama Mecánico del pozo propuesto ................................................ 117
4.2.6. Análisis Económico ................................................................................ 118
4.3. Incremento de Producción PLAB-05 ............................................................ 120
4.3.1. Antecedentes........................................................................................... 120
4.3.2. Evaluación .............................................................................................. 120
4.3.3. Técnica de Reacondicionamiento ........................................................... 120
4.3.4. Simulación del cañoneo .......................................................................... 121
xv
4.3.5. Análisis Nodal ........................................................................................ 122
4.3.6. Sistema de Levantamiento Artificial ...................................................... 123
4.3.7. Programa de Reacondicionamiento ........................................................ 126
4.3.8. Diagrama mecánico del pozo propuesto ................................................. 127
4.3.9. Análisis Económico ................................................................................ 127
4.4. Incremento de Producción PLAB-09 ............................................................ 130
4.4.1. Antecedentes........................................................................................... 130
4.4.2. Técnica de Reacondicionamiento ........................................................... 130
4.4.3. Análisis Nodal ........................................................................................ 130
4.4.4. Programa de Reacondicionamiento ........................................................ 134
4.4.5. Diagrama mecánico del pozo propuesto ................................................. 136
4.4.5. Análisis Económico ................................................................................ 137
4.5. Incremento de Producción PLAB-36 ............................................................ 139
4.5.1. Antecedentes........................................................................................... 139
4.5.2. Evaluación .............................................................................................. 139
4.5.3. Técnica de Reacondicionamiento ........................................................... 139
4.5.4. Simulación del cañoneo .......................................................................... 140
4.5.5. Análisis Nodal ........................................................................................ 141
4.5.6. Sistema de Levantamiento Artificial ...................................................... 142
4.5.7. Programa de Reacondicionamiento ........................................................ 145
4.5.8. Diagrama Mecánico del pozo propuesto ................................................ 146
4.5.9. Análisis Económico ................................................................................ 147
xvi
4.6. Incremento de Producción PLAC-04 ............................................................ 149
4.6.1. Antecedentes........................................................................................... 149
4.6.2. Evaluación .............................................................................................. 149
4.6.3. Técnica de Reacondicionamiento ........................................................... 149
4.6.4. Simulación del cañoneo .......................................................................... 150
4.6.5 Análisis Nodal ......................................................................................... 151
4.6.6. Sistema de Levantamiento Artificial ...................................................... 152
4.6.7. Programa de Reacondicionamiento ........................................................ 155
4.6.8. Diagrama Mecánico del pozo propuesto ................................................ 156
4.6.9. Análisis Económico ................................................................................ 157
4.7. Incremento de Producción PLAC-39 ............................................................ 159
4.7.1. Antecedentes........................................................................................... 159
4.7.2. Evaluación .............................................................................................. 159
4.7.3. Técnica de Reacondicionamiento ........................................................... 159
4.7.4. Simulación del cañoneo .......................................................................... 160
4.7.5. Análisis Nodal ........................................................................................ 161
4.7.6. Sistema de Levantamiento Artificial ...................................................... 162
4.7.7. Programa de Reacondicionamiento ........................................................ 165
4.7.8. Diagrama Mecánico del pozo propuesto ................................................ 166
4.7.9. Análisis Económico ................................................................................ 167
4.8. Incremento de Producción PLAC-40 ............................................................ 169
4.8.1. Antecedentes........................................................................................... 169
xvii
4.8.2. Evaluación .............................................................................................. 169
4.8.3. Técnica de Reacondicionamiento (Disparos) ......................................... 169
4.8.4. Simulación del cañoneo .......................................................................... 170
4.8.5. Análisis Nodal ........................................................................................ 171
4.8.6. Sistema de Levantamiento Artificial ...................................................... 172
4.8.7. Programa de Reacondicionamiento ........................................................ 175
4.8.8. Diagrama Mecánico del pozo propuesto ................................................ 176
4.8.9. Análisis Económico ................................................................................ 177
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
4.9.3. Técnica de Reacondicionamiento ........................................................... 180
4.9.4. Simulación del cañoneo .......................................................................... 181
4.9.5. Análisis Nodal ........................................................................................ 182
4.9.6. Sistema de Levantamiento Artificial ...................................................... 183
4.9.7. Programa de Reacondicionamiento ........................................................ 186
4.9.8. Diagrama Mecánico del pozo propuesto ................................................ 188
4.9.9. Análisis Económico ................................................................................ 188
4.8.10. Técnica de Reacondicionamiento (Fracturamiento Hidráulico)........... 191
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
4.11.4. Técnica de Reacondicionamiento (Fracturamiento Hidráulico)........... 205
4.11.5. Fracturamiento Hidráulico 2D .............................................................. 209
4.11.6. Análisis Nodal ...................................................................................... 210
4.11.7. Sistema de Levantamiento Artificial .................................................... 212
4.11.8. Programa de Reacondicionamiento ...................................................... 214
4.11.9. Diagrama Mecánico del pozo propuesto .............................................. 217
4.11.10. Análisis Económico ............................................................................ 217
4.12. Incremento de Producción PLAN-52 .......................................................... 220
4.12.1. Antecedentes......................................................................................... 220
4.12.2. Evaluación ............................................................................................ 220
xix
4.12.3. Estimulación ......................................................................................... 221
4.12.4. Técnica de Reacondicionamiento (Fracturamiento Hidráulico)........... 222
4.12.5. Fracturamiento Hidráulico en 2D ......................................................... 226
4.12.6. Análisis Nodal ...................................................................................... 227
4.12.7. Sistema de Levantamiento Artificial .................................................... 228
4.12.8. Programa de Reacondicionamiento ...................................................... 230
4.12.9. Diagrama Mecánico del pozo propuesto .............................................. 232
4.12.10. Análisis Económico ............................................................................ 233
4.13. Incremento de Producción PLAN-56 .......................................................... 235
4.13.1. Antecedentes......................................................................................... 235
4.13.2. Evaluación ............................................................................................ 235
4.13.3. Estimulación ......................................................................................... 236
4.13.4. Técnica de Reacondicionamiento (Fracturamiento Hidráulico)........... 237
4.13.5. Fracturamiento Hidráulico en 2D ......................................................... 241
4.13.6. Análisis Nodal ...................................................................................... 242
4.13.7. Sistema de Levantamiento Artificial .................................................... 243
4.13.8. Programa de Reacondicionamiento ...................................................... 245
4.13.8. Diagrama Mecánico del pozo propuesto .............................................. 247
4.13.9. Análisis Económico .............................................................................. 247
4.14. Incremento de Producción PLAN-57 .......................................................... 250
4.14.1 Antecedentes.......................................................................................... 250
4.14.2. Evaluación ............................................................................................ 250
xx
4.14.4. Técnica de Reacondicionamiento (Fracturamiento Hidráulico)........... 251
4.12.5. Fracturamiento Hidráulico en 2D ......................................................... 255
4.12.6. Análisis Nodal ...................................................................................... 256
4.12.7. Sistema de Levantamiento Artificial .................................................... 257
4.12.8. Programa de Reacondicionamiento ...................................................... 260
4.12.9. Diagrama Mecánico del pozo propuesto .............................................. 263
4.12.10. Análisis Económico ............................................................................ 263
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
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 3.14 Diagnostico de producción de agua PLAB-05 .......................................53
Figura 3.15 Reservas remanentes PLAB-05 ..............................................................53
Figura 3.16 Registro eléctrico PLAB-05 ...................................................................54
Figura 3.17 Historial de producción PLAB-09 .........................................................56
Figura 3.18 Diagnostico de producción de agua PLAB-09 .......................................57
Figura 3.19 Reservas remanentes PLAB-09 ..............................................................57
Figura 3.20 Registro eléctrico PLAB-09 ...................................................................58
Figura 3.21 Historial de producción PLAB-36 .........................................................59
Figura 3.22 Diagnostico de producción de agua PLAB-36 .......................................60
Figura 3.23 Reservas remanentes PLAB-36 ..............................................................60
Figura 3.24 Registro eléctrico PLAB-36 ...................................................................61
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 3.31 Historial de producción PLAC-39 .........................................................66
Figura 3.32 Diagnostico de producción de agua PLAC-39 .......................................67
Figura 3.33 Reservas remanentes PLAC-39 ..............................................................67
Figura 3.34 Correlación estructural PLAC-39 ..........................................................68
Figura 3.35 Correlación estratigráfica PLAC-39 ......................................................68
Figura 3.36 Registro eléctrico PLAC-39 ...................................................................69
Figura 3.37 Historial de producción PLAC-40 .........................................................70
Figura 3.38 Diagnostico de producción de agua PLAC-40 .......................................71
Figura 3.39 Reservas remanentes PLAC-40 ..............................................................71
Figura 3.40 Correlación estructural PLAC-40 ..........................................................72
Figura 3.41 Correlación estratigráfica PLAC-40 ......................................................72
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 3.59 Historial de producción PLAN-52 .........................................................87
Figura 3.60 Diagnostico de producción de agua PLAN-52 .......................................88
Figura 3.61 Reservas remanentes PLAN-52 .............................................................88
Figura 3.62 Correlación estructural PLAN-52 ..........................................................89
Figura 3.63 Correlación estratigráfica PLAN-52 ......................................................90
Figura 3.64 Registro eléctrico PLAN-52 ...................................................................91
Figura 3.65 Historial de producción PLAN-56 .........................................................92
Figura 3.66 Diagnostico de producción de agua PLAN-56 ......................................93
Figura 3.67 Reservas remanentes PLAN-56 .............................................................93
Figura 3.68 Correlación estratigráfica PLAN-56 ......................................................94
Figura 3.69 Registro Eléctrico PLAN-56 .................................................................95
Figura 3.70 Historial de producción PLAN-57 .........................................................96
Figura 3.71 Diagnostico de producción de agua PLAN-57 .......................................97
Figura 3.72 Reservas remanentes PLAN-57 .............................................................97
Figura 3.73 Correlación estructural PLAN-57 ..........................................................98
Figura 3.74 Correlación estratigráfica PLAN-57 ......................................................99
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 4.17 Curvas de desempeño de la bomba CENTRILIFT P60 .......................124
Figura 4.18 Variación de frecuencia de la bomba CENTRILIFT P60 ....................125
Figura 4.19 Diagrama mecánico del pozo propuesto PLAB-05 ..............................127
Figura 4.20 Perfil de producción PLAB-05 .............................................................128
Figura 4.21 Recuperación de la inversión PLAB-05 ...............................................129
Figura 4.22 Análisis nodal PLAB-09 ......................................................................131
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 4.25 Diagrama mecánico del pozo propuesto PLAB-09 ..............................136
Figura 4.26 Perfil de producción PLAB-09 .............................................................137
Figura 4.27 Recuperación de la inversión PLAB-09 ...............................................138
Figura 4.28 Daño producido por los disparos PLAB-36 .........................................141
xxvi
Figura 4.29 Análisis nodal PLAB-36 ......................................................................142
Figura 4.30 Curvas de desempeño de la bomba CENTRILIFT P60 .......................143
Figura 4.31 Variación de frecuencia de la bomba CENTRILIFT P60 ....................144
Figura 4.32 Diagrama mecánico del pozo propuesto PLAB-36 ..............................146
Figura 4.33 Perfil de producción PLAB-36 .............................................................147
Figura 4.34 Recuperación de la inversión PLAB-36 ...............................................148
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 4.42 Daño producido por los disparos PLAC-39 .........................................161
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 4.46 Diagrama mecánico del pozo propuesto PLAC-39 ..............................166
Figura 4.47 Perfil de producción incremental PLAC-39 .........................................167
Figura 4.48 Recuperación de la inversión PLAC-39 ...............................................168
Figura 4.49 Daño producido por los disparos PLAC-40 .........................................171
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
Figura 4.53 Diagrama mecánico del pozo propuesto PLAC-40 ..............................176
xxvii
Figura 4.54 Perfil de producción incremental PLAC-40 .........................................177
Figura 4.55 Recuperación de la inversión PLAC-40 ...............................................178
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 4.59 Curvas de desempeño de la bomba REDA D2400N ...........................184
Figura 4.60 Variación de frecuencia de la bomba REDA D2400N ........................185
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 4.86 Registro de cemento PLAN-52 ............................................................223
Figura 4.87 Simulación de la fractura PLAN-52 .....................................................225
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 4.92 Curvas de desempeño de la bomba REDA D2400N ...........................228
Figura 4.93 Variación de frecuencia de la bomba REDA D2400N ........................229
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 4.98 Registro de cemento PLAN-56 ............................................................237
Figura 4.99 Simulación de la fractura PLAN-56 .....................................................239
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 4.16 Equipos de fondo bomba CENTRILIFT P60 ........................................125
Tabla 4.17 Capacidad de producción de la bomba CENTRILIFT P60 ...................125
Tabla 4.18 Costos estimados del reacondicionamiento PLAB-05 ..........................128
Tabla 4.19 Resultados del análisis económico PLAB-05 ........................................129
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 4.24 Capacidad de producción de la bomba CENTRILIFT P60 ...................134
Tabla 4.25 Costos estimados del reacondicionamiento ...........................................137
Tabla 4.26 Resultados del análisis económico PLAB-09 ........................................138
Tabla 4.27 Selección del motor bomba CENTRILIFT P60 ....................................143
Tabla 4.28 Características del motor S-GRB ...........................................................143
xxxii
Tabla 4.29 Equipos de fondo bomba CENTRILIFT P60 ........................................144
Tabla 4.30 Capacidad de producción de la bomba CENTRILIFT P60 ...................144
Tabla 4.31 Costos estimados del reacondicionamiento PLAB-36 ..........................147
Tabla 4.32 Resultados del análisis económico PLAB-36 ........................................148
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 4.37 Costos estimados del reacondicionamiento ...........................................157
Tabla 4.38 Resultados del análisis económico PLAC-04 ........................................158
Tabla 4.39 Selección del motor bomba ESP-TD6000 .............................................163
Tabla 4.40 Características del motor S ....................................................................163
Tabla 4.41 Equipos de fondo bomba ESP-TD6000 .................................................164
Tabla 4.42 Capacidad de producción de la bomba ESP-TD6000 ............................164
Tabla 4.43 Costos estimados del reacondicionamiento ...........................................167
Tabla 4.44 Resultados del análisis económico PLAC-39 ........................................168
Tabla 4.45 Selección del motor bomba ESP-TD1750 .............................................173
Tabla 4.46 Características del motor S ....................................................................173
Tabla 4.47 Equipos de fondo bomba ESP-TD1750 .................................................174
Tabla 4.48 Capacidad de producción de la bomba ESP-TD1750 ............................174
Tabla 4.49 Costos estimados del reacondicionamiento ...........................................177
Tabla 4.50 Resultados del análisis económico PLAC-40 ........................................178
Tabla 4.51 Selección del motor bomba REDA D2400N .........................................184
Tabla 4.52 Características del motor S-GRB ...........................................................184
Tabla 4.53 Equipos de fondo bomba REDA D2400N .............................................185
xxxiii
Tabla 4.54 Capacidad de producción de la bomba REDA D2400N .......................185
Tabla 4.55 Costos estimados del reacondicionamiento ...........................................189
Tabla 4.56 Resultados del análisis económico PLAD-15 ........................................190
Tabla 4.57 Selección del motor bomba CENTRILIFT GC3500 .............................196
Tabla 4.58 Características del motor S ....................................................................196
Tabla 4.59 Equipos de fondo bomba CENTRILIFT GC3500 .................................197
Tabla 4.60 Capacidad de producción de la bomba CENTRILIFT GC3500 ............197
Tabla 4.61 Costos estimados del reacondicionamiento ...........................................200
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 4.66 Características del motor S-GRB ...........................................................213
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
Tabla 4.71 Selección del motor bomba REDA D2400N .........................................228
Tabla 4.72 Características del motor S ....................................................................228
Tabla 4.73 Equipos de fondo bomba REDA D2400N .............................................229
Tabla 4.74 Capacidad de producción de la bomba REDA D2400N .......................229
Tabla 4.75 Costos estimados del reacondicionamiento PLAN-52 ..........................233
Tabla 4.76 Resultados del análisis económico PLAN-52 ........................................234
Tabla 4.77 Selección del motor bomba REDA D3500N .........................................243
Tabla 4.78 Características del motor S ....................................................................243
xxxiv
Tabla 4.79 Equipos de fondo bomba REDA D3500N .............................................244
Tabla 4.80 Capacidad de producción de la bomba REDA D3500N .......................244
Tabla 4.81 Costos estimados del reacondicionamiento PLAN-56 ..........................248
Tabla 4.82 Resultados del análisis económico PLAN-56 ........................................249
Tabla 4.83 Selección del motor bomba REDA D3500N .........................................258
Tabla 4.84 Características del motor S ....................................................................258
Tabla 4.85 Equipos de fondo bomba REDA D3500N .............................................259
Tabla 4.86 Capacidad de producción de la bomba REDA D3500N .......................259
Tabla 4.87 Costos estimados del reacondicionamiento PLAN-52 ..........................264
Tabla 4.88 Resultados del análisis económico PLAN-52 ........................................265
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 3 Diagrama mecánico del pozo PLAB-05 ....................................................293
Anexo 4 Diagrama mecánico del pozo PLAB-09 ....................................................294
Anexo 5 Diagrama mecánico del pozo PLAB-36 ....................................................295
Anexo 6 Diagrama mecánico del pozo PLAC-04 ....................................................296
Anexo 7 Diagrama mecánico del pozo PLAC-39 ....................................................297
Anexo 8 Diagrama mecánico del pozo PLAC-40 ....................................................298
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 17 Flujo neto de caja PLAB-05 ....................................................................307
Anexo 18 Flujo neto de caja PLAB-09 ....................................................................308
Anexo 19 Flujo neto de caja PLAB-36 ....................................................................309
Anexo 20 Flujo neto de caja PLAC-04 ....................................................................310
Anexo 21 Flujo neto de caja PLAC-39 ....................................................................311
Anexo 22 Flujo neto de caja PLAC-40 ....................................................................312
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
Anexo 26 Flujo neto de caja PLAN-52 ....................................................................316
Anexo 27 Flujo neto de caja PLAN-56 ....................................................................317
Anexo 28 Flujo neto de caja PLAN-57 ....................................................................318
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
Alex Jail Villagómez Jácome
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,
Alex Jail Villagómez Jácome
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
Fuente: (Bellarby, 2009)
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
Fuente: (Bellarby, 2009)
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
Fuente: (Yerwood J, 1997)
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
Fuente: (Yerwood J, 1997)
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-10 PLAC-22 PLAD-32 PLAN-55
PLAB-21RE PLAC-37I PLAD-33H PLAN-56
PLAB-25 PLAC-38 PLAD34H PLAN-57
PLAB-26 PLAC-39 PLAD-42 PLAN-59
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
Realizado por: Paúl Angos & Alex Villagómez
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
PLAC-11I REINYECTOR Actualmente es un pozo
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.
PLAC-37I REINYECTOR Actualmente es un pozo
reinyector.
PLAC-38 PP 112 94 H 1,10 1.866 25,52 NO No presenta nuevos intervalos
productores.
PLAC-39 PP 239 94 H 1,54 1.741 2,48 SI Nuevos intervalos productores
PLAC-40 PP 413 62 H 0,43 1.752 13,72 SI 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
Actualmente presenta una
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
Actualmente presenta una
influencia directa con el acuífero de fondo, bsw alto.
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
Actualmente presenta una
influencia directa con el acuífero
de fondo, aumento constante de bsw.
PLAN-50HR1 PP 311 3 U 0,14 915 8,13 NO
Actualmente presenta una
influencia directa con el acuífero
de fondo, aumento constante de bsw.
PLAN-51H PC 249 94 H 1,78 1.961 2,77 NO
Actualmente presenta una
influencia directa con el acuífero de fondo, bsw alto.
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
Actualmente presenta una
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
Realizado por: Paúl Angos & Alex Villagómez
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
Realizado por: Paúl Angos & Alex Villagómez
POZOS SELECCIONADOS DEL CAMPO PALO AZUL
PAD A PAD B PAD C PAD D PAD N
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
Realizado por: Paúl Angos & Alex Villagómez
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
Actualmente se encuentra con un tubing hanger de 11” x 3-
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
Actualmente se encuentra con un tubing hanger de 11” x 3-
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
Actualmente se encuentra con un tubing hanger de 11” x 3-
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
Actualmente se encuentra con un tubing hanger de 11”
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
Actualmente se encuentra con un tubing hanger de 11”
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
Actualmente se encuentra con un tubing hanger de 11”
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
Actualmente se encuentra con un tubing hanger de 11”
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
Actualmente se encuentra con un tubing hanger de 11”
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
Actualmente se encuentra con un tubing hanger de 11”
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
Actualmente se encuentra con un tubing hanger de 11”
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
Actualmente se encuentra con un tubing hanger de 11”
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
Realizado por: Paúl Angos & Alex Villagómez
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
Realizado por: Paúl Angos & Alex Villagómez
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
Realizado por: Paúl Angos & Alex Villagómez
SISTEMA DE LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL
PAD A PAD B PAD C PAD D PAD N
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
Fuente: Área de Reservorios Campo Palo Azul-Petroamazonas EP 2018
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
Fuente: Área de Reservorios Campo Palo Azul-Petroamazonas EP 2018
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
Fuente: Área de Geología Campo Palo Azul-Petroamazonas EP 2018
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
Fuente: Área de Geología Campo Palo Azul-Petroamazonas EP 2018
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
Fuente: Área de Geología Campo Palo Azul-Petroamazonas EP 2018
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
Fuente: Área de Reservorios Campo Palo Azul-Petroamazonas EP 2018
50
3.6.2. Curva de diagnóstico de producción de agua.
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
Fuente: Área de Reservorios Campo Palo Azul-Petroamazonas EP 2018
3.6.3. Reservas del reservorio “Hollín”
El petróleo original en sitio del pozo PLAB-03 equivale a 11.903,9 Mbbl, con una tasa
económica de abandono de 50 bbl/d. Mientras que las reservas remanentes poseen un
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
Fuente: Área de Reservorios Campo Palo Azul-Petroamazonas EP 2018
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.
