CD-1090.pdf

I
ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL
ESCUELA DE INGENIERÍA
PERFORACIÓN DE POZOS DE DESARROLLO PARA EL CAMPO
PARAHUACU
PROYECTO PREVIO A LA OBTENCIÓN DEL TÍTULO DE INGENIERO EN
PETRÓLEOS
ALFREDO MARTIN OBANDO MOROCHO
DIRECTOR: ING. VLADIMIR CERÓN G.
Quito, Noviembre 2007
II
DECLARACIÓN
Yo, Alfredo Martín Obando Morocho, declaro bajo juramento que el trabajo aquí
descrito es de mi autoría; que no ha sido previamente presentado para ningún
grado o calificación profesional y que he consultado las referencias bibliográficas
que aquí se incluyen en este documento.
A través de la presente declaración cedo mis derechos de propiedad intelectual
correspondientes a este trabajo,
a la Escuela Politécnica Nacional, según lo
establecido por la Ley de Propiedad Intelectual, por su Reglamento y por la
normatividad institucional vigente.
Alfredo Martín Obando Morocho
III
CERTIFICACIÓN
Certifico que el presente trabajo fue desarrollado por Alfredo Martín Obando
Morocho, bajo mi supervisión.
Ing. Vladimir Cerón G.
DIRECTOR DEL PROYECTO
IV
AGRADECIMIENTOS
A la Escuela Politécnica Nacional y de manera especial a la Facultad de
Ingeniería en Petróleos.
Al Ingeniero Vladimir Cerón, por haber dirigido adecuadamente el presente
proyecto de titulación.
A todos y cada uno de los Ingenieros del Departamento de Petróleos, por
compartir e impartir sus valiosos conocimientos.
A todo el personal de PETROPRODUCCIÓN, que conforman el departamento de
Yacimientos y Archivo Técnico, por permitir que el presente trabajo se lleve a
cabo.
A los Ingenieros Jorge Erazo, Julio Orozco, Pierre Kummert, Nidia Caraguay,
Lucia Coral, y de manera infinita y especial al Ingeniero Miguel Ángel Orozco
Espinosa, por compartir su tiempo y conocimientos en la culminación de este
proyecto.
V
DEDICATORIA
A Dios por haberme dado la fuerza y salud para la culminación de este proyecto.
A mi Madre por que es mi ejemplo de superación y de vida.
A mi Padre por el apoyo.
A mis Hermanos: Juan Pablo, Elizabeth, Lenin, Kenlly y Maytte por ser mi apoyo.
A mi sobrina Kiara por alegrarme la vida.
A mi Tío: Ing. Alejandro Obando por haberme apoyado incondicionalmente en la consecución
de este sueño.
A toda mi familia por el apoyo brindado.
A los mosqueteros por ser hermanos en todo momento.
A los amigos por el apoyo brindado.
Martin.
VI
AGRADECIMIENTOS
A Dios por haberme guiado por el camino del bien, por darme el valor y la fuerza
para superar las dificultades.
A mi mami Sonia por haber creído siempre en mi.
A mi Hermano Juan Pablo por haberme apoyado en los momentos más difíciles.
A mis abuelos Rafael Obando, Luz Montenegro, Hortensia Coello por ser ejemplo
de honradez Tenacidad y esfuerzo.
A mi tío Alejito por haberme apoyado cada vez que lo necesitaba.
A mis familiares por los consejos, los cuales me ayudan a cumplir mis objetivos.
A mis amigos Bernardo y Juanchi, por haber compartido su amistad y sueños.
A los mosqueteros y seguidores por haber sido hermanos de vida
Martin.
VII
CONTENIDO
RESUMEN………………………………………………………………………….......XIV
PRESENTACIÓN……………………………………………………………………….XV
CAPÍTULO 1 .......................................................................................................... 1
1
DESCRIPCIÓN GEOLÓGICA DEL CAMPO PARAHUACU ............. 1
1.1
1.2
1.3
1.3.1
1.3.2
1.4
1.4.1
1.4.2
1.4.3
1.4.4
1.4.5
1.5
1.5.1
1.5.2
1.5.3
1.5.4
1.6
1.6.1
1.6.2
1.6.3
1.6.4
1.6.5
1.6.6
1.7
1.8
1.8.1
1.8.2
1.8.3
1.8.4
1.8.5
1.9
UBICACIÓN GENERAL DEL CAMPO PARAHUACU ....................... 1
GEOLOGÍA DEL CAMPO ................................................................. 5
ESTRATIGRAFÍA .............................................................................. 7
FORMACIÓN BASAL TENA ............................................................. 7
FORMACIÓN NAPO ......................................................................... 7
LITOLOGÍA ..................................................................................... 10
FORMACIÓN BASAL TENA ........................................................... 10
FORMACIÓN “U” SUPERIOR ......................................................... 10
FORMACIÓN “U” INFERIOR .......................................................... 10
FORMACIÓN “T” ............................................................................. 10
FORMACIÓN “HOLLÍN” ............................................................. .....11
AMBIENTE SEDIMENTARIO .......................................................... 11
FORMACIÓN BASAL TENA .................................................. .........11
FORMACIÓN “U” ............................................................................ 11
FORMACIÓN “T” SUPERIOR ......................................................... 12
FORMACIÓN “T” INFERIOR ........................................................... 12
CARACTERÍSTICAS ESTRUCTURALES DE LOS OBJETIVOS ... 12
CARACTERÍSTICAS ESTRUCTURALES DEL TOPE DE BASAL
TENA............................................................................................... 12
CARACTERÍSTICAS ESTRUCTURALES DEL TOPE DE “U”
SUPERIOR ..................................................................................... 12
CARACTERÍSTICAS ESTRUCTURALES DEL TOPE DE “U”
INFERIOR ....................................................................................... 13
CARACTERÍSTICAS ESTRUCTURALES DE LA BASE DE “U”
INFERIOR ....................................................................................... 13
CARACTERÍSTICAS ESTRUCTURALES DE LA BASE DE LA
ARENISCA “T” SUPERIOR ............................................................. 13
CARACTERÍSTICAS ESTRUCTURALES DE LA BASE DE LA
ARENISCA “T” INFERIOR .............................................................. 14
DETERMINACIÓN DE TOPES Y BASES ....................................... 14
PETROFÍSICA ................................................................................ 15
POROSIDAD (Φ) ............................................................................ 15
PERMEABILIDAD (K) ..................................................................... 17
SATURACIÓN DE FLUIDOS .......................................................... 18
CONDUCTIVIDAD ELÉCTRICA DE ROCAS SATURADAS DE
FLUIDOS ......................................................................................... 19
PETROFÍSICA DEL CAMPO PARAHUACU ................................... 20
REGISTROS ELÉCTRICOS ........................................................... 20
VIII
1.10
1.11
1.11.1
1.11.2
1.11.3
1.11.4
1.11.5
1.11.6
1.11.7
1.12
1.13
1.13.1
1.14
CARACTERISTICAS DE LOS CRUDOS ........................................ 26
PROPIEDADES FÍSICAS DE LOS FLUIDOS ................................. 27
DENSIDAD DEL PETRÓLEO (ρO) .................................................. 28
PRESIÓN DE PUNTO DE BURBUJA (Pb) ...................................... 28
RELACIÓN GAS PETRÓLEO EN SOLUCIÓN (Rs) ........................ 28
FACTOR VOLUMÉTRICO DEL PETRÓLEO (Bo) ........................... 28
VISCOSIDAD DEL PETRÓLEO (µo) ............................................... 28
VISCOSIDAD DEL AGUA (µw) ........................................................ 29
TENSIÓN INTERFACIAL ................................................................ 29
DETERMINACIÓN DEL CONTACTO AGUA PETRÓLEO.............. 31
PRESIONES ................................................................................... 32
HISTORIAL DE PRESIÓN .............................................................. 32
MECANISMOS DE PRODUCCIÓN ................................................ 34
CAPÍTULO 2 ........................................................................................................ 36
2
CÁLCULO DE RESERVAS ............................................................. 36
2.1
2.2
2.3
2.3.1
2.3.2
2.3.3
2.3.4
2.3.5
2.3.6
2.4
2.4.1
2.5
2.5.1
2.5.2
PETRÓLEO ORIGINAL INSITU (POES)......................................... 36
FACTOR DE RECOBRO ................................................................ 37
RESERVAS ..................................................................................... 38
RESERVAS PRIMARIAS ................................................................ 38
RESERVAS SECUNDARIAS .......................................................... 38
RESERVAS PROBABLES .............................................................. 38
RESERVAS PROBADAS NO DESARROLLADAS ......................... 38
RESERVAS PROBADAS ................................................................ 39
RESERVAS REMANENTES ........................................................... 39
MÉTODO VOLUMÉTRICO ............................................................. 40
MÉTODO DE ISOÍNDICE DE HIDROCARBUROS......................... 40
CURVAS DE DECLINACIÓN .......................................................... 43
TIPOS DE CURVAS DE DECLINACIÓN ........................................ 44
PROCEDIMIENTO .......................................................................... 45
CAPÍTULO 3 ........................................................................................................ 47
3
PLANIFICACIÓN DE LA PERFORACIÓN MEDIANTE LA
APLICACIÓN DEL MODELO AREAL ............................................. 47
3.1
3.2
3.2.1
3.3
3.3.1
3.3.2
3.3.3
3.3.4
3.3.5
3.4
HISTORIAL DE PRODUCCIÓN DEL CAMPO PARAHUACU ........ 48
POZOS PROPUESTOS .................................................................. 53
PROCEDIMIENTO PARA UBICAR NUEVOS POZOS DE
DESARROLLO ................................................................................ 54
ANÁLISIS DE LOS POZOS VECINOS ........................................... 58
PARAHUACU 02 ............................................................................. 58
PARAHUACU 03B .......................................................................... 59
PARAHUACU 05-D ......................................................................... 60
PARAHUACU 07 ............................................................................. 61
PARAHUACU 08 ............................................................................. 62
RESERVAS ESTIMADAS PARA LOS NUEVOS POZOS DE
DESARROLLO ................................................................................ 63
IX
3.4.1
3.5
3.5.1
3.6
3.6.1
3.6.2
3.6.3
3.6.4
3.6.5
3.7
3.7.1
3.7.2
3.7.3
3.7.4
3.7.5
3.7.6
3.7.7
MÉTODO VOLUMÉTRICO ............................................................. 63
PREDICCIÓN DE PRODUCCIÓN DE LOS NUEVOS POZOS DE
DESARROLLO ................................................................................ 67
PROCEDIMIENTO PARA OBTENER LA PREDICCIÓN DE
PRODUCCIÓN ................................................................................ 69
PROPUESTA GEOLÓGICA ............................................................ 77
COORDENADAS DEL OBJETIVO.................................................. 77
TOPES ESTIMADOS DE LAS FORMACIONES ............................. 78
PROGRAMA DE MUESTREO ........................................................ 78
PROGRAMA DE REGISTROS ELÉCTRICOS................................ 79
POZOS DE CORRELACIÓN .......................................................... 80
PROGRAMA DE PERFORACIÓN .................................................. 81
DESCRIPCIÓN DEL EQUIPO DE PERFORACIÓN ....................... 81
PROGRAMA DIRECCIONAL .......................................................... 82
PROGRAMA DE BROCAS ............................................................. 83
PROGRAMA DE FLUIDOS DE PERFORACIÓN ............................ 83
PROGRAMA DE CEMENTACIÓN .................................................. 84
PROCEDIMIENTOS DE OPERACIÓN ........................................... 85
DIAGRAMAS ESTIMADOS DE PROFUNDIDAD VS. TIEMPO DE
OPERACIÓN ................................................................................... 88
CAPÍTULO 4 ........................................................................................................ 89
4
ANÁLISIS DE COSTOS DEL PROYECTO ..................................... 89
4.1
4.2
4.2.1
4.2.2
4.2.3
4.2.4
4.2.5
4.2.6
ANÁLISIS TÉCNICO ....................................................................... 89
ANÁLISIS ECONÓMICO ................................................................. 89
COSTOS DE PERFORACIÓN ........................................................ 90
COSTOS DE PRODUCCIÓN .......................................................... 91
INGRESOS DEL PROYECTO ........................................................ 91
VALOR ACTUAL NETO (VAN) ....................................................... 92
TASA INTERNA DE RETORNO (T.I.R) .......................................... 92
TIEMPO DE RECUPERACIÓN DE LA INVERSIÓN ....................... 96
CAPÍTULO 5 ...................................................................................................... 100
5
CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES ................................ 100
5.1
5.2
CONCLUSIONES.......................................................................... 100
RECOMENDACIONES ................................................................. 102
REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS .................................................................. 103
SIGLAS .............................................................................................................. 105
ANEXO 1 ........................................................................................................... 106
VISUALIZACIÓN ISÓPACA DE LA ARENISCA “T” ........................................... 106
ANEXO 2 ........................................................................................................... 108
X
MAPA DE EVALUACIÓN PERSPECTIVA DE LAS ARENAS BASAL TENA, “U”
SUPERIOR, “U” INFERIOR, “T” INFERIOR ....................................................... 108
ANEXO 3 ........................................................................................................... 113
TOPES Y BASES............................................................................................... 113
ANEXO 4 ........................................................................................................... 115
POROSIDAD EFECTIVA ................................................................................... 115
ANEXO 5 ........................................................................................................... 117
ÍNDICE DE ARCILLOSIDAD .............................................................................. 117
ANEXO 6 ........................................................................................................... 122
INTERVALO Y ESPESORES NETO DE PETRÓLEO ....................................... 122
ANEXO 7 ........................................................................................................... 124
CÁLCULO DE RESERVAS POR EL MÉTODO DE CURVA DE DECLINACIÓN
........................................................................................................................... 124
ANEXO 8 ........................................................................................................... 130
HISTORICO DE PRODUCCIÓN Y PRODUCCIÓN ACUMULADA DEL CAMPO
PARAHUACU ..................................................................................................... 130
ANEXO 9 ........................................................................................................... 133
HISTORIAL DE PRODUCCIÓN POR POZO DEL CAMPO PARAHUACU........ 133
ANEXO 10 ......................................................................................................... 139
MAPA ESTRUCTURAL DE LA ARENISCA “T” INFERIOR ............................... 139
ANEXO 11 ......................................................................................................... 141
CORTE ESTRUCTURAL ENTRE POZOS DEL CAMPO PARAHUACU ........... 141
ANEXO 12 ......................................................................................................... 144
MAPA DE CARRETERAS DEL CAMPO PARAHUACU .................................... 144
ANEXO 13 ......................................................................................................... 146
DECLINACIÓN DEL CAMPO PARAHUACU ..................................................... 146
ANEXO 14 ......................................................................................................... 148
HISTORIAL DE PRODUCCIÓN DEL CAMPO PARAHUACU ........................... 148
INDICE DE GRÁFICOS
Mapa 1.1 Ubicación del campo Parahuacu ............................................................ 2
Mapa 1.2 Mapa de Ubicación de los Pozos del Campo Parahuacu....................... 4
XI
Figura 1.1 Columna Estratigráfica de la Cuenca Oriente ....................................... 9
Figura 1.2 Historial de Presión de Basal Tena ..................................................... 32
Figura 1.3 Historial de Presión de la Arenisca “U” ............................................... 33
Figura 1.4 Historial de Presión de la Arenisca “T” ................................................ 34
Mapa 3.1 Producción Acumulada de Basal Tena ................................................ 48
Mapa 3.2 Producción Acumulada de “U” ............................................................. 49
Mapa 3.3a Producción Acumulada de “T” ............................................................ 50
Mapa 3.3b Producción Acumulada de “T” ............................................................ 51
Mapa 3.4 Corte de Agua del Campo Parahuacu.................................................. 52
Figura 3.3 Historial de Producción del Pozo Parahuacu 02 Arena “U” inferior ..... 59
Figura 3.4 Historial de Producción del Pozo Parahuacu 03B Arena “U” inferior .. 60
Figura 3.5 Historial de Producción del Pozo Parahuacu 05-D Arena “T” inferior . 61
Figura 3.6 Historial de Producción del Pozo Parahuacu 07 Arena “T” ................. 62
Figura 3.7 Historial de Producción del Pozo Parahuacu 08 Arena “T” inferior ..... 63
Figura 3.8a Predicción de Producción del Pozo Parahuacu 10 Arena “T” inferior 73
Figura 3.8b Predicción de Producción del Pozo Parahuacu 10 Arena “T” inferior 73
Figura 3.9a Predicción de Producción del Pozo Parahuacu 11 Arena “T” inferior 74
Figura 3.9b Predicción de Producción del Pozo Parahuacu 11 Arena “T” inferior 74
Figura 3.10a Predicción de Producción del Pozo Parahuacu 12 Arena “T” inferior
............................................................................................................................. 75
Figura 3.10b Predicción de Producción del Pozo Parahuacu 12 Arena “T” inferior
............................................................................................................................. 75
Figura 3.11a Predicción de Producción del Pozo Parahuacu 13 Arena “T” inferior
............................................................................................................................. 76
Figura 3.11a Predicción de Producción del Pozo Parahuacu 13 Arena “T” inferior
............................................................................................................................. 76
Figura 3.12 Diagrama Estimado de Perforación .................................................. 88
Figura 4.1a Tiempo de Recuperación de la Inversión .......................................... 96
Figura 4.1b Tiempo de Recuperación de la Inversión .......................................... 96
Figura 4.2a Tiempo de Recuperación de la Inversión .......................................... 97
Figura 4.2b Tiempo de Recuperación de la Inversión .......................................... 97
XII
INDICE DE TABLAS
Tabla 1.1 Ubicación de los Pozos en el Campo Parahuacu .................................. 5
Tabla 1.2 Topes y Bases de las Formaciones del Campo Parahuacu ................. 14
Tabla 1.3 Resultados de la Interpretación Petrofísica del Pozo Parahuacu 09 .... 23
Tabla 1.4 Propiedades Petrofísicas Promedio del Campo Parahuacu................. 24
Tabla 1.5 Propiedades Petrofísicas de los Pozos del Campo Parahuacu ........... 24
Tabla 1.6 Propiedades Promedio de los Fluidos del Campo Parahuacu ............. 29
Tabla 1.7 Propiedades de los Fluidos de los Pozos del Campo Parahuacu ........ 30
Tabla 1.8 Salinidades y Resistividades del Campo Parahuacu ........................... 30
Tabla 1.9 Limite Inferior de Petróleo (L.I.P) del Campo Parahuacu ..................... 31
Tabla 1.10 Historial de Pruebas de Presiones del Campo Parahuacu................. 35
Tabla 2.1 Factores de Recobro del Campo Parahuacu ....................................... 37
Tabla 2.2 Isoíndice de Hidrocarburos .................................................................. 41
Tabla 2.3 Reservas del Campo Parahuacu.......................................................... 42
Tabla 2.4 Petróleo Original en Sitio (POES) ........................................................ 42
Tabla 2.5 Petróleo en Sitio, Reservas Iníciales y Remanentes de cada pozo. .... 43
Tabla 3.1 Reservas Originales del Campo Parahuacu al 31 de Diciembre de 2006
............................................................................................................................. 47
Tabla 3.2 Áreas de Drenaje de los Pozos del Campo Parahuacu ....................... 55
Tabla 3.3 Análisis de los Nuevos Pozos de Desarrollo para el Campo Parahuacu
............................................................................................................................. 57
Tabla 3.4
Radios y Áreas de Drenaje ............................................................... 64
Tabla 3.5 Propiedades Petrofísicas de los Pozos Propuestos Para el campo
Parahuacu ............................................................................................................ 66
Tabla 3.6 Reservas Estimadas de los Pozos Nuevos de Desarrollo del campo
Parahuacu ............................................................................................................ 67
Tabla 3.7 Caudales Obtenidos del Campo Parahuacu de la Ecuación 3.10 ........ 68
Tabla 3.8 Caudales Aproximados de los Pozos Vecinos del Campo Parahuacu. 69
Tabla 3.9a Escenario 1ero Caudal Inicial de los Pozos Propuestos ...................... 70
Tabla 3.9b Escenario 2do Caudal Inicial de los Pozos Propuestos ....................... 70
Tabla 3.10a Cálculo de la Predicción de Producción de los Pozos Propuestos del
Campo Parahuacu con una Declinación del 15.56% Anual Escenario 1ero .......... 71
XIII
Tabla 3.10b Cálculo de la Predicción de Producción de los Pozos Propuestos del
Campo Parahuacu con una Declinación del 15.56% Anual Escenario 2do ........... 72
Tabla 3.11 Estratigrafía Esperada........................................................................ 78
Tabla 3.12 Programa de Muestreo....................................................................... 79
Tabla 3.13 Programa de Perfiles Eléctricos del Pozo .......................................... 80
Tabla 3.14 Programa de Brocas .......................................................................... 83
Tabla 3.15 Programa de Lodos ............................................................................ 84
Tabla 3.16 Programa de Cementación ................................................................ 85
Tabla 4.1 Costo Estimado de Perforación y Completación de un Pozo Vertical. . 90
Tabla 4.2 Cronograma de Perforaciones ............................................................ 91
Tabla 4.3a Resultados Obtenidos del V.A.N y T.I.R de los Pozos Propuestos .... 94
Tabla 4.3b Resultados Obtenidos del V.A.N y T.I.R de los Pozos Propuestos .... 95
Tabla 4.4 Cronograma de Perforación con una Torre .......................................... 98
Tabla 4.5a Perfil de Producción del Campo Parahuacu con los Pozos Adicionales
............................................................................................................................. 98
Tabla 4.5b Perfil de Producción del Campo Parahuacu con los Pozos Adicionales
............................................................................................................................. 99
XIV
RESUMEN
El presente proyecto está enfocado a incrementar la producción en el campo
Parahuacu mediante la evaluación de registros eléctricos, análisis de parámetros
petrofísicos, cálculo de reservas, los cuales permitieron ubicar pozos y desarrollar
un programa de perforación de pozos verticales de desarrollo.
El análisis de registros eléctricos permitió determinar las arenas productoras,
analizar las propiedades petrofísicas y de fluidos del campo, calcular reservas por
medio de los métodos volumétrico y curvas de declinación, proponer coordenadas
de ubicación de 4 nuevos pozos de desarrollo en los altos del anticlinal a ser
perforados.
Finalmente, se realiza la evaluación técnica económica que permite justificar la
rentabilidad y ejecución del proyecto.
XV
PRESENTACION
Petroproducción ha visto la necesidad de incrementar la producción de petróleo
en los diferentes campos del Oriente Ecuatoriano, por lo que se ha propuesto
realizar un estudio de la factibilidad de ubicar pozos que vayan a desarrollar los
campos.
Este proyecto de Titulación consta de cinco capítulos. En el primer capítulo se
detalla la descripción geológica, ubicación general, geología, estratigrafía,
litología, ambiente sedimentario, características estructurales de los objetivos,
topes y bases, petrofísica, registros eléctricos, características de los crudos,
propiedades físicas de los fluido, contacto agua-petróleo, presiones, mecanismos
de producción del Campo Parahuacu.
En el segundo capítulo se realiza el cálculo de reservas remanentes; petróleo
original insitu (POES) de cada pozo, factor de recobro, reservas del campo por
medio de los métodos volumétrico y curvas de declinación.
En el tercer capítulo se estudian la planificación de la perforación mediante la
aplicación del modelo areal, historial de producción, pozos propuestos, análisis de
los pozos vecinos, reservas estimadas para los nuevos pozos, predicción de
producción de los nuevos pozos de desarrollo, propuesta geológica, programa de
perforación aplicable al Campo Parahuacu.
En el cuarto capitulo se realiza el análisis técnico – económico del proyecto;
según los costos estimados de las perforaciones y reacondicionamientos para los
nuevos pozos y el posible incremento de producción que se obtendrá al ejecutar
las perforaciones de pozos.
Y, en el quinto capítulo se presentan las conclusiones y recomendaciones
derivadas del presente estudio.
1
CAPÍTULO 1
1
DESCRIPCIÓN
GEOLÓGICA
DEL
CAMPO
PARAHUACU
1.1 UBICACIÓN GENERAL DEL CAMPO PARAHUACU
El campo Parahuacu conjuntamente con los campos Atacapi, Carabobo,
Pichincha, Cuyabeno, Sansahuari, Shuara, Secoya, Tapi, Tetete, Shushuqui,
Pacayacu, Singue, Chanangue, Peña Blanca, Frontera y Víctor Hugo Rúales
(VHR) pertenecen al área Libertador.
El campo Parahuacu operado por PETROPRODUCCIÓN se encuentra ubicado
en la Cuenca Oriente del Ecuador, a 16 Km. Al sur-este del campo Lago Agrio en
la Provincia de Francisco de Orellana, el área de estudio abarca una extensión de
aproximadamente 350 Km2 (Mapa 1.1).
Las coordenadas GEOGRÁFICAS y UTM dentro de las cuales se localiza el
campo Parahuacu son:
GEOGRÁFICAS:
Latitud: 00° 07' 00'' - 00° 01' 00'' N
Longitud: 76° 43' 00'' - 76° 38' 00'' W
UTM:
Latitud: 10001000 – 10024000 N
Longitud: 304000 – 320000 W
2
Mapa 1.1 Ubicación del campo Parahuacu
Fuente: PETROPRODUCCIÓN DEPARTAMENTO DE CARTOGRAFÍA
El campo Parahuacu fue descubierto por el consorcio Texaco-Gulf con la
perforación del pozo Parahuacu 01, que arrancó el 4 de octubre de 1968 y fue
completado el 17 de noviembre del mismo año, alcanzando la profundidad de
10173 pies, atravesando toda la secuencia estratigráfica ya conocida para esta
3
parte de la cuenca. Obteniéndose una producción comercial de la arenisca “T” de
448 BPPD, con un grado API de 31o y un BSW de 0.2 %.
El campo inicio su etapa operativa con 4 pozos en los primeros días de diciembre
de 1978.
