estudio técnico-económico para la reactivación de pozos ... · ii derechos de autor yo darwin...

UNIVERSIDAD CENTRAL DEL ECUADOR

FACULTAD DE INGENIERÍA EN GEOLOGÍA, MINAS, PETRÓLEOS Y AMBIENTAL

CARRERA DE INGENIERÍA DE PETRÓLEOS

Estudio técnico-económico para la reactivación de pozos inactivos que presentan

problemas mecánicos en el campo Edén Yuturi

Estudio técnico presentado para optar por el título de Ingeniero de Petróleos

AUTOR:

Darwin Alexis Reinoso Topa

TUTOR:

Ing. Fernando Andrés Lucero Calvache

Quito 2019

ii

DERECHOS DE AUTOR

Yo Darwin Alexis Reinoso Topa, en calidad de autor y titular de los derechos morales y

patrimoniales del trabajo de titulación “ESTUDIO TÉCNICO ECONÓMICO PARA LA

REACTIVACIÓN DE POZOS INACTIVOS QUE PRESENTAN PROBLEMAS

MECÁNICOS EN EL CAMPO EDÉN YUTURI”, modalidad Estudio Técnico, de conformidad

con el Art.114 del CÓDIGO ORGÁNICO DE LA ECONOMÍA SOCIAL DE LOS

CONOCIMIENTOS, CREATIVIDAD E INNOVACIÓN, concedo a favor de la Universidad

Central del Ecuador un licencia gratuita, intransferible y no exclusiva para el uso no comercial de

la obra, con fines estrictamente académicos. Conservo a mi favor todos los derechos de autoría

sobre la obra, establecidos en la normativa citada.

Así mismo, autorizo a la Universidad Central del Ecuador para que realice la digitalización y

publicación de este trabajo de titulación en repositorio virtual, de conformidad a lo dispuesto en el

Art. 144 de la Ley Orgánica de Educación Superior.

Declaro que esta obra objeto de la presente autorización es original en su forma de expresión y

no infringe el derecho de autoría de terceros, asumiendo la responsabilidad por cualquier

reclamación que pudiera presentarse por esta causa y liberando a la Universidad de toda

responsabilidad

En la ciudad de Quito a los 13 días del mes de febrero de 2019.

E-mail: [email protected]

mailto:[email protected]

iii




APROBACIÓN DEL TUTOR Y COTUTOR

Por la presente dejamos constancia que en mi calidad de Tutor hemos supervisado la realización

del Trabajo de Titulación cuyo tema es: “ESTUDIO TÉCNICO-ECONÓMICO PARA LA


MECÁNICOS EN EL CAMPO EDÉN YUTURI”, presentado por el señor Reinoso Topa

Darwin Alexis para optar el Título de Ingeniero de Petróleos,considero que reúne los requisitos y

méritos suficientes para ser sometido a la evaluación y presentación pública por parte del Tribunal

que se designe.

En la ciudad de Quito a los 13 días del mes de febrero de 2019

iv




APROBACIÓN DEL TRIBUNAL LECTOR-EVALUADOR

Por la presente dejamos constancia que en nuestra calidad de Tribunal Lector-Evaluador hecha por

el Consejo de Carrera de Ingeniería de Petróleos para el Trabajo de Titulación cuyo tema es:

“ESTUDIO TÉCNICO-ECONÓMICO PARA LA REACTIVACIÓN DE POZOS

INACTIVOS QUE PRESENTAN PROBLEMAS MECÁNICOS EN EL CAMPO EDÉN

YUTURI”, presentado por el señor Reinoso Topa Darwin Alexis para optar el Título de Ingeniero

de Petróleos,considero que reúne los requisitos y méritos suficientes para ser sometido a

presentación pública.

En la ciudad de Quito a los 7 días del mes de marzo del 2019

v

DECLARATORIA DE ORIGINALIDAD

Yo, Darwin Alexis Reinoso Topa, declaro que el presente Proyecto de Trabajo de Titulación

para optar al título de Ingeniero de Petróleos de la Universidad Central del Ecuador de la Facultad

de Ingeniería de Geología, Minas, Petróleos y Ambiental, es original, no ha sido realizado con

anterioridad en ningún trabajo de la industria ni aceptado o empleado para el otorgamiento de

calificación alguna, ni de título o grado diferente al actual. El trabajo a realizarse será el resultado

de los estudios del autor, excepto de donde se indiquen las fuentes de información consultadas

vi

DEDICATORIA

A Dios, con cariño y profundo amor

a mis padres, siendo mi pilar

fundamental, dándome el apoyo y

fuerza que necesité y a mi hermana

por sus consejos y paciencia.