3.7. Análisis del pozo PLAB-05
3.7.1. Historial de Producción
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
Fuente: Área de Geología Campo Palo Azul-Petroamazonas EP 2018
52
Figura 3.13 Historial de producción PLAB-05
Fuente: Área de Reservorios Campo Palo Azul-Petroamazonas EP 2018
3.7.2. Curva de diagnóstico de producción de agua.
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
Figura 3.14 Diagnostico de producción de agua PLAB-05
Fuente: Área de Reservorios Campo Palo Azul-Petroamazonas EP 2018
3.7.3. Reservas del reservorio “Hollín”
El petróleo original en sitio del pozo PLAB-05 equivale a 5.233,4 Mbbl, con una tasa
económica de abandono de 50 bbl/d. Mientras que las reservas remanentes poseen un
valor de 143,8 Mbbl con una declinación anual del 25,8%. El pozo, continua su
producción con 167 bbl/d tal como se presenta en la figura 3.15.
Figura 3.15 Reservas remanentes PLAB-05
Fuente: Área de Reservorios Campo Palo Azul-Petroamazonas EP 2018
Canalización
Qo=167 BPPD
Qof=50 BPPD
54
A
B
3.7.4. Interpretación de Registros Eléctricos
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
Realizado por: Paúl Angos & Alex Villagómez
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.
Figura 3.16 Registro eléctrico PLAB-05
Fuente: Área de Geología Campo Palo Azul-Petroamazonas EP 2018
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.
3.8. Análisis del pozo PLAB-09
3.8.1. Historial de Producción
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
Figura 3.17 Historial de producción PLAB-09
Fuente: Área de Reservorios Campo Palo Azul-Petroamazonas EP 2018
3.8.2. Curva de diagnóstico de producción de agua.
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
Figura 3.18 Diagnostico de producción de agua PLAB-09
Fuente: Área de Reservorios Campo Palo Azul-Petroamazonas EP 2018
3.8.3. Reservas del reservorio “Hollín”
El petróleo original en sitio del pozo PLAB-09 equivale a 7.757,98 Mbbl, con una tasa
económica de abandono de 50 bbl/d. Mientras que las reservas remanentes poseen un
valor de 287,97 Mbbl con una declinación anual del 21,7%. El pozo, continua su
producción con 243,3 bbl/d tal como se presenta en la figura 3.19.
Figura 3.19 Reservas remanentes PLAB-09
Fuente: Área de Reservorios Campo Palo Azul-Petroamazonas EP 2018
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.
3.9. Análisis del pozo PLAB-36
3.9.1. Historial de Producción
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%.
Figura 3.20 Registro eléctrico PLAB-09
Fuente: Área de Geología Campo Palo Azul-Petroamazonas EP 2018
DIS
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S
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S
59
Figura 3.21 Historial de producción PLAB-36
Fuente: Área de Reservorios Campo Palo Azul-Petroamazonas EP 2018
3.9.2. Curva de diagnóstico de producción de agua.
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
Figura 3.22 Diagnostico de producción de agua PLAB-36
Fuente: Área de Reservorios Campo Palo Azul-Petroamazonas EP 2018
3.9.3. Reservas del reservorio “Hollín”
El petróleo original en sitio del pozo PLAB-36 equivale a 1.297,87 Mbbl, con una tasa
económica de abandono de 50 bbl/d. Mientras que las reservas remanentes poseen un
valor de 309,752 Mbbl con una declinación anual del 19,06%. El pozo, continua su
producción con 228,8 bbl/d tal como se presenta en la figura 3.23.
Figura 3.23 Reservas remanentes PLAB-36
Fuente: Área de Reservorios Campo Palo Azul-Petroamazonas EP 2018
Canalización
Qo=228,8 BPPD
Qof=50 BPPD
61
B
A
3.9.4. Interpretación de Registros Eléctricos
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.
Figura 3.24 Registro eléctrico PLAB-36
Fuente: Área de Geología Campo Palo Azul-Petroamazonas EP 2018
Intervalos
correlacionados con
el pozo Side Track
DIS
PA
RO
S
62
3.10. Análisis del pozo PLAC-04
3.10.1. Historial de producción
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
Fuente: Área de Reservorios Campo Palo Azul-Petroamazonas EP 2018
63
3.10.2. Curva de diagnóstico de producción de agua.
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
Fuente: Área de Reservorios Campo Palo Azul-Petroamazonas EP 2018
3.10.3. Reservas del reservorio “Hollín”
El petróleo original en sitio del pozo PLAC-04 equivale a 3.227,87 Mbbl, con una tasa
económica de abandono de 50 bbl/d. Mientras que las reservas remanentes poseen un
valor de 574,152 Mbbl con una declinación anual del 14,7%. El pozo, continua su
producción con 300,442 bbl/d tal como se presenta en la figura 3.27.
Figura 3.27 Reservas remanentes PLAC-04
Fuente: Área de Reservorios Campo Palo Azul-Petroamazonas EP 2018
Canalización
Qo=300,442 BPPD
Qof=50 BPPD
64
3.10.4. Evaluación de mapas estructurales
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
Fuente: Área de Geología Campo Palo Azul-Petroamazonas EP 2018
3.10.5. Correlaciones Estratigráficas
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
Fuente: Área de Geología Campo Palo Azul-Petroamazonas EP 2018
65
3.10.6. Interpretación de Registros Eléctricos
La tabla 3.10 presenta las propiedades petrofísicas de los intervalos saturados de
hidrocarburos en el reservorio “Hollín Superior” evaluados a partir de la figura 3.30.
Tabla 3.10 Propiedades petrofísicas PLAC-04
Realizado por: Paúl Angos & Alex Villagómez
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
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Figura 3.30 Registro eléctrico PLAC-04
Fuente: Área de Geología Campo Palo Azul-Petroamazonas EP 2018
DIS
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66
3.11. Análisis del pozo PLAC-39
3.11.1. Historial de producción
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%.
Figura 3.31 Historial de producción PLAC-39
Fuente: Área de Reservorios Campo Palo Azul-Petroamazonas EP 2018
67
3.11.2. Curva de diagnóstico de producción de agua.
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).
Figura 3.32 Diagnostico de producción de agua PLAC-39
Fuente: Área de Reservorios Campo Palo Azul-Petroamazonas EP 2018
3.11.3. Reservas del reservorio “Hollín”
El petróleo original en sitio del pozo PLAC-39 equivale a 6.241 Mbbl, con una tasa
económica de abandono de 50 bbl/d. Mientras que las reservas remanentes poseen un
valor de 571,59 Mbbl con una declinación anual del 7,3%. El pozo, continua su
producción con 222 bbl/d tal como se presenta en la figura 3.33.
Figura 3.33 Reservas remanentes PLAC-39
Fuente: Área de Reservorios Campo Palo Azul-Petroamazonas EP 2018
Canalización
Qo=222 BPPD
68
3.11.4. Evaluación de mapas estructurales
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.
Figura 3.34 Correlación estructural PLAC-39
Fuente: Área de Geología Campo Palo Azul-Petroamazonas EP 2018
3.11.5. Correlaciones Estratigráficas
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
Figura 3.35 Correlación estratigráfica PLAC-39
Fuente: Área de Geología Campo Palo Azul-Petroamazonas EP 2018
69
3.11.6. Interpretación de Registros Eléctricos
La tabla 3.11 presenta las propiedades petrofísicas de los intervalos saturados de
hidrocarburos en el reservorio “Hollín”, evaluados a partir de la figura 3.36
Tabla 3.11 Propiedades petrofísicas PLAC-39
Realizado por: Paúl Angos & Alex Villagómez
PROPIEDADES PETROFÍSISCAS DE LOS INTERVALOS SATURADOS DE HIDROCARBUROS
INTERVALO ESPESOR (ft) VCL ⱷ SO K (md)
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
Fuente: Área de Geología Campo Palo Azul-Petroamazonas EP 2018
RE
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S
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70
3.12. Análisis del pozo PLAC-40
3.12.1. Historial de producción
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%.
Figura 3.37 Historial de producción PLAC-40
Fuente: Área de Reservorios Campo Palo Azul-Petroamazonas EP 2018
71
3.12.2. Curva de diagnóstico de producción de agua.
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).
Figura 3.38 Diagnostico de producción de agua PLAC-40
Fuente: Área de Reservorios Campo Palo Azul-Petroamazonas EP 2018
3.12.3. Reservas del reservorio “Hollín”
El petróleo original en sitio del pozo PLAC-40 equivale a 1.212,64 Mbbl, con una tasa
económica de abandono de 50 bbl/d. Mientras que las reservas remanentes poseen un
valor de 345,527 Mbbl con una declinación anual del 15,68%. El pozo, continua su
producción con 211,17 bbl/d tal como se presenta en la figura 3.39.
Figura 3.39 Reservas remanentes PLAC-40
Fuente: Área de Reservorios Campo Palo Azul-Petroamazonas EP 2018
Canalización
Qo=211,17 BPPD
Qof=50 BPPD
72
3.12.4. Evaluación de mapas estructurales
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
Figura 3.40 Correlación estructural PLAC-40
Fuente: Área de Geología Campo Palo Azul-Petroamazonas EP 2018
3.12.5. Correlaciones Estratigráficas
En la figura 3.41 se observa la continuidad estratigráfica del pozo PLAC-04, con los
pozos PLAC-22 y PLAC-40
Figura 3.41 Correlación estratigráfica PLAC-40
Fuente: Área de Geología Campo Palo Azul-Petroamazonas EP 2018
73
3.12.6. Interpretación de Registros Eléctricos
La figura 3.42 presenta el nuevo intervalo saturado de hidrocarburos en el reservorio
“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
Fuente: Área de Geología Campo Palo Azul-Petroamazonas EP 2018
3.13. Análisis del pozo PLAD-15
3.13.1. Historial de producción
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
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S
74
Figura 3.43 Historial de producción PLAD-15
Fuente: Área de Reservorios Campo Palo Azul-Petroamazonas EP 2018
3.13.2. Curva de diagnóstico de producción de agua.
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
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5.000
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6.500
7.000
16
-ab
r.-0
6
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-06
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-oct.
-08
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9
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-09
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0
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4
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17
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7
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7
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-oct.
-17
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-en
e.-
18
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-ab
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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
Fuente: Área de Reservorios Campo Palo Azul-Petroamazonas EP 2018
3.13.3. Reservas del reservorio “Hollín”
El petróleo original en sitio del pozo PLAD-28 equivale a 6.816,08 Mbbl, con una tasa
económica de abandono de 50 bbl/d. Mientras que las reservas remanentes poseen un
valor de 173,08 Mbbl con una declinación anual del 13,44 %. El pozo, continua su
producción con 118 bbl/d tal como se presenta en la figura 3.45.
Figura 3.45 Reservas remanentes PLAD-15
Fuente: Área de Reservorios Campo Palo Azul-Petroamazonas EP 2018
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
3.13.4. Evaluación de mapas estructurales
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
Fuente: Área de Geología Campo Palo Azul-Petroamazonas EP 2018
3.13.5. Correlaciones Estratigráficas
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
Fuente: Área de Geología Campo Palo Azul-Petroamazonas EP 2018
77
3.13.6. Interpretación de Registros Eléctricos
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
Realizado por: Paúl Angos & Alex Villagómez
PROPIEDADES PETROFÍSICAS DE LOS INTERVALOS PROPUESTOS
INTERVALO ESPESOR (ft) VCL ⱷ SO K (md)
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
Fuente: Área de Geología Campo Palo Azul-Petroamazonas EP 2018
RE
DIS
PA
RO
S
SQ
Z
REGISTRO DE
CEMENTO
ZONA MAL
CEMENTADA
78
3.14. Análisis del pozo PLAD-28
3.14.1. Historial de producción
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
Fuente: Área de Reservorios Campo Palo Azul-Petroamazonas EP 2018
79
3.14.2. Curva de diagnóstico de producción de agua.
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
Fuente: Área de Reservorios Campo Palo Azul-Petroamazonas EP 2018
3.14.3. Reservas del reservorio “Hollín”
El petróleo original en sitio del pozo PLAD-28 equivale a 848,5 Mbbl, con una tasa
económica de abandono de 50 bbl/d. Mientras que las reservas remanentes poseen un
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
Fuente: Área de Reservorios Campo Palo Azul-Petroamazonas EP 2018
Qo=206,3 BPPD
Qof=50 BPPD
Barrido Normal
80
3.14.4. Evaluación de mapas estructurales
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.
3.14.5. Correlaciones Estratigráficas
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
3.14.6. Interpretación de Registros Eléctricos
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
Realizado por: Paúl Angos & Alex Villagómez
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
3.15.1. Historial de Producción
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
Fuente: Área de Reservorios Campo Palo Azul-Petroamazonas EP 2018
3.15.2. Curva de diagnóstico de producción de agua.
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
Fuente: Área de Reservorios Campo Palo Azul-Petroamazonas EP 2018
3.15.3. Reservas del reservorio “Hollín”
El petróleo original en sitio del pozo PLAN-29 equivale a 643,549 Mbbl, con una tasa
económica de abandono de 50 bbl/d. Mientras que las reservas remanentes poseen un
valor de 102,227 Mbbl con una declinación anual del 15,75%. El pozo, continua su
producción con 97,57 bbl/d tal como se presenta en la figura 3.55.
Figura 3.55 Reservas remanentes PLAN-29
Fuente: Área de Reservorios Campo Palo Azul-Petroamazonas EP 2018
Canalización
Qo=97,57 BPPD Qo=50 BPPD
T (años)= 2022
84
3.15.4. Evaluación de mapas estructurales
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
Fuente: Área de Geología Campo Palo Azul-Petroamazonas EP 2018
3.15.5. Correlaciones Estratigráficas
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
Fuente: Área de Geología Campo Palo Azul-Petroamazonas EP 2018
3.15.6. Interpretación de Registros Eléctricos
La figura 3.58 presenta el nuevo intervalo saturado de hidrocarburos en el reservorio
“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.
3.16. Análisis del pozo PLAN-52
3.16.1. Historial de Producción
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
Fuente: Área de Geología Campo Palo Azul-Petroamazonas EP 2018
87
Figura 3.59 Historial de producción PLAN-52
Fuente: Área de Reservorios Campo Palo Azul-Petroamazonas EP 2018
3.16.2. Curva de diagnóstico de producción de agua.
La figura 3.60 muestra una canalización con una comunicación mecánica en la última etapa, tal como lo sugiere (Chan K. S, 1995).
88
Figura 3.60 Diagnostico de producción de agua PLAN-52
Fuente: Área de Reservorios Campo Palo Azul-Petroamazonas EP 2018
3.16.3. Reservas del reservorio “Hollín”
El petróleo original en sitio del pozo PLAN-52 equivale a 1.560,23 Mbbl, con una tasa
económica de abandono de 50 bbl/d. Mientras que las reservas remanentes poseen un
valor de 739,924 Mbbl con una declinación anual del 18,3%. El pozo, continua su
producción con 459,1 bbl/d tal como se presenta en la figura 3.61.
Figura 3.61 Reservas remanentes PLAN-52
Fuente: Área de Reservorios Campo Palo Azul-Petroamazonas EP 2018
Comunicación
Mecánica
Qo=459,1 BPPD
Qo=50 BPPD
89
3.16.4. Evaluación de mapas estructurales
El mapa de la figura 3.62 muestra que el pozo PLAN-52 se encuentran
estructuralmente bajo respecto al pozo PLAN-57 y estructuralmente alto respecto al pozo
PLAN-56.
Figura 3.62 Correlación estructural PLAN-52
Fuente: Área de Geología Campo Palo Azul-Petroamazonas EP 2018
3.16.5. Correlaciones Estratigráficas
En la figura 3.63 se observa la continuidad estratigráfica del pozo PLAN-052, con los
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.
Figura 3.63 Correlación estratigráfica PLAN-52
Fuente: Área de Geología Campo Palo Azul-Petroamazonas EP 2018
3.16.6. Interpretación de Registros Eléctricos
La tabla 3.14 presenta las propiedades petrofísicas de los intervalos saturados de
hidrocarburos en el reservorio “Hollín Superior” evaluados a partir de la figura 3.64.
Tabla 3.14 Propiedades petrofísicas PLAN-52
Realizado por: Paúl Angos & Alex Villagómez
PROPIEDADES PETROFÍSISCAS DE LOS INTERVALOS SATURADOS DE HIDROCARBUROS
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
subangular, subredondeada moderadamente sorteada.
3.17. Análisis del pozo PLAN-56
3.17.1. Historial de producción
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
Figura 3.64 Registro eléctrico PLAN-52
Fuente: Área de Geología Campo Palo Azul-Petroamazonas EP 2018
92
Figura 3.65 Historial de producción PLAN-56
Fuente: Área de Reservorios Campo Palo Azul-Petroamazonas EP 2018
3.17.2. Curva de diagnóstico de producción de agua.
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
Figura 3.66 Diagnostico de producción de agua PLAN-56
Fuente: Área de Reservorios Campo Palo Azul-Petroamazonas EP 2018
3.17.3. Reservas del reservorio “Hollín”
El petróleo original en sitio del pozo PLAN-56 equivale a 471,214 Mbbl, con una tasa
económica de abandono de 50 bbl/d. Mientras que las reservas remanentes poseen un
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.
Figura 3.67 Reservas remanentes PLAN-56
Fuente: Área de Reservorios Campo Palo Azul-Petroamazonas EP 2018
Canalización
Qo=145,18 BPPD
Qof=50 BPPD
94
3.17.4. Evaluación de mapas estructurales
El mapa de la figura 3.62 muestra que el pozo PLAN-52 se encuentran
estructuralmente bajo respecto al pozo PLAN-057 y estructuralmente alto respecto al
pozo PLAN-056.
3.17.5. Correlaciones Estratigráficas
En la figura 3.68 se observa la continuidad estratigráfica del pozo PLAN-56, con los
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.
Figura 3.68 Correlación estratigráfica PLAN-56
Fuente: Área de Geología Campo Palo Azul-Petroamazonas EP 2018
3.17.6. Interpretación de Registros Eléctricos
La figura 3.69 presenta el nuevo intervalo saturado de hidrocarburos en el reservorio
“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
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
INTER
VA
LO
Figura 3.69 Registro Eléctrico PLAN-56
Fuente: Área de Geología Campo Palo Azul-Petroamazonas EP 2018
96
3.18. Análisis del pozo PLAN-57
3.18.1. Historial de producción
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”.
Figura 3.70 Historial de producción PLAN-57
Fuente: Área de Reservorios Campo Palo Azul-Petroamazonas EP 2018
97
3.18.2. Curva de diagnóstico de producción de agua.
La figura 3.71 muestra una canalización con una comunicación mecánica en la última
etapa, tal como lo sugiere (Chan K. S, 1995).
Figura 3.71 Diagnostico de producción de agua PLAN-57
Fuente: Área de Reservorios Campo Palo Azul-Petroamazonas EP 2018
3.18.3. Reservas del reservorio “Hollín”
El petróleo original en sitio del pozo PLAN-57 equivale a 325,363 Mbbl, con una tasa
económica de abandono de 50 bbl/d. Mientras que las reservas remanentes poseen un
valor de 168,927 Mbbl con una declinación anual del 35,25%. El pozo, continua su
producción con 250 bbl/d tal como se presenta en la figura 3.72.
Figura 3.72 Reservas remanentes PLAN-57
Fuente: Área de Reservorios Campo Palo Azul-Petroamazonas EP 2018
Comunicación
Mecánica
Qo=250 BPPD
Qo=50 BPPD
98
3.18.4. Evaluación de mapas estructurales
El mapa de la figura 3.73 muestra que el pozo PLAN-57 se encuentran
estructuralmente alto respecto al pozo PLAN-054
Figura 3.73 Correlación estructural PLAN-57
Fuente: Área de Geología Campo Palo Azul-Petroamazonas EP 2018
3.18.5. Correlaciones Estratigráficas
En la figura 3.74 se observa la continuidad estratigráfica del pozo PLAN-057, con los
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.
