I ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL ESCUELA DE INGENIERÍA PERFORACIÓN DE POZOS DE DESARROLLO PARA EL CAMPO PARAHUACU PROYECTO PREVIO A LA OBTENCIÓN DEL TÍTULO DE INGENIERO EN PETRÓLEOS ALFREDO MARTIN OBANDO MOROCHO DIRECTOR: ING. VLADIMIR CERÓN G. Quito, Noviembre 2007 II DECLARACIÓN Yo, Alfredo Martín Obando Morocho, declaro bajo juramento que el trabajo aquí descrito es de mi autoría; que no ha sido previamente presentado para ningún grado o calificación profesional y que he consultado las referencias bibliográficas que aquí se incluyen en este documento. A través de la presente declaración cedo mis derechos de propiedad intelectual correspondientes a este trabajo, a la Escuela Politécnica Nacional, según lo establecido por la Ley de Propiedad Intelectual, por su Reglamento y por la normatividad institucional vigente. Alfredo Martín Obando Morocho III CERTIFICACIÓN Certifico que el presente trabajo fue desarrollado por Alfredo Martín Obando Morocho, bajo mi supervisión. Ing. Vladimir Cerón G. DIRECTOR DEL PROYECTO IV AGRADECIMIENTOS A la Escuela Politécnica Nacional y de manera especial a la Facultad de Ingeniería en Petróleos. Al Ingeniero Vladimir Cerón, por haber dirigido adecuadamente el presente proyecto de titulación. A todos y cada uno de los Ingenieros del Departamento de Petróleos, por compartir e impartir sus valiosos conocimientos. A todo el personal de PETROPRODUCCIÓN, que conforman el departamento de Yacimientos y Archivo Técnico, por permitir que el presente trabajo se lleve a cabo. A los Ingenieros Jorge Erazo, Julio Orozco, Pierre Kummert, Nidia Caraguay, Lucia Coral, y de manera infinita y especial al Ingeniero Miguel Ángel Orozco Espinosa, por compartir su tiempo y conocimientos en la culminación de este proyecto. V DEDICATORIA A Dios por haberme dado la fuerza y salud para la culminación de este proyecto. A mi Madre por que es mi ejemplo de superación y de vida. A mi Padre por el apoyo. A mis Hermanos: Juan Pablo, Elizabeth, Lenin, Kenlly y Maytte por ser mi apoyo. A mi sobrina Kiara por alegrarme la vida. A mi Tío: Ing. Alejandro Obando por haberme apoyado incondicionalmente en la consecución de este sueño. A toda mi familia por el apoyo brindado. A los mosqueteros por ser hermanos en todo momento. A los amigos por el apoyo brindado. Martin. VI AGRADECIMIENTOS A Dios por haberme guiado por el camino del bien, por darme el valor y la fuerza para superar las dificultades. A mi mami Sonia por haber creído siempre en mi. A mi Hermano Juan Pablo por haberme apoyado en los momentos más difíciles. A mis abuelos Rafael Obando, Luz Montenegro, Hortensia Coello por ser ejemplo de honradez Tenacidad y esfuerzo. A mi tío Alejito por haberme apoyado cada vez que lo necesitaba. A mis familiares por los consejos, los cuales me ayudan a cumplir mis objetivos. A mis amigos Bernardo y Juanchi, por haber compartido su amistad y sueños. A los mosqueteros y seguidores por haber sido hermanos de vida Martin. VII CONTENIDO RESUMEN………………………………………………………………………….......XIV PRESENTACIÓN……………………………………………………………………….XV CAPÍTULO 1 .......................................................................................................... 1 1 DESCRIPCIÓN GEOLÓGICA DEL CAMPO PARAHUACU ............. 1 1.1 1.2 1.3 1.3.1 1.3.2 1.4 1.4.1 1.4.2 1.4.3 1.4.4 1.4.5 1.5 1.5.1 1.5.2 1.5.3 1.5.4 1.6 1.6.1 1.6.2 1.6.3 1.6.4 1.6.5 1.6.6 1.7 1.8 1.8.1 1.8.2 1.8.3 1.8.4 1.8.5 1.9 UBICACIÓN GENERAL DEL CAMPO PARAHUACU ....................... 1 GEOLOGÍA DEL CAMPO ................................................................. 5 ESTRATIGRAFÍA .............................................................................. 7 FORMACIÓN BASAL TENA ............................................................. 7 FORMACIÓN NAPO ......................................................................... 7 LITOLOGÍA ..................................................................................... 10 FORMACIÓN BASAL TENA ........................................................... 10 FORMACIÓN “U” SUPERIOR ......................................................... 10 FORMACIÓN “U” INFERIOR .......................................................... 10 FORMACIÓN “T” ............................................................................. 10 FORMACIÓN “HOLLÍN” ............................................................. .....11 AMBIENTE SEDIMENTARIO .......................................................... 11 FORMACIÓN BASAL TENA .................................................. .........11 FORMACIÓN “U” ............................................................................ 11 FORMACIÓN “T” SUPERIOR ......................................................... 12 FORMACIÓN “T” INFERIOR ........................................................... 12 CARACTERÍSTICAS ESTRUCTURALES DE LOS OBJETIVOS ... 12 CARACTERÍSTICAS ESTRUCTURALES DEL TOPE DE BASAL TENA............................................................................................... 12 CARACTERÍSTICAS ESTRUCTURALES DEL TOPE DE “U” SUPERIOR ..................................................................................... 12 CARACTERÍSTICAS ESTRUCTURALES DEL TOPE DE “U” INFERIOR ....................................................................................... 13 CARACTERÍSTICAS ESTRUCTURALES DE LA BASE DE “U” INFERIOR ....................................................................................... 13 CARACTERÍSTICAS ESTRUCTURALES DE LA BASE DE LA ARENISCA “T” SUPERIOR ............................................................. 13 CARACTERÍSTICAS ESTRUCTURALES DE LA BASE DE LA ARENISCA “T” INFERIOR .............................................................. 14 DETERMINACIÓN DE TOPES Y BASES ....................................... 14 PETROFÍSICA ................................................................................ 15 POROSIDAD (Φ) ............................................................................ 15 PERMEABILIDAD (K) ..................................................................... 17 SATURACIÓN DE FLUIDOS .......................................................... 18 CONDUCTIVIDAD ELÉCTRICA DE ROCAS SATURADAS DE FLUIDOS ......................................................................................... 19 PETROFÍSICA DEL CAMPO PARAHUACU ................................... 20 REGISTROS ELÉCTRICOS ........................................................... 20 VIII 1.10 1.11 1.11.1 1.11.2 1.11.3 1.11.4 1.11.5 1.11.6 1.11.7 1.12 1.13 1.13.1 1.14 CARACTERISTICAS DE LOS CRUDOS ........................................ 26 PROPIEDADES FÍSICAS DE LOS FLUIDOS ................................. 27 DENSIDAD DEL PETRÓLEO (ρO) .................................................. 28 PRESIÓN DE PUNTO DE BURBUJA (Pb) ...................................... 28 RELACIÓN GAS PETRÓLEO EN SOLUCIÓN (Rs) ........................ 28 FACTOR VOLUMÉTRICO DEL PETRÓLEO (Bo) ........................... 28 VISCOSIDAD DEL PETRÓLEO (µo) ............................................... 28 VISCOSIDAD DEL AGUA (µw) ........................................................ 29 TENSIÓN INTERFACIAL ................................................................ 29 DETERMINACIÓN DEL CONTACTO AGUA PETRÓLEO.............. 31 PRESIONES ................................................................................... 32 HISTORIAL DE PRESIÓN .............................................................. 32 MECANISMOS DE PRODUCCIÓN ................................................ 34 CAPÍTULO 2 ........................................................................................................ 36 2 CÁLCULO DE RESERVAS ............................................................. 36 2.1 2.2 2.3 2.3.1 2.3.2 2.3.3 2.3.4 2.3.5 2.3.6 2.4 2.4.1 2.5 2.5.1 2.5.2 PETRÓLEO ORIGINAL INSITU (POES)......................................... 36 FACTOR DE RECOBRO ................................................................ 37 RESERVAS ..................................................................................... 38 RESERVAS PRIMARIAS ................................................................ 38 RESERVAS SECUNDARIAS .......................................................... 38 RESERVAS PROBABLES .............................................................. 38 RESERVAS PROBADAS NO DESARROLLADAS ......................... 38 RESERVAS PROBADAS ................................................................ 39 RESERVAS REMANENTES ........................................................... 39 MÉTODO VOLUMÉTRICO ............................................................. 40 MÉTODO DE ISOÍNDICE DE HIDROCARBUROS......................... 40 CURVAS DE DECLINACIÓN .......................................................... 43 TIPOS DE CURVAS DE DECLINACIÓN ........................................ 44 PROCEDIMIENTO .......................................................................... 45 CAPÍTULO 3 ........................................................................................................ 47 3 PLANIFICACIÓN DE LA PERFORACIÓN MEDIANTE LA APLICACIÓN DEL MODELO AREAL ............................................. 47 3.1 3.2 3.2.1 3.3 3.3.1 3.3.2 3.3.3 3.3.4 3.3.5 3.4 HISTORIAL DE PRODUCCIÓN DEL CAMPO PARAHUACU ........ 48 POZOS PROPUESTOS .................................................................. 53 PROCEDIMIENTO PARA UBICAR NUEVOS POZOS DE DESARROLLO ................................................................................ 54 ANÁLISIS DE LOS POZOS VECINOS ........................................... 58 PARAHUACU 02 ............................................................................. 58 PARAHUACU 03B .......................................................................... 59 PARAHUACU 05-D ......................................................................... 60 PARAHUACU 07 ............................................................................. 61 PARAHUACU 08 ............................................................................. 62 RESERVAS ESTIMADAS PARA LOS NUEVOS POZOS DE DESARROLLO ................................................................................ 63 IX 3.4.1 3.5 3.5.1 3.6 3.6.1 3.6.2 3.6.3 3.6.4 3.6.5 3.7 3.7.1 3.7.2 3.7.3 3.7.4 3.7.5 3.7.6 3.7.7 MÉTODO VOLUMÉTRICO ............................................................. 63 PREDICCIÓN DE PRODUCCIÓN DE LOS NUEVOS POZOS DE DESARROLLO ................................................................................ 67 PROCEDIMIENTO PARA OBTENER LA PREDICCIÓN DE PRODUCCIÓN ................................................................................ 69 PROPUESTA GEOLÓGICA ............................................................ 77 COORDENADAS DEL OBJETIVO.................................................. 77 TOPES ESTIMADOS DE LAS FORMACIONES ............................. 78 PROGRAMA DE MUESTREO ........................................................ 78 PROGRAMA DE REGISTROS ELÉCTRICOS................................ 79 POZOS DE CORRELACIÓN .......................................................... 80 PROGRAMA DE PERFORACIÓN .................................................. 81 DESCRIPCIÓN DEL EQUIPO DE PERFORACIÓN ....................... 81 PROGRAMA DIRECCIONAL .......................................................... 82 PROGRAMA DE BROCAS ............................................................. 83 PROGRAMA DE FLUIDOS DE PERFORACIÓN ............................ 83 PROGRAMA DE CEMENTACIÓN .................................................. 84 PROCEDIMIENTOS DE OPERACIÓN ........................................... 85 DIAGRAMAS ESTIMADOS DE PROFUNDIDAD VS. TIEMPO DE OPERACIÓN ................................................................................... 88 CAPÍTULO 4 ........................................................................................................ 89 4 ANÁLISIS DE COSTOS DEL PROYECTO ..................................... 89 4.1 4.2 4.2.1 4.2.2 4.2.3 4.2.4 4.2.5 4.2.6 ANÁLISIS TÉCNICO ....................................................................... 89 ANÁLISIS ECONÓMICO ................................................................. 89 COSTOS DE PERFORACIÓN ........................................................ 90 COSTOS DE PRODUCCIÓN .......................................................... 91 INGRESOS DEL PROYECTO ........................................................ 91 VALOR ACTUAL NETO (VAN) ....................................................... 92 TASA INTERNA DE RETORNO (T.I.R) .......................................... 92 TIEMPO DE RECUPERACIÓN DE LA INVERSIÓN ....................... 96 CAPÍTULO 5 ...................................................................................................... 100 5 CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES ................................ 100 5.1 5.2 CONCLUSIONES.......................................................................... 100 RECOMENDACIONES ................................................................. 102 REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS .................................................................. 103 SIGLAS .............................................................................................................. 105 ANEXO 1 ........................................................................................................... 106 VISUALIZACIÓN ISÓPACA DE LA ARENISCA “T” ........................................... 106 ANEXO 2 ........................................................................................................... 108 X MAPA DE EVALUACIÓN PERSPECTIVA DE LAS ARENAS BASAL TENA, “U” SUPERIOR, “U” INFERIOR, “T” INFERIOR ....................................................... 108 ANEXO 3 ........................................................................................................... 113 TOPES Y BASES............................................................................................... 113 ANEXO 4 ........................................................................................................... 115 POROSIDAD EFECTIVA ................................................................................... 115 ANEXO 5 ........................................................................................................... 117 ÍNDICE DE ARCILLOSIDAD .............................................................................. 117 ANEXO 6 ........................................................................................................... 122 INTERVALO Y ESPESORES NETO DE PETRÓLEO ....................................... 122 ANEXO 7 ........................................................................................................... 124 CÁLCULO DE RESERVAS POR EL MÉTODO DE CURVA DE DECLINACIÓN ........................................................................................................................... 124 ANEXO 8 ........................................................................................................... 130 HISTORICO DE PRODUCCIÓN Y PRODUCCIÓN ACUMULADA DEL CAMPO PARAHUACU ..................................................................................................... 130 ANEXO 9 ........................................................................................................... 133 HISTORIAL DE PRODUCCIÓN POR POZO DEL CAMPO PARAHUACU........ 133 ANEXO 10 ......................................................................................................... 139 MAPA ESTRUCTURAL DE LA ARENISCA “T” INFERIOR ............................... 139 ANEXO 11 ......................................................................................................... 141 CORTE ESTRUCTURAL ENTRE POZOS DEL CAMPO PARAHUACU ........... 141 ANEXO 12 ......................................................................................................... 144 MAPA DE CARRETERAS DEL CAMPO PARAHUACU .................................... 144 ANEXO 13 ......................................................................................................... 146 DECLINACIÓN DEL CAMPO PARAHUACU ..................................................... 146 ANEXO 14 ......................................................................................................... 148 HISTORIAL DE PRODUCCIÓN DEL CAMPO PARAHUACU ........................... 148 INDICE DE GRÁFICOS Mapa 1.1 Ubicación del campo Parahuacu ............................................................ 2 Mapa 1.2 Mapa de Ubicación de los Pozos del Campo Parahuacu....................... 4 XI Figura 1.1 Columna Estratigráfica de la Cuenca Oriente ....................................... 9 Figura 1.2 Historial de Presión de Basal Tena ..................................................... 32 Figura 1.3 Historial de Presión de la Arenisca “U” ............................................... 33 Figura 1.4 Historial de Presión de la Arenisca “T” ................................................ 34 Mapa 3.1 Producción Acumulada de Basal Tena ................................................ 48 Mapa 3.2 Producción Acumulada de “U” ............................................................. 49 Mapa 3.3a Producción Acumulada de “T” ............................................................ 50 Mapa 3.3b Producción Acumulada de “T” ............................................................ 51 Mapa 3.4 Corte de Agua del Campo Parahuacu.................................................. 52 Figura 3.3 Historial de Producción del Pozo Parahuacu 02 Arena “U” inferior ..... 59 Figura 3.4 Historial de Producción del Pozo Parahuacu 03B Arena “U” inferior .. 60 Figura 3.5 Historial de Producción del Pozo Parahuacu 05-D Arena “T” inferior . 61 Figura 3.6 Historial de Producción del Pozo Parahuacu 07 Arena “T” ................. 62 Figura 3.7 Historial de Producción del Pozo Parahuacu 08 Arena “T” inferior ..... 63 Figura 3.8a Predicción de Producción del Pozo Parahuacu 10 Arena “T” inferior 73 Figura 3.8b Predicción de Producción del Pozo Parahuacu 10 Arena “T” inferior 73 Figura 3.9a Predicción de Producción del Pozo Parahuacu 11 Arena “T” inferior 74 Figura 3.9b Predicción de Producción del Pozo Parahuacu 11 Arena “T” inferior 74 Figura 3.10a Predicción de Producción del Pozo Parahuacu 12 Arena “T” inferior ............................................................................................................................. 75 Figura 3.10b Predicción de Producción del Pozo Parahuacu 12 Arena “T” inferior ............................................................................................................................. 75 Figura 3.11a Predicción de Producción del Pozo Parahuacu 13 Arena “T” inferior ............................................................................................................................. 76 Figura 3.11a Predicción de Producción del Pozo Parahuacu 13 Arena “T” inferior ............................................................................................................................. 76 Figura 3.12 Diagrama Estimado de Perforación .................................................. 88 Figura 4.1a Tiempo de Recuperación de la Inversión .......................................... 96 Figura 4.1b Tiempo de Recuperación de la Inversión .......................................... 96 Figura 4.2a Tiempo de Recuperación de la Inversión .......................................... 97 Figura 4.2b Tiempo de Recuperación de la Inversión .......................................... 97 XII INDICE DE TABLAS Tabla 1.1 Ubicación de los Pozos en el Campo Parahuacu .................................. 5 Tabla 1.2 Topes y Bases de las Formaciones del Campo Parahuacu ................. 14 Tabla 1.3 Resultados de la Interpretación Petrofísica del Pozo Parahuacu 09 .... 23 Tabla 1.4 Propiedades Petrofísicas Promedio del Campo Parahuacu................. 24 Tabla 1.5 Propiedades Petrofísicas de los Pozos del Campo Parahuacu ........... 24 Tabla 1.6 Propiedades Promedio de los Fluidos del Campo Parahuacu ............. 29 Tabla 1.7 Propiedades de los Fluidos de los Pozos del Campo Parahuacu ........ 30 Tabla 1.8 Salinidades y Resistividades del Campo Parahuacu ........................... 30 Tabla 1.9 Limite Inferior de Petróleo (L.I.P) del Campo Parahuacu ..................... 31 Tabla 1.10 Historial de Pruebas de Presiones del Campo Parahuacu................. 35 Tabla 2.1 Factores de Recobro del Campo Parahuacu ....................................... 37 Tabla 2.2 Isoíndice de Hidrocarburos .................................................................. 41 Tabla 2.3 Reservas del Campo Parahuacu.......................................................... 42 Tabla 2.4 Petróleo Original en Sitio (POES) ........................................................ 42 Tabla 2.5 Petróleo en Sitio, Reservas Iníciales y Remanentes de cada pozo. .... 43 Tabla 3.1 Reservas Originales del Campo Parahuacu al 31 de Diciembre de 2006 ............................................................................................................................. 47 Tabla 3.2 Áreas de Drenaje de los Pozos del Campo Parahuacu ....................... 55 Tabla 3.3 Análisis de los Nuevos Pozos de Desarrollo para el Campo Parahuacu ............................................................................................................................. 57 Tabla 3.4 Radios y Áreas de Drenaje ............................................................... 64 Tabla 3.5 Propiedades Petrofísicas de los Pozos Propuestos Para el campo Parahuacu ............................................................................................................ 66 Tabla 3.6 Reservas Estimadas de los Pozos Nuevos de Desarrollo del campo Parahuacu ............................................................................................................ 