ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL
FACULTAD DE INGENIERÍA EN GEOLOGÍA Y
PETRÓLEOS
ESTUDIO TÉCNICO - ECONÓMCO PARA INCREMENTAR LA
PRODUCCIÓN DE PETRÓLEO EN EL CAMPO PUCUNA
OPERADO POR EP PETROECUADOR
PROYECTO PREVIO A LA OBTENCIÓN DEL TÍTULO DE INGENIERAS EN
PETRÓLEOS
CRISTINA ANGÉLICA AGILA MEJÍA
[email protected]
CLAUDIA IVONNE ESPINOSA ERAZO
[email protected]
DIRECTOR: ING. GEOVANNY ÁLVAREZ GUADALUPE
[email protected]
Quito, Febrero 2012
II
DECLARACIÓN
Nosotras, Cristina Angélica Agila Mejía y Claudia Ivonne Espinosa Erazo,
declaramos bajo juramento que el trabajo aquí descrito es de nuestra autoría; que
no ha sido previamente presentada para ningún grado o calificación personal; y
que hemos consultado las referencias bibliográficas que se incluyen en este
documento.
A través de la presente declaración cedemos nuestros derechos de propiedad
intelectual correspondientes a este trabajo, a la Escuela Politécnica Nacional,
según lo establecido por la Ley de Propiedad Intelectual, por su Reglamento y por
normatividad institucional vigente.
______________________
CRISTINA AGILA MEJíA
___________________________
CLAUDIA ESPINOSA ERAZO
III
CERTIFICACIÓN
Certifico que el presente trabajo fue desarrollado por Cristina Angélica Agila Mejía
y Claudia Ivonne Espinosa Erazo bajo mi supervisión.
_________________________
Ing. Geovanny Álvarez G.
DIRECTOR DEL PROYECTO
IV
AGRADECIMIENTO
A Dios, por darme la fortaleza necesaria para salir siempre adelante pese a las
dificultades, por colocarme en el mejor camino, iluminando cada paso de mi vida,
por darme la salud y la esperanza para terminar este proyecto.
A mis padres Consuelo y Segundo, por todo su esfuerzo, apoyo y cariño con el
cual he podido culminar esta etapa de mi vida.
A mi hermana Taty, por estar siempre conmigo apoyándome incondicionalmente
en cada momento de mi vida, por todos los momentos que hemos compartido, por
todas las risas y lágrimas y sobre todo por el cariño que a diario me brinda.
A mi mejor amiga y compañera de proyecto Clau, por la amistad sincera que me
ha brindado, por todo su esfuerzo, dedicación y ánimo para concluir esta meta de
nuestras vidas y principalmente por estar conmigo siempre. Ily bff.
A todos mis [email protected] por compartir su amistad a lo largo de toda la carrera, en
especial a Hanz Ormaza y Alex Palacios por haber compartido grandes
momentos y haber creado una gran amistad.
A
la prestigiosa
Escuela Politécnica Nacional, al personal docente y
administrativo de la Facultad de Ingeniería en Geología y Petróleos por las
facilidades prestadas y los conocimientos inculcados a lo largo de nuestra carrera
profesional. Además queremos agradecer de manera muy especial al Ing.
Geovanny Álvarez G. quien con sus conocimientos profesionales y espíritu de
colaboración nos ha sabido orientar y guiar para la culminación exitosa de este
proyecto de titulación.
Nuestros más sinceros agradecimientos a todas aquellas personas que
incondicionalmente nos brindaron su apoyo y de manera muy especial al Ing.
Jorge Velásquez y al Ing. Raúl Valencia.
A las personas que integran la Estación Pucuna en especial al Ing. Fernando
Sagnay, al Ing. Alex Herrera y al Sr. Edwin Silva quienes con su oportuna guía e
invaluable ayuda, colaboraron con el desarrollo de este proyecto de titulación.
V
AGRADECIMIENTO
A mi Dios por ayudarme a terminar este proyecto, gracias por darme la fuerza y el
coraje para hacer este sueño realidad, por ponerme en este mundo y estar
conmigo cada momento de mi vida.
A mis madres Angélica y Clara y mi hermanito Sebastián por ser el eje de mi vida
y mi motivación para seguir adelante, gracias por su amor y apoyo incondicional.
A mis tí@s y [email protected] por confiar siempre en mí.
A mi Cryss, por ser mi mejor amiga y mi compañera en este proyecto. Gracias por
demostrarme que una verdadera amistad no conlleva necesariamente años, sino
que se forma de momentos y experiencias especiales como las que tu y yo hemos
compartido. ILY my best friend
A mis amigos Alex Palacios, Hanz Ormaza y Kenya Velasco, gracias por las
alegrías y tristezas que hemos compartido juntos, gracias por su cariño,
compresión y compañía. Gracias a todos los [email protected] que hice a lo largo de esta
carrera que han estado junto a mí cuando más lo he necesitado.
A
la prestigiosa
Escuela Politécnica Nacional, al personal docente y
administrativo de la Facultad de Ingeniería en Geología y Petróleos por las
facilidades prestadas y los conocimientos inculcados a lo largo de nuestra carrera
profesional. Además queremos agradecer de manera muy especial al Ing.
Geovanny Álvarez G. quien con sus conocimientos profesionales y espíritu de
colaboración nos ha sabido orientar y guiar para la culminación exitosa de este
proyecto de titulación.
Nuestros más sinceros agradecimientos a todas aquellas personas que
incondicionalmente nos brindaron su apoyo y de manera muy especial al Ing.
Jorge Velásquez y al Ing. Raúl Valencia.
A las personas que integran la Estación Pucuna en especial al Ing. Fernando
Sagnay, al Ing. Alex Herrera y al Sr. Edwin Silva quienes con su oportuna guía e
invaluable ayuda, colaboraron con el desarrollo de este proyecto de titulación.
VI
DEDICATORIA
A Dios, que en silencio me ha acompañado a lo largo de mi vida y sin
pedirme algo a cambio hoy me regala la alegría de ver realizado uno
más de mis sueños, guarda mi corazón cerca de ti y guíame día con día
en el camino que lleva hacia ti.
A mi mami Consuelo, por todos sus esfuerzos, sus desvelos y sus
sacrificios para que yo pudiera terminar mi carrera profesional. Gracias
por guiar mi camino, por haberme impulsado, y por la dicha enorme
de ser tu hija.
A mi papi Segundo, por el apoyo y la confianza que me ha brindado
con los cuales he logrado alcanzar una de las metas más importantes
en mi vida que es la mejor herencia que pudiera recibir.
A mi hermana Taty, por dedicarme tiempo para demostrarme su
preocupación por mi, tiempo para escuchar mis problemas y ayudarme
a buscarles solución, y sobre todo tiempo para sonreír y demostrarme
su afecto. Te quiero mucho ñaña.
Cryss
VII
DEDICATORIA
La concepción de este proyecto está dedicado a mis madres Angélica y
Clara, pilares fundamentales en mi vida. Sin ellas jamás hubiese
podido conseguir lo que hasta ahora. Su tenacidad y lucha insaciable
han hecho de ellas el gran ejemplo a seguir y destacar. Gracias
mamitas por todo su amor y dedicación, las amo.
Clauburbujita
VIII
ÍNDICE DE CONTENIDO
LISTA DE FIGURAS................................................................................................... XIII
LISTA DE TABLAS....................................................................................................... XVI
LISTA DE ANEXOS ................................................................................................... XVIII
SIMBOLOGÍA ................................................................................................................ XX
RESUMEN .................................................................................................................... XXII
PRESENTACIÓN ....................................................................................................... XXIII
CAPÍTULO I ....................................................................................................................... 1
DESCRIPCIÓN DEL CAMPO PUCUNA Y FACILIDADES DE SUPERFICIE ........ 1
1.1 ANTECEDENTES ...................................................................................................... 1
1.2 UBICACIÓN ............................................................................................................... 2
1.3 GEOLOGÍA ................................................................................................................ 4
1.3.1 DESCRIPCIÓN ESTRUCTURAL ..................................................................... 4
1.3.2 DESCIRPCIÓN ESTRATIGRÁFICA ................................................................. 5
1.3.2.1 Formación Chapiza ........................................................................................ 5
1.3.2.2 Formación Hollín........................................................................................... 5
1.3.2.3 Formación Napo ............................................................................................ 5
1.3.2.3.1 Napo Basal .............................................................................................. 6
1.3.2.3.2 Napo Inferior .......................................................................................... 6
1.3.2.3.3 Napo Medio ............................................................................................ 6
1.3.2.3.4 Napo Superior ......................................................................................... 6
1.3.2.4 Formación Tena ............................................................................................. 6
1.3.2.5 Formación Tiyuyacu ...................................................................................... 7
1.3.2.6 Formación Orteguaza .................................................................................... 7
1.3.3 DESCRIPCIÓN LITOLÓGICA DE LOS YACIMIENTOS ............................... 7
1.3.3.1 Hollín Inferior ................................................................................................ 7
1.3.3.2 Hollín Superior ............................................................................................ 10
1.3.3.3 T Inferior ..................................................................................................... 10
1.3.3.4 T Superior .................................................................................................... 11
1.3.3.5 U Inferior .................................................................................................... 11
1.3.3.6 U Superior ................................................................................................... 11
IX
1.3.3.7 Basal Tena ................................................................................................... 12
1.4 FACILIDADES DE SUPERFICIE ........................................................................... 12
1.4.1 ESTACIÓN DE PRODUCCIÓN ....................................................................... 12
1.4.2 REINYECCIÓN DE AGUA .............................................................................. 16
1.4.3 SISTEMA DE LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL .......................................... 17
1.4.4 GENERACIÓN ELÉCTRICA ........................................................................... 17
1.4.5 COMBUSTIBLE ................................................................................................ 18
CAPÍTULO II .................................................................................................................... 19
CARACTERIZACIÓN DE RESERVORIOS ................................................................ 19
2.1 PETROFÍSICA Y PROPIEDADES DE LOS FLUIDOS ......................................... 19
2.1.1 POROSIDAD (‫ )׎‬............................................................................................... 19
2.1.2 PERMEABILIDAD (K) ..................................................................................... 20
2.1.3 GRAVEDAD API .............................................................................................. 21
2.1.4 FACTOR VOLUMÉTRICO DEL PETRÓLEO (Bo) ........................................ 22
2.1.5 RELACIÓN GAS-PETRÓLEO (GOR) ............................................................. 23
2.1.6 SATURACIÓN .................................................................................................. 23
2.1.7 VISCOSIDAD (µ) .............................................................................................. 23
2.1.8 MOVILIDAD ..................................................................................................... 24
2.1.9 PRESIÓN CAPILAR ......................................................................................... 25
2.1.10 MOJABILIDAD ............................................................................................... 25
2.1.11 COMPRESIBILIDAD DEL PETRÓLEO (CO) ............................................... 26
2.1.12 PRESIÓN DE BURBUJA (Pb) ......................................................................... 27
2.1.13 SALINIDAD .................................................................................................... 28
2.2 TIPO DE EMPUJE DE LOS YACIMIENTOS ........................................................ 30
2.2.1 EMPUJE POR GAS EN SOLUCIÓN ................................................................ 30
2.2.2 EMPUJE POR CAPA DE GAS ......................................................................... 30
2.2.3 EMPUJE HIDRÁULICO ................................................................................... 31
2.3 RESULTADOS DEL ANÁLISIS PVT DEL CAMPO PUCUNA ......................... 32
X
2.4 RESULTADOS DEL ANÁLISIS PETROFÍSICO DEL CAMPO PUCUNA ........ 33
CAPÍTULO III .................................................................................................................. 36
SITUACIÓN ACTUAL DE LOS POZOS Y ANÁLISIS DE RESERVAS .................. 36
3.1 HISTORIAL DE PRODUCCIÓN ........................................................................... 36
3.2 HISTORIAL DE PRESIONES ................................................................................. 42
3.3 ESTADO ACTUAL DEL CAMPO .......................................................................... 44
3.3.1 ESTADO DE LOS POZOS ................................................................................ 44
3.3.2 COMPLETACIÓN DE POZOS ......................................................................... 50
3.3.3 HISTORIAL DE REACONDICIONAMIENTO DE POZOS ........................... 51
3.4 RESERVAS ............................................................................................................... 51
3.4.1 CLASIFICACIÓN DE LAS RESERVAS ......................................................... 51
3.4.1.1 Reservas probadas ....................................................................................... 52
3.4.1.2 Reservas probables ...................................................................................... 52
3.4.1.3 Reservas posibles ......................................................................................... 52
3.4.1.4 Reservas remanentes.................................................................................... 52
3.4.1.5 Petróleo original en sitio (POES) ................................................................ 52
3.4.1.6 Factor de recobro ......................................................................................... 53
3.5 ANÁLISIS DE LAS RESERVAS DE PETRÓLEO DEL CAMPO PUCUNA ....... 53
3.5.1 CÁLCULO DE RESERVAS REALIZADO POR CET (CENTRO DE
ESPECIALIDADES TÉCNICAS) PARA SUELOPETROL ..................................... 54
3.5.1.1 Descripción de los yacimientos y elaboración de mapas ............................ 54
3.5.1.2 Parámetros petrofísicos y de fluidos ............................................................ 58
3.5.1.3 Factor de recobro ......................................................................................... 59
3.5.1.4 Reservas Estimadas por CET ..................................................................... 60
3.5.2 RESERVAS OFICIALES APROBADAS POR LA DNH ............................... 61
CAPÍTULO IV................................................................................................................... 63
ANÁLISIS NODAL ........................................................................................................... 63
4.1 SISTEMA DE PRODUCCIÓN DEL CAMPO ......................................................... 63
4.2 BOMBEO HIDRÁULICO TIPO JET ....................................................................... 63
4.2.1
COMPONENTES
PARA
EL FUNCIONAMIENTO
DEL
SISTEMA
HIDRÁULICO TIPO JET ........................................................................................... 64
XI
4.2.1.1 Componentes en superficie .......................................................................... 64
4.2.1.2 Componentes en subsuelo ........................................................................... 65
4.2.2 PRINCIPIO DE OPERACIÓN .......................................................................... 66
4.2.3 UNIDAD DE BOMBEO HIDRÁULICO TIPO JET ......................................... 67
4.2.4 CLASES DE BOMBAS HIDRÁULICAS TIPO JET........................................ 68
4.3 ANÁLISIS NODAL .................................................................................................. 69
4.3.1 FUNDAMENTOS .............................................................................................. 69
4.3.2 CURVAS DE COMPORTAMIENTO DE AFLUENCIA (IPR) ....................... 73
4.3.3 ÍNDICE DE PRODUCTIVIDAD (IP) ............................................................... 74
4.3.4 DESCRIPCIÓN DEL SOFTWARE CLAW PUMP UTILIZADO PARA EL
ANÁLISIS NODAL .................................................................................................... 74
4.3.4.1
APLICACIÓN DEL SOFTWARE CLAW PUMP EN EL ANÁLISIS
NODAL DEL CAMPO PUCUNA .............................................................................. 75
4.3.4.2 Análisis nodal pozo a pozo del Campo Pucuna ............................................... 81
4.3.4.2.1 Pucuna 01 ............................................................................................. 81
4.3.4.2.2 Pucuna 03 ............................................................................................. 85
4.3.4.2.3 Pucuna 05 ............................................................................................. 86
4.3.4.2.4 Pucuna 06 ............................................................................................. 87
4.3.4.2.5 Pucuna 07 ............................................................................................. 88
4.3.4.2.6 Pucuna 08 ............................................................................................. 89
4.3.4.2.7 Pucuna 09 ............................................................................................. 90
4.3.4.2.8 Pucuna 10 ............................................................................................. 91
4.3.4.2.9 Pucuna 11 ............................................................................................. 92
4.3.4.2.10 Pucuna 12 ........................................................................................... 93
4.3.4.2.11 Pucuna 13 ........................................................................................... 94
CAPÍTULO V .................................................................................................................... 96
PROPUESTA PARA INCREMENTAR LA PRODUCCIÓN DE PETRÓLEO DEL
CAMPO PUCUNA ............................................................................................................ 96
5.1 PROPUESTA PARA INCREMENTAR LA PRODUCCIÓN DE PETRÓLEO DEL
CAMPO POZO POR POZO ........................................................................................... 96
XII
5.2 PROPUESTA PARA INCREMENTAR LA PRODUCCIÓN DEL CAMPO CON
LA PERFORACIÓN DE NUEVOS POZOS ................................................................ 117
CAPITULO VI................................................................................................................. 123
ANÁLISIS ECONÓMICO ............................................................................................. 123
6.1 ANÁLISIS ECONÓMICO ...................................................................................... 123
6.1.1 VALOR ACTUAL NETO (V.A.N) ................................................................. 123
6.1.2 TASA INTERNA DE RETORNO (TIR) ......................................................... 124
6.1.3 COSTOS DE PRODUCCIÓN ......................................................................... 124
6.1.4 INGRESOS....................................................................................................... 126
6.1.5 EGRESOS ........................................................................................................ 126
6.2 ESCENARIOS PROPUESTOS PARA EL ANÁLISIS ECONÓMICO ................ 126
6.2.1 HIPÓTESIS EN LAS QUE SE BASA EL ANÁLISIS ECONÓMICO .......... 128
6.2.2 DETERMINACIÓN DEL TIEMPO DE RECUPERACIÓN DE LA
INVERSIÓN, VALOR ACTUAL NETO Y TASA INTERNA DE RETORNO ..... 128
6.2.2.1 Primer escenario ........................................................................................ 128
6.2.2.2 Segundo escenario ..................................................................................... 129
6.2.2.3 Tercer escenario ......................................................................................... 129
CAPÍTULO VII ............................................................................................................... 131
CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES ............................................................ 131
7.1 CONCLUSIONES ................................................................................................... 131
7.2 RECOMENDACIONES ......................................................................................... 135
REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS .......................................................................... 136
XIII
LISTA DE FIGURAS
CAPÍTULO I
Figura 1.1 - Mapa de ubicación del Campo Pucuna……………………………………….2
Figura 1.2 - Mapa general de ubicación del Campo Pucuna………………………………3
Figura 1.3 - Modelo estructural del Campo Pucuna……………………………………….4
Figura 1.4 - Columna estratigráfica de la cuenca oriente………………………………….8
Figura 1.5 - Columna estratigráfica general del Campo Pucuna…………………………..9
CAPÍTULO II
Figura 2.1 - Curva de permeabilidad relativa……………………………………………..21
Figura 2.2 - Mojabilidad de un sistema agua – petróleo – roca…………………………..26
Figura 2.3 - Carta GEN 9 - Resistividad de soluciones salinas…………………………..29
Figura 2.4 – Empuje por gas en solución…………………………………………………31
Figura 2.5 – Empuje por capa de gas……………………………………………………..31
Figura 2.6 – Empuje hidráulico…………………………………………………………...32
CAPÍTULO III
Figura 3.1 - Historia de producción promedia diaria…………………………………….36
Figura 3.2 - Producción acumulada mensual año 2003…………………………………38
Figura 3.3 - Producción acumulada mensual año 2004………………………………….38
Figura 3.4 - Producción acumulada mensual año 2005………………………………….39
Figura 3.5 - Producción acumulada mensual año 2006………………………………….39
Figura 3.6 - Producción acumulada mensual año 2007………………………………….40
Figura 3.7 - Producción acumulada mensual año 2008…………………………………40
Figura 3.8 - Producción acumulada mensual año 2009…………………………………41
Figura 3.9 - Producción acumulada mensual año 2010………………………………….41
Figura 3.10 - Producción acumulada mensual año 2011………………………………...42
Figura 3.11 – Porcentajes de POES según estudio CET………………………………...61
XIV
Figura 3.12 – Porcentajes de POES oficiales aprobados por la DNH…………………...62
CAPÍTULO IV
Figura 4.1 - Esquema típico de Bombeo Hidráulico Tipo Jet…………………………..65
Figura 4.2 - Componentes de una bomba jet……………………………………………67
Figura 4.3 – Circulación estándar y circulación inversa de una bomba jet……………..68
Figura 4.4 - Esquema de caídas de presión evaluadas en un análisis nodal…………….71
Figura 4.5 - Representación esquemática de las curvas de comportamiento de presiónproducción………………………………………………………………………………..73
Figura 4.6 - Selección de la bomba. Pozo Pucuna- 02………………………………….82
Figura 4.7 - Curva IPR. Pozo Pucuna- 02……………………………………………....83
Figura 4.8 - Análisis Nodal. Pozo Pucuna- 02………………………………………….84
CAPÍTULO V
Figura 5.1 - Producción promedio diaria por mes de fluidos del pozo Pucuna-01 desde
marzo del 2011 a junio del 2011………………………………………………………….97
Figura 5.2 - Producción promedio diaria por mes de fluidos del pozo Pucuna-02 desde
enero del 2009 a junio del 2011……………………………………………………….....99
Figura 5.3 - Producción promedio diaria por mes de fluidos del pozo Pucuna-03 desde
enero del 2009 a junio del 2011………………………………………………………...101
Figura 5.4 –Producción promedio diaria por mes de fluidos del pozo Pucuna-05 desde
enero del 2009 a junio del 2011………………………………………………………...103
Figura 5.5 - Producción promedio diaria por mes de fluidos del pozo Pucuna-06 desde
noviembre del 2009 a junio del 2011…………………………………………………...105
Figura 5.6 - Producción promedio diaria por mes de fluidos del pozo Pucuna-07 desde
enero del 2009 a junio del 2011………………………………………………………...106
Figura 5.7 - Producción promedio diaria por mes de fluidos del pozo Pucuna-08 desde
enero del 2009 a junio del 2011………………………………………………………..108
Figura 5.8 - Producción promedio diaria por mes de fluidos del pozo Pucuna-09 desde
enero del 2009 a junio del 2011………………………………………………………..110
XV
Figura 5.9 - Producción promedio diaria por mes de fluidos del pozo Pucuna-10 desde
enero del 2009 a junio del 2011………………………………………………………..112
Figura 5.10 - Producción promedio diaria por mes de fluidos del pozo Pucuna-11 desde
enero del 2009 a junio del 2011………………………………………………………..113
Figura 5.11 - Producción promedio diaria por mes de fluidos del pozo Pucuna-12 desde
enero del 2009 a junio del 2011………………………………………………………..115
Figura 5.12 - Producción promedio diaria por mes de fluidos del pozo Pucuna-13 desde
marzo del 2009 a junio del 2011……………………………………………………….116
Figura 5.13 - Mapa estructural, arenisca T con la ubicación de pozos perforados y
propuestos………………………………………………………………………………118
Figura 5.14 - Proyección de producción del Campo Pucuna………………………….120
CAPÍTULO VI
Figura 6.1. Variación del costo del barril de petróleo en los meses de septiembre y
octubre…………………………………………………………………………………..127
XVI
LISTA DE TABLAS
CAPÍTULO I
Tabla 1.1 - Facilidades de producción de la Estación Pucuna……………………………15
Tabla 1.2 - Descripción de la unidad de bombeo MTU…………………………………..16
Tabla 1.3 - Datos de Reinyección………………………………………………………...16
Tabla 1.4 - Sistema Power Oil…………………………………………………………....17
Tabla 1.5 - Generación Eléctrica………………………………………………………….18
Tabla 1.6 – Combustible………………………………………………………………….18
CAPÍTULO II
Tabla 2.1 - Calidad de la roca en función de la porosidad……………………………….20
Tabla 2.2 - Clasificación del petróleo según su gravedad API…………………………..22
Tabla 2.3 - Salinidades de las arenas del Campo Pucuna………………………………..28
Tabla 2.4 - Datos PVT del Campo Pucuna………………………………………………32
Tabla 2.5 - Datos petrofísicos por pozo del Campo Pucuna……………………………..33
Tabla 2.6 – Datos de permeabilidad del Campo Pucuna………………………………...35
CAPÍTULO III
Tabla 3.1 - Historial de producción acumulada mensual del Campo Pucuna……………37
Tabla 3.2 - Presiones iniciales del Campo Pucuna……………………………………….43
Tabla 3.3 – Presiones del Campo Pucuna……………………………………………...…43
Tabla 3.4 - Estado actual de los pozos del Campo Pucuna………………………………44
Tabla 3.5 – Parámetros petrofísicos según estudio de CET……………………………...59
Tabla 3.6 – Factores de recobro estimados por CET…………………………………….60
Tabla 3.7 – Reservas estimadas por CET para Suelopetrol……………...………………60
Tabla 3.8 – Reservas oficiales aprobadas por la DNH. Año 2010………………………61
XVII
CAPÍTULO IV
Tabla 4.1 - Tamaños de geometrías de bomba jet……………………………………….70
Tabla 4.2 – Datos utilizados para el Análisis nodal de los pozos del campo Pucuna…...76
Tabla 4.3 - Resultado del análisis de los pozos del Campo Pucuna………………….....95
CAPÍTULO V
Tabla 5.1 - Coordenadas de los pozos propuestos………………………………………117
Tabla 5.2 - Producción estimada de los pozos propuestos………………………………119
Tabla 5.3 - Proyección de producción del Campo Pucuna……………………………...119
Tabla 5.4 - Resumen de la propuesta para incrementar la producción de petróleo del
Campo Pucuna…………………………………………………………………………..122
CAPÍTULO VI
Tabla 6.1. Costos de producción por pozo para el análisis económico del Campo
Pucuna…………………………………………………………………………………....125
Tabla 6.2. Costos de trabajos……………………………………………………………125
Tabla 6.3. Precio del barril de petróleo en los meses de septiembre y octubre………....127
Tabla 6.4. Resultados del primer escenario……………………………………………. 129
Tabla 6.5. Resultados del segundo escenario…………………………………………. .129
Tabla 6.6. Resultados del segundo escenario…………………………………………...130
Tabla 6.7. Resultados del TIR y VAN para los tres escenarios propuesto……………...130
XVIII
LISTA DE ANEXOS
CAPÍTULO I
ANEXO 1.1 - Mapas estructurales en profundidad de las arenas productoras del
Campo…………………………………………………………………………………....139
ANEXO 1.2 - Diagrama estructural de un pozo típico….……………………………….143
ANEXO 1.3 - Diagrama estructural del Campo Pucuna………………………………...145
CAPÍTULO II
ANEXO 2.1 - Topes, bases y espesores de las arenas pozo por pozo…………………..147
CAPÍTULO III
ANEXO 3.1 - Distribución de los pozos en el Campo…………………………………..153
ANEXO 3.2 - Diagramas de completación de los pozos del Campo Pucuna…………...155
ANEXO 3.3 - Historiales de reacondicionamiento de los pozos del Campo Pucuna…...169
ANEXO 3.4 - Mapas de las arenas netas petrolíferas de las arenas del Campo Pucuna..193
CAPÍTULO V
ANEXO 4.1 - Resultados del Software Claw Pump para el pozo Pucuna 01…………...204
ANEXO 4.2 - Resultados del Software Claw Pump para el pozo Pucuna 03…………...208
ANEXO 4.3 - Resultados del Software Claw Pump para el pozo Pucuna 05…………...211
ANEXO 4.4 - Resultados del Software Claw Pump para el pozo Pucuna 06…………...214
ANEXO 4.5 - Resultados del Software Claw Pump para el pozo Pucuna 07…………...218
ANEXO 4.6 - Resultados del Software Claw Pump para el pozo Pucuna 08…………...221
ANEXO 4.7 - Resultados del Software Claw Pump para el pozo Pucuna 09…………...225
ANEXO 4.8 - Resultados del Software Claw Pump para el pozo Pucuna 10…………...229
ANEXO 4.9 - Resultados del Software Claw Pump para el pozo Pucuna 11…………...233
ANEXO 4.10 - Resultados del Software Claw Pump para el pozo Pucuna 12………….237
ANEXO 4.11 - Resultados del Software Claw Pump para el pozo Pucuna 13………….240
XIX
CAPÍTULO V
ANEXO 5.1 - Producción promedia diaria de fluidos de los pozos del Campo Pucuna
(2009-2011)………………………………………………………………………………244
CAPÍTULO VI
ANEXO 6.1 - Resultados del análisis económico……………………………………….284
XX
SIMBOLOGÍA
Símbolo
Definición
API:
American Petroleum Institute
BAPD:
Barriles de agua por día
BF:
Barriles fiscales
BFPD:
Barriles de fluido por día
BH-JET:
Bombeo hidráulico tipo jet
BIPD:
Barriles inyectados por día
Bls:
Barriles
BN:
Barriles normales
BPPD:
Barriles de petróleo por día
BSW:
Basic sediments and water
BT:
Basal Tena
C:
Compresibilidad
Co:
Compresibilidad del petróleo
cP
Centipoise
cSt
Centistoke
Cw:
Compresibilidad del agua
Fnck:
Flujo neto de caja
Fr:
Factor de recobro
GOR:
Relación gas-petróleo
GMP:
Galones por minuto
HI:
Hollín inferior
Ho:
Espesor de petróleo
Hp:
HS:
Hollín superior
K:
Permeabilidad
Km:
Kilómetros
Kw:
Kilo watts
Md:
Milidarcy
MMBF:
Millones de barriles fiscales
MMBP:
Millones de barriles por día
XXI
N:
Petróleo inicial en el yacimiento
Ni:
Reservas iniciales
Np:
Reservas producidas
P:
Poise
Pb:
Presión de burbuja
PCN:
Pies cúbicos normales
Pi:
Presión inicial
POES:
Petróleo original en sitio
PVT:
Presión, volumen y temperatura
PUC:
Pucuna
PPH:
Bombeo hidráulico tipo jet
Rs:
Solubilidad del gas
Rw:
Resistividad del agua de formación
Sg:
Saturación de gas
So:
Saturación de petróleo
sT:
Stoke
Sw:
Saturación de agua
TI
Arena T inferior
TIR:
Tasa interna de retorno
TIRm:
Tasa interna de retorno mensual
TS
Arena T superior
TVD:
Profundidad vertical verdadera
UI:
Arena U inferior
US:
Arena U superior
USD:
Dólares americanos
UTM:
Universal Transverse Mercator
VAN:
Valor actual neto
Ø:
Porosidad
βo:
Factor volumétrico de petróleo
βg:
Factor volumétrico de gas
βw:
Factor volumétrico de agua
µo:
Viscosidad del petróleo
µw:
Viscosidad del agua
XXII
RESUMEN
El Campo Pucuna revertido al Estado ecuatoriano por la empresa Suelopetrol,
tiene una producción de alrededor de 2.000BPPD, es interés de EPPETROECUADOR incrementar de manera inmediata la producción del Campo,
así como conocer si existen restricciones de producción con las facilidades de
superficie y de completación existentes al momento. Se requiere recuperar las
reservas, mediante trabajos de reacondicionamiento y perforación de pozos.
Este proyecto de Titulación consta de siete capítulos. En el primer capítulo se
detallan los antecedentes del Campo, ubicación geográfica, descripción
geológica, y la descripción de las facilidades de superficie.
En el segundo capítulo se describen la petrofísica, empuje de los yacimientos,
propiedades del fluido y análisis PVT del Campo.
En el tercer capítulo se estudian los historiales de producción, historial de
presiones, estado actual del Campo, completación de pozos, historial de
reacondicionamientos y análisis de las reservas.
En el cuarto capítulo se realiza el análisis nodal de cada pozo utilizando el
software de la empresa Sertecpet, con base en el cual se recomendarán los
cambios de bombas en los pozos seleccionados.
En el quinto capítulo se recomiendan los trabajos de reacondicionamiento para
los pozos seleccionados de los cuales se espera el incremento de producción de
petróleo en el Campo.
En el sexto capítulo se realiza el estudio económico del proyecto según los
costos estimados de los reacondicionamientos de cada pozo y el posible
incremento de producción que se obtendrá al ejecutar los trabajos.
Finalmente, en el séptimo capítulo se presentan las conclusiones y
recomendaciones de los resultados del presente estudio y las propuestas
planteadas para los pozos del Campo.
XXIII
PRESENTACIÓN
El presente proyecto está enfocado a incrementar la producción de petróleo en el
Campo Pucuna, para lo cual se realizó un estudio mediante el análisis del estado
actual de desarrollo del Campo, las condiciones de operación, evaluación de las
reservas, historiales de cada pozo y análisis nodal.
Para la elaboración del presente proyecto, en los archivos de
EP
PETROECUADOR tanto en Quito como en el Distrito Amazónico, se recopiló toda
la información necesaria para conocer la situación actual en la que se encuentran
los pozos, considerando el historial de producción, reservas, arenas productoras,
porosidades,
saturaciones,
presiones,
historial
de
reacondicionamientos,
completaciones y tipo de levantamiento.
Con los datos disponibles se realizó el análisis de las reservas, análisis nodal
utilizando el software de la empresa Sertecpet y el estudio del comportamiento de
cada pozo.
Posteriormente, con los resultados de los análisis descritos anteriormente y las
pruebas iniciales, se presenta una propuesta técnica para cada pozo que
permitirá incrementar la producción de petróleo del Campo.
Finalmente, se realiza la evaluación económica tomando como indicadores el TIR
y VAN los cuales permitirán determinar la factibilidad y rentabilidad del proyecto.
CAPÍTULO I
DESCRIPCIÓN DEL CAMPO PUCUNA Y FACILIDADES DE
SUPERFICIE
1.1 ANTECEDENTES
El Campo Pucuna fue descubierto por la Compañía Texaco en el año de 1970
mediante la perforación del pozo Pucuna-01, con una producción inicial de 740
BPPD de la arenisca Hollín y 230 BPPD de la arenisca “T”, considerado a ese
entonces económicamente no rentable. Una vez que esta área fue revertida a
CEPE, esta corporación a base de una campaña de investigación sísmica y de
reinterpretación sísmica del campo, perfora el pozo de desarrollo Pucuna -02 del
cual se obtuvo 2.553 BPPD de 26° API de la arenisca Hollín, 1.583 BPPD de 34°
API de la arenisca “T” y 120 BPPD de 29° API de la arenisca “U” considerándose
rentables.
A inicios del año 2008, el Campo Pucuna fue adjudicado como Campo Marginal
al Consorcio Petrolero CPA, el cual nominó a SUELOPETROL como compañía
operadora y entró en operación en 18 de abril del 2008, con una producción inicial
aproximada de 2.200 BPPD. Como dato histórico relevante cabe mencionar la
producción del pozo Pucuna - 08, misma que fue de 456 BPPD con una gravedad
de 44° API de la arena T superior.
El Campo fue revertido al Estado ecuatoriano el 18 de enero del 2011, al no llegar
a un acuerdo en la negociación, por lo cual pasa a ser operado nuevamente por
EP PETROECUADOR. Al 30 de junio del 2011 el Campo Pucuna cuenta con un
total de 12 pozos productores y un pozo reinyector con una producción
aproximada de 2.300 BPPD.
2
1.2 UBICACIÓN
El Campo Pucuna se encuentra ubicado en la Provincia Francisco de Orellana, en
el centro oeste de la cuenca oriente; al este el Campo Sacha, al suroeste de los
Campos Paraíso, Biguno, Huachito, y al norte el Campo Palo Azul.
La ubicación geográfica del Campo se suscribe a:
LONGITUD
76°58’ 00” OESTE
77°04’ 00” OESTE
LATITUD
00°13’ 00” SUR
00°18’ 00” SUR
El mapa de ubicación del Campo Pucuna se presenta en la figura 1.1 y figura 1.2.
Figura 1.1 - Mapa de ubicación del Campo Pucuna.
Fuente: Departamento de Cartografía
Elaboración: EP PETROECUADOR
3
Figura 1.2 – Mapa general de ubicación del Campo Pucuna
Fuente: Departamento de Cartografía
Elaboración: EP PETROECUADOR
4
1.3 GEOLOGÍA
1.3.1 DESCRIPCIÓN ESTRUCTURAL
La estructura del Campo Pucuna, la conforma un anticlinal asimétrico muy suave
cuyo eje mayor se orienta en dirección NE-SO, con un buzamiento suave
alrededor de 8 grados. Tiene una longitud aproximada de 4.5 Km. a lo largo del
eje mayor. El Campo Pucuna esta acotado tanto al este como al oeste por fallas
inversas o normales invertidas en el paleógeno, estas son de muy bajo
desplazamiento, y pudieran ser o no barreras al flujo de fluidos.
Hacia el límite sur, muy cerca del río Coca, se identifica un cierre estructural no
perforado a la fecha. Este alto estructural se ve reflejado en todos los horizontes
productores del Campo como lo son: Basal Tena, U, T y Hollín; sin embargo su
interpretación proviene de una línea sísmica 2D, la cual fue adquirida en tres
diferentes campañas.
Figura 1.3 - Modelo estructural del Campo Pucuna
Fuente: Archivo Técnico.
Elaboración: EP PETROECUADOR
5
En la figura 1.3 se observa el modelo estructural del campo Pucuna.
En el ANEXO 1.1 se observan los mapas estructurales en profundidad de las
arenas productoras del Campo.
1.3.2 DESCIRPCIÓN ESTRATIGRÁFICA
La estratigrafía atravesada en este Campo está conformada por rocas que van en
la Edad del Jurásico al Cuarternario y están representadas por las formaciones:
Chapiza, Hollín, Napo, Tena, Tiyuyacu y Orteguaza.
1.3.2.1 Formación Chapiza (Miembro Misahualli) (Edad Jurásico Superior)
Esta formación en el área de estudio está compuesta por rocas volcánicas
felsíticas (TEXACO 1970). En la perforación del pozo Puc-01 se alcanzó una
profundidad de 36 pies en esta formación, lo cual se conoce como su espesor
total.
1.3.2.2 Formación Hollín (Edad Cretásico Inferior)
Esta formación de ambiente transicional yace en discordancia angular sobre la
formación Chapiza y esta litológicamente representada por areniscas cuarzosas
con cemento silíceo. Su espesor es de 325 pies.
1.3.2.3 Formación Napo (Edad Cretásico Superior)
La formación Napo es fácilmente reconocida por la presencia de niveles de caliza.
Consiste en alrededor de 500 a 2.500 pies de lutitas y calizas con intercalaciones
de areniscas.
Se la divide en cuatro miembros: Napo Basal, Napo Inferior, Napo Medio y Napo
Superior.
6
1.3.2.3.1 Napo Basal (Edad Albiano Inferior)
Constituye el inicio de una transgresión marina y está representada en la base por
la arenisca glauconítica de Hollín Superior y por lutitas basales de color negro con
pequeñas intercalaciones decimétricas de caliza, el espesor promedio es de 147
pies.
1.3.2.3.2 Napo Inferior (Edad Albiano Superior – Edad Cenoniano Inferior)
Lo conforman la arenisca “T”, caliza “B” y arenisca “U”. En esta etapa se
suscitaron una serie de transgresiones y regresiones marinas, que influenciaron
mucho en la depositación de los sedimentos. El espesor promedio de este
miembro es de 335 pies.
1.3.2.3.3 Napo Medio (Edad Turoniano)
El Napo medio representa etapas transgresivas- regresivas para la depositación
del miembro caliza “A” de tipo micrítica, de color café claro y de la caliza M-2 de
tipo oolítica y arcillosa. Su espesor promedio es de 230 pies.
