capitulo 4 prognosis de la perforación de los pozos a perforar

ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL

FACULTAD DE INGENIERÍA EN GEOLOGÍA Y

PETRÓLEOS

UBICACIÓN Y PROGNOSIS DE POZOS A PERFORAR EN LOS

CAMPOS AUCA – AUCA SUR

PROYECTO PREVIO A LA OBTENCIÓN DEL TÍTULO DE INGENI EROS EN

PETRÓLEOS

ALEX XAVIER GUERRERO LÓPEZ

PABLO FERNANDO VALENCIA MARTÍNEZ

[email protected]

[email protected]

DIRECTOR: ING. VLADIMIR CERÓN. Msc.

[email protected]

Quito, Junio 2010

II

DECLARACIÓN

Nosotros, Alex Xavier Guerrero López y Pablo Fernan do Valencia Martínez,

declaramos bajo juramento que el trabajo aquí desc rito es de nuestra

autoría; que no ha sido previamente presentada para ningún grado o

calificación personal; y que hemos consultado las r eferencias bibliográficas

que se incluyen en este documento.

A través de la presente declaración cedemos nuestro s derechos de

propiedad intelectual correspondientes a este traba jo, a la Escuela

Politécnica Nacional, según lo establecido por la L ey de Propiedad

Intelectual, por su Reglamento y por normatividad i nstitucional vigente.

-------------------------------------------- -----------------------------------------------

Alex Xavier Guerrero López Pablo Fernan do Valencia Martínez

III

CERTIFICACIÓN

Certifico que el presente trabajo fue desarrollado por Alex Xavier Guerrero

López y Pablo Fernando Valencia Martínez bajo mi su pervisión.

------------------------------------------------------------

Ing. Vladimir Cerón. G.

DIRECTOR DE PROYECTO

IV

AGRADECIMIENTOS

V

DEDICATORIA

VI

DEDICATORIA

VII

CONTENIDO GENERAL

CAPÍTULO 1

DESCRIPCIÓN GEOLÓGICA Y ESTADO ACTUAL DE LOS

CAMPOS AUCA - AUCA SUR

1.1 RESEÑA HISTORICA ....................................................................................... 1

1.2 UBICACIÓN DEL CAMPO ................................................................................ 1

1.3 GEOLOGÍA DEL CAMPO ................................................................................. 4

1.3.1 CARACTERÍSTICAS GEOLÓGICAS ......................................................... 4

1.3.2 ESTRUCTURA DE LOS YACIMIENTOS ................................................... 5

1.3.2.1 Estratigrafía de los Yacimientos............................................................ 5

1.3.2.2 Litología de los Yacimientos ................................................................. 6

1.3.2.3 Ambientes de Depositación de los Yacimientos ................................... 7

1.3.3 COLUMNA ESTRATIGRÁFICA DE LA CUENCA ORIENTE ..................... 8

1.3.4 TOPES Y BASES PROMEDIOS DE LAS FORMACIONES ....................... 9

1.4 ESTADO ACTUAL DEL CAMPO ...................................................................... 9

1.4.1 CARACTERÍSTICAS DE LOS POZOS ...................................................... 9

1.4.1.1 Pozos Productores .............................................................................. 10

1.4.1.1.1 Sistemas de Producción de los Pozos ......................................... 10

1.4.1.2 Pozos Abandonados ........................................................................... 11

1.4.1.3 Pozos Reinyectores ............................................................................ 11

1.4.1.4 Pozos Inyectores ................................................................................ 11

1.4.1.5 Pozos Cerrados .................................................................................. 11

1.5 PRODUCCIÓN ACUMULADA DE PETRÓLEO Y AGUA................................ 12

1.6 RESERVAS DEL CAMPO AUCA - AUCA SUR .............................................. 13

CAPÍTULO 2

ANÁLISIS DE LOS PARÁMETROS PETROFÍSICOS, DE FLUIDOS ,

PRESIONES DE LOS YACIMIENTOS Y CÁLCULO DE RESERVAS

POR POZO POR EL MÉTODO DE CURVAS DE DECLINACIÓN

2.1 PROPIEDADES PETROFÍSICAS ................................................................... 17

2.1.1 PROPIEDADES DE LAS ROCAS ............................................................ 17

VIII

2.1.2 PROPIEDADES DE LOS FLUIDOS ......................................................... 18

2.1.2.1 Análisis PVT ....................................................................................... 18

2.2 PRESIONES ................................................................................................... 19

2.2.1 HISTORIAL DE PRESIÓN ....................................................................... 19

2.2.1.1 Basal Tena .......................................................................................... 19

2.2.1.2 Arenisca ''U'' ........................................................................................ 20

2.2.1.3 Arenisca ''T'' ........................................................................................ 20

2.2.1.4 Hollín ................................................................................................... 21

2.2.1.4.1 Hollín Superior ............................................................................. 21

2.2.1.4.2 Hollín Inferior................................................................................ 22

2.2.2 MAPA ISOBÁRICO .................................................................................. 24

2.3 UBICACIÓN DE POZOS ................................................................................. 25

2.3.1 PARÁMETROS PARA LA UBICACIÓN DE POZOS ................................ 26

2.4 CÁLCULO DE RESERVAS ............................................................................. 38

2.4.1 MÉTODO DE CURVAS DE DECLINACIÓN ............................................ 38

2.4.1.1 Declinación Exponencial ..................................................................... 39

2.4.2 MÉTODO VOLUMÉTRICO ...................................................................... 45

2.4.1.1 Fórmulas para el Cálculo de Reservas ............................................... 45

CAPÍTULO 3

ANÁLISIS DE LA UBICACIÓN DE LOS POZOS EN EL CAMPO A

PERFORAR, PRUEBAS DE INTERFERENCIA Y RADIO DE

DRENAJE

3.1 EVALUACIÓN DEL CAUDAL DE LOS POZOS PROPUESTOS .................... 53

3.1.1 EVALUACIÓN DEL CAUDAL DEL POZO UBICADO AUS - D ................ 54

3.1.2 EVALUACIÓN DEL CAUDAL DEL POZO UBICADO AUC - A ................ 55

3.1.3 EVALUACIÓN DEL CAUDAL DEL POZO UBICADO AUC - D ................ 56

3.1.4 EVALUACIÓN DEL CAUDAL DEL POZO UBICADO AUC - I .................. 57

3.1.5 EVALUACIÓN DEL CAUDAL DEL POZO UBICADO AUC - L ................. 58

3.1.6 EVALUACIÓN DEL CAUDAL DEL POZO UBICADO AUC - M ................ 59

3.1.7 EVALUACIÓN DEL CAUDAL DEL POZO UBICADO AUC - N ................ 60

3.1.8 EVALUACIÓN DEL CAUDAL DEL POZO UBICADO AUC - U ................ 61

IX

3.2 PRUEBAS DE INTERFERENCIA ................................................................... 63

3.3 RADIO DE DRENAJE ..................................................................................... 65

3.4 ANÁLISIS DE INTERFERENCIA DE POZOS ................................................. 65

3.5 PREDICCIÓN DE LA PRODUCCIÓN DE PETRÓLEO ................................... 70

CAPÍTULO 4

PROGNOSIS DE LA PERFORACIÓN DE LOS POZOS A PERFORAR

4.1 PROGRAMAS DE PERFORACIÓN DEL POZO AUS - D .............................. 79

4.1.1 PROGRAMA DE PERFORACIÓN DIRECCIONAL .................................. 79

4.1.1.1 Conceptos Generales ......................................................................... 79

4.1.1.2 Tipos de Pozos Direccionales ............................................................. 82

4.1.1.3 Análisis del Plan Direccional de los Pozos ......................................... 84

4.1.1.4 Herramientas a utilizar en la Perforación Direccional ......................... 84

4.1.1.5 Diseño del Programa de Perforación Direccional ............................... 88

4.1.2 PROGRAMA DE BROCAS ...................................................................... 94


4.1.2.2 Clasificación de las Brocas ................................................................. 94

4.1.2.3 Diseño del Programa de Brocas ......................................................... 97

4.1.3 PROGRAMA DE LODOS ......................................................................... 99


4.1.3.2 Funciones de los Lodos de Perforación .............................................. 99

4.1.3.3 Clasificación de los Lodos de Perforación ........................................ 100

4.1.3.4 Propiedades de los Lodos de Perforación ........................................ 101

4.1.3.5 Factores que rigen en la selección de los fluidos ............................. 101

4.1.3.6 Diseño del Programa de Lodos ........................................................ 102

4.1.4 PROGRAMA DE HIDRÁULICA .............................................................. 102

4.1.4.1 Conceptos Generales ....................................................................... 102

4.1.4.2 Parámetros Hidráulicos ..................................................................... 103

4.1.4.3 Diseño del Programa Hidráulico ....................................................... 105

4.1.5 PROGRAMA DE TUBERÍA DE REVESTIMIENTO ................................ 105


4.1.5.2 Funciones de la Tubería de Revestimiento ...................................... 106

4.1.5.3 Clasificación de las Tuberías de Revestimiento................................ 107

X

4.1.5.4 Diseño del Programa de Tubería de Revestimiento ......................... 109

4.1.6 PROGRAMA DE CEMENTACIÓN ......................................................... 110


4.1.6.2 Clasificación de las Cementaciones ................................................. 110

4.1.6.3 Tipos de Cemento ............................................................................. 112

4.1.6.4 Diseño del Programa de Cementación ............................................. 114

CAPÍTULO 5

ANÁLISIS ECONÓMICO DEL PROYECTO

5.1 ANÁLISIS ECONÓMICO ............................................................................... 115

5.2 COSTOS DE PERFORACIÓN ...................................................................... 116

5.3 COSTOS DE PRODUCCIÓN ........................................................................ 117

5.4 INGRESOS DEL PROYECTO ...................................................................... 117

5.5 DEFINICIONES ECONÓMICAS ................................................................... 118

5.5.1 DEPRECIACIONES ............................................................................... 118

5.5.2 UTILIDADES .......................................................................................... 118

5.5.3 FLUJO NETO DE CAJA ......................................................................... 118

5.6 CALCULO DEL VAN Y TIR ........................................................................... 119

5.6.1 VALOR ACTUAL NETO (VAN) .............................................................. 119

5.6.2 TASA INTERNA DE RENDIMIENTO (TIR) ............................................ 120

5.7 HIPÓTESIS EN LA QUE SE BASÓ EL ANÁLISIS ECONÓMICO ................. 121

5.8 RESUMEN DEL ANÁLISIS ECONÓMICO .................................................... 122

5.9 TIEMPO DE RECUPERACIÓN DE LA INVERSIÓN ..................................... 124

CAPÍTULO 6

CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES

6.1 CONCLUSIONES .......................................................................................... 128

6.2 RECOMENDACIONES ................................................................................. 130

REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS ........................ ........................................... 131

ABREVIATURAS ...................................... .......................................................... 133

ANEXOS ............................................................................................................. 134

XI

ÍNDICE DE TABLAS

CAPÍTULO 1

Tabla 1.1: Espesor y Área de cada una de las Formación ..................................... 7

Tabla 1.2: Topes y Bases Promedios de las Formaciones ..................................... 9

Tabla 1.3: Sistemas de producción de los pozos .................................................. 10

Tabla 1.4: Estado actual de los pozos del Campo Auca - Auca Sur ..................... 12

Tabla 1.5: Producción acumulada de petróleo y agua .......................................... 12

Tabla 1.6: Petróleo Original En Sitio, Reservas Probadas Recuperables,

Producción Acumulada y Reservas Remanentes del Campo Auca – Auca Sur ... 14

CAPÍTULO 2

Tabla 2.1: Datos Petrofísicos ................................................................................ 17

Tabla 2.2: Análisis PVT ........................................................................................ 18

Tabla 2.3: Datos de Presión ................................................................................. 23

Tabla 2.4: Producción de los Pozos Aledaños al AUS - D .................................... 36

Tabla 2.5: Comportamiento de Producción del Pozo AUS – 1 para la Arena T .... 43

Tabla 2.6: Comportamiento de Producción del Pozo AUS – 2 para la Arena U ... 44

Tabla 2.7: Cálculo de Reservas para el Pozo AUS - D ......................................... 47

Tabla 2.8: Cálculo de Reservas para el Pozo AUC - A ......................................... 47

Tabla 2.9: Cálculo de Reservas para el Pozo AUC - D ........................................ 48

Tabla 2.10: Cálculo de Reservas para el Pozo AUC - I ........................................ 48

Tabla 2.11: Cálculo de Reservas para el Pozo AUC - L ....................................... 49

Tabla 2.12: Cálculo de Reservas para el Pozo AUC - M ...................................... 49

Tabla 2.13: Cálculo de Reservas para el Pozo AUC - N ...................................... 50

Tabla 2.14: Cálculo de Reservas para el Pozo AUC - U ...................................... 50

Tabla 2.15: Reservas Totales de los Pozos Ubicados .......................................... 51

Tabla 2.16: Reservas Principales de los Pozos Ubicados .................................... 51

Tabla 2.17: Ubicación de Coordenadas de los Pozos Ubicados y Well Pad ........ 52

CAPÍTULO 3

Tabla 3.1: Coordenadas y Reservas de los Pozos Ubicados .............................. 53

Tabla 3.2: Cálculo de Caudal Diario de Petróleo para el Pozo AUS - D ............... 55

XII

Tabla 3.3: Cálculo de Caudal Diario de Petróleo para el Pozo AUC - A ............... 56

Tabla 3.4: Cálculo de Caudal Diario de Petróleo para el Pozo AUC - D ............... 57

Tabla 3.5: Cálculo de Caudal Diario de Petróleo para el Pozo AUC - I ................ 58

Tabla 3.6: Cálculo de Caudal Diario de Petróleo para el Pozo AUC - L ............... 59

Tabla 3.7: Cálculo de Caudal Diario de Petróleo para el Pozo AUC - M .............. 60

Tabla 3.8: Cálculo de Caudal Diario de Petróleo para el Pozo AUC - N ............... 61

Tabla 3.9: Cálculo de Caudal Diario de Petróleo para el Pozo AUS - U ............... 62

Tabla 3.10: Caudal de los Pozos Ubicados .......................................................... 62

Tabla 3.11: Radios de Drenaje de los Pozos Aledaños ........................................ 68

Tabla 3.12: Distancia de los pozos nuevos con respecto a sus aledaños ............ 69

Tabla 3.13: Análisis de la Interferencia entre los Pozos Propuestos y Aledaños . 70

Tabla 3.14: Predicción de la Producción de Petróleo AUC - A ............................. 71

Tabla 3.15: Predicción de la Producción de Petróleo AUC - D ............................. 72

Tabla 3.16: Predicción de la Producción de Petróleo AUC - I............................... 73

Tabla 3.17: Predicción de la Producción de Petróleo AUC - L.............................. 74

Tabla 3.18: Predicción de la Producción de Petróleo AUC - M............................. 75

Tabla 3.19: Predicción de la Producción de Petróleo AUC - N ............................. 76

Tabla 3.20: Predicción de la Producción de Petróleo AUC - U ............................. 77

Tabla 3.21: Predicción de la Producción de Petróleo AUS - D ............................. 78

CAPÍTULO 4

Tabla 4.1: Coordenadas de Superficie Y Llegada del Pozo AUS – D. .................. 88

Tabla 4.2: Información adicional. .......................................................................... 88

Tabla 4.3: Información Primaria – Objetivo Principal. ........................................... 89

Tabla 4.4: Información Secundaria – Objetivo Secundario. .................................. 89

Tabla 4.5: Diseño del BHA.................................................................................... 90

Tabla 4.6: Survey Definitivos ................................................................................ 91

Tabla 4.7: Programa del BHA #1 Sección 12 ¼" ................................................. 93

Tabla 4.8: Programa del BHA #2 Sección 8 ½” ................................................... 93

Tabla 4.9: Programa de Brocas ............................................................................ 99

Tabla 4.10: Programa de Lodos de Perforación ................................................. 102

Tabla 4.11: Programa de Hidráulica ................................................................... 105

XIII

Tabla 4.12: Programa de Tubería de Revestimiento para el hoyo de 26” ......... 109

Tabla 4.13: Programa de Tubería de Revestimiento para el hoyo de 12 ¼" ..... 109

Tabla 4.14: Programa de Tubería de Revestimiento para el hoyo de 8 ½” ....... 109

Tabla 4.15: Programa de Cementación para el hoyo de 26” ............................. 114

Tabla 4.16: Programa de Cementación para el hoyo de 12 ¼" ......................... 114

Tabla 4.17: Programa de Cementación para el hoyo de 8 ½” ........................... 114

CAPÍTULO 5

Tabla 5.1: Costos de Perforación Direccional ..................................................... 116

Tabla 5.2: Cronograma de Perforaciones Direccionales .................................... 118

Tabla 5.3: Interpretación del Valor Actual Neto (VAN) ........................................ 120

Tabla 5.4: Interpretación de la Tasa Interna de Retorno (TIR) ........................... 121

Tabla 5.5: Resumen de los resultados del VAN y TIR, Precio $80 ..................... 122

Tabla 5.6: Resumen de los resultados del VAN y TIR, Precio $73,65 ................ 123

Tabla 5.7: Resumen de los resultados del VAN y TIR, Precio $60 ..................... 123

XIV

ÍNDICE DE FIGURAS

CAPÍTULO 1

Figura 1.1: Ubicación del Campo Auca - Auca Sur ................................................ 2

Figura 1.2: Mapa de Ubicación de los Pozos Campo Auca - Auca Sur ......... .........3

Figura 1.3: Columna Estratigráfica de la Cuenca Oriente ..................................... .8

Figura 1.4: Historial de Producción Campo Auca - Auca Sur .............................. .13

Figura 1.5: Reservas Remanentes del Campo Auca – Auca Sur ........................ .14

Figura 1.6: Reservas Remanentes de la Arena Basal Tena .............................. .15

Figura 1.7: Reservas Remanentes de la Arena “U” ............................................. .15

Figura 1.8: Reservas Remanentes de la Arena “T” ............................................. .15

Figura 1.9: Reservas Remanentes de la Arena Hollín Superior .......................... .16

Figura 1.10: Reservas Remanentes de la Arena Hollín Inferior .......................... .16

CAPÍTULO 2

Figura 2.1: Historial de Presión Basal Tena ......................................................... 19

Figura 2.2: Historial de Presión Arena ''U'' ........................................................... 20

Figura 2.3: Historial de Presión Arena “T'' ............................................................ 21

Figura 2.4: Historial de Presión Hollín Superior .................................................... 22

Figura 2.5: Historial de Presión Hollín Inferior ...................................................... 23

Figura 2.6: Mapa Isobárico de la Arena U inferior del Campo Auca – Auca Sur .. 24

Figura 2.7: Ubicación del Pozo AUS – D en un Mapa Estructural ........................ 27

Figura 2.8: Ubicación del Pozo AUS – D en Mapas de Ambiente para U y T

Inferior respectivamente ....................................................................................... 28

Figura 2.9: Bubble Map del Campo Auca - Auca Sur ........................................... 29

Figura 2.10: Grid Map de Agua del Campo Auca - Auca Sur ............................... 31

Figura 2.11: Grid Map de Petróleo del Campo Auca - Auca Sur .......................... 32

Figura 2.12: Mapa de Contorno de Acumulado de Agua ..................................... 33

Figura 2.13: Ubicación del Pozo AUS – D en un Mapa Isobárico Arena U y T .... 34

Figura 2.14: Historial de Producción del AUS - 1 ................................................. 35



XV

Figura 2.17: Mapa de Secuencia entre el Pozo AUS – 1 y el AUS – 2 ................ 37

Figura 2.18: Cálculo de Reservas por Curvas de Declinación Pozo AUS - 1 ....... 42

Figura 2.19: Cálculo de Reservas por Curvas de Declinación Pozo AUS - 2 ....... 43

CAPÍTULO 3

Figura 3.1: Presión Promedia del Reservorio T Inferior para el AUS - D ............. 54

Figura 3.2: Presión Promedia del Reservorio T Inferior para el AUC - A ............. 55

Figura 3.3: Presión Promedia del Reservorio U Inferior para el AUC - D ............. 56

Figura 3.4: Presión Promedia del Reservorio U Inferior para el AUC - I .............. 57

Figura 3.5: Presión Promedia del Reservorio U Inferior para el AUC - L ............. 58

Figura 3.6: Presión Promedia del Reservorio U Inferior para el AUC - M ............ 59

Figura 3.7: Presión Promedia del Reservorio U Inferior para el AUC - N ............. 60

Figura 3.8: Presión Promedia del Reservorio U Inferior para el AUC - U ............. 61

Figura 3.9: Pozo activo y de observación en la prueba de interferencia ............. 64

Figura 3.10: Región aproximada de influencia en una Prueba de Interferencia ... 64

Figura 3.11: Radio de Drenaje (re) y Radio del Pozo (rw) ..................................... 65

Figura 3.12: Predicción de la Producción de Petróleo AUC - A ............................ 71

Figura 3.13: Predicción de la Producción de Petróleo AUC - D ........................... 72

Figura 3.14: Predicción de la Producción de Petróleo AUC - I ............................. 73

Figura 3.15: Predicción de la Producción de Petróleo AUC - L ............................ 74

Figura 3.16: Predicción de la Producción de Petróleo AUC - M ........................... 75

Figura 3.17: Predicción de la Producción de Petróleo AUC - N ........................... 76

Figura 3.18: Predicción de la Producción de Petróleo AUC - U ........................... 77

Figura 3.19: Predicción de la Producción de Petróleo AUS - D ............................ 78

CAPÍTULO 4

Figura 4.1: Profundidad Vertical Verdadera vs. Profundidad Medida ................... 81

Figura 4.2: Diseño Tipo ‘’S’’ y sus Características ............................................... 82

Figura 4.3: Diseño Tipo ‘’J’’ y sus Características ................................................ 83

Figura 4.4: Diseño Tipo Horizontal y sus Características ..................................... 84

Figura 4.5: Arreglo de un Motor de Fondo. .......................................................... 87

Figura 4.6: Gráfica del Survey Programado ......................................................... 92

Figura 4.7: Broca Tricónica .................................................................................. 95

XVI

Figura 4.8: Brocas de Cortadores Fijos ................................................................ 95

Figura 4.9: Brocas Especiales .............................................................................. 97

Figura 4.10: Diseño de Tubería de Revestimiento ............................................. 108

CAPÍTULO 5

Figura 5.1: Tiempo de recuperación de la inversión para un barril de $80. ........ 124

Figura 5.2: .Tiempo de recuperación de la inversión para un barril de $80 ......... 125

Figura 5.3: Tiempo de recuperación de la inversión para un barril de $73.65. ... 125

Figura 5.4: Tiempo de recuperación de la inversión para un barril de $73,65 .... 126

Figura 5.5: .Tiempo de recuperación de la inversión para un barril de $60 ......... 126

Figura 5.6: Tiempo de recuperación de la inversión para un barril de $60 ......... 127

XVII

ÍNDICE DE ANEXOS

CAPÍTULO 1

Anexo 1.1: Ubicación de Pozos .......................................................................... 135

Anexo 1.2: Ubicación en coordenadas geográficas de los pozos ...................... 136

Anexo 1.3: Mapa Estructural de Hollín ............................................................... 138

Anexo 1.4: Mapa Estructural de la Arena ''T'' ..................................................... 139

Anexo 1.5: Mapa Estructural de la Arena ''U'' ..................................................... 140

Anexo 1.6: Mapa Estructural de Basal Tena ...................................................... 141

Anexo 1.7: Topes y Bases de las Formaciones de cada pozo ........................... 142

Anexo 1.8: Pozos Productores del Campo Auca - Auca Sur .............................. 146

Anexo 1.9: Sistemas de producción por pozos .................................................. 148

Anexo 1.10: Pozos Abandonados del Campo Auca - Auca Sur ......................... 149

Anexo 1.11: Pozos Reinyectores del Campo Auca - Auca Sur .......................... 150

Anexo 1.12: Pozos Inyectores del Campo Auca - Auca Sur............................... 151

Anexo 1.13: Pozos Cerrados del Campo Auca - Auca Sur. ............................... 152

CAPÍTULO 2

Anexo 2.1: Datos PVT por Arenas ..................................................................... 153

Anexo 2.2: Ubicación de los Pozos Propuestos en el Mapa Estructural………..154

Anexo 2.3: Ubicación de los Pozos Propuestos en el Mapa de Ambiente de la

Arena U Inferior ................................................................................................... 155


Arena T Inferior ................................................................................................... 156

Anexo 2.5: Ubicación de los Pozos Propuestos en el Mapa Isobárico Arena U

Inferior ................................................................................................................. 157

Anexo 2.6: Ubicación de los Pozos Propuestos en el Mapa Isobárico Arena T

Inferior ................................................................................................................. 158

Anexo 2.7: Producción de los Pozos Aledaños al AUC – A ............................... 159

Anexo 2.8: Producción de los Pozos Aledaños al AUC – D ............................... 161

Anexo 2.9: Producción de los Pozos Aledaños al AUC – I ................................. 164

Anexo 2.10: Producción de los Pozos Aledaños al AUC – L .............................. 167

XVIII

Anexo 2.11: Producción de los Pozos Aledaños al AUC – M ............................. 169

Anexo 2.12: Producción de los Pozos Aledaños al AUC – N ............................. 172

Anexo 2.13: Producción de los Pozos Aledaños al AUC – U ............................. 174

Anexo 2.14: Mapa de Secuencia pozo AUC-4 y AUC-40 para el AUC - A ......... 177

Anexo 2.15: Mapa de Secuencia pozo AUC-2 y AUC-52 para el AUC - D ........ 178

Anexo 2.16: Mapa de Secuencia pozo AUC-10 y AUC-6 para el AUC - I .......... 179

Anexo 2.17: Mapa de Secuencia pozo AUC-31 y AUC-32 para el AUC - L ....... 180

Anexo 2.18: Mapa de Secuencia pozo AUC-31 y AUC-32 para el AUC - M ...... 181

Anexo 2.19: Mapa de Secuencia pozo AUC-32 y AUC-9 para el AUC - N ........ 182

Anexo 2.20: Mapa de Secuencia pozo AUC-20 y AUC-21 para el AUC - U ...... 183

Anexo 2.21: Cálculo de Reservas por Curvas de Declinación AUC-4 ................ 184

Anexo 2.22: Cálculo de Reservas por Curvas de Declinación AUC-40 .............. 185










Anexo 2.32: Cálculo de Reservas por Curvas de Declinación AUS-4 ................ 195

CAPÍTULO 5

Anexo 5.1: Detalle de Producción e Ingresos por el costo de barril de 80$ ....... 196

Anexo 5.2: Resultados obtenidos del VAN y TIR para un de barril de 80$. ....... 197

Anexo 5.3: Detalle de Producción e Ingresos por el costo de barril de 73,65$ .. 198

Anexo 5.4: Resultados obtenidos del VAN y TIR para un de barril de 73,65$ ... 199

Anexo 5.5: Detalle de Producción e Ingresos por el costo de barril de 60$ ....... 200

Anexo 5.6: Resultados obtenidos del VAN y TIR para un de barril de 60$ ........ 201

XIX

RESUMEN

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.

El proyecto consta de seis 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.

En el segundo capítulo se realiza la petrofísica de la roca como de los fluidos,

presiones de yacimiento, cálculo de reservas remanentes; petróleo original in-situ

(POES) de cada pozo, reservas del campo por medio de los métodos volumétrico

y curvas de declinación del Campo Auca – Auca sur.

En el tercer capítulo se realiza el análisis de la ubicación de los pozos

anteriormente propuestos, así como el estudio de pruebas de interferencias y

radios de drenaje.

En el cuarto capítulo se diseña la prognosis de un pozo direccional con sus

respectivos programas de perforación.