Figura 3.74 Correlación estratigráfica PLAN-57
Fuente: Área de Geología Campo Palo Azul-Petroamazonas EP 2018
3.18.6. Interpretación de Registros Eléctricos
La figura 3.75 presenta el nuevo intervalo saturado de hidrocarburos en el reservorio
“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
Figura 3.75 Registro eléctrico PLAN-57
Fuente: Área de Geología Campo Palo Azul-Petroamazonas EP 2018
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
4.1.5. Análisis Nodal
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
Fuente: Pipesim-Schlumberger
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
Fuente: Pipesim-Schlumberger
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
Fuente: REDA Electric Submersible Pump Systems Technology Catalog-Schlumberger
107
Tabla 4.3 Equipos de fondo bomba CENTRILIFT P60
Realizado por: Paúl Angos & Alex Villagómez
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
Fuente: Pipesim-Schlumberger
Tabla 4.4 Capacidad de producción de la bomba CENTRILIFT P60
Realizado por: Paúl Angos & Alex Villagómez
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
Realizado por: Paúl Angos & Alex Villagómez
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
Pump CENTRILIFT P60/100 stg
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
11.010' - 11.015' (5 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
Realizado por: Paúl Angos & Alex Villagómez
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$/BBL, una producción incremental de 163
BPPD y considerando un mes de 30 días, se puede apreciar que la recuperación de la
inversión para este proyecto se estima en 3 meses. Sin embargo, se ha visto necesario
realizar un análisis en tres escenarios de manera optimista conservadora y pesimista para
determinar el comportamiento del trabajo propuesto en función del precio del crudo
oriente, tal como se presenta en la figura 4.8.
Figura 4.8 Recuperación de la inversión PLAA-16
Realizado por: Paúl Angos & Alex Villagómez
-$ 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”
4.2.2. Técnica de Reacondicionamiento
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.
4.2.3. Análisis Nodal
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
Fuente: Pipesim-Schlumberger
Pb=1.256 psi
114
4.2.3.1 Selección del equipo Electrosumergible
La figura 4.10 presenta las curvas de eficiencia, potencia y elevación de la bomba
seleccionada CENTRILIFT P60, cuyos valores equivalen a 69%; 481 HP y 427 etapas.
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.
Figura 4.10 Curvas de desempeño de la bomba CENTRILIFT P60
Fuente: Pipesim-Schlumberger
4.2.3.2. Selección de equipos de fondo
La tabla 4.8 y 4.9 presenta la selección del motor con la potencia requerida de la bomba
de 481 Hp. La tabla 4.10 muestra los resultados de los equipos de fondo.
Tabla 4.8 Selección del motor bomba CENTRILIFT P60
Fuente: REDA Electric Submersible Pump Systems Technology Catalog-Schlumberger
115
Tabla 4.9 Características del motor S-GRB
Fuente: REDA Electric Submersible Pump Systems Technology Catalog-Schlumberger
Tabla 4.10 Equipos de fondo bomba CENTRILIFT P60
Realizado por: Paúl Angos & Alex Villagómez
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
4.2.3.3. Rendimiento de la bomba CENTRILIFT P60
La figura 4.11 presenta el análisis nodal entre la curva de oferta y el cambio de
frecuencia de la bomba, mientras que la tabla 4.11 muestra las diferentes tasas.
Figura 4.11 Variación de frecuencia de la bomba CENTRILIFT P60
Fuente: Pipesim-Schlumberger
116
Tabla 4.11 Capacidad de producción de la bomba CENTRILIFT P60
Realizado por: Paúl Angos & Alex Villagómez
PLAB-03
Frecuencia Caudal Caudal Petróleo Presión (NA)
(Hz) (STB/d) (STB/d) (psi)
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
4.2.4. Programa de Reacondicionamiento
1. Mover la torre de reacondicionamiento al pozo PLAB-03.
2. Controlar el pozo con fluido de control de 8.4 lpg, el cual genera una presión
hidrostática de 4.448 psi mayor a la presión del reservorio equivalente a 3.400
psi. Observar y monitorear presencia de gas.
3. Desarmar y retirar líneas de flujo, 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. 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.
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.
117
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.
14. Recuperar y retirar BPV. Revisar parámetros en el variador.
15. Realizar las conexiones finales, tanto en el cable, como en el capilar.
16. Armar líneas de producción, alinear pozo y realizar pruebas de producción.
17. Fin de operaciones.
4.2.5. Diagrama Mecánico del pozo propuesto
Figura 4.12 Diagrama mecánico del pozo propuesto PLAB-03
Realizado por: Paúl Angos & Alex Villagómez
130,3 ft 20"
5.742 ft 10 3/4"
277 jts 3 1/2/TN80/3%Cr/9,2LPP/CLASE"A"
Camisa 3 1/2/EUE/TIPO "L"
NOGO 3 1/2
Pump CENTRILIFT/P60/100 stg
Pump CENTRILIFT/P60/100 stg
Pump CENTRILIFT/P60/100 stg
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
4.2.6. Análisis Económico
El pozo PLAB-03 declina mensualmente 1,88% al realizar el reacondicionamiento la
nueva tasa de petróleo inicial equivale a 300 barriles con un BSW del 94%. La bomba
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
Fuente: OFM-Schlumberger
Los costos estimados del reacondicionamiento se detallan en las tablas 4.12.
Tabla 4.12 Costos estimados del reacondicionamiento
Fuente: Área de operaciones Campo Palo Azul – Petroamazonas EP
PLAB-03
PULLING BES
SERVICIO INVERSIÓN
MOVIMIENTO DE LA TORRE $ 16.000,00
TRABAJO DE LA TORRE ( 6 días) $ 42.000,00
FLUIDO DE CONTROL $ 25.000,00
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%) $ 27.300,00
TOTAL $ 300.300,00
119
El análisis comparativo de costos, gastos e inversiones se realizó en base al incremento
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.
La tabla 4.13 presenta los resultados de la evaluación económica en función de los
indicadores económicos.
Tabla 4.13 Resultados del análisis económico PLAB-03
Realizado por: Paúl Angos & Alex Villagómez
ESCENARIO VAN TIR BC RECUPERACIÓN
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
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$/BBL, una producción estimada de 300 BPPD
y considerando un mes de 30 días, se puede apreciar que la recuperación de la inversión
para este proyecto se estima en 3 meses. Sin embargo, se ha visto necesario realizar un
análisis en tres escenarios de manera optimista conservadora y pesimista para determinar
el comportamiento del trabajo propuesto en función del precio del crudo oriente tal como
se presenta en la figura 4.14.
Figura 4.14 Recuperación de la inversión PLAB-03
Realizado por: Paúl Angos & Alex Villagómez
-$ 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)
RECUPERACIÓN DE LA INVERSIÓN
120
4.3. Incremento de Producción PLAB-05
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.
4.3.3. Técnica de Reacondicionamiento
Disparos
121
A continuación, se presenta las siguientes observaciones que seleccionan al pozo como
candidato a realizar disparos, con el fin de aumentar las reservas de aquellas zonas que
no se encuentran perforadas.
✓ 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 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.
✓ 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.
4.3.4. Simulación del cañoneo
A continuación, se presenta la simulación del cañoneo.
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
Fuente: Pipesim-Schlumberger
4.3.5. Análisis Nodal
Mediante la técnica de análisis nodal determinamos el comportamiento del pozo con
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.
Figura 4.16 Análisis nodal PLAB-05
Fuente: Pipesim-Schlumberger
4.3.6. Sistema de Levantamiento Artificial
4.3.6.1 Selección del equipo Electrosumergible
La figura 4.17 presenta las curvas de eficiencia, potencia y elevación de la bomba
seleccionada CENTRILIFT P60, cuyos valores equivalen a 69%; 335 HP y 295 etapas.
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
Figura 4.17 Curvas de desempeño de la bomba CENTRILIFT P60
Fuente: Pipesim-Schlumberger
4.3.6.2. Selección de equipos de fondo
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 4.14 Selección del motor bomba CENTRILIFT P60
Fuente: REDA Electric Submersible Pump Systems Technology Catalog-Schlumberger
Tabla 4.15 Características del motor UT-HSS
Fuente: REDA Electric Submersible Pump Systems Technology Catalog-Schlumberger
125
Tabla 4.16 Equipos de fondo bomba CENTRILIFT P60
Realizado por: Paúl Angos & Alex Villagómez
EQUIPOS DE LA BOMBA
MOTOR UT-HSS
Serie 562
Voltaje V 2324
Corriente A 88,1
Cable #4
Caída de voltaje V 277,51
Voltaje en superficie V 2601,51
KVA 396,50
4.3.6.3. Rendimiento de la bomba CENTRILIFT P60
La figura 4.18 presenta el análisis nodal entre la curva de oferta y el cambio de
frecuencia de la bomba, mientras que la tabla 4.17 muestra las diferentes tasas de
producción.
Figura 4.18 Variación de frecuencia de la bomba CENTRILIFT P60
Fuente: Pipesim-Schlumberger
Tabla 4.17 Capacidad de producción de la bomba CENTRILIFT P60
Realizado por: Paúl Angos & Alex Villagómez
PLAB-05
Frecuencia Caudal Fluido Caudal Petróleo Presión (NA)
(Hz) (STB/d) (STB/d) (psi)
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
4.3.7. Programa de Reacondicionamiento
1. Mover la torre de reacondicionamiento al pozo PLAB-05.
2. Controlar el pozo con fluido de control de 8.4 lpg, el cual genera una presión
hidrostática de 4.481 psi mayor a la presión del reservorio equivalente a 3.200
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 3 1/2”
Electrosumergible y reportar el estado mecánico y eléctrico del equipo.
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.
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.
127
13. Armar el cabezal, chequeando todas las válvulas, ring gaskets y los sellos.
14. Recuperar y retirar BPV. Revisar parámetros en el variador.
15. Realizar las conexiones finales, tanto en el cable, como en el capilar.
16. Armar líneas de producción, alinear pozo y realizar pruebas de producción.
17. Fin de operaciones.
4.3.8. Diagrama mecánico del pozo propuesto
Figura 4.19 Diagrama mecánico del pozo propuesto PLAB-05
Realizado por: Paúl Angos & Alex Villagómez
4.3.9. Análisis Económico
El pozo PLAB-05 declina mensualmente 2,15% al realizar el reacondicionamiento la
nueva tasa de petróleo inicial equivale a 473 barriles con un BSW del 91%. La bomba
45 ft Csg: 20"
6.066 ft Csg: 10 3/4"
307 jts 3 1/2/L80/9,2LPP/CLASE"B"
Camisa 3 1/2/EUE/TIPO "L"
NOGO 3 1/2-(Sin STD VALVE)
1 Tubo 3 1/2 TN 80 9,2 LPP
Pump CENTRILIFT P60 /100 stg
Pump CENTRILIFT P60 /100 stg
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
10.542' - 10.547' (5 ft) (5 DPP) Arena productora
10.547' - 10.552' (5 ft) (6 DPP) Nuevo intervalo
10.552' - 10.574' (10 ft) (5 DPP) Arena productora
10.719 ft Collar flotador
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.
Figura 4.20 Perfil de producción PLAB-05
Fuente: OFM-Schlumberger
Los costos estimados del reacondicionamiento se detallan en las tablas 4.18.
Tabla 4.18 Costos estimados del reacondicionamiento PLAB-05
Fuente: Área de operaciones Campo Palo Azul – Petroamazonas EP
PLAB-05
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
129
El análisis comparativo de costos, gastos e inversiones se realizó en base al incremento
de crudo al aplicar la técnica de reacondicionamiento equivalente a 306 BPPD mediante
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
indicadores económicos.
Tabla 4.19 Resultados del análisis económico PLAB-05
Realizado por: Paúl Angos & Alex Villagómez
ESCENARIO VAN TIR BC RECUPERACIÓN
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
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$/BBL, una producción estimada de 473 BPPD
y considerando un mes de 30 días, se puede apreciar que la recuperación de la inversión
para este proyecto se estima en 2 meses. Sin embargo, se ha visto necesario realizar un
análisis en tres escenarios de manera optimista conservadora y pesimista para determinar
el comportamiento del trabajo propuesto en función del precio del crudo oriente, tal como
se presenta en la figura 4.21.
Figura 4.21 Recuperación de la inversión PLAB-05
Realizado por: Paúl Angos & Alex Villagómez
-$ 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)
RECUPERACIÓN DE LA INVERSIÓN
130
4.4. Incremento de Producción PLAB-09
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”
4.4.2. Técnica de Reacondicionamiento
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.
4.4.3. Análisis Nodal
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.
La figura 4.22 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 350 BPPD a una presión
de cabeza de 104 psi.
Tabla 4.20 Calculo estimado de la tasa de producción PLAB-09
Fuente: Oil production consulting & training
Datos PLAB-09
Presión promedio Reservorio Pr 3.530 psi
Presión dinámica Pwf 2.198 psi
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
Figura 4.22 Análisis nodal PLAB-09
Fuente: Pipesim-Schlumberger
Pb=1.256 psi
132
4.4.3.1 Selección del equipo Electrosumergible
La figura 4.23 presenta las curvas de eficiencia, potencia y elevación de la bomba
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
Fuente: Pipesim-Schlumberger
4.4.3.2. Selección de equipos de fondo
La tabla 4.21 y 4.22 presenta la selección del motor con la potencia requerida de la
bomba de 481 Hp. La tabla 4.23 muestra los resultados de los equipos de fondo.
Tabla 4.21 Selección del motor bomba REDA GN5600
Fuente: REDA Electric Submersible Pump Systems Technology Catalog-Schlumberger
133
Tabla 4.22 Características del motor S-GRB
Fuente: REDA Electric Submersible Pump Systems Technology Catalog-Schlumberger
Tabla 4.23 Equipos de fondo bomba REDA GN5600
Realizado por: Paúl Angos & Alex Villagómez
EQUIPOS DE LA BOMBA
MOTOR S-GRB
Serie 562
Voltaje V 3847
Corriente A 77,3
Cable #6
Caída de voltaje V 273,46
Voltaje en superficie V 4120,46
KVA 551,02
4.4.3.3. Rendimiento de la bomba REDA GN5600
La figura 4.24 presenta el análisis nodal entre la curva de oferta y el cambio de
frecuencia de la bomba, mientras que la tabla 4.24 muestra las diferentes tasas.
Figura 4.24 Variación de frecuencia de la bomba REDA GN5600
Fuente: Pipesim-Schlumberger
134
Tabla 4.24 Capacidad de producción de la bomba CENTRILIFT P60
Realizado por: Paúl Angos & Alex Villagómez
PLAB-09
Frecuencia Caudal Caudal Petróleo Presión (NA)
(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
4.4.4. Programa de Reacondicionamiento
1. Mover la torre de reacondicionamiento al pozo PLAB-09.
2. Controlar el pozo con fluido de control de 8.4 lpg, el cual genera una presión
hidrostática de 4.505 psi mayor a la presión del reservorio equivalente a 3.530
psi. Observar y monitorear presencia de gas.
3. Desarmar y retirar líneas de flujo, 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. 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.
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.
135
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. Armar el cabezal, chequeando todas las válvulas, ring gaskets.
12. Recuperar y retirar BPV. Revisar parámetros en el variador.
13. Realizar las conexiones finales, tanto en el cable, como en el capilar.
14. Armar líneas de producción, alinear pozo y realizar pruebas de producción.
15. Fin de operaciones.
136
4.4.5. Diagrama mecánico del pozo propuesto
Figura 4.25 Diagrama mecánico del pozo propuesto PLAB-09
Realizado por: Paúl Angos & Alex Villagómez
6.253 ft Csg: 9 5/8 "
230 jts 3 1/2/L-80/9,2LPP/CLASE"A"
Camisa 3 1/2/EUE/TIPO "L"
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
10.764' - 10.773' (9 ft) (5 DPP) Intervalo Productor
Pump P35/S400/H6SSD/200 STG
10.790' - 10.818' (28 ft) (20 DPP) Intervalo Productor
10.818' - 10.836' (18 ft) (15 DPP) Intervalo Productor
10.836' - 10.847' (11 ft) (5 DPP) Intervalo Productor
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
4.4.5. Análisis Económico
El pozo PLAB-09 declina mensualmente 1,8% al realizar el reacondicionamiento la
nueva tasa de petróleo inicial equivale a 350 barriles con un BSW del 93%. La bomba
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.
Figura 4.26 Perfil de producción PLAB-09
Fuente: OFM-Schlumberger
Los costos estimados del reacondicionamiento se detallan en las tablas 4.25.
Tabla 4.25 Costos estimados del reacondicionamiento
Fuente: Área de operaciones Campo Palo Azul – Petroamazonas EP
PLAB-09
PULLING BES
SERVICIO INVERSIÓN
MOVIMIENTO DE LA TORRE $ 16.000,00
TRABAJO DE LA TORRE ( 6 días) $ 42.000,00
FLUIDO DE CONTROL $ 25.000,00
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%) $ 27.300,00
TOTAL $ 300.300,00
138
El análisis comparativo de costos, gastos e inversiones se realizó en base al incremento
de crudo al aplicar la técnica de reacondicionamiento equivalente a 108 BPPD mediante
la técnica de flujo neto de caja tal como se presenta en el anexo 18.
La tabla 4.26 presenta los resultados de la evaluación económica en función de los
indicadores económicos.
Tabla 4.26 Resultados del análisis económico PLAB-09
Realizado por: Paúl Angos & Alex Villagómez
ESCENARIO VAN TIR BC RECUPERACIÓN
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
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$/BBL, una producción estimada de 350 BPPD
y considerando un mes de 30 días, se puede apreciar que la recuperación de la inversión
para este proyecto se estima en 2 meses. Sin embargo, se ha visto necesario realizar un
análisis en tres escenarios de manera optimista conservadora y pesimista para determinar
el comportamiento del trabajo propuesto en función del precio del crudo oriente, tal como
se presenta en la figura 4.27.
Figura 4.27 Recuperación de la inversión PLAB-09
Realizado por: Paúl Angos & Alex Villagómez
-$ 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)
RECUPERACIÓN DE LA INVERSIÓN
CRUDO ORIENTE (USD 61,15) CRUDO ORIENTE (USD 74) CRUDO ORIENTE (USD 34,32)
139
4.5. Incremento de Producción PLAB-36
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.
4.5.3. Técnica de Reacondicionamiento
Cañoneo
A continuación, se presenta las siguientes observaciones que seleccionan al pozo como
candidato a realizar disparos, con el fin de aumentar las reservas de aquellas zonas que
no se encuentran perforadas.
✓ La evaluación petrofísica detallada anteriormente permite estimar nuevos
intervalos saturados de hidrocarburos en los disparos realizados.
✓ Las reservas y el petróleo original en sitio en el reservorio “Hollín Superior”
equivalen a 310 Mbbl y 1.298 Mbbl respectivamente, al realizar los redisparos
140
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 1,11 ft al realizar
alguna técnica de estimulación provocaría una comunicación 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.
4.5.4. Simulación del cañoneo
A continuación, se presenta la simulación del cañoneo.
141
La figura 4.28 presenta las variables de ingreso para el cálculo del daño producido
por los disparos en función de la simulación.
Figura 4.28 Daño producido por los disparos PLAB-36
Fuente: Pipesim-Schlumberger
4.5.5. Análisis Nodal
Mediante la técnica de análisis nodal determinamos el comportamiento del pozo con
la adición del nuevo intervalo productor. La figura 4.29 muestra el comportamiento del
pozo con la ubicación del nodo solución en la cara de la formación. La IPR (color naranja)
se determinó mediante el índice de productividad igual a 0,69 BFPD/PSI, representando
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.
Figura 4.29 Análisis nodal PLAB-36
Fuente: Pipesim-Schlumberger
4.5.6. Sistema de Levantamiento Artificial
4.5.6.1 Selección del equipo Electrosumergible
La figura 4.30 presenta las curvas de eficiencia, potencia y elevación de la bomba
seleccionada CENTRILIFT P60, cuyos valores equivalen a 66%; 366 HP y 345 etapas.
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
Figura 4.30 Curvas de desempeño de la bomba CENTRILIFT P60
Fuente: Pipesim-Schlumberger
4.5.6.2. Selección de equipos de fondo
La tabla 4.27 y 4.28 presenta la selección del motor con la potencia requerida de la
bomba de 521 Hp. La tabla 4.29 muestra los resultados de los equipos de fondo.
Tabla 4.27 Selección del motor bomba CENTRILIFT P60
Fuente: REDA Electric Submersible Pump Systems Technology Catalog-Schlumberger
Tabla 4.28 Características del motor S-GRB
Fuente: REDA Electric Submersible Pump Systems Technology Catalog-Schlumberger
144
Tabla 4.29 Equipos de fondo bomba CENTRILIFT P60
Realizado por: Paúl Angos & Alex Villagómez
EQUIPOS DE LA BOMBA
MOTOR S-GRB
Serie 562
Voltaje V 2582
Corriente A 88,1
Cable #4
Caída de voltaje V 277,51
Voltaje en superficie V 2859,51
KVA 435,83
Separador de gas SI
4.5.6.3. Rendimiento de la bomba CENTRILIFT P60
La figura 4.31 presenta el análisis nodal entre la curva de oferta y el cambio de
frecuencia de la bomba, mientras que la tabla 4.30 muestra las diferentes tasas de
producción.