1.3.2.3.4 Napo Superior (Edad Coniciano -Edad Campaniano Inf.)
Está constituido desde el tope de la formación Napo hasta el Tope de la Caliza M2, dentro del cual se depositó la caliza M-1 de tipo detrítica, de color gris claro y
gris oscuro. El espesor promedio de este miembro es de 420 pies.
1.3.2.4 Formación Tena (Edad Maestrichtiense)
Esta formación de ambiente predominante continental y marino somero en menor
grado yace discordantemente sobre la formación Napo y esta litológicamente
representada por arcillas y limolitas de color rojo y rojo ladrillo, en parte moteadas
en blanco con esporádicas intercalaciones de delgados lentes de arena. Su
espesor promedio es de 1.260 pies.
7
1.3.2.5 Formación Tiyuyacu (Edad Oligoceno – Edad Eoceno)
Descansa concordantemente sobre la formación Tena y pertenece a un ambiente
netamente continental fluvial.
Su
litología
está
constituida
de
conglomerados
de
Chert
multicolor,
preferentemente blanco, amarillo, café y negro con matriz arenosa, y de limolitas
semiblandas de color rojo y café chocolate.
1.3.2.6 Formación Orteguaza (Edad Mioceno – Edad Oligoceno)
Está compuesta de lutita de color verde oliva y físil, e intercalada de pequeños
niveles de arena de color gris, de grano fino. Su espesor promedio es de 500 pies.
Sobre esta formación se depositaron sedimentos del mio-plioceno indiferenciado y
el cuaternario, conformados de arcillas multicolores preferentemente rojas, cafés,
blancas, arenas y conglomerados aluviales en menor grado de origen continental.
En la Figura 1.4 se presenta la Columna Estratigráfica de la Cuenca Oriente y en
la Figura 1.5 del Campo Pucuna.
1.3.3 DESCRIPCIÓN LITOLÓGICA DE LOS YACIMIENTOS
En el Campo Pucuna actualmente se produce de los siguientes yacimientos:
1.3.3.1 Hollín Inferior
Litológicamente es una arenisca cuarzosa que refleja un ambiente continental y
posee las siguientes características:
-
Color café claro
-
Grano medio
-
Forma subredondeada
-
Regular a buena selección
-
Cemento silíceo
8
Figura 1.4 - Columna estratigráfica de la cuenca oriente.
Fuente: Departamento de Cartografía.
Elaboración: EP PETROECUADOR.
9
Figura 1.5 - Columna estratigráfica general del Campo Pucuna.
Fuente: Departamento de Cartografía
Elaboración: EP PETROECUADOR.
10
-
Porosidad = 15,4%
-
Sw = 28,8%
-
ho = 32,2 pies
1.3.3.2 Hollín Superior
La constituye una arenisca glauconítica que refleja un ambiente transicional
marino y posee las siguientes características:
-
Color gris verdoso y café claro
-
Grano fino a medio
-
Forma subangular y subredondeado
-
Regular selección
-
Cemento calcáreo
-
Porosidad = 10,4%
-
Sw = 32,2%
-
ho = 10,4 pies
1.3.3.3 T Inferior
Litológicamente es una arenisca muy glauconítica que refleja un ambiente
transicional marino y posee las siguientes características:
-
Color gris verdoso intenso y café claro
-
Grano fino y medio
-
Forma subangular a subredondeada
-
Regular selección
-
Cemento calcáreo
-
Porosidad = 13,1%
-
Sw = 14,9%
-
ho = 31,5 pies
11
1.3.3.4 T Superior
Lo constituye una arenisca glauconítica intercalada de lutitas y calizas y que
posee las siguientes características:
-
Gris verdoso y gris oscuro
-
Grano fino
-
Forma subangular
-
Cemento calcáreo
-
Pobre a regular selección
-
Porosidad = 10,1%
-
Sw = 25,4%
-
ho = 7,8 pies
1.3.3.5 U Inferior
Litológicamente está constituida por areniscas cuarzosas que posee las
siguientes características:
-
Color gris claro a gris oscuro
-
Grano fino a grano medio
-
Forma subangular
-
Mala a regular selección
-
Cemento silíceo
-
Porosidad = 16,6%
-
Sw = 20,8%
-
ho = 13,2 pies
1.3.3.6 U Superior
Está representada por una arenisca cuarzosa que posee las siguientes
características:
12
-
Color gris claro a gris oscuro
-
Grano fino a medio
-
Forma subangular
-
Regular a mala selección
-
Cemento silíceo-calcáreo
-
Porosidad = 12,1%
-
Sw = 23,1%
-
ho = 7,3 pies
1.3.3.7 Basal Tena
Está
constituido
por
areniscas
cuarzosas,
que
posee
las
siguientes
características:
-
Color gris oscuro
-
Grano fino a medio
-
Forma subangular
-
Mala selección
-
Cemento calcáreo
-
Porosidad = 15,4%
-
Sw = 25,3%
-
ho = 10,3 pies
1.4 FACILIDADES DE SUPERFICIE
1.4.1 ESTACIÓN DE PRODUCCIÓN
El Campo cuenta con una estación de producción denominada Estación Pucuna,
en la cual se procesa todo el crudo, agua y gas proveniente de los 12 pozos
productores. Toda la producción de crudo es fiscalizada y transferida a la Estación
Sacha Central por medio de un oleoducto de 6 pulg. de diámetro que está a una
distancia aproximada de 18 km.
13
La Estación Pucuna, de los 12 pozos productores, maneja un promedio de
producción diaria de 2.300 bls de petróleo con un 25.6 % de BSW de 30,8 ˚API y
una producción de gas de 554 MPC.
Los 12 pozos producen por Bombeo Hidráulico abastecidos desde el Sistema
Power Oil instalado en la Estación, el cual utiliza petróleo como fluido motriz. El
sistema opera con 6 unidades de inyección de las 7 unidades instaladas. El
volumen de fluido motriz utilizado es de 16.100 bls diarios de petróleo a una
presión 4.100 psi, además el sistema posee un equipo de enfriamiento para la
protección de los equipos y que está compuesta por 3 radiadores.
El fluido motriz utilizado en el Sistema Power Oil es petróleo de 29°API, que
cuenta con un tratamiento químico que incluye:
-
Demulsificante: EMULSOTRON X-8125 de 10 gpd.
-
Antiparafínico: DN-151 de 11gpd.
-
Antiescala: GYTRON T-427 de 10 gpd.
-
Anticorrosivo RU-316 de 3 gpd.
Para la conducción de fluido motriz se utiliza una tubería de 3 1/2 pulg. de
diámetro, la cual se conecta con cada pozo mediante líneas de 2 3/8 o 2 7/8 pulg.
En cada uno de los pozos se encuentra instalada una válvula de control para
ajustar el volumen de inyección.
En el cabezal de los pozos se tiene una conexión de 2 pulg., por el cual el fluido
motriz es inyectado a través de la tubería de producción hasta el fondo del pozo,
en donde pasa al espacio anular mediante el trabajo de las bombas del sistema
de empuje hidráulico. El fluido motriz levanta el petróleo desde la formación y
asciende a la superficie por el espacio anular. Todo el fluido retorna a la Estación
para iniciar el proceso de separación.
14
La producción de los pozos del Campo se conduce a través de líneas de 4 pulg.
de diámetro hacia la Estación, las cuales llegan de un múltiple de producción, que
tiene la capacidad de conectar hasta 15 pozos, el cual está ubicado dentro de la
Estación. Del múltiple de producción o manifold el fluido pasa a 2 separadores de
producción que tienen una capacidad de 8.000 bls y 5.000 bls, cuenta con un
tratamiento químico que consta de:
-
Antiespumante: AF-172 de 15 gpd
-
Antiparafínico: DN-151 de 6 gpd
-
Demulsificante: EMULSOTRON X-8125 de 5gpd
-
Biocida: BACTRON L-121 4 gpd
-
Antiescala-agua: GYTRON T-427 1gpd
La producción de cada pozo es probada a través de un separador de prueba de
2.000 bls de capacidad, utiliza una placa de orificio para medir el gas de
formación y un contador con su respectiva turbina para medir el fluido.
El gas es separado y medido para luego ser quemado en los dos mecheros que
posee la Estación. El crudo y agua son enviados al tanque de lavado de 12.590
bls de capacidad, allí se separa por efecto de la gravedad y procesos térmicos,
para lo cual se calienta el colchón de agua con dos calentadores; por último el
crudo pasa al tanque de surgencia que tiene una capacidad de 18.143 bls en
donde termina el proceso de separación. Toda el agua de formación que se
produce en el Campo es inyectada en el pozo Puc-04 a la arena Hollín.
La transferencia de crudo desde el tanque de surgencia hacia el oleoducto se da
mediante un sistema que consta de 2 bombas Worthintong (6.000 BPPD) que son
alimentadas por 2 bombas centrifugas que elevan la presión del fluido a 60 psi. La
tasa de transferencia es de 4,11 barriles por minuto.
En la Tabla 1.1 se describen las características de los equipos y accesorios
existentes en la Estación Pucuna.
15
Tabla 1.1 - Facilidades de producción de la Estación Pucuna
EQUIPO-ACCESORIO
CARACTERÍSTICAS
MANIFOLD DE ENTRADA:
SEPARADOR DE PRUEBA
SEPARADOR DE
PRODUCCIÓN 01
SEPARADOR DE
PRODUCCIÓN 02
CAPACIDAD
PROCESO INGRESO DE FLUIDO
2 TORPEDOS DE 8 pulg X 300 # / 1 TORPEDO DE 6 pulg
X300# ( 14 ENTRADAS)
25.000 BFPD
ESPPMD0062 / 40 pulg X 17,7 pies
2.000 BFPD
ESPPMD0064 / 54 pulg X 16 pies
5.000 BFPD
ESPPMD0063 / 60 pulg X 20 pies
8.000 BFPD
PROCESO DE ALMACENAMIENTO
BOTA DE GAS
73 pulg X 42 pies
TANQUE DE LAVADO
ESPU-01-3764
12.590 bls.
TANQUE DE SURGENCIA
TANQUE DE OLEODUCTO (
TECHO FLOTANTE)
ESPU
18.143 bls.
ESPU
12.590 bls.
PROCESO DE TRANSFERENCIA
BOMBA CENTRÍFUGA WORTHINTONG - MOTOR
ELÉCTRICO DE 20 HP
BOMBA CENTRÍFUGA WORTHINTONG - MOTOR
ELÉCTRICO DE 20 HP
MEDIDOR CRUDO MARCA SMITH METER MODELO E3S1
MEDIDOR CRUDO MARCA SMITH METER MODELO E3S1
BOMBA TRIPLEX - MARCA WORTHINTONG - MODELO
VTE-L 98x140
BOMBA TRIPLEX - MARCA WORTHINTONG - MODELO
VTE-L 98x140
600 GPM
BOMBA BOOSTER 01
BOMBA BOOSTER 02
CONTADOR 01
CONTADOR 02
BOMBA DE TRANSFERENCIA
01
BOMBA DE TRANSFERENCIA
02
25.000 BFPD
600 GPM
6.000 BPD
6.000 BPD
SAMPLER
PROCESO DEL SISTEMA CONTRAINCENDIO
TANQUE DE
ALMACENAMIENTO
RED INTERNA DE DISTRIBUCIÓN
BOMBA ELÉCTRICA 01
BOMBA DE COMBUSTIÓN
INTERNA 02
COMPRESOR 01
COMPRESOR 02
650 bls.
GENERAL ELECTRICAL/ BOMBA AURORA / 4 X 5 X 15
600 GPM
DETROIT / BOMBA AURORA / 4 X 5 X 16
600 GPM
ÁREA DE COMPRESORES
MARCA SULLAIR MODELO LS-10 A - MOTOR
ELÉCTRICO TOSHIBA DE 40 HP
MARCA WESTINGHOUSE MODELO LT-11 - MOTOR
ELÉCTRICO WESTINGHOUSE DE 20 HP
120 psi
120 psi
PROCESO DEL SISTEMA DE CALENTAMIENTO
CALENTADOR 01
CALENTADOR DE FUEGO DIRECTO 15 3/8 pulg
CALENTADOR 02
CALENTADOR DE FUEGO DIRECTO 15 3/8 pulg
BOMBA BOOSTER 01
BOMBA DURCO
8.000 BFPD
BOMBA BOOSTER 02
BOMBA IMO
5.000 BFPD
Fuente: Departamento de Mantenimiento. Campo Pucuna.
Modificado: Cristina Agila, Claudia Espinosa.
16
1.4.2 REINYECCIÓN DE AGUA
El sistema de reinyección de agua de formación está conformado por una unidad
de bombeo localizada en la Estación de producción y el pozo reinyector Pucuna
4.
La alimentación de este sistema es tomada del tanque de surgencia y por medio
de una unidad de bombeo “MTU”, enviada al pozo reinyector Pucuna 4. Su
reinyección diaria es de aproximadamente 800 bls.
Para mejorar el proceso de reinyección de agua existe un proyecto de
implementación de una bomba horizontal multietapas de marca REDA que tiene
la capacidad de reinyección de 1.500 GPM a una presión de 1.000 psi.
En la tabla 1.2 se presenta la descripción de la unidad de bombeo MTU y en la
tabla 1.3 se muestran los datos de reinyección.
Tabla 1.2 - Descripción de la unidad de bombeo MTU.
BOMBA MTU
MODELO SERIE
MOTOR (131HP)
3306
4222296
BOMBA TRIPLEX (72
165T-5H
4598
GPM)
Fuente: Departamento de Mantenimiento. Campo Pucuna.
Elaboración: Cristina Agila, Claudia Espinosa.
Tabla 1.3 - Datos de Reinyección
POZO
ARENA
PUC-04
HOLLÍN
PRESIÓN DE
INYECCIÓN
(psi)
1250
UNIDAD DE
HORAS DE
TRABAJO
BOMBEO
(DIARIO)
MTU
9
AGUA
INYECTADA
PRESIÓN DE PRESIÓN DE
SUCCIÓN
CABEZA
(psi)
(psi)
40
1200
(BAPD)
800
Fuente: Departamento de producción. Campo Pucuna.
Elaboración: Cristina Agila, Claudia Espinosa.
17
1.4.3 SISTEMA DE LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL
En el Campo Pucuna existe un único tipo de levantamiento artificial que es el
bombeo hidráulico tipo jet con inyección de fluido motriz el mismo que se mezcla
con el fluido producido, el cual es llevado a superficie y conducido a la Estación
para iniciar su proceso de separación.
Por cada barril de fluido motriz que se inyecta se recupera 0,125 bls de petróleo.
En la tabla 1.4 se muestra los componentes del Sistema Power Oil.
Tabla 1.4 - Sistema Power Oil
EQUIPO-ACCESORIO
BOMBA BOOSTER 01
BOMBA BOOSTER 02
UNIDAD DE BOMBEO DE
ALTA PRESIÓN 01
UNIDAD DE BOMEBO DE
ALTA PRESIÓN 02
UNIDAD DE BOMEBO DE
ALTA PRESIÓN 03
UNIDAD DE BOMEBO DE
ALTA PRESIÓN 04
UNIDAD DE BOMEBO DE
ALTA PRESIÓN 05
UNIDAD DE BOMEBO DE
ALTA PRESIÓN 06
UNIDAD DE BOMEBO DE
ALTA PRESIÓN 07
CARACTERÍSTICAS
BOMBA CENTRÍFUGA MISSION MAGNUN MOTOR CAT 3304 90 HP
BOMBA CENTRÍFUGA MISSION MAGNUN MOTOR CAT 3304 78 HP
QUINTUPLEX 300Q-5H / NATIONAL-MOTOR
CATERPILLAR
QUINTUPLEX 300Q-5H / NATIONAL-MOTOR
CATERPILLAR
QUINTUPLEX 300Q-5H / NATIONAL-MOTOR
CATERPILLAR
QUINTUPLEX 300Q-5H / NATIONAL-MOTOR
CATERPILLAR
QUINTUPLEX 300Q-5H / NATIONAL-MOTOR
CATERPILLAR
QUINTUPLEX 300Q-5H / NATIONAL-MOTOR
CATERPILLAR
QUINTUPLEX 300Q-5H / NATIONAL-MOTOR
CATERPILLAR
CAPACIDAD
470 psi
470 psi
4.000 psi / 3.000
BIPD
4.000 psi / 3.000
BIPD
4.000 psi / 3.000
BIPD
4.000 psi / 3.000
BIPD
4.000 psi / 3.000
BIPD
4.000 psi / 3.000
BIPD
4.000 psi / 3.000
BIPD
Fuente: Departamento de Mantenimiento. Campo Pucuna.
Modificado: Cristina Agila, Claudia Espinosa.
1.4.4 GENERACIÓN ELÉCTRICA
La generación eléctrica es propia de la Estación y provee electricidad a los
sistemas de transferencia de crudo y agua, así como a la iluminación.
El Campo Pucuna dispone de una central de generación eléctrica que posee los
componentes que se muestran en la tabla 1.5.
18
Tabla 1.5 - Generación Eléctrica
EQUIPO-ACCESORIO
CARACTERÍSTICAS
MOTOR CATERPILLAR 3406 GENERADOR
CATERPILLAR 350 KW.
MOTOR CATERPILLAR 3408 GENERADOR KATO
250 KW.
TOTAL GENERACIÓN
GENERADOR 01
GENERADOR 02
CAPACIDAD
350 KW
250 KW
600 KW.
Fuente: Departamento de Mantenimiento. Campo Pucuna.
Modificado: Cristina Agila, Claudia Espinosa.
1.4.5 COMBUSTIBLE
El combustible utilizado en la Estación es el diesel, con un consumo de
aproximadamente de 1.897 GLS diarios.
En la tabla 1.6 se presenta las unidades para el almacenamiento del combustible.
Tabla 1.6 – Combustible
EQUIPO-ACCESORIO
TANQUE DE ALMACENAMIENTO DE
COMBUSTIBLE-GENERAL
TANQUE DE ALMACENAMIENTO DE
COMBUSTIBLE-BOMBAS
CARACTERÍSTICAS
CAPACIDAD
S/N TANQUE CÓNICO
25.259 GLS.
S/N TANQUE HORIZONTAL
2.000 GLS
Fuente: Departamento de Mantenimiento. Campo Pucuna.
Modificado: Cristina Agila, Claudia Espinosa.
En el ANEXO 1.2 se muestra el diagrama estructural de un Típico de Pozo.
En el ANEXO 1.3 se muestra el diagrama estructural de la Estación Pucuna.
19
CAPÍTULO II
CARACTERIZACIÓN DE RESERVORIOS
2.1 PETROFÍSICA Y PROPIEDADES DE LOS FLUIDOS
2.1.1 POROSIDAD (‫)׎‬
La porosidad es la capacidad que tiene la roca del yacimiento para contener
hidrocarburos y está definida como la relación entre el volumen vacío de la roca
(aquel lleno de fluidos) llamado espacio poroso y el volumen total de la roca del
yacimiento:
‫ ׎‬ൌ ܸ‫݌ܸ ݋ݏ݋ݎ݋݌݊݁݉ݑ݈݋‬
ൌ ሺ…Ǥ ʹǤͳሻ
ܸ‫݈ܽݐ݋ݐ݊݁݉ݑ݈݋‬
ܸ‫ݐ‬
Porosidad Efectiva (‫) ࢋ׎‬: También conocida como porosidad útil, es aquel
porcentaje de volumen poroso que considera todos los espacios porosos
conectados entre sí.
Porosidad Residual (‫) ࢘׎‬: Es el porcentaje de volumen poroso que considera
todos los poros que no están conectados entre sí, en este caso no hay flujo de
fluidos entre ellos.
Porosidad Total (‫) ࢀ׎‬: Es la suma de la porosidad efectiva y la porosidad residual.
La porosidad es una medida de la capacidad de almacenamiento de la roca, por
lo cual la calidad de la roca en el yacimiento puede ser determinada en función
de la porosidad así como se representa en la tabla 2.1.
20
Tabla 2.1 - Calidad de la roca en función de la porosidad.
CALIDAD
Muy Buena
Buena
Regular
Pobre
Muy pobre
‫( ׎‬%)
> 20
15 - 20
10 - 15
5 - 10
< 10
Fuente: Internet, www.petroblogger.com
Elaboración: Cristina Agila, Claudia Espinosa.
2.1.2 PERMEABILIDAD (K)
La permeabilidad se define como la facilidad de la roca o medio poroso del
yacimiento a permitir el flujo de fluido a través del mismo al aplicar un gradiente
de presión. Es decir, cuando la permeabilidad tiene valores altos se tendría
óptimo desplazamiento en el movimiento del fluido; caso contrario, valores bajos
de permeabilidad con tendencia a cero representaría dificultad del movimiento de
los fluidos.
Permeabilidad Absoluta (K): Se la considera cuando un fluido está saturando el
medio poroso en un ciento por ciento.
Permeabilidad Efectiva (Ke): Se la tiene cuando en un medio poroso están
presentes dos o más fluidos. Por lo tanto, la permeabilidad de un fluido se
determina en la presencia de otros fluidos inmiscibles bajo ciertas condiciones de
saturación del mismo.
Las permeabilidades efectivas pueden ser para el petróleo (‫) ݋ܭ‬, gas (‫ ) ݃ܭ‬y agua
(‫) ݓܭ‬.
Permeabilidad Relativa (ࡷ࢘ ): Se define como la relación entre la permeabilidad
efectiva a un fluido específico y la permeabilidad absoluta mediante la siguiente
expresión:
21
‫ ݎܭ‬ൌ
‫݁ܭ‬
ሺ…Ǥ ʹǤʹሻ
‫ܭ‬
Y se considera como una medida directa de la capacidad de un medio poroso
para conducir un fluido en presencia de dos o más fluidos. Esta relación permite
saber que la permeabilidad relativa a un fluido siempre es menor que la unidad.
La sumatoria de las permeabilidades relativas en un yacimiento (3 fases: petróleo,
gas y agua) es menor a la unidad.
‫ ݋ݎܭ‬൅ ‫ ݃ݎܭ‬൅ ‫ ݓݎܭ‬൏ ͳሺ‫ܿܧ‬Ǥ ʹǤ͵ሻ
En la Figura 2.1 se muestra un ejemplo de las curvas de permeabilidad relativa.
Figura 2.1 - Curva de permeabilidad relativa.
Fuente: Internet, www.petroblogger.com
2.1.3 GRAVEDAD API
La gravedad API, de sus siglas en inglés (American Petroleum Institute), es una
medida de densidad que describe cuán pesado o liviano es el petróleo
comparándolo con el agua. Si los grados API son mayores a 10, es más liviano
que el agua, y por lo tanto flotaría en ésta. La gravedad API es también usada
para comparar densidades de fracciones extraídas del petróleo.
La fórmula usada para obtener la gravedad API es la siguiente:
22
‫ ܫܲܣ݀ܽ݀݁ݒܽݎܩ‬ൌ ͳͶͳǡͷ
̷͸Ͳ˚‫ ܨ‬െ ͳ͵ͳǡͷሺ…Ǥ ʹǤͶሻ
‫ܧܩ‬
La fórmula usada para obtener la gravedad específica del líquido derivada de los
grados API es la siguiente:
‫̷ܧܩ‬͸ͲǏ‫ ܨ‬ൌ ͳͶͳǡͷ
ሺ…Ǥ ʹǤͷሻ
‫ ܫܲܣ݀ܽ݀݁ݒܽݎܩ‬൅ ͳ͵ͳǡͷ
La clasificación propuesta por el American Petroleum Institute indica que a una
mayor gravedad API el petróleo será más liviano y a menor gravedad API el
petróleo será más pesado, como se puede ver en la tabla 2.2.
Tabla 2.2 - Clasificación del petróleo según su gravedad API.
CRUDO
GRAVEDAD API
Extra pesado
< 10
Pesado
10 - 22.3
Mediano
22.3 - 31.1
Ligero
31.1 – 39
Superligero
> 39
Fuente: Internet, www.petroblogger.com
Elaboración: Cristina Agila, Claudia Espinosa
El Campo Pucuna produce un crudo promedio de 30,8 °API, lo cual lo clasifica
como un crudo mediano.
2.1.4 FACTOR VOLUMÉTRICO DEL PETRÓLEO (Bo)
Se define como el volumen necesario de petróleo con su respectiva cantidad de
gas inicial, a la presión y temperatura de yacimiento, que se necesita para generar
un barril de petróleo a condiciones estándar de presión y temperatura las cuales
son de 60˚F y 14,7 psia.
23
2.1.5 RELACIÓN GAS-PETRÓLEO (GOR)
Es la rata volumétrica de gas relacionada con la rata de flujo volumétrico de
petróleo, ambos convertidos en volúmenes en condiciones de presión y
temperatura estándar. De igual manera, es el resultado de dividir un volumen de
gas a condiciones normales para volumen de petróleo que también se encuentra
a condiciones normales.
2.1.6 SATURACIÓN
Es la relación del volumen de fluido presente en el medio poroso para el volumen
poroso, expresado en la siguiente ecuación:
݂ܵ ൌ
ܸ‫݋ݏ݋ݎ݋݌݋݈݅݀݁݉݁݊݁݋݀݅ݑ݈݂݈݁݀݊݁݉ݑ݈݋‬
ܸ‫݋ݏ݋ݎ݋݌݋݈݅݀݁݉݁݀݊݁݉ݑ݈݋‬
݂ܵ ൌ
ܸ݂
ሺ…Ǥ ʹǤ͸ሻ
ܸ‫݌‬
Entonces se tiene saturaciones para petróleo (ܵ‫) ݋‬, gas (ܵ݃ ) y agua (ܵ‫) ݓ‬. La
sumatoria de las saturaciones en un yacimiento (3 fases: petróleo, gas y agua) es
la unidad.
ܵ‫ ݋‬൅ ܵ݃ ൅ ܵ‫ ݓ‬ൌ ͳሺ…Ǥ ʹǤ͹ሻ
2.1.7 VISCOSIDAD (µ)
La viscosidad es la resistencia interna al flujo de un fluido originado por el roce de
las moléculas que se deslizan unas sobre otras ante la aplicación de una fuerza.
Esta propiedad se encuentra afectada por factores como: temperatura, presión,
gas en solución y el tamaño de las partículas.
Los fluidos de alta viscosidad presentan una cierta resistencia a fluir en cambio
los fluidos de baja viscosidad fluyen con facilidad.
24
Viscosidad dinámica: Conocida también como viscosidad absoluta y es medida
por el tiempo en que tarda en fluir a través de un tubo capilar a una determinada
temperatura. Su unidad es el poise (P) o centipoise (cP).
Viscosidad cinemática: Representa la característica propia del líquido, sin tomar
en cuenta las fuerzas que generan su movimiento, y se obtiene dividiendo la
viscosidad absoluta para la densidad del fluido. Su unidad es el stoke (St) o
centistoke (cSt).
Es importante analizar la viscosidad de los fluidos del yacimiento; esto es,
viscosidad del petróleo (ߤ‫) ݋‬, gas (ߤ݃ ) y agua ( ߤ‫) ݋‬, ya que permitirá analizar el
comportamiento de las movilidades de los mismos.
2.1.8 MOVILIDAD
La movilidad (ߣ) se define como la relación entre permeabilidad efectiva y la
viscosidad del fluido:
ߣ ൌ ‫݁ܭ‬
ሺ…Ǥ ʹǤͺሻ
ߤ
La razón de movilidad M, es la relación entre la movilidad de la fase desplazante
(agua) para la movilidad de la fase desplazada (petróleo); cuya expresión es:
‫ܯ‬ൌ
‫݁ݐ݊ܽݖ݈ܽ݌ݏ݁݀݁ݏ݂݈݈ܽܽ݁݀݀ܽ݀݅݅ݒ݋ܯ‬ሺܽ݃‫ܽݑ‬ሻ
‫ܽ݀ܽݖ݈ܽ݌ݏ݁݀݁ݏ݂݈݈ܽܽ݁݀݀ܽ݀݅݅ݒ݋ܯ‬ሺ‫݋݈݁×ݎݐ݁݌‬ሻ
‫ ܯ‬ൌ Si:
‫݋ߤ ݓܭ‬
‫݋ߤ ݓݎܭ‬
ൌ
ሺ…Ǥ ʹǤͻሻ
‫ݓߤ ݋ܭ‬
‫ݓߤ ݋ݎܭ‬
M < 1 el petróleo se mueve más rápido que el agua.
M = 1 el petróleo y el agua tienen la misma resistencia a fluir.
M > 1 el agua se mueve más rápido que el petróleo.
25
2.1.9 PRESIÓN CAPILAR
Se define como la diferencia de presión a través de la interfase que separa dos
fluidos inmiscibles cuando se ponen en contacto en un medio poroso.
Cualitativamente es expresada como la diferencia en presión que resulta a través
de la interfase que separa dos fluidos inmiscibles. Cuantitativamente, la presión
capilar es definida como la presión de la fase desplazante o no mojante menos la
presión de la fase desplazada o mojante.
ܲܿ ൌ ܲ‫ ݁ݐ݆݊ܽ݋݉݋݊݁ݏ݂ܽ݊×݅ݏ݁ݎ‬െ ܲ‫݁ݐ݆݊ܽ݋݉݁ݏ݂ܽ݊×݅ݏ݁ݎ‬
De esta manera, en una formación mojada por el agua, la presión capilar es igual
a la presión en la fase de petróleo menos la presión en la fase de agua, esto es:
ܲܿ ൌ ܲ‫ ݋‬െ ܲ‫ݓ‬ሺ‫ܿܧ‬Ǥ ʹǤͳͲሻ
Por lo tanto, la presión capilar (Pc) será negativa para sistemas humectados por
petróleo. Generalmente, los fluidos del reservorio no son miscibles. Por ejemplo,
el agua y el petróleo en contacto físico exhiben una interfase con una presión
diferencial a través de esta. Esta diferencia de presión entre las dos fases
inmiscibles (en este caso, petróleo y agua) es conocida como la presión capilar. A
las condiciones de reservorio normales, el gas libre y petróleo son también
inmiscibles. En este caso, hay un diferencial de presión (presión capilar) a través
de la interfase entre el gas y el petróleo.
Se ha demostrado que la presión capilar tiene una gran influencia sobre:
1. La distribución inicial del fluido dentro del reservorio.
2. La fracción de cada fluido fluyente en un desplazamiento inmiscible.
2.1.10 MOJABILIDAD
Está definida como la preferencia que tiene un fluido determinado a adherirse o
26
extenderse sobre la superficie de la roca reservorio, en presencia de otros fluidos
inmiscibles. A partir de esta propiedad las rocas pueden ser clasificadas en dos
grupos:
Rocas Oleófilas: Aquellas mojadas por el hidrocarburo.
Rocas Hidrófilas: Aquellas mojadas por el agua.
La manera de identificar si es una roca oleófila o hidrófila es por medio del ángulo
de contacto entre el fluido y la roca. Como se puede observar en la Figura 2.2
para ángulos de contacto Ɵ menores a 90° indican condiciones de mojabilidad
preferentemente por agua, mientras que contactos mayores de 90°, indican
condiciones de mojabilidad preferentemente por aceite.
Figura 2.2 - Mojabilidad de un sistema agua – petróleo – roca.
Fuente: Aspectos de Ingeniería de la inyección de agua, Forrest F. Craig, Jr.
2.1.11 COMPRESIBILIDAD DEL PETRÓLEO (CO)
La compresibilidad del petróleo se define como el coeficiente de compresibilidad
isotérmica del petróleo a los cambios fraccionales en el volumen del crudo cuando
la presión varía a temperatura constante.
Se calcula mediante la siguiente
ecuación:
ܿ‫ ݋‬ൌ െ
ͳ ܸ݀
ሺ‫ܿܧ‬Ǥ ʹǤͳͳሻ
ܸ ݀‫݌‬
27
Donde:
co
= Compresibilidad del petróleo
dV
dp
= Pendiente negativa; el signo negativo convierte la compresibilidad en
un número positivo.
2.1.12 PRESIÓN DE BURBUJA (Pb)
La presión de burbuja, también conocida como presión de saturación, es la
presión a la cual la primera burbuja de gas comienza a liberarse del petróleo.
Cada yacimiento tiene su presión de burbuja particular. La presión del punto de
burbuja se determina en función de la temperatura, la gravedad específica del gas
(γg), la gravedad específica del petróleo (γo) y la cantidad de gas disuelto en el
crudo (Rs).
Todos los yacimientos de hidrocarburos poseen gas natural en solución. A veces
el crudo está saturado con gas al momento de ser descubierto, lo que significa
que el petróleo está reteniendo todo el gas que puede, a la temperatura y presión
del yacimiento, estando así en su punto de burbuja. Así pues:
·
Si un yacimiento se encuentra a presiones por encima de la presión de
burbuja se dice que está en presencia de un yacimiento subsaturado, por
consiguiente el yacimiento no presentará gas libre.
Py >Pb
·
Si por el contrario se encuentra a presiones por debajo de la presión
de burbuja se denominará yacimiento saturado, y el mismo tendrá una
capa de gas.
Py <Pb
28
Donde:
Py = Presión del yacimiento
Pb = Presión de burbuja
2.1.13 SALINIDAD
Es la cantidad de sales que se encuentran en el agua, en la cual predomina el
cloruro de sodio o sal común. La salinidad se mide a través de la conductividad
eléctrica.
La salinidad permite la determinación de otros parámetros petrofísicos necesarios
para el análisis de las arenas. Las mismas que pueden ser obtenidas mediante
análisis PVT y pruebas de campo.
Cuando la concentración equivalente de NaCl es conocida, su resistividad puede
determinarse a cualquier temperatura usando la carta GEN-9 (ver Figura 2.3).
Los valores de salinidad del agua de las diferentes formaciones difieren entre
cada arena, de allí la importancia de calcular una salinidad promedia para cada
una.
En la tabla 2.3 se presenta las salinidades para cada arena del Campo Pucuna.
Tabla 2.3 - Salinidades de las arenas del Campo Pucuna.
ARENA
Hollín
Arenisca T
Arenisca U
Basal Tena
SALINIDAD (PPM NACl)
2100
60000
30000
32000
Fuente: Departamento de Yacimientos, EP PETROECUADOR.
Elaboración: Cristina Agila, Claudia Espinosa.
29
Figura 2.3 - Carta GEN 9 - Resistividad de soluciones salinas.
Fuente: Schlumberger, Log Interpretation Charts
30
2.2 TIPO DE EMPUJE DE LOS YACIMIENTOS
El mecanismo de producción de las arenas de la formación Hollín es por empuje
hidráulico, mientras que las arenas de la formación Napo producen por gas en
solución y empuje parcial de agua. Tres tipos principales de mecanismo de
empuje o impulsión son descritos a continuación:
2.2.1 EMPUJE POR GAS EN SOLUCIÓN
Este mecanismo también es conocido como empuje por gas disuelto, donde el
petróleo se encuentra inicialmente en una sola fase por encima del punto de
burbujeo. Al inicio de la producción el gas disuelto en el crudo comienza a
expandirse debido al diferencial de presión y el hidrocarburo empieza a
desplazarse hacia los pozos durante la vida útil del reservorio. Una vez,
alcanzado el punto de burbuja se desarrolla un casquete de gas libre inducido por
la mecánica de flujo, lo que indica una pérdida de energía en el yacimiento. Con el
objeto de no generar una capa de gas la permeabilidad vertical debe disminuir,
permitiendo que el gas libre fluya en el pozo y la relación Gas-Petróleo se
incremente. Sin embargo, si se presentan condiciones de roca y fluidos
adecuadas la existencia de una capa de gas puede ser empleada como un
mecanismo de recuperación secundario.
Cabe mencionar, que el factor de recobro para este empuje se estima entre 20 y
40% del petróleo original en sitio.
En la figura 2.4 se observa el empuje por gas en solución.
2.2.2 EMPUJE POR CAPA DE GAS
Este mecanismo está presente en yacimientos que se encuentra a presiones
inferiores a la presión de burbujeo. En lo que existe una capa de gas, la cual
tiende a expandirse debido a la disminución de presión actuando esta como una
fuerza de empuje que obliga al petróleo a desplazarse.
En la figura 2.5 se observa el empuje por capa de gas.
31
Figura 2.4 – Empuje por gas en solución.
Fuente: http://www.blogger.com
Figura 2.5 – Empuje por capa de gas.
Fuente: http://www.blogger.com
2.2.3 EMPUJE HIDRÁULICO
Se presenta cuando existe una porción de roca con alta saturación de agua
(Acuífero). Debido a la expansión del agua del acuífero (a medida que se reduce
la presión), este invade el yacimiento, reemplazo a los fluidos que ya han sido
extraído. Este es uno de los mecanismos de producción más efectivo debido al
constate suministro de agua del acuífero, ya que no hay caída de presión en el
sistema o cae muy poco.
En la figura 2.6 se observa el empuje hidráulico.
32
Figura 2.6 – Empuje hidráulico.
Fuente: http://www.blogger.com
2.3 RESULTADOS DEL ANÁLISIS PVT DEL CAMPO PUCUNA
Los análisis PVT se utilizan principalmente para determinar las propiedades de los
fluidos contenidos dentro de la arena, estos análisis son realizados en el
laboratorio simulando las condiciones del reservorio, es decir, las características
PVT se refieren al conjunto de propiedades de volumen medidas a una presión y
temperatura determinada. Estos datos fueron obtenidos a partir de diferentes
pruebas de laboratorio como vaporización diferencial, separación instantánea,
pruebas de separador, cromatografía y viscosidad.
La tabla 2.4 resume los resultados obtenidos de los PVT existentes.
Tabla 2.4 - Datos PVT del Campo Pucuna.
YACIMIENTO
PRESIÓN DE
BURBUJA
(PSI)
FACTOR
VOLUMÉTRICO
DEL
PETRÓLEO
API A
60°F
GOR
VISCOSIDAD
DEL
PETRÓLEO(CP)
Arena "Hs"
170
1,0699
27,8
35
1,079
Arena "Hs y Hi"
330
1,1334
27,4
74
1,079
Arena "Ui y Us"
1000
1,2309
29,15
272,4
1,079
Arena "T"
1400
1,3654
31,66
470,8
0,614
Fuente: Departamento de Yacimientos, EP PETROECUADOR.
Elaboración: Cristina Agila, Claudia Espinosa.
33
2.4 RESULTADOS DEL ANÁLISIS PETROFÍSICO DEL CAMPO
PUCUNA
En las tablas 2.5 y 2.6 se presentan los valores de espesor neto de petróleo,
porosidad efectiva, saturación de agua y permeabilidades del Campo Pucuna.
Tabla 2.5 - Datos petrofísicos por pozo del Campo Pucuna.
POZO
PUC -01
PUC - 02
PUC - 03
PUC - 04
PUC - 05
PUC - 06
ARENA
US
UI
TS
HI
HS
TI
TS
UI
US
HI
HS
TI
TS
UI
US
HI
HS
UI
US
TI
TS
UI
US
HI
HS
TI
TS
UI
Ho (pies)
1,5
8,5
2,5
18,5
7,5
26
17
13,5
2
41
38,5
39
17
30,5
15,5
63,5
20,5
3
2,5
17,5
5
14
6,5
67
10,5
32,5
3
16,5
POROSIDAD
Sw
(fracción)
(fracción)
0,11
0,403
0,137
0,413
0,125
0,386
0,174
0,29
0,145
0,533
0,127
0,209
0,202
0,245
0,193
0,151
0,139
0,269
0,181
0,138
0,151
0,388
0,14
0,083
0,202
0,13
0,167
0,127
0,164
0,171
0,143
0,053
0,156
0,585
0,142
0,42
0,122
0,187
0,152
0,295
0,166
0,172
0,181
0,259
0,167
0,263
0,142
0,523
0,131
0,157
0,14
0,204
0,148
0,241
0,133
0,241
Fuente: Departamento de Yacimientos, EP PETROECUADOR.