En el quinto capítulo se realiza el análisis económico del proyecto; según los

costos estimados de las perforaciones para los nuevos pozos y el posible

incremento de producción que se obtendrá al ejecutar las perforaciones de pozos.

Y, en el sexto capítulo se presentan las conclusiones y recomendaciones

derivadas del presente estudio.

XX

PRESENTACIÓN

La producción de petróleo es la principal actividad económica que sustenta el

desarrollo sostenible de los ecuatorianos, por tal motivo las empresas productoras

de hidrocarburos deben estar a la vanguardia en el desarrollo de los campos y

para esto es muy importante conocer la situación de los mismos.

La empresa estatal productora de hidrocarburos PETROPRODUCCIÓN requiere

conocer el estado de cada uno de sus campos, y en el caso del campo Auca-

Auca Sur que es un campo maduro, se busca estimar la capacidad productiva que

aun disponen los yacimientos, debido a que el campo se ha expandido en los

años posteriores a su descubrimiento.

El presente proyecto tiene como objetivo incrementar la producción en el campo

Auca – Auca Sur, mediante la ubicación de 8 pozos de desarrollo los mismos que

están basados en: análisis de parámetros petrofísicos, continuidad estructural de

las arenas, historiales de producción del campo y actualización de reservas.

Además se determina las coordenadas de ubicación de los pozos ubicados en la

parte superior del eje del anticlinal del campo, así como la prognosis de

perforación de pozos direccionales, posteriormente se determina la evaluación

económica basada en tres escenarios de inversión, los cuales demuestran la

ventaja de ejecutar el proyecto.

CAPITULO 1

DESCRIPCIÓN GEOLÓGICA Y ESTADO ACTUAL DE LOS

CAMPOS AUCA - AUCA SUR

1.1 RESEÑA HISTÓRICA

El Campo Auca fue descubierto por la Compañía Texaco - Gulf con la perforación

del pozo Auca 1, que se inició el 16 de febrero y fue completado el 30 de marzo

de 1970. Alcanzó una profundidad de 10578 pies con una producción de 3,072

BPPD de las arenas Hollín (31° API) y Napo "T" (27° API).

La explotación de los yacimientos comenzó en Abril de 1974 con 9 pozos de los

cuales 7 produjeron de Hollín, 1 pozo de "U" y 1 pozo de "T".

Las presiones iniciales fueron de 3536 psia para Basal Tena, 4141 psia para la

arena U, 4213 psia para la arena T y 4500 psia para Hollín, después de 39 de

años de producción la presión ha caído a 1500 psia llegando en algunos casos a

1200 psia.

Este campo se considera como el cuarto de mayor importancia en función de la

producción nacional.

1.2 UBICACIÓN DEL CAMPO

El Campo Auca se encuentra localizado en la Provincia de Orellana, Cantón

Francisco de Orellana, Parroquia Dayuma (Cuenca Oriente del Ecuador), 260 Km

al oeste de la ciudad de Quito, 20 Km al sur-este del campo Sacha y a 100 Km al

sur de la frontera con Colombia; ver figura 1.1

El Campo se encuentra geográficamente dentro de las siguientes coordenadas:

2

Latitud: 0⁰ 34’ S - 0⁰ 48’ S

Longitud: 76⁰ 50’ W - 76⁰ 54’ W

Dicho campo se halla constituido por un área de 92 Km2 al sur de la ciudad del

Coca.

Figura 1.1: Ubicación del Campo Auca - Auca Sur

Fuente: Departamento de Yacimientos. Petroproducción

3

La ubicación en unidades métricas de los pozos del Campo Auca - Auca Sur, se

encuentran en el (ANEXO 1.1) mientras que en coordenadas geográficas se

detallan en el (ANEXO 1.2).

La ubicación de los pozos en el Campo Auca – Auca Sur se ilustra en la figura 1.2

Figura 1.2: Mapa de Ubicación de los Pozos Campo Au ca – Auca Sur

Fuente: Departamento de Yacimientos Petroproducción

4

1.3 GEOLOGÍA DEL CAMPO

1.3.1 CARACTERÍSTICAS GEOLÓGICAS

El período de depositación para las formaciones Napo “T”, “U” y una parte de

Hollín fueron depositadas en ambientes variando de marino a estuario y dominado

por un régimen de mareas.

Las variaciones relativas y lentas del nivel del mar han permitido la alternancia de

ciclos sedimentarios de depósitos con niveles arcillosos o niveles de caliza de

gran extensión en régimen marino que constituyen buenos marcadores

estratigráficos y de depósitos de niveles areniscos de extensión variable.

La formación Hollín del Campo Auca – Auca Sur está subdividida por 2 unidades

de roca, mientras que las formaciones napo “T” y Napo “U” están subdivididas en

4 o 6 unidades de roca respectivamente.

Los marcadores más confiables del campo son:

• Base Basal Tena

• Base Caliza A

• Tope de Napo U

• Tope de Caliza B

• Tope y base de Napo T

• Tope Hollín Superior

Las zonas productoras más importantes de petróleo del Campo Auca – Auca Sur

son las arenas “U” y “T”, por tener un buen espesor y una buena continuidad de la

arena. Hollín es también un buen reservorio pero en menor proporción que las

zonas anteriormente dichas. Con respecto a Basal Tena es un yacimiento poco

común en el sector, con un espesor relativamente pequeño pero con un buen

potencial

5

1.3.2 ESTRUCTURA DE LOS YACIMIENTOS

1.3.2.1 Estratigrafía de los Yacimientos

La estructura del yacimiento constituye un anticlinal fallado en dirección norte-sur,

limitado al sur por una barrera estratigráfica como se observa en el mapa

estructural al tope de la arenisca “U” que es la más continua en el campo.

La estructura del Campo Auca – Auca Sur se presenta como un anticlinal de

23Km por 4Km, alongado según el eje Norte-Sur.

Durante el Cretácico, la cuenca estaba caracterizada por una subsidencia débil y

los depósitos someros han ocurrido en un ambiente marino aislado del mar

abierto. La sedimentación fue principalmente marina depositado en ambiente de

agua poco profunda o de tipo de estuario, excepto por la parte basal que parece

más fluvial. La dirección principal de los aportes durante esta fase de

sedimentación llegaba al Este.

Las variaciones del nivel del mar han controlado los ciclos de sedimentación y de

erosión en la plataforma marina adonde se acumularon los depósitos antes de ser

recubiertos durante la transgresión siguiente. En la secuencia estratigráfica se

tienen niveles de lutitas que jugaron el papel de roca - madre durante la historia

de la cuenca y de sello parcial o completo de los reservorios.

Las fallas principales de dirección principal N-S tienen una extensión longitudinal

de más de 100 Km. Con salto variable a lo largo de este eje, como por ejemplo la

falla que sigue los flancos de los yacimientos Auca, Sacha y Dureno.

Los mapas estructurales donde se indican las fallas que están atravesando el

campo se muestran en los (ANEXOS 1.3 al 1.6)

6

1.3.2.2 Litología de los Yacimientos

Las formaciones cretácicas Tena, Napo y Hollín aparecen en Auca con presencia

de hidrocarburos y los yacimientos productores son: Basal Tena, Napo U, Napo T

y Hollín. Estas arenas se caracterizan por ser compactas.

La formación Hollín está conformada por areniscas tanto de Hollín Inferior de

origen volcánico como de Hollín Superior de origen marino somero con

sedimentos de depositación de zona de playa. Además, esta formación está

presente en todo el campo sin presencia de fallas.

Hollín Superior también conocida como Hollín Principal, está constituido de una

arena cuarzosa limpia con algunas intercalaciones arcillosas. Las arenas tienen

un grano de fino a grueso que contiene poco o nada de glauconita.

Hollín Inferior es una formación interestratificada de arenisca cuarzosa de grano

fino a medio y glauconita cuarzosa que contiene abundante capas de lutita.

La formación Napo consta de dos areniscas, la formación Napo “U” y la formación

Napo “T”; las que están separadas por intervalos gruesos de calizas y lutitas. La

calidad de los reservorios es variable, además se evidencian marcados cambios

del tamaño del poro que a veces disimulan el contacto agua-petróleo; debido a la

existencia de una gran zona de transición entre el petróleo y el agua en la

formación.

La arenisca “T” se caracteriza por no ser continua, que contiene granos finos

ricos en arcillas, areniscas cuarzosas discontinuas y lutitas. “T” Superior contiene

arenisca cuarzosa de grano fino y glauconita en mayor proporción, con

intercalaciones de arenisca con lutita y limonita. “T” Inferior es una arenisca

cuarzosa de grano fino a medio, el máximo espesor se encuentra en la parte sur

del campo.

7

La arenisca “U” al igual que Hollín se caracteriza por ser continua y estar presente

en todo el campo, contiene arenas similares a las encontradas en la arenisca “T”,

es decir granos finos ricos en arcillas, areniscas cuarzosas y lutitas. “U” Superior

está formada por una arenisca cuarzosa, variando de gris claro a verde claro, así

como también el tamaño del grano. “U” Inferior es una arenisca cuarzosa,

variando de gris clara a blanca, de grano fino a medio.

La formación Basal Tena se caracteriza por no ser continua, se encuentra

principalmente formada por un cuerpo arenisco delgado de 10 a 20 pies de

espesor y descansa en discordancia sobre las lutitas de Napo Superior.

A continuación en la Tabla 1.1 se muestra los valores de los espesores de las

formaciones así como también sus respectivas áreas.

Tabla 1.1: Espesor y Área de cada una de las Formac ión

Formación Espesor

(pies)

Área

(acres)

Hollín 400 – 450 20844.09

“T” 120 13621.87

“U” 200 21471.49

Basal Tena 40 16460.09

Fuente: PPR-YAC 510 1-5

Elaborado por: Xavier Guerrero, Pablo Valencia.

1.3.2.3 Ambientes de Depositación de los Yacimientos

Los sedimentos que conforman la roca reservorio en el campos Auca – Auca Sur

corresponden principalmente a depósitos de canales mareales, barras mareales,

depósitos de planicie arenosa de marea, y en menor proporción arenas

glauconíticas de plataforma. Las facies no reservorio corresponden a depósitos de

ambientes de planicie mareal lodosa y las facies asociadas a ambientes marinos

abiertos y de plataforma carbonatada.

8

Para determinar los diferentes canales arenosos presentes en las formaciones,

así como también la continuidad de las arenas y el tipo de roca que la conforma,

utilizamos los mapas de ambientes

1.3.3 COLUMNA ESTRATIGRÁFICA DE LA CUENCA ORIENTE

Figura 1.3: Columna Estratigráfica de la Cuenca Ori ente

Fuente: Departamento de Yacimientos. Petroproducción.

W E

EDAD LITOLOGIABREVE DESCRIPCION LITOLOGICA

AM

BIE

NTE

PR

OD

UC...

COLUMNA ESTRATIGRAFICA CUENCA ORIENTEFASE O

RO

GEN

ICA

TAR

DIO

AN

DIN

AFASE O

RO

GEN

ICA

TEM

PR

AN

A A

ND

INA

PLIOCENO

MIOCENO

NEO

GEN

OPALE

OG

EN

O

CEN

OZO

ICO

C Z

OLIGOCENO

EOCENO

PALEOCENO

MAESTRICHTIANO

CAMPANIANO

SANTONIANO

CONIACIANO

TURONIANO

CENOMANIANO

FM. MESA

ARCILLAS ROJAS

CO

NTIN

EN

TAL

ARENAS AMARILLAS Y ARCILLAS ROJAS, MESETAS DE MATERIAL VOLCANICO

CONGLOMERADOS, ARENAS Y ARCILLAS

ARENISCAS PARDUZCAS INTERCALADAS CON ARCILLAS MULTICOLORES, CONGLOMERADOS

F M ARAJUNO

FM ORTEGUAZA

HIATO

HIATO

HIATO

FM TIYUYACU

FLU

VIA

LCO

NT

CONCGLOMERADOS, ARENISCAS, ARENISCAS ARCILLOSAS

ALBIANO

APTIANO

NEOCOMIANO

CR

ETAC

ICO

JUR

ASIC

O

MESO

ZO

ICO

MZ

SUPERIOR

MEDIO

INFERIOR

PALE

OZO

ICO

PZ PERMICO

CARBONIFERO (PENSILVIANO)

DEVONICO

SILURICOORDOVICICO/CAMBRICO

PRECAMBRICO PE

FM TENAARN BT

CO

NTIN

E

HIATO

ARCILLAS ROJAS ARENISCASCONCLOMERADOS

M1 / VIVIAN

CLZ M-1

CLZ M-2

CLZ A

Nap

o Sup

.N

apo

Med

.Nap

o In

f.

ARENISCAS "U"

CLZ B

ARENISCAS " T "

LUTITAS NEGRAS, CALIZAS ORGANOGENAS,E INTERCALACIONES DE ARENISCAS Y LUTITAS

ARENISCAS CUARZOSAS

ARENISCAS ROJAS, CONGLOMERADOS MANTOS VOLCANICOS

ARENISCAS Y LUTITAS INTERCALADASCON ANHIDRITA.

CALIZAS INTERCALADAS CON ARENISCASCUARCITAS Y ARCILLAS ESQUISTOSAS

FM CURARAY

CALIZAS, LUTITAS Y DOLOMITAS

ESQUISTOS GRAFITICOS, ARENISCAS CUARCITICAS

BASAMENTO CRISTALINO

CO

NTI

NEN

TA M

AR

INO

Nap

o Bas

al.

HIATO

HIATO

HIATO

MAR

INO

DE A

GU

A S

OM

ERO

MAR

INO

CO

NTIN

MAR

INO

MAR

INO

FM SANTIAGO

FMMACUMA

METAMORFICOS

LUTITAS GRIS VERDOSAS

FO

RM

AC

ION

NAPO

CLZ C ZONAHOLLÍN SUPERIOR

FM CHAPIZA

MIEMBRO VOLCANICO MISAHUALLI

FM PUMBUIZA

ARN M-2

FM CHAMBIRA

Realizado por:Juan Chiriboga / Omar Corozo

FM HOLLIN

1

2

3

4

5

Tapi

Vista

Auca

JIVINO/LAGUNA

Armadillo/Auca

Puma

Yuralpa/Dayuno

Colaboracion: Pierre KummertMODIFICADO DE DASHWOOD Y ABBOTTS

9

1.3.4 TOPES Y BASES PROMEDIOS DE LAS FORMACIONES

Los datos correspondientes a los topes y bases de cada arena fueron

determinados por el Departamento de Geología de Petroproducción ver (ANEXO

1.7).

En la tabla 1.2 se observan los valores correspondientes a los topes y bases

promedios de las formaciones; los que fueron determinados de cada uno de los

pozos.

Tabla 1.2: Topes y Bases Promedios de las Formacion es

Arenas Topes y Bases (pies)

BT 8946 – 8975

“U” Inferior 9742 – 9853

“T” Superior 9923 – 9970

“T” Inferior 9982 – 10057

HS 10153 – 10285

HI 10667 – 10710


Elaborado por: Xavier Guerrero, Pablo Valencia

1.4 ESTADO ACTUAL DEL CAMPO

1.4.1 CARACTERÍSTICAS DE LOS POZOS

En la actualidad, el campo Auca - Auca Sur está conformado por 73 pozos

perforados, de los cuales: 51 pozos están produciendo, 3 pozos se encuentran

abandonados, 4 pozos son reinyectores, 2 pozos son inyectores y 13 pozos se

encuentran cerrados.

10

1.4.1.1 Pozos Productores

Pozos que se perforaron con el fin de incrementar la producción del campo y que

hasta la fecha se encuentran aportando cantidades comerciales de hidrocarburos,

por lo que se consideran económicamente rentables.

Los pozos productores del Campo Auca - Auca Sur se detallan en el ANEXO 1.8

1.4.1.1.1 Sistemas de Producción de los Pozos

Debido a la producción constante del Campo durante varios años los yacimientos

han experimentado pérdidas de presión, quedando casi en su totalidad incapaces

de producir a flujo natural.

Por esta razón se encuentran produciendo bajo los siguientes sistemas de

producción:

• Bombeo Hidráulico

• Bombeo Electrosumergible

De estos sistemas de levantamiento artificial, el bombeo hidráulico tipo pistón

predomina en la mayor parte de pozos productores del Campo.

En la Tabla 1.3 consta el número de pozos bajo cada sistema de producción.

Tabla 1.3: Sistemas de Producción de los Pozos

Sistemas de Producción # de pozos

Bombeo tipo pistón (HP) 15

Bombeo tipo jet (HJ) 17

Bombeo Electrosumergible (S) 19



11

Los pozos de acuerdo al sistema de producción en forma más detallada se

encuentran en el ANEXO 1.9

1.4.1.2 Pozos Abandonados

Son aquellos pozos que se perforaron con el fin de incrementar la producción pero

que no tuvieron aporte alguno de hidrocarburos, o el aporte existente no justifica

el costo de producción.

Algunos pozos no se pudieron concluir por razones de fuerza mayor, debiendo ser

declarados abandonados. En estos pozos se coloca un tapón de cemento en la

parte superficial del casing para evitar que sean abiertos por accidente. Ver

ANEXO 1.10

1.4.1.3 Pozos Reinyectores

Estos pozos fueron perforados con el fin de procesar el agua producida de los

demás pozos productores y reinyectarla en las formaciones Tiyuyacu y Orteguaza

Algunos pozos por tener un bajo aporte no pudieron continuar en producción y

fueron destinados como pozos reinyectores. Ver ANEXO 1.11.

1.4.1.4 Pozos Inyectores

Estos pozos fueron perforados con fines de recuperación mejorada, ya sea para

presurizar los yacimientos o para mejorar las eficiencias de barrido del petróleo

dentro de las arenas productoras. Ver ANEXO 1.12.

1.4.1.5 Pozos Cerrados

Un pozo se cierra cuando no existen las facilidades para continuar con la

producción, ya sea por problemas mecánicos como atascamientos, colapsos y

otros daños en las completaciones de los mismos. Ver ANEXO 1.13.

12

La Tabla 1.4 muestra un resumen de la información anteriormente descrita.

Tabla 1.4: Estado actual de los pozos del Campo Auc a - Auca Sur

Campo Auca – Auca Sur

Estado Pozos

Productores 51

Abandonados 3

Reinyectores 4

Inyectores 2

Cerrados 13

Total Pozos 73



1.5 PRODUCCIÓN ACUMULADA DE PETRÓLEO Y AGUA

Se puede observar en la Tabla 1.5 la producción acumulada de petróleo y agua

para el Campo Auca - Auca Sur desde el año 1975 hasta diciembre del 2008 y a

partir de este a junio del 2009.

Tabla 1.5: Producción acumulada de petróleo y agua

Fecha

Producción Acumulada

Petróleo (BLS) Agua (BLS)

1975 - Diciembre 2008 203054887 75685000

Diciembre 2008- Junio 2009 3295800 2597400

TOTAL 206350687 78282400



13

Figura 1.4: Historial de Producción Campo Auca - Au ca Sur



En la Figura 1.5, se representan las producciones anuales de petróleo, agua y

fluido del Campo Auca - Auca Sur desde el inicio de sus operaciones hasta la

fecha de corte (junio del 2009).

1.6 RESERVAS DEL CAMPO AUCA – AUCA SUR

Reservas es todo el hidrocarburo que se puede ser recuperado mediante

condiciones técnicas y que sea económicamente rentable. Se lo obtiene mediante

la multiplicación del POES (petróleo original en situ) con el FR (factor de recobro).

El factor de recobro es la fracción de petróleo en el yacimiento que se puede

recuperar.

14

Tabla 1.6: Petróleo Original En Sitio, Reservas Pro badas Recuperables,

Producción Acumulada y Reservas Remanentes del Camp o Auca – Auca Sur

Yacimiento POES FR

Reservas

Probadas

Recuperables

Producción

Acumulada

a Jun. 2009

Reservas

Remanentes

a Jun. 2009

BLS % BLS BLS BLS

BT 141.006.079 15 21.150.912 9.121.469 12.029.443

U 324.891.563 25 81.222.891 43.675.727 37.547.164

T 351.726.117 29,4 103.407.478 70.981.856 32.425.622

Hs 200.120.852 44,8 89.654.142 42.043.018 47.611.124

Hi 207.423.783 32 66.375.611 40.528.617 25.846.994

TOTAL 3.092.168.394 361.811.034 206.350.687 155.460.347



Figura 1.5: Reservas Remanentes del Campo Auca – Au ca Sur.



43%

57%

Reservas Remantes Producción Acumulada

15

Figura 1.6: Reservas Remanentes de la Arena Basal T ena.



Figura 1.7: Reservas Remanentes de la Arena “U”.



Figura 1.8: Reservas Remanentes de la Arena “T”.



57%43%


46%54%


31%

69%


16

Figura 1.9: Reservas Remanentes de la Arena Hollín Superior.



Figura 1.10: Reservas Remanentes de la Arena Hollín Inferior.



53%47%


40%

60%


17

CAPITULO 2

ANÁLISIS DE LOS PARÁMETROS PETROFÍSICOS, DE

FLUIDOS, PRESIONES DE LOS YACIMIENTOS Y

CÁLCULO DE RESERVAS POR POZO POR EL MÉTODO

DE CURVAS DE DECLINACIÓN

2.1 PROPIEDADES PETROFÍSICAS

2.1.1 PROPIEDADES DE LAS ROCAS

Los principales parámetros petrofísicos de la roca son: permeabilidad (K),

porosidad (Ø), saturación de fluidos (S), y el espesor neto (ho) que dependen del

grado de compactación, tipo de cementación, grado de impurezas y otras

características propias de la arena.

La Tabla 2.1 muestra los datos promedios correspondientes a cada arena.

Tabla 2.1: Datos Petrofísicos

Reservorio Ø (%) K (md) Sw (%) ho (pies)

Basal Tena 17.09 260 26.59 13.86

U Superior 11.38 760 30.16 26.87

U Inferior 15.65 760 16.16 23.4

T Superior 11.35 250 39.24 12.39

T Inferior 12.96 250 31.79 20.45

H Superior 12.54 500 37.06 17.08

H Inferior 15.15 500 29.86 25.52



18

2.1.2 PROPIEDADES DE LOS FLUIDOS

Para los fluidos es necesario determinar los siguientes parámetros: factores

volumétricos de agua y petróleo (ßw, ßo) respectivamente, viscosidades de agua y

petróleo (µw, µo), saturación de fluidos y salinidad del agua de formación de cada

arena respectivamente, esto se obtiene a partir de un análisis PVT.

2.1.2.1 Análisis PVT

Los análisis PVT se utilizan principalmente para determinar las propiedades de los

fluidos contenidos dentro de la arena. Estos análisis son realizados en laboratorio

simulando las condiciones del reservorio; sus resultados son más confiables que

los obtenidos en las pruebas de campo.

Los datos fueron obtenidos de pruebas PVT disponibles, realizadas a las

muestras tomadas de los pozos en las respectivas arenas (ANEXO 2.1)

Tabla 2.2: Análisis PVT

Datos PVT Basal Tena Napo-U Napo-T Hollín

Pi (psia) 3536 4141 4213 4500

Pb (psia) 645 231 640 195

Boi (bls/BS) 1.23 1.034 1.139 1.113

Bob (bls/BS) 1.154 1.09 1.121 1.069

Coi (1/psia 10-6) 6.2 5.21 6.75 6.48

Cob (1/psia 10-6) 6.2 8.77 9.03 8.18

Uoi (cp) 21.34 13.8 5.05 4.76

Uob (cp) 14.29 2.82 2.6 2.66

RGP (PC/bls) 116 116 110 2

Uw (cp) 0.3 0.3 0.3 0.267

◦API 21.1 19.90 29 31.6



2.2 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

poder determinar cuáles son las zonas potenciales para la perforación de nuevos

pozos.

2.2.1 HISTORIAL DE PRESIÓN

2.2.1.1 Basal Tena

Este yacimiento fue puesto en producción por primera vez en el año de 1980

dando una presión inicial de 3536

psi. En consecuencia, se tiene un decremento de 2636 psi (90.90 psi por año)

La producción diaria para este reservorio,

BPPD, 729 BAPD y 89 BGPD.

Figura 2.1: Historial de Presión de Basal Tena





de pruebas de presión (Build Up), permitiendo así conocer sus

áles son las zonas potenciales para la perforación de nuevos

2.2.1 HISTORIAL DE PRESIÓN

fue puesto en producción por primera vez en el año de 1980

dando una presión inicial de 3536 psi, en la actualidad (2009), una presión de 900

se tiene un decremento de 2636 psi (90.90 psi por año)

para este reservorio, al 31 de junio de 2009


Historial de Presión de Basal Tena



19



sus características y

áles son las zonas potenciales para la perforación de nuevos

fue puesto en producción por primera vez en el año de 1980

una presión de 900

se tiene un decremento de 2636 psi (90.90 psi por año)

al 31 de junio de 2009, es de 1304

20

2.2.1.2 Arenisca “U”


dando una presión inicial de 4141 psi, en la actualidad (2009), una presión de

1600 psi. En consecuencia, se tiene un decremento de 2541 psi (74.73 psi por

año), tal como se ilustra en la figura 2.2.

La producción diaria para este reservorio, al 31 de junio de 2009, es de 8503


Figura 2.2: Historial de Presión de la Arena “U”



2.2.1.3 Arenisca “T”



1700 psi. En consecuencia, se tiene un decremento de 2513 psi (71.8 psi por

año), tal como se ilustra en la figura 2.3.

21



Figura 2.3: Historial de Presión de la Arena “T”



2.2.1.4 Hollín

2.2.1.4.1 Hollín Superior



3300 psi.

En consecuencia, se tiene un decremento de 1200 psi (34.29 psi por año), tal

como se ilustra en la figura 2.4.



22

Figura 2.4: Historial de Presión de Hollín Superior



2.2.1.4.2 Hollín Inferior

Al igual que Hollín Superior este yacimiento fue puesto en producción por primera

vez en el año de 1974 dando una presión inicial de 4500 psi, en la actualidad

(2009), una presión de 4200 psi.

En consecuencia, se tiene un decremento de 300 psi (8.57 psi por año), tal como

se ilustra en la figura 2.5.

Esta mínima la declinación de presión se debe a que en este yacimiento se tiene

la presencia de un acuífero activo.



23

Figura 2.5: Historial de Presión de Hollín Inferior



A continuación se resume en la tabla 2.3 los datos de presión inicial (Pi), presión

de burbuja (Pb) y presión actual (2009) para las diferentes arenas en estudio

Tabla 2.3: Datos de Presión

Parámetros Basal Tena Napo – U Napo – T Hs Hi

Pi (psi) 3536 4141 4213 4500 4500

Pb (psi) 630 880 478 57 57

P(2009) (psi) 900 1600 1700 3300 4200



La producción mensual para el mes de Junio de 2009 del Campo Auca – Auca

Sur fue de 19388 BPPD, 14708 BAPD Y 1604 BAPD.

24

2.2.2 MAPA ISOBÁRICO

Mediante este mapa, se puede visualizar si nuestros pozos a ser ubicados se en

encuentran en una zona de alta o baja presión respectivamente.

Figura 2.6: Mapa Isobárico de la Arena U inferior d el Campo Auca – Auca

Sur.



25

2.3 UBICACIÓN DE LOS POZOS

Para la ubicación de los pozos propuestos se recopiló la información de los pozos

perforados, así como también los mapas estructurales, mapas de ambiente, y

mapas de presión correspondientes a cada una de las arenas, una vez que

establecimos nuestro objetivo principal (ARENA U inferior) y secundaria (ARENA

T inferior), consideramos los pronósticos geológicos que consisten en:

1. La columna geológica esperada.

2. Los bloques fallados de la estructura para seleccionar los pozos vecinos.

3. La identificación de las anomalías geológicas que pueden encontrarse

durante la perforación del pozo.

4. Contar con mapas geológicos para seleccionar los pozos que se revisarán

para programar el nuevo pozo.