En la actualidad en este campo se han perforado 8 pozos de desarrollo y uno de
reemplazo (Parahuacu 03B, desplazado 11 metros al norte del pozo Parahuacu
03 colapsado) cabe señalar que 6 pozos se encuentran produciendo con
levantamiento artificial, siendo productores en los reservorios “U” y “T” y en la
arenisca Basal Tena y 2 pozos se encuentran cerrados.
El pozo Parahuacu 03B fue cerrado el 31 de Marzo del 2007, el pozo Parahuacu
06 no se probó, el pozo Parahuacu 09 fue cerrado por bajo aporte de producción
el 8 de Diciembre de 1999 (Mapa 1.2).
El campo tuvo una producción promedia baja de 1382 BPPD, 3 BAPD en
diciembre de 2006 y un acumulado de producción de 14,377,560 Bls de petróleo,
187,800 bls de agua y un corte de agua de 0.2% al 1 de diciembre de 2006.
4
Mapa 1.2 Mapa de Ubicación de los Pozos del Campo Parahuacu
Fuente: PETROPRODUCCIÓN (OIL FILE MANAGER)
La ubicación y las coordenadas UTM y Geográficas de los pozos perforados se
detallan en la (Tabla 1.1)
5
Tabla 1.1 Ubicación de los Pozos en el Campo Parahuacu
Pozo
Coordenadas UTM
Coordenada Geográficas
X
Y
Norte
Oeste
Parahuacu 01
308948.5
10009171
00°04’5 7’’.590
76°43’00’’44
Parahuacu 02
308999.3
10007135
00°03’52’’.300
76°42’58’’.13
Parahuacu 03
309348.9
10011060
00°06’00’’.067
76°42’58’’.30
Parahuacu 03B
309331.0
10011106
00°06’01’’.570
75°42’47’’.40
Parahuacu 04
309488.9
10013123
00°07’07’’.238
76°4 2’42’’.31
Parahuacu 05
308995.2
10006872
00°03’43’’.856
76°42’58’’.23
Parahuacu 07
309308.9
10008262
00°04’28’’.977
76°42’48’’.13
Parahuacu 08
309273.0
10009989
00°05’25’’.000
76°42’49’’.29
Parahuacu 09
309377.0
10009989
00°06’31’’.953
76°42’45’’.34
Fuente: PETROPRODUCCIÓN
Elaborado por: Alfredo Obando
1.2 GEOLOGÍA DEL CAMPO
Este campo se encuentra limitado por un terreno de selva al norte del río
Aguarico, afluente del río Amazonas. Ubicado sobre el flanco norte del arco de la
trans-cuenca, separando la Cuenca Oriente de Ecuador y Perú, hacia el sur de la
Cuenca Putumayo en Colombia.
La región ha sido objeto de cinco períodos de deformación estructural, con
presencia de fallas, anticlinales y narices estructurales.
La nueva interpretación en base a los resultados de la sísmica 3D confirma la
presencia de dos grandes anticlinales controlados por dos fallas inversas
respectivamente, que provienen del basamento, además existen pequeñas fallas,
con sellos mas pequeños hacia arriba de la serie, hasta desaparecer a nivel de la
Basal Tena.
“El campo Parahuacu esta constituido por una estructura anticlinal alargado de
orientación Norte–Sur, de 13 Km. de largo, con un ancho promedio de 2 Km.,
presentando una falla sedimentaria inversa sub-vertical de alto ángulo que sirve
6
de sello hacia el este con su lado levantado hacia el oeste; el campo además
presenta un cierre estructural de 200 pies de desplazamiento vertical”.1
En este campo aparecen las formaciones cretácicas Tena y Napo con presencia
de hidrocarburos, y los yacimientos productores son las areniscas: Basal Tena
(secundaria), Napo “U” y Napo “T”.
Las areniscas “U” y “T” tienen cantidades significativas de hidrocarburos, pero sus
acuíferos son parcialmente activos y actúan arealmente por zonas a lo largo del
campo.
Los datos sísmicos indican que esta falla disminuye hacia arriba y termina en la
formación Basal Tena.
La fase compresiva que formó la estructura es de edad turoniana-mastrichtiana y
produjo una deformación sin-sedimentaria sincrónica con la depositación de Napo
Medio-Superior y Tena Inferior.
En el dominio de esta estructura, se evidencia una primera fase extensiva,
también identificada en las estructuras Charapa y Culebra-Yulebra-Anaconda, de
edad albiana (contemporáneas a la depositación de Hollín y Napo Basal), definida
por un conjunto de fallas normales sin-sedimentarias que no sufrieron inversión
posterior.
Para la elaboración del mapa del modelo estructural al tope de la caliza A, se
utilizaron el mapa en tiempo al tope de la caliza A de la sísmica 3D para la parte
norte del campo Parahuacu, un mapa en tiempo a la base de la caliza A
elaborado a partir de las líneas 2D al borde oeste del campo Parahuacu y para la
parte sur de la estructura del campo, se usaron 4 líneas 2D antiguas no
empatadas con el resto para determinar la ubicación de las fallas (3 líneas OesteEste) y de la parte mas alta del campo (1 línea Norte-Sur).
1
(M. Rivadeneira et. Al. / 1999)
7
1.3 ESTRATIGRAFÍA
En base a estudios de núcleos del campo Parahuacu y de los campos adyacentes
(Guanta-Dureno, Atacapi), así como los registros eléctricos de los pozos; se
concluyo que los yacimientos “U” y “T” son parte de un ambiente deltaico. El
rumbo sedimentario es de norte a sur.
1.3.1
FORMACIÓN BASAL TENA
El mapa de depositación ambiental y de datos sísmicos sugiere que Basal Tena
fue depositada en un canal erosionado con un potencial hidrocarburífero probado,
en una superficie de disconformidad al tope de la formación Napo.
Las profundidades promedio a las que se encuentra esta arena varían entre 8790
a 8820 pies de profundidad.
Esta arenisca de relleno es generalmente delgada, de 16 pies de potencial, se
asume que la fuente de hidrocarburos son las lutitas marinas que yacen debajo.
La porosidad más alta obtenida en esta arena es de 16% y esta en el centro del
canal cerca del pozo Parahuacu 04.
En el pozo Parahuacu 07 se encontró 8 pies de arena saturada de hidrocarburos.
1.3.2
FORMACIÓN NAPO
Esta formación comprende los reservorios característicos de las unidades “U” y
“T”. Por el contrario a la parte basal la cual es muy reducida.
Ambiente predominante deltaico con influencia fluvial predominante y menor
influencia mareal. El ancho de los canales sobre la base de presiones, varía entre
130-420 pies para “T” y 900 pies para “U”.
8
Las secuencias arenosas “U” y “T” son cuarzosas en sus partes basales y,
contienen abundante glauconita en sus porciones superiores, lo que se
corresponde con una etapa de plataforma.
1.3.2.1 Formación “U”
En esta arena el ambiente de depositación predominante es un complejo de canal
distributario y esta asociado a las barras de desembocadura y de rebalse
depositadas a medida que el mar transgredía, su tendencia es esencialmente
paralela al eje estructural, como consecuencia el yacimiento es extremadamente
complejo y variable de pozo a pozo.
Las profundidades promedio a las que se encuentra esta arena varían entre 9440
a 9470 pies de profundidad para el nivel superior, 9470 a 9500 pies de
profundidad para el nivel intermedio y de 9500 a 9560 pies de profundidad para el
nivel inferior.
La saturación de petróleo tiene su mayor desarrollo en la parte central, se muestra
una disminución con el decrecimiento de la posición estructural en los pozos
Parahuacu 04, Parahuacu 01 y Parahuacu 02.
En el pozo Parahuacu 08 simultáneamente perforado se encontró 15 pies de
arena saturada de petróleo con resultados positivos.
1.3.2.2 Formación “T”
Esta arena esta dominada por canales distributarios delgados de arenas de barra
de desembocadura. Ninguno de los pozos ha penetrado la sección gruesa del
canal.
Las profundidades promedio a las que se encuentra esta arena varían entre 9645
a 9690 pies de profundidad para el nivel superior y de 9690 a 9750 pies de
profundidad para el nivel inferior.
9
La porosidad alcanza su valor máximo de cerca del 14% en la barra de
desembocadura en el pozo Parahuacu 03 y un espesor de 15 pies, en el pozo
Parahuacu 07 se encontró 10 pies de arena saturada de petróleo con buenos
resultados (Figura 1.1).
Figura 1.1 Columna Estratigráfica de la Cuenca Oriente
E
LITOLOGIA
CONTINENTAL
FM CHAMBIRA
MIOCENO
F M ARAJUNO
M1 / VIVIAN
Yuralpa/Dayuno
5
Armadillo/Auca
CLZ M-2
ARN M-2
CENOMANIANO
ARENISCAS "U"
CLZ B
3
JIVINO/LAGUNA
ARENISCAS " T "
ALBIANO
2
Vista
CLZ C
Auca
ZONA
HOLLÍN SUPERIOR
Tapi
FM HOLLIN
APTIANO
LUTITAS NEGRAS, CALIZAS
ORGANOGENAS,E INTERCALACIONES
DE ARENISCAS Y LUTITAS
1
ARENISCAS CUARZOSAS
HIATO
MIEMBRO VOLCANICO MISAHUALLI
FM CHAPIZA
SUPERIOR
ARENISCAS ROJAS, CONGLOMERADOS
MANTOS VOLCANICOS
ARENISCAS Y LUTITAS INTERCALADAS
CON ANHIDRITA.
MEDIO
INFERIOR
PERMICO
CARBONIFERO
(PENSILVIANO)
FM
SANTIAGO
HIATO
FM
MACUMA
FM PUMBUIZA
SILURICO
ORDOVICICO/CAMBRICO
CALIZAS INTERCALADAS CON ARENISCAS
CUARCITAS Y ARCILLAS ESQUISTOSAS
CALIZAS, LUTITAS Y DOLOMITAS
DEVONICO
PRECAMBRICO PE
MARINO
JURASICO
4
HIATO
MARINO
CRETACICO
MESOZOICO MZ
CLZ A
FORMACION NAPO
Puma
Napo Inf. Napo Med. Napo Sup.
HIATO
MARINO DE AGUA SOMERO
ARN BT
CONIACIANO
PALEOZOICO PZ
ARCILLAS ROJAS ARENISCAS
CONCLOMERADOS
HIATO
FM TENA
CLZ M-1
NEOCOMIANO
CONT
FM TIYUYACU
SANTONIANO
TURONIANO
CONCGLOMERADOS, ARENISCAS,
ARENISCAS ARCILLOSAS
HIATO
CONTINENT
A MARINO
CAMPANIANO
LUTITAS GRIS VERDOSAS
FLUVIAL
HIATO
MARINO CONTIN
MAESTRICHTIANO
ARENISCAS PARDUZCAS INTERCALADAS
CON ARCILLAS MULTICOLORES,
CONGLOMERADOS
ARCILLAS ROJAS
Napo Basal.
PALEOCENO
CONGLOMERADOS, ARENAS Y ARCILLAS
CONTINE
FASE OROGENICA
TARDIO ANDINA
FM CURARAY
FM ORTEGUAZA
EOCENO
BREVE DESCRIPCION LITOLOGICA
ARENAS AMARILLAS Y ARCILLAS ROJAS,
MESETAS DE MATERIAL VOLCANICO
FM. MESA
FASE OROGENICA
TEMPRANA ANDINA
NEOGENO
PLIOCENO
OLIGOCENO
PALEOGENO
CENOZOICO C Z
EDAD
AMBIENTE
W
PRODUC...
COLUMNA ESTRATIGRAFICA CUENCA ORIENTE
ESQUISTOS GRAFITICOS, ARENISCAS
CUARCITICAS
BASAMENTO CRISTALINO
METAMORFICOS
MODIFICADO DE DASHWOOD Y ABBOTTS
Colaboracion: Pierre Kummert
Realizado por:
Juan Chiriboga / Omar Corozo
Fuente: PETROPRODUCCIÓN DEPARTAMENTO DE CARTOGRAFÍA
10
1.4 LITOLOGÍA
1.4.1
FORMACIÓN BASAL TENA
Litológicamente se trata de una arenisca cuarzosa transparente, hializa, de grano
grueso a muy grueso, subangular, mala clasificación, firme, cemento ligeramente
calcáreo,
con
hidrocarburos,
florescencia
natural
discontinua
amarilla
blanquecina; corte rápido, residuo café claro.
1.4.2
FORMACIÓN “U” SUPERIOR
Arenisca friable de cuarzo de color gris claro de grano muy fino a fino, de
subangular a subredondeada, con cemento calcáreo, con buena presencia de
hidrocarburos, de fluorescencia amarilla blanquecina, de corte instantáneo sin
residuo.
1.4.3
FORMACIÓN “U” INFERIOR
Se presenta como una arenisca firme de cuarzo monocristalino de color café
claro; hialina, firme, grano medio grueso, subangular, mala clasificación, cemento
ligeramente silíceo, con trazas de glauconita, saturada de hidrocarburos; corte
rápido, florescencia amarillo blanquecina, residuo sin residuo.
1.4.4
FORMACIÓN “T”
Se presenta como una arenisca friable de cuarzo de color gris verdosa, firme de
grano muy fino a fino, de subangular a redondeada, mal clasificada, bien
glauconítica con cemento calcáreo, saturada de hidrocarburo; fluorescencia
blanquecina, corte rápido, sin residuo.
11
1.4.5
FORMACIÓN “HOLLÍN”
Arenisca friable de cuarzo, de color gris claro, hialino de grano medio a grueso, de
angular a subangular subredondeado, clasificación regular a seleccionada, hacia
abajo el tamaño del grano aumenta, presenta ligeramente granos de glauconita
con trazas de hidrocarburos, el cemento es silíceo.
En el Campo Parahuacu no se encontró petróleo en este nivel, pero se podría
encontrar pequeños yacimientos de esta arena en la parte más alta del campo,
cerca de la falla, donde la estructura está 80 pies más alta que el pozo más alto
perforado hasta ahora Parahuacu 07.
1.5 AMBIENTE SEDIMENTARIO
1.5.1
FORMACIÓN BASAL TENA
De acuerdo con la interpretación de los datos sísmicos obtenidos, el ambiente de
sedimentación pertenece a facies fluviales, con areniscas generalmente delgadas,
cerca de 16 pies de espesor, pero con un potencial hidrocarburífero muy bueno,
ya que existen estratos generadores por debajo de esa arenisca.
El pozo Parahuacu 04 fue perforado cerca de un antiguo canal principal,
obteniendo una arenisca de alta porosidad (16%).
1.5.2
FORMACIÓN “U”
El ambiente de sedimentación de esta arenisca pertenece a canales fluviales y
barras de delta las cuales están ligadas a canales y regresiones.
La dirección de la sedimentación es casi paralela al rumbo de la estructura,
debido a lo cual el reservorio varía bastante de un pozo a otro.
12
1.5.3
FORMACIÓN “T” SUPERIOR
El ambiente de sedimentación pertenece a canales fluviales y barras de delta.
1.5.4
FORMACIÓN “T” INFERIOR
Este es el reservorio más importante, su ambiente de sedimentación corresponde
a una combinación de canales y barras delta.
El ancho de los canales definido por SSI (Scientific Software Intercomp 2003),
sobre la base de presiones varía entre 130-420 pies para “T” y 900 pies para “U”.
Las secuencias arenosas “U” y “T” son cuarzosas en sus partes basales y
contienen abundante glauconita en sus porciones superiores, lo que se
corresponde con una etapa de plataforma. Las lutitas negras y los cuerpos
calcáreos A y B, depositados sobre la secuencia, se desarrollaron en un prodelta
según SSI (2003) (Anexo 1).
1.6 CARACTERÍSTICAS ESTRUCTURALES DE LOS OBJETIVOS
1.6.1
CARACTERÍSTICAS ESTRUCTURALES DEL TOPE DE BASAL TENA
El anticlinal de Parahuacu se extiende N-S, con 15 Km. de largo y 4 Km. de
ancho. Corresponde a un anticlinal fallado, cuya falla inversa con dirección N-S
tiene una longitud de 11 Km. con un salto de 250 pies en su flanco Este hay
cuatro narices estructurales que se extienden e W-E a NNW con 50 a 90 pies de
cierre estructural.
1.6.2
CARACTERÍSTICAS ESTRUCTURALES DEL TOPE DE “U” SUPERIOR
El anticlinal de Parahuacu de dirección N-S, con 15 Km. de largo y 4 Km. de
ancho. La falla inversa “A” de dirección N-S tiene una longitud de 11 Km. con 250
13
pies de salto en su flanco Este. Aparecen cuatro narices estructurales que se
extienden en dirección W-E a NNW con 50 a 90 pies de cierre estructural.
1.6.3
CARACTERÍSTICAS ESTRUCTURALES DEL TOPE DE “U” INFERIOR
El anticlinal de Parahuacu de dirección N-S, con 15 Km. de largo y 4 Km. de
ancho. Es un anticlinal fallado cuya falla inversa se extiende 11 Km. en sentido NS, con 250 pies de salto en su flanco Este.
También hay la presencia de cuatro narices estructurales que se extienden en
dirección W-E a NNW con 25 a 75 pies de cierre estructural.
1.6.4
CARACTERÍSTICAS
ESTRUCTURALES
DE
LA
BASE
DE
“U”
INFERIOR
El anticlinal de Parahuacu se extiende N-S, con 15 Km. de largo y 4 Km. de
ancho. Aparece la falla inversa de 11 Km. de longitud y dirección N-S, con 250
pies de salto en su flanco Este.
También hay la presencia de cuatro narices estructurales que se extienden en
dirección W-E a NNW con 25 a 50 pies de cierre estructural.
1.6.5
CARACTERÍSTICAS ESTRUCTURALES DE LA BASE DE LA ARENISCA
“T” SUPERIOR
El anticlinal de Parahuacu con dirección N-S, con 15 Km de largo y 4 Km de
ancho. La falla inversa de dirección N.S, tiene 11 Km de largo con 250 pies de
salto en su flanco Este.
Se nota la presencia de cinco narices estructurales las cuales se extienden en
dirección W-E a NNW con 25 a 50 pies de cierre estructural.
14
1.6.6
CARACTERÍSTICAS ESTRUCTURALES DE LA BASE DE LA ARENISCA
“T” INFERIOR
El anticlinal de Parahuacu de dirección N-S, tiene 15 Km. de largo y 4 Km. de
ancho. La falla inversa de dirección N-S posee 11 Km. de largo y 250 pies de
salto en su flanco Este. También hay cuatro narices estructurales de dirección WE a NNW con 25 a 50 pies de cierre estructural (Anexo 2).
1.7 DETERMINACIÓN DE TOPES Y BASES
Los topes y bases de las formaciones presentes en el campo Parahuacu fueron
determinados de los registros de pozos, tomando en cuenta los cambios
secuenciales que presentan estos depósitos sedimentarios, los cuales son
identificados por las curvas de resistividad, sónico, Gamma Ray, potencial
espontáneo, porosidad neutrón y de densidad.
Como ejemplo de cálculo de los topes y bases de los pozos del campo Parahuacu
se hace referencia al pozo Parahuacu 09 (Anexo 3).
Los topes y bases de las arenas de cada uno de los pozos se detallan en la
(Tabla 1.2)
Tabla 1.2 Topes y Bases de las Formaciones del Campo Parahuacu
Pozo
U Inferior
Caliza B
T superior
T inferior
Hollín
PT
N
Tope
Base
Tope
Base
Tope
Base
Tope
Base
1
9538
9595
9660
9688
9688
9748
9748
9807
9886
10173
2
9413
9466
9530
9560
9560
9610
9610
9662
9672
9740
3
9510
9584
9650
9678
9678
9717
9717
9754
---
9840
3B
9537
9605
9680
9705
9705
9764
9764
9809
9874
9880
4
9526
9578
9658
9690
9690
9726
9728
9741
---
9840
5
10909
10923
N.R
N.R
11074
11094
11106
11124
---
11200
7
9470
9512
9592
9610
9610
9668
9668
9728
9802
9930
8
9512
9560
9644
9661
9610
9668
9668
9780
9858
9972
9
9535
9578
9664
9682
9682
9722
9722
9780
9850
9880
15
Pozo
E.M.R
Tena
Basal Tena
M-2
Caliza A
U Superior
U Media
N
Pies
Tope
Tope
Base
Tope
Tope
Base
Tope
Base
Tope
Base
1
1008
7717
8815
8855
9406
9438
9476
9476
9513
9513
9538
2
886
7660
8690
8720
9278
9310
9351
9351
9386
9386
9413
3
1006
7798
8804
8826
9368
9401
9446
9446
9480
9480
9510
3B
1012
7812
8828
8846
9395
9427
9473
9473
9507
9507
9537
4
980
7798
8818
8842
9393
9424
9480
9480
9510
9510
9526
5
909
N.R
10156
10168
N.R
N.R
N.R
N.R
N.R
10884
10909
7
969.105
7756
8756
8784
9338
9375
9408
9408
9448
9448
9470
8
1004.74
7782
8804
8830
9376
9411
9452
9452
9488
9488
9512
9
987.46
7803
8837
8844
9398
9430
9473
9473
9505
9505
9535
Fuente: PETROPRODUCCIÓN (OIL FIELD MANAGER)
Elaborado por: Alfredo Obando
1.8 PETROFÍSICA
Petrofísica es el estudio de las relaciones que existen entre las propiedades
físicas y la textura de una roca, es decir, es de interés tanto geológico como de
ingeniería.
Saber la petrofísica de la roca reservorio es un factor muy importante dentro de la
caracterización de los reservorios y del cálculo de reservas. A continuación
daremos una definición acertada de las propiedades petrofísicas del campo
Parahuacu.
1.8.1
POROSIDAD (Φ)
La porosidad se la define como el porcentaje del volumen total de una roca,
constituida por espacios vacíos, que representa su porosidad absoluta.
La
porosidad
efectiva
es
el volumen total de
los espacios
porosos,
interconectados de manera que permiten el paso de fluidos, a través de ellos.
Puede ser clasificada de acuerdo a su origen como primaria y secundaria. La
porosidad original se desarrolla durante la depositación de la roca (Anexo 4).
16
Para materiales intergranulares, con una cementación pobre o moderada, la
porosidad total es aproximadamente igual a la porosidad efectiva. Para materiales
mejor cementados y para calizas, se puede encontrar grandes diferencias entre
porosidad total y efectiva.
La porosidad primaria es definida por la porosidad intergranular de areniscas y la
porosidad intercristalina y oolítica de algunas calizas, las rocas con porosidad
primaria tienen características muy uniformes.
La porosidad secundaria es resultado del desarrollo de fracturas y es encontrada
en algunas arcillas y calizas. Se tienen mediciones cuantitativas de porosidad más
confiables a partir de muestras de núcleos.
φT =
φT =
φ N − φD
2
x100
Vb − Vs
x100
Vb
φe = φT (1 −V sh )
Donde:
ΦT = porosidad total (%)
ΦN = porosidad neutrónica (%)
ΦD = porosidad density (%)
Φe = porosidad efectiva (%)
Vb = volumen bruto (cm3)
Vs = volumen sólido (cm3)
Vsh = índice de arcilla en la zona de interés (%)
(Ec. 1.1)
(Ec. 1.2)
(Ec. 1.3)
17
1.8.2
PERMEABILIDAD (K)
Tomando como referencia la descripción del Instituto Americano del Petróleo API,
la permeabilidad es la capacidad de los fluidos de desplazarse entre los espacios
que conectan los poros de una masa porosa; o la conductividad de un cuerpo
poroso a los fluidos.
En 1856, Henry Darcy investigó el flujo de agua a través de filtros de arena para
purificación de agua. Y el resultado de los análisis fue determinado mediante la
siguiente ecuación de Darcy.
q=
KA ∆p
µ L
(Ec. 1.4)
La constante de proporcionalidad K es una característica del paquete de arena.
Darcy realizó sus investigaciones con cilindros de arena saturados 100% de agua.
Donde:
q = caudal a través del cilindro de arena (Bls/día.)
K = constante de proporcionalidad (darcys.)
A = área transversal (pie2.)
∆p = presión diferencial (psi.)
L = longitud (pie.)
Posteriores investigaciones determinaron que la ley de Darcy puede ser utilizada
con otros fluidos y que la constante de proporcionalidad K puede ser escrita
K
como
µ , donde µ es la viscosidad del fluido y K es la constante de
proporcionalidad para la roca. La ecuación generalizada de la ley de Darcy es:
q
K  dp
dz 
=− 
− gρ

A
ds 
µ  ds
(Ec. 1.5)
18
Donde:
q = caudal que atraviesa el área transversal (Bls/día.)
A = área transversal (pie2.)
K = constante de proporcionalidad de la roca (darcys)
µ = viscosidad del fluido (cp.)
dp
ds = gradiente de presión en la dirección s
g = aceleración gravitacional (m/seg2.)
ρ = densidad del fluido (gr/cm3.)
dz
ds = sin θ, donde θ, es el ángulo entre la dirección s y la horizontal
La industria del petróleo ha adoptado el Darcy como unidad de permeabilidad,
(usualmente se trabaja en milidarcys) la cual se define de la siguiente manera:
“Un medio poroso tiene una permeabilidad de un Darcy cuando un fluido de una
sola fase de un centipoise de viscosidad llena completamente el espacio vacío del
medio, fluye a través de este bajo condiciones de flujo viscoso, a un caudal de un
centímetro cúbico por segundo por centímetro cuadrado de área transversal, bajo
una presión o gradiente hidráulico equivalente a una atmósfera por centímetro”2
1.8.3
SATURACIÓN DE FLUIDOS
Además de la capacidad de almacenamiento y la conductividad de un cuerpo
poroso a los fluidos, otra propiedad muy importante es la saturación de fluidos.
La cual se describe como la cantidad de fluido disponible en un espacio dado.
En la mayoría de rocas reservorio, se cree que éstas estaban saturadas con agua
antes de ser invadidas por el petróleo. Este petróleo no desplaza toda el agua del
espacio poroso de la roca.