Elaboración: Cristina Agila, Claudia Espinosa.
34
Tabla 2.5 (continuación) - Datos petrofísicos por pozo del Campo Pucuna.
POZO
PUC - 07
PUC - 08
PUC -09
PUC - 10
PUC - 11
PUC - 12
PUC - 13
ARENA
TI
TS
HS
UI
HI
HS
TI
TS
UI
US
HI
TI
TS
UI
US
HI
HS
TI
TS
US
HS
TI
TS
UI
US
HI
TI
TS
UI
POROSIDAD
Sw
Ho (pies)
(fracción)
(fracción)
12
0,134
0,336
8,5
0,121
0,225
12
0,134
0,336
8,5
0,121
0,225
110
0,141
0,389
18,5
0,134
0,244
28,5
0,113
0,18
39,5
0,155
0,195
27,5
0,214
0,35
18,5
0,202
0,365
164
0,154
0,5
5,5
0,125
0,178
30,5
0,149
0,303
16
0,159
0,403
15
0,149
0,283
109,5
0,141
0,372
7
0,118
0,245
38
0,131
0,189
23
0,149
0,315
10,5
0,164
0,293
3
0,126
0,681
46,5
0,135
0,13
30,5
0,161
0,267
21,5
0,171
0,452
21,5
0,141
0,266
98
0,143
0,63
3,5
0,111
0,503
3,5
0,113
0,289
9
0,134
0,351
Fuente: Departamento de Yacimientos, EP PETROECUADOR.
Elaboración: Cristina Agila, Claudia Espinosa.
35
En el Campo Pucuna se observa que la porosidad varía entre 11% y 20% por lo
cual la calidad de la roca es de regular a buena, según la clasificación presentada
en la tabla 2.1.
Tabla 2.6 – Datos de permeabilidad del Campo Pucuna.
ARENA
BT
U
T
HS
HI
PERMEABILIDAD
(md)
433
425
242
131
347
Fuente: Departamento de Yacimientos, EP PETROECUADOR.
Elaboración: Cristina Agila, Claudia Espinosa.
En el ANEXO 2.1 se detallan los topes, bases y espesores de cada una de las
arenas de los pozos del Campo.
36
CAPÍTULO III
SITUACIÓN ACTUAL DE LOS POZOS Y ANÁLISIS DE
RESERVAS
3.1 HISTORIAL DE PRODUCCIÓN
La producción del Campo se inició el 4 de Abril de 1990 con el Pozo Pucuna – 02,
durante ese mes de abril la producción promedia del Campo fue de 1.600 BPPD
con tres pozos: PUC- 02, PUC-03 y PUC- 05 de la arenisca T; y hasta junio de
1991 con cinco pozos el Campo produjo un promedio de 2800 BPPD con 3,27 %
de agua y una producción acumulada de 1.296.803 BN.
En la Tabla 3.1 se detalla el historial de producción acumulada mensual del
Campo a partir del año 2003 hasta el 30 de junio del 2011 y la producción
promedia diaria que se produjo cada año. En la Figura 3.1 se muestra el historial
de producción promedia diaria del Campo Pucuna a partir del año 2003.
Figura 3.1 - Historia de producción promedia diaria.
HISTORIA DE PRODUCCIÓN
BARRILES
2.500
2.000
1.500
1.000
500
0
2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011
AÑOS
PRODUCCIÓN
Fuente: Departamento de Yacimientos, EP PETROECUADOR.
Elaboración: Cristina Agila, Claudia Espinosa.
60.847
55.473
61.991
72.144
68.230
69.174
60.882
60.439
60.634
62.037
60.811
63.192
2.071
ENERO
FEBRERO
MARZO
ABRIL
MAYO
JUNIO
JULIO
AGOSTO
SEPTIEMBRE
OCTUBRE
NOVIEMBRE
DICIEMBRE
PRODUCCIÓN
ACUMULADA
MENSUAL
(bls)
PRODUCCIÓN PROMEDIA
DIARIA (bls/día)
1.678
46.875
43.145
44.963
46.400
54.990
54.007
54.289
58.519
54.687
48.808
48.045
59.334
2004
1.689
56.767
54.200
57.514
59.266
49.104
56.269
48.567
42.312
44.031
50.929
47.083
50.489
2005
1.759
53.048
50.317
52.743
48.577
52.216
55.728
54.550
56.800
54.475
54.947
51.693
56.950
2006
1.727
54.817
53.707
56.515
55.904
55.751
50.470
52.560
53.210
49.425
52.074
47.036
48.761
2007
2008
1.690
74.071
50.348
49.232
48.238
50.336
50.576
48.665
49.259
45.585
47.743
50.209
54.342
Fuente: Departamento de Yacimientos, EP PETROECUADOR.
Elaboración: Cristina Agila, Claudia Espinosa.
2003
AÑOS
MESES
2009
2.218
66.307
60.987
61.406
62.730
65.405
67.898
65.647
72.959
73.264
76.155
62.423
74.350
Tabla 3.1 - Historial de producción acumulada mensual del Campo Pucuna.
2.201
63.449
62.172
66.721
66.789
64.495
68.959
69.124
67.380
67.787
68.423
65.091
72.916
2010
2.100
-
-
-
-
-
-
68.614
70.670
63.953
59.173
54.978
62.793
2011
37
38
En las Figuras 3.2, 3.3, 3.4, 3.5, 3.6, 3.7, 3.8, 3.9 y 3.10 se muestran año a año la
producción acumulada mensual del Campo Pucuna.
Figura 3.2 - Producción acumulada mensual año 2003.
BARRILES
PRODUCCIÓN AÑO 2003
80.000
70.000
60.000
50.000
40.000
30.000
20.000
10.000
0
PRODUCCIÓN PROMEDIA DIARIA 2.071BLS
PRODUCCIÓN
2003
Fuente: Departamento de Yacimientos, EP PETROECUADOR.
Elaboración: Cristina Agila, Claudia Espinosa.
Figura 3.3 - Producción acumulada mensual año 2004.
PRODUCCIÓN AÑO 2004
70.000
BARRILES
60.000
50.000
40.000
30.000
20.000
PRODUCCIÓN PROMEDIA DIARIA 1.678BLS
10.000
PRODUCCIÓN
0
2004
Fuente: Departamento de Yacimientos, EP PETROECUADOR.
Elaboración: Cristina Agila, Claudia Espinosa.
39
Figura 3.4 - Producción acumulada mensual año 2005.
PRODUCCIÓN AÑO 2005
70.000
BARRILES
60.000
50.000
40.000
30.000
20.000
PRODUCCIÓN PROMEDIA DIARIA 1.689BLS
10.000
PRODUCCIÓN
0
2005
Fuente: Departamento de Yacimientos, EP PETROECUADOR.
Elaboración: Cristina Agila, Claudia Espinosa.
Figura 3.5 - Producción acumulada mensual año 2006.
PRODUCCIÓN AÑO 2006
58.000
BARRILES
56.000
54.000
52.000
50.000
48.000
46.000
PRODUCCIÓN PROMEDIA DIARIA 1.759BLS
44.000
2006
Fuente: Departamento de Yacimientos, EP PETROECUADOR.
Elaboración: Cristina Agila, Claudia Espinosa.
PRODUCCIÓN
40
Figura 3.6 - Producción acumulada mensual año 2007.
PRODUCCIÓN AÑO 2007
60.000
BARRILES
50.000
40.000
30.000
20.000
10.000
PRODUCCIÓN PROMEDIA DIARIA 1.727BLS
PRODUCCIÓN
0
2007
Fuente: Departamento de Yacimientos, EP PETROECUADOR.
Elaboración: Cristina Agila, Claudia Espinosa.
Figura 3.7 - Producción acumulada mensual año 2008.
PRODUCCIÓN AÑO 2008
80.000
BARRILES
70.000
60.000
50.000
40.000
30.000
20.000
PRODUCCIÓN PROMEDIA DIARIA 1.690BLS
PRODUCCIÓN
10.000
0
2008
Fuente: Departamento de Yacimientos, EP PETROECUADOR.
Elaboración: Cristina Agila, Claudia Espinosa.
41
Figura 3.8 - Producción acumulada mensual año 2009.
PRODUCCIÓN AÑO 2009
80.000
BARRILES
70.000
60.000
50.000
40.000
30.000
20.000
PRODUCCIÓN PROMEDIA DIARIA 2.218BLS
PRODUCCIÓN
10.000
0
2009
Fuente: Departamento de Yacimientos, EP PETROECUADOR.
Elaboración: Cristina Agila, Claudia Espinosa.
Figura 3.9 - Producción acumulada mensual año 2010.
BARRILES
PRODUCCIÓN AÑO 2010
74.000
72.000
70.000
68.000
66.000
64.000
62.000
60.000
58.000
56.000
PRODUCCIÓN PROMEDIA DIARIA 2.201BLS
2010
Fuente: Departamento de Yacimientos, EP PETROECUADOR.
Elaboración: Cristina Agila, Claudia Espinosa.
PRODUCCIÓN
42
Figura 3.10 - Producción acumulada mensual año 2011.
PRODUCCIÓN AÑO 2011
80.000
70.000
BARRILES
60.000
50.000
40.000
30.000
PRODUCCIÓN PROMEDIA DIARIA 2.100BLS
PRODUCCIÓN
20.000
10.000
0
ENERO FEBRERO MARZO
ABRIL
MAYO
JUNIO
2011
Fuente: Departamento de Yacimientos, EP PETROECUADOR.
Elaboración: Cristina Agila, Claudia Espinosa.
Este Campo tiene como único sistema de levantamiento artificial el bombeo
hidráulico tipo jet, de los principales yacimientos productivos que son: Basal Tena,
U, T y Hollín.
Las reservas remanentes al 31 de diciembre del 2010 son de 6.0 MMBLS con una
producción acumulada de 20.6 MMBLS a la misma fecha.
La producción del Campo Pucuna hasta el mes de junio del 2011, obtuvo del total
de 12 pozos una producción promedia diaria de 2.100 BPPD.
3.2 HISTORIAL DE PRESIONES
Las presiones iniciales de cada yacimiento fueron determinadas de las
respectivas interpretaciones de presión que se tiene por pozo y yacimiento. Para
las arenas que no disponen de pruebas se determinaron por extrapolación
mediante gradientes de presión y/o correlaciones de otros Campos.
43
Las pruebas a condiciones iniciales fueron tomadas en los diferentes yacimientos
y pozos del Campo de donde se obtuvieron resultados de presiones iniciales
como se muestra en la tabla 3.2.
Tabla 3.2 - Presiones iniciales del Campo Pucuna.
YACIMIENTO
HOLLÍN
PRINCIPAL
HOLLÍN
SUPERIOR
T INFERIOR
T SUPERIOR
U INFERIOR
U MEDIA
U SUPERIOR
BASAL TENA
DATUM
(PIES)
PRESIÓN
INICIAL (LPC)
8.745
4.250
8.705
8.550
8.495
8.310
8.290
8.270
7.590
4.150
4.000
3.950
3.820
3.800
3.750
3.550
Fuente: Departamento de Yacimientos. EP PETROECUADOR.
Elaboración: Cristina Agila, Claudia Espinosa.
En estudios realizados en el 2007 se obtuvieron datos promedios de presiones y
contacto agua-petróleo que son presentados en la tabla 3.3.
Tabla 3.3 – Presiones del Campo Pucuna.
YACIMIENTO
HOLLÍN
PRINCIPAL
HOLLÍN
SUPERIOR
T INFERIOR
T SUPERIOR
U INFERIOR
U SUPERIOR
DATUM
(PIES)
PRESIÓN
(LPC)
CONTACTO
AGUAPETRÓLEO
8.705
4.250
8.817
8.705
8.550
8.550
8.310
8.310
4.250
4.000
4.000
3.750
3.750
8.817
8.639
8.537,5
8.359
8.313
Fuente: Departamento de Yacimientos. EP PETROECUADOR.
Elaboración: Cristina Agila, Claudia Espinosa.
44
3.3 ESTADO ACTUAL DEL CAMPO
3.3.1 ESTADO DE LOS POZOS
Hasta junio del 2011 se ha perforado un total de 13 pozos, de los cuales, 12 están
en producción y 1 es reinyector. La distribución de los pozos en el Campo se
puede ver en el ANEXO 3.1.
La producción de crudo proviene de los reservorios: Basal Tena, U-Inferior, USuperior, T Superior, T inferior, Hollín inferior y Hollín superior.
La tabla 3.4 presenta el estado actual de los pozos.
Tabla 3.4 - Estado actual de los pozos del Campo Pucuna.
CAMPO
PUCUNA
ARENA
TIPO DE
POZO
PRODUCTORA
LEVANTAMIENTO
PUCUNA-01
T
BH - JET
PUCUNA-02
HS+I
BH - JET
PUCUNA-03
UI+T
BH - JET
PUCUNA-04
REINYECTOR
PUCUNA-05
HS
BH - JET
PUCUNA-06
U
BH - JET
PUCUNA-07
UI
BH - JET
PUCUNA-08
TS
BH - JET
PUCUNA-09
BT
BH - JET
PUCUNA-10
T
BH - JET
PUCUNA-11
UI
BH - JET
PUCUNA-12
T
BH - JET
PUCUNA-13
U+T
BH - JET
Fuente: Departamento de Yacimientos. EP PETROECUADOR.
Elaboración: Cristina Agila, Claudia Espinosa.
45
PUCUNA – 01
Se encuentra ubicado hacia el flanco noroeste en la parte central del anticlinal
fallado que define a la estructura de Pucuna.
Fue completado inicialmente a flujo natural en marzo de 1971 alcanzando una
profundidad de 10.168 pies; obteniéndose mediante pruebas iniciales resultados
positivos en la arenas T y Hollín, siendo Hollín el intervalo que ha acumulado más
hidrocarburo.
Las pruebas iniciales en este pozo dieron a Hollín como altamente prospectivo
con una prueba inicial de 740 BPPD.
Al 30 de junio del 2011 se encuentra produciendo de la arena T, con un caudal
de fluido de 88 BFPD, un caudal de petróleo promedio de 24 BPPD, un caudal de
agua de 64 BAPD con 72,2% de BSW y 31 ˚API.
PUCUNA – 02
Su posición geológica está en el centro del alto Pucuna, a una longitud W 76° 59’
37,63”; y una latitud S 00° 15’ 30,93”, a una distancia al pozo PUC – 01 de 800
metros. Tiene una estructura de tipo anticlinal y su clasificación es pozo de
desarrollo.
Se inició la perforación en abril de 1987 alcanzando una profundidad de 10.150
pies. Fue completado inicialmente a flujo natural el 08 de noviembre de 1987,
obteniéndose resultados positivos de las pruebas iniciales en las arenas Hollín
inferior y Hollín superior con una producción de 2.553 BPPD.
Al 30 de junio del 2011 se encuentra produciendo de las arenas Hi y Hs, con un
caudal de fluido de 248 BFPD, un caudal de petróleo promedio de 224 BPPD, un
caudal de agua de 24 BAPD con 9,7% de BSW y 31,6 ˚API.
46
PUCUNA – 03
Su posición geológica está al SSE del alto estructural Pucuna, a una longitud W
76° 59’ 35,37”; y una latitud S 00° 15’ 58,45”, a una distancia al pozo PUC – 02
de 2000 metros. Tiene una estructura de tipo anticlinal y su clasificación es pozo
de desarrollo.
Se inició la perforación en diciembre de 1987 alcanzando una profundidad de
9.850 pies. Fue completado el 14 de abril de 1988, obteniéndose resultados
positivos de las pruebas iniciales en la arena T con una producción de 3.725
BPPD.
Al 30 de junio del 2011 se encuentra produciendo de las arenas Ui y T, con un
caudal de fluido de 408 BFPD, un caudal de petróleo promedio de 402 BPPD, un
caudal de agua de 6 BAPD con 1,5% de BSW y 31,5 ˚API.
PUCUNA – 04
Su posición geológica está al norte del alto estructural Pucuna, a una longitud W
76° 59’ 35,67”; y una latitud S 00° 15’ 00”, a una distancia al pozo más cercano
PUC-02 de 950 metros. Tiene una estructura de tipo anticlinal y su clasificación es
pozo de desarrollo.
Se inició la perforación en diciembre de 1987 alcanzando una profundidad de
9870 pies, fue completado en febrero de 1988.
Fue seleccionado como el candidato más adecuado para ser convertido en pozo
reinyector debido a su baja prospectividad productiva. El registro a hueco abierto
mostro que Hollín inferior estaba totalmente saturada de agua, y a nivel
estructural de Hollín los pozos vecinos presentaron características similares en
cuanto a saturación de agua. Por lo que se realizó el procedimiento para
convertirlo en pozo reinyector el 10 de diciembre del 2009.
47
PUCUNA – 05
Se inició la perforación a principios de 1989 y fue completado el 28 de mayo 1989.
Las pruebas iniciales en este pozo dieron a la arena T como altamente
prospectivo con una prueba inicial de producción de 967 BPPD.
Al 30 de junio del 2011 se encuentra produciendo de la arena Hs, con un caudal
de fluido de 1.068 BFPD, un caudal de petróleo promedio de 214 BPPD, un
caudal de agua de 854 BAPD con 80% de BSW y 24.8 ˚API.
PUCUNA – 06
Su posición geológica está al norte del alto estructural Pucuna, a una longitud W
76° 59’ 58,54”; y una latitud S 00° 15’ 16,60”, a una distancia al pozo PUC – 01
de 850 metros. Tiene una estructura de tipo anticlinal y su clasificación es pozo de
desarrollo.
Se inició la perforación en enero de 1989 alcanzando una profundidad de 9.950
pies. Fue completado el 29 de marzo de 1989, obteniéndose resultados positivos
de las pruebas iniciales en la arena Hollín inferior con una producción de 615
BPPD.
Al 30 de junio del 2011 se encuentra produciendo de la arena U, con un caudal de
fluido de 96 BFPD, un caudal de petróleo promedio de 94 BPPD, un caudal de
agua de 2 BAPD con 2.1% de BSW y 29.8 ˚API.
PUCUNA – 07
Su posición está a una longitud W 77° 00’ 07,69”; y una latitud S 00° 16’ 36,43”, y
a una distancia al pozo PUC – 05 de 770 metros. Tiene una estructura de tipo
anticlinal y su clasificación es de avanzada.
48
Se inició la perforación en septiembre de 1991 alcanzando una profundidad de
9.800 pies. Fue completado el 30 de septiembre de 1991, obteniéndose
resultados positivos de las pruebas iniciales en la arena U inferior con una
producción de 283 BPPD.
Al 30 de junio del 2011 se encuentra produciendo de la arena Ui, con un caudal
de fluido de 268 BFPD, un caudal de petróleo promedio de 267 BPPD, un caudal
de agua de 1 BAPD con 0,4% de BSW y 30.9 ˚API.
PUCUNA – 08
Se inició la perforación el 11 de agosto de 1993 y fue completado inicialmente a
flujo natural el 27 de agosto de 1993, obteniéndose resultados positivos de las
pruebas iniciales en la arena U superior con una producción de 576 BPPD.
Al 30 de junio del 2011 se encuentra produciendo de la arena Ts, con un caudal
de fluido de 98 BFPD, un caudal de petróleo promedio de 95 BPPD, un caudal de
agua de 3 BAPD con 3.1% de BSW y 32.4 ˚API.
PUCUNA – 09
Su posición geológica está en la parte norte de la estructura Pucuna a una
longitud W 76° 59’ 57,64”; y una latitud S 00° 15’ 00,16”, a una distancia al pozo
más cercano PUC – 06 de 630 metros. Tiene una estructura de tipo anticlinal y su
clasificación es pozo de avanzada.
Se inició la perforación en julio de 1993 alcanzando una profundidad de 9.950
pies. Fue completado el 12 de septiembre de 1993 con bombeo hidráulico.
Al 30 de junio del 2011 se encuentra produciendo de la arena Basal Tena, con un
caudal de fluido de 139 BFPD, un caudal de petróleo promedio de 116 BPPD, un
caudal de agua de 23 BAPD con 16.5% de BSW y 29.8 ˚API.
49
PUCUNA – 10
Su posición geológica está al este del anticlinal Pucuna, a una longitud W 76° 59’
49,60”; y una latitud S 00° 16’ 17,93”, a una distancia al pozo más cercano PUC –
05 de 610 metros. Tiene una estructura de tipo anticlinal y su clasificación es pozo
de avanzada.
Se inició la perforación en septiembre de 1993 alcanzando una profundidad de
9.940 pies. Fue completado el 12 de diciembre de 1993 con bombeo hidráulico,
obteniéndose resultados positivos de las pruebas iniciales en la arena U con una
producción de 1.016 BPPD.
Al 30 de junio del 2011 se encuentra produciendo de la arena T, con un caudal
de fluido de 226 BFPD, un caudal de petróleo promedio de 216 BPPD, un caudal
de agua de 10 BAPD con 4.4% de BSW y 30.6 ˚API.
PUCUNA – 11
Su posición geológica está al este del alto Pucuna, con una longitud W 76° 59’
29,55”; y una latitud S 00° 15’ 44,01”, con una distancia al pozo más cercano PUC
– 03 de 555 metros. Tiene una estructura de tipo anticlinal y su clasificación es
pozo de desarrollo.
Se inició la perforación en enero de 1994 alcanzando una profundidad de 9.950
pies. Fue completado el 24 de febrero de 1994 con bombeo hidráulico.
Al 30 de junio del 2011 se encuentra produciendo de la arena Ui, con un caudal
de fluido de 193 BFPD, un caudal de petróleo promedio de 186 BPPD, un caudal
de agua de 7 BAPD con 3.6% de BSW y 31 ˚API.
50
PUCUNA – 12
Su posición geológica está al centro del alto norte Pucuna, a una longitud W 76°
59’ 52,88”; y una latitud S 00° 15’ 59,48”, a una distancia al pozo más cercano de
550 metros. Tiene una estructura de tipo anticlinal y su clasificación es pozo de
desarrollo.
Se inició la perforación el 15 de febrero de 1994 alcanzando una profundidad de
9.930 pies. Fue completado el 5 de octubre de 1994 para producir en bombeo
hidráulico, obteniéndose resultados positivos de las pruebas iniciales en la arena
Hollín con una producción de 1.740 BPPD.
Al 30 de junio del 2011 se encuentra produciendo de la arena T, con un caudal
de fluido de 386 BFPD, un caudal de petróleo promedio de 382 BPPD, un caudal
de agua de 4 BAPD con 1% de BSW y 30.2 ˚API.
PUCUNA – 13
Se encuentra ubicado en el extremo norte de la estructura Pucuna representando
el pozo estructuralmente más bajo en la misma.
Fue completado el 31 de marzo de 1994. Los resultados de las pruebas iniciales
de los intervalos abiertos en las areniscas Hollín, T y U no fueron positivos.
Al 30 de junio del 2011 se encuentra produciendo de las arenas U y T, con un
caudal de fluido de 118 BFPD, un caudal de petróleo promedio de 87 BPPD, un
caudal de agua de 31 BAPD con 26.3% de BSW y 30.1 ˚API.
3.3.2 COMPLETACIÓN DE POZOS
Los pozos del Campo Pucuna fueron completados con tubería de revestimiento
de 7 pulg, tubing de 2 7/8 pulg. y 3 ½ pulg, con excepción del pozo PUC – 01 que
tiene un casing de 5 ½ pulg.
51
Los pozos fueron completados para producir con levantamiento artificial por
bombeo Hidráulico. En el ANEXO 3.2 se presenta los diagramas de completación
de los 13 pozos.
3.3.3 HISTORIAL DE REACONDICIONAMIENTO DE POZOS
Los historiales de reacondicionamiento permiten conocer el comportamiento de
los pozos de petróleo desde su inicio de explotación, comenzando con la
completación de los mismos hasta su tratamiento para restaurar e incrementar la
producción a través de diferentes trabajos de reacondicionamiento, entre los
cuales
se
conocen:
estimulación,
repunzonamientos,
fracturamientos,
cementación forzada, cambio del sistema de producción, cambio de arenas
productoras, entre otros.
En el ANEXO 3.3 se presentan las historias de reacondicionamiento de los pozos,
donde se indica la fecha en que fueron completados inicialmente, los intervalos de
las arenas que fueron abiertos, las pruebas iniciales, las fechas y el número de
workover que se han realizado a los pozos hasta la actualidad. Se describen
brevemente los procedimientos realizados en cada workover.
3.4 RESERVAS
Las reservas se consideran como el volumen de hidrocarburo existente en un
yacimiento, que son factibles de recuperar y que sean técnica y económicamente
rentables.
Económicamente las reservas son activos con que cuentan las empresas o
naciones para negociar con terceros, y obtener ganancias del negocio. De allí, la
importancia de su estimación con cierto grado de precisión y certidumbre.
3.4.1 CLASIFICACIÓN DE LAS RESERVAS
Existen criterios que pueden usarse para clasificar reservas. La más importante
es la clasificación de las reservas de acuerdo al grado de certidumbre que se
tenga de ellas. De acuerdo con ese criterio, las reservas se clasifican en:
52
3.4.1.1 Reservas probadas
Se consideran reservas probadas aquellos volúmenes de hidrocarburos
contenidos en yacimientos, los cuales, hayan sido constatados mediante pruebas
de producción y que, según la información geológica y de ingeniería de
yacimiento disponible, puedan ser producidos comercialmente.
3.4.1.2 Reservas probables
Las reservas probables son aquellos volúmenes contenidos en áreas donde la
información geológica y de ingeniería indica, desde el punto de vista de su
recuperación, un grado menor de certeza comparado con el de las reservas
probadas.
3.4.1.3 Reservas posibles
Las reservas posibles, son aquellos volúmenes de hidrocarburos contenidos en
áreas donde la información geológica y de ingeniería indican, un grado menor de
certeza desde el punto de vista de su recuperación, comparado con las reservas
probables.
3.4.1.4 Reservas remanentes
Son los volúmenes de petróleo recuperables, cuantificadas a cualquier fecha
posterior al inicio de la producción comercial, que todavía permanecen en el
yacimiento.
3.4.1.5 Petróleo original en sitio (POES)
Es el volumen inicial u original del petróleo existente en las acumulaciones
naturales, por consiguiente el POES es una cantidad de petróleo que se estima
estar contenida en un yacimiento al inicio de su explotación.
Se reconoce que todas las cantidades del POES pueden constituir recursos
potencialmente recuperables; pero la estimación de la proporción que puede ser
recuperable está sujeta a incertidumbres significativas y cambiará con las
53
variaciones en las circunstancias comerciales, desarrollos tecnológicos y
disponibilidad de los datos.
El petróleo original en sitio se calcula con la siguiente fórmula:
͹͹ͷͺ‫׎ ݋݄ܣ‬ሺͳ െ ܵ‫ ݓ‬ሻ
ܱܲ‫ܵܧ‬ሺܾ݈‫ݏ‬ሻ ൌ ቆ
ቇሺ‫ܿܧ‬Ǥ ͵Ǥͳሻ
‫݅݋ܤ‬
Donde:
7.758 = Factor de conversión (Bls/Acre-pie)
A
= Área (Acres)
ho = Espesor neto (Pies)
Φ = Porosidad de la roca (%)
Sw = Saturación de agua (%)
Boi = Factor volumétrico del petróleo (Bls/BF)
Fr = Factor de recobro
3.4.1.6 Factor de recobro
Es la relación expresada en porcentaje que existe entre el hidrocarburo que
puede ser recuperado de un yacimiento y el hidrocarburo original existente en el
mismo yacimiento.
3.5 ANÁLISIS DE LAS RESERVAS DE PETRÓLEO DEL CAMPO
PUCUNA
Para el análisis de las reservas se toma como referencia el “Estudio integrado del
Campo Pucuna” realizado por el Centro de Especialidades Técnicas (CET) para la
empresa Suelopetrol, Empresa que operó el Campo desde el año 2008 hasta
febrero del 2011, cuyos resultados son comparados con los datos oficiales de la
Dirección Nacional de Hidrocarburos (DNH). Datos con los cuales actualmente
trabajan las distintas dependencias involucradas en la producción de petróleo de
este Campo y el presente proyecto de titulación.
54
Se hace referencia al estudio realizado por CET debido a que no se encontró
mayor información de cálculo de reservas para este Campo.
3.5.1 CÁLCULO DE RESERVAS REALIZADO POR CET (CENTRO DE
ESPECIALIDADES TÉCNICAS) PARA SUELOPETROL
Para este cálculo de reservas tomaron en consideración las siguientes etapas:
3.5.1.1 Descripción de los yacimientos y elaboración de mapas
Realizaron mapas isópacos de arena neta petrolífera para este Campo. Para su
realización utilizaron el programa de mapeo Canvas. En cada mapa se muestran
las fallas invertidas definidas por la interpretación sísmica, la simbología de
producción correspondiente a cada pozo, el espesor de arena neta y arena neta
petrolíferas de cada intervalo y el respectivo contacto agua petróleo original,
permitiendo así delimitar cada uno de los yacimientos.
Los intervalos mapeados son:
·
Arena Basal Tena
El mapa de arena neta petrolífera para este intervalo, muestra dos áreas
claramente definidas, paleodepresiones donde el espesor de sección de este
intervalo varía entre 15 y 22 pies. El pozo Pucuna 5 en una prueba de 12 horas en
mayo de 1988, arrojó 265 barriles de petróleo de 22 oAPI y 9 %BSW en la
acumulación de la parte sur del Campo. En el ANEXO 3.4 para la arena Basal
Tena, se muestra el mapa de arena neta petrolífera, en este se puede observar la
extensión probable del yacimiento en donde se ubica el pozo Pucuna 9, así como
un área probable hacia el sur, que coincide con la posición estructural más alta
para esta arena. El espesor máximo de arena neta petrolífera, lo encontramos en
el pozo Pucuna 5, en el cual como se mencionó anteriormente, se probó la
presencia de hidrocarburos. En el pozo Pucuna 2 se encuentran arenas duras y
sin porosidad, lo que constituye una barrera de permeabilidad.
55
En ninguno de los pozos se ha descrito un contacto agua petróleo original, o
saturación de agua en alguna de las arenas que constituyen a Basal Tena.
·
Arenisca U Superior
Tres pozos fueron abiertos en estas arenas el Pucuna 10, 9 y el 5 cuyas arenas
fueron probadas en conjunto con las del intervalo U inferior. El Pucuna 10 ha
acumulado en estas delgadas arenas 437.000 barriles de petróleo, con un bajo
contenido de agua. El pozo Pucuna 9, apenas acumuló en esta arena 911
barriles, pero abierta en conjunto con T, ambas acumularon 68.000 barriles de
petróleo; en este pozo las arenas muestran un 12% de porosidad con un Vsh de
34%, lo que la hace probablemente de baja permeabilidad. En el ANEXO 3.4 para
la arena U superior, se muestra el mapa de arena neta petrolífera para este
intervalo en el cual se muestran los pozos que poseen arenas prospectivas. El
contacto agua petróleo original, aproximadamente se establece entre -8280-8295
pies, no siendo paralelo a la estructura en toda el área, esto debido a la
discontinuidad de las arenas y a la posible baja permeabilidad de estas, lo que
hace que por capilaridad, el agua pueda alcanzar niveles más altos dentro de la
estructura, tal como es el caso del Pucuna 11, donde el tope de este intervalo se
establece a -8275 pies, y sin embargo el mismo a este nivel está saturado con
agua. El espesor de arena neta petrolífera en este intervalo varía entre 2 pies en
el Pucuna 4 y 8 pies en el Pucuna 10.
·
Arenisca U Inferior ( lente superior)
En el ANEXO 3.4 se muestra el mapa de arena neta petrolífera para este
intervalo, el pozo Pucuna 6 fue productor en este intervalo en conjunto con la
arena superior de U inferior base. Ambas arenas fueron completadas con la arena
T y acumuló más de 120 mil barriles de petróleo. En el pozo Pucuna 5 esta arena
fue probada en conjunto con la arena de U inferior base dando 209 barriles de
petróleo sin agua, al ser arenas arcillosas estas pueden ser de baja permeabilidad
y probablemente de bajo aporte. Este intervalo siempre ha sido probado o puesto
a producción en conjunto con el intervalo inferior, probablemente la mayor parte
del hidrocarburo producido venga del intervalo inferior, por presentar este
56
mejores desarrollo de arena
mejores porosidades y probablemente mejor
permeabilidades.
·
Arenisca U Inferior (lente basal)
En el ANEXO 3.4 se
muestra el mapa de arena neta petrolífera para este
intervalo, solo dos pozos (Pucuna 7 y 11 con 29 y 22 pies de arena neta
petrolífera respectivamente) en las facies de canal han sido productores; ambos
han acumulado casi tres millones de barriles de petróleo, el pozo Pucuna 3 con 27
pies de arena neta petrolífera probó 1.478 barriles de petróleo y 0.7%BSW, en
cambio el Pucuna 1 con 10 pies
de arena neta petrolífera solo recuperó 10
barriles de petróleo. En este intervalo el pozo Pucuna 6 ha acumulado más de
100 mil barriles, mientras que en facies similares el pozo Pucuna 5 también fue
probado en conjunto con los otros intervalos descritos para U, ha dado 209
barriles de petróleo en mayo de 1989. El pozo Pucuna 8 no se considera
prospectivo en este intervalo ya que sólo tiene 2 pies de arena neta petrolífera. El
contacto agua petróleo original para este intervalo se ubica a -8358 pies.
Este canal se extiende hacia el este en el corredor entre fallas siguiendo la
tendencia general del mismo, en esta zona se consideran la posibles reservas
contenidas en ella, como reservas probables en razón de encontrase adyacente a
un área probada.
·
Arenisca T Superior
En el ANEXO 3.4 para esta arena se muestra la distribución de las arenas
almacenadoras de hidrocarburos en la arenisca T superior, este intervalo viene
controlado por la calidad y continuidad de las arenas. Se observa una clara
diferenciación entre las áreas productoras y las zonas donde petrofísicamente los
pozos muestran presencia de hidrocarburos. Los pozos Pucuna 5, 2, 3 y 11
muestran de 2 a 5 pies de arena neta petrolífera, ninguno de ellos ha sido
probado en este intervalo y en
el pozo Pucuna
8 el cual muestra 8 pies
interpretados de arena neta petrolífera. Los pozos Pucuna 7, 1, 2, y 6 no
muestran porosidad en las arenas de este intervalo. El Contacto agua -petróleo
original para este intervalo se ubico a -8525 pies.
57
·
Arenisca T Inferior (lente superior)
En el ANEXO 3.4 para esta arena se muestra la prospectividad en el lente
superior de la arenisca T inferior, definiéndose 5 yacimientos hacia la parte sur del
Campo, 3 de ellos probados, 1 probado no desarrollado y 1 probable, en éste
caso ninguno de los yacimientos definidos muestra un contacto agua/petróleo.
Los pozos Pucuna 1, 2 y 9, estos dos últimos no muestran desarrollo de
porosidad por los que se consideran no prospectivos en este intervalo. El pozo
Pucuna 1 muestra 6 pies de arena neta petrolífera. En los pozos Pucuna 3 y 11,
muestra hasta 16 pies de arena neta petrolífera, en esta parte del área el
potencial de acumulación se considera como reservas probables.
·
Arenisca T Inferior (lente medio)
En el intervalo medio de la Arenisca T inferior como se puede ver en el ANEXO
3.4 para esta arena, a diferencia de la zona basal, se observan grandes
desarrollos de arenas prospectivas probadas, sólo 4 de los pozos del área
(Pucuna 4, 7, 11 y 13) no presentan prospectividad. En este intervalo se definen 9
yacimientos, de ellos, 4 son considerados probados, 3 probables y 2 posibles. El
yacimiento probado más al norte presenta un contacto agua/petróleo original a 8588 pies, es por ello que es necesario identificar con los datos de producción
actual el nuevo contacto, ya que este pozo ha producido de ésta arena.
·
Arenisca T Inferior (lente Inferior)
En el mapa del lente basal de la arenisca T inferior se puede ver que, sólo el pozo
Pucuna 5 es prospectivo, aunque, con 2 pies de arena neta petrolífera, en el resto
del área, los pozos presentan altas saturaciones de agua.
·
Formación Hollín Superior
Respecto a intervalo superior de la Formación Hollín en el
área de Pucuna
tenemos que la zona prospectiva se restringe a la zona noreste del Campo, hacia
la zona suroeste, las arenas superan más del 55% del contenido de arcillas e
impermeables, por lo que no hay prospectividad en esta área como se muestra en
58
el ANEXO 3.4 para esta arena. En este intervalo, solo el pozo Pucuna 2 fue
abierto en conjunto con Hollín Inferior con un acumulado de más de 69.000
barriles de petróleo con apenas 2.973 barriles de agua, en general, Hollín
Superior está restringido a unos 700 acres en la porción norte del anticlinal del
campo.
Los pozos Pucuna 4, 6 y 11, muestran entre 4 y 13 pies de arena saturada con
petróleo, el contacto agua petróleo original se estableció a -8.720 pies.
·
Formación Hollín Inferior
En el ANEXO 3.4 para esta arena, se muestra el mapa de arena neta petrolífera
para el intervalo inferior de la Formación Hollín, se observa un contacto aguapetróleo original a -8777 pies. A nivel del Pucuna 4 este contacto deja de ser
paralelo a la estructura para atravesarla y dejar este pozo en la zona con 100% de
saturación de agua, este comportamiento puede ser debido a más bajas
permeabilidades en la zona. El espesor de arena neta saturada por hidrocarburos
varía desde 0 pies en el contacto agua petróleo hasta 30 pies en el pozo Pucuna
2 ubicado en la parte más alta de la estructura. El espesor total del Miembro
Hollín Inferior al menos medido en el Pucuna 1 es de 324 pies; 30 pies saturados
por hidrocarburos representa tan solo el 10% del espesor total de la sección, y
esto va a depender en que parte de la estructura se ubique el pozo. Todos los
pozos existentes actualmente en la estructura de Pucuna y los que en el futuro se
perforen, van a encontrarse en la zona de transición agua petróleo.
En el ANEXO 3.4 se presentan los mapas isópacos correspondientes a cada uno
de los intervalos anteriormente mencionados.
3.5.1.2 Parámetros petrofísicos y de fluidos
Los parámetros petrofísicos de las arenas del Campo Pucuna se determinaron
para cada uno de los pozos del Campo, utilizando los registros originales y
considerando información de producción de los pozos. Para el cálculo de las
reservas mediante el método volumétrico, se utilizaron estos parámetros
promediados para cada una de las arenas.
59
La porosidad promedio y espesor de cada arena se determinaron sumando la de
cada pozo y dividiendo por el número de datos, es decir un promedio aritmético.