5. Contar con mapas de ambiente para obtener una continuidad de arena de

los pozos nuevos con respecto a sus vecinos.

2.3.1 PARÁMETROS PARA LA UBICACIÓN DE POZOS

Los criterios más importantes que se requiere para la ubicación de un pozo son

los siguientes:

1. Que el nuevo pozo ubicado se encuentre en un alto estructural, que este

dentro del límite del LIP (Límite Inferior de Petróleo) o CAP (Contacto Agua

Petróleo), así como también que no esté muy cerca de los pozos ya

perforados en el campo. Para esto utilizamos un mapa estructural de la

arena objetivo (ARENA U inferior) que es el que nos permite visualizar lo

dicho anteriormente.

26

2. Que exista una continuidad de la arena, los mapas de ambiente así como

también las correlaciones mediante el software I.P (Interactive Petrophysic)

permiten conocer si el nuevo pozo ubicado tiene o no continuidad de arena

con respecto a sus pozos vecinos y además permite visualizar un espesor

promedio para el cálculo de reservas.

3. Que el pozo se encuentre en una zona de petróleo y no en una zona de

agua, para esto, se utiliza el software O.F.M (Oil File Manager).

4. Que los nuevos tengan una buena presión, para esto es importante

conocer los Build-up realizados a los pozos aledaños para saber en qué

valor se encuentra la presión de reservorio actualmente.

5. Que los pozos vecinos se encuentren produciendo, para esto es necesario

contar con los historiales de producción de dichos pozos. Además con esta

información se puede conocer la arena que actualmente produce y también

si tiene una buena producción o no.

6. Una vez analizado todos los pasos anteriores, se procede a calcular las

reservas.

7. Finalmente se hace una predicción de la producción para saber en cuántos

años los nuevos pozos ubicados producirán.

Los mapas estructurales, de ambientes, de presión, las propiedades petrofísicas

de los pozos, los Buid-up, fueron facilitados por el Departamento de Yacimientos

de PETROPRODUCCIÓN, los mapas de avance de agua y petróleo, así como los

historiales de producción obtuvimos del O.F.M (Oil File Manager), las

correlaciones de pozos mediante el I.P (Interactive Petrofhysics)

A continuación se describe los pasos a seguir para la ubicación de los pozos

propuestos:

27

1. Ubicamos los pozos propuestos en el mapa estructural (ARENA U), con el

programa AutoCad se obtuvo las coordenas “x” y “y” de los pozos a

proponer, se respetó el espaciamiento entre pozos de aproximadamente

500m tal como determina la DNH (Dirección Nacional de Hidrocarburos),

además se consideró los altos estructurales (anticlinales) y que se

encuentren dentro del límite inferior de petróleo (LIP) ya que en esta zona

no hay contacto agua petróleo (CAP). ubicando 20 pozos en Auca - Auca

Sur. En la figura 2.7 se tomó como ejemplo el pozo AUS – D.

Figura 2.7: Ubicación del Pozo AUS – D en un Mapa E structural



El mapa completo se presenta en el ANEXO 2.2.

28

2. Los pozos ubicados en el paso 1, fueron llevados a un mapa de ambiente

para saber si existe continuidad de arena con respecto a los pozos vecinos.

En la figura 2.8 se hace el análisis para el pozo ubicado AUS-D.

Figura 2.8: Ubicación del Pozo AUS – D en los Mapas de Ambiente para U y

T Inferior respectivamente



Los mapas completos con todos los pozos ubicados se encuentran en los

ANEXOS 2.3 al 2.4.

29

Mediante estos mapas se pudo observar que el pozo ubicado AUS-D, se

encuentra en una arena limpia en U Inferior, y en una arena sucia para T

Inferior, con una continuidad de arena limpia al AUS – 1 y una

discontinuidad de una arena limpia a sucia (arcillosa) al AUS – 2,

respectivamente. Esto quiere decir que tanto en el primer como en el

segundo, caso, el pozo si es de interés hidrocarburífero.

3. Mediante el uso del programa O.F.M ubicamos las coordenadas obtenidas

anteriormente, con este software se conocerá si se encuentran los nuevos

pozos en una zona con alto corte de agua o buena acumulación de

hidrocarburo.

Los mapas utilizados para nuestro objetivo fueron:

• Bubble Map : Permite visualizar como se encuentra el agua y el

petróleo en cada una de las arenas productoras, ver figura 2.9.

Figura 2.9: Bubble Map del Campo Auca – Auca Sur

30

Fuente: O.F.M. Petroproducción


• Grid Map : Por medio de este mapa se puede explicar de una mejor

manera el avance del agua y de petróleo respectivamente que existe

dentro del yacimiento, obteniendo un diagnóstico del campo para la

ubicación de nuevos pozos a perforar, ver figura 2.10 y 2.11.

Figura 2.10: Grid Map de Agua del Campo Auca – Auca Sur

31



Figura 2.11: Grid Map de Petróleo del Campo Auca – Auca Sur

32



• Mapa de Contornos : Se puede conocer si los pozos propuestos se

encuentran en zonas con alta producción de agua, ver figura 2.12.

Figura 2.12: Mapa de Contorno de Acumulado de Agua

33



34

4. Una vez hecho todos los pasos anteriores, se ubicaron los pozos en un

mapa isobárico, con el fin de visualizar si éstos se encuentran en una zona

de alta o baja presión. Cualitativamente los datos de presión se obtendrán

de los Buid-up, para así poder calcular el caudal. Este análisis se lo

realizará más adelante.

Figura 2.13: Ubicación del Pozo AUS – D en un Mapa Isobárico Arena U y T



Para los demás pozos ver ANEXO 2.5 y 2.6.

Después de analizar todos estos mapas se descartaron 8 pozos ya que se

evidenció que el avance de agua era muy alto, que no existía continuidad

de arena y que había presencia de lutita en la mayoría de las arenas de

interés, quedando así 12 pozos.

5. Posteriormente se observó los historiales de producción de los pozos

aledaños para concretar si los nuevos pozos ubicados van a tener una

buena producción.

35

Para el AUS - D los pozos aledaños son: AUS – 1 con un Q = 320 BPPD,

AUS- 2 con un Q = 182 BPPD y finalmente el AUS - 4 con un Q = 543

BPPD. Ver figuras 2.14, 2.15, 2.16.

Figura 2.14: Historial de Producción del Pozo AUS – 1.






36




Para el resto de pozos, los historiales se encuentran en los ANEXOS 2.7 al

2.13.

En la tabla 2.4 se resume la producción de dichos pozos.

Tabla 2.4: Producción de los Pozos Aledaños del AUS – D.

Campo Pozo Yacimiento

Promedio de

Pruebas de

Producción

Petróleo Mensual

BPPD API Petróleo

BLS

Agua

BLS

Gas

PCS

AUS 1 T 320 23.8 9966 3876 435

AUS 2 U 182 32.2 5670 3780 33

AUS 4 T 543 19 14226 749 0

TOTAL 29862 8404 468



37

6. Mediante el software I.P (Interactive Petrophysic) realizamos las

correlaciones con el fin de saber la continuidad de las arenas, los topes y

bases esperados, y también para calcular el espesor promedio, dato que es

necesario para el cálculo de las nuevas reservas. Ver figura 2.17, para el

pozo AUS – D.

Figura 2.17: Mapa de Secuencia entre el Pozo AUS – 1 y el AUS – 2.

Fuente: I.P. Petroproducción


Para los demás pozos, ver ANEXOS 2.14 al 2.20

38

7. Recopilada toda esta información se procedió a obtener las reservas de los

pozos aledaños mediante el método de curvas de declinación. Para esto

nos basamos del software O.F.M.

2.4 CALCULO DE RESERVAS

Las reservas se consideran como el volumen de hidrocarburo existente en un

yacimiento, que son factibles de recuperar y que sea técnica y económicamente

rentable.

Para el cálculo de las reservas que se realizan en los yacimientos de un campo

petrolero, se emplea el Método Volumétrico, Curvas de Declinación, Simulación

Matemática, entre otras. Sin embargo, de acuerdo a los intereses y operaciones

desarrolladas en los campos se empleara el método Volumétrico y las Curvas de

Declinación; debido a que los modelos de producción en base a las estadísticas

de los mismos, han reflejado valores más aproximados.

2.4.1 MÉTODO DE CURVAS DE DECLINACIÓN

Debido al comportamiento productivo que presentan los pozos se considera que

se está tratando con un sistema de depletación. La representación gráfica de la

información de producción enseña curvas que disminuyen con el tiempo y cuya

extrapolación es útil para estimar proyecciones futuras de producción. Las dos

cantidades que usualmente se pueden determinar son las reservas remanentes y

la vida de producción cumulativa.

Para generar la curva tienen que reunir dos aspectos: primero, el valor tiene que

ser una función más o menos continua de la variable dependiente y cambiar de

una manera uniforme y, segundo, 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 pueden ser puestos para un pequeño caso.

39

Los dos tipos más importantes de curvas son caudal/tiempo (Historia de

Producción) y curva de declinación (Predicción de Producción); que, sabiendo los

costos de operación, usualmente se hace posible determinar exactamente la rata

del límite económico y éste es el punto final de la curva.

El límite económico es cuando los costos de producción se igualan al valor de

hidrocarburo producido.

Los cambios en la rata de producción pueden ser afectados por las siguientes

causas.

1. Decrecimiento en la eficiencia de los equipos de levantamiento.

2. Reducción del Índice de Productividad como resultado de los cambios

físicos alrededor del pozo.

3. Cambios en el fondo del pozo como: presión, BSW, GOR, etc.

2.4.1.1 Declinación Exponencial

La expresión matemática general para la taza de producción puede ser expresada

como:

qqt

dq

α1−= (2.1)

La tasa de declinación �� en esta ecuación puede ser constante o variable con el

tiempo y, por ser simple en su uso se representa como una línea recta fácil de

extrapolar.

Si se integra esta expresión (2.1) y asumiendo la declinación constante, se tiene:

40

ctq

dtq

dq

dtq

dq

dtq

dq

+−=

−=

−=

−=

∫∫

∫∫

α

α

α

α

1ln

1

1

1

Si las condiciones iniciales son a � � 0, entonces, � � � y reemplazando en la

ecuación anterior, se encuentra el valor de la constante de integración.

cLnq

cLnq

=

+−=

0

0 )0(1α

Reemplazando el valor de la constante de integración se deduce:

t

t

eqq

eqq

tqq

Ln

tLnqLnq

LnqtLnq

α

α

α

α

α

1

0

1

0

0

0

0

1

1

1

−

−

=

=

−=

−=−

+−=

La ecuación para la declinación exponencial está expresada de la siguiente forma.

teqoq α

1

.−

= , Donde D=α1

Dteqoq −= . (2.2)

41

Donde:

q = Tasa de producción al tiempo t (BPPD)

qo = Tasa de producción al tiempo t=0 (BPPD)

D = Declinación exponencial (1/año)

t = tiempo en años.

Se determina también una tasa de declinación “d” a partir de la ecuación:

t

t

t

tt

q

qd

q

qqd

1

1

1 +

+

−=

−=

(2.3)

Siendo tq y 1+tq las tasas de producción medidos en un intervalo de tiempo de un

año.

En esta tasa de declinación, d no es igual a D, pero están relacionados de la

siguiente forma.

Ded −−= 1 (2.4)

La ecuación para encontrar la tasa de producción a un tiempo t, reemplazando la

ecuación 2.4 en la ecuación 2.2, queda expresado como:

tdqq )1(0 −= (2.5)

Para obtener la producción acumulada desde el inicio de producción hasta un

tiempo t, se utiliza la siguiente ecuación.

qd

qqNp +

−= 0 (2.6)

42

Las gráficas obtenidas muestran 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.

Para obtener información confiable del cálculo de reservas realizadas por este

método, es importante contar con un historial de producción largo (2 ó 3 años de

producción mínima). En la figuras 2.18 y 2.19 se muestran los cálculos de

reservas para el pozo AUS – 1 y AUS – 2 respectivamente.

Figura 2.18: Cálculo de Reservas por Curvas de Decl inación para el Pozo

AUS - 1



43

Tabla 2.5: Comportamiento de Producción del Pozo AU S – 1 para la Arena T

Año Producción

Diaria (BLS)

Producción

Mensual (BLS)

1997 643 19.556

1998 453 13.767

1999 383 11.631

2000 352 10.724

2001 425 12.927

2002 387 11.765

2003 222 6.740

2004 394 12.016

2005 342 10.391

2006 316 9.590

2007 334 10.178

2008 260 7.938

abr-09 290 8.715



Figura 2.19: Cálculo de Reservas por Curvas de Decl inación para el pozo

AUS- 2



44

Tabla 2.6: Comportamiento de Producción del Pozo AU S – 2 para la Arena U

Año Producción

Diaria (BLS)

Producción

Mensual (BLS)

1985 381 11618

1986 421 12787

1987 329 9969

1988 377 11495

1989 294 8946

1990 310 9444

1991 391 11924

1992 238 7262

1993 345 10498

1994 275 8347

1995 273 8288

1996 242 7360

1997 372 11316

1998 346 10516

1999 321 9773

2000 347 10582

2001 294 8986

2002 298 9052

2003 313 9516

2004 296 9036

2005 274 8334

2006 300 9113

2007 301 9164

2008 319 9745

mar-09 197 5833



Para los demás pozos, ver ANEXOS 2.21 al 2.32.

8. Finalmente procedimos a calcular las reservas de los nuevos pozos

ubicados mediante el método volumétrico.

45

2.4.2 MÉTODO VOLUMÉTRICO

Este método se emplea para calcular el volumen de petróleo presente en el

yacimiento y se basa en:

1. Información obtenida de Registros eléctricos y análisis de núcleos de

donde se determina el volumen total, porosidad y saturación de los fluidos.

2. Análisis del fluido donde se determina el factor volumétrico del petróleo.

El área de drenaje circular del reservorio, generalmente se obtiene a partir del

radio entre los pozos, los mismos que se encuentran en los mapas estructurales;

ubicando el punto medio de un segmento de recta que une a los mismos.

Posteriormente se grafica una área circular, la que limita a cada una de los pozos;

donde se determina el radio de drenaje de un pozo medido en centímetros; luego

multiplicar por un factor de conversión “1640“, lo que transformamos a pies; y,

finalmente la fórmula del área circular “π x r2“. Al dividir por el factor de conversión

43560 se obtiene el área de drenaje.

El límite de reservorio no será exactamente circular y no estará en la mitad de la

distancia entre los pozos cuando estos drenan un área infinita. Por ejemplo, en el

caso de un yacimiento con empuje hidráulico, el radio de drenaje se extiende en el

acuífero hasta alcanzar un límite impermeable.

2.4.1.1 Fórmulas para el Cálculo de Reservas

Reservas iniciales (BLS) = ( )r

oi

wo FB

ShA*

1****758.7

−φ (2.7)

Donde:

k: Permeabilidad (md)

A: Área (acres)

46

φ: Porosidad (%)

oh : Espesor neto (ft)

wS : Saturación de Agua (%)

Reservas Remanentes (BLS) = pr NNN −= (2.8)

Recuperación de petróleo inicial

( ) ( )

1741.0

3722.0

0979.01611.0

***

*1*

*815.41

−=

a

iwi

oi

wi

oi

wr P

PS

k

B

SF

µµφ

(2.9)

Donde:

iP : Presión inicial (Psi)

k: Permeabilidad (md)

wiµ : Viscosidad del agua (cp)

h: Espesor neto (ft)

oiµ : Viscosidad del petróleo (cp)

wiS : Saturación de agua inicial (%)

φ : Porosidad (%)

oiB : Factor volumétrico del Petróleo

aP : Presión de abandono equivalente al 10% de la presión inicial

Recuperación de Petróleo actual 100*N

NF p

r =

(2.10)

9. Se calculó las reservas de los 12 pozos ubicados, pero de éstos solo 8

obtuvieron reservas mayores al 1200000 BLS, los pozos restantes fueron

descartados por tener un menor potencial de hidrocarburo.

47

Tabla 2.7: Cálculo de Reservas para el Pozo AUS – D .



Tabla 2.8: Cálculo de Reservas para el Pozo AUC – A .

Fuente: Departamento de Yacimientos, Petroproducción.


48

Tabla 2.9: Cálculo de Reservas para el Pozo AUC – D .



Tabla 2.10: Cálculo de Reservas para el Pozo AUC – I.



49

Tabla 2.11: Cálculo de Reservas para el Pozo AUC – L.



Tabla 2.12: Cálculo de Reservas para el Pozo AUC – M.



50

Tabla 2.13: Cálculo de Reservas para el Pozo AUC – N.



Tabla 2.14: Cálculo de Reservas para el Pozo AUC – U.



51

Los resultados de las reservas de los nuevos pozos se presentan a

continuación en la siguiente tabla:

Tabla 2.15: Reservas Totales de los Pozos Ubicados

Pozo Reservas Totales

(BLS)

AUS – D 1.396.727

AUC – A 1.798.217

AUC – D 2.098.125

AUC – I 1.471.769

AUC – L 2.268.355

AUC – M 1.479.731

AUC – N 1.732.333

AUC – U 1.206.389

Total 13.451.646


Tabla 2.16: Reservas Principales de los Pozos Ubic ados

Pozo Reservas

Principales (BLS) Arena

AUS – D 889.365 T Inferior

AUC – A 813.556 T Inferior

AUC – D 849.125 U Inferior

AUC – I 901.132 U Inferior

AUC – L 1.201.060 U Inferior

AUC – M 844.187 U Inferior

AUC – N 775.437 U Inferior

AUC – U 805.940 T Inferior


52

10. Todo este proceso de ubicación que se siguió en el AUS-D se lo realizó

para los demás pozos, ver en ANEXOS.

Justificativo de la Ubicación de pozos propuestos a Perforar

Siendo el objetivo de PETROPRODUCCION mantener o incrementar de ser

posible la producción de petróleo en sus campos, se ha propuesto la perforación

de pozos direccionales de desarrollo en el campo Auca – Auca Sur, los cuales son

(AUS - D, AUC – A, AUC – D, AUC – I, AUC – L, AUC – M, AUC – N, AUC-U)

La tabla 2.17 muestra las coordenadas de los pozos ubicados, así como también

la plataforma de salida.

Tabla 2.17: Ubicación de Coordenadas de los Pozos U bicados y Well Pad

Well Pad Pozos Ubicados (Target)

Pozo X (m) Y (m) Pozo X (m) Y (m)

AUS – 1 290252,0650 9912644,6800 AUS – D 290502,7008 9913158,5182

AUC – 4 290167,5150 9935249,5120 AUC – A 290455,0441 9934371,0790

AUC – 2 289448,8900 9933120,0470 AUC – D 288252,1802 9933136,9323

AUC – 10 290048,0150 9929418,0150 AUC – I 290141,9221 9929939,8129

AUC – 32 290923,8305 9926852,7947 AUC – L 290265,7833 9927051,7840

AUC – 32 290923,8305 9926852,7947 AUC – M 290973,1563 9927373,2500

AUC – 32 290923,8305 9926852,7947 AUC – N 290487,3225 9926530,0742

AUC – 21 291134,2350 9920625,0600 AUC – U 291746,2368 9920556,2500



53

CAPITULO 3

ANÁLISIS DE LA UBICACIÓN DE LOS POZOS EN EL

CAMPO A PERFORAR, PRUEBAS DE INTERFERENCIA Y

RADIO DE DRENAJE

3.1 EVALUACIÓN DEL CAUDAL DE LOS POZOS PROPUESTOS

En los capítulos anteriores se analizó los pozos propuestos mediante mapas

estructurales, de ambiente, de presión, de saturación, de acumulación de agua y

de petróleo con el fin obtener una excelente ubicación de los pozos a ubicar. Con

el programa O.F.M. (Oil File Manager) analizamos los historiales de producción,

las reservas producidas por curvas de declinación de los pozos aledaños,

mientras que con el software I.P. (Interactive Petrophysics) las correlaciones así

como las continuidades de las arenas. Posteriormente se calculó las reservas de

cada pozo propuesto mediante un análisis volumétrico.

A continuación se presentan todos los resultados en la tabla 3.1

Tabla 3.1: Coordenadas y Reservas de los Pozos Ubic ados

Pozo X (m) Y (m)

Reservas

Totales

(BLS)

Reservas

Principales

(BLS)

Arena

AUS – D 290502,7008 9913158,5182 1.396.727 889.365 T Inferior

AUC – A 290455,0441 9934371,0790 1.798.217 813.556 T Inferior

AUC – D 288252,1802 9933136,9323 2.098.125 849.125 U Inferior

AUC – I 290141,9221 9929939,8129 1.471.769 901.132 U Inferior

AUC – L 290265,7833 9927051,7840 2.268.355 1.201.060 U Inferior

AUC – M 290973,1563 9927373,2500 1.479.731 844.187 U Inferior

AUC – N 290487,3225 9926530,0742 1.732.333 775.437 U Inferior

AUC – U 291746,2368 9920556,2500 1.206.389 805.940 T Inferior


54

Una vez realizado todo este procedimiento (Capítulo 2) se procedió hacer el

cálculo del caudal de la arena principal o de mayor reserva para cada pozo

ubicado.

Con la ayuda de los B’ Up de los pozos vecinos se determinó la permeabilidad,

presión de reservorio y presión de fondo fluyente de nuestros pozos propuestos,

datos primordiales para poder determinar el caudal de los nuevos pozos

mencionados y así poder realizar una predicción de la producción de petróleo.

Finalmente se calculó los radios de drenaje de las pozos adjuntos con el fin se

saber si nuestros pozos pueden producir de esa arena.

3.1.1 EVALUACIÓN DEL CAUDAL PARA EL POZO UBICADO AU S - D

El pozo propuesto AUS – D, tiene como arena objetivo la T inferior por tener el

mayor volumen de reservas y como arena secundaria la U Inferior.

En la Figura 3.1 se analizó la presión de los pozos vecinos que produzcan de la

arena T Inferior.

Figura 3.1: Presión Promedia del Reservorio T Infer ior para el AUS – D.



55

Tabla 3.2: Cálculo de Caudal Diario de Petróleo par a el Pozo AUS - D

Parámetros para el AUS – D

K (d) 0.026 Numerador 16898.544

H (pies) 54 Denominador 42.67

U (cp) 5.05 Q= 396 BPPD

Bo (bl/BLS) 1.139

Re (m) 500

Rw (m) 0.3

Pi (psi) 3800

Pwf (psi) 2100

ln(re/rw) 7.418580903

Pi-Pwf (psi) 1700



3.1.2 EVALUACIÓN DEL CAUDAL DEL POZO UBICADO AUC – A

El pozo propuesto AUC - A tiene como arena objetivo la T inferior por tener el

mayor volumen de reservas y como arena secundaria Basal Tena.


arena T Inferior.

Figura 3.2: Presión Promedia del Reservorio T Infer ior para el AUS – D.



56

Tabla 3.3: Cálculo del Caudal Diario de Petróleo pa ra el Pozo AUC – A



3.1.3 EVALUACIÓN DEL CAUDAL DEL POZO UBICADO AUC – D

El pozo propuesto AUC - D tiene como arena objetivo la U inferior por tener el

mayor volumen de reservas y como arena secundaria Hollín inferior.


arena U Inferior.

Figura 3.3: Presión Promedia del Reservorio U Infer ior para el AUC – D.



57

Tabla 3.4: Cálculo del Caudal Diario de Petróleo pa ra el AUC – D

Parámetros para el AU C – D

K (d) 0.115359 Numerador 33769.73822


U (cp) 4.76 Q= 819 BPPD

Bo (bl/BLS) 1.113

Re (m) 720.205

Rw (m) 0.3

Pi (psi) 3300

Pwf (psi) 1921.77

ln(re/rw) 7.783508698

Pi-Pwf (psi) 1378.23



3.1.4 EVALUACIÓN DEL CAUDAL DEL POZO UBICADO AUC – I

El pozo propuesto AUC - I tiene como arena objetivo la U inferior por tener el

mayor volumen de reservas y como arena secundaria Hollín superior.


arena U Inferior.

Figura 3.4: Presión Promedia del Reservorio U Infer ior para el AUC – I.



58

Tabla 3.5: Cálculo del Caudal Diario de Petróleo p ara el AUC - I

Parámetros para el AU C – I

K (d) 0.094 Numerador 10781.424


U (cp) 4.76 Q= 256 BPPD

Bo (bl/BLS) 1.113

Re (m) 856.80

Rw (m) 0.3

Pi (psi) 1200

Pwf (psi) 600

ln(re/rw) 7.957173939

Pi-Pwf (psi) 600



3.1.5 EVALUACIÓN DEL CAUDAL DEL POZO UBICADO AUC – L

El pozo propuesto AUC – L tiene como arena objetivo la U inferior por tener el



arena U Inferior.

Figura 3.5: Presión Promedia del Reservorio U Infer ior para el AUC – L.



59

Tabla 3.6: Cálculo del Caudal Diario de Petróleo p ara el AUC – L

Parámetros para el AU C – L

K (d) 0.363707 Numerador 14832.26243


U (cp) 4.76 Q= 361 BPPD

Bo (bl/BLS) 1.113

Re (m) 697.29675

Rw (m) 0.3

Pi (psi) 1100

Pwf (psi) 676

ln(re/rw) 7.751183878

Pi-Pwf (psi) 424



3.1.6 EVALUACIÓN DEL CAUDAL DEL UBICADO AUC – M

El pozo propuesto AUC - M tiene como arena objetivo la U inferior por tener el



arena U Inferior.

Figura 3.6: Presión Promedia del Reservorio U Infer ior para el AUC – M.



60

Tabla 3.7: Cálculo del Caudal Diario de Petróleo pa ra el Pozo AUC - M

Parámetros para el AU C – M

K (d) 0.363707 Numerador 14832.26243


U (cp) 4.76 Q= 374 BPPD

Bo (bl/BLS) 1.113

Re (m) 535.2451667

Rw (m) 0.3

Pi (psi) 1100

Pwf (psi) 676

ln(re/rw) 7.486697702

Pi-Pwf (psi) 424



3.1.7 EVALUACIÓN DEL CAUDAL DEL UBICADO AUC – N

El pozo propuesto AUC - N tiene como arena objetivo la U inferior por tener el



arena U Inferior.

Figura 3.7: Presión Promedia del Reservorio U Infer ior para el AUC – N.



61

Tabla 3.8: Cálculo del Caudal Diario de Petróleo pa ra el AUC – N

Parámetros para el AU C – N

K (d) 0.46 Numerador 38886.192


U (cp) 4.76 Q= 943 BPPD

Bo (bl/BLS) 1.113

Re (m) 720.205

Rw (m) 0.3

Pi (psi) 1300

Pwf (psi) 902

ln(re/rw) 7.783508698

Pi-Pwf (psi) 398



3.1.8 EVALUACIÓN DEL CAUDAL DEL POZO UBICADO AUC - U

El pozo propuesto AUC - U tiene como arena objetivo la T inferior por tener el

mayor volumen de reservas y como arena secundaria Basal Tena


arena T Inferior.

Figura 3.8: Presión Promedia del Reservorio U Infer ior para el AUC – U.



62

Tabla 3.9: Cálculo del Caudal diario de Petróleo p ara el AUC – U



A continuación, en la tabla 3.9 se resumen los resultados anteriormente obtenidos

Tabla 3.10: Caudal de los Pozos Ubicados

Pozos Arena Objetivo Caudal (BPPD)

AUS – D T Inferior 396

AUC - A T Inferior 453

AUC – D U Inferior 819

AUC – I U Inferior 256

AUC – L U Inferior 361

AUC – M U Inferior 374

AUC – N U Inferior 943

AUC - U T Inferior 344



63

3.2 PRUEBAS DE INTERFERENCIA

Son pruebas en la que normalmente involucra dos pozos: un pozo activo (que

está produciendo o inyectando) y un pozo cerrado o de observación de presión.

