ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL FACULTAD DE INGENIERÍA EN GEOLOGÍA Y PETRÓLEOS ESTUDIO TÉCNICO - ECONÓMCO PARA INCREMENTAR LA PRODUCCIÓN DE PETRÓLEO EN EL CAMPO PUCUNA OPERADO POR EP PETROECUADOR PROYECTO PREVIO A LA OBTENCIÓN DEL TÍTULO DE INGENIERAS EN PETRÓLEOS CRISTINA ANGÉLICA AGILA MEJÍA [email protected] CLAUDIA IVONNE ESPINOSA ERAZO [email protected] DIRECTOR: ING. GEOVANNY ÁLVAREZ GUADALUPE [email protected] Quito, Febrero 2012 II DECLARACIÓN Nosotras, Cristina Angélica Agila Mejía y Claudia Ivonne Espinosa Erazo, declaramos bajo juramento que el trabajo aquí descrito es de nuestra autoría; que no ha sido previamente presentada para ningún grado o calificación personal; y que hemos consultado las referencias bibliográficas que se incluyen en este documento. A través de la presente declaración cedemos nuestros derechos de propiedad intelectual correspondientes a este trabajo, a la Escuela Politécnica Nacional, según lo establecido por la Ley de Propiedad Intelectual, por su Reglamento y por normatividad institucional vigente. ______________________ CRISTINA AGILA MEJíA ___________________________ CLAUDIA ESPINOSA ERAZO III CERTIFICACIÓN Certifico que el presente trabajo fue desarrollado por Cristina Angélica Agila Mejía y Claudia Ivonne Espinosa Erazo bajo mi supervisión. _________________________ Ing. Geovanny Álvarez G. DIRECTOR DEL PROYECTO IV AGRADECIMIENTO A Dios, por darme la fortaleza necesaria para salir siempre adelante pese a las dificultades, por colocarme en el mejor camino, iluminando cada paso de mi vida, por darme la salud y la esperanza para terminar este proyecto. A mis padres Consuelo y Segundo, por todo su esfuerzo, apoyo y cariño con el cual he podido culminar esta etapa de mi vida. A mi hermana Taty, por estar siempre conmigo apoyándome incondicionalmente en cada momento de mi vida, por todos los momentos que hemos compartido, por todas las risas y lágrimas y sobre todo por el cariño que a diario me brinda. A mi mejor amiga y compañera de proyecto Clau, por la amistad sincera que me ha brindado, por todo su esfuerzo, dedicación y ánimo para concluir esta meta de nuestras vidas y principalmente por estar conmigo siempre. Ily bff. A todos mis amig@s por compartir su amistad a lo largo de toda la carrera, en especial a Hanz Ormaza y Alex Palacios por haber compartido grandes momentos y haber creado una gran amistad. A la prestigiosa Escuela Politécnica Nacional, al personal docente y administrativo de la Facultad de Ingeniería en Geología y Petróleos por las facilidades prestadas y los conocimientos inculcados a lo largo de nuestra carrera profesional. Además queremos agradecer de manera muy especial al Ing. Geovanny Álvarez G. quien con sus conocimientos profesionales y espíritu de colaboración nos ha sabido orientar y guiar para la culminación exitosa de este proyecto de titulación. Nuestros más sinceros agradecimientos a todas aquellas personas que incondicionalmente nos brindaron su apoyo y de manera muy especial al Ing. Jorge Velásquez y al Ing. Raúl Valencia. A las personas que integran la Estación Pucuna en especial al Ing. Fernando Sagnay, al Ing. Alex Herrera y al Sr. Edwin Silva quienes con su oportuna guía e invaluable ayuda, colaboraron con el desarrollo de este proyecto de titulación. V AGRADECIMIENTO A mi Dios por ayudarme a terminar este proyecto, gracias por darme la fuerza y el coraje para hacer este sueño realidad, por ponerme en este mundo y estar conmigo cada momento de mi vida. A mis madres Angélica y Clara y mi hermanito Sebastián por ser el eje de mi vida y mi motivación para seguir adelante, gracias por su amor y apoyo incondicional. A mis tí@s y prim@s por confiar siempre en mí. A mi Cryss, por ser mi mejor amiga y mi compañera en este proyecto. Gracias por demostrarme que una verdadera amistad no conlleva necesariamente años, sino que se forma de momentos y experiencias especiales como las que tu y yo hemos compartido. ILY my best friend A mis amigos Alex Palacios, Hanz Ormaza y Kenya Velasco, gracias por las alegrías y tristezas que hemos compartido juntos, gracias por su cariño, compresión y compañía. Gracias a todos los amig@s que hice a lo largo de esta carrera que han estado junto a mí cuando más lo he necesitado. A la prestigiosa Escuela Politécnica Nacional, al personal docente y administrativo de la Facultad de Ingeniería en Geología y Petróleos por las facilidades prestadas y los conocimientos inculcados a lo largo de nuestra carrera profesional. Además queremos agradecer de manera muy especial al Ing. Geovanny Álvarez G. quien con sus conocimientos profesionales y espíritu de colaboración nos ha sabido orientar y guiar para la culminación exitosa de este proyecto de titulación. Nuestros más sinceros agradecimientos a todas aquellas personas que incondicionalmente nos brindaron su apoyo y de manera muy especial al Ing. Jorge Velásquez y al Ing. Raúl Valencia. A las personas que integran la Estación Pucuna en especial al Ing. Fernando Sagnay, al Ing. Alex Herrera y al Sr. Edwin Silva quienes con su oportuna guía e invaluable ayuda, colaboraron con el desarrollo de este proyecto de titulación. VI DEDICATORIA A Dios, que en silencio me ha acompañado a lo largo de mi vida y sin pedirme algo a cambio hoy me regala la alegría de ver realizado uno más de mis sueños, guarda mi corazón cerca de ti y guíame día con día en el camino que lleva hacia ti. A mi mami Consuelo, por todos sus esfuerzos, sus desvelos y sus sacrificios para que yo pudiera terminar mi carrera profesional. Gracias por guiar mi camino, por haberme impulsado, y por la dicha enorme de ser tu hija. A mi papi Segundo, por el apoyo y la confianza que me ha brindado con los cuales he logrado alcanzar una de las metas más importantes en mi vida que es la mejor herencia que pudiera recibir. A mi hermana Taty, por dedicarme tiempo para demostrarme su preocupación por mi, tiempo para escuchar mis problemas y ayudarme a buscarles solución, y sobre todo tiempo para sonreír y demostrarme su afecto. Te quiero mucho ñaña. Cryss VII DEDICATORIA La concepción de este proyecto está dedicado a mis madres Angélica y Clara, pilares fundamentales en mi vida. Sin ellas jamás hubiese podido conseguir lo que hasta ahora. Su tenacidad y lucha insaciable han hecho de ellas el gran ejemplo a seguir y destacar. Gracias mamitas por todo su amor y dedicación, las amo. Clauburbujita VIII ÍNDICE DE CONTENIDO LISTA DE FIGURAS................................................................................................... XIII LISTA DE TABLAS....................................................................................................... XVI LISTA DE ANEXOS ................................................................................................... XVIII SIMBOLOGÍA ................................................................................................................ XX RESUMEN .................................................................................................................... XXII PRESENTACIÓN ....................................................................................................... XXIII CAPÍTULO I ....................................................................................................................... 1 DESCRIPCIÓN DEL CAMPO PUCUNA Y FACILIDADES DE SUPERFICIE ........ 1 1.1 ANTECEDENTES ...................................................................................................... 1 1.2 UBICACIÓN ............................................................................................................... 2 1.3 GEOLOGÍA ................................................................................................................ 4 1.3.1 DESCRIPCIÓN ESTRUCTURAL ..................................................................... 4 1.3.2 DESCIRPCIÓN ESTRATIGRÁFICA ................................................................. 5 1.3.2.1 Formación Chapiza ........................................................................................ 5 1.3.2.2 Formación Hollín........................................................................................... 5 1.3.2.3 Formación Napo ............................................................................................ 5 1.3.2.3.1 Napo Basal .............................................................................................. 6 1.3.2.3.2 Napo Inferior .......................................................................................... 6 1.3.2.3.3 Napo Medio ............................................................................................ 6 1.3.2.3.4 Napo Superior ......................................................................................... 6 1.3.2.4 Formación Tena ............................................................................................. 6 1.3.2.5 Formación Tiyuyacu ...................................................................................... 7 1.3.2.6 Formación Orteguaza .................................................................................... 7 1.3.3 DESCRIPCIÓN LITOLÓGICA DE LOS YACIMIENTOS ............................... 7 1.3.3.1 Hollín Inferior ................................................................................................ 7 1.3.3.2 Hollín Superior ............................................................................................ 10 1.3.3.3 T Inferior ..................................................................................................... 10 1.3.3.4 T Superior .................................................................................................... 11 1.3.3.5 U Inferior .................................................................................................... 11 1.3.3.6 U Superior ................................................................................................... 11 IX 1.3.3.7 Basal Tena ................................................................................................... 12 1.4 FACILIDADES DE SUPERFICIE ........................................................................... 12 1.4.1 ESTACIÓN DE PRODUCCIÓN ....................................................................... 12 1.4.2 REINYECCIÓN DE AGUA .............................................................................. 16 1.4.3 SISTEMA DE LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL .......................................... 17 1.4.4 GENERACIÓN ELÉCTRICA ........................................................................... 17 1.4.5 COMBUSTIBLE ................................................................................................ 18 CAPÍTULO II .................................................................................................................... 19 CARACTERIZACIÓN DE RESERVORIOS ................................................................ 19 2.1 PETROFÍSICA Y PROPIEDADES DE LOS FLUIDOS ......................................... 19 2.1.1 POROSIDAD ( )............................................................................................... 19 2.1.2 PERMEABILIDAD (K) ..................................................................................... 20 2.1.3 GRAVEDAD API .............................................................................................. 21 2.1.4 FACTOR VOLUMÉTRICO DEL PETRÓLEO (Bo) ........................................ 22 2.1.5 RELACIÓN GAS-PETRÓLEO (GOR) ............................................................. 23 2.1.6 SATURACIÓN .................................................................................................. 23 2.1.7 VISCOSIDAD (µ) .............................................................................................. 23 2.1.8 MOVILIDAD ..................................................................................................... 24 2.1.9 PRESIÓN CAPILAR ......................................................................................... 25 2.1.10 MOJABILIDAD ............................................................................................... 25 2.1.11 COMPRESIBILIDAD DEL PETRÓLEO (CO) ............................................... 26 2.1.12 PRESIÓN DE BURBUJA (Pb) ......................................................................... 27 2.1.13 SALINIDAD .................................................................................................... 28 2.2 TIPO DE EMPUJE DE LOS YACIMIENTOS ........................................................ 30 2.2.1 EMPUJE POR GAS EN SOLUCIÓN ................................................................ 30 2.2.2 EMPUJE POR CAPA DE GAS ......................................................................... 30 2.2.3 EMPUJE HIDRÁULICO ................................................................................... 31 2.3 RESULTADOS DEL ANÁLISIS PVT DEL CAMPO PUCUNA ......................... 32 X 2.4 RESULTADOS DEL ANÁLISIS PETROFÍSICO DEL CAMPO PUCUNA ........ 33 CAPÍTULO III .................................................................................................................. 36 SITUACIÓN ACTUAL DE LOS POZOS Y ANÁLISIS DE RESERVAS .................. 36 3.1 HISTORIAL DE PRODUCCIÓN ........................................................................... 36 3.2 HISTORIAL DE PRESIONES ................................................................................. 42 3.3 ESTADO ACTUAL DEL CAMPO .......................................................................... 44 3.3.1 ESTADO DE LOS POZOS ................................................................................ 44 3.3.2 COMPLETACIÓN DE POZOS ......................................................................... 50 3.3.3 HISTORIAL DE REACONDICIONAMIENTO DE POZOS ........................... 51 3.4 RESERVAS ............................................................................................................... 51 3.4.1 CLASIFICACIÓN DE LAS RESERVAS ......................................................... 51 3.4.1.1 Reservas probadas ....................................................................................... 52 3.4.1.2 Reservas probables ...................................................................................... 52 3.4.1.3 Reservas posibles ......................................................................................... 52 3.4.1.4 Reservas remanentes.................................................................................... 52 3.4.1.5 Petróleo original en sitio (POES) ................................................................ 52 3.4.1.6 Factor de recobro ......................................................................................... 53 3.5 ANÁLISIS DE LAS RESERVAS DE PETRÓLEO DEL CAMPO PUCUNA ....... 53 3.5.1 CÁLCULO DE RESERVAS REALIZADO POR CET (CENTRO DE ESPECIALIDADES TÉCNICAS) PARA SUELOPETROL ..................................... 54 3.5.1.1 Descripción de los yacimientos y elaboración de mapas ............................ 54 3.5.1.2 Parámetros petrofísicos y de fluidos ............................................................ 58 3.5.1.3 Factor de recobro ......................................................................................... 59 3.5.1.4 Reservas Estimadas por CET ..................................................................... 60 3.5.2 RESERVAS OFICIALES APROBADAS POR LA DNH ............................... 61 CAPÍTULO IV................................................................................................................... 63 ANÁLISIS NODAL ........................................................................................................... 63 4.1 SISTEMA DE PRODUCCIÓN DEL CAMPO ......................................................... 63 4.2 BOMBEO HIDRÁULICO TIPO JET ....................................................................... 63 4.2.1 COMPONENTES PARA EL FUNCIONAMIENTO DEL SISTEMA HIDRÁULICO TIPO JET ........................................................................................... 64 XI 4.2.1.1 Componentes en superficie .......................................................................... 64 4.2.1.2 Componentes en subsuelo ........................................................................... 65 4.2.2 PRINCIPIO DE OPERACIÓN .......................................................................... 66 4.2.3 UNIDAD DE BOMBEO HIDRÁULICO TIPO JET ......................................... 67 4.2.4 CLASES DE BOMBAS HIDRÁULICAS TIPO JET........................................ 68 4.3 ANÁLISIS NODAL .................................................................................................. 69 4.3.1 FUNDAMENTOS .............................................................................................. 69 4.3.2 CURVAS DE COMPORTAMIENTO DE AFLUENCIA (IPR) ....................... 73 4.3.3 ÍNDICE DE PRODUCTIVIDAD (IP) ............................................................... 74 4.3.4 DESCRIPCIÓN DEL SOFTWARE CLAW PUMP UTILIZADO PARA EL ANÁLISIS NODAL .................................................................................................... 74 4.3.4.1 APLICACIÓN DEL SOFTWARE CLAW PUMP EN EL ANÁLISIS NODAL DEL CAMPO PUCUNA .............................................................................. 75 4.3.4.2 Análisis nodal pozo a pozo del Campo Pucuna ............................................... 81 4.3.4.2.1 Pucuna 01 ............................................................................................. 81 4.3.4.2.2 Pucuna 03 ............................................................................................. 85 4.3.4.2.3 Pucuna 05 ............................................................................................. 86 4.3.4.2.4 Pucuna 06 ............................................................................................. 87 4.3.4.2.5 Pucuna 07 ............................................................................................. 88 4.3.4.2.6 Pucuna 08 ............................................................................................. 89 4.3.4.2.7 Pucuna 09 ............................................................................................. 90 4.3.4.2.8 Pucuna 10 ............................................................................................. 91 4.3.4.2.9 Pucuna 11 ............................................................................................. 92 4.3.4.2.10 Pucuna 12 ........................................................................................... 93 4.3.4.2.11 Pucuna 13 ........................................................................................... 94 CAPÍTULO V .................................................................................................................... 96 PROPUESTA PARA INCREMENTAR LA PRODUCCIÓN DE PETRÓLEO DEL CAMPO PUCUNA ............................................................................................................ 96 5.1 PROPUESTA PARA INCREMENTAR LA PRODUCCIÓN DE PETRÓLEO DEL CAMPO POZO POR POZO ........................................................................................... 96 XII 5.2 PROPUESTA PARA INCREMENTAR LA PRODUCCIÓN DEL CAMPO CON LA PERFORACIÓN DE NUEVOS POZOS ................................................................ 117 CAPITULO VI................................................................................................................. 123 ANÁLISIS ECONÓMICO ............................................................................................. 123 6.1 ANÁLISIS ECONÓMICO ...................................................................................... 123 6.1.1 VALOR ACTUAL NETO (V.A.N) ................................................................. 123 6.1.2 TASA INTERNA DE RETORNO (TIR) ......................................................... 124 6.1.3 COSTOS DE PRODUCCIÓN ......................................................................... 124 6.1.4 INGRESOS....................................................................................................... 126 6.1.5 EGRESOS ........................................................................................................ 126 6.2 ESCENARIOS PROPUESTOS PARA EL ANÁLISIS ECONÓMICO ................ 126 6.2.1 HIPÓTESIS EN LAS QUE SE BASA EL ANÁLISIS ECONÓMICO .......... 128 6.2.2 DETERMINACIÓN DEL TIEMPO DE RECUPERACIÓN DE LA INVERSIÓN, VALOR ACTUAL NETO Y TASA INTERNA DE RETORNO ..... 128 6.2.2.1 Primer escenario ........................................................................................ 128 6.2.2.2 Segundo escenario ..................................................................................... 129 6.2.2.3 Tercer escenario ......................................................................................... 129 CAPÍTULO VII ............................................................................................................... 131 CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES ............................................................ 131 7.1 CONCLUSIONES ................................................................................................... 131 7.2 RECOMENDACIONES ......................................................................................... 135 REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS .......................................................................... 136 XIII LISTA DE FIGURAS CAPÍTULO I Figura 1.1 - Mapa de ubicación del Campo Pucuna……………………………………….2 Figura 1.2 - Mapa general de ubicación del Campo Pucuna………………………………3 Figura 1.3 - Modelo estructural del Campo Pucuna……………………………………….4 Figura 1.4 - Columna estratigráfica de la cuenca oriente………………………………….8 Figura 1.5 - Columna estratigráfica general del Campo Pucuna…………………………..9 CAPÍTULO II Figura 2.1 - Curva de permeabilidad relativa……………………………………………..21 Figura 2.2 - Mojabilidad de un sistema agua – petróleo – roca…………………………..26 Figura 2.3 - Carta GEN 9 - Resistividad de soluciones salinas…………………………..29 Figura 2.4 – Empuje por gas en solución…………………………………………………31 Figura 2.5 – Empuje por capa de gas……………………………………………………..31 Figura 2.6 – Empuje hidráulico…………………………………………………………...32 CAPÍTULO III Figura 3.1 - Historia de producción promedia diaria…………………………………….36 Figura 3.2 - Producción acumulada mensual año 2003…………………………………38 Figura 3.3 - Producción acumulada mensual año 2004………………………………….38 Figura 3.4 - Producción acumulada mensual año 2005………………………………….39 Figura 3.5 - Producción acumulada mensual año 2006………………………………….39 Figura 3.6 - Producción acumulada mensual año 2007………………………………….40 Figura 3.7 - Producción acumulada mensual año 2008…………………………………40 Figura 3.8 - Producción acumulada mensual año 2009…………………………………41 Figura 3.9 - Producción acumulada mensual año 2010………………………………….41 Figura 3.10 - Producción acumulada mensual año 2011………………………………...42 Figura 3.11 – Porcentajes de POES según estudio CET………………………………...61 XIV Figura 3.12 – Porcentajes de POES oficiales aprobados por la DNH…………………...62 CAPÍTULO IV Figura 4.1 - Esquema típico de Bombeo Hidráulico Tipo Jet…………………………..65 Figura 4.2 - Componentes de una bomba jet……………………………………………67 Figura 4.3 – Circulación estándar y circulación inversa de una bomba jet……………..68 Figura 4.4 - Esquema de caídas de presión evaluadas en un análisis nodal…………….71 Figura 4.5 - Representación esquemática de las curvas de comportamiento de presiónproducción………………………………………………………………………………..73 Figura 4.6 - Selección de la bomba. Pozo Pucuna- 02………………………………….82 Figura 4.7 - Curva IPR. Pozo Pucuna- 02……………………………………………....83 Figura 4.8 - Análisis Nodal. Pozo Pucuna- 02………………………………………….84 CAPÍTULO V Figura 5.1 - Producción promedio diaria por mes de fluidos del pozo Pucuna-01 desde marzo del 2011 a junio del 2011………………………………………………………….97 Figura 5.2 - Producción promedio diaria por mes de fluidos del pozo Pucuna-02 desde enero del 2009 a junio del 2011……………………………………………………….....99 Figura 5.3 - Producción promedio diaria por mes de fluidos del pozo Pucuna-03 desde enero del 2009 a junio del 2011………………………………………………………...101 Figura 5.4 –Producción promedio diaria por mes de fluidos del pozo Pucuna-05 desde enero del 2009 a junio del 2011………………………………………………………...103 Figura 5.5 - Producción promedio diaria por mes de fluidos del pozo Pucuna-06 desde noviembre del 2009 a junio del 2011…………………………………………………...105 Figura 5.6 - Producción promedio diaria por mes de fluidos del pozo Pucuna-07 desde enero del 2009 a junio del 2011………………………………………………………...106 Figura 5.7 - Producción promedio diaria por mes de fluidos del pozo Pucuna-08 desde enero del 2009 a junio del 2011………………………………………………………..108 Figura 5.8 - Producción promedio diaria por mes de fluidos del pozo Pucuna-09 desde enero del 2009 a junio del 2011………………………………………………………..110 XV Figura 5.9 - Producción promedio diaria por mes de fluidos del pozo Pucuna-10 desde enero del 2009 a junio del 2011………………………………………………………..112 Figura 5.10 - Producción promedio diaria por mes de fluidos del pozo Pucuna-11 desde enero del 2009 a junio del 2011………………………………………………………..113 Figura 5.11 - Producción promedio diaria por mes de fluidos del pozo Pucuna-12 desde enero del 2009 a junio del 2011………………………………………………………..115 Figura 5.12 - Producción promedio diaria por mes de fluidos del pozo Pucuna-13 desde marzo del 2009 a junio del 2011……………………………………………………….116 Figura 5.13 - Mapa estructural, arenisca T con la ubicación de pozos perforados y propuestos………………………………………………………………………………118 Figura 5.14 - Proyección de producción del Campo Pucuna………………………….120 CAPÍTULO VI Figura 6.1. Variación del costo del barril de petróleo en los meses de septiembre y octubre…………………………………………………………………………………..127 XVI LISTA DE TABLAS CAPÍTULO I Tabla 1.1 - Facilidades de producción de la Estación Pucuna……………………………15 Tabla 1.2 - Descripción de la unidad de bombeo MTU…………………………………..16 Tabla 1.3 - Datos de Reinyección………………………………………………………...16 Tabla 1.4 - Sistema Power Oil…………………………………………………………....17 Tabla 1.5 - Generación Eléctrica………………………………………………………….18 Tabla 1.6 – Combustible………………………………………………………………….18 CAPÍTULO II Tabla 2.1 - Calidad de la roca en función de la porosidad……………………………….20 Tabla 2.2 - Clasificación del petróleo según su gravedad API…………………………..22 Tabla 2.3 - Salinidades de las arenas del Campo Pucuna………………………………..28 Tabla 2.4 - Datos PVT del Campo Pucuna………………………………………………32 Tabla 2.5 - Datos petrofísicos por pozo del Campo Pucuna……………………………..33 Tabla 2.6 – Datos de permeabilidad del Campo Pucuna………………………………...35 CAPÍTULO III Tabla 3.1 - Historial de producción acumulada mensual del Campo Pucuna……………37 Tabla 3.2 - Presiones iniciales del Campo Pucuna……………………………………….43 Tabla 3.3 – Presiones del Campo Pucuna……………………………………………...…43 Tabla 3.4 - Estado actual de los pozos del Campo Pucuna………………………………44 Tabla 3.5 – Parámetros petrofísicos según estudio de CET……………………………...59 Tabla 3.6 – Factores de recobro estimados por CET…………………………………….60 Tabla 3.7 – Reservas estimadas por CET para Suelopetrol……………...………………60 Tabla 3.8 – Reservas oficiales aprobadas por la DNH. Año 2010………………………61 XVII CAPÍTULO IV Tabla 4.1 - Tamaños de geometrías de bomba jet……………………………………….70 Tabla 4.2 – Datos utilizados para el Análisis nodal de los pozos del campo Pucuna…...76 Tabla 4.3 - Resultado del análisis de los pozos del Campo Pucuna………………….....95 CAPÍTULO V Tabla 5.1 - Coordenadas de los pozos propuestos………………………………………117 Tabla 5.2 - Producción estimada de los pozos propuestos………………………………119 Tabla 5.3 - Proyección de producción del Campo Pucuna……………………………...119 Tabla 5.4 - Resumen de la propuesta para incrementar la producción de petróleo del Campo Pucuna…………………………………………………………………………..122 CAPÍTULO VI Tabla 6.1. Costos de producción por pozo para el análisis económico del Campo Pucuna…………………………………………………………………………………....125 Tabla 6.2. Costos de trabajos……………………………………………………………125 Tabla 6.3. Precio del barril de petróleo en los meses de septiembre y octubre………....127 Tabla 6.4. Resultados del primer escenario……………………………………………. 129 Tabla 6.5. Resultados del segundo escenario…………………………………………. .129 Tabla 6.6. Resultados del segundo escenario…………………………………………...130 Tabla 6.7. Resultados del TIR y VAN para los tres escenarios propuesto……………...130 XVIII LISTA DE ANEXOS CAPÍTULO I ANEXO 1.1 - Mapas estructurales en profundidad de las arenas productoras del Campo…………………………………………………………………………………....139 ANEXO 1.2 - Diagrama estructural de un pozo típico….……………………………….143 ANEXO 1.3 - Diagrama estructural del Campo Pucuna………………………………...145 CAPÍTULO II ANEXO 2.1 - Topes, bases y espesores de las arenas pozo por pozo…………………..147 CAPÍTULO III ANEXO 3.1 - Distribución de los pozos en el Campo…………………………………..153 ANEXO 3.2 - Diagramas de completación de los pozos del Campo Pucuna…………...155 ANEXO 3.3 - Historiales de reacondicionamiento de los pozos del Campo Pucuna…...169 ANEXO 3.4 - Mapas de las arenas netas petrolíferas de las arenas del Campo Pucuna..193 CAPÍTULO V ANEXO 4.1 - Resultados del Software Claw Pump para el pozo Pucuna 01…………...204 ANEXO 4.2 - Resultados del Software Claw Pump para el pozo Pucuna 03…………...208 ANEXO 4.3 - Resultados del Software Claw Pump para el pozo Pucuna 05…………...211 ANEXO 4.4 - Resultados del Software Claw Pump para el pozo Pucuna 06…………...214 ANEXO 4.5 - Resultados del Software Claw Pump para el pozo Pucuna 07…………...218 ANEXO 4.6 - Resultados del Software Claw Pump para el pozo Pucuna 08…………...221 ANEXO 4.7 - Resultados del Software Claw Pump para el pozo Pucuna 09…………...225 ANEXO 4.8 - Resultados del Software Claw Pump para el pozo Pucuna 10…………...229 ANEXO 4.9 - Resultados del Software Claw Pump para el pozo Pucuna 11…………...233 ANEXO 4.10 - Resultados del Software Claw Pump para el pozo Pucuna 12………….237 ANEXO 4.11 - Resultados del Software Claw Pump para el pozo Pucuna 13………….240 XIX CAPÍTULO V ANEXO 5.1 - Producción promedia diaria de fluidos de los pozos del Campo Pucuna (2009-2011)………………………………………………………………………………244 CAPÍTULO VI ANEXO 6.1 - Resultados del análisis económico……………………………………….284 XX SIMBOLOGÍA Símbolo Definición API: American Petroleum Institute BAPD: Barriles de agua por día BF: Barriles fiscales BFPD: Barriles de fluido por día BH-JET: Bombeo hidráulico tipo jet BIPD: Barriles inyectados por día Bls: Barriles BN: Barriles normales BPPD: Barriles de petróleo por día BSW: Basic sediments and water BT: Basal Tena C: Compresibilidad Co: Compresibilidad del petróleo cP Centipoise cSt Centistoke Cw: Compresibilidad del agua Fnck: Flujo neto de caja Fr: Factor de recobro GOR: Relación gas-petróleo GMP: Galones por minuto HI: Hollín inferior Ho: Espesor de petróleo Hp: HS: Hollín superior K: Permeabilidad Km: Kilómetros Kw: Kilo watts Md: Milidarcy MMBF: Millones de barriles fiscales MMBP: Millones de barriles por día XXI N: Petróleo inicial en el yacimiento Ni: Reservas iniciales Np: Reservas producidas P: Poise Pb: Presión de burbuja PCN: Pies cúbicos normales Pi: Presión inicial POES: Petróleo original en sitio PVT: Presión, volumen y temperatura PUC: Pucuna PPH: Bombeo hidráulico tipo jet Rs: Solubilidad del gas Rw: Resistividad del agua de formación Sg: Saturación de gas So: Saturación de petróleo sT: Stoke Sw: Saturación de agua TI Arena T inferior TIR: Tasa interna de retorno TIRm: Tasa interna de retorno mensual TS Arena T superior TVD: Profundidad vertical verdadera UI: Arena U inferior US: Arena U superior USD: Dólares americanos UTM: Universal Transverse Mercator VAN: Valor actual neto Ø: Porosidad βo: Factor volumétrico de petróleo βg: Factor volumétrico de gas βw: Factor volumétrico de agua µo: Viscosidad del petróleo µw: Viscosidad del agua XXII RESUMEN El Campo Pucuna revertido al Estado ecuatoriano por la empresa Suelopetrol, tiene una producción de alrededor de 2.000BPPD, es interés de EPPETROECUADOR incrementar de manera inmediata la producción del Campo, así como conocer si existen restricciones de producción con las facilidades de superficie y de completación existentes al momento. Se requiere recuperar las reservas, mediante trabajos de reacondicionamiento y perforación de pozos. Este proyecto de Titulación consta de siete capítulos. En el primer capítulo se detallan los antecedentes del Campo, ubicación geográfica, descripción geológica, y la descripción de las facilidades de superficie. En el segundo capítulo se describen la petrofísica, empuje de los yacimientos, propiedades del fluido y análisis PVT del Campo. En el tercer capítulo se estudian los historiales de producción, historial de presiones, estado actual del Campo, completación de pozos, historial de reacondicionamientos y análisis de las reservas. En el cuarto capítulo se realiza el análisis nodal de cada pozo utilizando el software de la empresa Sertecpet, con base en el cual se recomendarán los cambios de bombas en los pozos seleccionados. En el quinto capítulo se recomiendan los trabajos de reacondicionamiento para los pozos seleccionados de los cuales se espera el incremento de producción de petróleo en el Campo. En el sexto capítulo se realiza el estudio económico del proyecto según los costos estimados de los reacondicionamientos de cada pozo y el posible incremento de producción que se obtendrá al ejecutar los trabajos. Finalmente, en el séptimo capítulo se presentan las conclusiones y recomendaciones de los resultados del presente estudio y las propuestas planteadas para los pozos del Campo. XXIII PRESENTACIÓN El presente proyecto está enfocado a incrementar la producción de petróleo en el Campo Pucuna, para lo cual se realizó un estudio mediante el análisis del estado actual de desarrollo del Campo, las condiciones de operación, evaluación de las reservas, historiales de cada pozo y análisis nodal. Para la elaboración del presente proyecto, en los archivos de EP PETROECUADOR tanto en Quito como en el Distrito Amazónico, se recopiló toda la información necesaria para conocer la situación actual en la que se encuentran los pozos, considerando el historial de producción, reservas, arenas productoras, porosidades, saturaciones, presiones, historial de reacondicionamientos, completaciones y tipo de levantamiento. Con los datos disponibles se realizó el análisis de las reservas, análisis nodal utilizando el software de la empresa Sertecpet y el estudio del comportamiento de cada pozo. Posteriormente, con los resultados de los análisis descritos anteriormente y las pruebas iniciales, se presenta una propuesta técnica para cada pozo que permitirá incrementar la producción de petróleo del Campo. Finalmente, se realiza la evaluación económica tomando como indicadores el TIR y VAN los cuales permitirán determinar la factibilidad y rentabilidad del proyecto. CAPÍTULO I DESCRIPCIÓN DEL CAMPO PUCUNA Y FACILIDADES DE SUPERFICIE 1.1 ANTECEDENTES El Campo Pucuna fue descubierto por la Compañía Texaco en el año de 1970 mediante la perforación del pozo Pucuna-01, con una producción inicial de 740 BPPD de la arenisca Hollín y 230 BPPD de la arenisca “T”, considerado a ese entonces económicamente no rentable. Una vez que esta área fue revertida a CEPE, esta corporación a base de una campaña de investigación sísmica y de reinterpretación sísmica del campo, perfora el pozo de desarrollo Pucuna -02 del cual se obtuvo 2.553 BPPD de 26° API de la arenisca Hollín, 1.583 BPPD de 34° API de la arenisca “T” y 120 BPPD de 29° API de la arenisca “U” considerándose rentables. A inicios del año 2008, el Campo Pucuna fue adjudicado como Campo Marginal al Consorcio Petrolero CPA, el cual nominó a SUELOPETROL como compañía operadora y entró en operación en 18 de abril del 2008, con una producción inicial aproximada de 2.200 BPPD. Como dato histórico relevante cabe mencionar la producción del pozo Pucuna - 08, misma que fue de 456 BPPD con una gravedad de 44° API de la arena T superior. El Campo fue revertido al Estado ecuatoriano el 18 de enero del 2011, al no llegar a un acuerdo en la negociación, por lo cual pasa a ser operado nuevamente por EP PETROECUADOR. Al 30 de junio del 2011 el Campo Pucuna cuenta con un total de 12 pozos productores y un pozo reinyector con una producción aproximada de 2.300 BPPD. 2 1.2 UBICACIÓN El Campo Pucuna se encuentra ubicado en la Provincia Francisco de Orellana, en el centro oeste de la cuenca oriente; al este el Campo Sacha, al suroeste de los Campos Paraíso, Biguno, Huachito, y al norte el Campo Palo Azul. La ubicación geográfica del Campo se suscribe a: LONGITUD 76°58’ 00” OESTE 77°04’ 00” OESTE LATITUD 00°13’ 00” SUR 00°18’ 00” SUR El mapa de ubicación del Campo Pucuna se presenta en la figura 1.1 y figura 1.2. Figura 1.1 - Mapa de ubicación del Campo Pucuna. Fuente: Departamento de Cartografía Elaboración: EP PETROECUADOR 3 Figura 1.2 – Mapa general de ubicación del Campo Pucuna Fuente: Departamento de Cartografía Elaboración: EP PETROECUADOR 4 1.3 GEOLOGÍA 1.3.1 DESCRIPCIÓN ESTRUCTURAL La estructura del Campo Pucuna, la conforma un anticlinal asimétrico muy suave cuyo eje mayor se orienta en dirección NE-SO, con un buzamiento suave alrededor de 8 grados. Tiene una longitud aproximada de 4.5 Km. a lo largo del eje mayor. El Campo Pucuna esta acotado tanto al este como al oeste por fallas inversas o normales invertidas en el paleógeno, estas son de muy bajo desplazamiento, y pudieran ser o no barreras al flujo de fluidos. Hacia el límite sur, muy cerca del río Coca, se identifica un cierre estructural no perforado a la fecha. Este alto estructural se ve reflejado en todos los horizontes productores del Campo como lo son: Basal Tena, U, T y Hollín; sin embargo su interpretación proviene de una línea sísmica 2D, la cual fue adquirida en tres diferentes campañas. Figura 1.3 - Modelo estructural del Campo Pucuna Fuente: Archivo Técnico. Elaboración: EP PETROECUADOR 5 En la figura 1.3 se observa el modelo estructural del campo Pucuna. En el ANEXO 1.1 se observan los mapas estructurales en profundidad de las arenas productoras del Campo. 