El espesor H se refiere al espesor neto de arena petrolífera. El factor volumétrico
del petróleo (Bo) se determinó con los PVT y de las correlación de Standing y
Vásquez and Beggs. El área total de cada arena proviene de los mapas isópacos
descritos anteriormente.
Tabla 3.5 – Parámetros petrofísicos según estudio de CET.
POROSIDAD
YACIMIENTO Ho (pies)
Basal Tena
6,15
U Sup.
4,86
U Inf.
12,7
T Sup.
7,21
T Inf.
17,57
Hollín
23,83
( fracción)
0,18
0,16
0,15
0,12
0,13
0,15
So(fracción) Bo(By/Bn)
0,75
1,042
0,76
1,229
0,72
1,229
0,79
1,318
0,81
1,318
0,91
1,078
Área
(acres)
1.527
1.062
1.897
1.602
2.898
1.919
Fuente: Estudio realizado por CET para Suelopetrol.
Elaborado: Cristina Agila, Claudia Espinosa.
3.5.1.3 Factor de recobro
Para estimar los factores de recobro de las arenas del Campo Pucuna tomaron en
cuenta los mecanismos de producción de cada una de ellas. La arena Basal
Tena, de acuerdo a la información que obtuvieron (Yacimiento bajo saturado), su
mecanismo de producción es por expansión de rocas y fluido, por lo tanto
calcularon el petróleo que se produciría desde la presión inicial hasta la presión
de burbujeo y desde esta última presión hasta una de abandono, que
normalmente se toma como el 90 por ciento de la presión de burbujeo, y tomando
en cuenta la energía aportada por el empuje del gas en solución. Este mismo
concepto se aplicó para las arenas U Inferior, U Superior y T Superior.
En la arena T Inferior, con la información petrofísica que tienen y con el
comportamiento de las pocas presiones tomadas se infiere la presencia de un
acuífero no muy fuerte, por consiguiente calcularon el factor de recobro
considerando las etapas de expansión de rocas y fluidos, empuje por gas en
60
solución y el aporte del acuífero. En la arena Hollín con la información petrofísica,
presiones de Campo y el comportamiento de producción, calcularon el factor de
recobro utilizando las ecuaciones para yacimientos que producen por empuje de
agua.
La tabla 3.6 muestra los factores de recobros de cada arena.
Tabla 3.6 – Factores de recobro estimados por CET.
YACIMIENTO
BT
U SUP.
U INF.
T SUP.
T INF.
HOLLÍN
FR (%)
12
25
26
26
40
34
Fuente: Estudio realizado por CET para Suelopetrol.
Elaborado: Cristina Agila, Claudia Espinosa.
3.5.1.4 Reservas Estimadas por CET
Con los parámetros básicos y petrofísicos se calculó el petróleo original en sitio
(POES) para cada una de las arenas del campo en las áreas probadas, probables
y posibles utilizando la ecuación para un yacimiento volumétrico.
Tabla 3.7 – Reservas estimadas por CET para Suelopetrol.
RESERVAS
ORIGINALES
RESERVAS
REMANENTE
(BLS)
YACIMIENTO
POES
FR (%)
PROBADAS (BLS)
PROD.
ACUM.(BLS)
BT
3.132.715
12
375.926
19.569
356.357
U SUP.
3.470.142
25
867.536
425.749
441.787
U INF.
17.277.317
26
4.492.102
3.455.299
1.036.803
T SUP.
4.453.694
26
1.157.960
460.056
697.904
T INF.
23.879.255
40
9.551.702
7.470.548
2.081.154
HOLLÍN
29.965.052
34
10.188.118
6.897.698
3.290.420
TOTAL
82.178.175
26.633.344
18.728.919
7.904.425
Fuente: Estudio realizado por CET para Suelopetrol.
Elaborado: Cristina Agila, Claudia Espinosa.
61
Figura 3.11 – Porcentajes de POES según estudio CET.
POES
BT U SUP.
4% 4%
HOLLÍN
37%
U INF.
21%
T INF.
29%
T SUP.
5%
Fuente: Estudio realizado por CET para Suelopetrol.
Elaborado: Cristina Agila, Claudia Espinosa.
3.5.2 RESERVAS OFICIALES APROBADAS POR LA DNH
En la tabla 3.8 se presentan los datos de reservas aprobados por la Dirección
Nacional de Hidrocarburos (DNH) al año 2010, los cuales constan como datos
oficiales de reservas de petróleo para el Campo Pucuna.
Tabla 3.8 – Reservas oficiales aprobadas por la DNH. Año 2010.
RESERVAS ORIGINALES
PROBADAS PROBABLES POSIBLES
(BLS)
(BLS)
(BLS)
YACIMIENTO
POES
FR(%)
BT
3.133.999
12
376.080
H
60.442.713
16,9
10.187.710
7.354.254
T
60.413.472
17,9
10.843.600
U
34.709.533
15,3
TOTAL
158.699.717
RESERVAS
TOTALES
PROD.
REMANENTE
(BLS)
ACUM.(BLS)
(BLS)
API
376.080
282.100
93.980
28,5
3.008.558
20.550.522
7.176.920
3.010.790
22,5
4.954.145
7.735.213
23.432.958
8.948.450
1.895.150
19,2
5.303.113
2.525.987
1.040.663
8.869.763
4.242.010
1.061.103
24,3
26.710.503
14.834.386
11.784.434
53.229.323
20.649.480
6.061.023
21
Fuente: Datos de reservas. DNH.
Elaborado: Cristina Agila, Claudia Espinosa.
62
Figura 3.12 – Porcentajes de POES oficiales aprobados por la DNH.
POES
U
22%
BT
2%
HOLLÍN
38%
T
38%
Fuente: Datos de reservas. DNH.
Elaborado: Cristina Agila, Claudia Espinosa.
Se hace énfasis en el estudio realizado por CET para el análisis de reservas del
Campo Pucuna debido a que no se encontró los parámetros de POES y factor de
recobro en que se basa el cálculo de reservas oficiales de la DNH.
La diferencia radica que en el estudio realizado por CET tenemos un menor valor
de POES con un mayor porcentaje de recobro, datos analizados anteriormente,
mientras que en las reservas oficiales de la DNH se observa un valor mayor de
POES y un menor porcentaje de factor de recobro.
63
CAPÍTULO IV
ANÁLISIS NODAL
4.1 SISTEMA DE PRODUCCIÓN DEL CAMPO
Cuando la presión natural de empuje del reservorio cae a un punto en que no
puede producirse por sí solo se requiere el uso de una fuente externa de energía.
La utilización de esta fuente externa de energía en el pozo se emplea con el fin de
levantar los fluidos desde el fondo del pozo hasta la superficie, este procedimiento
se conoce como levantamiento artificial.
El Campo Pucuna posee un único método de levantamiento artificial que es
mediante Bombeo Hidráulico Tipo Jet.
4.2 BOMBEO HIDRÁULICO TIPO JET
El Bombeo Hidráulico tipo jet es un sistema en el cual la unidad de bombeo está
formada por un motor a combustión o motor eléctrico, el mismo que se encuentra
acoplado a una bomba de desplazamiento positivo o centrífuga multietapa; esta
bomba transmite su potencia mediante el uso de un fluido, que es inyectado a
través de la tubería. Este fluido es conocido como fluido de potencia o fluido
motriz.
El fluido motriz es bombeado desde una central de bombas a los diferentes
pozos, mediante líneas de distribución de alta presión. En cada pozo el fluido
motriz que en este caso es petróleo, circula hacia abajo del pozo a través de la
tubería de producción para que trabaje la bomba hidráulica tipo jet; para
posteriormente retornar el fluido inyectado, mas el fluido producido por el espacio
anular. Esta producción es conducida a una estación de producción donde se le
dará el tratamiento para separar el agua, el gas y el petróleo. Con este sistema
podemos levantar altos o bajos volúmenes de fluido y a diferentes profundidades.
64
En este sistema la energía se transmite a través de un fluido a presión,
basándose en la Ley de Pascal, la misma que explica “Si se ejerce una presión
sobre una superficie de un fluido contenido en un recipiente, esta presión se
transmitirá a todos los puntos del mismo con la misma intensidad”.
4.2.1
COMPONENTES
PARA
EL
FUNCIONAMIENTO
DEL
SISTEMA
HIDRÁULICO TIPO JET
A continuación se describen los componentes en superficie y en subsuelo de un
sistema típico de Bombeo Hidráulico Tipo Jet.
4.2.1.1 Componentes en superficie
• Tanque de Almacenamiento, el mismo que se encarga de alimentar a la
bomba reciprocante y recibir la producción del pozo.
• Motor, este puede ser eléctrico o a combustión el mismo que se encarga de
transmitir movimiento a la bomba.
• Bomba reciprocante, son unidades hidráulicas de alta presión, estas unidades
son bombas de accionamiento positivo y pueden ser verticales u horizontales.
Estas bombas deben tener un pie de succión positivo, por lo que se deben instalar
bombas centrífugas conocidas como bomba Booster, las mismas que alimentan
en forma permanente a las bombas de alta presión.
• Cabezal del pozo, este debe estar instalado con una válvula máster y dos
válvulas laterales por lo menos para poder direccionar el flujo. Además se debe
instalar de modo que se pueda realizar cambio de dirección de flujo inverso para
reversar hidráulicamente las bombas.
• Separador, el fluido inyectado y producido ingresan al separador el mismo que
inicia el proceso de limpieza del petróleo, pues en estos recipientes es en donde
se separan las tres fases que traen consigo el fluido, esto es: gas, petróleo, agua.
65
4.2.1.2 Componentes en subsuelo
• Completación de fondo, para ello se debe aislar primero la zona de interés con
una empacadura y un nogo para alojar un standing valve y una camisa donde se
aloja la bomba, o a su vez dependiendo de las facilidades se instala una cavidad.
• Tubería de producción (Tubing), la cual va desde el cabezal de superficie
hasta la completación de fondo.
En la figura 4.1 podemos observar el esquema típico de Bombeo hidráulico tipo
jet.
Figura 4.1 - Esquema típico de Bombeo Hidráulico Tipo Jet
Fuente:Internet.www.es.scribd.com/BOMBEO-HIDRÁULICO-TIPO-JET
Las principales ventajas del Bombeo Hidráulico Tipo Jet son:
66
·
Flexibilidad en la tasa de operación.
·
Con la bomba jet se puede realizar el cálculo de la ܲ‫ ݂ݓ‬a condiciones
fluyentes.
·
Las bombas pueden ser circuladas o recuperadas hidráulicamente.
·
Las bombas jet ofrecen la ventaja de no tener partes móviles lo que
significa alta duración y menor tiempo en tareas de mantenimiento.
·
Maneja fluidos contaminados con CO2, H2S, gas y arena, los que pueden
ser producidos sin el deterioro que se da en las bombas de desplazamiento
positivo.
·
Este tipo de bombas pueden ser usadas a cualquier profundidad.
·
La optimización de la bomba se realiza fácilmente con el cambio de la
boquilla y garganta.
·
Bombea todo tipo de crudos, inclusive crudos pesados.
·
Puede ser instalada en pozos desviados.
La operación de las bombas jet posee las siguientes limitantes:
·
Trabajan con una baja eficiencia en el rango del 20% al 30%.
·
Necesitan presiones de succión relativamente altas para evitar cavitación
en la bomba.
4.2.2 PRINCIPIO DE OPERACIÓN
Las bombas jet trabajan bajo el principio de Venturi, donde le fluido motriz a alta
presión entra en la boquilla de la bomba, la presión se reduce debido a la alta
velocidad del fluido motriz, esta reducción de la presión hace que el fluido
producido se introduzca en la garganta y se mezcle con el fluido motriz. En el
difusor, la energía en forma de alta velocidad es convertida en alta presión,
suficiente para bombear la tasa de fluido motriz y levantar el fluido producido a
superficie.
Los componentes de una bomba tipo jet son:
67
·
Boquilla (Nozzle)
·
Garganta (Throat)
·
Difusor (Difuser)
Figura 4.2 - Componentes de una bomba jet.
Fuente: Internet, www.oilproduction.net/curvas_jetpump
4.2.3 UNIDAD DE BOMBEO HIDRÁULICO TIPO JET
La bomba jet es el componente principal de la completación de fondo, estas
bombas básicamente son de circulación estándar y circulación inversa. En una
bomba con circulación estándar el fluido motriz es inyectado por la tubería de
producción y se produce por el espacio anular tubing- casing, mientras que en
una circulación inversa la inyección se da por el espacio anular y la producción se
realiza por el tubing.
En la Figura 4.3 podemos observar la circulación estándar y circulación inversa
de una bomba jet.
68
Figura 4.3 – Circulación estándar y circulación inversa de una bomba jet.
Fuente: Internet. www.oilwellhydraulics.com
4.2.4 CLASES DE BOMBAS HIDRÁULICAS TIPO JET
Para denominar una bomba jet se ha establecido la siguiente codificación: el
nozzle o boquilla con numeración y la garganta o tubo de mezcla con letras del
abecedario, la combinación de estos códigos, se lo conoce como geometrías.
Las
geometrías que presentan los fabricantes son muy similares, variando
simplemente la forma en que los fluidos son circulados dentro y fuera de la
sección de trabajo.
Existen geometrías de bombas jet presentadas por las siguientes marcas:
69
·
KOBE
·
NATIONAL OIL MASTER
·
GUIBERSON
·
CLAW
·
PARKER Co
·
OILWELL HYDRAULICS INC.
La Tabla 4.1 contiene los tamaños de boquilla y gargantas de cada uno de los
fabricantes mencionados.
Es importante mencionar que los tamaños de boquillas y gargantas que presenta
Oilwell Hydraulics Inc. son los mismos de Kobe, y los presentados por Packer Co
son similares a los tamaños de Guiberson con las únicas diferencias descritas a
continuación: Boquilla J para Parker Co es igual a 0.126 pulg2 y las designaciones
de las boquillas Guiberson BB, B y C cambian para Parker a BBA, BB y CC
respectivamente.
4.3 ANÁLISIS NODAL
4.3.1 FUNDAMENTOS
El análisis nodal de un sistema de producción, realizado en forma sistemática,
permite determinar el comportamiento actual y futuro de un pozo productor de
hidrocarburos, y consiste en dividir este sistema de producción en nodos de
solución para calcular caídas de presión, así como gasto de los fluidos
producidos, y de esta manera, poder determinar las curvas de comportamiento de
afluencia y el potencial de producción de un yacimiento. Como resultado de este
análisis se obtiene generalmente un incremento en la producción y el
mejoramiento de la eficiencia de flujo.
El procedimiento del análisis nodal ha sido reconocido en la industria petrolera
como un medio adecuado para el diseño y evaluación, tanto en pozos fluyentes
ID
0,0553
0,0628
0,0714
0,0814
0,0924
0,1046
0,1189
0,1354
0,1539
0,1748
0,1987
0,2257
0,2566
0,2916
0,3315
0,3766
0,4280
0,4864
0,5528
0,6283
AREA
0,0024
0,0031
0,0040
0,0052
0,0067
0,0086
0,0111
0,0144
0,0186
0,0240
0,0310
0,0400
0,0517
0,0668
0,0863
0,1114
0,1439
0,1858
0,2400
0,3100
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
18
19
20
ID
0,9929
1,1284
1,2824
1,4574
1,6562
0,7743
1,0000
1,2916
1,6681
2,1544
22
23
24
0,8737
0,7688
0,6765
0,5953
0,5237
0,4608
0,3977
0,3568
0,3139
0,2762
0,2431
0,2138
0,1881
0,1655
0,1458
0,1282
0,1128
0,0990
0,0874
21
0,5995
0,4642
0,3594
0,2783
0,2154
0,1668
0,1242
0,1000
0,0774
0,0599
0,0464
0,0359
0,0278
0,0215
0,0167
0,0129
0,0100
0,0077
0,0060
AREA
THROAT
20
19
18
17
16
15
14
13
12
11
10
9
8
7
6
5
4
3
2
1
N°.
KOBE
N°.
NOZZLE
20
19
18
17
16
15
14
13
12
11
10
9
8
7
6
5
4
3
2
1
N°.
0,31
0,24
0,1858
0,1439
0,1114
0,0863
0,0642
0,0498
0,0387
0,0307
0,0229
0,0181
0,0136
0,0095
0,0086
0,0067
0,0052
0,004
0,0031
0,0024
AREA
ID
0,6283
0,5528
0,4864
0,4280
0,3766
0,3315
0,2859
0,2518
0,2220
0,1977
0,1708
0,1518
0,1316
0,1100
0,1046
0,0924
0,0814
0,0714
0,0628
V
U
T
S
R
Q
P
O
N
M
L
K
J
I
H
G
F
E
D
C
B
A
N°.
OILWELL
0,0553
NOZZLE
1.291
1.000
0,7743
0,5995
0,4642
0,3594
0,2783
0,2107
0,1668
0,1242
0,0989
0,0764
0,0593
0,0456
0,0353
0,0272
0,0215
0,0167
0,0129
0,0100
0,0077
0,0060
AREA
ID
N°.
P
N
M
L
K
J
I
H
G
F
E
D
C+
C
B+
B
A+
A
BB
CC
DD
0,3848
0,3117
0,2463
0,1960
0,1560
0,1257
0,0855
0,0661
0,0452
0,0314
0,0241
0,0177
0,0149
0,0123
0,0109
0,0095
0,0075
0,0055
0,0038
0,0028
0,0016
AREA
ID
0,7000
0,6300
0,5600
0,4996
0,4457
0,4001
0,3299
0,2901
0,2399
0,1999
0,1752
0,1501
0,1377
0,1251
0,1178
0,1100
0,0977
0,0837
0,0696
0,0597
20
19
18
17
16
15
14
13
12
11
10
9
8
7
6
5
4
3
2
1
0
"00
"000
N°.
GUIBERSON
0,0451
NOZZLE
Fuente: SERTECPET.
40,5432
35,6824
0,9929
0,8737
0,7688
0,6765
0,5953
0,5179
0,4608
0,3977
0,3549
0,3119
0,2748
0,2410
0,2120
0,1861
0,1655
0,1458
0,1282
0,1128
0,0990
0,0874
THROAT
0,6518
0,5424
0,4513
0,3750
0,3127
0,2606
0,2165
0,1772
0,1452
0,1125
0,0962
0,0804
0,0661
0,0531
0,0452
0,0380
0,0314
0,0241
0,0189
0,0143
0,0104
0,0071
0,0044
AREA
THROAT
Tabla 4.1 - Tamaños de geometrías de bomba jet.
ID
0,7580
0,6910
0,6310
0,5760
0,5250
0,4750
0,4300
0,3785
0,3500
0,3200
0,2901
0,2600
0,2399
0,2200
0,1999
0,1752
0,1551
0,1349
0,1151
0,0951
0,0748
21
20
19
18
17
16
15
14
13
12
11
10
9
8
7
6
5
4
3
2
1
N°.
0,385
0,3119
0,2464
0,1950
0,1552
0,1251
0,0851
0,0658
0,0450
0,0311
0,0239
0,0175
0,0148
0,0122
0,0108
0,0094
0,0074
0,0054
0,0038
0,003
0,0018
AREA
ID
0,7001
0,6302
0,5601
0,4983
0,4446
0,3991
0,3291
0,2894
0,2393
0,1989
0,1743
0,1494
0,1370
0,1245
0,1172
0,1094
0,0972
0,0833
0,0696
0,0618
W/20
V/19
U/18
T/17
S/16
R/15
Q/14
P/13
O/12
N/11
M/10
L/9
K/8
J/7
I/6
H/5
G/4
F/3
E/2
D/1
C/0
B
A
N°.
CLAW
0,0479
NOZZLE
0,652
0,5426
0,4515
0,3760
0,3127
0,2593
0,2154
0,1763
0,1445
0,1119
0,0957
0,0796
0,0654
0,0526
0,0447
0,0376
0,0311
0,0239
0,0187
0,0142
0,0104
0,0072
0,0046
AREA
THROAT
ID
0,9111
0,8312
0,7582
0,6919
0,6310
0,5746
0,5237
0,4738
0,4289
0,3775
0,3491
0,3183
0,2887
0,2587
0,2387
0,2189
0,1989
0,1743
0,1543
0,1343
0,1151
0,0957
0,0765
70
71
como en pozos que cuentan con un sistema artificial de producción, debido a las
necesidades mayores de energéticos, y a los incentivos derivados del precio de
los hidrocarburos. En el análisis nodal se evalúa un sistema de producción
dividiéndole en tres componentes básicos:
1. Flujo a través de un medio poroso (Yacimiento), considerando el daño
ocasionado por lodos de perforación, cemento, etc.
2. Flujo a través de la tubería vertical (Línea de producción), considerando
cualquier posible restricción como empacamientos, válvulas de seguridad,
estranguladores de fondo, etc.
3. Flujo a través de la tubería horizontal (Línea de descarga), considerando el
manejo de estranguladores en superficie.
Para predecir el comportamiento del sistema, se calcula la caída de presión en
cada componente. Este procedimiento comprende la asignación de nodos en
varias de las posiciones claves dentro del sistema como se muestra en la Figura
4.4. Entonces, variando los gastos y empleando el método y correlación de flujo
multifásico que se considere adecuado dependiendo de las características de los
fluidos, se calcula la caída de presión entre dos nodos.
Figura 4.4 - Esquema de caídas de presión evaluadas en un análisis nodal.
Fuente: Optimización de la producción mediante análisis nodal. Msc. Ricardo Maggiolo.
Modificado por: Cristina Agila, Claudia Espinosa.
72
Después de seleccionar un nodo de solución, las caídas de presión son
adicionadas o sustraídas al punto de presión inicial o nodo de partida, el cual
generalmente es la presión estática del yacimiento, hasta que se alcanza la
convergencia en las iteraciones de cálculo para obtener el valor del nodo de
solución. Para utilizar el concepto nodal, al menos se deberá conocer la presión
en el punto de partida. En un sistema de producción se conocen siempre dos
presiones, las cuales se consideran constantes para fines de cálculo, siendo éstas
la presión estática del yacimiento (Pws) y la presión de separación en la superficie
(Psep ).
Los resultados del análisis del sistema no solamente permitirán la definición de la
capacidad de producción de un pozo para una determinada serie de condiciones,
sino que también muestran los cambios en cualquiera de los parámetros que
afectan su comportamiento. Por lo tanto, el resultado neto es la identificación de
los parámetros que controlan el flujo en el sistema de producción.
Las curvas de comportamiento de afluencia obtenidas, son función de los
siguientes puntos clave del sistema:
a) Características del yacimiento.
b) Características de la tubería de producción y línea de descarga.
c) Presión en el nodo inicial y final del sistema.
d) Porcentaje de agua producido
e) Relación gas-líquido
f) Longitud de las tuberías.
g) Temperatura
h) Características de los fluidos a manejar
i) Topografía del terreno en el caso de la línea de descarga.
j) Grado de desviación del pozo.
La selección del nodo o nodos iniciales depende grandemente del componente
del sistema que se desea evaluar, pero su posición deberá ser tal que muestre,
de la mejor manera posible, la respuesta del sistema a una serie de condiciones,
73
para que como resultado final se tenga una evaluación total del problema, dando
así una solución confiable. Un punto importante es que, además de las razones
técnicas, se tendrá que aportar también una justificación económica, validando
con ello de manera completa la solución encontrada.
4.3.2 CURVAS DE COMPORTAMIENTO DE AFLUENCIA (IPR)
Un apropiado diseño de cualquier sistema de levantamiento artificial requiere un
conocimiento exacto de los caudales que pueden ser producidos del reservorio a
través de un pozo dado. La descripción apropiada de la conducta del pozo
requiere que las relaciones entre las presiones de fondo con sus respectivas
tasas de producción sean determinadas, para esto se utiliza la curva denominada
IPR (Inflow Performance Relationship).
Figura 4.5 - Representación esquemática de las curvas de comportamiento de presiónproducción.
Fuente: Optimización de la producción mediante análisis nodal. Msc. Ricardo Maggiolo.
74
4.3.3 ÍNDICE DE PRODUCTIVIDAD (IP)
La más simple aproximación para describir el comportamiento de afluencia de
pozos de petróleo es el uso del índice de productividad (IP), matemáticamente se
define como:
‫ ݍ‬ൌ ‫ܲܫ‬൫ܴܲ െ ܲ‫ ݂ݓ‬൯ሺ‫ܿܧ‬Ǥ ͳͶǤ ሻ
Donde:
q
= Caudal, bpd
IP
= Índice de productividad, bpd/psi
ܴܲ
= Presión estática del reservorio, psi
ܲ‫݂ݓ‬
= Presión de fondo fluyente psi
4.3.4 DESCRIPCIÓN DEL SOFTWARE CLAW PUMP UTILIZADO PARA EL
ANÁLISIS NODAL
La empresa SERTECPET ofrece el Software Claw Pump para bombeo hidráulico
tipo jet, que nos permite modelar el comportamiento de un pozo mediante la
generación del IPR del pozo, la selección de la bomba jet y análisis nodal, este
análisis es imprescindible para realizar una correcta selección de la bomba y de
las tuberías a utilizarse para la completación.
El Software Claw Pump nos permite:
1. Seleccionar la geometría óptima de garganta y nozzle que se ajusten a las
condiciones del pozo.
2. Emitir el reporte de la curva del IPR (Inflow performance relation) tabulando
las presiones fluyentes con los caudales del pozo.
75
3. Observar y hacer pruebas con diferentes configuraciones garganta –
nozzle y determinar la cantidad de fluido requerido para trabajar
eficientemente, además de la potencia que requiere y de la tasa de
cavitación para evitar que la garganta sufra daños mientras está
trabajando.
4. Emitir un reporte claro y preciso indicando la configuración garganta –
nozzle que se utilizará de acuerdo a los requerimientos del pozo.
Los datos que el software necesita sean ingresados son:
a. Tamaño del casing y tubing.
b. Intervalo de las perforaciones.
c. Profundidad de colocación de la bomba.
d. Presión de entrada a la bomba.
e. Presión estática de fondo del reservorio.
f. Temperatura de fondo de pozo.
g. Tasa de producción deseada.
h. Relación gas-petróleo.
i. Corte de agua.
j. API del petróleo o gravedad específica.
k. Presión de burbuja.
4.3.4.1 APLICACIÓN DEL SOFTWARE CLAW PUMP EN EL ANÁLISIS NODAL
DEL CAMPO PUCUNA
Los datos ingresados en el software fueron obtenidos de las últimas pruebas de
build up, diagramas de completación actuales, correlaciones entre pozos y datos
proporcionados en el Campo.
En la tabla 4.2 se presentan los datos utilizados para el análisis de los pozos en el
Campo Pucuna.
PUC- 01
Solipet
JET 8A*
T
88
24
64
3950
1506
2,875
2,441
5,5
4,892
9700
72,7
31
200
1657,11
500
1400
19
9650
8541
120
220
PUC- 02
Solipet
JET 8A
HS +HI
248
224
24
3700
1506
3,5
2,992
7
6,276
9797
9,7
31,6
189,3
2456,88
1103
330
50
9797
9123
120
220
PUC- 03
Solipet
JET 9A
UI + T
408
402
6
3825
1800
3,5
2,992
7
6,276
9588
1,5
31,5
421,9
1427,25
526,07
1200
86
9588
9081
120
220
PUC- 05
Solipet
JET 8A
HS
1068
214
854
3500
1184
3,5
2,992
7
6,276
9672
80
24,8
27,6
2409,47
1703
170
96
9672
8189
120
220
PUC- 06
Solipet
JET 8A
U
96
94
2
3850
1480
2,875
2,441
7
6,276
9403
2,1
29,8
76,6
1151,53
479
1000
65
9403
8574
120
220
PUC- 07
Solipet
JET 8A
UI
268
267
1
3550
1480
3,5
2,992
7
6,276
9220
0,4
30,9
122,1
1082,29
543
1000
160
9220
8889
120
220
PUC- 08
Solipet
JET 8A
TS
98
95
3
3600
1420
2,875
2,441
7
6,276
9450
3,1
32,4
400
1582,13
1137,53
1400
200
9450
9068
120
220
PUC- 09
Sertecpet
JET 9H
BT
139
116
23
3700
1530
2,875
2,441
7
6,276
8623
16,5
29,8
53,4
885,4
257,1
600
100
8623
8375
120
220
Fuente: Departamento de Yacimientos.EP- PETROECUADOR.
Elaborado por: Cristina Agila, Claudia Espinosa.
* Geometría 9H y 9I de la empresa Sertecpet equivalente a la geometría 8A de la empresa Solipet.
Pozo
Marca de la bomba
Tipo de bomba (actual)
Arena
BFPD
BPPD
BAPD
Presión de inyección (psi)
BIPD
OD tubing (plg)
ID tubing (plg)
OD casing (plg)
ID casing (plg)
Longitud tubing (pies)
BSW
˚API
GOR
Pr (psi)
Pwf (psi)
Pb (psi)
Pwh (psi)
Prof. punzado (pies)
Prof. de la bomba (pies)
Twh ˚F
Tr ˚F
PUC- 10 PUC- 11
Solipet
Solipet
JET 8A
JET 8A
T
UI
226
193
216
186
10
7
3750
3800
1400
1418
3,5
3,5
2,992
2,992
7
7
6,276
6,276
9600
9400
4,4
3,6
30,6
31
377,6
396,2
1634,49 1126,43
580,41
613
1400
1000
130
104
9590
9337
9137
9124
120
120
220
220
Tabla 4.2 – Datos utilizados para el Análisis nodal de los pozos del campo Pucuna.
PUC- 12
Solipet
JET 8A
T
386
382
2
3800
1200
3,5
2,992
7
6,276
9650
1
30,2
233
1639,04
1084
1400
60
9602
8901
120
220
PUC- 13
Sertecpet
JET 10 H
U+T
118
87
31
3650
1843
2,875
2,441
7
6,276
9600
26,3
30,1
85,1
1385,87
700
1200
154
9576
8468
120
220
76
77
A continuación se presenta un ejemplo completo de la utilización del Software
Claw Pump para el pozo PUC- 02.
1. Información general, en la cual se proporciona el nombre del pozo,
reservorio que produce, tipo de pozo y fluido.
2. Datos PVT, en los cuales se utilizó como constante los datos de gravedad
especifica del gas 0,87, temperatura de reservorio 220 ˚F y el tipo de
correlación de Standing.
78
3. Datos IPR, los cuales fueron tomados de la información de los últimos
build up y diagramas actuales de completación. Para la construcción de la
curva IPR se utilizó la correlación de Vogel que analiza como único fluido el
petróleo y la correlación Compuesta que analiza la combinación de
petróleo más agua.
4. Selección de la bomba, donde se ingresan los datos mecánicos del pozo,
parámetros del fluido motriz y los datos de producción para el diseño de la
bomba jet.
Para realizar una correcta selección de bomba se deben tener las
siguientes consideraciones:
a.- Se debe escoger entre las geometrías que tengan una menor presión
de entrada (presión de intake), esta es la presión a la entrada de la bomba,
menores presiones intake corresponden a menores presiones de fondo
fluyente, Pwf, lo que genera mayor caída de presión en el reservorio y por
ende mayor aportación de fluidos desde el pozo.
b.- El rango de cavitación de la bomba debe ser por lo menos un 25%
mayor a la producción deseada, una mayor diferencia entre el rango de
79
cavitación y la producción deseada con la bomba representará una mayor
prevención contra la cavitación de la bomba, la cavitación es una de las
principales causas de avería en las bombas lo que provoca la disminución
de producción y tiempos de logística por los cambios de bombas
requeridos.
c.- La cantidad de barriles inyectado por día es otro concepto que debe
analizarse al momento de seleccionar una bomba con el Software Claw, en
ocasiones las facilidades de superficie no poseen todo el fluido motriz
necesario por lo que la atención sobre este factor es importante.
d.- La potencia es un dato que también debe ser considerado, en sistemas
en los que se tiene una unidad particular de bombeo para el pozo sea esta
fija ó MTU una mayor potencia demandará un mayor consumo de energía,
sea que se trabaje con motores eléctricos o a diesel y por ende los costos
de operación se elevan.
80
Una vez procesada la información se exhiben los resultados para el pozo Puc –
02, mediante:
·
Registro de selección de la bomba jet Claw
Se procede a seleccionar la bomba apropiada de acuerdo a lo descrito
anteriormente en el paso cuatro, que menciona la selección de la bomba.
Para el pozo Pucuna – 02 se escoge la geometría 9I, con la cual se alcanzaría
una producción máxima de 260 BFPD, con una presión de entrada de 846 psi lo
que provocará una mayor caída de presión en el reservorio, además esta
geometría tiene un caudal de inyección de 1437 BFPD a una presión de inyección
de 3600 psi. El caudal de cavitación es del 924 BFPD mayor al 73% al caudal de
producción, con una eficiencia del 16%, como se puede observar en la Figura
4.6.
La bomba con la que el pozo se encuentra en producción actualmente es la
misma que se seleccionó en el software, ya que la geometría 8A de la marca
Solipet es equivalente a la geometría 9I de la marca Sertecpet.
·
Reporte del índice de productividad (IPR)
Mediante dicho reporte se determina la producción respecto al punto de burbuja
para establecer el tipo de yacimiento. Se calcula el índice de productividad (IP)
mediante el cual se determina la rentabilidad de acuerdo a:
Baja productividad
IP< 0,5
Productividad media
0,5 <IP<1
Alta productividad
1<IP<2
Excelente productividad
IP>2
De la curva IPR en la Figura 4.7, se puede observar que la presión de burbuja es
330 psi y la producción actual es de 248 BFPD con 224 BPPD y 24 BAPD, lo cual
evidencia que el pozo produce sobre el punto de burbuja. La curva IPR presenta
81
un caudal máximo de fluido de 423 BFPD con 9,7% de BSW obteniendo así un
caudal máximo de petróleo de 382 BPPD. El valor de IP obtenido de las curvas es
de 0,183 stb/día/psi.
·
Reporte del análisis nodal con la bomba jet Claw
El Software toma como nodo la entrada a la bomba, P intake, de esta manera
divide el pozo entre un componente dominado estrictamente por el reservorio,
sección inflow, y otro dominado por el sistema de tuberías, sección outflow.
En la Figura 4.8, donde podemos observar las curvas de intake graficadas a
diferentes valores de presión de inyección, presión de entrada y caudal de fluido,
las cuales no están de acuerdo con la producción que debería aportar el pozo ya
que estando a una presión de inyección de 3.700 psi el pozo debería producir 295
BFPD pero solo produce 248 BFPD, con lo que se puede decir que hay un
problema con el yacimiento.
4.3.6.2 Análisis nodal pozo a pozo del Campo Pucuna
Se presentan los resultados del análisis realizado pozo a pozo del Campo Pucuna
con el Software Claw Pump de la Empresa Sertecpet.
En el ANEXO 4.1 se muestra el registro de selección de la bomba, reporte del
índice de productividad y el reporte del análisis nodal para cada pozo.
4.3.6.2.1 Pucuna – 01
Selección de la Bomba
Para el pozo Pucuna – 01 se escoge la geometría 9I con la cual se alcanzaría una
producción máxima de 95 BFPD, con una presión de entrada de 84 psi lo que
provocará una mayor caída de presión en el reservorio, además esta geometría
tiene un caudal de inyección de 1.607 BFPD a una presión de inyección de 3.800
psi.
Fuente: SERTECPET. Software Claw Pump.
Elaboración: Cristina Agila, Claudia Espinosa.
Figura 4.6 - Selección de la bomba. Pozo Pucuna- 02.
82
Fuente: SERTECPET. Software Claw Pump.
Elaboración: Cristina Agila, Claudia Espinosa..
Figura 4.7 - Curva IPR. Pozo Pucuna- 02.
83
Fuente: SERTECPET. Software Claw Pump.
Elaboración: Cristina Agila, Claudia Espinosa.
Figura 4.8 - Análisis Nodal. Pozo Pucuna- 02.
84
85
El caudal de cavitación es del 219 BFPD mayor al 57% al caudal de producción,
lo que evidencia un buen trabajo de la bomba con una eficiencia del 21%, como
se puede observar en el ANEXO 4.1.
La bomba con la que el pozo se encuentra en producción actualmente es la
misma que se seleccionó en el software, ya que la geometría 8A de la marca
Solipet es equivalente a la geometría 9I de la marca Sertecpet, por lo tanto se
comprueba el buen funcionamiento de la bomba en el pozo.
Curva IPR
De la curva IPR en el ANEXO 4.1, se puede observar que la presión de burbuja
es 1.400 psi y la producción actual es de 88 BFPD con 24 BPPD y 64 BAPD, lo
cual evidencia que el pozo produce bajo el punto de burbuja ya que estamos en
un yacimiento saturado, común en la producción de los pozos de este Campo. La
curva IPR presenta un caudal máximo de fluido de 101 BFPD con 72,2% de BSW
obteniendo así un caudal máximo de petróleo de 28 BPPD. El valor de IP
obtenido de las curvas es de 0,098 stb/día/psi, con lo que se demuestra que la
producción de este pozo ya no es rentable.
Análisis nodal
El Software toma como nodo la entrada a la bomba, P intake, de esta manera
divide el pozo entre un componente dominado estrictamente por el reservorio,
sección inflow, y otro dominado por el sistema de tuberías, sección outflow. Se
comprueba la correcta selección de la bomba en las curvas que se presentan en
el ANEXO 4.1, donde podemos observar las curvas de intake graficadas a
diferente valores de presión de inyección, presión de entrada y caudal de fluido,
estas curvas deben estar en un rango mínimo de 25% mayor a la curva de
cavitación.
4.3.6.2.2 Pucuna 03
Selección de la Bomba
Para el pozo Pucuna – 03 se escoge la geometría 9H debido a que posee una
presión de entrada de 948 psi lo que provocará una mayor caída de presión en el
86
reservorio, además esta geometría tiene un caudal de inyección de 1.440BFPD a
una presión de inyección de 3.825 psi. El caudal de cavitación es del 592 BFPD
mayor al 31% al caudal de producción, con una eficiencia del 30%, como se
puede observar en el ANEXO 4.2.
La bomba con la que el pozo se encuentra en producción actualmente es la 9A de
Solipet lo que no equivale a la geometría seleccionada por el software que es la
9H, lo que evidencia que con un cambio de bomba se puede incrementar la
producción del pozo.
Con el cambio de geometría de la bomba se aumentaría la producción del pozo
de 408BFPD a 430BFPP obteniéndose un incrementando en la producción de 22
BFPD con 21BPPD con un 1,5% de BSW.
Curva IPR
De la curva IPR en el ANEXO 4.2, se puede observar que la presión de burbuja
es 1.200 psi y la producción actual es de 408 BFPD con 402 BPPD y 6 BAPD, lo
cual evidencia que el pozo produce bajo el punto de burbuja ya que estamos en
un yacimiento saturado, común en la producción de los pozos de este Campo. La
curva IPR presenta un caudal máximo de fluido de 498 BFPD con 1,5% de BSW
obteniendo así un caudal máximo de petróleo de 490 BPPD. El valor de IP
obtenido de las curvas es de 0,557 stb/día/psi lo que indica que la producción del
pozo es buena ya que se encuentra entre el rango de 0,5<IP<2, rango que
representa una productividad media a una productividad excelente.