Figura 4.31 Variación de frecuencia de la bomba CENTRILIFT P60
Fuente: Pipesim-Schlumberger
Tabla 4.30 Capacidad de producción de la bomba CENTRILIFT P60
Realizado por: Paúl Angos & Alex Villagómez
PLAB-36
Frecuencia Caudal Caudal Petróleo Presión (NA)
(Hz) (STB/d) (STB/d) (psia)
40 1.625 130 2.713
50 2.999 240 1.969
60 4.380 350 1.218
70 5527 442 220
145
4.5.7. Programa de Reacondicionamiento
1. Mover la torre de reacondicionamiento al pozo PLAB-36.
2. Controlar el pozo con fluido de control de 8.4 lpg, el cual genera una presión
hidrostática de 4.365 psi mayor a la presión del reservorio equivalente a 3.600
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 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.
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.
146
13. Armar el cabezal, chequeando todas las válvulas, ring gaskets y los sellos.
14. Recuperar y retirar BPV. Revisar parámetros en el variador.
15. Realizar las conexiones finales, tanto en el cable, como en el capilar.
16. Armar líneas de producción, alinear pozo y dejar en producción.
17. Fin de operaciones
4.5.8. Diagrama Mecánico del pozo propuesto
Figura 4.32 Diagrama mecánico del pozo propuesto PLAB-36
Realizado por: Paúl Angos & Alex Villagómez
10.079 ft 9 5/8"
285 jts 3 1/2"/L-80/Cr 3%/9,2LPP/CLASE"A"
Camisa 3 1/2/EUE/TIPO "L"
NOGO 3 1/2
1 Tubo 3 1/2 TN 80 9,2 LPP
Pump CENTRILIFT P60 /100 stg
Pump CENTRILIFT P60 /100 stg
Pump CENTRILIFT P60 /100 stg
Pump CENTRILIFT P60 /100 stg
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
4.5.9. Análisis Económico
El pozo PLAB-36 declina mensualmente 1,58% al realizar el reacondicionamiento la
nueva tasa de petróleo inicial equivale a 350 barriles con un BSW del 92%. La bomba
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
información detallada anteriormente en la figura 4.33 se estima el nuevo perfil de
producción.
Figura 4.33 Perfil de producción PLAB-36
Fuente: OFM-Schlumberger
Los costos estimados del reacondicionamiento se detallan en las tablas 4.31.
Tabla 4.31 Costos estimados del reacondicionamiento PLAB-36
Fuente: Área de operaciones Campo Palo Azul – Petroamazonas EP
PLAB-36
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
148
El análisis comparativo de costos, gastos e inversiones se realizó en base al incremento
de crudo al aplicar la técnica de reacondicionamiento equivalente a 219 BPPD mediante
la técnica de flujo neto de caja tal como se presenta en el anexo 19.
La tabla presenta los resultados de la evaluación económica en función de los
indicadores económicos.
Tabla 4.32 Resultados del análisis económico PLAB-36
Realizado por: Paúl Angos & Alex Villagómez
ESCENARIO VAN TIR BC RECUPERACIÓN
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
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$/BBL, una producción estimada de 477 BPPD
y considerando un mes de 30 días, se puede apreciar que la recuperación de la inversión
para este proyecto se estima en 2 meses. Sin embargo, se ha visto necesario realizar un
análisis en tres escenarios de manera optimista conservadora y pesimista para determinar
el comportamiento del trabajo propuesto en función del precio del crudo oriente, tal como
se presenta en la figura 4.34 .
Figura 4.34 Recuperación de la inversión PLAB-36
Realizado por: Paúl Angos & Alex Villagómez
-$ 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)
RECUPERACIÓN DE LA INVERSIÓN
CRUDO ORIENTE (USD 61,15) CRUDO ORIENTE (USD 67,95) CRUDO ORIENTE (USD 28,27)
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
Se propone evaluar parámetros estratigráficos, geológicos y petrofísicos del reservorio
“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.
✓ 10.506' a 10.514', este intervalo presenta las siguientes características
petrofísicas: porosidad 8,2%, saturación de petróleo del 39,2%, porcentaje de
arcilla del 42 y permeabilidad 19 md.
4.6.3. Técnica de Reacondicionamiento
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.
✓ La evaluación petrofísica detallada anteriormente permite estimar nuevos
intervalos saturados de hidrocarburos en los disparos realizados.
✓ Las reservas y el petróleo original en sitio en el reservorio “Hollín Superior”
equivalen a 574 Mbbl y 3.228 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 8,02 ft.
✓ 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.
✓ 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.
4.6.4. Simulación del cañoneo
A continuación, se presenta la simulación del cañoneo.
151
La figura 4.35 presenta las variables de ingreso para el cálculo del daño producido
por los disparos en función de la simulación.
Figura 4.35 Daño producido por los disparos PLAC-04
Fuente: Pipesim-Schlumberger
4.6.5 Análisis Nodal
Mediante la técnica de análisis nodal determinamos el comportamiento del pozo con
la adición del nuevo intervalo productor. La figura 4.36 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 1,07 BFPD/PSI, representando
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
Fuente: Pipesim-Schlumberger
4.6.6. Sistema de Levantamiento Artificial
4.6.6.1 Selección del equipo Electrosumergible
La figura 4.37 presenta las curvas de eficiencia, potencia y elevación de la bomba
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
Fuente: Pipesim-Schlumberger
4.6.6.2. Selección de equipos de fondo
La tabla 4.33 y 4.34 presenta la selección del motor con la potencia requerida de la
bomba de 137 Hp. La tabla 4.35 muestra los resultados de los equipos de fondo.
Tabla 4.33 Selección del motor bomba REDA D2400N
Fuente: REDA Electric Submersible Pump Systems Technology Catalog-Schlumberger
Tabla 4.34 Características del motor S
Fuente: REDA Electric Submersible Pump Systems Technology Catalog-Schlumberger
154
Tabla 4.35 Equipos de fondo bomba REDA D2400N
Realizado por: Paúl Angos & Alex Villagómez
EQUIPOS DE LA BOMBA
MOTOR S
Serie 562
Voltaje V 1272
Corriente A 36
Cable #4
Caída de voltaje V 253,39
Voltaje en superficie V 1525,39
KVA 95,00
4.6.6.3. Rendimiento de la bomba REDA D2400N
La figura 4.38 presenta el análisis nodal entre la curva de oferta y el cambio de
frecuencia de la bomba, mientras que la tabla 4.36 muestra las diferentes tasas de
producción.
Figura 4.38 Variación de frecuencia de la bomba REDA D2400N
Fuente: Pipesim-Schlumberger
Tabla 4.36 Capacidad de producción de la bomba REDA D2400N
Realizado por: Paúl Angos & Alex Villagómez
PLAC-04
Frecuencia Caudal Caudal Petróleo Presión (NA)
(Hz) (STB/d) (STB/d) (psia)
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
4.6.7. Programa de Reacondicionamiento
1. Mover la torre de reacondicionamiento al pozo PLAC-04.
2. Controlar el pozo con fluido de control de 8.4 lpg, el cual genera una presión
hidrostática de 4.452 psi mayor a la presión del reservorio equivalente a 3.650
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” 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.
8. Con wireline armar cañón (Pure power jet nova 2906,HMX) cargado con
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.
10. 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.
11. Armar el colgador del tubing de 11” x 3 ½” en la sección “B” del cabezal.
156
12. Realizar corte de cable bajo el tubing hanger y realizar empate e instalación de
conectores.
13. Asentar sarta con tubing hanger en sección B e instalar BPV. Retirar BOPs.
14. Armar el cabezal, chequeando todas las válvulas, ring gaskets y los sellos.
15. Recuperar y retirar BPV. 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.
4.6.8. Diagrama Mecánico del pozo propuesto
Figura 4.39 Diagrama mecánico del pozo propuesto PLAC-04
Realizado por: Paúl Angos & Alex Villagómez
5.840 ft Csg: 10 3/4 "
210 jts 2 7/8/TN-110/7,8 LPP/CLASE"B"
Camisa 2 7/8/EUE/TIPO "L"
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
10.500' - 10.506' (6 ft) (6 DPP) Nuevo Intervalo
10.506' - 10.514' (8 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
10.625 ft Collar flotador
10.714 ft Liner 5"
MOTOR S/S562/75HP/1.272 V/36 A
Prof. Bomba 7.847 ft
TVD:
MD:
10.192 ft
10.721 ft
PP
157
4.6.9. Análisis Económico
El pozo PLAC-04 declina mensualmente 1,2% al realizar el reacondicionamiento la
nueva tasa de petróleo inicial equivale a 480 barriles con un BSW del 76%. La bomba
REDA D2400N/ 136STG, levanta hasta superficie 2.000 BFPD, mientras que las reservas
aumentan a un valor de 876 Mbbl con una tasa de abandono de 50 BPPD. En base a la
información detallada anteriormente en la figura 4.40 se estima el nuevo perfil de
producción.
Figura 4.40 Perfil de producción PLAC-04
Fuente: OFM-Schlumberger
Los costos estimados del reacondicionamiento se detallan en las tablas 4.37.
Tabla 4.37 Costos estimados del reacondicionamiento
Fuente: Área de operaciones Campo Palo Azul – Petroamazonas EP
PLAC-04
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
158
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 20.
La tabla 4.38 presenta los resultados de la evaluación económica en función de los
indicadores económicos.
Tabla 4.38 Resultados del análisis económico PLAC-04
Realizado por: Paúl Angos & Alex Villagómez
ESCENARIO VAN TIR BC RECUPERACIÓN
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
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$/BBL, una producción estimada de 480 BPPD
y considerando un mes de 30 días, se puede apreciar que la recuperación de la inversión
para este proyecto se estima en 3 meses. Sin embargo, se ha visto necesario realizar un
análisis en tres escenarios de manera optimista conservadora y pesimista para determinar
el comportamiento del trabajo propuesto en función del precio del crudo oriente, tal como
se presenta en la figura 4.41.
Figura 4.41 Recuperación de la inversión PLAC-04
Realizado por: Paúl Angos & Alex Villagómez
-$ 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 74) CRUDO ORIENTE (USD 34,32)
159
4.7. Incremento de Producción PLAC-39
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
Se propone evaluar parámetros estratigráficos, geológicos y petrofísicos del reservorio
“Hollín Superior” con el objetivo de determinar nuevos intervalos saturados de
hidrocarburos.
Mediante la evaluación petrofísica se estimó las siguientes características:
✓ 10.389' a 10.424', este intervalo presenta las siguientes características
petrofísicas: porosidad 15,1% saturación de petróleo del 92,3%; porcentaje de
arcilla del 4,7% y permeabilidad 18 md.
✓ 10.365' a 10.384', este intervalo presenta las siguientes características
petrofísicas: porosidad 11,4%, saturación de petróleo del 81,7%, porcentaje de
arcilla del 24,7 y permeabilidad 22 md.
4.7.3. Técnica de Reacondicionamiento
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
no se encuentran perforadas.
✓ La evaluación petrofísica detallada anteriormente permite estimar nuevos
intervalos saturados de hidrocarburos en los disparos realizados.
160
✓ Las reservas y el petróleo original en sitio en el reservorio “Hollín Superior”
equivalen a 545,7 Mbbl y 6200,65 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 2,48 ft al realizar
alguna técnica de estimulación provocaría una comunicación con el acuífero
de fondo.
✓ La implementación de cámaras de vacío permitirá realizar una limpieza en los
punzados con el fin de reducir el daño de formación.
4.7.4. Simulación del cañoneo
A continuación, se presenta la simulación del cañoneo.
161
La figura 4.42 presenta las variables de ingreso para el cálculo del daño producido
por los disparos en función de la simulación.
Figura 4.42 Daño producido por los disparos PLAC-39
Fuente: Pipesim-Schlumberger
4.7.5. Análisis Nodal
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
162
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 1,54 BFPD/PSI, representando
el estado actual del pozo. La IPR (color naranja) se estimó mediante Darcy cuya tasa de
producción con un factor de daño de 1.049E-16 equivale a 2.888 BFPD y 173.3BPPD,
representando el comportamiento del nuevo intervalo cañoneado a la presión de fondo
fluyente actual de 1.741 psi. 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 6.550 BFPD y 393 BPPD a la Pwf actual de 1.741 psi y en cabeza 200 psi.
Figura 4.43 Análisis nodal PLAC-39
Fuente: Pipesim-Schlumberger
4.7.6. Sistema de Levantamiento Artificial
4.7.6.1 Selección del equipo Electrosumergible
La figura 4.44 presenta las curvas de eficiencia, potencia y elevación de la bomba
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
Fuente: Pipesim-Schlumberger
4.7.6.2. Selección de equipos de fondo
La tabla 4.45 y 4.46 presenta la selección del motor con la potencia requerida de la
bomba de 556 Hp. La tabla 4.47 muestra los resultados de los equipos de fondo.
Tabla 4.39 Selección del motor bomba ESP-TD6000
Fuente: REDA Electric Submersible Pump Systems Technology Catalog-Schlumberger
Tabla 4.40 Características del motor S
Fuente: REDA Electric Submersible Pump Systems Technology Catalog-Schlumberger
164
Tabla 4.41 Equipos de fondo bomba ESP-TD6000
Realizado por: Paúl Angos & Alex Villagómez
EQUIPOS DEL EQUIPO BES
MOTOR S
Serie 738
Voltaje V 3.155
Corriente A 115,5
Cable #4
Caída de voltaje V 277,51
Voltaje en superficie V 3.432,51
KVA 685,87
4.7.6.3. Rendimiento de la bomba ESP-TD6000
La figura 4.45 presenta el análisis nodal entre la curva de oferta y el cambio de
frecuencia de la bomba, mientras que la tabla 4.42 muestra las diferentes tasas de
producción.
Figura 4.45 Variación de frecuencia de la bomba ESP-TD6000
Fuente: Pipesim-Schlumberger
Tabla 4.42 Capacidad de producción de la bomba ESP-TD6000
Realizado por: Paúl Angos & Alex Villagómez
PLAC-39
Frecuencia Caudal Caudal Petróleo Presión (NA)
(Hz) (STB/d) (STB/d) (psia)
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
4.7.7. Programa de Reacondicionamiento
1. Mover la torre de reacondicionamiento al pozo PLAC-39.
2. Controlar el pozo con fluido de control de 8.5 lpg, el cual genera una presión
hidrostática de 4.493 psi mayor a la presión del reservorio equivalente a 4.320
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 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 wireline armar cañón (Pure power jet nova 2906,HMX) cargado con
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.
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.
166
13. Armar el cabezal, chequeando todas las válvulas, ring gaskets y los sellos
14. Recuperar y retirar BPV. Revisar parámetros en el variador.
15. Realizar las conexiones finales, tanto en el cable, como en el capilar .
16. Armar líneas de producción, alinear pozo y dejar en producción.
17. Fin de operaciones.
4.7.8. Diagrama Mecánico del pozo propuesto
Figura 4.46 Diagrama mecánico del pozo propuesto PLAC-39
Realizado por: Paúl Angos & Alex Villagómez
10.148 ft Csg: 9 5/8"
286 jts 3 1/2/BG-80/9,2LPP/CLASE"A"
Camisa 3 1/2/EUE/TIPO "L"
NOGO 3 1/2
1 Tubo 3 1/2 TN 80 9,2 LPP
Pump ESP-TD6000/100 stg
Pump ESP-TD6000/100 stg
Pump ESP-TD6000/100 stg
Pump ESP-TD6000/100 stg
Pump ESP-TD6000/100 stg
Separados de gas
Cable #4
Arena "Hollin"
10.365' - 10.384' (19 ft) (6 DPP) Nuevo intervalo
10.389' - 10.414' (25 ft) (25 DPP) Redisparos
10.414' - 10.424' (10 ft) (10 DPP) Redisparos
10.607 ft Collar flotador
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
4.7.9. Análisis Económico
El pozo PLAC-39 declina mensualmente 0,61% al realizar el reacondicionamiento la
nueva tasa de petróleo inicial equivale a 393 barriles con un BSW del 94%. La bomba
ESP-TD6000/448 STG, levanta hasta superficie 6.550 BFPD, mientras que las reservas
aumentan a un valor de 983,5 Mbbl con una tasa de abandono de 50 BPPD. En base a la
información detallada anteriormente en la figura 4.47 se estima el nuevo perfil de
producción.
Figura 4.47 Perfil de producción incremental PLAC-39
Fuente: OFM-Schlumberger
Los costos estimados del reacondicionamiento se detallan en las tablas 4.43.
Tabla 4.43 Costos estimados del reacondicionamiento
Fuente: Área de operaciones Campo Palo Azul – Petroamazonas EP
PLAC-39
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
168
El análisis comparativo de costos, gastos e inversiones se realizó en base al incremento
de crudo al aplicar la técnica de reacondicionamiento equivalente a 154 BPPD mediante
la técnica de flujo neto de caja tal como se presenta en el anexo 21.
La tabla 4.44 presenta los resultados de la evaluación económica en función de los
indicadores económicos.
Tabla 4.44 Resultados del análisis económico PLAC-39
Realizado por: Paúl Angos & Alex Villagómez
ESCENARIO VAN TIR BC RECUPERACIÓN
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
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$/BBL, una producción estimada de 393 BPPD
y considerando un mes de 30 días, se puede apreciar que la recuperación de la inversión
para este proyecto se estima en 3 meses. Sin embargo, se ha visto necesario realizar un
análisis en tres escenarios de manera optimista conservadora y pesimista para determinar
el comportamiento del trabajo propuesto en función del precio del crudo oriente, tal como
se presenta en la figura 4.48.
Figura 4.48 Recuperación de la inversión PLAC-39
Realizado por: Paúl Angos & Alex Villagómez
-$ 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 74) CRUDO ORIETE (USD 34,32)
169
4.8. Incremento de Producción PLAC-40
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
Se propone evaluar parámetros estratigráficos, geológicos y petrofísicos del reservorio
“Hollín Superior” con el objetivo de determinar nuevos intervalos saturados de
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.
✓ La evaluación petrofísica detallada anteriormente permite estimar nuevos
intervalos saturados de hidrocarburos en los disparos realizados.
✓ 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.
✓ El reservorio Hollín Superior, presenta un sello caolinítico de 13,72 ft.
✓ 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.
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.
4.8.4. Simulación del cañoneo
A continuación, se presenta la simulación del cañoneo.
171
La figura 4.49 presenta las variables de ingreso para el cálculo del daño producido
por los disparos en función de la simulación.
Figura 4.49 Daño producido por los disparos PLAC-40
Fuente: Pipesim-Schlumberger
4.8.5. Análisis Nodal
Mediante la técnica de análisis nodal determinamos el comportamiento del pozo con
la adición del nuevo intervalo productor. La figura 4.50 muestra el comportamiento del
pozo con la ubicación del nodo solución en la cara de la formación. La IPR (color verde)
172
se determinó mediante el índice de productividad igual a 0,426 BFPD/PSI, representando
el estado actual del pozo. La IPR (color naranja) se estimó mediante Darcy cuya tasa de
producción con un factor de daño de 1.085E-16 equivale a 535 BFPD y 203 BPPD,
representando el comportamiento del nuevo intervalo cañoneado a la presión de fondo
fluyente actual de 1.752. La IPR color azul indica la producción en total del reservorio
Hollín con un índice de productividad de 0,64 BFPD/PSI. La intersección con la curva de
oferta (color rojo) representada por la bomba, indica la producción en superficie
equivalente a 1.630 BFPD y 620 BPPD a la Pwf actual de 1.752 psi y en cabeza 104 psi.
Figura 4.50 Análisis nodal PLAC-40
Fuente: Pipesim-Schlumberger
4.8.6. Sistema de Levantamiento Artificial
4.8.6.1 Selección del equipo Electrosumergible
La figura 4.51 presenta las curvas de eficiencia, potencia y elevación de la bomba
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
Fuente: Pipesim-Schlumberger
4.8.6.2. Selección de equipos de fondo
La tabla 4.1 y 4.2 presenta 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 4.45 Selección del motor bomba ESP-TD1750
Fuente: REDA Electric Submersible Pump Systems Technology Catalog-Schlumberger
Tabla 4.46 Características del motor S
Fuente: REDA Electric Submersible Pump Systems Technology Catalog-Schlumberger
174
Tabla 4.47 Equipos de fondo bomba ESP-TD1750
Realizado por: Paúl Angos & Alex Villagómez
EQUIPOS DE FONDO
MOTOR S
Serie 738
Voltaje V 4200
Corriente A 36,2
Cable #6
Caída de voltaje V 248,97
Voltaje en superficie V 4448,97
KVA 278,62
4.8.6.3. Rendimiento de la bomba ESP-TD1750
La figura 4.52 presenta el análisis nodal entre la curva de oferta y el cambio de
frecuencia de la bomba, mientras que la tabla 4.48 muestra las diferentes tasas de
producción.
Figura 4.52 Variación de frecuencia de la bomba ESP-TD1750
Fuente: Pipesim-Schlumberger
Tabla 4.48 Capacidad de producción de la bomba ESP-TD1750
Realizado por: Paúl Angos & Alex Villagómez
PLAC-040
Frecuencia Caudal Caudal Petróleo Presión (NA)
(Hz) (STB/d) (STB/d) (psia)
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
4.8.7. Programa de Reacondicionamiento
1. Mover la torre de reacondicionamiento al pozo PLAC-40.
2. Controlar el pozo con fluido de control de 8.4 lpg, el cual genera una presión
hidrostática de 4.480 psi mayor a la presión del reservorio equivalente a 4.300
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 BHA de limpieza #1 en tubería de 3 ½”. Circular. Bombear tren de
píldora viscosa para limpieza de sólidos. Sacar BHA de limpieza y desarmar.