1.3.2 DESCIRPCIÓN ESTRATIGRÁFICA La estratigrafía atravesada en este Campo está conformada por rocas que van en la Edad del Jurásico al Cuarternario y están representadas por las formaciones: Chapiza, Hollín, Napo, Tena, Tiyuyacu y Orteguaza. 1.3.2.1 Formación Chapiza (Miembro Misahualli) (Edad Jurásico Superior) Esta formación en el área de estudio está compuesta por rocas volcánicas felsíticas (TEXACO 1970). En la perforación del pozo Puc-01 se alcanzó una profundidad de 36 pies en esta formación, lo cual se conoce como su espesor total. 1.3.2.2 Formación Hollín (Edad Cretásico Inferior) Esta formación de ambiente transicional yace en discordancia angular sobre la formación Chapiza y esta litológicamente representada por areniscas cuarzosas con cemento silíceo. Su espesor es de 325 pies. 1.3.2.3 Formación Napo (Edad Cretásico Superior) La formación Napo es fácilmente reconocida por la presencia de niveles de caliza. Consiste en alrededor de 500 a 2.500 pies de lutitas y calizas con intercalaciones de areniscas. Se la divide en cuatro miembros: Napo Basal, Napo Inferior, Napo Medio y Napo Superior. 6 1.3.2.3.1 Napo Basal (Edad Albiano Inferior) Constituye el inicio de una transgresión marina y está representada en la base por la arenisca glauconítica de Hollín Superior y por lutitas basales de color negro con pequeñas intercalaciones decimétricas de caliza, el espesor promedio es de 147 pies. 1.3.2.3.2 Napo Inferior (Edad Albiano Superior – Edad Cenoniano Inferior) Lo conforman la arenisca “T”, caliza “B” y arenisca “U”. En esta etapa se suscitaron una serie de transgresiones y regresiones marinas, que influenciaron mucho en la depositación de los sedimentos. El espesor promedio de este miembro es de 335 pies. 1.3.2.3.3 Napo Medio (Edad Turoniano) El Napo medio representa etapas transgresivas- regresivas para la depositación del miembro caliza “A” de tipo micrítica, de color café claro y de la caliza M-2 de tipo oolítica y arcillosa. Su espesor promedio es de 230 pies. 1.3.2.3.4 Napo Superior (Edad Coniciano -Edad Campaniano Inf.) Está constituido desde el tope de la formación Napo hasta el Tope de la Caliza M2, dentro del cual se depositó la caliza M-1 de tipo detrítica, de color gris claro y gris oscuro. El espesor promedio de este miembro es de 420 pies. 1.3.2.4 Formación Tena (Edad Maestrichtiense) Esta formación de ambiente predominante continental y marino somero en menor grado yace discordantemente sobre la formación Napo y esta litológicamente representada por arcillas y limolitas de color rojo y rojo ladrillo, en parte moteadas en blanco con esporádicas intercalaciones de delgados lentes de arena. Su espesor promedio es de 1.260 pies. 7 1.3.2.5 Formación Tiyuyacu (Edad Oligoceno – Edad Eoceno) Descansa concordantemente sobre la formación Tena y pertenece a un ambiente netamente continental fluvial. Su litología está constituida de conglomerados de Chert multicolor, preferentemente blanco, amarillo, café y negro con matriz arenosa, y de limolitas semiblandas de color rojo y café chocolate. 1.3.2.6 Formación Orteguaza (Edad Mioceno – Edad Oligoceno) Está compuesta de lutita de color verde oliva y físil, e intercalada de pequeños niveles de arena de color gris, de grano fino. Su espesor promedio es de 500 pies. Sobre esta formación se depositaron sedimentos del mio-plioceno indiferenciado y el cuaternario, conformados de arcillas multicolores preferentemente rojas, cafés, blancas, arenas y conglomerados aluviales en menor grado de origen continental. En la Figura 1.4 se presenta la Columna Estratigráfica de la Cuenca Oriente y en la Figura 1.5 del Campo Pucuna. 1.3.3 DESCRIPCIÓN LITOLÓGICA DE LOS YACIMIENTOS En el Campo Pucuna actualmente se produce de los siguientes yacimientos: 1.3.3.1 Hollín Inferior Litológicamente es una arenisca cuarzosa que refleja un ambiente continental y posee las siguientes características: - Color café claro - Grano medio - Forma subredondeada - Regular a buena selección - Cemento silíceo 8 Figura 1.4 - Columna estratigráfica de la cuenca oriente. Fuente: Departamento de Cartografía. Elaboración: EP PETROECUADOR. 9 Figura 1.5 - Columna estratigráfica general del Campo Pucuna. Fuente: Departamento de Cartografía Elaboración: EP PETROECUADOR. 10 - Porosidad = 15,4% - Sw = 28,8% - ho = 32,2 pies 1.3.3.2 Hollín Superior La constituye una arenisca glauconítica que refleja un ambiente transicional marino y posee las siguientes características: - Color gris verdoso y café claro - Grano fino a medio - Forma subangular y subredondeado - Regular selección - Cemento calcáreo - Porosidad = 10,4% - Sw = 32,2% - ho = 10,4 pies 1.3.3.3 T Inferior Litológicamente es una arenisca muy glauconítica que refleja un ambiente transicional marino y posee las siguientes características: - Color gris verdoso intenso y café claro - Grano fino y medio - Forma subangular a subredondeada - Regular selección - Cemento calcáreo - Porosidad = 13,1% - Sw = 14,9% - ho = 31,5 pies 11 1.3.3.4 T Superior Lo constituye una arenisca glauconítica intercalada de lutitas y calizas y que posee las siguientes características: - Gris verdoso y gris oscuro - Grano fino - Forma subangular - Cemento calcáreo - Pobre a regular selección - Porosidad = 10,1% - Sw = 25,4% - ho = 7,8 pies 1.3.3.5 U Inferior Litológicamente está constituida por areniscas cuarzosas que posee las siguientes características: - Color gris claro a gris oscuro - Grano fino a grano medio - Forma subangular - Mala a regular selección - Cemento silíceo - Porosidad = 16,6% - Sw = 20,8% - ho = 13,2 pies 1.3.3.6 U Superior Está representada por una arenisca cuarzosa que posee las siguientes características: 12 - Color gris claro a gris oscuro - Grano fino a medio - Forma subangular - Regular a mala selección - Cemento silíceo-calcáreo - Porosidad = 12,1% - Sw = 23,1% - ho = 7,3 pies 1.3.3.7 Basal Tena Está constituido por areniscas cuarzosas, que posee las siguientes características: - Color gris oscuro - Grano fino a medio - Forma subangular - Mala selección - Cemento calcáreo - Porosidad = 15,4% - Sw = 25,3% - ho = 10,3 pies 1.4 FACILIDADES DE SUPERFICIE 1.4.1 ESTACIÓN DE PRODUCCIÓN El Campo cuenta con una estación de producción denominada Estación Pucuna, en la cual se procesa todo el crudo, agua y gas proveniente de los 12 pozos productores. Toda la producción de crudo es fiscalizada y transferida a la Estación Sacha Central por medio de un oleoducto de 6 pulg. de diámetro que está a una distancia aproximada de 18 km. 13 La Estación Pucuna, de los 12 pozos productores, maneja un promedio de producción diaria de 2.300 bls de petróleo con un 25.6 % de BSW de 30,8 ˚API y una producción de gas de 554 MPC. Los 12 pozos producen por Bombeo Hidráulico abastecidos desde el Sistema Power Oil instalado en la Estación, el cual utiliza petróleo como fluido motriz. El sistema opera con 6 unidades de inyección de las 7 unidades instaladas. El volumen de fluido motriz utilizado es de 16.100 bls diarios de petróleo a una presión 4.100 psi, además el sistema posee un equipo de enfriamiento para la protección de los equipos y que está compuesta por 3 radiadores. El fluido motriz utilizado en el Sistema Power Oil es petróleo de 29°API, que cuenta con un tratamiento químico que incluye: - Demulsificante: EMULSOTRON X-8125 de 10 gpd. - Antiparafínico: DN-151 de 11gpd. - Antiescala: GYTRON T-427 de 10 gpd. - Anticorrosivo RU-316 de 3 gpd. Para la conducción de fluido motriz se utiliza una tubería de 3 1/2 pulg. de diámetro, la cual se conecta con cada pozo mediante líneas de 2 3/8 o 2 7/8 pulg. En cada uno de los pozos se encuentra instalada una válvula de control para ajustar el volumen de inyección. En el cabezal de los pozos se tiene una conexión de 2 pulg., por el cual el fluido motriz es inyectado a través de la tubería de producción hasta el fondo del pozo, en donde pasa al espacio anular mediante el trabajo de las bombas del sistema de empuje hidráulico. El fluido motriz levanta el petróleo desde la formación y asciende a la superficie por el espacio anular. Todo el fluido retorna a la Estación para iniciar el proceso de separación. 14 La producción de los pozos del Campo se conduce a través de líneas de 4 pulg. de diámetro hacia la Estación, las cuales llegan de un múltiple de producción, que tiene la capacidad de conectar hasta 15 pozos, el cual está ubicado dentro de la Estación. Del múltiple de producción o manifold el fluido pasa a 2 separadores de producción que tienen una capacidad de 8.000 bls y 5.000 bls, cuenta con un tratamiento químico que consta de: - Antiespumante: AF-172 de 15 gpd - Antiparafínico: DN-151 de 6 gpd - Demulsificante: EMULSOTRON X-8125 de 5gpd - Biocida: BACTRON L-121 4 gpd - Antiescala-agua: GYTRON T-427 1gpd La producción de cada pozo es probada a través de un separador de prueba de 2.000 bls de capacidad, utiliza una placa de orificio para medir el gas de formación y un contador con su respectiva turbina para medir el fluido. El gas es separado y medido para luego ser quemado en los dos mecheros que posee la Estación. El crudo y agua son enviados al tanque de lavado de 12.590 bls de capacidad, allí se separa por efecto de la gravedad y procesos térmicos, para lo cual se calienta el colchón de agua con dos calentadores; por último el crudo pasa al tanque de surgencia que tiene una capacidad de 18.143 bls en donde termina el proceso de separación. Toda el agua de formación que se produce en el Campo es inyectada en el pozo Puc-04 a la arena Hollín. La transferencia de crudo desde el tanque de surgencia hacia el oleoducto se da mediante un sistema que consta de 2 bombas Worthintong (6.000 BPPD) que son alimentadas por 2 bombas centrifugas que elevan la presión del fluido a 60 psi. La tasa de transferencia es de 4,11 barriles por minuto. En la Tabla 1.1 se describen las características de los equipos y accesorios existentes en la Estación Pucuna. 15 Tabla 1.1 - Facilidades de producción de la Estación Pucuna EQUIPO-ACCESORIO CARACTERÍSTICAS MANIFOLD DE ENTRADA: SEPARADOR DE PRUEBA SEPARADOR DE PRODUCCIÓN 01 SEPARADOR DE PRODUCCIÓN 02 CAPACIDAD PROCESO INGRESO DE FLUIDO 2 TORPEDOS DE 8 pulg X 300 # / 1 TORPEDO DE 6 pulg X300# ( 14 ENTRADAS) 25.000 BFPD ESPPMD0062 / 40 pulg X 17,7 pies 2.000 BFPD ESPPMD0064 / 54 pulg X 16 pies 5.000 BFPD ESPPMD0063 / 60 pulg X 20 pies 8.000 BFPD PROCESO DE ALMACENAMIENTO BOTA DE GAS 73 pulg X 42 pies TANQUE DE LAVADO ESPU-01-3764 12.590 bls. TANQUE DE SURGENCIA TANQUE DE OLEODUCTO ( TECHO FLOTANTE) ESPU 18.143 bls. ESPU 12.590 bls. PROCESO DE TRANSFERENCIA BOMBA CENTRÍFUGA WORTHINTONG - MOTOR ELÉCTRICO DE 20 HP BOMBA CENTRÍFUGA WORTHINTONG - MOTOR ELÉCTRICO DE 20 HP MEDIDOR CRUDO MARCA SMITH METER MODELO E3S1 MEDIDOR CRUDO MARCA SMITH METER MODELO E3S1 BOMBA TRIPLEX - MARCA WORTHINTONG - MODELO VTE-L 98x140 BOMBA TRIPLEX - MARCA WORTHINTONG - MODELO VTE-L 98x140 600 GPM BOMBA BOOSTER 01 BOMBA BOOSTER 02 CONTADOR 01 CONTADOR 02 BOMBA DE TRANSFERENCIA 01 BOMBA DE TRANSFERENCIA 02 25.000 BFPD 600 GPM 6.000 BPD 6.000 BPD SAMPLER PROCESO DEL SISTEMA CONTRAINCENDIO TANQUE DE ALMACENAMIENTO RED INTERNA DE DISTRIBUCIÓN BOMBA ELÉCTRICA 01 BOMBA DE COMBUSTIÓN INTERNA 02 COMPRESOR 01 COMPRESOR 02 650 bls. GENERAL ELECTRICAL/ BOMBA AURORA / 4 X 5 X 15 600 GPM DETROIT / BOMBA AURORA / 4 X 5 X 16 600 GPM ÁREA DE COMPRESORES MARCA SULLAIR MODELO LS-10 A - MOTOR ELÉCTRICO TOSHIBA DE 40 HP MARCA WESTINGHOUSE MODELO LT-11 - MOTOR ELÉCTRICO WESTINGHOUSE DE 20 HP 120 psi 120 psi PROCESO DEL SISTEMA DE CALENTAMIENTO CALENTADOR 01 CALENTADOR DE FUEGO DIRECTO 15 3/8 pulg CALENTADOR 02 CALENTADOR DE FUEGO DIRECTO 15 3/8 pulg BOMBA BOOSTER 01 BOMBA DURCO 8.000 BFPD BOMBA BOOSTER 02 BOMBA IMO 5.000 BFPD Fuente: Departamento de Mantenimiento. Campo Pucuna. Modificado: Cristina Agila, Claudia Espinosa. 16 1.4.2 REINYECCIÓN DE AGUA El sistema de reinyección de agua de formación está conformado por una unidad de bombeo localizada en la Estación de producción y el pozo reinyector Pucuna 4. La alimentación de este sistema es tomada del tanque de surgencia y por medio de una unidad de bombeo “MTU”, enviada al pozo reinyector Pucuna 4. Su reinyección diaria es de aproximadamente 800 bls. Para mejorar el proceso de reinyección de agua existe un proyecto de implementación de una bomba horizontal multietapas de marca REDA que tiene la capacidad de reinyección de 1.500 GPM a una presión de 1.000 psi. En la tabla 1.2 se presenta la descripción de la unidad de bombeo MTU y en la tabla 1.3 se muestran los datos de reinyección. Tabla 1.2 - Descripción de la unidad de bombeo MTU. BOMBA MTU MODELO SERIE MOTOR (131HP) 3306 4222296 BOMBA TRIPLEX (72 165T-5H 4598 GPM) Fuente: Departamento de Mantenimiento. Campo Pucuna. Elaboración: Cristina Agila, Claudia Espinosa. Tabla 1.3 - Datos de Reinyección POZO ARENA PUC-04 HOLLÍN PRESIÓN DE INYECCIÓN (psi) 1250 UNIDAD DE HORAS DE TRABAJO BOMBEO (DIARIO) MTU 9 AGUA INYECTADA PRESIÓN DE PRESIÓN DE SUCCIÓN CABEZA (psi) (psi) 40 1200 (BAPD) 800 Fuente: Departamento de producción. Campo Pucuna. Elaboración: Cristina Agila, Claudia Espinosa. 17 1.4.3 SISTEMA DE LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL En el Campo Pucuna existe un único tipo de levantamiento artificial que es el bombeo hidráulico tipo jet con inyección de fluido motriz el mismo que se mezcla con el fluido producido, el cual es llevado a superficie y conducido a la Estación para iniciar su proceso de separación. Por cada barril de fluido motriz que se inyecta se recupera 0,125 bls de petróleo. En la tabla 1.4 se muestra los componentes del Sistema Power Oil. Tabla 1.4 - Sistema Power Oil EQUIPO-ACCESORIO BOMBA BOOSTER 01 BOMBA BOOSTER 02 UNIDAD DE BOMBEO DE ALTA PRESIÓN 01 UNIDAD DE BOMEBO DE ALTA PRESIÓN 02 UNIDAD DE BOMEBO DE ALTA PRESIÓN 03 UNIDAD DE BOMEBO DE ALTA PRESIÓN 04 UNIDAD DE BOMEBO DE ALTA PRESIÓN 05 UNIDAD DE BOMEBO DE ALTA PRESIÓN 06 UNIDAD DE BOMEBO DE ALTA PRESIÓN 07 CARACTERÍSTICAS BOMBA CENTRÍFUGA MISSION MAGNUN MOTOR CAT 3304 90 HP BOMBA CENTRÍFUGA MISSION MAGNUN MOTOR CAT 3304 78 HP QUINTUPLEX 300Q-5H / NATIONAL-MOTOR CATERPILLAR QUINTUPLEX 300Q-5H / NATIONAL-MOTOR CATERPILLAR QUINTUPLEX 300Q-5H / NATIONAL-MOTOR CATERPILLAR QUINTUPLEX 300Q-5H / NATIONAL-MOTOR CATERPILLAR QUINTUPLEX 300Q-5H / NATIONAL-MOTOR CATERPILLAR QUINTUPLEX 300Q-5H / NATIONAL-MOTOR CATERPILLAR QUINTUPLEX 300Q-5H / NATIONAL-MOTOR CATERPILLAR CAPACIDAD 470 psi 470 psi 4.000 psi / 3.000 BIPD 4.000 psi / 3.000 BIPD 4.000 psi / 3.000 BIPD 4.000 psi / 3.000 BIPD 4.000 psi / 3.000 BIPD 4.000 psi / 3.000 BIPD 4.000 psi / 3.000 BIPD Fuente: Departamento de Mantenimiento. Campo Pucuna. Modificado: Cristina Agila, Claudia Espinosa. 1.4.4 GENERACIÓN ELÉCTRICA La generación eléctrica es propia de la Estación y provee electricidad a los sistemas de transferencia de crudo y agua, así como a la iluminación. El Campo Pucuna dispone de una central de generación eléctrica que posee los componentes que se muestran en la tabla 1.5. 18 Tabla 1.5 - Generación Eléctrica EQUIPO-ACCESORIO CARACTERÍSTICAS MOTOR CATERPILLAR 3406 GENERADOR CATERPILLAR 350 KW. MOTOR CATERPILLAR 3408 GENERADOR KATO 250 KW. TOTAL GENERACIÓN GENERADOR 01 GENERADOR 02 CAPACIDAD 350 KW 250 KW 600 KW. Fuente: Departamento de Mantenimiento. Campo Pucuna. Modificado: Cristina Agila, Claudia Espinosa. 1.4.5 COMBUSTIBLE El combustible utilizado en la Estación es el diesel, con un consumo de aproximadamente de 1.897 GLS diarios. En la tabla 1.6 se presenta las unidades para el almacenamiento del combustible. Tabla 1.6 – Combustible EQUIPO-ACCESORIO TANQUE DE ALMACENAMIENTO DE COMBUSTIBLE-GENERAL TANQUE DE ALMACENAMIENTO DE COMBUSTIBLE-BOMBAS CARACTERÍSTICAS CAPACIDAD S/N TANQUE CÓNICO 25.259 GLS. S/N TANQUE HORIZONTAL 2.000 GLS Fuente: Departamento de Mantenimiento. Campo Pucuna. Modificado: Cristina Agila, Claudia Espinosa. En el ANEXO 1.2 se muestra el diagrama estructural de un Típico de Pozo. En el ANEXO 1.3 se muestra el diagrama estructural de la Estación Pucuna. 19 CAPÍTULO II CARACTERIZACIÓN DE RESERVORIOS 2.1 PETROFÍSICA Y PROPIEDADES DE LOS FLUIDOS 2.1.1 POROSIDAD () La porosidad es la capacidad que tiene la roca del yacimiento para contener hidrocarburos y está definida como la relación entre el volumen vacío de la roca (aquel lleno de fluidos) llamado espacio poroso y el volumen total de la roca del yacimiento: ൌ ܸܸ ݏݎ݊݁݉ݑ݈ ൌ ሺ Ǥ ʹǤͳሻ ܸ݈ܽݐݐ݊݁݉ݑ݈ ܸݐ Porosidad Efectiva () ࢋ: También conocida como porosidad útil, es aquel porcentaje de volumen poroso que considera todos los espacios porosos conectados entre sí. Porosidad Residual () ࢘: Es el porcentaje de volumen poroso que considera todos los poros que no están conectados entre sí, en este caso no hay flujo de fluidos entre ellos. Porosidad Total () ࢀ: Es la suma de la porosidad efectiva y la porosidad residual. La porosidad es una medida de la capacidad de almacenamiento de la roca, por lo cual la calidad de la roca en el yacimiento puede ser determinada en función de la porosidad así como se representa en la tabla 2.1. 20 Tabla 2.1 - Calidad de la roca en función de la porosidad. CALIDAD Muy Buena Buena Regular Pobre Muy pobre ( %) > 20 15 - 20 10 - 15 5 - 10 < 10 Fuente: Internet, www.petroblogger.com Elaboración: Cristina Agila, Claudia Espinosa. 2.1.2 PERMEABILIDAD (K) La permeabilidad se define como la facilidad de la roca o medio poroso del yacimiento a permitir el flujo de fluido a través del mismo al aplicar un gradiente de presión. Es decir, cuando la permeabilidad tiene valores altos se tendría óptimo desplazamiento en el movimiento del fluido; caso contrario, valores bajos de permeabilidad con tendencia a cero representaría dificultad del movimiento de los fluidos. Permeabilidad Absoluta (K): Se la considera cuando un fluido está saturando el medio poroso en un ciento por ciento. Permeabilidad Efectiva (Ke): Se la tiene cuando en un medio poroso están presentes dos o más fluidos. Por lo tanto, la permeabilidad de un fluido se determina en la presencia de otros fluidos inmiscibles bajo ciertas condiciones de saturación del mismo. Las permeabilidades efectivas pueden ser para el petróleo () ܭ, gas ( ) ݃ܭy agua () ݓܭ. Permeabilidad Relativa (ࡷ࢘ ): Se define como la relación entre la permeabilidad efectiva a un fluido específico y la permeabilidad absoluta mediante la siguiente expresión: 21 ݎܭൌ ݁ܭ ሺ Ǥ ʹǤʹሻ ܭ Y se considera como una medida directa de la capacidad de un medio poroso para conducir un fluido en presencia de dos o más fluidos. Esta relación permite saber que la permeabilidad relativa a un fluido siempre es menor que la unidad. La sumatoria de las permeabilidades relativas en un yacimiento (3 fases: petróleo, gas y agua) es menor a la unidad. ݎܭ ݃ݎܭ ݓݎܭ൏ ͳሺܿܧǤ ʹǤ͵ሻ En la Figura 2.1 se muestra un ejemplo de las curvas de permeabilidad relativa. Figura 2.1 - Curva de permeabilidad relativa. Fuente: Internet, www.petroblogger.com 2.1.3 GRAVEDAD API La gravedad API, de sus siglas en inglés (American Petroleum Institute), es una medida de densidad que describe cuán pesado o liviano es el petróleo comparándolo con el agua. Si los grados API son mayores a 10, es más liviano que el agua, y por lo tanto flotaría en ésta. La gravedad API es también usada para comparar densidades de fracciones extraídas del petróleo. La fórmula usada para obtener la gravedad API es la siguiente: 22 ܫܲܣ݀ܽ݀݁ݒܽݎܩൌ ͳͶͳǡͷ ̷Ͳ˚ ܨെ ͳ͵ͳǡͷሺ Ǥ ʹǤͶሻ ܧܩ La fórmula usada para obtener la gravedad específica del líquido derivada de los grados API es la siguiente: ̷ܧܩͲǏ ܨൌ ͳͶͳǡͷ ሺ Ǥ ʹǤͷሻ ܫܲܣ݀ܽ݀݁ݒܽݎܩ ͳ͵ͳǡͷ La clasificación propuesta por el American Petroleum Institute indica que a una mayor gravedad API el petróleo será más liviano y a menor gravedad API el petróleo será más pesado, como se puede ver en la tabla 2.2. Tabla 2.2 - Clasificación del petróleo según su gravedad API. CRUDO GRAVEDAD API Extra pesado < 10 Pesado 10 - 22.3 Mediano 22.3 - 31.1 Ligero 31.1 – 39 Superligero > 39 Fuente: Internet, www.petroblogger.com Elaboración: Cristina Agila, Claudia Espinosa El Campo Pucuna produce un crudo promedio de 30,8 °API, lo cual lo clasifica como un crudo mediano. 2.1.4 FACTOR VOLUMÉTRICO DEL PETRÓLEO (Bo) Se define como el volumen necesario de petróleo con su respectiva cantidad de gas inicial, a la presión y temperatura de yacimiento, que se necesita para generar un barril de petróleo a condiciones estándar de presión y temperatura las cuales son de 60˚F y 14,7 psia. 23 2.1.5 RELACIÓN GAS-PETRÓLEO (GOR) Es la rata volumétrica de gas relacionada con la rata de flujo volumétrico de petróleo, ambos convertidos en volúmenes en condiciones de presión y temperatura estándar. De igual manera, es el resultado de dividir un volumen de gas a condiciones normales para volumen de petróleo que también se encuentra a condiciones normales. 2.1.6 SATURACIÓN Es la relación del volumen de fluido presente en el medio poroso para el volumen poroso, expresado en la siguiente ecuación: ݂ܵ ൌ ܸݏݎ݈݅݀݁݉݁݊݁݀݅ݑ݈݂݈݁݀݊݁݉ݑ݈ ܸݏݎ݈݅݀݁݉݁݀݊݁݉ݑ݈ ݂ܵ ൌ ܸ݂ ሺ Ǥ ʹǤሻ ܸ Entonces se tiene saturaciones para petróleo (ܵ) , gas (ܵ݃ ) y agua (ܵ) ݓ. La sumatoria de las saturaciones en un yacimiento (3 fases: petróleo, gas y agua) es la unidad. ܵ ܵ݃ ܵ ݓൌ ͳሺ Ǥ ʹǤሻ 2.1.7 VISCOSIDAD (µ) La viscosidad es la resistencia interna al flujo de un fluido originado por el roce de las moléculas que se deslizan unas sobre otras ante la aplicación de una fuerza. Esta propiedad se encuentra afectada por factores como: temperatura, presión, gas en solución y el tamaño de las partículas. Los fluidos de alta viscosidad presentan una cierta resistencia a fluir en cambio los fluidos de baja viscosidad fluyen con facilidad. 24 Viscosidad dinámica: Conocida también como viscosidad absoluta y es medida por el tiempo en que tarda en fluir a través de un tubo capilar a una determinada temperatura. Su unidad es el poise (P) o centipoise (cP). Viscosidad cinemática: Representa la característica propia del líquido, sin tomar en cuenta las fuerzas que generan su movimiento, y se obtiene dividiendo la viscosidad absoluta para la densidad del fluido. Su unidad es el stoke (St) o centistoke (cSt). Es importante analizar la viscosidad de los fluidos del yacimiento; esto es, viscosidad del petróleo (ߤ) , gas (ߤ݃ ) y agua ( ߤ) , ya que permitirá analizar el comportamiento de las movilidades de los mismos. 2.1.8 MOVILIDAD La movilidad (ߣ) se define como la relación entre permeabilidad efectiva y la viscosidad del fluido: ߣ ൌ ݁ܭ ሺ Ǥ ʹǤͺሻ ߤ La razón de movilidad M, es la relación entre la movilidad de la fase desplazante (agua) para la movilidad de la fase desplazada (petróleo); cuya expresión es: ܯൌ ݁ݐ݊ܽݖ݈ܽݏ݁݀݁ݏ݂݈݈ܽܽ݁݀݀ܽ݀݅݅ݒܯሺܽ݃ܽݑሻ ܽ݀ܽݖ݈ܽݏ݁݀݁ݏ݂݈݈ܽܽ݁݀݀ܽ݀݅݅ݒܯሺ݈݁×ݎݐ݁ሻ ܯൌ Si: ߤ ݓܭ ߤ ݓݎܭ ൌ ሺ Ǥ ʹǤͻሻ ݓߤ ܭ ݓߤ ݎܭ M < 1 el petróleo se mueve más rápido que el agua. M = 1 el petróleo y el agua tienen la misma resistencia a fluir. M > 1 el agua se mueve más rápido que el petróleo. 25 2.1.9 PRESIÓN CAPILAR Se define como la diferencia de presión a través de la interfase que separa dos fluidos inmiscibles cuando se ponen en contacto en un medio poroso. Cualitativamente es expresada como la diferencia en presión que resulta a través de la interfase que separa dos fluidos inmiscibles. Cuantitativamente, la presión capilar es definida como la presión de la fase desplazante o no mojante menos la presión de la fase desplazada o mojante. ܲܿ ൌ ܲ ݁ݐ݆݊ܽ݉݊݁ݏ݂ܽ݊×݅ݏ݁ݎെ ܲ݁ݐ݆݊ܽ݉݁ݏ݂ܽ݊×݅ݏ݁ݎ De esta manera, en una formación mojada por el agua, la presión capilar es igual a la presión en la fase de petróleo menos la presión en la fase de agua, esto es: ܲܿ ൌ ܲ െ ܲݓሺܿܧǤ ʹǤͳͲሻ Por lo tanto, la presión capilar (Pc) será negativa para sistemas humectados por petróleo. Generalmente, los fluidos del reservorio no son miscibles. Por ejemplo, el agua y el petróleo en contacto físico exhiben una interfase con una presión diferencial a través de esta. Esta diferencia de presión entre las dos fases inmiscibles (en este caso, petróleo y agua) es conocida como la presión capilar. A las condiciones de reservorio normales, el gas libre y petróleo son también inmiscibles. En este caso, hay un diferencial de presión (presión capilar) a través de la interfase entre el gas y el petróleo. Se ha demostrado que la presión capilar tiene una gran influencia sobre: 1. La distribución inicial del fluido dentro del reservorio. 2. La fracción de cada fluido fluyente en un desplazamiento inmiscible. 2.1.10 MOJABILIDAD Está definida como la preferencia que tiene un fluido determinado a adherirse o 26 extenderse sobre la superficie de la roca reservorio, en presencia de otros fluidos inmiscibles. A partir de esta propiedad las rocas pueden ser clasificadas en dos grupos: Rocas Oleófilas: Aquellas mojadas por el hidrocarburo. Rocas Hidrófilas: Aquellas mojadas por el agua. La manera de identificar si es una roca oleófila o hidrófila es por medio del ángulo de contacto entre el fluido y la roca. Como se puede observar en la Figura 2.2 para ángulos de contacto Ɵ menores a 90° indican condiciones de mojabilidad preferentemente por agua, mientras que contactos mayores de 90°, indican condiciones de mojabilidad preferentemente por aceite. Figura 2.2 - Mojabilidad de un sistema agua – petróleo – roca. Fuente: Aspectos de Ingeniería de la inyección de agua, Forrest F. Craig, Jr. 2.1.11 COMPRESIBILIDAD DEL PETRÓLEO (CO) La compresibilidad del petróleo se define como el coeficiente de compresibilidad isotérmica del petróleo a los cambios fraccionales en el volumen del crudo cuando la presión varía a temperatura constante. Se calcula mediante la siguiente ecuación: ܿ ൌ െ ͳ ܸ݀ ሺܿܧǤ ʹǤͳͳሻ ܸ ݀ 27 Donde: co = Compresibilidad del petróleo dV dp = Pendiente negativa; el signo negativo convierte la compresibilidad en un número positivo. 2.1.12 PRESIÓN DE BURBUJA (Pb) La presión de burbuja, también conocida como presión de saturación, es la presión a la cual la primera burbuja de gas comienza a liberarse del petróleo. Cada yacimiento tiene su presión de burbuja particular. La presión del punto de burbuja se determina en función de la temperatura, la gravedad específica del gas (γg), la gravedad específica del petróleo (γo) y la cantidad de gas disuelto en el crudo (Rs). Todos los yacimientos de hidrocarburos poseen gas natural en solución. A veces el crudo está saturado con gas al momento de ser descubierto, lo que significa que el petróleo está reteniendo todo el gas que puede, a la temperatura y presión del yacimiento, estando así en su punto de burbuja. Así pues: · Si un yacimiento se encuentra a presiones por encima de la presión de burbuja se dice que está en presencia de un yacimiento subsaturado, por consiguiente el yacimiento no presentará gas libre. Py >Pb · Si por el contrario se encuentra a presiones por debajo de la presión de burbuja se denominará yacimiento saturado, y el mismo tendrá una capa de gas. Py <Pb 28 Donde: Py = Presión del yacimiento Pb = Presión de burbuja 2.1.13 SALINIDAD Es la cantidad de sales que se encuentran en el agua, en la cual predomina el cloruro de sodio o sal común. La salinidad se mide a través de la conductividad eléctrica. La salinidad permite la determinación de otros parámetros petrofísicos necesarios para el análisis de las arenas. Las mismas que pueden ser obtenidas mediante análisis PVT y pruebas de campo. Cuando la concentración equivalente de NaCl es conocida, su resistividad puede determinarse a cualquier temperatura usando la carta GEN-9 (ver Figura 2.3). Los valores de salinidad del agua de las diferentes formaciones difieren entre cada arena, de allí la importancia de calcular una salinidad promedia para cada una. En la tabla 2.3 se presenta las salinidades para cada arena del Campo Pucuna. Tabla 2.3 - Salinidades de las arenas del Campo Pucuna. ARENA Hollín Arenisca T Arenisca U Basal Tena SALINIDAD (PPM NACl) 2100 60000 30000 32000 Fuente: Departamento de Yacimientos, EP PETROECUADOR. Elaboración: Cristina Agila, Claudia Espinosa. 29 Figura 2.3 - Carta GEN 9 - Resistividad de soluciones salinas. Fuente: Schlumberger, Log Interpretation Charts 30 2.2 TIPO DE EMPUJE DE LOS YACIMIENTOS El mecanismo de producción de las arenas de la formación Hollín es por empuje hidráulico, mientras que las arenas de la formación Napo producen por gas en solución y empuje parcial de agua. Tres tipos principales de mecanismo de empuje o impulsión son descritos a continuación: 2.2.1 EMPUJE POR GAS EN SOLUCIÓN Este mecanismo también es conocido como empuje por gas disuelto, donde el petróleo se encuentra inicialmente en una sola fase por encima del punto de burbujeo. Al inicio de la producción el gas disuelto en el crudo comienza a expandirse debido al diferencial de presión y el hidrocarburo empieza a desplazarse hacia los pozos durante la vida útil del reservorio. Una vez, alcanzado el punto de burbuja se desarrolla un casquete de gas libre inducido por la mecánica de flujo, lo que indica una pérdida de energía en el yacimiento. Con el objeto de no generar una capa de gas la permeabilidad vertical debe disminuir, permitiendo que el gas libre fluya en el pozo y la relación Gas-Petróleo se incremente. Sin embargo, si se presentan condiciones de roca y fluidos adecuadas la existencia de una capa de gas puede ser empleada como un mecanismo de recuperación secundario. Cabe mencionar, que el factor de recobro para este empuje se estima entre 20 y 40% del petróleo original en sitio. En la figura 2.4 se observa el empuje por gas en solución. 2.2.2 EMPUJE POR CAPA DE GAS Este mecanismo está presente en yacimientos que se encuentra a presiones inferiores a la presión de burbujeo. En lo que existe una capa de gas, la cual tiende a expandirse debido a la disminución de presión actuando esta como una fuerza de empuje que obliga al petróleo a desplazarse. En la figura 2.5 se observa el empuje por capa de gas. 31 Figura 2.4 – Empuje por gas en solución. Fuente: http://www.blogger.com Figura 2.5 – Empuje por capa de gas. Fuente: http://www.blogger.com 2.2.3 EMPUJE HIDRÁULICO Se presenta cuando existe una porción de roca con alta saturación de agua (Acuífero). Debido a la expansión del agua del acuífero (a medida que se reduce la presión), este invade el yacimiento, reemplazo a los fluidos que ya han sido extraído. Este es uno de los mecanismos de producción más efectivo debido al constate suministro de agua del acuífero, ya que no hay caída de presión en el sistema o cae muy poco. En la figura 2.6 se observa el empuje hidráulico. 32 Figura 2.6 – Empuje hidráulico. Fuente: http://www.blogger.com 2.3 RESULTADOS DEL ANÁLISIS PVT DEL CAMPO PUCUNA Los análisis PVT se utilizan principalmente para determinar las propiedades de los fluidos contenidos dentro de la arena, estos análisis son realizados en el laboratorio simulando las condiciones del reservorio, es decir, las características PVT se refieren al conjunto de propiedades de volumen medidas a una presión y temperatura determinada. Estos datos fueron obtenidos a partir de diferentes pruebas de laboratorio como vaporización diferencial, separación instantánea, pruebas de separador, cromatografía y viscosidad. La tabla 2.4 resume los resultados obtenidos de los PVT existentes. Tabla 2.4 - Datos PVT del Campo Pucuna. YACIMIENTO PRESIÓN DE BURBUJA (PSI) FACTOR VOLUMÉTRICO DEL PETRÓLEO API A 60°F GOR VISCOSIDAD DEL PETRÓLEO(CP) Arena "Hs" 170 1,0699 27,8 35 1,079 Arena "Hs y Hi" 330 1,1334 27,4 74 1,079 Arena "Ui y Us" 1000 1,2309 29,15 272,4 1,079 Arena "T" 1400 1,3654 31,66 470,8 0,614 Fuente: Departamento de Yacimientos, EP PETROECUADOR. Elaboración: Cristina Agila, Claudia Espinosa. 33 2.4 RESULTADOS DEL ANÁLISIS PETROFÍSICO DEL CAMPO PUCUNA En las tablas 2.5 y 2.6 se presentan los valores de espesor neto de petróleo, porosidad efectiva, saturación de agua y permeabilidades del Campo Pucuna. Tabla 2.5 - Datos petrofísicos por pozo del Campo Pucuna. POZO PUC -01 PUC - 02 PUC - 03 PUC - 04 PUC - 05 PUC - 06 ARENA US UI TS HI HS TI TS UI US HI HS TI TS UI US HI HS UI US TI TS UI US HI HS TI TS UI Ho (pies) 1,5 8,5 2,5 18,5 7,5 26 17 13,5 2 41 38,5 39 17 30,5 15,5 63,5 20,5 3 2,5 17,5 5 14 6,5 67 10,5 32,5 3 16,5 POROSIDAD Sw (fracción) (fracción) 0,11 0,403 0,137 0,413 0,125 0,386 0,174 0,29 0,145 0,533 0,127 0,209 0,202 0,245 0,193 0,151 0,139 0,269 0,181 0,138 0,151 0,388 0,14 0,083 0,202 0,13 0,167 0,127 0,164 0,171 0,143 0,053 0,156 0,585 0,142 0,42 0,122 0,187 0,152 0,295 0,166 0,172 0,181 0,259 0,167 0,263 0,142 0,523 0,131 0,157 0,14 0,204 0,148 0,241 0,133 0,241 Fuente: Departamento de Yacimientos, EP PETROECUADOR. Elaboración: Cristina Agila, Claudia Espinosa. 34 Tabla 2.5 (continuación) - Datos petrofísicos por pozo del Campo Pucuna. POZO PUC - 07 PUC - 08 PUC -09 PUC - 10 PUC - 11 PUC - 12 PUC - 13 ARENA TI TS HS UI HI HS TI TS UI US HI TI TS UI US HI HS TI TS US HS TI TS UI US HI TI TS UI POROSIDAD Sw Ho (pies) (fracción) (fracción) 12 0,134 0,336 8,5 0,121 0,225 12 0,134 0,336 8,5 0,121 0,225 110 0,141 0,389 18,5 0,134 0,244 28,5 0,113 0,18 39,5 0,155 0,195 27,5 0,214 0,35 18,5 0,202 0,365 164 0,154 0,5 5,5 0,125 0,178 30,5 0,149 0,303 16 0,159 0,403 15 0,149 0,283 109,5 0,141 0,372 7 0,118 0,245 38 0,131 0,189 23 0,149 0,315 10,5 0,164 0,293 3 0,126 0,681 46,5 0,135 0,13 30,5 0,161 0,267 21,5 0,171 0,452 21,5 0,141 0,266 98 0,143 0,63 3,5 0,111 0,503 3,5 0,113 0,289 9 0,134 0,351 Fuente: Departamento de Yacimientos, EP PETROECUADOR. Elaboración: Cristina Agila, Claudia Espinosa. 35 En el Campo Pucuna se observa que la porosidad varía entre 11% y 20% por lo cual la calidad de la roca es de regular a buena, según la clasificación presentada en la tabla 2.1. Tabla 2.6 – Datos de permeabilidad del Campo Pucuna. ARENA BT U T HS HI PERMEABILIDAD (md) 433 425 242 131 347 Fuente: Departamento de Yacimientos, EP PETROECUADOR. Elaboración: Cristina Agila, Claudia Espinosa. En el ANEXO 2.1 se detallan los topes, bases y espesores de cada una de las arenas de los pozos del Campo. 36 CAPÍTULO III SITUACIÓN ACTUAL DE LOS POZOS Y ANÁLISIS DE RESERVAS 3.1 HISTORIAL DE PRODUCCIÓN La producción del Campo se inició el 4 de Abril de 1990 con el Pozo Pucuna – 02, durante ese mes de abril la producción promedia del Campo fue de 1.600 BPPD con tres pozos: PUC- 02, PUC-03 y PUC- 05 de la arenisca T; y hasta junio de 1991 con cinco pozos el Campo produjo un promedio de 2800 BPPD con 3,27 % de agua y una producción acumulada de 1.296.803 BN. En la Tabla 3.1 se detalla el historial de producción acumulada mensual del Campo a partir del año 2003 hasta el 30 de junio del 2011 y la producción promedia diaria que se produjo cada año. En la Figura 3.1 se muestra el historial de producción promedia diaria del Campo Pucuna a partir del año 2003. Figura 3.1 - Historia de producción promedia diaria. HISTORIA DE PRODUCCIÓN BARRILES 2.500 2.000 1.500 1.000 500 0 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 AÑOS PRODUCCIÓN Fuente: Departamento de Yacimientos, EP PETROECUADOR. Elaboración: Cristina Agila, Claudia Espinosa. 60.847 55.473 61.991 72.144 68.230 69.174 60.882 60.439 60.634 62.037 60.811 63.192 2.071 ENERO FEBRERO MARZO ABRIL MAYO JUNIO JULIO AGOSTO SEPTIEMBRE OCTUBRE NOVIEMBRE DICIEMBRE PRODUCCIÓN ACUMULADA MENSUAL (bls) PRODUCCIÓN PROMEDIA DIARIA (bls/día) 1.678 46.875 43.145 44.963 46.400 54.990 54.007 54.289 58.519 54.687 48.808 48.045 59.334 2004 1.689 56.767 54.200 57.514 59.266 49.104 56.269 48.567 42.312 44.031 50.929 47.083 50.489 2005 1.759 53.048 50.317 52.743 48.577 52.216 55.728 54.550 56.800 54.475 54.947 51.693 56.950 2006 1.727 54.817 53.707 56.515 55.904 55.751 50.470 52.560 53.210 49.425 52.074 47.036 48.761 2007 2008 1.690 74.071 50.348 49.232 48.238 50.336 50.576 48.665 49.259 45.585 47.743 50.209 54.342 Fuente: Departamento de Yacimientos, EP PETROECUADOR. Elaboración: Cristina Agila, Claudia Espinosa. 2003 AÑOS MESES 2009 2.218 66.307 60.987 61.406 62.730 65.405 67.898 65.647 72.959 73.264 76.155 62.423 74.350 Tabla 3.1 - Historial de producción acumulada mensual del Campo Pucuna. 