4.3.6.2.3 Pucuna 05
Selección de la Bomba
Para el pozo Pucuna – 05 se escoge la geometría 8I debido a que posee una
presión de entrada de 2.383 psi lo que provocará una mayor caída de presión en
el reservorio, además esta geometría tiene un caudal de inyección de 1.065 BFPD
a una presión de inyección de 3.650 psi. El caudal de cavitación es del 1.710
BFPD mayor al 37% al caudal de producción, con una eficiencia del 31%, como
se puede observar en el ANEXO 4.3.
87
La bomba con la que el pozo se encuentra en producción actualmente es la 8A de
Solipet lo que no equivale a la geometría seleccionada por el software que es la
8I, lo que evidencia que con un cambio de bomba se puede incrementar la
producción del pozo.
Con el cambio de geometría de la bomba se aumentaría la producción del pozo
de 1.068 BFPD a 1.100 BFPP obteniéndose un incrementando en la producción
de 32 BFPD con 6 BPPD con un 80% de BSW, por lo tanto, el cambio de la
geometría de la bomba no sería rentable por su bajo incremento en la producción
de petróleo debido al alto corte de agua.
Curva IPR
De la curva IPR en el ANEXO 4.3, se puede observar que la presión de burbuja
es 170 psi y la producción actual es de 1.068 BFPD con 214 BPPD y 854 BAPD,
lo cual evidencia que el pozo produce sobre el punto de burbuja. La curva IPR
presenta un caudal máximo de fluido de 3.527 BFPD con 80% de BSW
obteniendo así un caudal máximo de petróleo de 705 BPPD. El valor de IP
obtenido de las curvas es de 1,511 stb/día/psi lo que indica que la producción del
pozo es buena ya que se encuentra entre el rango de 0,5<IP<2, rango que
representa una productividad media a una productividad excelente.
4.3.6.2.4 Pucuna 06
Selección de la Bomba
Para el pozo Pucuna – 06 se escoge la geometría 9I con la cual se alcanzaría una
producción máxima de 110 BFPD, con una presión de entrada de 303 psi lo que
provocará una mayor caída de presión en el reservorio, además esta geometría
tiene un caudal de inyección de 1.503 BFPD a una presión de inyección de 3.850
psi. El caudal de cavitación es del 410 BFPD mayor al 76% al caudal de
producción, lo que evidencia un buen trabajo de la bomba con una eficiencia del
15%, como se puede observar en el ANEXO 4.4.
La bomba con la que el pozo se encuentra en producción actualmente es la
misma que se seleccionó en el software, ya que la geometría 8A de la marca
88
Solipet es equivalente a la geometría 9I de la marca Sertecpet, por lo tanto se
comprueba el buen funcionamiento de la bomba en el pozo.
Curva IPR
De la curva IPR en el ANEXO 4.4, se puede observar que la presión de burbuja
es 1.000 psi y la producción actual es de 96 BFPD con 94 BPPD y 2 BAPD, lo
cual evidencia que el pozo produce bajo el punto de burbuja ya que estamos en
un yacimiento saturado, común en la producción de los pozos de este Campo. La
curva IPR presenta un caudal máximo de fluido de 123 BFPD con 2,1% de BSW
obteniendo así un caudal máximo de petróleo de 120 BPPD. El valor de IP
obtenido de las curvas es de 0,174 stb/día/psi.
Análisis nodal
Se comprueba la correcta selección de la bomba en las curvas que se presentan
en el ANEXO 4.4, donde podemos observar las curvas de intake graficadas a
diferente valores de presión de inyección, presión de entrada y caudal de fluido,
las cuales están acorde con el aporte de producción del pozo.
4.3.6.2.5 Pucuna 07
Selección de la Bomba
Para el pozo Pucuna – 07 se escoge la geometría 9I, con la cual se alcanzaría
una producción máxima de 300 BFPD, con una presión de entrada de 934 psi lo
que provocará una mayor caída de presión en el reservorio, además esta
geometría tiene un caudal de inyección de 1415 BFPD a una presión de inyección
de 3.600 psi. El caudal de cavitación es del 824 BFPD mayor al 67% al caudal de
producción, lo que evidencia un buen trabajo de la bomba con una eficiencia del
22%, como se puede observar en el ANEXO 4.5.
La bomba con la que el pozo se encuentra en producción actualmente es la
misma que se seleccionó en el software, ya que la geometría 8A de la marca
Solipet es equivalente a la geometría 9I de la marca Sertecpet, por lo tanto se
comprueba el buen funcionamiento de la bomba en el pozo.
89
Curva IPR
De la curva IPR en el ANEXO 4.5, se puede observar que la presión de burbuja
es 1000 psi y la producción actual es de 268 BFPD con 267 BPPD y 1 BAPD, lo
cual evidencia que el pozo produce bajo el punto de burbuja ya que estamos en
un yacimiento saturado, común en la producción de los pozos de este Campo. La
curva IPR presenta un caudal máximo de fluido de 382 BFPD con 0,4% de BSW
obteniendo así un caudal máximo de petróleo de 381 BPPD. El valor de IP
obtenido de las curvas es de 0,60 stb/día/psi lo que indica que la producción del
pozo es buena ya que se encuentra entre el rango de 0,5<IP<2, rango que
representa una productividad media a una productividad excelente.
4.3.6.2.6 Pucuna 08
Selección de la Bomba
Para el pozo Pucuna – 08 se escoge la geometría 9H con la cual se alcanzaría
una producción máxima de 110 BFPD, con una presión de entrada de 413 psi lo
que provocará una mayor caída de presión en el reservorio, además esta
geometría tiene un caudal de inyección de 1.486 BFPD a una presión de
inyección de 3600 psi. El caudal de cavitación es del 326 BFPD mayor al 70% al
caudal de producción, con una eficiencia del 20%, como se puede observar en el
ANEXO 4.6.
La bomba con la que el pozo se encuentra en producción actualmente es la
misma que se seleccionó en el software, ya que la geometría 8A de la marca
Solipet es equivalente a la geometría 9H de la marca Sertecpet.
Curva IPR
De la curva IPR en el ANEXO 4.6, se puede observar que la presión de burbuja
es 1400 psi y la producción actual es de 98 BFPD con 95 BPPD y 3 BAPD, lo cual
evidencia que el pozo produce sobre el punto de burbuja, lo cual evidencia que el
pozo produce bajo el punto de burbuja ya que estamos en un yacimiento
saturado, común en la producción de los pozos de este Campo. La curva IPR
presenta un caudal máximo de fluido de 223 BFPD con 3,1% de BSW obteniendo
90
así un caudal máximo de petróleo de 216 BPPD. El valor de IP obtenido de las
curvas es de 0,232 stb/día/psi.
Análisis nodal
En el ANEXO 4.6, donde podemos observar las curvas de intake graficadas a
diferentes valores de presión de inyección, presión de entrada y caudal de fluido,
las cuales no están de acuerdo con la producción que debería aportar el pozo ya
que estando a una presión de inyección de 3.600 psi el pozo debería producir 179
BFPD pero solo produce 98 BFPD, con lo que se puede decir que hay un
problema con el yacimiento, pero no se recomendaría realizar ningún trabajo en el
yacimiento ya que posee una buena producción y un mínimo porcentaje de BSW.
4.3.6.2.7 Pucuna 09
Selección de la Bomba
Para el pozo Pucuna – 9 se escoge la geometría 9H con la cual se alcanzaría una
producción máxima de 150 BFPD, con una presión de entrada de 87 psi lo que
provocará una mayor caída de presión en el reservorio, además esta geometría
tiene un caudal de inyección de 1.594 BFPD a una presión de inyección de 3.700
psi. El caudal de cavitación es del 172 BFPD
mayor al 19% al caudal de
producción, con una eficiencia del 28%, como se puede observar en el ANEXO
4.7.
La bomba con la que el pozo se encuentra en producción actualmente es la
misma que se seleccionó en el software de la marca Sertecpet, por lo tanto se
comprueba el buen funcionamiento de la bomba en el pozo pero se debería tener
en cuenta que el caudal de producción esta próximo al caudal de cavitación.
Curva IPR
De la curva IPR en el ANEXO 4.7, se puede observar que la presión de burbuja
es 600 psi y la producción actual es de 139 BFPD con 116 BPPD y 23 BAPD, lo
cual evidencia que el pozo produce bajo el punto de burbuja ya que estamos en
un yacimiento saturado, común en la producción de los pozos de este Campo. La
curva IPR presenta un caudal máximo de fluido de 159 BFPD con 16,5% de BSW
91
obteniendo así un caudal máximo de petróleo de 133 BPPD. El valor de IP
obtenido de las curvas es de 0,257 stb/día/psi.
Análisis nodal
Se comprueba la correcta selección de la bomba en las curvas que se presentan
en el ANEXO 4.7, donde podemos observar las curvas de intake graficadas a
diferente valores de presión de inyección, presión de entrada y caudal de fluido,
incluso se podría subir la producción hasta 150BFPD pero esto sería
inconveniente debido a que la bomba se encuentra al límite de cavitación.
4.3.6.2.8 Pucuna 10
Selección de la Bomba
Para el pozo Pucuna – 10 se escoge la geometría 9H con la cual se alcanzaría
una producción máxima de 270 BFPD, con una presión de entrada de 676 psi lo
que provocará una mayor caída de presión en el reservorio, además esta
geometría tiene un caudal de inyección de 1.475 BFPD a una presión de
inyección de 3.750 psi. El caudal de cavitación es del 466 BFPD mayor al 51% al
caudal de producción, lo que evidencia un buen trabajo de la bomba con una
eficiencia del 28%, como se puede observar en el ANEXO 4.8.
La bomba con la que el pozo se encuentra en producción actualmente es la
misma que se seleccionó en el software, ya que la geometría 8A de la marca
Solipet es equivalente a la geometría 9H de la marca Sertecpet, por lo tanto se
comprueba el buen funcionamiento de la bomba en el pozo.
Curva IPR
De la curva IPR en el ANEXO 4.8, se puede observar que la presión de burbuja
es 1400 psi y la producción actual es de 226 BFPD con 216 BPPD y 10 BAPD, lo
cual evidencia que el pozo produce bajo el punto de burbuja ya que estamos en
un yacimiento saturado, común en la producción de los pozos de este Campo. La
curva IPR presenta un caudal máximo de fluido de 272 BFPD con 4,4% de BSW
obteniendo así un caudal máximo de petróleo de 260 BPPD. El valor de IP
obtenido de las curvas es de 0,269 stb/día/psi.
92
Análisis nodal
Se comprueba la correcta selección de la bomba en las curvas que se presentan
en el ANEXO 4.8, donde podemos observar las curvas de intake graficadas a
diferente valores de presión de inyección, presión de entrada y caudal de fluido,
las cuales coinciden con la producción del pozo lo que evidencia un correcto
desempeño de la bomba que actualmente se encuentra en el pozo.
4.3.6.2.9 Pucuna 11
Selección de la Bomba
Para el pozo Pucuna – 11 se escoge la geometría 9I con la cual se alcanzaría una
producción máxima de 220 BFPD, con una presión de entrada de 689 psi lo que
provocará una mayor caída de presión en el reservorio, además esta geometría
tiene un caudal de inyección de 1.477 BFPD a una presión de inyección de 3.800
psi. El caudal de cavitación es del 683 BFPD mayor al 71% al caudal de
producción, lo que evidencia un buen trabajo de la bomba con una eficiencia del
19%, como se puede observar en el ANEXO 4.9.
La bomba con la que el pozo se encuentra en producción actualmente es la
misma que se seleccionó en el software, ya que la geometría 8A de la marca
Solipet es equivalente a la geometría 9I de la marca Sertecpet, por lo tanto se
comprueba el buen funcionamiento de la bomba en el pozo.
Curva IPR
De la curva IPR en el ANEXO 4.9, se puede observar que la presión de burbuja
es 1000 psi y la producción actual es de 193 BFPD con 186 BPPD y 7 BAPD, lo
cual evidencia que el pozo produce bajo el punto de burbuja ya que estamos en
un yacimiento saturado, común en la producción de los pozos de este Campo. La
curva IPR presenta un caudal máximo de fluido de 295 BFPD con 3,6% de BSW
obteniendo así un caudal máximo de petróleo de 284 BPPD. El valor de IP
obtenido de las curvas es de 0,432 stb/día/psi.
93
Análisis nodal
Se comprueba la correcta selección de la bomba en las curvas que se presentan
en el ANEXO 4.9, donde podemos observar las curvas de intake graficadas a
diferente valores de presión de inyección, presión de entrada y caudal de fluido,
las cuales coinciden con la producción del pozo lo que evidencia un correcto
desempeño de la bomba que actualmente se encuentra en el pozo.
4.3.6.2.10 Pucuna 12
Selección de la Bomba
Para el pozo Pucuna – 12 se escoge la geometría 9H con la cual se alcanzaría
una producción máxima de 400 BFPD, con una presión de entrada de 820 psi lo
que provocará una mayor caída de presión en el reservorio, además esta
geometría tiene un caudal de inyección de 1.451 BFPD a una presión de
inyección de 3.800 psi. El caudal de cavitación es del 527 BFPD mayor al 26% al
caudal de producción, con una eficiencia del 30%, como se puede observar en el
ANEXO 4.10.
La bomba con la que el pozo se encuentra en producción actualmente es la
misma que se seleccionó en el software, ya que la geometría 8A de la marca
Solipet es equivalente a la geometría 9H de la marca Sertecpet.
Curva IPR
De la curva IPR en el ANEXO 4.10, se puede observar que la presión de burbuja
es 1.400 psi y la producción actual es de 386 BFPD con 382 BPPD y 4 BAPD, lo
cual evidencia que el pozo produce sobre el punto de burbuja, lo cual evidencia
que el pozo produce bajo el punto de burbuja ya que estamos en un yacimiento
saturado, común en la producción de los pozos de este Campo. La curva IPR
presenta un caudal máximo de fluido de 750 BFPD con 1% de BSW obteniendo
así un caudal máximo de petróleo de 742 BPPD. El valor de IP obtenido de las
curvas es de 0,738 stb/día/psi, lo que indica que la producción del pozo es buena
ya que se encuentra entre el rango de 0,5<IP<2, rango que representa
productividad media a una productividad excelente.
una
94
4.3.6.2.11 Pucuna 13
Selección de la Bomba
Para el pozo Pucuna – 13 se escoge la geometría 10H con la cual se alcanzaría
una producción máxima de 125 BFPD, con una presión de entrada de 126 psi lo
que provocará una mayor caída de presión en el reservorio, además esta
geometría tiene un caudal de inyección de 1.882 BFPD a una presión de
inyección de 3.750 psi. El caudal de cavitación es del 152 BFPD mayor al 22% al
caudal de producción, con una eficiencia del 29%, como se puede observar en el
ANEXO 4.11.
La bomba con la que el pozo se encuentra en producción actualmente es la
misma que se seleccionó en el software de la marca Sertecpet, por lo tanto se
comprueba el buen funcionamiento de la bomba en el pozo pero se debería tener
en cuenta que el caudal de producción esta próximo al caudal de cavitación.
Curva IPR
De la curva IPR en el ANEXO 4.11, se puede observar que la presión de burbuja
es 1.200 psi y la producción actual es de 118 BFPD con 87 BPPD y 31 BAPD, lo
cual evidencia que el pozo produce bajo el punto de burbuja ya que estamos en
un yacimiento saturado, común en la producción de los pozos de este Campo. La
curva IPR presenta un caudal máximo de fluido de 170 BFPD con 26,3% de BSW
obteniendo así un caudal máximo de petróleo de 125 BPPD. El valor de IP
obtenido de las curvas es de 0,199 stb/día/psi.
Análisis nodal
Se comprueba la correcta selección de la bomba en las curvas que se presentan
en el ANEXO 4.11, donde podemos observar las curvas de intake graficadas a
diferente valores de presión de inyección, presión de entrada y caudal de fluido,
incluso se podría subir la producción hasta 163 BFPD pero esto sería
inconveniente debido a que la bomba se encuentra al límite de cavitación.
En la tabla 4.3 se resumen los resultados del análisis nodal del Campo Pucuna
con comentarios respecto al tipo de geometrías apropiadas para cada caso.
8I
9I
9I
9H
9H
9H
9I
9H
10H
PUCUNA - 05
PUCUNA - 06
PUCUNA - 07
PUCUNA - 08
PUCUNA - 09
PUCUNA - 10
PUCUNA - 11
PUCUNA - 12
PUCUNA - 13
RESULTADO DEL ANÁLISIS
SE COMPRUEBA BOMBA EN PRODUCCIÓN CORRECTA/SIN PROBLEMAS
PROBLEMAS EN EL RESERVORIO
GEOMETRÍA DE BOMBA EN PRODUCCIÓN INCORRECTA
GEOMETRÍA DE BOMBA EN PRODUCCIÓN INCORRECTA/CAMBIO NO
RENTABLE POR ALTO %BSW
SE COMPRUEBA BOMBA EN PRODUCCIÓN CORRECTA/SIN PROBLEMAS
SE COMPRUEBA BOMBA EN PRODUCCIÓN CORRECTA/SIN PROBLEMAS
PROBLEMAS EN EL RESERVORIO/NO SE RECOMIENDA CAMBIO POR BUEN
APORTE Y BAJO %BSW
SE COMPRUEBA BOMBA EN PRODUCCIÓN CORRECTA/PROBLEMA FUTURO
DE CAVITACIÓN
SE COMPRUEBA BOMBA EN PRODUCCIÓN CORRECTA/SIN PROBLEMAS
SE COMPRUEBA BOMBA EN PRODUCCIÓN CORRECTA/SIN PROBLEMAS
SE COMPRUEBA BOMBA EN PRODUCCIÓN CORRECTA/SIN PROBLEMAS
SE COMPRUEBA BOMBA EN PRODUCCIÓN CORRECTA/PROBLEMA FUTURO
DE CAVITACIÓN
Fuente: SERTECPET. Software Claw Pump.
Elaboración: Cristina Agila, Claudia Espinosa.
* Geometría 9H y 9I de la empresa Sertecpet equivalente a la geometría 8A de la empresa Solipet.
GEOMETRÍA
ANALIZADA
9I*
9I
9H
POZO
PUCUNA - 01
PUCUNA - 02
PUCUNA - 03
Tabla 4.3 - Resultado del análisis de los pozos del Campo Pucuna
95
96
CAPÍTULO V
PROPUESTA PARA INCREMENTAR LA PRODUCCIÓN DE
PETRÓLEO DEL CAMPO PUCUNA
5.1
PROPUESTA PARA INCREMENTAR LA PRODUCCIÓN DE
PETRÓLEO DEL CAMPO POZO POR POZO
La propuesta para incrementar la producción del Campo se basa en las
características
de
los
yacimientos,
reacondicionamiento, análisis de reservas,
historiales
de
producción
y
sistema de producción actual y
análisis nodal los cuales nos permitirán obtener un incremento en la producción al
realizar trabajos de reacondicionamiento para mejorar las condiciones de las
zonas productoras. Adicionalmente se recomienda realizar pruebas de Build up en
algunos pozos ya que este análisis nos permite caracterizar el reservorio y
posteriormente estos datos permitirán realizar futuros trabajos en el Campo.
A continuación se procede a hacer un estudio pozo por pozo del Campo Pucuna.
POZO PUCUNA - 01
El pozo Puc-01 inició su producción en Marzo de 1971, obteniéndose mediante
pruebas iniciales resultados en la arenas T inferior y Hollín superior, siendo Hollín
inferior el intervalo que ha acumulado más hidrocarburo, las pruebas iniciales en
este pozo dieron a Hollín como altamente prospectivo con una prueba inicial de
1.000 BFPD con 70% BSW, 740 BPPD con 20% BSW y a la arena “T” con 230
BPPD con 5% BSW.
En el workover # 4 realizado en diciembre del 2008, se recañoneó las arenas
Hollín, U y T, en el cual únicamente se obtiene resultados de aporte de la arena
97
Hollín con 68 BPPD y un BSW de 95%, pero se decide asentar un tapón CIBP a
9812,5 pies para aislar el intervalo existente en Hollín debido a la alta saturación
de agua, por esta razón el pozo permaneció cerrado desde el 12 de Diciembre de
2008, y fue abierto nuevamente a producción en marzo del 2011 cuando se
realiza el workover # 5 donde se cañonearon nuevos intervalos de las arenas U, T
y Basal Tena, quedando en producción la arena T.
En la Figura 5.1 se presenta la producción diaria promedia de fluido, petróleo y
agua desde enero del 2009 hasta junio del 2011, fecha en la que concluye
nuestro estudio.
En el ANEXO 5.1 se presenta la tabla de datos de la producción promedia diaria
de fluidos de cada uno de los pozos del Campo Pucuna.
Figura 5.1 - Producción promedio diaria por mes de fluidos del pozo Pucuna-01 desde
marzo del 2011 a junio del 2011.
PRODUCCIÓN (BLS)
POZO PUCUNA - 01
180
160
140
120
100
80
60
40
20
0
abr-11
abr-11
may-11
jun-11
FECHA
PRODUCCIÓN DE FLUIDO
PRODUCCIÓN DE PETRÓLEO
PRODUCCIÓN DE AGUA
Fuente: Departamento de Yacimientos, EP- PETROECUADOR.
Elaboración: Cristina Agila, Claudia Espinosa.
Al 30 de junio del 2011 se encuentra produciendo de la arena T, con un caudal
de fluido de 88 BFPD, un caudal de petróleo promedio de 24 BPPD, un caudal de
agua de 64 BAPD con 72,2% de BSW y 31 ˚API.
98
Luego de 40 años de que el pozo entró en producción, se han realizado pruebas
de pozos en todas las arenas las cuales ninguna proporcionó un resultado
positivo.
Adicionalmente, con los resultados del análisis nodal se evidencia que la bomba
en producción se encuentra con la geometría adecuada, pero de los resultados de
la curva IPR se puede observar que el pozo tiene un bajo IP=0.098.
Propuesta para el pozo Pucuna - 01:
·
Debido a su bajo aporte, bajo IP y a los diversos trabajos realizados para
tratar de incrementar su producción, en los cuales no se han presentaron
escenarios positivos, se recomienda cerrar el pozo.
·
Adicionalmente, con el incremento de producción a realizarse en el Campo
se debería realizar un reacondicionamiento futuro al pozo para convertirlo
en reinyector.
POZO PUCUNA - 02
El pozo Puc-02 inició su producción en septiembre de 1987, obteniéndose
resultados de las pruebas iniciales en las arenas Hollín inferior y Hollín superior
con una producción de 2.553 BPPD con un BSW de 2,4%; de la arena T con una
producción de 1.583 BPPD con un BSW de 1% y, de la arena U con una
producción de 120 BPPD con un BSW de 1%.
Luego de haberse realizado el workover # 3 se obtiene resultados positivos de
producción de las arenas Hi y Hs con una producción de 740 BPPD, 11,7% de
BSW y 28,6 ˚API.
En octubre del 2010 se intenta realizar un trabajo de limpieza mecánico de
camisas y la herramienta no pasa a 9.160 pies, con lo cual se evidencia la
99
presencia abundante de escala y parafina, lo que se confirma con los últimos
cambios de bomba jet realizados.
En la Figura 5.2 se presenta la producción diaria promedia de fluido, petróleo y
agua desde enero del 2009 hasta junio del 2011.
Figura 5.2 - Producción promedio diaria por mes de fluidos del pozo Pucuna-02 desde
enero del 2009 a junio del 2011.
POZO PUCUNA - 02
400
PRODUCCIÓN (BLS)
350
300
250
200
150
100
50
0
ene-09 mar-09 jun-09 sep-09 nov-09 feb-10 may-10 jul-10 oct-10 dic-10 mar-11 jun-11
FECHA
PRODUCCIÓN DE FLUIDO
PRODUCCIÓN DE PETRÓLEO
PRODUCCIÓN DE AGUA
Fuente: Departamento de Yacimientos, EP- PETROECUADOR.
Elaboración: Cristina Agila, Claudia Espinosa.
Al 30 de junio del 2011 se encuentra produciendo de las arenas Hi y Hs, con un
caudal de fluido de 248 BFPD, un caudal de petróleo promedio de 224 BPPD, un
caudal de agua de 24 BAPD con 9,7% de BSW y 31,6 ˚API.
Adicionalmente, con los resultados del análisis nodal se evidencia que la bomba
en producción se encuentra con la geometría adecuada pero se observa que la
producción actual es menor a la producción que debería estar aportando el pozo,
por lo que se tendría problemas en el yacimiento y esto se comprueba en los
últimos cambios de bomba de los cuales se encontró con presencia de escala y
parafina.
100
Propuesta para el pozo Pucuna-02:
·
Realizar coiled tubing, debido a que en los cambios de bomba jet se
identifica presencia abundante de escala y parafina, la probabilidad de
éxito en este trabajo es satisfactoria debido a que el daño de formación es
5 según el último build up tomado. Dada la experiencia del Departamento
de Producción del Campo Pucuna, al realizarse este trabajo se espera un
incremento de producción de 224 BPPD (producción actual) a 400 BPPD.
·
Se propone realizar un buid up para las arenas Hs y Hi, y de acuerdo a los
resultados obtenidos se podría proponer otros trabajos que aporten con la
producción del pozo.
POZO PUCUNA – 03
El pozo Puc-03 inició su producción en Abril de 1988, obteniéndose resultados de
las pruebas iniciales en la arena T con una producción de 3.725 BPPD con 0,2%
de BSW y 35˚API, en la arena Ui con una producción de 1.478 BPPD con 0,7% de
BSW y 28,2˚API y en la arena Us con una producción de 594 BPPD con 10% de
BSW y 31˚API.
Luego de las pruebas iniciales se asentó CIBP a 9.700 pies, aislando las arenas
Hollín secundaria y Hollín principal, ya que no aportan.
Los workover realizados en este pozo han sido únicamente para cambio de
completación, los cuales han sido exitosos y se ha evidenciado una buena
producción para la arena T.
En la Figura 5.3 se presenta la producción diaria promedia de fluido, petróleo y
agua desde enero del 2009 hasta junio del 2011.
101
Figura 5.3 - Producción promedio diaria por mes de fluidos del pozo Pucuna-03 desde
enero del 2009 a junio del 2011.
POZO PUCUNA - 03
800
PRODUCCIÓN (BLS)
700
600
500
400
300
200
100
0
ene-09 mar-09 jun-09 ago-09 nov-09 feb-10 abr-10 jul-10 oct-10 dic-10 mar-11 jun-11
FECHA
PRODUCCIÓN DE FLUIDO
PRODUCCIÓN DE PETRÓLEO
PRODUCCIÓN DE AGUA
Fuente: Departamento de Yacimientos, EP- PETROECUADOR.
Elaboración: Cristina Agila, Claudia Espinosa.
Al 30 de junio del 2011 se encuentra produciendo de las arenas Ui y T, con un
caudal de fluido de 408 BFPD, un caudal de petróleo promedio de 402 BPPD, un
caudal de agua de 6 BAPD con 1,5% de BSW y 31,5 ˚API.
Adicionalmente, con los resultados del análisis nodal se evidencia que la bomba
en producción no se encuentra con la geometría adecuada, por lo que convendría
realizar un cambio en la geometría de la bomba con lo que se obtendría un
incremento en la producción de petróleo.
Propuesta para el pozo Pucuna-03:
·
Para este pozo se proponía un cambio de completación hidráulica tipo jet a
una completación electrosumergible debido a su buen aporte en la
producción de fluidos, pero el cambio sería insatisfactorio ya que este pozo
produce bajo el punto de burbuja, con lo que se ocasionaría grandes
problemas en una completación BES.
102
·
Se propone un cambio de la geometría de la bomba con lo que aumentaría
la producción del pozo de 408 BFPD a 430BFPP obteniéndose un
incrementando en la producción de 22 BFPD con 21BPPD con un 1,5% de
BSW.
POZO PUCUNA – 05
El pozo Puc-03 inició su producción en Mayo 1989. Las pruebas iniciales en este
pozo dieron a la arena T como altamente prospectivo con una prueba inicial con
una producción de 967 BPPD con 0,5% de BSW, en la arena Hi con una
producción de 700 BPPD con 0,7% de BSW y en la arena U con una producción
de 209 BPPD con 0,8% de BSW.
En el workover # 6 del 17 de julio del 2005, se obtiene una prueba de producción
en la arena Hi con 316 BPPD con 55,9% de BSW y 27,3˚API, luego de realizarse
el workover # 7 por el cambio de BHA por comunicación tubing/casing, el trabajo
no es exitoso, por lo que no se logra recuperar la producción anterior al WO y la
producción de la arena Hollín es de 129 BPPD y 47% de BSW.
En la Figura 5.4 se presenta la producción diaria promedia de fluido, petróleo y
agua desde enero del 2009 hasta junio del 2011.
Al 30 de junio del 2011 se encuentra produciendo de la arena Hs, con un caudal
de fluido de 1.068 BFPD, un caudal de petróleo promedio de 214 BPPD, un
caudal de agua de 854 BAPD con 80% de BSW y 24.8 ˚API.
Adicionalmente, con los resultados del análisis nodal se evidencia que la bomba
en producción no se encuentra con la geometría adecuada, pero con el cambio de
geometría de la bomba se aumentaría la producción del pozo de 1068 BFPD a
1100 BFPP obteniéndose un incrementando en la producción de 32 BFPD con 6
BPPD con un 80% de BSW, por lo tanto, el cambio de la geometría de la bomba
103
Figura 5.4 –Producción promedio diaria por mes de fluidos del pozo Pucuna-05 desde
enero del 2009 a junio del 2011
POZO PUCUNA - 05
1400
PRODUCCIÓN (BLS)
1200
1000
800
600
400
200
0
ene-09 mar-09 jun-09 sep-09 nov-09 feb-10 may-10 jul-10 oct-10 dic-10 mar-11 jun-11
FECHA
PRODUCCIÓN DE FLUIDO
PRODUCCIÓN DE PETRÓLEO
PRODUCCIÓN DE AGUA
Fuente: Departamento de Yacimientos, EP- PETROECUADOR.
Elaboración: Cristina Agila, Claudia Espinosa.
no sería rentable por su bajo incremento en la producción de petróleo debido al
alto corte de agua.
Propuesta para el pozo Pucuna – 05:
·
Actualmente el pozo produce de la arena Hs y luego del análisis de los
resultados de los workover realizados al pozo, se propone producir
conjuntamente las arenas Hs y Hi. Este trabajo se realizaría con la unidad
de wireline donde se abriría la arena Hi a producción y se lograría un
incremento en la producción de 214 BPPD (producción actual) a 270
BPPD.
POZO PUCUNA – 06
El pozo Puc-06 inició su producción en Marzo de 1989, obteniéndose resultados
de las pruebas iniciales en la arena Hollín inferior con una producción de 615
104
BPPD con 0.8% de BSW, en la arena Hollín superior con una producción de 238
BPPD con 1% de BSW, en la arena T con una producción de 574 BPPD con 1%
de BSW y la arena U con una producción de 446 BPPD con 0.5% de BSW.
En el workover # 4 en diciembre del 1995 se evalúan las arenas T, U y Hi donde
se evidencia un trabajo no exitoso ya que en la arena Hi se conifica de agua y la
arena T no aporta, el pozo queda produciendo de la arena U.
En el workover # 5 en junio del 2005 luego de evaluar las arenas U y T con unidad
MTU, se obtienen los resultados de la arena U con una producción de 51 BPPD
con 29% BSW, en la arena U+T con una producción de 58 BPPD con 60% BSW,
con estos resultados de bajo aporte se decide cerrar el pozo.
En noviembre del 2009 reinicia su producción de la arena Basal Tena con una
producción de 98 BPPD con 3.9% de BSW.
Luego de realizarse el workover # 8 en abril del 2011 y con la evaluación del build
up para las arenas U y Basal Tena, se decide dejar en producción a la arena U
de la cual produce actualmente.
En la Figura 5.5 se presenta la producción diaria promedia de fluido, petróleo y
agua desde enero del 2009 hasta junio del 2011.
Al 30 de junio del 2011 se encuentra produciendo de la arena U, con un caudal de
fluido de 96 BFPD, un caudal de petróleo promedio de 94 BPPD, un caudal de
agua de 2 BAPD con 2.1% de BSW y 29.8 ˚API.
Adicionalmente, con los resultados del análisis nodal se evidencia que la bomba
en producción se encuentra con la geometría adecuada, por lo cual no se
presenta ningún problema en la producción actual del pozo.
105
Figura 5.5 - Producción promedio diaria por mes de fluidos del pozo Pucuna-06 desde
noviembre del 2009 a junio del 2011
POZO PUCUNA - 06
PRODUCCIÓN (BLS)
250
200
150
100
50
0
nov-09
feb-10
abr-10
jul-10
oct-10
dic-10
mar-11
jun-11
FECHA
PRODUCCIÓN DE FLUIDO
PRODUCCIÓN DE PETRÓLEO
PRODUCCIÓN DE AGUA
Fuente: Departamento de Yacimientos, EP- PETROECUADOR.
Elaboración: Cristina Agila, Claudia Espinosa.
Propuesta para el pozo Pucuna - 06:
·
Se han realizado pruebas de producción a todas las arenas del pozo con lo
cual no se han obtenido resultados positivos ya que luego del workover # 5
se dejo aislada la arena Hi y luego del workover # 8 se aisló la arena T,
quedando únicamente para la producción la arena U y Basal Tena. Dada la
experiencia del Departamento de Producción del Campo Pucuna se
recomienda que el pozo siga produciendo del la arena U, por lo cual no se
propone la realización de ningún trabajo de reacondicionamiento.
POZO PUCUNA – 07
El pozo Puc-07 inició su producción en septiembre de 1991, obteniéndose
resultados positivos de las pruebas iniciales en la arena U inferior con una
producción de 283 BPPD con 0% de BSW y 29,5 ˚API.
106
La producción de este pozo ha sido únicamente de la arena Ui ya que es el único
intervalo punzonado, por lo tanto los workover realizados han sido para mantener
la producción de esta arena, en los cuales se han realizado cambios de
completación y fracturamiento hidráulico.
En el workover # 6 realizado en septiembre del 2006, se realiza un cambio de
completación por taponamiento en tubería ranurada, el trabajo realizado es
exitoso ya que se logra un incremento en la producción de 150 barriles netos
luego de realizarse una estimulación matricial.
En la Figura 5.6 se presenta la producción diaria promedia de fluido, petróleo y
agua desde enero del 2009 hasta junio del 2011 fecha.
Figura 5.6 - Producción promedio diaria por mes de fluidos del pozo Pucuna-07 desde
enero del 2009 a junio del 2011.
POZO PUCUNA - 07
600
PRODUCCIÓN (BLS)
500
400
300
200
100
0
ene-09 mar-09 jun-09 sep-09 nov-09 feb-10 abr-10 jul-10 oct-10 dic-10 mar-11 jun-11
FECHA
PRODUCCIÓN DE FLUIDO
PRODUCCIÓN DE PETRÓLEO
PRODUCCIÓN DE AGUA
Fuente: Departamento de Yacimientos, EP- PETROECUADOR.
Elaboración: Cristina Agila, Claudia Espinosa.
Al 30 de junio del 2011 se encuentra produciendo de la arena Ui, con un caudal
de fluido de 268 BFPD, un caudal de petróleo promedio de 267 BPPD, un caudal
de agua de 1 BAPD con 0,4% de BSW y 30.9 ˚API.
107
Adicionalmente, con los resultados del análisis nodal se evidencia que la bomba
en producción se encuentra con la geometría adecuada, por lo cual no se
presenta ningún problema en la producción actual del pozo.
Propuesta para el pozo Pucuna - 07:
·
Debido a que en el pozo la única arena punzonada es la Ui, se propone
tomar registro de saturación y cemento a las arenas Hollín, T, y Basal
Tena, punzonar de acuerdo a resultados, evaluar y diseñar una nueva
completación de producción.
·
Luego de revisar la completación actual del pozo se propone cambiar la
completación de producción debido que se han evidenciado problemas en
el fondo con pescantes en el standing y nockout plug rotos.
·
Dada la experiencia del Departamento de Producción del Campo Pucuna
luego de realizarse estos trabajos en el pozo se espera incrementar la
producción actual de 267 BPPD a 450 BPPD.
POZO PUCUNA – 08
El pozo Puc-08 inició su producción en agosto de 1993, obteniéndose resultados
de las pruebas iniciales en la arena Hollín con 100% de BSW, en la arena U
superior con una producción de 576 BPPD con 15% de BSW y en la arena T
inferior con una producción de 358 BPPD con 20% de BSW y 28.7 ˚API.
De acuerdo a las pruebas iniciales se decide abandonar la arena Hollín con tapón
a 9.688 pies por su producción de 100% de agua.
Luego del workover # 6 en noviembre del 2008, se dispara un nuevo intervalo en
la arena Ts dando resultados positivos con una producción de 479 BPPD con
0.2% de BSW;
se baja una completación sencilla selectiva para bombeo
hidráulico para las arenas U, Ts y Ti.
108
En la Figura 5.7 se presenta la producción diaria promedia de fluido, petróleo y
agua desde enero del 2009 hasta junio del 2011.
Figura 5.7 - Producción promedio diaria por mes de fluidos del pozo Pucuna-08 desde
enero del 2009 a junio del 2011.
POZO PUCUNA - 08
700
PRODUCCIÓN (BLS)
600
500
400
300
200
100
0
ene-09 abr-09 jun-09 sep-09 dic-09 mar-10 jun-10 sep-10 dic-10 mar-11 jun-11
FECHA
PRODUCCIÓN DE FLUIDO
PRODUCCIÓN DE PETRÓLEO
PRODUCCIÓN DE AGUA
Fuente: Departamento de Yacimientos, EP- PETROECUADOR.
Elaboración: Cristina Agila, Claudia Espinosa.
Al 30 de junio del 2011 se encuentra produciendo de la arena Ts, con un caudal
de fluido de 98 BFPD, un caudal de petróleo promedio de 95 BPPD, un caudal de
agua de 3 BAPD con 3.1% de BSW y 32.4 ˚API.
Adicionalmente, con los resultados del análisis nodal se evidencia que la bomba
en producción se encuentra con la geometría adecuada, se observa que la
producción actual es menor a la producción que debería estar aportando el pozo
por lo que se tendría problemas en el yacimiento, pero no se recomendaría
realizar ningún trabajo en el yacimiento ya que posee un mínimo porcentaje de
BSW, lo cual lo hace rentable.
109
Propuesta para el pozo Pucuna - 08:
·
Luego de analizar los historiales de workover y producción del pozo, se
recomienda que continúe produciendo de la arena Ts y luego cambiar de
arena a Ti y mantener el ciclo ya que de las otras arenas no produce.
POZO PUCUNA – 09
El pozo Puc-09 inició su producción en septiembre de 1993, obteniéndose
resultados positivos de las pruebas iniciales en la arena Hollín con una producción
de 81 BPPD con 97% de BSW, en la arena Basal Tena con una producción de 75
BPPD con 90% de BSW.
En el workover # 2 en marzo de 1998 se aisla Hollín con CIBP A 9.650 pies, en el
workover # 5 en diciembre del 2005 se recupera tubería de producción y se deja
CIBP a 8.400 pies debido al bajo aporte de producción de las arenas.