Las pruebas de interferencia tienen dos objetivos fundamentales:

1. Determinar si dos o más pozos tienen comunicación de presión en

el mismo yacimiento.

2. Si la comunicación existe, proporcionar estimaciones de la capacidad, k*h,

y del producto porosidad-compresibilidad, Φ*Ct, en la vecindad de los

pozos probados.

El término “interferencia” es usado cuando la producción de un pozo particular

causa una caída de presión detectable en un pozo adyacente.

En una prueba de inferencia un caudal modificado de larga duración en un pozo

activo crea una inferencia de presión en un pozo de observación.

Estas pruebas requieren al menos un pozo activo (productor o inyector) y al

menos un pozo de observación que por lo general está cerrado.

En la figura 3.9 se ilustra esquemáticamente el caso típico de una prueba de

inferencia que se realiza en un yacimiento de gran extensión.

Para medir las presiones se baja un elemento registrador y luego se cierra el pozo

de observación.

Una prueba de interferencia se efectúa inyectando o produciendo fluidos desde

uno o más pozos (pozo activo) y observando la respuesta de la presión de fondo

en otro u otros pozos (pozo de observación).

64

Figura 3.9: Pozos activo y de observación en la pru eba interferencia

Fuente: Fundamentos de Prueba de Presión. Ing. Raúl Valencia

Las pruebas de inferencia presentan la ventaja de tener una mayor área de

investigación en un reservorio que una prueba de pozos simple (prueba de

incremento o decremento de presión); aunque es una creencia común que las

pruebas de inferencia proveen solo información de la región entre los pozos,

los resultados de la prueba son influenciados por una región mucho más

grande.

Vela y McKinley muestran la región influenciada por la prueba (un rectángulo con

lados de longitud 2rinf y 2rinf + r) indicada en la figura 3.10, donde, rinf, es

el radio de influencia alcanzado por el pozo activo durante la prueba, y r,

es la distancia entre el pozo de observación y el pozo activo.

Figura 3.10: Región aproximada de influencia en una Prueba de Interferencia

Fuente: Fundamentos de Prueba de Presión. Ing. Raúl Valencia

65

En conclusión, la finalidad del análisis de una prueba de interferencia es medir la

presión a una distancia “r” del pozo; siendo “r” la distancia entre el pozo

observador y el pozo activo.

3.3 RADIO DE DRENAJE (re)

Es la distancia comprendida desde el centro del pozo y el límite de volumen de

roca permeable. Se lo llama radio de drenaje, ya que en la mayoría de los casos

se asume un flujo radial desde el reservorio hacia el pozo, ver figura 3.11.

Figura 3.11: Radio de Drenaje (r e) y Radio del Pozo (r w)

Fuente: Productividad de Pozos. Ópica Consultores

3.4 ANÁLISIS DE INTERFERENCIA DE POZOS

Para realizar el análisis de interferencia de los pozos nuevos con respecto a sus

vecinos, se procedió a calcular los radios de drenaje de los pozos aledaños con el

fin de saber que distancia ya han drenado y con eso, saber si hay no área de

drenaje para los nuevos pozos ubicados en el campo Auca – Auca Sur. A

continuación se muestra un ejemplo de cálculo para el pozo ubicado AUC- A

66

Ejemplo de Cálculo del Radio de Drenaje AUS – D.

Para obtener la ecuación de nos permita calcular el radio de drenaje, partimos de

la ecuación de reservas.

ro

o FhAS

servas *****7758

Reβ

φ= (3.1)

2* erA π= (3.2)

1 acre = 4046,856 m2

Remplazando la ecuación 3.2 en 3.1 y despejando, se obtiene la ecuación de

radio de drenaje (3.3)

ro

eo

Fh

rS

servas **

856,4046

****7758

Re

2

β

πφ=

ro

oe FhS

servasr

****7758

856,4046**Re2

φβ

=

ro

oe FhS

servasr

****7758

856,4046**Re

φβ

= (3.3)

Donde:

φ = Porosidad

So = Saturación de Petróleo

βo = Factor Volumétrico del Petróleo

Fr = Factor de recobro

h = Espesor

re = Radio de drenaje

67

• AUS – 1

Datos:

Np = 1956.04 MBLS

φ = 12.96 %

So = 68.21 %

βo = 1.139

Fr = 29.4%

h = 54 ft

Arena Productora = Ti

ro

oe FhS

servasr

****7758

856,4046**Re

φβ

=

294.0*54*6821.0*1296.0*7758856,4046*139.1*1956040=er

re = 513.41 m

• AUS – 4

Datos:

Np = 702.218 MBLS

φ = 12.96 %

So = 68.21 %

βo = 1.139

Fr = 29.4%

h = 50 ft

Arena Productora = Ti

68

ro

oe FhS

servasr

****7758

856,4046**Re

φβ

=

294.0*50*6821.0*1296.0*7758856,4046*139.1*702218=er

re =319.69 m

A continuación en la tabla 3.11 se muestran todos los resultados de los radios de

drenaje de los pozos vecinos con respecto a los pozos propuestos.

Tabla 3.11: Radios de Drenaje de los Pozos Aledaños

Pozo

Propuesto

Pozos

Aledaños

Arena

Productora

re

m

AUS - D AUS - 1 Ti 513.41

AUS - 4 Ti 319.69

AUC - A AUC -4 Ti 732.06

AUC-40 Ti 537.12

AUC - D AUC-52 Ui 266.58

AUC - I AUC - 10 Ui 211.59

AUC - L AUC - 31 Ui 157.29

AUC - M AUC - 31 Ui 157.29

AUC - N AUC - 9 Ui 396.65

AUC - U AUC - 20 Ti 490.14

AUC -21 Ti 363.30


En la tabla 3.12 se analiza las distancias que tienen los pozos nuevos con

respecto a sus vecinos.

69

Tabla 3.12: Distancia de los pozos nuevos con respe cto a sus aledaños

Pozo

Propuesto

Pozos

Aledaños

Distancia

entre

Pozos Arena

Productora

m

AUS - D

AUS - 1 875.20 Ti

AUS - 2 554.10 Ui

AUS - 4 1076.49 Ti

AUC - A AUC - 4 924.29 Ti

AUC - 40 1052.03 Ti

AUC - D

AUC - 40 1052.03 Ti

AUC - 52 704.271 Ui

AUC - 2 596.95 Hs

AUC - I AUC - 10 530.10 Ui

AUC - L AUC - 31 707.12 Ui

AUC - 32 694.34 Hs

AUC - M

AUC - 31 707.12 Ui

AUC - 32 694.34 Hs

AUC - 26 554.32 BT

AUC - N AUC - 32 694.34 Hs

AUC - 9 736.08 Ui

AUC - U

AUC - 20 700.55 Ti

AUC - 21 615.86 Ti

AUC - 36 897.97 Hs


70

Analizando los resultados de radio de drenaje de los pozos ubicados con respecto

a los vecinos, se concluyó que en algunos existe interferencia y en otros no. Ver

Tabla 3.13

Tabla 3.13: Análisis de la Interferencia entre los Pozos Propuestos y los

Pozos Aledaños

Pozo

Propuesto

Pozos

Aledaños

Distancia

entre Pozos Arena

Productora

re Pozos

Aledaños

re Pozos

Propuestos Interferencia

m m m

AUS – D AUS – 1 875.20 Ti 437.6 513.41 SI

AUS – 4 1076.49 Ti 538.26 319.69 NO

AUC – A AUC – 4 924.29 Ti 462.15 732.06 SI

AUC - 40 1052.03 Ti 526.02 537.12 SI

AUC – D AUC - 52 704.271 Ui 352.14 266.58 NO

AUC – I AUC - 10 530.10 Ui 265.05 211.59 NO

AUC – L AUC - 32 694.34 Hs 347.17 157.29 NO

AUC – M AUC - 31 707.12 Ui 353.56 157.29 SI

AUC – N AUC – 9 736.08 Ui 368.04 396.65 SI

AUC – U AUC - 20 700.55 Ti 350.278 490.14 SI

AUC - 21 615.86 Ti 307.93 363.30 SI


3.5 PREDICCIÓN DE LA PRODUCCIÓN DE PETRÓLEO

A continuación se muestra el análisis de predicción de producción de petróleo

que se obtuvo a partir de los datos calculados de reservas y caudales para los

pozos propuestos, diaria, anual y acumulada, reservas remanentes y el porcentaje

de reservas recuperadas.

Los resultados de este análisis y las graficas de la predicción de producción de

petróleo en función del tiempo se presentan a continuación.

Tabla 3.14: Predicción de la P

Reservas Originales (BLS)

Periodo De Producción (Años)

Producción Máxima Diaria (

Año

Producción

Diaria

BPPD

2010 422

2011 394

2012 367

2015 298

2016 278

2017 259

2018 241

2019 225

2020 210

2021 196

2022 182

2023 170

2024 159

2025 148

2026 138

2027 128


Figura 3.12: Predicción de la P


0

40000

80000

120000

160000

200000

2010 2012

PR

OD

UC

CIO

N D

E P

ETR

OLE

O (

BF)

Tabla 3.14: Predicción de la P roducción de Petróleo AUC – A.


Producción Máxima Diaria (BLS)

Producción

Anual

Producción

Acumulada

Reservas

Remanentes

BLS BLS BLS

152055 152055 1646162

141775 293830 1504387

132190 426020 1372197

107151 533171 1026872

99907 633078 926965

93153 726231 833812

86855 813086 746957

80983 894069 665974

75508 969577 590466

70403 1039981 520063

65644 1105624 454419

61206 1166830 393213

57068 1223898 336146

53210 1277108 282936

49612 1326720 233323

46258 1372978 187065


Predicción de la P roducción de Petróleo AUC – A.


2014 2016 2018 2020 2022 2024

TIEMPO (AÑOS)

71

A.

1798217.099

16

453

Remanentes

Reservas

Recuperadas

%

8.46

16.34

23.69

42.89

48.45

53.63

58.46

62.96

67.16

71.08

74.73

78.13

81.31

84.27

87.02

89.60

A.

2024 2026 2028

Tabla 3.15: Predicción de la

Reservas Originales ( BLS



Año

Producción

Diaria

Producción

BPPD

2010 764

2011 712

2012 664

2013 619

2014 577

2015 538

2016 502

2017 468

2018 436


Figura 3.13: Predicción de la Producción de Petróle o AUC


0

100000

200000

300000

400000

2010 2011

PR

OD

UC

CIO

N D

E P

ETR

OLE

O (

BF)

: Predicción de la Producción de Petróleo AUC – D.

BLS)


Producción Máxima Diaria ( BLS)

Producción

Anual

Producción

Acumulada

Reservas

Remanentes

BLS BLS BLS

274907 274907 1823218

256322 531229 1566897

238993 770221 1327904

222835 993057 1105069

207770 1200827 897299

193724 1394550 703575

180627 1575177 522948

168415 1743592 354533

157029 1900622 197503


Figura 3.13: Predicción de la Producción de Petróle o AUC – D.

Xavier Guerrero, Pablo Valencia.

2012 2013 2014 2015 2016 2017

TIEMPO (AÑOS)

72

D.

2098125.337

9

819

Reservas

Recuperadas

%

13.10

25.32

36.71

47.33

57.23

66.47

75.08

83.10

90.59

D.

2017 2018 2019

Tabla 3.16: Predicción de la Producción de Petróleo AUC




Año

Producción

Diaria

BPPD

2010 239

2011 223

2012 208

2013 193

2014 180

2015 168

2016 157

2017 146

2018 136

2019 127

2020 119

2021 111

2022 103

2023 96

2024 90




0

20000

40000

60000

80000

100000

2010 2012PR

OD

UC

CIO

N D

E P

ETR

OLE

O (

BF)

: Predicción de la Producción de Petróleo AUC – I.

BLS)



Producción

Anual

Producción

Acumulada

Reservas

Remanentes

BLS BLS BLS

85929 85929 1385840

80120 166049 1305720

74703 240753 1231016

69653 310406 1161363

64944 375350 1096419

60553 435903 1035866

56460 492363 979406

52643 545006 926764

49084 594089 877680

45765 639855 831915

42671 682526 789243

39786 722312 749457

37097 759409 712360

34589 793998 677772

32250 826248 645521


Predicción de la P roducción de Petróleo AUC – I.

Guerrero, Pablo Valencia.

2012 2014 2016 2018 2020 2022

TIEMPO (AÑOS)

73

1471769.229

15

256

Reservas

Recuperadas

%

5.84

11.28

16.36

21.09

25.50

29.62

33.45

37.03

40.37

43.48

46.37

49.08

51.60

53.95

56.14

I.

2024 2026





Año

Producción

Diaria

BPPD

2010 337 2011 314 2012 293 2013 273 2014 254 2015 237 2016 221 2017 206 2018 192 2019 179 2020 167 2021 156 2022 145 2023 135 2024 126 2025 118 2026 110 2027 102 2028 95 2029 89 2030 83 2031 77 2032 72


Figura 3.15: Predicción de


0

50000

100000

150000

2010

PR

OD

UC

CIO

N D

E P

ETR

OLE

O (

BF)

: Predicción de la Producción de Petróleo AUC – L

BLS)



Producción

Anual

Producción

Acumulada

Reservas

Remanentes

BLS BLS BLS

121174 121174 2145860 112982 234156 2032878 105344 339499 1927534 98222 437721 1829313 91581 529302 1737731 85390 614692 1652342 79617 694309 1572725 74234 768543 1498490 69216 837759 1429275 64536 902295 1364738 60173 962468 1304565 56105 1018573 1248460 52312 1070885 1196148 48775 1119661 1147373 45478 1165139 1101895 42403 1207542 1059491 39537 1247079 1019955 36864 1283942 983091 34371 1318314 948720 32048 1350362 916672 29881 1380243 886791 27861 1408104 858930 25977 1434081 832952


Figura 3.15: Predicción de la Producción de Petróleo AUC – L.


2015 2020 2025 2030

TIEMPO (AÑOS)

74

L

2267033.501

23

361

Reservas

Recuperadas

%

5.35 10.33 14.98 19.31 23.35 27.11 30.63 33.90 36.95 39.80 42.45 44.93 47.24 49.39 51.39 53.27 55.01 56.64 58.15 59.57 60.88 62.11 63.26

L.

2030 2035

Tabla3.18: Predicción de la P




Año

Producción

Diaria

Producción

BPPD

2010 349

2011 325

2012 303

2013 283

2014 264

2015 246

2016 229

2017 214

2018 199

2019 186

2020 173

2021 161

2022 151

2023 140

2024 131

2025 122

2026 114

2027 106 Elaborado por: Xavier Guerrero, Pablo Val



0

20000

40000

60000

80000

100000

120000

140000

2010 2012

PR

OD

UC

CIO

N D

E P

ETR

OLE

O (

BF)

Predicción de la P roducción de Petróleo AUC – M.

BLS)



Producción

Anual

Producción

Acumulada

Reservas

Remanentes

BLS BLS BLS

125538 125538 1354817

117050 242588 1237766

109137 351725 1128629

101759 392384 1026870

94879 420982 931991

88465 440190 843526

82484 522674 761042

76908 599581 684135

71708 671290 612427

66860 738150 545566

62340 800490 483226

58126 858615 425101

54196 912811 370905

50532 963343 320373

47116 1010459 273257

43930 1054389 229327

40960 1095349 188367

38191 1133541 150176 Elaborado por: Xavier Guerrero, Pablo Valencia

Predicción de la P roducción de Petróleo AUC – M.


2014 2016 2018 2020 2022 2024

TIEMPO (AÑOS)

75

M.

1480354.033

18

374

Remanentes

Reservas

Recuperadas

%

8.48

16.39

23.76

30.63

37.04

43.02

48.59

53.79

58.63

63.15

67.36

71.28

74.94

78.36

81.54

84.51

87.28

89.86

M.

2024 2026 2028

Tabla 3.19: Predicción de la P




Año

Producción

Diaria

BPPD

2010 879

2011 820

2012 764

2013 713

2014 665

2015 620


Figura 3.17: Predicción de la Producción de Petróleo AUC


0

100000

200000

300000

400000

2010 2011

PR

OD

UC

CIO

N D

E P

ETR

OLE

O (

BF)

Predicción de la P roducción de Petróleo AUC – N.

BLS)



Producción

Anual

Producción

Acumulada

Reservas

Remanentes

BLS BLS BLS

316529 316529 1415804

295130 611659 1120674

275177 886836 845497

256573 1143409 588924

239228 1382637 349696

223054 1605691 126642


Predicción de la Producción de Petróleo AUC – N.


2011 2012 2013 2014

TIEMPO (AÑOS)

76

N.

1732333.26

6

943

Reservas

Recuperadas

%

18.27

35.31

51.19

66.00

79.81

92.69

N.

2015 2016





Año

Producción

Diaria

BPPD

2010 321

2011 299

2012 279

2013 260

2014 242

2015 226

2016 211

2017 196

2018 183

2019 171

2020 159

2021 149

2022 138

2023 129




0

20000

40000

60000

80000

100000

120000

140000

2010 2012

PR

OD

UC

CIO

N D

E P

ETR

OLE

O (

BF)

: Predicción de la Producción de Petróleo AUC – U.

BLS)


Diaria ( BLS)

Producción

Anual

Producción

Acumulada

Reservas

Remanentes

BLS BLS BLS

115468 115468 1090922

107661 223129 983260

100383 323512 882878

93596 417108 789281

87269 504377 702013

81369 585745 620644

75868 661613 544776

70739 732351 474038

65956 798308 408082

61497 859805 346585

57340 917144 289245

53463 970607 235782

49849 1020456 185933

46479 1066934 139455


Predicción de la P roducción de Petróleo AUC – U.


2012 2014 2016 2018 2020

TIEMPO (AÑOS)

77

U.

1206389.379

14

344

Remanentes

Reservas

Recuperadas

%

9.57

18.50

26.82

34.57

41.81

48.55

54.84

60.71

66.17

71.27

76.02

80.46

84.59

88.44

U.

2022 2024

Tabla 3.21: Predicción de la Producción de Petróleo AUS




Año

Producción

Diaria

Producción

BPPD

2010 369

2011 344

2012 321

2013 299

2014 279

2015 260

2016 243

2017 226

2018 211

2019 197

2020 183

2021 171

2022 159

2023 149

2024 139 Elaborado por: Xavier Guerrero, Pablo Valencia.



0

40000

80000

120000

160000

2010 2012

PR

OD

UC

CIO

N D

E P

ETR

OLE

O (

BF)

: Predicción de la Producción de Petróleo AUS – D.

BLS)



Producción

Anual

Producción

Acumulada

Reservas

Remanentes

BLS BLS BLS

132922 132922 1263805

123936 256858 1139869

115557 372415 1024312

107745 480159 916568

100460 580620 816107

93669 674288 722439

87336 761624 635103

81432 843056 553671

75926 918982 477745

70793 989775 406952

66007 1055782 340944

61545 1117327 279400

57384 1174711 222016

53504 1228215 168512

49887 1278102 118624 Elaborado por: Xavier Guerrero, Pablo Valencia.

Predicción de la P roducción de Petróleo AUC – N.


2012 2014 2016 2018 2020 2022

TIEMPO (AÑOS)

78

D.

1396726.803

15

396

Remanentes

Reservas

Recuperadas

%

9.52

18.39

26.66

34.38

41.57

48.28

54.53

60.36

65.80

70.86

75.59

80.00

84.10

87.94

91.51

N.

2024 2026

79

CAPITULO 4

PROGNOSIS DE LA PERFORACIÓN DE LOS POZOS A

PERFORAR

En este capítulo se presenta los diferentes programas de perforación que se

requiere para realizar la respectiva prognosis de perforación, los cuales son:

• Programa de Perforación Direccional

• Programa de Brocas

• Programa de Lodos

• Programa de Hidráulica

• Programa de Tubería de Revestimiento

• Programa de Cementación

Para cada uno de estos programas, se analizará conceptos generales básicos

para mayor entendimiento.

4.1 PROGRAMAS DE PERORACIÓN DEL POZO AUS-D

4.1.1 PROGRAMA DE PERFORACIÓN DIRECCIONAL

4.1.1.1 Conceptos Generales

La perforación direccional es el proceso de dirigir el pozo a lo largo de una

trayectoria hacia un objetivo predeterminado, ubicado a determinada distancia

lateral de la localización lateral del equipo de perforación.

Al principio, esta tecnología surgió como una operación que remedió y se

desarrollo de tal manera que ahora se considera una herramienta de optimización

de yacimientos.

80

Comprende aspectos tales como:

• Tecnología de pozos horizontales, de alcances extendidos y multilaterales,

• El uso de herramientas que permiten determinar la dirección e inclinación

de un pozo durante la perforación del mismo (MWD),

• Estabilizadores y motores de fondo de calibre ajustable,

• Brocas bicéntricas, por mencionar algunos.

El control de desviación se define como el proceso de mantener al agujero dentro

de algunos límites predeterminados, relativos al ángulo de inclinación, o al

desplazamiento horizontal con respecto a la vertical o ambas.

La terminología de las mediciones direccionales se ha desarrollado y cambiado

con el tiempo. Los siguientes términos son los que se emplean en estas

operaciones para evitar confusiones, pero no necesariamente son de uso

generalizado. Muchos de estos términos tienen nombres alternativos.

Profundidad Medida (MD)

Es la longitud de la trayectoria que sigue el pozo direccional desde el inicio del

pozo hasta el punto final perforado, que se lo determina por la longitud de toda la

sarta de perforación.

Profundidad Vertical Verdadera (TVD)

Es la distancia vertical medida desde el inicio del pozo hasta la máxima

profundidad que alcanza sin tomar en cuenta ningún tipo de desviación.

En la figura 4.1 se representa estos tipos de profundidades.

81

Figura 4.1: Profundidad Vertical Verdadera vs. Prof undidad Medida

Fuente: Diseño de la Perforación de Pozos Tomo 8.

Desplazamiento Horizontal (DH)

Es la máxima distancia horizontal entre dos puntos del pozo, proyectados sobre el

plano horizontal o, en otras palabras visto en planta.

Punto de Arranque Kick Off Point (KOP)

Es el punto a una profundidad determinada donde el pozo se empieza a desviar

de la vertical, es decir es el final de la sección vertical.

Azimut

Es el ángulo que forma la componente horizontal del hoyo o eje del instrumento

de medición con un norte conocido de referencia. Esta referencia es el norte

verdadero, norte magnético, o norte de la cuadrícula (grid north), y se mide en

sentido horario por convención.

La dirección del hoyo se mide en grados y se expresa ya sea en forma de azimut

(de 0 a 360º) o en forma de cuadrante (NE, SE, NW, SW).

82

Inclinación

Es el ángulo (en grados) entre la vertical local, dada por el vector local de

gravedad como lo indica una plomada, y la tangente del eje del pozo en un punto

determinado.

Por convención 0° corresponde a la vertical y 90° a la horizontal.

4.1.1.2 Tipos de Pozos Direccionales

Los perfiles de pozos direccionales pueden ser de tres formas en general:

Tipo ‘’S’’

Son pozos en los cuales primero se mantienen vertical, luego se desvían de la

vertical hasta un ángulo máximo y esta inclinación se mantiene hasta cierta

profundidad, para luego hacer que esta inclinación decaiga hasta que se llega casi

a la vertical alcanzando al objetivo final.

Su nombre lo lleva porque la forma final del pozo es como de una S, así como se

puede apreciar en la figura 4.2.

Figura 4.2: Diseño Tipo ‘’S’’ y sus Características .

Fuente: Fundamentos de Perforación Direccional Schlumberger.

83

Tipo “J’’

También conocido como SLANT. Este tipo de trayectoria es parecida a la anterior

con la diferencia de que no tiene la parte final de caída del ángulo, lo que se hace

es que con el ángulo máximo de desviación de la vertical se llega al objetivo final,

como se puede apreciar en la figura 4.3.

Figura 4.3: Diseño Tipo ‘’J’’ y sus Características


Tipo Horizontal

Este tipo de perfil se diferencia de los anteriores en su parte final, por que

igualmente se desvía el pozo de la vertical hasta cierto ángulo (el cual ya no es el

máximo de desviación) y este se mantiene hasta cierta profundidad. Luego este

ángulo se lo va incrementando hasta llegar a los 90° de desviación de la vertical,

es decir la horizontal, de donde se deriva su nombre, lo cual se muestra en la

figura 4.4.

Este penetra el yacimiento con 90° o más; este tipo de pozos puede llegar a

producir más que varios pozos verticales juntos, debido a que el parámetro

espesor “h”, que intervienen en las ecuaciones de flujo y que es directamente

proporcional al caudal q, es mayor en los pozos horizontales que en los verticales,

en los cuales podría ser como máximo el espesor de la arena.

84

Figura 4.4: Diseño Tipo Horizontal y sus Caracterís ticas.


4.1.1.3 Análisis del Plan Direccional de Pozos

El primer paso en la planeación de cualquier proyecto direccional es diseñar la

trayectoria del pozo para alcanzar el objetivo propuesto. El diseño inicial debe

proponer los diferentes tipos de trayectoria que pueden ser perforados

económicamente.

El segundo paso o diseño final debe incluir los efectos de las condiciones

geológicas sobre los aparejos de fondo que serán utilizados y otros factores que

pudieran influenciar la trayectoria del pozo, por lo tanto, podemos decir que la

selección del tipo de trayectoria dependerá principalmente de los siguientes

factores:

• Características de la estructura geológica

• Espaciamiento entre pozos

• Profundidad vertical

4.1.1.4 Herramientas a utilizar en la Perforación Direccional

Entre las principales herramientas a utilizarse en una perforación direccional

tenemos:

85

Herramientas MWD

Permiten obtener información en el fondo del pozo durante las operaciones de

perforación, recopilan la información direccional en pulsos de presión, que son

enviados a superficie a través del lodo por el interior de la sarta de perforación,

luego se decodifica la información para el concerniente procesamiento y

transmisión. De esta manera, la información de survey puede recibirse en tiempo-

real y usarse para tomar decisiones durante la perforación direccional.

Los sensores para la toma de surveys y el direccionamiento son:

• Acelerómetros y magnetómetros triaxiales para obtener la inclinación y

dirección del hoyo, así como el toolface magnético y gravitacional.

• ABITM (at-bit inclination). Acelerómetros triaxiales en la caja de la broca del

motor de lodo, inmediatamente encima de la broca. Con el propósito de

mejorar el control de la trayectoria.

Los sistemas MWD pueden dividirse en los equipos de superficie y los equipos de

fondo. Los equipos de superficie son los que reciben y decodifican la información

de survey y envían dicha información al taladro para que pueda ser usada por el

perforador direccional entre los equipos de superficie tenemos: un transductor de

presión en el standpipe, un sistema de recepción y decodificación, una

computadora. Los equipos de fondo son los responsables de obtener la

información de survey y enviarla a superficie entre los equipos de fondo tenemos:

los sensores, el pulser o transmisor, un microprocesador.

Una de las consideraciones operaciones a tomar en cuenta, al usar herramienta

MDW es que los surveys se obtienen en la conexión de cada parada (89ft a 94ft),

apagando durante 35s las bombas y luego prendiéndolas, la herramienta entiende

la orden y toma los datos de survey mientras se mantiene estática la sarta durante

1 minuto con las bombas prendidas.

86

Motor de Fondo Direccional

Los motores de fondo constituyen el último desarrollo en herramientas

desviadoras. Son operados hidráulicamente por medio del lodo de perforación

bombeado desde la superficie a través de la tubería de perforación. Pueden

utilizarse para perforar tanto pozos verticales como direccionales.

Entre las principales ventajas proporcionadas por el empleo de los motores de

fondo podemos mencionar los siguientes:

• Proporcionan un mejor control de desviación.

• Posibilidad de desviar en cualquier punto de la trayectoria del pozo.

• Ayudan a reducir la fatiga de la tubería de perforación.