2.201 63.449 62.172 66.721 66.789 64.495 68.959 69.124 67.380 67.787 68.423 65.091 72.916 2010 2.100 - - - - - - 68.614 70.670 63.953 59.173 54.978 62.793 2011 37 38 En las Figuras 3.2, 3.3, 3.4, 3.5, 3.6, 3.7, 3.8, 3.9 y 3.10 se muestran año a año la producción acumulada mensual del Campo Pucuna. Figura 3.2 - Producción acumulada mensual año 2003. BARRILES PRODUCCIÓN AÑO 2003 80.000 70.000 60.000 50.000 40.000 30.000 20.000 10.000 0 PRODUCCIÓN PROMEDIA DIARIA 2.071BLS PRODUCCIÓN 2003 Fuente: Departamento de Yacimientos, EP PETROECUADOR. Elaboración: Cristina Agila, Claudia Espinosa. Figura 3.3 - Producción acumulada mensual año 2004. PRODUCCIÓN AÑO 2004 70.000 BARRILES 60.000 50.000 40.000 30.000 20.000 PRODUCCIÓN PROMEDIA DIARIA 1.678BLS 10.000 PRODUCCIÓN 0 2004 Fuente: Departamento de Yacimientos, EP PETROECUADOR. Elaboración: Cristina Agila, Claudia Espinosa. 39 Figura 3.4 - Producción acumulada mensual año 2005. PRODUCCIÓN AÑO 2005 70.000 BARRILES 60.000 50.000 40.000 30.000 20.000 PRODUCCIÓN PROMEDIA DIARIA 1.689BLS 10.000 PRODUCCIÓN 0 2005 Fuente: Departamento de Yacimientos, EP PETROECUADOR. Elaboración: Cristina Agila, Claudia Espinosa. Figura 3.5 - Producción acumulada mensual año 2006. PRODUCCIÓN AÑO 2006 58.000 BARRILES 56.000 54.000 52.000 50.000 48.000 46.000 PRODUCCIÓN PROMEDIA DIARIA 1.759BLS 44.000 2006 Fuente: Departamento de Yacimientos, EP PETROECUADOR. Elaboración: Cristina Agila, Claudia Espinosa. PRODUCCIÓN 40 Figura 3.6 - Producción acumulada mensual año 2007. PRODUCCIÓN AÑO 2007 60.000 BARRILES 50.000 40.000 30.000 20.000 10.000 PRODUCCIÓN PROMEDIA DIARIA 1.727BLS PRODUCCIÓN 0 2007 Fuente: Departamento de Yacimientos, EP PETROECUADOR. Elaboración: Cristina Agila, Claudia Espinosa. Figura 3.7 - Producción acumulada mensual año 2008. PRODUCCIÓN AÑO 2008 80.000 BARRILES 70.000 60.000 50.000 40.000 30.000 20.000 PRODUCCIÓN PROMEDIA DIARIA 1.690BLS PRODUCCIÓN 10.000 0 2008 Fuente: Departamento de Yacimientos, EP PETROECUADOR. Elaboración: Cristina Agila, Claudia Espinosa. 41 Figura 3.8 - Producción acumulada mensual año 2009. PRODUCCIÓN AÑO 2009 80.000 BARRILES 70.000 60.000 50.000 40.000 30.000 20.000 PRODUCCIÓN PROMEDIA DIARIA 2.218BLS PRODUCCIÓN 10.000 0 2009 Fuente: Departamento de Yacimientos, EP PETROECUADOR. Elaboración: Cristina Agila, Claudia Espinosa. Figura 3.9 - Producción acumulada mensual año 2010. BARRILES PRODUCCIÓN AÑO 2010 74.000 72.000 70.000 68.000 66.000 64.000 62.000 60.000 58.000 56.000 PRODUCCIÓN PROMEDIA DIARIA 2.201BLS 2010 Fuente: Departamento de Yacimientos, EP PETROECUADOR. Elaboración: Cristina Agila, Claudia Espinosa. PRODUCCIÓN 42 Figura 3.10 - Producción acumulada mensual año 2011. PRODUCCIÓN AÑO 2011 80.000 70.000 BARRILES 60.000 50.000 40.000 30.000 PRODUCCIÓN PROMEDIA DIARIA 2.100BLS PRODUCCIÓN 20.000 10.000 0 ENERO FEBRERO MARZO ABRIL MAYO JUNIO 2011 Fuente: Departamento de Yacimientos, EP PETROECUADOR. Elaboración: Cristina Agila, Claudia Espinosa. Este Campo tiene como único sistema de levantamiento artificial el bombeo hidráulico tipo jet, de los principales yacimientos productivos que son: Basal Tena, U, T y Hollín. Las reservas remanentes al 31 de diciembre del 2010 son de 6.0 MMBLS con una producción acumulada de 20.6 MMBLS a la misma fecha. La producción del Campo Pucuna hasta el mes de junio del 2011, obtuvo del total de 12 pozos una producción promedia diaria de 2.100 BPPD. 3.2 HISTORIAL DE PRESIONES Las presiones iniciales de cada yacimiento fueron determinadas de las respectivas interpretaciones de presión que se tiene por pozo y yacimiento. Para las arenas que no disponen de pruebas se determinaron por extrapolación mediante gradientes de presión y/o correlaciones de otros Campos. 43 Las pruebas a condiciones iniciales fueron tomadas en los diferentes yacimientos y pozos del Campo de donde se obtuvieron resultados de presiones iniciales como se muestra en la tabla 3.2. Tabla 3.2 - Presiones iniciales del Campo Pucuna. YACIMIENTO HOLLÍN PRINCIPAL HOLLÍN SUPERIOR T INFERIOR T SUPERIOR U INFERIOR U MEDIA U SUPERIOR BASAL TENA DATUM (PIES) PRESIÓN INICIAL (LPC) 8.745 4.250 8.705 8.550 8.495 8.310 8.290 8.270 7.590 4.150 4.000 3.950 3.820 3.800 3.750 3.550 Fuente: Departamento de Yacimientos. EP PETROECUADOR. Elaboración: Cristina Agila, Claudia Espinosa. En estudios realizados en el 2007 se obtuvieron datos promedios de presiones y contacto agua-petróleo que son presentados en la tabla 3.3. Tabla 3.3 – Presiones del Campo Pucuna. YACIMIENTO HOLLÍN PRINCIPAL HOLLÍN SUPERIOR T INFERIOR T SUPERIOR U INFERIOR U SUPERIOR DATUM (PIES) PRESIÓN (LPC) CONTACTO AGUAPETRÓLEO 8.705 4.250 8.817 8.705 8.550 8.550 8.310 8.310 4.250 4.000 4.000 3.750 3.750 8.817 8.639 8.537,5 8.359 8.313 Fuente: Departamento de Yacimientos. EP PETROECUADOR. Elaboración: Cristina Agila, Claudia Espinosa. 44 3.3 ESTADO ACTUAL DEL CAMPO 3.3.1 ESTADO DE LOS POZOS Hasta junio del 2011 se ha perforado un total de 13 pozos, de los cuales, 12 están en producción y 1 es reinyector. La distribución de los pozos en el Campo se puede ver en el ANEXO 3.1. La producción de crudo proviene de los reservorios: Basal Tena, U-Inferior, USuperior, T Superior, T inferior, Hollín inferior y Hollín superior. La tabla 3.4 presenta el estado actual de los pozos. Tabla 3.4 - Estado actual de los pozos del Campo Pucuna. CAMPO PUCUNA ARENA TIPO DE POZO PRODUCTORA LEVANTAMIENTO PUCUNA-01 T BH - JET PUCUNA-02 HS+I BH - JET PUCUNA-03 UI+T BH - JET PUCUNA-04 REINYECTOR PUCUNA-05 HS BH - JET PUCUNA-06 U BH - JET PUCUNA-07 UI BH - JET PUCUNA-08 TS BH - JET PUCUNA-09 BT BH - JET PUCUNA-10 T BH - JET PUCUNA-11 UI BH - JET PUCUNA-12 T BH - JET PUCUNA-13 U+T BH - JET Fuente: Departamento de Yacimientos. EP PETROECUADOR. Elaboración: Cristina Agila, Claudia Espinosa. 45 PUCUNA – 01 Se encuentra ubicado hacia el flanco noroeste en la parte central del anticlinal fallado que define a la estructura de Pucuna. Fue completado inicialmente a flujo natural en marzo de 1971 alcanzando una profundidad de 10.168 pies; obteniéndose mediante pruebas iniciales resultados positivos en la arenas T y Hollín, siendo Hollín el intervalo que ha acumulado más hidrocarburo. Las pruebas iniciales en este pozo dieron a Hollín como altamente prospectivo con una prueba inicial de 740 BPPD. Al 30 de junio del 2011 se encuentra produciendo de la arena T, con un caudal de fluido de 88 BFPD, un caudal de petróleo promedio de 24 BPPD, un caudal de agua de 64 BAPD con 72,2% de BSW y 31 ˚API. PUCUNA – 02 Su posición geológica está en el centro del alto Pucuna, a una longitud W 76° 59’ 37,63”; y una latitud S 00° 15’ 30,93”, a una distancia al pozo PUC – 01 de 800 metros. Tiene una estructura de tipo anticlinal y su clasificación es pozo de desarrollo. Se inició la perforación en abril de 1987 alcanzando una profundidad de 10.150 pies. Fue completado inicialmente a flujo natural el 08 de noviembre de 1987, obteniéndose resultados positivos de las pruebas iniciales en las arenas Hollín inferior y Hollín superior con una producción de 2.553 BPPD. Al 30 de junio del 2011 se encuentra produciendo de las arenas Hi y Hs, con un caudal de fluido de 248 BFPD, un caudal de petróleo promedio de 224 BPPD, un caudal de agua de 24 BAPD con 9,7% de BSW y 31,6 ˚API. 46 PUCUNA – 03 Su posición geológica está al SSE del alto estructural Pucuna, a una longitud W 76° 59’ 35,37”; y una latitud S 00° 15’ 58,45”, a una distancia al pozo PUC – 02 de 2000 metros. Tiene una estructura de tipo anticlinal y su clasificación es pozo de desarrollo. Se inició la perforación en diciembre de 1987 alcanzando una profundidad de 9.850 pies. Fue completado el 14 de abril de 1988, obteniéndose resultados positivos de las pruebas iniciales en la arena T con una producción de 3.725 BPPD. Al 30 de junio del 2011 se encuentra produciendo de las arenas Ui y T, con un caudal de fluido de 408 BFPD, un caudal de petróleo promedio de 402 BPPD, un caudal de agua de 6 BAPD con 1,5% de BSW y 31,5 ˚API. PUCUNA – 04 Su posición geológica está al norte del alto estructural Pucuna, a una longitud W 76° 59’ 35,67”; y una latitud S 00° 15’ 00”, a una distancia al pozo más cercano PUC-02 de 950 metros. Tiene una estructura de tipo anticlinal y su clasificación es pozo de desarrollo. Se inició la perforación en diciembre de 1987 alcanzando una profundidad de 9870 pies, fue completado en febrero de 1988. Fue seleccionado como el candidato más adecuado para ser convertido en pozo reinyector debido a su baja prospectividad productiva. El registro a hueco abierto mostro que Hollín inferior estaba totalmente saturada de agua, y a nivel estructural de Hollín los pozos vecinos presentaron características similares en cuanto a saturación de agua. Por lo que se realizó el procedimiento para convertirlo en pozo reinyector el 10 de diciembre del 2009. 47 PUCUNA – 05 Se inició la perforación a principios de 1989 y fue completado el 28 de mayo 1989. Las pruebas iniciales en este pozo dieron a la arena T como altamente prospectivo con una prueba inicial de producción de 967 BPPD. Al 30 de junio del 2011 se encuentra produciendo de la arena Hs, con un caudal de fluido de 1.068 BFPD, un caudal de petróleo promedio de 214 BPPD, un caudal de agua de 854 BAPD con 80% de BSW y 24.8 ˚API. PUCUNA – 06 Su posición geológica está al norte del alto estructural Pucuna, a una longitud W 76° 59’ 58,54”; y una latitud S 00° 15’ 16,60”, a una distancia al pozo PUC – 01 de 850 metros. Tiene una estructura de tipo anticlinal y su clasificación es pozo de desarrollo. Se inició la perforación en enero de 1989 alcanzando una profundidad de 9.950 pies. Fue completado el 29 de marzo de 1989, obteniéndose resultados positivos de las pruebas iniciales en la arena Hollín inferior con una producción de 615 BPPD. Al 30 de junio del 2011 se encuentra produciendo de la arena U, con un caudal de fluido de 96 BFPD, un caudal de petróleo promedio de 94 BPPD, un caudal de agua de 2 BAPD con 2.1% de BSW y 29.8 ˚API. PUCUNA – 07 Su posición está a una longitud W 77° 00’ 07,69”; y una latitud S 00° 16’ 36,43”, y a una distancia al pozo PUC – 05 de 770 metros. Tiene una estructura de tipo anticlinal y su clasificación es de avanzada. 48 Se inició la perforación en septiembre de 1991 alcanzando una profundidad de 9.800 pies. Fue completado el 30 de septiembre de 1991, obteniéndose resultados positivos de las pruebas iniciales en la arena U inferior con una producción de 283 BPPD. Al 30 de junio del 2011 se encuentra produciendo de la arena Ui, con un caudal de fluido de 268 BFPD, un caudal de petróleo promedio de 267 BPPD, un caudal de agua de 1 BAPD con 0,4% de BSW y 30.9 ˚API. PUCUNA – 08 Se inició la perforación el 11 de agosto de 1993 y fue completado inicialmente a flujo natural el 27 de agosto de 1993, obteniéndose resultados positivos de las pruebas iniciales en la arena U superior con una producción de 576 BPPD. Al 30 de junio del 2011 se encuentra produciendo de la arena Ts, con un caudal de fluido de 98 BFPD, un caudal de petróleo promedio de 95 BPPD, un caudal de agua de 3 BAPD con 3.1% de BSW y 32.4 ˚API. PUCUNA – 09 Su posición geológica está en la parte norte de la estructura Pucuna a una longitud W 76° 59’ 57,64”; y una latitud S 00° 15’ 00,16”, a una distancia al pozo más cercano PUC – 06 de 630 metros. Tiene una estructura de tipo anticlinal y su clasificación es pozo de avanzada. Se inició la perforación en julio de 1993 alcanzando una profundidad de 9.950 pies. Fue completado el 12 de septiembre de 1993 con bombeo hidráulico. Al 30 de junio del 2011 se encuentra produciendo de la arena Basal Tena, con un caudal de fluido de 139 BFPD, un caudal de petróleo promedio de 116 BPPD, un caudal de agua de 23 BAPD con 16.5% de BSW y 29.8 ˚API. 49 PUCUNA – 10 Su posición geológica está al este del anticlinal Pucuna, a una longitud W 76° 59’ 49,60”; y una latitud S 00° 16’ 17,93”, a una distancia al pozo más cercano PUC – 05 de 610 metros. Tiene una estructura de tipo anticlinal y su clasificación es pozo de avanzada. Se inició la perforación en septiembre de 1993 alcanzando una profundidad de 9.940 pies. Fue completado el 12 de diciembre de 1993 con bombeo hidráulico, obteniéndose resultados positivos de las pruebas iniciales en la arena U con una producción de 1.016 BPPD. Al 30 de junio del 2011 se encuentra produciendo de la arena T, con un caudal de fluido de 226 BFPD, un caudal de petróleo promedio de 216 BPPD, un caudal de agua de 10 BAPD con 4.4% de BSW y 30.6 ˚API. PUCUNA – 11 Su posición geológica está al este del alto Pucuna, con una longitud W 76° 59’ 29,55”; y una latitud S 00° 15’ 44,01”, con una distancia al pozo más cercano PUC – 03 de 555 metros. Tiene una estructura de tipo anticlinal y su clasificación es pozo de desarrollo. Se inició la perforación en enero de 1994 alcanzando una profundidad de 9.950 pies. Fue completado el 24 de febrero de 1994 con bombeo hidráulico. Al 30 de junio del 2011 se encuentra produciendo de la arena Ui, con un caudal de fluido de 193 BFPD, un caudal de petróleo promedio de 186 BPPD, un caudal de agua de 7 BAPD con 3.6% de BSW y 31 ˚API. 50 PUCUNA – 12 Su posición geológica está al centro del alto norte Pucuna, a una longitud W 76° 59’ 52,88”; y una latitud S 00° 15’ 59,48”, a una distancia al pozo más cercano de 550 metros. Tiene una estructura de tipo anticlinal y su clasificación es pozo de desarrollo. Se inició la perforación el 15 de febrero de 1994 alcanzando una profundidad de 9.930 pies. Fue completado el 5 de octubre de 1994 para producir en bombeo hidráulico, obteniéndose resultados positivos de las pruebas iniciales en la arena Hollín con una producción de 1.740 BPPD. Al 30 de junio del 2011 se encuentra produciendo de la arena T, con un caudal de fluido de 386 BFPD, un caudal de petróleo promedio de 382 BPPD, un caudal de agua de 4 BAPD con 1% de BSW y 30.2 ˚API. PUCUNA – 13 Se encuentra ubicado en el extremo norte de la estructura Pucuna representando el pozo estructuralmente más bajo en la misma. Fue completado el 31 de marzo de 1994. Los resultados de las pruebas iniciales de los intervalos abiertos en las areniscas Hollín, T y U no fueron positivos. Al 30 de junio del 2011 se encuentra produciendo de las arenas U y T, con un caudal de fluido de 118 BFPD, un caudal de petróleo promedio de 87 BPPD, un caudal de agua de 31 BAPD con 26.3% de BSW y 30.1 ˚API. 3.3.2 COMPLETACIÓN DE POZOS Los pozos del Campo Pucuna fueron completados con tubería de revestimiento de 7 pulg, tubing de 2 7/8 pulg. y 3 ½ pulg, con excepción del pozo PUC – 01 que tiene un casing de 5 ½ pulg. 51 Los pozos fueron completados para producir con levantamiento artificial por bombeo Hidráulico. En el ANEXO 3.2 se presenta los diagramas de completación de los 13 pozos. 3.3.3 HISTORIAL DE REACONDICIONAMIENTO DE POZOS Los historiales de reacondicionamiento permiten conocer el comportamiento de los pozos de petróleo desde su inicio de explotación, comenzando con la completación de los mismos hasta su tratamiento para restaurar e incrementar la producción a través de diferentes trabajos de reacondicionamiento, entre los cuales se conocen: estimulación, repunzonamientos, fracturamientos, cementación forzada, cambio del sistema de producción, cambio de arenas productoras, entre otros. En el ANEXO 3.3 se presentan las historias de reacondicionamiento de los pozos, donde se indica la fecha en que fueron completados inicialmente, los intervalos de las arenas que fueron abiertos, las pruebas iniciales, las fechas y el número de workover que se han realizado a los pozos hasta la actualidad. Se describen brevemente los procedimientos realizados en cada workover. 3.4 RESERVAS Las reservas se consideran como el volumen de hidrocarburo existente en un yacimiento, que son factibles de recuperar y que sean técnica y económicamente rentables. Económicamente las reservas son activos con que cuentan las empresas o naciones para negociar con terceros, y obtener ganancias del negocio. De allí, la importancia de su estimación con cierto grado de precisión y certidumbre. 3.4.1 CLASIFICACIÓN DE LAS RESERVAS Existen criterios que pueden usarse para clasificar reservas. La más importante es la clasificación de las reservas de acuerdo al grado de certidumbre que se tenga de ellas. De acuerdo con ese criterio, las reservas se clasifican en: 52 3.4.1.1 Reservas probadas Se consideran reservas probadas aquellos volúmenes de hidrocarburos contenidos en yacimientos, los cuales, hayan sido constatados mediante pruebas de producción y que, según la información geológica y de ingeniería de yacimiento disponible, puedan ser producidos comercialmente. 3.4.1.2 Reservas probables Las reservas probables son aquellos volúmenes contenidos en áreas donde la información geológica y de ingeniería indica, desde el punto de vista de su recuperación, un grado menor de certeza comparado con el de las reservas probadas. 3.4.1.3 Reservas posibles Las reservas posibles, son aquellos volúmenes de hidrocarburos contenidos en áreas donde la información geológica y de ingeniería indican, un grado menor de certeza desde el punto de vista de su recuperación, comparado con las reservas probables. 3.4.1.4 Reservas remanentes Son los volúmenes de petróleo recuperables, cuantificadas a cualquier fecha posterior al inicio de la producción comercial, que todavía permanecen en el yacimiento. 3.4.1.5 Petróleo original en sitio (POES) Es el volumen inicial u original del petróleo existente en las acumulaciones naturales, por consiguiente el POES es una cantidad de petróleo que se estima estar contenida en un yacimiento al inicio de su explotación. Se reconoce que todas las cantidades del POES pueden constituir recursos potencialmente recuperables; pero la estimación de la proporción que puede ser recuperable está sujeta a incertidumbres significativas y cambiará con las 53 variaciones en las circunstancias comerciales, desarrollos tecnológicos y disponibilidad de los datos. El petróleo original en sitio se calcula con la siguiente fórmula: ͷͺ ݄ܣሺͳ െ ܵ ݓሻ ܱܲܵܧሺܾ݈ݏሻ ൌ ቆ ቇሺܿܧǤ ͵Ǥͳሻ ݅ܤ Donde: 7.758 = Factor de conversión (Bls/Acre-pie) A = Área (Acres) ho = Espesor neto (Pies) Φ = Porosidad de la roca (%) Sw = Saturación de agua (%) Boi = Factor volumétrico del petróleo (Bls/BF) Fr = Factor de recobro 3.4.1.6 Factor de recobro Es la relación expresada en porcentaje que existe entre el hidrocarburo que puede ser recuperado de un yacimiento y el hidrocarburo original existente en el mismo yacimiento. 3.5 ANÁLISIS DE LAS RESERVAS DE PETRÓLEO DEL CAMPO PUCUNA Para el análisis de las reservas se toma como referencia el “Estudio integrado del Campo Pucuna” realizado por el Centro de Especialidades Técnicas (CET) para la empresa Suelopetrol, Empresa que operó el Campo desde el año 2008 hasta febrero del 2011, cuyos resultados son comparados con los datos oficiales de la Dirección Nacional de Hidrocarburos (DNH). Datos con los cuales actualmente trabajan las distintas dependencias involucradas en la producción de petróleo de este Campo y el presente proyecto de titulación. 54 Se hace referencia al estudio realizado por CET debido a que no se encontró mayor información de cálculo de reservas para este Campo. 3.5.1 CÁLCULO DE RESERVAS REALIZADO POR CET (CENTRO DE ESPECIALIDADES TÉCNICAS) PARA SUELOPETROL Para este cálculo de reservas tomaron en consideración las siguientes etapas: 3.5.1.1 Descripción de los yacimientos y elaboración de mapas Realizaron mapas isópacos de arena neta petrolífera para este Campo. Para su realización utilizaron el programa de mapeo Canvas. En cada mapa se muestran las fallas invertidas definidas por la interpretación sísmica, la simbología de producción correspondiente a cada pozo, el espesor de arena neta y arena neta petrolíferas de cada intervalo y el respectivo contacto agua petróleo original, permitiendo así delimitar cada uno de los yacimientos. Los intervalos mapeados son: · Arena Basal Tena El mapa de arena neta petrolífera para este intervalo, muestra dos áreas claramente definidas, paleodepresiones donde el espesor de sección de este intervalo varía entre 15 y 22 pies. El pozo Pucuna 5 en una prueba de 12 horas en mayo de 1988, arrojó 265 barriles de petróleo de 22 oAPI y 9 %BSW en la acumulación de la parte sur del Campo. En el ANEXO 3.4 para la arena Basal Tena, se muestra el mapa de arena neta petrolífera, en este se puede observar la extensión probable del yacimiento en donde se ubica el pozo Pucuna 9, así como un área probable hacia el sur, que coincide con la posición estructural más alta para esta arena. El espesor máximo de arena neta petrolífera, lo encontramos en el pozo Pucuna 5, en el cual como se mencionó anteriormente, se probó la presencia de hidrocarburos. En el pozo Pucuna 2 se encuentran arenas duras y sin porosidad, lo que constituye una barrera de permeabilidad. 55 En ninguno de los pozos se ha descrito un contacto agua petróleo original, o saturación de agua en alguna de las arenas que constituyen a Basal Tena. · Arenisca U Superior Tres pozos fueron abiertos en estas arenas el Pucuna 10, 9 y el 5 cuyas arenas fueron probadas en conjunto con las del intervalo U inferior. El Pucuna 10 ha acumulado en estas delgadas arenas 437.000 barriles de petróleo, con un bajo contenido de agua. El pozo Pucuna 9, apenas acumuló en esta arena 911 barriles, pero abierta en conjunto con T, ambas acumularon 68.000 barriles de petróleo; en este pozo las arenas muestran un 12% de porosidad con un Vsh de 34%, lo que la hace probablemente de baja permeabilidad. En el ANEXO 3.4 para la arena U superior, se muestra el mapa de arena neta petrolífera para este intervalo en el cual se muestran los pozos que poseen arenas prospectivas. El contacto agua petróleo original, aproximadamente se establece entre -8280-8295 pies, no siendo paralelo a la estructura en toda el área, esto debido a la discontinuidad de las arenas y a la posible baja permeabilidad de estas, lo que hace que por capilaridad, el agua pueda alcanzar niveles más altos dentro de la estructura, tal como es el caso del Pucuna 11, donde el tope de este intervalo se establece a -8275 pies, y sin embargo el mismo a este nivel está saturado con agua. El espesor de arena neta petrolífera en este intervalo varía entre 2 pies en el Pucuna 4 y 8 pies en el Pucuna 10. · Arenisca U Inferior ( lente superior) En el ANEXO 3.4 se muestra el mapa de arena neta petrolífera para este intervalo, el pozo Pucuna 6 fue productor en este intervalo en conjunto con la arena superior de U inferior base. Ambas arenas fueron completadas con la arena T y acumuló más de 120 mil barriles de petróleo. En el pozo Pucuna 5 esta arena fue probada en conjunto con la arena de U inferior base dando 209 barriles de petróleo sin agua, al ser arenas arcillosas estas pueden ser de baja permeabilidad y probablemente de bajo aporte. Este intervalo siempre ha sido probado o puesto a producción en conjunto con el intervalo inferior, probablemente la mayor parte del hidrocarburo producido venga del intervalo inferior, por presentar este 56 mejores desarrollo de arena mejores porosidades y probablemente mejor permeabilidades. · Arenisca U Inferior (lente basal) En el ANEXO 3.4 se muestra el mapa de arena neta petrolífera para este intervalo, solo dos pozos (Pucuna 7 y 11 con 29 y 22 pies de arena neta petrolífera respectivamente) en las facies de canal han sido productores; ambos han acumulado casi tres millones de barriles de petróleo, el pozo Pucuna 3 con 27 pies de arena neta petrolífera probó 1.478 barriles de petróleo y 0.7%BSW, en cambio el Pucuna 1 con 10 pies de arena neta petrolífera solo recuperó 10 barriles de petróleo. En este intervalo el pozo Pucuna 6 ha acumulado más de 100 mil barriles, mientras que en facies similares el pozo Pucuna 5 también fue probado en conjunto con los otros intervalos descritos para U, ha dado 209 barriles de petróleo en mayo de 1989. El pozo Pucuna 8 no se considera prospectivo en este intervalo ya que sólo tiene 2 pies de arena neta petrolífera. El contacto agua petróleo original para este intervalo se ubica a -8358 pies. Este canal se extiende hacia el este en el corredor entre fallas siguiendo la tendencia general del mismo, en esta zona se consideran la posibles reservas contenidas en ella, como reservas probables en razón de encontrase adyacente a un área probada. · Arenisca T Superior En el ANEXO 3.4 para esta arena se muestra la distribución de las arenas almacenadoras de hidrocarburos en la arenisca T superior, este intervalo viene controlado por la calidad y continuidad de las arenas. Se observa una clara diferenciación entre las áreas productoras y las zonas donde petrofísicamente los pozos muestran presencia de hidrocarburos. Los pozos Pucuna 5, 2, 3 y 11 muestran de 2 a 5 pies de arena neta petrolífera, ninguno de ellos ha sido probado en este intervalo y en el pozo Pucuna 8 el cual muestra 8 pies interpretados de arena neta petrolífera. Los pozos Pucuna 7, 1, 2, y 6 no muestran porosidad en las arenas de este intervalo. El Contacto agua -petróleo original para este intervalo se ubico a -8525 pies. 57 · Arenisca T Inferior (lente superior) En el ANEXO 3.4 para esta arena se muestra la prospectividad en el lente superior de la arenisca T inferior, definiéndose 5 yacimientos hacia la parte sur del Campo, 3 de ellos probados, 1 probado no desarrollado y 1 probable, en éste caso ninguno de los yacimientos definidos muestra un contacto agua/petróleo. Los pozos Pucuna 1, 2 y 9, estos dos últimos no muestran desarrollo de porosidad por los que se consideran no prospectivos en este intervalo. El pozo Pucuna 1 muestra 6 pies de arena neta petrolífera. En los pozos Pucuna 3 y 11, muestra hasta 16 pies de arena neta petrolífera, en esta parte del área el potencial de acumulación se considera como reservas probables. · Arenisca T Inferior (lente medio) En el intervalo medio de la Arenisca T inferior como se puede ver en el ANEXO 3.4 para esta arena, a diferencia de la zona basal, se observan grandes desarrollos de arenas prospectivas probadas, sólo 4 de los pozos del área (Pucuna 4, 7, 11 y 13) no presentan prospectividad. En este intervalo se definen 9 yacimientos, de ellos, 4 son considerados probados, 3 probables y 2 posibles. El yacimiento probado más al norte presenta un contacto agua/petróleo original a 8588 pies, es por ello que es necesario identificar con los datos de producción actual el nuevo contacto, ya que este pozo ha producido de ésta arena. · Arenisca T Inferior (lente Inferior) En el mapa del lente basal de la arenisca T inferior se puede ver que, sólo el pozo Pucuna 5 es prospectivo, aunque, con 2 pies de arena neta petrolífera, en el resto del área, los pozos presentan altas saturaciones de agua. · Formación Hollín Superior Respecto a intervalo superior de la Formación Hollín en el área de Pucuna tenemos que la zona prospectiva se restringe a la zona noreste del Campo, hacia la zona suroeste, las arenas superan más del 55% del contenido de arcillas e impermeables, por lo que no hay prospectividad en esta área como se muestra en 58 el ANEXO 3.4 para esta arena. En este intervalo, solo el pozo Pucuna 2 fue abierto en conjunto con Hollín Inferior con un acumulado de más de 69.000 barriles de petróleo con apenas 2.973 barriles de agua, en general, Hollín Superior está restringido a unos 700 acres en la porción norte del anticlinal del campo. Los pozos Pucuna 4, 6 y 11, muestran entre 4 y 13 pies de arena saturada con petróleo, el contacto agua petróleo original se estableció a -8.720 pies. · Formación Hollín Inferior En el ANEXO 3.4 para esta arena, se muestra el mapa de arena neta petrolífera para el intervalo inferior de la Formación Hollín, se observa un contacto aguapetróleo original a -8777 pies. A nivel del Pucuna 4 este contacto deja de ser paralelo a la estructura para atravesarla y dejar este pozo en la zona con 100% de saturación de agua, este comportamiento puede ser debido a más bajas permeabilidades en la zona. El espesor de arena neta saturada por hidrocarburos varía desde 0 pies en el contacto agua petróleo hasta 30 pies en el pozo Pucuna 2 ubicado en la parte más alta de la estructura. El espesor total del Miembro Hollín Inferior al menos medido en el Pucuna 1 es de 324 pies; 30 pies saturados por hidrocarburos representa tan solo el 10% del espesor total de la sección, y esto va a depender en que parte de la estructura se ubique el pozo. Todos los pozos existentes actualmente en la estructura de Pucuna y los que en el futuro se perforen, van a encontrarse en la zona de transición agua petróleo. En el ANEXO 3.4 se presentan los mapas isópacos correspondientes a cada uno de los intervalos anteriormente mencionados. 3.5.1.2 Parámetros petrofísicos y de fluidos Los parámetros petrofísicos de las arenas del Campo Pucuna se determinaron para cada uno de los pozos del Campo, utilizando los registros originales y considerando información de producción de los pozos. Para el cálculo de las reservas mediante el método volumétrico, se utilizaron estos parámetros promediados para cada una de las arenas. 59 La porosidad promedio y espesor de cada arena se determinaron sumando la de cada pozo y dividiendo por el número de datos, es decir un promedio aritmético. El espesor H se refiere al espesor neto de arena petrolífera. El factor volumétrico del petróleo (Bo) se determinó con los PVT y de las correlación de Standing y Vásquez and Beggs. El área total de cada arena proviene de los mapas isópacos descritos anteriormente. Tabla 3.5 – Parámetros petrofísicos según estudio de CET. POROSIDAD YACIMIENTO Ho (pies) Basal Tena 6,15 U Sup. 4,86 U Inf. 12,7 T Sup. 7,21 T Inf. 17,57 Hollín 23,83 ( fracción) 0,18 0,16 0,15 0,12 0,13 0,15 So(fracción) Bo(By/Bn) 0,75 1,042 0,76 1,229 0,72 1,229 0,79 1,318 0,81 1,318 0,91 1,078 Área (acres) 1.527 1.062 1.897 1.602 2.898 1.919 Fuente: Estudio realizado por CET para Suelopetrol. Elaborado: Cristina Agila, Claudia Espinosa. 3.5.1.3 Factor de recobro Para estimar los factores de recobro de las arenas del Campo Pucuna tomaron en cuenta los mecanismos de producción de cada una de ellas. La arena Basal Tena, de acuerdo a la información que obtuvieron (Yacimiento bajo saturado), su mecanismo de producción es por expansión de rocas y fluido, por lo tanto calcularon el petróleo que se produciría desde la presión inicial hasta la presión de burbujeo y desde esta última presión hasta una de abandono, que normalmente se toma como el 90 por ciento de la presión de burbujeo, y tomando en cuenta la energía aportada por el empuje del gas en solución. Este mismo concepto se aplicó para las arenas U Inferior, U Superior y T Superior. En la arena T Inferior, con la información petrofísica que tienen y con el comportamiento de las pocas presiones tomadas se infiere la presencia de un acuífero no muy fuerte, por consiguiente calcularon el factor de recobro considerando las etapas de expansión de rocas y fluidos, empuje por gas en 60 solución y el aporte del acuífero. En la arena Hollín con la información petrofísica, presiones de Campo y el comportamiento de producción, calcularon el factor de recobro utilizando las ecuaciones para yacimientos que producen por empuje de agua. La tabla 3.6 muestra los factores de recobros de cada arena. Tabla 3.6 – Factores de recobro estimados por CET. YACIMIENTO BT U SUP. U INF. T SUP. T INF. HOLLÍN FR (%) 12 25 26 26 40 34 Fuente: Estudio realizado por CET para Suelopetrol. Elaborado: Cristina Agila, Claudia Espinosa. 3.5.1.4 Reservas Estimadas por CET Con los parámetros básicos y petrofísicos se calculó el petróleo original en sitio (POES) para cada una de las arenas del campo en las áreas probadas, probables y posibles utilizando la ecuación para un yacimiento volumétrico. Tabla 3.7 – Reservas estimadas por CET para Suelopetrol. RESERVAS ORIGINALES RESERVAS REMANENTE (BLS) YACIMIENTO POES FR (%) PROBADAS (BLS) PROD. ACUM.(BLS) BT 3.132.715 12 375.926 19.569 356.357 U SUP. 3.470.142 25 867.536 425.749 441.787 U INF. 17.277.317 26 4.492.102 3.455.299 1.036.803 T SUP. 4.453.694 26 1.157.960 460.056 697.904 T INF. 23.879.255 40 9.551.702 7.470.548 2.081.154 HOLLÍN 29.965.052 34 10.188.118 6.897.698 3.290.420 TOTAL 82.178.175 26.633.344 18.728.919 7.904.425 Fuente: Estudio realizado por CET para Suelopetrol. Elaborado: Cristina Agila, Claudia Espinosa. 61 Figura 3.11 – Porcentajes de POES según estudio CET. POES BT U SUP. 4% 4% HOLLÍN 37% U INF. 21% T INF. 29% T SUP. 5% Fuente: Estudio realizado por CET para Suelopetrol. Elaborado: Cristina Agila, Claudia Espinosa. 3.5.2 RESERVAS OFICIALES APROBADAS POR LA DNH En la tabla 3.8 se presentan los datos de reservas aprobados por la Dirección Nacional de Hidrocarburos (DNH) al año 2010, los cuales constan como datos oficiales de reservas de petróleo para el Campo Pucuna. Tabla 3.8 – Reservas oficiales aprobadas por la DNH. Año 2010. RESERVAS ORIGINALES PROBADAS PROBABLES POSIBLES (BLS) (BLS) (BLS) YACIMIENTO POES FR(%) BT 3.133.999 12 376.080 H 60.442.713 16,9 10.187.710 7.354.254 T 60.413.472 17,9 10.843.600 U 34.709.533 15,3 TOTAL 158.699.717 RESERVAS TOTALES PROD. REMANENTE (BLS) ACUM.(BLS) (BLS) API 376.080 282.100 93.980 28,5 3.008.558 20.550.522 7.176.920 3.010.790 22,5 4.954.145 7.735.213 23.432.958 8.948.450 1.895.150 19,2 5.303.113 2.525.987 1.040.663 8.869.763 4.242.010 1.061.103 24,3 26.710.503 14.834.386 11.784.434 53.229.323 20.649.480 6.061.023 21 Fuente: Datos de reservas. DNH. Elaborado: Cristina Agila, Claudia Espinosa. 62 Figura 3.12 – Porcentajes de POES oficiales aprobados por la DNH. POES U 22% BT 2% HOLLÍN 38% T 38% Fuente: Datos de reservas. DNH. Elaborado: Cristina Agila, Claudia Espinosa. Se hace énfasis en el estudio realizado por CET para el análisis de reservas del Campo Pucuna debido a que no se encontró los parámetros de POES y factor de recobro en que se basa el cálculo de reservas oficiales de la DNH. La diferencia radica que en el estudio realizado por CET tenemos un menor valor de POES con un mayor porcentaje de recobro, datos analizados anteriormente, mientras que en las reservas oficiales de la DNH se observa un valor mayor de POES y un menor porcentaje de factor de recobro. 63 CAPÍTULO IV ANÁLISIS NODAL 4.1 SISTEMA DE PRODUCCIÓN DEL CAMPO Cuando la presión natural de empuje del reservorio cae a un punto en que no puede producirse por sí solo se requiere el uso de una fuente externa de energía. La utilización de esta fuente externa de energía en el pozo se emplea con el fin de levantar los fluidos desde el fondo del pozo hasta la superficie, este procedimiento se conoce como levantamiento artificial. El Campo Pucuna posee un único método de levantamiento artificial que es mediante Bombeo Hidráulico Tipo Jet. 4.2 BOMBEO HIDRÁULICO TIPO JET El Bombeo Hidráulico tipo jet es un sistema en el cual la unidad de bombeo está formada por un motor a combustión o motor eléctrico, el mismo que se encuentra acoplado a una bomba de desplazamiento positivo o centrífuga multietapa; esta bomba transmite su potencia mediante el uso de un fluido, que es inyectado a través de la tubería. Este fluido es conocido como fluido de potencia o fluido motriz. El fluido motriz es bombeado desde una central de bombas a los diferentes pozos, mediante líneas de distribución de alta presión. En cada pozo el fluido motriz que en este caso es petróleo, circula hacia abajo del pozo a través de la tubería de producción para que trabaje la bomba hidráulica tipo jet; para posteriormente retornar el fluido inyectado, mas el fluido producido por el espacio anular. Esta producción es conducida a una estación de producción donde se le dará el tratamiento para separar el agua, el gas y el petróleo. Con este sistema podemos levantar altos o bajos volúmenes de fluido y a diferentes profundidades. 64 En este sistema la energía se transmite a través de un fluido a presión, basándose en la Ley de Pascal, la misma que explica “Si se ejerce una presión sobre una superficie de un fluido contenido en un recipiente, esta presión se transmitirá a todos los puntos del mismo con la misma intensidad”. 