7. Con wireline armar cañón (Pure power jet nova 2906,HMX) cargado con
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.
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.
176
14. Recuperar y retirar BPV. Revisar parámetros en el variador.
15. Realizar las conexiones finales, tanto en el cable, como en el capilar .
16. Armar líneas de producción, alinear pozo y dejar en producción.
17. Fin de operaciones
4.8.8. Diagrama Mecánico del pozo propuesto
Figura 4.53 Diagrama mecánico del pozo propuesto PLAC-40
Realizado por: Paúl Angos & Alex Villagómez
307 jts 2 7/8 /TN80/9,2LPP/CLASE"A"
Camisa 2 3/8/EUE/TIPO "L"
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"
10.862' - 10.867' (5 ft) (5 DPP) Redisparos
10.867' - 10.875' (8 ft) (5 DPP) Redisparos
10.687' - 10.896' (9 ft) (5 DPP) Intervalo Prductor
CIBP 7"
MAX-R 4,5"
11.097 ft Liner 7"
11.098 ft Collar flotador
TVD:10.225 ft
MD:11.100 ft
MOTOR S/S738/250HP/4.200V/36,2 A
Profun. Bomba 9.675 ft
PPP
177
4.8.9. Análisis Económico
El pozo PLAC-40 declina mensualmente 1,31% al realizar el reacondicionamiento la
nueva tasa de petróleo inicial equivale a 620 barriles con un BSW del 62%. La bomba
ESP-TD1750/289 STG, levanta hasta superficie 1.630 BFPD, mientras que las reservas
aumentan a un valor de 1.975 Mbbl con una tasa de abandono de 50 BPPD. En base a la
información detallada anteriormente en la figura 4.54 se estima el nuevo perfil de
producción.
Figura 4.54 Perfil de producción incremental PLAC-40
Fuente: OFM-Schlumberger
Los costos estimados del reacondicionamiento se detallan en las tablas 4.5.
Tabla 4.49 Costos estimados del reacondicionamiento
Fuente: Área de operaciones Campo Palo Azul – Petroamazonas EP
PLAC-40
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
178
El análisis comparativo de costos, gastos e inversiones se realizó en base al incremento
de crudo al aplicar la técnica de reacondicionamiento equivalente a 207 BPPD mediante
la técnica de flujo neto de caja tal como se presenta en el anexo 22.
La tabla 4.50 presenta los resultados de la evaluación económica en función de los
indicadores económicos.
Tabla 4.50 Resultados del análisis económico PLAC-40
Realizado por: Paúl Angos & Alex Villagómez
ESCENARIO VAN TIR BC RECUPERACIÓN
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
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$/BBL, una producción estimada de 620 BPPD
y considerando un mes de 30 días, se puede apreciar que la recuperación de la inversión
para este proyecto se estima en 2 meses. Sin embargo, se ha visto necesario realizar un
análisis en tres escenarios de manera optimista conservadora y pesimista para determinar
el comportamiento del trabajo propuesto en función del precio del crudo oriente, tal como
se presenta en la figura 4.55.
Figura 4.55 Recuperación de la inversión PLAC-40
Realizado por: Paúl Angos & Alex Villagómez
-$ 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)
RECUPERACIÓN DE LA INVERSIÓN
CRUDO ORIENTE (USD 61,15) CRUDO ORIENTE (USD 67,95) CRUDO ORIENTE (USD 28,97)
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
Realizado por: Paúl Angos & Alex Villagómez
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
Se propone evaluar parámetros estratigráficos, geológicos y petrofísicos del reservorio
“Hollín Superior” con el objetivo de determinar nuevos intervalos saturados de
hidrocarburos.
La evaluación petrofísica determinó lo siguiente:
✓ 10.187' a 10.196', este intervalo presenta las siguientes características
petrofísicas: porosidad 12,6% saturación de petróleo del 66,9%; porcentaje de
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
arcilla del 6,3 y permeabilidad 19 md.
4.9.3. Técnica de Reacondicionamiento
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.
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.
181
✓ La evaluación petrofísica detallada anteriormente permite estimar nuevos
intervalos saturados de hidrocarburos en los disparos realizados.
✓ Las reservas y el petróleo original en sitio en el reservorio “Hollín” equivalen
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.
✓ El reservorio Hollín Superior, presenta un sello caolinítico de 16,09 ft.
✓ 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.
4.9.4. Simulación del cañoneo
A continuación, se presenta la simulación del cañoneo.
182
La figura 4.57 presenta las variables de ingreso para el cálculo del daño producido
por los disparos en función de la simulación.
Figura 4.57 Daño producido por los disparos PLAD-15
Fuente: Pipesim-Schlumberger
4.9.5. Análisis Nodal
Mediante la técnica de análisis nodal determinamos el comportamiento del pozo con
la adición del nuevo intervalo productor. La figura 4.58 muestra el comportamiento del
pozo con la ubicación del nodo solución en la cara de la formación. La IPR (color verde)
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
Fuente: Pipesim-Schlumberger
4.9.6. Sistema de Levantamiento Artificial
4.9.6.1 Selección del equipo Electrosumergible
La figura 4.59 presenta las curvas de eficiencia, potencia y elevación de la bomba
seleccionada REDA D2400N, cuyos valores equivalen a 68%; 70 HP y 121 etapas. La
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
Figura 4.59 Curvas de desempeño de la bomba REDA D2400N
Fuente: Pipesim-Schlumberger
4.9.6.2. Selección de equipos de fondo
La tabla 4.51 y 4.52 presenta la selección del motor con la potencia requerida de la
bomba de 70 Hp. La tabla 4.53 muestra los resultados de los equipos de fondo.
Tabla 4.51 Selección del motor bomba REDA D2400N
Fuente: REDA Electric Submersible Pump Systems Technology Catalog-Schlumberger
Tabla 4.52 Características del motor S-GRB
Fuente: REDA Electric Submersible Pump Systems Technology Catalog-Schlumberger
185
Tabla 4.53 Equipos de fondo bomba REDA D2400N
Realizado por: Paúl Angos & Alex Villagómez
EQUIPOS DE LA BOMBA
MOTOR S-GAUGE
Serie 562
Voltaje V 1323
Corriente A 43,2
Cable #4
Caída de voltaje V 257,44
Voltaje en superficie V 1580,44
KVA 118,12
4.9.6.3. Rendimiento de la bomba REDA D2400N
La figura 4.60 presenta el análisis nodal entre la curva de oferta y el cambio de
frecuencia de la bomba, mientras que la tabla 4.54 muestra las diferentes tasas de
producción.
Figura 4.60 Variación de frecuencia de la bomba REDA D2400N
Fuente: Pipesim-Schlumberger
Tabla 4.54 Capacidad de producción de la bomba REDA D2400N
Realizado por: Paúl Angos & Alex Villagómez
PLAD-015
Frecuencia Caudal Caudal Petróleo Presión (NA)
(Hz) (STB/d) (STB/d) (psia)
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
4.9.7. Programa de Reacondicionamiento
1. Mover la torre de reacondicionamiento al pozo PLAD-15.
2. Controlar el pozo con fluido de control de 8.4 lpg, el cual genera una presión
hidrostática de 4.501 psi mayor a la presión del reservorio equivalente a 3.700
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 3 1/2”
Electrosumergible y reportar el estado mecánico y eléctrico del equipo.
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.
15. Con wireline armar cañón ( Pure power jet nova 2906,HMX) cargado con
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.
17. 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.
18. Armar el colgador del tubing de 11” x 3 ½” en la sección “B” del cabezal
19. Realizar corte de cable bajo el tubing hanger y realizar empate e instalación de
conectores.
20. Asentar sarta con tubing hanger en sección B e instalar BPV. Retirar BOPs.
21. Armar el cabezal, chequeando todas las válvulas, ring gaskets y los sellos.
22. Recuperar y retirar BPV.
23. Revisar parámetros en el variador.
24. Realizar las conexiones finales, tanto en el cable, como en el capilar.
25. Armar líneas de producción, alinear pozo y realizar pruebas de producción.
26. Fin de operaciones.
188
4.9.8. Diagrama Mecánico del pozo propuesto
Figura 4.61 Diagrama mecánico del pozo propuesto PLAD-15
Realizado por: Paúl Angos & Alex Villagómez
4.9.9. Análisis Económico
El pozo PLAD-15 declina mensualmente 1,12% al realizar el reacondicionamiento la
nueva tasa de petróleo inicial equivale a 301 barriles con un BSW del 86%. La bomba
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"
Camisa 3 1/2/EUE/TIPO "L"
NOGO 3 1/2
1 Tubo 3 1/2 / L-80/ 9,2 LPP
Pump CENTRILIFT GC3500/100 stg
Pump CENTRILIFT GC3500/100 stg
Cable #6
Arena "Hollin"
10.187' - 10.196' (9 ft) (6 DPP) Nuevo intervalo
10.214' - 10.224' (20 ft) (12 DPP) Arena Productora
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
aumentan a un valor de 582 Mbbl con una tasa de abandono de 50 BPPD. En base a la
información detallada anteriormente en la figura 4.62 se estima el nuevo perfil de
producción.
Figura 4.62 Perfil de producción incremental PLAD-15
Fuente: OFM-Schlumberger
Los costos estimados del reacondicionamiento se detallan en las tablas 4.55.
Tabla 4.55 Costos estimados del reacondicionamiento
Fuente: Área de operaciones Campo Palo Azul – Petroamazonas EP
PLAD-15
SQZ+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
CEMENTACION FORZADA $ 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%) $ 40.720,00
TOTAL $ 447.920,00
190
El análisis comparativo de costos, gastos e inversiones se realizó en base al incremento
de crudo al aplicar la técnica de reacondicionamiento equivalente a 183 BPPD mediante
la técnica de flujo neto de caja tal como se presenta en el anexo 23.
La tabla 4.56 presenta los resultados de la evaluación económica en función de los
indicadores económicos.
Tabla 4.56 Resultados del análisis económico PLAD-15
Realizado por: Paúl Angos & Alex Villagómez
ESCENARIO VAN TIR BC RECUPERACIÓN
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
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$/BBL, una producción estimada de 301 BPPD
y considerando un mes de 30 días, se puede apreciar que la recuperación de la inversión
para este proyecto se estima en 2 meses. Sin embargo, se ha visto necesario realizar un
análisis en tres escenarios de manera optimista conservadora y pesimista para determinar
el comportamiento del trabajo propuesto en función del precio del crudo oriente, tal como
se presenta en la figura 4.63.
Figura 4.63 Recuperación de la inversión PLAD-15
Realizado por: Paúl Angos & Alex Villagómez
-$ 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)
191
4.8.10. Técnica de Reacondicionamiento (Fracturamiento Hidráulico)
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
Realizado por: Paúl Angos & Alex Villagómez
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
Se propone evaluar parámetros estratigráficos, geológicos y petrofísicos del reservorio
“Hollín Superior” con el objetivo de determinar nuevos intervalos saturados de
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.
4.10.3. Técnica de Reacondicionamiento
Redisparos
A continuación, 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 no se encuentran perforadas.
✓ La evaluación petrofísica detallada anteriormente permite estimar nuevos
intervalos saturados de hidrocarburos en los disparos realizados.
193
✓ Las reservas y el petróleo original en sitio en el reservorio “Hollín Superior”
equivalen a 591Mbbl y 1183,19 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 1,5 ft al realizar
alguna técnica de estimulación provocaría una comunicación con el acuífero
de fondo.
✓ La implementación de cámaras de surgencia permitirá realizar una limpieza en
los punzados con el fin de reducir el daño de formación.
4.10.4. Simulación del cañoneo
A continuación, se presenta la simulación del cañoneo.
194
La figura 4.65 presenta las variables de ingreso para el cálculo del daño producido
por los disparos en función de la simulación.
Figura 4.65 Daño producido por los disparos PLAD-28
Fuente: Pipesim-Schlumberger
4.10.5. Análisis Nodal
Mediante la técnica de análisis nodal determinamos el comportamiento del pozo con
la adición del nuevo intervalo productor. La figura 4.66 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 1,47 BFPD/PSI, representando
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
Fuente: Pipesim-Schlumberger
4.10.6. Sistema de Levantamiento Artificial
4.10.6.1 Selección del equipo Electrosumergible
La figura 4.67 presenta las curvas de eficiencia, potencia y elevación de la bomba
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
Fuente: Pipesim-Schlumberger
4.10.6.2. Selección de equipos de fondo
La tabla 4.57 y 4.58 presenta la selección del motor con la potencia requerida de la
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
Fuente: REDA Electric Submersible Pump Systems Technology Catalog-Schlumberger
Tabla 4.58 Características del motor S
Fuente: REDA Electric Submersible Pump Systems Technology Catalog-Schlumberger
197
Tabla 4.59 Equipos de fondo bomba CENTRILIFT GC3500
Realizado por: Paúl Angos & Alex Villagómez
EQUIPOS DE LA BOMBA
MOTOR S
Serie 738
Voltaje V 4200
Corriente A 36,2
Cable #6
Caída de voltaje V 249,34
Voltaje en superficie V 4449,34
KVA 278,64
4.10.6.3. Rendimiento de la bomba CENTRILIFT GC3500
La figura 4.68 presenta el análisis nodal entre la curva de oferta y el cambio de
frecuencia de la bomba, mientras que la tabla 4.60 muestra las diferentes tasas de
producción.
Figura 4.68 Variación de frecuencia de la bomba CENTRILIFT GC3500
Fuente: Pipesim-Schlumberger
Tabla 4.60 Capacidad de producción de la bomba CENTRILIFT GC3500
Realizado por: Paúl Angos & Alex Villagómez
PLAD-28
Frecuencia Caudal Caudal Petróleo Presión (NA)
(Hz) (STB/d) (STB/d) (psia)
40 458 50 2.915
50 1.994 219 2.312
60 3.210 353 1.840
70 4.225 465 1.452
198
4.10.7. Programa de Reacondicionamiento
1. Mover la torre de reacondicionamiento al pozo PLAD-28.
2. Controlar el pozo con fluido de control de 8.4 lpg, el cual genera una presión
hidrostática de 4.366 psi mayor a la presión del reservorio equivalente a 3.100
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. Con wireline armar cañón ( Pure power jet nova 2906,HMX) cargado con
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.
8. 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.
9. Armar el colgador del tubing de 11” x 3 ½” en la sección “B” del cabezal
10. Realizar corte de cable bajo el tubing hanger y realizar empate e instalación de
conectores.
11. Asentar sarta con tubing hanger en sección B e instalar BPV. Retirar BOPs.
12. Armar el cabezal, chequeando todas las válvulas, ring gaskets y los sellos.
13. Recuperar y retirar BPV.
199
14. Revisar parámetros en el variador.
15. Realizar las conexiones finales, tanto en el cable, como en el capilar .
16. Armar líneas de producción, alinear pozo y realizar pruebas de producción.
17. Fin de operaciones.
4.10.8. Diagrama Mecánico del pozo propuesto
Figura 4.69 Diagrama mecánico del pozo propuesto PLAD-28
Realizado por: Paúl Angos & Alex Villagómez
Prof. 10.148 ft Csg:13 3/8"
281 jts 3 1/2/L-80/9,2LPP/CLASE"A"
Camisa 3 1/2/EUE/TIPO "L"
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"
11.560' - 11.576' (16 ft) (6 DPP) Nuevo intervalo
11.585' - 11.613' (28 ft) (6 DPP) Nuevo intervalo
11.630' - 11.676' (46 ft) (6 DPP) Nuevo intervalo
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
4.10.9. Análisis Económico
El pozo PLAD-28 declina mensualmente 1,74% al realizar el reacondicionamiento la
nueva tasa de petróleo inicial equivale a 353 barriles con un BSW del 89%. La bomba
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
base a la información detallada anteriormente en la figura 4.68 se estima el nuevo perfil
de producción.
Figura 4.70 Perfil de producción incremental PLAD-28
Fuente: OFM-Schlumberger
Los costos estimados del reacondicionamiento se detallan en las tablas 4.61.
Tabla 4.61 Costos estimados del reacondicionamiento
Fuente: Área de operaciones Campo Palo Azul – Petroamazonas EP
PLAD-28
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
201
El análisis comparativo de costos, gastos e inversiones se realizó en base al incremento
de crudo al aplicar la técnica de reacondicionamiento equivalente a 150 BPPD mediante
la técnica de flujo neto de caja tal como se presenta en el anexo 24.
La tabla 4.62 presenta los resultados de la evaluación económica en función de los
indicadores económicos.
Tabla 4.62 Resultados del análisis económico PLAD-28
Realizado por: Paúl Angos & Alex Villagómez
ESCENARIO VAN TIR BC RECUPERACIÓN
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
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$/BBL, una producción estimada de 353 BPPD
y considerando un mes de 30 días, se puede apreciar que la recuperación de la inversión
para este proyecto se estima en 3 meses. Sin embargo, se ha visto necesario realizar un
análisis en tres escenarios de manera optimista conservadora y pesimista para determinar
el comportamiento del trabajo propuesto en función del precio del crudo oriente, tal como
se presenta en la figura 4.71.
Figura 4.71 Recuperación de la inversión PLAD-28
Realizado por: Paúl Angos & Alex Villagómez
-$ 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)
RECUPERACIÓN DE LA INVERSIÓN
CRUDO ORIENTE (USD 61,15) CRUDO ORIENTE (USD 67,95) CRUDO ORIENTE (USD 28,27)
202
4.11. Incremento de Producción PLAN-29
4.11.1. Antecedentes
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
Fuente: Oil production consulting & training
Datos
Presión promedio Reservorio Pr 3.300 psi
Presión dinámica Pwf 1.303 psi
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)
Fuente: Oil production consulting & training
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
A continuación, se presenta las siguientes observaciones que seleccionan al pozo como
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.
✓ Las reservas y el petróleo original en sitio en el reservorio “Hollín” equivalen
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
4.11.4. Técnica de Reacondicionamiento (Fracturamiento Hidráulico)
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
A continuación, se presenta la simulación del cañoneo.
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
Fuente: Fracpro-Halliburton
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
Fuente: Fracpro-Halliburton
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
Realizado por: Paúl Angos & Alex Villagómez
210
4.11.6. Análisis Nodal
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
Fuente: Pipesim-Schlumberger
Mediante la técnica de análisis nodal se determinó el comportamiento del pozo con la
adición del nuevo intervalo fracturado.
La figura 4.78 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 0,33
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
Fuente: Pipesim-Schlumberger
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
Fuente: Pipesim-Schlumberger
Pwf +25% D.D.
Pwf =803 PSI
Pwf =1.303 PSI
f =60 Hz
212
4.11.7. Sistema de Levantamiento Artificial
4.11.7.1 Selección del equipo Electrosumergible
La figura 4.80 presenta las curvas de eficiencia, potencia y elevación de la bomba
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
Fuente: Pipesim-Schlumberger
4.11.7.2. Selección de equipos de fondo
La tabla 4.65 y 4.66 presenta la selección del motor con la potencia requerida de la
bomba de 326 Hp. La tabla 4.67 muestra los resultados de los equipos de fondo.
Tabla 4.65 Selección del motor bomba CENTRILIFT GC10000
Fuente: REDA Electric Submersible Pump Systems Technology Catalog-Schlumberger
213
Tabla 4.66 Características del motor S-GRB
Fuente: REDA Electric Submersible Pump Systems Technology Catalog-Schlumberger
Tabla 4.67 Equipos de fondo bomba CENTRILIFT GC10000
Realizado por: Paúl Angos & Alex Villagómez
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
Caída de voltaje V 273
Voltaje en
superficie V 6.470
KVA 986
4.11.7.3. Rendimiento de la bomba CENTRILIFT GC10000
La figura 4.81 presenta el análisis nodal entre la curva de oferta y el cambio de
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
Fuente: Pipesim-Schlumberger
Tabla 4.68 Capacidad de producción de la bomba CENTRILIFT GC10000
Realizado por: Paúl Angos & Alex Villagómez
PLAN-29
Frecuencia Caudal Caudal Petróleo Presión (NA)
(Hz) (STB/d) (STB/d) (psia)
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
4.11.8. Programa de Reacondicionamiento
1. Mover la torre de reacondicionamiento al pozo PLAN-29.
2. Controlar el pozo con fluido de control de 8.4 lpg, el cual genera una presión
hidrostática de 4.440 psi mayor a la presión del reservorio equivalente a 4.200
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 3 1/2”
Electrosumergible y reportar el estado mecánico y eléctrico del equipo.
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.
13. Con wireline armar cañón ( Pure power jet nova 2906,HMX) cargado con
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.
21. Desasentar packer. Bajar drill pipe #6 de limpieza (2 7/8”) circular, limpiar y
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.
23. 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.
24. Armar el colgador del tubing de 11” x 3 ½” en la sección “B” del cabezal
25. Realizar corte de cable bajo el tubing hanger y realizar empate e instalación de
conectores.