67 Tabla 3.7 Caudales Obtenidos del Campo Parahuacu de la Ecuación 3.10 ........ 68 Tabla 3.8 Caudales Aproximados de los Pozos Vecinos del Campo Parahuacu. 69 Tabla 3.9a Escenario 1ero Caudal Inicial de los Pozos Propuestos ...................... 70 Tabla 3.9b Escenario 2do Caudal Inicial de los Pozos Propuestos ....................... 70 Tabla 3.10a Cálculo de la Predicción de Producción de los Pozos Propuestos del Campo Parahuacu con una Declinación del 15.56% Anual Escenario 1ero .......... 71 XIII Tabla 3.10b Cálculo de la Predicción de Producción de los Pozos Propuestos del Campo Parahuacu con una Declinación del 15.56% Anual Escenario 2do ........... 72 Tabla 3.11 Estratigrafía Esperada........................................................................ 78 Tabla 3.12 Programa de Muestreo....................................................................... 79 Tabla 3.13 Programa de Perfiles Eléctricos del Pozo .......................................... 80 Tabla 3.14 Programa de Brocas .......................................................................... 83 Tabla 3.15 Programa de Lodos ............................................................................ 84 Tabla 3.16 Programa de Cementación ................................................................ 85 Tabla 4.1 Costo Estimado de Perforación y Completación de un Pozo Vertical. . 90 Tabla 4.2 Cronograma de Perforaciones ............................................................ 91 Tabla 4.3a Resultados Obtenidos del V.A.N y T.I.R de los Pozos Propuestos .... 94 Tabla 4.3b Resultados Obtenidos del V.A.N y T.I.R de los Pozos Propuestos .... 95 Tabla 4.4 Cronograma de Perforación con una Torre .......................................... 98 Tabla 4.5a Perfil de Producción del Campo Parahuacu con los Pozos Adicionales ............................................................................................................................. 98 Tabla 4.5b Perfil de Producción del Campo Parahuacu con los Pozos Adicionales ............................................................................................................................. 99 XIV RESUMEN El presente proyecto está enfocado a incrementar la producción en el campo Parahuacu mediante la evaluación de registros eléctricos, análisis de parámetros petrofísicos, cálculo de reservas, los cuales permitieron ubicar pozos y desarrollar un programa de perforación de pozos verticales de desarrollo. El análisis de registros eléctricos permitió determinar las arenas productoras, analizar las propiedades petrofísicas y de fluidos del campo, calcular reservas por medio de los métodos volumétrico y curvas de declinación, proponer coordenadas de ubicación de 4 nuevos pozos de desarrollo en los altos del anticlinal a ser perforados. Finalmente, se realiza la evaluación técnica económica que permite justificar la rentabilidad y ejecución del proyecto. XV PRESENTACION Petroproducción ha visto la necesidad de incrementar la producción de petróleo en los diferentes campos del Oriente Ecuatoriano, por lo que se ha propuesto realizar un estudio de la factibilidad de ubicar pozos que vayan a desarrollar los campos. Este proyecto de Titulación consta de cinco capítulos. En el primer capítulo se detalla la descripción geológica, ubicación general, geología, estratigrafía, litología, ambiente sedimentario, características estructurales de los objetivos, topes y bases, petrofísica, registros eléctricos, características de los crudos, propiedades físicas de los fluido, contacto agua-petróleo, presiones, mecanismos de producción del Campo Parahuacu. En el segundo capítulo se realiza el cálculo de reservas remanentes; petróleo original insitu (POES) de cada pozo, factor de recobro, reservas del campo por medio de los métodos volumétrico y curvas de declinación. En el tercer capítulo se estudian la planificación de la perforación mediante la aplicación del modelo areal, historial de producción, pozos propuestos, análisis de los pozos vecinos, reservas estimadas para los nuevos pozos, predicción de producción de los nuevos pozos de desarrollo, propuesta geológica, programa de perforación aplicable al Campo Parahuacu. En el cuarto capitulo se realiza el análisis técnico – económico del proyecto; según los costos estimados de las perforaciones y reacondicionamientos para los nuevos pozos y el posible incremento de producción que se obtendrá al ejecutar las perforaciones de pozos. Y, en el quinto capítulo se presentan las conclusiones y recomendaciones derivadas del presente estudio. 1 CAPÍTULO 1 1 DESCRIPCIÓN GEOLÓGICA DEL CAMPO PARAHUACU 1.1 UBICACIÓN GENERAL DEL CAMPO PARAHUACU El campo Parahuacu conjuntamente con los campos Atacapi, Carabobo, Pichincha, Cuyabeno, Sansahuari, Shuara, Secoya, Tapi, Tetete, Shushuqui, Pacayacu, Singue, Chanangue, Peña Blanca, Frontera y Víctor Hugo Rúales (VHR) pertenecen al área Libertador. El campo Parahuacu operado por PETROPRODUCCIÓN se encuentra ubicado en la Cuenca Oriente del Ecuador, a 16 Km. Al sur-este del campo Lago Agrio en la Provincia de Francisco de Orellana, el área de estudio abarca una extensión de aproximadamente 350 Km2 (Mapa 1.1). Las coordenadas GEOGRÁFICAS y UTM dentro de las cuales se localiza el campo Parahuacu son: GEOGRÁFICAS: Latitud: 00° 07' 00'' - 00° 01' 00'' N Longitud: 76° 43' 00'' - 76° 38' 00'' W UTM: Latitud: 10001000 – 10024000 N Longitud: 304000 – 320000 W 2 Mapa 1.1 Ubicación del campo Parahuacu Fuente: PETROPRODUCCIÓN DEPARTAMENTO DE CARTOGRAFÍA El campo Parahuacu fue descubierto por el consorcio Texaco-Gulf con la perforación del pozo Parahuacu 01, que arrancó el 4 de octubre de 1968 y fue completado el 17 de noviembre del mismo año, alcanzando la profundidad de 10173 pies, atravesando toda la secuencia estratigráfica ya conocida para esta 3 parte de la cuenca. Obteniéndose una producción comercial de la arenisca “T” de 448 BPPD, con un grado API de 31o y un BSW de 0.2 %. El campo inicio su etapa operativa con 4 pozos en los primeros días de diciembre de 1978. En la actualidad en este campo se han perforado 8 pozos de desarrollo y uno de reemplazo (Parahuacu 03B, desplazado 11 metros al norte del pozo Parahuacu 03 colapsado) cabe señalar que 6 pozos se encuentran produciendo con levantamiento artificial, siendo productores en los reservorios “U” y “T” y en la arenisca Basal Tena y 2 pozos se encuentran cerrados. El pozo Parahuacu 03B fue cerrado el 31 de Marzo del 2007, el pozo Parahuacu 06 no se probó, el pozo Parahuacu 09 fue cerrado por bajo aporte de producción el 8 de Diciembre de 1999 (Mapa 1.2). El campo tuvo una producción promedia baja de 1382 BPPD, 3 BAPD en diciembre de 2006 y un acumulado de producción de 14,377,560 Bls de petróleo, 187,800 bls de agua y un corte de agua de 0.2% al 1 de diciembre de 2006. 4 Mapa 1.2 Mapa de Ubicación de los Pozos del Campo Parahuacu Fuente: PETROPRODUCCIÓN (OIL FILE MANAGER) La ubicación y las coordenadas UTM y Geográficas de los pozos perforados se detallan en la (Tabla 1.1) 5 Tabla 1.1 Ubicación de los Pozos en el Campo Parahuacu Pozo Coordenadas UTM Coordenada Geográficas X Y Norte Oeste Parahuacu 01 308948.5 10009171 00°04’5 7’’.590 76°43’00’’44 Parahuacu 02 308999.3 10007135 00°03’52’’.300 76°42’58’’.13 Parahuacu 03 309348.9 10011060 00°06’00’’.067 76°42’58’’.30 Parahuacu 03B 309331.0 10011106 00°06’01’’.570 75°42’47’’.40 Parahuacu 04 309488.9 10013123 00°07’07’’.238 76°4 2’42’’.31 Parahuacu 05 308995.2 10006872 00°03’43’’.856 76°42’58’’.23 Parahuacu 07 309308.9 10008262 00°04’28’’.977 76°42’48’’.13 Parahuacu 08 309273.0 10009989 00°05’25’’.000 76°42’49’’.29 Parahuacu 09 309377.0 10009989 00°06’31’’.953 76°42’45’’.34 Fuente: PETROPRODUCCIÓN Elaborado por: Alfredo Obando 1.2 GEOLOGÍA DEL CAMPO Este campo se encuentra limitado por un terreno de selva al norte del río Aguarico, afluente del río Amazonas. Ubicado sobre el flanco norte del arco de la trans-cuenca, separando la Cuenca Oriente de Ecuador y Perú, hacia el sur de la Cuenca Putumayo en Colombia. La región ha sido objeto de cinco períodos de deformación estructural, con presencia de fallas, anticlinales y narices estructurales. La nueva interpretación en base a los resultados de la sísmica 3D confirma la presencia de dos grandes anticlinales controlados por dos fallas inversas respectivamente, que provienen del basamento, además existen pequeñas fallas, con sellos mas pequeños hacia arriba de la serie, hasta desaparecer a nivel de la Basal Tena. “El campo Parahuacu esta constituido por una estructura anticlinal alargado de orientación Norte–Sur, de 13 Km. de largo, con un ancho promedio de 2 Km., presentando una falla sedimentaria inversa sub-vertical de alto ángulo que sirve 6 de sello hacia el este con su lado levantado hacia el oeste; el campo además presenta un cierre estructural de 200 pies de desplazamiento vertical”.1 En este campo aparecen las formaciones cretácicas Tena y Napo con presencia de hidrocarburos, y los yacimientos productores son las areniscas: Basal Tena (secundaria), Napo “U” y Napo “T”. Las areniscas “U” y “T” tienen cantidades significativas de hidrocarburos, pero sus acuíferos son parcialmente activos y actúan arealmente por zonas a lo largo del campo. Los datos sísmicos indican que esta falla disminuye hacia arriba y termina en la formación Basal Tena. La fase compresiva que formó la estructura es de edad turoniana-mastrichtiana y produjo una deformación sin-sedimentaria sincrónica con la depositación de Napo Medio-Superior y Tena Inferior. En el dominio de esta estructura, se evidencia una primera fase extensiva, también identificada en las estructuras Charapa y Culebra-Yulebra-Anaconda, de edad albiana (contemporáneas a la depositación de Hollín y Napo Basal), definida por un conjunto de fallas normales sin-sedimentarias que no sufrieron inversión posterior. Para la elaboración del mapa del modelo estructural al tope de la caliza A, se utilizaron el mapa en tiempo al tope de la caliza A de la sísmica 3D para la parte norte del campo Parahuacu, un mapa en tiempo a la base de la caliza A elaborado a partir de las líneas 2D al borde oeste del campo Parahuacu y para la parte sur de la estructura del campo, se usaron 4 líneas 2D antiguas no empatadas con el resto para determinar la ubicación de las fallas (3 líneas OesteEste) y de la parte mas alta del campo (1 línea Norte-Sur). 1 (M. Rivadeneira et. Al. / 1999) 7 1.3 ESTRATIGRAFÍA En base a estudios de núcleos del campo Parahuacu y de los campos adyacentes (Guanta-Dureno, Atacapi), así como los registros eléctricos de los pozos; se concluyo que los yacimientos “U” y “T” son parte de un ambiente deltaico. El rumbo sedimentario es de norte a sur. 1.3.1 FORMACIÓN BASAL TENA El mapa de depositación ambiental y de datos sísmicos sugiere que Basal Tena fue depositada en un canal erosionado con un potencial hidrocarburífero probado, en una superficie de disconformidad al tope de la formación Napo. Las profundidades promedio a las que se encuentra esta arena varían entre 8790 a 8820 pies de profundidad. Esta arenisca de relleno es generalmente delgada, de 16 pies de potencial, se asume que la fuente de hidrocarburos son las lutitas marinas que yacen debajo. La porosidad más alta obtenida en esta arena es de 16% y esta en el centro del canal cerca del pozo Parahuacu 04. En el pozo Parahuacu 07 se encontró 8 pies de arena saturada de hidrocarburos. 1.3.2 FORMACIÓN NAPO Esta formación comprende los reservorios característicos de las unidades “U” y “T”. Por el contrario a la parte basal la cual es muy reducida. Ambiente predominante deltaico con influencia fluvial predominante y menor influencia mareal. El ancho de los canales sobre la base de presiones, varía entre 130-420 pies para “T” y 900 pies para “U”. 8 Las secuencias arenosas “U” y “T” son cuarzosas en sus partes basales y, contienen abundante glauconita en sus porciones superiores, lo que se corresponde con una etapa de plataforma. 1.3.2.1 Formación “U” En esta arena el ambiente de depositación predominante es un complejo de canal distributario y esta asociado a las barras de desembocadura y de rebalse depositadas a medida que el mar transgredía, su tendencia es esencialmente paralela al eje estructural, como consecuencia el yacimiento es extremadamente complejo y variable de pozo a pozo. Las profundidades promedio a las que se encuentra esta arena varían entre 9440 a 9470 pies de profundidad para el nivel superior, 9470 a 9500 pies de profundidad para el nivel intermedio y de 9500 a 9560 pies de profundidad para el nivel inferior. La saturación de petróleo tiene su mayor desarrollo en la parte central, se muestra una disminución con el decrecimiento de la posición estructural en los pozos Parahuacu 04, Parahuacu 01 y Parahuacu 02. En el pozo Parahuacu 08 simultáneamente perforado se encontró 15 pies de arena saturada de petróleo con resultados positivos. 1.3.2.2 Formación “T” Esta arena esta dominada por canales distributarios delgados de arenas de barra de desembocadura. Ninguno de los pozos ha penetrado la sección gruesa del canal. Las profundidades promedio a las que se encuentra esta arena varían entre 9645 a 9690 pies de profundidad para el nivel superior y de 9690 a 9750 pies de profundidad para el nivel inferior. 9 La porosidad alcanza su valor máximo de cerca del 14% en la barra de desembocadura en el pozo Parahuacu 03 y un espesor de 15 pies, en el pozo Parahuacu 07 se encontró 10 pies de arena saturada de petróleo con buenos resultados (Figura 1.1). Figura 1.1 Columna Estratigráfica de la Cuenca Oriente E LITOLOGIA CONTINENTAL FM CHAMBIRA MIOCENO F M ARAJUNO M1 / VIVIAN Yuralpa/Dayuno 5 Armadillo/Auca CLZ M-2 ARN M-2 CENOMANIANO ARENISCAS "U" CLZ B 3 JIVINO/LAGUNA ARENISCAS " T " ALBIANO 2 Vista CLZ C Auca ZONA HOLLÍN SUPERIOR Tapi FM HOLLIN APTIANO LUTITAS NEGRAS, CALIZAS ORGANOGENAS,E INTERCALACIONES DE ARENISCAS Y LUTITAS 1 ARENISCAS CUARZOSAS HIATO MIEMBRO VOLCANICO MISAHUALLI FM CHAPIZA SUPERIOR ARENISCAS ROJAS, CONGLOMERADOS MANTOS VOLCANICOS ARENISCAS Y LUTITAS INTERCALADAS CON ANHIDRITA. MEDIO INFERIOR PERMICO CARBONIFERO (PENSILVIANO) FM SANTIAGO HIATO FM MACUMA FM PUMBUIZA SILURICO ORDOVICICO/CAMBRICO CALIZAS INTERCALADAS CON ARENISCAS CUARCITAS Y ARCILLAS ESQUISTOSAS CALIZAS, LUTITAS Y DOLOMITAS DEVONICO PRECAMBRICO PE MARINO JURASICO 4 HIATO MARINO CRETACICO MESOZOICO MZ CLZ A FORMACION NAPO Puma Napo Inf. Napo Med. Napo Sup. HIATO MARINO DE AGUA SOMERO ARN BT CONIACIANO PALEOZOICO PZ ARCILLAS ROJAS ARENISCAS CONCLOMERADOS HIATO FM TENA CLZ M-1 NEOCOMIANO CONT FM TIYUYACU SANTONIANO TURONIANO CONCGLOMERADOS, ARENISCAS, ARENISCAS ARCILLOSAS HIATO CONTINENT A MARINO CAMPANIANO LUTITAS GRIS VERDOSAS FLUVIAL HIATO MARINO CONTIN MAESTRICHTIANO ARENISCAS PARDUZCAS INTERCALADAS CON ARCILLAS MULTICOLORES, CONGLOMERADOS ARCILLAS ROJAS Napo Basal. PALEOCENO CONGLOMERADOS, ARENAS Y ARCILLAS CONTINE FASE OROGENICA TARDIO ANDINA FM CURARAY FM ORTEGUAZA EOCENO BREVE DESCRIPCION LITOLOGICA ARENAS AMARILLAS Y ARCILLAS ROJAS, MESETAS DE MATERIAL VOLCANICO FM. MESA FASE OROGENICA TEMPRANA ANDINA NEOGENO PLIOCENO OLIGOCENO PALEOGENO CENOZOICO C Z EDAD AMBIENTE W PRODUC... COLUMNA ESTRATIGRAFICA CUENCA ORIENTE ESQUISTOS GRAFITICOS, ARENISCAS CUARCITICAS BASAMENTO CRISTALINO METAMORFICOS MODIFICADO DE DASHWOOD Y ABBOTTS Colaboracion: Pierre Kummert Realizado por: Juan Chiriboga / Omar Corozo Fuente: PETROPRODUCCIÓN DEPARTAMENTO DE CARTOGRAFÍA 10 1.4 LITOLOGÍA 1.4.1 FORMACIÓN BASAL TENA Litológicamente se trata de una arenisca cuarzosa transparente, hializa, de grano grueso a muy grueso, subangular, mala clasificación, firme, cemento ligeramente calcáreo, con hidrocarburos, florescencia natural discontinua amarilla blanquecina; corte rápido, residuo café claro. 1.4.2 FORMACIÓN “U” SUPERIOR Arenisca friable de cuarzo de color gris claro de grano muy fino a fino, de subangular a subredondeada, con cemento calcáreo, con buena presencia de hidrocarburos, de fluorescencia amarilla blanquecina, de corte instantáneo sin residuo. 1.4.3 FORMACIÓN “U” INFERIOR Se presenta como una arenisca firme de cuarzo monocristalino de color café claro; hialina, firme, grano medio grueso, subangular, mala clasificación, cemento ligeramente silíceo, con trazas de glauconita, saturada de hidrocarburos; corte rápido, florescencia amarillo blanquecina, residuo sin residuo. 1.4.4 FORMACIÓN “T” Se presenta como una arenisca friable de cuarzo de color gris verdosa, firme de grano muy fino a fino, de subangular a redondeada, mal clasificada, bien glauconítica con cemento calcáreo, saturada de hidrocarburo; fluorescencia blanquecina, corte rápido, sin residuo. 11 1.4.5 FORMACIÓN “HOLLÍN” Arenisca friable de cuarzo, de color gris claro, hialino de grano medio a grueso, de angular a subangular subredondeado, clasificación regular a seleccionada, hacia abajo el tamaño del grano aumenta, presenta ligeramente granos de glauconita con trazas de hidrocarburos, el cemento es silíceo. En el Campo Parahuacu no se encontró petróleo en este nivel, pero se podría encontrar pequeños yacimientos de esta arena en la parte más alta del campo, cerca de la falla, donde la estructura está 80 pies más alta que el pozo más alto perforado hasta ahora Parahuacu 07. 1.5 AMBIENTE SEDIMENTARIO 1.5.1 FORMACIÓN BASAL TENA De acuerdo con la interpretación de los datos sísmicos obtenidos, el ambiente de sedimentación pertenece a facies fluviales, con areniscas generalmente delgadas, cerca de 16 pies de espesor, pero con un potencial hidrocarburífero muy bueno, ya que existen estratos generadores por debajo de esa arenisca. El pozo Parahuacu 04 fue perforado cerca de un antiguo canal principal, obteniendo una arenisca de alta porosidad (16%). 1.5.2 FORMACIÓN “U” El ambiente de sedimentación de esta arenisca pertenece a canales fluviales y barras de delta las cuales están ligadas a canales y regresiones. La dirección de la sedimentación es casi paralela al rumbo de la estructura, debido a lo cual el reservorio varía bastante de un pozo a otro. 12 1.5.3 FORMACIÓN “T” SUPERIOR El ambiente de sedimentación pertenece a canales fluviales y barras de delta. 1.5.4 FORMACIÓN “T” INFERIOR Este es el reservorio más importante, su ambiente de sedimentación corresponde a una combinación de canales y barras delta. El ancho de los canales definido por SSI (Scientific Software Intercomp 2003), sobre la base de presiones varía entre 130-420 pies para “T” y 900 pies para “U”. Las secuencias arenosas “U” y “T” son cuarzosas en sus partes basales y contienen abundante glauconita en sus porciones superiores, lo que se corresponde con una etapa de plataforma. Las lutitas negras y los cuerpos calcáreos A y B, depositados sobre la secuencia, se desarrollaron en un prodelta según SSI (2003) (Anexo 1). 1.6 CARACTERÍSTICAS ESTRUCTURALES DE LOS OBJETIVOS 1.6.1 CARACTERÍSTICAS ESTRUCTURALES DEL TOPE DE BASAL TENA El anticlinal de Parahuacu se extiende N-S, con 15 Km. de largo y 4 Km. de ancho. Corresponde a un anticlinal fallado, cuya falla inversa con dirección N-S tiene una longitud de 11 Km. con un salto de 250 pies en su flanco Este hay cuatro narices estructurales que se extienden e W-E a NNW con 50 a 90 pies de cierre estructural. 1.6.2 CARACTERÍSTICAS ESTRUCTURALES DEL TOPE DE “U” SUPERIOR El anticlinal de Parahuacu de dirección N-S, con 15 Km. de largo y 4 Km. de ancho. La falla inversa “A” de dirección N-S tiene una longitud de 11 Km. con 250 13 pies de salto en su flanco Este. Aparecen cuatro narices estructurales que se extienden en dirección W-E a NNW con 50 a 90 pies de cierre estructural. 1.6.3 CARACTERÍSTICAS ESTRUCTURALES DEL TOPE DE “U” INFERIOR El anticlinal de Parahuacu de dirección N-S, con 15 Km. de largo y 4 Km. de ancho. Es un anticlinal fallado cuya falla inversa se extiende 11 Km. en sentido NS, con 250 pies de salto en su flanco Este. También hay la presencia de cuatro narices estructurales que se extienden en dirección W-E a NNW con 25 a 75 pies de cierre estructural. 1.6.4 CARACTERÍSTICAS ESTRUCTURALES DE LA BASE DE “U” INFERIOR El anticlinal de Parahuacu se extiende N-S, con 15 Km. de largo y 4 Km. de ancho. Aparece la falla inversa de 11 Km. de longitud y dirección N-S, con 250 pies de salto en su flanco Este. También hay la presencia de cuatro narices estructurales que se extienden en dirección W-E a NNW con 25 a 50 pies de cierre estructural. 1.6.5 CARACTERÍSTICAS ESTRUCTURALES DE LA BASE DE LA ARENISCA “T” SUPERIOR El anticlinal de Parahuacu con dirección N-S, con 15 Km de largo y 4 Km de ancho. La falla inversa de dirección N.S, tiene 11 Km de largo con 250 pies de salto en su flanco Este. Se nota la presencia de cinco narices estructurales las cuales se extienden en dirección W-E a NNW con 25 a 50 pies de cierre estructural. 14 1.6.6 CARACTERÍSTICAS ESTRUCTURALES DE LA BASE DE LA ARENISCA “T” INFERIOR El anticlinal de Parahuacu de dirección N-S, tiene 15 Km. de largo y 4 Km. de ancho. La falla inversa de dirección N-S posee 11 Km. de largo y 250 pies de salto en su flanco Este. También hay cuatro narices estructurales de dirección WE a NNW con 25 a 50 pies de cierre estructural (Anexo 2). 