2
API, Code 27-Recommended Practice for Determining Permeability of Porous Media, Div. of Production,
API, Dallas (September 1952)
19
En consecuencia, para determinar la cantidad de hidrocarburos acumulados en un
medio poroso es necesario conocer la saturación de fluidos (petróleo, agua y gas)
de la formación.
1.8.4
CONDUCTIVIDAD ELÉCTRICA DE ROCAS SATURADAS DE FLUIDOS
Las rocas reservorio están compuestas de minerales, fragmentos de roca y
espacio vacío. Los sólidos, con la excepción de algunos minerales arcillosos, no
son conductores de la electricidad.
La conductividad eléctrica de la roca depende de la geometría del espacio poroso
y del tipo de fluido presente en ese espacio. En el estudio de rocas reservorio los
fluidos de interés son petróleo, agua y gas.
El petróleo y el gas no son conductivos, el agua es conductiva cuando tiene sales
disueltas. La corriente eléctrica es conducida en el agua mediante el movimiento
de iones por lo cual puede ser llamada conductividad electrolítica.
La resistividad de un material es el reciproco de la conductividad y usualmente se
la define como la capacidad de un material de conducir corriente eléctrica.
La resistividad de un material está definida por la siguiente ecuación:
ρ=
rA
L
Donde:
ρ = resistividad del material expresada en (Ω-m.)
r = resistencia expresada en (Ω.)
A = área de la sección transversal del conductor expresada en (cm2.)
L = longitud del conductor expresada en (cm.)
(Ec. 1.6)
20
1.8.5
PETROFÍSICA DEL CAMPO PARAHUACU
Para determinar las propiedades petrofísicas de los yacimientos del campo
Parahuacu se ha procedido ha realizar la evaluación e interpretación de los
perfiles eléctricos corridos en los pozos, los mismos que fueron realizados con el
programa Interactive Petrophysic (IP), con el propósito de cuantificar los
parámetros petrofísicos de las zonas de interés, este programa fue proporcionado
por
la
SUBGERENCIA
de
EXPLORACIÓN
y
DESARROLLO
de
PETROPRODUCCIÓN.
Para la evaluación de los perfiles eléctricos se determinó primeramente el
volumen de arcilla presente en la formación (Vsh), tomando en cuenta dos
indicadores de arcillosidad, principalmente el registro Gamma Ray, y el
neutrónico. La porosidad fue derivada principalmente del registro neutrón-density.
El programa Interactive Petrophysic utiliza el método de Gamma Ray (GR)
también conocido como método lineal, este se basa en las mayores deflexiones
de las curvas del GR ya que estas indican los intervalos de arenisca y arcillas
(Anexo 5).
1.9 REGISTROS ELÉCTRICOS
Para determinar parámetros que permitan evaluar la formación petrolífera, de una
manera rápida, económica y precisa, la utilización de los registros eléctricos como
un método indirecto permite obtener información de las formaciones atravesadas
durante la perforación del hueco.
El objetivo es de obtener datos de ingeniería igual y de mayor validez que los
obtenidos en el análisis de cores, sin embargo ambas técnicas se consideran
complementarias, casi todas las propiedades de las rocas de acumulación se
reflejan en los perfiles eléctricos pero para algunos casos no se debe esperar
gran exactitud a menos que las condiciones del pozo y de la roca sean favorables.
21
Una interpretación completa de los perfiles eléctricos implica obtener la siguiente
información del yacimiento.
• Litología de las formaciones
• Porosidad efectiva del yacimiento
• Saturación de fluidos del yacimiento
• Permeabilidad de la roca
• Espesor de la zona neta productiva
• Recuperación y productividad de los fluidos
Para la evaluación de registros eléctricos se han desarrollado varios paquetes
computacionales que facilitan el proceso, entre ellos tenemos: Interactive
Petrophysic, Workbench, CLAN, QLA, entre otros.
Se asumió una densidad de la matriz de 2.65 g/cc. Y la de fluido de 1 g/cc. Los
valores de resistividad del agua (Rw) fueron los determinados a partir de las
salinidades del agua de formación.
El procedimiento a seguir es el siguiente:
• Leer los valores que indique la curva de GR en la zona de interés.
• Seleccionar una zona limpia y libre de arcilla y leer el valor de GR limpio
(GRclean).
• Seleccionar la zona que tenga el mayor porcentaje de arcilla y leer el valor
de GR de arcilla (GRsh).
La fracción de arcilla en la zona de interés será determinada por la siguiente
ecuación:
Vsh =
GR − GRclean
GR sh − GRclean
(Ec. 1.7)
Para los cálculos de saturación de agua existen muchos modelos desarrollados, si
nos referiremos a arenas consolidadas el modelo más conocido es el de Archie,
22
sin embargo de la experiencia se ha comprobado que para arenas de la Cuenca
Oriental el modelo que mejor se ajusta es el de Indonesia, mientras que para la
evaluación de calizas el modelo que mejor se ajusta es el de Simandoux junto a
otras consideraciones y correlaciones especiales.
Modelo de Archie
1
 aR
Sw =  m w
 φe R t
n


(Ec. 1.8)
Modelo de Simandoux
∆=
φem 1 1
Vcl 2
+
4
1 − Vcl Rw Rw
Rcl 2
Vcl
+ ∆
Sw = Rclm
φ
1
2 e
1 − Vcl Rw
(Ec. 1.9)
(Ec. 1.10)
Modelo de Indonesia
Sw =
1
Vcl
1−
2
φ
1 Vcl
+ e
R t Rcl
Rw
(Ec. 1.11)
Para el cálculo de la saturación de agua, las constantes utilizadas son:
F=
a
φm
a = 1.0, m = 2, n = 2
Carbonatos
a = 0.81, m = 2, n = 2
Areniscas consolidadas
a = 0.62, m = 2.15, n = 2
Areniscas no consolidadas
(Ec. 1.12)
23
En la evaluación de registros eléctricos se considera como espesor neto de
petróleo al intervalo que cumple con los siguientes parámetros (cutoff) (Anexo
6).
Vcl < 50%
Porosidad > 10%
Sw < 50%
En la (Tabla 1.3) se detalla como ejemplo los resultados de la interpretación
petrofísica del pozo Parahuacu 09
Tabla 1.3 Resultados de la Interpretación Petrofísica del Pozo Parahuacu 09
SUMARIO DEL REPORTE CUTOFF
POZO
: Parahuacu 09
FECHA : 30/08/2007 13:41:18
SUMARIO DEL RESERVORIO
#
Zona
1
2
Tope U inferior
3
Espesor
Espesor
Total
Neto
9519.00
719.00
9577.50
58.50
9577.50
9682.00
Tope
Base
8800.00
9519.00
N/G
Av phi
Av Sw
2.50
0.003
0.099
0.583
18.00
0.308
0.103
0.334
104.50
16.50
0.158
0.216
Av Vcl
Phi*H
PhiSo*H
0.231
0.25
0.10
0.213
1.86
1.24
0.269
0.286
3.56
2.60
Ari
4
Tope T superior
9682.00
9722.00
40.00
13.00
0.325
0.114
0.467
0.218
1.48
0.79
5
Tope T inferior
9722.00
9780.00
58.00
21.00
0.362
0.127
0.414
0.130
2.66
1.56
6
9780.00
9877.00
97.00
17.75
0.183
0.219
0.178
0.497
3.88
3.19
Todas las Zonas
8800.00
9877.00
1077.00
88.75
0.082
0.154
0.307
0.265
13.69
9.49
Espesor
Espesor
Total
Neto
N/G
Av phi
Av Sw
Phi*H
PhiSo*H
SUMARIO DE LA ZONA DE PAGO
#
Zona
1
2
Tope U inferior
3
Av Vcl
Tope
Base
8800.00
9519.00
719.00
0.00
0.000
---
---
---
---
---
9519.00
9577.50
58.50
17.50
0.299
0.104
0.329
0.211
1.82
1.22
9577.50
9682.00
104.50
16.00
0.153
0.218
0.263
0.291
3.49
2.58
Ari
4
Tope T superior
9682.00
9722.00
40.00
6.50
0.162
0.127
0.407
0.146
0.83
0.49
5
Tope T inferior
9722.00
9780.00
58.00
14.00
0.241
0.127
0.298
0.157
1.78
1.25
6
9780.00
9877.00
97.00
17.75
0.183
0.219
0.178
0.497
3.88
3.19
Todas las Zonas
8800.00
9877.00
1077.00
71.75
0.067
0.164
0.260
0.283
11.80
8.72
Tope
Base
8800.00
CUTOFFS USADOS
#
Zona
1
2
Tope U inferior
3
Min.
Phi
Height
PHIE
9519.00
0.
>= 0.08
<= 0.5
9519.00
9577.50
0.
>= 0.08
<= 0.5
9577.50
9682.00
0.
>= 0.08
<= 0.5
Sw
Vcl
Vwcl
4
Tope T superior
9682.00
9722.00
0.
>= 0.08
<= 0.5
5
Tope T inferior
9722.00
9780.00
0.
>= 0.08
<= 0.5
9780.00
9877.00
0.
>= 0.08
<= 0.5
6
24
ZONA DE PAGO
1
2
Tope U inferior
3
8800.00
9519.00
0.
>= 0.08
<= 0.5
<= 0.5
9519.00
9577.50
0.
>= 0.08
<= 0.5
<= 0.5
9577.50
9682.00
0.
>= 0.08
<= 0.5
<= 0.5
4
Tope T superior
9682.00
9722.00
0.
>= 0.08
<= 0.5
<= 0.5
5
Tope T inferior
9722.00
9780.00
0.
>= 0.08
<= 0.5
<= 0.5
9780.00
9877.00
0.
>= 0.08
<= 0.5
<= 0.5
6
UNIDADES DE FONDO : PIE
Fuente: PETROPRODUCCIÓN (Interactive Petrophysic)
Elaborado por: Alfredo Obando
Hechas estas consideraciones, los parámetros petrofísicos del campo Parahuacu
y de los pozos se detallan en las (Tablas 1.4 y 1.5)
Tabla 1.4 Propiedades Petrofísicas Promedio del Campo Parahuacu
o
ho
Φ
K
Sw
Área
Bo
(pies)
(%)
(md)
(%)
(acres)
Bls/BF
Basal Tena
7.50
12.70
200
35.00
3088
1.229
19.00
162
U
15.50
10.40
300
29.00
4015
1.219
28.00
463
T
40.50
11.90
100
30.00
4324
1.320
32.00
395
Yacimiento
API
GOR
Scf/Bls
Fuente: PETROPRODUCCIÓN
Elaborado por: Alfredo Obando
Estos resultados pueden ir variando pozo a pozo y de la arena que cada uno de
ellos este produciendo.
Tabla 1.5 Propiedades Petrofísicas de los Pozos del Campo Parahuacu
Parahuacu 1
ht
ho
Φ
Sw
(pies)
(pies)
(%)
(%)
Basal Tena
53
5.50
12.00
56.26
U inferior
56
8.00
11.20
50.58
T superior
41
6.50
12.80
34.25
T inferior
60
35.00
12.25
29.30
Yacimiento
25
Parahuacu 2
ht
ho
Φ
Sw
Salinidad
Rw
Temp.
(pies)
(pies)
(%)
(%)
(ppm)
(Ohm-m)
( F)
Basal Tena
48
5.00
12.80
39.00
22200
0.077
184.4@8713’
U inferior
68
20.00
11.00
15.10
50500
0.053
194@9447’
T superior
60
15.00
13.60
42.60
11600
0.198
196.8@9584’
T inferior
45
20.00
11.50
20.10
11600
0.198
197@9637’
Yacimiento
o
Parahuacu 3
ht
ho
Φ
Sw
Salinidad
Rw
Temp.
(pies)
(pies)
(%)
(%)
(ppm)
(Ohm-m)
( F)
Basal Tena
48
5.00
12.80
39.00
35000
0.075
188.7@8814’
U inferior
68
20.00
11.00
15.10
50500
0.052
198.3@9552’
T superior
60
15.00
13.60
42.60
11600
0.194
201@9698’
T inferior
45
20.00
11.50
20.10
11600
0.194
201@9736’
Yacimiento
o
Parahuacu 3B
ht
ho
Φ
Sw
Salinidad
Rw
Temp.
(pies)
(pies)
(%)
(%)
(ppm)
(Ohm-m)
( F)
Basal Tena
46
6.00
12.80
38.00
62000
0.050
236@8838’
U inferior
66
28.00
14.50
19.60
45000
0.051
236@9574’
T inferior
44
17.00
18.00
20.30
11000
0.159
242@9782’
Yacimiento
o
Parahuacu 4
ht
ho
Φ
Sw
Salinidad
Rw
Temp.
(pies)
(pies)
(%)
(%)
(ppm)
(Ohm-m)
( F)
Basal Tena
50
15.00
15.70
27.00
35000
0.077
183.4@8830’
U inferior
47
9.00
12.60
50.00
50500
0.053
192.4@9567’
T superior
19
3.00
11.50
60.50
11600
0.200
194.8@9707’
T inferior
28
8.00
12.80
21.20
11600
0.200
194.8@9735’
Yacimiento
o
“Cabe señalar que del pozo Parahuacu 05-D no se han realizado pruebas
iníciales de PVT por falta de perfiles resistivos, por lo cual no se hace referencia."3
3
INFORME SUBGERENCIA DE EXPLORACIÓN Y DESARROLLO (ATA-PRH-016) 1998
26
Parahuacu 7
ht
ho
Φ
Sw
Salinidad
Rw
Temp.
(pies)
(pies)
(%)
(%)
(ppm)
(Ohm-m)
( F)
Basal Tena
28
8.00
14.00
29.00
70000
0.041
188@8780’
U media
22
3.50
12.00
23.00
70000
0.040
196@9459’
U inferior
42
12.00
13.00
45.00
70000
0.040
197@9491’
T superior
58
10.00
11.00
40.00
15000
0.0155
198@9639’
T inferior
60
44.00
14.00
14.00
15000
0.154
199@9698’
Yacimiento
o
Parahuacu 8
ht
ho
Φ
Sw
Salinidad
Rw
Temp.
(pies)
(pies)
(%)
(%)
(ppm)
(Ohm-m)
( F)
Basal Tena
29
11.00
15.30
18.80
70000
0.041
189.96@8817’
U media
23.5
6.00
14.10
26.80
70000
0.039
198.26@9500’
U inferior
49.5
20.75
13.00
16.10
70000
0.039
197@9491’
T superior
55.5
27.00
12.60
66.20
15000
0.155
198@9639’
T inferior
64
42.25
15.00
16.60
15000
0.154
199@9698’
Yacimiento
o
Parahuacu 9
ht
ho
Φ
Sw
Salinidad
Rw
Temp.
(pies)
(pies)
(%)
(%)
(ppm)
(Ohm-m)
( F)
U inferior
58.50
18.00
10.30
33.40
70275
0.04
190@9800’
T superior
40
13.00
11.40
46.70
53000
0.05
185@9702’
T inferior
58
21.00
12.70
41.40
53000
0.05
185@9751’
Yacimiento
o
Fuente: PETROPRODUCCIÓN
Elaborado por: Alfredo Obando
1.10 CARACTERISTICAS DE LOS CRUDOS
Los crudos se tornan más pesados de los yacimientos mas profundos a los mas
someros, así “T” tiene 30 oAPI, “U” 28 oAPI y Basal Tena 20 oAPI, siendo sus
contenidos de azufre de 0.62, 0.67 y 1.05 % P, respectivamente.
27
1.11 PROPIEDADES FÍSICAS DE LOS FLUIDOS
Estas propiedades deben ser evaluadas a la presión de reservorio y a varias
presiones para estudios del comportamiento del reservorio, además a presiones y
temperaturas de borde de pozo para cálculos hidráulicos.
Los fluidos encontrados en yacimientos petrolíferos son esencialmente mezclas
complejas de compuestos de hidrocarburos, que contienen impurezas como
nitrógeno, dióxido de carbono y sulfuro de hidrógeno.
La composición del petróleo a condiciones de superficie es completamente
diferente a condiciones de yacimiento, principalmente debido a la liberación de
metano y etano en solución y a la vaporización de fracciones de propanos,
butanos y pentanos a medida que la presión disminuye al pasar de condiciones
de yacimiento a condiciones atmosféricas normales.
Si se dispone de muestras de fluido, las propiedades de interés pueden ser
medidas mediante un análisis PVT (presión-volumen-temperatura) las mismas
que son un conjunto de pruebas realizadas en laboratorio para determinar las
propiedades de los fluidos en un yacimiento petrolífero.
Sin embargo, estos análisis usualmente se llevan a cabo a presión de reservorio y
a la variación de las propiedades con la temperatura, no está disponible para
cálculos de sistemas de producción.
Adicionalmente, puede que no se disponga de los análisis PVT por razones
económicas.
Para vencer estas dificultades, se han desarrollado correlaciones empíricas para
predecir varias propiedades físicas de los fluidos.
28
1.11.1 DENSIDAD DEL PETRÓLEO (ρO)
Es la relación de la masa del petróleo más el gas disuelto o en solución por
unidad de volumen, la cual varía con la presión y la temperatura, además la
densidad del petróleo tiene relación con la densidad del agua en condiciones
normales de presión y temperatura.
1.11.2 PRESIÓN DE PUNTO DE BURBUJA (Pb)
Es la presión existente en el estado de equilibrio de un sistema compuesto de
petróleo y gas, en el cual el petróleo ocupa prácticamente todo el sistema,
excepto en una cantidad infinitesimal de gas.
1.11.3 RELACIÓN GAS PETRÓLEO EN SOLUCIÓN (Rs)
Es la cantidad de gas que se libera del petróleo si se reduce la presión hasta la
presión atmosférica, se expresa en pies cúbicos estándar por barril fiscal
(PCS/BF). El gas normalmente es referido como gas disuelto.
1.11.4 FACTOR VOLUMÉTRICO DEL PETRÓLEO (Bo)
Es la relación de volúmenes de un fluido (petróleo, gas, agua) a condiciones de
yacimiento y superficie. Se expresa en (Bls/BF).
1.11.5 VISCOSIDAD DEL PETRÓLEO (µo)
Es la medida de la resistencia del petróleo a fluir, esta resistencia se debe a la
fricción interna que se produce entre las moléculas del fluido. La unidad de
medida de la viscosidad es el centipoise y es necesariamente para cálculos de
reservas.
29
1.11.6 VISCOSIDAD DEL AGUA (µ w)
La viscosidad del agua esta en función principalmente de la temperatura, sin
embargo la presión y la salinidad también ejercen un efecto sobre esta. La presión
tiene un efecto relativamente pequeño, mientras que el efecto de la salinidad esta
basado en la relación entre la viscosidad de salmuera y la viscosidad de agua
pura.
1.11.7 TENSIÓN INTERFACIAL
Es la fuerza por unidad de longitud existente en la interfase de dos fluidos
inmiscibles. No es muy necesaria en cálculos de reservorios pero es un parámetro
utilizado en algunas correlaciones para cálculos de flujos en tuberías, es
expresado en dinas/cm.
Los datos de las propiedades de los fluidos del campo Parahuacu y de los pozos,
se han tomado como base los análisis PVT disponibles en el archivo de
Subgerencia de Exploración y Desarrollo de PETROPRODUCCIÓN se listan en la
(Tabla 1.6 y 1.7)
Tabla 1.6 Propiedades Promedio de los Fluidos del Campo Parahuacu
Yacimiento
o
API
Pb
GOR
βo
Grav.
µo
F
Psi
Scf/Bls
Bls/BF
Gas Aire = 1
Cp.
T
o
Basal Tena
19.00
210
778
162
1.229
0.9925
1.7
U
28.00
236
1485
463
1.219
1.186
1.97
T
32.00
242
1283
395
1.280
1.249
1.7
Fuente: PETROPRODUCCIÓN
Elaborado por: Alfredo Obando
30
Tabla 1.7 Propiedades de los Fluidos de los Pozos del Campo Parahuacu
Pozo
o
Yacimiento
API
Pb
GOR
βo
Grav.
µo
F
Psi
Scf/Bls
Bls/BF
Gas Aire = 1
cp.
T
o
PRH 1
T
34.00
184
1480
459
1.280
1.341
1.84
PRH 2
UI
28.00
202
1485
463
1.219
1.186
1.97
PRH 3
Basal Tena
20.00
196
735
160
1.145
1.058
1.70
PRH 3B
U+T
30.40
220
1050
366
1.240
1.249
0.73
PRH 4
Basal Tena
18.00
194
820
164
1.229
0.927
4.0
PRH 5
T
30.80
222
1190
332
1.308
0.929
1.14
PRH 7
TS+TI
30.00
206
1086
332
1.240
1.157
3.64
PRH 8
TI
30.00
204
1200
310
1.320
1.19
1.77
PRH 9
TS
32.10
185
1283
396
1.280
0.97
1.70
Fuente: PETROPRODUCCIÓN
Elaborado por: Alfredo Obando
Con la salinidad del agua de formación y la temperatura del yacimiento se
determino la resistividad del agua para cada intervalo de interés. Estos valores de
salinidad y resistividad se muestran en la (Tabla 1.8)
Tabla 1.8 Salinidades y Resistividades del Campo Parahuacu
Yacimiento
Salinidad
Rw
(ppm)
(Ohm-m)
Basal Tena
51,428
0.086 @ 201 F
U
59,000
0.054 @ 209 F
T
13,500
0.143 @ 213 F
H superior
5,000
0.382 @ 205 F
Fuente: PETROPRODUCCIÓN
Elaborado por: Alfredo Obando
0
0
0
0
31
1.12 DETERMINACIÓN DEL CONTACTO AGUA PETRÓLEO
Todos los yacimientos están delimitados por un límite inferior de petróleo (L.I.P),
no se conoce contacto agua petróleo (C.A.P) en ningún pozo del campo
Parahuacu, uno de los pozos cerrados lo fue por problemas operacionales y el
otro reemplazo del pozo colapsado por falta de aporte, por estar ubicado entre
dos pequeñas fallas que lo incomunican con el resto de los yacimientos.
Para poder determinar el C.A.P en los registros eléctricos se utiliza criterios muy
simples como:
• Una deflexión a la izquierda en la curva de la resistividad total.
• La curva de la resistividad total se mantiene constante en valores bajos
mientras exista arena.
En la (Tabla 1.9) podemos apreciar las profundidades del límite inferior de
petróleo (L.I.P) de los pozos del campo Parahuacu.
Tabla 1.9 Limite Inferior de Petróleo (L.I.P) del Campo Parahuacu
Pozo
Yacimiento
EMR
Profundidad
(pies)
(pies)
Limite
PRH 1
T
993
10173
(-8729)
L.I.P
PRH 2
U inferior
870
9740
(-8691)
L.I.P
PRH 3
T superior
999
9878
(-8724)
L.I.P
PRH 3B
U inferior
1013
9980
(-8572)
L.I.P
PRH 4
Basal Tena
976
9850
(-8602)
L.I.P
PRH 5
T inferior
912
11200
(-8895)
L.I.P
PRH 7
T superior + inferior
969
9942
(-8719)
L.I.P
PRH 8
T inferior
1006
9972
(-8783)
L.I.P
PRH 9
T superior
987
9850
(-8782)
L.I.P
Fuente: PETROPRODUCCIÓN
Elaborado por: Alfredo Obando
32
1.13 PRESIONES
El estudio del comportamiento de la presión en un reservorio es un factor
fundamental en la caracterización del mismo, así como el análisis e interpretación
de pruebas de presión (Build Up), permitiendo así conocer las características del
reservorio y además poder determinar cuales son los reservorios y las zonas
potenciales para la perforación de nuevos pozos.
1.13.1 HISTORIAL DE PRESIÓN
Basal Tena.- Este yacimiento tuvo una presión inicial de 3917 psi, la presión en la
actualidad es de 1547 psi, con tendencia a estabilizarse a partir de 1995, en
consecuencia se tiene un decremento de 2370 psi (84.64 psi por año).
La arenisca Basal Tena esta presente en la mayor parte de los pozos del Campo
Parahuacu, donde el pozo Parahuacu 04 produce de este nivel. El acumulado de
producción para este reservorio al 31 de diciembre de 2006 es de 1,114,904 Bls
de petróleo producidos (Figura 1.2).
Figura 1.2 Historial de Presión de Basal Tena
Basal Tena
5000
Presión
4000
3000
2000
1000
0
1979 1981 1983 1985 1987 1989 1991 1993 1995 1997 1999 2001 2003 2005 2007
Año
Presión de Burbuja
Fuente: PETROPRODUCCIÓN
Elaborado por: Alfredo Obando
Basal Tena
Exponencial (Basal Tena)
33
Arenisca “U”.- La producción de este reservorio proviene de los pozos
Parahuacu 02, Parahuacu 03 (cerrado desde 1985) y Parahuacu 03B. La presión
ha disminuido durante la vida del campo desde 3600 psi a 2513 psi, teniendo una
disminución de presión de 1087 psi (38.82 psi por año). La producción acumulada
al 31 de diciembre de 2006 es de 815,404 Bls de petróleo producidos (Figura 1.3).
Figura 1.3 Historial de Presión de la Arenisca “U”
Presión
U
4000
3500
3000
2500
2000
1500
1000
500
0
1979 1981 1983 1985 1987 1989 1991 1993 1995 1997 1999 2001 2003 2005 2007
Año
Presión de Burbuja
U
Exponencial (U)
Fuente: PETROPRODUCCIÓN
Elaborado por: Alfredo Obando
Arenisca “T”.- En el caso de “T” inferior los datos muestran una disminución de
presión razonable, desde la presión inicial de 4150 psi hasta un valor actual de
2513 psi, es decir una diferencia de 1637 psi (58.46 psi por año), el acumulado de
producción al 31 de diciembre de 2006 es de 12,447,252 Bls de petróleo
producidos.