26. Asentar sarta con tubing hanger en sección B e instalar BPV. Retirar BOPs.
27. Armar el cabezal, chequeando todas las válvulas, ring gaskets y los sellos
28. Recuperar y retirar BPV.
29. Revisar parámetros en el variador.
217
30. Realizar las conexiones finales, tanto en el cable, como en el capilar .
31. Armar líneas de producción, alinear pozo y realizar pruebas de producción.
32. Fin de operaciones.
4.11.9. Diagrama Mecánico del pozo propuesto
Figura 4.82 Diagrama mecánico del pozo propuesto PLAN-29
Realizado por: Paul Angos & Alex Villagómez
4.11.10. Análisis Económico
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%
Camisa 3 1/2/EUE/TIPO "L"
NOGO 3 1/2
1 Tubo 3 1/2 / L-80/ 9,2 LPP
Pump CENTRILIFT GC10000/100 stg
Pump CENTRILIFT GC10000/100 stg
Pump CENTRILIFT GC10000/100 stg
Pump CENTRILIFT GC10000/100 stg
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
10.636' - 10.644' (20 ft) (5 DPP) Arena Productora
10.703 ft Collar flotador
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
Fuente: OFM-Schlumberger
Los costos estimados del reacondicionamiento se detallan en las tablas 4.69.
Tabla 4.69 Costos estimados del reacondicionamiento PLAN-29
Fuente: Área de operaciones Campo Palo Azul – Petroamazonas EP
PLAN-29
SQZ+DISPAROS+FRACTURA+PULLING BES
SERVICIO INVERSIÓN
MOVIMIENTO DE LA TORRE $ 16.000,00
TRABAJO DE LA TORRE ( 17 días) $ 119.000,00
FLUIDO DE CONTROL $ 30.000,00
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
MISCELANEOS PAM $ 5.000,00
TUBERIA PAM $ 120.000,00
SLICKLINE $ 2.000,00
VACCUM $ 3.000,00
SUPERVISIÓN E INSTALACIÓN BES $ 60.000,00
CONTINGENCIAS (10%) $ 56.700,00
TOTAL $ 758.700,00
219
El análisis comparativo de costos, gastos e inversiones se realizó en base al incremento
de crudo al aplicar la técnica de reacondicionamiento equivalente a 1.098 BPPD mediante
la técnica de flujo neto de caja tal como se presenta en el anexo 25.
La tabla 4.70 presenta los resultados de la evaluación económica en función de los
indicadores económicos.
Tabla 4.70 Resultados del análisis económico PLAN-29
Realizado por: Paúl Angos & Alex Villagómez
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
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$/BBL, una producción estimada de 1.178
BPPD y considerando un mes de 30 días, se puede apreciar que la recuperación de la
inversión para este proyecto se estima en 1 mes. Sin embargo, se ha visto necesario
realizar un análisis en tres escenarios de manera optimista conservadora y pesimista para
determinar el comportamiento del trabajo propuesto en función del precio del crudo
oriente, tal como se presenta en la figura 4.84.
Figura 4.84 Recuperación de la inversión PLAN-29
Realizado por: Paúl Angos & Alex Villagómez
-$ 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)
RECUPERACIÓN DE LA INVERSIÓN
CRUDO ORIENTE (USD 61,15) CRUDO ORIENTE (USD 67,95) CRUDO ORIENTE (USD 28,97)
220
4.12. Incremento de Producción PLAN-52
4.12.1. Antecedentes
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
Fuente: Área de Operaciones Campo Palo Azul-Petroamazonas EP 2018
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.
✓ 10.537' a 10.545', este intervalo presenta las siguientes características
petrofísicas: porosidad 10%, saturación de petróleo del 27% y un porcentaje de
arcilla del 19 %.
✓ 10.548' a 10.559', este intervalo presenta las siguientes características
petrofísicas: porosidad 10%, saturación de petróleo del 30% y un porcentaje de
arcilla del 17%.
✓ 10.563' a 10.568', este intervalo presenta las siguientes características
petrofísicas: porosidad 12%, saturación de petróleo del 42% y un porcentaje de
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
A continuación, se presenta las siguientes observaciones que seleccionan al pozo como
candidato a realizar una estimulación, mediante la técnica de fracturamiento hidráulico
en los intervalos saturados de hidrocarburos del reservorio “Hollín”. Con el fin de acelerar
el recobro a una tasa mayor de producción.
✓ La evaluación petrofísica detallada anteriormente permite proponer esta zona
candidata a refracturamiento hidráulico por sus propiedades.
✓ La correlación estratigráfica con los pozos PLAN-54 y PLAN-57, determina
una zona continua de hidrocarburos a lo largo del reservorio.
222
✓ Las reservas y el petróleo original en sitio en el reservorio “Hollín” equivalen
a 740 Mbbl y 1.560 Mbbl respectivamente, al realizar el fracturamiento
hidráulico en el intervalo saturado de “Hollín Superior” se estima un
incremento en la tasa de producción y en las reservas.
✓ El reservorio Hollín Superior, presenta un sello caolinítico de 5,67 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.
4.12.4. Técnica de Reacondicionamiento (Fracturamiento Hidráulico)
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.
4.12.4.1. 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 4.86
se presenta en la parte inferior de los intervalos a fracturar una integridad de cementación
óptima, al tener una lectura en promedio de 5 mV menor a 10 mV.
223
4.12.4.2 Simulación de los disparos
A continuación, se presenta la simulación del cañoneo.
FR
AC
TU
RA
BUENA
CEMENTACIÓN
Figura 4.86 Registro de cemento PLAN-52
Fuente: Área de Reservorios Campo Palo Azul-
Petroamazonas EP 2018
CAP:10.620'
10.568'
224
4.12.4.3. Simulación de la fractura
La figura 4.87 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 19 bpm y una presión de 6.999 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 8 minutos. La presión neta tiende a incrementarse a
617 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 2.382 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 2.000 psi menor a la presión de reservorio de 3.300 psi.
225
Figura 4.87 Simulación de la fractura PLAN-52
Fuente: ANGOSFRAC
4.12.4.4. Geometría de fractura
En la figura 4.88 se presenta las dimensiones de la fractura cuya amplitud máxima es
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
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 equivale a -2.
Figura 4.88 Geometría de fractura PLAN-52
Fuente: FraCade-Schlumberger
226
4.12.5. Fracturamiento Hidráulico en 2D
A continuación, la figura 4.89 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 4.89 Fracturamiento hidráulico 2D del pozo PLAN-52
Realizado por: Paúl Angos & Alex Villagómez
227
4.12.6. Análisis Nodal
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 0,797 BFPD/PSI tal como se presenta en la figura 4.90.
Figura 4.90 Índice de productividad post-fractura PLAN-52
Fuente: Pipesim-Schlumberger
La figura 4.91 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 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
Fuente: Pipesim-Schlumberger
Pwf =1.303 PSI
Pwf =1.500 PSI
Pwf +25% D.D.
f =60 Hz
228
4.12.7. Sistema de Levantamiento Artificial
4.12.7.1 Selección del equipo Electrosumergible
La figura 4.92 presenta las curvas de eficiencia, potencia y elevación de la bomba
seleccionada REDA D2400N, cuyos valores equivalen a 65%; 140 HP y 291 etapas. La
completación del pozo estará configurado con 3 bombas con una presión Intake de 946.2
PSI y un porcentaje de gas del 18%.
Figura 4.92 Curvas de desempeño de la bomba REDA D2400N
Fuente: Pipesim-Schlumberger
4.12.7.2. Selección de equipos de fondo
La tabla 4.71 y 4.72 presenta la selección del motor con la potencia requerida de la
bomba de 140 Hp. La tabla 4.73 muestra los resultados de los equipos de fondo.
Tabla 4.71 Selección del motor bomba REDA D2400N
Fuente: REDA Electric Submersible Pump Systems Technology Catalog-Schlumberger
Tabla 4.72 Características del motor S
Fuente: REDA Electric Submersible Pump Systems Technology Catalog-Schlumberger
229
Tabla 4.73 Equipos de fondo bomba REDA D2400N
Realizado por: Paúl Angos & Alex Villagómez
EQUIPOS DE LA BOMBA
MOTOR S
Serie 738
Voltaje V 4.000
Corriente A 36,2
Cable #4
Caída de voltaje V 268
Voltaje en superficie V 4.268
KVA 267
4.12.7.3. Rendimiento de la bomba REDA D2400N
La figura 4.93 presenta el análisis nodal entre la curva de oferta y el cambio de
frecuencia de la bomba, mientras que la tabla 4.74 muestra las diferentes tasas.
Figura 4.93 Variación de frecuencia de la bomba REDA D2400N
Fuente: Pipesim-Schlumberger
Tabla 4.74 Capacidad de producción de la bomba REDA D2400N
Realizado por: Paúl Angos & Alex Villagómez
PLAN-52
Frecuencia Caudal Caudal Petróleo Presión (NA)
(Hz) (STB/d) (STB/d) (psia)
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
4.12.8. Programa de Reacondicionamiento
1. Mover la torre de reacondicionamiento al pozo PLAN-52.
2. Controlar el pozo con fluido de control de 8.4 lpg, el cual genera una presión
hidrostática de 4.462 psi mayor a la presión del reservorio equivalente a 3.300
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 3 1/2”
Electrosumergible y reportar el estado mecánico y eléctrico del equipo.
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.
9. 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
10. Conectar la línea de alta presión (15,000 psi) en la cabeza del pozo.
11. 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.
12. Bajar y fijar packer en al menos 300 ft por encima del disparo superior,
considerando condiciones de registro CBL
231
13. Con packer anclado, presurizar anular con 1000 psi para verificar integridad
14. 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.
15. 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.
16. Desasentar packer. Bajar drill pipe #6 de limpieza (2 7/8”) circular, limpiar y
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.
19. 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.
20. Armar el colgador del tubing de 11” x 3 ½” en la sección “B” del cabezal
21. Realizar corte de cable bajo el tubing hanger y realizar empate e instalación de
conectores.
22. Asentar sarta con tubing hanger en sección B e instalar BPV. Retirar BOPs.
23. Armar el cabezal, chequeando todas las válvulas, ring gaskets y los sellos
24. Recuperar y retirar BPV.
232
25. Revisar parámetros en el variador.
26. Realizar las conexiones finales, tanto en el cable, como en el capilar .
27. Armar líneas de producción, alinear pozo y realizar pruebas de producción.
28. Fin de operaciones.
4.12.9. Diagrama Mecánico del pozo propuesto
Figura 4.94 Diagrama mecánico del pozo propuesto PLAN-52
Realizado por: Paul Angos & Alex Villagómez
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
Profundidad 9.360 ft Csg: 9 5/8 "
Arena "Hollin"
10.537' - 10.545 (7 ft) (5 DPP) Fracturamiento Hidráulico
10.545' - 10.559 (14 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
Prof. Bomba 8.511 ft
TVD:
MD:
10.215 ft
10.770 ft
P
PP
233
4.12.10. Análisis Económico
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
base a la información detallada anteriormente en la figura 4.95 se estima el nuevo perfil
de producción.
Figura 4.95 Perfil de producción incremental PLAN-52
Fuente: OFM-Schlumberger
Los costos estimados del reacondicionamiento se detallan en las tablas 4.75.
Tabla 4.75 Costos estimados del reacondicionamiento PLAN-52
Fuente: Área de operaciones Campo Palo Azul – Petroamazonas EP PLAN-52
RE-FRACTURA
SERVICIO INVERSIÓN
MOVIMIENTO DE LA TORRE $ 16.000,00
TRABAJO DE LA TORRE ( 17 días) $ 119.000,00
FLUIDO DE CONTROL $ 30.000,00
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
MISCELANEOS PAM $ 5.000,00
TUBERIA PAM $ 120.000,00
SLICKLINE $ 2.000,00
VACCUM $ 3.000,00
SUPERVISIÓN E INSTALACIÓN BES $ 60.000,00
CONTINGENCIAS (10%) $ 54.200,00
TOTAL $ 731.200,00
234
El análisis comparativo de costos, gastos e inversiones se realizó en base al incremento
de crudo al aplicar la técnica de reacondicionamiento equivalente a 769 BPPD mediante
la técnica de flujo neto de caja tal como se presenta en el anexo 26.
La tabla 4.76 presenta los resultados de la evaluación económica en función de los
indicadores económicos.
Tabla 4.76 Resultados del análisis económico PLAN-52
Realizado por: Paúl Angos & Alex Villagómez
ESCENARIO VAN TIR BC RECUPERACION
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
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$/BBL, una producción estimada de 1.306
BPPD y considerando un mes de 30 días, se puede apreciar que la recuperación de la
inversión para este proyecto se estima en 1 mes. Sin embargo, se ha visto necesario
realizar un análisis en tres escenarios de manera optimista conservadora y pesimista para
determinar el comportamiento del trabajo propuesto en función del precio del crudo
oriente, tal como se presenta en la figura 4.95.
Figura 4.96 Recuperación de la inversión PLAN-52
Realizado por: Paúl Angos & Alex Villagómez
-$ 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)
RECUPERACIÓN DE LA INVERSIÓN
CRUDO ORIENTE (USD 61,15) CRUDO ORIENTE (USD 67,95) CRUDO ORIENTE (USD 28,97)
235
4.13. Incremento de Producción PLAN-56
4.13.1. Antecedentes
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
Fuente: Área de Operaciones Campo Palo Azul-Petroamazonas EP 2018
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.
Se propone reevaluar parámetros estratigráficos, geológicos y petrofísicos del
reservorio “Hollín Superior” con el fin de determinar las condiciones petrofísicas
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
A continuación, se presenta las siguientes observaciones que seleccionan al pozo como
candidato a realizar una estimulación, mediante la técnica de fracturamiento hidráulico
en el intervalo saturado de hidrocarburos del reservorio “Hollín”. 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-55 y PLAN-53, determina
una zona continua de hidrocarburos a lo largo del reservorio.
✓ Las reservas y el petróleo original en sitio en el reservorio “Hollín” equivalen
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
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.
237
4.13.4. Técnica de Reacondicionamiento (Fracturamiento Hidráulico)
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.
4.13.4.1. 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 4.98 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
A continuación, se presenta la simulación del cañoneo.
BUENA
CEMENTACIÓN
Figura 4.98 Registro de cemento PLAN-56
Fuente: Área de Reservorios Campo Palo Azul-Petroamazonas EP 2018
10.350'
10.310'
238
4.13.4.3. Simulación de la fractura
La figura 4.99 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 20 bpm y una presión de 6.827 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 8 minutos. La presión neta tiende a incrementarse a
477 psi a medida que la concentración de apuntalante Carbolite aumenta a 6.000 ppg.
239
Cuando paramos el bombeo, la ISIP posee un valor mayor a la presión neta
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
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 2.000 psi menor a la presión de reservorio de 3.300 psi.
Figura 4.99 Simulación de la fractura PLAN-56
Fuente: ANGOSFRAC
4.13.4.4. Geometría de fractura
En la figura 4.100 se presenta las dimensiones de la fractura cuya amplitud máxima es
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.
241
4.13.5. Fracturamiento Hidráulico en 2D
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.
Figura 4.101 Fracturamiento hidráulico 2D del pozo PLAN-56
Realizado por: Paúl Angos & Alex Villagómez
242
4.13.6. Análisis Nodal
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 1.1 BFPD/PSI tal como se presenta en la figura 4.102.
Figura 4.102 Índice de productividad post-fractura PLAN-56
Fuente: Pipesim-Schlumberger
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
Fuente: Pipesim-Schlumberger
Pwf +25% D.D.
Pwf =1.148 PSI
f =60 Hz
Pwf =1.578 PSI
243
4.13.7. Sistema de Levantamiento Artificial
4.13.7.1 Selección del equipo Electrosumergible
La figura 4.104 presenta las curvas de eficiencia, potencia y elevación de la bomba
seleccionada REDA D3500N, cuyos valores equivalen a 66%; 190 HP y 254 etapas. La
completación del pozo estará configurado con 3 bombas con una presión Intake de 748
PSI y un porcentaje de gas del 27%.
Figura 4.104 Curvas de desempeño de la bomba REDA D3500N
Fuente: Pipesim-Schlumberger
4.13.7.2. Selección de equipos de fondo
La tabla 4.77 y 4.78 presenta la selección del motor con la potencia requerida de la
bomba de 190 Hp. La tabla 4.79 muestra los resultados de los equipos de fondo.
Tabla 4.77 Selección del motor bomba REDA D3500N
Fuente: REDA Electric Submersible Pump Systems Technology Catalog-Schlumberger
Tabla 4.78 Características del motor S
Fuente: REDA Electric Submersible Pump Systems Technology Catalog-Schlumberger
244
Tabla 4.79 Equipos de fondo bomba REDA D3500N
Realizado por: Paúl Angos & Alex Villagómez
EQUIPOS DE LA BOMBA
MOTOR S
Serie 738
Voltaje V 4.000
Corriente A 36,2
Cable #4
Caída de voltaje V 268
Voltaje en superficie V 4.268
KVA 267
4.13.7.3. Rendimiento de la bomba REDA D3500N
La figura 4.105 presenta el análisis nodal entre la curva de oferta y el cambio de
frecuencia de la bomba, mientras que la tabla 4.80 muestra las diferentes tasas.
Figura 4.105 Variación de frecuencia de la bomba REDA D3500N
Fuente: Pipesim-Schlumberger
Tabla 4.80 Capacidad de producción de la bomba REDA D3500N
Realizado por: Paúl Angos & Alex Villagómez
PLAN-56
Frecuencia Caudal Caudal Petróleo Presión (NA)
(Hz) (STB/d) (STB/d) (psia)
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
4.13.8. Programa de Reacondicionamiento
1. Mover la torre de reacondicionamiento al pozo PLAN-56.
2. Controlar el pozo con fluido de control de 8.4 lpg, el cual genera una presión
hidrostática de 4.466 psi mayor a la presión del reservorio equivalente a 3.300
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 3 1/2”
Electrosumergible y reportar el estado mecánico y eléctrico del equipo.
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: (10.280' - 10.309') Hollín Superior.
9. 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
10. Conectar la línea de alta presión (15,000 psi) en la cabeza del pozo.
11. 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.
12. Bajar y fijar packer en al menos 300 ft por encima del disparo superior,
considerando condiciones de registro CBL
246
13. Con packer anclado, presurizar anular con 1000 psi para verificar integridad
14. 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 20 bpm, verificar presión de ruptura / admisión
de formación, luego de un periodo de 8 minutos de presión estable detener
bombeo.
15. 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.
16. Desasentar packer. Bajar drill pipe #6 de limpieza (2 7/8”) circular, limpiar y
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.
18. 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.
19. Armar el colgador del tubing de 11” x 3 ½” en la sección “B” del cabezal
20. Realizar corte de cable bajo el tubing hanger y realizar empate e instalación de
conectores.
21. Asentar sarta con tubing hanger en sección B e instalar BPV. Retirar BOPs.
22. Armar el cabezal, chequeando todas las válvulas, ring gaskets y los sellos
23. Recuperar y retirar BPV.
24. Revisar parámetros en el variador.
247
25. Realizar las conexiones finales, tanto en el cable, como en el capilar .
26. Armar líneas de producción, alinear pozo y realizar pruebas de producción.
27. Fin de operaciones.
4.13.8. Diagrama Mecánico del pozo propuesto
Figura 4.106 Diagrama mecánico del pozo propuesto PLAN-56
Realizado por: Paul Angos & Alex Villagómez
4.13.9. Análisis Económico
El pozo PLAN-56 declina mensualmente 2,10 % al realizar el reacondicionamiento la
nueva tasa de petróleo inicial equivale a 907 barriles con un BSW del 52%. La bomba
Profundidad 6.172 ft Csg: 13 3/8 "
230 jts 3 1/2"/TN-80/9,2 LPP/Cr 3%
Camisa 3 1/2"/EUE/TIPO "L"
NOGO 3 1/2"
Pump REDA D3500N /100 stgPump REDA D3500N /100 stgPump REDA D3500N /100 stg
Separador de gas
Cable #6
Profundidad 10.245 ft Csg: 9 5/8 "
Arena "Hollin"
10.280' - 10.309 (29 ft) (5 DPP) Fracturamiento Hidráulico
Profundidad 10.506' Liner 7"
TVD:
MD:
10.226 ft
10.510 ft
MOTOR S/S738/250HP/4.200 V/36,2 A
Prof. Bomba 9.121 ft
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.
Figura 4.107 Perfil de producción incremental PLAN-56
Fuente: OFM-Schlumberger
Los costos estimados del reacondicionamiento se detallan en las tablas 4.81.
Tabla 4.81 Costos estimados del reacondicionamiento PLAN-56
Fuente: Área de operaciones Campo Palo Azul – Petroamazonas EP
PLAN-56
DISPAROS+FRACTURA+PULLING BES
SERVICIO INVERSIÓN
MOVIMIENTO DE LA TORRE $ 16.000,00
TRABAJO DE LA TORRE ( 17 días) $ 119.000,00
FLUIDO DE CONTROL $ 30.000,00
CEMENTACIÓN FORZADA $ 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
MISCELANEOS PAM $ 5.000,00
TUBERIA PAM $ 120.000,00
SLICKLINE $ 2.000,00
VACCUM $ 3.000,00
SUPERVISIÓN E INSTALACIÓN BES $ 60.000,00
CONTINGENCIAS (10%) $ 56.700,00
TOTAL $ 758.700,00
249
El análisis comparativo de costos, gastos e inversiones se realizó en base al incremento
de crudo al aplicar la técnica de reacondicionamiento equivalente a 727 BPPD mediante
la técnica de flujo neto de caja tal como se presenta en el anexo 27.