1.7 DETERMINACIÓN DE TOPES Y BASES Los topes y bases de las formaciones presentes en el campo Parahuacu fueron determinados de los registros de pozos, tomando en cuenta los cambios secuenciales que presentan estos depósitos sedimentarios, los cuales son identificados por las curvas de resistividad, sónico, Gamma Ray, potencial espontáneo, porosidad neutrón y de densidad. Como ejemplo de cálculo de los topes y bases de los pozos del campo Parahuacu se hace referencia al pozo Parahuacu 09 (Anexo 3). Los topes y bases de las arenas de cada uno de los pozos se detallan en la (Tabla 1.2) Tabla 1.2 Topes y Bases de las Formaciones del Campo Parahuacu Pozo U Inferior Caliza B T superior T inferior Hollín PT N Tope Base Tope Base Tope Base Tope Base 1 9538 9595 9660 9688 9688 9748 9748 9807 9886 10173 2 9413 9466 9530 9560 9560 9610 9610 9662 9672 9740 3 9510 9584 9650 9678 9678 9717 9717 9754 --- 9840 3B 9537 9605 9680 9705 9705 9764 9764 9809 9874 9880 4 9526 9578 9658 9690 9690 9726 9728 9741 --- 9840 5 10909 10923 N.R N.R 11074 11094 11106 11124 --- 11200 7 9470 9512 9592 9610 9610 9668 9668 9728 9802 9930 8 9512 9560 9644 9661 9610 9668 9668 9780 9858 9972 9 9535 9578 9664 9682 9682 9722 9722 9780 9850 9880 15 Pozo E.M.R Tena Basal Tena M-2 Caliza A U Superior U Media N Pies Tope Tope Base Tope Tope Base Tope Base Tope Base 1 1008 7717 8815 8855 9406 9438 9476 9476 9513 9513 9538 2 886 7660 8690 8720 9278 9310 9351 9351 9386 9386 9413 3 1006 7798 8804 8826 9368 9401 9446 9446 9480 9480 9510 3B 1012 7812 8828 8846 9395 9427 9473 9473 9507 9507 9537 4 980 7798 8818 8842 9393 9424 9480 9480 9510 9510 9526 5 909 N.R 10156 10168 N.R N.R N.R N.R N.R 10884 10909 7 969.105 7756 8756 8784 9338 9375 9408 9408 9448 9448 9470 8 1004.74 7782 8804 8830 9376 9411 9452 9452 9488 9488 9512 9 987.46 7803 8837 8844 9398 9430 9473 9473 9505 9505 9535 Fuente: PETROPRODUCCIÓN (OIL FIELD MANAGER) Elaborado por: Alfredo Obando 1.8 PETROFÍSICA Petrofísica es el estudio de las relaciones que existen entre las propiedades físicas y la textura de una roca, es decir, es de interés tanto geológico como de ingeniería. Saber la petrofísica de la roca reservorio es un factor muy importante dentro de la caracterización de los reservorios y del cálculo de reservas. A continuación daremos una definición acertada de las propiedades petrofísicas del campo Parahuacu. 1.8.1 POROSIDAD (Φ) La porosidad se la define como el porcentaje del volumen total de una roca, constituida por espacios vacíos, que representa su porosidad absoluta. La porosidad efectiva es el volumen total de los espacios porosos, interconectados de manera que permiten el paso de fluidos, a través de ellos. Puede ser clasificada de acuerdo a su origen como primaria y secundaria. La porosidad original se desarrolla durante la depositación de la roca (Anexo 4). 16 Para materiales intergranulares, con una cementación pobre o moderada, la porosidad total es aproximadamente igual a la porosidad efectiva. Para materiales mejor cementados y para calizas, se puede encontrar grandes diferencias entre porosidad total y efectiva. La porosidad primaria es definida por la porosidad intergranular de areniscas y la porosidad intercristalina y oolítica de algunas calizas, las rocas con porosidad primaria tienen características muy uniformes. La porosidad secundaria es resultado del desarrollo de fracturas y es encontrada en algunas arcillas y calizas. Se tienen mediciones cuantitativas de porosidad más confiables a partir de muestras de núcleos. φT = φT = φ N − φD 2 x100 Vb − Vs x100 Vb φe = φT (1 −V sh ) Donde: ΦT = porosidad total (%) ΦN = porosidad neutrónica (%) ΦD = porosidad density (%) Φe = porosidad efectiva (%) Vb = volumen bruto (cm3) Vs = volumen sólido (cm3) Vsh = índice de arcilla en la zona de interés (%) (Ec. 1.1) (Ec. 1.2) (Ec. 1.3) 17 1.8.2 PERMEABILIDAD (K) Tomando como referencia la descripción del Instituto Americano del Petróleo API, la permeabilidad es la capacidad de los fluidos de desplazarse entre los espacios que conectan los poros de una masa porosa; o la conductividad de un cuerpo poroso a los fluidos. En 1856, Henry Darcy investigó el flujo de agua a través de filtros de arena para purificación de agua. Y el resultado de los análisis fue determinado mediante la siguiente ecuación de Darcy. q= KA ∆p µ L (Ec. 1.4) La constante de proporcionalidad K es una característica del paquete de arena. Darcy realizó sus investigaciones con cilindros de arena saturados 100% de agua. Donde: q = caudal a través del cilindro de arena (Bls/día.) K = constante de proporcionalidad (darcys.) A = área transversal (pie2.) ∆p = presión diferencial (psi.) L = longitud (pie.) Posteriores investigaciones determinaron que la ley de Darcy puede ser utilizada con otros fluidos y que la constante de proporcionalidad K puede ser escrita K como µ , donde µ es la viscosidad del fluido y K es la constante de proporcionalidad para la roca. La ecuación generalizada de la ley de Darcy es: q K dp dz =− − gρ A ds µ ds (Ec. 1.5) 18 Donde: q = caudal que atraviesa el área transversal (Bls/día.) A = área transversal (pie2.) K = constante de proporcionalidad de la roca (darcys) µ = viscosidad del fluido (cp.) dp ds = gradiente de presión en la dirección s g = aceleración gravitacional (m/seg2.) ρ = densidad del fluido (gr/cm3.) dz ds = sin θ, donde θ, es el ángulo entre la dirección s y la horizontal La industria del petróleo ha adoptado el Darcy como unidad de permeabilidad, (usualmente se trabaja en milidarcys) la cual se define de la siguiente manera: “Un medio poroso tiene una permeabilidad de un Darcy cuando un fluido de una sola fase de un centipoise de viscosidad llena completamente el espacio vacío del medio, fluye a través de este bajo condiciones de flujo viscoso, a un caudal de un centímetro cúbico por segundo por centímetro cuadrado de área transversal, bajo una presión o gradiente hidráulico equivalente a una atmósfera por centímetro”2 1.8.3 SATURACIÓN DE FLUIDOS Además de la capacidad de almacenamiento y la conductividad de un cuerpo poroso a los fluidos, otra propiedad muy importante es la saturación de fluidos. La cual se describe como la cantidad de fluido disponible en un espacio dado. En la mayoría de rocas reservorio, se cree que éstas estaban saturadas con agua antes de ser invadidas por el petróleo. Este petróleo no desplaza toda el agua del espacio poroso de la roca. 2 API, Code 27-Recommended Practice for Determining Permeability of Porous Media, Div. of Production, API, Dallas (September 1952) 19 En consecuencia, para determinar la cantidad de hidrocarburos acumulados en un medio poroso es necesario conocer la saturación de fluidos (petróleo, agua y gas) de la formación. 1.8.4 CONDUCTIVIDAD ELÉCTRICA DE ROCAS SATURADAS DE FLUIDOS Las rocas reservorio están compuestas de minerales, fragmentos de roca y espacio vacío. Los sólidos, con la excepción de algunos minerales arcillosos, no son conductores de la electricidad. La conductividad eléctrica de la roca depende de la geometría del espacio poroso y del tipo de fluido presente en ese espacio. En el estudio de rocas reservorio los fluidos de interés son petróleo, agua y gas. El petróleo y el gas no son conductivos, el agua es conductiva cuando tiene sales disueltas. La corriente eléctrica es conducida en el agua mediante el movimiento de iones por lo cual puede ser llamada conductividad electrolítica. La resistividad de un material es el reciproco de la conductividad y usualmente se la define como la capacidad de un material de conducir corriente eléctrica. La resistividad de un material está definida por la siguiente ecuación: ρ= rA L Donde: ρ = resistividad del material expresada en (Ω-m.) r = resistencia expresada en (Ω.) A = área de la sección transversal del conductor expresada en (cm2.) L = longitud del conductor expresada en (cm.) (Ec. 1.6) 20 1.8.5 PETROFÍSICA DEL CAMPO PARAHUACU Para determinar las propiedades petrofísicas de los yacimientos del campo Parahuacu se ha procedido ha realizar la evaluación e interpretación de los perfiles eléctricos corridos en los pozos, los mismos que fueron realizados con el programa Interactive Petrophysic (IP), con el propósito de cuantificar los parámetros petrofísicos de las zonas de interés, este programa fue proporcionado por la SUBGERENCIA de EXPLORACIÓN y DESARROLLO de PETROPRODUCCIÓN. Para la evaluación de los perfiles eléctricos se determinó primeramente el volumen de arcilla presente en la formación (Vsh), tomando en cuenta dos indicadores de arcillosidad, principalmente el registro Gamma Ray, y el neutrónico. La porosidad fue derivada principalmente del registro neutrón-density. El programa Interactive Petrophysic utiliza el método de Gamma Ray (GR) también conocido como método lineal, este se basa en las mayores deflexiones de las curvas del GR ya que estas indican los intervalos de arenisca y arcillas (Anexo 5). 1.9 REGISTROS ELÉCTRICOS Para determinar parámetros que permitan evaluar la formación petrolífera, de una manera rápida, económica y precisa, la utilización de los registros eléctricos como un método indirecto permite obtener información de las formaciones atravesadas durante la perforación del hueco. El objetivo es de obtener datos de ingeniería igual y de mayor validez que los obtenidos en el análisis de cores, sin embargo ambas técnicas se consideran complementarias, casi todas las propiedades de las rocas de acumulación se reflejan en los perfiles eléctricos pero para algunos casos no se debe esperar gran exactitud a menos que las condiciones del pozo y de la roca sean favorables. 21 Una interpretación completa de los perfiles eléctricos implica obtener la siguiente información del yacimiento. • Litología de las formaciones • Porosidad efectiva del yacimiento • Saturación de fluidos del yacimiento • Permeabilidad de la roca • Espesor de la zona neta productiva • Recuperación y productividad de los fluidos Para la evaluación de registros eléctricos se han desarrollado varios paquetes computacionales que facilitan el proceso, entre ellos tenemos: Interactive Petrophysic, Workbench, CLAN, QLA, entre otros. Se asumió una densidad de la matriz de 2.65 g/cc. Y la de fluido de 1 g/cc. Los valores de resistividad del agua (Rw) fueron los determinados a partir de las salinidades del agua de formación. El procedimiento a seguir es el siguiente: • Leer los valores que indique la curva de GR en la zona de interés. • Seleccionar una zona limpia y libre de arcilla y leer el valor de GR limpio (GRclean). • Seleccionar la zona que tenga el mayor porcentaje de arcilla y leer el valor de GR de arcilla (GRsh). La fracción de arcilla en la zona de interés será determinada por la siguiente ecuación: Vsh = GR − GRclean GR sh − GRclean (Ec. 1.7) Para los cálculos de saturación de agua existen muchos modelos desarrollados, si nos referiremos a arenas consolidadas el modelo más conocido es el de Archie, 22 sin embargo de la experiencia se ha comprobado que para arenas de la Cuenca Oriental el modelo que mejor se ajusta es el de Indonesia, mientras que para la evaluación de calizas el modelo que mejor se ajusta es el de Simandoux junto a otras consideraciones y correlaciones especiales. Modelo de Archie 1 aR Sw = m w φe R t n (Ec. 1.8) Modelo de Simandoux ∆= φem 1 1 Vcl 2 + 4 1 − Vcl Rw Rw Rcl 2 Vcl + ∆ Sw = Rclm φ 1 2 e 1 − Vcl Rw (Ec. 1.9) (Ec. 1.10) Modelo de Indonesia Sw = 1 Vcl 1− 2 φ 1 Vcl + e R t Rcl Rw (Ec. 1.11) Para el cálculo de la saturación de agua, las constantes utilizadas son: F= a φm a = 1.0, m = 2, n = 2 Carbonatos a = 0.81, m = 2, n = 2 Areniscas consolidadas a = 0.62, m = 2.15, n = 2 Areniscas no consolidadas (Ec. 1.12) 23 En la evaluación de registros eléctricos se considera como espesor neto de petróleo al intervalo que cumple con los siguientes parámetros (cutoff) (Anexo 6). Vcl < 50% Porosidad > 10% Sw < 50% En la (Tabla 1.3) se detalla como ejemplo los resultados de la interpretación petrofísica del pozo Parahuacu 09 Tabla 1.3 Resultados de la Interpretación Petrofísica del Pozo Parahuacu 09 SUMARIO DEL REPORTE CUTOFF POZO : Parahuacu 09 FECHA : 30/08/2007 13:41:18 SUMARIO DEL RESERVORIO # Zona 1 2 Tope U inferior 3 Espesor Espesor Total Neto 9519.00 719.00 9577.50 58.50 9577.50 9682.00 Tope Base 8800.00 9519.00 N/G Av phi Av Sw 2.50 0.003 0.099 0.583 18.00 0.308 0.103 0.334 104.50 16.50 0.158 0.216 Av Vcl Phi*H PhiSo*H 0.231 0.25 0.10 0.213 1.86 1.24 0.269 0.286 3.56 2.60 Ari 4 Tope T superior 9682.00 9722.00 40.00 13.00 0.325 0.114 0.467 0.218 1.48 0.79 5 Tope T inferior 9722.00 9780.00 58.00 21.00 0.362 0.127 0.414 0.130 2.66 1.56 6 9780.00 9877.00 97.00 17.75 0.183 0.219 0.178 0.497 3.88 3.19 Todas las Zonas 8800.00 9877.00 1077.00 88.75 0.082 0.154 0.307 0.265 13.69 9.49 Espesor Espesor Total Neto N/G Av phi Av Sw Phi*H PhiSo*H SUMARIO DE LA ZONA DE PAGO # Zona 1 2 Tope U inferior 3 Av Vcl Tope Base 8800.00 9519.00 719.00 0.00 0.000 --- --- --- --- --- 9519.00 9577.50 58.50 17.50 0.299 0.104 0.329 0.211 1.82 1.22 9577.50 9682.00 104.50 16.00 0.153 0.218 0.263 0.291 3.49 2.58 Ari 4 Tope T superior 9682.00 9722.00 40.00 6.50 0.162 0.127 0.407 0.146 0.83 0.49 5 Tope T inferior 9722.00 9780.00 58.00 14.00 0.241 0.127 0.298 0.157 1.78 1.25 6 9780.00 9877.00 97.00 17.75 0.183 0.219 0.178 0.497 3.88 3.19 Todas las Zonas 8800.00 9877.00 1077.00 71.75 0.067 0.164 0.260 0.283 11.80 8.72 Tope Base 8800.00 CUTOFFS USADOS # Zona 1 2 Tope U inferior 3 Min. Phi Height PHIE 9519.00 0. >= 0.08 <= 0.5 9519.00 9577.50 0. >= 0.08 <= 0.5 9577.50 9682.00 0. >= 0.08 <= 0.5 Sw Vcl Vwcl 4 Tope T superior 9682.00 9722.00 0. >= 0.08 <= 0.5 5 Tope T inferior 9722.00 9780.00 0. >= 0.08 <= 0.5 9780.00 9877.00 0. >= 0.08 <= 0.5 6 24 ZONA DE PAGO 1 2 Tope U inferior 3 8800.00 9519.00 0. >= 0.08 <= 0.5 <= 0.5 9519.00 9577.50 0. >= 0.08 <= 0.5 <= 0.5 9577.50 9682.00 0. >= 0.08 <= 0.5 <= 0.5 4 Tope T superior 9682.00 9722.00 0. >= 0.08 <= 0.5 <= 0.5 5 Tope T inferior 9722.00 9780.00 0. >= 0.08 <= 0.5 <= 0.5 9780.00 9877.00 0. >= 0.08 <= 0.5 <= 0.5 6 UNIDADES DE FONDO : PIE Fuente: PETROPRODUCCIÓN (Interactive Petrophysic) Elaborado por: Alfredo Obando Hechas estas consideraciones, los parámetros petrofísicos del campo Parahuacu y de los pozos se detallan en las (Tablas 1.4 y 1.5) Tabla 1.4 Propiedades Petrofísicas Promedio del Campo Parahuacu o ho Φ K Sw Área Bo (pies) (%) (md) (%) (acres) Bls/BF Basal Tena 7.50 12.70 200 35.00 3088 1.229 19.00 162 U 15.50 10.40 300 29.00 4015 1.219 28.00 463 T 40.50 11.90 100 30.00 4324 1.320 32.00 395 Yacimiento API GOR Scf/Bls Fuente: PETROPRODUCCIÓN Elaborado por: Alfredo Obando Estos resultados pueden ir variando pozo a pozo y de la arena que cada uno de ellos este produciendo. Tabla 1.5 Propiedades Petrofísicas de los Pozos del Campo Parahuacu Parahuacu 1 ht ho Φ Sw (pies) (pies) (%) (%) Basal Tena 53 5.50 12.00 56.26 U inferior 56 8.00 11.20 50.58 T superior 41 6.50 12.80 34.25 T inferior 60 35.00 12.25 29.30 Yacimiento 25 Parahuacu 2 ht ho Φ Sw Salinidad Rw Temp. (pies) (pies) (%) (%) (ppm) (Ohm-m) ( F) Basal Tena 48 5.00 12.80 39.00 22200 0.077 184.4@8713’ U inferior 68 20.00 11.00 15.10 50500 0.053 194@9447’ T superior 60 15.00 13.60 42.60 11600 0.198 196.8@9584’ T inferior 45 20.00 11.50 20.10 11600 0.198 197@9637’ Yacimiento o Parahuacu 3 ht ho Φ Sw Salinidad Rw Temp. (pies) (pies) (%) (%) (ppm) (Ohm-m) ( F) Basal Tena 48 5.00 12.80 39.00 35000 0.075 188.7@8814’ U inferior 68 20.00 11.00 15.10 50500 0.052 198.3@9552’ T superior 60 15.00 13.60 42.60 11600 0.194 201@9698’ T inferior 45 20.00 11.50 20.10 11600 0.194 201@9736’ Yacimiento o Parahuacu 3B ht ho Φ Sw Salinidad Rw Temp. (pies) (pies) (%) (%) (ppm) (Ohm-m) ( F) Basal Tena 46 6.00 12.80 38.00 62000 0.050 236@8838’ U inferior 66 28.00 14.50 19.60 45000 0.051 236@9574’ T inferior 44 17.00 18.00 20.30 11000 0.159 242@9782’ Yacimiento o Parahuacu 4 ht ho Φ Sw Salinidad Rw Temp. (pies) (pies) (%) (%) (ppm) (Ohm-m) ( F) Basal Tena 50 15.00 15.70 27.00 35000 0.077 183.4@8830’ U inferior 47 9.00 12.60 50.00 50500 0.053 192.4@9567’ T superior 19 3.00 11.50 60.50 11600 0.200 194.8@9707’ T inferior 28 8.00 12.80 21.20 11600 0.200 194.8@9735’ Yacimiento o “Cabe señalar que del pozo Parahuacu 05-D no se han realizado pruebas iníciales de PVT por falta de perfiles resistivos, por lo cual no se hace referencia."3 3 INFORME SUBGERENCIA DE EXPLORACIÓN Y DESARROLLO (ATA-PRH-016) 1998 26 Parahuacu 7 ht ho Φ Sw Salinidad Rw Temp. (pies) (pies) (%) (%) (ppm) (Ohm-m) ( F) Basal Tena 28 8.00 14.00 29.00 70000 0.041 188@8780’ U media 22 3.50 12.00 23.00 70000 0.040 196@9459’ U inferior 42 12.00 13.00 45.00 70000 0.040 197@9491’ T superior 58 10.00 11.00 40.00 15000 0.0155 198@9639’ T inferior 60 44.00 14.00 14.00 15000 0.154 199@9698’ Yacimiento o Parahuacu 8 ht ho Φ Sw Salinidad Rw Temp. (pies) (pies) (%) (%) (ppm) (Ohm-m) ( F) Basal Tena 29 11.00 15.30 18.80 70000 0.041 189.96@8817’ U media 23.5 6.00 14.10 26.80 70000 0.039 198.26@9500’ U inferior 49.5 20.75 13.00 16.10 70000 0.039 197@9491’ T superior 55.5 27.00 12.60 66.20 15000 0.155 198@9639’ T inferior 64 42.25 15.00 16.60 15000 0.154 199@9698’ Yacimiento o Parahuacu 9 ht ho Φ Sw Salinidad Rw Temp. (pies) (pies) (%) (%) (ppm) (Ohm-m) ( F) U inferior 58.50 18.00 10.30 33.40 70275 0.04 190@9800’ T superior 40 13.00 11.40 46.70 53000 0.05 185@9702’ T inferior 58 21.00 12.70 41.40 53000 0.05 185@9751’ Yacimiento o Fuente: PETROPRODUCCIÓN Elaborado por: Alfredo Obando 1.10 CARACTERISTICAS DE LOS CRUDOS Los crudos se tornan más pesados de los yacimientos mas profundos a los mas someros, así “T” tiene 30 oAPI, “U” 28 oAPI y Basal Tena 20 oAPI, siendo sus contenidos de azufre de 0.62, 0.67 y 1.05 % P, respectivamente. 27 1.11 PROPIEDADES FÍSICAS DE LOS FLUIDOS Estas propiedades deben ser evaluadas a la presión de reservorio y a varias presiones para estudios del comportamiento del reservorio, además a presiones y temperaturas de borde de pozo para cálculos hidráulicos. Los fluidos encontrados en yacimientos petrolíferos son esencialmente mezclas complejas de compuestos de hidrocarburos, que contienen impurezas como nitrógeno, dióxido de carbono y sulfuro de hidrógeno. La composición del petróleo a condiciones de superficie es completamente diferente a condiciones de yacimiento, principalmente debido a la liberación de metano y etano en solución y a la vaporización de fracciones de propanos, butanos y pentanos a medida que la presión disminuye al pasar de condiciones de yacimiento a condiciones atmosféricas normales. Si se dispone de muestras de fluido, las propiedades de interés pueden ser medidas mediante un análisis PVT (presión-volumen-temperatura) las mismas que son un conjunto de pruebas realizadas en laboratorio para determinar las propiedades de los fluidos en un yacimiento petrolífero. Sin embargo, estos análisis usualmente se llevan a cabo a presión de reservorio y a la variación de las propiedades con la temperatura, no está disponible para cálculos de sistemas de producción. Adicionalmente, puede que no se disponga de los análisis PVT por razones económicas. Para vencer estas dificultades, se han desarrollado correlaciones empíricas para predecir varias propiedades físicas de los fluidos. 28 1.11.1 DENSIDAD DEL PETRÓLEO (ρO) Es la relación de la masa del petróleo más el gas disuelto o en solución por unidad de volumen, la cual varía con la presión y la temperatura, además la densidad del petróleo tiene relación con la densidad del agua en condiciones normales de presión y temperatura. 1.11.2 PRESIÓN DE PUNTO DE BURBUJA (Pb) Es la presión existente en el estado de equilibrio de un sistema compuesto de petróleo y gas, en el cual el petróleo ocupa prácticamente todo el sistema, excepto en una cantidad infinitesimal de gas. 1.11.3 RELACIÓN GAS PETRÓLEO EN SOLUCIÓN (Rs) Es la cantidad de gas que se libera del petróleo si se reduce la presión hasta la presión atmosférica, se expresa en pies cúbicos estándar por barril fiscal (PCS/BF). El gas normalmente es referido como gas disuelto. 1.11.4 FACTOR VOLUMÉTRICO DEL PETRÓLEO (Bo) Es la relación de volúmenes de un fluido (petróleo, gas, agua) a condiciones de yacimiento y superficie. Se expresa en (Bls/BF). 1.11.5 VISCOSIDAD DEL PETRÓLEO (µo) Es la medida de la resistencia del petróleo a fluir, esta resistencia se debe a la fricción interna que se produce entre las moléculas del fluido. La unidad de medida de la viscosidad es el centipoise y es necesariamente para cálculos de reservas. 29 1.11.6 VISCOSIDAD DEL AGUA (µ w) La viscosidad del agua esta en función principalmente de la temperatura, sin embargo la presión y la salinidad también ejercen un efecto sobre esta. La presión tiene un efecto relativamente pequeño, mientras que el efecto de la salinidad esta basado en la relación entre la viscosidad de salmuera y la viscosidad de agua pura. 1.11.7 TENSIÓN INTERFACIAL Es la fuerza por unidad de longitud existente en la interfase de dos fluidos inmiscibles. No es muy necesaria en cálculos de reservorios pero es un parámetro utilizado en algunas correlaciones para cálculos de flujos en tuberías, es expresado en dinas/cm. Los datos de las propiedades de los fluidos del campo Parahuacu y de los pozos, se han tomado como base los análisis PVT disponibles en el archivo de Subgerencia de Exploración y Desarrollo de PETROPRODUCCIÓN se listan en la (Tabla 1.6 y 1.7) Tabla 1.6 Propiedades Promedio de los Fluidos del Campo Parahuacu Yacimiento o API Pb GOR βo Grav. µo F Psi Scf/Bls Bls/BF Gas Aire = 1 Cp. T o Basal Tena 19.00 210 778 162 1.229 0.9925 1.7 U 28.00 236 1485 463 1.219 1.186 1.97 T 32.00 242 1283 395 1.280 1.249 1.7 Fuente: PETROPRODUCCIÓN Elaborado por: Alfredo Obando 30 Tabla 1.7 Propiedades de los Fluidos de los Pozos del Campo Parahuacu Pozo o Yacimiento API Pb GOR βo Grav. µo F Psi Scf/Bls Bls/BF Gas Aire = 1 cp. T o PRH 1 T 34.00 184 1480 459 1.280 1.341 1.84 PRH 2 UI 28.00 202 1485 463 1.219 1.186 1.97 PRH 3 Basal Tena 20.00 196 735 160 1.145 1.058 1.70 PRH 3B U+T 30.40 220 1050 366 1.240 1.249 0.73 PRH 4 Basal Tena 18.00 194 820 164 1.229 0.927 4.0 PRH 5 T 30.80 222 1190 332 1.308 0.929 1.14 PRH 7 TS+TI 30.00 206 1086 332 1.240 1.157 3.64 PRH 8 TI 30.00 204 1200 310 1.320 1.19 1.77 PRH 9 TS 32.10 185 1283 396 1.280 0.97 1.70 Fuente: PETROPRODUCCIÓN Elaborado por: Alfredo Obando Con la salinidad del agua de formación y la temperatura del yacimiento se determino la resistividad del agua para cada intervalo de interés. Estos valores de salinidad y resistividad se muestran en la (Tabla 1.8) Tabla 1.8 Salinidades y Resistividades del Campo Parahuacu Yacimiento Salinidad Rw (ppm) (Ohm-m) Basal Tena 51,428 0.086 @ 201 F U 59,000 0.054 @ 209 F T 13,500 0.143 @ 213 F H superior 5,000 0.382 @ 205 F Fuente: PETROPRODUCCIÓN Elaborado por: Alfredo Obando 0 0 0 0 31 1.12 DETERMINACIÓN DEL CONTACTO AGUA PETRÓLEO Todos los yacimientos están delimitados por un límite inferior de petróleo (L.I.P), no se conoce contacto agua petróleo (C.A.P) en ningún pozo del campo Parahuacu, uno de los pozos cerrados lo fue por problemas operacionales y el otro reemplazo del pozo colapsado por falta de aporte, por estar ubicado entre dos pequeñas fallas que lo incomunican con el resto de los yacimientos. Para poder determinar el C.A.P en los registros eléctricos se utiliza criterios muy simples como: • Una deflexión a la izquierda en la curva de la resistividad total. • La curva de la resistividad total se mantiene constante en valores bajos mientras exista arena. En la (Tabla 1.9) podemos apreciar las profundidades del límite inferior de petróleo (L.I.P) de los pozos del campo Parahuacu. Tabla 1.9 Limite Inferior de Petróleo (L.I.P) del Campo Parahuacu Pozo Yacimiento EMR Profundidad (pies) (pies) Limite PRH 1 T 993 10173 (-8729) L.I.P PRH 2 U inferior 870 9740 (-8691) L.I.P PRH 3 T superior 999 9878 (-8724) L.I.P PRH 3B U inferior 1013 9980 (-8572) L.I.P PRH 4 Basal Tena 976 9850 (-8602) L.I.P PRH 5 T inferior 912 11200 (-8895) L.I.P PRH 7 T superior + inferior 969 9942 (-8719) L.I.P PRH 8 T inferior 1006 9972 (-8783) L.I.P PRH 9 T superior 987 9850 (-8782) L.I.P Fuente: PETROPRODUCCIÓN Elaborado por: Alfredo Obando 32 1.13 PRESIONES El estudio del comportamiento de la presión en un reservorio es un factor fundamental en la caracterización del mismo, así como el análisis e interpretación de pruebas de presión (Build Up), permitiendo así conocer las características del reservorio y además poder determinar cuales son los reservorios y las zonas potenciales para la perforación de nuevos pozos. 