4.2.1 COMPONENTES PARA EL FUNCIONAMIENTO DEL SISTEMA HIDRÁULICO TIPO JET A continuación se describen los componentes en superficie y en subsuelo de un sistema típico de Bombeo Hidráulico Tipo Jet. 4.2.1.1 Componentes en superficie • Tanque de Almacenamiento, el mismo que se encarga de alimentar a la bomba reciprocante y recibir la producción del pozo. • Motor, este puede ser eléctrico o a combustión el mismo que se encarga de transmitir movimiento a la bomba. • Bomba reciprocante, son unidades hidráulicas de alta presión, estas unidades son bombas de accionamiento positivo y pueden ser verticales u horizontales. Estas bombas deben tener un pie de succión positivo, por lo que se deben instalar bombas centrífugas conocidas como bomba Booster, las mismas que alimentan en forma permanente a las bombas de alta presión. • Cabezal del pozo, este debe estar instalado con una válvula máster y dos válvulas laterales por lo menos para poder direccionar el flujo. Además se debe instalar de modo que se pueda realizar cambio de dirección de flujo inverso para reversar hidráulicamente las bombas. • Separador, el fluido inyectado y producido ingresan al separador el mismo que inicia el proceso de limpieza del petróleo, pues en estos recipientes es en donde se separan las tres fases que traen consigo el fluido, esto es: gas, petróleo, agua. 65 4.2.1.2 Componentes en subsuelo • Completación de fondo, para ello se debe aislar primero la zona de interés con una empacadura y un nogo para alojar un standing valve y una camisa donde se aloja la bomba, o a su vez dependiendo de las facilidades se instala una cavidad. • Tubería de producción (Tubing), la cual va desde el cabezal de superficie hasta la completación de fondo. En la figura 4.1 podemos observar el esquema típico de Bombeo hidráulico tipo jet. Figura 4.1 - Esquema típico de Bombeo Hidráulico Tipo Jet Fuente:Internet.www.es.scribd.com/BOMBEO-HIDRÁULICO-TIPO-JET Las principales ventajas del Bombeo Hidráulico Tipo Jet son: 66 · Flexibilidad en la tasa de operación. · Con la bomba jet se puede realizar el cálculo de la ܲ ݂ݓa condiciones fluyentes. · Las bombas pueden ser circuladas o recuperadas hidráulicamente. · Las bombas jet ofrecen la ventaja de no tener partes móviles lo que significa alta duración y menor tiempo en tareas de mantenimiento. · Maneja fluidos contaminados con CO2, H2S, gas y arena, los que pueden ser producidos sin el deterioro que se da en las bombas de desplazamiento positivo. · Este tipo de bombas pueden ser usadas a cualquier profundidad. · La optimización de la bomba se realiza fácilmente con el cambio de la boquilla y garganta. · Bombea todo tipo de crudos, inclusive crudos pesados. · Puede ser instalada en pozos desviados. La operación de las bombas jet posee las siguientes limitantes: · Trabajan con una baja eficiencia en el rango del 20% al 30%. · Necesitan presiones de succión relativamente altas para evitar cavitación en la bomba. 4.2.2 PRINCIPIO DE OPERACIÓN Las bombas jet trabajan bajo el principio de Venturi, donde le fluido motriz a alta presión entra en la boquilla de la bomba, la presión se reduce debido a la alta velocidad del fluido motriz, esta reducción de la presión hace que el fluido producido se introduzca en la garganta y se mezcle con el fluido motriz. En el difusor, la energía en forma de alta velocidad es convertida en alta presión, suficiente para bombear la tasa de fluido motriz y levantar el fluido producido a superficie. Los componentes de una bomba tipo jet son: 67 · Boquilla (Nozzle) · Garganta (Throat) · Difusor (Difuser) Figura 4.2 - Componentes de una bomba jet. Fuente: Internet, www.oilproduction.net/curvas_jetpump 4.2.3 UNIDAD DE BOMBEO HIDRÁULICO TIPO JET La bomba jet es el componente principal de la completación de fondo, estas bombas básicamente son de circulación estándar y circulación inversa. En una bomba con circulación estándar el fluido motriz es inyectado por la tubería de producción y se produce por el espacio anular tubing- casing, mientras que en una circulación inversa la inyección se da por el espacio anular y la producción se realiza por el tubing. En la Figura 4.3 podemos observar la circulación estándar y circulación inversa de una bomba jet. 68 Figura 4.3 – Circulación estándar y circulación inversa de una bomba jet. Fuente: Internet. www.oilwellhydraulics.com 4.2.4 CLASES DE BOMBAS HIDRÁULICAS TIPO JET Para denominar una bomba jet se ha establecido la siguiente codificación: el nozzle o boquilla con numeración y la garganta o tubo de mezcla con letras del abecedario, la combinación de estos códigos, se lo conoce como geometrías. Las geometrías que presentan los fabricantes son muy similares, variando simplemente la forma en que los fluidos son circulados dentro y fuera de la sección de trabajo. Existen geometrías de bombas jet presentadas por las siguientes marcas: 69 · KOBE · NATIONAL OIL MASTER · GUIBERSON · CLAW · PARKER Co · OILWELL HYDRAULICS INC. La Tabla 4.1 contiene los tamaños de boquilla y gargantas de cada uno de los fabricantes mencionados. Es importante mencionar que los tamaños de boquillas y gargantas que presenta Oilwell Hydraulics Inc. son los mismos de Kobe, y los presentados por Packer Co son similares a los tamaños de Guiberson con las únicas diferencias descritas a continuación: Boquilla J para Parker Co es igual a 0.126 pulg2 y las designaciones de las boquillas Guiberson BB, B y C cambian para Parker a BBA, BB y CC respectivamente. 4.3 ANÁLISIS NODAL 4.3.1 FUNDAMENTOS El análisis nodal de un sistema de producción, realizado en forma sistemática, permite determinar el comportamiento actual y futuro de un pozo productor de hidrocarburos, y consiste en dividir este sistema de producción en nodos de solución para calcular caídas de presión, así como gasto de los fluidos producidos, y de esta manera, poder determinar las curvas de comportamiento de afluencia y el potencial de producción de un yacimiento. Como resultado de este análisis se obtiene generalmente un incremento en la producción y el mejoramiento de la eficiencia de flujo. El procedimiento del análisis nodal ha sido reconocido en la industria petrolera como un medio adecuado para el diseño y evaluación, tanto en pozos fluyentes ID 0,0553 0,0628 0,0714 0,0814 0,0924 0,1046 0,1189 0,1354 0,1539 0,1748 0,1987 0,2257 0,2566 0,2916 0,3315 0,3766 0,4280 0,4864 0,5528 0,6283 AREA 0,0024 0,0031 0,0040 0,0052 0,0067 0,0086 0,0111 0,0144 0,0186 0,0240 0,0310 0,0400 0,0517 0,0668 0,0863 0,1114 0,1439 0,1858 0,2400 0,3100 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 ID 0,9929 1,1284 1,2824 1,4574 1,6562 0,7743 1,0000 1,2916 1,6681 2,1544 22 23 24 0,8737 0,7688 0,6765 0,5953 0,5237 0,4608 0,3977 0,3568 0,3139 0,2762 0,2431 0,2138 0,1881 0,1655 0,1458 0,1282 0,1128 0,0990 0,0874 21 0,5995 0,4642 0,3594 0,2783 0,2154 0,1668 0,1242 0,1000 0,0774 0,0599 0,0464 0,0359 0,0278 0,0215 0,0167 0,0129 0,0100 0,0077 0,0060 AREA THROAT 20 19 18 17 16 15 14 13 12 11 10 9 8 7 6 5 4 3 2 1 N°. KOBE N°. NOZZLE 20 19 18 17 16 15 14 13 12 11 10 9 8 7 6 5 4 3 2 1 N°. 0,31 0,24 0,1858 0,1439 0,1114 0,0863 0,0642 0,0498 0,0387 0,0307 0,0229 0,0181 0,0136 0,0095 0,0086 0,0067 0,0052 0,004 0,0031 0,0024 AREA ID 0,6283 0,5528 0,4864 0,4280 0,3766 0,3315 0,2859 0,2518 0,2220 0,1977 0,1708 0,1518 0,1316 0,1100 0,1046 0,0924 0,0814 0,0714 0,0628 V U T S R Q P O N M L K J I H G F E D C B A N°. OILWELL 0,0553 NOZZLE 1.291 1.000 0,7743 0,5995 0,4642 0,3594 0,2783 0,2107 0,1668 0,1242 0,0989 0,0764 0,0593 0,0456 0,0353 0,0272 0,0215 0,0167 0,0129 0,0100 0,0077 0,0060 AREA ID N°. P N M L K J I H G F E D C+ C B+ B A+ A BB CC DD 0,3848 0,3117 0,2463 0,1960 0,1560 0,1257 0,0855 0,0661 0,0452 0,0314 0,0241 0,0177 0,0149 0,0123 0,0109 0,0095 0,0075 0,0055 0,0038 0,0028 0,0016 AREA ID 0,7000 0,6300 0,5600 0,4996 0,4457 0,4001 0,3299 0,2901 0,2399 0,1999 0,1752 0,1501 0,1377 0,1251 0,1178 0,1100 0,0977 0,0837 0,0696 0,0597 20 19 18 17 16 15 14 13 12 11 10 9 8 7 6 5 4 3 2 1 0 "00 "000 N°. GUIBERSON 0,0451 NOZZLE Fuente: SERTECPET. 40,5432 35,6824 0,9929 0,8737 0,7688 0,6765 0,5953 0,5179 0,4608 0,3977 0,3549 0,3119 0,2748 0,2410 0,2120 0,1861 0,1655 0,1458 0,1282 0,1128 0,0990 0,0874 THROAT 0,6518 0,5424 0,4513 0,3750 0,3127 0,2606 0,2165 0,1772 0,1452 0,1125 0,0962 0,0804 0,0661 0,0531 0,0452 0,0380 0,0314 0,0241 0,0189 0,0143 0,0104 0,0071 0,0044 AREA THROAT Tabla 4.1 - Tamaños de geometrías de bomba jet. ID 0,7580 0,6910 0,6310 0,5760 0,5250 0,4750 0,4300 0,3785 0,3500 0,3200 0,2901 0,2600 0,2399 0,2200 0,1999 0,1752 0,1551 0,1349 0,1151 0,0951 0,0748 21 20 19 18 17 16 15 14 13 12 11 10 9 8 7 6 5 4 3 2 1 N°. 0,385 0,3119 0,2464 0,1950 0,1552 0,1251 0,0851 0,0658 0,0450 0,0311 0,0239 0,0175 0,0148 0,0122 0,0108 0,0094 0,0074 0,0054 0,0038 0,003 0,0018 AREA ID 0,7001 0,6302 0,5601 0,4983 0,4446 0,3991 0,3291 0,2894 0,2393 0,1989 0,1743 0,1494 0,1370 0,1245 0,1172 0,1094 0,0972 0,0833 0,0696 0,0618 W/20 V/19 U/18 T/17 S/16 R/15 Q/14 P/13 O/12 N/11 M/10 L/9 K/8 J/7 I/6 H/5 G/4 F/3 E/2 D/1 C/0 B A N°. CLAW 0,0479 NOZZLE 0,652 0,5426 0,4515 0,3760 0,3127 0,2593 0,2154 0,1763 0,1445 0,1119 0,0957 0,0796 0,0654 0,0526 0,0447 0,0376 0,0311 0,0239 0,0187 0,0142 0,0104 0,0072 0,0046 AREA THROAT ID 0,9111 0,8312 0,7582 0,6919 0,6310 0,5746 0,5237 0,4738 0,4289 0,3775 0,3491 0,3183 0,2887 0,2587 0,2387 0,2189 0,1989 0,1743 0,1543 0,1343 0,1151 0,0957 0,0765 70 71 como en pozos que cuentan con un sistema artificial de producción, debido a las necesidades mayores de energéticos, y a los incentivos derivados del precio de los hidrocarburos. En el análisis nodal se evalúa un sistema de producción dividiéndole en tres componentes básicos: 1. Flujo a través de un medio poroso (Yacimiento), considerando el daño ocasionado por lodos de perforación, cemento, etc. 2. Flujo a través de la tubería vertical (Línea de producción), considerando cualquier posible restricción como empacamientos, válvulas de seguridad, estranguladores de fondo, etc. 3. Flujo a través de la tubería horizontal (Línea de descarga), considerando el manejo de estranguladores en superficie. Para predecir el comportamiento del sistema, se calcula la caída de presión en cada componente. Este procedimiento comprende la asignación de nodos en varias de las posiciones claves dentro del sistema como se muestra en la Figura 4.4. Entonces, variando los gastos y empleando el método y correlación de flujo multifásico que se considere adecuado dependiendo de las características de los fluidos, se calcula la caída de presión entre dos nodos. Figura 4.4 - Esquema de caídas de presión evaluadas en un análisis nodal. Fuente: Optimización de la producción mediante análisis nodal. Msc. Ricardo Maggiolo. Modificado por: Cristina Agila, Claudia Espinosa. 72 Después de seleccionar un nodo de solución, las caídas de presión son adicionadas o sustraídas al punto de presión inicial o nodo de partida, el cual generalmente es la presión estática del yacimiento, hasta que se alcanza la convergencia en las iteraciones de cálculo para obtener el valor del nodo de solución. Para utilizar el concepto nodal, al menos se deberá conocer la presión en el punto de partida. En un sistema de producción se conocen siempre dos presiones, las cuales se consideran constantes para fines de cálculo, siendo éstas la presión estática del yacimiento (Pws) y la presión de separación en la superficie (Psep ). Los resultados del análisis del sistema no solamente permitirán la definición de la capacidad de producción de un pozo para una determinada serie de condiciones, sino que también muestran los cambios en cualquiera de los parámetros que afectan su comportamiento. Por lo tanto, el resultado neto es la identificación de los parámetros que controlan el flujo en el sistema de producción. Las curvas de comportamiento de afluencia obtenidas, son función de los siguientes puntos clave del sistema: a) Características del yacimiento. b) Características de la tubería de producción y línea de descarga. c) Presión en el nodo inicial y final del sistema. d) Porcentaje de agua producido e) Relación gas-líquido f) Longitud de las tuberías. g) Temperatura h) Características de los fluidos a manejar i) Topografía del terreno en el caso de la línea de descarga. j) Grado de desviación del pozo. La selección del nodo o nodos iniciales depende grandemente del componente del sistema que se desea evaluar, pero su posición deberá ser tal que muestre, de la mejor manera posible, la respuesta del sistema a una serie de condiciones, 73 para que como resultado final se tenga una evaluación total del problema, dando así una solución confiable. Un punto importante es que, además de las razones técnicas, se tendrá que aportar también una justificación económica, validando con ello de manera completa la solución encontrada. 4.3.2 CURVAS DE COMPORTAMIENTO DE AFLUENCIA (IPR) Un apropiado diseño de cualquier sistema de levantamiento artificial requiere un conocimiento exacto de los caudales que pueden ser producidos del reservorio a través de un pozo dado. La descripción apropiada de la conducta del pozo requiere que las relaciones entre las presiones de fondo con sus respectivas tasas de producción sean determinadas, para esto se utiliza la curva denominada IPR (Inflow Performance Relationship). Figura 4.5 - Representación esquemática de las curvas de comportamiento de presiónproducción. Fuente: Optimización de la producción mediante análisis nodal. Msc. Ricardo Maggiolo. 74 4.3.3 ÍNDICE DE PRODUCTIVIDAD (IP) La más simple aproximación para describir el comportamiento de afluencia de pozos de petróleo es el uso del índice de productividad (IP), matemáticamente se define como: ݍൌ ܲܫ൫ܴܲ െ ܲ ݂ݓ൯ሺܿܧǤ ͳͶǤ ሻ Donde: q = Caudal, bpd IP = Índice de productividad, bpd/psi ܴܲ = Presión estática del reservorio, psi ݂ܲݓ = Presión de fondo fluyente psi 4.3.4 DESCRIPCIÓN DEL SOFTWARE CLAW PUMP UTILIZADO PARA EL ANÁLISIS NODAL La empresa SERTECPET ofrece el Software Claw Pump para bombeo hidráulico tipo jet, que nos permite modelar el comportamiento de un pozo mediante la generación del IPR del pozo, la selección de la bomba jet y análisis nodal, este análisis es imprescindible para realizar una correcta selección de la bomba y de las tuberías a utilizarse para la completación. El Software Claw Pump nos permite: 1. Seleccionar la geometría óptima de garganta y nozzle que se ajusten a las condiciones del pozo. 2. Emitir el reporte de la curva del IPR (Inflow performance relation) tabulando las presiones fluyentes con los caudales del pozo. 75 3. Observar y hacer pruebas con diferentes configuraciones garganta – nozzle y determinar la cantidad de fluido requerido para trabajar eficientemente, además de la potencia que requiere y de la tasa de cavitación para evitar que la garganta sufra daños mientras está trabajando. 4. Emitir un reporte claro y preciso indicando la configuración garganta – nozzle que se utilizará de acuerdo a los requerimientos del pozo. Los datos que el software necesita sean ingresados son: a. Tamaño del casing y tubing. b. Intervalo de las perforaciones. c. Profundidad de colocación de la bomba. d. Presión de entrada a la bomba. e. Presión estática de fondo del reservorio. f. Temperatura de fondo de pozo. g. Tasa de producción deseada. h. Relación gas-petróleo. i. Corte de agua. j. API del petróleo o gravedad específica. k. Presión de burbuja. 4.3.4.1 APLICACIÓN DEL SOFTWARE CLAW PUMP EN EL ANÁLISIS NODAL DEL CAMPO PUCUNA Los datos ingresados en el software fueron obtenidos de las últimas pruebas de build up, diagramas de completación actuales, correlaciones entre pozos y datos proporcionados en el Campo. En la tabla 4.2 se presentan los datos utilizados para el análisis de los pozos en el Campo Pucuna. PUC- 01 Solipet JET 8A* T 88 24 64 3950 1506 2,875 2,441 5,5 4,892 9700 72,7 31 200 1657,11 500 1400 19 9650 8541 120 220 PUC- 02 Solipet JET 8A HS +HI 248 224 24 3700 1506 3,5 2,992 7 6,276 9797 9,7 31,6 189,3 2456,88 1103 330 50 9797 9123 120 220 PUC- 03 Solipet JET 9A UI + T 408 402 6 3825 1800 3,5 2,992 7 6,276 9588 1,5 31,5 421,9 1427,25 526,07 1200 86 9588 9081 120 220 PUC- 05 Solipet JET 8A HS 1068 214 854 3500 1184 3,5 2,992 7 6,276 9672 80 24,8 27,6 2409,47 1703 170 96 9672 8189 120 220 PUC- 06 Solipet JET 8A U 96 94 2 3850 1480 2,875 2,441 7 6,276 9403 2,1 29,8 76,6 1151,53 479 1000 65 9403 8574 120 220 PUC- 07 Solipet JET 8A UI 268 267 1 3550 1480 3,5 2,992 7 6,276 9220 0,4 30,9 122,1 1082,29 543 1000 160 9220 8889 120 220 PUC- 08 Solipet JET 8A TS 98 95 3 3600 1420 2,875 2,441 7 6,276 9450 3,1 32,4 400 1582,13 1137,53 1400 200 9450 9068 120 220 PUC- 09 Sertecpet JET 9H BT 139 116 23 3700 1530 2,875 2,441 7 6,276 8623 16,5 29,8 53,4 885,4 257,1 600 100 8623 8375 120 220 Fuente: Departamento de Yacimientos.EP- PETROECUADOR. Elaborado por: Cristina Agila, Claudia Espinosa. * Geometría 9H y 9I de la empresa Sertecpet equivalente a la geometría 8A de la empresa Solipet. Pozo Marca de la bomba Tipo de bomba (actual) Arena BFPD BPPD BAPD Presión de inyección (psi) BIPD OD tubing (plg) ID tubing (plg) OD casing (plg) ID casing (plg) Longitud tubing (pies) BSW ˚API GOR Pr (psi) Pwf (psi) Pb (psi) Pwh (psi) Prof. punzado (pies) Prof. de la bomba (pies) Twh ˚F Tr ˚F PUC- 10 PUC- 11 Solipet Solipet JET 8A JET 8A T UI 226 193 216 186 10 7 3750 3800 1400 1418 3,5 3,5 2,992 2,992 7 7 6,276 6,276 9600 9400 4,4 3,6 30,6 31 377,6 396,2 1634,49 1126,43 580,41 613 1400 1000 130 104 9590 9337 9137 9124 120 120 220 220 Tabla 4.2 – Datos utilizados para el Análisis nodal de los pozos del campo Pucuna. PUC- 12 Solipet JET 8A T 386 382 2 3800 1200 3,5 2,992 7 6,276 9650 1 30,2 233 1639,04 1084 1400 60 9602 8901 120 220 PUC- 13 Sertecpet JET 10 H U+T 118 87 31 3650 1843 2,875 2,441 7 6,276 9600 26,3 30,1 85,1 1385,87 700 1200 154 9576 8468 120 220 76 77 A continuación se presenta un ejemplo completo de la utilización del Software Claw Pump para el pozo PUC- 02. 1. Información general, en la cual se proporciona el nombre del pozo, reservorio que produce, tipo de pozo y fluido. 2. Datos PVT, en los cuales se utilizó como constante los datos de gravedad especifica del gas 0,87, temperatura de reservorio 220 ˚F y el tipo de correlación de Standing. 78 3. Datos IPR, los cuales fueron tomados de la información de los últimos build up y diagramas actuales de completación. Para la construcción de la curva IPR se utilizó la correlación de Vogel que analiza como único fluido el petróleo y la correlación Compuesta que analiza la combinación de petróleo más agua. 4. Selección de la bomba, donde se ingresan los datos mecánicos del pozo, parámetros del fluido motriz y los datos de producción para el diseño de la bomba jet. Para realizar una correcta selección de bomba se deben tener las siguientes consideraciones: a.- Se debe escoger entre las geometrías que tengan una menor presión de entrada (presión de intake), esta es la presión a la entrada de la bomba, menores presiones intake corresponden a menores presiones de fondo fluyente, Pwf, lo que genera mayor caída de presión en el reservorio y por ende mayor aportación de fluidos desde el pozo. b.- El rango de cavitación de la bomba debe ser por lo menos un 25% mayor a la producción deseada, una mayor diferencia entre el rango de 79 cavitación y la producción deseada con la bomba representará una mayor prevención contra la cavitación de la bomba, la cavitación es una de las principales causas de avería en las bombas lo que provoca la disminución de producción y tiempos de logística por los cambios de bombas requeridos. c.- La cantidad de barriles inyectado por día es otro concepto que debe analizarse al momento de seleccionar una bomba con el Software Claw, en ocasiones las facilidades de superficie no poseen todo el fluido motriz necesario por lo que la atención sobre este factor es importante. d.- La potencia es un dato que también debe ser considerado, en sistemas en los que se tiene una unidad particular de bombeo para el pozo sea esta fija ó MTU una mayor potencia demandará un mayor consumo de energía, sea que se trabaje con motores eléctricos o a diesel y por ende los costos de operación se elevan. 80 Una vez procesada la información se exhiben los resultados para el pozo Puc – 02, mediante: · Registro de selección de la bomba jet Claw Se procede a seleccionar la bomba apropiada de acuerdo a lo descrito anteriormente en el paso cuatro, que menciona la selección de la bomba. Para el pozo Pucuna – 02 se escoge la geometría 9I, con la cual se alcanzaría una producción máxima de 260 BFPD, con una presión de entrada de 846 psi lo que provocará una mayor caída de presión en el reservorio, además esta geometría tiene un caudal de inyección de 1437 BFPD a una presión de inyección de 3600 psi. El caudal de cavitación es del 924 BFPD mayor al 73% al caudal de producción, con una eficiencia del 16%, como se puede observar en la Figura 4.6. La bomba con la que el pozo se encuentra en producción actualmente es la misma que se seleccionó en el software, ya que la geometría 8A de la marca Solipet es equivalente a la geometría 9I de la marca Sertecpet. · Reporte del índice de productividad (IPR) Mediante dicho reporte se determina la producción respecto al punto de burbuja para establecer el tipo de yacimiento. Se calcula el índice de productividad (IP) mediante el cual se determina la rentabilidad de acuerdo a: Baja productividad IP< 0,5 Productividad media 0,5 <IP<1 Alta productividad 1<IP<2 Excelente productividad IP>2 De la curva IPR en la Figura 4.7, se puede observar que la presión de burbuja es 330 psi y la producción actual es de 248 BFPD con 224 BPPD y 24 BAPD, lo cual evidencia que el pozo produce sobre el punto de burbuja. La curva IPR presenta 81 un caudal máximo de fluido de 423 BFPD con 9,7% de BSW obteniendo así un caudal máximo de petróleo de 382 BPPD. El valor de IP obtenido de las curvas es de 0,183 stb/día/psi. · Reporte del análisis nodal con la bomba jet Claw El Software toma como nodo la entrada a la bomba, P intake, de esta manera divide el pozo entre un componente dominado estrictamente por el reservorio, sección inflow, y otro dominado por el sistema de tuberías, sección outflow. En la Figura 4.8, donde podemos observar las curvas de intake graficadas a diferentes valores de presión de inyección, presión de entrada y caudal de fluido, las cuales no están de acuerdo con la producción que debería aportar el pozo ya que estando a una presión de inyección de 3.700 psi el pozo debería producir 295 BFPD pero solo produce 248 BFPD, con lo que se puede decir que hay un problema con el yacimiento. 4.3.6.2 Análisis nodal pozo a pozo del Campo Pucuna Se presentan los resultados del análisis realizado pozo a pozo del Campo Pucuna con el Software Claw Pump de la Empresa Sertecpet. En el ANEXO 4.1 se muestra el registro de selección de la bomba, reporte del índice de productividad y el reporte del análisis nodal para cada pozo. 4.3.6.2.1 Pucuna – 01 Selección de la Bomba Para el pozo Pucuna – 01 se escoge la geometría 9I con la cual se alcanzaría una producción máxima de 95 BFPD, con una presión de entrada de 84 psi lo que provocará una mayor caída de presión en el reservorio, además esta geometría tiene un caudal de inyección de 1.607 BFPD a una presión de inyección de 3.800 psi. Fuente: SERTECPET. Software Claw Pump. Elaboración: Cristina Agila, Claudia Espinosa. Figura 4.6 - Selección de la bomba. Pozo Pucuna- 02. 82 Fuente: SERTECPET. Software Claw Pump. Elaboración: Cristina Agila, Claudia Espinosa.. Figura 4.7 - Curva IPR. Pozo Pucuna- 02. 83 Fuente: SERTECPET. Software Claw Pump. Elaboración: Cristina Agila, Claudia Espinosa. Figura 4.8 - Análisis Nodal. Pozo Pucuna- 02. 84 85 El caudal de cavitación es del 219 BFPD mayor al 57% al caudal de producción, lo que evidencia un buen trabajo de la bomba con una eficiencia del 21%, como se puede observar en el ANEXO 4.1. La bomba con la que el pozo se encuentra en producción actualmente es la misma que se seleccionó en el software, ya que la geometría 8A de la marca Solipet es equivalente a la geometría 9I de la marca Sertecpet, por lo tanto se comprueba el buen funcionamiento de la bomba en el pozo. Curva IPR De la curva IPR en el ANEXO 4.1, se puede observar que la presión de burbuja es 1.400 psi y la producción actual es de 88 BFPD con 24 BPPD y 64 BAPD, lo cual evidencia que el pozo produce bajo el punto de burbuja ya que estamos en un yacimiento saturado, común en la producción de los pozos de este Campo. La curva IPR presenta un caudal máximo de fluido de 101 BFPD con 72,2% de BSW obteniendo así un caudal máximo de petróleo de 28 BPPD. El valor de IP obtenido de las curvas es de 0,098 stb/día/psi, con lo que se demuestra que la producción de este pozo ya no es rentable. Análisis nodal El Software toma como nodo la entrada a la bomba, P intake, de esta manera divide el pozo entre un componente dominado estrictamente por el reservorio, sección inflow, y otro dominado por el sistema de tuberías, sección outflow. Se comprueba la correcta selección de la bomba en las curvas que se presentan en el ANEXO 4.1, donde podemos observar las curvas de intake graficadas a diferente valores de presión de inyección, presión de entrada y caudal de fluido, estas curvas deben estar en un rango mínimo de 25% mayor a la curva de cavitación. 4.3.6.2.2 Pucuna 03 Selección de la Bomba Para el pozo Pucuna – 03 se escoge la geometría 9H debido a que posee una presión de entrada de 948 psi lo que provocará una mayor caída de presión en el 86 reservorio, además esta geometría tiene un caudal de inyección de 1.440BFPD a una presión de inyección de 3.825 psi. El caudal de cavitación es del 592 BFPD mayor al 31% al caudal de producción, con una eficiencia del 30%, como se puede observar en el ANEXO 4.2. La bomba con la que el pozo se encuentra en producción actualmente es la 9A de Solipet lo que no equivale a la geometría seleccionada por el software que es la 9H, lo que evidencia que con un cambio de bomba se puede incrementar la producción del pozo. Con el cambio de geometría de la bomba se aumentaría la producción del pozo de 408BFPD a 430BFPP obteniéndose un incrementando en la producción de 22 BFPD con 21BPPD con un 1,5% de BSW. Curva IPR De la curva IPR en el ANEXO 4.2, se puede observar que la presión de burbuja es 1.200 psi y la producción actual es de 408 BFPD con 402 BPPD y 6 BAPD, lo cual evidencia que el pozo produce bajo el punto de burbuja ya que estamos en un yacimiento saturado, común en la producción de los pozos de este Campo. La curva IPR presenta un caudal máximo de fluido de 498 BFPD con 1,5% de BSW obteniendo así un caudal máximo de petróleo de 490 BPPD. El valor de IP obtenido de las curvas es de 0,557 stb/día/psi lo que indica que la producción del pozo es buena ya que se encuentra entre el rango de 0,5<IP<2, rango que representa una productividad media a una productividad excelente. 4.3.6.2.3 Pucuna 05 Selección de la Bomba Para el pozo Pucuna – 05 se escoge la geometría 8I debido a que posee una presión de entrada de 2.383 psi lo que provocará una mayor caída de presión en el reservorio, además esta geometría tiene un caudal de inyección de 1.065 BFPD a una presión de inyección de 3.650 psi. El caudal de cavitación es del 1.710 BFPD mayor al 37% al caudal de producción, con una eficiencia del 31%, como se puede observar en el ANEXO 4.3. 87 La bomba con la que el pozo se encuentra en producción actualmente es la 8A de Solipet lo que no equivale a la geometría seleccionada por el software que es la 8I, lo que evidencia que con un cambio de bomba se puede incrementar la producción del pozo. Con el cambio de geometría de la bomba se aumentaría la producción del pozo de 1.068 BFPD a 1.100 BFPP obteniéndose un incrementando en la producción de 32 BFPD con 6 BPPD con un 80% de BSW, por lo tanto, el cambio de la geometría de la bomba no sería rentable por su bajo incremento en la producción de petróleo debido al alto corte de agua. Curva IPR De la curva IPR en el ANEXO 4.3, se puede observar que la presión de burbuja es 170 psi y la producción actual es de 1.068 BFPD con 214 BPPD y 854 BAPD, lo cual evidencia que el pozo produce sobre el punto de burbuja. La curva IPR presenta un caudal máximo de fluido de 3.527 BFPD con 80% de BSW obteniendo así un caudal máximo de petróleo de 705 BPPD. El valor de IP obtenido de las curvas es de 1,511 stb/día/psi lo que indica que la producción del pozo es buena ya que se encuentra entre el rango de 0,5<IP<2, rango que representa una productividad media a una productividad excelente. 4.3.6.2.4 Pucuna 06 Selección de la Bomba Para el pozo Pucuna – 06 se escoge la geometría 9I con la cual se alcanzaría una producción máxima de 110 BFPD, con una presión de entrada de 303 psi lo que provocará una mayor caída de presión en el reservorio, además esta geometría tiene un caudal de inyección de 1.503 BFPD a una presión de inyección de 3.850 psi. El caudal de cavitación es del 410 BFPD mayor al 76% al caudal de producción, lo que evidencia un buen trabajo de la bomba con una eficiencia del 15%, como se puede observar en el ANEXO 4.4. La bomba con la que el pozo se encuentra en producción actualmente es la misma que se seleccionó en el software, ya que la geometría 8A de la marca 88 Solipet es equivalente a la geometría 9I de la marca Sertecpet, por lo tanto se comprueba el buen funcionamiento de la bomba en el pozo. Curva IPR De la curva IPR en el ANEXO 4.4, se puede observar que la presión de burbuja es 1.000 psi y la producción actual es de 96 BFPD con 94 BPPD y 2 BAPD, lo cual evidencia que el pozo produce bajo el punto de burbuja ya que estamos en un yacimiento saturado, común en la producción de los pozos de este Campo. La curva IPR presenta un caudal máximo de fluido de 123 BFPD con 2,1% de BSW obteniendo así un caudal máximo de petróleo de 120 BPPD. El valor de IP obtenido de las curvas es de 0,174 stb/día/psi. Análisis nodal Se comprueba la correcta selección de la bomba en las curvas que se presentan en el ANEXO 4.4, donde podemos observar las curvas de intake graficadas a diferente valores de presión de inyección, presión de entrada y caudal de fluido, las cuales están acorde con el aporte de producción del pozo. 4.3.6.2.5 Pucuna 07 Selección de la Bomba Para el pozo Pucuna – 07 se escoge la geometría 9I, con la cual se alcanzaría una producción máxima de 300 BFPD, con una presión de entrada de 934 psi lo que provocará una mayor caída de presión en el reservorio, además esta geometría tiene un caudal de inyección de 1415 BFPD a una presión de inyección de 3.600 psi. El caudal de cavitación es del 824 BFPD mayor al 67% al caudal de producción, lo que evidencia un buen trabajo de la bomba con una eficiencia del 22%, como se puede observar en el ANEXO 4.5. La bomba con la que el pozo se encuentra en producción actualmente es la misma que se seleccionó en el software, ya que la geometría 8A de la marca Solipet es equivalente a la geometría 9I de la marca Sertecpet, por lo tanto se comprueba el buen funcionamiento de la bomba en el pozo. 89 Curva IPR De la curva IPR en el ANEXO 4.5, se puede observar que la presión de burbuja es 1000 psi y la producción actual es de 268 BFPD con 267 BPPD y 1 BAPD, lo cual evidencia que el pozo produce bajo el punto de burbuja ya que estamos en un yacimiento saturado, común en la producción de los pozos de este Campo. La curva IPR presenta un caudal máximo de fluido de 382 BFPD con 0,4% de BSW obteniendo así un caudal máximo de petróleo de 381 BPPD. El valor de IP obtenido de las curvas es de 0,60 stb/día/psi lo que indica que la producción del pozo es buena ya que se encuentra entre el rango de 0,5<IP<2, rango que representa una productividad media a una productividad excelente. 4.3.6.2.6 Pucuna 08 Selección de la Bomba Para el pozo Pucuna – 08 se escoge la geometría 9H con la cual se alcanzaría una producción máxima de 110 BFPD, con una presión de entrada de 413 psi lo que provocará una mayor caída de presión en el reservorio, además esta geometría tiene un caudal de inyección de 1.486 BFPD a una presión de inyección de 3600 psi. El caudal de cavitación es del 326 BFPD mayor al 70% al caudal de producción, con una eficiencia del 20%, como se puede observar en el ANEXO 4.6. La bomba con la que el pozo se encuentra en producción actualmente es la misma que se seleccionó en el software, ya que la geometría 8A de la marca Solipet es equivalente a la geometría 9H de la marca Sertecpet. Curva IPR De la curva IPR en el ANEXO 4.6, se puede observar que la presión de burbuja es 1400 psi y la producción actual es de 98 BFPD con 95 BPPD y 3 BAPD, lo cual evidencia que el pozo produce sobre el punto de burbuja, lo cual evidencia que el pozo produce bajo el punto de burbuja ya que estamos en un yacimiento saturado, común en la producción de los pozos de este Campo. La curva IPR presenta un caudal máximo de fluido de 223 BFPD con 3,1% de BSW obteniendo 90 así un caudal máximo de petróleo de 216 BPPD. El valor de IP obtenido de las curvas es de 0,232 stb/día/psi. Análisis nodal En el ANEXO 4.6, donde podemos observar las curvas de intake graficadas a diferentes valores de presión de inyección, presión de entrada y caudal de fluido, las cuales no están de acuerdo con la producción que debería aportar el pozo ya que estando a una presión de inyección de 3.600 psi el pozo debería producir 179 BFPD pero solo produce 98 BFPD, con lo que se puede decir que hay un problema con el yacimiento, pero no se recomendaría realizar ningún trabajo en el yacimiento ya que posee una buena producción y un mínimo porcentaje de BSW. 4.3.6.2.7 Pucuna 09 Selección de la Bomba Para el pozo Pucuna – 9 se escoge la geometría 9H con la cual se alcanzaría una producción máxima de 150 BFPD, con una presión de entrada de 87 psi lo que provocará una mayor caída de presión en el reservorio, además esta geometría tiene un caudal de inyección de 1.594 BFPD a una presión de inyección de 3.700 psi. El caudal de cavitación es del 172 BFPD mayor al 19% al caudal de producción, con una eficiencia del 28%, como se puede observar en el ANEXO 4.7. La bomba con la que el pozo se encuentra en producción actualmente es la misma que se seleccionó en el software de la marca Sertecpet, por lo tanto se comprueba el buen funcionamiento de la bomba en el pozo pero se debería tener en cuenta que el caudal de producción esta próximo al caudal de cavitación. Curva IPR De la curva IPR en el ANEXO 4.7, se puede observar que la presión de burbuja es 600 psi y la producción actual es de 139 BFPD con 116 BPPD y 23 BAPD, lo cual evidencia que el pozo produce bajo el punto de burbuja ya que estamos en un yacimiento saturado, común en la producción de los pozos de este Campo. La curva IPR presenta un caudal máximo de fluido de 159 BFPD con 16,5% de BSW 91 obteniendo así un caudal máximo de petróleo de 133 BPPD. El valor de IP obtenido de las curvas es de 0,257 stb/día/psi. Análisis nodal Se comprueba la correcta selección de la bomba en las curvas que se presentan en el ANEXO 4.7, donde podemos observar las curvas de intake graficadas a diferente valores de presión de inyección, presión de entrada y caudal de fluido, incluso se podría subir la producción hasta 150BFPD pero esto sería inconveniente debido a que la bomba se encuentra al límite de cavitación. 