Para este reservorio, la presión experimentó una caída brusca de presión los
primeros cinco años de vida productiva, posteriormente tiende a estabilizarse
alrededor de 2100 psi como consecuencia de la actividad del acuífero que aunque
no es tan fuerte como en otros campos es suficiente para aumentar la producción
del campo (Figura 1.4).
34
Figura 1.4 Historial de Presión de la Arenisca “T”
T
5000
Presión
4000
3000
2000
1000
0
1979 1981 1983 1985 1987 1989 1991 1993 1995 1997 1999 2001 2003 2005 2007
Año
T
Presión de Burbuja
Exponencial (T)
Fuente: PETROPRODUCCIÓN
Elaborado por: Alfredo Obando
Los yacimientos principales de este campo son “U” inferior y “T” inferior siendo el
más productivo “T” inferior. De la producción total del campo el 86.7 %
corresponde a “T”, el 5.5 % a “U” y el 7.8 a Basal Tena. La producción de agua en
los tres niveles es muy pequeña 1.5% de Bsw acumulado promedio. La (Tabla
1.10) mostrara claramente lo anteriormente comentado.
1.14 MECANISMOS DE PRODUCCIÓN
El mecanismo de producción que permite la extracción de petróleo del campo
Parahuacu es una combinación del empuje lateral natural del acuífero y la
expansión de los fluidos y roca, este comportamiento se observa para los
yacimientos “U” y “T” de la formación Napo. En el yacimiento Basal Tena se
observa igual comportamiento pero de una manera más débil. Cabe señalar que
el campo presenta caídas de presiones significativas seguido de bajos volúmenes
de agua recuperados en la mayoría de los pozos lo cual indica una columna
limitada de agua, los modelos ajustados a este yacimiento mostraron entradas de
agua débiles, lo que ratifica que el mecanismo de producción que rige a este
campo es una combinación natural producida por un empuje lateral natural del
acuífero y la expansión de fluidos y roca.
35
Tabla 1.10 Historial de Pruebas de Presiones del Campo Parahuacu
Pozo
Yacimiento
Fecha
Qt (Bls)
Qo (Bls)
Qw (Bls)
Prof
Mp (pies)
PRH 5
PRH 2
PRH 2
PRH 2
PRH 4
PRH 1
PRH 4
PRH 1
PRH 4
PRH 7
PRH 7
PRH 7
PRH 7
PRH 5
PRH 8
PRH 2
PRH 3
PRH 3B
PRH 3B
PRH 3B
PRH 3B
PRH 9
PRH 7
PRH 3B
T inferior
T
Basal Tena
U
Basal Tena
T
Basal Tena
T
Basal
H superior
T inferior
T superior
Basal Tena
T inferior
T inferior
U inferior
T
T inferior
U inferior
U inferior
T inferior
T superior
TS+TI
U inferior
23/Dic./1991
16/Ene./1992
29/Mar./1992
24/Abr./1992
26/Ago./1992
05/Ago./1994
09/Abr./1995
12/Nov./1995
22/Nov./1995
19/Ago./1997
26/Ago./1997
01/Sep./1997
11/Sep./1997
26/Sep./1997
17/Dic./1997
14/Ene./1998
04/Abr./2002
05/Abr./2002
30/Jun./2002
30/Jul./2002
05/Ene./2004
20/Ene./2004
29/Nov./2004
07/Mar./2006
0
864
480
288
360
504
192
548
384
72
844
254
384
504
396
1002
1224
1224
504
504
250
167
254
192
0
778
240
259
356
161
190
457
357
0
320
243
381
423
374
1001
832
832
403
403
135
95
243
186
0
86
240
29
4
343
2
91
27
72
524
11
3
81
22
1
392
392
101
101
115
72
11
6
0
8711
8700
9280
8748
9598
8728
9594
8713
9746
9576
9545
8696
10914
9373
8679
9790
9790
9564
9564
9768
9712
9652
9802
Fuente: PETROPRODUCCIÓN (AS-400)
Prof
B
(pies)
0
8711
8700
9280
8748
9598
8728
9594
8713
9746
9576
9545
8696
10914
9373
8679
9669
9669
9364
9364
9445
9393
8583
9555
Pwf
(psi)
Pr
(psi)
Sf
St
m
K (md)
1958
916
724
473
663
1362
1035
1634
682
0
1563
1661
815
1986
1182
985
2141
2141
860
860
761
729
267
505
2654
3219
2765
3683
1115
2216
1299
2422
1547
0
2118
2109
3037
2539
0
1911
2556
9669
2720
2637
1292
2513
1382
727
0
0
1.7
0
0
19
0
15.68
0
0
38.4
5.2
0
3.9
0
0
11.2
11.2
2.22
2.22
20
0.54
0.77
0.12
0
0
0
0
0
22
0
18.55
-1.24
0
40.7
6.5
-1.42
4.6
0
-2.9
11.2
11.2
2.22
2.22
20
0.54
0.77
0.12
0
0
0
0
0
27
79.9
35.3
182.3
0
13
36.5
471.2
52.3
0
303.9
-21.6
22
217
217
-12.8
339
191
56
0
21
55
7
187
37
60
69
49
0
134
106
75
103
0
26
1340
1340
43
43
80
5
6
19
o
API
32.40
25.00
25.00
32.30
30.50
33.30
28.40
33.30
28.40
25.00
33.30
28.00
28.00
34.00
27.00
32.60
21.80
21.80
27.30
27.30
30.40
32.10
32.20
33.90
36
CAPÍTULO 2
2 CÁLCULO DE RESERVAS
Las reservas de hidrocarburos como política económica en el desarrollo de una
nación tienen un carácter dinámico y varía de acuerdo al comportamiento de los
yacimientos y de la información que se disponga.
Como principal característica para la determinación de la factibilidad de ubicar
pozos de desarrollo nuevos a perforar en el campo Parahuacu, el cálculo de
reservas es uno de los objetivos primordiales de saber y establecer si se dispone
de un volumen de reservas que justifique el proyecto de perforación.
Para tal efecto se realizara el cálculo de reservas por el método volumétrico y se
dará soporte aplicando el método de curvas de declinación de las principales
arenas de las cuales depende la producción de petróleo de este campo.
2.1 PETRÓLEO ORIGINAL INSITU (POES)
El petróleo original insitu (POES) es el volumen total de petróleo estimado, que
existe originalmente en los yacimientos. Generalmente se lo determina con la
siguiente ecuación:
POES = 7758 *Vr * φ e * (1 − Sw )
Donde:
Vr = volumen de la roca (Acre-pie)
Φe = porosidad efectiva de la roca (%)
Sw = saturación de agua (%)
7758 = factor de conversión (Bls/Acre-pie)
(Ec. 2.1)
37
2.2
FACTOR DE RECOBRO
El factor de recobro tiene relación directa con el mecanismo de producción del
yacimiento, sea este por empuje hidráulico, expansión de fluidos o roca.
Para los reservorios de este campo se determinó que de acuerdo al
comportamiento de producción de los fluidos del mismo, siendo los mecanismos
principales para la recuperación de petróleo una combinación de empuje lateral
natural del acuífero y la expansión de petróleo y roca, razón por la cual la
declinación
de
la
presión
en
estos
yacimientos
no
ha
disminuido
considerablemente respecto a la producción.
La manifestación de empuje hidráulico lateral en la arena “T” ha sido muy débil
inicialmente, pero se ha observado últimamente su acción a través de un
mantenimiento de la presión.
Los factores de recobro que se han venido manteniendo para el campo
Parahuacu son de 15% para Basal Tena, 20% para “U” y 29% para “T”, los
mismos que han sido calculados en la simulación realizada en el campo.
En la (Tabla 2.1) se muestran los valores de factor de recobro para el Campo
Parahuacu.
Tabla 2.1 Factores de Recobro del Campo Parahuacu
Arena
Φe (%) Sw (%) FR (%)
Basal Tena
12.50
35.00
15.00
U
10.40
29.00
20.00
T
11.90
30.00
29.00
Fuente: SUBGERENCIA DE EXPLORACIÓN Y DESARROLLO PETROPRODUCCIÓN
38
2.3
RESERVAS
Son aquellos volúmenes de hidrocarburos existentes en un yacimiento y factibles
de recuperación. Se clasifican en:
• Primarias
• Secundarias
• Probables
• Probadas no desarrolladas
• Probadas
• Remanentes
2.3.1
RESERVAS PRIMARIAS
Son las reservas recuperables por métodos convencionales, como resultado de la
energía inherente del reservorio y que pueden ser explotados bajo precios y
costos comerciales.
2.3.2
RESERVAS SECUNDARIAS
Son las reservas que se adicionan a las primarias, como resultado de
implantación de algún sistema de recuperación mejorada.
2.3.3
RESERVAS PROBABLES
Son volúmenes de hidrocarburos estimados de acuerdo con los estudios
geológicos y geofísicos, ubicados en las cercanías de los volúmenes probados.
2.3.4
RESERVAS PROBADAS NO DESARROLLADAS
Son aquellas reservas que una vez probadas no pueden ser recuperadas debido
a la falta de pozos necesarios para la total explotación.
39
2.3.5
RESERVAS PROBADAS
Constituyen los volúmenes de hidrocarburos que existen en los yacimientos,
factibles de ser recuperados, y determinados con toda seguridad mediante los
resultados obtenidos especialmente con la perforación de pozos y pruebas de
producción probadas desarrolladas.
Son las reservas que pueden ser recuperadas en las áreas en donde se ha
desarrollado el campo y puede ser obtenida de la siguiente ecuación.
Reservas (BF ) = POES (BF ) *
FR
Boi (Bls / BF )
(Ec. 2.2)
2.3.6 RESERVAS REMANENTES
Es aquel volumen de hidrocarburos recuperables, cuantificables a cualquier fecha
posterior al inicio de la producción comercial, que todavía permanecen en el
yacimiento.
Reservas Remanentes (Bls ) = Reservas Probadas - Producción Acumulada (Bls )
(Ec. 2.3)
Los métodos existentes para la realización del cálculo de reservas son:
• Método Volumétrico
• Curvas de Declinación
• Balance de Materiales
En el presente estudio el cálculo de reservas se realizara aplicando el método
volumétrico y las curvas de declinación.
40
2.4
MÉTODO VOLUMÉTRICO
Este método es utilizado para calcular el volumen de petróleo presente en el
yacimiento y se basa en:
1. La información obtenida de registros eléctricos y análisis de núcleos donde
se determina el volumen total, porosidad, y saturación de los fluidos
presentes en el yacimiento.
2. Análisis del fluido donde se determina el factor volumétrico del petróleo.
El método volumétrico se basa en diferentes procedimientos para determinar las
reservas de hidrocarburos, estos métodos son.
• Método de Cimas y Bases
• Método de Isopacas
• Método de Isovolúmenes Porosos
• Método de Isoíndice de Hidrocarburos
2.4.1
MÉTODO DE ISOÍNDICE DE HIDROCARBUROS
El índice de hidrocarburos (IH) representa la fracción del espesor neto poroso de
una roca que está ocupada por los hidrocarburos, y esta es la ecuación que lo
describe.
IH = ho * φe * S o
Donde:
ho = espesor neto saturado de hidrocarburo (pies)
Φe = porosidad efectiva (%)
So =saturación de hidrocarburo (%)
(Ec. 2.4)
41
Para el cálculo de las reservas In-Situ del campo Parahuacu, se han utilizado los
mapas estructurales al tope de cada reservorio y el mapa de isoíndice de
hidrocarburos (Tabla 2.2).
Tabla 2.2 Isoíndice de Hidrocarburos
Pozo
PRH 1
PRH 2
PRH 3B
PRH 4
PRH 7
PRH 8
PRH 9
Arena
Φe
So
ho (pies)
IH (pies)
Basal Tena
12.00
0.4374
5.50
0.2886
U inferior
11.20
0.4942
8.00
0.4428
T superior
12.80
0.6575
6.50
0.5470
T inferior
12.25
0.7070
35.00
3.0312
Basal Tena
16.40
0.6250
10.50
1.0762
U inferior
12.20
0.5850
28.50
2.0340
T superior
11.80
0.4340
7.00
0.3584
T inferior
13.60
0.8720
39.50
4.6843
Basal Tena
12.80
0.620
6.00
0.4761
U inferior
14.50
0.804
33.00
3.5287
T inferior
18.00
0.777
24.00
3.3566
Basal Tena
15.70
0.730
15.00
1.7191
U inferior
12.60
0.500
9.00
0.5670
T superior
11.50
0.350
3.00
0.1207
T inferior
12.80
0.788
8.00
0.8069
Basal Tena
14.00
0.710
8.00
0.7952
U media
12.00
0.770
4.00
0.3696
U inferior
13.00
0.550
12.00
0.8580
T superior
11.00
0.550
10.00
0.6050
T inferior
14.00
0.860
44.00
5.2976
Hollín
14.00
0.900
11.00
1.3860
Basal Tena
15.30
0.812
11.00
1.3665
U media
14.10
0.732
6.00
0.6192
U inferior
13.00
0.838
20.75
2.2605
T superior
12.60
0.338
27.00
1.1498
T inferior
15.00
0.834
42.25
5.2854
Basal Tena
13.20
0.520
2.00
0.1372
U superior
14.70
0.559
4.50
0.3697
U media
12.30
0.671
12.50
1.0316
U inferior
10.30
0.666
18.00
1.2347
T inferior
12.70
0.586
21.0
1.5628
Fuente: PETROPRODUCCIÓN (Interactive Petrophysic)
Elaborado por: Alfredo Obando
42
A continuación se hace referencia el cálculo de reservas por el método
volumétrico para las diferentes arenas del campo Parahuacu (Tabla 2.3).
Tabla 2.3 Reservas del Campo Parahuacu
Área
ho
Sw
Φe
(acres)
(pies)
(%)
(%)
3088.00
4015.00
4324.00
11,427.00
7.50
15.50
40.50
63.50
35.00
29.00
30.00
31.33
12.50
10.40
11.90
11.60
Yacimiento
Basal Tena
U
T
Sub-Total
GOR
Scf/Bls
162
463
395
340
Reservas
Probadas
Bls
1,851,532
5,619,472
25,072,280
32,543,285
Producción
Acumulada
Bls
31-12-2006
1,115,088
812,291
12,450,181
14,377,560
Producción
2006
37,126
46,354
502,700
586,180
Boi
Volumen
Insitu (cs)
Bls
FR
(%)
1.229
1.219
1.280
1.240
12,343,546
28,097,362
86,456,139
126,897,047
15.00
20.00
29.00
22.33
Reservas
Remanentes
Bls
31-12-2006
736,444
4,807,181
12,622,099
18,165,725
% Recuperado
En función de
POES Reservas
4.01
2.11
15.18
9.69
26.73
10.55
52.35
40.30
Fuente: SUBGERENCIA DE EXPLORACIÓN Y DESARROLLO PETROPRODUCCIÓN
Tabla 2.4 Petróleo Original en Sitio (POES)
Arena
POES (Bls)
Basal Tena
12,343,546
U
28,097,362
T
86,456,139
Sub-Total
126,897,047
Fuente: SUBGERENCIA DE EXPLORACIÓN Y DESARROLLO PETROPRODUCCIÓN
43
Tabla 2.5 Petróleo en Sitio, Reservas Iníciales y Remanentes de cada pozo.
Fuente: PETROPRODUCCIÓN
Elaborado por: Alfredo Obando
Cabe señalar que por poseer un historial de producción muy largo y ajustable, a
ser calculado por el método de curvas de declinación se procedió a calcular
reservas por este método en los pozos Parahuacu 01, Parahuacu 04 y en el caso
del pozo Parahuacu 05 por no tener información básica de datos petrofísicos y de
fluidos de las diferentes arenas, el cálculo de reservas se lo realizo de igual
manera por el método de curvas de declinación, el cual se detallara mas adelante
en este mismo capitulo.
2.5
CURVAS DE DECLINACIÓN
Se conoce como curvas de declinación a las curvas que resultan de graficar la
tasa de producción de petróleo de un yacimiento, pozo o campo versus tiempo.
44
Son utilizadas para analizar o predecir la producción de dicho pozo o grupo de
pozos y calcular las reservas de los mismos.
Para generar la curva tiene que reunir dos aspectos:
1. El valor tiene que ser una función más o menos continua de la variable
dependiente y cambiar y cambiar de una manera uniforme.
2. Debe haber un punto final conocido.
El proceso de extrapolación es por lo tanto estrictamente de naturaleza empírica,
y una expresión matemática de la tendencia de la curva basada en una
consideración física del reservorio puede ser puesto para casos pequeños.
Los dos tipos más importantes de curvas son caudal/tiempo (Historia de
Producción) y propiamente la curva de declinación (Predicción de Producción), si
a esto lo complementamos con los costos de operación, se hace posible
determinar con exactitud la rata del límite económico y este es el punto final de la
curva.
Mientras que el límite económico se da cuando los costos de producción se
igualan al valor del hidrocarburo producido.
2.5.1
TIPOS DE CURVAS DE DECLINACIÓN
Existen tres tipos básicos de curvas de declinación: exponencial o constante,
hiperbólica en la que se supone que la tasa de declinación es proporcional a la
tasa de producción y armónica que es un caso especial de la declinación
hiperbólica.
• Declinación Exponencial
• Declinación Hiperbólica
• Declinación Armónica
45
2.5.1.1 Declinación Exponencial
La declinación de la producción de un pozo varia en forma constante con respecto
al tiempo, de aquí podemos obtener la producción a lo largo de un periodo de
tiempo y realizar el perfil de producción de un pozo.
2.5.1.2 Declinación Hiperbólica
Esta declinación no es constante y varía en función de la tasa de producción. A
mayor tasa de producción, debe haber una mayor tasa de declinación.
2.5.1.3 Declinación Armónica
Esta declinación es proporcional a la tasa de producción.
2.5.2
PROCEDIMIENTO
1. Para realizar el cálculo de reservas se utiliza en Software Oil Field Manager
(O.F.M), el cual de una manera práctica y precisa nos ayuda a obtener
valores de declinación de producción de fluido, producción de petróleo,
producción de agua y además saber el porcentaje del corte de agua
correspondientes para los yacimientos Basal Tena, “U” y “T”.
2. La gráfica obtenida nos muestra la determinación de las reservas, la cual
se basa en la tendencia estadística que presenta la tasa de producción
diaria de petróleo para cada arena, mientras que las Reservas
Remanentes se calculan mediante la diferencia entre las Reservas
Probadas y la Producción Acumulada.
Cabe señalar que para obtener información confiable del cálculo de reservas
realizadas por este método es importante contar con un historial de producción
largo (2 o 3 años de producción mínima).
46
Es necesario dar a conocer que para el pozo Parahuacu 03 se le realizo el cálculo
de reservas por el método de curva de declinación debido a que por problemas
operativos tuvo que ser cerrado alcanzando en este tiempo una producción
acumulada de 617,600 Bls de petróleo.
Hay que tener en cuenta que la producción acumulada que se utilizo en el método
volumétrico corresponde a la del 31 de Diciembre de 2006 mientras que para el
método por curva de declinación se utilizo la producción acumulada al 30 de Abril
de 2007 este tiempo el programa lo adquiere por Default.
A continuación se hace referencia el cálculo de Reservas Probadas y Reservas
Remanentes por el método de curvas de declinación para los pozos Parahuacu
01, Parahuacu 03, Parahuacu 03B, Parahuacu 04, Parahuacu 05 (Anexo 7).
47
CAPÍTULO 3
3 PLANIFICACIÓN DE LA PERFORACIÓN MEDIANTE
LA APLICACIÓN DEL MODELO AREAL
Para la ubicación y posterior perforación de pozos de desarrollo es importante
establecer si se dispone de un volumen de reservas que justifiquen el proyecto de
perforación.
En el Campo Parahuacu, se ha logrado establecer las reservas totales originales,
las cuales suman 35,675,536 Bls de petróleo, teniendo un acumulado de
producción de petróleo de 14,377,560 Bls, por consecuencia las reservas
remanentes totales del Campo Parahuacu suman un valor de 21,297,976 Bls de
petróleo (Tabla 3.1).
Tabla 3.1 Reservas Originales del Campo Parahuacu al 31 de Diciembre de 2006
Yacimiento
Basal Tena
U
T
Sub-Total
Volumen
Insitu (CS)
Bls
27,807,713
38,632,485
81,992,698
148,432,896
Reservas
Probadas
Bls
4,171,157
7,726,497
23,777,882
35,675,536
Producción
Acumulada
Bls
31-12-2006
1,115,088
812,291
12,450,181
14,377,560
Producción
2006
37,126
46,354
502,700
586,180
Reservas
Remanentes
Bls
31-12-2006
3,056,253
6,911,093
11,330,630
21,297,976
Fuente: SUBGERENCIA DE EXPLORACIÓN Y DESARROLLO PETROPRODUCCIÓN
Debido a que la información de sísmica 2D es de menor resolución y se utilizo
para ubicar los pozos que actualmente se encuentran en el campo (bajo el
estructural); es en este sentido que se tratara de ubicar estructuralmente en los
altos del anticlinal pozos de petróleo que vayan a cooperar en la depletación y
mejoramiento de la producción del campo, el cual estará basado en un estudio
geológico y estructural (Anexo 9 y 10) del campo con apoyo de información
sísmica 3D (Anexo 1 y 2).
48
3.1
HISTORIAL DE PRODUCCIÓN DEL CAMPO PARAHUACU
Conocer la producción acumulada de cada pozo es un factor importante, así como
las zonas del campo con mayor corte de agua, para así poder determinar la
ubicación idónea de un nuevo pozo de desarrollo.
La
producción acumulada de cada pozo del campo Parahuacu se presenta
gráficamente en los (Mapas 3.1, 3.2, 3.3a, y 3.3b) donde se puede observar que
la arena “T” tiene la mayor producción de petróleo en el campo, en relación a las
arenas Basal Tena y “U” respectivamente, la arena Basal Tena se ha
permanecido produciendo en el pozo Parahuacu 04 desde el inicio de la etapa
operativa de este pozo, mientras que la arena “U” se encuentra produciendo
únicamente en algunos pozos.
Mapa 3.1 Producción Acumulada de Basal Tena
Fuente: PETROPRODUCCIÓN (Oil Field Manager)
Elaborado por: Alfredo Obando
49
Mapa 3.2 Producción Acumulada de “U”
Fuente: PETROPRODUCCIÓN (Oil Field Manager)
Elaborado por: Alfredo Obando
50
Mapa 3.3a Producción Acumulada de “T”
Fuente: PETROPRODUCCIÓN (Oil Field Manager)
Elaborado por: Alfredo Obando
51
Mapa 3.3b Producción Acumulada de “T”
Fuente: PETROPRODUCCIÓN (Oil Field Manager)
Elaborado por: Alfredo Obando
Las caídas de presiones en este campo han sido significativas seguido de bajos
volúmenes de agua recuperados en la mayoría de los pozos lo cual indica una
columna limitada de agua, los modelos ajustados a este yacimiento mostraron
entradas de agua débiles.
Se observa que el corte de agua promedio para el campo Parahuacu es de
aproximadamente 1.5%, las zonas del campo con mayor corte de agua se
encuentra ubicada en los pozos Parahuacu 03B y Parahuacu 09, el
52
comportamiento del agua a través del tiempo y la producción acumulada del
campo se presentan en el (Mapa 3.4) y en el (Anexo 8).
Mapa 3.4 Corte de Agua del Campo Parahuacu
Fuente: PETROPRODUCCIÓN (Oil Field Manager)
Elaborado por: Alfredo Obando
El historial de producción
(Anexo 9).
por pozo del campo Parahuacu se detallan en el
53
Para ubicar nuevos pozos de desarrollo se debe tomar en cuenta que el contacto
agua petróleo no ocurre como un plano horizontal a una profundidad especifica y
que la entrada del agua hacia los pozos puede ser a través de las fajas de alta
permeabilidad aunque estos estén completados muy arriba del contacto agua –
petróleo.
Además se debe conocer que cuando un pozo se conifica tiende a estabilizarse,
entonces la producción de agua continúa causada por la reducida permeabilidad
relativa al petróleo creada por la alta saturación de agua, sin embargo en algunos
pozos las características de las rocas y del fluido son de tal manera que el cono
desaparecerá, si la rata de producción es disminuida ya que se reduce la caída de
presión alrededor del pozo.
El Campo Parahuacu no reporta pozos que hayan manifestado comportamiento
similar de la manera explicada en este párrafo, es decir, estos pozos mantuvieron
un corte de agua considerable, inclusive el pozo Parahuacu 01 que tiene
6,078,776 Bls de petróleo de producción acumulada del yacimiento “T” y que es el
pozo estructuralmente más bajo del campo para este yacimiento.
3.2
POZOS PROPUESTOS
Para proponer la ubicación de los pozos nuevos, se ha considerado lo siguiente:
comportamiento de la estructura del campo, el desarrollo arenoso, espaciamiento
entre pozos, parámetros petrofísicos, acumulados de producción y producción
actual de los pozos vecinos.
Es adecuado perforar pozos direccionales porque se evitará la construcción de
carreteras, estudios de impacto ambiente y problemas con la comunidad; esto es
porque no es necesario construir una nueva plataforma para la perforación del
pozo, ya que éste va a salir de la plataforma del pozo más cercano y con las
condiciones necesarias para abarcar otra perforación, aunque, en caso de no
tener el espacio suficiente, se puede realizar una ampliación de la plataforma
según sea necesario.
54
3.2.1
PROCEDIMIENTO PARA UBICAR NUEVOS POZOS DE DESARROLLO
El procedimiento para ubicar un nuevo pozo de desarrollo es de la siguiente
manera:
1. Realizar el mapa estructural de cada arena, para localizar los altos
estructurales que es donde el pozo debe ser ubicado, además de conocer la
posición de las fallas existentes ya que se debe tener cuidado con éstas al
ubicar el nuevo pozo (Anexo 10).
2. Determinar los radios de drenaje de los pozos existentes en el campo, para
verificar si existen reservas no drenadas y ubicar el pozo de manera que no
haya interferencia de producción con los pozos vecinos, tomando en cuenta la
distancia entre estos.