1.13.1 HISTORIAL DE PRESIÓN Basal Tena.- Este yacimiento tuvo una presión inicial de 3917 psi, la presión en la actualidad es de 1547 psi, con tendencia a estabilizarse a partir de 1995, en consecuencia se tiene un decremento de 2370 psi (84.64 psi por año). La arenisca Basal Tena esta presente en la mayor parte de los pozos del Campo Parahuacu, donde el pozo Parahuacu 04 produce de este nivel. El acumulado de producción para este reservorio al 31 de diciembre de 2006 es de 1,114,904 Bls de petróleo producidos (Figura 1.2). Figura 1.2 Historial de Presión de Basal Tena Basal Tena 5000 Presión 4000 3000 2000 1000 0 1979 1981 1983 1985 1987 1989 1991 1993 1995 1997 1999 2001 2003 2005 2007 Año Presión de Burbuja Fuente: PETROPRODUCCIÓN Elaborado por: Alfredo Obando Basal Tena Exponencial (Basal Tena) 33 Arenisca “U”.- La producción de este reservorio proviene de los pozos Parahuacu 02, Parahuacu 03 (cerrado desde 1985) y Parahuacu 03B. La presión ha disminuido durante la vida del campo desde 3600 psi a 2513 psi, teniendo una disminución de presión de 1087 psi (38.82 psi por año). La producción acumulada al 31 de diciembre de 2006 es de 815,404 Bls de petróleo producidos (Figura 1.3). Figura 1.3 Historial de Presión de la Arenisca “U” Presión U 4000 3500 3000 2500 2000 1500 1000 500 0 1979 1981 1983 1985 1987 1989 1991 1993 1995 1997 1999 2001 2003 2005 2007 Año Presión de Burbuja U Exponencial (U) Fuente: PETROPRODUCCIÓN Elaborado por: Alfredo Obando Arenisca “T”.- En el caso de “T” inferior los datos muestran una disminución de presión razonable, desde la presión inicial de 4150 psi hasta un valor actual de 2513 psi, es decir una diferencia de 1637 psi (58.46 psi por año), el acumulado de producción al 31 de diciembre de 2006 es de 12,447,252 Bls de petróleo producidos. Para este reservorio, la presión experimentó una caída brusca de presión los primeros cinco años de vida productiva, posteriormente tiende a estabilizarse alrededor de 2100 psi como consecuencia de la actividad del acuífero que aunque no es tan fuerte como en otros campos es suficiente para aumentar la producción del campo (Figura 1.4). 34 Figura 1.4 Historial de Presión de la Arenisca “T” T 5000 Presión 4000 3000 2000 1000 0 1979 1981 1983 1985 1987 1989 1991 1993 1995 1997 1999 2001 2003 2005 2007 Año T Presión de Burbuja Exponencial (T) Fuente: PETROPRODUCCIÓN Elaborado por: Alfredo Obando Los yacimientos principales de este campo son “U” inferior y “T” inferior siendo el más productivo “T” inferior. De la producción total del campo el 86.7 % corresponde a “T”, el 5.5 % a “U” y el 7.8 a Basal Tena. La producción de agua en los tres niveles es muy pequeña 1.5% de Bsw acumulado promedio. La (Tabla 1.10) mostrara claramente lo anteriormente comentado. 1.14 MECANISMOS DE PRODUCCIÓN El mecanismo de producción que permite la extracción de petróleo del campo Parahuacu es una combinación del empuje lateral natural del acuífero y la expansión de los fluidos y roca, este comportamiento se observa para los yacimientos “U” y “T” de la formación Napo. En el yacimiento Basal Tena se observa igual comportamiento pero de una manera más débil. Cabe señalar que el campo presenta caídas de presiones significativas seguido de bajos volúmenes de agua recuperados en la mayoría de los pozos lo cual indica una columna limitada de agua, los modelos ajustados a este yacimiento mostraron entradas de agua débiles, lo que ratifica que el mecanismo de producción que rige a este campo es una combinación natural producida por un empuje lateral natural del acuífero y la expansión de fluidos y roca. 35 Tabla 1.10 Historial de Pruebas de Presiones del Campo Parahuacu Pozo Yacimiento Fecha Qt (Bls) Qo (Bls) Qw (Bls) Prof Mp (pies) PRH 5 PRH 2 PRH 2 PRH 2 PRH 4 PRH 1 PRH 4 PRH 1 PRH 4 PRH 7 PRH 7 PRH 7 PRH 7 PRH 5 PRH 8 PRH 2 PRH 3 PRH 3B PRH 3B PRH 3B PRH 3B PRH 9 PRH 7 PRH 3B T inferior T Basal Tena U Basal Tena T Basal Tena T Basal H superior T inferior T superior Basal Tena T inferior T inferior U inferior T T inferior U inferior U inferior T inferior T superior TS+TI U inferior 23/Dic./1991 16/Ene./1992 29/Mar./1992 24/Abr./1992 26/Ago./1992 05/Ago./1994 09/Abr./1995 12/Nov./1995 22/Nov./1995 19/Ago./1997 26/Ago./1997 01/Sep./1997 11/Sep./1997 26/Sep./1997 17/Dic./1997 14/Ene./1998 04/Abr./2002 05/Abr./2002 30/Jun./2002 30/Jul./2002 05/Ene./2004 20/Ene./2004 29/Nov./2004 07/Mar./2006 0 864 480 288 360 504 192 548 384 72 844 254 384 504 396 1002 1224 1224 504 504 250 167 254 192 0 778 240 259 356 161 190 457 357 0 320 243 381 423 374 1001 832 832 403 403 135 95 243 186 0 86 240 29 4 343 2 91 27 72 524 11 3 81 22 1 392 392 101 101 115 72 11 6 0 8711 8700 9280 8748 9598 8728 9594 8713 9746 9576 9545 8696 10914 9373 8679 9790 9790 9564 9564 9768 9712 9652 9802 Fuente: PETROPRODUCCIÓN (AS-400) Prof B (pies) 0 8711 8700 9280 8748 9598 8728 9594 8713 9746 9576 9545 8696 10914 9373 8679 9669 9669 9364 9364 9445 9393 8583 9555 Pwf (psi) Pr (psi) Sf St m K (md) 1958 916 724 473 663 1362 1035 1634 682 0 1563 1661 815 1986 1182 985 2141 2141 860 860 761 729 267 505 2654 3219 2765 3683 1115 2216 1299 2422 1547 0 2118 2109 3037 2539 0 1911 2556 9669 2720 2637 1292 2513 1382 727 0 0 1.7 0 0 19 0 15.68 0 0 38.4 5.2 0 3.9 0 0 11.2 11.2 2.22 2.22 20 0.54 0.77 0.12 0 0 0 0 0 22 0 18.55 -1.24 0 40.7 6.5 -1.42 4.6 0 -2.9 11.2 11.2 2.22 2.22 20 0.54 0.77 0.12 0 0 0 0 0 27 79.9 35.3 182.3 0 13 36.5 471.2 52.3 0 303.9 -21.6 22 217 217 -12.8 339 191 56 0 21 55 7 187 37 60 69 49 0 134 106 75 103 0 26 1340 1340 43 43 80 5 6 19 o API 32.40 25.00 25.00 32.30 30.50 33.30 28.40 33.30 28.40 25.00 33.30 28.00 28.00 34.00 27.00 32.60 21.80 21.80 27.30 27.30 30.40 32.10 32.20 33.90 36 CAPÍTULO 2 2 CÁLCULO DE RESERVAS Las reservas de hidrocarburos como política económica en el desarrollo de una nación tienen un carácter dinámico y varía de acuerdo al comportamiento de los yacimientos y de la información que se disponga. Como principal característica para la determinación de la factibilidad de ubicar pozos de desarrollo nuevos a perforar en el campo Parahuacu, el cálculo de reservas es uno de los objetivos primordiales de saber y establecer si se dispone de un volumen de reservas que justifique el proyecto de perforación. Para tal efecto se realizara el cálculo de reservas por el método volumétrico y se dará soporte aplicando el método de curvas de declinación de las principales arenas de las cuales depende la producción de petróleo de este campo. 2.1 PETRÓLEO ORIGINAL INSITU (POES) El petróleo original insitu (POES) es el volumen total de petróleo estimado, que existe originalmente en los yacimientos. Generalmente se lo determina con la siguiente ecuación: POES = 7758 *Vr * φ e * (1 − Sw ) Donde: Vr = volumen de la roca (Acre-pie) Φe = porosidad efectiva de la roca (%) Sw = saturación de agua (%) 7758 = factor de conversión (Bls/Acre-pie) (Ec. 2.1) 37 2.2 FACTOR DE RECOBRO El factor de recobro tiene relación directa con el mecanismo de producción del yacimiento, sea este por empuje hidráulico, expansión de fluidos o roca. Para los reservorios de este campo se determinó que de acuerdo al comportamiento de producción de los fluidos del mismo, siendo los mecanismos principales para la recuperación de petróleo una combinación de empuje lateral natural del acuífero y la expansión de petróleo y roca, razón por la cual la declinación de la presión en estos yacimientos no ha disminuido considerablemente respecto a la producción. La manifestación de empuje hidráulico lateral en la arena “T” ha sido muy débil inicialmente, pero se ha observado últimamente su acción a través de un mantenimiento de la presión. Los factores de recobro que se han venido manteniendo para el campo Parahuacu son de 15% para Basal Tena, 20% para “U” y 29% para “T”, los mismos que han sido calculados en la simulación realizada en el campo. En la (Tabla 2.1) se muestran los valores de factor de recobro para el Campo Parahuacu. Tabla 2.1 Factores de Recobro del Campo Parahuacu Arena Φe (%) Sw (%) FR (%) Basal Tena 12.50 35.00 15.00 U 10.40 29.00 20.00 T 11.90 30.00 29.00 Fuente: SUBGERENCIA DE EXPLORACIÓN Y DESARROLLO PETROPRODUCCIÓN 38 2.3 RESERVAS Son aquellos volúmenes de hidrocarburos existentes en un yacimiento y factibles de recuperación. Se clasifican en: • Primarias • Secundarias • Probables • Probadas no desarrolladas • Probadas • Remanentes 2.3.1 RESERVAS PRIMARIAS Son las reservas recuperables por métodos convencionales, como resultado de la energía inherente del reservorio y que pueden ser explotados bajo precios y costos comerciales. 2.3.2 RESERVAS SECUNDARIAS Son las reservas que se adicionan a las primarias, como resultado de implantación de algún sistema de recuperación mejorada. 2.3.3 RESERVAS PROBABLES Son volúmenes de hidrocarburos estimados de acuerdo con los estudios geológicos y geofísicos, ubicados en las cercanías de los volúmenes probados. 2.3.4 RESERVAS PROBADAS NO DESARROLLADAS Son aquellas reservas que una vez probadas no pueden ser recuperadas debido a la falta de pozos necesarios para la total explotación. 39 2.3.5 RESERVAS PROBADAS Constituyen los volúmenes de hidrocarburos que existen en los yacimientos, factibles de ser recuperados, y determinados con toda seguridad mediante los resultados obtenidos especialmente con la perforación de pozos y pruebas de producción probadas desarrolladas. Son las reservas que pueden ser recuperadas en las áreas en donde se ha desarrollado el campo y puede ser obtenida de la siguiente ecuación. Reservas (BF ) = POES (BF ) * FR Boi (Bls / BF ) (Ec. 2.2) 2.3.6 RESERVAS REMANENTES Es aquel volumen de hidrocarburos recuperables, cuantificables a cualquier fecha posterior al inicio de la producción comercial, que todavía permanecen en el yacimiento. Reservas Remanentes (Bls ) = Reservas Probadas - Producción Acumulada (Bls ) (Ec. 2.3) Los métodos existentes para la realización del cálculo de reservas son: • Método Volumétrico • Curvas de Declinación • Balance de Materiales En el presente estudio el cálculo de reservas se realizara aplicando el método volumétrico y las curvas de declinación. 40 2.4 MÉTODO VOLUMÉTRICO Este método es utilizado para calcular el volumen de petróleo presente en el yacimiento y se basa en: 1. La información obtenida de registros eléctricos y análisis de núcleos donde se determina el volumen total, porosidad, y saturación de los fluidos presentes en el yacimiento. 2. Análisis del fluido donde se determina el factor volumétrico del petróleo. El método volumétrico se basa en diferentes procedimientos para determinar las reservas de hidrocarburos, estos métodos son. • Método de Cimas y Bases • Método de Isopacas • Método de Isovolúmenes Porosos • Método de Isoíndice de Hidrocarburos 2.4.1 MÉTODO DE ISOÍNDICE DE HIDROCARBUROS El índice de hidrocarburos (IH) representa la fracción del espesor neto poroso de una roca que está ocupada por los hidrocarburos, y esta es la ecuación que lo describe. IH = ho * φe * S o Donde: ho = espesor neto saturado de hidrocarburo (pies) Φe = porosidad efectiva (%) So =saturación de hidrocarburo (%) (Ec. 2.4) 41 Para el cálculo de las reservas In-Situ del campo Parahuacu, se han utilizado los mapas estructurales al tope de cada reservorio y el mapa de isoíndice de hidrocarburos (Tabla 2.2). Tabla 2.2 Isoíndice de Hidrocarburos Pozo PRH 1 PRH 2 PRH 3B PRH 4 PRH 7 PRH 8 PRH 9 Arena Φe So ho (pies) IH (pies) Basal Tena 12.00 0.4374 5.50 0.2886 U inferior 11.20 0.4942 8.00 0.4428 T superior 12.80 0.6575 6.50 0.5470 T inferior 12.25 0.7070 35.00 3.0312 Basal Tena 16.40 0.6250 10.50 1.0762 U inferior 12.20 0.5850 28.50 2.0340 T superior 11.80 0.4340 7.00 0.3584 T inferior 13.60 0.8720 39.50 4.6843 Basal Tena 12.80 0.620 6.00 0.4761 U inferior 14.50 0.804 33.00 3.5287 T inferior 18.00 0.777 24.00 3.3566 Basal Tena 15.70 0.730 15.00 1.7191 U inferior 12.60 0.500 9.00 0.5670 T superior 11.50 0.350 3.00 0.1207 T inferior 12.80 0.788 8.00 0.8069 Basal Tena 14.00 0.710 8.00 0.7952 U media 12.00 0.770 4.00 0.3696 U inferior 13.00 0.550 12.00 0.8580 T superior 11.00 0.550 10.00 0.6050 T inferior 14.00 0.860 44.00 5.2976 Hollín 14.00 0.900 11.00 1.3860 Basal Tena 15.30 0.812 11.00 1.3665 U media 14.10 0.732 6.00 0.6192 U inferior 13.00 0.838 20.75 2.2605 T superior 12.60 0.338 27.00 1.1498 T inferior 15.00 0.834 42.25 5.2854 Basal Tena 13.20 0.520 2.00 0.1372 U superior 14.70 0.559 4.50 0.3697 U media 12.30 0.671 12.50 1.0316 U inferior 10.30 0.666 18.00 1.2347 T inferior 12.70 0.586 21.0 1.5628 Fuente: PETROPRODUCCIÓN (Interactive Petrophysic) Elaborado por: Alfredo Obando 42 A continuación se hace referencia el cálculo de reservas por el método volumétrico para las diferentes arenas del campo Parahuacu (Tabla 2.3). Tabla 2.3 Reservas del Campo Parahuacu Área ho Sw Φe (acres) (pies) (%) (%) 3088.00 4015.00 4324.00 11,427.00 7.50 15.50 40.50 63.50 35.00 29.00 30.00 31.33 12.50 10.40 11.90 11.60 Yacimiento Basal Tena U T Sub-Total GOR Scf/Bls 162 463 395 340 Reservas Probadas Bls 1,851,532 5,619,472 25,072,280 32,543,285 Producción Acumulada Bls 31-12-2006 1,115,088 812,291 12,450,181 14,377,560 Producción 2006 37,126 46,354 502,700 586,180 Boi Volumen Insitu (cs) Bls FR (%) 1.229 1.219 1.280 1.240 12,343,546 28,097,362 86,456,139 126,897,047 15.00 20.00 29.00 22.33 Reservas Remanentes Bls 31-12-2006 736,444 4,807,181 12,622,099 18,165,725 % Recuperado En función de POES Reservas 4.01 2.11 15.18 9.69 26.73 10.55 52.35 40.30 Fuente: SUBGERENCIA DE EXPLORACIÓN Y DESARROLLO PETROPRODUCCIÓN Tabla 2.4 Petróleo Original en Sitio (POES) Arena POES (Bls) Basal Tena 12,343,546 U 28,097,362 T 86,456,139 Sub-Total 126,897,047 Fuente: SUBGERENCIA DE EXPLORACIÓN Y DESARROLLO PETROPRODUCCIÓN 43 Tabla 2.5 Petróleo en Sitio, Reservas Iníciales y Remanentes de cada pozo. Fuente: PETROPRODUCCIÓN Elaborado por: Alfredo Obando Cabe señalar que por poseer un historial de producción muy largo y ajustable, a ser calculado por el método de curvas de declinación se procedió a calcular reservas por este método en los pozos Parahuacu 01, Parahuacu 04 y en el caso del pozo Parahuacu 05 por no tener información básica de datos petrofísicos y de fluidos de las diferentes arenas, el cálculo de reservas se lo realizo de igual manera por el método de curvas de declinación, el cual se detallara mas adelante en este mismo capitulo. 2.5 CURVAS DE DECLINACIÓN Se conoce como curvas de declinación a las curvas que resultan de graficar la tasa de producción de petróleo de un yacimiento, pozo o campo versus tiempo. 44 Son utilizadas para analizar o predecir la producción de dicho pozo o grupo de pozos y calcular las reservas de los mismos. Para generar la curva tiene que reunir dos aspectos: 1. El valor tiene que ser una función más o menos continua de la variable dependiente y cambiar y cambiar de una manera uniforme. 2. Debe haber un punto final conocido. El proceso de extrapolación es por lo tanto estrictamente de naturaleza empírica, y una expresión matemática de la tendencia de la curva basada en una consideración física del reservorio puede ser puesto para casos pequeños. Los dos tipos más importantes de curvas son caudal/tiempo (Historia de Producción) y propiamente la curva de declinación (Predicción de Producción), si a esto lo complementamos con los costos de operación, se hace posible determinar con exactitud la rata del límite económico y este es el punto final de la curva. Mientras que el límite económico se da cuando los costos de producción se igualan al valor del hidrocarburo producido. 2.5.1 TIPOS DE CURVAS DE DECLINACIÓN Existen tres tipos básicos de curvas de declinación: exponencial o constante, hiperbólica en la que se supone que la tasa de declinación es proporcional a la tasa de producción y armónica que es un caso especial de la declinación hiperbólica. • Declinación Exponencial • Declinación Hiperbólica • Declinación Armónica 45 2.5.1.1 Declinación Exponencial La declinación de la producción de un pozo varia en forma constante con respecto al tiempo, de aquí podemos obtener la producción a lo largo de un periodo de tiempo y realizar el perfil de producción de un pozo. 2.5.1.2 Declinación Hiperbólica Esta declinación no es constante y varía en función de la tasa de producción. A mayor tasa de producción, debe haber una mayor tasa de declinación. 2.5.1.3 Declinación Armónica Esta declinación es proporcional a la tasa de producción. 2.5.2 PROCEDIMIENTO 1. Para realizar el cálculo de reservas se utiliza en Software Oil Field Manager (O.F.M), el cual de una manera práctica y precisa nos ayuda a obtener valores de declinación de producción de fluido, producción de petróleo, producción de agua y además saber el porcentaje del corte de agua correspondientes para los yacimientos Basal Tena, “U” y “T”. 2. La gráfica obtenida nos muestra la determinación de las reservas, la cual se basa en la tendencia estadística que presenta la tasa de producción diaria de petróleo para cada arena, mientras que las Reservas Remanentes se calculan mediante la diferencia entre las Reservas Probadas y la Producción Acumulada. Cabe señalar que para obtener información confiable del cálculo de reservas realizadas por este método es importante contar con un historial de producción largo (2 o 3 años de producción mínima). 46 Es necesario dar a conocer que para el pozo Parahuacu 03 se le realizo el cálculo de reservas por el método de curva de declinación debido a que por problemas operativos tuvo que ser cerrado alcanzando en este tiempo una producción acumulada de 617,600 Bls de petróleo. Hay que tener en cuenta que la producción acumulada que se utilizo en el método volumétrico corresponde a la del 31 de Diciembre de 2006 mientras que para el método por curva de declinación se utilizo la producción acumulada al 30 de Abril de 2007 este tiempo el programa lo adquiere por Default. A continuación se hace referencia el cálculo de Reservas Probadas y Reservas Remanentes por el método de curvas de declinación para los pozos Parahuacu 01, Parahuacu 03, Parahuacu 03B, Parahuacu 04, Parahuacu 05 (Anexo 7). 47 CAPÍTULO 3 3 PLANIFICACIÓN DE LA PERFORACIÓN MEDIANTE LA APLICACIÓN DEL MODELO AREAL Para la ubicación y posterior perforación de pozos de desarrollo es importante establecer si se dispone de un volumen de reservas que justifiquen el proyecto de perforación. En el Campo Parahuacu, se ha logrado establecer las reservas totales originales, las cuales suman 35,675,536 Bls de petróleo, teniendo un acumulado de producción de petróleo de 14,377,560 Bls, por consecuencia las reservas remanentes totales del Campo Parahuacu suman un valor de 21,297,976 Bls de petróleo (Tabla 3.1). Tabla 3.1 Reservas Originales del Campo Parahuacu al 31 de Diciembre de 2006 Yacimiento Basal Tena U T Sub-Total Volumen Insitu (CS) Bls 27,807,713 38,632,485 81,992,698 148,432,896 Reservas Probadas Bls 4,171,157 7,726,497 23,777,882 35,675,536 Producción Acumulada Bls 31-12-2006 1,115,088 812,291 12,450,181 14,377,560 Producción 2006 37,126 46,354 502,700 586,180 Reservas Remanentes Bls 31-12-2006 3,056,253 6,911,093 11,330,630 21,297,976 Fuente: SUBGERENCIA DE EXPLORACIÓN Y DESARROLLO PETROPRODUCCIÓN Debido a que la información de sísmica 2D es de menor resolución y se utilizo para ubicar los pozos que actualmente se encuentran en el campo (bajo el estructural); es en este sentido que se tratara de ubicar estructuralmente en los altos del anticlinal pozos de petróleo que vayan a cooperar en la depletación y mejoramiento de la producción del campo, el cual estará basado en un estudio geológico y estructural (Anexo 9 y 10) del campo con apoyo de información sísmica 3D (Anexo 1 y 2). 