4.3.6.2.8 Pucuna 10 Selección de la Bomba Para el pozo Pucuna – 10 se escoge la geometría 9H con la cual se alcanzaría una producción máxima de 270 BFPD, con una presión de entrada de 676 psi lo que provocará una mayor caída de presión en el reservorio, además esta geometría tiene un caudal de inyección de 1.475 BFPD a una presión de inyección de 3.750 psi. El caudal de cavitación es del 466 BFPD mayor al 51% al caudal de producción, lo que evidencia un buen trabajo de la bomba con una eficiencia del 28%, como se puede observar en el ANEXO 4.8. La bomba con la que el pozo se encuentra en producción actualmente es la misma que se seleccionó en el software, ya que la geometría 8A de la marca Solipet es equivalente a la geometría 9H de la marca Sertecpet, por lo tanto se comprueba el buen funcionamiento de la bomba en el pozo. Curva IPR De la curva IPR en el ANEXO 4.8, se puede observar que la presión de burbuja es 1400 psi y la producción actual es de 226 BFPD con 216 BPPD y 10 BAPD, lo cual evidencia que el pozo produce bajo el punto de burbuja ya que estamos en un yacimiento saturado, común en la producción de los pozos de este Campo. La curva IPR presenta un caudal máximo de fluido de 272 BFPD con 4,4% de BSW obteniendo así un caudal máximo de petróleo de 260 BPPD. El valor de IP obtenido de las curvas es de 0,269 stb/día/psi. 92 Análisis nodal Se comprueba la correcta selección de la bomba en las curvas que se presentan en el ANEXO 4.8, donde podemos observar las curvas de intake graficadas a diferente valores de presión de inyección, presión de entrada y caudal de fluido, las cuales coinciden con la producción del pozo lo que evidencia un correcto desempeño de la bomba que actualmente se encuentra en el pozo. 4.3.6.2.9 Pucuna 11 Selección de la Bomba Para el pozo Pucuna – 11 se escoge la geometría 9I con la cual se alcanzaría una producción máxima de 220 BFPD, con una presión de entrada de 689 psi lo que provocará una mayor caída de presión en el reservorio, además esta geometría tiene un caudal de inyección de 1.477 BFPD a una presión de inyección de 3.800 psi. El caudal de cavitación es del 683 BFPD mayor al 71% al caudal de producción, lo que evidencia un buen trabajo de la bomba con una eficiencia del 19%, como se puede observar en el ANEXO 4.9. La bomba con la que el pozo se encuentra en producción actualmente es la misma que se seleccionó en el software, ya que la geometría 8A de la marca Solipet es equivalente a la geometría 9I de la marca Sertecpet, por lo tanto se comprueba el buen funcionamiento de la bomba en el pozo. Curva IPR De la curva IPR en el ANEXO 4.9, se puede observar que la presión de burbuja es 1000 psi y la producción actual es de 193 BFPD con 186 BPPD y 7 BAPD, lo cual evidencia que el pozo produce bajo el punto de burbuja ya que estamos en un yacimiento saturado, común en la producción de los pozos de este Campo. La curva IPR presenta un caudal máximo de fluido de 295 BFPD con 3,6% de BSW obteniendo así un caudal máximo de petróleo de 284 BPPD. El valor de IP obtenido de las curvas es de 0,432 stb/día/psi. 93 Análisis nodal Se comprueba la correcta selección de la bomba en las curvas que se presentan en el ANEXO 4.9, donde podemos observar las curvas de intake graficadas a diferente valores de presión de inyección, presión de entrada y caudal de fluido, las cuales coinciden con la producción del pozo lo que evidencia un correcto desempeño de la bomba que actualmente se encuentra en el pozo. 4.3.6.2.10 Pucuna 12 Selección de la Bomba Para el pozo Pucuna – 12 se escoge la geometría 9H con la cual se alcanzaría una producción máxima de 400 BFPD, con una presión de entrada de 820 psi lo que provocará una mayor caída de presión en el reservorio, además esta geometría tiene un caudal de inyección de 1.451 BFPD a una presión de inyección de 3.800 psi. El caudal de cavitación es del 527 BFPD mayor al 26% al caudal de producción, con una eficiencia del 30%, como se puede observar en el ANEXO 4.10. La bomba con la que el pozo se encuentra en producción actualmente es la misma que se seleccionó en el software, ya que la geometría 8A de la marca Solipet es equivalente a la geometría 9H de la marca Sertecpet. Curva IPR De la curva IPR en el ANEXO 4.10, se puede observar que la presión de burbuja es 1.400 psi y la producción actual es de 386 BFPD con 382 BPPD y 4 BAPD, lo cual evidencia que el pozo produce sobre el punto de burbuja, lo cual evidencia que el pozo produce bajo el punto de burbuja ya que estamos en un yacimiento saturado, común en la producción de los pozos de este Campo. La curva IPR presenta un caudal máximo de fluido de 750 BFPD con 1% de BSW obteniendo así un caudal máximo de petróleo de 742 BPPD. El valor de IP obtenido de las curvas es de 0,738 stb/día/psi, lo que indica que la producción del pozo es buena ya que se encuentra entre el rango de 0,5<IP<2, rango que representa productividad media a una productividad excelente. una 94 4.3.6.2.11 Pucuna 13 Selección de la Bomba Para el pozo Pucuna – 13 se escoge la geometría 10H con la cual se alcanzaría una producción máxima de 125 BFPD, con una presión de entrada de 126 psi lo que provocará una mayor caída de presión en el reservorio, además esta geometría tiene un caudal de inyección de 1.882 BFPD a una presión de inyección de 3.750 psi. El caudal de cavitación es del 152 BFPD mayor al 22% al caudal de producción, con una eficiencia del 29%, como se puede observar en el ANEXO 4.11. La bomba con la que el pozo se encuentra en producción actualmente es la misma que se seleccionó en el software de la marca Sertecpet, por lo tanto se comprueba el buen funcionamiento de la bomba en el pozo pero se debería tener en cuenta que el caudal de producción esta próximo al caudal de cavitación. Curva IPR De la curva IPR en el ANEXO 4.11, se puede observar que la presión de burbuja es 1.200 psi y la producción actual es de 118 BFPD con 87 BPPD y 31 BAPD, lo cual evidencia que el pozo produce bajo el punto de burbuja ya que estamos en un yacimiento saturado, común en la producción de los pozos de este Campo. La curva IPR presenta un caudal máximo de fluido de 170 BFPD con 26,3% de BSW obteniendo así un caudal máximo de petróleo de 125 BPPD. El valor de IP obtenido de las curvas es de 0,199 stb/día/psi. Análisis nodal Se comprueba la correcta selección de la bomba en las curvas que se presentan en el ANEXO 4.11, donde podemos observar las curvas de intake graficadas a diferente valores de presión de inyección, presión de entrada y caudal de fluido, incluso se podría subir la producción hasta 163 BFPD pero esto sería inconveniente debido a que la bomba se encuentra al límite de cavitación. En la tabla 4.3 se resumen los resultados del análisis nodal del Campo Pucuna con comentarios respecto al tipo de geometrías apropiadas para cada caso. 8I 9I 9I 9H 9H 9H 9I 9H 10H PUCUNA - 05 PUCUNA - 06 PUCUNA - 07 PUCUNA - 08 PUCUNA - 09 PUCUNA - 10 PUCUNA - 11 PUCUNA - 12 PUCUNA - 13 RESULTADO DEL ANÁLISIS SE COMPRUEBA BOMBA EN PRODUCCIÓN CORRECTA/SIN PROBLEMAS PROBLEMAS EN EL RESERVORIO GEOMETRÍA DE BOMBA EN PRODUCCIÓN INCORRECTA GEOMETRÍA DE BOMBA EN PRODUCCIÓN INCORRECTA/CAMBIO NO RENTABLE POR ALTO %BSW SE COMPRUEBA BOMBA EN PRODUCCIÓN CORRECTA/SIN PROBLEMAS SE COMPRUEBA BOMBA EN PRODUCCIÓN CORRECTA/SIN PROBLEMAS PROBLEMAS EN EL RESERVORIO/NO SE RECOMIENDA CAMBIO POR BUEN APORTE Y BAJO %BSW SE COMPRUEBA BOMBA EN PRODUCCIÓN CORRECTA/PROBLEMA FUTURO DE CAVITACIÓN SE COMPRUEBA BOMBA EN PRODUCCIÓN CORRECTA/SIN PROBLEMAS SE COMPRUEBA BOMBA EN PRODUCCIÓN CORRECTA/SIN PROBLEMAS SE COMPRUEBA BOMBA EN PRODUCCIÓN CORRECTA/SIN PROBLEMAS SE COMPRUEBA BOMBA EN PRODUCCIÓN CORRECTA/PROBLEMA FUTURO DE CAVITACIÓN Fuente: SERTECPET. Software Claw Pump. Elaboración: Cristina Agila, Claudia Espinosa. * Geometría 9H y 9I de la empresa Sertecpet equivalente a la geometría 8A de la empresa Solipet. GEOMETRÍA ANALIZADA 9I* 9I 9H POZO PUCUNA - 01 PUCUNA - 02 PUCUNA - 03 Tabla 4.3 - Resultado del análisis de los pozos del Campo Pucuna 95 96 CAPÍTULO V PROPUESTA PARA INCREMENTAR LA PRODUCCIÓN DE PETRÓLEO DEL CAMPO PUCUNA 5.1 PROPUESTA PARA INCREMENTAR LA PRODUCCIÓN DE PETRÓLEO DEL CAMPO POZO POR POZO La propuesta para incrementar la producción del Campo se basa en las características de los yacimientos, reacondicionamiento, análisis de reservas, historiales de producción y sistema de producción actual y análisis nodal los cuales nos permitirán obtener un incremento en la producción al realizar trabajos de reacondicionamiento para mejorar las condiciones de las zonas productoras. Adicionalmente se recomienda realizar pruebas de Build up en algunos pozos ya que este análisis nos permite caracterizar el reservorio y posteriormente estos datos permitirán realizar futuros trabajos en el Campo. A continuación se procede a hacer un estudio pozo por pozo del Campo Pucuna. POZO PUCUNA - 01 El pozo Puc-01 inició su producción en Marzo de 1971, obteniéndose mediante pruebas iniciales resultados en la arenas T inferior y Hollín superior, siendo Hollín inferior el intervalo que ha acumulado más hidrocarburo, las pruebas iniciales en este pozo dieron a Hollín como altamente prospectivo con una prueba inicial de 1.000 BFPD con 70% BSW, 740 BPPD con 20% BSW y a la arena “T” con 230 BPPD con 5% BSW. En el workover # 4 realizado en diciembre del 2008, se recañoneó las arenas Hollín, U y T, en el cual únicamente se obtiene resultados de aporte de la arena 97 Hollín con 68 BPPD y un BSW de 95%, pero se decide asentar un tapón CIBP a 9812,5 pies para aislar el intervalo existente en Hollín debido a la alta saturación de agua, por esta razón el pozo permaneció cerrado desde el 12 de Diciembre de 2008, y fue abierto nuevamente a producción en marzo del 2011 cuando se realiza el workover # 5 donde se cañonearon nuevos intervalos de las arenas U, T y Basal Tena, quedando en producción la arena T. En la Figura 5.1 se presenta la producción diaria promedia de fluido, petróleo y agua desde enero del 2009 hasta junio del 2011, fecha en la que concluye nuestro estudio. En el ANEXO 5.1 se presenta la tabla de datos de la producción promedia diaria de fluidos de cada uno de los pozos del Campo Pucuna. Figura 5.1 - Producción promedio diaria por mes de fluidos del pozo Pucuna-01 desde marzo del 2011 a junio del 2011. PRODUCCIÓN (BLS) POZO PUCUNA - 01 180 160 140 120 100 80 60 40 20 0 abr-11 abr-11 may-11 jun-11 FECHA PRODUCCIÓN DE FLUIDO PRODUCCIÓN DE PETRÓLEO PRODUCCIÓN DE AGUA Fuente: Departamento de Yacimientos, EP- PETROECUADOR. Elaboración: Cristina Agila, Claudia Espinosa. Al 30 de junio del 2011 se encuentra produciendo de la arena T, con un caudal de fluido de 88 BFPD, un caudal de petróleo promedio de 24 BPPD, un caudal de agua de 64 BAPD con 72,2% de BSW y 31 ˚API. 98 Luego de 40 años de que el pozo entró en producción, se han realizado pruebas de pozos en todas las arenas las cuales ninguna proporcionó un resultado positivo. Adicionalmente, con los resultados del análisis nodal se evidencia que la bomba en producción se encuentra con la geometría adecuada, pero de los resultados de la curva IPR se puede observar que el pozo tiene un bajo IP=0.098. Propuesta para el pozo Pucuna - 01: · Debido a su bajo aporte, bajo IP y a los diversos trabajos realizados para tratar de incrementar su producción, en los cuales no se han presentaron escenarios positivos, se recomienda cerrar el pozo. · Adicionalmente, con el incremento de producción a realizarse en el Campo se debería realizar un reacondicionamiento futuro al pozo para convertirlo en reinyector. POZO PUCUNA - 02 El pozo Puc-02 inició su producción en septiembre de 1987, obteniéndose resultados de las pruebas iniciales en las arenas Hollín inferior y Hollín superior con una producción de 2.553 BPPD con un BSW de 2,4%; de la arena T con una producción de 1.583 BPPD con un BSW de 1% y, de la arena U con una producción de 120 BPPD con un BSW de 1%. Luego de haberse realizado el workover # 3 se obtiene resultados positivos de producción de las arenas Hi y Hs con una producción de 740 BPPD, 11,7% de BSW y 28,6 ˚API. En octubre del 2010 se intenta realizar un trabajo de limpieza mecánico de camisas y la herramienta no pasa a 9.160 pies, con lo cual se evidencia la 99 presencia abundante de escala y parafina, lo que se confirma con los últimos cambios de bomba jet realizados. En la Figura 5.2 se presenta la producción diaria promedia de fluido, petróleo y agua desde enero del 2009 hasta junio del 2011. Figura 5.2 - Producción promedio diaria por mes de fluidos del pozo Pucuna-02 desde enero del 2009 a junio del 2011. POZO PUCUNA - 02 400 PRODUCCIÓN (BLS) 350 300 250 200 150 100 50 0 ene-09 mar-09 jun-09 sep-09 nov-09 feb-10 may-10 jul-10 oct-10 dic-10 mar-11 jun-11 FECHA PRODUCCIÓN DE FLUIDO PRODUCCIÓN DE PETRÓLEO PRODUCCIÓN DE AGUA Fuente: Departamento de Yacimientos, EP- PETROECUADOR. Elaboración: Cristina Agila, Claudia Espinosa. Al 30 de junio del 2011 se encuentra produciendo de las arenas Hi y Hs, con un caudal de fluido de 248 BFPD, un caudal de petróleo promedio de 224 BPPD, un caudal de agua de 24 BAPD con 9,7% de BSW y 31,6 ˚API. Adicionalmente, con los resultados del análisis nodal se evidencia que la bomba en producción se encuentra con la geometría adecuada pero se observa que la producción actual es menor a la producción que debería estar aportando el pozo, por lo que se tendría problemas en el yacimiento y esto se comprueba en los últimos cambios de bomba de los cuales se encontró con presencia de escala y parafina. 100 Propuesta para el pozo Pucuna-02: · Realizar coiled tubing, debido a que en los cambios de bomba jet se identifica presencia abundante de escala y parafina, la probabilidad de éxito en este trabajo es satisfactoria debido a que el daño de formación es 5 según el último build up tomado. Dada la experiencia del Departamento de Producción del Campo Pucuna, al realizarse este trabajo se espera un incremento de producción de 224 BPPD (producción actual) a 400 BPPD. · Se propone realizar un buid up para las arenas Hs y Hi, y de acuerdo a los resultados obtenidos se podría proponer otros trabajos que aporten con la producción del pozo. POZO PUCUNA – 03 El pozo Puc-03 inició su producción en Abril de 1988, obteniéndose resultados de las pruebas iniciales en la arena T con una producción de 3.725 BPPD con 0,2% de BSW y 35˚API, en la arena Ui con una producción de 1.478 BPPD con 0,7% de BSW y 28,2˚API y en la arena Us con una producción de 594 BPPD con 10% de BSW y 31˚API. Luego de las pruebas iniciales se asentó CIBP a 9.700 pies, aislando las arenas Hollín secundaria y Hollín principal, ya que no aportan. Los workover realizados en este pozo han sido únicamente para cambio de completación, los cuales han sido exitosos y se ha evidenciado una buena producción para la arena T. En la Figura 5.3 se presenta la producción diaria promedia de fluido, petróleo y agua desde enero del 2009 hasta junio del 2011. 101 Figura 5.3 - Producción promedio diaria por mes de fluidos del pozo Pucuna-03 desde enero del 2009 a junio del 2011. POZO PUCUNA - 03 800 PRODUCCIÓN (BLS) 700 600 500 400 300 200 100 0 ene-09 mar-09 jun-09 ago-09 nov-09 feb-10 abr-10 jul-10 oct-10 dic-10 mar-11 jun-11 FECHA PRODUCCIÓN DE FLUIDO PRODUCCIÓN DE PETRÓLEO PRODUCCIÓN DE AGUA Fuente: Departamento de Yacimientos, EP- PETROECUADOR. Elaboración: Cristina Agila, Claudia Espinosa. Al 30 de junio del 2011 se encuentra produciendo de las arenas Ui y T, con un caudal de fluido de 408 BFPD, un caudal de petróleo promedio de 402 BPPD, un caudal de agua de 6 BAPD con 1,5% de BSW y 31,5 ˚API. Adicionalmente, con los resultados del análisis nodal se evidencia que la bomba en producción no se encuentra con la geometría adecuada, por lo que convendría realizar un cambio en la geometría de la bomba con lo que se obtendría un incremento en la producción de petróleo. Propuesta para el pozo Pucuna-03: · Para este pozo se proponía un cambio de completación hidráulica tipo jet a una completación electrosumergible debido a su buen aporte en la producción de fluidos, pero el cambio sería insatisfactorio ya que este pozo produce bajo el punto de burbuja, con lo que se ocasionaría grandes problemas en una completación BES. 102 · Se propone un cambio de la geometría de la bomba con lo que aumentaría la producción del pozo de 408 BFPD a 430BFPP obteniéndose un incrementando en la producción de 22 BFPD con 21BPPD con un 1,5% de BSW. POZO PUCUNA – 05 El pozo Puc-03 inició su producción en Mayo 1989. Las pruebas iniciales en este pozo dieron a la arena T como altamente prospectivo con una prueba inicial con una producción de 967 BPPD con 0,5% de BSW, en la arena Hi con una producción de 700 BPPD con 0,7% de BSW y en la arena U con una producción de 209 BPPD con 0,8% de BSW. En el workover # 6 del 17 de julio del 2005, se obtiene una prueba de producción en la arena Hi con 316 BPPD con 55,9% de BSW y 27,3˚API, luego de realizarse el workover # 7 por el cambio de BHA por comunicación tubing/casing, el trabajo no es exitoso, por lo que no se logra recuperar la producción anterior al WO y la producción de la arena Hollín es de 129 BPPD y 47% de BSW. En la Figura 5.4 se presenta la producción diaria promedia de fluido, petróleo y agua desde enero del 2009 hasta junio del 2011. Al 30 de junio del 2011 se encuentra produciendo de la arena Hs, con un caudal de fluido de 1.068 BFPD, un caudal de petróleo promedio de 214 BPPD, un caudal de agua de 854 BAPD con 80% de BSW y 24.8 ˚API. Adicionalmente, con los resultados del análisis nodal se evidencia que la bomba en producción no se encuentra con la geometría adecuada, pero con el cambio de geometría de la bomba se aumentaría la producción del pozo de 1068 BFPD a 1100 BFPP obteniéndose un incrementando en la producción de 32 BFPD con 6 BPPD con un 80% de BSW, por lo tanto, el cambio de la geometría de la bomba 103 Figura 5.4 –Producción promedio diaria por mes de fluidos del pozo Pucuna-05 desde enero del 2009 a junio del 2011 POZO PUCUNA - 05 1400 PRODUCCIÓN (BLS) 1200 1000 800 600 400 200 0 ene-09 mar-09 jun-09 sep-09 nov-09 feb-10 may-10 jul-10 oct-10 dic-10 mar-11 jun-11 FECHA PRODUCCIÓN DE FLUIDO PRODUCCIÓN DE PETRÓLEO PRODUCCIÓN DE AGUA Fuente: Departamento de Yacimientos, EP- PETROECUADOR. Elaboración: Cristina Agila, Claudia Espinosa. no sería rentable por su bajo incremento en la producción de petróleo debido al alto corte de agua. Propuesta para el pozo Pucuna – 05: · Actualmente el pozo produce de la arena Hs y luego del análisis de los resultados de los workover realizados al pozo, se propone producir conjuntamente las arenas Hs y Hi. Este trabajo se realizaría con la unidad de wireline donde se abriría la arena Hi a producción y se lograría un incremento en la producción de 214 BPPD (producción actual) a 270 BPPD. POZO PUCUNA – 06 El pozo Puc-06 inició su producción en Marzo de 1989, obteniéndose resultados de las pruebas iniciales en la arena Hollín inferior con una producción de 615 104 BPPD con 0.8% de BSW, en la arena Hollín superior con una producción de 238 BPPD con 1% de BSW, en la arena T con una producción de 574 BPPD con 1% de BSW y la arena U con una producción de 446 BPPD con 0.5% de BSW. En el workover # 4 en diciembre del 1995 se evalúan las arenas T, U y Hi donde se evidencia un trabajo no exitoso ya que en la arena Hi se conifica de agua y la arena T no aporta, el pozo queda produciendo de la arena U. En el workover # 5 en junio del 2005 luego de evaluar las arenas U y T con unidad MTU, se obtienen los resultados de la arena U con una producción de 51 BPPD con 29% BSW, en la arena U+T con una producción de 58 BPPD con 60% BSW, con estos resultados de bajo aporte se decide cerrar el pozo. En noviembre del 2009 reinicia su producción de la arena Basal Tena con una producción de 98 BPPD con 3.9% de BSW. Luego de realizarse el workover # 8 en abril del 2011 y con la evaluación del build up para las arenas U y Basal Tena, se decide dejar en producción a la arena U de la cual produce actualmente. En la Figura 5.5 se presenta la producción diaria promedia de fluido, petróleo y agua desde enero del 2009 hasta junio del 2011. Al 30 de junio del 2011 se encuentra produciendo de la arena U, con un caudal de fluido de 96 BFPD, un caudal de petróleo promedio de 94 BPPD, un caudal de agua de 2 BAPD con 2.1% de BSW y 29.8 ˚API. Adicionalmente, con los resultados del análisis nodal se evidencia que la bomba en producción se encuentra con la geometría adecuada, por lo cual no se presenta ningún problema en la producción actual del pozo. 105 Figura 5.5 - Producción promedio diaria por mes de fluidos del pozo Pucuna-06 desde noviembre del 2009 a junio del 2011 POZO PUCUNA - 06 PRODUCCIÓN (BLS) 250 200 150 100 50 0 nov-09 feb-10 abr-10 jul-10 oct-10 dic-10 mar-11 jun-11 FECHA PRODUCCIÓN DE FLUIDO PRODUCCIÓN DE PETRÓLEO PRODUCCIÓN DE AGUA Fuente: Departamento de Yacimientos, EP- PETROECUADOR. Elaboración: Cristina Agila, Claudia Espinosa. Propuesta para el pozo Pucuna - 06: · Se han realizado pruebas de producción a todas las arenas del pozo con lo cual no se han obtenido resultados positivos ya que luego del workover # 5 se dejo aislada la arena Hi y luego del workover # 8 se aisló la arena T, quedando únicamente para la producción la arena U y Basal Tena. Dada la experiencia del Departamento de Producción del Campo Pucuna se recomienda que el pozo siga produciendo del la arena U, por lo cual no se propone la realización de ningún trabajo de reacondicionamiento. POZO PUCUNA – 07 El pozo Puc-07 inició su producción en septiembre de 1991, obteniéndose resultados positivos de las pruebas iniciales en la arena U inferior con una producción de 283 BPPD con 0% de BSW y 29,5 ˚API. 106 La producción de este pozo ha sido únicamente de la arena Ui ya que es el único intervalo punzonado, por lo tanto los workover realizados han sido para mantener la producción de esta arena, en los cuales se han realizado cambios de completación y fracturamiento hidráulico. En el workover # 6 realizado en septiembre del 2006, se realiza un cambio de completación por taponamiento en tubería ranurada, el trabajo realizado es exitoso ya que se logra un incremento en la producción de 150 barriles netos luego de realizarse una estimulación matricial. En la Figura 5.6 se presenta la producción diaria promedia de fluido, petróleo y agua desde enero del 2009 hasta junio del 2011 fecha. Figura 5.6 - Producción promedio diaria por mes de fluidos del pozo Pucuna-07 desde enero del 2009 a junio del 2011. POZO PUCUNA - 07 600 PRODUCCIÓN (BLS) 500 400 300 200 100 0 ene-09 mar-09 jun-09 sep-09 nov-09 feb-10 abr-10 jul-10 oct-10 dic-10 mar-11 jun-11 FECHA PRODUCCIÓN DE FLUIDO PRODUCCIÓN DE PETRÓLEO PRODUCCIÓN DE AGUA Fuente: Departamento de Yacimientos, EP- PETROECUADOR. Elaboración: Cristina Agila, Claudia Espinosa. Al 30 de junio del 2011 se encuentra produciendo de la arena Ui, con un caudal de fluido de 268 BFPD, un caudal de petróleo promedio de 267 BPPD, un caudal de agua de 1 BAPD con 0,4% de BSW y 30.9 ˚API. 107 Adicionalmente, con los resultados del análisis nodal se evidencia que la bomba en producción se encuentra con la geometría adecuada, por lo cual no se presenta ningún problema en la producción actual del pozo. Propuesta para el pozo Pucuna - 07: · Debido a que en el pozo la única arena punzonada es la Ui, se propone tomar registro de saturación y cemento a las arenas Hollín, T, y Basal Tena, punzonar de acuerdo a resultados, evaluar y diseñar una nueva completación de producción. · Luego de revisar la completación actual del pozo se propone cambiar la completación de producción debido que se han evidenciado problemas en el fondo con pescantes en el standing y nockout plug rotos. · Dada la experiencia del Departamento de Producción del Campo Pucuna luego de realizarse estos trabajos en el pozo se espera incrementar la producción actual de 267 BPPD a 450 BPPD. POZO PUCUNA – 08 El pozo Puc-08 inició su producción en agosto de 1993, obteniéndose resultados de las pruebas iniciales en la arena Hollín con 100% de BSW, en la arena U superior con una producción de 576 BPPD con 15% de BSW y en la arena T inferior con una producción de 358 BPPD con 20% de BSW y 28.7 ˚API. De acuerdo a las pruebas iniciales se decide abandonar la arena Hollín con tapón a 9.688 pies por su producción de 100% de agua. Luego del workover # 6 en noviembre del 2008, se dispara un nuevo intervalo en la arena Ts dando resultados positivos con una producción de 479 BPPD con 0.2% de BSW; se baja una completación sencilla selectiva para bombeo hidráulico para las arenas U, Ts y Ti. 108 En la Figura 5.7 se presenta la producción diaria promedia de fluido, petróleo y agua desde enero del 2009 hasta junio del 2011. Figura 5.7 - Producción promedio diaria por mes de fluidos del pozo Pucuna-08 desde enero del 2009 a junio del 2011. POZO PUCUNA - 08 700 PRODUCCIÓN (BLS) 600 500 400 300 200 100 0 ene-09 abr-09 jun-09 sep-09 dic-09 mar-10 jun-10 sep-10 dic-10 mar-11 jun-11 FECHA PRODUCCIÓN DE FLUIDO PRODUCCIÓN DE PETRÓLEO PRODUCCIÓN DE AGUA Fuente: Departamento de Yacimientos, EP- PETROECUADOR. Elaboración: Cristina Agila, Claudia Espinosa. Al 30 de junio del 2011 se encuentra produciendo de la arena Ts, con un caudal de fluido de 98 BFPD, un caudal de petróleo promedio de 95 BPPD, un caudal de agua de 3 BAPD con 3.1% de BSW y 32.4 ˚API. Adicionalmente, con los resultados del análisis nodal se evidencia que la bomba en producción se encuentra con la geometría adecuada, se observa que la producción actual es menor a la producción que debería estar aportando el pozo por lo que se tendría problemas en el yacimiento, pero no se recomendaría realizar ningún trabajo en el yacimiento ya que posee un mínimo porcentaje de BSW, lo cual lo hace rentable. 109 Propuesta para el pozo Pucuna - 08: · Luego de analizar los historiales de workover y producción del pozo, se recomienda que continúe produciendo de la arena Ts y luego cambiar de arena a Ti y mantener el ciclo ya que de las otras arenas no produce. POZO PUCUNA – 09 El pozo Puc-09 inició su producción en septiembre de 1993, obteniéndose resultados positivos de las pruebas iniciales en la arena Hollín con una producción de 81 BPPD con 97% de BSW, en la arena Basal Tena con una producción de 75 BPPD con 90% de BSW. En el workover # 2 en marzo de 1998 se aisla Hollín con CIBP A 9.650 pies, en el workover # 5 en diciembre del 2005 se recupera tubería de producción y se deja CIBP a 8.400 pies debido al bajo aporte de producción de las arenas. En el workover # 6 en diciembre del 2008 se decide tomar registros de saturación y de acuerdo a los resultados obtenidos se cañonea y recañonea las arenas Basal Tena, Ts y Ti, obteniéndose resultados positivos para la arena Basal Tena con una producción de 271 BPPD con 5,9% de BSW, con la cual se encuentra produciendo actualmente. En la Figura 5.8 se presenta la producción diaria promedia de fluido, petróleo y agua desde enero del 2009 hasta junio del 2011. Al 30 de junio del 2011 se encuentra produciendo de la arena Basal Tena, con un caudal de fluido de 139 BFPD, un caudal de petróleo promedio de 116 BPPD, un caudal de agua de 23 BAPD con 16.5% de BSW y 29.8 ˚API. Adicionalmente, con los resultados del análisis nodal se evidencia que la bomba en producción se encuentra con la geometría adecuada, por lo cual no se 110 Figura 5.8 - Producción promedio diaria por mes de fluidos del pozo Pucuna-09 desde enero del 2009 a junio del 2011. POZO PUCUNA - 09 400 PRODUCCIÓN (BLS) 350 300 250 200 150 100 50 0 ene-09 abr-09 jun-09 sep-09 dic-09 mar-10 jun-10 sep-10 dic-10 mar-11 jun-11 FECHA PRODUCCIÓN DE FLUIDO PRODUCCIÓN DE PETRÓLEO PRODUCCIÓN DE AGUA Fuente: Departamento de Yacimientos, EP- PETROECUADOR. Elaboración: Cristina Agila, Claudia Espinosa. presenta ningún problema en la producción actual del pozo, únicamente se debería tener en cuenta de que la bomba no cavite debido a que se encuentra en el límite del rango de cavitación. Propuesta para el pozo Pucuna - 09: · Luego de analizar los historiales de workover del pozo y debido a que las reservas del Campo Pucuna en la arena Basal Tena es mucho menor que las otras, se propone que continúe produciendo de esta arena. · Se recomienda tomar un build up para la arena Basal Tena, el cual nos proporcionaría información adicional para caracterizar de una mejor manera al reservorio, datos que serían útiles para la realización de trabajos futuros. 111 POZO PUCUNA – 10 El pozo Puc-10 inició su producción en diciembre de 1993, obteniéndose resultados de las pruebas iniciales en la arena Hollín con una producción de 857 BPPD con 30% de BSW, en la arena T con una producción de 672 BPPD con 40% de BSW y en la arena U con una producción de 1016 BPPD con 17% de BSW. En agosto del 2003 luego del workover # 4 el pozo queda cerrado por bajo aporte. En noviembre de 2008 se realiza el workover # 5 para la reactivación del pozo, en el cual se baja una completación sencilla selectiva para las arenas T y U, en la evaluación se obtuvo una producción de 253 BPPD con 19% de BSW para la arena T y 171 BPPD con 11% de BSW para la arena U. En la Figura 5.9 se presenta la producción diaria promedia de fluido, petróleo y agua desde enero del 2009 hasta junio del 2011. Al 30 de junio del 2011 se encuentra produciendo de la arena T, con un caudal de fluido de 226 BFPD, un caudal de petróleo promedio de 216 BPPD, un caudal de agua de 10 BAPD con 4.4% de BSW y 30.6 ˚API. Adicionalmente, con los resultados del análisis nodal se evidencia que la bomba en producción se encuentra con la geometría adecuada, por lo cual no se presenta ningún problema en la producción actual del pozo. Propuesta para el pozo Pucuna - 10: · Luego de analizar los historiales de workover y producción del pozo, se recomienda que continúe produciendo de la arena Ts y luego cambiar de arena a U y mantener el ciclo ya que de las otras arenas no producen. 112 Figura 5.9 - Producción promedio diaria por mes de fluidos del pozo Pucuna-10 desde enero del 2009 a junio del 2011. POZO PUCUNA - 10 350 PRODUCCIÓN (BLS) 300 250 200 150 100 50 0 ene-09 abr-09 jun-09 sep-09 dic-09 mar-10 jun-10 sep-10 dic-10 mar-11 jun-11 FECHA PRODUCCIÓN DE FLUIDO PRODUCCIÓN DE PETRÓLEO PRODUCCIÓN DE AGUA Fuente: Departamento de Yacimientos, EP- PETROECUADOR. Elaboración: Cristina Agila, Claudia Espinosa. POZO PUCUNA – 11 El pozo Puc-11 inició su producción en Febrero de 1994. En el workover # 3 en febrero de 1996 se aisla la arena Hollín con CIBP y queda produciendo de la arena U con una producción de 371 BPPD y 8% de BSW. En el workover # 4 en marzo del 2003 se realiza un fracturamiento hidráulico en la arena U, el fracturamiento fue exitoso, no hubo problemas operacionales y la producción del pozo se duplico en 300 BPPD. En los últimos cambios de bomba realizados al pozo se ha evidenciado presencia de escala y parafina. En la Figura 5.10 se presenta la producción diaria promedia de fluido, petróleo y agua desde enero del 2009 hasta junio del 2011. 113 Figura 5.10 - Producción promedio diaria por mes de fluidos del pozo Pucuna-11 desde enero del 2009 a junio del 2011. PRODUCCIÓN (BLS) POZO PUCUNA - 11 450 400 350 300 250 200 150 100 50 0 ene-09 abr-09 jul-09 sep-09 dic-09 mar-10 jun-10 sep-10 dic-10 mar-11 jun-11 FECHA PRODUCCIÓN DE FLUIDO PRODUCCIÓN DE PETRÓLEO PRODUCCIÓN DE AGUA Fuente: Departamento de Yacimientos, EP- PETROECUADOR. Elaboración: Cristina Agila, Claudia Espinosa. Al 30 de junio del 2011 se encuentra produciendo de la arena Ui, con un caudal de fluido de 193 BFPD, un caudal de petróleo promedio de 186 BPPD, un caudal de agua de 7 BAPD con 3.6% de BSW y 31 ˚API. Adicionalmente, con los resultados del análisis nodal se evidencia que la bomba en producción se encuentra con la geometría adecuada, por lo cual no se presenta ningún problema en la producción actual del pozo. Propuesta para el pozo Pucuna - 11: · Se han realizado pruebas de producción a todas las arenas del pozo con lo cual no se han obtenido resultados positivos, ya que luego del workover # 3 se dejó aislada la arena Hollín y posteriormente se aisló la arena T, quedando únicamente para la producción la arena U. Dada la experiencia del Departamento de Producción del Campo Pucuna se recomienda que el pozo siga produciendo del la arena U. 114 · Tomar build up a la arena U para actualizar los parámetros de reservorio. POZO PUCUNA – 12 El pozo Puc-12 inició su producción en Mayo de 1994, obteniendo mediante pruebas iniciales resultados en la arena T con una producción 1188 BPPD y en la arena Hollín con una producción de 1740 BPPD. Luego de realizarse el workover # 3 en abril de 1997, aíslan Hi con CIBP a 9710 pies, el pozo queda produciendo de la arena T con una producción de 236 BPPD con 4,2% de BSW, queda cañoneada la arena Us pero no se cuenta con información de la evaluación para esta arena. En el workover # 6 en diciembre del 2009 se acondiciona el pozo para recañonear los intervalos existentes en las arenas U y T y se baja completación sencillo selectiva para bombeo hidráulico tipo jet. En la Figura 5.11 se presenta la producción diaria promedia de fluido, petróleo y agua desde enero del 2009 hasta junio del 2011. Adicionalmente, con los resultados del análisis nodal se evidencia que la bomba en producción se encuentra con la geometría adecuada, por lo cual no se presenta ningún problema en la producción actual del pozo. Al 30 de junio del 2011 se encuentra produciendo de la arena T, con un caudal de fluido de 386 BFPD, un caudal de petróleo promedio de 382 BPPD, un caudal de agua de 4 BAPD con 1% de BSW y 30.2 ˚API. Propuesta para el pozo Pucuna - 12: · Luego de analizar los historiales de workover y producción del pozo, se recomienda que continúe produciendo de la arena T, podría producir de la arena U pero no se cuenta con la información suficiente del potencial de esta arena. 115 Figura 5.11 - Producción promedio diaria por mes de fluidos del pozo Pucuna-12 desde enero del 2009 a junio del 2011. POZO PUCUNA - 12 450 PRODUCCIÓN (BLS) 400 350 300 250 200 150 100 50 0 ene-09 mar-09 jun-09 sep-09 nov-09 feb-10 may-10 jul-10 oct-10 dic-10 mar-11 jun-11 FECHA PRODUCCIÓN DE FLUIDO PRODUCCIÓN DE PETRÓLEO PRODUCCIÓN DE AGUA Fuente: Departamento de Yacimientos, EP- PETROECUADOR. Elaboración: Cristina Agila, Claudia Espinosa. POZO PUCUNA – 13 El pozo Puc-13 inició su producción en febrero de 1994, obteniéndose resultados de las pruebas iniciales en la arena Hollín con una producción de 72 BFPD con 100% de BSW, en la arena T con una producción de 552 BFPD con 100% de BSW y en la arena U con una producción de 96 BPPD con 56% de BSW. En el workover # 1 en mayo de 1997 se decide aislar Hollín por su producción de 100% de agua. El pozo permaneció cerrado desde enero de 1998 por bajo aporte de producción y en el workover # 2 en marzo del 2009 se corre registro de saturación y cemento para realizar ajuste del diseño para cañoneo en los intervalos de interés de las arenas Basal Tena, Ts y Ti. Se baja completación sencillo selectiva para los 116 intervalos productores. El pozo queda produciendo de la arena Basal Tena con una producción de 120 BPPD con 16.7% de BSW. En el mes de mayo del 2011 se deja de producir de la arena Basal Tena y decide producir conjuntamente a las arenas U y T. En la Figura 5.12 se presenta la producción diaria promedia de fluido, petróleo y agua desde enero del 2009 hasta junio del 2011. Figura 5.12 - Producción promedio diaria por mes de fluidos del pozo Pucuna-13 desde marzo del 2009 a junio del 2011. POZO PUCUNA - 13 400 PRODUCCIÓN (BLS) 350 300 250 200 150 100 50 0 mar-09 jun-09 sep-09 dic-09 mar-10 jun-10 sep-10 dic-10 mar-11 jun-11 FECHA PRODUCCIÓN DE FLUIDO PRODUCCIÓN DE PETRÓLEO PRODUCCIÓN DE AGUA Fuente: Departamento de Yacimientos, EP- PETROECUADOR. Elaboración: Cristina Agila, Claudia Espinosa. Al 30 de junio del 2011 se encuentra produciendo de las arenas U y T, con un caudal de fluido de 118 BFPD, un caudal de petróleo promedio de 87 BPPD, un caudal de agua de 31 BAPD con 26.3% de BSW y 30.1 ˚API. Adicionalmente, con los resultados del análisis nodal se evidencia que la bomba en producción se encuentra con la geometría adecuada, por lo cual no se presenta ningún problema en la producción actual del pozo, únicamente se 117 debería tener en cuenta de que la bomba no cavite debido a que se encuentra en el límite del rango de cavitación. Propuesta para el pozo Pucuna - 13: · Luego de analizar los historiales de workover y producción del pozo, se recomienda que continúe produciendo de las arenas U y T. 5.2 PROPUESTA PARA INCREMENTAR LA PRODUCCIÓN DEL CAMPO CON LA PERFORACIÓN DE NUEVOS POZOS En base al análisis de la producción acumulada del campo de 20.6 MMBLS, las reservas remantes probadas de 6.0 MMBLS, las reservas probables de 14.8 MMBLS, las reservas posibles de 11.7 MMBLS calculadas a diciembre del 2010 y los análisis preliminares obtenidos del estudio de simulación matemática del año 2008, para el año 2011 EP PETROECUADOR en su SUBGERENCIA DE EXPLORACIÓN Y DESARROLLO propone continuar con el desarrollo del Campo Pucuna con la perforación de nuevos pozos Puc-14, Puc-15, Puc-16, Puc-17 los cuales tendrían las siguientes coordenadas de ubicación: Tabla 5.1 - Coordenadas de los pozos propuestos. POZO PROPUESTO PUC-14 PUC-15 PUC-16 PUC-17 UTM ESTE (m) 277849.66 277157.48 277855.93 276927.00 UTM NORTE (m) 9970947.00 9970652.00 9971874.34 9969790.00 Fuente: Subgerencia de Explotación y Desarrollo, Propuesta técnica para el desarrollo del Campo Pucuna. En la Figura 5.13 podemos observar el mapa estructural con la ubicación de los pozos perforados y los pozos propuestos. 118 Figura 5.13 - Mapa estructural, arenisca T con la ubicación de pozos perforados y propuestos Fuente: Subgerencia de Explotación y Desarrollo, Propuesta técnica para el desarrollo del Campo Pucuna. La perforación de los pozos Puc-14 y Puc-15 estarán ubicados en las plataformas de los pozos Puc-11 y Puc-05. 119 De acuerdo al volumen de reservas probadas y probables, el reservorio de mayor interés es Hollín y conforme a esto los pozos tendrían una producción inicial estimada de: Tabla 5.2 - Producción estimada de los pozos propuestos POZO PROPUESTO PUC-14 PUC-15 PUC-16 PUC-17 PRODUCCIÓN ESTIMADA (BPPD) 350 340 300 250 Fuente: Subgerencia de Explotación y Desarrollo, Propuesta técnica para el desarrollo del Campo Pucuna. Con la perforación de estos pozos propuestos la proyección de producción del Campo es la siguiente: Tabla 5.3 - Proyección de producción del Campo Pucuna FECHA 2011 2012 2013 2014 2015 CURVA BASE (BPPD) 1895 1719 1555 1407 1273 CON PERFORACIÓN (BPPD) 1924 2450 2709 2486 2282 2016 2017 2018 1152 1043 943 2096 1925 1768 2019 2020 2021 854 772 699 1625 1494 1374 Fuente: Subgerencia de Explotación y Desarrollo, Propuesta técnica para el desarrollo del Campo Pucuna. 120 Figura 5.14 - Proyección de producción del Campo Pucuna. Fuente: Subgerencia de Explotación y Desarrollo, Propuesta técnica para el desarrollo del Campo Pucuna. De acuerdo a la proyección de producción entregada por la Coordinación de Yacimientos, se estima para el año 2013 obtener la máxima producción, que alcanza los 2.709 BPPD; considerando la producción de agua, en el caso de que el BSW del campo alcanzará el 60%, la producción llegaría aproximadamente a 5.000 BFPD, que sumados a los +-15.000 BPPD que se inyectan en el Sistema Power Oil, se llega a un total de 21.000 BFPD que se deberían dar tratamiento; con lo cual la capacidad actual de separación sería insuficiente, por lo que es necesario tomar acciones a mediano y largo plazo que permitan satisfacer los requerimientos e iniciar la Modernización de las Facilidades de la Estación, tales como: · Cambiar el Sistema de calentamiento de crudo. · Modernizar el Sistema de separación de fluidos. · Se debe modernizar los sistemas de Control e Instrumentación de la Estación. 