En el workover # 6 en diciembre del 2008 se decide tomar registros de saturación
y de acuerdo a los resultados obtenidos se cañonea y recañonea las arenas Basal
Tena, Ts y Ti, obteniéndose resultados positivos para la arena Basal Tena con
una producción de 271 BPPD con 5,9% de BSW, con la cual se encuentra
produciendo actualmente.
En la Figura 5.8 se presenta la producción diaria promedia de fluido, petróleo y
agua desde enero del 2009 hasta junio del 2011.
Al 30 de junio del 2011 se encuentra produciendo de la arena Basal Tena, con un
caudal de fluido de 139 BFPD, un caudal de petróleo promedio de 116 BPPD, un
caudal de agua de 23 BAPD con 16.5% de BSW y 29.8 ˚API.
Adicionalmente, con los resultados del análisis nodal se evidencia que la bomba
en producción se encuentra con la geometría adecuada, por lo cual no se
110
Figura 5.8 - Producción promedio diaria por mes de fluidos del pozo Pucuna-09 desde
enero del 2009 a junio del 2011.
POZO PUCUNA - 09
400
PRODUCCIÓN (BLS)
350
300
250
200
150
100
50
0
ene-09 abr-09 jun-09 sep-09 dic-09 mar-10 jun-10 sep-10 dic-10 mar-11 jun-11
FECHA
PRODUCCIÓN DE FLUIDO
PRODUCCIÓN DE PETRÓLEO
PRODUCCIÓN DE AGUA
Fuente: Departamento de Yacimientos, EP- PETROECUADOR.
Elaboración: Cristina Agila, Claudia Espinosa.
presenta ningún problema en la producción actual del pozo, únicamente se
debería tener en cuenta de que la bomba no cavite debido a que se encuentra en
el límite del rango de cavitación.
Propuesta para el pozo Pucuna - 09:
·
Luego de analizar los historiales de workover del pozo y debido a que las
reservas del Campo Pucuna en la arena Basal Tena es mucho menor que
las otras, se propone que continúe produciendo de esta arena.
·
Se recomienda tomar un build up para la arena Basal Tena, el cual nos
proporcionaría información adicional para caracterizar de una mejor
manera al reservorio, datos que serían útiles para la realización de trabajos
futuros.
111
POZO PUCUNA – 10
El pozo Puc-10 inició su producción en diciembre de 1993, obteniéndose
resultados de las pruebas iniciales en la arena Hollín con una producción de 857
BPPD con 30% de BSW, en la arena T con una producción de 672 BPPD con
40% de BSW y en la arena U con una producción de 1016 BPPD con 17% de
BSW.
En agosto del 2003 luego del workover # 4 el pozo queda cerrado por bajo aporte.
En noviembre de 2008 se realiza el workover # 5 para la reactivación del pozo, en
el cual se baja una completación sencilla selectiva para las arenas T y U, en la
evaluación se obtuvo una producción de 253 BPPD con 19% de BSW para la
arena T y 171 BPPD con 11% de BSW para la arena U.
En la Figura 5.9 se presenta la producción diaria promedia de fluido, petróleo y
agua desde enero del 2009 hasta junio del 2011.
Al 30 de junio del 2011 se encuentra produciendo de la arena T, con un caudal
de fluido de 226 BFPD, un caudal de petróleo promedio de 216 BPPD, un caudal
de agua de 10 BAPD con 4.4% de BSW y 30.6 ˚API.
Adicionalmente, con los resultados del análisis nodal se evidencia que la bomba
en producción se encuentra con la geometría adecuada, por lo cual no se
presenta ningún problema en la producción actual del pozo.
Propuesta para el pozo Pucuna - 10:
·
Luego de analizar los historiales de workover y producción del pozo, se
recomienda que continúe produciendo de la arena Ts y luego cambiar de
arena a U y mantener el ciclo ya que de las otras arenas no producen.
112
Figura 5.9 - Producción promedio diaria por mes de fluidos del pozo Pucuna-10 desde
enero del 2009 a junio del 2011.
POZO PUCUNA - 10
350
PRODUCCIÓN (BLS)
300
250
200
150
100
50
0
ene-09 abr-09 jun-09 sep-09 dic-09 mar-10 jun-10 sep-10 dic-10 mar-11 jun-11
FECHA
PRODUCCIÓN DE FLUIDO
PRODUCCIÓN DE PETRÓLEO
PRODUCCIÓN DE AGUA
Fuente: Departamento de Yacimientos, EP- PETROECUADOR.
Elaboración: Cristina Agila, Claudia Espinosa.
POZO PUCUNA – 11
El pozo Puc-11 inició su producción en Febrero de 1994.
En el workover # 3 en febrero de 1996 se aisla la arena Hollín con CIBP y queda
produciendo de la arena U con una producción de 371 BPPD y 8% de BSW. En el
workover # 4 en marzo del 2003 se realiza un fracturamiento hidráulico en la
arena U, el fracturamiento fue exitoso, no hubo problemas operacionales y la
producción del pozo se duplico en 300 BPPD.
En los últimos cambios de bomba realizados al pozo se ha evidenciado presencia
de escala y parafina.
En la Figura 5.10 se presenta la producción diaria promedia de fluido, petróleo y
agua desde enero del 2009 hasta junio del 2011.
113
Figura 5.10 - Producción promedio diaria por mes de fluidos del pozo Pucuna-11 desde
enero del 2009 a junio del 2011.
PRODUCCIÓN (BLS)
POZO PUCUNA - 11
450
400
350
300
250
200
150
100
50
0
ene-09 abr-09 jul-09 sep-09 dic-09 mar-10 jun-10 sep-10 dic-10 mar-11 jun-11
FECHA
PRODUCCIÓN DE FLUIDO
PRODUCCIÓN DE PETRÓLEO
PRODUCCIÓN DE AGUA
Fuente: Departamento de Yacimientos, EP- PETROECUADOR.
Elaboración: Cristina Agila, Claudia Espinosa.
Al 30 de junio del 2011 se encuentra produciendo de la arena Ui, con un caudal
de fluido de 193 BFPD, un caudal de petróleo promedio de 186 BPPD, un caudal
de agua de 7 BAPD con 3.6% de BSW y 31 ˚API.
Adicionalmente, con los resultados del análisis nodal se evidencia que la bomba
en producción se encuentra con la geometría adecuada, por lo cual no se
presenta ningún problema en la producción actual del pozo.
Propuesta para el pozo Pucuna - 11:
·
Se han realizado pruebas de producción a todas las arenas del pozo con lo
cual no se han obtenido resultados positivos, ya que luego del workover # 3
se dejó aislada la arena Hollín y posteriormente se aisló la arena T,
quedando únicamente para la producción la arena U. Dada la experiencia
del Departamento de Producción del Campo Pucuna se recomienda que el
pozo siga produciendo del la arena U.
114
·
Tomar build up a la arena U para actualizar los parámetros de reservorio.
POZO PUCUNA – 12
El pozo Puc-12 inició su producción en Mayo de 1994, obteniendo mediante
pruebas iniciales resultados en la arena T con una producción 1188 BPPD y en la
arena Hollín con una producción de 1740 BPPD.
Luego de realizarse el workover # 3 en abril de 1997, aíslan Hi con CIBP a 9710
pies, el pozo queda produciendo de la arena T con una producción de 236 BPPD
con 4,2% de BSW, queda cañoneada la arena Us pero no se cuenta con
información de la evaluación para esta arena.
En el workover # 6 en diciembre del 2009 se acondiciona el pozo para recañonear
los intervalos existentes en las arenas U y T y se baja completación sencillo
selectiva para bombeo hidráulico tipo jet.
En la Figura 5.11 se presenta la producción diaria promedia de fluido, petróleo y
agua desde enero del 2009 hasta junio del 2011.
Adicionalmente, con los resultados del análisis nodal se evidencia que la bomba
en producción se encuentra con la geometría adecuada, por lo cual no se
presenta ningún problema en la producción actual del pozo.
Al 30 de junio del 2011 se encuentra produciendo de la arena T, con un caudal
de fluido de 386 BFPD, un caudal de petróleo promedio de 382 BPPD, un caudal
de agua de 4 BAPD con 1% de BSW y 30.2 ˚API.
Propuesta para el pozo Pucuna - 12:
·
Luego de analizar los historiales de workover y producción del pozo, se
recomienda que continúe produciendo de la arena T, podría producir de la
arena U pero no se cuenta con la información suficiente del potencial de
esta arena.
115
Figura 5.11 - Producción promedio diaria por mes de fluidos del pozo Pucuna-12
desde enero del 2009 a junio del 2011.
POZO PUCUNA - 12
450
PRODUCCIÓN (BLS)
400
350
300
250
200
150
100
50
0
ene-09 mar-09 jun-09 sep-09 nov-09 feb-10 may-10 jul-10 oct-10 dic-10 mar-11 jun-11
FECHA
PRODUCCIÓN DE FLUIDO
PRODUCCIÓN DE PETRÓLEO
PRODUCCIÓN DE AGUA
Fuente: Departamento de Yacimientos, EP- PETROECUADOR.
Elaboración: Cristina Agila, Claudia Espinosa.
POZO PUCUNA – 13
El pozo Puc-13 inició su producción en febrero de 1994, obteniéndose resultados
de las pruebas iniciales en la arena Hollín con una producción de 72 BFPD con
100% de BSW, en la arena T con una producción de 552 BFPD con 100% de
BSW y en la arena U con una producción de 96 BPPD con 56% de BSW.
En el workover # 1 en mayo de 1997 se decide aislar Hollín por su producción de
100% de agua.
El pozo permaneció cerrado desde enero de 1998 por bajo aporte de producción y
en el workover # 2 en marzo del 2009 se corre registro de saturación y cemento
para realizar ajuste del diseño para cañoneo en los intervalos de interés de las
arenas Basal Tena, Ts y Ti. Se baja completación sencillo selectiva para los
116
intervalos productores. El pozo queda produciendo de la arena Basal Tena con
una producción de 120 BPPD con 16.7% de BSW.
En el mes de mayo del 2011 se deja de producir de la arena Basal Tena y decide
producir conjuntamente a las arenas U y T.
En la Figura 5.12 se presenta la producción diaria promedia de fluido, petróleo y
agua desde enero del 2009 hasta junio del 2011.
Figura 5.12 - Producción promedio diaria por mes de fluidos del pozo Pucuna-13 desde
marzo del 2009 a junio del 2011.
POZO PUCUNA - 13
400
PRODUCCIÓN (BLS)
350
300
250
200
150
100
50
0
mar-09
jun-09
sep-09
dic-09
mar-10
jun-10
sep-10
dic-10
mar-11
jun-11
FECHA
PRODUCCIÓN DE FLUIDO
PRODUCCIÓN DE PETRÓLEO
PRODUCCIÓN DE AGUA
Fuente: Departamento de Yacimientos, EP- PETROECUADOR.
Elaboración: Cristina Agila, Claudia Espinosa.
Al 30 de junio del 2011 se encuentra produciendo de las arenas U y T, con un
caudal de fluido de 118 BFPD, un caudal de petróleo promedio de 87 BPPD, un
caudal de agua de 31 BAPD con 26.3% de BSW y 30.1 ˚API.
Adicionalmente, con los resultados del análisis nodal se evidencia que la bomba
en producción se encuentra con la geometría adecuada, por lo cual no se
presenta ningún problema en la producción actual del pozo, únicamente se
117
debería tener en cuenta de que la bomba no cavite debido a que se encuentra en
el límite del rango de cavitación.
Propuesta para el pozo Pucuna - 13:
·
Luego de analizar los historiales de workover y producción del pozo, se
recomienda que continúe produciendo de las arenas U y T.
5.2 PROPUESTA PARA INCREMENTAR LA PRODUCCIÓN DEL
CAMPO CON LA PERFORACIÓN DE NUEVOS POZOS
En base al análisis de la producción acumulada del campo de 20.6 MMBLS, las
reservas remantes probadas de 6.0 MMBLS, las reservas probables de 14.8
MMBLS, las reservas posibles de 11.7 MMBLS calculadas a diciembre del 2010 y
los análisis preliminares obtenidos del estudio de simulación matemática del año
2008, para el año 2011 EP PETROECUADOR en su SUBGERENCIA DE
EXPLORACIÓN Y DESARROLLO propone continuar con el desarrollo del Campo
Pucuna con la perforación de nuevos pozos Puc-14, Puc-15, Puc-16, Puc-17 los
cuales tendrían las siguientes coordenadas de ubicación:
Tabla 5.1 - Coordenadas de los pozos propuestos.
POZO
PROPUESTO
PUC-14
PUC-15
PUC-16
PUC-17
UTM ESTE
(m)
277849.66
277157.48
277855.93
276927.00
UTM NORTE
(m)
9970947.00
9970652.00
9971874.34
9969790.00
Fuente: Subgerencia de Explotación y Desarrollo, Propuesta técnica para el desarrollo del Campo Pucuna.
En la Figura 5.13 podemos observar el mapa estructural con la ubicación de los
pozos perforados y los pozos propuestos.
118
Figura 5.13 - Mapa estructural, arenisca T con la ubicación de pozos perforados y
propuestos
Fuente: Subgerencia de Explotación y Desarrollo, Propuesta técnica para el desarrollo del Campo Pucuna.
La perforación de los pozos Puc-14 y Puc-15 estarán ubicados en las plataformas
de los pozos Puc-11 y Puc-05.
119
De acuerdo al volumen de reservas probadas y probables, el reservorio de mayor
interés es Hollín y conforme a esto los pozos tendrían una producción inicial
estimada de:
Tabla 5.2 - Producción estimada de los pozos propuestos
POZO
PROPUESTO
PUC-14
PUC-15
PUC-16
PUC-17
PRODUCCIÓN
ESTIMADA (BPPD)
350
340
300
250
Fuente: Subgerencia de Explotación y Desarrollo, Propuesta técnica para el desarrollo del Campo Pucuna.
Con la perforación de estos pozos propuestos la proyección de producción del
Campo es la siguiente:
Tabla 5.3 - Proyección de producción del Campo Pucuna
FECHA
2011
2012
2013
2014
2015
CURVA
BASE
(BPPD)
1895
1719
1555
1407
1273
CON
PERFORACIÓN
(BPPD)
1924
2450
2709
2486
2282
2016
2017
2018
1152
1043
943
2096
1925
1768
2019
2020
2021
854
772
699
1625
1494
1374
Fuente: Subgerencia de Explotación y Desarrollo, Propuesta técnica para el desarrollo del Campo Pucuna.
120
Figura 5.14 - Proyección de producción del Campo Pucuna.
Fuente: Subgerencia de Explotación y Desarrollo, Propuesta técnica para el desarrollo del Campo Pucuna.
De acuerdo a la proyección de producción entregada por la Coordinación de
Yacimientos, se estima para el año 2013 obtener la máxima producción, que
alcanza los 2.709 BPPD; considerando la producción de agua, en el caso de que
el BSW del campo alcanzará el 60%, la producción llegaría aproximadamente a
5.000 BFPD, que sumados a los +-15.000 BPPD que se inyectan en el Sistema
Power Oil, se llega a un total de 21.000 BFPD que se deberían dar tratamiento;
con lo cual la capacidad actual de separación sería insuficiente, por lo que es
necesario tomar acciones a mediano y largo plazo que permitan satisfacer los
requerimientos e iniciar la Modernización de las Facilidades de la Estación, tales
como:
·
Cambiar el Sistema de calentamiento de crudo.
·
Modernizar el Sistema de separación de fluidos.
·
Se debe modernizar los sistemas de Control e Instrumentación de la
Estación.
121
·
Dependiendo de los resultados de la Inspección técnica se deberá
reemplazar o reparar las tuberías, tanques, separadores, etc.
·
Realizar la Contratación de la Ingeniería Básica para la Modernización y/o
Optimización de las Facilidades de Producción de la Estación Pucuna.
Todas estas acciones garantizarán el tratamiento óptimo, confiable y seguro del
fluido producido en éste Campo.
En la tabla 5.4 se muestra el resumen de la propuesta para incrementar la
producción de petróleo del Campo Pucuna.
-
340
350
Elaboración: Cristina Agila, Claudia Espinosa.
TOTAL INCREMENTO DE PRODUCCIÓN ESPERADO
Modernización de las Facilidades de producción de la Estación Pucuna
Perforación
PUCUNA - 15
Continuar produciendo
PUCUNA - 13
-
Continuar produciendo
PUCUNA - 12
Perforación
Continuar produciendo y tomar Build up para la arena U
PUCUNA - 11
PUCUNA - 14
Continuar produciendo
PUCUNA - 10
PERFORACIONES
Continuar produciendo y tomar Build up para la arena Basal Tena
450
Continuar produciendo
270
423
400
PUCUNA - 09
267
214
402
224
Cerrar Pozo
1.126
340
350
183
56
21
176
PRODUCCIÓN (BPPD)
Continuar produciendo
Evaluar y punzonar arenas
Hollín, T y Basal Tena.
Coiled tubing. Tomar Build up
para las arenas Hs+Hi
Cambio de geometría
9A(Solipet) a 9H (Sertecpet)
Abrir a producción arena Hi con
unidad de wireline
TRABAJO PROPUESTO
INCREMENTO DE
PUCUNA - 08
PUCUNA - 07
PUCUNA - 06
PUCUNA - 05
PUCUNA - 03
PUCUNA - 02
PUCUNA - 01
POZO
PRODUCCIÓN DE PRODUCCIÓN DE
PETRÓLEO
PETRÓLEO
ACTUAL (BPPD) ESTIMADA(BPPD)
REACONDICIONAMIENTOS
Tabla 5.4 – Resumen de la propuesta para incrementar la producción de petróleo del Campo Pucuna.
122
123
CAPITULO VI
ANÁLISIS ECONÓMICO
6.1 ANÁLISIS ECONÓMICO
En el presente proyecto se calculan el Valor Actual Neto (V.A.N) y la Tasa Interna
de Retorno (T.I.R), parámetros mediante los cuales se determinará la puesta en
marcha o no del proyecto.
Un proyecto es económicamente rentable cuando:
La
·
El valor actual neto (V.A.N.) es mayor que cero.
·
La tasa interna de retorno (T.I.R.) es mayor a la tasa de actualización.
tasa
de
actualización
que
el
Departamento
Financiero
de
EP
PETROECUADOR contempla en sus proyectos es del 12 % anual (1% mensual).
6.1.1 VALOR ACTUAL NETO (V.A.N)
El Valor Actual Neto de un proyecto es un procedimiento que permite calcular el
valor presente de un determinado número de flujos de caja futuros, originados por
una inversión.
El Valor Actual Neto es uno de los criterios económicos más ampliamente
utilizados en la evaluación de proyectos de inversión.
Se calcula mediante de la siguiente ecuación:

ൌ ෍
ൌͲ
…
…Ǥ ሺ͸Ǥͳሻ
ሺͳ ൅ ‹ሻ
124
Donde:
Fnck = Flujo Neto de Caja del año k
i = Tasa de Actualización de la empresa (i = 12.00%)
6.1.2 TASA INTERNA DE RETORNO (TIR)
La tasa interna de retorno o tasa interna de rentabilidad (TIR) de una inversión,
está definida como el promedio geométrico de los rendimientos futuros esperados
de dicha inversión.
Es un indicador de la rentabilidad de un proyecto, a mayor TIR, mayor
rentabilidad.
Se calcula mediante de la siguiente ecuación:

෍
ൌͲ
·
…
ൌ Ͳ…Ǥ ሺ͸Ǥʹሻ
ሺͳ ൅ ሻ
Cuando la tasa interna de retorno es mayor a la tasa de actualización (i), el
proyecto es rentable.
·
Cuando la tasa interna de retorno es igual a la tasa de actualización (i), el
proyecto no presenta pérdidas ni ganancias.
·
Cuando la tasa interna de retorno es menor a la tasa de actualización (i), el
proyecto no es rentable.
6.1.3 COSTOS DE PRODUCCIÓN
Los costos de producción incluyen los costos estimados de los trabajos a
realizarse de acuerdo a la propuesta para incrementar la producción del Campo,
el tiempo de duración de los trabajos y la producción esperada de petróleo a
recuperarse por los trabajos propuestos en cada pozo.
En la Tabla 6.1 se presentan los costos de producción de los pozos objeto de
análisis en este estudio.
125
Tabla 6.1. Costos de producción por pozo para el análisis económico del Campo Pucuna.
Pozo
Pucuna-02
Pucuna-03
Pucuna-05
Pucuna-07
Pucuna-09
Pucuna-11
Pucuna-14
Pucuna-15
Producción de
Petróleo
Esperada a
Trabajo Propuesto Recuperarse (Bls)
Coiled tubing
176
Buil up
Cambio de
21
geometría
Abrir Hi a
producción
56
Evaluar y punzonar
183
arenas
Tomar Buil up
Tomar Buil up
Perforación
350
Perforación
340
Facilidades de Superficie
Tiempo de
Realización
del Trabajo
(DÍAS)
2
1,5
estimado(USD)
50.000
6.500
1,0
3.841,44
1
2.000
10
1,5
1,5
25
25
703.710
6.500
6.500
5.000.000
5.000.000
2.000.000
Costo
Elaborado por: Cristina Agila, Claudia Espinosa
La tabla 6.2 muestra los costos para la Evaluación y Punzonamiento de Arenas y
Cambio de Geometría, de trabajos propuestos para los pozos Puc – 03 y Puc –
07.
Tabla 6.2. Costos de trabajos.
EVALUAR Y PUNZONAR ARENAS
OPERACIÓN /MATERIAL
Costos (USD)
completación del pozo (torre y personal)
435,166
suministro del equipo (cabezal)
30,792
Suministro de tubería
40,895
SL, VACUMM, MEDIO AMBIENTE
4,558
Registros cementación/GR/CCL/CBL/VDL/USIT
73,000
Cable electrico y canoneo
71,000
Suministros (brocas,filtros,quimicos, etc)
48,299
Total
703,710
CAMBIO DE GEOMETRIA DE BOMBA
OPERACIÓN /MATERIAL
Costos (USD)
Cambio bomba
890,090
Nozzle
916,940
Garganta
2.034,410
Total
3.841,440
Elaborado por: Cristina Agila, Claudia Espinosa.
126
6.1.4 INGRESOS
Los ingresos se obtienen multiplicando el precio del barril de petróleo por el
número de barriles a ser producidos cada mes. Durante el primer mes en el que
comienza la ejecución del proyecto, no se tiene una producción del mismo. Por lo
tanto, los resultados de estos trabajos, o la producción del primer pozo productor
intervenido en el primer mes, empezarán a principios del segundo mes.
Para el cálculo de la producción por mes durante el tiempo de evaluación
económica se considera una declinación de producción 16 % anual, lo que
implicaría un 1.33 % mensual.
6.1.5 EGRESOS
Los egresos mensuales constituyen la suma entre los costos de reparación de los
pozos productores y el costo de futuros reacondicionamientos, donde el costo
operativo de producción es de 8,80 dólares por barril.
El monto total de la realización de los trabajos asciende a 12.779.051 dólares,
durante los doce meses considerados en el período de evaluación económica del
proyecto.
6.2 ESCENARIOS PROPUESTOS PARA EL ANÁLISIS ECONÓMICO
Se realizaron tres proyecciones en este Proyecto de Titulación, considerando tres
precios de crudo de acuerdo a las condiciones actuales de venta.
Para considerar los precios del petróleo en los escenarios propuestos se tomó en
cuenta los precios del petróleo de los meses de septiembre y octubre del 2011,
los cuales se pueden observar en la tabla 6.3 y figura 6.1.
127
Tabla 6.3. Precio del barril de petróleo en los meses de septiembre y octubre.
MES
13-sep-11
14-sep-11
15-sep-11
16-sep-11
19-sep-11
20-sep-11
21-sep-11
22-sep-11
23-sep-11
26-sep-11
27-sep-11
28-sep-11
29-sep-11
30-sep-11
PRECIO
BLS (USD)
90,21
88,91
89,4
97,96
87,5
86,89
85,75
80,26
79,58
80,24
84,45
81,21
82,14
79,2
PRECIO
BLS (USD)
77,61
75,67
79,68
82,59
82,98
85,41
85,81
85,57
84,23
86,8
86,38
88,34
86,11
85,3
87,22
91,17
MES
03-oct-11
04-oct-11
05-oct-11
06-oct-11
07-oct-11
10-oct-11
11-oct-11
12-oct-11
13-oct-11
14-oct-11
17-oct-11
18-oct-11
19-oct-11
20-oct-11
21-oct-11
24-oct-11
Fuente: Banco Central del Ecuador
Elaborado por: Cristina Agila, Claudia Espinosa.
Figura 6.1. Variación del precio del barril de petróleo en los meses de septiembre y
octubre.
Variación del precio de barril de petróleo
100
95
USD
90
85
80
75
70
09/09
19/09
29/09
09/10
Meses septiembre-octubre
Fuente: Banco Central del Ecuador.
Elaboración: Cristina Agila, Claudia Espinosa.
19/10
29/10
128
De donde se consideró el valor mínimo de 75,67 dólares por barril para el primer
escenario, obtenido de la tendencia del precio del petróleo según el Banco Central
entre los meses de septiembre y octubre del 2011. Para el segundo escenario se
consideró un precio del petróleo de 83,90 dólares por barril, tomado del
presupuesto general del Estado para el 2012. Para el tercer escenario se
consideró 97,96 dólares por barril, valor máximo que tuvo el petróleo ecuatoriano
en los meses de septiembre y octubre del año 2011.
6.2.1 HIPÓTESIS EN LAS QUE SE BASA EL ANÁLISIS ECONÓMICO
·
Se considera una tasa de actualización anual para el proyecto del 12 %.
Valor sugerido por el Departamento de Ingeniería Económica de EP
PETROECUADOR.
·
No se considera depreciación contable de los equipos por cuanto no
intervienen en impuestos fiscales.
·
Se consideró una declinación de producción de 16 %. Por lo que el proyecto
establece una declinación mensual de 1,33 %, siendo el mensual de 30
días.
·
No se consideró devaluación monetaria durante los años de duración del
proyecto.
6.2.2
DETERMINACIÓN
DEL
TIEMPO
DE
RECUPERACIÓN
DE
LA
INVERSIÓN, VALOR ACTUAL NETO Y TASA INTERNA DE RETORNO
6.2.2.1 Primer escenario
Para el escenario del crudo de 75,67 dólares por barril, el proyecto presenta un
V.A.N. positivo de 15.694.752 dólares. La evaluación económica se realiza para
12 meses y se calculó un TIR mensual de 22,43%; ver Tabla 6.4. Estos resultados
129
son indicativos que el proyecto es rentable a un tiempo de recuperación de la
inversión de 2,3 meses.
Tabla 6.4. Resultados del primer escenario
Inversión Total (USD)
Tasa Interna de Retorno (Mensual) (TIRm) %
Tasa Interna de Retorno (Anual) (TIR) %
Valor Actual Neto (VAN) USD
Beneficio/Costo
16.706.440
22,43%
1034,35%
15.694.752
1,96
Elaboración: Cristina Agila, Claudia Espinosa.
.
6.2.2.2 Segundo escenario
Para el escenario del crudo de 83,90 dólares por barril, el proyecto presenta un
V.A.N. positivo de 19.199.155 dólares. La evaluación económica se realiza para
12 meses y se calculó un TIR mensual de 26,72%; ver Tabla 6.5. Estos resultados
son indicativos que el proyecto es rentable a un tiempo de recuperación de la
inversión de 1,9 meses.
Tabla 6.5. Resultados del segundo escenario
Inversión Total (USD)
Tasa Interna de Retorno (Mensual) (TIRm) %
Tasa Interna de Retorno (Anual) (TIR) %
Valor Actual Neto (VAN) USD
Beneficio/Costo
16.706.440
26,72%
1614,72%
19.199.155
2,18
Elaboración: Cristina Agila, Claudia Espinosa.
6.2.2.3 Tercer escenario
Para el escenario del crudo de 97,96 dólares por barril, el proyecto presenta un
V.A.N. positivo de 25.186.020 dólares. La evaluación económica se realiza para
12 meses y se calculó un TIR mensual de 33,86 %; ver Tabla 6.6. Estos
resultados son indicativos que el proyecto es rentable a un tiempo de
recuperación de la inversión de 1,5 meses.
130
Tabla 6.6. Resultados del tercero escenario
Inversión Total (USD)
Tasa Interna de Retorno (Mensual) (TIRm) %
Tasa Interna de Retorno (Anual) (TIR) %
Valor Actual Neto (VAN) USD
Beneficio/Costo
16.706.440
33,86%
3209,47%
25.186.020
2,54
Elaboración: Cristina Agila, Claudia Espinosa
En el ANEXO 6.1 se presentan los cálculos que fueron realizados para el análisis
de los tres escenarios y las gráficas del tiempo de recuperación de la inversión.
En la tabla 6.7 se resumen los resultados del TIR y VAN para los tres escenarios
propuestos.
Tabla 6.7 Resultados de TIR y VAN para los tres escenarios propuestos.
ESCENARIO 1 (75.67 $/bls)
ESCENARIO 2 (83,90 $/bls)
ESCENARIO 3 (97,96 $/bls)
TIRm
(%)
22,43
26,72
33,86
VAN
(USD)
15.694.752
19.199.155
25.186.020
Elaboración: Cristina Agila, Claudia Espinosa.
De los datos exhibidos resulta que este proyecto de incremento de producción de
petróleo del Campo Pucuna es rentable.
131
CAPÍTULO VII
CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES
7.1 CONCLUSIONES
·
El Campo Pucuna fue revertido al Estado Ecuatoriano el 18 de enero del
2011, al no llegar a un acuerdo en la negociación propuesta, por lo cual
pasa a ser operado nuevamente por EP PETROECUADOR, con un total de
12 pozos productores y un pozo reinyector con una producción aproximada
de 2.300 BPPD con 25,6% de BSW de 30,8 °API y una producción de gas
de 554 MPC a junio del 2011.
·
Este Campo tiene como único levantamiento artificial el bombeo hidráulico
tipo jet, de los principales yacimientos productivos que son: Basal Tena, U
superior, U inferior, T superior, T inferior y Hollín.
·
Las acumulaciones de hidrocarburos en el Campo Pucuna, son controladas
en primer lugar por la estructura y luego por la geometría de las facies de
las distintas arenas productoras del Campo.
·
El mecanismo de producción de las arenas de la formación Hollín es por
empuje hidráulico, mientras que las arenas de la formación Napo producen
por gas en solución y empuje parcial de agua. No hay presencia de
intrusión de agua en las formaciones U y T, a excepción de la formación
Hollín, que ya manifestó este comportamiento y se conoce la presencia de
un acuífero en el mismo.
·
La producción del campo es apoyada por el sistema de bombeo hidráulico
tipo jet en todos sus pozos, algunos de ellos fueron originalmente probados
132
y producidos a flujo natural pero por la declinación de su producción hubo
necesidad de recurrir al levantamiento artificial.
·
El Software Claw Pump para bombeo hidráulico tipo jet nos permite
modelar el comportamiento de un pozo mediante la generación del IPR del
pozo, la selección de la bomba jet y análisis nodal.
·
De acuerdo a los resultados del análisis nodal obtenido en este estudio, se
concluye que el trabajo de las bombas instaladas en los pozos es en su
gran mayoría satisfactorio.
·
Los trabajos propuestos para incrementar la producción de petróleo en el
Campo se presentan luego del análisis del historial de producción y
reacondicionamiento, análisis de reservas, sistema de producción actual y
análisis nodal, dichos trabajos se presentan en el siguiente cuadro:
POZO
PUCUNA - 01
PUCUNA - 02
PUCUNA - 03
PUCUNA - 05
PUCUNA - 06
PUCUNA - 07
PUCUNA - 08
PUCUNA - 09
PUCUNA - 10
PUCUNA - 11
PUCUNA - 12
PUCUNA - 13
REACONDICIONAMIENTOS
TRABAJO PROPUESTO
Cerrar Pozo
Coiled tubing. Tomar B´ up para las arenas Hs+Hi
Continuar produciendo
Abrir a producción arena Hi
Continuar produciendo
Evaluar y punzonar arenas Hollín, T y Basal Tena.
Continuar produciendo
Continuar produciendo y tomar B up para la arena Basal Tena
Continuar produciendo
Continuar produciendo y tomar B up para la arena U
Continuar produciendo y tomar B up para la arena T
Continuar produciendo
PERFORACIONES
PUCUNA - 14
Perforación
PUCUNA - 15
Perforación
Modernización de las Facilidades de producción de la Estación Pucuna
133
·
Considerando las reservas probadas remanentes, este proyecto es viable,
considerando las reparaciones propuestas en los pozos y la perforación de
nuevos pozos, plan de desarrollo que fue ya establecido por EP
PETROECUADOR, el cual también se contempla en el presente estudio.
·
De acuerdo a la proyección de producción entregada por la Coordinación
de Yacimientos, se estima para el año 2013 obtener la máxima producción,
que alcanza los 2.709 BPPD; considerando la producción de agua, en el
caso de que el BSW del campo alcanzará el 60%, la producción llegaría a
aproximadamente a 5.000 BFPD, que sumados a los +-15.000 BPPD que
se inyectan en el Sistema Power Oil, se llega a un total de 21.000 BFPD
que se deberían dar tratamiento; con lo cual la capacidad actual de
separación sería insuficiente, por lo que es necesario tomar acciones a
mediano y largo plazo que permitan satisfacer los requerimientos e iniciar la
Modernización de las Facilidades de la Estación.
·
Para la realización del análisis económico del presente proyecto se
consideró una tasa de actualización anual de 12%, valor sugerido por el
Departamento de Ingeniería Económica de Petroproducción. Se considero
una declinación de producción anual de 16%, por lo que el proyecto
establece una declinación mensual de 1,33%, siendo el mensual de 30
días.
·
Luego de realizarse el análisis económico de este proyecto de titulación se
presentan los siguientes resultados:
Resultados del primer escenario con precio de 75,67 $/bl.
Inversión Total (USD)
Tasa Interna de Retorno (Mensual) (TIRm) %
Tasa Interna de Retorno (Anual) (TIR) %
Valor Actual Neto (VAN) USD
Beneficio/Costo
16.706.440
22,43%
1034,35%
15.694.752
1,96
134
Resultados del segundo escenario con precio de 83,90 $/bl.
Inversión Total (USD)
Tasa Interna de Retorno (Mensual) (TIRm) %
Tasa Interna de Retorno (Anual) (TIR) %
Valor Actual Neto (VAN) USD
Beneficio/Costo
16.706.440
26,72%
1614,72%
19.199.155
2,18
Resultados del tercer escenario con precio de 97,96 $/bl.
Inversión Total (USD)
Tasa Interna de Retorno (Mensual) (TIRm) %
Tasa Interna de Retorno (Anual) (TIR) %
Valor Actual Neto (VAN) USD
Beneficio/Costo
·
16.706.440
33,86%
3209,47%
25.186.020
2,54
De los datos exhibidos resulta que este proyecto de incremento de
producción de petróleo del Campo Pucuna es rentable.
135
7.2 RECOMENDACIONES
·
Para la ubicación de nuevos pozos de desarrollo y en la exploración de
nuevas posibles estructuras dentro del Campo, se debería realizar sísmica
3D, la cual permitirá diseñar un plan de explotación óptimo de este Campo.
·
Hacer un estudio sedimentológico en los núcleos tomados en los distintos
pozos del Campo, a fin de obtener una mejor caracterización de sus
reservorios.
·
Con la información de presión existente no es posible realizar mapas
isobáricos.
Se
requiere
tomar
presiones
para
conocer
mejor
el
comportamiento del Campo.
·
Realizarle a todos los pozos del Campo Pucuna pruebas de restauración de
presión para cada una de las arenas productoras, lo cual permitirá realizar
un estimado Presión-Producción Acumulada de Petróleo, y hacer las
extrapolaciones pertinentes que den paso a la estimación de la presión del
yacimiento a futuro y calcular un nuevo POES.
·
Se recomienda realizar una inspección técnica a las facilidades de
producción de la Estación Pucuna y dependiendo de los resultados de ésta,
se deberá reemplazar o reparar las tuberías, tanques, separadores, etc.,
estas acciones garantizarán el tratamiento óptimo, confiable y seguro del
fluido producido en éste Campo.
·
Se propone continuar con el desarrollo del Campo Pucuna con la
perforación de los nuevos pozos Puc-14 y Puc-15.
136
REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS
1. ALDAZ Edward y OROZCO Miguel.
Estudio Técnico-Económico para
Incrementar la Producción de Petróleo en el Campo Lago Agrio. Tesis
(Ingeniería en Petróleos). Quito, Ecuador: Escuela Politécnica Nacional,
2005. 232 h.
2. AMAYA Andrés y CHANATÁSIG Diego. Programa de Diseño Unificado de
Bombeo Hidráulico para la Selección de Bombas Jet y Pistón Usadas en las
Operaciones de PETROPRODUCCIÓN. Tesis (Ingeniería en Petróleos).
Quito, Ecuador: Escuela Politécnica Nacional, 2009. 228 h.
3. CABAY Juan. Procedimiento de evaluación en el pozo Tapi 06 con Bomba
Jet Claw en el Distrito Oriente, Campo de Petroproducción. Tesis
(Ingeniería en Petróleos). Quito, Ecuador: Universidad Tecnológica
Equinoccial, 2007. 106 h.
4. CRAFT B. C. y HAWKINS M. F. Ingeniería Aplicada de Yacimientos
Petrolíferos. Del Departamento de Ingeniería de Petróleos de la Universidad
del Estado de Lousiana. Editorial Tecnos. Madrid.
5. Ph.D. ESCOBAR MACUALO Freddy Humberto, Fundamentos de
Ingeniería de Yacimientos.
6. GAÍNZA Fausto y QUINGA Julio. Diagnóstico de los Sistemas de
Producción del Campo Dayuma Fundamentado en el Análisis Nodal. Tesis
(Ingeniería en Petróleos). Quito, Ecuador: Escuela Politécnica Nacional,
2010. 170 h
7. ING. RIVERA José S. Práctica de Ingeniería de Yacimientos Petrolíferos.
137
8. MSC. MAGGIOLO Ricardo. (2008), Optimización de la Producción
mediante Análisis Nodal. ESP OIL. Lima, Perú.
9. ORTIZ Carlos. Diseño de completaciones duales paralelas para un sistema
de bombeo hidráulico. Tesis (Ingeniería en Petróleos). Guayaquil, Ecuador:
Escuela Superior Politécnica del Litoral, 2009. 226 h.
10. EP PETROECUADOR. ARCHIVO TÉCNICO. Información general del
Campo Pucuna.
11. EP PETROECUADOR. Departamento de Producción y Mantenimiento
Campo Pucuna.
12. EP
PETROECUADOR.
SUBGERENCIA
DE
EXPLORACIÓN
Y
DESARROLLO. Departamento de Yacimientos.
13. PONTÓN Diego y PAMBABAY Iliana. Análisis Técnico-Económico y
Diseño de Estimulaciones Matriciales para incrementar la productividad del
campo Sacha en Petroproducción. Tesis (Ingeniería en Petróleos).