48 3.1 HISTORIAL DE PRODUCCIÓN DEL CAMPO PARAHUACU Conocer la producción acumulada de cada pozo es un factor importante, así como las zonas del campo con mayor corte de agua, para así poder determinar la ubicación idónea de un nuevo pozo de desarrollo. La producción acumulada de cada pozo del campo Parahuacu se presenta gráficamente en los (Mapas 3.1, 3.2, 3.3a, y 3.3b) donde se puede observar que la arena “T” tiene la mayor producción de petróleo en el campo, en relación a las arenas Basal Tena y “U” respectivamente, la arena Basal Tena se ha permanecido produciendo en el pozo Parahuacu 04 desde el inicio de la etapa operativa de este pozo, mientras que la arena “U” se encuentra produciendo únicamente en algunos pozos. Mapa 3.1 Producción Acumulada de Basal Tena Fuente: PETROPRODUCCIÓN (Oil Field Manager) Elaborado por: Alfredo Obando 49 Mapa 3.2 Producción Acumulada de “U” Fuente: PETROPRODUCCIÓN (Oil Field Manager) Elaborado por: Alfredo Obando 50 Mapa 3.3a Producción Acumulada de “T” Fuente: PETROPRODUCCIÓN (Oil Field Manager) Elaborado por: Alfredo Obando 51 Mapa 3.3b Producción Acumulada de “T” Fuente: PETROPRODUCCIÓN (Oil Field Manager) Elaborado por: Alfredo Obando Las caídas de presiones en este campo han sido significativas seguido de bajos volúmenes de agua recuperados en la mayoría de los pozos lo cual indica una columna limitada de agua, los modelos ajustados a este yacimiento mostraron entradas de agua débiles. Se observa que el corte de agua promedio para el campo Parahuacu es de aproximadamente 1.5%, las zonas del campo con mayor corte de agua se encuentra ubicada en los pozos Parahuacu 03B y Parahuacu 09, el 52 comportamiento del agua a través del tiempo y la producción acumulada del campo se presentan en el (Mapa 3.4) y en el (Anexo 8). Mapa 3.4 Corte de Agua del Campo Parahuacu Fuente: PETROPRODUCCIÓN (Oil Field Manager) Elaborado por: Alfredo Obando El historial de producción (Anexo 9). por pozo del campo Parahuacu se detallan en el 53 Para ubicar nuevos pozos de desarrollo se debe tomar en cuenta que el contacto agua petróleo no ocurre como un plano horizontal a una profundidad especifica y que la entrada del agua hacia los pozos puede ser a través de las fajas de alta permeabilidad aunque estos estén completados muy arriba del contacto agua – petróleo. Además se debe conocer que cuando un pozo se conifica tiende a estabilizarse, entonces la producción de agua continúa causada por la reducida permeabilidad relativa al petróleo creada por la alta saturación de agua, sin embargo en algunos pozos las características de las rocas y del fluido son de tal manera que el cono desaparecerá, si la rata de producción es disminuida ya que se reduce la caída de presión alrededor del pozo. El Campo Parahuacu no reporta pozos que hayan manifestado comportamiento similar de la manera explicada en este párrafo, es decir, estos pozos mantuvieron un corte de agua considerable, inclusive el pozo Parahuacu 01 que tiene 6,078,776 Bls de petróleo de producción acumulada del yacimiento “T” y que es el pozo estructuralmente más bajo del campo para este yacimiento. 3.2 POZOS PROPUESTOS Para proponer la ubicación de los pozos nuevos, se ha considerado lo siguiente: comportamiento de la estructura del campo, el desarrollo arenoso, espaciamiento entre pozos, parámetros petrofísicos, acumulados de producción y producción actual de los pozos vecinos. Es adecuado perforar pozos direccionales porque se evitará la construcción de carreteras, estudios de impacto ambiente y problemas con la comunidad; esto es porque no es necesario construir una nueva plataforma para la perforación del pozo, ya que éste va a salir de la plataforma del pozo más cercano y con las condiciones necesarias para abarcar otra perforación, aunque, en caso de no tener el espacio suficiente, se puede realizar una ampliación de la plataforma según sea necesario. 54 3.2.1 PROCEDIMIENTO PARA UBICAR NUEVOS POZOS DE DESARROLLO El procedimiento para ubicar un nuevo pozo de desarrollo es de la siguiente manera: 1. Realizar el mapa estructural de cada arena, para localizar los altos estructurales que es donde el pozo debe ser ubicado, además de conocer la posición de las fallas existentes ya que se debe tener cuidado con éstas al ubicar el nuevo pozo (Anexo 10). 2. Determinar los radios de drenaje de los pozos existentes en el campo, para verificar si existen reservas no drenadas y ubicar el pozo de manera que no haya interferencia de producción con los pozos vecinos, tomando en cuenta la distancia entre estos. Es importante saber el área de drenaje de los pozos en estudio con la finalidad de que al ubicar pozos de desarrollo nuevos sus áreas de drenaje no estén influenciando entre sí para ello debemos saber el radio de drenaje de cada pozo. Para calcular el radio de drenaje se utilizará la siguiente ecuación: r= 43560 * Bo * N p 7758 * φ * So * h * π (Ec. 3.1) Suponiendo que el área de drenaje es circular se tiene lo siguiente: A = π *r 2 Donde: A = Área de drenaje (m2) Np = Acumulado de petróleo (Bls) (Ec. 3.2) 55 Φ = Porosidad (%) Sw = Saturación de agua (%) h = Espesor neto de la arena (pies) En la Tabla 3.2 se muestran las áreas de drenaje para los pozos que están involucrados dentro del área de estudio. Tabla 3.2 Áreas de Drenaje de los Pozos del Campo Parahuacu Pozo Arena Np Bo Φe Sw ho r r A (Bls) (Bls/BF) (%) (%) (pies) (pies) (m) (m ) 2 30/04/2007 PRH 1 T 6,078,776 1.320 12.25 29.30 35.00 2,170.48 661.56 437,661.63 PRH 2 UI 707,641 1.219 12.20 41.50 28.50 867.26 264.34 69,875.64 PRH 3B UI 100,641 1.460 18.00 20.30 17.00 348.41 106.21 35,438.94 PRH 4 BT 1,110,875 1.313 15.70 27.00 15.00 1,229.99 374.90 140,550.01 PRH 7 TS+TI 392,400 1.240 14.00 14.00 44.00 405.16 123.49 15,249.78 PRH 8 TI 1,046,447 1.280 15.00 18.20 15.00 1,139.09 347.19 120,540.90 PRH 9 TS 7,695 1.120 11.30 22.70 8.00 148.75 45.34 2,055.72 Fuente: PETROPRODUCCIÓN Elaborado por: Alfredo Obando 3. Realizar el mapa de isohidrocarburos de cada arena para ubicar el nuevo pozo dentro del límite inferior de petróleo (L.I.P) ó contacto agua petróleo (C.A.P) y conocer el espesor neto de petróleo aproximado de cada arena. 4. Con la ayuda de los mapas estructurales, de isohidrocarburos, corte de agua y radios de drenaje, se puede ubicar las coordenadas del nuevo pozo en cada uno de éstos y comprobar las recomendaciones mencionadas anteriormente. 5. Comprobar la existencia de las arenas de interés (Basal tena, “U”, “T”) en el pozo nuevo y determinar su espesor total, realizando un corte estructural entre los pozos cercanos (Anexo 11). 56 6. Si en los pasos anteriores se observa que la ubicación del pozo es correcta debido a que no existe ninguna complicación para la perforación del mismo, se procede a determinar cuál será la plataforma de partida de dicho pozo. La plataforma a ser utilizada debe establecerse tomando en cuenta que corresponda a un pozo cercano y que tenga la posibilidad de ser ampliada en caso de ser necesario. 7. Comprobar donde se encuentra situada la ubicación de la estación de producción y las carreteras existentes en el campo (Anexo 12) De acuerdo con los radios de drenaje calculados (Tabla 3.2) y con la distancia entre los pozos propuestos y sus pozos vecinos, todavía existen reservas no drenadas por lo tanto no habrá interferencia de producción. Aplicando el procedimiento anteriormente mencionado en este capitulo, para el Campo Parahuacu se proponen los siguientes pozos: Parahuacu 10, Parahuacu 11, Parahuacu 12 y Parahuacu 13, cuyos resultados se presentan en la (Tabla 3.3). 57 Tabla 3.3 Análisis de los Nuevos Pozos de Desarrollo para el Campo Parahuacu Pozo Coordenadas Coordenadas “X” “Y” 10010897 Arena Estructura del Campo Basal Tena El pozo se encuentra 309597 Parahuacu 10 309597 309597 ubicado en un alto 10010897 U inferior 10010897 T inferior 10009996 Basal Tena Parahuacu 11 309578 10009996 U inferior 309578 10009996 T inferior 309700 10008421 Basal Tena 309700 10008421 U inferior 309700 10008421 T inferior 309709 10007058 Basal Tena Elaborado por: Alfredo Obando 309709 10007058 U inferior 309709 10007058 T inferior 5 Al pozo Parahuacu 03B 297.13 m. Al pozo Parahuacu 08 ubicado a 1810 m. de la 963.53 m. estación 5 Al pozo Parahuacu 08 estructural cerca a la falla 307.12 m. este pozo se encuentra Al pozo Parahuacu 01 ubicado a 1030 m. de la 1040.14 m. 20 25 estación El pozo se encuentra 5 Al pozo Parahuacu 07 estructural cerca a la falla 427.52 m. este pozo se encuentra Al pozo Parahuacu 01 ubicado a 1051 m. de la 1062.19 m. 12 30 estación El pozo se encuentra 13 Al pozo Parahuacu 02 estructural cerca a la falla 698.02 m. este pozo se encuentra Al pozo Parahuacu 05-D ubicado a 2239 m. de la 738.80 m. estación 20 20 El pozo se encuentra ubicado en un alto Parahuacu 13 Neto (ft.) este pozo se encuentra ubicado en un alto Parahuacu 12 Espesor (m.) estructural cerca a la falla ubicado en un alto 309578 Distancia al Pozo Vecino 26 40 58 El corte estructural nos muestra la presencia de todas las formaciones de interés en el Campo Parahuacu, sin embargo, como se indica en la tabla anterior, esto no quiere decir que exista un espesor neto de petróleo en cada una de estas arenas ya que pueden estar formadas de otros materiales como (arcillas, limolitas, lutitas etc.). 3.3 ANÁLISIS DE LOS POZOS VECINOS El análisis de los pozos vecinos nos permitirá determinar el comportamiento de la producción de las arenas productoras de dichos pozos, de donde se podrá deducir cual puede ser el comportamiento de los pozos propuestos. Además se debe tomar en cuenta que las características petrofísicas de las arenas como porosidad y saturación de los pozos vecinos, servirán para el cálculo de reservas de los nuevos pozos de desarrollo. 3.3.1 PARAHUACU 02 El pozo Parahuacu 02 fue perforado el 26 de Marzo de 1978 y completado el 13 Mayo del mismo año, alcanzando una producción de la arenisca “T” de 1232 Bls de fluido por día con un BSW de 0.2% y un grado API de 34.8 medidos a 60 oF, el 9 de Julio de 1978 cae la producción a 1010 Bls de fluido por día con un BSW de 2.0% el 27 de Noviembre del mismo año entra a WO # 1 con el objetivo de punzonar la arena “U”, aportando esta arena con 480 Bls de fluido por día y un BSW de 12% resultados que fueron obtenidos luego de la fractura, el 8 de Enero de 1979 el pozo inicia a producir de las arenas “U + T” con una producción de 950 Bls de fluido por día y un BSW de 2.3%, el 18 de Octubre de 1979 cae la producción bruscamente el pozo entra a WO # 3 y bajan instalacion de bomba electrico sumergible, el 31 de Diciembre de 1979 entra a WO # 4 y punzonan Basal Tena abren camisa sin obtener resultados exitosos, el 10 de Enero de 1980 entra a WO # 5 y hacen cambio de bomba electrico sumergible por bomba Jet, desde el 28 de Diciembre de 1980 hasta la presente fecha el pozo ha entrado a 9 WO operativos mas aplicados a la arena “U” manteniendo una producción 59 promedia de 337 Bls de petróleo por día, alcanzando una producción acumulada de 1,729,585 Bls de petróleo. (Figura 3.3). Figura 3.3 Historial de Producción del Pozo Parahuacu 02 Arena “U” inferior Fuente: PETROPRODUCCIÓN (Oil Field Manager) Elaborado por: Alfredo Obando 3.3.2 PARAHUACU 03B El pozo Parahuacu 03B de reemplazo fue perforado con la finalidad de alcanzar y cubrir los mismos espesores del Pozo Parahuacu 03 quien tuvo que ser cerrado por problemas operativos de pescado dentro del pozo, el 30 de Noviembre del 2001 empieza la perforación del pozo de reemplazo Parahuacu 03B y es completado el 13 Abril del 2002, alcanzando una producción de la arenisca “T” de 600 Bls de fluido por día con un BSW de 3% y un grado API de 27 medidos a 84 o F, el 24 de Junio del 2002 entra a WO # 1 con el objetivo de evaluar la arena “T” punzonar la arena “U” y rediseño de BES, dejando produciendo solo la arena “U” con 193 Bls de fluido por día y un BSW de 3%, el 21 de Diciembre del 2003 entra nuevamente a WO # 2 finalizan las operaciones y es completado para bombreo hidraulico, el 6 de Septiembre del 2005 el pozo es cerrado por bajo aporte, el 3 de 60 Febrero del 2006 entra a WO # 6 con el objetivo de repunzonar “U” alcanzando una producción de 120 Bls de fluido por día con un BSW de 10% y un grado API de 29.3, el 30 de Enero del 2007 entra a WO # 7 y el 31 de marzo del 2007 el pozo es cerrado por presentar comunicación tubing casing durante la vida productiva del pozo tuvo una producción acumulada de 100,641 Bls de petróleo (Figura 3.4). Figura 3.4 Historial de Producción del Pozo Parahuacu 03B Arena “U” inferior Fuente: PETROPRODUCCIÓN (Oil Field Manager) Elaborado por: Alfredo Obando 3.3.3 PARAHUACU 05-D El pozo Parahuacu 05-D fue perforado el 23 de Julio de 1979 y completado el 25 de Octubre del mismo año, alcanzando una producción de la arenisca “Basal Tena” de 202 Bls de fluido por día, el 24 de Diciembre de 1979 entra a WO # 1 con el objetivo de punzonar la arena “T”, aportando esta arena con 910 Bls de fluido por día y un con un BSW de 0.1% y un grado API de 30.4, el pozo inicia a producir de las arenas “Basal Tena + T”, hasta la presente fecha el pozo ha 61 entrado a 8 WO operativos mas aplicados a la arena “T” manteniendo una producción promedia de 400 Bls de petróleo por día, alcanzando una producción acumulada de 3,038,223 Bls de petróleo (Figura 3.5). Figura 3.5 Historial de Producción del Pozo Parahuacu 05-D Arena “T” inferior Fuente: PETROPRODUCCIÓN (Oil Field Manager) Elaborado por: Alfredo Obando 3.3.4 PARAHUACU 07 El pozo Parahuacu 07 fue perforado el 12 de Julio de 1997 y completado el 19 de Septiembre del mismo año, alcanzando una producción de la arenisca “ T” de 500 Bls de fluido por día con un BSW de 10% y un grado API de 30, el 25 de Marzo del 2004 entra a WO # 1 con el objetivo de cambiar bomba, hasta la presente fecha el pozo ha entrado a 2 WO operativos mas aplicados a la arena “T” manteniendo una producción promedia de 323 Bls de petróleo por día, alcanzando una producción acumulada de 597,326 Bls de petróleo (Figura 3.6). 62 Figura 3.6 Historial de Producción del Pozo Parahuacu 07 Arena “T” Fuente: PETROPRODUCCIÓN (Oil Field Manager) Elaborado por: Alfredo Obando 3.3.5 PARAHUACU 08 El pozo Parahuacu 08 fue perforado el 16 de Octubre de 1997 y completado el 19 de Diciembre del mismo año, alcanzando una producción de la arenisca “ T” de 1037 Bls de fluido por día con un BSW de 30% y un grado API de 30, el 11 de Enero del 2001 entra a WO # 1 con el objetivo de realzar prueba de presión, luego determinan comunicación tubing casing, hasta la presente fecha el pozo ha entrado a 2 WO operativos mas aplicados a la arena “T” manteniendo una producción promedia de 377 Bls de petróleo por día, alcanzando una producción acumulada de 1,303,810 Bls de petróleo (Figura 3.7). 63 Figura 3.7 Historial de Producción del Pozo Parahuacu 08 Arena “T” inferior Fuente: PETROPRODUCCIÓN (Oil Field Manager) Elaborado por: Alfredo Obando 3.4 RESERVAS ESTIMADAS PARA LOS NUEVOS POZOS DE DESARROLLO La estimación de las reservas de los nuevos pozos de desarrollo se realiza mediante el método volumétrico y utilizando los datos petrofísicos que se obtuvo de los pozos vecinos, debido a que no se puede conocer los datos reales hasta haber perforado los pozos nuevos y realizar los análisis PVT correspondientes. Sin embargo hay que tomar en cuenta que los pozos cercanos pueden tener un comportamiento similar en lo que se refiere a petrofísica y producción. 3.4.1 MÉTODO VOLUMÉTRICO Para estimar las reservas de cada pozo mediante el método volumétrico se debe tomar en cuenta la ecuación general, ya que los datos con los que se va a trabajar 64 son aproximados y no es conveniente utilizar los procedimientos comentados en el capítulo anterior. Reservas = 7758 * A * ho * φ * (1 − Sw ) * FR Boi (Ec. 3.3) El procedimiento a seguir es el siguiente: 1. Determinar el Radio de Drenaje (Rd) mediante las siguientes fórmulas: D ( pies ) = D1 + D 2 + D3 3 (Ec. 3.4) D 2 (Ec. 3.5) Rd ( pies ) = Donde: D1, D2, D3 = Distancias desde el pozo nuevo a los pozos cercanos (Tabla 3.4) 2. Determinar el Área de Drenaje (A) con la ecuación: A( Acres ) = Tabla 3.4 π * Rd 2 ( pies 2 ) (Ec. 3.6) pies 2 43560 acres Radios y Áreas de Drenaje POZO Rd (m.) Parahuacu 10 Parahuacu 11 Parahuacu 12 Parahuacu 13 315.16 336.82 372.43 359.03 Elaborado por: Alfredo Obando Rd (Pies) A (Acres) 1033.99 1105.05 1221.88 1177.91 77.10 88.06 107.67 100.06 65 3. Determinar las Propiedades Petrofísicas de cada pozo y de cada arena. • La porosidad efectiva y la saturación de agua y de petróleo se las obtuvo realizando un promedio entre los datos conocidos de los pozos vecinos a cada pozo nuevo. • El espesor de petróleo (ho) se lo determinó mediante la fórmula: ho ( pies ) = IH ( pies ) φe * So (Ec. 3.7) Donde: IH = isoíndice de hidrocarburos Estos datos petrofísicos se los presenta en las (Tabla 3.5) 4. Se utiliza el factor volumétrico inicial determinado en el (Capítulo 1), puesto que está establecido por campo y por arenas de manera general. 5. Una vez realizados los pasos anteriores, es posible calcular el Petróleo Original en Sitio (Tabla 3.6). POES = 7758 * A * ho * φe * (1 − Sw ) (Ec. 3.8) 6. Para determinar las reservas estimadas se utiliza la fórmula: Reservas = POES * Donde: FR = Factor de Recobro FR Boi (Ec. 3.9) 66 El factor de recobro que se utiliza se lo presenta en el (Capítulo 2), puesto que éste al igual que el factor volumétrico se lo determinó de manera general por campo y por arena. Tabla 3.5 Propiedades Petrofísicas de los Pozos Propuestos Para el campo Parahuacu CAMPO PARAHUACU POZO CERCANO POZO PROPUESTO PARAHUACU 03B PARAHUACU 10 ho Φe Sw IH Arena Basal Tena 6.00 12.80 38.00 0.4761 U inferior 28.00 14.50 19.60 3.5287 T inferior 17.00 18.00 20.30 3.3566 Arena ho Φe Sw IH Basal Tena 5.00 12.80 38.00 0.4761 U inferior 20.00 14.50 19.60 3.5287 T inferior 20.00 18.00 20.30 3.3566 POZO CERCANO POZO PROPUESTO PARAHUACU 08 PARAHUACU 11 Arena ho Φe Sw IH Arena ho Φe Sw IH Basal Tena 11.00 15.30 18.80 1.3665 Basal Tena 5.00 15.30 18.80 1.3665 U media 6.00 14.10 26.80 0.6192 U media 6.00 14.10 26.80 0.6192 U inferior 20.75 13.00 16.10 2.2605 U inferior 20.00 13.00 16.10 2.2605 T superior 27.00 12.60 66.20 1.1498 T superior 27.00 12.60 66.20 1.1498 T inferior 42.25 15.00 16.60 5.2854 T inferior 25.00 15.00 16.60 5.2854 POZO CERCANO POZO PROPUESTO PARAHUACU 07 PARAHUACU 12 Arena ho Φe Sw IH Arena ho Φe Sw IH Basal Tena 8.00 14.00 29.00 0.7952 Basal Tena 5.00 14.00 29.00 0.7952 U media 3.50 12.00 23.00 0.3696 U media 3.50 12.00 23.00 0.3696 U inferior 12.00 13.00 45.00 0.8580 U inferior 12.00 13.00 45.00 0.8580 T superior 10.00 11.00 40.00 0.6050 T superior 10.00 11.00 40.00 0.6050 T inferior 44.00 14.00 14.00 5.2976 T inferior 30.00 14.00 14.00 5.2976 POZO CERCANO POZO PROPUESTO PARAHUACU 02 PARAHUACU 13 Arena ho Φe Sw IH Arena ho Φe Sw IH Basal Tena 5.00 12.80 39.00 1.0762 Basal Tena 13.00 12.80 39.00 1.0762 U inferior 20.00 11.00 15.10 2.0340 U inferior 20.00 11.00 15.10 2.0340 T superior 15.00 13.60 42.60 0.3584 T superior 26.00 13.60 42.60 0.3584 T inferior 20.00 11.50 20.10 4.6843 T inferior 40.00 11.50 20.10 4.6843 Fuente: PETROPRODUCCIÒN (Interactive Petrophysic) Elaborado por: Alfredo Obando 67 Tabla 3.6 Reservas Estimadas de los Pozos Nuevos de Desarrollo del campo Parahuacu POZO ARENA Parahuacu 10 Parahuacu 11 Parahuacu 12 Parahuacu 13 POES (Bls) R. ESTIMADAS (Bls) Basal Tena 237,342.666 28,967.78 U inferior 1,394,627.42 228,814.99 T inferior 1,716,188.45 377,041.40 Total 3,348,158.54 634,824.18 Basal Tena 424,371.22 51,794.69 U media 423,067.73 69,412.26 U inferior 1,490,265.9 244,506.30 T superior 785,560.19 172,585.19 T inferior 2,136,612.55 469,407.30 Total 5,259,877.59 938,362.91 Basal Tena 415,146.02 50,668.76 U media 270,137.27 44,321.13 U inferior 716,690.72 117,586.66 T superior 551,300.55 121,119.06 T inferior 3,017,117.54 662,851.581 Total 4,970,392.09 952,270.38 Basal Tena 787,940.51 96,168.49 U inferior 1,887,101.38 309,614.665 T superior 1,575,558.1 346,145.34 T inferior 2,856,656.97 627,598.87 Total 7,107,256.96 1,379,527.37 Elaborado por: Alfredo Obando 3.5 PREDICCIÓN DE PRODUCCIÓN DE LOS NUEVOS POZOS DE DESARROLLO La producción de un pozo depende de la permeabilidad relativa de la roca al petróleo, agua y gas. Se ha desarrollado esta formulación para estimar el potencial del pozo. Por lo tanto para estimar el caudal de producción tenemos la siguiente ecuación: Q= 7.08 * K * h * ( Pe − Pw ) µ * Bo * ln(re / rw ) (Ec. 3.10) 68 Donde: K = permeabilidad (darcys.) h = espesor (pies.) Pe = presión de la formación (psi.) Pw = presión en el contorno del pozo (psi.) µ = viscosidad (cp.) Bo = factor volumétrico (Bls/BF) re = radio de drenaje (pies.) rw = radio del contorno del pozo (pies.) Las suposiciones hechas para esta ecuación son las siguientes rw = re donde 1000 usualmente el 88% de la presión de burbuja usualmente ocurre a esta distancia. Para el presente estudio se asume rw = 0.33 pies valor que se tiene en los diámetros de los pozos perforados por Petroproducción. Hechas estas consideraciones en la (Tabla 3.7) se hacen referencia los caudales que se esperarían de los pozos nuevos ubicados en el campo. Tabla 3.7 Caudales Obtenidos del Campo Parahuacu de la Ecuación 3.10 K h Pe Pw µ Bo re Rw Q (Darcys) (pies) (psi) (psi) (cp) (Bls/BF) (pies) (pies) (BPPD) Parahuacu 10 0.1 20 1,292 980 0.73 1.32 1034 0.33 570 Parahuacu 11 0.1 27 2,400 1,700 1.77 1.32 1105 0.33 706 Parahuacu 12 0.1 30 1,900 700 3.64 1.32 1222 0.33 646 Parahuacu 13 0.1 40 2,500 1,880 1.97 1.32 1178 0.33 825 Pozo Elaborado por: Alfredo Obando La predicción de producción se elabora mediante un programa elaborado en Excel por la SUBGERENCIA de EXPLORACION y DESARROLLO de PETROPRODUCCIÓN en el Departamento de Yacimientos de Petroproducción, 69 éste nos determina la declinación de producción en una variación de tiempo 3.5.1 PROCEDIMIENTO PARA OBTENER LA PREDICCIÓN DE PRODUCCIÓN Para que el programa de Petroproducción funcione se debe realizar con anterioridad los siguientes pasos: 1. Calcular las reservas totales de cada pozo nuevo (Tabla 3.6). 2. Asumir un caudal inicial (qo) para cada pozo. Para esto se debe conocer el caudal que obtendremos en los nuevos pozos propuestos (Tabla 3.7) el caudal aproximado de los pozos cercanos a los pozos propuestos (Tabla 3.8) y sacar un promedio aproximado. Tabla 3.8 Caudales Aproximados de los Pozos Vecinos del Campo Parahuacu POZO VECINO Parahuacu 02 Parahuacu 03B Parahuacu 05 Parahuacu 07 Parahuacu 08 ARENA T T T T T FECHA 26/03/1978 30/11/2001 23/07/1979 12/07/1997 16/10/1997 qo ( BPPD) 337 120 400 323 377 Fuente: PETROPRODUCCIÓN Elaborado por: Alfredo Obando En la tabla 3.8 se detallan los caudales aproximados de los pozos existentes durante toda su vida útil, es necesario detallar que la producción inicial de un pozo nuevo no será exactamente igual a la de su pozo vecino pero tendrá con el tiempo un comportamiento similar al promedio de los pozos del campo, para lo cual se ha decidido realizar dos escenarios posibles de predicción de producción de los pozos nuevos. 