121 · Dependiendo de los resultados de la Inspección técnica se deberá reemplazar o reparar las tuberías, tanques, separadores, etc. · Realizar la Contratación de la Ingeniería Básica para la Modernización y/o Optimización de las Facilidades de Producción de la Estación Pucuna. Todas estas acciones garantizarán el tratamiento óptimo, confiable y seguro del fluido producido en éste Campo. En la tabla 5.4 se muestra el resumen de la propuesta para incrementar la producción de petróleo del Campo Pucuna. - 340 350 Elaboración: Cristina Agila, Claudia Espinosa. TOTAL INCREMENTO DE PRODUCCIÓN ESPERADO Modernización de las Facilidades de producción de la Estación Pucuna Perforación PUCUNA - 15 Continuar produciendo PUCUNA - 13 - Continuar produciendo PUCUNA - 12 Perforación Continuar produciendo y tomar Build up para la arena U PUCUNA - 11 PUCUNA - 14 Continuar produciendo PUCUNA - 10 PERFORACIONES Continuar produciendo y tomar Build up para la arena Basal Tena 450 Continuar produciendo 270 423 400 PUCUNA - 09 267 214 402 224 Cerrar Pozo 1.126 340 350 183 56 21 176 PRODUCCIÓN (BPPD) Continuar produciendo Evaluar y punzonar arenas Hollín, T y Basal Tena. Coiled tubing. Tomar Build up para las arenas Hs+Hi Cambio de geometría 9A(Solipet) a 9H (Sertecpet) Abrir a producción arena Hi con unidad de wireline TRABAJO PROPUESTO INCREMENTO DE PUCUNA - 08 PUCUNA - 07 PUCUNA - 06 PUCUNA - 05 PUCUNA - 03 PUCUNA - 02 PUCUNA - 01 POZO PRODUCCIÓN DE PRODUCCIÓN DE PETRÓLEO PETRÓLEO ACTUAL (BPPD) ESTIMADA(BPPD) REACONDICIONAMIENTOS Tabla 5.4 – Resumen de la propuesta para incrementar la producción de petróleo del Campo Pucuna. 122 123 CAPITULO VI ANÁLISIS ECONÓMICO 6.1 ANÁLISIS ECONÓMICO En el presente proyecto se calculan el Valor Actual Neto (V.A.N) y la Tasa Interna de Retorno (T.I.R), parámetros mediante los cuales se determinará la puesta en marcha o no del proyecto. Un proyecto es económicamente rentable cuando: La · El valor actual neto (V.A.N.) es mayor que cero. · La tasa interna de retorno (T.I.R.) es mayor a la tasa de actualización. tasa de actualización que el Departamento Financiero de EP PETROECUADOR contempla en sus proyectos es del 12 % anual (1% mensual). 6.1.1 VALOR ACTUAL NETO (V.A.N) El Valor Actual Neto de un proyecto es un procedimiento que permite calcular el valor presente de un determinado número de flujos de caja futuros, originados por una inversión. El Valor Actual Neto es uno de los criterios económicos más ampliamente utilizados en la evaluación de proyectos de inversión. Se calcula mediante de la siguiente ecuación: ൌ ൌͲ Ǥ ሺǤͳሻ ሺͳ ሻ 124 Donde: Fnck = Flujo Neto de Caja del año k i = Tasa de Actualización de la empresa (i = 12.00%) 6.1.2 TASA INTERNA DE RETORNO (TIR) La tasa interna de retorno o tasa interna de rentabilidad (TIR) de una inversión, está definida como el promedio geométrico de los rendimientos futuros esperados de dicha inversión. Es un indicador de la rentabilidad de un proyecto, a mayor TIR, mayor rentabilidad. Se calcula mediante de la siguiente ecuación: ൌͲ · ൌ Ͳ Ǥ ሺǤʹሻ ሺͳ ሻ Cuando la tasa interna de retorno es mayor a la tasa de actualización (i), el proyecto es rentable. · Cuando la tasa interna de retorno es igual a la tasa de actualización (i), el proyecto no presenta pérdidas ni ganancias. · Cuando la tasa interna de retorno es menor a la tasa de actualización (i), el proyecto no es rentable. 6.1.3 COSTOS DE PRODUCCIÓN Los costos de producción incluyen los costos estimados de los trabajos a realizarse de acuerdo a la propuesta para incrementar la producción del Campo, el tiempo de duración de los trabajos y la producción esperada de petróleo a recuperarse por los trabajos propuestos en cada pozo. En la Tabla 6.1 se presentan los costos de producción de los pozos objeto de análisis en este estudio. 125 Tabla 6.1. Costos de producción por pozo para el análisis económico del Campo Pucuna. Pozo Pucuna-02 Pucuna-03 Pucuna-05 Pucuna-07 Pucuna-09 Pucuna-11 Pucuna-14 Pucuna-15 Producción de Petróleo Esperada a Trabajo Propuesto Recuperarse (Bls) Coiled tubing 176 Buil up Cambio de 21 geometría Abrir Hi a producción 56 Evaluar y punzonar 183 arenas Tomar Buil up Tomar Buil up Perforación 350 Perforación 340 Facilidades de Superficie Tiempo de Realización del Trabajo (DÍAS) 2 1,5 estimado(USD) 50.000 6.500 1,0 3.841,44 1 2.000 10 1,5 1,5 25 25 703.710 6.500 6.500 5.000.000 5.000.000 2.000.000 Costo Elaborado por: Cristina Agila, Claudia Espinosa La tabla 6.2 muestra los costos para la Evaluación y Punzonamiento de Arenas y Cambio de Geometría, de trabajos propuestos para los pozos Puc – 03 y Puc – 07. Tabla 6.2. Costos de trabajos. EVALUAR Y PUNZONAR ARENAS OPERACIÓN /MATERIAL Costos (USD) completación del pozo (torre y personal) 435,166 suministro del equipo (cabezal) 30,792 Suministro de tubería 40,895 SL, VACUMM, MEDIO AMBIENTE 4,558 Registros cementación/GR/CCL/CBL/VDL/USIT 73,000 Cable electrico y canoneo 71,000 Suministros (brocas,filtros,quimicos, etc) 48,299 Total 703,710 CAMBIO DE GEOMETRIA DE BOMBA OPERACIÓN /MATERIAL Costos (USD) Cambio bomba 890,090 Nozzle 916,940 Garganta 2.034,410 Total 3.841,440 Elaborado por: Cristina Agila, Claudia Espinosa. 126 6.1.4 INGRESOS Los ingresos se obtienen multiplicando el precio del barril de petróleo por el número de barriles a ser producidos cada mes. Durante el primer mes en el que comienza la ejecución del proyecto, no se tiene una producción del mismo. Por lo tanto, los resultados de estos trabajos, o la producción del primer pozo productor intervenido en el primer mes, empezarán a principios del segundo mes. Para el cálculo de la producción por mes durante el tiempo de evaluación económica se considera una declinación de producción 16 % anual, lo que implicaría un 1.33 % mensual. 6.1.5 EGRESOS Los egresos mensuales constituyen la suma entre los costos de reparación de los pozos productores y el costo de futuros reacondicionamientos, donde el costo operativo de producción es de 8,80 dólares por barril. El monto total de la realización de los trabajos asciende a 12.779.051 dólares, durante los doce meses considerados en el período de evaluación económica del proyecto. 6.2 ESCENARIOS PROPUESTOS PARA EL ANÁLISIS ECONÓMICO Se realizaron tres proyecciones en este Proyecto de Titulación, considerando tres precios de crudo de acuerdo a las condiciones actuales de venta. Para considerar los precios del petróleo en los escenarios propuestos se tomó en cuenta los precios del petróleo de los meses de septiembre y octubre del 2011, los cuales se pueden observar en la tabla 6.3 y figura 6.1. 127 Tabla 6.3. Precio del barril de petróleo en los meses de septiembre y octubre. MES 13-sep-11 14-sep-11 15-sep-11 16-sep-11 19-sep-11 20-sep-11 21-sep-11 22-sep-11 23-sep-11 26-sep-11 27-sep-11 28-sep-11 29-sep-11 30-sep-11 PRECIO BLS (USD) 90,21 88,91 89,4 97,96 87,5 86,89 85,75 80,26 79,58 80,24 84,45 81,21 82,14 79,2 PRECIO BLS (USD) 77,61 75,67 79,68 82,59 82,98 85,41 85,81 85,57 84,23 86,8 86,38 88,34 86,11 85,3 87,22 91,17 MES 03-oct-11 04-oct-11 05-oct-11 06-oct-11 07-oct-11 10-oct-11 11-oct-11 12-oct-11 13-oct-11 14-oct-11 17-oct-11 18-oct-11 19-oct-11 20-oct-11 21-oct-11 24-oct-11 Fuente: Banco Central del Ecuador Elaborado por: Cristina Agila, Claudia Espinosa. Figura 6.1. Variación del precio del barril de petróleo en los meses de septiembre y octubre. Variación del precio de barril de petróleo 100 95 USD 90 85 80 75 70 09/09 19/09 29/09 09/10 Meses septiembre-octubre Fuente: Banco Central del Ecuador. Elaboración: Cristina Agila, Claudia Espinosa. 19/10 29/10 128 De donde se consideró el valor mínimo de 75,67 dólares por barril para el primer escenario, obtenido de la tendencia del precio del petróleo según el Banco Central entre los meses de septiembre y octubre del 2011. Para el segundo escenario se consideró un precio del petróleo de 83,90 dólares por barril, tomado del presupuesto general del Estado para el 2012. Para el tercer escenario se consideró 97,96 dólares por barril, valor máximo que tuvo el petróleo ecuatoriano en los meses de septiembre y octubre del año 2011. 6.2.1 HIPÓTESIS EN LAS QUE SE BASA EL ANÁLISIS ECONÓMICO · Se considera una tasa de actualización anual para el proyecto del 12 %. Valor sugerido por el Departamento de Ingeniería Económica de EP PETROECUADOR. · No se considera depreciación contable de los equipos por cuanto no intervienen en impuestos fiscales. · Se consideró una declinación de producción de 16 %. Por lo que el proyecto establece una declinación mensual de 1,33 %, siendo el mensual de 30 días. · No se consideró devaluación monetaria durante los años de duración del proyecto. 6.2.2 DETERMINACIÓN DEL TIEMPO DE RECUPERACIÓN DE LA INVERSIÓN, VALOR ACTUAL NETO Y TASA INTERNA DE RETORNO 6.2.2.1 Primer escenario Para el escenario del crudo de 75,67 dólares por barril, el proyecto presenta un V.A.N. positivo de 15.694.752 dólares. La evaluación económica se realiza para 12 meses y se calculó un TIR mensual de 22,43%; ver Tabla 6.4. Estos resultados 129 son indicativos que el proyecto es rentable a un tiempo de recuperación de la inversión de 2,3 meses. Tabla 6.4. Resultados del primer escenario Inversión Total (USD) Tasa Interna de Retorno (Mensual) (TIRm) % Tasa Interna de Retorno (Anual) (TIR) % Valor Actual Neto (VAN) USD Beneficio/Costo 16.706.440 22,43% 1034,35% 15.694.752 1,96 Elaboración: Cristina Agila, Claudia Espinosa. . 6.2.2.2 Segundo escenario Para el escenario del crudo de 83,90 dólares por barril, el proyecto presenta un V.A.N. positivo de 19.199.155 dólares. La evaluación económica se realiza para 12 meses y se calculó un TIR mensual de 26,72%; ver Tabla 6.5. Estos resultados son indicativos que el proyecto es rentable a un tiempo de recuperación de la inversión de 1,9 meses. Tabla 6.5. Resultados del segundo escenario Inversión Total (USD) Tasa Interna de Retorno (Mensual) (TIRm) % Tasa Interna de Retorno (Anual) (TIR) % Valor Actual Neto (VAN) USD Beneficio/Costo 16.706.440 26,72% 1614,72% 19.199.155 2,18 Elaboración: Cristina Agila, Claudia Espinosa. 6.2.2.3 Tercer escenario Para el escenario del crudo de 97,96 dólares por barril, el proyecto presenta un V.A.N. positivo de 25.186.020 dólares. La evaluación económica se realiza para 12 meses y se calculó un TIR mensual de 33,86 %; ver Tabla 6.6. Estos resultados son indicativos que el proyecto es rentable a un tiempo de recuperación de la inversión de 1,5 meses. 130 Tabla 6.6. Resultados del tercero escenario Inversión Total (USD) Tasa Interna de Retorno (Mensual) (TIRm) % Tasa Interna de Retorno (Anual) (TIR) % Valor Actual Neto (VAN) USD Beneficio/Costo 16.706.440 33,86% 3209,47% 25.186.020 2,54 Elaboración: Cristina Agila, Claudia Espinosa En el ANEXO 6.1 se presentan los cálculos que fueron realizados para el análisis de los tres escenarios y las gráficas del tiempo de recuperación de la inversión. En la tabla 6.7 se resumen los resultados del TIR y VAN para los tres escenarios propuestos. Tabla 6.7 Resultados de TIR y VAN para los tres escenarios propuestos. ESCENARIO 1 (75.67 $/bls) ESCENARIO 2 (83,90 $/bls) ESCENARIO 3 (97,96 $/bls) TIRm (%) 22,43 26,72 33,86 VAN (USD) 15.694.752 19.199.155 25.186.020 Elaboración: Cristina Agila, Claudia Espinosa. De los datos exhibidos resulta que este proyecto de incremento de producción de petróleo del Campo Pucuna es rentable. 131 CAPÍTULO VII CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES 7.1 CONCLUSIONES · El Campo Pucuna fue revertido al Estado Ecuatoriano el 18 de enero del 2011, al no llegar a un acuerdo en la negociación propuesta, por lo cual pasa a ser operado nuevamente por EP PETROECUADOR, con un total de 12 pozos productores y un pozo reinyector con una producción aproximada de 2.300 BPPD con 25,6% de BSW de 30,8 °API y una producción de gas de 554 MPC a junio del 2011. · Este Campo tiene como único levantamiento artificial el bombeo hidráulico tipo jet, de los principales yacimientos productivos que son: Basal Tena, U superior, U inferior, T superior, T inferior y Hollín. · Las acumulaciones de hidrocarburos en el Campo Pucuna, son controladas en primer lugar por la estructura y luego por la geometría de las facies de las distintas arenas productoras del Campo. · El mecanismo de producción de las arenas de la formación Hollín es por empuje hidráulico, mientras que las arenas de la formación Napo producen por gas en solución y empuje parcial de agua. No hay presencia de intrusión de agua en las formaciones U y T, a excepción de la formación Hollín, que ya manifestó este comportamiento y se conoce la presencia de un acuífero en el mismo. · La producción del campo es apoyada por el sistema de bombeo hidráulico tipo jet en todos sus pozos, algunos de ellos fueron originalmente probados 132 y producidos a flujo natural pero por la declinación de su producción hubo necesidad de recurrir al levantamiento artificial. · El Software Claw Pump para bombeo hidráulico tipo jet nos permite modelar el comportamiento de un pozo mediante la generación del IPR del pozo, la selección de la bomba jet y análisis nodal. · De acuerdo a los resultados del análisis nodal obtenido en este estudio, se concluye que el trabajo de las bombas instaladas en los pozos es en su gran mayoría satisfactorio. · Los trabajos propuestos para incrementar la producción de petróleo en el Campo se presentan luego del análisis del historial de producción y reacondicionamiento, análisis de reservas, sistema de producción actual y análisis nodal, dichos trabajos se presentan en el siguiente cuadro: POZO PUCUNA - 01 PUCUNA - 02 PUCUNA - 03 PUCUNA - 05 PUCUNA - 06 PUCUNA - 07 PUCUNA - 08 PUCUNA - 09 PUCUNA - 10 PUCUNA - 11 PUCUNA - 12 PUCUNA - 13 REACONDICIONAMIENTOS TRABAJO PROPUESTO Cerrar Pozo Coiled tubing. Tomar B´ up para las arenas Hs+Hi Continuar produciendo Abrir a producción arena Hi Continuar produciendo Evaluar y punzonar arenas Hollín, T y Basal Tena. Continuar produciendo Continuar produciendo y tomar B up para la arena Basal Tena Continuar produciendo Continuar produciendo y tomar B up para la arena U Continuar produciendo y tomar B up para la arena T Continuar produciendo PERFORACIONES PUCUNA - 14 Perforación PUCUNA - 15 Perforación Modernización de las Facilidades de producción de la Estación Pucuna 133 · Considerando las reservas probadas remanentes, este proyecto es viable, considerando las reparaciones propuestas en los pozos y la perforación de nuevos pozos, plan de desarrollo que fue ya establecido por EP PETROECUADOR, el cual también se contempla en el presente estudio. · De acuerdo a la proyección de producción entregada por la Coordinación de Yacimientos, se estima para el año 2013 obtener la máxima producción, que alcanza los 2.709 BPPD; considerando la producción de agua, en el caso de que el BSW del campo alcanzará el 60%, la producción llegaría a aproximadamente a 5.000 BFPD, que sumados a los +-15.000 BPPD que se inyectan en el Sistema Power Oil, se llega a un total de 21.000 BFPD que se deberían dar tratamiento; con lo cual la capacidad actual de separación sería insuficiente, por lo que es necesario tomar acciones a mediano y largo plazo que permitan satisfacer los requerimientos e iniciar la Modernización de las Facilidades de la Estación. · Para la realización del análisis económico del presente proyecto se consideró una tasa de actualización anual de 12%, valor sugerido por el Departamento de Ingeniería Económica de Petroproducción. Se considero una declinación de producción anual de 16%, por lo que el proyecto establece una declinación mensual de 1,33%, siendo el mensual de 30 días. · Luego de realizarse el análisis económico de este proyecto de titulación se presentan los siguientes resultados: Resultados del primer escenario con precio de 75,67 $/bl. Inversión Total (USD) Tasa Interna de Retorno (Mensual) (TIRm) % Tasa Interna de Retorno (Anual) (TIR) % Valor Actual Neto (VAN) USD Beneficio/Costo 16.706.440 22,43% 1034,35% 15.694.752 1,96 134 Resultados del segundo escenario con precio de 83,90 $/bl. Inversión Total (USD) Tasa Interna de Retorno (Mensual) (TIRm) % Tasa Interna de Retorno (Anual) (TIR) % Valor Actual Neto (VAN) USD Beneficio/Costo 16.706.440 26,72% 1614,72% 19.199.155 2,18 Resultados del tercer escenario con precio de 97,96 $/bl. Inversión Total (USD) Tasa Interna de Retorno (Mensual) (TIRm) % Tasa Interna de Retorno (Anual) (TIR) % Valor Actual Neto (VAN) USD Beneficio/Costo · 16.706.440 33,86% 3209,47% 25.186.020 2,54 De los datos exhibidos resulta que este proyecto de incremento de producción de petróleo del Campo Pucuna es rentable. 135 7.2 RECOMENDACIONES · Para la ubicación de nuevos pozos de desarrollo y en la exploración de nuevas posibles estructuras dentro del Campo, se debería realizar sísmica 3D, la cual permitirá diseñar un plan de explotación óptimo de este Campo. · Hacer un estudio sedimentológico en los núcleos tomados en los distintos pozos del Campo, a fin de obtener una mejor caracterización de sus reservorios. · Con la información de presión existente no es posible realizar mapas isobáricos. Se requiere tomar presiones para conocer mejor el comportamiento del Campo. · Realizarle a todos los pozos del Campo Pucuna pruebas de restauración de presión para cada una de las arenas productoras, lo cual permitirá realizar un estimado Presión-Producción Acumulada de Petróleo, y hacer las extrapolaciones pertinentes que den paso a la estimación de la presión del yacimiento a futuro y calcular un nuevo POES. · Se recomienda realizar una inspección técnica a las facilidades de producción de la Estación Pucuna y dependiendo de los resultados de ésta, se deberá reemplazar o reparar las tuberías, tanques, separadores, etc., estas acciones garantizarán el tratamiento óptimo, confiable y seguro del fluido producido en éste Campo. · Se propone continuar con el desarrollo del Campo Pucuna con la perforación de los nuevos pozos Puc-14 y Puc-15. 136 REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS 1. ALDAZ Edward y OROZCO Miguel. Estudio Técnico-Económico para Incrementar la Producción de Petróleo en el Campo Lago Agrio. Tesis (Ingeniería en Petróleos). Quito, Ecuador: Escuela Politécnica Nacional, 2005. 232 h. 2. AMAYA Andrés y CHANATÁSIG Diego. Programa de Diseño Unificado de Bombeo Hidráulico para la Selección de Bombas Jet y Pistón Usadas en las Operaciones de PETROPRODUCCIÓN. Tesis (Ingeniería en Petróleos). Quito, Ecuador: Escuela Politécnica Nacional, 2009. 228 h. 3. CABAY Juan. Procedimiento de evaluación en el pozo Tapi 06 con Bomba Jet Claw en el Distrito Oriente, Campo de Petroproducción. Tesis (Ingeniería en Petróleos). Quito, Ecuador: Universidad Tecnológica Equinoccial, 2007. 106 h. 4. CRAFT B. C. y HAWKINS M. F. Ingeniería Aplicada de Yacimientos Petrolíferos. Del Departamento de Ingeniería de Petróleos de la Universidad del Estado de Lousiana. Editorial Tecnos. Madrid. 5. Ph.D. ESCOBAR MACUALO Freddy Humberto, Fundamentos de Ingeniería de Yacimientos. 6. GAÍNZA Fausto y QUINGA Julio. Diagnóstico de los Sistemas de Producción del Campo Dayuma Fundamentado en el Análisis Nodal. Tesis (Ingeniería en Petróleos). Quito, Ecuador: Escuela Politécnica Nacional, 2010. 170 h 7. ING. RIVERA José S. Práctica de Ingeniería de Yacimientos Petrolíferos. 137 8. MSC. MAGGIOLO Ricardo. (2008), Optimización de la Producción mediante Análisis Nodal. ESP OIL. Lima, Perú. 9. ORTIZ Carlos. Diseño de completaciones duales paralelas para un sistema de bombeo hidráulico. Tesis (Ingeniería en Petróleos). Guayaquil, Ecuador: Escuela Superior Politécnica del Litoral, 2009. 226 h. 10. EP PETROECUADOR. ARCHIVO TÉCNICO. Información general del Campo Pucuna. 11. EP PETROECUADOR. Departamento de Producción y Mantenimiento Campo Pucuna. 12. EP PETROECUADOR. SUBGERENCIA DE EXPLORACIÓN Y DESARROLLO. Departamento de Yacimientos. 13. PONTÓN Diego y PAMBABAY Iliana. Análisis Técnico-Económico y Diseño de Estimulaciones Matriciales para incrementar la productividad del campo Sacha en Petroproducción. Tesis (Ingeniería en Petróleos). Guayaquil, Ecuador: Escuela Superior Politécnica del Litoral, 2008. 308 h. 138 ANEXOS 139 ANEXO 1.1 MAPAS ESTRUCTURALES EN PROFUNDIDAD DE LAS ARENAS PRODUCTORAS DEL CAMPO 140 Mapa estructural en profundidad de Hollín superior Fuente: EP-PETROECUADOR. Modificado: Cristina Agila, Claudia Espinosa. 141 Mapa estructural en profundidad de Arenisca T superior Fuente: EP-PETROECUADOR. Modificado: Cristina Agila, Claudia Espinosa. 142 Mapa estructural en profundidad de Arenisca U superior Fuente: EP-PETROECUADOR. Modificado: Cristina Agila, Claudia Espinosa. 143 ANEXO 1.2 DIAGRAMA ESTRUCTURAL DE UN POZO TÍPICO Fuente: Departamento de Mantenimiento. Campo Pucuna. Diagrama estructural de un pozo típico 144 145 ANEXO 1.3 DIAGRAMA ESTRUCTURAL DEL CAMPO PUCUNA Fuente: Departamento de Mantenimiento. Campo Pucuna. Diagrama estructural del Campo Pucuna 146 147 ANEXO 2.1 TOPES, BASES Y ESPESORES DE LOS YACIMIENTOS POZO POR POZO 148 ARENA BT U SUP U INF T SUP T INF HOLLIN SUP HOLLIN INF ARENA BT U INF T SUP T INF HOLLÍN SUP HOLLÍN INF M1 U SUP ARENA BT U INF T SUP T INF HOLLÍN SUP HOLLÍN INF M1 U SUP PUCUNA - 01 TOPE BASE (pies) (pies) 8665 8680 9308 9369 9369 9407 9551 9608 9608 9681 9772 9812 9812 10142 PUCUNA - 02 TOPE BASE (pies) (pies) 8668 8676,5 9356 9395 9540 9612 9612 9677 9766 9806 98067 9835 8676,5 8697 9301 9356 PUCUNA - 03 TOPE BASE (pies) (pies) 8638 8655 9327 9380 9520 9579 9579 9654 ESPESOR (pies) 15 61 38 57 73 40 330 ESPESOR (pies) 8,5 39 72 65 40 29 20,5 55 ESPESOR (pies) 17 53 59 75 9745 9803 58 9803 8655 9720 9859 8670 9327 56 15 57 149 Continuación (ANEXO 2.1) ARENA BT U INF T SUP T INF HOLLÍN SUP HOLLÍN INF M1 U SUP ARENA BT U INF T SUP T INF HOLLÍN SUP HOLLÍN INF M1 U SUP ARENA BT U SUP U INF T SUP T INF HOLLÍN SUP HOLLÍN INF PUCUNA - 04 TOPE BASE (pies) (pies) 8626 8641 9325 9366 9500 9569 9569 9640 9737 ESPESOR (pies) 15 41 69 71 9777 40 9777 9910 8641 8657 9271 9325 PUCUNA - 05 TOPE BASE (pies) (pies) 8543 8560 9246 9286 9435 9508 9508 9553 133 16 54 9643 ESPESOR (pies) 17 40 73 45 9686 43 9686 9817 8560 8582 9189 9246 PUCUNA - 06 TOPE BASE (pies) (pies) 8672 8689 9322 9377 9377 9427 9557 9624 9624 9693 131 22 57 ESPESOR (pies) 17 55 50 67 69 9778 9825 47 9825 9957 132 150 Continuación (ANEXO 2.1) ARENA BT U SUP U INF T SUP T INF HOLLÍN SUP HOLLÍN INF ARENA BT U SUP U INF T SUP T INF HOLLÍN SUP HOLLÍN INF TOTAL ZONA ARENA BT U SUP U INF T SUP T INF HOLLÍN SUP HOLLÍN INF TOTAL ZONA PUCUNA - 07 TOPE BASE (pies) (pies) 8523 8546 9153 205 9205 9249 9404 9481 9481 9528 9614 9649 ESPESOR (pies) 23 52 44 77 47 35 9649 9786,5 137,5 PUCUNA - 08 TOPE(pies) BASE(pies) ESPESOR(pies) 8565 8590 25 9220 9242 22 9242 9306 64 9441 9460 19 9460 9575 115 9673 9706 33 9706 9817 111 8565 9817 389 PUCUNA- 09 TOPE (pies) BASE(pies) ESPESOR(pies) 8622 8636 14 9269 9323 54 9323 9360 37 9494 9566 72 9566 9627 61 9722 9768 46 9768 10029 261 8622 10029 545 151 Continuación (ANEXO 2.1) ARENA BT U SUP U INF T SUP T INF HOLLÍN SUP HOLLÍN INF TOTAL ZONA ARENA BT U SUP U INF T SUP T INF HOLLÍN SUP HOLLÍN INF TOTAL ZONA ARENA BT U SUP U INF T SUP T INF HOLLÍN SUP HOLLÍN INF TOTAL ZONA PUCUNA - 10 TOPE BASE(pies) ESPESOR(pies) (pies) 8686 8712 26 9316 9379 63 9379 9424 45 9563 9601 38 9601 9680 79 9776 9819 43 9819 10022 203 8686 10022 497 PUCUNA- 11 TOPE (pies) BASE(pies) ESPESOR(pies) 8623,5 8637 13,5 9260 9310 50 9310 9372 62 9505 9540 35 9540 9657 117 9725 9763 38 9763 9970 207 8623,5 9970 PUCUNA -12 BASE (pies) TOPE(pies) 8642 8657 9288 9339 9339 9380 9527 9580 9560 9659 522,5 ESPESOR(pies) 15 51 41 33 99 9752 9823 71 9823 10050 227 8642 10050 537 152 Continuación (ANEXO 2.1) ARENA BT U SUP U INF T SUP T INF HOLLÍN SUP HOLLÍN INF TOTAL ZONA PUCUNA -13 TOPE(pies) BASE(pies) ESPESOR(pies) 8631 8662 31 9281 9338 57 9338 9371 33 9513 9588 75 9588 9651 63 9736 9798 62 9798 9948 150 8631 9948 471 Fuente: Departamento de Yacimientos, EP – PETROECUADOR. Elaboración: Cristina Agila, Claudia Espinosa. 153 ANEXO 3.1 DISTRIBUCIÓN DE LOS POZOS EN EL CAMPO Fuente: Estación de producción Pucuna. 154 155 ANEXO 3.2 DIAGRAMAS DE COMPLETACIÓN DE LOS POZOS DEL CAMPO PUCUNA 156 DIAGRAMA DEL POZO PUCUNA - 01 Fuente: Archivo Técnico. EP- PETROECUADOR. 157 DIAGRAMA DEL POZO PUCUNA - 02 Fuente: Archivo Técnico. EP- PETROECUADOR. 158 DIAGRAMA DEL POZO PUCUNA – 03 Fuente: Archivo Técnico. EP- PETROECUADOR. 159 DIAGRAMA DEL POZO PUCUNA – 04 Fuente: Archivo Técnico. EP- PETROECUADOR. 160 DIAGRAMA DEL POZO PUCUNA – 05 Fuente: Archivo Técnico. EP- PETROECUADOR. 161 DIAGRAMA DEL POZO PUCUNA – 06 Fuente: Archivo Técnico. EP- PETROECUADOR. 162 DIAGRAMA DEL POZO PUCUNA – 07 Fuente: Archivo Técnico. EP- PETROECUADOR. 163 DIAGRAMA DEL POZO PUCUNA – 08 Fuente: Archivo Técnico. EP- PETROECUADOR. 164 DIAGRAMA DEL POZO PUCUNA – 09 Fuente: Archivo Técnico. EP- PETROECUADOR. 165 DIAGRAMA DEL POZO PUCUNA – 10 Fuente: Archivo Técnico. EP- PETROECUADOR. 166 DIAGRAMA DEL POZO PUCUNA – 11 Fuente: Archivo Técnico. EP- PETROECUADOR. 167 DIAGRAMA DEL POZO PUCUNA – 12 Fuente: Archivo Técnico. EP- PETROECUADOR. 168 DIAGRAMA DEL POZO PUCUNA – 13 Fuente: Archivo Técnico. EP- PETROECUADOR. 169 ANEXO 3.3 HISTORIALES DE REACONDICIONAMIENTO DE LOS POZOS DEL CAMPO PUCUNA 170 POZO: PUCUNA – 01 FECHA DE COMPLETACIÓN: 28 DE MARZO DE 1971 Intervalos Abiertos y pruebas: - Hollín: (9814’-9826) (9829’-9834’) (9838’- 9844’); 1000 BFPD 70%BSW, 740 BPPD 20% BSW. - “T”: (9637’-9646’); 230 BPPD 5% BSW. - “U”: (9390’-9398’); Recuperó 10 Bls de petróleo en 1,5 horas. W.O # 1 (05-julio-1990): Cementar Hollín, recañonearlo y evaluar T y U. - Se cementó U y Hollín (U por equivocación) - Cañoneó Hollín de 9814’-9826’ y U de 9390’-9402’. - 20/06/1990: Hollín, 493 BPPD, 1.5% BSW. - 20/06/1991: Hollín, 418 BPPD, 0.1% BSW. - 23/06/1992: Hollín, 353 BPPD, 0.1% BSW. - Pozo estuvo fluyendo natural hasta el W.O 2. W.O # 2 (25-noviembre-1992): Cambio de Completación (Bombeo Hidráulico) - Producir separadamente H, T y U. - Tubería de producción se partió sacando, pescó a 4050 pies. - 09/12/1992: Hollín, 560 BPPD, 0.3% BSW. - 22/12/1993: Hollín, 540 BPPD, 0.7% BSW. - 22/01/1994: Hollín, 544 BPPD, 0.4% BSW. Cambio de bomba jet a pistón - 19/12/1996: Hollín, 472 BPPD, 21% BSW. - 15/01/1999: Hollín, 223 BPPD, 45% BSW. W.O # 3 (03-abril-2000): Cambio de completación para poder recuperar bomba. - Sacando se partió la tubería de producción, se dejó en fondo y luego se recuperó pescado a 9318 pies. - 16/04/2000: Hollín, 328 BPPD, 55% BSW. Cambio de bomba 171 - 27/12/2000: Hollín, 145 BPPD, 52% BSW. Cambio de bomba - 11/04/2001: Hollín, 85 BPPD, 93% BSW. - 06/05/2001: “T”, 399 BPPD, 22% BSW. - 15/07/2001: “T”, 21 BPPD, 98% BSW. Cambio de bomba - 17/07/2001: Hollín, 181 BPPD, 86% BSW. - 27/07/2001: “T”, 38 BPPD, 97% BSW. Cambio de bomba. W.O # 4 (06-diciembre-2008): Cañoneo y Recañoneo de Hollín, U y T. - Sacar completación existente - Cañoneó y recañoneo los siguientes intervalos con cargas de alta penetración 3 ½” PJ Omega 3506: § Arenisca “U” (9391’ - 9402’) 11 pies a 5DPP § Arenisca “T” (9617´ - 9626´) 9 pies a 5 DPP (intervalo nuevo) (9634’ – 9650’) 16 pies a 5 DPP § Arenisca Hollín (9805’ – 9811’) 6 pies a 5DPP (intervalo nuevo) - Asentar tapón CIBP a 9812,5’ para aislar el intervalo existente en Hollín, debido a la alta saturación de agua. - El resultado del reacondicionamiento fue el siguiente: FECHA ARENA BPPD BSW (%) 08/12/2008 HOLLÍN 95 12/12/2008 U 10/12/2008 T 68 SIN APORTE SIN APORTE - El pozo permaneció cerrado desde el 12 de Diciembre de 2008. En diciembre de 2009, se abrió a producción sin aporte. Se detectó empacadura desasentada, por lo cual el levantamiento por bombeo hidráulico es completamente ineficaz. 172 W.O # 5 (19-marzo-2011). Abandonar las areniscas de Hollín con CIBP. Cañonear intervalos propuestos. Bajar completación sencillo selectiva para los intervalos productores de U, T y Basal Tena. - Arena Basal Tena 8670’-8676’ (intervalo nuevo) - Arenisca “U” (9391’ - 9402’) (Existente) - Arenisca “T” (9617’ - 9626’) (Existente) (9634’ - 9650’) (Existente). POZO: PUCUNA – 02 FECHA DE COMPLETACIÓN: 8 DE NOVIEMBRE DE 1987 Intervalos abiertos y pruebas: - Hollín principal (9805’-9817’) (12’) (9817’-9821’) (4’) - Hollín secundaria (9792’-9797’) (5’) - “T” (9623’-9653’) (30’) - “BT” (9379’-9389’) (10’) PRUEBA ARENA MÉTODO BPPD BSW (%) 1 Hi PPH No fluyó - 2 Hi+Hs PPH 2553 2,4 3 T PPH 1583 1 4 Ui PPH 120 1 W.O # 1 (30-agosto-1987): Bajar completación de fondo para producir de arena “T”. - Exitoso, no se realiza prueba de producción, pozo queda cerrado hasta arrancar producción del Campo. Muelen collar flotador. W.O # 2 (16-noviembre-1992): Bajar completación definitiva para producir independientemente de Arenas: Hi +Hs, T, Ui, con bombeo hidráulico. - Se intenta asentar CIBP a 9825’, queda atrapado a 9819’, se determina que no existe casing desde 9819’ hacia abajo. 173 - Se realiza cementación forzada a “Hi + Hs”, se limpia con broca hasta 9823’. CIBP cae al fondo. - - Se realiza tapón balanceado de cemento a “Hi+Hs”. Redisparan: § “Hi” 9805’-9814’ (9’) § “Hs” 9782’-9797’ (15’) § “T” 9628’-9658’ (30’) § “U” 9379’-9389’ (10’) Asienta CIBP a 9816’. PRUEBA FECHA ARENA MÉTODO BPPD BSW (%) ANTES 20/09/1992 T PPF 218 1 DESPUÉS 26/12/1992 T PPH 338 1,5 No se realizó evaluación de arena Hollín y U con taladro, quedó pendiente para realizarla luego con el fluido motriz del sistema. W.O # 3 (11-mayo-1997): Recuperar BHA de fondo, por bomba no recuperable, repunzonar “Hs”, “T” y “Ui”. Evaluar y completar. - HLS repunzona con cañones 4 5/8” a 4 DDP los siguientes intervalos: § “Hs” 9782’-9797’ (15’) § “T” 9628’-9650’ (22’) § “U” 9379’-9389’ (10’) PRUEBA FECHA ARENA MÉTODO BPPD BSW (%) API ANTES 19/01/1997 T PPH 128 15,8 30,8 DESPUÉS 15/05/1997 Hi+Hs PPH 764 11,7 28,6 - 16/05/1997: “Hi+Hs”, 769 BPPD, 11.7%BSW - 25/06/1997 :“Hi+Hs”, 383 BPPD, 12.1%BSW - 12/07/1997 :“Hi+Hs”, 303 BPPD, 8.2%BSW - 20/08/1997 :“Hi+Hs”, 269 BPPD, 7.8%BSW - 22/09/1997 Swab pesca bomba jet - 23/09/1997 Prueba de tubería, existe comunicación tubing/casing. Se baja jet 9A - 29/09/1997 :“Hi+Hs”, 216 BPPD, 8.6%BSW 174 W.O # 4 (06-noviembre-1997): Cementar Basal Tena. Evaluar con bomba jet la arena “T” superior. Bajar completación para bombeo hidráulico. POZO: PUCUNA – 03 FECHA DE COMPLETACIÓN: 14 DE ABRIL DE 1988 Se asienta CIBP @ 9700’, aislando las arenas Hollín secundaria y Hollín principal, no aportan. PRUEBA FECHA ARENA MÉTODO BPPD BSW (%) API 1 07-Abr-88 T PPF 3725 0,2 35 2 08-Abr-88 Ui PPF 1478 0,7 28,2 3 10-Abr-88 Us PPF 594 10 31 W.O # 1 (11-enero-1990): Cementar arena M-1, bajar completación para producir con bombeo Hidráulico Ti, Ui y Us. - Trabajo exitoso. Queda produciendo de la arena “T”. W.O # 2 (03-diciembre-1992): Cambio de completación para producir con bombeo Hidráulico “Ti”, “Ui” y “Us”. - FECHA ARENA MÉTODO BPPD BSW (%) API 02-Dic-92 T PPH 1208 5 31,4 Trabajo exitoso, desplaza bomba jet 10A W.O # 3 (24-abril-1997): Cambio de completación posible empacadura desasentada. PRUEBA FECHA ANTES 19-Mar-97 DESPUÉS 30-mar-97 ARENA MÉTODO BPPD BSW (%) API CERRADO POR COMUNICACION TUBING/CASING T PPH 352 7,9 29 - Trabajo exitoso se recupera 352 BPPD W.O # 4 (03-mayo-1997): Cambio de completación por comunicación tubing/casing 175 PRUEBA FECHA ARENA MÉTODO BPPD BSW (%) API ANTES 20-Abr-97 T PPH 639 2 29,7 DESPUÉS 07-may-02 T PPH 857 8,4 29,2 W.O # 5 (01-enero-2003): Cambio de completación por bomba atascada PRUEBA FECHA ANTES 25-Dic-02 DESPUÉS 02-ene-03 ARENA MÉTODO BPPD BSW (%) API CERRADO POR BOMBA ATASCADA T PPH 371 5 31,9 - Trabajo exitoso, recupera producción POZO: PUCUNA – 04 FECHA DE COMPLETACIÓN: - 20 DE FEBRERO DE 1988 Completación original (B. Hidráulico). Se realizó cementación forzada a Hollín y “T”. - Intervalos cañoneados: § Hollín (9764’-9776’) (9786’- 9794’) § “T” (9582’- 9600’) (9542’-9576’) § - “BT” ( 8628’-8644’) Prueba en Hollín negativa: no fluye al igual que en “T”sup. Por baja presión. - Se cementan nuevamente Hollín y “T”. Se cañonea “T”Sup. Intervalo 9542’9576’, fluye petróleo ligeramente con muy baja presión. - Se prueba “BT”. Produce con 100% de agua. - Se asientan tapones a 8580’ (U), 8690’ (T) y 9580’ (Hollín). W.O # 1 (22-marzo-1992): Cementar BT, evaluar T. - Se cementó “BT”. Se perforaron tapones: fondo 9838 pies. 176 - Se cañonea y se prueba Hollín de 9764’-9794’/9800’-9810’. No fluye. Se abandona con tapón a 9630 pies. - Cementó intervalo Abiertos de “Ts”. Cañoneó de 9542’-9564’ / 9596’-9604’. No fluye. - Se asienta CIBP a 8600 pies. - Las formaciones productoras, pudieran estar severamente dañadas a consecuencia de las sucesivas cementaciones a las cuales fueron sometidas. W.O # 2 (10-diciembre-2009): Conversión a Re- inyector. Fue seleccionado como el candidato más adecuado para ser convertido en pozo inyector, debido a su baja prospectividad productiva. El registro a hueco abierto mostró que Hollín Inferior estaba totalmente saturada de agua, y a nivel estructural de Hollín los pozos vecinos presentaron características similares en cuanto a saturación de agua. Por lo que se realizó el procedimiento para convertirlo en pozo reinyector. POZO: PUCUNA – 05 FECHA DE COMPLETACIÓN: 28 DE MAYO DE 1989 Intervalos abiertos y pruebas: - Arena “Hi” - Arena “T” (9510’ – 9528’) - Arena “U” (9222’ – 9228’) (9703’ – 9718’) (9251’ – 9256’) (9266’ – 9272’) PRUEBA ARENA MÉTODO BPPD BSW (%) 1 Hi FN 700 0,7 2 T FN 967 0,5 3 U FN 209 0,8 W.O # 1 (29-enero-1990): Bajar completación de fondo para producir arena “T” - Circulan a 9646’. Corren registros de control de corrosión. 177 - Bajan completación para producir “T”. - Pozo queda abierto para producir de la arena “T”. W.O # 2 (01-agosto-1991): Bajar completación para producir de arena Hollín - Perforan CIBP a 9650’, Bajan completación para producir a flujo natural. PRUEBA FECHA ARENA MÉTODO BPPD BSW (%) API ANTES 29-Jul-91 T FN 221 0,1 35 DESPUÉS 10-ago-91 T FN 501 0,2 35,1 - Trabajo exitoso queda fluyendo de Hollín principal. W.O # 3 (23-noviembre-1992): Bajar completación para producir por bombeo hidráulico de las arenas Hi, T, U, - Circulan a 9742’ - Bajan completación con cavidad National (48’’) PRUEBA FECHA ARENA MÉTODO BPPD BSW (%) API ANTES 24-Jul-92 Hi FN 562 0,1 28,5 DESPUÉS 24-dic-92 Hi PPH 1183 23 W.O # 4 (25-abril-1993): Cementación forzada a “Hi” para disminuir corte de agua - Punzonan a 4DPP con cañones de 4’’ el siguiente intervalo: § Arena “Hi” § Arena “T” PRUEBA FECHA ANTES 9-Mar-93 DESPUÉS 25-abr-93 - (9703’ – 9711’) (9410’ – 9420’) ARENA MÉTODO BPPD BSW (%) API 16 25 CERRADO Hi PPH 705 Trabajo exitoso se logra reducir el corte de agua al 16%, y se recupera 705 BPPD. W.O # 5 (21-octubre-2001): Cambio de BHA por comunicación tubing/casing 178 - Redisparar intervalos de “Hi”: 9703’ – 9711’ a 4DPP. PRUEBA FECHA ANTES 7-Jul-01 DESPUÉS 06-nov-01 ARENA MÉTODO BPPD BSW (%) API 46,2 31,2 CERRADO Hi PPH 202 Trabajo satisfactorio, se recupera 202 BPPD. W.O # 6 (13-julio-2005): Cambio de completación por Std-valve atascado - Realizan estimulación a la formación con solvente. - Bajan BHA de producción power oil con cavidad Nacional hasta 9711’. PRUEBA FECHA ANTES 5-Jul-05 DESPUÉS 17-Jul-05 ARENA MÉTODO BPPD BSW (%) API CERRADO POR STD-VALVE ATASCADO Hi PPH 316 55,9 27,3 W.O # 7 (24-julio-2007): Cambio de BHA por comunicación tubing-casing. - Sacan BHA+ empacaduras salen friccionando CSG. - Arman y bajan BHA definitivo para Power Oil , existe comunicación TBGCSG - Asientan PKS FH @ 9607’, 9410’, 9088’ y PKR Arrow @ 8299’ , prueban. OK - Realizan prueba de admisión “Hinf” con 1500 psi, presión cae 700 psi/min. - Desplazan bomba JET a cavidad Nacional @ 8205’. - Trabajo no exitoso, no se logra recuperar la producción anterior al WO. Hollín con 129 BPPD y 47% de BSW. W.O # 8 (11-septiembre-2009): Evaluación y pruebas de restauración de presión en los intervalos productores (TRABAJO SIN TORRE) POZO: PUCUNA – 06 FECHA DE COMPLETACIÓN: Intervalos abiertos y pruebas: - “Hi” (9837’- 9844’) (9852’ - 9856’) 29 DE MARZO DE 1989 179 - “Hs” (9797’- 9816’) - “T” (9626’- 9630’) (9638’ - 9656’) - “U” (9396’- 9414’) PRUEBA ARENA MÉTODO BPPD BSW (%) 1 Hi FN 615 0,8 2 Hs PISTONEO 238 1 3 T FN 574 1 4 U PISTONEO 446 0,5 W.O # 1 (31-agosto-1990): Cementación forzada a Hollín, redisparar: (9837’9844’) (7’) y (9848’ - 9852’) (4’). - Corren registros de control de cemento. Punzonar a 4 DPP con cañones 4” el intervalo descrito. - Evalúan arena Hollín con resultados positivos. PRUEBA ARENA MÉTODO BPPD BSW (%) ANTES HOLLÍN FN 284 60 DESPUÉS HOLLÍN FN 440 0,3 W.O # 2 (28-octubre-1992): Cambio de completación para producir con bombeo hidráulico. - Circulan 9872’. Bajan completación definitiva con cavidad National 3”X 48”. PRUEBA ARENA MÉTODO BPPD BSW (%) ANTES HOLLÍN FN 139 0,1 DESPUÉS HOLLÍN PPH 628 14,7 W.O # 3 (10-enero-1994): Cambio de completación para recuperar bomba tipo pistón. - Bajan completación de evaluación y evalúan arena Hollín con bomba jet: BFPD =1220, BPPD= 603, BSW= 50,6%. - Realizan tratamiento antiincrustante. - Cierran el pozo por 12 horas - Bajan completación definitiva con cavidad National. 