Guayaquil, Ecuador: Escuela Superior Politécnica del Litoral, 2008. 308 h.
138
ANEXOS
139
ANEXO 1.1
MAPAS ESTRUCTURALES EN PROFUNDIDAD DE LAS ARENAS
PRODUCTORAS DEL CAMPO
140
Mapa estructural en profundidad de Hollín superior
Fuente: EP-PETROECUADOR.
Modificado: Cristina Agila, Claudia Espinosa.
141
Mapa estructural en profundidad de Arenisca T superior
Fuente: EP-PETROECUADOR.
Modificado: Cristina Agila, Claudia Espinosa.
142
Mapa estructural en profundidad de Arenisca U superior
Fuente: EP-PETROECUADOR.
Modificado: Cristina Agila, Claudia Espinosa.
143
ANEXO 1.2
DIAGRAMA ESTRUCTURAL DE UN POZO TÍPICO
Fuente: Departamento de Mantenimiento. Campo Pucuna.
Diagrama estructural de un pozo típico
144
145
ANEXO 1.3
DIAGRAMA ESTRUCTURAL DEL CAMPO PUCUNA
Fuente: Departamento de Mantenimiento. Campo Pucuna.
Diagrama estructural del Campo Pucuna
146
147
ANEXO 2.1
TOPES, BASES Y ESPESORES DE LOS YACIMIENTOS POZO POR POZO
148
ARENA
BT
U SUP
U INF
T SUP
T INF
HOLLIN
SUP
HOLLIN
INF
ARENA
BT
U INF
T SUP
T INF
HOLLÍN
SUP
HOLLÍN
INF
M1
U SUP
ARENA
BT
U INF
T SUP
T INF
HOLLÍN
SUP
HOLLÍN
INF
M1
U SUP
PUCUNA - 01
TOPE
BASE
(pies)
(pies)
8665
8680
9308
9369
9369
9407
9551
9608
9608
9681
9772
9812
9812
10142
PUCUNA - 02
TOPE
BASE
(pies)
(pies)
8668
8676,5
9356
9395
9540
9612
9612
9677
9766
9806
98067
9835
8676,5
8697
9301
9356
PUCUNA - 03
TOPE
BASE
(pies)
(pies)
8638
8655
9327
9380
9520
9579
9579
9654
ESPESOR
(pies)
15
61
38
57
73
40
330
ESPESOR
(pies)
8,5
39
72
65
40
29
20,5
55
ESPESOR
(pies)
17
53
59
75
9745
9803
58
9803
8655
9720
9859
8670
9327
56
15
57
149
Continuación (ANEXO 2.1)
ARENA
BT
U INF
T SUP
T INF
HOLLÍN
SUP
HOLLÍN
INF
M1
U SUP
ARENA
BT
U INF
T SUP
T INF
HOLLÍN
SUP
HOLLÍN
INF
M1
U SUP
ARENA
BT
U SUP
U INF
T SUP
T INF
HOLLÍN
SUP
HOLLÍN
INF
PUCUNA - 04
TOPE
BASE
(pies)
(pies)
8626
8641
9325
9366
9500
9569
9569
9640
9737
ESPESOR
(pies)
15
41
69
71
9777
40
9777
9910
8641
8657
9271
9325
PUCUNA - 05
TOPE
BASE
(pies)
(pies)
8543
8560
9246
9286
9435
9508
9508
9553
133
16
54
9643
ESPESOR
(pies)
17
40
73
45
9686
43
9686
9817
8560
8582
9189
9246
PUCUNA - 06
TOPE
BASE
(pies)
(pies)
8672
8689
9322
9377
9377
9427
9557
9624
9624
9693
131
22
57
ESPESOR
(pies)
17
55
50
67
69
9778
9825
47
9825
9957
132
150
Continuación (ANEXO 2.1)
ARENA
BT
U SUP
U INF
T SUP
T INF
HOLLÍN
SUP
HOLLÍN
INF
ARENA
BT
U SUP
U INF
T SUP
T INF
HOLLÍN
SUP
HOLLÍN
INF
TOTAL
ZONA
ARENA
BT
U SUP
U INF
T SUP
T INF
HOLLÍN
SUP
HOLLÍN
INF
TOTAL
ZONA
PUCUNA - 07
TOPE
BASE
(pies)
(pies)
8523
8546
9153
205
9205
9249
9404
9481
9481
9528
9614
9649
ESPESOR
(pies)
23
52
44
77
47
35
9649
9786,5
137,5
PUCUNA - 08
TOPE(pies) BASE(pies) ESPESOR(pies)
8565
8590
25
9220
9242
22
9242
9306
64
9441
9460
19
9460
9575
115
9673
9706
33
9706
9817
111
8565
9817
389
PUCUNA- 09
TOPE
(pies)
BASE(pies) ESPESOR(pies)
8622
8636
14
9269
9323
54
9323
9360
37
9494
9566
72
9566
9627
61
9722
9768
46
9768
10029
261
8622
10029
545
151
Continuación (ANEXO 2.1)
ARENA
BT
U SUP
U INF
T SUP
T INF
HOLLÍN
SUP
HOLLÍN
INF
TOTAL
ZONA
ARENA
BT
U SUP
U INF
T SUP
T INF
HOLLÍN
SUP
HOLLÍN
INF
TOTAL
ZONA
ARENA
BT
U SUP
U INF
T SUP
T INF
HOLLÍN
SUP
HOLLÍN
INF
TOTAL
ZONA
PUCUNA - 10
TOPE
BASE(pies) ESPESOR(pies)
(pies)
8686
8712
26
9316
9379
63
9379
9424
45
9563
9601
38
9601
9680
79
9776
9819
43
9819
10022
203
8686
10022
497
PUCUNA- 11
TOPE
(pies)
BASE(pies) ESPESOR(pies)
8623,5
8637
13,5
9260
9310
50
9310
9372
62
9505
9540
35
9540
9657
117
9725
9763
38
9763
9970
207
8623,5
9970
PUCUNA -12
BASE
(pies)
TOPE(pies)
8642
8657
9288
9339
9339
9380
9527
9580
9560
9659
522,5
ESPESOR(pies)
15
51
41
33
99
9752
9823
71
9823
10050
227
8642
10050
537
152
Continuación (ANEXO 2.1)
ARENA
BT
U SUP
U INF
T SUP
T INF
HOLLÍN
SUP
HOLLÍN
INF
TOTAL
ZONA
PUCUNA -13
TOPE(pies) BASE(pies) ESPESOR(pies)
8631
8662
31
9281
9338
57
9338
9371
33
9513
9588
75
9588
9651
63
9736
9798
62
9798
9948
150
8631
9948
471
Fuente: Departamento de Yacimientos, EP – PETROECUADOR.
Elaboración: Cristina Agila, Claudia Espinosa.
153
ANEXO 3.1
DISTRIBUCIÓN DE LOS POZOS EN EL CAMPO
Fuente: Estación de producción Pucuna.
154
155
ANEXO 3.2
DIAGRAMAS DE COMPLETACIÓN DE LOS POZOS DEL CAMPO PUCUNA
156
DIAGRAMA DEL POZO
PUCUNA - 01
Fuente: Archivo Técnico. EP- PETROECUADOR.
157
DIAGRAMA DEL POZO
PUCUNA - 02
Fuente: Archivo Técnico. EP- PETROECUADOR.
158
DIAGRAMA DEL POZO
PUCUNA – 03
Fuente: Archivo Técnico. EP- PETROECUADOR.
159
DIAGRAMA DEL POZO
PUCUNA – 04
Fuente: Archivo Técnico. EP- PETROECUADOR.
160
DIAGRAMA DEL POZO
PUCUNA – 05
Fuente: Archivo Técnico. EP- PETROECUADOR.
161
DIAGRAMA DEL POZO
PUCUNA – 06
Fuente: Archivo Técnico. EP- PETROECUADOR.
162
DIAGRAMA DEL POZO
PUCUNA – 07
Fuente: Archivo Técnico. EP- PETROECUADOR.
163
DIAGRAMA DEL POZO
PUCUNA – 08
Fuente: Archivo Técnico. EP- PETROECUADOR.
164
DIAGRAMA DEL POZO
PUCUNA – 09
Fuente: Archivo Técnico. EP- PETROECUADOR.
165
DIAGRAMA DEL POZO
PUCUNA – 10
Fuente: Archivo Técnico. EP- PETROECUADOR.
166
DIAGRAMA DEL POZO
PUCUNA – 11
Fuente: Archivo Técnico. EP- PETROECUADOR.
167
DIAGRAMA DEL POZO
PUCUNA – 12
Fuente: Archivo Técnico. EP- PETROECUADOR.
168
DIAGRAMA DEL POZO
PUCUNA – 13
Fuente: Archivo Técnico. EP- PETROECUADOR.
169
ANEXO 3.3
HISTORIALES DE REACONDICIONAMIENTO DE LOS POZOS DEL CAMPO
PUCUNA
170
POZO: PUCUNA – 01
FECHA DE COMPLETACIÓN:
28 DE MARZO DE 1971
Intervalos Abiertos y pruebas:
-
Hollín: (9814’-9826) (9829’-9834’) (9838’- 9844’); 1000 BFPD 70%BSW,
740 BPPD 20% BSW.
-
“T”: (9637’-9646’); 230 BPPD 5% BSW.
-
“U”: (9390’-9398’); Recuperó 10 Bls de petróleo en 1,5 horas.
W.O # 1 (05-julio-1990): Cementar Hollín, recañonearlo y evaluar T y U.
-
Se cementó U y Hollín (U por equivocación)
-
Cañoneó Hollín de 9814’-9826’ y U de 9390’-9402’.
-
20/06/1990: Hollín, 493 BPPD, 1.5% BSW.
-
20/06/1991: Hollín, 418 BPPD, 0.1% BSW.
-
23/06/1992: Hollín, 353 BPPD, 0.1% BSW.
-
Pozo estuvo fluyendo natural hasta el W.O 2.
W.O # 2
(25-noviembre-1992): Cambio de Completación (Bombeo
Hidráulico)
-
Producir separadamente H, T y U.
-
Tubería de producción se partió sacando, pescó a 4050 pies.
-
09/12/1992: Hollín, 560 BPPD, 0.3% BSW.
-
22/12/1993: Hollín, 540 BPPD, 0.7% BSW.
-
22/01/1994: Hollín, 544 BPPD, 0.4% BSW. Cambio de bomba jet a pistón
-
19/12/1996: Hollín, 472 BPPD, 21% BSW.
-
15/01/1999: Hollín, 223 BPPD, 45% BSW.
W.O # 3 (03-abril-2000): Cambio de completación para poder recuperar
bomba.
-
Sacando se partió la tubería de producción, se dejó en fondo y luego se
recuperó pescado a 9318 pies.
-
16/04/2000: Hollín, 328 BPPD, 55% BSW. Cambio de bomba
171
-
27/12/2000: Hollín, 145 BPPD, 52% BSW. Cambio de bomba
-
11/04/2001: Hollín, 85 BPPD, 93% BSW.
-
06/05/2001: “T”, 399 BPPD, 22% BSW.
-
15/07/2001: “T”, 21 BPPD, 98% BSW. Cambio de bomba
-
17/07/2001: Hollín, 181 BPPD, 86% BSW.
-
27/07/2001: “T”, 38 BPPD, 97% BSW. Cambio de bomba.
W.O # 4 (06-diciembre-2008): Cañoneo y Recañoneo de Hollín, U y T.
-
Sacar completación existente
-
Cañoneó y recañoneo los siguientes intervalos con cargas de alta
penetración 3 ½” PJ Omega 3506:
§
Arenisca “U” (9391’ - 9402’) 11 pies a 5DPP
§
Arenisca “T” (9617´ - 9626´) 9 pies a 5 DPP (intervalo nuevo)
(9634’ – 9650’) 16 pies a 5 DPP
§
Arenisca Hollín (9805’ – 9811’) 6 pies a 5DPP (intervalo
nuevo)
-
Asentar tapón CIBP a 9812,5’ para aislar el intervalo existente en Hollín,
debido a la alta saturación de agua.
-
El resultado del reacondicionamiento fue el siguiente:
FECHA
ARENA
BPPD
BSW (%)
08/12/2008
HOLLÍN
95
12/12/2008
U
10/12/2008
T
68
SIN
APORTE
SIN
APORTE
-
El pozo permaneció cerrado desde el 12 de Diciembre de 2008. En diciembre de
2009, se abrió a producción sin aporte. Se detectó empacadura desasentada, por
lo cual el levantamiento por bombeo hidráulico es completamente ineficaz.
172
W.O # 5 (19-marzo-2011). Abandonar las areniscas de Hollín con CIBP.
Cañonear intervalos propuestos. Bajar completación sencillo selectiva para
los intervalos productores de U, T y Basal Tena.
-
Arena Basal Tena 8670’-8676’ (intervalo nuevo)
-
Arenisca “U” (9391’ - 9402’) (Existente)
-
Arenisca “T” (9617’ - 9626’) (Existente)
(9634’ - 9650’) (Existente).
POZO: PUCUNA – 02
FECHA DE COMPLETACIÓN:
8 DE NOVIEMBRE DE 1987
Intervalos abiertos y pruebas:
-
Hollín principal (9805’-9817’) (12’)
(9817’-9821’) (4’)
-
Hollín secundaria (9792’-9797’) (5’)
-
“T” (9623’-9653’) (30’)
-
“BT” (9379’-9389’) (10’)
PRUEBA
ARENA
MÉTODO
BPPD
BSW (%)
1
Hi
PPH
No fluyó
-
2
Hi+Hs
PPH
2553
2,4
3
T
PPH
1583
1
4
Ui
PPH
120
1
W.O # 1 (30-agosto-1987): Bajar completación de fondo para producir de
arena “T”.
-
Exitoso, no se realiza prueba de producción, pozo queda cerrado hasta
arrancar producción del Campo. Muelen collar flotador.
W.O # 2 (16-noviembre-1992): Bajar completación definitiva para producir
independientemente de Arenas: Hi +Hs, T, Ui, con bombeo hidráulico.
-
Se intenta asentar CIBP a 9825’, queda atrapado a 9819’, se determina
que no existe casing desde 9819’ hacia abajo.
173
-
Se realiza cementación forzada a “Hi + Hs”, se limpia con broca hasta
9823’. CIBP cae al fondo.
-
-
Se realiza tapón balanceado de cemento a “Hi+Hs”. Redisparan:
§
“Hi”
9805’-9814’ (9’)
§
“Hs”
9782’-9797’ (15’)
§
“T” 9628’-9658’ (30’)
§
“U” 9379’-9389’ (10’)
Asienta CIBP a 9816’.
PRUEBA
FECHA
ARENA
MÉTODO
BPPD
BSW (%)
ANTES
20/09/1992
T
PPF
218
1
DESPUÉS
26/12/1992
T
PPH
338
1,5
No se realizó evaluación de arena Hollín y U con taladro, quedó pendiente para
realizarla luego con el fluido motriz del sistema.
W.O # 3 (11-mayo-1997): Recuperar BHA de fondo, por bomba no
recuperable, repunzonar “Hs”, “T” y “Ui”. Evaluar y completar.
-
HLS repunzona con cañones 4 5/8” a 4 DDP los siguientes intervalos:
§
“Hs”
9782’-9797’ (15’)
§
“T” 9628’-9650’ (22’)
§
“U” 9379’-9389’ (10’)
PRUEBA
FECHA
ARENA
MÉTODO
BPPD
BSW (%)
API
ANTES
19/01/1997
T
PPH
128
15,8
30,8
DESPUÉS
15/05/1997
Hi+Hs
PPH
764
11,7
28,6
-
16/05/1997: “Hi+Hs”, 769 BPPD, 11.7%BSW
-
25/06/1997 :“Hi+Hs”, 383 BPPD, 12.1%BSW
-
12/07/1997 :“Hi+Hs”, 303 BPPD, 8.2%BSW
-
20/08/1997 :“Hi+Hs”, 269 BPPD, 7.8%BSW
-
22/09/1997 Swab pesca bomba jet
-
23/09/1997 Prueba de tubería, existe comunicación tubing/casing. Se baja
jet 9A
-
29/09/1997 :“Hi+Hs”, 216 BPPD, 8.6%BSW
174
W.O # 4 (06-noviembre-1997): Cementar Basal Tena. Evaluar con bomba jet
la arena “T” superior. Bajar completación para bombeo hidráulico.
POZO: PUCUNA – 03
FECHA DE COMPLETACIÓN:
14 DE ABRIL DE 1988
Se asienta CIBP @ 9700’, aislando las arenas
Hollín secundaria y Hollín
principal, no aportan.
PRUEBA
FECHA
ARENA
MÉTODO
BPPD
BSW (%)
API
1
07-Abr-88
T
PPF
3725
0,2
35
2
08-Abr-88
Ui
PPF
1478
0,7
28,2
3
10-Abr-88
Us
PPF
594
10
31
W.O # 1
(11-enero-1990): Cementar arena M-1, bajar completación para
producir con bombeo Hidráulico Ti, Ui y Us.
- Trabajo exitoso. Queda produciendo de la arena “T”.
W.O # 2 (03-diciembre-1992): Cambio de completación para producir con
bombeo Hidráulico “Ti”, “Ui” y “Us”.
-
FECHA
ARENA
MÉTODO
BPPD
BSW (%)
API
02-Dic-92
T
PPH
1208
5
31,4
Trabajo exitoso, desplaza bomba jet 10A
W.O # 3 (24-abril-1997): Cambio de completación posible empacadura
desasentada.
PRUEBA
FECHA
ANTES
19-Mar-97
DESPUÉS
30-mar-97
ARENA
MÉTODO
BPPD
BSW (%)
API
CERRADO POR COMUNICACION TUBING/CASING
T
PPH
352
7,9
29
- Trabajo exitoso se recupera 352 BPPD
W.O # 4 (03-mayo-1997): Cambio de completación por comunicación
tubing/casing
175
PRUEBA
FECHA
ARENA
MÉTODO
BPPD
BSW (%)
API
ANTES
20-Abr-97
T
PPH
639
2
29,7
DESPUÉS
07-may-02
T
PPH
857
8,4
29,2
W.O # 5 (01-enero-2003): Cambio de completación por bomba atascada
PRUEBA
FECHA
ANTES
25-Dic-02
DESPUÉS
02-ene-03
ARENA
MÉTODO
BPPD
BSW (%)
API
CERRADO POR BOMBA ATASCADA
T
PPH
371
5
31,9
- Trabajo exitoso, recupera producción
POZO: PUCUNA – 04
FECHA DE COMPLETACIÓN:
-
20 DE FEBRERO DE 1988
Completación original (B. Hidráulico). Se realizó cementación forzada a
Hollín y “T”.
-
Intervalos cañoneados:
§
Hollín (9764’-9776’)
(9786’- 9794’)
§
“T” (9582’- 9600’)
(9542’-9576’)
§
-
“BT” ( 8628’-8644’)
Prueba en Hollín negativa: no fluye al igual que en “T”sup. Por baja
presión.
-
Se cementan nuevamente Hollín y “T”. Se cañonea “T”Sup. Intervalo 9542’9576’, fluye petróleo ligeramente con muy baja presión.
-
Se prueba “BT”. Produce con 100% de agua.
-
Se asientan tapones a 8580’ (U), 8690’ (T) y 9580’ (Hollín).
W.O # 1 (22-marzo-1992): Cementar BT, evaluar T.
-
Se cementó “BT”. Se perforaron tapones: fondo 9838 pies.
176
-
Se cañonea y se prueba Hollín de 9764’-9794’/9800’-9810’. No fluye. Se
abandona con tapón a 9630 pies.
-
Cementó intervalo Abiertos de “Ts”. Cañoneó de 9542’-9564’ / 9596’-9604’.
No fluye.
-
Se asienta CIBP a 8600 pies.
-
Las formaciones productoras, pudieran estar severamente dañadas a
consecuencia de las sucesivas cementaciones a las cuales fueron
sometidas.
W.O # 2 (10-diciembre-2009): Conversión a Re- inyector.
Fue seleccionado como el candidato más adecuado para ser convertido en pozo
inyector, debido a su baja prospectividad productiva. El registro a hueco abierto
mostró que Hollín Inferior estaba totalmente saturada de agua, y a nivel
estructural de Hollín los pozos vecinos presentaron características similares en
cuanto a saturación de agua. Por lo que se realizó el
procedimiento para
convertirlo en pozo reinyector.
POZO: PUCUNA – 05
FECHA DE COMPLETACIÓN:
28 DE MAYO DE 1989
Intervalos abiertos y pruebas:
-
Arena “Hi”
-
Arena “T”
(9510’ – 9528’)
-
Arena “U”
(9222’ – 9228’)
(9703’ – 9718’)
(9251’ – 9256’)
(9266’ – 9272’)
PRUEBA
ARENA
MÉTODO
BPPD
BSW (%)
1
Hi
FN
700
0,7
2
T
FN
967
0,5
3
U
FN
209
0,8
W.O # 1 (29-enero-1990): Bajar completación de fondo para producir arena
“T”
-
Circulan a 9646’. Corren registros de control de corrosión.
177
-
Bajan completación para producir “T”.
-
Pozo queda abierto para producir de la arena “T”.
W.O # 2 (01-agosto-1991): Bajar completación para producir de arena Hollín
-
Perforan CIBP a 9650’, Bajan completación para producir a flujo natural.
PRUEBA
FECHA
ARENA
MÉTODO
BPPD
BSW (%)
API
ANTES
29-Jul-91
T
FN
221
0,1
35
DESPUÉS
10-ago-91
T
FN
501
0,2
35,1
-
Trabajo exitoso queda fluyendo de Hollín principal.
W.O # 3 (23-noviembre-1992): Bajar completación para producir por bombeo
hidráulico de las arenas Hi, T, U,
-
Circulan a 9742’
-
Bajan completación con cavidad National (48’’)
PRUEBA
FECHA
ARENA
MÉTODO
BPPD
BSW (%)
API
ANTES
24-Jul-92
Hi
FN
562
0,1
28,5
DESPUÉS
24-dic-92
Hi
PPH
1183
23
W.O # 4 (25-abril-1993): Cementación forzada a “Hi” para disminuir corte de
agua
-
Punzonan a 4DPP con cañones de 4’’ el siguiente intervalo:
§
Arena “Hi”
§
Arena “T”
PRUEBA
FECHA
ANTES
9-Mar-93
DESPUÉS
25-abr-93
-
(9703’ – 9711’)
(9410’ – 9420’)
ARENA
MÉTODO
BPPD
BSW (%)
API
16
25
CERRADO
Hi
PPH
705
Trabajo exitoso se logra reducir el corte de agua al 16%, y se recupera
705 BPPD.
W.O # 5 (21-octubre-2001): Cambio de BHA por comunicación tubing/casing
178
-
Redisparar intervalos de “Hi”: 9703’ – 9711’ a 4DPP.
PRUEBA
FECHA
ANTES
7-Jul-01
DESPUÉS
06-nov-01
ARENA
MÉTODO
BPPD
BSW (%)
API
46,2
31,2
CERRADO
Hi
PPH
202
Trabajo satisfactorio, se recupera 202 BPPD.
W.O # 6 (13-julio-2005): Cambio de completación por Std-valve atascado
-
Realizan estimulación a la formación con solvente.
-
Bajan BHA de producción power oil con cavidad Nacional hasta 9711’.
PRUEBA
FECHA
ANTES
5-Jul-05
DESPUÉS
17-Jul-05
ARENA
MÉTODO
BPPD
BSW (%)
API
CERRADO POR STD-VALVE ATASCADO
Hi
PPH
316
55,9
27,3
W.O # 7 (24-julio-2007): Cambio de BHA por comunicación tubing-casing.
-
Sacan BHA+ empacaduras salen friccionando CSG.
-
Arman y bajan BHA definitivo para Power Oil , existe comunicación TBGCSG
-
Asientan PKS FH @ 9607’, 9410’, 9088’ y PKR Arrow @ 8299’ , prueban.
OK
-
Realizan prueba de admisión “Hinf” con 1500 psi, presión cae 700 psi/min.
-
Desplazan bomba JET a cavidad Nacional @ 8205’.
-
Trabajo no exitoso, no se logra recuperar la producción anterior al WO.
Hollín con 129 BPPD y 47% de BSW.
W.O # 8 (11-septiembre-2009): Evaluación y pruebas de restauración de
presión en los intervalos productores (TRABAJO SIN TORRE)
POZO: PUCUNA – 06
FECHA DE COMPLETACIÓN:
Intervalos abiertos y pruebas:
-
“Hi” (9837’- 9844’)
(9852’ - 9856’)
29 DE MARZO DE 1989
179
-
“Hs” (9797’- 9816’)
-
“T” (9626’- 9630’)
(9638’ - 9656’)
-
“U” (9396’- 9414’)
PRUEBA
ARENA
MÉTODO
BPPD
BSW (%)
1
Hi
FN
615
0,8
2
Hs
PISTONEO
238
1
3
T
FN
574
1
4
U
PISTONEO
446
0,5
W.O # 1 (31-agosto-1990): Cementación forzada a Hollín, redisparar: (9837’9844’) (7’) y (9848’ - 9852’) (4’).
-
Corren registros de control de cemento. Punzonar a 4 DPP con cañones 4”
el intervalo descrito.
-
Evalúan arena Hollín con resultados positivos.
PRUEBA
ARENA
MÉTODO
BPPD
BSW (%)
ANTES
HOLLÍN
FN
284
60
DESPUÉS
HOLLÍN
FN
440
0,3
W.O # 2 (28-octubre-1992): Cambio de completación para producir con
bombeo hidráulico.
-
Circulan 9872’. Bajan completación definitiva con cavidad National 3”X 48”.
PRUEBA
ARENA
MÉTODO
BPPD
BSW (%)
ANTES
HOLLÍN
FN
139
0,1
DESPUÉS
HOLLÍN
PPH
628
14,7
W.O # 3 (10-enero-1994): Cambio de completación para recuperar bomba
tipo pistón.
-
Bajan completación de evaluación y evalúan arena Hollín con bomba jet:
BFPD =1220, BPPD= 603, BSW= 50,6%.
-
Realizan tratamiento antiincrustante.
-
Cierran el pozo por 12 horas
-
Bajan completación definitiva con cavidad National.
180
PRUEBA
ARENA
MÉTODO
ANTES
DESPUÉS
BPPD
BSW (%)
CERRADO
HOLLÍN
PPH
589
42,9
W.O # 4 (27-diciembre-1995): Cementación forzada a “Hi’, repunzonar,
evaluar “T”, “U”, “Hi”, camisa de “Hi” no se puede cerrar.
-
Punzonan “Hi” a 4DPP (9837’-9844’)
-
Repunzonan arena “T” a 4 DPP (9626’-9630’) (4’)
(9638’-9656’) (18’)
-
No exitoso, arena “Hi” se conifica de agua.
-
Arena “T” durante la evaluación con taladro no aportó.
PRUEBA
ARENA
ANTES
MÉTODO
BPPD
BSW (%)
CERRADO BSW 100%
DESPUÉS
U
PPH
235
21
W.O # 5 (13-junio-2005): Aislar “Hi” con CIBP. Repunzonar “Hs”: 9797’- 9816’
(19’) a 5DPP. Evaluar. Completar para B.H. alternativa 1: Evaluar arenas “U”
y “T”. Repunzonar de ser necesario.
-
Se corre registro casing: CAST-V, GR-CCL desde 9821’- 7821’.
-
Bajan completación para BH con cavidad 2 7/8”” Oil Master y 2 packers
Arrow.
PRUEBA
ARENA
ANTES
MÉTODO
BPPD
BSW (%)
CERRADO
DESPUÉS
U
PPH
51
29
DESPUÉS
U+T
PPH
58
60
-
No exitoso. Se evalúan arenas “U” y “T” con unidad MTU con bajo aporte.
-
Pozo queda cerrado.
W.O # 6 (19-octubre-2005): Sacar tubería de producción.
-
Sacan 3 ½ ” tubería de producción P-Oil. Sale buena.
-
Asientan tapón CIBP a 9300’. Queda un tubo 3 ½”colgado.
181
W.O # 7 (15-septiembre-2009):
-
Se realiza el reacondicionamiento sin torre , por lo cual no se tienen datos
W.O # 8 (12-abril-2011): Correr registro de saturación, repunzonar arena
Basal Tena, evaluar con Build up. Diseñar completación de acuerdo con los
resultados.
-
Disparar intervalo nuevo en la arenisca Basal Tena: 8679’ – 8695’ con
cargas de alta penetración.
-
Bajar completación para bombeo hidráulico y evaluar con bomba jet.
Trabajo exitoso, bajan completación hidráulica en Tubing 2 7-8 clase A para
arenas BT y U. incrementa la producción en +/- 100 barriles.
POZO: PUCUNA – 07
FECHA DE COMPLETACIÓN:
30 DE SEPTIEMBRE DE 1991
Intervalos abiertos y pruebas:
-
Arena “Ui”
(9210’ – 9228’)
ARENA
MÉTODO
BPPD
BSW (%)
API
Ui
FN
283
0
29,5
W.O # 1 (28-diciembre-1992): Bajar completación con bombeo hidráulico de
“Ui”.
-
PRUEBA
ARENA
MÉTODO
BPPD
BSW
1
Ui
PPH
1307
1
Trabajo exitoso.
W.O # 2 (31-diciembre-1996): Cambio de completación, bomba no
recuperable por recirculación, ni pesca.
PRUEBA
ANTES
DESPUÉS
ARENA
MÉTODO
BPPD
BSW
CERRADO, BOMBA NO RECUPERABLE
Ui
PPH
705
0,3
182
-
Exitoso se recupera la producción en 700 BPPD.
W.O # 3 (15-julio-2003): Fracturamiento hidráulico a la arena “Ui”
-
Recañonean arena “Ui” (9210’- 9228’) a 6 DPP
-
Realizan Fracturamiento con 432,6 bls de Elastrafrac al 3,5%.
PRUEBA
ARENA
MÉTODO
BPPD
BSW
ANTES
Ui
PPH
307
0,65
DESPUÉS
Ui
PPH
196
9,6
W.O # 4 (12-septiembre-2003): Cambio de completación por pescado de
herramientas de Swab de Cía. Triboilgas.
-
Bajan completación definitiva para bombeo hidráulico con cavidad oil
master
-
Realizan prueba de producción a la estación
PRUEBA
ARENA
MÉTODO
BPPD
BSW
ANTES
Ui
PPH
207
2,8
DESPUÉS
Ui
PPH
158
3,65
W.O # 5 (22-octubre-2005): cambio de completación por pescado de
herramientas de wireline de Cia. Petrotech.
-
Trabajo satisfactorio el pozo recupera producción.
W.O # 6 (23-septiembre-2006): Cambio de completación por taponamiento en
tubería ranurada y estimulación matricial a la arena U inferior.
-
Trabajo exitoso se incrementa la producción en +/- 150 barriles netos.
POZO: PUCUNA – 08
FECHA DE COMPLETACIÓN:
27 DE AGOSTO DE 1993
Completación Original (Bombeo hidráulico). PF: 9814 pies. Hollín sin buena
cementación.
183
Intervalos abiertos:
-
Hollín (9719’-9736’)
-
“Ti” (9507’ -9570’)
-
“Ui” (9241’-9272’)
Pruebas: Hollín 100% BSW, Usup. 576 BPPD, 15% BSW.
Ti. 358 BPPD, 20% BSW y 28,7°API.
-
Se abandona Hollín con tapón a 9688 pies.
-
29-11-1993 Tinf. 584 BPPD 4.6 % BSW.
-
17-12-1994 Tinf. 191 BPPD 4.3% BSW.
-
17-01-1995 Tinf. 181 BPPD 5% BSW.
-
06-02-1995 Usup. 179 BPPD 4.9 % BSW.
-
08-03-1995 cerrado.
W.O # 1 (11-septiembre-1995): Se repara comunicación casing -tubing.
-
03-10-1995: Tinf. 471 BPPD, 0.6% BSW.
-
26.11-1996: Tinf. 153 BPPD, 7% BSW.
-
24-12-1996 cerrado
W.O # 2 (05-enero-1997): Se repara comunicación casig-tubing: Tinf+Usup.
220 BPPD, 6.8% BSW.
-
27-01-1998: Tinf+Usup. 184 BPPD, 7% BSW.
-
15-04-1998: Tinf+Usup.172 BPPD, 4.4% BSW.
-
11-01-1999: Tinf+Usup. 116BPPD, 8.2% BSW.
-
11-06-1999: Tinf+Usup. 44 BPPD, 9% BSW.
-
04-07-1999: Bajo aporte, prueba de estimulación.
-
23-07-1999: Tinf. 146 BPPD, 3.8% BSW.
-
14-09-1999: “T” 220 BPPD 1.6% BSW.
-
13-05-2000: Tinf. 39 BPPD, 10.6% BSW.
-
08-06-2000: Tinf. 101 BPPD, 6.1% BSW.
-
22-06-2000 cerrado
184
-
31-02-2002 Trabajo inconcluso para reparar comunicación y AAA en “Us”.
W.O # 3 (09-agosto-2003): Se repara comunicación casig-tubing. Se
recañonea “Us”. y se AAA, 9298'-9304':
-
Usup. 547 BPPD 5% BSW..
-
18-08-2003: Usup. No produce
-
21-08-2003: Tinf. 111 BPPD, 21% BSW.
-
23-05-2004: Tinf. 38 BPPD, 23% BSW.
-
30-05-2004 :Cerrado por bajo aporte
-
07-07-2005: se prueba Tinf. Con sistema Power Oil.
-
13-07-2005 : Tinf. 188 BPPD, 1% BSW.
-
06-12-2005: Tinf. 40 BPPD, 22% BSW.
-
08-12-2005: se adiciona Usup.
-
23-12-2005: Tinf+Usup. 64 BPPD, 15% BSW.
-
02-09-2006: Tinf+Usup. 109 BPPD, 11% BSW.
W.O # 4 (17-octubre-2006): Se dejó pez a 300 pies ( W.O. no documentado.)
-
02-10-2007 sin línea de flujo
W.O # 5 (29-septiembre-2007): Tinf: 47 BPPD 51% BSW. (Produce ctk con
unidad mtu).
W.O # 6 (24-noviembre-2008): Realizar trabajo de reacondicionamiento con
torre al pozo Pucuna-08, previa verificación de la calidad del cemento en los
intervalos de interés: Basal Tena, U y T.
-
Bajar tapón CIBP para asegurar aislamiento de Hollín (9590').
-
Disparar el siguiente intervalo nuevo en la Arenisca Ts (9448'-9453' 5
DPP). En la arenisca Ti, redisparar (9510' - 9514').
-
Bajar tapón a 9516' para aislar intervalos de T inf que tienen alta saturación
de agua.
185
-
Bajar completación sencilla selectiva para bombeo hidráulico para las
areniscas U, “Ts” y “Ti”.
-
Resultados positivos del Reacondicionamiento: Tsup (intervalo nuevo): 480
BFPD / BSW 0.2% / 479 BOPD/ 43.6º API.
POZO: PUCUNA – 09
FECHA DE COMPLETACIÓN:
12 DE SEPTIEMBRE DE 1993
Intervalos abiertos y pruebas:
Hollín 9786-9807, T: 9583-9608, U: 9303-9310 y BT: 623-35 pies.
- 25/12/1993 Hollín 81 BPPD y 97% BSW.
- 13/01/1994
BT 75 BPPD y 90% BSW.
Se estuvo abriendo y cerrando ambas arenas, con alta producción de agua.
W.O # 1 (20-junio-1994): Se probó Basal Tena= 100% BSW. Se cementó
Hollín y T, se recañoneo Hollín de 9786’-9800’ y 9737’-9744’. Se recañoneo
T de 9541’-9562’ y 9583’-9608’.
- 06/07/1994 Hollín 509 BPPD con 9%BSW.
- 06/06/1996 Hollín 578 BPPD con 22%BSW.
- 04/06/1997 Hollín 426 BPPD con 25%BSW.
- 11/01/1998 Hollín 145 BPPD con 81%BSW.
- 11/02/1998 T 258 BPPD con 31%BSW.
W.O # 2 (25-marzo-1998): Se repara comunicación casing/tubing. Se aísla
Hollín con CIBP a 9650 pies. Se evaluó BT con 82 BPPD y 83% BSW.
- 18/05/1998
T 133 BPPD con 15% BSW.
- 22/07/1998 U+T 287 BPPD con 6% BSW.
- 03/07/1999 U+T 130 BPPD con18% BSW.
- Sin reportes de producción hasta próximo workover
186
W.O # 3 (16-abril-2000): Se saca Completación para recuperar bomba
atascada.
- 16/06/2000 U+T 141 BPPD con 17% BSW.
- 28/06/2000
T 172 BPPD con 10% BSW.
- 19/04/2001
T 136 BPPD con 10% BSW.
- 02/05/2001
T No aporta.
- Sin reportes de producción hasta próximo workover
W.O
#
4
(13-diciembre-2000):
Sacan
Completación
para
reparar
comunicación tubing/casing
- 26/12/2004 U+T 39 BPPD con 47% BSW.
- 04/01/2005 U+T 14 BPPD con 48% BSW.
W.O # 5 (11-diciembre-2005): Se recupera tubería de producción y se deja
CIBP a 8400’
W.O # 6 (5-diciembre-2008):
- Correr registro de saturación de hidrocarburos (carbón-oxígeno), para
realizar ajuste del diseño propuesto para cañoneo en los intervalos de
interés.
- Cañonear y Recañonear con wireline los siguientes intervalos, definidos
luego de la interpretación y resultados de los registros corridos:
§
Arenisca¨Basal Tena¨ (8621’ - 8635’) 14 pies a 5dpp.
§
Arenisca “T sup” (9538’ – 9562’) 24 pies a 5 dpp.
§
Arenisca “T inf” (9582’ – 9607’) 25 pies a 5dpp.
- Bajar completación sencillo selectiva para los intervalos productores, para
bombeo hidráulico.
187
POZO: PUCUNA – 10
FECHA DE COMPLETACIÓN:
12 DE DICIEMBRE DE 1993
Intervalos abiertos y pruebas:
Pruebas Hollín 857 BPPD con 30% BSW (9831’-9848’), “T” 672BPPD con 40%
BSW, (9625’-9656’) y “U” 1.016 BPPD con 17% BSW (9344’-9362’)
- 07/01/1994 Hollín 148 BPPD con 84% BSW.
- 19/01/1994 “T” 116 BPPD con 90% BSW.
- 19/02/1994 “U” 128 BPPD con 1% BSW.
- 01/08/1994 “U” 106 BPPD con 0.1% BSW.
- 11/09/1995 Cerrado.
W.O # 1 (05-octubre-1995): Cambio de Completación por cavidad mala.
Cementación forzada Hollín. Evaluar “U” y “T”
- Se cementó Hollín y se cañoneo de 9831’-9843’.
- Abrió intervalos adicionales en “U” de 9331’-9338’.
- 07/11/1995 “U” 362 BPPD con 14% BSW.
- 01/06/1996 “U” 176 BPPD con 15% BSW.
- 06/07/1996 Hollín 144 BBPD con 10% BSW.
- 18/12/1996 Hollín 241 BPPD con 16% BSW.