70 Los dos escenarios que se manejaran serán considerados en las (Tablas 3.9a, Tabla 3.9b) estos escenarios se han tomado en cuenta en base de los caudales obtenidos en la ecuación 3.10. Debido al alto precio que tiene el barril de petróleo actualmente, PETROPRODUCCIÓN toma como caudal de abandono de un pozo cuando este llega a una producción de 80 BPPD. Tabla 3.9a Escenario 1ero Caudal Inicial de los Pozos Propuestos POZO NUEVO Parahuacu 10 Parahuacu 11 Parahuacu 12 Parahuacu 13 qo (BPPD) 300 525 480 540 Elaborado por: Alfredo Obando Tabla 3.9b Escenario 2do Caudal Inicial de los Pozos Propuestos POZO NUEVO Parahuacu 10 Parahuacu 11 Parahuacu 12 Parahuacu 13 qo (BPPD) 400 700 640 720 Elaborado por: Alfredo Obando 3. Ingresar los datos al programa. Las predicciones de producción de los pozos propuestos se presentan a continuación (Tabla 3.10a, Tabla 3.10b). 71 Tabla 3.10a Cálculo de la Predicción de Producción de los Pozos Propuestos del Campo Parahuacu con una Declinación del 15.56% Anual Escenario 1ero Elaborado por: Alfredo Obando 72 Tabla 3.10b Cálculo de la Predicción de Producción de los Pozos Propuestos del Campo Parahuacu con una Declinación del 15.56% Anual Escenario 2do Elaborado por: Alfredo Obando La declinación anual del campo Parahuacu es de 15.56% si este valor lo dividimos para los doce meses del año obtendremos la declinación mensual del campo 1.296%, valor que se lo tomo del grafico de curvas de declinación del cálculo de reservas del campo (Anexo 13). Las predicciones de producción de los pozos propuestos para la arena “T” inferior de los escenarios 1ero y 2do se presentan a continuación en la (Figura 3.8a, 3.8b, 3.9a, 3.9b, 3.10a, 3.10b, 3.11a, 3.11b) respectivamente. 73 Figura 3.8a Predicción de Producción del Pozo Parahuacu 10 Arena “T” inferior PERFIL DE PRODUCCIÓN DE PARAHUACU 10 350 300 BPPD 250 200 150 100 50 0 0 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22 24 26 Mes Elaborado por: Alfredo Obando Figura 3.8b Predicción de Producción del Pozo Parahuacu 10 Arena “T” inferior PERFIL DE PRODUCCIÓN DE PARAHUACU 10 450 400 350 BPPD 300 250 200 150 100 50 0 0 2 4 6 8 10 12 14 Mes Elaborado por: Alfredo Obando 16 18 20 22 24 26 74 Figura 3.9a Predicción de Producción del Pozo Parahuacu 11 Arena “T” inferior PERFIL DE PRODUCCIÓN DE PARAHUACU 11 600 500 BPPD 400 300 200 100 0 0 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22 24 26 Mes Elaborado por: Alfredo Obando Figura 3.9b Predicción de Producción del Pozo Parahuacu 11 Arena “T” inferior PERFIL DE PRODUCCIÓN DE PARAHUACU 11 800 700 BPPD 600 500 400 300 200 100 0 0 2 4 6 8 10 12 14 Mes Elaborado por: Alfredo Obando 16 18 20 22 24 26 75 Figura 3.10a Predicción de Producción del Pozo Parahuacu 12 Arena “T” inferior PERFIL DE PRODUCCIÓN DE PARAHUACU 12 600 500 BPPD 400 300 200 100 0 0 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22 24 26 Mes Elaborado por: Alfredo Obando Figura 3.10b Predicción de Producción del Pozo Parahuacu 12 Arena “T” inferior PERFIL DE PRODUCCIÓN DE PARAHUACU 12 700 600 BPPD 500 400 300 200 100 0 0 2 4 6 8 10 12 14 Mes Elaborado por: Alfredo Obando 16 18 20 22 24 26 76 Figura 3.11a Predicción de Producción del Pozo Parahuacu 13 Arena “T” inferior PERFIL DE PRODUCCIÓN DE PARAHUACU 13 600 500 BPPD 400 300 200 100 0 0 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22 24 26 Mes Elaborado por: Alfredo Obando Figura 3.11a Predicción de Producción del Pozo Parahuacu 13 Arena “T” inferior PERFIL DE PRODUCCIÓN DE PARAHUACU 13 800 700 BPPD 600 500 400 300 200 100 0 0 2 4 6 8 10 12 14 Mes Elaborado por: Alfredo Obando 16 18 20 22 24 26 77 La planificación de la perforación de estos pozos se inicia con la elaboración de un programa de perforación, para este propósito se requiere de la siguiente información. 3.6 PROPUESTA GEOLÓGICA La propuesta geológica es un documento preparado por el Departamento de Geología, el cual incluye información relevante como la que se menciona a continuación, en el caso del campo Parahuacu se trata de un anticlinal cuyo objetivo principal el alto estructural del los yacimientos “T” y el objetivo secundario los yacimientos “U” y Basal Tena: • Coordenadas del objetivo • Topes estimados de formaciones ( en pies TVD) • Programa de muestreo • Programa de registros eléctricos • Pozos de correlación Adicionalmente en este documento se incluye la siguiente información: • Descripción litológica de formaciones • Temperatura estimada del reservorio • Presión estimada de la formación • Estimado del grado API del crudo 3.6.1 COORDENADAS DEL OBJETIVO Las coordenadas del objetivo es la ubicación que presenta el Departamento de Geología en su propuesta geológica, luego de haber realizado un estudio detallado del reservorio con el cuál justifica la existencia comercial de hidrocarburo. 78 3.6.2 TOPES ESTIMADOS DE LAS FORMACIONES Es importante determinar los topes de las formaciones que serán perforadas, lo que permitirá una óptima planificación de las operaciones (como programa de fluidos de perforación, brocas, parámetros de perforación entre otras). Los topes pueden estar determinados mediante correlaciones con pozos cercanos o mediante estudios de geología y sísmica. Estos topes tienen como referencia el nivel del mar, para los pozos del campo Parahuacu la estratigrafía esperada es la siguiente (Tabla 3.11). Tabla 3.11 Estratigrafía Esperada Arena TVD (pies) ORTEGUAZA 5559 TIYUYACU 6075 TENA 7767 NAPO 8811 ARENISCA “U” 9438 ARENISCA “T” 9647 HOLLIN 9821 PT 9870 Fuente: PETROPRODUCCIÓN Elaborado por: Alfredo Obando Generalmente esta estratigrafía va acompañada de una breve descripción litológica de cada formación. 3.6.3 PROGRAMA DE MUESTREO El programa de muestreo nos determina los intervalos en los cuales en necesario recolectar muestras de los cortes obtenidos en superficie conforme avanzan las operaciones de perforación. También puede incluir programas de toma de núcleos. En ambos casos para análisis de las formaciones que están siendo perforadas (Tabla 3.12). 79 Tabla 3.12 Programa de Muestreo Arena De A Cada TVD (pies) TVD (pies) (pies) Napo 881 9821 10 Hollín 9821 9870 10 Fuente: PETROPRODUCCIÓN Elaborado por: Alfredo Obando 3.6.3.1 Muestreo de cortes El muestreo de cortes consiste básicamente en tomar los ripios de perforación de la zaranda y analizarlos, lo que nos ayudará a determinar las formaciones que se están perforando. El objetivo del muestreo de cortes es evaluar la litología, geología de la arena objetivo y la presencia de hidrocarburos. 3.6.3.2 Programa de Núcleos El programa de núcleos generalmente se lo hace para obtener las propiedades de la roca y de los fluidos contenidos en ella. La información que se busca obtener de un núcleo es la siguiente: 1. Porosidad y permeabilidad real 2. Saturación de fluidos 3. Ambientes de depositación 4. Estudios geoquímicos 5. Resistividad 6. Parámetros de fluido 3.6.4 PROGRAMA DE REGISTROS ELÉCTRICOS En éste programa se indica el intervalo a ser registrado y el tipo de herramientas que serán utilizadas. En base a los resultados obtenidos se determinará la 80 presencia de hidrocarburos en el reservorio para definir si el mismo es económicamente rentable. Si éste es el caso se procede a bajar tubería de revestimiento en la sección de producción del pozo, caso contrario se abandona el mismo (Tabla 3.13). Tabla 3.13 Programa de Perfiles Eléctricos del Pozo Registro Escala De A TVD (pies) MD (pies) TVD (pies) MD (pies) DEN-CN-RT-LSS-SP-GR 9870 9870 8611 8611 MSFL-ML-CAL-GR 9870 9870 8611 8611 CBL-VDL-CCL-CAL-GR 9870 9870 8611 8611 PRESENTACIÓN DEN-CN-RT-LSS-SP-GR 1:200 / 1:500 9870 9870 8611 8611 MSFL-ML-CAL-GR 1:200 9870 9870 8611 8611 CBL-VDL-CCL-CAL-GR 1:200 9870 9870 8611 8611 Fuente: PETROPRODUCCIÓN Elaborado por: Alfredo Obando 3.6.5 POZOS DE CORRELACIÓN Los pozos de correlación son pozos cercanos a la ubicación del objetivo, estos pozos nos ayudan a determinar o predecir el comportamiento de las formaciones a ser perforadas. El conocimiento de las formaciones geológicas permite determinar la existencia de formaciones con presiones anormales que comprometerían las operaciones de perforación. Es importante revisar el historial de perforación de los pozos cercanos para planificar y preparar el programa de perforación y así evitar inconvenientes que se podrían presentar durante las operaciones. 81 3.7 PROGRAMA DE PERFORACIÓN Una vez determinadas las coordenadas se procede a la elaboración del programa de perforación, en el cuál se detallan los procedimientos a seguir en la perforación de un pozo. Para los pozos el programa consta básicamente de los siguientes procedimientos: • Operaciones preliminares (Ubicación de la Torre de perforación) • Procedimientos de operación • Programa de brocas • Programa de lodos • Programa de muestreo • Programa de registros eléctricos • Programa de cementación 3.7.1 DESCRIPCIÓN DEL EQUIPO DE PERFORACIÓN 1. CAPACIDAD……………..……………………………….…………….16.400 FT 2. TORRE EQUIPADA CON TOP DRIVE ELÉCTRICO…..CON TORQUE DE +/- 60.000 LB/FT A 125 RPM Y +/- 32.000 LB/ FT A 195 RPM 3. MALACATE………………………………………..……..…….2000 @ 2500 HP 4. MÁSTIL (CON +/- 14 LÍNEAS ARMADAS).....PIRÁMIDE DE 165 FT DE ALTURA X 30 FT DE PISO ELEVADO 5. CAPACIDAD DE CARGA CRÍTICA SOBRE EL GANCHO……1,250,000 LB 6. CAPACIDAD DE CARGA ESTÁTICA SOBRE EL GANCHO....1,275,000 LB 7. SUBESTRUCTURA………..……..…1,275,000 LB Y 600,000 LB SET BACK 8. CORONA……………………………………………..……….6 POLEAS DE 60” 9. POLEA VIAJERA………………….………………………….500 TONELADAS 10. UNIÓN GIRATORIA…………………………………………..500 TONELADAS 11. MESA ROTARIA………...…..27-½” (CAPACIDAD 500 A 675 TONELADAS) 12. CABLE PERFORACIÓN……….……………..……………………………..1-½” 82 13. MOTORES…………………………….4 DE 1,200 HP C/U Ó EQUIVALENTE 14. GENERADORES………………….....4 DE 1,000 KW C/U Ó EQUIVALENTE 15. SISTEMA SCR……………………...…….…………..CUARTO DE CONTROL 16. BOMBAS DE LODO…………….…..3 BOMBAS TRIPLEX DE 1,300 HP C/U 17. TANQUES DE LODO…..3 DE 500 BLS C/U Y 1 DE +/- 40 BLS POR VIAJE 18. DESANDERS………………………………2 DE 12 CONOS Y +/- 1,000 GPM 19. DESILTERS……………..…………………1 DE 12 CONOS Y +/- 1,000 GPM 20. MUD CLEANERS…...………………………...1 DE 5 CONOS Y +/- 800 GPM 21. DESGASER……………………………………………..………1 TIPO SWACO Fuente: PETROPRODUCCIÓN Elaborado por: Alfredo Obando 3.7.2 PROGRAMA DIRECCIONAL El diseño de la trayectoria direccional es realizado si se propone desde la etapa inicial de la planificación del proyecto y este se lo hace en conjunto entre la compañía Operadora y la compañía de Servicios Direccionales. La información relevante que presenta el plan direccional es la siguiente: • Información general (nombre del pozo, coordenadas de superficie, elevación de la mesa rotaria, etc.) • Profundidad medida (MD) • Profundidad vertical verdadera (TVD) • Inclinación • Azimut • Sección vertical • Tasa de construcción y/o de caída 83 3.7.3 PROGRAMA DE BROCAS El programa de brocas se lo realiza evaluando las brocas utilizadas en los pozos de correlación (Tabla 3.14). Tabla 3.14 Programa de Brocas o N. Diámetro Tipo Boquillas 1 2 3 4 5 13 3/4 9 7/8 9 7/8 9 7/8 9 7/8 HC604 HC605S GT-CS09 HC605S HC506 8 X 12 7 X 12 4 X 14 7 X 11 6 X 12 Intervalo (pies) 0 - 3200 3200 – 7550 7550 – 7800 7800 – 9000 9000 - PT Peso (1000 lbs) 5/15 10/25 10/30 10/20 8/20 RPM 100/190 80/190 80/120 100/180 80/110 Fuente: PETROPRODUCCIÓN Elaborado por: Alfredo Obando 3.7.4 PROGRAMA DE FLUIDOS DE PERFORACIÓN Entre las funciones que debe cumplir el fluido de perforación se encuentran las siguientes: • Presión hidrostática • Transporte de cortes • Lubricación de la broca y ensamblaje de fondo • Fuerza de impacto (Hidráulica) • Suspensión de sólidos • Proveer un medio adecuado para la evaluación de las formaciones. Debido a estas funciones el diseño del programa del fluido de perforación se basa en utilizar el óptimo fluido que permite ejecutar las funciones antes mencionadas. Entre las propiedades del fluido que se incluyen y se monitorean continuamente durante las operaciones están las siguientes (Tabla 3.15): 84 • Tipo de lodo • Peso del lodo • Potencial hidrógeno (PH) • Viscosidad plástica (PV) • Punto cedente (YP) • Filtrado API • MBT • Geles Tabla 3.15 Programa de Lodos Tipo de Lodo Profundidad Peso Visc. (pies) (lbs/gal) EL BENEX SYSTEM 0 – 3200 9.2 – 9.8 40 – 45 PHPA-CO3Ca 3200 – PT 9.8 – 10.4 45 – 55 VP/YP Filtrado Sólidos (c.c) (%) 10 – 12 / 13-15 N.C < 12.00 < 20 / 15 - 25 10 < 6 < 10.00 Fuente: PETROPRODUCCIÓN Elaborado por: Alfredo Obando 3.7.5 PROGRAMA DE CEMENTACIÓN Para diseñar el programa de cementación se requiere información del pozo y de la formación. Para llevar a cabo la cementación del pozo se debe seguir los siguientes procedimientos: • Después que el liner está ubicado en profundidad, armar el cabezal de cementación. • Circular • Presurizar las líneas • Bombear dispersante • Bombear agua fresca • Bombear espaciadores 85 • Bombear lechadas de cemento • Soltar tapón • Bombear fluido de desplazamiento • Sacar tubería y dar por terminadas las operaciones. La (Tabla 3.16) muestra el programa de cementación por etapas. Tabla 3.16 Programa de Cementación PRIMERA ETAPA Aislar acuíferos y asegurar revestimiento superficial TUBERÍA DE REVESTIMIENTO Objetivo No juntas Diámetro H. (pulg.) 26 16 1 74 Rev. (pulg.) 20 10 ¾ 1 Cola 2 Relleno Diámetro 155 1 Cola Grado Peso (lbs) H – 40 C - 95 94 47 Aditivos No de sacos usados Clase Peso lechada H. (pulg.) Rev. (pulg.) 16 10 ¾ 3200 300 A 15.6 16 10 ¾ 2400 350 A 13.5 espumante, retardador espumante, retardado SEGUNDA ETAPA Aislar zonas de producción e intervalos acuíferos TUBERÍA DE REVESTIMIENTO Producción Diámetro H. (pulg.) Rev. (pulg.) 9 7/8 7 Densidad lodo (lbs/gal) 10.4 Profundidad MD (pies) TVD (pies) 9870-3200 9870-3200 Grado Peso (lbs) C - 95 26 Aditivos CEMENTACIÓN CONVENCIONAL Método NO LECHADA TVD (pies) 50 3200 Intervalo a cementar (pies) Objetivo No juntas 9.2 – 9.8 Profundidad MD (pies) 50 3200 CEMENTACIÓN CONVENCIONAL Método NO LECHADA Densidad lodo (lbs/gal) Diámetro No de sacos usados Clase Peso lechada H. (pulg.) Rev. (pulg.) Intervalo a cementar (pies) 9 7/8 7 9870-7860 100 G 15.8 9 7/8 7 7860-3200 800 G 13.5 2 Relleno espumante, retardador anti dispersante, perd. Fluido Fuente: PETROPRODUCCIÓN Elaborado por: Alfredo Obando 3.7.6 PROCEDIMIENTOS DE OPERACIÓN Una vez realizado los procedimientos de ubicación del Taladro en la locación, las actividades de perforación que se describen a continuación: 86 El siguiente procedimiento es tomado del realizado por el pozo Parahuacu 09 perforado en el campo, aunque no es muy acertado decir que tendría el mismo comportamiento en los nuevos pozos de desarrollo es el que más se podría ajustar. Sumario de Perforación del Pozo Parahuacu 09 1. Mover taladro a la locación, armar equipo al 100% 2. Preparar lodo base agua 3. Armar BHA # 1 con broca tricónica 13 ¾ 4. Perforar hueco central hasta ± 270 ft 5. Circular y registrar desviación a ± 540 ft ¼ o 6. Sacar tubería para cambio de broca 7. Circular y registrar desviación a ± 1000 ft 1/2o 8. Perforar hasta ± 1570 ft 9. Circular y registrar desviación a ± 1570 ft 10. Perforar hasta ± 1900 ft 11. Circular y registrar desviación a ± 1900 ft 12. Perforar hasta ± 2036 ft 13. Circular y tomar Survey a 2036 ft 2o 14. Armar BHA # 3 con broca PDC 12 1/8 15. Conectar a Top Drive bajar y repasar 16. Circular y tomar desviación con cable 17. Armar herramienta y bajar TR 10 ¾ y cementar a ± 3200 ft 18. Armar BHA # 4 con broca 9 7/8 19. Perforar hasta ± 4500 ft 20. Circular y registrar desviación hasta el zapato 21. Armar BHA # 15 con broca 8 ½ 22. Perforar hasta ± PT 23. Sacar tubería 24. Correr registro eléctrico 25. Hacer limpieza, realizar viaje de control para bajar Casing 26. Probar y circular hasta obtener retorno 87 27. Instalar cabezal de cementación y cementar Casing 28. Realizar registros de evaluación de cemento 29. Desarmar BOP y armar arbolito Fuente: PETROPRODUCCIÓN Elaborado por: Alfredo Obando Sumario del Programa de Completación y Pruebas Pozo Parahuacu 09 1. Mover torre de reacondicionamiento a la locación 2. Desarmar cabezal, armar preventor de reventones, probar 3. Bajar con broca, moler D.V.T a 8005 ft. Limpiar hasta 9770 ft (no perforar collar flotador a 9775) Nota: Cambiar de lodo de perforación por agua tratada 4. Bajar con broca y raspatubos hasta 9720 ft, circular, limpiar, sacar 5. Correr registros de cementación CBL-VDL-CCL-GR-2000 ft desde el fondo. Si existe mala cementación un programa alterno será preparado 6. Bajar con cañón TCP de 5” a 6 DPP, listo para punzonar el siguiente intervalo de acuerdo con el registro DLL-MSFL-GR-SP NAPO “T” INFERIOR 9760 ft- 9768 ft (8 ft) En la sarta de cañoneo, instalar una camisa para evaluar con restauración de presión, utilizando elementos electrónicos. Columna de fluido en el tubing + 2000 ft 7. Hacer una correlación para poner los cañones en profundidad con un Gamma Ray a través de la tubería 8. Asentar la empacadura a la profundidad deseada 9. Soltar la barra de detonación para disparar cañones 10. Producir del pozo, si no produce a flujo natural, bajar bomba jet y evaluar 11. Cerrar pozo en el fondo para restauración de presión 12. Recuperar herramientas de evaluación 88 Después de evaluar “T” inferior, punzonar y evaluar con restauración de presión la arena “U” inferior del siguiente intervalo 9551 ft – 9567 ft (16 ft) 13. De acuerdo con los resultados de las evaluaciones se diseñaran programas alternos y la completación de fondo a bajarse Fuente: PETROPRODUCCIÓN Elaborado por: Alfredo Obando 3.7.7 DIAGRAMAS ESTIMADOS DE PROFUNDIDAD VS. TIEMPO DE OPERACIÓN En base al programa de perforación se establece el tiempo necesario para ejecutar todas las operaciones planeadas. El tiempo empleado para alcanzar el objetivo es uno de los factores que determina la rentabilidad del proyecto. Cuando se realiza un plan de perforación debe incluirse los diagramas de tiempo versus profundidad (Figura 3.12). Figura 3.12 Diagrama Estimado de Perforación Elaborado por: Alfredo Obando 89 CAPÍTULO 4 4 ANÁLISIS DE COSTOS DEL PROYECTO 4.1 ANÁLISIS TÉCNICO La ubicación de nuevos pozos de desarrollo en el campo Parahuacu se ha realizado con la finalidad de recuperar reservas además ayudar a cooperar en la depletación y mejoramiento de la producción del campo, debido a que los pozos ya existentes no han contribuido óptimamente a la depletación del mismo. Es necesario saber que de los 6 pozos que se encuentran en producción 5 están completados con bombeo hidráulico y 1 con bombeo electro sumergible (B.E.S). Las reservas aproximadas de los cuatro pozos propuestos son 3,904,984.80 Bls, para estas reservas se realizó una predicción de producción por pozo (Capítulo 3), pero sin el conocimiento de la factibilidad económica que representa la perforación y producción de cada pozo, por lo que se realiza a continuación el análisis económico. 4.2 ANÁLISIS ECONÓMICO El análisis económico se lo realiza con el fin de conocer que tan factible es la perforación de los pozos propuestos tomando en cuenta la producción de los mismos, para esto se necesita estar al tanto de los costos de perforación de pozos verticales y los costos de producción. La evaluación económica se basa principalmente en el criterio del valor actual neto (V.A.N) y la tasa interna de retorno (T.I.R), los cuales determinarán la puesta en marcha o abandono del proyecto. Un proyecto es económicamente rentable cuando: 90 • El valor actual neto (V.A.N) es mayor que cero • La tasa interna de retorno (T.I.R) es mayor a la tasa de actualización. La tasa de actualización que el departamento financiero de PETROPRODUCCIÓN contempla en sus proyectos es del 12.00% anual y del 0.010% mensual. 4.2.1 COSTOS DE PERFORACIÓN Para el presente análisis se tomó los costos incurridos en la perforación de un pozo vertical que ha llegado hasta la arena “T” Inferior, por lo que estos costos no tendrán una variación considerable para los pozos propuestos. La siguiente tabla presenta los costos estimados para cada uno de los nuevos pozos de desarrollo del Campo Parahuacu (Tabla 4.1). Tabla 4.1 Costo Estimado de Perforación y Completación de un Pozo Vertical. OPERACIÓN Y MATERIALES COSTO (USD) Locación. (Plataforma y Piscinas) 250,000 Vías de acceso 98,040 Movilización del taladro 80,000 Costos por perforaciones 937,650 Registros eléctricos 100,000 Trabajo de cementación y cemento 130,000 Análisis de ripios 15,000 Completación y pruebas 50,000 Torre de reacondicionamiento del pozo 75,000 Punzonamientos 40,000 Levantamiento artificial eléctrico 278,410 Tubería de revestimiento 310,484 Árbol de navidad 40,000 Tubería de producción de 3 ½ 82,217 Línea de flujo de 4 ½ 98,400 Instalación de línea de flujo 98,400 Completación de fondo (Instalación) 80,000 Contingências 331,632 TOTAL Fuente: UNIDAD FINANCIERA DE PETROPRODUCCIÓN Elaborado por: Alfredo Obando 3,095,233 91 4.2.2 COSTOS DE PRODUCCIÓN Los costos de producción se refieren a la cantidad que la empresa debe pagar por un barril producido, estos incluyen el valor operativo, de depreciación y de transporte. Los costos varían en cada campo y para Parahuacu el costo de producción aproximado es de 3.09 USD pero para realizar el análisis del presente estudio se utilizo el valor de 7.24 USD costo de operación asumidos por PETROPRODCUCCION. 4.2.3 INGRESOS DEL PROYECTO Los ingresos de este proyecto se refieren al resultado de multiplicar el número de Bls de petróleo producidos por el precio de cada barril. La producción anual de cada pozo determinada en el capítulo anterior indica los Bls de petróleo que se obtendría en caso de que cada pozo produzca durante los 365 días del año, sin embargo, se debe tomar en cuenta el tiempo de perforación y de cambio de bomba o reacondicionamiento de cada pozo. La perforación de los pozos propuestos se va a realizar en un tiempo de cuatro meses (Tabla 4.2), mientras que los trabajos de cambio de bomba de los mismos serán cada cuatro meses durante cada año. Tabla 4.2 Cronograma de Perforaciones POZO Parahuacu 10 Parahuacu 11 Parahuacu 12 Parahuacu 13 Elaborado por: Alfredo Obando Mes 1 Mes 2 Mes 3 Mes 4 X X X X 92 Como se acoto en el capitulo anterior para el desarrollo del presente proyecto se asume dos escenarios, el primer escenario cuando el precio del barril de petróleo sea de 40 USD, y el segundo escenario cuando el precio del barril de petróleo sea de 55 USD, valor actual del barril de petróleo del oriente ecuatoriano. 