Es importante saber el área de drenaje de los pozos en estudio con la finalidad de
que al ubicar pozos de desarrollo nuevos sus áreas de drenaje no estén
influenciando entre sí para ello debemos saber el radio de drenaje de cada pozo.
Para calcular el radio de drenaje se utilizará la siguiente ecuación:
r=
43560 * Bo * N p
7758 * φ * So * h * π
(Ec. 3.1)
Suponiendo que el área de drenaje es circular se tiene lo siguiente:
A = π *r 2
Donde:
A = Área de drenaje (m2)
Np = Acumulado de petróleo (Bls)
(Ec. 3.2)
55
Φ = Porosidad (%)
Sw = Saturación de agua (%)
h = Espesor neto de la arena (pies)
En la Tabla 3.2 se muestran las áreas de drenaje para los pozos que están
involucrados dentro del área de estudio.
Tabla 3.2 Áreas de Drenaje de los Pozos del Campo Parahuacu
Pozo
Arena
Np
Bo
Φe
Sw
ho
r
r
A
(Bls)
(Bls/BF)
(%)
(%)
(pies)
(pies)
(m)
(m )
2
30/04/2007
PRH 1
T
6,078,776
1.320
12.25
29.30
35.00
2,170.48
661.56
437,661.63
PRH 2
UI
707,641
1.219
12.20
41.50
28.50
867.26
264.34
69,875.64
PRH 3B
UI
100,641
1.460
18.00
20.30
17.00
348.41
106.21
35,438.94
PRH 4
BT
1,110,875
1.313
15.70
27.00
15.00
1,229.99
374.90
140,550.01
PRH 7
TS+TI
392,400
1.240
14.00
14.00
44.00
405.16
123.49
15,249.78
PRH 8
TI
1,046,447
1.280
15.00
18.20
15.00
1,139.09
347.19
120,540.90
PRH 9
TS
7,695
1.120
11.30
22.70
8.00
148.75
45.34
2,055.72
Fuente: PETROPRODUCCIÓN
Elaborado por: Alfredo Obando
3. Realizar el mapa de isohidrocarburos de cada arena para ubicar el nuevo pozo
dentro del límite inferior de petróleo (L.I.P) ó contacto agua petróleo (C.A.P) y
conocer el espesor neto de petróleo aproximado de cada arena.
4. Con la ayuda de los mapas estructurales, de isohidrocarburos, corte de agua y
radios de drenaje, se puede ubicar las coordenadas del nuevo pozo en cada
uno de éstos y comprobar las recomendaciones mencionadas anteriormente.
5. Comprobar la existencia de las arenas de interés (Basal tena, “U”, “T”) en el
pozo nuevo y determinar su espesor total, realizando un corte estructural entre
los pozos cercanos (Anexo 11).
56
6. Si en los pasos anteriores se observa que la ubicación del pozo es correcta
debido a que no existe ninguna complicación para la perforación del mismo, se
procede a determinar cuál será la plataforma de partida de dicho pozo.
La plataforma a ser utilizada debe establecerse tomando en cuenta que
corresponda a un pozo cercano y que tenga la posibilidad de ser ampliada en
caso de ser necesario.
7. Comprobar donde se encuentra situada la ubicación de la estación de
producción y las carreteras existentes en el campo (Anexo 12)
De acuerdo con los radios de drenaje calculados (Tabla 3.2) y con la distancia
entre los pozos propuestos y sus pozos vecinos, todavía existen reservas no
drenadas por lo tanto no habrá interferencia de producción.
Aplicando el procedimiento anteriormente mencionado en este capitulo, para el
Campo Parahuacu se proponen los siguientes pozos: Parahuacu 10, Parahuacu
11, Parahuacu 12 y Parahuacu 13, cuyos resultados se presentan en la (Tabla
3.3).
57
Tabla 3.3 Análisis de los Nuevos Pozos de Desarrollo para el Campo Parahuacu
Pozo
Coordenadas
Coordenadas
“X”
“Y”
10010897
Arena
Estructura del Campo
Basal Tena
El pozo se encuentra
309597
Parahuacu 10
309597
309597
ubicado en un alto
10010897
U inferior
10010897
T inferior
10009996
Basal Tena
Parahuacu 11
309578
10009996
U inferior
309578
10009996
T inferior
309700
10008421
Basal Tena
309700
10008421
U inferior
309700
10008421
T inferior
309709
10007058
Basal Tena
Elaborado por: Alfredo Obando
309709
10007058
U inferior
309709
10007058
T inferior
5
Al pozo Parahuacu 03B
297.13 m.
Al pozo Parahuacu 08
ubicado a 1810 m. de la
963.53 m.
estación
5
Al pozo Parahuacu 08
estructural cerca a la falla
307.12 m.
este pozo se encuentra
Al pozo Parahuacu 01
ubicado a 1030 m. de la
1040.14 m.
20
25
estación
El pozo se encuentra
5
Al pozo Parahuacu 07
estructural cerca a la falla
427.52 m.
este pozo se encuentra
Al pozo Parahuacu 01
ubicado a 1051 m. de la
1062.19 m.
12
30
estación
El pozo se encuentra
13
Al pozo Parahuacu 02
estructural cerca a la falla
698.02 m.
este pozo se encuentra
Al pozo Parahuacu 05-D
ubicado a 2239 m. de la
738.80 m.
estación
20
20
El pozo se encuentra
ubicado en un alto
Parahuacu 13
Neto (ft.)
este pozo se encuentra
ubicado en un alto
Parahuacu 12
Espesor
(m.)
estructural cerca a la falla
ubicado en un alto
309578
Distancia al Pozo Vecino
26
40
58
El corte estructural nos muestra la presencia de todas las formaciones de interés
en el Campo Parahuacu, sin embargo, como se indica en la tabla anterior, esto no
quiere decir que exista un espesor neto de petróleo en cada una de estas arenas
ya que pueden estar formadas de otros materiales como (arcillas, limolitas, lutitas
etc.).
3.3
ANÁLISIS DE LOS POZOS VECINOS
El análisis de los pozos vecinos nos permitirá determinar el comportamiento de la
producción de las arenas productoras de dichos pozos, de donde se podrá
deducir cual puede ser el comportamiento de los pozos propuestos.
Además se debe tomar en cuenta que las características petrofísicas de las
arenas como porosidad y saturación de los pozos vecinos, servirán para el cálculo
de reservas de los nuevos pozos de desarrollo.
3.3.1
PARAHUACU 02
El pozo Parahuacu 02 fue perforado el 26 de Marzo de 1978 y completado el 13
Mayo del mismo año, alcanzando una producción de la arenisca “T” de 1232 Bls
de fluido por día con un BSW de 0.2% y un grado API de 34.8 medidos a 60 oF, el
9 de Julio de 1978 cae la producción a 1010 Bls de fluido por día con un BSW de
2.0% el 27 de Noviembre del mismo año entra a WO # 1 con el objetivo de
punzonar la arena “U”, aportando esta arena con 480 Bls de fluido por día y un
BSW de 12% resultados que fueron obtenidos luego de la fractura, el 8 de Enero
de 1979 el pozo inicia a producir de las arenas “U + T” con una producción de
950 Bls de fluido por día y un BSW de 2.3%, el 18 de Octubre de 1979 cae la
producción bruscamente el pozo entra a WO # 3 y bajan instalacion de bomba
electrico sumergible, el 31 de Diciembre de 1979 entra a WO # 4 y punzonan
Basal Tena abren camisa sin obtener resultados exitosos, el 10 de Enero de 1980
entra a WO # 5 y hacen cambio de bomba electrico sumergible por bomba Jet,
desde el 28 de Diciembre de 1980 hasta la presente fecha el pozo ha entrado a 9
WO operativos mas aplicados a la arena “U” manteniendo una producción
59
promedia de 337 Bls de petróleo por día, alcanzando una producción acumulada
de 1,729,585 Bls de petróleo. (Figura 3.3).
Figura 3.3 Historial de Producción del Pozo Parahuacu 02 Arena “U” inferior
Fuente: PETROPRODUCCIÓN (Oil Field Manager)
Elaborado por: Alfredo Obando
3.3.2
PARAHUACU 03B
El pozo Parahuacu 03B de reemplazo fue perforado con la finalidad de alcanzar y
cubrir los mismos espesores del Pozo Parahuacu 03 quien tuvo que ser cerrado
por problemas operativos de pescado dentro del pozo, el 30 de Noviembre del
2001 empieza la perforación del pozo de reemplazo Parahuacu 03B y es
completado el 13 Abril del 2002, alcanzando una producción de la arenisca “T” de
600 Bls de fluido por día con un BSW de 3% y un grado API de 27 medidos a 84
o
F, el 24 de Junio del 2002 entra a WO # 1 con el objetivo de evaluar la arena “T”
punzonar la arena “U” y rediseño de BES, dejando produciendo solo la arena “U”
con 193 Bls de fluido por día y un BSW de 3%, el 21 de Diciembre del 2003 entra
nuevamente a WO # 2 finalizan las operaciones y es completado para bombreo
hidraulico, el 6 de Septiembre del 2005 el pozo es cerrado por bajo aporte, el 3 de
60
Febrero del 2006 entra a WO # 6 con el objetivo de repunzonar “U” alcanzando
una producción de 120 Bls de fluido por día con un BSW de 10% y un grado API
de 29.3, el 30 de Enero del 2007 entra a WO # 7 y el 31 de marzo del 2007 el
pozo es cerrado por presentar comunicación tubing casing durante la vida
productiva del pozo tuvo una producción acumulada de 100,641 Bls de petróleo
(Figura 3.4).
Figura 3.4 Historial de Producción del Pozo Parahuacu 03B Arena “U” inferior
Fuente: PETROPRODUCCIÓN (Oil Field Manager)
Elaborado por: Alfredo Obando
3.3.3
PARAHUACU 05-D
El pozo Parahuacu 05-D fue perforado el 23 de Julio de 1979 y completado el 25
de Octubre del mismo año, alcanzando una producción de la arenisca “Basal
Tena” de 202 Bls de fluido por día, el 24 de Diciembre de 1979 entra a WO # 1
con el objetivo de punzonar la arena “T”, aportando esta arena con 910 Bls de
fluido por día y un con un BSW de 0.1% y un grado API de 30.4, el pozo inicia a
producir de las arenas “Basal Tena + T”, hasta la presente fecha el pozo ha
61
entrado a 8 WO operativos mas aplicados a la arena “T” manteniendo una
producción promedia de 400 Bls de petróleo por día, alcanzando una producción
acumulada de 3,038,223 Bls de petróleo (Figura 3.5).
Figura 3.5 Historial de Producción del Pozo Parahuacu 05-D Arena “T” inferior
Fuente: PETROPRODUCCIÓN (Oil Field Manager)
Elaborado por: Alfredo Obando
3.3.4
PARAHUACU 07
El pozo Parahuacu 07 fue perforado el 12 de Julio de 1997 y completado el 19 de
Septiembre del mismo año, alcanzando una producción de la arenisca “ T” de 500
Bls de fluido por día con un BSW de 10% y un grado API de 30, el 25 de Marzo
del 2004 entra a WO # 1 con el objetivo de cambiar bomba, hasta la presente
fecha el pozo ha entrado a 2 WO operativos mas aplicados a la arena “T”
manteniendo una producción promedia de 323 Bls de petróleo por día,
alcanzando una producción acumulada de 597,326 Bls de petróleo (Figura 3.6).
62
Figura 3.6 Historial de Producción del Pozo Parahuacu 07 Arena “T”
Fuente: PETROPRODUCCIÓN (Oil Field Manager)
Elaborado por: Alfredo Obando
3.3.5
PARAHUACU 08
El pozo Parahuacu 08 fue perforado el 16 de Octubre de 1997 y completado el 19
de Diciembre del mismo año, alcanzando una producción de la arenisca “ T” de
1037 Bls de fluido por día con un BSW de 30% y un grado API de 30, el 11 de
Enero del 2001 entra a WO # 1 con el objetivo de realzar prueba de presión, luego
determinan comunicación tubing casing, hasta la presente fecha el pozo ha
entrado a 2 WO operativos mas aplicados a la arena “T” manteniendo una
producción promedia de 377 Bls de petróleo por día, alcanzando una producción
acumulada de 1,303,810 Bls de petróleo (Figura 3.7).
63
Figura 3.7 Historial de Producción del Pozo Parahuacu 08 Arena “T” inferior
Fuente: PETROPRODUCCIÓN (Oil Field Manager)
Elaborado por: Alfredo Obando
3.4 RESERVAS ESTIMADAS PARA LOS NUEVOS POZOS DE
DESARROLLO
La estimación de las reservas de los nuevos pozos de desarrollo se realiza
mediante el método volumétrico y utilizando los datos petrofísicos que se obtuvo
de los pozos vecinos, debido a que no se puede conocer los datos reales hasta
haber perforado los pozos nuevos y realizar los análisis PVT correspondientes.
Sin embargo hay que tomar en cuenta que los pozos cercanos pueden tener un
comportamiento similar en lo que se refiere a petrofísica y producción.
3.4.1
MÉTODO VOLUMÉTRICO
Para estimar las reservas de cada pozo mediante el método volumétrico se debe
tomar en cuenta la ecuación general, ya que los datos con los que se va a trabajar
64
son aproximados y no es conveniente utilizar los procedimientos comentados en
el capítulo anterior.
Reservas =
7758 * A * ho * φ * (1 − Sw )
* FR
Boi
(Ec. 3.3)
El procedimiento a seguir es el siguiente:
1. Determinar el Radio de Drenaje (Rd) mediante las siguientes fórmulas:
D ( pies ) =
D1 + D 2 + D3
3
(Ec. 3.4)
D
2
(Ec. 3.5)
Rd ( pies ) =
Donde:
D1, D2, D3 = Distancias desde el pozo nuevo a los pozos cercanos (Tabla 3.4)
2. Determinar el Área de Drenaje (A) con la ecuación:
A( Acres ) =
Tabla 3.4
π * Rd 2 ( pies 2 )
(Ec. 3.6)
 pies 2 

43560
 acres 
Radios y Áreas de Drenaje
POZO
Rd (m.)
Parahuacu 10
Parahuacu 11
Parahuacu 12
Parahuacu 13
315.16
336.82
372.43
359.03
Elaborado por: Alfredo Obando
Rd (Pies) A (Acres)
1033.99
1105.05
1221.88
1177.91
77.10
88.06
107.67
100.06
65
3. Determinar las Propiedades Petrofísicas de cada pozo y de cada arena.
•
La porosidad efectiva y la saturación de agua y de petróleo se las obtuvo
realizando un promedio entre los datos conocidos de los pozos vecinos a
cada pozo nuevo.
•
El espesor de petróleo (ho) se lo determinó mediante la fórmula:
ho ( pies ) =
IH ( pies )
φe * So
(Ec. 3.7)
Donde:
IH = isoíndice de hidrocarburos
Estos datos petrofísicos se los presenta en las (Tabla 3.5)
4. Se utiliza el factor volumétrico inicial determinado en el (Capítulo 1), puesto
que está establecido por campo y por arenas de manera general.
5. Una vez realizados los pasos anteriores, es posible calcular el Petróleo
Original en Sitio (Tabla 3.6).
POES = 7758 * A * ho * φe * (1 − Sw )
(Ec. 3.8)
6. Para determinar las reservas estimadas se utiliza la fórmula:
Reservas = POES *
Donde:
FR = Factor de Recobro
FR
Boi
(Ec. 3.9)
66
El factor de recobro que se utiliza se lo presenta en el (Capítulo 2), puesto que
éste al igual que el factor volumétrico se lo determinó de manera general por
campo y por arena.
Tabla 3.5 Propiedades Petrofísicas de los Pozos Propuestos Para el campo Parahuacu
CAMPO PARAHUACU
POZO CERCANO
POZO PROPUESTO
PARAHUACU 03B
PARAHUACU 10
ho
Φe
Sw
IH
Arena
Basal Tena
6.00
12.80
38.00
0.4761
U inferior
28.00
14.50
19.60
3.5287
T inferior
17.00
18.00
20.30
3.3566
Arena
ho
Φe
Sw
IH
Basal Tena
5.00
12.80
38.00
0.4761
U inferior
20.00
14.50
19.60
3.5287
T inferior
20.00
18.00
20.30
3.3566
POZO CERCANO
POZO PROPUESTO
PARAHUACU 08
PARAHUACU 11
Arena
ho
Φe
Sw
IH
Arena
ho
Φe
Sw
IH
Basal Tena
11.00
15.30
18.80
1.3665
Basal Tena
5.00
15.30
18.80
1.3665
U media
6.00
14.10
26.80
0.6192
U media
6.00
14.10
26.80
0.6192
U inferior
20.75
13.00
16.10
2.2605
U inferior
20.00
13.00
16.10
2.2605
T superior
27.00
12.60
66.20
1.1498
T superior
27.00
12.60
66.20
1.1498
T inferior
42.25
15.00
16.60
5.2854
T inferior
25.00
15.00
16.60
5.2854
POZO CERCANO
POZO PROPUESTO
PARAHUACU 07
PARAHUACU 12
Arena
ho
Φe
Sw
IH
Arena
ho
Φe
Sw
IH
Basal Tena
8.00
14.00
29.00
0.7952
Basal Tena
5.00
14.00
29.00
0.7952
U media
3.50
12.00
23.00
0.3696
U media
3.50
12.00
23.00
0.3696
U inferior
12.00
13.00
45.00
0.8580
U inferior
12.00
13.00
45.00
0.8580
T superior
10.00
11.00
40.00
0.6050
T superior
10.00
11.00
40.00
0.6050
T inferior
44.00
14.00
14.00
5.2976
T inferior
30.00
14.00
14.00
5.2976
POZO CERCANO
POZO PROPUESTO
PARAHUACU 02
PARAHUACU 13
Arena
ho
Φe
Sw
IH
Arena
ho
Φe
Sw
IH
Basal Tena
5.00
12.80
39.00
1.0762
Basal Tena
13.00
12.80
39.00
1.0762
U inferior
20.00
11.00
15.10
2.0340
U inferior
20.00
11.00
15.10
2.0340
T superior
15.00
13.60
42.60
0.3584
T superior
26.00
13.60
42.60
0.3584
T inferior
20.00
11.50
20.10
4.6843
T inferior
40.00
11.50
20.10
4.6843
Fuente: PETROPRODUCCIÒN (Interactive Petrophysic)
Elaborado por: Alfredo Obando
67
Tabla 3.6 Reservas Estimadas de los Pozos Nuevos de Desarrollo del campo
Parahuacu
POZO
ARENA
Parahuacu 10
Parahuacu 11
Parahuacu 12
Parahuacu 13
POES (Bls)
R. ESTIMADAS (Bls)
Basal Tena
237,342.666
28,967.78
U inferior
1,394,627.42
228,814.99
T inferior
1,716,188.45
377,041.40
Total
3,348,158.54
634,824.18
Basal Tena
424,371.22
51,794.69
U media
423,067.73
69,412.26
U inferior
1,490,265.9
244,506.30
T superior
785,560.19
172,585.19
T inferior
2,136,612.55
469,407.30
Total
5,259,877.59
938,362.91
Basal Tena
415,146.02
50,668.76
U media
270,137.27
44,321.13
U inferior
716,690.72
117,586.66
T superior
551,300.55
121,119.06
T inferior
3,017,117.54
662,851.581
Total
4,970,392.09
952,270.38
Basal Tena
787,940.51
96,168.49
U inferior
1,887,101.38
309,614.665
T superior
1,575,558.1
346,145.34
T inferior
2,856,656.97
627,598.87
Total
7,107,256.96
1,379,527.37
Elaborado por: Alfredo Obando
3.5 PREDICCIÓN DE PRODUCCIÓN DE LOS NUEVOS POZOS DE
DESARROLLO
La producción de un pozo depende de la permeabilidad relativa de la roca al
petróleo, agua y gas. Se ha desarrollado esta formulación para estimar el
potencial del pozo.
Por lo tanto para estimar el caudal de producción tenemos la siguiente ecuación:
Q=
7.08 * K * h * ( Pe − Pw )
µ * Bo * ln(re / rw )
(Ec. 3.10)
68
Donde:
K = permeabilidad (darcys.)
h = espesor (pies.)
Pe = presión de la formación (psi.)
Pw = presión en el contorno del pozo (psi.)
µ = viscosidad (cp.)
Bo = factor volumétrico (Bls/BF)
re = radio de drenaje (pies.)
rw = radio del contorno del pozo (pies.)
Las suposiciones hechas para esta ecuación son las siguientes rw =
re
donde
1000
usualmente el 88% de la presión de burbuja usualmente ocurre a esta distancia.
Para el presente estudio se asume rw = 0.33 pies valor que se tiene en los
diámetros de los pozos perforados por Petroproducción.
Hechas estas consideraciones en la (Tabla 3.7) se hacen referencia los caudales
que se esperarían de los pozos nuevos ubicados en el campo.
Tabla 3.7 Caudales Obtenidos del Campo Parahuacu de la Ecuación 3.10
K
h
Pe
Pw
µ
Bo
re
Rw
Q
(Darcys)
(pies)
(psi)
(psi)
(cp)
(Bls/BF)
(pies)
(pies)
(BPPD)
Parahuacu 10
0.1
20
1,292
980
0.73
1.32
1034
0.33
570
Parahuacu 11
0.1
27
2,400
1,700
1.77
1.32
1105
0.33
706
Parahuacu 12
0.1
30
1,900
700
3.64
1.32
1222
0.33
646
Parahuacu 13
0.1
40
2,500
1,880
1.97
1.32
1178
0.33
825
Pozo
Elaborado por: Alfredo Obando
La predicción de producción se elabora mediante un programa elaborado en
Excel por la SUBGERENCIA de EXPLORACION y DESARROLLO de
PETROPRODUCCIÓN en el Departamento de Yacimientos de Petroproducción,
69
éste nos determina la declinación de producción en una variación de tiempo
3.5.1
PROCEDIMIENTO
PARA
OBTENER
LA
PREDICCIÓN
DE
PRODUCCIÓN
Para que el programa de Petroproducción funcione se debe realizar con
anterioridad los siguientes pasos:
1. Calcular las reservas totales de cada pozo nuevo (Tabla 3.6).
2. Asumir un caudal inicial (qo) para cada pozo.
Para esto se debe conocer el caudal que obtendremos en los nuevos pozos
propuestos (Tabla 3.7) el caudal aproximado de los pozos cercanos a los pozos
propuestos (Tabla 3.8) y sacar un promedio aproximado.
Tabla 3.8 Caudales Aproximados de los Pozos Vecinos del Campo Parahuacu
POZO VECINO
Parahuacu 02
Parahuacu 03B
Parahuacu 05
Parahuacu 07
Parahuacu 08
ARENA
T
T
T
T
T
FECHA
26/03/1978
30/11/2001
23/07/1979
12/07/1997
16/10/1997
qo ( BPPD)
337
120
400
323
377
Fuente: PETROPRODUCCIÓN
Elaborado por: Alfredo Obando
En la tabla 3.8 se detallan los caudales aproximados de los pozos existentes
durante toda su vida útil, es necesario detallar que la producción inicial de un pozo
nuevo no será exactamente igual a la de su pozo vecino pero tendrá con el tiempo
un comportamiento similar al promedio de los pozos del campo, para lo cual se ha
decidido realizar dos escenarios posibles de predicción de producción de los
pozos nuevos.
70
Los dos escenarios que se manejaran serán considerados en las (Tablas 3.9a,
Tabla 3.9b) estos escenarios se han tomado en cuenta en base de los caudales
obtenidos en la ecuación 3.10.
Debido
al
alto
precio
que
tiene
el
barril
de
petróleo
actualmente,
PETROPRODUCCIÓN toma como caudal de abandono de un pozo cuando este
llega a una producción de 80 BPPD.
Tabla 3.9a Escenario 1ero Caudal Inicial de los Pozos Propuestos
POZO NUEVO
Parahuacu 10
Parahuacu 11
Parahuacu 12
Parahuacu 13
qo (BPPD)
300
525
480
540
Elaborado por: Alfredo Obando
Tabla 3.9b Escenario 2do Caudal Inicial de los Pozos Propuestos
POZO NUEVO
Parahuacu 10
Parahuacu 11
Parahuacu 12
Parahuacu 13
qo (BPPD)
400
700
640
720
Elaborado por: Alfredo Obando
3. Ingresar los datos al programa.
Las predicciones de producción de los pozos propuestos se presentan a
continuación (Tabla 3.10a, Tabla 3.10b).
71
Tabla 3.10a Cálculo de la Predicción de Producción de los Pozos Propuestos del
Campo Parahuacu con una Declinación del 15.56% Anual Escenario 1ero
Elaborado por: Alfredo Obando
72
Tabla 3.10b Cálculo de la Predicción de Producción de los Pozos Propuestos del
Campo Parahuacu con una Declinación del 15.56% Anual Escenario 2do
Elaborado por: Alfredo Obando
La declinación anual del campo Parahuacu es de 15.56% si este valor lo
dividimos para los doce meses del año obtendremos la declinación mensual del
campo 1.296%, valor que se lo tomo del grafico de curvas de declinación del
cálculo de reservas del campo (Anexo 13).
Las predicciones de producción de los pozos propuestos para la arena “T” inferior
de los escenarios 1ero y 2do se presentan a continuación en la (Figura 3.8a, 3.8b,
3.9a, 3.9b, 3.10a, 3.10b, 3.11a, 3.11b) respectivamente.