La tabla 4.82 presenta los resultados de la evaluación económica en función de los
indicadores económicos.
Tabla 4.82 Resultados del análisis económico PLAN-56
Realizado por: Paúl Angos & Alex Villagómez
ESCENARIO VAN TIR BC RECUPERACION
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
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$/BBL, una producción estimada de 907 BPPD
y considerando un mes de 30 días, se puede apreciar que la recuperación de la inversión
para este proyecto se estima en 1 mes. Sin embargo, se ha visto necesario realizar un
análisis en tres escenarios de manera optimista conservadora y pesimista para determinar
el comportamiento del trabajo propuesto en función del precio del crudo oriente, tal como
se presenta en la figura 4.108.
Figura 4.108 Recuperación de la inversión PLAN-56
Realizado por: Paúl Angos & Alex Villagómez
-$ 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)
RECUPERACIÓN DE LA INVERSIÓN
CRUDO ORIENTE (USD 61,15) CRUDO ORIENTE (USD 67,95) CRUDO ORIENTE (USD 28,97)
250
4.14. Incremento de Producción PLAN-57
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.
Se propone reevaluar parámetros estratigráficos, geológicos y petrofísicos del
reservorio “Hollín Superior” con el fin de determinar las condiciones petrofísicas
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
A continuación, se presenta las siguientes observaciones que seleccionan al pozo como
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.
251
✓ La correlación estratigráfica con el pozo PLAN-57, determina una zona
continua de hidrocarburos a lo largo del reservorio.
✓ Las reservas y el petróleo original en sitio en el reservorio “Hollín” equivalen
a 169 Mbbl y 325 Mbbl respectivamente, al realizar el fracturamiento
hidráulico en el intervalo saturado de “Hollín Superior” se estima un
incremento en la tasa de producción y en las reservas.
✓ El reservorio Hollín Superior, presenta un sello caolinítico de 5,76 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.
4.14.4. Técnica de Reacondicionamiento (Fracturamiento Hidráulico)
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.
4.14.4.1. 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 4.109
se presenta en la parte inferior de los intervalos a fracturar una integridad de cementación
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
A continuación, se presenta la simulación del cañoneo.
FR
AC
TU
RA
MALA
CEMENTACIÓN
Figura 4.109 Registro de cemento PLAN-57
Fuente: Área de Reservorios Campo Palo Azul-Petroamazonas EP 2018
CEMENTACIÓN
FORZADA
10.452'
10.467'
253
4.14.4.3. Simulación de la fractura
La figura 4.110 presenta la simulación del fracturamiento hidráulico, el cual empieza
en el primer ciclo de bombeo de 8 bpm 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 6.932 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 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.
Cuando paramos el bombeo, la ISIP posee un valor mayor a la presión neta
equivalente a 2.360 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 2.000 psi menor a la presión de reservorio de 3.300 psi.
254
Figura 4.110 Simulación de la fractura PLAN-57
Fuente: ANGOSFRAC
4.12.4.3. Geometría de fractura
En la figura 4.111 se presenta las dimensiones de la fractura cuya amplitud máxima es
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
indicando el punto que presenta la arena más limpia. La permeabilidad de la fractura
presenta un valor de 35 mD y el daño deformación total equivale a -2.
Figura 4.111 Geometría de fractura PLAN-57
Fuente: FraCade-Schlumberger
255
4.12.5. Fracturamiento Hidráulico en 2D
A continuación, la figura 4.112 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 4.112 Fracturamiento hidráulico 2D del pozo PLAN-57
Realizado por: Paúl Angos & Alex Villagómez
256
4.12.6. Análisis Nodal
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.
Figura 4.113 Índice de productividad post-fractura PLAN-57
Fuente: Pipesim-Schlumberger
Figura 4.114 Registro eléctrico PLAN-57
Fuente: Área de Geología Campo Palo Azul-Petroamazonas EP 2018
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
Fuente: Pipesim-Schlumberger
4.12.7. Sistema de Levantamiento Artificial
4.12.7.1 Selección del equipo Electrosumergible
La figura 4.116 presenta las curvas de eficiencia, potencia y elevación de la bomba
seleccionada REDA D3500N, cuyos valores equivalen a 65%; 282 HP y 353 etapas. La
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
Figura 4.116 Curvas de desempeño de la bomba REDA D3500N
Fuente: Pipesim-Schlumberger
4.12.7.2. Selección de equipos de fondo
La tabla 4.83 y 4.84 presenta la selección del motor con la potencia requerida de la bomba
de 140 Hp. La tabla 4.85 muestra los resultados de los equipos de fondo.
Tabla 4.83 Selección del motor bomba REDA D3500N
Fuente: REDA Electric Submersible Pump Systems Technology Catalog-Schlumberger
Tabla 4.84 Características del motor S
Fuente: REDA Electric Submersible Pump Systems Technology Catalog-Schlumberger
259
Tabla 4.85 Equipos de fondo bomba REDA D3500N
Realizado por: Paúl Angos & Alex Villagómez
EQUIPOS DE LA BOMBA
MOTOR S
Serie 738
Voltaje V 4.117
Corriente A 44,3
Cable 6
Caída de voltaje V 273
Voltaje en superficie V 4.390
KVA 336
Separador Gas SI
4.12.7.3. Rendimiento de la bomba REDA D3500N
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.
Figura 4.117 Variación de frecuencia de la bomba REDA D3500N
Fuente: Pipesim-Schlumberger
Tabla 4.86 Capacidad de producción de la bomba REDA D3500N
Realizado por: Paúl Angos & Alex Villagómez
PLAN-57
Frecuencia Caudal Caudal Petróleo Presión (NA)
(Hz) (STB/d) (STB/d) (psia)
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
4.12.8. Programa de Reacondicionamiento
1. Mover la torre de reacondicionamiento al pozo PLAN-57.
2. Controlar el pozo con fluido de control de 8.4 lpg, el cual genera una presión
hidrostática de 4.472 psi mayor a la presión del reservorio equivalente a 3.300 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 doble que incluye equipos Electrosumergibles en tubería de
2,7/8, reportar el estado mecánico y eléctrico del equipo.
6. Bajar drill pipe #1 de limpieza (2 7/8”) circular píldora viscosa, limpiar y sacar
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
18. Conectar la línea de alta presión (15,000 psi) en la cabeza del pozo.
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
21. Con packer anclado, presurizar anular con 1000 psi para verificar integridad
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.
27. Armar el colgador del tubing de 11” x 3 ½” en la sección “B” del cabezal
28. Realizar corte de cable bajo el tubing hanger y realizar empate e instalación de
conectores.
29. Asentar sarta con tubing hanger en sección B e instalar BPV. Retirar BOPs.
30. Armar el cabezal, chequeando todas las válvulas, ring gaskets y los sellos
31. Recuperar y retirar BPV.
32. Revisar parámetros en el variador.
33. Realizar las conexiones finales, tanto en el cable, como en el capilar .
34. Armar líneas de producción, alinear pozo y realizar pruebas de producción.
35. Fin de operaciones.
263
4.12.9. Diagrama Mecánico del pozo propuesto
Figura 4.118 Diagrama mecánico del pozo propuesto PLAN-57
Realizado por: Paul Angos & Alex Villagómez
4.12.10. Análisis Económico
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"
Profundidad 6.368 ft Csg: 13 3/8 "
Camisa 2 3/4"/EUE/TIPO "L"
NOGO 2 3/4"
Pump REDA D2400N /100 stg
Pump REDA D2400N /100 stg
Pump REDA D2400N /100 stg
Separador de gas
Profundidad bomba 8.820 ft Separador de gas
MOTOR
Arena "T"
9.327' - 9.334' (7 ft) (5 DPP) Intervalo Productor
Pump REDA D3500N /100 stg
Pump REDA D3500N /100 stg
Pump REDA D3500N /100 stg
Pump REDA D3500N /100 stg
Profundidad bomba 9.820' Separador de gas
Profundidad 10.423' Csg: 9 5/8 "
Arena "T"
10.452' - 10.467 (15 ft) (5 DPP) Fracturamiento Hidráulico
10.484' - 10.491' (7 ft) (5 DPP) Intervalo Productor
Profundidad 10.713' Liner 7"
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.
Figura 4.119 Perfil de producción incremental PLAN-57
Fuente: OFM-Schlumberger
Los costos estimados del reacondicionamiento se detallan en las tablas 4.87.
Tabla 4.87 Costos estimados del reacondicionamiento PLAN-52
Fuente: Área de operaciones Campo Palo Azul – Petroamazonas EP
PLAN-57
FRACTURA
SERVICIO INVERSIÓN
MOVIMIENTO DE LA TORRE $ 16.000,00
TRABAJO DE LA TORRE ( 17 días) $ 119.000,00
FLUIDO DE CONTROL $ 30.000,00
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
MISCELANEOS PAM $ 5.000,00
TUBERIA PAM $ 120.000,00
SLICKLINE $ 2.000,00
VACCUM $ 3.000,00
SUPERVISIÓN E INSTALACIÓN BES $ 60.000,00
CONTINGENCIAS (10%) $ 54.200,00
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.
Tabla 4.88 Resultados del análisis económico PLAN-52
Realizado por: Paúl Angos & Alex Villagómez
ESCENARIO VAN TIR BC RECUPERACION
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$/BBL, una producción estimada de 1.306 BPPD y
considerando un mes de 30 días, se puede apreciar que la recuperación de la inversión para este
proyecto se estima en 1 mes. Sin embargo, se ha visto necesario realizar un análisis en tres
escenarios de manera optimista conservadora y pesimista para determinar el comportamiento
del trabajo propuesto en función del precio del crudo oriente, tal como se presenta en la figura
4.120.
Figura 4.120 Recuperación de la inversión PLAN-57
Realizado por: Paúl Angos & Alex Villagómez
-$ 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)
RECUPERACIÓN DE LA INVERSIÓN
CRUDO ORIENTE (USD 61,15) CRUDO ORIENTE (USD 67,95) CRUDO ORIENTE (USD 28,97)
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
Realizado por: Paúl Angos & Alex Villagómez
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
Nuevos Intervalos "H"
4 TBG-104 PLAB-09 10 PR Cambio de Bomba Pulling BES "H"
5 TBG-104 PLAB-36 3 PR Disparos:
11.188'-11.218' (30ft) + Cámaras de surgencia
Pulling BES
Nuevos Intervalos "H"
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
Nuevos Intervalos "H"
7 TBG-104 PLAC-39 8 PR
Disparos: 10.365'-10.384' (19 ft)
Redisparos: 10.389'-10.424' (35 ft)
Pulling BES
Nuevos Intervalos "H"
8 TBG-104 PLAC-40 9 PC
Recuperar Pescado Redisparos:
10.862'-10.875' (13ft) + Cámaras de surgencia
Pulling BES
Nuevos Intervalos "H"
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
Nuevos Intervalos "H"
10 TBG-104 PLAD-28 5 PR
Redisparos
10.569'-10.576' (81ft) + Cámaras de surgencia Pulling BES
Nuevos Intervalos "H"
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
Realizado por: Paúl Angos & Alex Villagómez
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
Realizado por: Paúl Angos & Alex Villagómez
Tabla 4.92 Incremento de producción rediseño del equipo BES
Realizado por: Paúl Angos & Alex Villagómez
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
Realizado por: Paúl Angos & Alex Villagómez
*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 2 7/8" Pure
power jet nova 2 7/8" Pure
power jet nova 2 7/8" Pure
power jet nova 2 7/8" Pure
power jet nova 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
Realizado por: Paúl Angos & Alex Villagómez
RESULTADOS TÉCNICOS DE POZOS CON REDISEÑO DEL EQUIPO BES
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
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
Realizado por: Paúl Angos & Alex Villagómez
RESULTADOS TÉCNICOS DE POZOS CON FRACTURAMIENTO HIDRÁULICO
POZO
Equipo BES Eta
pas
BOMBAS EFICIE. POTEN.
REQ. SEP. GAS PIP
MOTOR SERIE VOLT. AMPER. POTEN.
TIPO
CABLE VDS
Qo @
PWF
actual
Qo @
PWF +
25% D.D.
FLUIDO CONTROL
PRESIÓN
HIDROS
# % HP PSI V A HP # KVA BPPD BPPD PPG PSI
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
Realizado por: Paúl Angos & Alex Villagómez
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
Realizado por: Paúl Angos & Alex Villagómez
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
Realizado por: Paúl Angos & Alex Villagómez
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
Realizado por: Paúl Angos & Alex Villagómez
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
Realizado por: Paúl Angos & Alex Villagómez
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-05 CENTRILIFT P60 295 3 60
PLAB-09 REDA GN5600 261 3 60
PLAB-36 CENTRILIFT P60 345 4 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
Realizado por: Paúl Angos & Alex Villagómez
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
Realizado por: Paúl Angos & Alex Villagómez
Tabla 4.98 Resultados Económicos de los pozos Intervenidos con el 25% de regalías
Realizado por: Paúl Angos & Alex Villagómez
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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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
Producción mensual BFPM 45.720,00 44.867,00 44.029,91 43.208,44 42.402,30 41.611,19 40.834,85 40.072,99 39.325,34 38.591,65 37.871,64 37.165,06
Producción diaria BPPD 90,00 88,32 86,67 85,06 83,47 81,91 80,38 78,88 77,41 75,97 74,55 73,16
Producción diaria BAPD 1.410,00 1.383,69 1.357,88 1.332,54 1.307,68 1.283,28 1.259,34 1.235,85 1.212,79 1.190,16 1.167,96 1.146,17
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) $ 167.747 $ 164.617 $ 161.546 $ 158.532 $ 155.574 $ 152.671 $ 149.823 $ 147.028 $ 144.285 $ 141.593 $ 138.951 $ 136.359
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) -$ 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
Transporte de crudo (USD/BL) -$ 53 -$ 52 -$ 51 -$ 50 -$ 49 -$ 48 -$ 47 -$ 47 -$ 46 -$ 45 -$ 44 -$ 43
Comercialización (USD/BL) -$ 9 -$ 9 -$ 9 -$ 9 -$ 8 -$ 8 -$ 8 -$ 8 -$ 8 -$ 8 -$ 7 -$ 7
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
Utilidad antes de Impuestos $ 140.979 $ 138.278 $ 135.628 $ 133.027 $ 130.474 $ 127.969 $ 125.511 $ 123.099 $ 120.731 $ 118.408 $ 116.128 $ 113.891
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
Utilidad después de Impuestos $ 119.832 $ 117.537 $ 115.284 $ 113.073 $ 110.903 $ 108.774 $ 106.684 $ 104.634 $ 102.622 $ 100.647 $ 98.709 $ 96.807
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 -$ 350 -$ 350 -$ 350 -$ 350 -$ 350 -$ 350 -$ 350 -$ 350 -$ 350 -$ 350 -$ 350 -$ 350
Inversiones (Trabajos Reacond.) -$ 300.300
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 NETO DE CAJA -$ 300.300 $ 108.814 $ 106.519 $ 104.266 $ 102.055 $ 99.885 $ 97.756 $ 95.666 $ 93.616 $ 91.604 $ 89.629 $ 87.691 $ 85.789
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
Anexo 17 Flujo neto de caja PLAB-05
MES 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12
Producción mensual BFPM 103.632,00 101.427,69 99.270,27 97.158,74 95.092,13 93.069,47 91.089,83 89.152,30 87.255,99 85.400,01 83.583,50 81.805,64
Producción diaria BPPD 306,00 299,49 293,12 286,89 280,78 274,81 268,97 263,24 257,65 252,17 246,80 241,55
Producción diaria BAPD 3.094,00 3.028,19 2.963,78 2.900,74 2.839,04 2.778,65 2.719,55 2.661,70 2.605,08 2.549,67 2.495,44 2.442,36
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) $ 570.339 $ 558.207 $ 546.334 $ 534.713 $ 523.340 $ 512.208 $ 501.313 $ 490.650 $ 480.213 $ 469.999 $ 460.002 $ 450.217
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) -$ 2.166 -$ 2.120 -$ 2.075 -$ 2.031 -$ 1.987 -$ 1.945 -$ 1.904 -$ 1.863 -$ 1.824 -$ 1.785 -$ 1.747 -$ 1.710
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
Transporte de crudo (USD/BL) -$ 181 -$ 177 -$ 173 -$ 169 -$ 166 -$ 162 -$ 159 -$ 155 -$ 152 -$ 149 -$ 146 -$ 143
Comercialización (USD/BL) -$ 31 -$ 30 -$ 29 -$ 29 -$ 28 -$ 27 -$ 27 -$ 26 -$ 26 -$ 25 -$ 25 -$ 24
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
Utilidad antes de Impuestos $ 489.611 $ 479.116 $ 468.844 $ 458.791 $ 448.952 $ 439.322 $ 429.897 $ 420.672 $ 411.643 $ 402.807 $ 394.158 $ 385.694
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
Utilidad después de Impuestos $ 416.169 $ 407.248 $ 398.518 $ 389.972 $ 381.609 $ 373.423 $ 365.412 $ 357.571 $ 349.897 $ 342.386 $ 335.035 $ 327.840
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 -$ 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 NETO DE CAJA -$ 420.420 $ 404.841 $ 395.920 $ 387.190 $ 378.644 $ 370.281 $ 362.095 $ 354.084 $ 346.243 $ 338.569 $ 331.058 $ 323.707 $ 316.512
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
Anexo 18 Flujo neto de caja PLAB-09
MES 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12
Producción mensual BFPM 46.634,40 45.764,34 44.910,51 44.072,61 43.250,34 42.443,42 41.651,55 40.874,45 40.111,85 39.363,48 38.629,07 37.908,36
Producción diaria BPPD 107,10 105,10 103,14 101,22 99,33 97,48 95,66 93,87 92,12 90,40 88,72 87,06
Producción diaria BAPD 1.422,90 1.396,35 1.370,30 1.344,74 1.319,65 1.295,03 1.270,86 1.247,15 1.223,89 1.201,05 1.178,64 1.156,65
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) $ 199.619 $ 195.894 $ 192.239 $ 188.653 $ 185.133 $ 181.679 $ 178.289 $ 174.963 $ 171.699 $ 168.495 $ 165.352 $ 162.267
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) -$ 996 -$ 977 -$ 959 -$ 941 -$ 924 -$ 907 -$ 890 -$ 873 -$ 857 -$ 841 -$ 825 -$ 810
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
Transporte de crudo (USD/BL) -$ 63 -$ 62 -$ 61 -$ 60 -$ 59 -$ 58 -$ 56 -$ 55 -$ 54 -$ 53 -$ 52 -$ 51
Comercialización (USD/BL) -$ 11 -$ 11 -$ 10 -$ 10 -$ 10 -$ 10 -$ 10 -$ 9 -$ 9 -$ 9 -$ 9 -$ 9
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
Utilidad antes de Impuestos $ 168.664 $ 165.446 $ 162.289 $ 159.190 $ 156.150 $ 153.166 $ 150.237 $ 147.364 $ 144.544 $ 141.776 $ 139.060 $ 136.395
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
Utilidad después de Impuestos $ 143.364 $ 140.629 $ 137.945 $ 135.312 $ 132.727 $ 130.191 $ 127.702 $ 125.259 $ 122.862 $ 120.510 $ 118.201 $ 115.936