4.2.4 VALOR ACTUAL NETO (VAN) Denominamos Valor Actual Neto de un proyecto a la suma algébrica de los valores actualizados de cada mes. n Fnck k K = 0 (1 + i ) VAN = ∑ (Ec. 4.1) Donde: Fnck = Flujo Neto de Caja del año k i = Tasa de Actualización de la empresa (i = 12.00%) 4.2.5 TASA INTERNA DE RETORNO (T.I.R) La tasa interna de retorno es la tasa de rendimiento por periodo con la cual la totalidad de los beneficios actualizados son exactamente igual a los desembolsos expresados en moneda actual. Para ello se emplea la siguiente ecuación: n Fnck =0 k K = 0 (1 + TIR ) VAN = ∑ • (Ec.4.2) Cuando la tasa interna de retorno es mayor a la tasa de actualización (i), el proyecto es rentable. 93 • Cuando la tasa interna de retorno es igual a la tasa de actualización (i), el proyecto no tiene pérdidas ni ganancias. • Cuando la tasa interna de retorno es menor a la tasa de actualización (i), el proyecto no es rentable. Los resultados obtenidos de Valor Actual Neto (V.A.N) y Tasa Interna de Retorno (T.I.R) de los cuatro pozos propuestos, cumplen con los requisitos que indican la rentabilidad de un proyecto, por lo que, asumiendo el presupuesto general del estado como precio actual del petróleo en el primer escenario, y en el segundo escenario asumiendo el precio actual del crudo del oriente ecuatoriano se puede considerar la perforación de dichos pozos (Tabla 4.3a, 4.3b). 94 Tabla 4.3a Resultados Obtenidos del V.A.N y T.I.R de los Pozos Propuestos Elaborado por: Alfredo Obando 95 Tabla 4.3b Resultados Obtenidos del V.A.N y T.I.R de los Pozos Propuestos Elaborado por: Alfredo Obando 96 4.2.6 TIEMPO DE RECUPERACIÓN DE LA INVERSIÓN El tiempo de recuperación de la inversión de un proyecto es el tiempo necesario para recuperar la inversión inicial y se lo determina graficando la suma acumulada de flujos netos de caja (∑Fnck) vs. el tiempo (Figuras 4.1a, 4.1b, 4.2a, 4.2b). Figura 4.1a Tiempo de Recuperación de la Inversión Figura 4.1b Tiempo de Recuperación de la Inversión Elaborado por: Alfredo Obando 97 Figura 4.2a Tiempo de Recuperación de la Inversión Figura 4.2b Tiempo de Recuperación de la Inversión Elaborado por: Alfredo Obando 98 A continuación se detalla el cronograma de perforación con una torre para el Campo Parahuacu (Tabla 4.4). Tabla 4.4 Cronograma de Perforación con una Torre SUBGERENCIA DE EXPLORACIÓN Y DESARROLLO CRONOGRAMA DE PERFORACIÓN PARA EL AÑO 2008 DISTRITO LIBERTADOR ESCENARIO ero 1 ESCENARIO 2do ENE. FEB. MAR. PRH 10 PRH 11 PRH 12 300 BPPD 400 BPPD 525 BPPD 700 BPPD 480 BPPD 640 BPPD ABR. PRH 13 540 BPPD 720 BPPD MAY. JUN. JUL. AGO. SEP. OCT. NOV. DIC. Elaborado por: Alfredo Obando Para poder resolver el perfil de producción del campo con los pozos adicionales se utilizo el historial de producción del campo (Anexo 14.) Tabla 4.5a Perfil de Producción del Campo Parahuacu con los Pozos Adicionales PARAHUACU Declinación Anual: 15.56% A.e Declinación Mensual: 1.2966% A.e Fecha de Producción: 1/04/20074 Mes Proyección de Petróleo Condicciones Actuales 01/04/2007* 01/12/2007 01/01/2008 01/02/2008 01/03/2008 01/04/2008 01/05/2008 01/06/2008 01/07/2008 01/08/2008 01/09/2008 01/10/2008 01/11/2008 10/12/2008 01/12/2008 01/01/2009 01/01/2009 01/02/2009 01/03/2009 01/04/2009 01/05/2009 01/06/2009 01/07/2009 01/08/2009 01/09/2009 01/10/2009 01/11/2009 01/12/2009 (BPPD) 2,257* 2,034.61 2,008.40 1,982.53 1,956.99 1,931.78 1,906.89 1,882.33 1,858.08 1,834.14 1,810.52 1,787.19 1,764.17 1,741.44 1,719.01 1,696.86 1,675 1,653.43 1,632.13 1,611.10 1,590.35 1,569.86 1,549.63 1,529.67 1,509.97 1,490.51 1,471.31 1,452.36 Proyeccion de Petróleo con 4 pozos a Perforar Proyección de Agua a Condiciones Actuales Proyección de Agua con 4 Pozos a Perforar Producción Mensual de Petroleo con 4 Pozos Producción Mensual de Agua con 4 Pozos (BPPD) 2,257* 2,034.61 2,008.40 2,282.53 2,807.53 3,287.53 3,827.53 3,778.22 3,729.55 3,681.51 3,634.08 3,587.26 3,541.05 3,495.43 3,450.41 3,405.96 3,362.08 3,318.77 3,276.01 3,233.81 3,192.15 3,151.03 3,110.44 3,070.37 3,030.81 2,991.77 2,953.23 2,915.19 (BAPD) 163* 146.94 145.04 143.17 141.33 139.51 137.71 135.94 134.19 132.46 130.75 129.07 127.40 125.76 124.14 122.54 120.96 119.41 117.87 116.35 114.85 113.37 111.91 110.47 109.04 107.64 106.25 104.88 (BAPD) 163* 146.94 145.04 190.70 199.33 207.08 216.06 213.28 210.53 207.82 205.14 202.50 199.89 197.32 194.78 192.27 189.79 187.34 184.93 182.55 180.20 177.88 175.58 173.32 171.09 168.89 166.71 164.56 (Bls) 67,700* 61,029.55 60,243.35 68,476.06 84,226.06 98,626.06 114,826.06 113,346.84 111,886.67 110,445.31 109,022.52 107,618.06 106,231.69 104,863.18 103,512.30 102,178.82 100,862.53 99,563.18 98,280.58 97,014.50 95,764.73 94,531.06 93,313.28 92,111.19 90,924.59 89,753.27 88,597.04 87,455.71 (Bls) 4,900* 4,417.20 4,360.30 5,720.92 5,979.87 6,212.53 6,481.91 6,398.41 6,315.98 6,234.62 6,154.30 6,075.02 5,996.76 5,919.51 5,843.25 5,767.98 5,693.67 5,620.33 5,547.92 5,476.45 5,405.90 5,336.26 5,267.52 5,199.66 5,132.68 5,066.56 5,001.29 4,936.86 Elaborado por: Alfredo Obando 4 * Valores Tomados del Anexo 14 99 Tabla 4.5b Perfil de Producción del Campo Parahuacu con los Pozos Adicionales PARAHUACU Declinación Anual: 15.56% A.e Declinación Mensual: 1.2966% A.e Fecha de Producción: 1/04/20075 Mes Proyección Proyeccion de Petróleo de Petróleo Condicciones con 3 pozos Actuales a Perforar (BPPD) (BPPD) 01/04/2007* 2257* 2257* 01/12/2007 2,034.61 2,034.61 01/01/2008 2,008.40 2,008.40 01/02/2008 1,982.53 2,382.54 01/03/2008 1,956.99 3,082.54 01/04/2008 1,931.78 3,722.54 01/05/2008 1,906.89 4,442.54 01/06/2008 1,882.33 4,385.31 01/07/2008 1,858.08 4,328.81 01/08/2008 1,834.14 4,273.05 01/09/2008 1,810.52 4,218.00 01/10/2008 1,787.19 4,163.66 01/11/2008 1,764.17 4,110.03 10/12/2008 1,741.44 4,057.08 01/12/2008 1,719.01 4,004.81 01/01/2009 1,696.86 3,953.22 01/01/2009 1,675 3,902.30 01/02/2009 1,653.43 3,852.03 01/03/2009 1,632.13 3,802.40 01/04/2009 1,611.10 3,753.42 01/05/2009 1,590.35 3,705.07 01/06/2009 1,569.86 3,657.34 01/07/2009 1,549.63 3,610.22 01/08/2009 1,529.67 3,563.71 01/09/2009 1,509.97 3,517.81 01/10/2009 1,490.51 3,472.49 01/11/2009 1,471.31 3,427.75 01/12/2009 1,452.36 3,383.60 Elaborado por: Alfredo Obando 5 * Valores Tomados del Anexo 14 Proyección de Agua a Condiciones Actuales (BAPD) 163* 146.94 145.04 143.17 141.33 139.51 137.71 135.94 134.19 132.46 130.75 129.07 127.40 125.76 124.14 122.54 120.96 119.41 117.87 116.35 114.85 113.37 111.91 110.47 109.04 107.64 106.25 104.88 Proyección de Agua con 3 Pozos a Perforar (BAPD) 163* 146.94 145.04 192.70 204.83 215.78 228.36 225.42 222.52 219.65 216.82 214.03 211.27 208.55 205.86 203.21 200.59 198.01 195.46 192.94 190.45 188.00 185.58 183.19 180.83 178.50 176.20 173.93 Producción Mensual de Petroleo con 3 Pozos Producción Mensual de Agua con 3 Pozos (Bls) 67700* 61,029.55 60,243.35 71,476.06 92,476.06 111,676.06 133,276.06 131,559.16 129,864.37 128,191.42 126,540.02 124,909.89 123,300.77 121,712.37 120,144.43 118,596.69 117,068.90 115,560.78 114,072.09 112,602.58 111,152.00 109,720.10 108,306.66 106,911.42 105,534.15 104,174.63 102,832.62 101,507.90 (Bls) 4900* 4,417.20 4,360.30 5,78092 6,144.87 6,473.53 6,850.91 6,76266 6,675.54 6,589.54 6,504.65 6,420.86 6,338.14 6,256.49 6,175.90 6,096.34 6,017.80 5,940.28 5,863.75 5,788.21 5,713.65 5,640.04 5,567.39 5,495.67 5,424.87 5,354.99 5,286.00 5,217.90 100 CAPÍTULO 5 5 CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES 5.1 CONCLUSIONES • La calidad de la información en el mapa 3D de la parte norte de Parahuacu es buena y permite ver claramente pequeñas fallas secundarias, las cuales han sido prolongadas hacia el sur, donde falta información. • El campo Parahuacu a pesar de no haber sido desarrollado óptimamente, posee una producción promedia de 1600 Bls de petróleo diarios cuya producción proviene de 6 pozos con un promedio de 30 grado API y un corte de agua de 1.5%. • Con la perforación de 4 pozos de desarrollo en el campo Parahuacu se espera incrementar la producción en aproximadamente 1800 Bls de petróleo por día. • Las reservas totales originales esperadas de los diferentes pozos propuestos son de 3,904,984.80 de Bls de petróleo. • Se verificó la confiabilidad de los métodos volumétrico y curvas de declinación para el cálculo de reservas, puesto que presentan resultados con una diferencia considerable entre ellos, esto se debe a que cada método tiene diferentes bases para realizar dicho cálculo; y, se demostró que aún existen reservas que pueden ser drenadas con la perforación de nuevos pozos de desarrollo. • El método volumétrico se basa en un modelo uniforme y constante suceso que necesariamente no siempre se cumple, contrario al método 101 por curvas de declinación quien esta basado en un modelo estadístico y probabilístico. • Se observa que la arena de mayor interés del campo es “T” Inferior, ya que presenta un espesor neto de petróleo mayor a las otras arenas, sin embargo, Napo “U” y Basal Tena no pierden importancia ya que también presentan espesores considerable saturados de hidrocarburo. • Mediante el estudio de dos escenarios se determinó la rentabilidad económica de la perforación de los pozos propuestos con un precio por barril de petróleo de 40 y 55 USD para el primer y segundo escenario respectivamente. • Esta rentabilidad es demostrada para los dos escenarios con la obtención de un valor positivo del Valor Actual Neto (VAN 17,964,294 y 46,550,587) y un valor mayor al 12.00% (Tasa de Actualización de la empresa) de la Tasa Interna de Retorno (TIR 12.04% y 25.74%) y un Cash Flow de (17,964,294 USD y 46,550,587 USD) respectivamente. • Es importante destacar que el presente proyecto se lo realizo para ubicar pozos de desarrollo verticales, pero una variante acertada podría ser la perforación de pozos de desarrollo direccionales los cuales saldrían de plataformas cercanas a las coordenadas dadas para los pozos verticales. 102 5.2 RECOMENDACIONES • Para realizar los trabajos de perforación se debe asegurar que el taladro contratado cumpla con los requerimientos necesarios para llevar a cabo la perforación del pozo. Se debe utilizar taladros estrictamente de perforación para garantizar la potencia requerida durante las operaciones. • Realizar pruebas de restauración de presión, tomar muestras de cores y correr registros eléctricos y realizar pruebas PVT para así poder tener una información mas acertada de la petrofísica y propiedades de los fluidos presentes en el campo. • Probar las arenas Napo “U” inferior y Basal Tena en los pozos propuestos, puesto que mediante el método volumétrico se determinó la existencia de reservas que no han sido drenadas, además por estar ubicados en la parte más alta del anticlinal. • Actualizar los mapas estructurales y de isohidrocarburos luego de la perforación de los nuevos pozos de desarrollo ya que se obtendrán datos petrofísicos y áreas de drenaje reales, y por lo tanto se podrá calcular las verdaderas reservas probadas de dichos pozos. 103 REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS 1. SUBGERENCIA EXPLORACION Y DESARROLLO, ARCHIVO TÉCNICO 2. DAVILA CELSO, CAMPO PARAHUACU ACTUALIZACIÓN DE MAPAS Y CÁLCULO DE VOLÚMENES DE PETRÓLEO INSITU A DICIEMBRE 1997 PETROPRODUCCIÓN. 3. CARRERA OMAR, DAVILA CELSO, CAMPOS ATACAPI-PARAHUACU PROYECTO ALIANZA PARA INCREMENTAR LA PRODUCCIÓN PETROPRODUCCIÓN 2000. 4. CUENCA RIOFRÍO DARÍO JAVIER, ESTUDIO DE LA FACTIBILIDAD DE PERFORACIÓN DE POZOS DE DESARROLLO Y AVANZADA EN LOS CAMPOS ATACAPI-PARAHUACU. 5. TISALEMA MUNGABUSI SEGUNDO SEFARÍN, ESTUDIO TÉCNICO ECONÓMICO PARA LA OPTIMIZACIÓN DE LA PRODUCCIÓN EN LOS CAMPOS ATACAPI-PARAHUACU. 6. PATRICE BABY, MARCO RIVADENEIRA, ROBERTO BARRAGAN, LA CUENCA ORIENTE GELOGÍA Y PETRÓLEO. 7. PIERRE KUMMERT, REINTERPRETACIÓN DE LA ESTRUCTURA Y DE LA DISTRIBUCIÓN DE ARENAS EN LOS CAMPOS PARAHUACU Y GUANTADURENO COMO UN CAMPO UNIFICADO – Junio 2006. 8. PIERRE KUMMERT, ESTUDIO DE UBCACIÓN DE POZOS DE AVANZADA EN EL CAMPO PARAHUACU - Marzo 2007. 9. CRAFT B.C, INGENIEÍA APLICADA DE YACIMIENTOS PETROLÍFEROS. 10. GLOSARIO DE LA INDUSTRIA HIDROCARBURIFERA, REEDICIÓN 2001. 104 11. PROYECTOS DE SIMULACIÓN MATEMÁTICA PARA LOS CAMPOS ATACAPI-PARAHUACU PETROPRODUCCIÓN, PPR-55, PPR-56, PPR62. 12. SCIENTIFIC SOFWARE INTERCOMP. 13. SHLUMBERGER, OIL FIELD MANAGER (O.F.M) – 2005. 14. SHLUMBERGER, INTERACTIVE PETROPHYSIC (I.P). 15. PETROPRODUCCIÓN AS (400). 16. PETROPRODUCCIÓN PRUEBAS COMPLETACIONES REACONDICIONAMIENTOS DE POZOS PETROLÍFEROS. 17. PETROPRODUCCIÓN UNIDAD DE CONTABILIDAD. Y 105 SIGLAS API: American Petroleum Institute BHA: Bottom Hole Assembly Bls: Barriles BAPD: Barriles de Agua por Día BOP: Blow Out Preventer BSW: Basic Sediments and water BFPD: Barriles de Fluido por Día BOPD: Barriles de Petróleo por Día CAL: Caliper CBL: Cement Bond Log CCL: Casing Collar Locator CNL: Compensated Neutron Log CT: Chipped Teeth GR: Gamma Ray GL: Ground Level PDC: Polycystalline Diamond Compact PVT: Presión Volumen Temperatura SP: Spontaneous Potential 106 ANEXO 1 VISUALIZACIÓN ISÓPACA DE LA ARENISCA “T” 107 VISUALIZACIÓN ISÓPACA DE LA ARENISCA “T” INFERIOR Fuente: PETROPRODUCCIÓN Elaborado por: (Scientific Software Intercomp) 108 ANEXO 2 MAPA DE EVALUACIÓN PERSPECTIVA DE LAS ARENAS BASAL TENA, “U” SUPERIOR, “U” INFERIOR, “T” INFERIOR 109 MAPA DE EVALUACIÓN PERSPECTIVA DE BASAL TENA Fuente: PETROPRODUCCIÓN Elaborado por: (Scientific Software Intercomp) 110 MAPA DE EVALUACIÓN PERSPECTIVA DE “U” SUPERIOR Fuente: PETROPRODUCCIÓN Elaborado por: (Scientific Software Intercomp) 111 MAPA DE EVALUACIÓN PERSPECTIVA DE “U” INFERIOR Fuente: PETROPRODUCCIÓN Elaborado por: (Scientific Software Intercomp) 112 MAPA DE EVALUACIÓN PERSPECTIVA DE “T” INFERIOR Fuente: PETROPRODUCCIÓN Elaborado por: (Scientific Software Intercomp) 113 ANEXO 3 TOPES Y BASES 114 TOPES Y BASES DEL POZO PARAHUACU 09 Parahuacu 09 Scale : 1 : 200 DEPTH (9515.FT - 9578.FT) DB : SACHA (95) Topes y Bases 2 DEPTH (FT) 0. GR (GAPI) RHOB (OHMM) 2000. 1.95 AT30 (OHMM) 16. 0.2 SP (US/F) -100. 4 AT90 (MV) 150. 0.2 CALI (IN) 6. 30/08/2007 13:30 3 2.95 NPHI (dec) 2000. 0.45 -0.15 MSFL (OHMM) 100. 0.2 2000. MNOR (OHMM) 20. 0. MINV (OHMM) 20. Tope U inferior 0. Tope U inferior Tope U inferior Tope U inferior 9550 Topes y Bases 2 Scale : 1 : 200 DEPTH DB : SACHA0. (95) (FT) Tope T superior 6. 3 150. 0.2 CALI (IN) Tope T superior 16. 0.2 SP (US/F) -100. 4 Parahuacu 09 GR (GAPI) AT90 (MV) DEPTH (9678.FT - 9780.FT) AT30 (OHMM) Tope T superior RHOB (OHMM) 2000. 1.95 30/08/20072.95 13:30 NPHI (dec) 2000. 0.45 Tope T superior -0.15 MSFL (OHMM) 100. 0.2 2000. MNOR (OHMM) 20. 0. MINV (OHMM) 20. 0. 9700 Tope T inferior Tope T inferior Tope T inferior Tope T inferior 9750 Topes y Bases DEPTH (FT) 0. 2 3 4 GR (GAPI) AT90 (MV) RHOB (OHMM) 150. 0.2 CALI (IN) 6. 2000. 1.95 AT30 (OHMM) 16. 0.2 SP (US/F) -100. 2000. 0.45 MSFL (OHMM) 100. 0.2 MNOR (OHMM) 20. 0. MINV (OHMM) 20. 0. Fuente: PETROPRODUCCIÓN (Interactive Petrophysic) Elaborado por: Alfredo Obando 2.95 NPHI (dec) 2000. -0.15 115 ANEXO 4 POROSIDAD EFECTIVA 116 POROSIDAD EFECTIVA DEL POZO PARAHUACU 09 Parahuacu 09 Scale : 1 : 200 DEPTH (9515.FT - 9578.FT) DB : SACHA (95) Topes y Bases 2 GammaRay DEPTH (FT) 0. Porosity Input GR (GAPI) 150. 0.6 Resistivity NPHI (dec) AT90 (MV) 0. 0.2 RHOB (OHMM) 1.7 MSFL (OHMM) 2.7 0.2 Salinity Matrix 30/08/2007 13:23 Logic RWAPP (OHMM) RHOMA (gm/cc) 20. 0.01 1. 2.5 3. BH logic 1. RMFAPP (OHMM) DTMA (uSec/ft) 20. 0.01 1. 30. 80. Hyd NC 1. RHOHY (gm/cc) 0. 1. Por Clip Saturation Porosity SWU (Dec) Lithology PHIT (Dec) 0. 0.5 SXOU (Dec) VWCL (Dec) 0. 0. PHIE (Dec) 1. PHIE (Dec) Por > 0 0. 0.5 0. 1. BVWSXO (Dec) 0.5 0. 0. BVW (Dec) 0.5 0. Sand Sxo Lim Gas Shale Neu Phi Oil Silt Den Phi Movable Hyd Sandstone Sat NC Water DTLN (uSec/ft) 140. 40. PEF (G/C3) 0. 20. 0. VSILT (Dec) 1. Clay Porosity PhiSw Phi/Vcl Tope U Tope inferior U1inferior Tope U inferior 9550 Tope U inferior Tope U inferior Tope U inferior Resistivity Salinity Tope U inferiorTope U inferiorTope U inferior Tope U inferior Tope U inferior Porosity Lithology 2 3 Topes y Bases 2 GammaRay Porosity Input Scale : 1 : 200 DEPTH GR (GAPI) DB : SACHA (95) 0. 150. 0.6 (FT) 4 AT90 (MV) Matrix Logic Saturation Parahuacu 09 RWAPP (OHMM) RHOMA (gm/cc) SWU (Dec) PHIT (Dec) VWCL (Dec) 30/08/2007 13:23 DEPTH (9678.FT 20. 0.01 1. 2.5- 9780.FT) 3. BH logic 1. 0. 0.5 0. 0. 1. RHOB (OHMM) MSFL (OHMM) RMFAPP (OHMM) DTMA (uSec/ft) SXOU (Dec) PHIE (Dec) PHIE (Dec) Hyd NC Tope T Tope superior T3 superior Tope T superior 1.7 Tope T superior Tope T superior Tope T superior Tope T superior Tope T superior Tope T superior Tope T superior Tope T superior0. 2.7 0.2 20. 0.01 1. 30. 80. 1. 0. 0.5 0. 1. DTLN (uSec/ft) RHOHY (gm/cc) BVWSXO (Dec) VSILT (Dec) 140. 40. 0. 1. Por Clip 0.5 0. 0. 1. PEF (G/C3) BVW (Dec) Por > 0 Clay 0. 20. 0.5 0. 9700 NPHI (dec) 0. 0.2 Sand Sxo Lim Gas Shale Neu Phi Oil Porosity Silt Den Phi Movable Hyd Sandstone Sat NC Water PhiSw Tope TTope inferior T inferior Tope T inferior 9750 Tope T inferior Tope T inferior Resistivity Salinity Tope T inferiorTopePhi/Vcl T inferiorTope T inferior Tope T inferior Tope T inferior 5 Topes y Bases 2 GammaRay DEPTH (FT) Tope T inferior 0. Porosity Input GR (GAPI) 150. 0.6 NPHI (dec) Matrix Logic AT90 (MV) RWAPP (OHMM) RHOMA (gm/cc) 20. 0.01 1. 2.5 3. BH logic 1. RHOB (OHMM) MSFL (OHMM) RMFAPP (OHMM) DTMA (uSec/ft) 1.7 2.7 0.2 20. 0.01 1. 30. 80. Hyd NC 1. DTLN (uSec/ft) RHOHY (gm/cc) 140. 40. 0. 1. Por Clip PEF (G/C3) Por > 0 0. 20. Saturation Porosity SWU (Dec) 0. 0.2 SXOU (Dec) Lithology PHIT (Dec) 0. 0.5 VWCL (Dec) 0. 0. 1. PHIE (Dec) 0. 0.5 0. 1. BVWSXO (Dec) 0.5 0. 0. BVW (Dec) 0.5 0. PHIE (Dec) VSILT (Dec) Porosity 0. 1. Clay Sand Sxo Lim Gas Shale Neu Phi Oil Silt Den Phi Movable Hyd Sandstone Sat NC Water PhiSw Phi/Vcl Fuente: PETROPRODUCCIÓN (Interactive Petrophysic) Elaborado por: Alfredo Obando 117 ANEXO 5 ÍNDICE DE ARCILLOSIDAD 118 ÍNDICE DE ARCILLOSIDAD DEL POZO PARAHUACU 09 Parahuacu 09 Scale : 1 : 200 DEPTH (9515.FT - 9578.FT) DB : SACHA (95) Topes y Bases 2 DEPTH (FT) 3 GR (GAPI) 0. 30/08/2007 13:26 4 5 NPHI (dec) 600. 0.6 VCLGR (Dec) 0. 0. RHOB (OHMM) 1.7 1. VCLND (Dec) 2.7 0. 1. VCLAV (Dec) 0. Tope U Tope inferior U1inferior 9550 Tope U inferior Tope U inferior 1. Tope U inferior 2 3 Topes y Bases 2 Scale : 1 : 200 DEPTH DB : SACHA (95) 0. (FT) Tope T Tope superior T3 superior 3 GR (GAPI) Tope T superior 4 5 Parahuacu 09 NPHI (dec) DEP0.6 TH (9678.FT - 9780.FT) 600. RHOB (OHMM) Tope T superior 1.7 VCLGR (Dec) 0. 0. 30/08/2007 13:26 1. VCLND (Dec) 2.7 0. Tope T superior 1. VCLAV (Dec) 0. 9700 4 Tope TTope inferior T inferior 9750 Tope T inferior Tope T inferior Tope T inferior 5 Topes y Bases 2 DEPTH (FT) 1. 0. 3 4 5 GR (GAPI) NPHI (dec) VCLGR (Dec) 600. 0.6 0. 0. RHOB (OHMM) 1.7 1. VCLND (Dec) 2.7 0. 1. VCLAV (Dec) 0. Fuente: PETROPRODUCCIÓN (Interactive Petrophysic) Elaborado por: Alfredo Obando 1. 119 INDICE DE ARCILLOSIDAD DE “U” INFERIOR Fuente: PETROPRODUCCIÓN (Interactive Petrophysic) Elaborado por: Alfredo Obando 120 INDICE DE ARCILLOSIDAD DE “T” SUPERIOR Fuente: PETROPRODUCCIÓN (Interactive Petrophysic) Elaborado por: Alfredo Obando 121 INDICE DE ARCILLOSIDAD DE “T” INFERIOR Fuente: PETROPRODUCCIÓN (Interactive Petrophysic) Elaborado por: Alfredo Obando 122 ANEXO 6 INTERVALO Y ESPESORES NETO DE PETRÓLEO 123 INTERVALO Y ESPESORES NETO DE PETRÓLEO DEL POZO PARAHUACU 09 Parahuacu 09 Scale : 1 : 200 DEPTH (9515.FT - 9578.FT) DB : SACHA (95) Topes y Bases 2 DEPTH (FT) GammaRay Porosity GR (GAPI) 0. PHIE (Dec) 150. 0.5 Tope U Tope inferior U1inferiorTope U inferior 9550 Scale : 1 : 200 DEPTH DB : SACHA (95) 0. (FT) GammaRay 150. 0.5 VWCL (Dec) 0. 0. 1. Reservoir Flag Reservoir Flag Pay Flag Pay Flag Pay Flag Tope U inferior Tope U inferior Tope U inferior Porosity Water Saturation Clay Volume PHIE (Dec) DEPTH (9678.FT - 9780.FT) 0. 1. SW (Dec) VWCL (Dec) 0. 0. 30/08/2007 13:31 1. Reservoir Flag Tope T superior Reservoir Flag Tope T superior Reservoir Flag Tope T superior Pay Flag Pay Flag Pay Flag Tope T inferior Tope T inferior Tope T inferior GammaRay Porosity Water Saturation Clay Volume GR (GAPI) PHIE (Dec) SW (Dec) 4 Tope TTope inferior T inferiorTope T inferior 5 Topes y Bases 2 DEPTH (FT) SW (Dec) 0. 1. Reservoir Flag Parahuacu 09 GR (GAPI) Tope Tope T superior T3 superior Tope T superior 9750 Clay Volume 2 3 Topes y Bases 2 9700 30/08/2007 13:31 Water Saturation 0. 150. 0.5 0. 1. VWCL (Dec) 0. 0. 1. Reservoir Flag Reservoir Flag Reservoir Flag Pay Flag Pay Flag Pay Flag Fuente: PETROPRODUCCIÓN (Interactive Petrophysic) Elaborado por: Alfredo Obando 124 ANEXO 7 CÁLCULO DE RESERVAS POR EL MÉTODO DE CURVA DE DECLINACIÓN 125 CÁLCULO DE RESERVAS POR EL MÉTODO DE CURVA DE DECLINACIÓN DEL POZO PARAHUACU 01. Fuente: PETROPRODUCCIÓN (Oil Field Manager) Elaborado por: Alfredo Obando 126 CÁLCULO DE RESERVAS POR EL MÉTODO DE CURVA DE DECLINACIÓN DEL POZO PARAHUACU 03. Fuente: PETROPRODUCCIÓN (Oil Field Manager) Elaborado por: Alfredo Obando 127 CÁLCULO DE RESERVAS POR EL MÉTODO DE CURVA DE DECLINACIÓN DEL POZO PARAHUACU 03B. Fuente: PETROPRODUCCIÓN (Oil Field Manager) Elaborado por: Alfredo Obando 128 CÁLCULO DE RESERVAS POR EL MÉTODO DE CURVA DE DECLINACIÓN DEL POZO PARAHUACU 04. Fuente: PETROPRODUCCIÓN (Oil Field Manager) Elaborado por: Alfredo Obando 129 CÁLCULO DE RESERVAS POR EL MÉTODO DE CURVA DE DECLINACIÓN DEL POZO PARAHUACU 05. Fuente: PETROPRODUCCIÓN (Oil Field Manager) Elaborado por: Alfredo Obando 130 ANEXO 8 HISTORICO DE PRODUCCIÓN Y PRODUCCIÓN ACUMULADA DEL CAMPO PARAHUACU 131 HISTÓRICO DE PRODUCCIÓN DEL CAMPO PARAHUACU. Fuente: PETROPRODUCCIÓN (Oil Field Manager) Elaborado por: Alfredo Obando 132 PRODUCCIÓN ACUMULADA Y CORTE DE AGUA DEL CAMPO PARAHUACU. Fuente: PETROPRODUCCIÓN (Oil Field Manager) Elaborado por: Alfredo Obando 133 ANEXO 9 HISTORIAL DE PRODUCCIÓN POR POZO DEL CAMPO PARAHUACU 134 HISTORIAL DE PRODUCCIÓN DEL POZO PARAHUACU 01 HISTORIAL DE PRODUCCIÓN DEL POZO PARAHUACU 02 135 HISTORIAL DE PRODUCCIÓN DEL POZO PARAHUACU 03 HISTORIAL DE PRODUCCIÓN DEL POZO PARAHUACU 03B 136 HISTORIAL DE PRODUCCIÓN DEL POZO PARAHUACU 04 HISTORIAL DE PRODUCCIÓN DEL POZO PARAHUACU 05 137 HISTORIAL DE PRODUCCIÓN DEL POZO PARAHUACU 07 HISTORIAL DE PRODUCCIÓN DEL POZO PARAHUACU 08 138 HISTORIAL DE PRODUCCIÓN DEL POZO PARAHUACU 09 Fuente: OIL FILE MANAGER Elaborado por: Alfredo Obando 139 ANEXO 10 MAPA ESTRUCTURAL DE LA ARENISCA “T” INFERIOR 140 MAPA ESTRUCTURAL DE “T” INFERIOR Fuente: PETROPRODUCCIÓN 141 ANEXO 11 CORTE ESTRUCTURAL ENTRE POZOS DEL CAMPO PARAHUACU 142 CORTE ESTRUCTURAL ENTRE POZOS DEL CAMPO PARAHUACU P ar ahuacu 8500. D FT - 9848. 