73
Figura 3.8a Predicción de Producción del Pozo Parahuacu 10 Arena “T” inferior
PERFIL DE PRODUCCIÓN DE PARAHUACU 10
350
300
BPPD
250
200
150
100
50
0
0
2
4
6
8
10
12
14
16
18
20
22
24
26
Mes
Elaborado por: Alfredo Obando
Figura 3.8b Predicción de Producción del Pozo Parahuacu 10 Arena “T” inferior
PERFIL DE PRODUCCIÓN DE PARAHUACU 10
450
400
350
BPPD
300
250
200
150
100
50
0
0
2
4
6
8
10
12
14
Mes
Elaborado por: Alfredo Obando
16
18
20
22
24
26
74
Figura 3.9a Predicción de Producción del Pozo Parahuacu 11 Arena “T” inferior
PERFIL DE PRODUCCIÓN DE PARAHUACU 11
600
500
BPPD
400
300
200
100
0
0
2
4
6
8
10
12
14
16
18
20
22
24
26
Mes
Elaborado por: Alfredo Obando
Figura 3.9b Predicción de Producción del Pozo Parahuacu 11 Arena “T” inferior
PERFIL DE PRODUCCIÓN DE PARAHUACU 11
800
700
BPPD
600
500
400
300
200
100
0
0
2
4
6
8
10
12
14
Mes
Elaborado por: Alfredo Obando
16
18
20
22
24
26
75
Figura 3.10a Predicción de Producción del Pozo Parahuacu 12 Arena “T” inferior
PERFIL DE PRODUCCIÓN DE PARAHUACU 12
600
500
BPPD
400
300
200
100
0
0
2
4
6
8
10
12
14
16
18
20
22
24
26
Mes
Elaborado por: Alfredo Obando
Figura 3.10b Predicción de Producción del Pozo Parahuacu 12 Arena “T” inferior
PERFIL DE PRODUCCIÓN DE PARAHUACU 12
700
600
BPPD
500
400
300
200
100
0
0
2
4
6
8
10
12
14
Mes
Elaborado por: Alfredo Obando
16
18
20
22
24
26
76
Figura 3.11a Predicción de Producción del Pozo Parahuacu 13 Arena “T” inferior
PERFIL DE PRODUCCIÓN DE PARAHUACU 13
600
500
BPPD
400
300
200
100
0
0
2
4
6
8
10
12
14
16
18
20
22
24
26
Mes
Elaborado por: Alfredo Obando
Figura 3.11a Predicción de Producción del Pozo Parahuacu 13 Arena “T” inferior
PERFIL DE PRODUCCIÓN DE PARAHUACU 13
800
700
BPPD
600
500
400
300
200
100
0
0
2
4
6
8
10
12
14
Mes
Elaborado por: Alfredo Obando
16
18
20
22
24
26
77
La planificación de la perforación de estos pozos se inicia con la elaboración de
un programa de perforación, para este propósito se requiere de la siguiente
información.
3.6
PROPUESTA GEOLÓGICA
La propuesta geológica es un documento preparado por el Departamento de
Geología, el cual incluye información relevante como la que se menciona a
continuación, en el caso del campo Parahuacu se trata de un anticlinal cuyo
objetivo principal el alto estructural del los yacimientos “T” y el objetivo secundario
los yacimientos “U” y Basal Tena:
• Coordenadas del objetivo
• Topes estimados de formaciones ( en pies TVD)
• Programa de muestreo
• Programa de registros eléctricos
• Pozos de correlación
Adicionalmente en este documento se incluye la siguiente información:
•
Descripción litológica de formaciones
•
Temperatura estimada del reservorio
•
Presión estimada de la formación
•
Estimado del grado API del crudo
3.6.1
COORDENADAS DEL OBJETIVO
Las coordenadas del objetivo es la ubicación que presenta el Departamento de
Geología en su propuesta geológica, luego de haber realizado un estudio
detallado del reservorio con el cuál justifica la existencia comercial de
hidrocarburo.
78
3.6.2
TOPES ESTIMADOS DE LAS FORMACIONES
Es importante determinar los topes de las formaciones que serán perforadas, lo
que permitirá una óptima planificación de las operaciones (como programa de
fluidos de perforación, brocas, parámetros de perforación entre otras). Los topes
pueden estar determinados mediante correlaciones con pozos cercanos o
mediante estudios de geología y sísmica.
Estos topes tienen como referencia el nivel del mar, para los pozos del campo
Parahuacu la estratigrafía esperada es la siguiente (Tabla 3.11).
Tabla 3.11 Estratigrafía Esperada
Arena
TVD (pies)
ORTEGUAZA
5559
TIYUYACU
6075
TENA
7767
NAPO
8811
ARENISCA “U”
9438
ARENISCA “T”
9647
HOLLIN
9821
PT
9870
Fuente: PETROPRODUCCIÓN
Elaborado por: Alfredo Obando
Generalmente esta estratigrafía va acompañada de una breve descripción
litológica de cada formación.
3.6.3
PROGRAMA DE MUESTREO
El programa de muestreo nos determina los intervalos en los cuales en necesario
recolectar muestras de los cortes obtenidos en superficie conforme avanzan las
operaciones de perforación. También puede incluir programas de toma de
núcleos. En ambos casos para análisis de las formaciones que están siendo
perforadas (Tabla 3.12).
79
Tabla 3.12 Programa de Muestreo
Arena
De
A
Cada
TVD (pies)
TVD (pies)
(pies)
Napo
881
9821
10
Hollín
9821
9870
10
Fuente: PETROPRODUCCIÓN
Elaborado por: Alfredo Obando
3.6.3.1 Muestreo de cortes
El muestreo de cortes consiste básicamente en tomar los ripios de perforación de
la zaranda y analizarlos, lo que nos ayudará a determinar las formaciones que se
están perforando. El objetivo del muestreo de cortes es evaluar la litología,
geología de la arena objetivo y la presencia de hidrocarburos.
3.6.3.2 Programa de Núcleos
El programa de núcleos generalmente se lo hace para obtener las propiedades de
la roca y de los fluidos contenidos en ella. La información que se busca obtener
de un núcleo es la siguiente:
1. Porosidad y permeabilidad real
2. Saturación de fluidos
3. Ambientes de depositación
4. Estudios geoquímicos
5. Resistividad
6. Parámetros de fluido
3.6.4
PROGRAMA DE REGISTROS ELÉCTRICOS
En éste programa se indica el intervalo a ser registrado y el tipo de herramientas
que serán utilizadas. En base a los resultados obtenidos se determinará la
80
presencia
de hidrocarburos en el reservorio para definir si el mismo es
económicamente rentable. Si éste es el caso se procede a bajar tubería de
revestimiento en la sección de producción del pozo, caso contrario se abandona
el mismo (Tabla 3.13).
Tabla 3.13 Programa de Perfiles Eléctricos del Pozo
Registro
Escala
De
A
TVD (pies)
MD (pies)
TVD (pies)
MD (pies)
DEN-CN-RT-LSS-SP-GR
9870
9870
8611
8611
MSFL-ML-CAL-GR
9870
9870
8611
8611
CBL-VDL-CCL-CAL-GR
9870
9870
8611
8611
PRESENTACIÓN
DEN-CN-RT-LSS-SP-GR
1:200 / 1:500
9870
9870
8611
8611
MSFL-ML-CAL-GR
1:200
9870
9870
8611
8611
CBL-VDL-CCL-CAL-GR
1:200
9870
9870
8611
8611
Fuente: PETROPRODUCCIÓN
Elaborado por: Alfredo Obando
3.6.5
POZOS DE CORRELACIÓN
Los pozos de correlación son pozos cercanos a la ubicación del objetivo, estos
pozos nos ayudan a determinar o predecir el comportamiento de las formaciones
a ser perforadas.
El conocimiento de las formaciones geológicas permite determinar la existencia
de formaciones con presiones anormales que comprometerían las operaciones de
perforación.
Es importante revisar el historial de perforación de los pozos cercanos para
planificar y preparar el programa de perforación y así evitar inconvenientes que se
podrían presentar durante las operaciones.
81
3.7
PROGRAMA DE PERFORACIÓN
Una vez determinadas las coordenadas se procede a la elaboración del programa
de perforación, en el cuál se detallan los procedimientos a seguir
en la
perforación de un pozo.
Para los pozos el programa consta básicamente de los siguientes procedimientos:
•
Operaciones preliminares (Ubicación de la Torre de perforación)
•
Procedimientos de operación
•
Programa de brocas
•
Programa de lodos
•
Programa de muestreo
•
Programa de registros eléctricos
•
Programa de cementación
3.7.1
DESCRIPCIÓN DEL EQUIPO DE PERFORACIÓN
1. CAPACIDAD……………..……………………………….…………….16.400 FT
2. TORRE EQUIPADA CON TOP DRIVE ELÉCTRICO…..CON TORQUE DE
+/- 60.000 LB/FT A 125 RPM Y +/- 32.000 LB/ FT A 195 RPM
3. MALACATE………………………………………..……..…….2000 @ 2500 HP
4. MÁSTIL (CON +/- 14 LÍNEAS ARMADAS).....PIRÁMIDE DE 165 FT DE
ALTURA X 30 FT DE PISO ELEVADO
5. CAPACIDAD DE CARGA CRÍTICA SOBRE EL GANCHO……1,250,000 LB
6. CAPACIDAD DE CARGA ESTÁTICA SOBRE EL GANCHO....1,275,000 LB
7. SUBESTRUCTURA………..……..…1,275,000 LB Y 600,000 LB SET BACK
8. CORONA……………………………………………..……….6 POLEAS DE 60”
9. POLEA VIAJERA………………….………………………….500 TONELADAS
10. UNIÓN GIRATORIA…………………………………………..500 TONELADAS
11. MESA ROTARIA………...…..27-½” (CAPACIDAD 500 A 675 TONELADAS)
12. CABLE PERFORACIÓN……….……………..……………………………..1-½”
82
13. MOTORES…………………………….4 DE 1,200 HP C/U Ó EQUIVALENTE
14. GENERADORES………………….....4 DE 1,000 KW C/U Ó EQUIVALENTE
15. SISTEMA SCR……………………...…….…………..CUARTO DE CONTROL
16. BOMBAS DE LODO…………….…..3 BOMBAS TRIPLEX DE 1,300 HP C/U
17. TANQUES DE LODO…..3 DE 500 BLS C/U Y 1 DE +/- 40 BLS POR VIAJE
18. DESANDERS………………………………2 DE 12 CONOS Y +/- 1,000 GPM
19. DESILTERS……………..…………………1 DE 12 CONOS Y +/- 1,000 GPM
20. MUD CLEANERS…...………………………...1 DE 5 CONOS Y +/- 800 GPM
21. DESGASER……………………………………………..………1 TIPO SWACO
Fuente: PETROPRODUCCIÓN
Elaborado por: Alfredo Obando
3.7.2
PROGRAMA DIRECCIONAL
El diseño de la trayectoria direccional es realizado si se propone desde la etapa
inicial de la planificación del proyecto y este se lo hace en conjunto entre la
compañía Operadora y la compañía de Servicios Direccionales.
La información relevante que presenta el plan direccional es la siguiente:
•
Información general (nombre del pozo, coordenadas de superficie,
elevación de la mesa rotaria, etc.)
•
Profundidad medida (MD)
•
Profundidad vertical verdadera (TVD)
•
Inclinación
•
Azimut
•
Sección vertical
•
Tasa de construcción y/o de caída
83
3.7.3
PROGRAMA DE BROCAS
El programa de brocas se lo realiza evaluando las brocas utilizadas en los pozos
de correlación (Tabla 3.14).
Tabla 3.14 Programa de Brocas
o
N.
Diámetro
Tipo
Boquillas
1
2
3
4
5
13 3/4
9 7/8
9 7/8
9 7/8
9 7/8
HC604
HC605S
GT-CS09
HC605S
HC506
8 X 12
7 X 12
4 X 14
7 X 11
6 X 12
Intervalo
(pies)
0 - 3200
3200 – 7550
7550 – 7800
7800 – 9000
9000 - PT
Peso
(1000 lbs)
5/15
10/25
10/30
10/20
8/20
RPM
100/190
80/190
80/120
100/180
80/110
Fuente: PETROPRODUCCIÓN
Elaborado por: Alfredo Obando
3.7.4
PROGRAMA DE FLUIDOS DE PERFORACIÓN
Entre las funciones que debe cumplir el fluido de perforación se encuentran las
siguientes:
•
Presión hidrostática
•
Transporte de cortes
•
Lubricación de la broca y ensamblaje de fondo
•
Fuerza de impacto (Hidráulica)
•
Suspensión de sólidos
•
Proveer un medio adecuado para la evaluación de las formaciones.
Debido a estas funciones el diseño del programa del fluido de perforación se basa
en utilizar el óptimo fluido que permite ejecutar las funciones antes mencionadas.
Entre las propiedades del fluido que se incluyen y se monitorean continuamente
durante las operaciones están las siguientes (Tabla 3.15):
84
•
Tipo de lodo
•
Peso del lodo
•
Potencial hidrógeno (PH)
•
Viscosidad plástica (PV)
•
Punto cedente (YP)
•
Filtrado API
•
MBT
•
Geles
Tabla 3.15 Programa de Lodos
Tipo de Lodo
Profundidad
Peso
Visc.
(pies)
(lbs/gal)
EL BENEX SYSTEM
0 – 3200
9.2 – 9.8
40 – 45
PHPA-CO3Ca
3200 – PT
9.8 – 10.4
45 – 55
VP/YP
Filtrado
Sólidos
(c.c)
(%)
10 – 12 / 13-15
N.C
< 12.00
< 20 / 15 - 25
10 < 6
< 10.00
Fuente: PETROPRODUCCIÓN
Elaborado por: Alfredo Obando
3.7.5
PROGRAMA DE CEMENTACIÓN
Para diseñar el programa de cementación se requiere información del pozo y de
la formación.
Para llevar a cabo la cementación del pozo se debe seguir los siguientes
procedimientos:
•
Después que el liner está ubicado en profundidad, armar el cabezal de
cementación.
•
Circular
•
Presurizar las líneas
•
Bombear dispersante
•
Bombear agua fresca
•
Bombear espaciadores
85
•
Bombear lechadas de cemento
•
Soltar tapón
•
Bombear fluido de desplazamiento
•
Sacar tubería y dar por terminadas las operaciones.
La (Tabla 3.16) muestra el programa de cementación por etapas.
Tabla 3.16 Programa de Cementación
PRIMERA ETAPA
Aislar acuíferos y asegurar revestimiento superficial
TUBERÍA DE REVESTIMIENTO
Objetivo
No juntas
Diámetro
H. (pulg.)
26
16
1
74
Rev. (pulg.)
20
10 ¾
1 Cola
2 Relleno
Diámetro
155
1 Cola
Grado
Peso (lbs)
H – 40
C - 95
94
47
Aditivos
No de
sacos
usados
Clase
Peso
lechada
H. (pulg.)
Rev. (pulg.)
16
10 ¾
3200
300
A
15.6
16
10 ¾
2400
350
A
13.5
espumante,
retardador
espumante,
retardado
SEGUNDA ETAPA
Aislar zonas de producción e intervalos acuíferos
TUBERÍA DE REVESTIMIENTO Producción
Diámetro
H. (pulg.)
Rev. (pulg.)
9 7/8
7
Densidad lodo
(lbs/gal)
10.4
Profundidad
MD (pies)
TVD (pies)
9870-3200
9870-3200
Grado
Peso (lbs)
C - 95
26
Aditivos
CEMENTACIÓN
CONVENCIONAL
Método
NO
LECHADA
TVD (pies)
50
3200
Intervalo a
cementar (pies)
Objetivo
No juntas
9.2 – 9.8
Profundidad
MD (pies)
50
3200
CEMENTACIÓN
CONVENCIONAL
Método
NO
LECHADA
Densidad lodo
(lbs/gal)
Diámetro
No de
sacos
usados
Clase
Peso
lechada
H. (pulg.)
Rev. (pulg.)
Intervalo a
cementar (pies)
9 7/8
7
9870-7860
100
G
15.8
9 7/8
7
7860-3200
800
G
13.5
2 Relleno
espumante,
retardador
anti
dispersante,
perd. Fluido
Fuente: PETROPRODUCCIÓN
Elaborado por: Alfredo Obando
3.7.6
PROCEDIMIENTOS DE OPERACIÓN
Una vez realizado los procedimientos de ubicación del Taladro en la locación,
las actividades de perforación que se describen a continuación:
86
El siguiente procedimiento es tomado del realizado por el pozo Parahuacu 09
perforado en el campo, aunque no es muy acertado decir que tendría el mismo
comportamiento en los nuevos pozos de desarrollo es el que más se podría
ajustar.
Sumario de Perforación del Pozo Parahuacu 09
1. Mover taladro a la locación, armar equipo al 100%
2. Preparar lodo base agua
3. Armar BHA # 1 con broca tricónica 13 ¾
4. Perforar hueco central hasta ± 270 ft
5. Circular y registrar desviación a ± 540 ft ¼ o
6. Sacar tubería para cambio de broca
7. Circular y registrar desviación a ± 1000 ft 1/2o
8. Perforar hasta ± 1570 ft
9. Circular y registrar desviación a ± 1570 ft
10. Perforar hasta ± 1900 ft
11. Circular y registrar desviación a ± 1900 ft
12. Perforar hasta ± 2036 ft
13. Circular y tomar Survey a 2036 ft 2o
14. Armar BHA # 3 con broca PDC 12 1/8
15. Conectar a Top Drive bajar y repasar
16. Circular y tomar desviación con cable
17. Armar herramienta y bajar TR 10 ¾ y cementar a ± 3200 ft
18. Armar BHA # 4 con broca 9 7/8
19. Perforar hasta ± 4500 ft
20. Circular y registrar desviación hasta el zapato
21. Armar BHA # 15 con broca 8 ½
22. Perforar hasta ± PT
23. Sacar tubería
24. Correr registro eléctrico
25. Hacer limpieza, realizar viaje de control para bajar Casing
26. Probar y circular hasta obtener retorno
87
27. Instalar cabezal de cementación y cementar Casing
28. Realizar registros de evaluación de cemento
29. Desarmar BOP y armar arbolito
Fuente: PETROPRODUCCIÓN
Elaborado por: Alfredo Obando
Sumario del Programa de Completación y Pruebas Pozo Parahuacu 09
1. Mover torre de reacondicionamiento a la locación
2. Desarmar cabezal, armar preventor de reventones, probar
3. Bajar con broca, moler D.V.T a 8005 ft. Limpiar hasta 9770 ft (no perforar
collar flotador a 9775)
Nota: Cambiar de lodo de perforación por agua tratada
4. Bajar con broca y raspatubos hasta 9720 ft, circular, limpiar, sacar
5. Correr registros de cementación CBL-VDL-CCL-GR-2000 ft desde el fondo.
Si existe mala cementación un programa alterno será preparado
6. Bajar con cañón TCP de 5” a 6 DPP, listo para punzonar el siguiente
intervalo de acuerdo con el registro DLL-MSFL-GR-SP
NAPO “T” INFERIOR 9760 ft- 9768 ft (8 ft)
En la sarta de cañoneo, instalar una camisa para evaluar con restauración
de presión, utilizando elementos electrónicos. Columna de fluido en el
tubing + 2000 ft
7. Hacer una correlación para poner los cañones en profundidad con un
Gamma Ray a través de la tubería
8. Asentar la empacadura a la profundidad deseada
9. Soltar la barra de detonación para disparar cañones
10. Producir del pozo, si no produce a flujo natural, bajar bomba jet y evaluar
11. Cerrar pozo en el fondo para restauración de presión
12. Recuperar herramientas de evaluación
88
Después de evaluar “T” inferior, punzonar y evaluar con restauración de
presión la arena “U” inferior del siguiente intervalo 9551 ft – 9567 ft (16 ft)
13. De acuerdo con los resultados de las evaluaciones se diseñaran programas
alternos y la completación de fondo a bajarse
Fuente: PETROPRODUCCIÓN
Elaborado por: Alfredo Obando
3.7.7
DIAGRAMAS ESTIMADOS DE PROFUNDIDAD VS. TIEMPO DE
OPERACIÓN
En base al programa de perforación se establece el tiempo necesario para
ejecutar todas las operaciones planeadas. El tiempo empleado para alcanzar el
objetivo es uno de los factores que determina la rentabilidad del proyecto. Cuando
se realiza un plan de perforación debe incluirse los diagramas de tiempo versus
profundidad (Figura 3.12).
Figura 3.12 Diagrama Estimado de Perforación
Elaborado por: Alfredo Obando
89
CAPÍTULO 4
4 ANÁLISIS DE COSTOS DEL PROYECTO
4.1
ANÁLISIS TÉCNICO
La ubicación de nuevos pozos de desarrollo en el campo Parahuacu se ha
realizado con la finalidad de recuperar reservas además ayudar a cooperar en la
depletación y mejoramiento de la producción del campo, debido a que los pozos
ya existentes no han contribuido óptimamente a la depletación del mismo.
Es necesario saber que de los 6 pozos que se encuentran en producción 5 están
completados con bombeo hidráulico y 1 con bombeo electro sumergible (B.E.S).
Las reservas aproximadas de los cuatro pozos propuestos son 3,904,984.80 Bls,
para estas
reservas se
realizó una
predicción de
producción por
pozo
(Capítulo 3), pero sin el conocimiento de la factibilidad económica que representa
la perforación y producción de cada pozo, por lo que se realiza a continuación el
análisis económico.
4.2
ANÁLISIS ECONÓMICO
El análisis económico se lo realiza con el fin de conocer que tan factible es la
perforación de los pozos propuestos tomando en cuenta la producción de los
mismos, para esto se necesita estar al tanto de los costos de perforación de
pozos verticales y los costos de producción. La evaluación económica se basa
principalmente en el criterio del valor actual neto (V.A.N) y la tasa interna de
retorno (T.I.R), los cuales determinarán la puesta en marcha o abandono del
proyecto.
Un proyecto es económicamente rentable cuando:
90
• 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.
La
tasa
de
actualización
que
el
departamento
financiero
de
PETROPRODUCCIÓN contempla en sus proyectos es del 12.00% anual y del
0.010% mensual.
4.2.1
COSTOS DE PERFORACIÓN
Para el presente análisis se tomó los costos incurridos en la perforación de un
pozo vertical que ha llegado hasta la arena “T” Inferior, por lo que estos costos no
tendrán una variación considerable para los pozos propuestos.
La siguiente tabla presenta los costos estimados para cada uno de los nuevos
pozos de desarrollo del Campo Parahuacu (Tabla 4.1).
Tabla 4.1 Costo Estimado de Perforación y Completación de un Pozo Vertical.
OPERACIÓN Y MATERIALES
COSTO (USD)
Locación. (Plataforma y Piscinas)
250,000
Vías de acceso
98,040
Movilización del taladro
80,000
Costos por perforaciones
937,650
Registros eléctricos
100,000
Trabajo de cementación y cemento
130,000
Análisis de ripios
15,000
Completación y pruebas
50,000
Torre de reacondicionamiento del pozo
75,000
Punzonamientos
40,000
Levantamiento artificial eléctrico
278,410
Tubería de revestimiento
310,484
Árbol de navidad
40,000
Tubería de producción de 3 ½
82,217
Línea de flujo de 4 ½
98,400
Instalación de línea de flujo
98,400
Completación de fondo (Instalación)
80,000
Contingências
331,632
TOTAL
Fuente: UNIDAD FINANCIERA DE PETROPRODUCCIÓN
Elaborado por: Alfredo Obando
3,095,233
91
4.2.2
COSTOS DE PRODUCCIÓN
Los costos de producción se refieren a la cantidad que la empresa debe pagar por
un barril producido, estos incluyen el valor operativo, de depreciación y de
transporte.
Los costos varían en cada campo y para Parahuacu el costo de producción
aproximado es de 3.09 USD pero para realizar el análisis del presente estudio se
utilizo
el
valor
de
7.24
USD
costo
de
operación
asumidos
por
PETROPRODCUCCION.
4.2.3
INGRESOS DEL PROYECTO
Los ingresos de este proyecto se refieren al resultado de multiplicar el número de
Bls de petróleo producidos por el precio de cada barril.
La producción anual de cada pozo determinada en el capítulo anterior indica los
Bls de petróleo que se obtendría en caso de que cada pozo produzca durante los
365 días del año, sin embargo, se debe tomar en cuenta el tiempo de perforación
y de cambio de bomba o reacondicionamiento de cada pozo.
La perforación de los pozos propuestos se va a realizar en un tiempo de cuatro
meses (Tabla 4.2), mientras que los trabajos de cambio de bomba de los mismos
serán cada cuatro meses durante cada año.
Tabla 4.2 Cronograma de Perforaciones
POZO
Parahuacu 10
Parahuacu 11
Parahuacu 12
Parahuacu 13
Elaborado por: Alfredo Obando
Mes 1
Mes 2
Mes 3
Mes 4
X
X
X
X
92
Como se acoto en el capitulo anterior para el desarrollo del presente proyecto se
asume dos escenarios, el primer escenario cuando el precio del barril de petróleo
sea de 40 USD, y el segundo escenario cuando el precio del barril de petróleo sea
de 55 USD, valor actual del barril de petróleo del oriente ecuatoriano.
4.2.4
VALOR ACTUAL NETO (VAN)
Denominamos Valor Actual Neto de un proyecto a la suma algébrica de los
valores actualizados de cada mes.
n
Fnck
k
K = 0 (1 + i )
VAN = ∑
(Ec. 4.1)
Donde:
Fnck = Flujo Neto de Caja del año k
i = Tasa de Actualización de la empresa (i = 12.00%)
4.2.5
TASA INTERNA DE RETORNO (T.I.R)
La tasa interna de retorno es la tasa de rendimiento por periodo con la cual la
totalidad de los beneficios actualizados son exactamente igual a los desembolsos
expresados en moneda actual.
Para ello se emplea la siguiente ecuación:
n
Fnck
=0
k
K = 0 (1 + TIR )
VAN = ∑
•
(Ec.4.2)
Cuando la tasa interna de retorno es mayor a la tasa de actualización (i), el
proyecto es rentable.
93
•
Cuando la tasa interna de retorno es igual a la tasa de actualización (i), el
proyecto no tiene pérdidas ni ganancias.
•
Cuando la tasa interna de retorno es menor a la tasa de actualización (i), el
proyecto no es rentable.