• Generan arcos de curvatura suaves durante la perforación.

• Se pueden obtener mejores ritmos de penetración.

Analizando las ventajas anteriores podemos concluir que el uso de los motores de

fondo, reduce los riesgos de pescados, hacer óptima la perforación y en

consecuencia, disminuye los costos totales de perforación.

Cabe aclarar que el motor de fondo no se realiza la desviación por si solo,

requiere del empleo de un codo desviador (bent sub.). El ángulo del codo es el

que determina la severidad en el cambio de ángulo.

Los motores de fondo pueden trabajar (en mayoría de los casos) con cualquier

tipo de fluido de perforación (base agua aceite), lodos con aditivos e incluso con

materiales obturantes. Aunque los fluidos con alto contenido de sólidos reduce en

forma significativa la vida de la herramienta.

El contenido de gas o aire en el fluido pueden provocar daños por cavilación en el

hule del estator.

El tipo de diámetro del motor a utilizar depende de los siguientes factores:

87

• Diámetro del agujero.

• Programa hidráulico.

• Angulo del agujero al comenzar la operación de desviación.

• Accesorios (estabilizadores, lastrabarrenas, codos, etc.).

La vida útil del motor depende en gran medida de las siguientes condiciones:

• Tipo de fluido.

• Altas temperaturas.

• Caídas de presión en el motor.

• Peso sobre barrena.

• Tipo de formación.

Los motores de fondo pueden ser de turbina o helicoidales. En la figura 4.5 se

muestra un diagrama de un motor dirigible, el cual es la herramienta más utilizada

para perforar pozos direccionales y se caracteriza por tener la versatilidad de

poder perforar tanto en el modo rotatorio, como deslizando.

Ambos motores pueden dividirse en los siguientes componentes: conjunto de

válvula de descarga o de paso, conjunto de etapas (rotor-estator, hélices

parciales), conjunto de conexión, conjunto de cojinetes y flecha impulsora, unión

sustituta de rotación para barrena.

Figura 4.5: Arreglo de un Motor de Fondo.

Fuente: Perforación Direccional de Drilling Consulting. C.A

88

4.1.1.5 Diseño del Programa de Perforación Direccional

Objetivo General del Pozo

El AUS – D es un pozo tipo “S” que será perforado para alcanzar el objetivo

principal: La arena T Inferior

Coordenadas de Superficie y de Llegada

Las coordenadas tanto de superficie como de llegada se presentan a continuación

en la tabla 4.1

Tabla 4.1: Coordenadas de Superficie Y Llegada del Pozo AUS – D.

Coordenadas De Superficie Coordenadas de Llegada

Pozo X (m) Y (m) Pozo X (m) Y (m)

AUS – 1 290252,0650 9912644,6800 AUS – D 290502,7008 9913158,5182

Fuente: Departamento de Perforación. Petroproducción.


Con respecto a la información de profundidades que se requiere para el

respectivo diseño se presenta en la tabla 4.2

Tabla 4.2 Información adicional

Pozo AUS – D

Tipo de Pozo Direccional

Elevación Nivel del Terreno 855 pies

Elevación Mesa Rotaria (E.M.R) 880 pies

Profundidad Total MD 10825 pies

Profundidad Total TVD 10472 pies



89

Información del Pozo

Tanto el objetivo principal como el secundario para el diseño se presentan en las

tablas 4.3 y 4.4.

Tabla 4.3: Información Primaria – Objetivo Principa l.

Objetivo Principal T Inferior

TVD (pies) 10153.49

MD (pies) 10496.94

Inclinación 0.00°

Azimut 32.34°

X 290502,7008 m

Y 9913158,5182 m



Tabla 4.4: Información Secundaria – Objetivo Secund ario.

Objetivo Principal U Inferior

TVD (pies) 9845.49

MD (pies) 10188.94

Inclinación 0.00°

Azimut 32.34°

X 290502,7008 m

Y 9913158,5182 m



Servicios Direccionales

Las brocas que se recomendará usar son dos de 12 ¼” hasta una profundidad de

6588 pies y una de 8 ½” hasta 10798 pies, en la tabla 4.5 se presenta toda la

información.

90

Tabla 4.5: Diseño del BHA

Tamaño del Hoyo De (pies) Hasta (pies) BHA/Tool Denominación

12 ¼” 0 700 Convencional Convencional

12 ¼” 700 6588 Power Pak A962M6735XP

8 ½” 6588 10798 Power Pak A675M7850XP



Surveys Definitivos

El método usado para el cálculo de la trayectoria del pozo es el de curvatura

mínima.

Para el diseño del survey, primero se hará una perforación vertical hasta los 700

pies, a esta profundidad tenemos el primer KOP, punto en el cual inicia la

direccional con un dogleg de 1,8º/100 pies y un azimut de 32.344º hasta los 2255

pies,

De aquí hasta 3705 pies mantenemos la tangente con una inclinación de 27.991º,

además a esta profundidad se encuentra el segundo KOP, nuevamente el pozo

empieza a desviarse con un dogleg 0,9º/100 pies hasta 6588 pies, lugar donde

termina la perforación con broca 12 ¼” y tubería de revestimiento de 9 5/8”.

A partir de los 6815 pies se perfora verticalmente con una broca de 8 ½” y se

inserta un liner de 7”, hasta nuestra profundidad objetivo de 10798 pies.

A continuación en la tabla 4.6 se presenta el programa del survey para el pozo

AUS – D, realizado por la compañía Schumberger, así como también la curva de

diseño del survey. Figura 4.6

Para la realización del pozo direccional, Schlumberger sugiere el siguiente

programa del BHA tanto para primera sección de 12¼” como para la segunda

sección de 8½”, que se presentan a continuación en las tablas 4.7 y 4.8.

91

Tabla 4.6: Survey Definitivos

Fuente: Departamento de Perforación. Petroproducción y Schlumberger

Measured Vertical Sub-Sea UTM Coordinates Vertical DoglegDepth Incl. Azim. Depth Depth Northings Eastings Section Rate Comments

(ft) (ft) (ft) (m) (m) (ft) (°/100ft)0 0 0 0 -995,49 9912669,1 290254,79 0 0

700 0 0 700 -295,49 9912669,1 290254,79 0 0 KOP @ 700' MD900 3,6 32,344 899,87 -95,63 9912670,717 290255,814 6,28 1,81100 7,2 32,344 1098,95 103,45 9912675,563 290258,883 25,1 1,81300 10,8 32,344 1296,45 300,96 9912683,619 290263,984 56,38 1,81500 14,4 32,344 1491,6 496,11 9912694,852 290271,097 100 1,81700 18 32,344 1683,63 688,14 9912709,218 290280,195 155,79 1,81900 21,6 32,344 1871,78 876,28 9912726,661 290291,24 223,53 1,82200 27 32,344 2145,1 1149,6 9912758,44 290311,364 346,94 1,8

2255,06 27,991 32,344 2193,93 1198,44 9912764,986 290315,509 372,35 1,8 Start Hold 27.991? Inc.2300 27,991 32,344 2233,62 1238,13 9912770,417 290318,949 393,45 02500 27,991 32,344 2410,22 1414,73 9912794,589 290334,255 487,32 02700 27,991 32,344 2586,83 1591,33 9912818,761 290349,562 581,18 02900 27,991 32,344 2763,43 1767,94 9912842,933 290364,868 675,05 03100 27,991 32,344 2940,04 1944,54 9912867,104 290380,175 768,91 03300 27,991 32,344 3116,64 2121,15 9912891,276 290395,481 862,78 03500 27,991 32,344 3293,25 2297,75 9912915,448 290410,788 956,65 03700 27,991 32,344 3469,85 2474,36 9912939,619 290426,095 1050,51 0

3705,09 27,991 32,344 3474,34 2478,85 9912940,235 290426,484 1052,9 0 Start Drop -0.90?/100'3900 26,237 32,344 3647,83 2652,33 9912963,109 290440,969 1141,73 0,94100 24,437 32,344 3828,58 2833,09 9912985,148 290454,925 1227,32 0,94300 22,637 32,344 4011,93 3016,44 9913005,714 290467,948 1307,18 0,94500 20,837 32,344 4197,71 3202,21 9913024,787 290480,026 1381,25 0,94700 19,037 32,344 4385,71 3390,22 9913042,347 290491,146 1449,44 0,94900 17,237 32,344 4575,77 3580,27 9913058,379 290501,298 1511,7 0,95100 15,437 32,344 4767,68 3772,19 9913072,865 290510,471 1567,95 0,95300 13,637 32,344 4961,27 3965,78 9913085,792 290518,657 1618,15 0,95500 11,837 32,344 5156,34 4160,85 9913097,146 290525,847 1662,24 0,95700 10,037 32,344 5352,7 4357,21 9913106,917 290532,034 1700,18 0,95900 8,237 32,344 5550,16 4554,66 9913115,095 290537,213 1731,94 0,96100 6,437 32,344 5748,51 4753,02 9913121,671 290541,378 1757,48 0,9

6287,88 4,746 32,344 5935,49 4940 9913126,385 290544,363 1775,79 0,9 Orteguaza6300 4,637 32,344 5947,57 4952,08 9913126,64 290544,524 1776,78 0,96500 2,837 32,344 6147,14 5151,64 9913129,997 290546,65 1789,81 0,9

6587,88 2,046 32,344 6234,94 5239,45 9913130,961 290547,26 1793,56 0,9 9 5/8"6700 1,037 32,344 6347,02 5351,52 9913131,737 290547,752 1796,57 0,9

6815,2 0 0 6462,21 5466,72 9913132,006 290547,922 1797,61 0,9 Start Hold Vertical7217,49 0 0 6864,49 5869 9913132,006 290547,922 1797,61 0 Tiyuyacu8441,49 0 0 8088,49 7093 9913132,006 290547,922 1797,61 0 Conglom. Tiyuyacu Inf8699,49 0 0 8346,49 7351 9913132,006 290547,922 1797,61 0 Tena9470,49 0 0 9117,49 8122 9913132,006 290547,922 1797,61 0 Basal Tena9485,49 0 0 9132,49 8137 9913132,006 290547,922 1797,61 0 Napo9656,49 0 0 9303,49 8308 9913132,006 290547,922 1797,61 0 Tope Caliza M-19703,49 0 0 9350,49 8355 9913132,006 290547,922 1797,61 0 Base Caliza M-19854,49 0 0 9501,49 8506 9913132,006 290547,922 1797,61 0 Tope Caliza M-29918,49 0 0 9565,49 8570 9913132,006 290547,922 1797,61 0 Base Caliza M-29969,49 0 0 9616,49 8621 9913132,006 290547,922 1797,61 0 Tope Caliza A10143,49 0 0 9790,49 8795 9913132,006 290547,922 1797,61 0 Base Caliza A - Tope U Sup.10198,49 0 0 9845,49 8850 9913132,006 290547,922 1797,61 0 Tope U Inferior 10249,49 0 0 9896,49 8901 9913132,006 290547,922 1797,61 0 Base u Inferior10365,49 0 0 10012,49 9017 9913132,006 290547,922 1797,61 0 Tope Caliza B10406,49 0 0 10053,49 9058 9913132,006 290547,922 1797,61 0 Tope T Superior10467,49 0 0 10114,49 9119 9913132,006 290547,922 1797,61 0 Tope T Inferior10506,49 0 0 10153,49 9158 9913132,006 290547,922 1797,61 0 Base T Inferior10631,49 0 0 10278,49 9283 9913132,006 290547,922 1797,61 0 Caliza C10653,49 0 0 10300,49 9305 9913132,006 290547,922 1797,61 0 Hollin Superior10695,49 0 0 10342,49 9347 9913132,006 290547,922 1797,61 0 Hollin Inferior10825,49 0 0 10472,49 9477 9913132,006 290547,922 1797,61 0 TD at 10825.485' MD

92

Figura 4.6: Gráfica del Survey Programado

93

Tabla 4.7: Programa del BHA #1 Sección 12 ¼

N° Descripción OD ID Longitud

1 12 ¼” Broca 12.25 8.00 1.15

2 A962M6735XP (1.5 deg) 12.13 9.63 30.38

3 Float Sub 7.88 7.88 1.15

4 8 ¼” Pony Mone 8.13 8.13 9.21

5 12” Estabilizador 12.00 8.00 7.45

6 8 ¼” Pony Mone 8.13 8.13 11.65

7 MWD Power Pulse HF 8.41 8.25 28.54

8 8 ¼” Monel 8.25 8.25 30.35

9 2 X 8” Drill Collars (2 joints) 8.00 8.00 61.76

10 Crossover 8.00 8.00 3.84

11 9 X 5” HWDP (9 joints) 6.50 5.00 271.38

12 6 3/8” Martillo Hidráulico 6.63 6.44 31.81

13 11 X 5”HWDP (11 joints) 5.00 6.50 332.38



Tabla 4.8: Programa del BHA #2 Sección 8 ½”

N° Descripción OD ID Longitud

1 8 1/2” Broca PDC 8.50 5.75 0.90

2 A675M7850XP (1.15 deg) 8.00 6.75 25.23

3 6 ½” Float Sub 6.40 6.40 2.19

4 6 ¾” Pony Mone 6.93 6.93 9.03

5 8 3/8” Estabilizador 8.38 6.50 4.50

6 6 ¾” Pony Mone 6.84 6.84 9.97

7 MWD 6.87 6.75 28.77

8 6 ¾’ Monel 6.69 6.69 30.74

9 9 X 5” HWDP (9 joints) 6.50 5.00 271.38

10 Martillo Hidráulico 6.50 6.50 31.81

11 11 X 5” HWDP (11 joints) 6.50 5.00 332.38



94

4.1.2 PROGRAMA DE BROCAS


Las brocas son herramientas de corte, localizada en el extremo inferior de la sarta

de perforación, utilizada para cortar o triturar la formación durante el proceso de la

perforación rotaria.

Su función es perforar los estratos de la roca mediante el vencimiento de su

esfuerzo de compresión y de la rotación de la barrena.

4.1.1.1 Clasificación de las Brocas

En la actualidad existen varios tipos de brocas para la perforación de pozos

petroleros que difieren entre sí, ya sea en su estructura de corte o por su sistema

de rodamiento, por ejemplo, cuando son de tres conos o por los materiales

usados en su construcción.

De acuerdo con lo anterior, las brocas se clasifican en:

• Brocas Tricónicas

• Brocas de Cortadores Fijos

• Brocas Especiales

Brocas Tricónicas

Las brocas tricónicas tienen 3 conos cortadores que giran sobre su eje. Por su

estructura de corte se fabrican de dientes y de inserto de carburo de tungsteno.

Actualmente las brocas tricónicas sólo son usadas en las primeras etapas de la

perforación.

95

Figura 4.7: Broca Tricónica

Fuente: Manual de Perforación de Pozos

Brocas de Cortadores Fijos

Las brocas de cortadores fijos son cuerpos compactos, sin partes móviles, con

diamantes naturales o sintéticos, incrustados parcialmente en su superficie inferior

y lateral que trituran la formación por fricción o arrastre.

Figura 4.8: Brocas de Cortadores Fijos


Estas brocas se dividen en:

• Brocas de Diamante Natural

• Brocas de Diamante Térmicamente Estable (TSP)

• Brocas Compactas de Diamante Policristalino (PDC)

96

Brocas de Diamante Natural

Las brocas de diamante natural tienen un cuerpo fijo cuyo material puede ser de

matriz o de acero. Su tipo de corte es de diamante natural (el diamante es el

material más duro hasta ahora conocido) incrustado en el cuerpo de la barrena.

El uso de estas brocas es limitado en la actualidad, salvo en casos especiales

para perforar formaciones muy duras y abrasivas.

Brocas de Diamante Térmicamente Estable (TCP)

Las brocas térmicamente estable (TSP), son usadas para perforar rocas duras,

por ejemplo caliza dura, basalto y arenas finas duras, entre otras.

Brocas Compactas de Diamante Policristalino (PDC)

Las barrenas PDC pertenecen al conjunto de barrenas de diamante con cuerpo

sólido y cortadores fijos.

Su diseño de cortadores está hecho con diamante sintético en forma de pastillas

(compacto de diamante), montadas en el cuerpo de los cortadores de la barrena,

pero a diferencia de las brocas de diamante natural y las STP, su diseño

hidráulico se realiza con sistema de toberas para lodo, al igual que las barrenas

tricónicas.

Este tipo de barrenas es la más utilizada en la actualidad para la perforación de

pozos petroleros.

Brocas Especiales

Las brocas especiales pueden ser de dos tipos: ampliadoras o bicéntricas y se

utilizan para operaciones tales como: la ampliación del diámetro del agujero, ya

sea desde la boca del pozo (superficial) o desde una profundidad determinada.

97

Figura 4.9: Brocas Especiales


La selección del grupo de brocas que ha de utilizarse en la perforación en un

determinado sitio, depende de los diámetros de las sartas de revestimientos

requeridas. Por otra parte, las características y grado de solidez de los estratos

que conforman la columna geológica en el sitio, determinarán el tipo de brocas

más adecuado que debe elegirse. Generalmente, la elección de barrenas se

fundamenta en la experiencia y resultados obtenidos en la perforación de

formaciones muy blandas, blandas, semi-duras, duras y muy duras en el área u

otras áreas.

Uno de los objetivos en la selección de las brocas es la de reducir los costos de

perforación

4.1.2.2 Diseño del Programa de Brocas

Se utilizará una broca tricónica de 26” para construir el hueco donde se bajará la

tubería conductora a una profundidad de 180 pies.

A continuación se requerirá otra broca tricónica de 12 ¼” en un intervalo desde

180 – 3705 pies (MD) para atravesar las zonas someras tales como el gumbo y

las chalcanas.

98

Para la siguiente sección se utilizará una broca PDC con el fin de evitar el

embolamiento en las arcillas de Orteguaza. A una profundidad de 6588 pies se ha

planificado el asentamiento de la tubería de revestimiento de 9 5/8” en la

formación Orteguaza.

Para la última sección se usará dos brocas PDC de 8 ½”. La primera atravesará

lo que queda de la formación Orteguaza, Tiyuyacu y avanzará lo más que se

pueda en la formación Tena. Sin embargo para nuestro programa y dependiendo

de las operaciones propias de la perforación hemos visto técnicamente necesario

realizar un cambio de broca por otra PDC a los 8700 pies. Con esta última broca

franquearemos las siguientes formaciones:

Formaciones MD TVD

Pies Pies

Basal Tena 9470,49 9117,49

Napo 9485,49 9132,49

Tope Caliza M-1 9656,49 9303,49

Base Caliza M-1 9703,49 9350,49

Tope Caliza M-2 9854,49 9501,49

Base Caliza M-2 9918,54 9565,49

Tope Caliza A 9969,49 9616,49

Base Caliza A 10143,49 9790,49

Tope U Inferior 10198,49 9845,49

Base U Inferior 10249,49 9896,49

Tope Caliza B 10365,49 10012,49

Tope T Superior 10406,49 10053,49

Tope T Inferior 10467,49 10114,49

Base T Inferior 10506,49 10153,49

Caliza C 10,631,49 10278,49

Hollín Superior 10653,49 10300,49

Hollín Inferior 10695,49 10342,49

99

Es lógico que al atravesar las formaciones duras como las calizas se recomienda

un control de parámetros de perforación (bajo RPM, peso y control de caudal) con

esto, este es el programa propuesto de brocas. Ver Tabla 4.9

Tabla 4.9: Programa de Brocas

No. Diámetro Tipo Boquillas Intervalo (pies) Peso

(1000 lbs.) RPM

1 26 CR1 3 X 18 0-180 5-8 80 – 100

2 12 ¼ XT1-GSX 4 X 14 180-3705 5-15 120 – 160

3 12 ¼ FM3566Z 4 X 14 3705-6588 10-14 150 – 180

4 8 ½ FMH3565ZR 6 X 10 6588-8700 10-11 80 – 110

5 8 ½ FM3565C 5 X 11 8700-10825 10-11 90 – 140



4.1.3 PROGRAMA DE LODOS


Este fluido de circulación (usualmente lodo), cumple con los requisitos de

eficiencia de limpieza y seguridad durante la perforación de un pozo.

4.1.3.2 Funciones de los Fluidos de Perforación

Entre las principales funciones que tienen los lodos de perforación son:

• Mantener la perforación libre de escombros de canal.

• Ejercer suficiente presión hidrostática sobre la formación.

• Impedir que las paredes se derrumben.

100

• Enfriar y lubricar la sarta de perforación.

• Reducir la fricción entre el hoyo y la sarta de perforación.

• Contribuir a suspender el peso de la sarta y revestimiento de perforación.

• Entregar energía hidráulica a la formación bajo el taladro.

• Observar y detectar información acerca del pozo.

• Impedir la corrosión de la sarta de perforación.

• Limitar el daño a la formación.

• Minimizar problemas de canal como sobre tensión, circulación de pérdida,

tubería atascada e inestabilidad del hoyo del pozo.

4.1.3.3 Clasificación de los Fluidos de Perforación

En el siguiente esquema, se muestra la clasificación de los fluidos de perforación,

siendo el más utilizado el fluido base agua.

101

4.1.3.4 Propiedades de los Fluidos de Perforación

Dentro de las propiedades de los lodos de perforación, se destacan dos

categorías: las físicas y las químicas.

Propiedades Físicas

• Densidad de lodo

• Propiedades reológicas (viscosidad, rendimiento y gel)

• Pérdida de filtración y espesor de torta

• Contenidos (sólidos y líquidos)

Propiedades Químicas

• pH, capacidad de intercambio de cationes, dureza total

• Contenido de cal, calcio y sulfato

• Resistividad y estabilidad eléctrica si es líquido a base de aceite

4.1.3.5 Factores que rigen la selección de los fluidos

• Tipos de formación: solidez y permeabilidad de la roca.

• Rango de temperatura.

• Presión del fluido de poro de formación.

• Evaluación de los registros de pozo a realizarse.

• Calidad de agua disponible (agua dulce o salada).

• Consideraciones ambientales y ecológicas.

• COSTO – Costo total de los fluidos de perforación es aproximadamente 10

-12% del costo total de perforación y aumenta de manera exponencial con

una profundidad mayor a 8.500 pies.

102

4.1.3.2 Diseño del Programa de Lodos

En la primera sección se recomendará usar un lodo base agua con bentonita

hasta 180 pies.

En la segunda sección se propondrá el uso del lodo tipo ALPLEX que es un fluido

inhibidor de arcillas recomendado para estas zonas donde predominan las arcillas

y lutitas, hasta 8700 pies.

En la tercera sección se utilizará un lodo tipo DRILL IN que es un carbonato para

puentear las zonas de interés previniendo una pega diferencial y tomando los

respectivos controles para no invadir la formación. Ver Tabla 4.10

Tabla 4.10: Programa de Lodos de Perforación

Tipo de lodo Profundidad (pies) Peso(lbs./gal) Visc.(seg.) VP/YP Filtrado

(c.c.)

Sólidos

(%)

AGUA. BENT. 0 – 180 8.5 - 9.0 40 – 45 10/15 - 14/20 N.C. <12.0

ALPLEX PHPA 180 – 8700 8.9 - 10.3 45 – 55 11/16 - 15/22 N.C. <10

DRILL IN 8700 – 10825 9.2 - 10.4 40 – 45 <23/22 - 30 <5 <8



4.1.4 PROGRAMA DE HIDRÁULICA


El objetivo principal en el diseño del programa hidráulico es:

• Incrementar la velocidad de penetración, derivada de la efectiva limpieza

en el fondo del agujero.

103

• Evitar o disminuir la erosión excesiva de las paredes del agujero y no

provocar derrumbes o deslaves.

• Control en las pérdidas de presión en el sistema de circulación para evitar

variaciones de presión en el agujero por la densidad equivalente de

circulación, limitar la presión disponible en la barrena y los HP hidráulicos

para la circulación.

Los factores involucrados son:

• Peso específico del fluido de perforación (gr/cc).

• Gasto y presión máxima de bombeo.

• Diámetro de brocas.

• Velocidad de perforación.

• Profundidad del pozo.

• Características geométricas de la sarta de perforación.

4.1.4.2 Parámetros Hidráulicos

Con el fin de lograr la mayor optimización hidráulica se tienen las siguientes

alternativas:

• Impacto hidráulico.

• Cabellos de fuerza hidráulica (HPH).

• HPH/pg2 en la barrena

• Velocidad del fluido de perforación en las toberas.

• Velocidad anular óptima entre TP y agujero

Una consideración importante son las propiedades del fluido de perforación en un

cálculo hidráulico.

Si se tienen altas densidades o viscosidades, los efectos sobre las pérdidas de

presión por fricción son altas.

104

Impacto Hidráulico

Ps = 0.51 * Pm Pb = 0.49 * Pm

Pm = Perdida de presión par fricción total en el sistema de circulación (presión de

bombeo).

Ps = Perdida de presión por fricción por el interior y fuera de la sarta de

perforación.

Ph = Perdida de presión por fricción en la broca.

Establece que el 51% de la presión limitada en la superficie debe ser para Ps y el

restante 49% de la presión disponible se aplica a la broca.

Caballos de fuerza hidráulicos

Ps = 0.35 * Pm Pb = 0.65 * Pm

En este caso, la presión Pm es 35 % para Ps y el 65% restante para la broca.

El presente parámetro es aplicable cuando la caída de presión por fricción por

dentro y fuera de la sarta es baja, par ejemplo al inicio de la perforación.

Velocidad del fluido de perforación en las toberas

La velocidad del fluido en las toberas recomendable es de 200 a 300 pies/seg.

HP Hidráulico por pg2 en la broca (HPH/pg2)

Velocidad anular

Elegir condiciones de flujo y presiones bajas en el espacio anular, de preferencia

flujo laminar. Este causa menos lavado y erosión de la pared del pozo, menores

pérdidas de fluido y mejor transporte de los recortes que el flujo turbulento.

105

4.1.4.3 Diseño del Programa Hidráulico

Este programa fue diseñado por el personal de Petroproduccion. La Tabla 4.11

sugiere los valores a ser utilizados en nuestro pozo tomando en cuenta: motor de

fondo, brocas, lodo y tubería de revestimiento.

Tabla 4.11: Programa de Hidráulica

Profundidad

(pies)

Diámetro

broca

(pulg)

Boquilla

(1/32")

Caudal

(gpm)

Peso

lodos

lbs./gal

Velocidad

boquilla

(pies/seg)

Velocidad

Anular DP

(pies/min)

Velocidad

Anular DC

(pies/min)

Presión

superficie

(psi)

Presión

JETS

(psi)

Potencia

Fondo

(hp)

0 - 180 26 3 X 18 600 8.5 - 9.0 258 23 24 3681 1746 1223

180 - 3705 12 ¼ 4 X 14 600 8.8 - 9.5 320 118 151 2058 976 347

3705 - 6588 12 ¼ 4 X 14 590 9.1-10.2 315 116 149 1727 819 287

6588 - 8700 8 ½ 6 X 10 420 9.5-10.3 293 218 524 1722 817 281

8700-10825 8 ½ 5 X 11 410 9.8-10.4 284 213 511 1927 914 315



4.1.5 PROGRAMA DE TUBERÍA DE REVESTIMIENTO


Uno de los aspectos de primer orden dentro de las operaciones que se efectúan

para perforar un pozo, es el que se refiere a la protección de las paredes del

agujero para evitar derrumbes y aislar manifestaciones de líquidos o gas. Dicha

protección se Ileva a cabo mediante tuberías de revestimiento, las cuales se

introducen al pozo en forma telescopiada. Es decir, que los diámetros de las

tuberías utilizadas van del mayor al menor, por razones fundamentalmente

técnicas y económicas.

Durante la perforación de los pozos se atraviesan formaciones con situaciones y

problemáticas diferentes, entre las que se tienen:

106

• Zonas de bajos gradientes de fractura,

• Intervalos con presiones anormalmente altas,

• Formaciones inestables, yacimientos depresionados, etc.