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 -$ 350 -$ 350 -$ 350 -$ 350 -$ 350 -$ 350 -$ 350 -$ 350 -$ 350 -$ 350 -$ 350 -$ 350
Inversiones (Trabajos Reacond.) -$ 300.300
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 NETO DE CAJA -$ 300.300 $ 132.346 $ 129.611 $ 126.927 $ 124.294 $ 121.709 $ 119.173 $ 116.684 $ 114.241 $ 111.844 $ 109.492 $ 107.183 $ 104.918
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
Anexo 19 Flujo neto de caja PLAB-36
MES 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12
Producción mensual BFPM 83.515,20 82.206,03 80.917,38 79.648,93 78.400,37 77.171,38 75.961,65 74.770,89 73.598,79 72.445,07 71.309,44 70.191,60
Producción diaria BPPD 219,20 215,76 212,38 209,05 205,78 202,55 199,37 196,25 193,17 190,14 187,16 184,23
Producción diaria BAPD 2.520,80 2.481,28 2.442,39 2.404,10 2.366,42 2.329,32 2.292,81 2.256,86 2.221,49 2.186,66 2.152,38 2.118,64
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) $ 408.556 $ 402.152 $ 395.848 $ 389.643 $ 383.535 $ 377.522 $ 371.604 $ 365.779 $ 360.045 $ 354.401 $ 348.846 $ 343.377
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) -$ 1.765 -$ 1.737 -$ 1.710 -$ 1.683 -$ 1.656 -$ 1.631 -$ 1.605 -$ 1.580 -$ 1.555 -$ 1.531 -$ 1.507 -$ 1.483
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
Transporte de crudo (USD/BL) -$ 129 -$ 127 -$ 125 -$ 123 -$ 121 -$ 120 -$ 118 -$ 116 -$ 114 -$ 112 -$ 110 -$ 109
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
Utilidad antes de Impuestos $ 349.440 $ 343.903 $ 338.453 $ 333.088 $ 327.807 $ 322.609 $ 317.492 $ 312.456 $ 307.499 $ 302.619 $ 297.816 $ 293.088
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
Utilidad después de Impuestos $ 297.024 $ 292.317 $ 287.685 $ 283.125 $ 278.636 $ 274.217 $ 269.868 $ 265.588 $ 261.374 $ 257.226 $ 253.143 $ 249.125
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 -$ 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 NETO DE CAJA -$ 420.420 $ 285.696 $ 280.989 $ 276.357 $ 271.797 $ 267.308 $ 262.889 $ 258.540 $ 254.260 $ 250.046 $ 245.898 $ 241.815 $ 237.797
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 mensual BFPM 20.726,40 20.479,17 20.234,89 19.993,52 19.755,03 19.519,39 19.286,56 19.056,50 18.829,19 18.604,59 18.382,67 18.163,39
Producción diaria BPPD 163,20 161,25 159,33 157,43 155,55 153,70 151,86 150,05 148,26 146,49 144,75 143,02
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
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) $ 304.181 $ 300.552 $ 296.967 $ 293.425 $ 289.925 $ 286.467 $ 283.049 $ 279.673 $ 276.337 $ 273.041 $ 269.784 $ 266.566
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) -$ 362 -$ 357 -$ 353 -$ 349 -$ 345 -$ 341 -$ 337 -$ 333 -$ 329 -$ 325 -$ 321 -$ 317
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
Transporte de crudo (USD/BL) -$ 96 -$ 95 -$ 94 -$ 93 -$ 92 -$ 91 -$ 90 -$ 89 -$ 87 -$ 86 -$ 85 -$ 84
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
Utilidad antes de Impuestos $ 260.151 $ 257.003 $ 253.892 $ 250.819 $ 247.781 $ 244.781 $ 241.816 $ 238.886 $ 235.991 $ 233.131 $ 230.305 $ 227.513
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
Utilidad después de Impuestos $ 221.129 $ 218.453 $ 215.808 $ 213.196 $ 210.614 $ 208.064 $ 205.543 $ 203.053 $ 200.593 $ 198.162 $ 195.759 $ 193.386
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 -$ 94.380 -$ 93.428 -$ 92.487 -$ 91.557 -$ 90.639 -$ 89.731 -$ 88.834 -$ 87.948 -$ 87.072 -$ 86.207 -$ 85.353 -$ 84.508
FLUJO NETO DE CAJA -$ 420.420 $ 209.801 $ 207.125 $ 204.480 $ 201.868 $ 199.286 $ 196.736 $ 194.215 $ 191.725 $ 189.265 $ 186.834 $ 184.431 $ 182.058
FLUJO ACUMULADO DE CAJA -$ 420.420 -$ 210.619 -$ 3.495 $ 200.986 $ 402.853 $ 602.140 $ 798.875 $ 993.090 $ 1.184.816 $ 1.374.080 $ 1.560.914 $ 1.745.345 $ 1.927.403
311
Anexo 21 Flujo neto de caja PLAC-39
MES 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12
Producción mensual BFPM 78.333,60 77.858,52 77.386,32 76.916,98 76.450,49 75.986,82 75.525,97 75.067,92 74.612,64 74.160,13 73.710,36 73.263,31
Producción diaria BPPD 154,20 153,26 152,34 151,41 150,49 149,58 148,67 147,77 146,88 145,98 145,10 144,22
Producción diaria BAPD 2.415,80 2.401,15 2.386,59 2.372,11 2.357,72 2.343,43 2.329,21 2.315,09 2.301,05 2.287,09 2.273,22 2.259,43
Precio de Venta (USD/BL) $ 67,95 $ 67,95 $ 67,95 $ 67,95 $ 67,95 $ 67,95 $ 67,95 $ 67,95 $ 67,95 $ 67,95 $ 67,95 $ 67,95
Ingresos venta (USD) $ 319.366 $ 317.429 $ 315.504 $ 313.591 $ 311.689 $ 309.798 $ 307.919 $ 306.052 $ 304.196 $ 302.351 $ 300.517 $ 298.695
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) -$ 1.691 -$ 1.681 -$ 1.671 -$ 1.660 -$ 1.650 -$ 1.640 -$ 1.630 -$ 1.621 -$ 1.611 -$ 1.601 -$ 1.591 -$ 1.582
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
Transporte de crudo (USD/BL) -$ 91 -$ 90 -$ 90 -$ 89 -$ 89 -$ 88 -$ 88 -$ 87 -$ 87 -$ 86 -$ 86 -$ 85
Comercialización (USD/BL) -$ 15 -$ 15 -$ 15 -$ 15 -$ 15 -$ 15 -$ 15 -$ 15 -$ 15 -$ 15 -$ 15 -$ 14
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
Utilidad antes de Impuestos $ 276.207 $ 274.509 $ 272.821 $ 271.143 $ 269.476 $ 267.818 $ 266.171 $ 264.534 $ 262.907 $ 261.289 $ 259.681 $ 258.084
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
Utilidad después de Impuestos $ 234.776 $ 233.332 $ 231.898 $ 230.472 $ 229.054 $ 227.646 $ 226.245 $ 224.854 $ 223.471 $ 222.096 $ 220.729 $ 219.371
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 -$ 95.918 -$ 95.425 -$ 94.934 -$ 94.447 -$ 93.962 -$ 93.481 -$ 93.002 -$ 92.526 -$ 92.053 -$ 91.583 -$ 91.116 -$ 90.652
FLUJO NETO DE CAJA -$ 420.420 $ 223.448 $ 222.004 $ 220.570 $ 219.144 $ 217.726 $ 216.318 $ 214.917 $ 213.526 $ 212.143 $ 210.768 $ 209.401 $ 208.043
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
Anexo 22 Flujo neto de caja PLAC-40
MES 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12
Producción mensual BFPM 16.611,60 16.395,68 16.182,57 15.972,22 15.764,62 15.559,71 15.357,46 15.157,84 14.960,82 14.766,35 14.574,42 14.384,98
Producción diaria BPPD 207,10 204,41 201,75 199,13 196,54 193,99 191,46 188,98 186,52 184,09 181,70 179,34
Producción diaria BAPD 337,90 333,51 329,17 324,89 320,67 316,50 312,39 308,33 304,32 300,37 296,46 292,61
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) $ 386.004 $ 380.986 $ 376.034 $ 371.147 $ 366.322 $ 361.561 $ 356.861 $ 352.223 $ 347.645 $ 343.126 $ 338.666 $ 334.264
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) -$ 237 -$ 233 -$ 230 -$ 227 -$ 224 -$ 222 -$ 219 -$ 216 -$ 213 -$ 210 -$ 208 -$ 205
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
Transporte de crudo (USD/BL) -$ 122 -$ 121 -$ 119 -$ 117 -$ 116 -$ 114 -$ 113 -$ 111 -$ 110 -$ 109 -$ 107 -$ 106
Comercialización (USD/BL) -$ 21 -$ 20 -$ 20 -$ 20 -$ 20 -$ 19 -$ 19 -$ 19 -$ 19 -$ 18 -$ 18 -$ 18
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
Utilidad antes de Impuestos $ 331.372 $ 327.016 $ 322.716 $ 318.472 $ 314.283 $ 310.149 $ 306.068 $ 302.041 $ 298.066 $ 294.142 $ 290.270 $ 286.447
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
Utilidad después de Impuestos $ 281.666 $ 277.963 $ 274.309 $ 270.701 $ 267.141 $ 263.627 $ 260.158 $ 256.735 $ 253.356 $ 250.021 $ 246.729 $ 243.480
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 -$ 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 NETO DE CAJA -$ 420.420 $ 270.338 $ 266.635 $ 262.981 $ 259.373 $ 255.813 $ 252.299 $ 248.830 $ 245.407 $ 242.028 $ 238.693 $ 235.401 $ 232.152
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 mensual BFPM 39.928,80 39.485,41 39.046,94 38.613,34 38.184,56 37.760,54 37.341,22 36.926,56 36.516,51 36.111,01 35.710,02 35.313,47
Producción diaria BPPD 183,40 181,36 179,35 177,36 175,39 173,44 171,51 169,61 167,73 165,86 164,02 162,20
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
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) $ 341.830 $ 338.035 $ 334.281 $ 330.569 $ 326.898 $ 323.268 $ 319.678 $ 316.128 $ 312.618 $ 309.146 $ 305.713 $ 302.319
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) -$ 789 -$ 780 -$ 771 -$ 763 -$ 754 -$ 746 -$ 738 -$ 729 -$ 721 -$ 713 -$ 705 -$ 697
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
Transporte de crudo (USD/BL) -$ 108 -$ 107 -$ 106 -$ 105 -$ 103 -$ 102 -$ 101 -$ 100 -$ 99 -$ 98 -$ 97 -$ 96
Comercialización (USD/BL) -$ 18 -$ 18 -$ 18 -$ 18 -$ 18 -$ 17 -$ 17 -$ 17 -$ 17 -$ 17 -$ 16 -$ 16
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
Utilidad antes de Impuestos $ 292.438 $ 289.149 $ 285.896 $ 282.679 $ 279.498 $ 276.352 $ 273.241 $ 270.165 $ 267.123 $ 264.115 $ 261.140 $ 258.198
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
Utilidad después de Impuestos $ 248.572 $ 245.776 $ 243.011 $ 240.277 $ 237.573 $ 234.899 $ 232.255 $ 229.640 $ 227.054 $ 224.497 $ 221.969 $ 219.468
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.) -$ 447.920
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 NETO DE CAJA -$ 447.920 $ 237.244 $ 234.448 $ 231.683 $ 228.949 $ 226.245 $ 223.571 $ 220.927 $ 218.312 $ 215.726 $ 213.169 $ 210.641 $ 208.140
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
Producción mensual BFPM 41.605,20 40.885,15 40.177,55 39.482,21 38.798,90 38.127,41 37.467,55 36.819,10 36.181,88 35.555,69 34.940,33 34.335,63
Producción diaria BPPD 150,15 147,55 145,00 142,49 140,02 137,60 135,22 132,88 130,58 128,32 126,10 123,91
Producción diaria BAPD 1.214,85 1.193,82 1.173,16 1.152,86 1.132,91 1.113,30 1.094,03 1.075,10 1.056,49 1.038,21 1.020,24 1.002,58
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) $ 279.857 $ 275.014 $ 270.254 $ 265.577 $ 260.981 $ 256.464 $ 252.025 $ 247.664 $ 243.377 $ 239.165 $ 235.026 $ 230.959
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) -$ 850 -$ 836 -$ 821 -$ 807 -$ 793 -$ 779 -$ 766 -$ 753 -$ 740 -$ 727 -$ 714 -$ 702
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
Transporte de crudo (USD/BL) -$ 89 -$ 87 -$ 86 -$ 84 -$ 83 -$ 81 -$ 80 -$ 78 -$ 77 -$ 76 -$ 74 -$ 73
Comercialización (USD/BL) -$ 15 -$ 15 -$ 14 -$ 14 -$ 14 -$ 14 -$ 14 -$ 13 -$ 13 -$ 13 -$ 13 -$ 12
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
Utilidad antes de Impuestos $ 238.528 $ 234.335 $ 230.213 $ 226.164 $ 222.184 $ 218.273 $ 214.430 $ 210.653 $ 206.942 $ 203.295 $ 199.711 $ 196.189
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
Utilidad después de Impuestos $ 202.749 $ 199.184 $ 195.681 $ 192.239 $ 188.856 $ 185.532 $ 182.265 $ 179.055 $ 175.901 $ 172.801 $ 169.754 $ 166.761
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 -$ 88.436 -$ 87.158 -$ 85.901 -$ 84.666 -$ 83.452 -$ 82.260 -$ 81.088 -$ 79.936 -$ 78.805 -$ 77.693 -$ 76.600 -$ 75.526
FLUJO NETO DE CAJA -$ 420.420 $ 191.421 $ 187.856 $ 184.353 $ 180.911 $ 177.528 $ 174.204 $ 170.937 $ 167.727 $ 164.573 $ 161.473 $ 158.426 $ 155.433
FLUJO ACUMULADO DE CAJA -$ 420.420 -$ 228.999 -$ 41.143 $ 143.211 $ 324.122 $ 501.650 $ 675.854 $ 846.792 $ 1.014.519 $ 1.179.092 $ 1.340.564 $ 1.498.991 $ 1.654.423
315
Anexo 25 Flujo neto de caja PLAN-29
MES 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12
Producción mensual BFPM 176.174,40 173.877,22 171.609,99 169.372,33 167.163,84 164.984,15 162.832,88 160.709,66 158.614,13 156.545,92 154.504,68 152.490,06
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
Producción diaria BAPD 4.681,80 4.620,75 4.560,50 4.501,04 4.442,35 4.384,42 4.327,25 4.270,83 4.215,14 4.160,18 4.105,93 4.052,39
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) $ 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
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) -$ 3.277 -$ 3.235 -$ 3.192 -$ 3.151 -$ 3.110 -$ 3.069 -$ 3.029 -$ 2.990 -$ 2.951 -$ 2.912 -$ 2.874 -$ 2.837
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
Transporte de crudo (USD/BL) -$ 648 -$ 639 -$ 631 -$ 623 -$ 615 -$ 607 -$ 599 -$ 591 -$ 583 -$ 576 -$ 568 -$ 561
Comercialización (USD/BL) -$ 110 -$ 108 -$ 107 -$ 106 -$ 104 -$ 103 -$ 102 -$ 100 -$ 99 -$ 98 -$ 96 -$ 95
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
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 -$ 992 -$ 992 -$ 992 -$ 992 -$ 992 -$ 992 -$ 992 -$ 992 -$ 992 -$ 992 -$ 992 -$ 992
Inversiones (Trabajos Reacond.) -$ 758.700
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
Anexo 26 Flujo neto de caja PLAN-52
MES 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12
Producción mensual BFPM 25.481,28 25.101,91 24.728,19 24.360,04 23.997,37 23.640,09 23.288,14 22.941,42 22.599,87 22.263,40 21.931,94 21.605,42
Producción diaria BPPD 769,12 757,67 746,39 735,28 724,33 713,55 702,92 692,46 682,15 671,99 661,99 652,13
Producción diaria BAPD 66,88 65,88 64,90 63,94 62,99 62,05 61,12 60,21 59,32 58,43 57,56 56,71
Precio de Venta (USD/BL) $ 61,10 $ 61,10 $ 61,10 $ 61,10 $ 61,10 $ 61,10 $ 61,10 $ 61,10 $ 61,10 $ 61,10 $ 61,10 $ 61,10
Ingresos venta (USD) $ 1.432.354 $ 1.411.029 $ 1.390.021 $ 1.369.327 $ 1.348.940 $ 1.328.857 $ 1.309.073 $ 1.289.583 $ 1.270.384 $ 1.251.470 $ 1.232.838 $ 1.214.484
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) -$ 47 -$ 46 -$ 45 -$ 45 -$ 44 -$ 43 -$ 43 -$ 42 -$ 42 -$ 41 -$ 40 -$ 40
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
Transporte de crudo (USD/BL) -$ 454 -$ 447 -$ 440 -$ 434 -$ 427 -$ 421 -$ 415 -$ 409 -$ 402 -$ 396 -$ 391 -$ 385
Comercialización (USD/BL) -$ 77 -$ 76 -$ 75 -$ 74 -$ 72 -$ 71 -$ 70 -$ 69 -$ 68 -$ 67 -$ 66 -$ 65
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
Utilidad antes de Impuestos $ 1.240.576 $ 1.222.050 $ 1.203.800 $ 1.185.821 $ 1.168.110 $ 1.150.663 $ 1.133.475 $ 1.116.544 $ 1.099.864 $ 1.083.433 $ 1.067.246 $ 1.051.301
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
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 -$ 992 -$ 992 -$ 992 -$ 992 -$ 992 -$ 992 -$ 992 -$ 992 -$ 992 -$ 992 -$ 992 -$ 992
Inversiones (Trabajos Reacond.) -$ 758.700
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
FLUJO ACUMULADO DE CAJA -$ 758.700 $ 284.130 $ 1.311.213 $ 2.322.783 $ 3.319.071 $ 4.300.305 $ 5.266.709 $ 6.218.503 $ 7.155.906 $ 8.079.131 $ 8.988.389 $ 9.883.889 $ 10.765.835
317
Anexo 27 Flujo neto de caja PLAN-56
MES 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12
Producción mensual BFPM 46.177,20 45.213,82 44.270,54 43.346,94 42.442,61 41.557,15 40.690,15 39.841,25 39.010,06 38.196,21 37.399,33 36.619,08
Producción diaria BPPD 727,20 712,03 697,17 682,63 668,39 654,44 640,79 627,42 614,33 601,52 588,97 576,68
Producción diaria BAPD 787,80 771,36 755,27 739,51 724,09 708,98 694,19 679,71 665,53 651,64 638,05 624,74
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) $ 1.355.393 $ 1.327.116 $ 1.299.429 $ 1.272.319 $ 1.245.776 $ 1.219.785 $ 1.194.337 $ 1.169.420 $ 1.145.023 $ 1.121.135 $ 1.097.745 $ 1.074.843
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) -$ 551 -$ 540 -$ 529 -$ 518 -$ 507 -$ 496 -$ 486 -$ 476 -$ 466 -$ 456 -$ 447 -$ 437
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
Transporte de crudo (USD/BL) -$ 429 -$ 420 -$ 411 -$ 403 -$ 394 -$ 386 -$ 378 -$ 370 -$ 362 -$ 355 -$ 347 -$ 340
Comercialización (USD/BL) -$ 73 -$ 71 -$ 70 -$ 68 -$ 67 -$ 65 -$ 64 -$ 63 -$ 61 -$ 60 -$ 59 -$ 58
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
Utilidad después de Impuestos $ 997.351 $ 976.477 $ 956.038 $ 936.025 $ 916.430 $ 897.244 $ 878.458 $ 860.064 $ 842.053 $ 824.419 $ 807.152 $ 790.246
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 -$ 992 -$ 992 -$ 992 -$ 992 -$ 992 -$ 992 -$ 992 -$ 992 -$ 992 -$ 992 -$ 992 -$ 992
Inversiones (Trabajos Reacond.) -$ 758.700
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
FLUJO NETO DE CAJA -$ 758.700 $ 985.692 $ 964.817 $ 944.378 $ 924.366 $ 904.770 $ 885.584 $ 866.798 $ 848.404 $ 830.394 $ 812.759 $ 795.492 $ 778.586
FLUJO ACUMULADO DE CAJA -$ 758.700 $ 226.992 $ 1.191.809 $ 2.136.187 $ 3.060.553 $ 3.965.323 $ 4.850.907 $ 5.717.706 $ 6.566.110 $ 7.396.503 $ 8.209.262 $ 9.004.755 $ 9.783.340
318
Anexo 28 Flujo neto de caja PLAN-57
MES 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12
Producción mensual BFPM 61.234,32 59.461,72 57.740,44 56.068,99 54.445,91 52.869,83 51.339,37 49.853,21 48.410,07 47.008,71 45.647,91 44.326,51
Producción diaria BPPD 944,23 916,90 890,35 864,58 839,55 815,25 791,65 768,73 746,48 724,87 703,89 683,51
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
Precio de Venta (USD/BL) $ 61,10 $ 61,10 $ 61,10 $ 61,10 $ 61,10 $ 61,10 $ 61,10 $ 61,10 $ 61,10 $ 61,10 $ 61,10 $ 61,10
Ingresos venta (USD) $ 1.758.466 $ 1.707.562 $ 1.658.132 $ 1.610.133 $ 1.563.523 $ 1.518.263 $ 1.474.313 $ 1.431.635 $ 1.390.192 $ 1.349.949 $ 1.310.871 $ 1.272.924
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) -$ 745 -$ 724 -$ 703 -$ 682 -$ 663 -$ 644 -$ 625 -$ 607 -$ 589 -$ 572 -$ 556 -$ 540
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
Transporte de crudo (USD/BL) -$ 557 -$ 541 -$ 525 -$ 510 -$ 495 -$ 481 -$ 467 -$ 454 -$ 440 -$ 428 -$ 415 -$ 403
Comercialización (USD/BL) -$ 94 -$ 92 -$ 89 -$ 86 -$ 84 -$ 82 -$ 79 -$ 77 -$ 75 -$ 72 -$ 70 -$ 68
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
Utilidad antes de Impuestos $ 1.523.200 $ 1.478.997 $ 1.436.074 $ 1.394.393 $ 1.353.919 $ 1.314.616 $ 1.276.452 $ 1.239.392 $ 1.203.404 $ 1.168.459 $ 1.134.525 $ 1.101.573
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
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 -$ 992 -$ 992 -$ 992 -$ 992 -$ 992 -$ 992 -$ 992 -$ 992 -$ 992 -$ 992 -$ 992 -$ 992
Inversiones (Trabajos Reacond.) -$ 731.200
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
FLUJO ACUMULADO DE CAJA -$ 731.200 $ 551.860 $ 1.797.348 $ 3.006.351 $ 4.179.926 $ 5.319.097 $ 6.424.861 $ 7.498.186 $ 8.540.009 $ 9.551.243 $ 10.532.773 $ 11.485.459 $ 12.410.137
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