180 PRUEBA ARENA MÉTODO ANTES DESPUÉS BPPD BSW (%) CERRADO HOLLÍN PPH 589 42,9 W.O # 4 (27-diciembre-1995): Cementación forzada a “Hi’, repunzonar, evaluar “T”, “U”, “Hi”, camisa de “Hi” no se puede cerrar. - Punzonan “Hi” a 4DPP (9837’-9844’) - Repunzonan arena “T” a 4 DPP (9626’-9630’) (4’) (9638’-9656’) (18’) - No exitoso, arena “Hi” se conifica de agua. - Arena “T” durante la evaluación con taladro no aportó. PRUEBA ARENA ANTES MÉTODO BPPD BSW (%) CERRADO BSW 100% DESPUÉS U PPH 235 21 W.O # 5 (13-junio-2005): Aislar “Hi” con CIBP. Repunzonar “Hs”: 9797’- 9816’ (19’) a 5DPP. Evaluar. Completar para B.H. alternativa 1: Evaluar arenas “U” y “T”. Repunzonar de ser necesario. - Se corre registro casing: CAST-V, GR-CCL desde 9821’- 7821’. - Bajan completación para BH con cavidad 2 7/8”” Oil Master y 2 packers Arrow. PRUEBA ARENA ANTES MÉTODO BPPD BSW (%) CERRADO DESPUÉS U PPH 51 29 DESPUÉS U+T PPH 58 60 - No exitoso. Se evalúan arenas “U” y “T” con unidad MTU con bajo aporte. - Pozo queda cerrado. W.O # 6 (19-octubre-2005): Sacar tubería de producción. - Sacan 3 ½ ” tubería de producción P-Oil. Sale buena. - Asientan tapón CIBP a 9300’. Queda un tubo 3 ½”colgado. 181 W.O # 7 (15-septiembre-2009): - Se realiza el reacondicionamiento sin torre , por lo cual no se tienen datos W.O # 8 (12-abril-2011): Correr registro de saturación, repunzonar arena Basal Tena, evaluar con Build up. Diseñar completación de acuerdo con los resultados. - Disparar intervalo nuevo en la arenisca Basal Tena: 8679’ – 8695’ con cargas de alta penetración. - Bajar completación para bombeo hidráulico y evaluar con bomba jet. Trabajo exitoso, bajan completación hidráulica en Tubing 2 7-8 clase A para arenas BT y U. incrementa la producción en +/- 100 barriles. POZO: PUCUNA – 07 FECHA DE COMPLETACIÓN: 30 DE SEPTIEMBRE DE 1991 Intervalos abiertos y pruebas: - Arena “Ui” (9210’ – 9228’) ARENA MÉTODO BPPD BSW (%) API Ui FN 283 0 29,5 W.O # 1 (28-diciembre-1992): Bajar completación con bombeo hidráulico de “Ui”. - PRUEBA ARENA MÉTODO BPPD BSW 1 Ui PPH 1307 1 Trabajo exitoso. W.O # 2 (31-diciembre-1996): Cambio de completación, bomba no recuperable por recirculación, ni pesca. PRUEBA ANTES DESPUÉS ARENA MÉTODO BPPD BSW CERRADO, BOMBA NO RECUPERABLE Ui PPH 705 0,3 182 - Exitoso se recupera la producción en 700 BPPD. W.O # 3 (15-julio-2003): Fracturamiento hidráulico a la arena “Ui” - Recañonean arena “Ui” (9210’- 9228’) a 6 DPP - Realizan Fracturamiento con 432,6 bls de Elastrafrac al 3,5%. PRUEBA ARENA MÉTODO BPPD BSW ANTES Ui PPH 307 0,65 DESPUÉS Ui PPH 196 9,6 W.O # 4 (12-septiembre-2003): Cambio de completación por pescado de herramientas de Swab de Cía. Triboilgas. - Bajan completación definitiva para bombeo hidráulico con cavidad oil master - Realizan prueba de producción a la estación PRUEBA ARENA MÉTODO BPPD BSW ANTES Ui PPH 207 2,8 DESPUÉS Ui PPH 158 3,65 W.O # 5 (22-octubre-2005): cambio de completación por pescado de herramientas de wireline de Cia. Petrotech. - Trabajo satisfactorio el pozo recupera producción. W.O # 6 (23-septiembre-2006): Cambio de completación por taponamiento en tubería ranurada y estimulación matricial a la arena U inferior. - Trabajo exitoso se incrementa la producción en +/- 150 barriles netos. POZO: PUCUNA – 08 FECHA DE COMPLETACIÓN: 27 DE AGOSTO DE 1993 Completación Original (Bombeo hidráulico). PF: 9814 pies. Hollín sin buena cementación. 183 Intervalos abiertos: - Hollín (9719’-9736’) - “Ti” (9507’ -9570’) - “Ui” (9241’-9272’) Pruebas: Hollín 100% BSW, Usup. 576 BPPD, 15% BSW. Ti. 358 BPPD, 20% BSW y 28,7°API. - Se abandona Hollín con tapón a 9688 pies. - 29-11-1993 Tinf. 584 BPPD 4.6 % BSW. - 17-12-1994 Tinf. 191 BPPD 4.3% BSW. - 17-01-1995 Tinf. 181 BPPD 5% BSW. - 06-02-1995 Usup. 179 BPPD 4.9 % BSW. - 08-03-1995 cerrado. W.O # 1 (11-septiembre-1995): Se repara comunicación casing -tubing. - 03-10-1995: Tinf. 471 BPPD, 0.6% BSW. - 26.11-1996: Tinf. 153 BPPD, 7% BSW. - 24-12-1996 cerrado W.O # 2 (05-enero-1997): Se repara comunicación casig-tubing: Tinf+Usup. 220 BPPD, 6.8% BSW. - 27-01-1998: Tinf+Usup. 184 BPPD, 7% BSW. - 15-04-1998: Tinf+Usup.172 BPPD, 4.4% BSW. - 11-01-1999: Tinf+Usup. 116BPPD, 8.2% BSW. - 11-06-1999: Tinf+Usup. 44 BPPD, 9% BSW. - 04-07-1999: Bajo aporte, prueba de estimulación. - 23-07-1999: Tinf. 146 BPPD, 3.8% BSW. - 14-09-1999: “T” 220 BPPD 1.6% BSW. - 13-05-2000: Tinf. 39 BPPD, 10.6% BSW. - 08-06-2000: Tinf. 101 BPPD, 6.1% BSW. - 22-06-2000 cerrado 184 - 31-02-2002 Trabajo inconcluso para reparar comunicación y AAA en “Us”. W.O # 3 (09-agosto-2003): Se repara comunicación casig-tubing. Se recañonea “Us”. y se AAA, 9298'-9304': - Usup. 547 BPPD 5% BSW.. - 18-08-2003: Usup. No produce - 21-08-2003: Tinf. 111 BPPD, 21% BSW. - 23-05-2004: Tinf. 38 BPPD, 23% BSW. - 30-05-2004 :Cerrado por bajo aporte - 07-07-2005: se prueba Tinf. Con sistema Power Oil. - 13-07-2005 : Tinf. 188 BPPD, 1% BSW. - 06-12-2005: Tinf. 40 BPPD, 22% BSW. - 08-12-2005: se adiciona Usup. - 23-12-2005: Tinf+Usup. 64 BPPD, 15% BSW. - 02-09-2006: Tinf+Usup. 109 BPPD, 11% BSW. W.O # 4 (17-octubre-2006): Se dejó pez a 300 pies ( W.O. no documentado.) - 02-10-2007 sin línea de flujo W.O # 5 (29-septiembre-2007): Tinf: 47 BPPD 51% BSW. (Produce ctk con unidad mtu). W.O # 6 (24-noviembre-2008): Realizar trabajo de reacondicionamiento con torre al pozo Pucuna-08, previa verificación de la calidad del cemento en los intervalos de interés: Basal Tena, U y T. - Bajar tapón CIBP para asegurar aislamiento de Hollín (9590'). - Disparar el siguiente intervalo nuevo en la Arenisca Ts (9448'-9453' 5 DPP). En la arenisca Ti, redisparar (9510' - 9514'). - Bajar tapón a 9516' para aislar intervalos de T inf que tienen alta saturación de agua. 185 - Bajar completación sencilla selectiva para bombeo hidráulico para las areniscas U, “Ts” y “Ti”. - Resultados positivos del Reacondicionamiento: Tsup (intervalo nuevo): 480 BFPD / BSW 0.2% / 479 BOPD/ 43.6º API. POZO: PUCUNA – 09 FECHA DE COMPLETACIÓN: 12 DE SEPTIEMBRE DE 1993 Intervalos abiertos y pruebas: Hollín 9786-9807, T: 9583-9608, U: 9303-9310 y BT: 623-35 pies. - 25/12/1993 Hollín 81 BPPD y 97% BSW. - 13/01/1994 BT 75 BPPD y 90% BSW. Se estuvo abriendo y cerrando ambas arenas, con alta producción de agua. W.O # 1 (20-junio-1994): Se probó Basal Tena= 100% BSW. Se cementó Hollín y T, se recañoneo Hollín de 9786’-9800’ y 9737’-9744’. Se recañoneo T de 9541’-9562’ y 9583’-9608’. - 06/07/1994 Hollín 509 BPPD con 9%BSW. - 06/06/1996 Hollín 578 BPPD con 22%BSW. - 04/06/1997 Hollín 426 BPPD con 25%BSW. - 11/01/1998 Hollín 145 BPPD con 81%BSW. - 11/02/1998 T 258 BPPD con 31%BSW. W.O # 2 (25-marzo-1998): Se repara comunicación casing/tubing. Se aísla Hollín con CIBP a 9650 pies. Se evaluó BT con 82 BPPD y 83% BSW. - 18/05/1998 T 133 BPPD con 15% BSW. - 22/07/1998 U+T 287 BPPD con 6% BSW. - 03/07/1999 U+T 130 BPPD con18% BSW. - Sin reportes de producción hasta próximo workover 186 W.O # 3 (16-abril-2000): Se saca Completación para recuperar bomba atascada. - 16/06/2000 U+T 141 BPPD con 17% BSW. - 28/06/2000 T 172 BPPD con 10% BSW. - 19/04/2001 T 136 BPPD con 10% BSW. - 02/05/2001 T No aporta. - Sin reportes de producción hasta próximo workover W.O # 4 (13-diciembre-2000): Sacan Completación para reparar comunicación tubing/casing - 26/12/2004 U+T 39 BPPD con 47% BSW. - 04/01/2005 U+T 14 BPPD con 48% BSW. W.O # 5 (11-diciembre-2005): Se recupera tubería de producción y se deja CIBP a 8400’ W.O # 6 (5-diciembre-2008): - Correr registro de saturación de hidrocarburos (carbón-oxígeno), para realizar ajuste del diseño propuesto para cañoneo en los intervalos de interés. - Cañonear y Recañonear con wireline los siguientes intervalos, definidos luego de la interpretación y resultados de los registros corridos: § Arenisca¨Basal Tena¨ (8621’ - 8635’) 14 pies a 5dpp. § Arenisca “T sup” (9538’ – 9562’) 24 pies a 5 dpp. § Arenisca “T inf” (9582’ – 9607’) 25 pies a 5dpp. - Bajar completación sencillo selectiva para los intervalos productores, para bombeo hidráulico. 187 POZO: PUCUNA – 10 FECHA DE COMPLETACIÓN: 12 DE DICIEMBRE DE 1993 Intervalos abiertos y pruebas: Pruebas Hollín 857 BPPD con 30% BSW (9831’-9848’), “T” 672BPPD con 40% BSW, (9625’-9656’) y “U” 1.016 BPPD con 17% BSW (9344’-9362’) - 07/01/1994 Hollín 148 BPPD con 84% BSW. - 19/01/1994 “T” 116 BPPD con 90% BSW. - 19/02/1994 “U” 128 BPPD con 1% BSW. - 01/08/1994 “U” 106 BPPD con 0.1% BSW. - 11/09/1995 Cerrado. W.O # 1 (05-octubre-1995): Cambio de Completación por cavidad mala. Cementación forzada Hollín. Evaluar “U” y “T” - Se cementó Hollín y se cañoneo de 9831’-9843’. - Abrió intervalos adicionales en “U” de 9331’-9338’. - 07/11/1995 “U” 362 BPPD con 14% BSW. - 01/06/1996 “U” 176 BPPD con 15% BSW. - 06/07/1996 Hollín 144 BBPD con 10% BSW. - 18/12/1996 Hollín 241 BPPD con 16% BSW. - 04/02/1997 “U” 156 BPPD con 43% BSW. - 18/02/1997 Hollín 312 BPPD con 17% BSW. - 09/08/1998 Hollín 281 BPPD con 4% BSW. W.O # 2 (03-septiembre-1998): Cambio de completación por daño en cavidad. - Quedó produciendo de Hollín. - 12/11/1998 Hollín 163 BPPD con 4% BSW. - Bomba atascada. W.O # 3 (27-marzo-2000): Bomba atascada. - Pozo cerrado desde Dic.1998. Quedó produciendo de Hollín. 188 - 09/04/2000 Hollín 223 BPPD con 81% BSW. - 16/04/2000 “U” 224 BPPD con 4% BSW. - 13/04/2001 “U” 324 BPPD con 0.6% BSW. - 14/05/2002 “U” 368 BPPD con 0.6% BSW. - 15/05/2003 “U” 209 BPPD con 53% BSW. - 25/06/2003 “U” 19 BPPD con 96% BSW. W.O # 4 (04-agosto-2003): Bomba atascada - Prueban “U” con 30 BPPD y 94% BSW. Pozo quedo cerrado. (Salinidad no corresponde a U) W.O # 5 (11-noviembre-2008): Para reactivación de pozo - Completado sencillo selectivo en las areniscas ¨T¨ y ¨U¨. - Evaluación de producción con MTU mostró 253 BPPD y 19% de BSW en ¨T¨, y 171 BPPD y 11% de BSW de ¨U¨. W.O # 6 (28-febrero-2009): Recuperar Standing valve atascado - Recuperar sarta de producción y extraer standing valve atascado - Volver a bajar la sarta de completación sencilla selectiva en "U" y "T". - Reiniciar evaluación con unidad MTU la arenisca "T". POZO: PUCUNA – 11 FECHA DE COMPLETACIÓN: 24 DE FEBRERO DE 1994 Intervalos abiertos: - Arena “H” (9779’ – 9802’) @ 4 DPP - Arena “T” (9580’ – 9610’) @ 4 DPP - Arena “U inferior” W.O # 1 (9327’ – 9348’) @ 4 DPP (22-agost-2005): Cementación forzada a “H”, redisparar “H”, evaluar “T” y “U” 189 PRUEBA FECHA ARENA ANTES DESPUÉS MÉTODO BPPD BSW (%) API 28 28,2 CERRADO 27-Agost-95 H PPH 584 W.O # 2 (29-noviembre-1995): Cementación forzada a ‘’H’’, redisparar evaluar, cambio de completación por empacadura desasentada PRUEBA FECHA ARENA ANTES DESPUÉS MÉTODO BPPD BSW (%) API 15,5 27 CERRADO 10-Nov-95 H PPH 520 W.O # 3 (23-febrero-1996): Cambio de completación por bomba no recuperada hidráulicamente ni por pesca. Aislar la arena Hollín con CIBP. PRUEBA FECHA ARENA ANTES DESPUÉS MÉTODO BPPD BSW (%) API 8,6 29,5 CERRADO 26-Feb-96 U PPH 371 W.O # 4 (28-marzo-2003): Fracturamiento hidráulico en la arenisca ‘’U’’. PRUEBA FECHA ARENA ANTES 07-Jul-02 U DESPUÉS 31-Mar-03 U MÉTODO BPPD BSW (%) API PACKER DESASENTADO PPH 503 18 31 W.O # 5 (17-febrero-2004): Cambio de completación por bomba jet atascada. PRUEBA FECHA ARENA MÉTODO BPPD BSW (%) API ANTES 24-Ene-04 U PPH 201 1,47 31 DESPUÉS 27-Feb-04 U PPH 215 8,12 30,4 W.O # 6 (19-diciembre-2004): Cambio de completación por arenamiento de pozo, evaluar arena “U”. PRUEBA FECHA ARENA MÉTODO BPPD BSW (%) API ANTES 08-Sep-04 U PPH 23 8 31 DESPUÉS 22-Dic-04 U PPH 273 36,65 31 W.O # 7 (26-mayo-2005): Cambio de completación por stanting valve atascado. 190 POZO: PUCUNA – 12 FECHA DE COMPLETACIÓN: 05 DE OCTUBRE DE 1994 Intervalos abiertos: - Arena “T sup” (9584’ – 9590’) (9598’ – 9602’) - Arena “T inf” (9606’ – 9614’) - Arena “H inf” (9809’ – 9818’) Se obtuvo mediante pruebas iniciales resultados en la arena T con una producción de 1.188 BPPD y en la arena Hollín con una producción de 1.740 BPPD. W.O # 1 (05-junio-1995): - Cambio de completación (pescado: bomba National) y evalúan Hinf y Tsup y Tinf. - Realizan tratamiento ácido a T con 750 gls de HCl, evaluaron nuevamente. ARENA BFPD BPPD %BSW Ts+Ti 384 307 20 Hollín 672 470 30 W.O # 2 (19-julio-1995): - Cambio de completación por bomba atascada. - Realizan tubing punch @ 9110’, sacan completación y bajan completación de producción similar. ARENA BFPD BPPD %BSW Ts+Ti - 536 3 W.O # 3 (24-abril-1997): - Cambio de completación por bomba no recuperable - Aíslan Hinf con CIBP a 9710’. - Cañonear intervalo 9314’-9325’ en Usup. 191 ARENA BFPD BPPD %BSW Ts+Ti - 236 4,2 W.O # 4 (29-agosto-1998): - Cambio de completación por daño en cavidad, se produce por bomba pistón 2 1/2" x48" ARENA BFPD BPPD %BSW Ts+Ti - 318 1,6 W.O # 5 (30-marzo-2002): - Sin información. Solo se dispone del diagrama mecánico. W.O # 6 (16-diciembre-2009): - Extraer completación existente. - Acondicionar pozo para recañonear intervalos existentes en las areniscas U y T. - Bajar completación sencilla selectiva para bombeo hidráulico tipo Jet. POZO: PUCUNA – 13 FECHA DE COMPLETACIÓN: 31 DE MARZO DE 1994 Intervalos abiertos y pruebas: - Hollín (9753’-9762’) (9771’-9778’); 72 BFPD con 100%BSW. - “T” (9589’-9603’) (9611’-9618’); 552 BFPD con 100%BSW. - “U” (9340’-9350’); 96 BPPD con 56%BSW. - 12/06/1996 “U” 136 BPPD con 2.2%BSW. - 16/06/1996 “T” 105 BPPD con 29% BSW. W.O # 1 (27-mayo-1997): Cambió desasentada, aislar Hollín. de completación por empacadura 192 - Recañoneo con TCP “T” y “U”. Abrió intervalo adicional en “U” 9318’9330’. - Asentó tapón a 9.700 pies. - 28/05/1997 “UT” 23 BPPD con 86% BSW. - 12/06/1997 “UT” 20 BPPD con 7,5 % BSW. - 14/06/1997 Cerrado por bajo aporte. - 15/12/1997 “U” 448 BPPD con 0.6% BSW. - 07/01/1998 Cerrado por bajo aporte PRUEBA ARENA BFPD BPPD BSW(%) 1 T 192 29 85 2 U 72 35 51 3 U 48 0 100 4 T 72 48 33 W.O # 2 (06-marzo-2009): Pozo cerrado desde enero 1998 por bajo aporte de producción. - Verificar la calidad del cemento en los intervalos de interés: Basal Tena, U y T. - Correr registro de saturación de hidrocarburos (carbón-oxígeno), para realizar ajuste del diseño propuesto para cañoneo en el intervalo de interés. - Recañonear intervalos propuestos: § Arenisca Basal Tena: 8636’-8642’ NUEVO 5dpp § Arenisca “Tsup”: 9548’–9558’ NUEVO 5dpp § Arenisca recañoneo “Tinf”: 9589’–9602’ 5dpp/ 9611’–9618’ recañoneo 5dpp - Bajar completación sencilla selectiva para los intervalos productores, y realizar la evaluación con Unidad Móvil de Evaluación (MTU). 193 ANEXO 3.4 MAPAS DE LAS ARENAS NETAS PETROLÍFERAS DE LAS ARENAS DEL CAMPO PUCUNA 194 Mapa de la arena neta petrolífera para la Formación Basal Tena Fuente: Estudio realizado por CET para Suelopetrol 195 Mapa de la arena neta petrolífera para la Arenisca U Superior Fuente: Estudio realizado por CET para Suelopetrol 196 Mapa de la arena neta petrolífera para la Arenisca U Inferior (lente superior) Fuente: Estudio realizado por CET para Suelopetrol 197 Mapa de la arena neta petrolífera para la Arenisca U Inferior (lente inferior) Fuente: Estudio realizado por CET para Suelopetrol 198 Mapa de la arena neta petrolífera para la Arenisca T Superior Fuente: Estudio realizado por CET para Suelopetrol. 199 Mapa de la arena neta petrolífera para la Arenisca T Inferior (lente superior) Fuente: Estudio realizado por CET para Suelopetrol 200 Mapa de la arena neta petrolífera para la Arenisca T Inferior (lente medio) Fuente: Estudio realizado por CET para Suelopetrol 201 Mapa de la arena neta petrolífera para la Arenisca T Inferior (lente inferior) Fuente: Estudio realizado por CET para Suelopetrol 202 Mapa de la arena neta petrolífera para la Formación Hollín Superior Fuente: Estudio realizado por CET para Suelopetrol 203 Mapa de la arena neta petrolífera para la Formación Hollín Inferior Fuente: Estudio realizado por CET para Suelopetrol 204 ANEXO 4.1 RESULTADOS DEL SOFTWARE CLAW PUMP PARA EL POZO PUCUNA 01 Fuente: SERTECPET. Software Claw Pump. Elaboración: Cristina Agila, Claudia Espinosa. Selección de la bomba. Pozo Pucuna- 01. 20 5 Fuente: SERTECPET. Software Claw Pump. Elaboración: Cristina Agila, Claudia Espinosa Curva IPR. Pozo Pucuna- 01. 20 6 Fuente: SERTECPET. Software Claw Pump. Elaboración: Cristina Agila, Claudia Espinosa. Análisis Nodal. Pozo Pucuna- 01. 20 7 208 ANEXO 4.2 RESULTADOS DEL SOFTWARE CLAW PUMP PARA EL POZO PUCUNA 03 Fuente: SERTECPET. Software Claw Pump. Elaboración: Cristina Agila, Claudia Espinosa Selección de la bomba. Pozo Pucuna- 03. 20 9 Fuente: SERTECPET. Software Claw Pump. Elaboración: Cristina Agila, Claudia Espinosa. Curva IPR. Pozo Pucuna- 03. 21 0 211 ANEXO 4.3 RESULTADOS DEL SOFTWARE CLAW PUMP PARA EL POZO PUCUNA 05 Fuente: SERTECPET. Software Claw Pump. Elaboración: Cristina Agila, Claudia Espinosa. Selección de la bomba. Pozo Pucuna- 05. 21 2 Fuente: SERTECPET. Software Claw Pump. Elaboración: Cristina Agila, Claudia Espinosa. Curva IPR. Pozo Pucuna- 05. 21 3 214 ANEXO 4.4 RESULTADOS DEL SOFTWARE CLAW PUMP PARA EL POZO PUCUNA 06 Fuente: SERTECPET. Software Claw Pump. Elaboración: Cristina Agila, Claudia Espinosa. Selección de la bomba. Pozo Pucuna- 06. 21 5 Fuente: SERTECPET. Software Claw Pump. Elaboración: Cristina Agila, Claudia Espinosa. Curva IPR. Pozo Pucuna- 06. 21 6 Fuente: SERTECPET. Software Claw Pump. Elaboración: Cristina Agila, Claudia Espinosa Análisis Nodal. Pozo Pucuna- 06. 21 7 218 ANEXO 4.5 RESULTADOS DEL SOFTWARE CLAW PUMP PARA EL POZO PUCUNA 07 Fuente: SERTECPET. Software Claw Pump. Elaboración: Cristina Agila, Claudia Espinosa. Selección de la bomba. Pozo Pucuna- 07. 21 9 Fuente: SERTECPET. Software Claw Pump. Elaboración: Cristina Agila, Claudia Espinosa. Curva IPR. Pozo Pucuna- 07. 22 0 221 ANEXO 4.6 RESULTADOS DEL SOFTWARE CLAW PUMP PARA EL POZO PUCUNA 08 Fuente: SERTECPET. Software Claw Pump. Elaboración: Cristina Agila, Claudia Espinosa. Selección de la bomba. Pozo Pucuna- 08. 22 2 Fuente: SERTECPET. Software Claw Pump. Elaboración: Cristina Agila, Claudia Espinosa. Curva IPR. Pozo Pucuna- 08. 22 3 Fuente: SERTECPET. Software Claw Pump. Elaboración: Cristina Agila, Claudia Espinosa. Análisis Nodal. Pozo Pucuna- 08. 22 4 225 ANEXO 4.7 RESULTADOS DEL SOFTWARE CLAW PUMP PARA EL POZO PUCUNA 09 Fuente: SERTECPET. Software Claw Pump. Elaboración: Cristina Agila, Claudia Espinosa. Selección de la bomba. Pozo Pucuna- 09. 22 6 Fuente: SERTECPET. Software Claw Pump. Elaboración: Cristina Agila, Claudia Espinosa. Curva IPR. Pozo Pucuna- 09. 22 7 Fuente: SERTECPET. Software Claw Pump. Elaboración: Cristina Agila, Claudia Espinosa. Análisis Nodal. Pozo Pucuna- 09. 22 8 229 ANEXO 4.8 RESULTADOS DEL SOFTWARE CLAW PUMP PARA EL POZO PUCUNA 10 Fuente: SERTECPET. Software Claw Pump. Elaboración: Cristina Agila, Claudia Espinosa. Selección de la bomba. Pozo Pucuna- 10. 23 0 Fuente: SERTECPET. Software Claw Pump. Elaboración: Cristina Agila, Claudia Espinosa. Curva IPR. Pozo Pucuna- 10. 23 1 Fuente: SERTECPET. Software Claw Pump. Elaboración: Cristina Agila, Claudia Espinosa. Análisis Nodal. Pozo Pucuna- 10. 23 2 233 ANEXO 4.9 RESULTADOS DEL SOFTWARE CLAW PUMP PARA EL POZO PUCUNA 11 Fuente: SERTECPET. Software Claw Pump. Elaboración: Cristina Agila, Claudia Espinosa. Selección de la bomba. Pozo Pucuna- 11. 23 4 Fuente: SERTECPET. Software Claw Pump. Elaboración: Cristina Agila, Claudia Espinosa. Curva IPR. Pozo Pucuna- 11. 23 5 Fuente: SERTECPET. Software Claw Pump. Elaboración: Cristina Agila, Claudia Espinosa. Análisis Nodal. Pozo Pucuna- 11. 23 6 237 ANEXO 4.10 RESULTADOS DEL SOFTWARE CLAW PUMP PARA EL POZO PUCUNA 12 Fuente: SERTECPET. Software Claw Pump. Elaboración: Cristina Agila, Claudia Espinosa. Selección de la bomba. Pozo Pucuna- 12. 23 8 Fuente: SERTECPET. Software Claw Pump. Elaboración: Cristina Agila, Claudia Espinosa. Curva IPR. Pozo Pucuna- 12. 23 9 240 ANEXO 4.11 RESULTADOS DEL SOFTWARE CLAW PUMP PARA EL POZO PUCUNA 13 Fuente: SERTECPET. Software Claw Pump. Elaboración: Cristina Agila, Claudia Espinosa. Selección de la bomba. Pozo Pucuna- 13. 24 1 Fuente: SERTECPET. Software Claw Pump. Elaboración: Cristina Agila, Claudia Espinosa. Curva IPR. Pozo Pucuna- 13. 24 2 Fuente: SERTECPET. Software Claw Pump. Elaboración: Cristina Agila, Claudia Espinosa. Análisis Nodal. Pozo Pucuna- 13. 24 3 244 ANEXO 5.1 PRODUCCIÓN PROMEDIA DIARIA DE FLUIDOS DE LOS POZOS DEL CAMPO PUCUNA (2009-2011) 245 FECHA POZO PUCUNA - 01 ARENA BFPD BPPD BAPD BSW (%) 09/04/2011 11/04/2011 23/04/2011 24/05/2011 26/05/2011 05/06/2011 23/06/2011 T T T T BASAL TENA T T FECHA ARENA 06/01/2009 14/01/2009 26/01/2009 31/01/2009 03/02/2009 07/02/2009 13/02/2009 16/02/2009 18/02/2009 26/02/2009 06/03/2009 16/03/2009 20/03/2009 24/03/2009 26/03/2009 02/04/2009 25/04/2009 09/05/2009 24/05/2009 01/06/2009 08/06/2009 16/06/2009 23/06/2009 04/07/2009 10/07/2009 14/07/2009 31/07/2009 04/08/2009 09/08/2009 15/08/2009 16/08/2009 18/08/2009 22/08/2009 25/08/2009 27/08/2009 Hs + Hi Hs + Hi Hs + Hi Hs + Hi Hs + Hi Hs + Hi Hs + Hi Hs + Hi Hs + Hi Hs + Hi Hs + Hi Hs + Hi T Hs + Hi Hs + Hi Hs + Hi Hs + Hi Hs + Hi Hs + Hi Hs + Hi Hs + Hi Hs + Hi Hs + Hi Hs + Hi Hs + Hi Hs + Hi Hs + Hi Hs + Hi Hs + Hi Hs + Hi BASAL TENA Hs + Hi Hs + Hi Hs + Hi Hs + Hi 127 152 164 71 78 92 88 43 60 72 22 23 39 24 84 92 92 49 55 53 64 66,1 60,5 56,1 69 70,5 57,6 72,7 POZO PUCUNA - 02 BFPD BPPD BAPD BSW (%) 231 214 186 203 228 196 210 200 184 215 180 204 196 209 210 210 180 215 244 214 330 250 238 316 278 270 277 246 236 277 289 279 284 295 288 213 196 169 185 210 179 193 183 202 197 163 188 181 193 193 194 158 200 232 197 307 233 219 298 260 252 259 230 215 258 265 260 264 273 269 18 18 17 18 18 17 17 17 18 18 17 16 15 16 17 16 22 15 12 17 23 17 19 18 18 18 18 16 21 19 24 19 20 22 19 7,8 8,4 9,14 8,8 7,8 8,7 8,1 8,5 8,9 8,4 9,4 7,8 7,7 7,7 8,1 7,6 12,2 7 4,9 7,9 7 6,8 8 5,7 6,5 6,6 6,6 7 9,8 6,8 8,3 6,8 7,1 7,4 6,6 API 29,2 29,2 29,2 30,7 30,7 31 31 API 32,7 33 32,9 32,9 32,9 32,9 32,4 32,5 32,5 32,2 32,1 31,8 31,7 31,8 31,89 31,6 31,6 30,8 30,8 30,8 30,9 31,2 31,2 31 31,2 31,2 31,1 31,1 30,7 30,7 29 30,7 30,7 31,1 30,8 246 30/08/2009 08/09/2009 17/09/2009 24/09/2009 02/10/2009 09/10/2009 11/10/2009 12/10/2009 16/10/2009 19/10/2009 20/10/2009 26/10/2009 03/11/2009 07/11/2009 11/11/2009 13/11/2009 15/11/2009 24/11/2009 27/11/2009 03/12/2009 23/12/2009 02/01/2010 04/01/2010 09/01/2010 17/01/2010 21/01/2010 27/01/2010 01/02/2010 16/02/2010 17/02/2010 25/02/2010 26/02/2010 07/03/2010 10/03/2010 16/03/2010 22/03/2010 27/03/2010 06/04/2010 13/04/2010 19/04/2010 21/04/2010 27/04/2010 02/05/2010 12/05/2010 23/05/2010 25/05/2010 Hs + Hi Hs + Hi Hs + Hi Hs + Hi Hs + Hi Hs + Hi Hs + Hi Hs + Hi Hs + Hi Hs + Hi Hs + Hi Hs + Hi Hs + Hi Hs + Hi Hs + Hi Hs + Hi Hs + Hi Hs + Hi Hs + Hi Hs + Hi Hs + Hi Hs + Hi Hs + Hi Hs + Hi Hs + Hi Hs + Hi Hs + Hi Hs + Hi Hs + Hi Hs + Hi Hs + Hi Hs + Hi Hs + Hi Hs + Hi Hs + Hi Hs + Hi Hs + Hi Hs + Hi Hs + Hi Hs + Hi Hs + Hi Hs + Hi Hs + Hi Hs + Hi Hs + Hi Hs + Hi 181 255 187 219 286 305 202 250 201 248 248 255 192 243 235 234 244 243 287 181 380 295 266 300 310 303 303 295 232 242 238 279 242 243 199 254 256 252 268 268 236 254 291 300 331 313 179 230 169 207 219 261 175 220 184 217 230 222 176 228 215 220 230 228 279 164 354 283 241 277 291 284 284 276 211 212 219 260 223 223 181 237 240 234 253 252 219 235 266 275 313 292 2 25 18 12 67 44 27 30 17 31 18 33 16 15 20 14 14 15 8 17 26 12 25 23 19 19 19 19 21 30 19 19 19 20 18 17 16 18 15 16 17 19 25 25 18 21 1 9,8 9,6 5,5 23,4 14,4 13,4 12 8,5 12,5 7,3 12,9 8,3 6,2 8,5 6 5,7 6,2 2,8 9,39 6,8 4,1 9,4 7,7 6,1 6,3 6,3 6,4 9,1 12,4 8 6,8 7,9 8,2 9 6,7 6,3 7,1 5,6 6 7,2 7,5 8,6 8,3 5,4 6,7 30,7 30,9 30,2 30,9 27 30 30,1 29,8 29,7 29 29,6 29,7 29,9 30,4 30,1 30,1 31,5 30,1 30,1 30,9 29,6 29,5 28,9 28,9 28,9 28,4 28,4 29,3 29,3 28,8 28,8 29,6 29,6 29,2 29 29 29 29,5 29,6 29,6 29,4 29,5 29,5 29,5 29,8 29,9 247 30/05/2010 03/06/2010 09/06/2010 14/06/2010 19/06/2010 25/06/2010 30/06/2010 01/07/2010 22/07/2010 04/08/2010 05/08/2010 10/08/2010 13/08/2010 17/08/2010 19/08/2010 31/08/2010 02/09/2010 10/09/2010 11/09/2010 19/09/2010 30/09/2010 05/10/2010 16/10/2010 22/10/2010 09/11/2010 18/11/2010 23/11/2010 24/11/2010 27/11/2010 06/12/2010 03/12/2010 06/12/2010 29/12/2010 13/01/2011 21/01/2011 21/02/2011 11/03/2011 25/03/2011 01/04/2011 19/04/2011 22/04/2011 08/05/2011 09/05/2011 19/05/2011 22/05/2011 25/05/2011 Hs + Hi Hs + Hi Hs + Hi Hs + Hi Hs + Hi Hs + Hi Hs + Hi Hs + Hi Hs + Hi Hs + Hi Hs + Hi Hs + Hi Hs + Hi Hs + Hi Hs + Hi Hs + Hi Hs + Hi Hs + Hi Hs + Hi Hs + Hi Hs + Hi Hs + Hi Hs + Hi Hs + Hi Hs + Hi Hs + Hi Hs + Hi Hs + Hi Hs + Hi Hs + Hi Hs + Hi Hs + Hi Hs + Hi Hs + Hi Hs + Hi Hs + Hi Hs + Hi Hs + Hi Hs + Hi Hs + Hi Hs + Hi Hs + Hi Hs + Hi Hs + Hi Hs + Hi Hs + Hi 294 295 292 297 275 291 300 302 256 197 185 236 186 173 185 185 249 190 200 193 235 177 240 183 195 228 172 210 237 212 237 198 198 198 200 192 196 219 239 232 242 236 238 247 244 256 274 275 274 278 255 273 276 277 237 171 164 213 164 156 160 162 225 167 182 175 216 159 217 164 178 202 147 185 212 194 214 177 177 180 182 175 181 202 219 214 224 214 216 224 224 234 20 20 18 19 20 18 24 25 19 26 21 23 22 17 25 23 24 23 18 18 19 18 23 19 17 26 25 25 25 18 23 21 21 18 18 17 15 17 20 18 18 22 22 23 20 22 6,8 6,8 6,2 6,4 7,3 6,2 8 8,3 7,4 13,2 11,4 9,7 11,8 9,8 13,5 12,4 9,6 12,1 9 9,3 8,1 10,2 9,6 10,4 8,7 11,4 14,5 11,9 10,5 8,5 9,7 10,6 10,6 9,1 9 8,9 7,7 7,8 8,4 7,8 7,4 9,3 9,2 9,3 8,2 8,6 29,9 29,9 30 30 30,4 29,9 29,9 29,9 29,8 29,8 29,9 29,9 30 30,1 29,9 29,6 29,6 29,6 29,8 29,8 29,8 29,8 29,8 30 29,8 30,1 30,2 30,2 30,2 30,2 30,2 30,2 30,2 30,4 30,4 30,4 30,4 30,4 30,4 31,1 31,1 30,9 30,9 30,7 30,8 30,8 248 30/05/2011 04/06/2011 08/06/2011 21/06/2011 29/06/2011 FECHA 03/01/2009 12/01/2009 05/02/2009 14/02/2009 20/02/2009 28/02/2009 09/03/2009 13/03/2009 22/03/2009 24/03/2009 03/04/2009 10/04/2009 23/04/2009 11/05/2009 23/05/2009 02/06/2009 06/06/2009 26/06/2009 03/07/2009 07/07/2009 14/07/2009 20/07/2009 24/07/2009 28/07/2009 05/08/2009 13/08/2009 17/08/2009 19/08/2009 25/08/2009 31/08/2009 09/09/2009 10/09/2009 18/09/2009 26/09/2009 05/10/2009 17/10/2009 21/10/2009 23/10/2009 28/10/2009 Hs + Hi Hs + Hi Hs + Hi Hs + Hi Hs + Hi 243 244 241 245 248 219 222 219 223 224 24 22 22 22 24 9,9 9 9,1 9 9,7 POZO PUCUNA - 03 ARENA BFPD BPPD BAPD BSW (%) T T T T T T T T T T T T T T T T T T T T T T T T T T T T T T T T T T T T T T T 449 466 480 468 480 454 478 480 479 482 470 456 452 462 466 470 532 505 503 521 514 511 547 511 482 496 497 424 364 452 313 444 404 438 551 385 282 413 361 442 459 475 461 470 447 471 473 743 476 463 450 446 456 458 468 520 499 493 513 508 503 541 510 481 491 492 421 360 444 310 441 394 425 485 357 279 380 350 7 7 5 7 10 7 7 7 6 6 7 6 6 6 8 2 12 6 10 8 6 8 6 1 1 5 3 3 4 8 3 3 10 13 66 28 3 9 11 1,55 1,5 1 1,5 2 1,5 1,5 1,5 1,3 1,2 1,5 1,6 1,3 1,3 1,7 0,4 2,3 1,2 2 1,5 1,2 1,5 1,1 0,2 0,2 1 0,6 0,7 1,1 1,8 1 0,7 2,5 3 12 7,3 1,1 8 3 30,8 30,8 30,8 30,9 31,6 API 32,5 32,5 33,4 32,5 33,5 33,5 33,4 33,4 32,2 32,6 31,8 32,6 32,6 32,1 32 32,2 32 32 31,5 31,8 31,8 31,8 31,8 32 31,6 31,7 31,6 32,9 31,6 31 31,7 31,7 31,2 31,2 31 30,3 29,4 29,8 30,2 249 05/11/2009 08/11/2009 10/11/2009 13/11/2009 16/11/2009 24/11/2009 28/11/2009 08/12/2009 24/12/2009 25/12/2009 27/12/2009 08/01/2010 16/01/2010 21/01/2010 26/01/2010 09/02/2010 15/02/2010 18/02/2010 18/02/2010 23/02/2010 26/02/2010 07/03/2010 11/03/2010 21/03/2010 24/03/2010 25/03/2010 27/03/2010 02/04/2010 05/04/2010 06/04/2010 12/04/2010 15/04/2010 16/04/2010 18/04/2010 21/04/2010 22/04/2010 25/04/2010 28/04/2010 30/04/2010 03/05/2010 04/05/2010 06/05/2010 09/05/2010 11/05/2010 13/05/2010 16/05/2010 T T T T T T T T T T T T T T T T T BASAL TENA T T T T T T T T T T T T T T T T T T T T T T T T T T T T 412 447 436 423 436 458 490 392 489 516 436 458 462 393 464 347 385 404 404 408 412 354 374 364 374 372 379 416 385 367 411 321 348 346 398 342 354 351 360 337 391 348 349 349 360 361 409 442 431 416 430 455 489 391 488 514 433 455 457 393 464 345 380 403 403 403 410 352 365 363 371 369 376 414 384 365 410 320 347 345 396 341 351 350 357 334 389 347 348 346 357 358 3 5 5 7 6 3 1 1 1 2 3 3 5 0 0 2 5 1 1 5 2 2 9 1 3 3 3 2 1 2 1 1 1 1 2 1 3 1 3 3 2 1 1 3 3 3 0,7 1,1 1,1 1,7 1,4 0,7 0,2 0,3 0,2 0,4 0,7 0,7 1,1 0 0 0,6 1,3 0,3 0,3 1,2 0,5 0,6 2,4 0,3 0,8 0,8 0,8 0,5 0,3 0,5 0,2 0,3 0,3 0,3 0,5 0,3 0,8 0,3 0,8 0,9 0,5 0,3 0,3 0,9 0,8 0,8 31,3 31,5 31,3 31,1 31,1 31,2 30,8 30,7 30,5 30,5 30,4 30,1 29,6 30,2 30,4 29,6 29,9 30,4 30,4 30,5 30,6 29,8 29,8 30,6 30,6 29,6 29,6 29,8 30,2 30,2 30,1 30,1 30,1 30,1 30,2 30,3 30,2 30,7 30,7 30,7 30,6 30,6 30,6 30,6 30,6 30,2 250 24/05/2010 25/05/2010 29/05/2010 01/06/2010 12/06/2010 21/06/2010 24/06/2010 02/07/2010 07/07/2010 16/07/2010 28/07/2010 04/08/2010 06/09/2010 10/09/2010 12/09/2010 24/09/2010 03/10/2010 08/10/2010 15/10/2010 28/10/2010 10/11/2010 14/11/2010 16/11/2010 18/11/2010 25/11/2010 05/12/2010 13/12/2010 17/12/2010 28/12/2010 08/01/2011 10/01/2011 14/01/2011 21/01/2011 25/01/2011 04/02/2011 06/02/2011 08/02/2011 18/02/2011 19/02/2011 20/02/2011 28/02/2011 02/03/2011 03/03/2011 07/03/2011 09/03/2011 20/03/2011 T T T T T T T T T T T T T T T T T T T T T T T T T T T T T T T T T HOLLIN SUPERIOR T T T T T T T T T T T U INFERIOR 359 317 360 344 347 362 354 317 335 337 338 409 381 314 334 359 323 384 344 360 384 308 362 362 355 335 360 372 394 373 398 362 365 338 346 381 390 306 297 389 373 332 337 365 354 301 358 316 359 343 346 360 353 316 334 336 336 408 380 313 333 358 320 380 341 358 380 306 333 361 352 332 352 365 388 368 392 357 360 333 342 379 389 305 295 388 369 328 333 359 350 296 1 1 1 1 1 2 1 1 1 1 2 1 1 1 1 1 3 4 3 2 4 2 29 1 3 3 8 7 6 5 6 5 5 5 4 2 1 1 2 1 4 4 4 6 4 5 0,3 0,3 0,3 0,3 0,3 0,6 0,3 0,3 0,3 0,3 0,6 0,2 0,3 0,3 0,3 0,3 0,9 1 0,9 0,6 1 0,6 8 0,3 0,8 0,9 2,2 1,9 1,5 1,3 1,5 1,4 1,37 1,48 1,2 0,5 0,3 0,3 0,7 0,3 1,1 1,2 1,2 1,6 1,1 1,7 30,6 30,6 30,7 30,8 30,8 30,8 30,2 30,8 30,8 30,8 30,8 30,8 30,5 30,5 30,5 30,5 30,5 30,5 30,5 30,5 30,5 31,1 31,1 31,1 31,1 30,2 30,9 30,9 30,9 30,9 30,9 30,8 30,7 30,7 31 30,8 30,8 30,8 30,8 30,8 31,4 31,4 31,4 31,4 31,4 30,3 251 25/03/2011 01/04/2011 07/04/2011 09/04/2011 11/04/2011 13/04/2011 18/04/2011 22/04/2011 29/04/2011 29/05/2011 03/06/2011 17/06/2011 FECHA 10/01/2009 18/01/2009 20/01/2009 21/01/2009 22/01/2009 23/01/2009 06/02/2009 17/02/2009 27/02/2009 07/03/2009 10/03/2009 14/03/2009 17/03/2009 25/03/2009 04/04/2009 07/04/2009 08/04/2009 11/04/2009 12/04/2009 13/04/2009 15/04/2009 17/04/2009 18/04/2009 21/04/2009 22/04/2009 24/04/2009 25/04/2009 26/04/2009 28/04/2009 13/09/2009 14/09/2009 15/09/2009 U INFERIOR U INFERIOR U INFERIOR U INFERIOR U INFERIOR U INFERIOR U INFERIOR U INFERIOR BASAL TENA U INFERIOR U INFERIOR U INFERIOR + T 287 477 488 492 507 516 492 490 389 400 405 408 284 471 484 489 503 508 489 486 388 393 398 402 3 6 4 3 4 8 3 4 1 7 7 6 1 1,3 0,8 0,6 0,8 1,6 0,6 0,8 0,3 1,8 1,7 1,5 POZO PUCUNA - 05 ARENA BFPD BPPD BAPD BSW (%) HOLLIN INFERIOR HOLLIN INFERIOR HOLLIN INFERIOR HOLLIN INFERIOR HOLLIN INFERIOR HOLLIN INFERIOR HOLLIN INFERIOR HOLLIN INFERIOR HOLLIN INFERIOR HOLLIN INFERIOR HOLLIN INFERIOR HOLLIN INFERIOR HOLLIN INFERIOR HOLLIN INFERIOR HOLLIN INFERIOR HOLLIN INFERIOR HOLLIN INFERIOR BASAL TENA BASAL TENA BASAL TENA T BASAL TENA BASAL TENA U U U U U U HOLLIN SUPERIOR HOLLIN SUPERIOR HOLLIN SUPERIOR 662 720 939 517 524 698 203 702 188 664 676 728 667 681 734 658 614 678 642 614 665 626 637 838 810 727 644 657 666 841 925 949 166 209 197 135 143 200 720 193 691 165 176 208 160 174 189 184 148 40 45 22 58 70 58 148 124 148 105 113 105 210 221 285 496 511 742 382 381 498 517 509 503 499 500 520 507 507 545 474 466 638 597 592 607 556 579 690 686 579 539 544 561 631 704 664 74,92 71 79 73,9 72,7 71,3 71,8 72,5 77,8 75,2 74 71,4 76 74,4 74,3 72 75,9 94,1 93 96,4 91,3 88,8 90,9 82,3 84,7 79,6 83,7 82,8 84,2 75 76,1 70 30,3 30,3 31,6 31,6 31,6 31,6 31,6 31,6 31,6 31,5 31,5 31,5 API 27,5 27 28 32,7 32,7 26,9 26,9 26,6 26,5 26,8 26,5 26,8 26,8 26,5 26,4 26,5 26,6 27,1 27,1 27,1 27 29,1 29,3 30,3 30,3 30,1 32 27,3 30,4 29,5 26,4 29,6 252 07/10/2009 15/12/2009 16/12/2009 17/12/2009 24/12/2009 26/12/2009 27/12/2009 06/01/2010 07/01/2010 08/01/2010 09/01/2010 10/01/2010 11/01/2010 12/01/2010 14/01/2010 15/01/2010 18/01/2010 19/01/2010 23/01/2010 28/01/2010 15/02/2010 22/02/2010 27/02/2010 08/03/2010 17/03/2010 24/03/2010 27/03/2010 05/04/2010 10/04/2010 12/04/2010 15/04/2010 16/04/2010 17/04/2010 18/04/2010 21/04/2010 24/04/2010 27/04/2010 29/04/2010 01/05/2010 05/05/2010 07/05/2010 10/05/2010 11/05/2010 12/05/2010 15/05/2010 20/05/2010 BASAL TENA BASAL TENA BASAL TENA BASAL TENA HOLLIN SUPERIOR HOLLIN SUPERIOR HOLLIN SUPERIOR HOLLIN SUPERIOR HOLLIN SUPERIOR HOLLIN SUPERIOR HOLLIN SUPERIOR HOLLIN SUPERIOR HOLLIN SUPERIOR HOLLIN SUPERIOR HOLLIN SUPERIOR HOLLIN SUPERIOR HOLLIN SUPERIOR HOLLIN SUPERIOR HOLLIN SUPERIOR HOLLIN SUPERIOR HOLLIN SUPERIOR HOLLIN SUPERIOR HOLLIN SUPERIOR HOLLIN SUPERIOR HOLLIN SUPERIOR HOLLIN SUPERIOR HOLLIN SUPERIOR HOLLIN SUPERIOR HOLLIN SUPERIOR HOLLIN SUPERIOR HOLLIN SUPERIOR HOLLIN SUPERIOR HOLLIN SUPERIOR HOLLIN SUPERIOR HOLLIN SUPERIOR HOLLIN SUPERIOR HOLLIN SUPERIOR HOLLIN SUPERIOR HOLLIN SUPERIOR HOLLIN SUPERIOR HOLLIN SUPERIOR HOLLIN SUPERIOR HOLLIN SUPERIOR HOLLIN SUPERIOR HOLLIN SUPERIOR HOLLIN SUPERIOR 378 582 605 666 777 836 834 816 816 816 816 816 816 816 1024 1029 1176 1097 1132 1121 1121 1114 1127 1127 1130 1032 1083 1077 1099 1107 1120 1103 1051 1109 1095 1089 1119 1087 1111 1100 1073 1096 1114 1118 1112 1094 151 334 150 151 108 167 150 391 247 119 135 190 139 122 330 331 270 312 400 399 399 393 398 399 394 351 398 397 398 398 376 400 354 384 385 398 397 399 399 391 381 384 392 394 395 394 227 248 455 515 669 669 684 425 569 697 681 626 677 694 694 698 906 785 732 722 722 721 729 728 736 681 685 680 701 709 744 703 697 725 710 691 722 688 712 709 692 712 722 724 717 700 60 42,6 75,2 77,3 86,1 80 82 52,1 69,7 85,4 83,5 76,7 83 85 67,8 67,8 77 71,6 64,7 64,4 64,4 64,72 64,7 64,6 65,1 66 63,3 63,1 63,8 64 66,4 63,7 66,3 65,4 64,8 63,5 64,5 63,3 64,1 64,5 64,5 65 64,8 64,8 64,5 64 30,1 21 19,5 19,5 19,5 22,1 22,1 21,8 25,1 29,1 29,1 28,6 28,6 29,1 24,3 27,9 27,9 27,9 27,6 27,6 27,6 27,3 27,2 23,7 23,8 23,7 23,8 23,3 23,4 23,1 22,8 22,5 22,4 22,5 22,5 22,5 22,6 22,2 22,5 253 29/05/2010 01/06/2010 02/06/2010 07/06/2010 13/06/2010 18/06/2010 25/06/2010 07/07/2010 27/07/2010 02/08/2010 18/08/2010 31/08/2010 04/09/2010 18/09/2010 21/09/2010 25/09/2010 05/10/2010 20/10/2010 25/10/2010 31/10/2010 18/11/2010 25/11/2010 05/12/2010 17/12/2010 28/12/2010 01/01/2011 04/01/2011 06/01/2011 19/01/2011 24/01/2011 31/01/2011 15/02/2011 21/02/2011 24/02/2011 15/03/2011 28/03/2011 09/04/2011 20/04/2011 07/05/2011 21/05/2011 25/05/2011 31/05/2011 04/06/2011 07/06/2011 12/06/2011 24/06/2011 HOLLIN SUPERIOR HOLLIN SUPERIOR HOLLIN SUPERIOR HOLLIN SUPERIOR HOLLIN SUPERIOR HOLLIN SUPERIOR HOLLIN SUPERIOR HOLLIN SUPERIOR HOLLIN SUPERIOR HOLLIN SUPERIOR HOLLIN SUPERIOR HOLLIN SUPERIOR HOLLIN SUPERIOR HOLLIN SUPERIOR HOLLIN SUPERIOR HOLLIN SUPERIOR HOLLIN SUPERIOR HOLLIN SUPERIOR HOLLIN SUPERIOR HOLLIN SUPERIOR HOLLIN SUPERIOR HOLLIN SUPERIOR HOLLIN SUPERIOR HOLLIN SUPERIOR HOLLIN SUPERIOR HOLLIN SUPERIOR HOLLIN SUPERIOR HOLLIN SUPERIOR HOLLIN SUPERIOR HOLLIN SUPERIOR HOLLIN SUPERIOR HOLLIN SUPERIOR HOLLIN SUPERIOR HOLLIN SUPERIOR HOLLIN SUPERIOR HOLLIN SUPERIOR HOLLIN SUPERIOR HOLLIN SUPERIOR HOLLIN SUPERIOR HOLLIN SUPERIOR HOLLIN SUPERIOR HOLLIN SUPERIOR HOLLIN SUPERIOR HOLLIN SUPERIOR HOLLIN SUPERIOR HOLLIN SUPERIOR 1105 1106 1128 1118 1129 1125 1128 1159 1114 1121 1116 1094 1067 1045 1120 1088 1061 1047 1078 1034 1067 1060 1072 1126 1161 1097 1089 1063 1061 989 1025 1049 1052 1045 994 1010 1023 1043 1109 1110 1100 1104 1087 1070 1108 1068 395 393 399 397 385 389 391 393 393 395 396 293 341 327 330 311 323 334 377 311 261 255 299 301 318 251 280 263 262 263 279 279 255 230 237 253 260 249 269 275 267 266 256 271 240 214 710 713 729 721 744 736 737 766 721 726 720 801 726 718 790 777 738 713 701 723 806 805 773 825 843 846 809 800 799 726 746 770 797 815 757 757 763 794 840 835 833 838 831 799 868 854 64,3 64,5 64,6 64,5 65,9 65,4 65,3 66,1 64,7 64,8 64,5 73,2 68 68,7 70,5 71,4 69,6 68,1 65 69,9 75,5 75,9 72,1 73,3 72,6 77,1 74,3 75,3 75,31 73,41 72,8 73,4 75,8 78 76,2 75 74,6 76,1 75,7 75,2 75,7 75,9 76,4 74,7 78,3 80 22,6 22,6 22,6 22,6 22,4 22,4 22,4 22,4 22,4 22,3 22,3 22,3 22,3 24,2 24,2 24,2 24,2 24,2 24,2 24,2 23,3 23,3 24,2 24,2 24,2 24,2 24,2 24,2 24,3 24,3 24,3 24,3 24,3 24,3 24,2 24,2 24,5 24,5 24,1 24,2 24,2 24,2 24,2 24,7 24,8 24,8 254 FECHA 19/11/2009 21/11/2009 22/11/2009 23/11/2009 26/11/2009 05/12/2009 19/12/2009 24/12/2009 31/12/2009 08/01/2010 11/01/2010 15/01/2010 17/01/2010 23/01/2010 17/02/2010 18/02/2010 22/02/2010 27/02/2010 09/03/2010 11/03/2010 16/03/2010 23/03/2010 31/03/2010 08/04/2010 14/04/2010 16/04/2010 19/04/2010 25/04/2010 26/04/2010 01/05/2010 05/05/2010 21/05/2010 28/05/2010 04/06/2010 13/06/2010 22/06/2010 07/07/2010 