Esto origina que a medida que se profundiza, se tengan que ir aislando intervalos

con características diferentes mediante la introducción y cementación de tuberías

de revestimiento.

El objetivo de un diseño, es seleccionar una tubería de revestimiento con un cierto

grado, peso y junta, la cual sea la más económica, y que además resista sin falla,

las fuerzas a las que estará sujeta.

4.5.1.2 Funciones de la Tubería de Revestimiento

Las funciones de las tuberías de revestimiento son:

• Evitar derrumbes y concavidades.

• Prevenir la contaminación de los acuíferos.

• Confinar la producción del intervalo seleccionado.

• Dar un soporte para la instalación del equipo de control superficial.

• Facilitar la instalación del equipo de terminación, así como los sistemas

artificiales de producción.

Las tuberías de revestimiento representan alrededor del 18% del costo total del

pozo. De aquí la importancia de optimizar los diseños a fin de seleccionar las

menos costosas, que garanticen la integridad del pozo durante la perforación y

terminación del mismo.

Al ser colocada dentro de un pozo, la tubería de revestimiento está sujeta a tres

fuerzas significantes durante las operaciones de perforación, terminación,

reparación o vida productiva del pozo, por lo que en su selección deben soportar

las siguientes cargas:

107

• Presión externa (colapso).

• Presión interna.

• Carga axial y longitudinal (tensión y compresión).

4.5.1.3 Clasificación de las Tuberías de Revestimiento

En general, las tuberías de revestimiento se pueden clasificar en conductora,

superficial, intermedia, de explotación y de revestimiento corto (liners).

Tubería Superficial

La introducción de esta tubería tiene por objeto instalar conexiones superficiales

de control y al mismo tiempo proteger al agujero descubierto, aislando así flujos

de agua y zonas de pérdida de lodo cercanas a la superficie del terreno.

Como ejemplo tenemos que para las diferentes zonas de trabajo, actualmente se

emplean tuberías superficiales de 20" para pozos exploratorios o pozos de

desarrollo que son perforados a profundidades mayores de 4500 m. Estas

tuberías se introducen a profundidades que varían entre 500 y 1000 m., cabe

aclarar que los diámetros se seleccionan de acuerdo a la profundidad total del

pozo.

Tubería Intermedia

Estas tuberías se introducen con la finalidad de aislar zonas que contengan

presiones normales de formación, flujos de agua, derrumbes y perdidas de

circulación: en si se utiliza como protección del agujero descubierto, para tratar,

en la mayoría de los casos, de incrementar la densidad de los fluidos de

perforación y controlar las zonas de alta presión.

Dependiendo de la profundidad del pozo o de los problemas que se encuentren

durante la perforación, será necesario colocar una o unas sagas de tuberías de

revestimiento intermedio, que aislarán la zona problema.

108

Tubería de Explotación

Estas tuberías tienen como meta primordial aislar el yacimiento de los fluidos

indeseables en la formación productora y de otras zonas del agujero, también

para la instalación de empacadores de producción y accesorios utilizados en la

terminación del mismo. En el diseño de esta tubería se deberá tener especial

atención, considerando todos los elementos que intervienen en su programación.

Tubería de Revestimiento Corta (Liners)

Constituye una instalación especial que evita utilizar una sarta de la superficie al

fondo del pozo; la longitud de esta tubería permite cubrir el agujero descubierto,

quedando una parte traslapada dentro de la última tubería que puede variar de

164 a 490 pies, y en ocasiones se emplea una longitud mayor, dependiendo del

objetivo de su introducción.

La figura 4.10 representa un ejemplo de distribución de tuberías de revestimiento

Figura 4.10 Diseño de Tuberías de Revestimiento

Fuente: Diseño de Perforación de Pozos, Tomo 8

109

4.1.5.3 Diseño del Programa de Tubería de Revestimiento

Para la sección de 26” (tubería conductora) se utilizará un casing de 20”, para la

segunda sección de 12 ¼” (tubería intermedia) se usará un revestimiento 9 5/8” y

por último para la sección de 8 ½” (tubería de explotación) se recomendará usar

un liner de 7”. Los grados de acero fueron diseñados de acuerdo principalmente al

stock de las bodegas de Petroproducción considerando los aspectos técnicos que

son necesarios para cumplir la completación de la tubería de revestimiento de

este pozo. Ver Tabla 4.12, 4.13 y 4.14.

Tabla 4.12: Programa de Tubería de Revestimiento pa ra el hoyo de 26”

No. Juntas

Diámetro Profundidad

Grado Peso

(lbs./pie) ID (Pies)

H. (pulg) REV. (pulg) MD (Pies) TVD (Pies)

4 26 20 180 180 H-40 94 19,124



Tabla 4.13: Programa de Tubería de Revestimiento pa ra el hoyo de 12 ¼”

No.

Juntas

Diámetro Profundidad Grado

Peso



157 12 1/4 9 5/8 6588 6235 C-95 47 8.681



Tabla 4.14: Programa de Tubería de Revestimiento pa ra el hoyo de 8 ½”

No.

Juntas

Diámetro Profundidad Grado

Peso



258 8 1/2 7 10825 10472 C-95 26 6.276



110

4.1.6 PROGRAMA DE CEMENTACIÓN


La cementación de pozos petroleros es el proceso mediante el cual se bombea

una lechada de cemento al fondo del pozo a través de la tubería de revestimiento,

con el propósito de obtener una buena adherencia entre las fases formación-

cemento-tubería y asegurar el sello efectivo que aísle las capas geológicas y

soporte la tubería.

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 de que el liner esté ubicado en profundidad, arman el cabezal

de cementación

• Circulamos

• Presurizamos las líneas

• Bombeamos dispersantes

• Bombeamos agua fresca

• Bombeamos espaciadores

• Bombeamos lechadas de cemento

• Soltamos tapón

• Bombeamos fluido de desplazamiento

• Sacamos tubería y damos por terminadas las operaciones.

4.1.6.2 Clasificación de las Cementaciones

Se clasifican de acuerdo con los objetivos que se persiguen en: Cementación

primaria, cementación forzada, y tapones de cemento

111

Cementación Primaria

La cementación primaria es el proceso que consiste en colocar cemento en el

espacio anular, entre la tubería de revestimiento y la formación expuesta del

agujero, asegurando un sello completo y permanente.

Entre los principales objetivos de las cementaciones primarias están:

• Proporcionar aislamiento entre las zonas del pozo que contienen gas,

aceite y agua.

• Soportar el peso de la propia tubería de revestimiento.

• Reducir el proceso corrosivo de la tubería de revestimiento con los fluidos

del pozo y con los fluidos inyectados de estimulación.

• Evitar derrumbes de la pared de formaciones no consolidadas.

El reto principal es obtener sellos hidráulicos efectivos en las zonas que manejan

fluidos a presión. Para lograrlo es indispensable mejorar el desplazamiento del

lodo de perforación del tramo de espacio anular que se va a cementar

consiguiendo así una buena adherencia sobre las caras de la formación y de la

tubería de revestimiento, sin canalizaciones en la capa de cemento y con un

Ilenado completo. Se ha vuelto práctica común que para cumplir con el segundo y

tercer objetivo, el cemento debe desarrollar un esfuerzo compresivo mínimo de

500 psi (35 kg/cm2) dentro de las primeras 8 horas. Este valor es producto de la

práctica.

Cementación Forzada

Es el proceso que consiste en inyectar cemento a presión a través de disparos o

ranuras en la tubería de revestimiento al espacio anular. Esta es una medida

correctiva a una cementación primaria defectuosa.

Entre los principales objetivos de las cementaciones forzadas están:

112

• Mejorar el sello hidráulico entre dos zonas que manejan

• Corregir la cementación primaria en la boca de una tubería corta, o en la

zapata de una tubería cementada.

• Eliminar la intrusión de agua al intervalo productor.

• Reducir la relación gas-aceite.

• Sellar un intervalo explotado.

• Sellar parcialmente un intervalo que se seleccionado incorrectamente.

• Corregir una canalización en la cementación primaria.

• Corregir una anomalía en la tubería de revestimiento.

Tapones de Cemento

Los tapones comprenden un cierto volumen de lechada de cemento, colocado en

el agujero o en el interior de la tubería de revestimiento.

Entre los principales objetivos de los tapones de cemento están:

• Desviar la trayectoria del pozo arriba de un pescado o para iniciar la

perforación direccional.

• Taponar una zona del pozo o taponar el pozo.

• Resolver un problema de pérdida de circulación en la etapa de perforación.

4.1.6.3 Tipos de Cemento

Cemento clase A o tipo I

Está diseñado para emplearse a 6000 pies de profundidad como máximo, con

temperatura de 77°C, y donde no se requieran propie dades especiales.

Cemento clase B o tipo II

Diseñado para emplearse hasta a 6000 pies de profundidad, con temperatura de

hasta 77°C, y en donde se requiere moderada resiste ncia a los sulfatos.

113

Cemento clase C o tipo III

Está diseñado para emplearse hasta 6000 pies de profundidad como máximo, con

temperatura de 77°C, donde se requiere alta resiste ncia a la compresión

temprana; se fabrica en moderada y alta resistencia a los sulfatos

Cemento clase D

Este cemento se emplea de 6000 hasta 10000 pies de profundidad con

temperatura de hasta 110°C y presión moderada. Se f abrica en moderada y alta

resistencia a los sulfatos.

Cemento clase E

Este cemento se usa de 6000 hasta 14000 pies de profundidad con temperatura

de 143°C y alta presión. Se fabrica en moderada y a lta resistencia a los sulfatos.

Cemento clase F

Este cemento se use de 10000 hasta 16000 pies de profundidad con temperatura

de 160°C, en donde exista alta presión. Se fabrica en moderada y alta resistencia

a los sulfatos.

Cementos clase G Y H

Comúnmente conocidos como cementos petroleros, son básicos para emplearse

desde la superficie hasta 7500 pies tal como se fabrican. Pueden modificarse con

aceleradores y retardadores pare usarlos en un amplio rango de condiciones de

presión y temperatura. En cuanto a su composición química son similares al

cemento API Clase B. Están fabricados con especificaciones más rigurosas tanto

físicas como químicas, por ello son productos más uniformes.

114

4.1.6.4 Diseño del Programa de Cementación

Para el diseño del programa de cementación se lo realizó conjuntamente con el

Departamento de Perforación de Petroproducción, con el fin de realizar una

estimación de la cantidad y calidad del cemento a utilizarse en las diferentes

secciones. Ver Tabla 4.15, 4.16 y 4.17

Tabla 4.15: Programa de Cementación para el hoyo de 26”

No. Lechada

Diámetro Intervalo a

Cementar (Pies)

No. de Sacos a

ser utilizados Clase

Peso Lechada

(lbs./Gal) H. (pulg) REV. (pulg)

Top job 26 20 180 185 A 13,5



Tabla 4.16: Programa de Cementación para el hoyo de 12 ¼”

No.

Lechada

Diámetro Intervalo

Cementar

(Pies)

No. de Sacos

a ser

utilizados

Clase

Peso

Lechada

(lbs./Gal)

Aditivos

H. (pulg) REV. (pulg)

1 Cola 12 1/4 9 5/8 6588 171 G 16,5 Antiespumante

retardador

2 Relleno 12 1/4 9 5/8 6088 1305 G 13,5 Antiespumante

retardador



Tabla 4.17: Programa de Cementación para el hoyo de 8 ½”

No.

Lechada

Diámetro Intervalo

Cementar

(Pies)

No. De Sacos

a ser

utilizados

Clase

Peso

Lechada

(lbs./Gal)

Aditivos

H. (pulg) REV. (pulg)

1 Cola 8 1/2 7 10825 71 G 17,5

Antiespumante,

desinfectante

retardador

2 Relleno 8 1/2 7 10325 333 G 14,5 Antiespumante

dispersante



115

CAPITULO V

ANÁLISIS ECONÓMICO DEL PROYECTO.

5.1 ANÁLISIS ECONÓMICO

La propuesta de ubicar nuevos pozos en el campo Auca - Auca Sur se realiza

con la finalidad de recuperar los 13’451.646 BLS de reservas y de esta manera

obtener una buena depletación y producción del campo. Para la evaluación de

estas reservas se realizó una predicción de producción (Capitulo II); pero sin el

conocimiento de la factibilidad económica que representa la perforación y

producción de este campo, no podría haber factibilidad en el proyecto, es por eso

que se realiza el análisis económico del mismo.

El análisis económico se lo realiza con el fin de establecer la factibilidad de la

perforación de los pozos propuestos, como ya se menciono anteriormente,

considerando la producción de los mismos. Para ello se necesita conocer tanto los

costos de perforación de pozos y como 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.); parámetros que determinarán la

puesta en marcha o abandono del proyecto.

Un proyecto es económicamente rentable cuando:

• 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 (1%

mensual).

116

5.2 COSTOS DE PERFORACIÓN

Como se mencionó en el Capítulo IV (Prognosis), se ubicaron y analizaron ocho

pozos direccionales, para estos pozos se consideraron los siguientes rubros que

se muestra en la Tabla 5.1.

Tabla 5.1: Costos de Perforación Direccional. COSTOS ESTIMADOS DEL POZO DOLARES

Localización. (Plataforma y piscinas) 221,000

Vías de acceso 359,480

Movilización del taladro 138,000

Costo por perforación 1,050,000

Registros eléctricos 120,000

Trabajo de cementación y cemento 150,000

Estudio ambiental; Contro de efluentes;Mitigación social 15,000

Material:Lodos y químicos. 200,000

Brocas 150,000

Toma de cores 0

Analisis de ripios 50,000

Servicios de perforación direccional 330,000

Supervisión de trabajos 0

Completación y pruebas: 50,000

Fluídos de completación 0

Torre de reacondicionamiento del pozo 120,000

Punzonamientos 40,000

Trabajos de cementación (squeeze en la completación). 0

Trabajo contratado y de la compañía 0

Levantamiento artificial Eléctrico 478,000

Tubería de revestimiento 831,196

Árbol de navidad 50,000

Tubería de producción 3 1/2" 142,998

Línea de flujo 4 1/2" 10,411

Instalación de línea de flujo 9,840

Colgadores

0

Completación de fondo. (Instalación). 80,000

Bomba de inyecccion de químicos

20,000

Control de sólidos 150,000

Combustibles 0

Contingencias. 409,958

TOTAL 5,175,884

Fuente: Departamento de Perforación-Petroproducción.

Elaborado por: Xavier Guerrero y Pablo Valencia.

117

5.3 COSTOS DE PRODUCCIÓN

Los costos de producción se refieren a la cantidad que la empresa debe pagar por

un barril producido; estos costos incluyen el valor operativo, de depreciación y de

transporte.

Los costos varían en cada campo, para Auca - Auca Sur el costo de producción

de un barril es de aproximadamente 6.92 USD; costo de operación asumidos por

PETROPRODUCCIÓN.

5.4 INGRESOS DEL PROYECTO

Los ingresos del 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 fue determinada en el capítulo II, esto nos

indicaría los Bls. de petróleo que se obtendría en caso de que los pozo produjeran

durante los 365 días del año. Sin embargo se debe considerar el tiempo de

perforación, de cambio de bomba o reacondicionamiento de cada pozo.

La perforación de los pozos propuestos se lo hará en un tiempo de uno por mes, y

los trabajos de cambio de bomba cada año.

En la Tabla 5.2 se muestra un ejemplo de la secuencia operativa de perforación.

En este proyecto se asumen tres escenarios:

• Cuando el precio del barril de petróleo es de 60 dólares

• Cuando el precio del barril de petróleo es de 80 dólares

• Valor actual del barril de petróleo del oriente ecuatoriano.

En la actualidad el precio de exportación de Petróleo en el mercado internacional

se encuentra en 73.65 dólares por barril, incluida su penalidad.

118

Tabla 5.2: Cronograma de Perforaciones Direccionale s.


5.5 DEFINICIONES ECONÓMICAS

5.5.1 DEPRECIACIONES

La depreciación es la disminución del valor o precio de algo, ya con relación al

que antes tenía, ya comparándolos con otras cosas de su clase.

5.5.2 UTILIDADES

Es el beneficio monetario que se obtiene de una inversión en un determinado

tiempo, se podrá observar en un grafico más adelante las utilidades que obtiene

de este proyecto después del cálculo del VAN y TIR.

5.5.3 FLUJO NETO DE CAJA

El flujo neto de caja llamado también flujo de fondos es la ordenación sistemática

de los desembolsos de las entradas que tiene una relación directa con la

inversión, no solamente es un método que permite visualizar las diferencias

Pozo

Mes

Feb-

2010

Mar-

2010

Abr-

2010

May-

2010

Jun-

2010

Jul-

2010

Ago-

2010

Sep-

2010

AUC - A X

AUC - D

X

AUC - I

X

AUC - L

X

AUC - M

X

AUC - N

X

AUC - U

X

AUS - D

X

119

etapas por las cuales pasa un proyecto, sino que también facilita su evaluación,

con otras alternativas de inversión, se calcula de la siguiente manera.

El flujo neto de caja para el mes es la suma de todos los ingreso menos todos los

egresos de ese mes.

5.6 CÁLCULO DEL VAN Y TIR

5.6.1 VALOR ACTUAL NETO (VAN)

Se podría decir que es la ganancia extraordinaria que genera el proyecto, esto

medido en valores al día de hoy; vendría a ser la sumatoria de los flujos de caja

netos actualizados.

El valor actual neto es afectado generalmente por los costos de instalación y

operación; la tasa de actualización y los precios de venta.

El Valor Actual Neto de un proyecto en la suma algébrica de los valores

actualizados de cada mes.

( )∑= +

=n

Kki

FnckVAN

0 1 (5.1)

Donde:

Fnck = Flujo Neto de Caja del año k

i = Tasa de Actualización de la empresa (i = 12.00%)

La interpretación del valor actual neto puede apreciar en la siguiente tabla:

120

Tabla 5.3: Interpretación del Valor Actual Neto (VA N)

Interpretación Valor Actual Neto

Valor Significado Decisión a tomar

VAN >0

La inversión produciría

ganancias por encima de la

rentabilidad exigida.

Se acepta el proyecto.

VAN <0

La inversión produciría

perdidas por encima de la

rentabilidad exigida.

No se acepta el proyecto.

VAN =0 La inversión no produciría ni

ganancias ni perdidas.

Dado que el proyecto no

agrega valor monetario por

encima de la rentabilidad

exigida, la decisión debería

basarse en otros criterios.


5.6.2 TASA INTERNA DE RENDIMIENTO (TIR)

Es una característica propia del proyecto y es la medida más adecuada para

determinar la rentabilidad de un proyecto.

La tasa interna de retorno de un proyecto es la tasa de actualización que hace

que el valor actual neto del proyecto sea igual a cero

Para ello se emplea la siguiente ecuación:

( )0

10

=+

=∑=

n

KkTIR

FnckVAN (5.2)

La interpretación de la tasa interna de retorno se puede apreciar en la siguiente

tabla:

121

Tabla 5.4: Interpretación de la Tasa Interna de Ret orno (TIR)

Interpretación de la Tasa Interna de Retorno

Valor Decisión a tomar

TIR > Tasa de actualización (i) Proyecto rentable

TIR = Tasa de actualización (i) El proyecto no tiene perdidas ni ganancias.

TIR < Tasa de actualización (i) Proyecto no rentable.


5.7 HIPÓTESIS EN LA QUE SE BASÓ EL ANÁLISIS ECONÓMICO

• Se considera una tasa de actualización anual para el proyecto del 12,00%.

Valor sugerido por el Departamento de Ingeniería Económica de

Petroproducción.

• No se considera depreciación contable de los equipos por cuanto no

intervienen en impuestos fiscales.

• Dentro de los costos operativos no está incluido el costo de reparación de

los pozos en el evento de que alguno se pare. La estimación del costo

operativo es de 6.92 $/BPPD.

• Se consideró una declinación de producción de 7,00% AE. Por lo que el

proyecto se establece una declinación mensual de 0,583%, siendo el

mensual de 30 días.

• No se consideró devaluación monetaria durante los años de duración del

proyecto.

122

• Los costos de reacondicionamiento son estimados a los resultados de los

trabajos anteriormente realizados; cada ocho meses se estima un cambio.

5.8 RESUMEN DEL ANÁLISIS ECONÓMICO

Los resultados obtenidos de Valor Actual Neto (V.A.N.) y Tasa Interna de Retorno

(T.I.R.) de los ocho pozos propuestos, cumplen con los requisitos que indican la

rentabilidad de un proyecto.

Así, asumiendo el precio actual del petróleo como consta en el Presupuesto

General del Estado (primer escenario), (segundo escenario), el precio actual del

crudo del oriente ecuatoriano y el (tercer escenario) que es precio por debajo de

los dos valores anteriores se puede considerar la perforación de los ocho pozos

aquí propuestos; ver ANEXOS 5.1 al 5.6.

Los resultados económicos para los diferentes escenarios se resumen a

continuación en las Tablas siguientes:

Tabla 5.5: Resumen de los resultados del VAN y TIR, precio 80$

INVERSIÓN TOTAL (USD) 76,618,744

TASA INTERNA DE RETORNO (MENSUAL) (TIRm) % 20.59%

TASA INTERNA DE RETORNO (ANUAL) (TIR) % 845.52%

VALOR ACTUAL NETO (VAN) USD 223,404,118

BENEFICIO/COSTO 4.28


En esta Tabla 5.5, se observa un TIR de 20,59% mayor al a la tasa impuesta por

PETROECUADOR la cual es del 12%, esto indica que el proyecto es rentable,

además el costo beneficio es 4,28 entonces eso quiere decir que se va a obtener

4 veces más de lo que se invierte.

123

Tabla 5.6: Resumen de los resultados del VAN y TIR, precio 73.65$



TASA INTERNA DE RETORNO (ANUAL) (TIR) % 682.80%








Tabla 5.7: Resumen de los resultados del VAN y TIR, precio 60$



TASA INTERNA DE RETORNO ( \ANUAL) (TIR) % 416.12%








5.9 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 (∑

En la Figura 5.1, se muestra un tiempo de recuperación de la inversión

meses para un barril de 80

Figura 5.2, se observa que a mediados del octavo mes hay una elevación de la

recta y desde ahí comienza la

utilidades respectivas.

Figura 5.1: Tiempo de Recuperación de la Inversión para un barril de 80$


En la Figura 5.3, se muestra un tiempo de recuperación de la inversión

meses para un barril de 73.65$

Figura 5.4, se observa que a partir del noveno mes hay una elevación de la recta

y desde ahí comienza la verdadera recupe

respectivas.

TIEMPO DE RECUPERACIÓN DE LA INVERSIÓN



∑Fnck) vs el tiempo.

muestra un tiempo de recuperación de la inversión

meses para un barril de 80$, para los ocho pozos propuestos,

que a mediados del octavo mes hay una elevación de la

recta y desde ahí comienza la verdadera recuperación y obtención de las

5.1: Tiempo de Recuperación de la Inversión para un barril de 80$


muestra un tiempo de recuperación de la inversión

meses para un barril de 73.65$, para los ocho pozos propuestos, además

que a partir del noveno mes hay una elevación de la recta

y desde ahí comienza la verdadera recuperación y obtención de las utilidades

124

TIEMPO DE RECUPERACIÓN DE LA INVERSIÓN



muestra un tiempo de recuperación de la inversión de 8,25

$, para los ocho pozos propuestos, además en la

que a mediados del octavo mes hay una elevación de la

verdadera recuperación y obtención de las

5.1: Tiempo de Recuperación de la Inversión para un barril de 80$

muestra un tiempo de recuperación de la inversión de 8,7

los ocho pozos propuestos, además en la

que a partir del noveno mes hay una elevación de la recta

ración y obtención de las utilidades

Figura 5.2: Tiempo de Recupe


Figura .5.3: Tiempo de Recuperación de la Inversión para u n barril de 73.65$


5.2: Tiempo de Recupe ración de la Inversión para un b


.5.3: Tiempo de Recuperación de la Inversión para u n barril de 73.65$


125

ración de la Inversión para un b arril de 80$

.5.3: Tiempo de Recuperación de la Inversión para u n barril de 73.65$

Figura 5.4: Tiempo de Recuperación de la Inversión para un barril de 73.65$


En la Figura 5.5, muestra un tiempo de recuperación de la inversión para un

de 60$ de 9,25 meses,

5.6,se muestra que a mediados del decimo mes hay una elevación de la recta y

desde ahí comienza la verdadera

respectivas.

Figura 5. 5: Tiempo de Recuperación de la Inversión para un b arril de 60$




, muestra un tiempo de recuperación de la inversión para un

, para los ocho pozos propuestos, además

muestra que a mediados del decimo mes hay una elevación de la recta y

desde ahí comienza la verdadera recuperación y obtención de las utilidades

5: Tiempo de Recuperación de la Inversión para un b arril de 60$


126


, muestra un tiempo de recuperación de la inversión para un barril

ra los ocho pozos propuestos, además en la Figura

muestra que a mediados del decimo mes hay una elevación de la recta y

recuperación y obtención de las utilidades

5: Tiempo de Recuperación de la Inversión para un b arril de 60$





127


128

CAPITULO 6

CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES

6.1 CONCLUSIONES

• Del estudio realizado al Campo Auca-Auca Sur, se observa que es un

campo maduro y que sin embargo posee un gran potencial productivo a

futuro, el cual debe ser desarrollado mediante estudios de simulación y la

implementación de proyectos de perforación en las zonas en donde no

existe producción.

• El campo Auca – Auca Sur, posee una producción promedia de 19388

BPPD proveniente de 51 pozos.

• Las reservas totales originales esperadas con los pozos propuestos será

de 13’451.646 de BLS de petróleo.

• Para la ubicación de los nuevos pozos a perforar se utilizó los mapas:

estructurales, isobáricos y de ambiente con el fin de poder estimar cuales

de nuestros pozos propuestos son los más idóneos, dando como resultado

8 de 30 pozos ubicados inicialmente.

• Con la perforación de 8 pozos de desarrollo se espera incrementar la

producción en aproximadamente 3946 BPPD.

• El método volumétrico se basa en un modelo uniforme y constante, suceso

que necesariamente no siempre se cumple. Contrario al método por curvas

de declinación que se basa en un modelo estadístico y probabilístico.

129

• Se observa que la arena de mayor interés de acuerdo a los 8 pozos

ubicados es “U” Inferior al presentar un espesor neto de petróleo mayor a

las otras arenas; sin embargo, “T” y Basal Tena no pierden importancia ya

que también presentan espesores considerables saturados de

hidrocarburo.

• Con respecto a la prognosis, el tipo de diseño en la perforación direccional

que aplicamos fue de tipo S con dos secciones, la primera sección con una

tubería de revestimiento de 9 5/8” y la segunda con un liner de 7”

• El Método de Curvatura Mínima, fue el método utilizado para el diseño del

survey para el pozo AUS - D

• Los programas de brocas, lodos, hidráulica, tubería de revestimiento y

cementación fueron realizados conjuntamente con el Departamento de

Perforación de PETROPRODUCCIÓN, realizando una estimación mediante

el análisis de los pozos vecinos.

• Se debe definir muy bien los topes y bases secuenciales, son importantes

en el asentamiento de las diferentes tuberías de revestimiento, si fallan

estos pueden que el casing no se asiente en la profundidad adecuada por

problemas de derrumbe.

• Mediante el estudio de tres escenarios de la perforación de los pozos

propuestos con un precio por barril de petróleo de 80, 73.65 y 60 USD,

respectivamente, se determinó la rentabilidad económica para dichos

escenarios mediante la obtención de un valor positivo del Valor Actual Neto

(VAN 223.404.118, 200.272.562 y 150.548.824) y un valor mayor al

12.00% de la Tasa Interna de Retorno con la que trabaja

PETROECUADOR (TIR 20.59%, 18.71% y 14.66%).