04 P ar ahuac u ( DE P TH) CA LI ( IN) 6. 16. SP ( M V) - 200. 0. 8800. RHOB 1.95 - 9877. 09 P ar ahuac u ( DE P TH) 8800. - 9997. 03B P ar ahuac u ( DE P T H) 8750. - 9829.5 03 P ar ahuac u ( DE P TH) 8800. - 9990. 08 P ar ahuacu ( DE P T H) 8650. - 10169.5 01 P ar ahuac u ( DE P TH) 8750. - 9949.5 07 P ar ahuacu ( DE P TH) 8700. - 9740.5 02 ( DE P TH) ( G/C3) 2.95 A r enisc a Costr a Was hout 8520 8560 8600 D FT CA LI ( IN) 6. 16. SP ( MV ) - 200. 0. M INV 20. 0. M NOR 20. 0. 0.45 NP HI ( %) - 0.15 A r enis c a K Costr a 8640 Was hout D FT 8680 CA LI ( IN) 6. 16. SP ( M V) - 200. 0. M INV 20. 0. MNOR 20. 0. 8680 RHOB 1.95 ( G/C3) 2.95 A r enisc a K Costr a Was hout To p e D F T 8720 CA LI ( I N) 6. 16. SP ( MV ) - 200. 0. M INV 20. 0. M NOR 20. 0. RHOB 1.95 ( G/C3) 2.95 D F T A r enis c a 8720 CA LI ( I N) 6. 16. SP ( US/F) - 200. 0. M INV 20. 0. M NOR 20. 0. K Cos tr a CA LI ( I N) 6. 16. SP ( US/F) - 200. 0. M I NV 20. 0. M NOR 20. 0. MSF L 0.2 ( OHMM ) 2000. RHOB ( OHM M ) 1.95 2.95 NP HI ( % ) 0.45 - 0.15 DT LF ( US/F ) 140. 40. DT LN ( uSec/f t) 140. 40. K D FT CA LI ( IN) 6. 16. SP ( M V) - 200. 0. MI NV 20. 0. MNOR 20. 0. A r enis c a K Cos tr a Cos tr a Washout Was hout M SFL ( OHM M) 0.2 2000. A F10 ( OHM M ) 0.2 2000. A F20 ( OHM M ) 0.2 2000. A F30 ( OHM M ) 0.2 2000. A F60 ( OHM M ) 0.2 2000. A F90 () 0.2 2000. A FRT ( OHM M) 0.2 2000. RHOB ( US/F) 1.95 2.95 NP HI ( % ) 0.45 - 0.15 DTLF ( OHM M ) 140. 40. DTLN ( US/F) 140. 40. CA LI ( I N) 6. 16. SP ( US/F) - 200. 0. M I NV 20. 0. M NOR 20. 0. MSF L 0.2 ( OHMM ) 2000. To p e RHOB ( OHMM ) 1.95 2.95 NP HI ( % ) - 0.15 Ba To s p a e l 8760 Ba Te n s al Te To na pe Ba s a l Te n aTo p e Bas al Te n a 8760 8760 0.45 A r enis ca K Cos tr a Washout 8800 8800 8840 8840 8840 8840 8840 8840 8840 8840 8880 8880 8880 8880 8880 8880 8880 8880 8920 8920 8920 8920 8920 8920 8920 8920 8960 8960 8960 8960 8960 8960 8960 8960 9000 9000 9000 9000 9000 9000 9000 9000 9040 9040 9040 9040 9040 9040 9040 9040 9080 9080 9080 9080 9080 9080 9080 9080 9120 9120 9120 9120 9120 9120 9120 9120 9160 9160 9160 9160 9160 9160 9160 9160 9200 9200 9200 9200 9200 9200 9200 9200 9240 9240 9240 9240 9240 9240 9240 9240 9280 9280 9280 9280 9280 9280 9280 9320 9320 9320 9320 9320 9320 9320 To p e 8800 Ba To s p a e l Ba Te n s al Te To na pe Ba s a l Te n aTo p e Ba s a l Te n a To p e Ba To s p a e l B Te an s al Te To na pe Bas al Te n aTo p e Bas al 8800 Te n a To p e Ba s a l Te n aTo p e Ba s a l Ba To s p a e l Ba Te n s al Te To na pe Ba s a l Te n aTo p e Ba s a l Te n a Te n a To p e To p e Ba To s p a e l B Te as nal Te To na pe Bas al Te n aTo p e Bas al B To as p a e l Ba Te n s al Te To na pe Bas al Te n aTo p e Ba s a l Te n a Te n a 9280 9320 To p e 9360 9360 9360 9360 9360 9360 U To sp u e pe U ris ou r per To io r pe 9400 9400 9400 9400 9400 9400 9400 To p e 9440 9440 9440 9440 To p e U To sp u e pe U ris ou r p e ri To or pe U s u p e ri o r To p e U 9440 U s u p e ri o r To p e U To p e To p e U To s p u e pe U ris ou r p e ri To or pe U s u p e ri o r To p e U U To s p u e pe U ris ou r p e ri To or pe U s u p e ri o r To p e U s u p e ri o r To p e U To s p u e pe U ris ou r p e ri To or pe U s u p e ri o r To p e U s u p e r io r To p e U s u p e ri o r 9480 To p e 9480 U To m pe ed U i am e d ia To p e U 9480 m edia To p e U m edia U m edia To p e U U To m pe ed U iam e d i a To p e U m edia To p e U m edia m edia To p e in fe ri o r To p e U U To m pe ed U i am e d i a To p e U m edia To p e U U To in p fe e ri U or i n fe ri o To r pe 9520 U To in p fe e ri U oi rn fe ri o To r pe U i n fe ri o r To p e U i n fe ri o r To p e U i n fe ri o r To p e U i n fe ri o r To p e U s u p e ri o r To p e U U i n fe r io r To p e U U U m edia i n fe ri o r To p e To p e U U To p e U U m edia i n fe ri o r To p e To p e U U U To in p fe e ri U or i n fe ri o To r pe 9600 9600 9600 9600 9600 9600 9600 To p e 9640 9640 9640 T To s u pp ee T ris ou r peri To o rp e To p e T T To 968 s p ue p 0e T ris ou r p e ri To o rp e T s u p e ri o r To p e T s u p e r io r T To s u pp ee T ris ou r p e ri To o rp e 9680 T s uperior To p e T s u p e ri o r To p e T s u p e r io r To p e i n fe ri o r To p e U i n fe ri o r 9480 9520 T in fe r io r To p e T T To s u pp ee T r is ou r p e ri To orpe T s u p e r io r To p e T To p e T i n fe r io r To p e T in fe ri o r 9560 T s u p e ri o r To p e 9680 9680 s u p e ri o r To p e T s u p e ri o r To p e T To in p fe eri T or i n fe ri o To r pe T i n fe ri o r To p e 9640 T To in p fe eri T or i n fe ri o To r pe T i n fe ri o r To p e T in fe r io r T To s u pp ee T ris ou r p e ri To o rp e T s u p e ri o r To p e T 9680 9680 9720 T To in p fe eri T or i n fe ri o To r pe T i n fe ri o r To p e T 9720 9720 s u p e ri o r i n fe r io r 9720 9720 9760 9760 9720 9760 9760 9800 9800 9800 9800 9840 9840 9840 9880 9880 9880 9880 9920 9920 9920 9920 9960 9960 9960 i n fe ri o r To p e 9760 9760 9800 9800 9800 9840 9840 9840 To p e 9760 T To in p fe eri T or i n fe ri o To r pe T i n fe ri o r To p e T i n fe ri o r T To in p fe eri T or i n fe ri o To r pe T i n fe ri o r To p e T i n fe ri o r 10000 10040 10080 10120 10160 P ar ahuacu 8500. - 9848. 04 ( DE P TH) P ar ahuac u 8800. - 9877. 09 ( DE P TH) P ar ahuac u 8800. - 9997. 03B ( DE P T H) Fuente: PETROPRODUCCIÓN (Interactive Petrophysic) Elaborado por: Alfredo Obando P ar ahuac u 8750. - 9829.5 03 ( DE P TH) P ar ahuac u 8800. - 9990. 08 ( DE P T H) P ar ahuacu 8650. - 10169.5 01 ( DE P TH) T s u p e ri o r 9600 T 9640 i n fe ri o r T To s u pp ee T ris ou r p e ri To o rp e s u p e ri o r To p e T To 972 in p fe 0 eri T o in r fe r io To r pe To p e T To s u pp ee T ris ou r p e ri To o rp e 9640 T To in p fe eri T or in fe ri o To r pe To p e To p e To p e T U s u p e ri o r 9680 s u p e ri o r 9720 T 9640 9640 To p e To p e 9680 To p e m edia i n fe ri o r m edia m edia 9560 To p e U i n fe ri o r 9560 i n fe ri o r To p e 9520 U To in p fe e ri U or i n fe ri o To r pe 9560 s u p e ri o r m e d ia 9480 U To m pe ed U i am e d i a To p e 9520 To p e 9560 T U m edia i n fe ri o r 9520 in fe ri o r 9560 T s u p e ri o r U U s u p e ri o r 9480 U To m pe ed U iam e d i a To p e U To in p fe e ri U or i n fe ri o To r pe 9520 U To in p fe e ri U or i n fe r io To r pe 9560 s Tu s p u e p ri e o ri r To o rp e U To p e To p e 9440 U To m pe ed U i am e d ia To p e 9560 To p To ep T ei n T fe in ri fe o ri r o To r pe To p e i n fe ri o r To p e To To pe pe T m edia i n fe ri o r m edia To p e 9520 U U To sp u e pe U r io s u r p e ri To or pe 9480 To p e To p e i U n fi e n ri fe ori r o To r pe U s u p e r io r To p e U 9520 ToTo p ep U e U To in p f e er U io r i n fe ri o To r pe s u p e ri o r To p e To p e 9480 To p To ep U e m Ue m de ia dia To p e s u p e r io r U s u p e ri o r 9440 s u p e ri o r U To m pe ed U i am e d i a To p e 9400 U To sp u e pe U ris ou r p e ri To or pe To p e 9440 U 9360 9360 To p e To To pe pe UU s u sp u e p ri e o r To io r r pe Te n a Washout D FT 8760 A r enis ca 8800 To To pp ee B Ba a ss aa l l Te Te To nn aa pe Ba s a l 8720 A r enis c a Cos tr a Was hout D F T 8760 RHOB ( OHM M ) 1.95 2.95 NP HI ( % ) 0.45 - 0.15 DT LF ( US/F) 140. 40. DTLN ( US/F) 140. 40. K P ar ahuac u 8750. - 9949.5 07 ( DE P TH) P ar ahuacu 8700. - 9740.5 02 ( DE P TH) T i n fe ri o r 143 CORTE ESTRUCTURAL ENTRE POZOS DEL CAMPO PARAHUACU Fuente: ESTUDIO DE UBICACIÓN DE POZOS DE AVANZADA EN EL CAMPO PARAHUACU (UNIDAD DE YACIMIENTOS PETROPRODUCCIÓN 2007) Elaborado por: ING. PIERRE KUMMERT 144 ANEXO 12 MAPA DE CARRETERAS DEL CAMPO PARAHUACU 145 MAPA DE CARRETERA Y DE LA ESTACIÓN DE PRODUCCIÓN DEL CAMPO PARAHUACU Fuente: DEPARTAMENTO DE INGENIERIA CIVIL PETROPRODUCCIÓN 146 ANEXO 13 DECLINACIÓN DEL CAMPO PARAHUACU 147 DECLINACIÓN DEL CAMPO PARAHUACU Fuente: OIL FILE MANAGER Elaborado por: Alfredo Obando 148 ANEXO 14 HISTORIAL DE PRODUCCIÓN DEL CAMPO PARAHUACU 149 HISTORIAL DE PRODUCCIÓN DEL CAMPO PARAHUACU Fecha 01/12/1978 01/01/1979 01/02/1979 01/03/1979 01/04/1979 01/05/1979 01/06/1979 01/07/1979 01/08/1979 01/09/1979 01/10/1979 01/11/1979 01/12/1979 01/01/1980 01/02/1980 01/03/1980 01/04/1980 01/05/1980 01/06/1980 01/07/1980 01/08/1980 01/09/1980 01/10/1980 01/11/1980 01/12/1980 01/01/1981 01/02/1981 01/03/1981 01/04/1981 01/05/1981 01/06/1981 01/07/1981 01/08/1981 01/09/1981 01/10/1981 01/11/1981 01/12/1981 01/01/1982 01/02/1982 01/03/1982 01/04/1982 Producción Producción de Acumulada Petróleo de Petróleo BPPD MBls 3010 93.3 4015 217.8 3999 329.7 3714 444.9 3438 548.0 3402 653.5 2190 719.2 2154 786.0 2271 856.4 1990 916.1 2226 985.1 2360 1055.9 1874 1113.9 2631 1195.5 2543 1269.2 2181 1336.9 2929 1424.7 2649 1506.9 2072 1569.0 2140 1635.4 2320 1707.3 2059 1769.0 2078 1833.5 1945 1891.8 2663 1974.4 2735 2059.1 2473 2128.4 2286 2199.3 2407 2271.5 2144 2337.9 2205 2404.1 2175 2471.5 2448 2547.4 2186 2613.0 2166 2680.1 2126 2743.9 1731 2797.6 1885 2856.0 2039 2913.1 2038 2976.2 2270 3044.3 Producción Producción de Agua Acumulada de Agua BAPD 27 30 33 41 36 29 19 23 22 23 17 18 8 22 22 21 70 50 13 15 24 23 30 10 19 23 21 10 8 7 13 14 13 11 14 15 14 12 9 6 12 MBls 0.8 1.8 2.7 3.9 5.0 5.9 6.5 7.2 7.9 8.6 9.1 9.6 9.9 10.6 11.2 11.9 14.0 15.5 15.9 16.4 17.1 17.8 18.7 19.0 19.6 20.3 20.9 21.2 21.4 21.6 22.0 22.4 22.8 23.1 23.6 24.0 24.4 24.8 25.1 25.3 25.6 Corte de Agua (%) 0.9 0.7 0.8 1.1 1.0 0.8 0.9 1.1 0.9 1.1 0.8 0.7 0.4 0.8 0.8 0.9 2.3 1.8 0.6 0.7 1.0 1.1 1.4 0.5 0.7 0.8 0.8 0.4 0.3 0.3 0.6 0.6 0.5 0.5 0.6 0.7 0.8 0.6 0.4 0.3 0.5 150 Fecha 01/05/1982 01/06/1982 01/07/1982 01/08/1982 01/09/1982 01/10/1982 01/11/1982 01/12/1982 01/01/1983 01/02/1983 01/03/1983 01/04/1983 01/05/1983 01/06/1983 01/07/1983 01/08/1983 01/09/1983 01/10/1983 01/11/1983 01/12/1983 01/01/1984 01/02/1984 01/03/1984 01/04/1984 01/05/1984 01/06/1984 01/07/1984 01/08/1984 01/09/1984 01/10/1984 01/11/1984 01/12/1984 01/01/1985 01/02/1985 01/03/1985 01/04/1985 01/05/1985 01/06/1985 01/07/1985 01/08/1985 01/09/1985 01/10/1985 01/11/1985 Producción Producción de Acumulada Petróleo de Petróleo BPPD MBls 2185 3112.1 1892 3168.9 2043 3232.2 2834 3320.0 2579 3397.4 2366 3470.7 2008 3531.0 2273 3601.4 2360 3674.6 2401 3741.8 2230 3810.9 1890 3867.6 2483 3944.6 2065 4006.6 1917 4066.0 2292 4137.0 1898 4194.0 1790 4249.5 2217 4316.0 2295 4387.2 2105 4452.4 1924 4508.2 1618 4558.4 1748 4610.8 1943 4671.0 1674 4721.3 2153 4788.0 2284 4858.8 2184 4924.3 1693 4976.8 2269 5044.9 2221 5113.7 1638 5164.5 1910 5218.0 1618 5268.2 1661 5318.0 1586 5367.2 1421 5409.8 1968 5470.8 1798 5526.5 1346 5566.9 1340 5608.4 1182 5643.9 Producción Producción de Agua Acumulada de Agua BAPD 10 9 8 11 14 11 8 12 13 10 11 10 11 13 6 5 6 8 78 99 39 11 10 14 16 17 24 24 21 23 65 29 17 19 12 15 12 13 19 18 9 10 9 MBls 25.9 26.2 26.4 26.8 27.2 27.6 27.8 28.2 28.6 28.9 29.2 29.5 29.9 30.2 30.4 30.6 30.8 31.0 33.4 36.4 37.6 37.9 38.2 38.7 39.1 39.7 40.4 41.1 41.8 42.5 44.5 45.4 45.9 46.4 46.8 47.3 47.6 48.0 48.6 49.2 49.4 49.8 50.0 Corte de Agua (%) 0.4 0.5 0.4 0.4 0.6 0.5 0.4 0.5 0.6 0.4 0.5 0.5 0.4 0.6 0.3 0.2 0.3 0.4 3.4 4.1 1.8 0.5 0.6 0.8 0.8 1.0 1.1 1.0 1.0 1.3 2.8 1.3 1.0 1.0 0.7 0.9 0.8 0.9 1.0 1.0 0.7 0.8 0.8 151 Fecha 01/12/1985 01/01/1986 01/02/1986 01/03/1986 01/04/1986 01/05/1986 01/06/1986 01/07/1986 01/08/1986 01/09/1986 01/10/1986 01/11/1986 01/12/1986 01/01/1987 01/02/1987 01/03/1987 01/04/1987 01/05/1987 01/06/1987 01/07/1987 01/08/1987 01/09/1987 01/10/1987 01/11/1987 01/12/1987 01/01/1988 01/02/1988 01/03/1988 01/04/1988 01/05/1988 01/06/1988 01/07/1988 01/08/1988 01/09/1988 01/10/1988 01/11/1988 01/12/1988 01/01/1989 01/02/1989 01/03/1989 01/04/1989 01/05/1989 01/06/1989 Producción Producción de Acumulada Petróleo de Petróleo BPPD MBls 1033 5675.9 584 5694.0 618 5711.3 142 5715.7 396 5727.6 391 5739.7 469 5753.8 751 5777.0 538 5793.7 541 5809.9 384 5821.8 513 5837.2 510 5853.0 556 5870.3 500 5884.3 47 5885.7 5885.7 10 5886.0 292 5894.8 214 5901.4 472 5916.1 830 5941.0 1257 5979.9 1147 6014.4 717 6036.6 751 6059.8 634 6078.2 428 6091.5 391 6103.2 254 6111.1 534 6127.2 1174 6163.6 1278 6203.2 1226 6239.9 1161 6275.9 1404 6318.0 1262 6357.2 1515 6404.1 1422 6444.0 1314 6484.7 1226 6521.5 977 6551.8 1237 6588.9 Producción Producción de Agua Acumulada de Agua BAPD 5 1 1 0 1 1 2 2 2 1 1 2 2 2 2 0 0 0 0 0 35 151 456 0 41 74 15 6 22 78 92 86 89 88 98 83 76 65 74 82 65 50 MBls 50.2 50.2 50.2 50.3 50.3 50.3 50.4 50.4 50.5 50.5 50.6 50.6 50.7 50.7 50.8 50.8 50.8 50.8 50.8 50.8 50.8 51.9 56.5 70.2 70.2 71.5 73.7 74.1 74.3 75.0 77.3 80.2 82.8 85.5 88.2 91.1 93.7 96.0 97.9 100.2 102.6 104.6 106.2 Corte de Agua (%) 0.5 0.2 0.2 0.0 0.2 0.3 0.4 0.3 0.3 0.2 0.3 0.3 0.3 0.4 0.4 0.1 0.0 0.0 0.0 0.0 4.1 10.7 28.5 0.0 5.2 10.5 3.4 1.4 7.8 12.8 7.2 6.3 6.7 7.1 6.5 6.1 4.8 4.4 5.3 6.3 6.2 3.9 152 Fecha 01/07/1989 01/08/1989 01/09/1989 01/10/1989 01/11/1989 01/12/1989 01/01/1990 01/02/1990 01/03/1990 01/04/1990 01/05/1990 01/06/1990 01/07/1990 01/08/1990 01/09/1990 01/10/1990 01/11/1990 01/12/1990 01/01/1991 01/02/1991 01/03/1991 01/04/1991 01/05/1991 01/06/1991 01/07/1991 01/08/1991 01/09/1991 01/10/1991 01/11/1991 01/12/1991 01/01/1992 01/02/1992 01/03/1992 01/04/1992 01/05/1992 01/06/1992 01/07/1992 01/08/1992 01/09/1992 01/10/1992 01/11/1992 01/12/1992 01/01/1993 Producción Producción de Acumulada Petróleo de Petróleo BPPD MBls 881 6616.2 1055 6648.9 981 6678.4 1096 6712.3 993 6742.1 981 6772.5 935 6801.5 1329 6838.7 1382 6881.6 1193 6917.4 1468 6962.9 1016 6993.4 718 7015.6 1027 7047.4 1069 7079.5 716 7101.7 886 7128.3 946 7157.6 1084 7191.2 949 7217.8 922 7246.4 1030 7277.3 618 7296.4 810 7320.7 841 7346.8 725 7369.3 489 7383.9 143 7388.4 420 7401.0 611 7419.9 960 7449.6 1128 7482.4 877 7509.5 862 7535.4 727 7557.9 908 7585.2 616 7604.3 654 7624.5 1021 7655.2 884 7682.6 808 7706.8 1015 7738.3 1260 7777.4 Producción Producción de Agua Acumulada de Agua BAPD 2 91 98 113 95 85 71 90 71 57 84 10 14 29 2 1 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 1 3 1 5 4 1 1 1 1 0 1 3 2 3 2 1 MBls 106.2 109.0 112.0 115.5 118.3 121.0 123.2 125.7 127.9 129.6 132.2 132.5 132.9 133.8 133.9 133.9 133.9 133.9 133.9 133.9 133.9 133.9 133.9 133.9 133.9 133.9 133.9 134.0 134.1 134.1 134.3 134.4 134.4 134.4 134.5 134.5 134.5 134.5 134.6 134.7 134.7 134.8 134.8 Corte de Agua (%) 0.2 7.9 9.1 9.3 8.8 8.0 7.1 6.3 4.9 4.6 5.4 1.0 1.9 2.7 0.2 0.1 0.1 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.9 0.6 0.2 0.5 0.3 0.2 0.1 0.1 0.1 0.1 0.1 0.3 0.2 0.3 0.2 0.1 153 Fecha 01/02/1993 01/03/1993 01/04/1993 01/05/1993 01/06/1993 01/07/1993 01/08/1993 01/09/1993 01/10/1993 01/11/1993 01/12/1993 01/01/1994 01/02/1994 01/03/1994 01/04/1994 01/05/1994 01/06/1994 01/07/1994 01/08/1994 01/09/1994 01/10/1994 01/11/1994 01/12/1994 01/01/1995 01/02/1995 01/03/1995 01/04/1995 01/05/1995 01/06/1995 01/07/1995 01/08/1995 01/09/1995 01/10/1995 01/11/1995 01/12/1995 01/01/1996 01/02/1996 01/03/1996 01/04/1996 01/05/1996 01/06/1996 01/07/1996 01/08/1996 Producción Producción de Acumulada Petróleo de Petróleo BPPD MBls 900 7802.6 808 7827.6 844 7852.9 532 7869.4 548 7885.9 912 7914.1 960 7943.9 303 7953.0 938 7982.0 471 7996.2 1007 8027.4 968 8057.4 941 8083.7 927 8112.5 920 8140.1 869 8167.0 628 8185.8 535 8202.4 843 8228.6 1072 8260.7 1353 8302.6 1254 8340.3 1155 8376.1 1081 8409.6 1051 8439.0 873 8466.1 970 8495.2 908 8523.3 833 8548.3 675 8569.2 673 8590.1 304 8599.2 303 8608.6 549 8625.1 479 8639.9 309 8649.5 314 8658.6 316 8668.4 317 8677.9 315 8687.7 314 8697.1 565 8714.6 667 8735.3 Producción Producción de Agua Acumulada de Agua BAPD 1 0 0 0 2 3 1 1 1 0 0 0 1 1 1 1 3 2 3 1 6 2 1 2 2 0 1 2 1 1 4 1 0 1 1 1 1 1 1 1 1 6 3 MBls 134.9 134.9 134.9 134.9 135.0 135.0 135.1 135.1 135.1 135.2 135.2 135.2 135.2 135.2 135.3 135.3 135.4 135.5 135.6 135.6 135.8 135.9 135.9 136.0 136.0 136.1 136.1 136.1 136.2 136.2 136.3 136.4 136.4 136.4 136.5 136.5 136.5 136.5 136.5 136.6 136.6 136.8 136.9 Corte de Agua (%) 0.1 0.0 0.0 0.0 0.4 0.3 0.1 0.2 0.1 0.1 0.0 0.0 0.1 0.1 0.2 0.2 0.5 0.3 0.4 0.1 0.4 0.2 0.1 0.2 0.2 0.0 0.1 0.2 0.2 0.1 0.6 0.4 0.1 0.2 0.3 0.2 0.2 0.2 0.2 0.2 0.2 1.1 0.4 154 Fecha 01/09/1996 01/10/1996 01/11/1996 01/12/1996 01/01/1997 01/02/1997 01/03/1997 01/04/1997 01/05/1997 01/06/1997 01/07/1997 01/08/1997 01/09/1997 01/10/1997 01/11/1997 01/12/1997 01/01/1998 01/02/1998 01/03/1998 01/04/1998 01/05/1998 01/06/1998 01/07/1998 01/08/1998 01/09/1998 01/10/1998 01/11/1998 01/12/1998 01/01/1999 01/02/1999 01/03/1999 01/04/1999 01/05/1999 01/06/1999 01/07/1999 01/08/1999 01/09/1999 01/10/1999 01/11/1999 01/12/1999 01/01/2000 01/02/2000 01/03/2000 Producción Producción de Acumulada Petróleo de Petróleo BPPD MBls 787 8758.9 783 8783.1 805 8807.3 720 8829.6 667 8850.3 1042 8879.5 916 8907.9 871 8934.0 1156 8969.8 1229 9006.7 1003 9037.8 906 9065.9 1051 9097.4 1840 9154.4 1851 9210.0 1815 9266.2 2104 9331.5 2328 9396.6 2318 9468.5 2334 9538.5 2267 9608.8 2210 9675.1 2090 9739.9 2088 9804.6 2045 9866.0 2076 9930.3 2046 9991.7 2031 10054.6 1851 10112.0 1745 10160.9 1796 10216.5 1722 10268.2 1515 10315.2 1587 10362.8 1605 10412.5 1486 10458.6 1550 10505.1 1518 10552.2 1563 10599.0 1580 10648.0 1326 10689.1 1184 10723.5 1153 10759.2 Producción Producción de Agua Acumulada de Agua BAPD 6 3 4 6 2 1 2 2 4 6 6 2 21 55 3 4 5 5 4 4 5 3 6 3 6 1 5 7 4 5 5 4 4 7 7 6 8 8 6 9 5 8 7 MBls 137.0 137.1 137.3 137.4 137.5 137.5 137.6 137.7 137.8 138.0 138.1 138.2 138.8 140.5 140.6 140.8 140.9 141.1 141.2 141.3 141.5 141.6 141.8 141.9 142.0 142.1 142.2 142.4 142.6 142.7 142.9 143.0 143.1 143.3 143.5 143.7 144.0 144.2 144.4 144.7 144.8 145.1 145.3 Corte de Agua (%) 0.7 0.4 0.5 0.8 0.3 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.2 2.0 2.9 0.2 0.2 0.3 0.2 0.2 0.2 0.2 0.1 0.3 0.2 0.3 0.1 0.3 0.3 0.2 0.3 0.3 0.2 0.3 0.5 0.4 0.4 0.5 0.5 0.4 0.5 0.4 0.7 0.6 155 Fecha 01/04/2000 01/05/2000 01/06/2000 01/07/2000 01/08/2000 01/09/2000 01/10/2000 01/11/2000 01/12/2000 01/01/2001 01/02/2001 01/03/2001 01/04/2001 01/05/2001 01/06/2001 01/07/2001 01/08/2001 01/09/2001 01/10/2001 01/11/2001 01/12/2001 01/01/2002 01/02/2002 01/03/2002 01/04/2002 01/05/2002 01/06/2002 01/07/2002 01/08/2002 01/09/2002 01/10/2002 01/11/2002 01/12/2002 01/01/2003 01/02/2003 01/03/2003 01/04/2003 01/05/2003 01/06/2003 01/07/2003 01/08/2003 01/09/2003 01/10/2003 Producción Producción de Acumulada Petróleo de Petróleo BPPD MBls 1349 10799.7 1291 10839.7 1311 10879.0 1360 10921.2 1268 10960.5 1240 10997.7 1327 11038.9 1291 11077.6 1082 11111.1 936 11140.2 1347 11177.9 1372 11220.4 1375 11261.6 1580 11310.6 1260 11348.4 1279 11388.1 1295 11428.2 1313 11467.6 1459 11512.8 1324 11552.6 1284 11592.3 1207 11629.8 1371 11668.1 1385 11711.1 1427 11753.9 1409 11797.6 1507 11842.8 1502 11889.3 1731 11943.0 1669 11993.1 1600 12042.7 1580 12090.0 1618 12140.2 1601 12189.8 1474 12231.1 1500 12277.6 1467 12321.6 1422 12365.7 1445 12409.1 1485 12455.1 1437 12499.7 1352 12540.2 1344 12581.9 Producción Producción de Agua Acumulada de Agua BAPD 8 8 10 11 9 10 6 8 6 3 6 7 6 7 4 7 10 5 11 10 12 8 7 8 7 8 6 11 16 11 11 8 10 9 8 10 9 11 11 11 14 16 14 MBls 145.5 145.8 146.1 146.4 146.7 147.0 147.2 147.4 147.6 147.7 147.9 148.1 148.3 148.5 148.6 148.8 149.1 149.3 149.6 149.9 150.3 150.5 150.7 151.0 151.2 151.4 151.6 152.0 152.5 152.8 153.1 153.4 153.7 153.9 154.2 154.5 154.7 155.1 155.4 155.7 156.1 156.6 157.0 Corte de Agua (%) 0.6 0.6 0.8 0.8 0.7 0.8 0.4 0.6 0.6 0.3 0.5 0.5 0.4 0.4 0.3 0.5 0.8 0.4 0.7 0.8 0.9 0.6 0.5 0.6 0.5 0.6 0.4 0.7 0.9 0.6 0.7 0.5 0.6 0.6 0.5 0.6 0.6 0.7 0.7 0.7 0.9 1.2 1.0 156 Fecha 01/11/2003 01/12/2003 01/01/2004 01/02/2004 01/03/2004 01/04/2004 01/05/2004 01/06/2004 01/07/2004 01/08/2004 01/09/2004 01/10/2004 01/11/2004 01/12/2004 01/01/2005 01/02/2005 01/03/2005 01/04/2005 01/05/2005 01/06/2005 01/07/2005 01/08/2005 01/09/2005 01/10/2005 01/11/2005 01/12/2005 01/01/2006 01/02/2006 01/03/2006 01/04/2006 01/05/2006 01/06/2006 01/07/2006 01/08/2006 01/09/2006 01/10/2006 01/11/2006 01/12/2006 01/01/2007 01/02/2007 01/03/2007 01/04/2007 Producción Producción de Acumulada Petróleo de Petróleo BPPD MBls 1324 12621.6 1342 12663.2 1389 12706.3 1277 12743.3 1264 12782.5 1302 12821.6 1452 12866.6 1262 12904.5 1292 12944.5 1306 12985.0 1261 13022.8 1256 13061.8 1160 13096.6 1130 13131.6 1296 13171.8 1687 13219.0 1896 13277.8 1256 13315.5 1973 13376.7 2024 13437.4 2082 13501.9 1826 13558.5 1710 13609.8 2028 13672.7 2021 13733.4 1881 13791.7 1831 13848.4 1948 13903.0 1837 13959.9 1828 14014.8 1426 14059.0 576 14076.2 1698 14128.9 1777 14184.0 1677 14234.3 1725 14287.8 1574 14335.0 1382 14377.9 1286 14417.7 1410 14457.2 1933 14517.1 2257 14584.8 Fuente: PETROPRODUCCIÓN (Oil Field Manager) Producción Producción de Agua Acumulada de Agua BAPD 15 13 22 16 15 14 28 20 22 23 21 29 43 29 46 30 29 123 35 57 40 23 19 20 18 18 17 21 17 17 14 6 35 34 32 33 15 3 5 109 44 163 MBls 157.5 157.9 158.6 159.0 159.5 159.9 160.8 161.4 162.1 162.8 163.4 164.3 165.6 166.5 167.9 168.8 169.7 173.4 174.5 176.2 177.4 178.2 178.7 179.3 179.9 180.4 181.0 181.5 182.1 182.6 183.0 183.2 184.2 185.3 186.2 187.3 187.7 187.8 187.9 191.0 192.4 197.3 Corte de Agua (%) 1.1 0.9 1.6 1.2 1.2 1.1 1.9 1.5 1.7 1.7 1.7 2.3 3.6 2.5 3.4 1.8 1.5 8.9 1.8 2.7 1.9 1.2 1.1 1.0 0.9 0.9 0.9 1.1 0.9 0.9 0.9 1.0 2.0 1.9 1.8 1.9 0.9 0.2 0.4 7.2 2.2 6.7