Los resultados obtenidos de Valor Actual Neto (V.A.N) y Tasa Interna de Retorno
(T.I.R) de los cuatro pozos propuestos, cumplen con los requisitos que indican la
rentabilidad de un proyecto, por lo que, asumiendo el presupuesto general del
estado como precio actual del petróleo en el primer escenario, y en el segundo
escenario asumiendo el precio actual del crudo del oriente ecuatoriano se puede
considerar la perforación de dichos pozos (Tabla 4.3a, 4.3b).
94
Tabla 4.3a Resultados Obtenidos del V.A.N y T.I.R de los Pozos Propuestos
Elaborado por: Alfredo Obando
95
Tabla 4.3b Resultados Obtenidos del V.A.N y T.I.R de los Pozos Propuestos
Elaborado por: Alfredo Obando
96
4.2.6
TIEMPO DE RECUPERACIÓN DE LA INVERSIÓN
El tiempo de recuperación de la inversión de un proyecto es el tiempo necesario
para recuperar la inversión inicial y se lo determina graficando la suma acumulada
de flujos netos de caja (∑Fnck) vs. el tiempo (Figuras 4.1a, 4.1b, 4.2a, 4.2b).
Figura 4.1a Tiempo de Recuperación de la Inversión
Figura 4.1b Tiempo de Recuperación de la Inversión
Elaborado por: Alfredo Obando
97
Figura 4.2a Tiempo de Recuperación de la Inversión
Figura 4.2b Tiempo de Recuperación de la Inversión
Elaborado por: Alfredo Obando
98
A continuación se detalla el cronograma de perforación con una torre para el
Campo Parahuacu (Tabla 4.4).
Tabla 4.4 Cronograma de Perforación con una Torre
SUBGERENCIA DE EXPLORACIÓN Y DESARROLLO
CRONOGRAMA DE PERFORACIÓN PARA EL AÑO 2008
DISTRITO
LIBERTADOR
ESCENARIO
ero
1
ESCENARIO
2do
ENE.
FEB.
MAR.
PRH 10
PRH 11
PRH 12
300
BPPD
400
BPPD
525
BPPD
700
BPPD
480
BPPD
640
BPPD
ABR.
PRH
13
540
BPPD
720
BPPD
MAY.
JUN.
JUL.
AGO.
SEP.
OCT.
NOV.
DIC.
Elaborado por: Alfredo Obando
Para poder resolver el perfil de producción del campo con los pozos adicionales
se utilizo el historial de producción del campo (Anexo 14.)
Tabla 4.5a Perfil de Producción del Campo Parahuacu con los Pozos Adicionales
PARAHUACU
Declinación Anual: 15.56% A.e
Declinación Mensual: 1.2966% A.e
Fecha de Producción: 1/04/20074
Mes
Proyección
de Petróleo
Condicciones
Actuales
01/04/2007*
01/12/2007
01/01/2008
01/02/2008
01/03/2008
01/04/2008
01/05/2008
01/06/2008
01/07/2008
01/08/2008
01/09/2008
01/10/2008
01/11/2008
10/12/2008
01/12/2008
01/01/2009
01/01/2009
01/02/2009
01/03/2009
01/04/2009
01/05/2009
01/06/2009
01/07/2009
01/08/2009
01/09/2009
01/10/2009
01/11/2009
01/12/2009
(BPPD)
2,257*
2,034.61
2,008.40
1,982.53
1,956.99
1,931.78
1,906.89
1,882.33
1,858.08
1,834.14
1,810.52
1,787.19
1,764.17
1,741.44
1,719.01
1,696.86
1,675
1,653.43
1,632.13
1,611.10
1,590.35
1,569.86
1,549.63
1,529.67
1,509.97
1,490.51
1,471.31
1,452.36
Proyeccion
de Petróleo
con 4 pozos
a Perforar
Proyección
de Agua a
Condiciones
Actuales
Proyección
de Agua
con 4 Pozos
a Perforar
Producción
Mensual de
Petroleo con
4 Pozos
Producción
Mensual de
Agua
con 4 Pozos
(BPPD)
2,257*
2,034.61
2,008.40
2,282.53
2,807.53
3,287.53
3,827.53
3,778.22
3,729.55
3,681.51
3,634.08
3,587.26
3,541.05
3,495.43
3,450.41
3,405.96
3,362.08
3,318.77
3,276.01
3,233.81
3,192.15
3,151.03
3,110.44
3,070.37
3,030.81
2,991.77
2,953.23
2,915.19
(BAPD)
163*
146.94
145.04
143.17
141.33
139.51
137.71
135.94
134.19
132.46
130.75
129.07
127.40
125.76
124.14
122.54
120.96
119.41
117.87
116.35
114.85
113.37
111.91
110.47
109.04
107.64
106.25
104.88
(BAPD)
163*
146.94
145.04
190.70
199.33
207.08
216.06
213.28
210.53
207.82
205.14
202.50
199.89
197.32
194.78
192.27
189.79
187.34
184.93
182.55
180.20
177.88
175.58
173.32
171.09
168.89
166.71
164.56
(Bls)
67,700*
61,029.55
60,243.35
68,476.06
84,226.06
98,626.06
114,826.06
113,346.84
111,886.67
110,445.31
109,022.52
107,618.06
106,231.69
104,863.18
103,512.30
102,178.82
100,862.53
99,563.18
98,280.58
97,014.50
95,764.73
94,531.06
93,313.28
92,111.19
90,924.59
89,753.27
88,597.04
87,455.71
(Bls)
4,900*
4,417.20
4,360.30
5,720.92
5,979.87
6,212.53
6,481.91
6,398.41
6,315.98
6,234.62
6,154.30
6,075.02
5,996.76
5,919.51
5,843.25
5,767.98
5,693.67
5,620.33
5,547.92
5,476.45
5,405.90
5,336.26
5,267.52
5,199.66
5,132.68
5,066.56
5,001.29
4,936.86
Elaborado por: Alfredo Obando
4
* Valores Tomados del Anexo 14
99
Tabla 4.5b Perfil de Producción del Campo Parahuacu con los Pozos Adicionales
PARAHUACU
Declinación Anual: 15.56% A.e
Declinación Mensual: 1.2966% A.e
Fecha de Producción: 1/04/20075
Mes
Proyección
Proyeccion
de Petróleo
de Petróleo
Condicciones
con 3 pozos
Actuales
a Perforar
(BPPD)
(BPPD)
01/04/2007*
2257*
2257*
01/12/2007
2,034.61
2,034.61
01/01/2008
2,008.40
2,008.40
01/02/2008
1,982.53
2,382.54
01/03/2008
1,956.99
3,082.54
01/04/2008
1,931.78
3,722.54
01/05/2008
1,906.89
4,442.54
01/06/2008
1,882.33
4,385.31
01/07/2008
1,858.08
4,328.81
01/08/2008
1,834.14
4,273.05
01/09/2008
1,810.52
4,218.00
01/10/2008
1,787.19
4,163.66
01/11/2008
1,764.17
4,110.03
10/12/2008
1,741.44
4,057.08
01/12/2008
1,719.01
4,004.81
01/01/2009
1,696.86
3,953.22
01/01/2009
1,675
3,902.30
01/02/2009
1,653.43
3,852.03
01/03/2009
1,632.13
3,802.40
01/04/2009
1,611.10
3,753.42
01/05/2009
1,590.35
3,705.07
01/06/2009
1,569.86
3,657.34
01/07/2009
1,549.63
3,610.22
01/08/2009
1,529.67
3,563.71
01/09/2009
1,509.97
3,517.81
01/10/2009
1,490.51
3,472.49
01/11/2009
1,471.31
3,427.75
01/12/2009
1,452.36
3,383.60
Elaborado por: Alfredo Obando
5
* Valores Tomados del Anexo 14
Proyección
de Agua a
Condiciones
Actuales
(BAPD)
163*
146.94
145.04
143.17
141.33
139.51
137.71
135.94
134.19
132.46
130.75
129.07
127.40
125.76
124.14
122.54
120.96
119.41
117.87
116.35
114.85
113.37
111.91
110.47
109.04
107.64
106.25
104.88
Proyección
de Agua
con 3 Pozos
a Perforar
(BAPD)
163*
146.94
145.04
192.70
204.83
215.78
228.36
225.42
222.52
219.65
216.82
214.03
211.27
208.55
205.86
203.21
200.59
198.01
195.46
192.94
190.45
188.00
185.58
183.19
180.83
178.50
176.20
173.93
Producción
Mensual de
Petroleo con
3 Pozos
Producción
Mensual de
Agua
con 3 Pozos
(Bls)
67700*
61,029.55
60,243.35
71,476.06
92,476.06
111,676.06
133,276.06
131,559.16
129,864.37
128,191.42
126,540.02
124,909.89
123,300.77
121,712.37
120,144.43
118,596.69
117,068.90
115,560.78
114,072.09
112,602.58
111,152.00
109,720.10
108,306.66
106,911.42
105,534.15
104,174.63
102,832.62
101,507.90
(Bls)
4900*
4,417.20
4,360.30
5,78092
6,144.87
6,473.53
6,850.91
6,76266
6,675.54
6,589.54
6,504.65
6,420.86
6,338.14
6,256.49
6,175.90
6,096.34
6,017.80
5,940.28
5,863.75
5,788.21
5,713.65
5,640.04
5,567.39
5,495.67
5,424.87
5,354.99
5,286.00
5,217.90
100
CAPÍTULO 5
5 CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES
5.1
CONCLUSIONES
•
La calidad de la información en el mapa 3D de la parte norte de
Parahuacu es buena y permite ver claramente pequeñas fallas
secundarias, las cuales han sido prolongadas hacia el sur, donde falta
información.
•
El campo Parahuacu a pesar de no haber sido desarrollado
óptimamente, posee una producción promedia de 1600 Bls de petróleo
diarios cuya producción proviene de 6 pozos con un promedio de 30
grado API y un corte de agua de 1.5%.
•
Con la perforación de 4 pozos de desarrollo en el campo Parahuacu se
espera incrementar la producción en aproximadamente 1800 Bls de
petróleo por día.
•
Las reservas totales originales esperadas de los diferentes pozos
propuestos son de 3,904,984.80 de Bls de petróleo.
•
Se verificó la confiabilidad de los métodos volumétrico y curvas de
declinación para el cálculo de
reservas, puesto que presentan
resultados con una diferencia considerable entre ellos, esto se debe a
que cada método tiene diferentes bases para realizar dicho cálculo; y,
se demostró que aún existen reservas que pueden ser drenadas con la
perforación de nuevos pozos de desarrollo.
•
El método volumétrico se basa en un modelo uniforme y constante
suceso que necesariamente no siempre se cumple, contrario al método
101
por curvas de declinación quien esta basado en un modelo estadístico y
probabilístico.
•
Se observa que la arena de mayor interés del campo es “T” Inferior, ya
que presenta un espesor neto de petróleo mayor a las otras arenas, sin
embargo, Napo “U” y Basal Tena no pierden importancia ya que
también presentan espesores considerable saturados de hidrocarburo.
•
Mediante el estudio de dos escenarios se determinó la rentabilidad
económica de la perforación de los pozos propuestos con un precio por
barril de petróleo de 40 y 55 USD para el primer y segundo escenario
respectivamente.
•
Esta rentabilidad es demostrada para los dos escenarios con la
obtención de un valor positivo del Valor Actual Neto (VAN 17,964,294 y
46,550,587) y un valor mayor al 12.00% (Tasa de Actualización de la
empresa) de la Tasa Interna de Retorno (TIR 12.04% y 25.74%) y un
Cash Flow de (17,964,294 USD y 46,550,587 USD) respectivamente.
•
Es importante destacar que el presente proyecto se lo realizo para
ubicar pozos de desarrollo verticales, pero una variante acertada podría
ser la perforación de pozos de desarrollo direccionales los cuales
saldrían de plataformas cercanas a las coordenadas dadas para los
pozos verticales.
102
5.2
RECOMENDACIONES
•
Para realizar los trabajos de perforación se debe asegurar que el taladro
contratado cumpla con los requerimientos necesarios para llevar a cabo
la perforación del pozo. Se debe utilizar taladros estrictamente de
perforación
para
garantizar
la
potencia
requerida
durante
las
operaciones.
•
Realizar pruebas de restauración de presión, tomar muestras de cores y
correr registros eléctricos y realizar pruebas PVT para así poder tener
una información mas acertada de la petrofísica y propiedades de los
fluidos presentes en el campo.
•
Probar las arenas Napo “U” inferior y Basal Tena en los pozos
propuestos, puesto que mediante el método volumétrico se determinó la
existencia de reservas que no han sido drenadas, además por estar
ubicados en la parte más alta del anticlinal.
•
Actualizar los mapas estructurales y de isohidrocarburos luego de la
perforación de los nuevos pozos de desarrollo ya que se obtendrán
datos petrofísicos y áreas de drenaje reales, y por lo tanto se podrá
calcular las verdaderas reservas probadas de dichos pozos.
103
REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS
1.
SUBGERENCIA EXPLORACION Y DESARROLLO, ARCHIVO TÉCNICO
2.
DAVILA CELSO, CAMPO PARAHUACU ACTUALIZACIÓN DE MAPAS Y
CÁLCULO DE VOLÚMENES DE PETRÓLEO INSITU A DICIEMBRE 1997
PETROPRODUCCIÓN.
3.
CARRERA OMAR, DAVILA CELSO, CAMPOS ATACAPI-PARAHUACU
PROYECTO
ALIANZA
PARA
INCREMENTAR
LA
PRODUCCIÓN
PETROPRODUCCIÓN 2000.
4.
CUENCA RIOFRÍO DARÍO JAVIER, ESTUDIO DE LA FACTIBILIDAD DE
PERFORACIÓN DE POZOS DE DESARROLLO Y AVANZADA EN LOS
CAMPOS ATACAPI-PARAHUACU.
5.
TISALEMA MUNGABUSI SEGUNDO SEFARÍN, ESTUDIO TÉCNICO
ECONÓMICO PARA LA OPTIMIZACIÓN DE LA PRODUCCIÓN EN LOS
CAMPOS ATACAPI-PARAHUACU.
6.
PATRICE BABY, MARCO RIVADENEIRA, ROBERTO BARRAGAN, LA
CUENCA ORIENTE GELOGÍA Y PETRÓLEO.
7.
PIERRE KUMMERT, REINTERPRETACIÓN DE LA ESTRUCTURA Y DE LA
DISTRIBUCIÓN DE ARENAS EN LOS CAMPOS PARAHUACU Y GUANTADURENO COMO UN CAMPO UNIFICADO – Junio 2006.
8.
PIERRE KUMMERT, ESTUDIO DE UBCACIÓN DE POZOS DE AVANZADA
EN EL CAMPO PARAHUACU - Marzo 2007.
9.
CRAFT B.C, INGENIEÍA APLICADA DE YACIMIENTOS PETROLÍFEROS.
10. GLOSARIO DE LA INDUSTRIA HIDROCARBURIFERA, REEDICIÓN 2001.
104
11. PROYECTOS DE SIMULACIÓN MATEMÁTICA PARA LOS CAMPOS
ATACAPI-PARAHUACU PETROPRODUCCIÓN, PPR-55, PPR-56, PPR62.
12. SCIENTIFIC SOFWARE INTERCOMP.
13. SHLUMBERGER, OIL FIELD MANAGER (O.F.M) – 2005.
14. SHLUMBERGER, INTERACTIVE PETROPHYSIC (I.P).
15.
PETROPRODUCCIÓN AS (400).
16.
PETROPRODUCCIÓN
PRUEBAS
COMPLETACIONES
REACONDICIONAMIENTOS DE POZOS PETROLÍFEROS.
17. PETROPRODUCCIÓN UNIDAD DE CONTABILIDAD.
Y
105
SIGLAS
API:
American Petroleum Institute
BHA:
Bottom Hole Assembly
Bls:
Barriles
BAPD:
Barriles de Agua por Día
BOP:
Blow Out Preventer
BSW:
Basic Sediments and water
BFPD:
Barriles de Fluido por Día
BOPD:
Barriles de Petróleo por Día
CAL:
Caliper
CBL:
Cement Bond Log
CCL:
Casing Collar Locator
CNL:
Compensated Neutron Log
CT:
Chipped Teeth
GR:
Gamma Ray
GL:
Ground Level
PDC:
Polycystalline Diamond Compact
PVT:
Presión Volumen Temperatura
SP:
Spontaneous Potential
106
ANEXO 1
VISUALIZACIÓN ISÓPACA DE LA ARENISCA “T”
107
VISUALIZACIÓN ISÓPACA DE LA ARENISCA “T” INFERIOR
Fuente: PETROPRODUCCIÓN
Elaborado por: (Scientific Software Intercomp)
108
ANEXO 2
MAPA DE EVALUACIÓN PERSPECTIVA DE LAS ARENAS
BASAL TENA, “U” SUPERIOR, “U” INFERIOR, “T”
INFERIOR
109
MAPA DE EVALUACIÓN PERSPECTIVA DE BASAL TENA
Fuente: PETROPRODUCCIÓN
Elaborado por: (Scientific Software Intercomp)
110
MAPA DE EVALUACIÓN PERSPECTIVA DE “U” SUPERIOR
Fuente: PETROPRODUCCIÓN
Elaborado por: (Scientific Software Intercomp)
111
MAPA DE EVALUACIÓN PERSPECTIVA DE “U” INFERIOR
Fuente: PETROPRODUCCIÓN
Elaborado por: (Scientific Software Intercomp)
112
MAPA DE EVALUACIÓN PERSPECTIVA DE “T” INFERIOR
Fuente: PETROPRODUCCIÓN
Elaborado por: (Scientific Software Intercomp)
113
ANEXO 3
TOPES Y BASES
114
TOPES Y BASES DEL POZO PARAHUACU 09
Parahuacu 09
Scale : 1 : 200
DEPTH (9515.FT - 9578.FT)
DB : SACHA (95)
Topes y Bases
2
DEPTH
(FT) 0.
GR (GAPI)
RHOB (OHMM)
2000. 1.95
AT30 (OHMM)
16. 0.2
SP (US/F)
-100.
4
AT90 (MV)
150. 0.2
CALI (IN)
6.
30/08/2007 13:30
3
2.95
NPHI (dec)
2000. 0.45
-0.15
MSFL (OHMM)
100. 0.2
2000.
MNOR (OHMM)
20.
0.
MINV (OHMM)
20.
Tope U inferior
0.
Tope U inferior
Tope U inferior
Tope U inferior
9550
Topes y Bases
2
Scale : 1 : 200
DEPTH
DB : SACHA0.
(95)
(FT)
Tope T superior
6.
3
150. 0.2
CALI (IN)
Tope T superior
16. 0.2
SP (US/F)
-100.
4
Parahuacu 09
GR (GAPI)
AT90 (MV)
DEPTH (9678.FT - 9780.FT)
AT30 (OHMM)
Tope T superior
RHOB (OHMM)
2000. 1.95
30/08/20072.95
13:30
NPHI (dec)
2000. 0.45
Tope T superior
-0.15
MSFL (OHMM)
100. 0.2
2000.
MNOR (OHMM)
20.
0.
MINV (OHMM)
20.
0.
9700
Tope T inferior
Tope T inferior
Tope T inferior
Tope T inferior
9750
Topes y Bases
DEPTH
(FT) 0.
2
3
4
GR (GAPI)
AT90 (MV)
RHOB (OHMM)
150. 0.2
CALI (IN)
6.
2000. 1.95
AT30 (OHMM)
16. 0.2
SP (US/F)
-100.
2000. 0.45
MSFL (OHMM)
100. 0.2
MNOR (OHMM)
20.
0.
MINV (OHMM)
20.
0.
Fuente: PETROPRODUCCIÓN (Interactive Petrophysic)
Elaborado por: Alfredo Obando
2.95
NPHI (dec)
2000.
-0.15
115
ANEXO 4
POROSIDAD EFECTIVA
116
POROSIDAD EFECTIVA DEL POZO PARAHUACU 09
Parahuacu 09
Scale : 1 : 200
DEPTH (9515.FT - 9578.FT)
DB : SACHA (95)
Topes y Bases
2
GammaRay
DEPTH
(FT)
0.
Porosity Input
GR (GAPI)
150. 0.6
Resistivity
NPHI (dec)
AT90 (MV)
0. 0.2
RHOB (OHMM)
1.7
MSFL (OHMM)
2.7 0.2
Salinity
Matrix
30/08/2007 13:23
Logic
RWAPP (OHMM)
RHOMA (gm/cc)
20. 0.01
1. 2.5
3. BH logic 1.
RMFAPP (OHMM)
DTMA (uSec/ft)
20. 0.01
1. 30.
80. Hyd NC 1.
RHOHY (gm/cc)
0.
1. Por Clip
Saturation
Porosity
SWU (Dec)
Lithology
PHIT (Dec)
0. 0.5
SXOU (Dec)
VWCL (Dec)
0. 0.
PHIE (Dec)
1.
PHIE (Dec)
Por > 0
0. 0.5
0. 1.
BVWSXO (Dec)
0.5
0. 0.
BVW (Dec)
0.5
0.
Sand
Sxo Lim
Gas
Shale
Neu Phi
Oil
Silt
Den Phi
Movable Hyd
Sandstone
Sat NC
Water
DTLN (uSec/ft)
140.
40.
PEF (G/C3)
0.
20.
0.
VSILT (Dec)
1.
Clay
Porosity
PhiSw
Phi/Vcl
Tope U
Tope
inferior
U1inferior
Tope U inferior
9550
Tope U inferior
Tope U inferior
Tope U inferior
Resistivity
Salinity
Tope U inferiorTope U inferiorTope U inferior
Tope U inferior
Tope U inferior
Porosity
Lithology
2
3
Topes y Bases
2
GammaRay
Porosity Input
Scale : 1 : 200
DEPTH
GR (GAPI)
DB : SACHA (95) 0.
150. 0.6
(FT)
4
AT90 (MV)
Matrix
Logic
Saturation
Parahuacu 09
RWAPP (OHMM)
RHOMA (gm/cc)
SWU (Dec)
PHIT (Dec)
VWCL (Dec)
30/08/2007 13:23
DEPTH (9678.FT
20. 0.01
1. 2.5- 9780.FT)
3. BH logic 1.
0. 0.5
0. 0.
1.
RHOB (OHMM)
MSFL (OHMM)
RMFAPP (OHMM)
DTMA (uSec/ft)
SXOU (Dec)
PHIE (Dec)
PHIE (Dec)
Hyd
NC
Tope T
Tope
superior
T3
superior
Tope T superior 1.7
Tope T superior
Tope
T
superior
Tope
T
superior
Tope
T
superior
Tope
T
superior
Tope
T
superior
Tope
T
superior
Tope
T superior0.
2.7 0.2
20. 0.01
1. 30.
80.
1.
0. 0.5
0. 1.
DTLN (uSec/ft)
RHOHY (gm/cc)
BVWSXO (Dec)
VSILT (Dec)
140.
40.
0.
1. Por Clip
0.5
0. 0.
1.
PEF (G/C3)
BVW (Dec)
Por > 0
Clay
0.
20.
0.5
0.
9700
NPHI (dec)
0. 0.2
Sand
Sxo Lim
Gas
Shale
Neu Phi
Oil
Porosity
Silt
Den Phi
Movable Hyd
Sandstone
Sat NC
Water
PhiSw
Tope TTope
inferior
T inferior
Tope T inferior
9750
Tope T inferior
Tope T inferior
Resistivity
Salinity
Tope T inferiorTopePhi/Vcl
T inferiorTope T inferior
Tope T inferior
Tope T inferior
5
Topes y Bases
2
GammaRay
DEPTH
(FT)
Tope T inferior
0.
Porosity Input
GR (GAPI)
150. 0.6
NPHI (dec)
Matrix
Logic
AT90 (MV)
RWAPP (OHMM)
RHOMA (gm/cc)
20. 0.01
1. 2.5
3. BH logic 1.
RHOB (OHMM)
MSFL (OHMM)
RMFAPP (OHMM)
DTMA (uSec/ft)
1.7
2.7 0.2
20. 0.01
1. 30.
80. Hyd NC 1.
DTLN (uSec/ft)
RHOHY (gm/cc)
140.
40.
0.
1. Por Clip
PEF (G/C3)
Por > 0
0.
20.
Saturation
Porosity
SWU (Dec)
0. 0.2
SXOU (Dec)
Lithology
PHIT (Dec)
0. 0.5
VWCL (Dec)
0. 0.
1.
PHIE (Dec)
0. 0.5
0. 1.
BVWSXO (Dec)
0.5
0. 0.
BVW (Dec)
0.5
0.
PHIE (Dec)
VSILT (Dec)
Porosity
0.
1.
Clay
Sand
Sxo Lim
Gas
Shale
Neu Phi
Oil
Silt
Den Phi
Movable Hyd
Sandstone
Sat NC
Water
PhiSw
Phi/Vcl
Fuente: PETROPRODUCCIÓN (Interactive Petrophysic)
Elaborado por: Alfredo Obando
117
ANEXO 5
ÍNDICE DE ARCILLOSIDAD
118
ÍNDICE DE ARCILLOSIDAD DEL POZO PARAHUACU 09
Parahuacu 09
Scale : 1 : 200
DEPTH (9515.FT - 9578.FT)
DB : SACHA (95)
Topes y Bases
2
DEPTH
(FT)
3
GR (GAPI)
0.
30/08/2007 13:26
4
5
NPHI (dec)
600. 0.6
VCLGR (Dec)
0. 0.
RHOB (OHMM)
1.7
1.
VCLND (Dec)
2.7 0.
1.
VCLAV (Dec)
0.
Tope U
Tope
inferior
U1inferior
9550
Tope U inferior
Tope U inferior
1.
Tope U inferior
2
3
Topes y Bases
2
Scale : 1 : 200
DEPTH
DB : SACHA (95) 0.