130

6.2 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,

correr registros eléctricos y realizar pruebas PVT para así poder tener una

información más acertada de la petrofísica y propiedades de los fluidos

presentes en el campo.

• Probar las arenas Napo “U” inferior y “T” inferior en los pozos propuestos,

ya que mediante el método volumétrico se determinó la existencia de

reservas que no han sido drenadas.

• 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.

• Se recomienda que los lodos de perforación cumplan las características

necesarias para minimizar los daños en la formación y a su vez tener un

hueco uniforme.

131

REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS

1. B. C. CRAFT y M. F. HAWKINS . “Ingeniería Aplicada de Yacimientos

Petrolíferos”.

2. CORELAB, REPORTE FINAL. “Estudio de Simulación del Campo Auca-Auca

Sur”, 2002..

3. PETROECUADOR. “Glosario de la industria hidrocarburífera”.

4. PETROPRODUCCIÓN. ARCHIVO TÉCNICO “File del Campo Auca-Auca Sur”.

5. PETROPRODUCCIÓN. ARCHIVO TÉCNICO. “Files de los Pozos del Campo

Auca-Auca Sur”.

6. PETROPRODUCCIÓN – DEPARTAMENTO DE YACIMIENTOS. “Estudio del

área Auca, diagnóstico y proyección”, 2007.

7. PETROPRODUCCIÓN – DEPARTAMENTO DE YACIMIENTOS. “Reporte de

Producción Mensual por Pozo y Yacimiento”.

8. PETROPRODUCCIÓN SUBGERENCIA DE EXPLORACIÓN Y

DESARROLLO. Departamento de Yacimientos.

9. PETROPRODUCCIÓN SUBGERENCIA DE EXPLORACIÓN Y

DESARROLLO. “ Información general del Campo Auca-Auca Sur”.

10. ING. RAÚL VALENCIA. “Fundamentos de Pruebas de Presión”

11. SCHLUMBERGER. “Fundamentos de Perforación Direccional”

12. PEMEX. Curso de Perforación. Tomo 8 “Diseño de Perforación de Pozos”

132

13. GEOCONSULT. Modelamiento Geoestadístico del Campo Auca – Auca Sur de

Petroproducción.

14. GITMAN G. Principios de Administración Financiera, 1998.

133

ABREVIATURAS

µo: Viscosidad del petróleos.

µw: Viscosidad del agua.

API: American Petroleum Institute.

AUC: Auca.

AUS: Auca Sur

BAPD: Barriles de agua por día

BF: Barriles fiscales.

Bls: Barriles.

BPD: Barriles por día.

BPPD: Barriles de petróleo por día.

BSW: Basic Sediments and water.

Bw: Factor volumétrico del agua.

Bo: Factor volumétrico de petróleo

FR: Factor de recobro.

Ho: Espesor de petróleo.

K: Permeabilidad.

Ø: Porosidad.

OFM: Oil Field Management

IP: Interactive Petrophysics

Pb: Presión de burbuja.

Pi: Presión inicial.

POES: Petróleo original en sitio.

PVT: Presión, volumen y temperatura.

Rw: Resistividad del agua.

Sg: Saturación de gas.

So: Saturación de petróleo.

Sw: Saturación de agua.

Vsh: Volumen de arcilla.

BHA: Bottom Hole Assembly

BSW: Basic Sediments and water

CBL: Cement Bond Log

134

ANEXOS

135

ANEXO 1.1: Ubicación de Pozos

Fuente: Departamento de Yacimientos, Petroproducción

136

ANEXO 1.2: Ubicación en coordenadas geográficas de los pozos

Pozo Ubicación

Profundidad Longitud Latitud

AUC-001 76° 52' 58.85'' W 00° 40' 33.81'' S 10578'

AUC-002 76° 53' 26'' W 00° 36' 14'' S 10612'

AUC-003 76° 52' 57'' W 00° 43' 44'' S 10706'

AUC-004 76° 53' 06'' W 00° 35' 13'' S 10430'

AUC-005 76° 53' 9.33'' W 00° 36' 46.83'' S 10330'

AUC-006 76° 52' 38.17'' W 00° 38' 09.38'' S 10329'

AUC-007 76° 52' 33.96'' W 00° 41' 44.18'' S 10117'

AUC-008 76° 52' 33.75'' W 00° 38' 43.67'' S 10350'

AUC-009 76° 52' 37.12'' W 00° 40' 05.74'' S 10295'

AUC-010 76° 53' 11'' W 00° 38' 32'' S 10362'

AUC-011 76° 52' 34.73'' W 00° 41' 20.42'' S 10310'

AUC-012 76° 53' 07.26'' W 00° 42' 05.35'' S 10350'

AUC-013 76° 53' 07.5'' W 00° 42' 43.86'' S 10334'

AUC-014 76° 53' 06.92'' W 00° 43' 22.78'' S 10330'

AUC-015 76° 53' 02.944'' W 00° 44' 07.0036'' S 1029 0'

AUC-016 76° 52' 36.37'' W 00° 42' 25.51'' S 10326'

AUC-017 76° 52' 47.51'' W 00° 40' 12.46'' S 10275'

AUC-018 76° 52' 01.93'' W 00° 41' 25.09'' S 10392'

AUC-19B 76° 52' 20.209'' W 00° 40' 40.96'' S 10155'

AUC-020 76° 52' 15.863'' W 00° 43' 22.018'' S 10567 '

AUC-021 76° 52' 35.21'' W 00° 43' 04.05'' S 10377'

AUC-022 76° 52' 34.524'' W 00° 44' 26.302'' S 10225 '

AUC-023 76° 52' 35.479'' W 00° 45' 03.911'' S 10040 '

AUC-024 76° 52' 46.2492'' W 00° 40' 56.546'' S 1010 0'

AUC-025 76° 52' 40.939'' W 00° 41' 23.037'' S 10197 '

AUC-026 76° 52' 46.249'' W 00° 40' 56.546'' S 10100 '

AUC-027 76° 52' 43.97'' W 00° 44' 03.82'' S 10308'

AUC-028 76° 52' 41.57" W 00° 43' 20.69'' S 10262'

AUC-029 76° 52' 41.40" W 00° 39' 41.26'' S 10263'

AUC-030 76° 52' 49.75" W 00° 41' 55.60'' S 10210'

AUC-031 76° 52' 53.43" W 00° 39' 13.74'' S 10230'

AUC-033 76° 52' 22.80" W 00° 39' 56.82'' S 10353'

AUC-034 76° 52' 45.60" W 00° 38' 59.69'' S 10285'

AUC-035 76° 52' 36.39" W 00° 42' 35.51'' S 10238'

137

Pozo Ubicación

Profundidad Longitud Latitud

AUC-036 76° 52' 36.54" W 00° 42' 46.14'' S 10260'

AUC-037 76° 53' 8.80" W 00° 37' 21.60'' S 10381'

AUC-038 76° 52' 15" W 00° 37' 41.80'' S 10292'

AUC-039 76° 52' 39.80" W 00° 37' 41.80'' S 10381'

AUC-040 76° 53' 30.30" W 00° 35' 44.77'' S 10362'

AUC-041 76° 53' 0.61" W 00° 41' 4.72'' S 10304'

AUC-042 76° 52' 10.54" W 00° 41' 6.19'' S 10368'

AUC-043 76° 52' 53.81" W 00° 41' 38.64'' S 10320'

AUC-044 76° 52' 54.03" W 00° 43' 1.38'' S 10325'

AUC-045 76° 52' 12.24" W 00° 39' 22.35'' S 10282'

AUC-046 76° 53' 8.55" W 00° 36' 21.05'' S 10280'

AUC-047 76° 52' 52.56" W 00° 42' 23'' S 10301'

AUC-048 76° 52' 56.84" W 00° 41' 21.03'' S 10343'

AUC-049 76° 52' 54.45" W 00° 43' 42.39'' S 10278'

AUC-050 76° 52' 51.34" W 00° 42' 38.35'' S 10289'

AUC-051 76° 52' 31.21" W 00° 36' 16.31'' S 10290.5'

AUC-052 76° 53' 35.60" W 00° 36' 37.63'' S 10408'

AUC-053 76° 52' 34.16" W 00° 40' 48.91'' S 10292'

AUC-057D 76º 52' 22.36” W 00º 42' 14.59” S 10610'

AUC-059D 76º 52' 22.36” W 00º 42' 34.595” S 10680

AUC-060D 76° 52' 31.53" W 00° 36' 42.74'' S 10817'

AUC-061D 76° 52' 31.38" W 00° 36' 17.48'' S 10700'

AUC-062D 76° 52' 31.59" W 00° 36' 28.31'' S 10640'

AUC-065D 76° 52' 14.94" W 00° 36' 5.41'' S 10873’

AUC-067D 76° 52' 31.86" W 00° 35' 57.71'' S 10809’

AUC-070D 76° 52' 48.51" W 00° 35' 52.13'' S 10861’

AUC-075D 76° 52' 32.372" W 00° 36' 29.987'' S 10556 ’

AUC-076D 76° 52' 16.73" W 00° 3 6' 56.11'' S 11243 ’

AUC-077D 76° 52' 45.19" W 00° 36' 54.47'' S 11224’

AUS-001 76° 53' 4.13" W 00° 47' 24.31'' S 10787'

AUS-002 76° 53' 3.0" W 00° 46' 50'' S 10282'

AUS-003 76° 53' 5.52" W 00° 48' 2.93'' S 10493'

AUS-004 76° 53' 2.23" W 00° 47' 41.25'' S 10400'



138

ANEXO 1.3: Mapa Estructural de Hollín


139

ANEXO 1.4: Mapa Estructural de la Arena “T”


140

ANEXO 1.5: Mapa Estructural de la Arena “U”


141

ANEXO 1.6: Mapa Estructural de Basal Tena


142

ANEXO 1.7: Topes y Bases de las Formaciones de cada pozo

Pozo BT Arena "U" Arena "T" HS HI

Tope Base Tope Base Tope Base Tope Base Tope Base

AUC-001 8952 8979 9619 9780 9864 10000 10094 10102 10102 10470

AUC-01R 9011 9026 9752 9772 10006 10046

AUC-002 8972 9006 9659 9840 9920 10048 10134 10139 10184 10505

AUC-003 8926 8952 9677 9850 9942 10085 10176 10190 10228 10559

AUC-004 8993 9021 9694 9865 9946 10082 10170 10208 10208 10256

AUC-005 8996 9037 9691 9871 10022 10180 10149 10231 10231 10300

AUC-006 8998 9030 9687 9860 10011 10075 10191 10232 10232 10300

AUC-007 8878 8904 9553 9724 9821 9942 10037 10088 10088 10123

AUC-008 8935 8970 9632 9810 9893 10043 10150 10190 10190 10350

AUC-009 8936 8970 9602 9787 9882 10010 10092 10146 10146 10299

AUC-010 9028 9059 9711 9898 9973 10112 10214 10249 10249 10368

AUC-011 8900 8924 9556 9729 9816 9953 10058 10104 10104 10262

AUC-012 8985 9005 9606 9773 9916 10007 10126 10177 10177 10349

AUC-013 9003 9037 9690 9857 10006 10200 10218 10266 10266 10328

AUC-014 8988 9016 9676 9857 10017 10109 10216 10251 10251 10328

AUC-015 8882 8907 9649 9818 9917 10060 10159 10202 10202 10283

AUC-016 8944 8972 9616 9780 9942 10048 10150 10202 10202 10317

AUC-017 8909 8939 9585 9741 9822 9963 10073 10122 10122 10274

AUC-018 9053 9079 9708 9896 10041 10114 10213 10273 10273 10388

143



AUC-19B 8920 8942 9615 9780 9868 9996 10105 10143 10143 10156

AUC-020 9004 9024 9657 9822 9912 10072 10191 10242 10242 10282

AUC-021 9018 9049 9702 9864 9955 10102 10212 10240 10240 10381

AUC-022 8791 8999 9673 9830 9945 10095 10185 10232 10232 10245

AUC-023 8957 8992 9638 9710 9912 10049 10130 10145 10145 10302

AUC-024 8893 8914 9538 9716 9802 9924 10028 10071 10071 10113

AUC-025 8946 8969 9610 9801 9891 10005 10114 10166 10166 10197

AUC-026 8913 8942 9594 9770 9948 9994 10086 10142 10142 10197

AUC-027 8830 8858 9582 9755 9843 9994 10108 10154 10296 10308

AUC-028 8930 8952 9606 9785 9875 10026 10141 10176 10176 10260

AUC-029 8986 9009 9652 9850 9939 10056 10149 10188 10188 10250

AUC-030 8912 8939 9604 9765 9862 10024 10126 10178 10178 10227

AUC-031 8918 8954 9594 9775 9853 9988 10088 10134 10134 10255

AUC-032 8990 8938 9571 9750 9843 9961 10071 10124 10124 10227

AUC-033 8970 9000 9646 9809 9904 10032 10143 10188 10188 10295

AUC-034 8980 9014 9677 9852 9938 10064 10168 10198 10198 10280

AUC-035 8844 8880 9549 9712 9810 9996 10091 10131 10131 10208

AUC-036 8929 8958 9599 9772 9860 10015 10123 10167 10167 10226

AUC-037 9020 9053 9716 9887 9956 10110 10225 10260 10260 10327

AUC-038 8908 8928 9578 9758 9843 9965 10056 10067 10067 10124

AUC-039 9058 9092 9760 9927 10000 10156 10269 10314 10314 10342

AUC-040 8961 8988 9664 9836 9919 10050 10142 10187 10187 10310

144



AUC-041 8987 9013 9651 9836 9924 10060 10167 10214 10214 10290

AUC-042 8993 9012 9662 9833 9918 10044 10146 10208 10208 10300

AUC-043 8991 9019 9677 9845 9936 10062 10171 10182 10182 10280

AUC-044 9008 9044 9716 9882 9970 10115 10227 10268 10268 10292

AUC-045 8940 8979 9653 9818 9974 10118 10128 10164 10164 10263

AUC-046 9032 9062 9728 9904 9986 10102 10216 10276 10276 10368

AUC-047 8934 8960 9600 9778 9865 10016 10127 10177 10177 10283

AUC-048 8995 9023 9666 9852 9940 10054 10170 10208 10208 10338

AUC-049 8912 8930 9596 9770 9862 10020 10134 10184 10184 10260

AUC-050 8964 8990 9648 9810 9906 10060 10170 10218 10218 10290

AUC-051 8953 8974 9657 9702 9904 10044 10128 10138 10138 10290

AUC-052 9029 9050 9716 9894 9959 10144 10216 10270 10270 10420

AUC-055 8990 8996 9644 9840 9920 10056 10163 10198 10198 10330

AUC-057D 9290 9314 9960 10063 10206 10370 10490 10522 10522 10620

AUC-059D 9332 9353 10010 10112 10250 10394 10500 10550 10550 10600

AUC-060D 8930 8966 9652 9828 9916 10038 10135 10177 10177 10332

AUC-061D 8934 8952 9628 9792 9912 10010 10109 10179 10179 10314

AUC-062D 8930 8955 9638 9809 9900 10018 10106 10164 10164 10296

AUC-065D 9428 9458 10138 10318 10426 10526 10616 10660 10660 10905

AUC-067D 9410 9435 10111 10230 10388 10480 10588 10639 10639 10780

AUC-070D 9488 9510 10196 10381 10447 10600 10682 10719 10719 10845

AUC-073D 9510 9535 10823 10876 11032 11171 11339 11468 11468 11438

145



AUC-075D 9134 9148 9815 9929 10085 10157 10307 10368 10368 10565

AUC-076D 10586 11084 11128 11128 11240

AUC-077D 9690 9700 10414 10530 10670 10770 10926 10976 10976 11180

AUS-001 9020 9130 9750 9870 9960 10130 10250 10335 10335 10400

AUS-002 9080 9110 9800 9870 10004 10090 10104 10150 10150 10252

AUS-003 9130 9180 9792 9912 10070 10230 10304 10368 10368 10430

AUS-004 9100 9142 9764 9876 10030 10154 10288 10310 10310 10337



146

ANEXO 1.8: Pozos Productores del Campo Auca - Auca Sur

Pozos Productores del Campo Auca - Auca Sur

Pozo Estado Arena Método Fecha de Corte

AUC-001 PP BT HP 30/06/2009

AUC-003 PP T HJ 30/06/2009

AUC-005 PP HS HJ 30/06/2009

AUC-006 PP BT HJ 30/06/2009

AUC-009 PP U HP 30/06/2009

AUC-010 PP U S 30/06/2009

AUC-014 PP U S 30/06/2009

AUC-015 PP U S 30/06/2009

AUC-016 PP U HJ 30/06/2009

AUC-018 PP BT HJ 30/06/2009

AUC-19B PP T HP 30/06/2009

AUC-020 PP BT HP 30/06/2009

AUC-021 PP U HJ 30/06/2009

AUC-022 PP TD HJ 30/06/2009

AUC-024 PP U HJ 30/06/2009

AUC-025 PP U HP 30/06/2009

AUC-026 PP BT HP 30/06/2009

AUC-027 PP T HJ 30/06/2009

AUC-028 PP U HJ 30/06/2009

AUC-030 PP U HJ 30/06/2009

AUC-031 PP U HP 30/06/2009

AUC-032 PP HS HP 30/06/2009

AUC-033 PP T HP 30/06/2009

AUC-034 PP HS HP 30/06/2009

AUC-035 PP T HP 30/06/2009

AUC-036 PP HS HP 30/06/2009

AUC-038 PP HI HP 30/06/2009

AUC-039 PP H S 30/06/2009

AUC-040 PP T S 30/06/2009

AUC-043 PP U HP 30/06/2009

AUC-049 PP TI S 30/06/2009

147

Pozo Estado Arena Método Fecha de Corte

AUC-050 PP UI HP 30/06/2009

AUC-051 PP HS S 30/06/2009

AUC-052 PP UI S 30/06/2009

AUC-053 PP HI HJ 30/06/2009

AUC-057D PP TI S 30/06/2009

AUC-059D PP TI S 30/06/2009

AUC-060D PP HD S 30/06/2009

AUC-061D PP HS S 30/06/2009

AUC-062D PP UI S 30/06/2009

AUC-065D PP UI S 30/06/2009

AUC-067D PP U HJ 30/06/2009

AUC-070D PP HS HJ 30/06/2009

AUC-073D PP U HJ 30/06/2009

AUC-074D PP HS HJ 30/06/2009

AUC-075D PP U HJ 30/06/2009

AUC-076D PP U S 30/06/2009

AUS-001 PP TI S 30/06/2009

AUS-003 PP TS S 30/06/2009

AUS-004 PP TD S 30/06/2009



148

ANEXO 1.9: Sistemas de producción por pozos

Sistemas de producción de los pozos

Bombeo Hidráulico Bombeo

Electrosumergible (S) Tipo Pistón (HP) Tipo Jet (HJ)

AUC-001 AUC-005 AUC-010

AUC-009 AUC-05W AUC-014

AUC-19B AUC-006 AUC-015

AUC-020 AUC-016 AUC-039

AUC-025 AUC-018 AUC-040

AUC-026 AUC-021 AUC-045

AUC-031 AUC-022 AUC-049

AUC-032 AUC-024 AUC-051

AUC-033 AUC-027 AUC-052

AUC-034 AUC-028 AUC-057D



AUC-038 AUC-065D AUC-061D



AUC-073D AUC-076D

AUC-075D AUS-001

AUS-003

AUS-004



149

ANEXO 1.10: Pozos Abandonados del Campo Auca - Auca Sur

Pozos Abandonados del Campo Auca - Auca Sur

Pozo Estado Causa Fecha de Abandono Fecha de Corte

AUC-019 CA BFISH 15/03/1979 30/06/2009

AUC-023 CA FSECO 16/09/1978 30/06/2009

AUC-044 CA FSECO 06/02/1996 30/06/2009



150

ANEXO 1.11: Pozos Reinyectores del Campo Auca - Auca Sur

Pozos Reinyectores del Campo Auca - Auca Sur

Pozo Estado Arena Inicio de Reinyección Fecha de Co rte

AUC-01R NR NR NR 30/06/2009

AUC-013 PR H 21/06/2006 30/06/2009

AUC-017 CS TY 07/07/1997 30/06/2009

AUC-055 PR TY 28/04/2006 30/06/2009



151

ANEXO 1.12: Pozos Inyectores del Campo Auca - Auca Sur.

Pozos Inyectores del Campo Auca - Auca Sur

Pozo Estado Arena Inicio de Inyección Fecha de Cort e

AUC-012 PI UT 24/07/2004 30/06/2009

AUC-041 PI UT 08/05/2007 30/06/2009



152

ANEXO 1.13: Tabla Pozos Cerrados del Campo Auca – Auca Sur.

Pozos Cerrados del Campo Auca - Auca Sur

Pozo Estado Arena Fecha de Cierre Fecha de Corte

AUC-002 CP HS 26/09/2008 30/06/2009

AUC-004 CP T 20/09/2006 30/06/2009

AUC-007 CP H 25/12/2004 30/06/2009

AUC-008 CP U 01/04/2003 30/06/2009

AUC-011 CP BT 22/06/2008 30/06/2009

AUC-029 CP UI 19/07/2009 30/06/2009

AUC-037 CP T 08/08/2004 30/06/2009

AUC-042 CP BT NR 30/06/2009

AUC-046 CP UI 15/12/2001 30/06/2009

AUC-047 CP U 13/08/2006 30/06/2009

AUC-048 CP NR NR 30/06/2009

AUC-77D CP NR NR 30/06/2009

AUC-002 CP U NR 30/06/2009



153

Anexo 2.1: Datos PVT por Arena.

DATOS PVT

ARENA BT

POZO

TOMA DE Pi Pb Boi Bob Coi Cob Uoi Uob RGP ρo residual

PRUEBA (psia) (psia) (rb/stb) (rb/stb) (1/psia 10-6 ) (1/psia 10-6) (cp) (cp) (stcft/stb) (gr/cm3)

AUC-002 1970 3563 630 1.1547 1.0491 14.29 116 0.8833

AUC-011 1974 4490 72

ARENA "U"

POZO TOMA DE Pi Pb Boi Bob Coi Cob Uoi Uob RGP ρo residual

PRUEBA (psia) (psia) (rb/stb) (rb/stb) (1/psia 10 -6) (1/psia 10-6) (cp) (cp) (stcft/stb) (gr/cm3)

AUC-002 1970 4091 231 1.066 2.58 47

AUC-008 1989 4104.03 214.7 1.056 1.0776 6.58 EXP-6 8.8499 25 50 0.9083

AUC-024 1988 4091 894.7 1.01215 8.3 141

ARENA "T"

POZO



AUC-001 1972 4085 638 1.162 2.26 163

AUC-012 1975 4350 890 1.3558 1.3048 3.4 229

AUC-022 1988 4350 492.7 1.131 3.46 127.4

AUC-040 2003 4085 820 1.1333 1.1616 6.19 EXP-6 127 0.8294

HOLLÍN

POZO



AUC-001 1973 4507 57 1.05335 1.98 12

AUC-011 1975 4504.7 86.7 1.1709 3.8 9

AUC-032 1993 175 1.1525 3.121 4.571 12 0.8042



154

Anexo 2.2: Ubicación de los Pozos Propuestos en el Mapa Estructural.

155


Arena U Inferior.

156


Arena T Inferior.

157

Anexo 2.5: Ubicación de los Pozos Propuestos en el Mapa Isobárico Arena U

Inferior.

158

Anexo 2.6: Ubicación de los Pozos Propuestos en el Mapa Isobárico Arena T

Inferior

159

Anexo 2.7: Producción de los Pozos Aledaños al AUC – A.

161

Anexo 2.8: Producción de los Pozos Aledaños al AUC – D.

163

Fuente: Oil Field Manager (O.F.M)


164

Anexo 2.9: Producción de los Pozos Aledaños al AUC – I.

166



167

Anexo 2.10: Producción de los Pozos Aledaños al AUC – L.

168



169

Anexo 2.11: Producción de los Pozos Aledaños al AUC – M.

171



172

Anexo 2.12: Producción de los Pozos Aledaños al AUC – N.

173



174

Anexo 2.13: Producción de los Pozos Aledaños al AUC – U.

176



177

Anexo 2.14: Mapa de Secuencia entre el pozo AUC – 4 y AUC – 40 para la

ubicación del pozo AUC – A.

Fuente: Interactive Petrophysic (I.P)


178


ubicación del pozo AUC – D.



179


ubicación del pozo AUC – I



180


ubicación del pozo AUC – L



181


ubicación del pozo AUC – M.



182


ubicación del pozo AUC – N.



183


ubicación del pozo AUC – U.