- 04/02/1997 “U” 156 BPPD con 43% BSW.
- 18/02/1997 Hollín 312 BPPD con 17% BSW.
- 09/08/1998 Hollín 281 BPPD con 4% BSW.
W.O # 2 (03-septiembre-1998): Cambio de completación por daño en
cavidad.
- Quedó produciendo de Hollín.
- 12/11/1998 Hollín 163 BPPD con 4% BSW.
- Bomba atascada.
W.O # 3 (27-marzo-2000): Bomba atascada.
- Pozo cerrado desde Dic.1998. Quedó produciendo de Hollín.
188
- 09/04/2000 Hollín 223 BPPD con 81% BSW.
- 16/04/2000 “U” 224 BPPD con 4% BSW.
- 13/04/2001 “U” 324 BPPD con 0.6% BSW.
- 14/05/2002 “U” 368 BPPD con 0.6% BSW.
- 15/05/2003 “U” 209 BPPD con 53% BSW.
- 25/06/2003 “U” 19 BPPD con 96% BSW.
W.O # 4 (04-agosto-2003): Bomba atascada
- Prueban “U” con 30 BPPD y 94% BSW. Pozo quedo cerrado. (Salinidad no
corresponde a U)
W.O # 5 (11-noviembre-2008): Para reactivación de pozo
- Completado sencillo selectivo en las areniscas ¨T¨ y ¨U¨.
- Evaluación de producción con MTU mostró 253 BPPD y 19% de BSW en
¨T¨, y 171 BPPD y 11% de BSW de ¨U¨.
W.O # 6 (28-febrero-2009): Recuperar Standing valve atascado
- Recuperar sarta de producción y extraer standing valve atascado
- Volver a bajar la sarta de completación sencilla selectiva en "U" y "T".
- Reiniciar evaluación con unidad MTU la arenisca "T".
POZO: PUCUNA – 11
FECHA DE COMPLETACIÓN:
24 DE FEBRERO DE 1994
Intervalos abiertos:
- Arena “H”
(9779’ – 9802’) @ 4 DPP
- Arena “T”
(9580’ – 9610’) @ 4 DPP
- Arena “U inferior”
W.O # 1
(9327’ – 9348’) @ 4 DPP
(22-agost-2005): Cementación forzada a “H”, redisparar “H”,
evaluar “T” y “U”
189
PRUEBA
FECHA
ARENA
ANTES
DESPUÉS
MÉTODO
BPPD
BSW (%)
API
28
28,2
CERRADO
27-Agost-95
H
PPH
584
W.O # 2 (29-noviembre-1995): Cementación forzada a ‘’H’’, redisparar
evaluar, cambio de completación por empacadura desasentada
PRUEBA
FECHA
ARENA
ANTES
DESPUÉS
MÉTODO
BPPD
BSW (%)
API
15,5
27
CERRADO
10-Nov-95
H
PPH
520
W.O # 3 (23-febrero-1996): Cambio de completación por bomba no
recuperada hidráulicamente ni por pesca. Aislar la arena Hollín con CIBP.
PRUEBA
FECHA
ARENA
ANTES
DESPUÉS
MÉTODO
BPPD
BSW (%)
API
8,6
29,5
CERRADO
26-Feb-96
U
PPH
371
W.O # 4 (28-marzo-2003): Fracturamiento hidráulico en la arenisca ‘’U’’.
PRUEBA
FECHA
ARENA
ANTES
07-Jul-02
U
DESPUÉS
31-Mar-03
U
MÉTODO
BPPD
BSW (%)
API
PACKER DESASENTADO
PPH
503
18
31
W.O # 5 (17-febrero-2004): Cambio de completación por bomba jet atascada.
PRUEBA
FECHA
ARENA
MÉTODO
BPPD
BSW (%)
API
ANTES
24-Ene-04
U
PPH
201
1,47
31
DESPUÉS
27-Feb-04
U
PPH
215
8,12
30,4
W.O # 6 (19-diciembre-2004): Cambio de completación por arenamiento de
pozo, evaluar arena “U”.
PRUEBA
FECHA
ARENA
MÉTODO
BPPD
BSW (%)
API
ANTES
08-Sep-04
U
PPH
23
8
31
DESPUÉS
22-Dic-04
U
PPH
273
36,65
31
W.O # 7 (26-mayo-2005): Cambio de completación por stanting valve
atascado.
190
POZO: PUCUNA – 12
FECHA DE COMPLETACIÓN:
05 DE OCTUBRE DE 1994
Intervalos abiertos:
- Arena “T sup” (9584’ – 9590’)
(9598’ – 9602’)
- Arena “T inf”
(9606’ – 9614’)
- Arena “H inf”
(9809’ – 9818’)
Se obtuvo mediante pruebas iniciales resultados en la arena T con una
producción de 1.188 BPPD y en la arena Hollín con una producción de 1.740
BPPD.
W.O # 1 (05-junio-1995):
- Cambio de completación (pescado: bomba National) y evalúan Hinf y Tsup
y Tinf.
- Realizan tratamiento ácido a T con 750 gls de HCl, evaluaron nuevamente.
ARENA
BFPD
BPPD
%BSW
Ts+Ti
384
307
20
Hollín
672
470
30
W.O # 2 (19-julio-1995):
- Cambio de completación por bomba atascada.
- Realizan tubing punch @ 9110’, sacan completación y bajan completación
de producción similar.
ARENA
BFPD
BPPD
%BSW
Ts+Ti
-
536
3
W.O # 3 (24-abril-1997):
- Cambio de completación por bomba no recuperable
- Aíslan Hinf con CIBP a 9710’.
- Cañonear intervalo 9314’-9325’ en Usup.
191
ARENA
BFPD
BPPD
%BSW
Ts+Ti
-
236
4,2
W.O # 4 (29-agosto-1998):
- Cambio de completación por daño en cavidad, se produce por bomba
pistón 2 1/2" x48"
ARENA
BFPD
BPPD
%BSW
Ts+Ti
-
318
1,6
W.O # 5 (30-marzo-2002):
- Sin información. Solo se dispone del diagrama mecánico.
W.O # 6 (16-diciembre-2009):
- Extraer completación existente.
- Acondicionar pozo para recañonear intervalos existentes en las areniscas
U y T.
- Bajar completación sencilla selectiva para bombeo hidráulico tipo Jet.
POZO: PUCUNA – 13
FECHA DE COMPLETACIÓN:
31 DE MARZO DE 1994
Intervalos abiertos y pruebas:
-
Hollín (9753’-9762’) (9771’-9778’); 72 BFPD con 100%BSW.
-
“T” (9589’-9603’) (9611’-9618’); 552 BFPD con 100%BSW.
-
“U” (9340’-9350’); 96 BPPD con 56%BSW.
- 12/06/1996 “U” 136 BPPD con 2.2%BSW.
- 16/06/1996 “T” 105 BPPD con 29% BSW.
W.O # 1
(27-mayo-1997): Cambió
desasentada, aislar Hollín.
de completación por empacadura
192
- Recañoneo con TCP “T” y “U”. Abrió intervalo adicional en “U” 9318’9330’.
- Asentó tapón a 9.700 pies.
- 28/05/1997 “UT” 23 BPPD con 86% BSW.
- 12/06/1997 “UT” 20 BPPD con 7,5 % BSW.
- 14/06/1997 Cerrado por bajo aporte.
- 15/12/1997 “U” 448 BPPD con 0.6% BSW.
- 07/01/1998 Cerrado por bajo aporte
PRUEBA
ARENA
BFPD
BPPD
BSW(%)
1
T
192
29
85
2
U
72
35
51
3
U
48
0
100
4
T
72
48
33
W.O # 2 (06-marzo-2009): Pozo cerrado desde enero 1998 por bajo aporte de
producción.
-
Verificar la calidad del cemento en los intervalos de interés: Basal Tena, U
y T.
-
Correr registro de saturación de hidrocarburos (carbón-oxígeno), para
realizar ajuste del diseño propuesto para cañoneo en el intervalo de
interés.
-
Recañonear intervalos propuestos:
§
Arenisca Basal Tena: 8636’-8642’ NUEVO 5dpp
§
Arenisca “Tsup”: 9548’–9558’
NUEVO 5dpp
§
Arenisca
recañoneo
“Tinf”:
9589’–9602’
5dpp/
9611’–9618’
recañoneo 5dpp
-
Bajar completación sencilla selectiva para los intervalos productores, y
realizar la evaluación con Unidad Móvil de Evaluación (MTU).
193
ANEXO 3.4
MAPAS DE LAS ARENAS NETAS PETROLÍFERAS DE LAS ARENAS DEL
CAMPO PUCUNA
194
Mapa de la arena neta petrolífera para la Formación Basal Tena
Fuente: Estudio realizado por CET para Suelopetrol
195
Mapa de la arena neta petrolífera para la Arenisca U Superior
Fuente: Estudio realizado por CET para Suelopetrol
196
Mapa de la arena neta petrolífera para la Arenisca U Inferior (lente superior)
Fuente: Estudio realizado por CET para Suelopetrol
197
Mapa de la arena neta petrolífera para la Arenisca U Inferior (lente inferior)
Fuente: Estudio realizado por CET para Suelopetrol
198
Mapa de la arena neta petrolífera para la Arenisca T Superior
Fuente: Estudio realizado por CET para Suelopetrol.
199
Mapa de la arena neta petrolífera para la Arenisca T Inferior (lente superior)
Fuente: Estudio realizado por CET para Suelopetrol
200
Mapa de la arena neta petrolífera para la Arenisca T Inferior (lente medio)
Fuente: Estudio realizado por CET para Suelopetrol
201
Mapa de la arena neta petrolífera para la Arenisca T Inferior (lente inferior)
Fuente: Estudio realizado por CET para Suelopetrol
202
Mapa de la arena neta petrolífera para la Formación Hollín Superior
Fuente: Estudio realizado por CET para Suelopetrol
203
Mapa de la arena neta petrolífera para la Formación Hollín Inferior
Fuente: Estudio realizado por CET para Suelopetrol
204
ANEXO 4.1
RESULTADOS DEL SOFTWARE CLAW PUMP PARA EL POZO PUCUNA 01
Fuente: SERTECPET. Software Claw Pump.
Elaboración: Cristina Agila, Claudia Espinosa.
Selección de la bomba. Pozo Pucuna- 01.
20
5
Fuente: SERTECPET. Software Claw Pump.
Elaboración: Cristina Agila, Claudia Espinosa
Curva IPR. Pozo Pucuna- 01.
20
6
Fuente: SERTECPET. Software Claw Pump.
Elaboración: Cristina Agila, Claudia Espinosa.
Análisis Nodal. Pozo Pucuna- 01.
20
7
208
ANEXO 4.2
RESULTADOS DEL SOFTWARE CLAW PUMP PARA EL POZO PUCUNA 03
Fuente: SERTECPET. Software Claw Pump.
Elaboración: Cristina Agila, Claudia Espinosa
Selección de la bomba. Pozo Pucuna- 03.
20
9
Fuente: SERTECPET. Software Claw Pump.
Elaboración: Cristina Agila, Claudia Espinosa.
Curva IPR. Pozo Pucuna- 03.
21
0
211
ANEXO 4.3
RESULTADOS DEL SOFTWARE CLAW PUMP PARA EL POZO PUCUNA 05
Fuente: SERTECPET. Software Claw Pump.
Elaboración: Cristina Agila, Claudia Espinosa.
Selección de la bomba. Pozo Pucuna- 05.
21
2
Fuente: SERTECPET. Software Claw Pump.
Elaboración: Cristina Agila, Claudia Espinosa.
Curva IPR. Pozo Pucuna- 05.
21
3
214
ANEXO 4.4
RESULTADOS DEL SOFTWARE CLAW PUMP PARA EL POZO PUCUNA 06
Fuente: SERTECPET. Software Claw Pump.
Elaboración: Cristina Agila, Claudia Espinosa.
Selección de la bomba. Pozo Pucuna- 06.
21
5
Fuente: SERTECPET. Software Claw Pump.
Elaboración: Cristina Agila, Claudia Espinosa.
Curva IPR. Pozo Pucuna- 06.
21
6
Fuente: SERTECPET. Software Claw Pump.
Elaboración: Cristina Agila, Claudia Espinosa
Análisis Nodal. Pozo Pucuna- 06.
21
7
218
ANEXO 4.5
RESULTADOS DEL SOFTWARE CLAW PUMP PARA EL POZO PUCUNA 07
Fuente: SERTECPET. Software Claw Pump.
Elaboración: Cristina Agila, Claudia Espinosa.
Selección de la bomba. Pozo Pucuna- 07.
21
9
Fuente: SERTECPET. Software Claw Pump.
Elaboración: Cristina Agila, Claudia Espinosa.
Curva IPR. Pozo Pucuna- 07.
22
0
221
ANEXO 4.6
RESULTADOS DEL SOFTWARE CLAW PUMP PARA EL POZO PUCUNA 08
Fuente: SERTECPET. Software Claw Pump.
Elaboración: Cristina Agila, Claudia Espinosa.
Selección de la bomba. Pozo Pucuna- 08.
22
2
Fuente: SERTECPET. Software Claw Pump.
Elaboración: Cristina Agila, Claudia Espinosa.
Curva IPR. Pozo Pucuna- 08.
22
3
Fuente: SERTECPET. Software Claw Pump.
Elaboración: Cristina Agila, Claudia Espinosa.
Análisis Nodal. Pozo Pucuna- 08.
22
4
225
ANEXO 4.7
RESULTADOS DEL SOFTWARE CLAW PUMP PARA EL POZO PUCUNA 09
Fuente: SERTECPET. Software Claw Pump.
Elaboración: Cristina Agila, Claudia Espinosa.
Selección de la bomba. Pozo Pucuna- 09.
22
6
Fuente: SERTECPET. Software Claw Pump.
Elaboración: Cristina Agila, Claudia Espinosa.
Curva IPR. Pozo Pucuna- 09.
22
7
Fuente: SERTECPET. Software Claw Pump.
Elaboración: Cristina Agila, Claudia Espinosa.
Análisis Nodal. Pozo Pucuna- 09.
22
8
229
ANEXO 4.8
RESULTADOS DEL SOFTWARE CLAW PUMP PARA EL POZO PUCUNA 10
Fuente: SERTECPET. Software Claw Pump.
Elaboración: Cristina Agila, Claudia Espinosa.
Selección de la bomba. Pozo Pucuna- 10.
23
0
Fuente: SERTECPET. Software Claw Pump.
Elaboración: Cristina Agila, Claudia Espinosa.
Curva IPR. Pozo Pucuna- 10.
23
1
Fuente: SERTECPET. Software Claw Pump.
Elaboración: Cristina Agila, Claudia Espinosa.
Análisis Nodal. Pozo Pucuna- 10.
23
2
233
ANEXO 4.9
RESULTADOS DEL SOFTWARE CLAW PUMP PARA EL POZO PUCUNA 11
Fuente: SERTECPET. Software Claw Pump.
Elaboración: Cristina Agila, Claudia Espinosa.
Selección de la bomba. Pozo Pucuna- 11.
23
4
Fuente: SERTECPET. Software Claw Pump.
Elaboración: Cristina Agila, Claudia Espinosa.
Curva IPR. Pozo Pucuna- 11.
23
5
Fuente: SERTECPET. Software Claw Pump.
Elaboración: Cristina Agila, Claudia Espinosa.
Análisis Nodal. Pozo Pucuna- 11.
23
6
237
ANEXO 4.10
RESULTADOS DEL SOFTWARE CLAW PUMP PARA EL POZO PUCUNA 12
Fuente: SERTECPET. Software Claw Pump.
Elaboración: Cristina Agila, Claudia Espinosa.
Selección de la bomba. Pozo Pucuna- 12.
23
8
Fuente: SERTECPET. Software Claw Pump.
Elaboración: Cristina Agila, Claudia Espinosa.
Curva IPR. Pozo Pucuna- 12.
23
9
240
ANEXO 4.11
RESULTADOS DEL SOFTWARE CLAW PUMP PARA EL POZO PUCUNA 13
Fuente: SERTECPET. Software Claw Pump.
Elaboración: Cristina Agila, Claudia Espinosa.
Selección de la bomba. Pozo Pucuna- 13.
24
1
Fuente: SERTECPET. Software Claw Pump.
Elaboración: Cristina Agila, Claudia Espinosa.
Curva IPR. Pozo Pucuna- 13.
24
2
Fuente: SERTECPET. Software Claw Pump.
Elaboración: Cristina Agila, Claudia Espinosa.
Análisis Nodal. Pozo Pucuna- 13.
24
3
244
ANEXO 5.1
PRODUCCIÓN PROMEDIA DIARIA DE FLUIDOS DE LOS POZOS DEL
CAMPO PUCUNA (2009-2011)
245
FECHA
POZO PUCUNA - 01
ARENA
BFPD BPPD BAPD BSW (%)
09/04/2011
11/04/2011
23/04/2011
24/05/2011
26/05/2011
05/06/2011
23/06/2011
T
T
T
T
BASAL TENA
T
T
FECHA
ARENA
06/01/2009
14/01/2009
26/01/2009
31/01/2009
03/02/2009
07/02/2009
13/02/2009
16/02/2009
18/02/2009
26/02/2009
06/03/2009
16/03/2009
20/03/2009
24/03/2009
26/03/2009
02/04/2009
25/04/2009
09/05/2009
24/05/2009
01/06/2009
08/06/2009
16/06/2009
23/06/2009
04/07/2009
10/07/2009
14/07/2009
31/07/2009
04/08/2009
09/08/2009
15/08/2009
16/08/2009
18/08/2009
22/08/2009
25/08/2009
27/08/2009
Hs + Hi
Hs + Hi
Hs + Hi
Hs + Hi
Hs + Hi
Hs + Hi
Hs + Hi
Hs + Hi
Hs + Hi
Hs + Hi
Hs + Hi
Hs + Hi
T
Hs + Hi
Hs + Hi
Hs + Hi
Hs + Hi
Hs + Hi
Hs + Hi
Hs + Hi
Hs + Hi
Hs + Hi
Hs + Hi
Hs + Hi
Hs + Hi
Hs + Hi
Hs + Hi
Hs + Hi
Hs + Hi
Hs + Hi
BASAL TENA
Hs + Hi
Hs + Hi
Hs + Hi
Hs + Hi
127
152
164
71
78
92
88
43
60
72
22
23
39
24
84
92
92
49
55
53
64
66,1
60,5
56,1
69
70,5
57,6
72,7
POZO PUCUNA - 02
BFPD BPPD BAPD BSW (%)
231
214
186
203
228
196
210
200
184
215
180
204
196
209
210
210
180
215
244
214
330
250
238
316
278
270
277
246
236
277
289
279
284
295
288
213
196
169
185
210
179
193
183
202
197
163
188
181
193
193
194
158
200
232
197
307
233
219
298
260
252
259
230
215
258
265
260
264
273
269
18
18
17
18
18
17
17
17
18
18
17
16
15
16
17
16
22
15
12
17
23
17
19
18
18
18
18
16
21
19
24
19
20
22
19
7,8
8,4
9,14
8,8
7,8
8,7
8,1
8,5
8,9
8,4
9,4
7,8
7,7
7,7
8,1
7,6
12,2
7
4,9
7,9
7
6,8
8
5,7
6,5
6,6
6,6
7
9,8
6,8
8,3
6,8
7,1
7,4
6,6
API
29,2
29,2
29,2
30,7
30,7
31
31
API
32,7
33
32,9
32,9
32,9
32,9
32,4
32,5
32,5
32,2
32,1
31,8
31,7
31,8
31,89
31,6
31,6
30,8
30,8
30,8
30,9
31,2
31,2
31
31,2
31,2
31,1
31,1
30,7
30,7
29
30,7
30,7
31,1
30,8
246
30/08/2009
08/09/2009
17/09/2009
24/09/2009
02/10/2009
09/10/2009
11/10/2009
12/10/2009
16/10/2009
19/10/2009
20/10/2009
26/10/2009
03/11/2009
07/11/2009
11/11/2009
13/11/2009
15/11/2009
24/11/2009
27/11/2009
03/12/2009
23/12/2009
02/01/2010
04/01/2010
09/01/2010
17/01/2010
21/01/2010
27/01/2010
01/02/2010
16/02/2010
17/02/2010
25/02/2010
26/02/2010
07/03/2010
10/03/2010
16/03/2010
22/03/2010
27/03/2010
06/04/2010
13/04/2010
19/04/2010
21/04/2010
27/04/2010
02/05/2010
12/05/2010
23/05/2010
25/05/2010
Hs + Hi
Hs + Hi
Hs + Hi
Hs + Hi
Hs + Hi
Hs + Hi
Hs + Hi
Hs + Hi
Hs + Hi
Hs + Hi
Hs + Hi
Hs + Hi
Hs + Hi
Hs + Hi
Hs + Hi
Hs + Hi
Hs + Hi
Hs + Hi
Hs + Hi
Hs + Hi
Hs + Hi
Hs + Hi
Hs + Hi
Hs + Hi
Hs + Hi
Hs + Hi
Hs + Hi
Hs + Hi
Hs + Hi
Hs + Hi
Hs + Hi
Hs + Hi
Hs + Hi
Hs + Hi
Hs + Hi
Hs + Hi
Hs + Hi
Hs + Hi
Hs + Hi
Hs + Hi
Hs + Hi
Hs + Hi
Hs + Hi
Hs + Hi
Hs + Hi
Hs + Hi
181
255
187
219
286
305
202
250
201
248
248
255
192
243
235
234
244
243
287
181
380
295
266
300
310
303
303
295
232
242
238
279
242
243
199
254
256
252
268
268
236
254
291
300
331
313
179
230
169
207
219
261
175
220
184
217
230
222
176
228
215
220
230
228
279
164
354
283
241
277
291
284
284
276
211
212
219
260
223
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9,1
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U INFERIOR
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ARENA
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HOLLIN INFERIOR
HOLLIN INFERIOR
HOLLIN INFERIOR
HOLLIN INFERIOR
HOLLIN INFERIOR
HOLLIN INFERIOR
HOLLIN INFERIOR
HOLLIN INFERIOR
HOLLIN INFERIOR
HOLLIN INFERIOR
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HOLLIN INFERIOR
HOLLIN INFERIOR
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BASAL TENA
BASAL TENA
T
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U
U
U
U
U
U
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507
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HOLLIN SUPERIOR
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700
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19,5
19,5
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22,1
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HOLLIN SUPERIOR
HOLLIN SUPERIOR
HOLLIN SUPERIOR
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1106
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1118
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1125
1128
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22,6
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22,4
22,4
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22,3
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POZO PUCUNA - 06
ARENA
BFPD BPPD BAPD BSW (%)
BASAL TENA
BASAL TENA
BASAL TENA
BASAL TENA
BASAL TENA
BASAL TENA
BASAL TENA
BASAL TENA
BASAL TENA
BASAL TENA
BASAL TENA
BASAL TENA
BASAL TENA
BASAL TENA
BASAL TENA
BASAL TENA
BASAL TENA
BASAL TENA
BASAL TENA
BASAL TENA
BASAL TENA
BASAL TENA
BASAL TENA
BASAL TENA
BASAL TENA
BASAL TENA
BASAL TENA
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BASAL TENA
BASAL TENA
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BASAL TENA
BASAL TENA
BASAL TENA
BASAL TENA
BASAL TENA
BASAL TENA
BASAL TENA
BASAL TENA
BASAL TENA
BASAL TENA
BASAL TENA
BASAL TENA
BASAL TENA
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198
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162
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140
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196
198
198
157
200
133
197
158
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104
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159
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37
137
119
102
114
114
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125
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0
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2,2
API
22
30,2
30,2
30,1
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30,7
28,2
28,2
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28
28
28
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30
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28,2
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28,6
28,5
28,5
28,5
28,4
28,4
28,4
28,7
28,8
28,5
28,6
28,9
28,8
28,7
28,7
28,7
28,5
28,7
28,6
28,9
28,9
29
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BASAL TENA
BASAL TENA
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U
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204
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27
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161
15
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18,2
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10,4
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5
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17,4
5,8
8,3
9,3
6,3
5,1
5,6
4,3
2,1
POZO PUCUNA - 07
ARENA
BFPD BPPD BAPD BSW (%)
U INFERIOR
T SUPERIOR
U INFERIOR
U INFERIOR
U INFERIOR
U INFERIOR
U INFERIOR
U INFERIOR
U INFERIOR
U INFERIOR
U INFERIOR
U INFERIOR
U INFERIOR
U INFERIOR
U INFERIOR
U INFERIOR
U INFERIOR
U INFERIOR
U INFERIOR
U INFERIOR
U INFERIOR
BASAL TENA
190
480
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302
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240
237
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224
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255
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230
232
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243
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232
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314
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479
333
300
252
238
235
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241
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230
251
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228
230
262
240
210
310
229
369
306
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2
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2
2
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2
2
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2
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2
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1,05
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0,8
0,8
0,8
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1
0,9
0,9
0,8
1,2
0,9
0,6
1,3
1
2,5
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29,7
29,8
29,8
29,8
29,7
29,7
29,4
29,5
29,5
30,3
29,3
29,3
30,6
30,6
30,5
30,1
30,1
30,1
30,1
29,8
API
32
43,6
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32
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31,9
31,9
32
32
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31,6
31,6
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U INFERIOR
U INFERIOR
U INFERIOR
U INFERIOR
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314
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294
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245
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0
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31,3
31,3
31,3
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30,7
30,7
30,7
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30,7
30,8
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30,7
30,6
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28
28,8
28,8
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30
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29,3
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29
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U INFERIOR
U INFERIOR
U INFERIOR
U INFERIOR
U INFERIOR
U INFERIOR
U INFERIOR
U INFERIOR
U INFERIOR
U INFERIOR
U INFERIOR
U INFERIOR
U INFERIOR
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U INFERIOR
U INFERIOR
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U INFERIOR
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292
293
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254
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331
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320
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POZO PUCUNA - 08
ARENA
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POZO PUCUNA - 10
ARENA
BFPD BPPD BAPD BSW (%)
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288
288
288
288
288
288
288
288
288
288
288
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288
288
288
288
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264
264
264
264
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141
141
141
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122
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116
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202
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224
224
224
224
224
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190
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27
27
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28
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85
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16,1
16,1
16,1
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29,4
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20,8
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33,3
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25,5
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4,2
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4,2
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4,2
4
4,2
4,2
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U INFERIOR
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168
168
168
168
168
168
168
168
168
168
168
168
168
168
168
265
200
272
292
243
342
218
223
269
204
210
230
247
273
221
260
298
295
217
214
161
161
161
161
161
161
161
161
161
161
161,3
163
161,3
161,3
161,3
161,3
161,3
161,3
161,3
161,3
161,3
161,3
161,3
161,3
161,3
161,3
168,2
193
270
281
195
201
204
209
247
157
199
219
227
267
210
256
289
288
197
197
7
7
7
7
7
7
7
7
7
7
6,7
5
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6,7
6,7
6,7
6,7
6,7
6,7
6,7
6,7
6,7
6,7
6,7
6,7
6,7
96,8
7
2
11
48
141
14
14
22
47
11
11
20
6
11
4
9
7
20
17
4,2
4,2
4,2
4,2
4,2
4,2
4
4
4
4
4
3
4
4
4
4
4
4
4
4
4
4
4
4
4
4
36,5
3,5
0,7
3,7
19,8
41,2
6,4
6,3
8,2
23
5,2
4,8
8,1
2,2
5
1,5
3
2,4
9,2
7,94
19,2
19,2
19,2
19,2
19,2
19,2
19,2
19,2
19,2
19,2
19,2
19,2
19,2
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19,2
19,2
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19,2
19,2
19,2
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19,2
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19,2
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30
29,6
29,8
28,8
27,5
28,5
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120
205
174
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153
126
136
135
210
181
123
114
202
152
108
49
90
142
132
114
114
97
109
67
118
112
121
121
138
64
95
90
69
34
82
97
120
93
55
100
84
112
141
59
106
200
113
197
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147
120
131
129
198
175
117
108
198
144
101
49
81
138
126
108
108
91
105
61
112
106
112
113
130
58
90
85
64
29
78
89
113
86
42
98
81
108
135
55
100
10
7
8
6
12
6
6
5
6
12
6
6
6
4
8
7
0
9
4
6
6
6
6
4
6
6
6
9
8
8
6
5
5
5
5
4
8
7
7
13
1
3
4
6
4
6
4,8
5,6
3,9
3,4
5,7
3,9
4,8
3,7
4,4
5,7
3,3
4,9
5,3
2
5,3
6,5
0
10
2,8
4,5
5,3
5,3
6,2
3,7
9
5,1
5,4
7,4
6,6
5,8
9,4
5,3
5,6
7,2
14,7
4,9
8,2
5,8
7,5
23,6
2
3,6
3,6
4,3
6,8
5,7
27,9
28,3
28,3
28,1
28
28,3
28,3
28,4
29
28,5
27,8
27,8
28,6
28,3
28,7
28,7
28,3
27,7
28,1
28,7
28,7
28,2
28,9
28,8
28,7
28,8
28,9
28,8
28,8
28,4
28,3
28,3
28,3
28,3
28,2
28,3
28,3
28,3
28,3
29,1
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29,6
29,6
29,6
29,6
29,6
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U+T
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U+T
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U+T
U+T
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71
94
117
104
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101
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55
78
108
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164
74
150
140
122
116
111
96
121
118
126
67
92
117
99
103
104
96
96
70
73
50
74
105
131
145
158
69
132
130
113
106
101
86
89
87
7
4
2
2
5
5
5
5
5
5
4
5
4
3
5
3
6
5
18
10
9
10
10
10
32
31
5,3
5,6
2,1
1,7
4,8
4,6
4,6
5
5
6,67
5,2
9,1
5,1
2,8
3,7
2
3,7
6,8
12
7,1
7,4
8,6
9
10,4
26,4
26,3
29,6
29,5
29,4
29,4
29
29,1
29,4
29
29
29
29,5
29,5
29,2
29,1
29,2
29,1
30,5
30,5
30,6
30,6
30,6
30,6
30,6
30,6
30,4
30,1
284
ANEXO 6.1
RESULTADOS DEL ANÁLISIS ECONÓMICO
BPPD
224
400
358
320
287
257
230
206
184
165
148
132
MES
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
PUC-02
140
156
174
195
218
243
272
303
339
379
423
402
BPPD
PUC-03
89
100
111
124
139
155
173
194
216
242
270
214
BPPD
PUC-05
149
166
185
207
231
259
289
323
361
403
450
267
BPPD
PUC-07
PRODUCCION DIARIA
116
129
144
161
180
201
225
251
280
313
350
0
BPPD
PUC-14
750
838
936
1046
1169
1306
1459
1630
1821
2034
1893
1107
6 POZOS BLS
3961
4426
4944
5524
6171
6895
7703
8606
9614
10741
12000
6720
BPPM
PUC-02
4189
4680
5229
5841
6526
7291
8146
9100
10167
11359
12690
12060
BPPM
PUC-03
2674
2987
3337
3729
4166
4654
5199
5809
6490
7250
8100
6420
BPPM
PUC-05
4456
4979
5562
6214
6943
7756
8666
9681
10816
12084
13500
8010
BPPM
PUC-07
3466
3872
4326
4833
5400
6033
6740
7530
8412
9398
10500
0
BPPM
PUC-14
PRODUCCIÓN MENSUAL
Elaboración: Cristina Agila, Claudia Espinosa.
125
140
157
175
195
218
244
272
304
340
0
0
BPPD
PUC-15
PRODUCCIÓN
ACUMULADA DIARIA
Producción acumulada total diaria y mensual.
3762
4203
4695
5246
5860
6547
7315
8172
9130
10200
0
0
BPPM
PUC-15
22509
25147
28094
31387
35066
39176
43768
48898
54629
61032
56790
33210
6 POZOS BLS
PRODUCCIÓN
ACUMULADA MENSUAL
285
12
11
10
9
8
7
6
5
4
3
2
1
MES
11
10
9
8
7
6
5
4
3
2
1
0
PERIODO
6
REPARACION
POR POZO
22499
25136
28082
31373
35051
39159
43749
48876
54605
61005
56760
33210
bls
PROD. ACUM.
TOTAL POR MES
1.702.479,04
1.902.024,38
2.124.958,16
2.374.021,73
2.652.277,70
2.963.147,70
3.310.454,36
3.698.468,37
4.131.961,01
4.616.262,74
4.295.029,20
0
bls
INGRESO TOTAL
POR MES
-
197.988,84
221.194,85
247.120,81
276.085,52
308.445,14
344.597,59
384.987,42
430.111,30
480.524,08
536.845,67
499.488,00
$
COSTO
OPERATIVO
22,43%
16706440
TIRm
1.504.490,20
1.680.829,53
1.877.837,35
2.097.936,21
2.343.832,56
2.618.550,11
2.925.466,93
3.268.357,08
3.651.436,93
4.079.417,07
3.795.541,20
12.779.051,00
$
FLUJO DE
CAJA
197.988,84
221.194,85
247.120,81
276.085,52
308.445,14
344.597,59
384.987,42
430.111,30
480.524,08
536.845,67
13.278.539,00
-
$
TOTAL DE
EGRESOS
32220916
1.534.494,21
1.730.617,38
1.951.806,98
2.201.266,75
2.482.609,89
2.799.911,39
3.157.767,09
3.561.360,21
4.016.536,42
4.529.888,54
4.254.657,63
-
$
INGRESO
TOTAL ACT.
Elaboración: Cristina Agila, Claudia Espinosa
12779051
$
COSTO
REPARACION
32.220.916,49
30.686.422,28
28.955.804,91
27.003.997,92
24.802.731,17
22.320.121,28
19.520.209,89
16.362.442,79
12.801.082,59
8.784.546,17
4.254.657,63
-
$
INGRESO
TOTAL ACT.
ACUM.
Resultados del primer escenario con un precio de 75,67 $/bl.
16406046
178.453,14
201.261,17
226.984,29
255.995,08
288.713,72
325.614,12
367.230,74
414.166,38
467.100,84
526.800,83
13.153.726,
02
-
$
EGRESO
TOTAL
ACT.
16.406.046,33
16.227.593,19
16.026.332,02
15.799.347,72
15.543.352,65
15.254.638,93
14.929.024,81
14.561.794,07
14.147.627,69
13.680.526,85
13.153.726,02
-
$
EGRESO
TOTAL ACT.
ACUM.
VAN
15694752
1.356.041,07
1.529.356,20
1.724.822,69
1.945.271,68
2.193.896,17
2.474.297,28
2.790.536,35
3.147.193,83
3.549.435,58
4.003.087,70
3.759.864,62
12.779.051,00
$
FLUJO DE CAJA
ACTUALIZADA
15.694.752,17
14.338.711,10
12.809.354,89
11.084.532,21
9.139.260,53
6.945.364,36
4.471.067,08
1.680.530,73
1.466.663,10
5.016.098,67
9.019.186,38
12.779.051,00
$
SUMATORIA
FLUJO DE
CAJA
286
12
11
10
9
8
7
6
5
4
3
2
1
MES
11
10
9
8
7
6
5
4
3
2
1
0
PERIODO
5
REPARACION POR
POZO
22499
25136
28082
31373
35051
39159
43749
48876
54605
61005
56760
33210
bls
PROD. ACUM.
TOTAL POR MES
1887644
2108892
2356072
2632224
2940744
3285425
3670505
4100720
4581360
5118335
4762164
0
bls
INGRESO
TOTAL POR
MES
197989
221195
247121
276086
308445
344598
384987
430111
480524
536846
499488
-
$
COSTO
OPERATIVO
26,72%
16706440
TIRm
1689655
1887697
2108951
2356139
2632299
2940827
3285518
3670609
4100836
4581490
4262676
12.779.051,00
$
FLUJO DE
CAJA
197989
221195
247121
276086
308445
344598
384987
430111
480524
536846
13278539
-
$
TOTAL DE
EGRESOS
35725319
1701388
1918842
2164089
2440680
2752623
3104435
3501211
3948700
4453382
5022567
4717402
-
$
INGRESO
TOTAL
ACT.
Elaboración: Cristina Agila, Claudia Espinosa.
12779051
$
COSTO
REPARACION
35725319
34023931
32105088
29940999
27500319
24747696
21643262
18142050
14193350
9739969
4717402
-
$
INGRESO TOTAL
ACT. ACUM.
16406046
178453
201261
226984
255995
288714
325614
367231
414166
467101
526801
13153726
-
$
EGRESO
TOTAL ACT.
Resultados del segundo escenario con un precio de 83,90 $/bl.
16406046
16227593
16026332
15799348
15543353
15254639
14929025
14561794
14147628
13680527
13153726
-
$
EGRESO TOTAL
ACT. ACUM.
VAN
19199155
1522935
1717581
1937105
2184685
2463909
2778820
3133981
3534534
3986281
4495766
4222609
12.779.051,00
$
FLUJO DE
CAJA
ACTUALIZADA
19199155
17676219
15958638
14021534
11836848
9372939
6594119
3460138
-74395
-4060676
-8556442
12.779.051,00
$
SUMATORIA
FLUJO DE
CAJA
287
12
11
10
9
8
7
6
5
4
3
2
1
MES
11
10
9
8
7
6
5
4
3
2
1
0
PERIODO
5
REPARACION
POR POZO
22499
25136
28082
31373
35051
39159
43749
48876
54605
61005
56760
33210
bls
PROD. ACUM.
TOTAL POR MES
2203976
2462301
2750904
3073334
3433555
3835998
4285610
4787921
5349107
5976068
5560210
0
bls
INGRESO
TOTAL POR
MES
12779051
$
197989
221195
247121
276086
308445
344598
384987
430111
480524
536846
499488
-
$
COSTO
OPERATIVO
33,86%
TIRm
2005987
197989
2241106
2503783
2797248
3125110
3491400
3900623
4357809
4868583
5439223
5060722
12.779.051,00
$
FLUJO DE
CAJA
16706440
221195
247121
276086
308445
344598
384987
430111
480524
536846
13278539
-
$
TOTAL DE
EGRESOS
41712184
1986508
2240403
2526748
2849691
3213909
3624677
4087946
4610425
5199682
5864251
5507946
-
$
INGRESO
TOTAL
ACT.
41712184
39725676
37485274
34958526
32108835
28894926
25270249
21182303
16571879
11372197
5507946
-
$
INGRESO TOTAL
ACT. ACUM.
Elaboración: Cristina Agila, Claudia Espinosa
COSTO
REPARACION
16406046
178453
201261
226984
255995
288714
325614
367231
414166
467101
526801
13153726
-
$
EGRESO
TOTAL ACT.
Resultados del segundo escenario con un precio de 97,96 $/bl.
16406046
16227593
16026332
15799348
15543353
15254639
14929025
14561794
14147628
13680527
13153726
-
$
EGRESO TOTAL
ACT. ACUM.
VAN
25186020
1808055
2039142
2299764
2593696
2925195
3299063
3720715
4196258
4732581
5337450
5013153
12.779.051,00
$
FLUJO DE
CAJA
ACTUALIZADA
25186020
23377965
21338824
19039060
16445364
13520169
10221106
6500391
2304133
-2428448
-7765898
12.779.051,00
$
SUMATORIA
FLUJO DE
CAJA
288
289