(FT)
Tope T
Tope
superior
T3
superior
3
GR (GAPI)
Tope T superior
4
5
Parahuacu 09
NPHI (dec)
DEP0.6
TH (9678.FT - 9780.FT)
600.
RHOB (OHMM)
Tope T superior
1.7
VCLGR (Dec)
0. 0.
30/08/2007 13:26
1.
VCLND (Dec)
2.7 0.
Tope T superior
1.
VCLAV (Dec)
0.
9700
4
Tope TTope
inferior
T inferior
9750
Tope T inferior
Tope T inferior
Tope T inferior
5
Topes y Bases
2
DEPTH
(FT)
1.
0.
3
4
5
GR (GAPI)
NPHI (dec)
VCLGR (Dec)
600. 0.6
0. 0.
RHOB (OHMM)
1.7
1.
VCLND (Dec)
2.7 0.
1.
VCLAV (Dec)
0.
Fuente: PETROPRODUCCIÓN (Interactive Petrophysic)
Elaborado por: Alfredo Obando
1.
119
INDICE DE ARCILLOSIDAD DE “U” INFERIOR
Fuente: PETROPRODUCCIÓN (Interactive Petrophysic)
Elaborado por: Alfredo Obando
120
INDICE DE ARCILLOSIDAD DE “T” SUPERIOR
Fuente: PETROPRODUCCIÓN (Interactive Petrophysic)
Elaborado por: Alfredo Obando
121
INDICE DE ARCILLOSIDAD DE “T” INFERIOR
Fuente: PETROPRODUCCIÓN (Interactive Petrophysic)
Elaborado por: Alfredo Obando
122
ANEXO 6
INTERVALO Y ESPESORES NETO DE PETRÓLEO
123
INTERVALO Y ESPESORES NETO DE PETRÓLEO DEL POZO PARAHUACU
09
Parahuacu 09
Scale : 1 : 200
DEPTH (9515.FT - 9578.FT)
DB : SACHA (95)
Topes y Bases
2
DEPTH
(FT)
GammaRay
Porosity
GR (GAPI)
0.
PHIE (Dec)
150. 0.5
Tope U
Tope
inferior
U1inferiorTope U inferior
9550
Scale : 1 : 200
DEPTH
DB : SACHA (95) 0.
(FT)
GammaRay
150. 0.5
VWCL (Dec)
0. 0.
1.
Reservoir Flag
Reservoir Flag
Pay Flag
Pay Flag
Pay Flag
Tope U inferior
Tope U inferior
Tope U inferior
Porosity
Water Saturation
Clay Volume
PHIE (Dec)
DEPTH (9678.FT
- 9780.FT)
0. 1.
SW (Dec)
VWCL (Dec)
0. 0.
30/08/2007 13:31
1.
Reservoir
Flag
Tope
T superior
Reservoir
Flag
Tope
T superior
Reservoir
Flag
Tope
T superior
Pay Flag
Pay Flag
Pay Flag
Tope T inferior
Tope T inferior
Tope T inferior
GammaRay
Porosity
Water Saturation
Clay Volume
GR (GAPI)
PHIE (Dec)
SW (Dec)
4
Tope TTope
inferior
T inferiorTope T inferior
5
Topes y Bases
2
DEPTH
(FT)
SW (Dec)
0. 1.
Reservoir Flag
Parahuacu 09
GR (GAPI)
Tope Tope
T superior
T3
superior
Tope T superior
9750
Clay Volume
2
3
Topes y Bases
2
9700
30/08/2007 13:31
Water Saturation
0.
150. 0.5
0. 1.
VWCL (Dec)
0. 0.
1.
Reservoir Flag
Reservoir Flag
Reservoir Flag
Pay Flag
Pay Flag
Pay Flag
Fuente: PETROPRODUCCIÓN (Interactive Petrophysic)
Elaborado por: Alfredo Obando
124
ANEXO 7
CÁLCULO DE RESERVAS POR EL MÉTODO DE CURVA
DE DECLINACIÓN
125
CÁLCULO DE RESERVAS POR EL MÉTODO DE CURVA DE DECLINACIÓN DEL POZO PARAHUACU 01.
Fuente: PETROPRODUCCIÓN (Oil Field Manager)
Elaborado por: Alfredo Obando
126
CÁLCULO DE RESERVAS POR EL MÉTODO DE CURVA DE DECLINACIÓN DEL POZO PARAHUACU 03.
Fuente: PETROPRODUCCIÓN (Oil Field Manager)
Elaborado por: Alfredo Obando
127
CÁLCULO DE RESERVAS POR EL MÉTODO DE CURVA DE DECLINACIÓN DEL POZO PARAHUACU 03B.
Fuente: PETROPRODUCCIÓN (Oil Field Manager)
Elaborado por: Alfredo Obando
128
CÁLCULO DE RESERVAS POR EL MÉTODO DE CURVA DE DECLINACIÓN DEL POZO PARAHUACU 04.
Fuente: PETROPRODUCCIÓN (Oil Field Manager)
Elaborado por: Alfredo Obando
129
CÁLCULO DE RESERVAS POR EL MÉTODO DE CURVA DE DECLINACIÓN DEL POZO PARAHUACU 05.
Fuente: PETROPRODUCCIÓN (Oil Field Manager)
Elaborado por: Alfredo Obando
130
ANEXO 8
HISTORICO DE PRODUCCIÓN Y PRODUCCIÓN
ACUMULADA DEL CAMPO PARAHUACU
131
HISTÓRICO DE PRODUCCIÓN DEL CAMPO PARAHUACU.
Fuente: PETROPRODUCCIÓN (Oil Field Manager)
Elaborado por: Alfredo Obando
132
PRODUCCIÓN ACUMULADA Y CORTE DE AGUA DEL CAMPO PARAHUACU.
Fuente: PETROPRODUCCIÓN (Oil Field Manager)
Elaborado por: Alfredo Obando
133
ANEXO 9
HISTORIAL DE PRODUCCIÓN POR POZO DEL CAMPO
PARAHUACU
134
HISTORIAL DE PRODUCCIÓN DEL POZO PARAHUACU 01
HISTORIAL DE PRODUCCIÓN DEL POZO PARAHUACU 02
135
HISTORIAL DE PRODUCCIÓN DEL POZO PARAHUACU 03
HISTORIAL DE PRODUCCIÓN DEL POZO PARAHUACU 03B
136
HISTORIAL DE PRODUCCIÓN DEL POZO PARAHUACU 04
HISTORIAL DE PRODUCCIÓN DEL POZO PARAHUACU 05
137
HISTORIAL DE PRODUCCIÓN DEL POZO PARAHUACU 07
HISTORIAL DE PRODUCCIÓN DEL POZO PARAHUACU 08
138
HISTORIAL DE PRODUCCIÓN DEL POZO PARAHUACU 09
Fuente: OIL FILE MANAGER
Elaborado por: Alfredo Obando
139
ANEXO 10
MAPA ESTRUCTURAL DE LA ARENISCA “T” INFERIOR
140
MAPA ESTRUCTURAL DE “T” INFERIOR
Fuente: PETROPRODUCCIÓN
141
ANEXO 11
CORTE ESTRUCTURAL ENTRE POZOS DEL CAMPO
PARAHUACU
142
CORTE ESTRUCTURAL ENTRE POZOS DEL CAMPO PARAHUACU
P
ar ahuacu
8500.
D
FT
-
9848.
04
P
ar ahuac u
( DE
P
TH)
CA LI ( IN)
6.
16.
SP ( M
V)
- 200.
0.
8800.
RHOB
1.95
-
9877.
09
P
ar ahuac u
( DE
P
TH)
8800.
-
9997.
03B
P
ar ahuac u
( DE
P
T
H)
8750.
-
9829.5
03
P
ar ahuac u
( DE
P
TH)
8800.
-
9990.
08
P
ar ahuacu
( DE
P
T
H)
8650.
-
10169.5
01
P
ar ahuac u
( DE
P
TH)
8750.
-
9949.5
07
P
ar ahuacu
( DE
P
TH)
8700.
-
9740.5
02
( DE
P
TH)
( G/C3)
2.95
A r enisc a
Costr a
Was hout
8520
8560
8600
D
FT
CA LI ( IN)
6.
16.
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- 200.
0.
M
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0.
M
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NP
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- 0.15
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K
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Was hout
D
FT
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CA LI ( IN)
6.
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SP ( M
V)
- 200.
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M
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0.
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1.95
( G/C3)
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- 200.
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M
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A F20 ( OHM
M
)
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2000.
A F30 ( OHM
M
)
0.2
2000.
A F60 ( OHM
M
)
0.2
2000.
A F90
()
0.2
2000.
A FRT ( OHM
M)
0.2
2000.
RHOB ( US/F)
1.95
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NP
HI ( % )
0.45
- 0.15
DTLF ( OHM
M
)
140.
40.
DTLN ( US/F)
140.
40.
CA LI ( I
N)
6.
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SP ( US/F)
- 200.
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M
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( OHMM
)
2000.
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8880
8880
8880
8880
8880
8880
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8920
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8920
8920
8920
8960
8960
8960
8960
8960
8960
8960
8960
9000
9000
9000
9000
9000
9000
9000
9000
9040
9040
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9040
9040
9040
9040
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9080
9080
9080
9080
9080
9080
9080
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9120
9120
9120
9160
9160
9160
9160
9160
9160
9160
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9200
9200
9200
9200
9200
9200
9200
9240
9240
9240
9240
9240
9240
9240
9240
9280
9280
9280
9280
9280
9280
9280
9320
9320
9320
9320
9320
9320
9320
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P
TH)
P
ar ahuac u
8800.
-
9997.
03B
( DE
P
T
H)
Fuente: PETROPRODUCCIÓN (Interactive Petrophysic)
Elaborado por: Alfredo Obando
P
ar ahuac u
8750.
-
9829.5
03
( DE
P
TH)
P
ar ahuac u
8800.
-
9990.
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( DE
P
T
H)
P
ar ahuacu
8650.
-
10169.5
01
( DE
P
TH)
T
s u p e ri o r
9600
T
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143
CORTE ESTRUCTURAL ENTRE POZOS DEL CAMPO PARAHUACU
Fuente: ESTUDIO DE UBICACIÓN DE POZOS DE AVANZADA EN EL CAMPO PARAHUACU (UNIDAD DE YACIMIENTOS PETROPRODUCCIÓN
2007)
Elaborado por: ING. PIERRE KUMMERT
144
ANEXO 12
MAPA DE CARRETERAS DEL CAMPO PARAHUACU
145
MAPA DE CARRETERA Y DE LA ESTACIÓN DE PRODUCCIÓN DEL CAMPO
PARAHUACU
Fuente: DEPARTAMENTO DE INGENIERIA CIVIL PETROPRODUCCIÓN
146
ANEXO 13
DECLINACIÓN DEL CAMPO PARAHUACU
147
DECLINACIÓN DEL CAMPO PARAHUACU
Fuente: OIL FILE MANAGER
Elaborado por: Alfredo Obando
148
ANEXO 14
HISTORIAL DE PRODUCCIÓN DEL CAMPO PARAHUACU
149
HISTORIAL DE PRODUCCIÓN DEL CAMPO PARAHUACU
Fecha
01/12/1978
01/01/1979
01/02/1979
01/03/1979
01/04/1979
01/05/1979
01/06/1979
01/07/1979
01/08/1979
01/09/1979
01/10/1979
01/11/1979
01/12/1979
01/01/1980
01/02/1980
01/03/1980
01/04/1980
01/05/1980
01/06/1980
01/07/1980
01/08/1980
01/09/1980
01/10/1980
01/11/1980
01/12/1980
01/01/1981
01/02/1981
01/03/1981
01/04/1981
01/05/1981
01/06/1981
01/07/1981
01/08/1981
01/09/1981
01/10/1981
01/11/1981
01/12/1981
01/01/1982
01/02/1982
01/03/1982
01/04/1982
Producción Producción
de
Acumulada
Petróleo
de
Petróleo
BPPD
MBls
3010
93.3
4015
217.8
3999
329.7
3714
444.9
3438
548.0
3402
653.5
2190
719.2
2154
786.0
2271
856.4
1990
916.1
2226
985.1
2360
1055.9
1874
1113.9
2631
1195.5
2543
1269.2
2181
1336.9
2929
1424.7
2649
1506.9
2072
1569.0
2140
1635.4
2320
1707.3
2059
1769.0
2078
1833.5
1945
1891.8
2663
1974.4
2735
2059.1
2473
2128.4
2286
2199.3
2407
2271.5
2144
2337.9
2205
2404.1
2175
2471.5
2448
2547.4
2186
2613.0
2166
2680.1
2126
2743.9
1731
2797.6
1885
2856.0
2039
2913.1
2038
2976.2
2270
3044.3
Producción Producción
de Agua
Acumulada
de Agua
BAPD
27
30
33
41
36
29
19
23
22
23
17
18
8
22
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70
50
13
15
24
23
30
10
19
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8
7
13
14
13
11
14
15
14
12
9
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12
MBls
0.8
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5.9
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8.6
9.1
9.6
9.9
10.6
11.2
11.9
14.0
15.5
15.9
16.4
17.1
17.8
18.7
19.0
19.6
20.3
20.9
21.2
21.4
21.6
22.0
22.4
22.8
23.1
23.6
24.0
24.4
24.8
25.1
25.3
25.6
Corte de
Agua
(%)
0.9
0.7
0.8
1.1
1.0
0.8
0.9
1.1
0.9
1.1
0.8
0.7
0.4
0.8
0.8
0.9
2.3
1.8
0.6
0.7
1.0
1.1
1.4
0.5
0.7
0.8
0.8
0.4
0.3
0.3
0.6
0.6
0.5
0.5
0.6
0.7
0.8
0.6
0.4
0.3
0.5
150
Fecha
01/05/1982
01/06/1982
01/07/1982
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01/09/1982
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01/12/1982
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01/02/1983
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01/01/1984
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01/10/1984
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01/12/1984
01/01/1985
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01/03/1985
01/04/1985
01/05/1985
01/06/1985
01/07/1985
01/08/1985
01/09/1985
01/10/1985
01/11/1985
Producción Producción
de
Acumulada
Petróleo
de
Petróleo
BPPD
MBls
2185
3112.1
1892
3168.9
2043
3232.2
2834
3320.0
2579
3397.4
2366
3470.7
2008
3531.0
2273
3601.4
2360
3674.6
2401
3741.8
2230
3810.9
1890
3867.6
2483
3944.6
2065
4006.6
1917
4066.0
2292
4137.0
1898
4194.0
1790
4249.5
2217
4316.0
2295
4387.2
2105
4452.4
1924
4508.2
1618
4558.4
1748
4610.8
1943
4671.0
1674
4721.3
2153
4788.0
2284
4858.8
2184
4924.3
1693
4976.8
2269
5044.9
2221
5113.7
1638
5164.5
1910
5218.0
1618
5268.2
1661
5318.0
1586
5367.2
1421
5409.8
1968
5470.8
1798
5526.5
1346
5566.9
1340
5608.4
1182
5643.9
Producción Producción
de Agua
Acumulada
de Agua
BAPD
10
9
8
11
14
11
8
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13
10
11
10
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39
11
10
14
16
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24
24
21
23
65
29
17
19
12
15
12
13
19
18
9
10
9
MBls
25.9
26.2
26.4
26.8
27.2
27.6
27.8
28.2
28.6
28.9
29.2
29.5
29.9
30.2
30.4
30.6
30.8
31.0
33.4
36.4
37.6
37.9
38.2
38.7
39.1
39.7
40.4
41.1
41.8
42.5
44.5
45.4
45.9
46.4
46.8
47.3
47.6
48.0
48.6
49.2
49.4
49.8
50.0
Corte de
Agua
(%)
0.4
0.5
0.4
0.4
0.6
0.5
0.4
0.5
0.6
0.4
0.5
0.5
0.4
0.6
0.3
0.2
0.3
0.4
3.4
4.1
1.8
0.5
0.6
0.8
0.8
1.0
1.1
1.0
1.0
1.3
2.8
1.3
1.0
1.0
0.7
0.9
0.8
0.9
1.0
1.0
0.7
0.8
0.8
151
Fecha
01/12/1985
01/01/1986
01/02/1986
01/03/1986
01/04/1986
01/05/1986
01/06/1986
01/07/1986
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01/01/1987
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01/12/1988
01/01/1989
01/02/1989
01/03/1989
01/04/1989
01/05/1989
01/06/1989
Producción Producción
de
Acumulada
Petróleo
de
Petróleo
BPPD
MBls
1033
5675.9
584
5694.0
618
5711.3
142
5715.7
396
5727.6
391
5739.7
469
5753.8
751
5777.0
538
5793.7
541
5809.9
384
5821.8
513
5837.2
510
5853.0
556
5870.3
500
5884.3
47
5885.7
5885.7
10
5886.0
292
5894.8
214
5901.4
472
5916.1
830
5941.0
1257
5979.9
1147
6014.4
717
6036.6
751
6059.8
634
6078.2
428
6091.5
391
6103.2
254
6111.1
534
6127.2
1174
6163.6
1278
6203.2
1226
6239.9
1161
6275.9
1404
6318.0
1262
6357.2
1515
6404.1
1422
6444.0
1314
6484.7
1226
6521.5
977
6551.8
1237
6588.9
Producción Producción
de Agua
Acumulada
de Agua
BAPD
5
1
1
0
1
1
2
2
2
1
1
2
2
2
2
0
0
0
0
0
35
151
456
0
41
74
15
6
22
78
92
86
89
88
98
83
76
65
74
82
65
50
MBls
50.2
50.2
50.2
50.3
50.3
50.3
50.4
50.4
50.5
50.5
50.6
50.6
50.7
50.7
50.8
50.8
50.8
50.8
50.8
50.8
50.8
51.9
56.5
70.2
70.2
71.5
73.7
74.1
74.3
75.0
77.3
80.2
82.8
85.5
88.2
91.1
93.7
96.0
97.9
100.2
102.6
104.6
106.2
Corte de
Agua
(%)
0.5
0.2
0.2
0.0
0.2
0.3
0.4
0.3
0.3
0.2
0.3
0.3
0.3
0.4
0.4
0.1
0.0
0.0
0.0
0.0
4.1
10.7
28.5
0.0
5.2
10.5
3.4
1.4
7.8
12.8
7.2
6.3
6.7
7.1
6.5
6.1
4.8
4.4
5.3
6.3
6.2
3.9
152
Fecha
01/07/1989
01/08/1989
01/09/1989
01/10/1989
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01/12/1989
01/01/1990
01/02/1990
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01/06/1990
01/07/1990
01/08/1990
01/09/1990
01/10/1990
01/11/1990
01/12/1990
01/01/1991
01/02/1991
01/03/1991
01/04/1991
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01/08/1992
01/09/1992
01/10/1992
01/11/1992
01/12/1992
01/01/1993
Producción Producción
de
Acumulada
Petróleo
de
Petróleo
BPPD
MBls
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6616.2
1055
6648.9
981
6678.4
1096
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993
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981
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1329
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1382
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1193
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1468
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1016
6993.4
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1027
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1069
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716
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618
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143
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1128
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862
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727
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908
7585.2
616
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654
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1021
7655.2
884
7682.6
808
7706.8
1015
7738.3
1260
7777.4
Producción Producción
de Agua
Acumulada
de Agua
BAPD
2
91
98
113
95
85
71
90
71
57
84
10
14
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2
1
1
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5
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1
1
0
1
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2
3
2
1
MBls
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109.0
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132.5
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133.9
133.9
133.9
133.9
133.9
133.9
133.9
133.9
133.9
133.9
133.9
133.9
133.9
134.0
134.1
134.1
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134.4
134.4
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134.5
134.5
134.5
134.6
134.7
134.7
134.8
134.8
Corte de
Agua
(%)
0.2
7.9
9.1
9.3
8.8
8.0
7.1
6.3
4.9
4.6
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0.1
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
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0.1
0.1
0.1
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0.1
153
Fecha
01/02/1993
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de
Acumulada
Petróleo
de
Petróleo
BPPD
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970
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908
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833
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8569.2
673
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304
8599.2
303
8608.6
549
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309
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314
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565
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Acumulada
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0
0
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134.9
134.9
134.9
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135.0
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135.1
135.1
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135.2
135.2
135.2
135.2
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135.3
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135.6
135.8
135.9
135.9
136.0
136.0
136.1
136.1
136.1
136.2
136.2
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136.4
136.4
136.5
136.5
136.5
136.5
136.5
136.6
136.6
136.8
136.9
Corte de
Agua
(%)
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0.0
0.0
0.0
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0.1
0.2
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0.1
0.0
0.0
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0.0
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0.2
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1.1
0.4
154
Fecha
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01/02/2000
01/03/2000
Producción Producción
de
Acumulada
Petróleo
de
Petróleo
BPPD
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8758.9
783
8783.1
805
8807.3
720
8829.6
667
8850.3
1042
8879.5
916
8907.9
871
8934.0
1156
8969.8
1229
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1003
9037.8
906
9065.9
1051
9097.4
1840
9154.4
1851
9210.0
1815
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2104
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2334
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2090
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2088
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2076
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2046
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1745
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1722
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1515
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1587
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1605
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1486
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1550
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1518
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1563
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1580
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1326
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1184
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1153
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de Agua
Acumulada
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BAPD
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3
4
6
2
1
2
2
4
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6
2
21
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3
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5
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1
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8
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MBls
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137.5
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144.0
144.2
144.4
144.7
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145.1
145.3
Corte de
Agua
(%)
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0.4
0.5
0.8
0.3
0.1
0.2
0.3
0.4
0.5
0.6
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2.9
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0.2
0.3
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0.2
0.2
0.2
0.1
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0.3
0.1
0.3
0.3
0.2
0.3
0.3
0.2
0.3
0.5
0.4
0.4
0.5
0.5
0.4
0.5
0.4
0.7
0.6
155
Fecha
01/04/2000
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01/01/2002
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01/01/2003
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01/08/2003
01/09/2003
01/10/2003
Producción Producción
de
Acumulada
Petróleo
de
Petróleo
BPPD
MBls
1349
10799.7
1291
10839.7
1311
10879.0
1360
10921.2
1268
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1240
10997.7
1327
11038.9
1291
11077.6
1082
11111.1
936
11140.2
1347
11177.9
1372
11220.4
1375
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1580
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1260
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1279
11388.1
1295
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1313
11467.6
1459
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1324
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1284
11592.3
1207
11629.8
1371
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1385
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1427
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1409
11797.6
1507
11842.8
1502
11889.3
1731
11943.0
1669
11993.1
1600
12042.7
1580
12090.0
1618
12140.2
1601
12189.8
1474
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1500
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1467
12321.6
1422
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1445
12409.1
1485
12455.1
1437
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1352
12540.2
1344
12581.9
Producción Producción
de Agua
Acumulada
de Agua
BAPD
8
8
10
11
9
10
6
8
6
3
6
7
6
7
4
7
10
5
11
10
12
8
7
8
7
8
6
11
16
11
11
8
10
9
8
10
9
11
11
11
14
16
14
MBls
145.5
145.8
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146.7
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147.4
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148.3
148.5
148.6
148.8
149.1
149.3
149.6
149.9
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150.5
150.7
151.0
151.2
151.4
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152.5
152.8
153.1
153.4
153.7
153.9
154.2
154.5
154.7
155.1
155.4
155.7
156.1
156.6
157.0
Corte de
Agua
(%)
0.6
0.6
0.8
0.8
0.7
0.8
0.4
0.6
0.6
0.3
0.5
0.5
0.4
0.4
0.3
0.5
0.8
0.4
0.7
0.8
0.9
0.6
0.5
0.6
0.5
0.6
0.4
0.7
0.9
0.6
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0.6
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0.7
0.7
0.7
0.9
1.2
1.0
156
Fecha
01/11/2003
01/12/2003
01/01/2004
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01/01/2007
01/02/2007
01/03/2007
01/04/2007
Producción Producción
de
Acumulada
Petróleo
de
Petróleo
BPPD
MBls
1324
12621.6
1342
12663.2
1389
12706.3
1277
12743.3
1264
12782.5
1302
12821.6
1452
12866.6
1262
12904.5
1292
12944.5
1306
12985.0
1261
13022.8
1256
13061.8
1160
13096.6
1130
13131.6
1296
13171.8
1687
13219.0
1896
13277.8
1256
13315.5
1973
13376.7
2024
13437.4
2082
13501.9
1826
13558.5
1710
13609.8
2028
13672.7
2021
13733.4
1881
13791.7
1831
13848.4
1948
13903.0
1837
13959.9
1828
14014.8
1426
14059.0
576
14076.2
1698
14128.9
1777
14184.0
1677
14234.3
1725
14287.8
1574
14335.0
1382
14377.9
1286
14417.7
1410
14457.2
1933
14517.1
2257
14584.8
Fuente: PETROPRODUCCIÓN (Oil Field Manager)
Producción Producción
de Agua
Acumulada
de Agua
BAPD
15
13
22
16
15
14
28
20
22
23
21
29
43
29
46
30
29
123
35
57
40
23
19
20
18
18
17
21
17
17
14
6
35
34
32
33
15
3
5
109
44
163
MBls
157.5
157.9
158.6
159.0
159.5
159.9
160.8
161.4
162.1
162.8
163.4
164.3
165.6
166.5
167.9
168.8
169.7
173.4
174.5
176.2
177.4
178.2
178.7
179.3
179.9
180.4
181.0
181.5
182.1
182.6
183.0
183.2
184.2
185.3
186.2
187.3
187.7
187.8
187.9
191.0
192.4
197.3
Corte de
Agua
(%)
1.1
0.9
1.6
1.2
1.2
1.1
1.9
1.5
1.7
1.7
1.7
2.3
3.6
2.5
3.4
1.8
1.5
8.9
1.8
2.7
1.9
1.2
1.1
1.0
0.9
0.9
0.9
1.1
0.9
0.9
0.9
1.0
2.0
1.9
1.8
1.9
0.9
0.2
0.4
7.2
2.2
6.7