184

Anexo 2.21: Cálculo de Reservas por el Método de Curva de Declinación del Pozo AUC-4



185




186




187

Anexo 2.24: Cálculo de Reservas por el Método de Curva de Declinación del Pozo AUC- 10



188




189




190

Anexo 2.27: Cálculo de Reservas por el Método de Curva de Declinación del

Pozo AUC- 26



191

Anexo 2.28: Cálculo de Reservas por el Método de Curva de Declinación del

Pozo AUC- 9



192




193




194

Anexo 2.31: Cálculo de Reservas por el Método de Curva de Declinación del Pozo AUS- 2



195

Anexo 2.32: Cálculo de Reservas por el Método de Curva de Declinación del Pozo AUS- 4



196

Anexo 5.1: Detalle de Producción e Ingresos por el costo de barril de 80$ para los pozos propuestos a perforar


INGRESO TOTALAUC-A AUC-D AUC-I AUC-L AUC-M AUC-N AUC-U AUS-D AUC-A AUC-D AUC-I AUC-L AUC-M AUC-N AUC-U AUS-D PROD. ACUM. TOTAL AUC-A AUC-D AUC-I AUC-L AUC-M AUC-N AUC-U AUS-D 8 POZOSBPPD BPPD BPPD BPPD BPPD BPPD BPPD BPPD BPPM BPPM BPPM BPPM BPPM BPPM BPPM BPPM 8 POZOS BLS. $ $ $ $ $ $ $ $ $

Jan-10 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0Feb-10 453 13590 0 0 0 0 0 0 0 13590 1087200 0 0 0 0 0 0 0 1087200Mar-10 450 819 13511 24570 0 0 0 0 0 0 38081 1080876 1965600 0 0 0 0 0 0 3046476Apr-10 448 814 256 13432 24427 7680 0 0 0 0 0 45539 1074590 1954167 614400 0 0 0 0 0 3643157May-10 445 810 255 361 13354 24285 7635 10830 0 0 0 0 56105 1068340 1942801 610826 866400 0 0 0 0 4488367Jun-10 443 805 253 359 374 13277 24144 7591 10767 11220 0 0 0 66998 1062126 1931501 607274 861361 897600 0 0 0 5359861Jul-10 440 800 252 357 372 943 13199 24003 7547 10704 11155 28290 0 0 94899 1055948 1920267 603742 856351 892379 2263200 0 0 7591886Aug-10 437 795 250 355 370 938 344 13123 23864 7503 10642 11090 28125 10320 0 104667 1049806 1909098 600230 851370 887189 2250036 825600 0 8373329Sep-10 435 791 249 353 368 932 342 396 13046 23725 7459 10580 11025 27962 10260 11880 115938 1043700 1897994 596739 846418 882029 2236949 820798 950400 9275027Oct-10 432 786 247 351 365 927 340 394 12970 23587 7416 10519 10961 27799 10200 11811 115264 1037630 1886955 593268 841495 876898 2223939 816024 944872 9221080Nov-10 430 782 246 349 363 921 338 391 12895 23450 7373 10458 10897 27638 10141 11742 114593 1031594 1875979 589817 836601 871798 2211003 811278 939376 9167447Dec-10 427 777 244 347 361 916 336 389 12820 23313 7330 10397 10834 27477 10082 11674 113927 1025594 1865068 586387 831735 866727 2198143 806559 933913 9114126Jan-11 425 773 243 345 359 911 334 387 12745 23178 7287 10336 10771 27317 10023 11606 113264 1019629 1854220 582976 826897 861686 2185358 801868 928481 9061115Feb-11 422 768 241 343 357 905 332 385 12671 23043 7245 10276 10708 27158 9965 11539 112605 1013699 1843435 579585 822087 856674 2172647 797204 923080 9008413Mar-11 420 764 240 341 355 900 330 382 12598 22909 7203 10216 10646 27000 9907 11471 111950 1007803 1832713 576214 817306 851692 2160010 792567 917711 8956016Apr-11 417 759 239 339 353 895 328 380 12524 22776 7161 10157 10584 26843 9849 11405 111299 1001941 1822054 572863 812552 846738 2147447 787957 912374 8903925May-11 415 755 237 337 351 890 326 378 12451 22643 7119 10098 10523 26687 9792 11338 110652 996113 1811456 569531 807826 841813 2134957 783374 907067 8852137Jun-11 413 750 236 335 349 884 325 376 12379 22511 7078 10039 10461 26532 9735 11272 110008 990319 1800920 566218 803127 836917 2122539 778818 901791 8800650Jul-11 410 746 235 333 347 879 323 374 12307 22381 7037 9981 10401 26377 9679 11207 109368 984559 1790445 562925 798456 832049 2110194 774288 896546 8749462Aug-11 408 742 233 331 345 874 321 371 12235 22250 6996 9923 10340 26224 9622 11142 108732 978833 1780031 559651 793812 827209 2097920 769784 891331 8698572Sep-11 405 737 232 329 343 869 319 369 12164 22121 6955 9865 10280 26071 9566 11077 108100 973140 1769678 556396 789195 822398 2085718 765307 886147 8647978Oct-11 403 733 230 327 341 864 317 367 12093 21992 6914 9808 10220 25920 9511 11012 107471 967479 1759385 553159 784605 817615 2073587 760856 880993 8597678Nov-11 401 729 229 325 339 859 315 365 12023 21864 6874 9751 10161 25769 9455 10948 106846 961852 1749152 549942 780041 812859 2061526 756430 875869 8547671Dec-11 398 725 228 323 337 854 313 363 11953 21737 6834 9694 10102 25619 9400 10885 106224 956258 1738978 546743 775504 808131 2049535 752031 870774 8497955Jan-12 396 720 226 321 335 849 312 361 11884 21611 6795 9637 10043 25470 9346 10821 105607 950696 1728863 543563 770994 803431 2037614 747657 865710 8448528Feb-12 394 716 225 319 333 844 310 359 11815 21485 6755 9581 9984 25322 9291 10758 104992 945166 1718808 540402 766509 798758 2025763 743308 860674 8399388Mar-12 392 712 224 318 331 839 308 357 11746 21360 6716 9526 9926 25175 9237 10696 104382 939669 1708811 537259 762051 794112 2013980 738985 855668 8350534Apr-12 389 708 223 316 329 834 306 354 11678 21236 6677 9470 9869 25028 9184 10634 103775 934203 1698872 534134 757619 789493 2002266 734686 850692 8301965May-12 387 704 221 314 327 829 304 352 11610 21112 6638 9415 9811 24883 9130 10572 103171 928770 1688990 531027 753212 784901 1990621 730413 845744 8253678Jun-12 385 700 220 312 325 825 303 350 11542 20990 6599 9360 9754 24738 9077 10510 102571 923368 1679167 527938 748831 780336 1979042 726165 840824 8205671Jul-12 382 696 219 310 323 820 301 348 11475 20867 6561 9306 9697 24594 9024 10449 101974 917997 1669400 524868 744476 775797 1967532 721941 835934 8157944Aug-12 380 692 217 308 321 815 299 346 11408 20746 6523 9252 9641 24451 8972 10388 101381 912658 1659690 521815 740145 771285 1956088 717742 831072 8110495Sep-12 378 688 216 307 319 810 297 344 11342 20625 6485 9198 9585 24309 8920 10328 100792 907349 1650037 518780 735840 766799 1944710 713568 826238 8063321Oct-12 376 684 215 305 318 806 296 342 11276 20505 6447 9145 9529 24167 8868 10268 100205 902072 1640440 515762 731561 762339 1933399 709417 821432 8016422Nov-12 374 680 214 303 316 801 294 340 11210 20386 6410 9091 9474 24027 8816 10208 99622 896825 1630898 512763 727306 757905 1922154 705291 816655 7969796Dec-12 372 676 212 301 314 796 292 338 11145 20268 6372 9038 9419 23887 8765 10149 99043 891609 1621412 509780 723075 753497 1910974 701189 811905 7923441Jan-13 369 672 211 300 312 792 290 336 11080 20150 6335 8986 9364 23748 8714 10090 98467 886423 1611982 506815 718870 749114 1899859 697110 807182 7877355Feb-13 367 668 210 298 310 787 289 334 11016 20033 6298 8934 9309 23610 8663 10031 97894 881267 1602606 503867 714688 744757 1888809 693056 802488 7831538Mar-13 365 664 209 296 309 782 287 332 10952 19916 6262 8882 9255 23473 8613 9973 97325 876141 1593284 500937 710532 740425 1877823 689025 797820 7785987Apr-13 363 660 208 294 307 778 285 330 10888 19800 6225 8830 9201 23336 8563 9915 96759 871045 1584017 498023 706399 736119 1866901 685017 793180 7740701May-13 361 656 206 293 305 773 284 329 10825 19685 6189 8779 9148 23201 8513 9857 96196 865979 1574804 495126 702290 731837 1856042 681033 788566 7695678Jun-13 359 652 205 291 303 769 282 327 10762 19571 6153 8728 9095 23066 8463 9800 95636 860942 1565644 492246 698205 727580 1845247 677072 783980 7650917Jul-13 357 649 204 289 301 764 280 325 10699 19457 6117 8677 9042 22931 8414 9743 95080 855935 1556538 489383 694144 723349 1834514 673134 779420 7606417Aug-13 355 645 203 288 300 760 279 323 10637 19344 6082 8626 8989 22798 8365 9686 94527 850956 1547485 486537 690107 719141 1823844 669218 774886 7562175Sep-13 353 641 202 286 298 756 277 321 10575 19231 6046 8576 8937 22665 8317 9630 93977 846007 1538484 483707 686093 714959 1813236 665326 770379 7518191Oct-13 350 637 200 284 296 751 276 319 10514 19119 6011 8526 8885 22534 8268 9574 93431 841086 1529536 480894 682103 710800 1802690 661456 765898 7474462Nov-13 348 634 199 283 294 747 274 317 10452 19008 5976 8477 8833 22403 8220 9518 92887 836194 1520639 478097 678135 706666 1792204 657609 761444 7430988Dec-13 346 630 198 281 293 742 272 315 10392 18897 5941 8427 8782 22272 8172 9463 92347 831331 1511795 475316 674191 702556 1781780 653784 757015 7387767

INGRESO DE CADA POZO POR EL COSTO DE BARRIL DE $80DETALLE DE PRODUCCION DE LOS OCHO POZOS

MES

197

Anexo 5.2: Resultados obtenidos del VAN y TIR de los pozos propuestos para un barril de 80$.


BLS BLS $ $ $ $ $ $ $ $ $ $ $Jan-10 0 0 0 0 5175884 5175884 -5175884 - - 5175884 5175884 -5175884 -5175884Feb-10 1 13590 1087200 94043 5175884 5269926 -4182726 1076981 1076981 5220391 10396275 -4143410 -9319294Mar-10 2 38081 3046476 263520 5175884 5439404 -2392927 2989474 4066455 5337628 15733903 -2348154 -11667448Apr-10 3 45539 3643157 315133 5175884 5491017 -1847860 3541387 7607842 5337627 21071530 -1796240 -13463688May-10 4 56105 4488367 388244 5175884 5564127 -1075760 4321976 11929818 5357856 26429386 -1035880 -14499568Jun-10 5 66998 5359861 463628 5175884 5639512 -279650 5112650 17042468 5379402 31808788 -266752 -14766320Jul-10 6 94899 7591886 656698 5175884 5832582 1759305 7173658 24216126 5511272 37320060 1662387 -13103934Aug-10 7 104667 8373329 724293 5175884 5900177 2473153 7837682 32053809 5522739 42842799 2314944 -10788990Sep-10 8 115938 9275027 802290 802290 8472737 8600093 40653902 743908 43586707 7856185 -2932804Oct-10 9 115264 9221080 797623 797623 8423457 8469705 49123607 732629 44319336 7737076 4804271Nov-10 10 114593 9167447 792984 792984 8374463 8341293 57464901 721522 45040858 7619772 12424043Dec-10 11 113927 9114126 788372 788372 8325754 8214829 65679729 710583 45751441 7504246 19928289Jan-11 12 113264 9061115 783786 783786 8277329 8090281 73770011 699809 46451250 7390472 27318761Feb-11 13 1 112605 9008413 150000 779228 929228 8079185 7967622 81737633 821869 47273119 7145753 34464514Mar-11 14 1 111950 8956016 150000 774695 924695 8031321 7846823 89584456 810173 48083292 7036650 41501164Apr-11 15 1 111299 8903925 150000 770190 920190 7983736 7727855 97312311 798647 48881939 6929208 48430372May-11 16 1 110652 8852137 150000 765710 915710 7936427 7610691 104923002 787288 49669227 6823402 55253775Jun-11 17 1 110008 8800650 150000 761256 911256 7889393 7495303 112418305 776095 50445322 6719208 61972983Jul-11 18 1 109368 8749462 150000 756828 906828 7842633 7381665 119799970 765065 51210387 6616600 68589583Aug-11 19 1 108732 8698572 150000 752426 902426 7796145 7269749 127069719 754194 51964581 6515555 75105137Sep-11 20 1 108100 8647978 150000 748050 898050 7749928 7159530 134229249 743482 52708063 6416048 81521186Oct-11 21 107471 8597678 743699 743699 7853979 7050983 141280232 609910 53317973 6441073 87962258Nov-11 22 106846 8547671 739374 739374 7808298 6944081 148224313 600663 53918636 6343418 94305676Dec-11 23 106224 8497955 735073 735073 7762882 6838800 155063112 591556 54510193 6247243 100552920Jan-12 24 105607 8448528 730798 730798 7717730 6735115 161798227 582587 55092780 6152527 106705447Feb-12 25 104992 8399388 726547 726547 7672841 6633002 168431228 573755 55666535 6059247 112764694Mar-12 26 1 104382 8350534 150000 722321 872321 7478213 6532437 174963665 682397 56348932 5850039 118614733Apr-12 27 1 103775 8301965 150000 718120 868120 7433845 6433397 181397062 672728 57021660 5760669 124375402May-12 28 1 103171 8253678 150000 713943 863943 7389734 6335858 187732920 663198 57684857 5672660 130048063Jun-12 29 1 102571 8205671 150000 709791 859791 7345881 6239798 193972718 653806 58338664 5585992 135634055Jul-12 30 1 101974 8157944 150000 705662 855662 7302282 6145195 200117914 644551 58983215 5500644 141134699Aug-12 31 1 101381 8110495 150000 701558 851558 7258937 6052026 206169940 635430 59618644 5416596 146551295Sep-12 32 1 100792 8063321 150000 697477 847477 7215844 5960270 212130209 626441 60245085 5333829 151885124Oct-12 33 1 100205 8016422 150000 693421 843421 7173002 5869904 218000113 617582 60862667 5252322 157137446Nov-12 34 99622 7969796 689387 689387 7280408 5780909 223781022 500049 61362716 5280860 162418306Dec-12 35 99043 7923441 685378 685378 7238063 5693263 229474285 492467 61855183 5200796 167619102Jan-13 36 98467 7877355 681391 681391 7195964 5606946 235081231 485001 62340184 5121945 172741047Feb-13 37 97894 7831538 677428 677428 7154110 5521937 240603168 477648 62817831 5044290 177785337Mar-13 38 97325 7785987 673488 673488 7112499 5438218 246041386 470406 63288237 4967812 182753148Apr-13 39 1 96759 7740701 150000 669571 819571 6921130 5355767 251397153 567058 63855296 4788709 187541857May-13 40 1 96196 7695678 150000 665676 815676 6880002 5274567 256671720 559059 64414355 4715508 192257365Jun-13 41 1 95636 7650917 150000 661804 811804 6839113 5194598 261866318 551175 64965530 4643422 196900788Jul-13 42 1 95080 7606417 150000 657955 807955 6798462 5115841 266982159 543406 65508936 4572435 201473223Aug-13 43 1 94527 7562175 150000 654128 804128 6758047 5038278 272020437 535748 66044684 4502530 205975753Sep-13 44 1 93977 7518191 150000 650324 800324 6717867 4961891 276982328 528201 66572885 4433690 210409443Oct-13 45 1 93431 7474462 150000 646541 796541 6677921 4886663 281868991 520764 67093649 4365899 214775343Nov-13 46 1 92887 7430988 150000 642780 792780 6638208 4812575 286681566 513433 67607082 4299142 219074484Dec-13 47 92347 7387767 639042 639042 6748725 4739610 291421176 409976 68017058 4329634 223404118

76618744 21% 291421176 68017058 223404118

MES PERIODOREPARACION

POR POZO

TOTAL POR MES

INGRESO TOTAL POR

MES

COSTO REPARACION

COSTO OPERATIVO

COSTO DE PERFORACION

TOTAL DE EGRESOS

FLUJO DE CAJA

SUMATORIA FLUJO DE CAJA

INGRESO TOTAL ACT.

INGRESO TOTAL ACT.

ACUM.

EGRESO TOTAL ACT.

EGRESO TOTAL ACT. ACUM.

FLUJO DE CAJA

ACTUALIZADA

198

Anexo 5.3: Detalle de Producción e Ingresos por el costo de barril de 73.65$ para los pozos propuestos a perforar




DETALLE DE PRODUCCION DE LOS OCHO POZOS

MES

INGRESO DE CADA POZO POR EL COSTO DE BARRIL DE $73. 65

199

Anexo 5.4: Resultados obtenidos del VAN y TIR de los pozos propuestos para un barril de 73.65$.


BLS BLS $ $ $ $ $ $ $ $ $ $ $Jan-10 0 0 0 0 5175884 5175884 -5175884 - - 5175884 5175884 -5175884 -5175884Feb-10 1 13590 1000904 94043 5175884 5269926 -4269023 991495 991495 5220391 10396275 -4228896 -9404779Mar-10 2 38081 2804662 263520 5175884 5439404 -2634741 2752185 3743680 5337628 15733903 -2585443 -11990223Apr-10 3 45539 3353981 315133 5175884 5491017 -2137035 3260289 7003970 5337627 21071530 -2077338 -14067561May-10 4 56105 4132103 388244 5175884 5564127 -1432024 3978919 10982889 5357856 26429386 -1378937 -15446497Jun-10 5 66998 4934422 463628 5175884 5639512 -705089 4706833 15689722 5379402 31808788 -672569 -16119066Jul-10 6 94899 6989280 656698 5175884 5832582 1156699 6604249 22293971 5511272 37320060 1092978 -15026089Aug-10 7 104667 7708696 724293 5175884 5900177 1808520 7215566 29509538 5522739 42842799 1692828 -13333261Sep-10 8 115938 8538822 802290 802290 7736532 7917461 37426999 743908 43586707 7173553 -6159708Oct-10 9 115264 8489157 797623 797623 7691534 7797422 45224421 732629 44319336 7064793 905085Nov-10 10 114593 8439781 792984 792984 7646797 7679203 52903624 721522 45040858 6957681 7862766Dec-10 11 113927 8390692 788372 788372 7602320 7562777 60466401 710583 45751441 6852194 14714960Jan-11 12 113264 8341889 783786 783786 7558103 7448115 67914516 699809 46451250 6748306 21463266Feb-11 13 1 112605 8293370 150000 779228 929228 7364142 7335192 75249709 821869 47273119 6513323 27976589Mar-11 14 1 111950 8245133 150000 774695 924695 7320437 7223981 82473690 810173 48083292 6413809 34390398Apr-11 15 1 111299 8197176 150000 770190 920190 7276986 7114457 89588146 798647 48881939 6315810 40706208May-11 16 1 110652 8149498 150000 765710 915710 7233789 7006592 96594739 787288 49669227 6219304 46925512Jun-11 17 1 110008 8102098 150000 761256 911256 7190842 6900363 103495102 776095 50445322 6124268 53049780Jul-11 18 1 109368 8054973 150000 756828 906828 7148145 6795745 110290847 765065 51210387 6030680 59080460Aug-11 19 1 108732 8008123 150000 752426 902426 7105696 6692713 116983560 754194 51964581 5938518 65018979Sep-11 20 1 108100 7961545 150000 748050 898050 7063495 6591243 123574802 743482 52708063 5847761 70866739Oct-11 21 107471 7915238 743699 743699 7171538 6491311 130066113 609910 53317973 5881401 76748140Nov-11 22 106846 7869200 739374 739374 7129826 6392894 136459008 600663 53918636 5792231 82540371Dec-11 23 106224 7823430 735073 735073 7088357 6295970 142754978 591556 54510193 5704414 88244785Jan-12 24 105607 7777926 730798 730798 7047128 6200515 148955493 582587 55092780 5617927 93862713Feb-12 25 104992 7732687 726547 726547 7006140 6106507 155062000 573755 55666535 5532752 99395465Mar-12 26 1 104382 7687711 150000 722321 872321 6815389 6013925 161075924 682397 56348932 5331527 104726992Apr-12 27 1 103775 7642996 150000 718120 868120 6774876 5922746 166998670 672728 57021660 5250018 109977011May-12 28 1 103171 7598542 150000 713943 863943 6734599 5832949 172831620 663198 57684857 5169752 115146762Jun-12 29 1 102571 7554346 150000 709791 859791 6694556 5744514 178576134 653806 58338664 5090708 120237470Jul-12 30 1 101974 7510407 150000 705662 855662 6654745 5657420 184233554 644551 58983215 5012869 125250339Aug-12 31 1 101381 7466724 150000 701558 851558 6615166 5571646 189805201 635430 59618644 4936217 130186556Sep-12 32 1 100792 7423295 150000 697477 847477 6575818 5487173 195292374 626441 60245085 4860732 135047289Oct-12 33 1 100205 7380119 150000 693421 843421 6536698 5403981 200696354 617582 60862667 4786399 139833687Nov-12 34 99622 7337193 689387 689387 6647806 5322049 206018404 500049 61362716 4822001 144655688Dec-12 35 99043 7294518 685378 685378 6609140 5241360 211259764 492467 61855183 4748893 149404581Jan-13 36 98467 7252090 681391 681391 6570699 5161894 216421658 485001 62340184 4676894 154081474Feb-13 37 97894 7209909 677428 677428 6532481 5083633 221505292 477648 62817831 4605986 158687460Mar-13 38 97325 7167974 673488 673488 6494486 5006559 226511851 470406 63288237 4536153 163223613Apr-13 39 1 96759 7126282 150000 669571 819571 6306712 4930653 231442504 567058 63855296 4363595 167587208May-13 40 1 96196 7084833 150000 665676 815676 6269157 4855898 236298402 559059 64414355 4296839 171884047Jun-13 41 1 95636 7043626 150000 661804 811804 6231821 4782277 241080679 551175 64965530 4231101 176115149Jul-13 42 1 95080 7002657 150000 657955 807955 6194702 4709771 245790450 543406 65508936 4166365 180281514Aug-13 43 1 94527 6961927 150000 654128 804128 6157799 4638365 250428815 535748 66044684 4102617 184384131Sep-13 44 1 93977 6921434 150000 650324 800324 6121111 4568041 254996856 528201 66572885 4039840 188423971Oct-13 45 1 93431 6881177 150000 646541 796541 6084636 4498784 259495640 520764 67093649 3978020 192401991Nov-13 46 1 92887 6841154 150000 642780 792780 6048373 4430577 263926217 513433 67607082 3917144 196319135Dec-13 47 92347 6801363 639042 639042 6162321 4363403 268289620 409976 68017058 3953427 200272562

76618744 19% 268289620 68017058 200272562

INGRESO TOTAL ACT.

INGRESO TOTAL ACT.

ACUM.

EGRESO TOTAL ACT.

EGRESO TOTAL ACT.

ACUM.

FLUJO DE CAJA ACTUALIZADA

COSTO REPARACION

COSTO OPERATIVO

COSTO DE PERFORACI

ON

TOTAL DE EGRESOS

FLUJO DE CAJAMES

PERIODO

REPARACION POR POZO

TOTAL POR MES

INGRESO TOTAL POR

MES

SUMATORIA FLUJO DE CAJA

200

Anexo 5.5: Detalle de Producción e Ingresos por el costo de barril de 60$ para los pozos propuestos a perforar




DETALLE DE PRODUCCION DE LOS OCHO POZOS INGRESO DE CADA POZO POR EL COSTO DE BARRIL DE $60

MES

201

Anexo 5.6: Resultados obtenidos del VAN y TIR de los pozos propuestos para un barril de 60$.


BLS BLS $ $ $ $ $ $ $ $ $ $ $

Jan-10 0 0 0 0 5175884 5175884 -5175884 - - 5175884 5175884 -5175884 -5175884

Feb-10 1 13590 815400 94043 5175884 5269926 -4454526 807736 807736 5220391 10396275 -4412656 -9588539

Mar-10 2 38081 2284857 263520 5175884 5439404 -3154546 2242106 3049841 5337628 15733903 -3095522 -12684061

Apr-10 3 45539 2732368 315133 5175884 5491017 -2758649 2656040 5705882 5337627 21071530 -2681587 -15365649

May-10 4 56105 3366275 388244 5175884 5564127 -2197852 3241482 8947364 5357856 26429386 -2116374 -17482023

Jun-10 5 66998 4019896 463628 5175884 5639512 -1619616 3834487 12781851 5379402 31808788 -1544915 -19026937

Jul-10 6 94899 5693915 656698 5175884 5832582 -138667 5380244 18162095 5511272 37320060 -131028 -19157965

Aug-10 7 104667 6279997 724293 5175884 5900177 379820 5878262 24040357 5522739 42842799 355523 -18802442

Sep-10 8 115938 6956270 802290 802290 6153980 6450070 30490427 743908 43586707 5706162 -13096280

Oct-10 9 115264 6915810 797623 797623 6118187 6352279 36842705 732629 44319336 5619649 -7476631

Nov-10 10 114593 6875585 792984 792984 6082601 6255970 43098676 721522 45040858 5534448 -1942183

Dec-10 11 113927 6835595 788372 788372 6047223 6161122 49259797 710583 45751441 5450539 3508356

Jan-11 12 113264 6795836 783786 783786 6012050 6067711 55327508 699809 46451250 5367902 8876258

Feb-11 13 1 112605 6756309 150000 779228 929228 5827082 5975717 61303225 821869 47273119 5153848 14030106

Mar-11 14 1 111950 6717012 150000 774695 924695 5792317 5885117 67188342 810173 48083292 5074944 19105050

Apr-11 15 1 111299 6677944 150000 770190 920190 5757754 5795891 72984233 798647 48881939 4997244 24102295

May-11 16 1 110652 6639103 150000 765710 915710 5723393 5708018 78692252 787288 49669227 4920730 29023024

Jun-11 17 1 110008 6600487 150000 761256 911256 5689231 5621477 84313729 776095 50445322 4845382 33868406

Jul-11 18 1 109368 6562096 150000 756828 906828 5655268 5536248 89849977 765065 51210387 4771184 38639590

Aug-11 19 1 108732 6523929 150000 752426 902426 5621502 5452312 95302289 754194 51964581 4698117 43337708

Sep-11 20 1 108100 6485983 150000 748050 898050 5587933 5369648 100671937 743482 52708063 4626166 47963873

Oct-11 21 107471 6448259 743699 743699 5704560 5288237 105960174 609910 53317973 4678327 52642200

Nov-11 22 106846 6410753 739374 739374 5671380 5208061 111168234 600663 53918636 4607398 57249598

Dec-11 23 106224 6373466 735073 735073 5638393 5129100 116297334 591556 54510193 4537544 61787142

Jan-12 24 105607 6336396 730798 730798 5605598 5051336 121348670 582587 55092780 4468749 66255890

Feb-12 25 104992 6299541 726547 726547 5572994 4974751 126323421 573755 55666535 4400997 70656887

Mar-12 26 1 104382 6262901 150000 722321 872321 5390580 4899328 131222749 682397 56348932 4216930 74873817

Apr-12 27 1 103775 6226474 150000 718120 868120 5358354 4825048 136047796 672728 57021660 4152320 79026137

May-12 28 1 103171 6190258 150000 713943 863943 5326315 4751894 140799690 663198 57684857 4088696 83114833

Jun-12 29 1 102571 6154253 150000 709791 859791 5294463 4679849 145479539 653806 58338664 4026042 87140875

Jul-12 30 1 101974 6118458 150000 705662 855662 5262796 4608896 150088435 644551 58983215 3964345 91105220

Aug-12 31 1 101381 6082871 150000 701558 851558 5231313 4539020 154627455 635430 59618644 3903590 95008810

Sep-12 32 1 100792 6047491 150000 697477 847477 5200014 4470202 159097657 626441 60245085 3843761 98852572

Oct-12 33 1 100205 6012317 150000 693421 843421 5168896 4402428 163500085 617582 60862667 3784846 102637418

Nov-12 34 99622 5977347 689387 689387 5287959 4335682 167835767 500049 61362716 3835633 106473051

Dec-12 35 99043 5942580 685378 685378 5257203 4269947 172105714 492467 61855183 3777480 110250531

Jan-13 36 98467 5908016 681391 681391 5226625 4205209 176310923 485001 62340184 3720209 113970739

Feb-13 37 97894 5873653 677428 677428 5196225 4141453 180452376 477648 62817831 3663805 117634545

Mar-13 38 97325 5839490 673488 673488 5166002 4078663 184531039 470406 63288237 3608257 121242802

Apr-13 39 1 96759 5805525 150000 669571 819571 4985955 4016825 188547865 567058 63855296 3449767 124692569

May-13 40 1 96196 5771758 150000 665676 815676 4956082 3955925 192503790 559059 64414355 3396866 128089435

Jun-13 41 1 95636 5738188 150000 661804 811804 4926384 3895948 196399738 551175 64965530 3344773 131434208

Jul-13 42 1 95080 5704813 150000 657955 807955 4896857 3836881 200236619 543406 65508936 3293475 134727683

Aug-13 43 1 94527 5671631 150000 654128 804128 4867503 3778709 204015328 535748 66044684 3242961 137970644

Sep-13 44 1 93977 5638643 150000 650324 800324 4838320 3721419 207736746 528201 66572885 3193217 141163861

Oct-13 45 1 93431 5605847 150000 646541 796541 4809306 3664997 211401743 520764 67093649 3144234 144308095

Nov-13 46 1 92887 5573241 150000 642780 792780 4780461 3609431 215011175 513433 67607082 3095998 147404093

Dec-13 47 92347 5540825 639042 639042 4901783 3554707 218565882 409976 68017058 3144731 150548824

76618744 15% 218565882 68017058 150548824

INGRESO TOTAL

ACT. ACUM.

EGRESO TOTAL

ACT.

EGRESO TOTAL

ACT. ACUM.

FLUJO DE CAJA

ACTUALIZADAPERIODOREPARACION

POR POZO

PROD. ACUM.

TOTAL POR MES

INGRESO TOTAL

POR MESMES

COSTO

REPARACION

COSTO

OPERATIVO

COSTO DE

PERFORACION

TOTAL DE

EGRESOS

FLUJO DE

CAJA

SUMATORIA

FLUJO DE CAJA

INGRESO

TOTAL ACT.

capitulo 4 prognosis de la perforación de los pozos a perforar

Documents