28/07/2010 08/08/2010 08/09/2010 03/10/2010 04/10/2010 16/10/2010 17/11/2010 POZO PUCUNA - 06 ARENA BFPD BPPD BAPD BSW (%) BASAL TENA BASAL TENA BASAL TENA BASAL TENA BASAL TENA BASAL TENA BASAL TENA BASAL TENA BASAL TENA BASAL TENA BASAL TENA BASAL TENA BASAL TENA BASAL TENA BASAL TENA BASAL TENA BASAL TENA BASAL TENA BASAL TENA BASAL TENA BASAL TENA BASAL TENA BASAL TENA BASAL TENA BASAL TENA BASAL TENA BASAL TENA BASAL TENA BASAL TENA BASAL TENA BASAL TENA BASAL TENA BASAL TENA BASAL TENA BASAL TENA BASAL TENA BASAL TENA BASAL TENA BASAL TENA BASAL TENA BASAL TENA BASAL TENA BASAL TENA BASAL TENA 42 30 102 86 96 59 204 198 198 163 208 141 199 158 106 87 115 97 65 89 104 140 162 140 38 140 123 106 116 118 86 93 114 131 127 110 72 75 94 107 53 75 75 46 29 30 98 82 94 58 196 198 198 157 200 133 197 158 89 83 108 93 59 81 104 139 159 137 37 137 119 102 114 114 84 91 111 129 125 108 70 73 92 105 51 74 74 45 13 0 4 4 2 1 8 0 0 6 8 8 2 0 17 4 7 4 6 8 0 1 3 3 1 3 4 4 2 4 2 2 3 2 2 2 2 2 2 2 2 1 1 1 31 0 3,9 4,7 2,1 1,69 3,9 0 0 3,7 3,8 5,7 1 0 16 4,6 6,09 4,1 9,2 9 0 0,7 1,9 2,1 3 2,1 3,25 3,8 1,7 3,4 2,3 2,2 2,6 1,5 1,6 1,8 2,8 2,7 2,1 1,9 3,8 1,3 1,3 2,2 API 22 30,2 30,2 30,1 29,5 30,7 28,2 28,2 28,2 28 28 28 27,8 27,9 27,8 29,7 30 28 28,9 28,2 28,3 28,6 28,6 28,5 28,5 28,5 28,4 28,4 28,4 28,7 28,8 28,5 28,6 28,9 28,8 28,7 28,7 28,7 28,5 28,7 28,6 28,9 28,9 29 255 20/11/2010 23/11/2010 27/11/2010 12/12/2010 27/12/2010 11/01/2011 19/01/2011 22/01/2011 05/02/2011 01/03/2011 29/03/2011 14/04/2011 18/04/2011 21/04/2011 08/05/2011 10/05/2011 15/05/2011 25/05/2011 27/05/2011 02/06/2011 17/06/2011 25/06/2011 FECHA 05/01/2009 06/01/2009 16/01/2009 17/01/2009 09/02/2009 12/02/2009 15/02/2009 21/02/2009 24/02/2009 02/03/2009 05/03/2009 11/03/2009 18/03/2009 23/03/2009 30/03/2009 31/03/2009 05/04/2009 19/04/2009 04/05/2009 24/05/2009 30/05/2009 05/06/2009 BASAL TENA BASAL TENA BASAL TENA BASAL TENA BASAL TENA BASAL TENA BASAL TENA BASAL TENA BASAL TENA BASAL TENA BASAL TENA U U U U U U U+T U U U U 33 28 39 42 50 46 29 34 40 52 56 115 204 86 138 84 86 95 78 90 93 96 27 27 37 38 48 42 26 32 38 47 53 98 43 71 130 77 78 89 74 85 89 94 6 1 2 4 2 4 3 2 2 5 3 17 161 15 8 7 8 6 4 5 4 2 18,2 3,6 5,1 9,5 4 8,7 10,4 5,88 5 9,6 5,4 14,8 78,9 17,4 5,8 8,3 9,3 6,3 5,1 5,6 4,3 2,1 POZO PUCUNA - 07 ARENA BFPD BPPD BAPD BSW (%) U INFERIOR T SUPERIOR U INFERIOR U INFERIOR U INFERIOR U INFERIOR U INFERIOR U INFERIOR U INFERIOR U INFERIOR U INFERIOR U INFERIOR U INFERIOR U INFERIOR U INFERIOR U INFERIOR U INFERIOR U INFERIOR U INFERIOR U INFERIOR U INFERIOR BASAL TENA 190 480 335 302 254 240 237 244 243 224 232 255 210 230 232 264 243 212 312 232 373 314 188 479 333 300 252 238 235 242 241 221 230 251 208 228 230 262 240 210 310 229 369 306 2 1 2 2 2 2 2 2 2 3 2 4 2 2 2 2 3 2 2 3 4 8 1,05 0,2 0,6 0,7 0,8 0,8 0,8 0,8 0,8 1,3 0,86 1,6 1 0,9 0,9 0,8 1,2 0,9 0,6 1,3 1 2,5 30,2 29,7 29,7 29,8 29,8 29,8 29,7 29,7 29,4 29,5 29,5 30,3 29,3 29,3 30,6 30,6 30,5 30,1 30,1 30,1 30,1 29,8 API 32 43,6 31,7 32 32,7 32,6 32,2 31,9 31,9 31,9 32 32 32,4 31,9 31,7 31,8 31,8 30,9 31 31,6 31,6 31,6 256 05/06/2009 13/06/2009 19/06/2009 21/06/2009 29/06/2009 03/07/2009 15/07/2009 21/07/2009 01/08/2009 06/08/2009 08/08/2009 15/08/2009 20/08/2009 23/08/2009 31/08/2009 05/09/2009 19/09/2009 21/09/2009 28/09/2009 01/10/2009 03/10/2009 14/10/2009 17/10/2009 21/10/2009 24/10/2009 05/11/2009 16/11/2009 24/11/2009 28/11/2009 07/12/2009 18/12/2009 24/12/2009 03/01/2010 05/01/2010 10/01/2010 18/01/2010 24/01/2010 29/01/2010 14/02/2010 19/02/2010 22/02/2010 25/02/2010 27/02/2010 07/03/2010 13/03/2010 20/03/2010 U INFERIOR U INFERIOR U INFERIOR U INFERIOR U INFERIOR U INFERIOR U INFERIOR U INFERIOR U INFERIOR U INFERIOR U INFERIOR U INFERIOR U INFERIOR U INFERIOR U INFERIOR U INFERIOR U INFERIOR U INFERIOR U INFERIOR U INFERIOR U INFERIOR U INFERIOR U INFERIOR U INFERIOR U INFERIOR U INFERIOR U INFERIOR U U INFERIOR U INFERIOR U INFERIOR U INFERIOR U INFERIOR U INFERIOR U INFERIOR U INFERIOR U INFERIOR U INFERIOR U INFERIOR U INFERIOR U INFERIOR U INFERIOR U INFERIOR U INFERIOR U INFERIOR U INFERIOR 314 314 246 241 299 156 198 287 305 294 294 322 212 284 310 305 225 288 219 260 184 333 409 208 328 238 241 248 248 161 305 284 110 140 253 292 263 268 303 252 281 276 264 287 299 296 306 307 242 239 295 150 196 280 297 293 293 320 209 280 308 302 222 284 195 234 172 319 381 207 323 236 239 245 245 156 303 283 108 130 253 292 263 268 302 251 277 273 262 285 298 294 8 7 4 2 4 6 2 7 8 1 1 2 3 4 2 3 3 4 24 26 12 14 28 1 5 2 2 3 3 5 2 1 2 10 0 0 0 0 1 1 4 3 2 2 1 2 2,5 2,2 1,6 0,8 1,3 3,8 1 2,7 2,6 0,3 0,3 0,7 1,4 1,4 0,6 0,7 1,3 1,4 11 10 6,5 4,2 6,8 0,5 1,5 0,8 0,8 1,2 1,2 3,1 0,7 0,4 1,8 7,1 0 0 0 0 0,3 0,4 1,4 1,1 0,8 0,7 0,3 0,7 31,6 31,5 31,1 31,3 31,2 31,3 31,3 31,3 31,4 30,7 30,7 30,7 30,7 30,8 30,7 30,8 30,6 30,7 30,6 27,8 28 28,8 28,8 28,7 27,5 30,1 31,1 30,4 30 30,1 30 29,3 29,3 29,1 29,1 29,1 29,1 28,1 29,1 30,9 29,1 29,3 29 29 29,2 29,1 257 21/03/2010 27/03/2010 02/04/2010 09/04/2010 14/04/2010 20/04/2010 28/04/2010 01/05/2010 03/05/2010 07/05/2010 13/05/2010 15/05/2010 18/05/2010 20/05/2010 21/05/2010 27/05/2010 30/05/2010 04/06/2010 13/06/2010 20/06/2010 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258 254 253 275 343 223 189 172 290 268 259 330 320 340 335 317 327 328 288 267 289 283 231 274 242 200 204 152 290 288 264 247 227 210 253 259 203 221 274 264 2 3 1 0 0 1 2 0 1 3 4 1 2 2 3 1 1 1 1 2 2 5 4 4 5 4 3 3 0 0 1 0 1 5 4 5 3 1 1 1 1 3 0 1 1 1 0,6 1 0,3 0 0 0,4 0,8 0 0,4 1,1 1,2 0,4 1 1,1 1 0,4 0,4 0,3 0,3 0,6 0,6 1,6 1,2 1,2 1,7 1,5 1 1 0 0 0,4 0 0,5 3,2 1,4 1,7 1,1 0,4 0,4 0,5 0,4 1,1 0 0,5 0,4 0,4 29,1 30 29,6 29,6 29,1 30,4 29,5 28,9 28,9 29,7 29,2 29,8 29,6 29,6 29,6 29,6 29,6 29,9 30 29,9 29,9 29,6 29,6 29,6 29,6 29,6 29,8 29,8 29,7 29,7 29,8 29,8 29,8 29,8 29,8 29,8 29,8 29,8 29,8 29,8 29,8 29,8 29,1 29,1 29,2 29,2 258 07/12/2010 12/12/2010 26/12/2010 10/01/2011 20/01/2011 27/01/2011 31/01/2011 07/02/2011 08/02/2011 15/02/2011 22/02/2011 04/03/2011 14/03/2011 19/03/2011 28/03/2011 09/04/2011 14/04/2011 18/04/2011 22/04/2011 26/04/2011 15/05/2011 17/05/2011 24/05/2011 26/05/2011 30/05/2011 05/06/2011 22/06/2011 FECHA 01/01/2009 04/01/2009 05/01/2009 07/01/2009 08/01/2009 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SUPERIOR T SUPERIOR T SUPERIOR T SUPERIOR T SUPERIOR T SUPERIOR T SUPERIOR T SUPERIOR T SUPERIOR T SUPERIOR T SUPERIOR T SUPERIOR T SUPERIOR T SUPERIOR T SUPERIOR T SUPERIOR T SUPERIOR T SUPERIOR T SUPERIOR T SUPERIOR T SUPERIOR T SUPERIOR T SUPERIOR T SUPERIOR T SUPERIOR T SUPERIOR T SUPERIOR T SUPERIOR T SUPERIOR T SUPERIOR T SUPERIOR T SUPERIOR T SUPERIOR T SUPERIOR T SUPERIOR T SUPERIOR T SUPERIOR T SUPERIOR T SUPERIOR T SUPERIOR T SUPERIOR T SUPERIOR T SUPERIOR T SUPERIOR T SUPERIOR 456 456 456 456 432 432 456 456 456 456 456 456 456 456 456 456 456 456 432 432 432 432 432 432 432 432 432 432 432 432 432 432 408 408 408 408 384 384 384 408 408 408 408 408 408 384 455 455 455 455 431 431 455 455 455 455 455 455 455 455 455 455 455 455 431 431 431 429 431 431 431 431 431 431 431 431 431 431 407 407 407 407 383 383 383 407 407 407 407 407 407 383 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 3 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 0,2 0,2 0,2 0,2 0,23 0,23 0,21 0,2 0,2 0,2 0,2 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INFERIOR T INFERIOR T INFERIOR T INFERIOR T INFERIOR T INFERIOR T INFERIOR T INFERIOR T INFERIOR T INFERIOR T INFERIOR T INFERIOR T INFERIOR T INFERIOR T INFERIOR 92 99 133 173 183 183 156 156 193 193 150 190 163 176 123 154 103 49 95 113 95 100 55 132 122 71 100 115 83 35 34 103 86 56 64 67 69 59 102 115 97 83 83 110 113 103 72 80 128 166 174 174 150 151 187 191 146 184 157 176 123 154 103 48 47 82 63 68 33 109 104 46 75 91 59 11 10 81 65 38 46 48 55 43 88 100 85 68 71 99 97 88 20 19 5 7 9 9 6 5 6 2 4 6 6 0 0 0 0 1 48 31 32 32 22 23 18 25 25 24 24 24 24 22 21 18 18 19 14 16 14 15 12 15 12 11 16 15 22 19,2 3,8 4 4,9 4,9 3,8 3,2 3,1 1 2,7 3,2 3,7 0 0 0 0 2 50,5 27,4 33,7 32 40 17,4 14,8 35,2 25 20,6 28,9 68,6 70,6 21,4 24,4 32,1 28,1 28,4 20,3 27,1 13,7 13 12,4 18,1 14,5 10 14,2 14,6 31,8 30,6 29,9 30,7 32,2 32,2 31,7 31,7 31,4 31,5 31,4 31,3 31,3 31,2 30,4 30,5 30,5 30,5 28,2 29,2 29,2 29,2 29,3 29,5 30,5 29,8 29,7 29,7 29,7 29 29 29 29 29,8 29,4 29,7 29,8 30 30,2 30,3 29,9 29,8 30 30 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23 34 25 24 31 20 21 30 29 53 19 24 20 18 16 16 22 22 21 14 22 22 23 20 25 25 6,3 6,4 6,7 8,6 10,3 9,3 10,5 13,6 11,9 10,4 22,1 8,1 4 6,5 6,3 10 20,9 15,2 10 6 10,4 10,3 11,9 12,83 13,1 7,75 12,7 17,5 24,6 41,7 14,8 14,7 19 10,1 22,5 14,4 20,2 19,8 16,3 23,3 12,9 37,9 21,1 50 89,3 22,1 19,2 29,2 29 28,8 28,9 28,8 28,7 28,7 28,6 30 29,9 25,3 27,8 29,5 29,5 29,4 28,6 29 28,1 28,9 27,9 28,2 28,2 27,9 28,2 28,1 27,9 27,6 28,1 28,1 27,6 27,6 27,8 27,6 28 28 27,9 28,1 28 28 28,1 27,9 28,1 28,2 28,7 28,3 268 13/04/2010 19/04/2010 26/04/2010 07/05/2010 10/05/2010 17/05/2010 22/05/2010 26/05/2010 31/05/2010 12/06/2010 23/06/2010 27/06/2010 02/07/2010 06/07/2010 27/07/2010 14/08/2010 20/08/2010 30/08/2010 14/09/2010 24/09/2010 05/10/2010 12/10/2010 27/10/2010 28/10/2010 30/10/2010 05/11/2010 08/11/2010 13/11/2010 25/11/2010 11/12/2010 20/12/2010 23/12/2010 12/01/2011 20/01/2011 28/02/2011 13/03/2011 29/03/2011 04/04/2011 08/04/2011 10/04/2011 20/04/2011 03/05/2011 11/05/2011 16/05/2011 25/05/2011 01/06/2011 BASAL TENA BASAL TENA BASAL TENA BASAL TENA BASAL TENA BASAL TENA BASAL TENA BASAL TENA BASAL TENA BASAL TENA BASAL TENA BASAL TENA BASAL TENA BASAL TENA BASAL TENA BASAL TENA BASAL TENA BASAL TENA BASAL TENA BASAL TENA BASAL TENA BASAL TENA BASAL TENA BASAL TENA BASAL TENA BASAL TENA BASAL TENA BASAL TENA BASAL TENA BASAL TENA BASAL TENA BASAL TENA BASAL TENA BASAL TENA BASAL TENA BASAL TENA BASAL TENA BASAL TENA BASAL TENA BASAL TENA BASAL TENA BASAL TENA BASAL TENA BASAL TENA BASAL TENA BASAL TENA 110 98 88 40 172 181 170 179 188 181 183 198 199 204 206 159 154 149 134 157 168 171 144 128 121 117 119 132 136 158 154 147 133 139 138 174 186 208 210 211 203 135 150 204 173 145 82 72 60 25 153 164 148 156 169 158 163 176 177 182 185 140 133 129 113 136 148 151 124 108 101 94 96 114 117 123 122 115 115 118 117 152 164 184 188 188 180 112 127 180 151 121 28 26 28 15 19 17 22 23 19 23 20 22 22 22 21 19 21 20 21 21 20 20 20 20 20 23 23 18 19 35 32 32 18 21 21 22 22 24 22 23 23 23 23 24 22 24 25,5 26,5 31,8 37,5 11 9,4 12,9 12,8 10,1 12,7 10,9 11,1 11,1 10,8 10,2 11,9 13,6 13,4 15,7 13,4 11,9 11,7 13,9 15,6 16,5 19,7 19,3 13,6 14 22,2 20,8 21,8 13,5 15,11 15,2 12,6 11,8 11,5 10,5 10,9 11,3 17 15,3 11,8 12,7 16,6 28,3 29,4 28,3 28,8 28,8 28,8 28,7 28,7 28,8 28,3 28,2 28,2 28,7 28,7 28,7 29 29,1 29,9 28,9 28,9 28,9 28,9 28,9 28,8 28,8 29,1 29,1 29,2 29,2 29,3 29,3 29,3 29,4 29,1 29,1 29,1 29,1 29,8 29,8 29,8 29,8 29,8 29,8 30,1 30,1 30,1 269 06/06/2011 15/06/2011 27/06/2011 FECHA 01/01/2009 02/01/2009 03/01/2009 04/01/2009 05/01/2009 06/01/2009 07/01/2009 08/01/2009 09/01/2009 10/01/2009 11/01/2009 12/01/2009 13/01/2009 14/01/2009 15/01/2009 16/01/2009 17/01/2009 18/01/2009 19/01/2009 20/01/2009 21/01/2009 22/01/2009 23/01/2009 24/01/2009 25/01/2009 26/01/2009 27/01/2009 28/01/2009 29/01/2009 30/01/2009 31/01/2009 01/02/2009 02/02/2009 03/02/2009 04/02/2009 03/03/2009 04/03/2009 05/03/2009 06/03/2009 07/03/2009 08/03/2009 BASAL TENA BASAL TENA BASAL TENA 150 158 139 126 136 116 24 22 23 16 13,9 16,5 POZO PUCUNA - 10 ARENA BFPD BPPD BAPD BSW (%) U U U U U U U U U T T T T T T T T T T T T T T T T T T T T T T T T T T T T T T T T 168 168 168 168 144 168 144 144 144 288 288 288 288 288 288 299 312 288 288 288 288 288 288 288 288 288 288 288 288 240 288 288 288 288 252 264 264 264 264 264 264 141 141 141 141 122 125 122 116 116 187 190 202 202 224 224 214 227 224 224 224 224 224 224 224 224 224 232 230 230 197 218 219 216 216 204 188 216 194 194 190 190 27 27 27 27 22 43 22 28 28 101 98 86 78 64 64 85 85 64 64 64 64 64 64 64 64 64 56 58 58 43 69 69 72 72 192 76 48 70 70 74 74 16,1 16,1 16,1 16,1 15,3 25,6 15,3 19,3 19,3 35 34 30 27 22,2 22,2 27,2 27,2 27,2 22,2 22,2 22,2 22,2 22,2 22,2 22,2 22,2 19,44 20 20 18 24 24 25 25 25 29 18 26,51 26,5 28 28 30,1 30,1 29,8 API 29,4 29,4 29,4 29,4 29,4 29,4 29,4 20,8 20,8 33,3 33,3 33,3 33,3 33,3 33,3 33,3 33,3 33,3 33,3 33,3 33,3 33,3 33,3 33,3 33,3 33,3 33,3 33,3 33,3 33,3 33,3 33,3 33,3 25,5 25,5 25,5 33,9 33 33 270 09/03/2009 10/03/2009 11/03/2009 12/03/2009 13/03/2009 14/03/2009 15/03/2009 16/03/2009 17/03/2009 18/03/2009 19/03/2009 20/03/2009 21/03/2009 22/03/2009 23/03/2009 24/03/2009 25/03/2009 26/03/2009 27/03/2009 28/03/2009 29/03/2009 30/03/2009 31/03/2009 01/04/2009 02/04/2009 03/04/2009 04/04/2009 05/04/2009 06/04/2009 07/04/2009 08/04/2009 09/04/2009 10/04/2009 11/04/2009 12/04/2009 13/04/2009 14/04/2009 15/04/2009 16/04/2009 17/04/2009 18/04/2009 19/04/2009 20/04/2009 21/04/2009 22/04/2009 23/04/2009 T T T T T T T T T T T T T T T T T T T T T T T T T T T T T T T T T T T T T T T T T T T T T T 264 264 264 264 264 264 264 264 264 264 264 264 264 176 264 264 264 264 264 264 264 288 288 288 288 288 288 288 288 288 288 288 288 288 288 276 288 288 288 288 288 288 288 288 288 288 190 206 206 206 227 227 227 227 227 227 227 227 224 149 227 227 227 227 227 227 227 251 246 248 248 248 248 248 248 248 247 247 247 248 248 237 248 248 248 248 248 248 248 248 248 248 74 58 58 58 37 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26/10/2009 27/10/2009 31/10/2009 07/11/2009 T T T T T T T T T T T T T T T T T T T T T T T T T T T T T T T T T T T T T T T T T T T T T T 288 288 288 288 288 288 288 288 288 288 288 288 288 288 288 288 288 32 68 144 102 156 96 237 222 212 190 127 140 180 202 140 202 140 170 130 71 200 219 150 160 148 121 143 91 31 248 248 248 248 248 248 248 248 248 248 248 248 248 248 248 248 248 22 53 134 96 126 71 204 189 179 153 101 166 153 191 130 192 132 158 109 50 175 216 125 140 139 79 131 85 29 40 40 40 40 40 40 40 40 40 40 40 40 40 40 40 40 40 10 15 10 6 30 25 33 33 33 31,2 26 24 27 11 10 10 8 12 21 21 25 3 18 21 9 42 12 6 2 13,9 13,9 13,9 13,9 13,9 13,9 13,9 13,9 13,9 13,9 13,9 13,9 13,9 13,9 13,9 13,9 13,9 31,3 22,1 6,9 5,9 19 26 13,9 14,9 15,6 16,4 20,5 17,1 14,9 5,4 7,1 5 5,7 7,1 16,2 29,6 12,5 1,4 12 12,6 6,1 34,7 8,4 6,6 6,5 31,5 31,5 31,5 31,5 31,5 31,5 31,5 31,5 31,5 31,5 31,5 31,5 31,5 31,5 31,5 31,5 31,5 32,2 32,2 32,1 31,4 31,4 31,3 31,3 31,2 31,1 32,1 31,2 31,1 31,1 31,1 31 31 30,9 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08/02/2009 11/02/2009 22/02/2009 T T T T T T T T T T T T T T T T T T T T T T T T T T T T T T T T T T T 169 146 183 232 223 219 210 229 230 221 229 233 215 192 206 231 237 240 220 203 223 226 234 236 239 240 228 232 234 236 228 229 226 227 226 151 127 170 219 216 211 200 218 220 211 218 218 204 177 191 216 216 218 199 186 204 205 211 214 216 218 211 216 216 215 219 218 217 218 216 18 19 13 13 7 8 10 11 10 10 11 15 11 15 15 15 21 22 21 17 19 21 23 22 23 22 17 16 18 21 9 11 9 9 10 10,7 13 7,1 5,6 3,1 3,7 4,8 4,8 4,3 4,5 4,8 6,4 5,1 7,8 7,3 6,5 8,9 9,17 9,55 8,4 8,5 9,3 9,8 9,3 9,6 9,2 7,5 6,9 7,7 8,9 3,9 4,8 4 4 4,4 POZO PUCUNA - 11 ARENA BFPD BPPD BAPD BSW (%) U INFERIOR U INFERIOR U INFERIOR U INFERIOR U INFERIOR U INFERIOR U INFERIOR U INFERIOR U INFERIOR 172 161 203 166 176 194 188 156 169 163 152 195 157 168 185 179 146 163 9 9 8 9 8 9 9 10 6 5,23 5,59 3,9 5,4 4,54 4,6 4,8 6,4 3,6 30 30 27,9 28 29,8 29,8 30,7 30,7 30,7 30,7 30,7 28,4 30,7 29,1 29,1 29,1 31,1 31,1 31,1 31,1 31,1 31,1 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U INFERIOR U INFERIOR U INFERIOR U INFERIOR U INFERIOR U U INFERIOR U INFERIOR U INFERIOR U INFERIOR 201 215 156 170 150 193 178 136 134 99 263 218 132 41 349 382 391 308 300 278 240 283 275 240 291 203 204 319 220 214 188 248 195 202 274 248 229 105 243 236 147 172 180 239 248 127 194 206 146 163 148 153 171 129 130 89 253 211 125 38 337 379 376 300 292 270 237 275 283 238 285 198 200 293 203 210 174 230 187 193 256 225 228 104 238 233 143 170 178 237 246 125 7 9 10 7 2 7 7 7 4 10 10 7 7 3 12 3 15 8 8 8 3 8 8 2 6 5 4 26 17 4 14 18 8 9 18 23 1 1 5 3 4 2 2 2 2 2 3,4 4,2 6,4 4,1 1,3 4,4 3,9 5,1 3 10,1 3,8 3,2 5,3 7,3 3,4 0,8 3,76 2,6 2,7 2,9 1,3 2,9 2,9 1 2,1 2,5 2 8,2 7,7 2 7,4 7,3 4,1 4,5 6,4 9,3 0,4 1 2,1 1,3 2,7 1,2 1,11 0,8 0,81 1,6 32 32 32 32,1 32,1 31,8 31,7 31,7 31,2 32,2 31,3 31,4 31,2 31,2 31,1 31,6 31,6 31,8 31,8 31,7 31,6 31,6 31,6 31,1 31 31,1 31,1 30 29,3 29,2 30,3 29 28,1 28,3 29,2 29,3 30 30,6 30,6 29,8 29,9 29,5 29,8 29,9 29,9 275 07/01/2010 11/01/2010 12/01/2010 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119 121 150 126 118 120 184 202 256 230 253 232 228 221 258 232 204 242 224 226 254 258 191 212 150 275 190 226 267 232 204 199 199 165 182 188 200 207 178 190 203 176 177 236 167 131 114 120 148 121 117 120 182 200 254 229 252 231 227 220 257 231 203 241 223 225 253 256 188 209 147 271 187 223 266 230 202 192 193 159 178 184 194 202 173 185 189 0 1 2 2 0 5 1 2 5 1 0 2 2 2 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 2 3 3 3 4 3 3 1 2 2 7 6 6 4 4 6 5 5 5 14 0 0,6 0,8 1,2 0 4,2 0,5 1,3 4 0,8 0 1,1 1 0,8 0,4 0,4 0,4 0,4 0,5 0,4 0,4 0,5 0,4 0,5 0,4 0,4 0,8 1,6 1,4 2 1,5 1,6 1,3 0,4 0,9 1 3,5 3 3,6 2,2 2,1 3 2,4 2,8 2,6 6,9 29 28,7 28,9 28,9 29 29,7 29,3 29 29 29 29 29 29 29,3 29,3 29,3 29,6 29,6 29,6 29,4 29,8 29,6 29,6 29,4 29,4 29,4 29,4 29,6 29,6 29,6 29,6 29,6 29,6 29,9 29,9 30 30,1 30,1 30,1 29,4 29,4 30 30 30 30 30 276 09/02/2011 10/02/2011 11/02/2011 23/02/2011 15/03/2011 27/03/2011 02/04/2011 20/04/2011 12/05/2011 20/05/2011 31/05/2011 04/06/2011 08/06/2011 15/06/2011 28/06/2011 FECHA 08/01/2009 13/01/2009 15/01/2009 28/01/2009 29/01/2009 02/02/2009 10/02/2009 19/02/2009 01/03/2009 08/03/2009 15/03/2009 21/03/2009 28/03/2009 06/04/2009 09/04/2009 14/04/2009 20/04/2009 27/04/2009 08/05/2009 23/05/2009 07/06/2009 16/06/2009 28/06/2009 30/06/2009 06/07/2009 07/07/2009 16/07/2009 23/07/2009 27/07/2009 U INFERIOR U INFERIOR U INFERIOR U INFERIOR U INFERIOR U INFERIOR U INFERIOR U INFERIOR U INFERIOR U INFERIOR U INFERIOR U INFERIOR U INFERIOR U INFERIOR U INFERIOR 189 213 173 193 203 192 211 193 216 226 198 212 205 211 193 165 189 149 169 179 190 186 180 204 220 191 206 200 204 186 24 24 24 24 24 2 25 13 12 6 7 6 5 7 7 12,7 11,3 13,9 12,4 11,8 1 11,8 6,7 5,6 2,7 3,5 2,8 2,4 3,3 3,6 POZO PUCUNA - 12 ARENA BFPD BPPD BAPD BSW (%) T T U INFERIOR T T T T T T T HOLLIN INFERIOR T T T T T T T T T T T T T T U INFERIOR T T T 186 141 135 196 201 182 194 196 181 160 170 190 164 206 214 227 182 228 232 232 363 264 426 391 428 301 418 355 389 181 146 135 191 195 177 189 192 176 155 166 185 161 202 208 220 175 221 226 255 352 255 413 381 410 299 405 343 378 5 5 10 5 6 5 5 4 5 5 4 5 3 4 6 7 7 7 6 7 11 9 13 10 18 2 13 12 11 2,7 3,4 6,9 2,55 2,55 2,7 2,6 2 2,8 3,1 2,4 2,6 1,8 1,9 2,8 3,1 3,8 3,1 2,6 3 3 3,4 3,1 2,6 4,2 0,7 3,1 3,4 2,8 30 30 30 30 30 30,1 30 31,1 31,1 31 31 31 31 31 31 API 33 34,9 31,7 32,9 32,9 32,5 32 33,2 32 33,2 32,9 32,6 32,4 32,5 32,1 32,3 32,3 32,3 32,1 32,1 31,5 31,5 32,3 32,1 32,1 31,3 32,1 32,2 31,8 277 02/08/2009 12/08/2009 26/08/2009 29/08/2009 01/09/2009 03/09/2009 04/09/2009 07/09/2009 16/09/2009 23/09/2009 02/10/2009 16/10/2009 25/10/2009 27/10/2009 31/10/2009 09/11/2009 15/11/2009 17/11/2009 23/11/2009 29/11/2009 09/12/2009 29/12/2009 01/01/2010 07/01/2010 13/01/2010 21/01/2010 01/02/2010 12/02/2010 18/02/2010 23/02/2010 28/02/2010 11/03/2010 22/03/2010 30/03/2010 01/04/2010 06/04/2010 07/04/2010 13/04/2010 22/04/2010 30/04/2010 04/05/2010 16/05/2010 19/05/2010 30/05/2010 06/06/2010 10/06/2010 T T T T T T T T T T T T T T T T T T INFERIOR T T T T T T T T T T T T T T T T T T T T T T T T T T T T 378 380 196 227 202 319 209 173 185 193 269 149 198 169 182 147 155 206 237 247 227 155 139 221 196 188 189 136 169 220 192 173 169 163 222 160 162 140 171 161 163 185 168 183 178 179 372 374 188 216 196 315 205 171 183 188 213 134 182 164 126 146 154 205 236 245 227 152 136 217 194 187 189 136 168 216 191 171 167 161 218 158 160 139 169 160 160 185 166 181 177 177 6 6 8 11 6 4 4 2 2 5 56 15 16 5 56 1 1 1 1 2 0 3 3 4 2 1 0 0 1 4 1 2 2 2 4 2 2 1 2 1 3 0 2 2 1 2 1,6 1,6 4,1 4,8 3 1,3 1,9 1,2 1,1 2,6 20,8 10,1 8,1 3 30,8 0,7 0,6 0,5 0,4 0,81 0 1,9 2,2 1,8 1 0,5 0 0 0,6 1,8 0,5 1,2 1,2 1,2 1,8 1,3 1,2 0,7 1,2 0,6 1,8 0 1,2 1,1 0,6 1,1 32 32,1 31,8 31,8 31,2 31,1 31,1 31,2 31 31 31,1 29,5 29,4 28,9 29,7 30,9 30,5 30,6 30,5 30,2 30,2 29,6 30,5 29,8 29,8 29,4 29,5 29,7 30,5 29,6 29,9 29,8 29,8 30,4 30,4 30,4 30 29,8 29,9 30,1 30,4 30,4 30,5 30,1 30,2 278 14/06/2010 17/06/2010 20/06/2010 25/06/2010 08/07/2010 29/07/2010 15/08/2010 01/09/2010 15/09/2010 25/09/2010 28/09/2010 02/10/2010 05/10/2010 16/10/2010 10/11/2010 12/11/2010 18/11/2010 29/11/2010 10/12/2010 29/12/2010 18/01/2011 22/01/2011 28/02/2011 22/03/2011 26/03/2011 03/04/2011 21/04/2011 29/05/2011 03/06/2011 19/06/2011 FECHA 16/03/2009 17/03/2009 18/03/2009 19/03/2009 20/03/2009 21/03/2009 22/03/2009 23/03/2009 24/03/2009 25/03/2009 26/03/2009 27/03/2009 28/03/2009 29/03/2009 T T T T T T T T T T T T T T T T T T T T T T T T T T T T T T 179 156 165 183 191 194 201 172 188 219 196 175 234 235 126 264 305 305 311 308 316 316 320 323 343 357 361 362 374 386 177 154 163 181 190 192 197 168 187 217 195 169 228 229 120 258 302 303 308 308 313 314 317 320 339 353 357 358 370 382 2 2 2 2 1 2 4 4 1 2 1 6 6 6 6 6 3 2 3 3 3 2 3 3 4 4 4 4 4 4 1,1 1,3 1,2 1,1 0,5 1 2 2,3 0,5 0,9 0,5 3,4 2,6 2,6 4,8 2,3 1 0,7 1 1 0,95 0,63 0,9 0,9 1,2 1,1 1,1 1,1 1,1 1 POZO PUCUNA - 13 ARENA BFPD BPPD BAPD BSW (%) BASAL TENA BASAL TENA BASAL TENA BASAL TENA BASAL TENA BASAL TENA BASAL TENA BASAL TENA BASAL TENA BASAL TENA BASAL TENA BASAL TENA BASAL TENA BASAL TENA 144 168 168 168 168 168 153 153 144 144 144 144 192 228 120 150 151 153 153 153 134 134 134 134 134 180 180 216 24 18 17 15 17 15 19 19 10 10 10 13 12 12 16,7 10,7 10 9 9 9 7 7 7 6,9 6,9 6,7 6,3 5,3 30,2 30,2 30,2 30,2 30,6 30,5 30,5 30,2 30,4 30,4 30,4 30,6 30,6 30,6 30,6 30,6 30,2 30,2 29,4 29,4 30,2 30,2 30,2 30,2 30,2 30,2 30,2 30,2 30,2 30,2 API 18,7 20,6 20,6 20 19,2 19,2 19,2 19,2 19,2 20 20 20 20 20 279 30/03/2009 31/03/2009 01/04/2009 02/04/2009 03/04/2009 04/04/2009 06/04/2009 07/04/2009 08/04/2009 09/04/2009 10/04/2009 11/04/2009 12/04/2009 13/04/2009 14/04/2009 15/04/2009 16/04/2009 17/04/2009 18/04/2009 19/04/2009 20/04/2009 21/04/2009 22/04/2009 23/04/2009 24/04/2009 25/04/2009 26/04/2009 27/04/2009 28/04/2009 29/04/2009 30/04/2009 01/05/2009 02/05/2009 03/05/2009 04/05/2009 05/05/2009 06/05/2009 07/05/2009 08/05/2009 09/05/2009 10/05/2009 11/05/2009 12/05/2009 13/05/2009 14/05/2009 15/05/2009 BASAL TENA BASAL TENA BASAL TENA BASAL TENA BASAL TENA BASAL TENA BASAL TENA BASAL TENA BASAL TENA BASAL TENA BASAL TENA BASAL TENA BASAL TENA BASAL TENA BASAL TENA BASAL TENA BASAL TENA BASAL TENA BASAL TENA BASAL TENA BASAL TENA BASAL TENA BASAL TENA BASAL TENA BASAL TENA BASAL TENA BASAL TENA BASAL TENA BASAL TENA BASAL TENA BASAL TENA BASAL TENA BASAL TENA BASAL TENA BASAL TENA BASAL TENA BASAL TENA BASAL TENA BASAL TENA BASAL TENA BASAL TENA BASAL TENA BASAL TENA BASAL TENA BASAL TENA BASAL TENA 216 216 192 216 216 216 216 216 216 216 216 216 216 216 216 216 216 216 216 216 216 216 216 216 216 216 216 216 216 216 216 216 216 216 216 221 221 221 221 221 221 221 216 216 216 216 207 207 184 207 207 207 207 207 207 207 207 207 207 207 207 207 210 210 212 212 212 212 212 212 212 212 214 214 214 214 214 214 214 214 214 220 220 220 220 220 220 220 215 215 215 213 9 9 8 9 9 9 9 9 9 9 9 9 9 9 9 9 6 6 4 4 4 4 4 4 4 4 2 2 2 2 2 2 2 2 2 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 3 4,2 4,2 4 4 4,2 4,2 4,2 4,2 4,2 4,2 4,2 4,2 4,2 4,2 4,2 4,2 2,8 2,8 1,9 1,9 1,9 1,9 1,9 1,9 1,9 1,9 1 1 1 1 1 1 1 1 1 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5 1,4 20 20 19,2 20 20 20 20 20 20 20 20 20 20 20 20 19,2 19,2 19,2 19,2 19,2 19,2 19,2 19,2 19,2 19,2 19,2 19,2 19,2 19,2 19,2 19,2 19,2 19,2 19,2 19,2 19,2 19,2 19,2 19,2 19,2 19,2 19,2 19,2 19,2 19,2 19,2 280 16/05/2009 17/05/2009 18/05/2009 19/05/2009 20/05/2009 21/05/2009 22/05/2009 23/05/2009 24/05/2009 25/05/2009 26/05/2009 27/05/2009 28/05/2009 29/05/2009 30/05/2009 31/05/2009 01/06/2009 02/06/2009 03/06/2009 04/06/2009 05/06/2009 06/06/2009 07/06/2009 08/06/2009 09/06/2009 10/06/2009 11/06/2009 12/06/2009 13/06/2009 14/06/2009 15/06/2009 16/06/2009 17/06/2009 18/06/2009 20/06/2009 21/06/2009 22/06/2009 23/06/2009 24/06/2009 25/06/2009 26/06/2009 27/06/2009 28/06/2009 29/06/2009 30/06/2009 01/07/2009 BASAL TENA BASAL TENA BASAL TENA BASAL TENA BASAL TENA BASAL TENA BASAL TENA BASAL TENA BASAL TENA BASAL TENA BASAL TENA BASAL TENA BASAL TENA BASAL TENA BASAL TENA BASAL TENA BASAL TENA BASAL TENA BASAL TENA BASAL TENA BASAL TENA BASAL TENA BASAL TENA BASAL TENA BASAL TENA BASAL TENA BASAL TENA BASAL TENA BASAL TENA BASAL TENA BASAL TENA BASAL TENA BASAL TENA BASAL TENA BASAL TENA BASAL TENA BASAL TENA BASAL TENA BASAL TENA BASAL TENA BASAL TENA BASAL TENA BASAL TENA BASAL TENA BASAL TENA BASAL TENA 216 192 192 192 192 192 192 192 192 192 192 192 192 192 192 192 192 192 192 192 192 192 192 192 192 192 192 192 192 192 192 192 192 192 168 168 168 168 168 168 168 168 168 168 168 168 212 188 188 188 188 188 188 188 188 188 188 188 188 188 188 188 188 188 188 188 188 188 188 188 188 188 188 188 188 188 185 185 184 184 161 161 161 161 161 161 161 161 161,3 161 161 161 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4 7 7 7 8 7 7 7 7 7 7 7 7 6,7 7 7 7 1,9 2,1 2,1 2,1 2,1 2,1 2,1 2,1 2,1 2,1 2,1 2,1 2,1 2,1 2,1 2,1 2,1 2,1 2,1 2,1 2,1 2,1 2,1 2,1 2,1 2,1 2,1 2,1 2,1 2,1 3,6 3,6 3,64 4,2 4,2 4,2 4,2 4,2 4,2 4,2 4,2 4,2 4 4,2 4,2 4,2 19,2 19,2 19,2 19,2 19,2 19,2 19,2 19,2 19,2 19,2 19,2 19,2 19,2 19,2 19,2 19,2 19,2 19,2 19,2 19,2 19,2 19,2 19,2 19,2 19,2 19,2 19,2 19,2 19,2 19,2 19,2 19,2 19,2 19,2 19,2 19,2 19,2 19,2 19,2 19,2 19,2 19,2 19,2 19,2 19,2 19,2 281 02/07/2009 03/07/2009 04/07/2009 05/07/2009 06/07/2009 07/07/2009 08/07/2009 09/07/2009 10/07/2009 11/07/2009 12/07/2009 13/07/2009 14/07/2009 15/07/2009 16/07/2009 17/07/2009 18/07/2009 19/07/2009 21/07/2009 22/07/2009 23/07/2009 24/07/2009 25/07/2009 26/07/2009 27/07/2009 28/07/2009 29/07/2009 11/08/2009 13/08/2009 26/08/2009 24/09/2009 29/09/2009 14/10/2009 19/10/2009 25/10/2009 27/10/2009 04/11/2009 05/11/2009 06/11/2009 12/11/2009 15/11/2009 18/11/2009 25/11/2009 27/11/2009 13/12/2009 19/12/2009 BASAL TENA BASAL TENA BASAL TENA BASAL TENA BASAL TENA BASAL TENA BASAL TENA BASAL TENA BASAL TENA BASAL TENA BASAL TENA BASAL TENA BASAL TENA BASAL TENA BASAL TENA BASAL TENA BASAL TENA BASAL TENA BASAL TENA BASAL TENA BASAL TENA BASAL TENA BASAL TENA BASAL TENA BASAL TENA BASAL TENA BASAL TENA BASAL TENA U INFERIOR BASAL TENA BASAL TENA BASAL TENA BASAL TENA BASAL TENA BASAL TENA BASAL TENA BASAL TENA BASAL TENA BASAL TENA BASAL TENA BASAL TENA BASAL TENA BASAL TENA BASAL TENA BASAL TENA BASAL TENA 168 168 168 168 168 168 168 168 168 168 168 168 168 168 168 168 168 168 168 168 168 168 168 168 168 168 265 200 272 292 243 342 218 223 269 204 210 230 247 273 221 260 298 295 217 214 161 161 161 161 161 161 161 161 161 161 161,3 163 161,3 161,3 161,3 161,3 161,3 161,3 161,3 161,3 161,3 161,3 161,3 161,3 161,3 161,3 168,2 193 270 281 195 201 204 209 247 157 199 219 227 267 210 256 289 288 197 197 7 7 7 7 7 7 7 7 7 7 6,7 5 6,7 6,7 6,7 6,7 6,7 6,7 6,7 6,7 6,7 6,7 6,7 6,7 6,7 6,7 96,8 7 2 11 48 141 14 14 22 47 11 11 20 6 11 4 9 7 20 17 4,2 4,2 4,2 4,2 4,2 4,2 4 4 4 4 4 3 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4 36,5 3,5 0,7 3,7 19,8 41,2 6,4 6,3 8,2 23 5,2 4,8 8,1 2,2 5 1,5 3 2,4 9,2 7,94 19,2 19,2 19,2 19,2 19,2 19,2 19,2 19,2 19,2 19,2 19,2 19,2 19,2 19,2 19,2 19,2 19,2 19,2 19,2 19,2 19,2 19,2 19,2 19,2 19,2 19,2 19,2 29,9 31,1 30 29,6 29,8 28,8 27,5 28,5 30 29 29 29,1 29 28,9 28,7 29,1 29 29,4 28,5 282 23/12/2009 30/12/2009 01/01/2010 09/01/2010 14/01/2010 20/01/2010 24/01/2010 16/02/2010 20/02/2010 23/02/2010 28/02/2010 06/03/2010 17/03/2010 20/03/2010 28/03/2010 29/03/2010 01/04/2010 02/04/2010 04/04/2010 11/04/2010 18/04/2010 24/04/2010 30/04/2010 06/05/2010 13/05/2010 14/05/2010 16/05/2010 22/05/2010 26/05/2010 31/05/2010 08/06/2010 09/06/2010 11/06/2010 14/06/2010 17/06/2010 16/07/2010 15/08/2010 27/08/2010 01/09/2010 14/09/2010 16/09/2010 17/09/2010 20/09/2010 04/10/2010 07/10/2010 08/10/2010 BASAL TENA BASAL TENA BASAL TENA BASAL TENA BASAL TENA BASAL TENA BASAL TENA BASAL TENA BASAL TENA BASAL TENA BASAL TENA BASAL TENA BASAL TENA BASAL TENA BASAL TENA BASAL TENA BASAL TENA BASAL TENA BASAL TENA BASAL TENA BASAL TENA BASAL TENA BASAL TENA BASAL TENA BASAL TENA BASAL TENA BASAL TENA BASAL TENA BASAL TENA BASAL TENA BASAL TENA BASAL TENA BASAL TENA BASAL TENA BASAL TENA BASAL TENA BASAL TENA BASAL TENA BASAL TENA BASAL TENA BASAL TENA BASAL TENA BASAL TENA BASAL TENA BASAL TENA BASAL TENA 210 120 205 174 211 153 126 136 135 210 181 123 114 202 152 108 49 90 142 132 114 114 97 109 67 118 112 121 121 138 64 95 90 69 34 82 97 120 93 55 100 84 112 141 59 106 200 113 197 168 199 147 120 131 129 198 175 117 108 198 144 101 49 81 138 126 108 108 91 105 61 112 106 112 113 130 58 90 85 64 29 78 89 113 86 42 98 81 108 135 55 100 10 7 8 6 12 6 6 5 6 12 6 6 6 4 8 7 0 9 4 6 6 6 6 4 6 6 6 9 8 8 6 5 5 5 5 4 8 7 7 13 1 3 4 6 4 6 4,8 5,6 3,9 3,4 5,7 3,9 4,8 3,7 4,4 5,7 3,3 4,9 5,3 2 5,3 6,5 0 10 2,8 4,5 5,3 5,3 6,2 3,7 9 5,1 5,4 7,4 6,6 5,8 9,4 5,3 5,6 7,2 14,7 4,9 8,2 5,8 7,5 23,6 2 3,6 3,6 4,3 6,8 5,7 27,9 28,3 28,3 28,1 28 28,3 28,3 28,4 29 28,5 27,8 27,8 28,6 28,3 28,7 28,7 28,3 27,7 28,1 28,7 28,7 28,2 28,9 28,8 28,7 28,8 28,9 28,8 28,8 28,4 28,3 28,3 28,3 28,3 28,2 28,3 28,3 28,3 28,3 29,1 29,2 29,6 29,6 29,6 29,6 29,6 283 09/10/2010 24/10/2010 26/10/2010 30/10/2010 24/11/2010 11/12/2010 18/12/2010 23/12/2010 07/01/2011 20/01/2011 27/02/2011 04/03/2011 29/03/2011 08/04/2011 22/04/2011 25/04/2011 08/05/2011 11/05/2011 20/05/2011 22/05/2011 24/05/2011 02/06/2011 07/06/2011 10/06/2011 20/06/2011 30/06/2011 BASAL TENA BASAL TENA BASAL TENA BASAL TENA BASAL TENA BASAL TENA BASAL TENA BASAL TENA BASAL TENA BASAL TENA BASAL TENA BASAL TENA BASAL TENA BASAL TENA BASAL TENA BASAL TENA BASAL TENA BASAL TENA U+T U+T U+T U+T U+T U+T U+T U+T 133 71 94 117 104 108 109 101 101 75 77 55 78 108 136 148 164 74 150 140 122 116 111 96 121 118 126 67 92 117 99 103 104 96 96 70 73 50 74 105 131 145 158 69 132 130 113 106 101 86 89 87 7 4 2 2 5 5 5 5 5 5 4 5 4 3 5 3 6 5 18 10 9 10 10 10 32 31 5,3 5,6 2,1 1,7 4,8 4,6 4,6 5 5 6,67 5,2 9,1 5,1 2,8 3,7 2 3,7 6,8 12 7,1 7,4 8,6 9 10,4 26,4 26,3 29,6 29,5 29,4 29,4 29 29,1 29,4 29 29 29 29,5 29,5 29,2 29,1 29,2 29,1 30,5 30,5 30,6 30,6 30,6 30,6 30,6 30,6 30,4 30,1 284 ANEXO 6.1 RESULTADOS DEL ANÁLISIS ECONÓMICO BPPD 224 400 358 320 287 257 230 206 184 165 148 132 MES 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 PUC-02 140 156 174 195 218 243 272 303 339 379 423 402 BPPD PUC-03 89 100 111 124 139 155 173 194 216 242 270 214 BPPD PUC-05 149 166 185 207 231 259 289 323 361 403 450 267 BPPD PUC-07 PRODUCCION DIARIA 116 129 144 161 180 201 225 251 280 313 350 0 BPPD PUC-14 750 838 936 1046 1169 1306 1459 1630 1821 2034 1893 1107 6 POZOS BLS 3961 4426 4944 5524 6171 6895 7703 8606 9614 10741 12000 6720 BPPM PUC-02 4189 4680 5229 5841 6526 7291 8146 9100 10167 11359 12690 12060 BPPM PUC-03 2674 2987 3337 3729 4166 4654 5199 5809 6490 7250 8100 6420 BPPM PUC-05 4456 4979 5562 6214 6943 7756 8666 9681 10816 12084 13500 8010 BPPM PUC-07 3466 3872 4326 4833 5400 6033 6740 7530 8412 9398 10500 0 BPPM PUC-14 PRODUCCIÓN MENSUAL Elaboración: Cristina Agila, Claudia Espinosa. 125 140 157 175 195 218 244 272 304 340 0 0 BPPD PUC-15 PRODUCCIÓN ACUMULADA DIARIA Producción acumulada total diaria y mensual. 3762 4203 4695 5246 5860 6547 7315 8172 9130 10200 0 0 BPPM PUC-15 22509 25147 28094 31387 35066 39176 43768 48898 54629 61032 56790 33210 6 POZOS BLS PRODUCCIÓN ACUMULADA MENSUAL 285 12 11 10 9 8 7 6 5 4 3 2 1 MES 11 10 9 8 7 6 5 4 3 2 1 0 PERIODO 6 REPARACION POR POZO 22499 25136 28082 31373 35051 39159 43749 48876 54605 61005 56760 33210 bls PROD. ACUM. TOTAL POR MES 1.702.479,04 1.902.024,38 2.124.958,16 2.374.021,73 2.652.277,70 2.963.147,70 3.310.454,36 3.698.468,37 4.131.961,01 4.616.262,74 4.295.029,20 0 bls INGRESO TOTAL POR MES - 197.988,84 221.194,85 247.120,81 276.085,52 308.445,14 344.597,59 384.987,42 430.111,30 480.524,08 536.845,67 499.488,00 $ COSTO OPERATIVO 22,43% 16706440 TIRm 1.504.490,20 1.680.829,53 1.877.837,35 2.097.936,21 2.343.832,56 2.618.550,11 2.925.466,93 3.268.357,08 3.651.436,93 4.079.417,07 3.795.541,20 12.779.051,00 $ FLUJO DE CAJA 197.988,84 221.194,85 247.120,81 276.085,52 308.445,14 344.597,59 384.987,42 430.111,30 480.524,08 536.845,67 13.278.539,00 - $ TOTAL DE EGRESOS 32220916 1.534.494,21 1.730.617,38 1.951.806,98 2.201.266,75 2.482.609,89 2.799.911,39 3.157.767,09 3.561.360,21 4.016.536,42 4.529.888,54 4.254.657,63 - $ INGRESO TOTAL ACT. Elaboración: Cristina Agila, Claudia Espinosa 12779051 $ COSTO REPARACION 32.220.916,49 30.686.422,28 28.955.804,91 27.003.997,92 24.802.731,17 22.320.121,28 19.520.209,89 16.362.442,79 12.801.082,59 8.784.546,17 4.254.657,63 - $ INGRESO TOTAL ACT. ACUM. Resultados del primer escenario con un precio de 75,67 $/bl. 16406046 178.453,14 201.261,17 226.984,29 255.995,08 288.713,72 325.614,12 367.230,74 414.166,38 467.100,84 526.800,83 13.153.726, 02 - $ EGRESO TOTAL ACT. 16.406.046,33 16.227.593,19 16.026.332,02 15.799.347,72 15.543.352,65 15.254.638,93 14.929.024,81 14.561.794,07 14.147.627,69 13.680.526,85 13.153.726,02 - $ EGRESO TOTAL ACT. ACUM. VAN 15694752 1.356.041,07 1.529.356,20 1.724.822,69 1.945.271,68 2.193.896,17 2.474.297,28 2.790.536,35 3.147.193,83 3.549.435,58 4.003.087,70 3.759.864,62 12.779.051,00 $ FLUJO DE CAJA ACTUALIZADA 15.694.752,17 14.338.711,10 12.809.354,89 11.084.532,21 9.139.260,53 6.945.364,36 4.471.067,08 1.680.530,73 1.466.663,10 5.016.098,67 9.019.186,38 12.779.051,00 $ SUMATORIA FLUJO DE CAJA 286 12 11 10 9 8 7 6 5 4 3 2 1 MES 11 10 9 8 7 6 5 4 3 2 1 0 PERIODO 5 REPARACION POR POZO 22499 25136 28082 31373 35051 39159 43749 48876 54605 61005 56760 33210 bls PROD. ACUM. TOTAL POR MES 1887644 2108892 2356072 2632224 2940744 3285425 3670505 4100720 4581360 5118335 4762164 0 bls INGRESO TOTAL POR MES 197989 221195 247121 276086 308445 344598 384987 430111 480524 536846 499488 - $ COSTO OPERATIVO 26,72% 16706440 TIRm 1689655 1887697 2108951 2356139 2632299 2940827 3285518 3670609 4100836 4581490 4262676 12.779.051,00 $ FLUJO DE CAJA 197989 221195 247121 276086 308445 344598 384987 430111 480524 536846 13278539 - $ TOTAL DE EGRESOS 35725319 1701388 1918842 2164089 2440680 2752623 3104435 3501211 3948700 4453382 5022567 4717402 - $ INGRESO TOTAL ACT. Elaboración: Cristina Agila, Claudia Espinosa. 12779051 $ COSTO REPARACION 35725319 34023931 32105088 29940999 27500319 24747696 21643262 18142050 14193350 9739969 4717402 - $ INGRESO TOTAL ACT. ACUM. 16406046 178453 201261 226984 255995 288714 325614 367231 414166 467101 526801 13153726 - $ EGRESO TOTAL ACT. Resultados del segundo escenario con un precio de 83,90 $/bl. 16406046 16227593 16026332 15799348 15543353 15254639 14929025 14561794 14147628 13680527 13153726 - $ EGRESO TOTAL ACT. ACUM. VAN 19199155 1522935 1717581 1937105 2184685 2463909 2778820 3133981 3534534 3986281 4495766 4222609 12.779.051,00 $ FLUJO DE CAJA ACTUALIZADA 19199155 17676219 15958638 14021534 11836848 9372939 6594119 3460138 -74395 -4060676 -8556442 12.779.051,00 $ SUMATORIA FLUJO DE CAJA 287 12 11 10 9 8 7 6 5 4 3 2 1 MES 11 10 9 8 7 6 5 4 3 2 1 0 PERIODO 5 REPARACION POR POZO 22499 25136 28082 31373 35051 39159 43749 48876 54605 61005 56760 33210 bls PROD. ACUM. TOTAL POR MES 2203976 2462301 2750904 3073334 3433555 3835998 4285610 4787921 5349107 5976068 5560210 0 bls INGRESO TOTAL POR MES 12779051 $ 197989 221195 247121 276086 308445 344598 384987 430111 480524 536846 499488 - $ COSTO OPERATIVO 33,86% TIRm 2005987 197989 2241106 2503783 2797248 3125110 3491400 3900623 4357809 4868583 5439223 5060722 12.779.051,00 $ FLUJO DE CAJA 16706440 221195 247121 276086 308445 344598 384987 430111 480524 536846 13278539 - $ TOTAL DE EGRESOS 41712184 1986508 2240403 2526748 2849691 3213909 3624677 4087946 4610425 5199682 5864251 5507946 - $ INGRESO TOTAL ACT. 41712184 39725676 37485274 34958526 32108835 28894926 25270249 21182303 16571879 11372197 5507946 - $ INGRESO TOTAL ACT. ACUM. Elaboración: Cristina Agila, Claudia Espinosa COSTO REPARACION 16406046 178453 201261 226984 255995 288714 325614 367231 414166 467101 526801 13153726 - $ EGRESO TOTAL ACT. Resultados del segundo escenario con un precio de 97,96 $/bl. 16406046 16227593 16026332 15799348 15543353 15254639 14929025 14561794 14147628 13680527 13153726 - $ EGRESO TOTAL ACT. ACUM. VAN 25186020 1808055 2039142 2299764 2593696 2925195 3299063 3720715 4196258 4732581 5337450 5013153 12.779.051,00 $ FLUJO DE CAJA ACTUALIZADA 25186020 23377965 21338824 19039060 16445364 13520169 10221106 6500391 2304133 -2428448 -7765898 12.779.051,00 $ SUMATORIA FLUJO DE CAJA 288 289