vii

AGRADECIMIENTOS

Mis más sinceros agradecimientos a

todas las personas que colaboraron en todas

las formas posibles para la realización de

esta tesis, a Petroamazonas Ep, por

otorgarme la información para realizar este

estudio.


viii

ÍNDICE DE CONTENIDO

CAPITULO I: INTRODUCCIÓN E INFORMACIÓN GENERAL .................................................. 1

1.1. Introducción ...................................................................................................................... 1

1.2. Planteamiento del problema ............................................................................................... 1

1.3. Objetivos ........................................................................................................................... 2

1.3.1. Objetivo general ......................................................................................................... 2

1.3.2. Objetivos específicos .................................................................................................. 2

1.4. Justificación e importancia................................................................................................. 2

1.5. Entorno del estudio ............................................................................................................ 3

1.5.1. Marco institucional ..................................................................................................... 3

1.5.2. Marco ético: ............................................................................................................... 3

1.5.3. Marco legal: ............................................................................................................... 3

CAPITULO II: MARCO TEÓRICO ................................................................................................ 4

2. CARACTERÍSTICAS DEL CAMPO EDÉN YUTURI ............................................................. 4

2.1. Área de estudio .................................................................................................................. 4

2.2. Generalidades .................................................................................................................... 4

2.3. Geología regional .............................................................................................................. 5

2.4. Estratigrafía ....................................................................................................................... 6

2.5. Principales reservorios ....................................................................................................... 6

2.5.1. Yacimiento M-1 ......................................................................................................... 6

2.5.2. Yacimiento M-2 ......................................................................................................... 7

2.5.3. Yacimiento U Superior ............................................................................................... 7

2.5.4. Yacimiento U Inferior ................................................................................................ 7

2.5.5. Yacimiento T ............................................................................................................. 8

2.6. Reservas. ........................................................................................................................... 9

ix

2.6.1. Petróleo original en situ (POES) ................................................................................10

2.6.2. Reservas probadas .....................................................................................................10

2.6.3. Reservas probables ....................................................................................................10

2.6.4. Reservas posibles ......................................................................................................10

2.7. Estado actual del campo Edén Yuturi ................................................................................11

2.7.1. Estado de los pozos ...................................................................................................11

2.8. Propiedades de reservorio del campo Edén Yuturi ............................................................12

2.9. Pozos inactivos .................................................................................................................13

2.10. Cálculo de reservas .......................................................................................................14

2.11. Curvas de Chan .............................................................................................................14

2.11.1. Interpretación de las curvas de Chan ..........................................................................14

2.12. Trabajos que se realizan para la reactivación de los pozos inactivos. .............................16

2.13. Levantamiento artificial ................................................................................................18

2.13.1. Clasificación de los sistemas de levantamiento artificial ............................................19

2.14. Aplicación de los sistemas de levantamiento artificial ...................................................24

2.15. Sistema de Levantamiento Artificial en el Campo Edén Yuturi .....................................24

CAPÍTULO III: DISEÑO METODOLÓGICO ................................................................................25

3.1. Tipo de estudio .................................................................................................................25

3.2. Universo y Muestra ..........................................................................................................25

3.3. Instrumentos de recopilación de información y datos ........................................................25

3.4. ANÁLISIS TÉCNICO DE LOS POZOS INACTIVOS .....................................................26

3.4.1. Criterio de selección de los pozos inactivos con problemas mecánicos a ser

rehabilitados ............................................................................................................................27

3.4.2. Análisis de la producción de los pozos inactivos seleccionados .................................29

3.5. ANÁLISIS TÉCNICO DE LOS POZOS SELECCIONADOS. .........................................33

3.5.1. Procedimiento para realizar el cálculo de reservas .....................................................33

x

3.5.2. Procedimiento para realizar las curvas de Chan .........................................................33

3.5.3. Pozo EDYD-089 .......................................................................................................34

3.5.4. Pozo EDYJ-071.........................................................................................................49

3.5.5. Pozo EDYJ-072.........................................................................................................69

CAPITULO IV: ANÁLISIS ECONÓMICO ....................................................................................90

4. Análisis Económico..............................................................................................................90

4.1. Producción Estimada ........................................................................................................90

4.2. Criterios para la evaluación Económica ............................................................................91

4.2.1. Valor Actual Neto (VAN) .........................................................................................91

4.2.2. Tasa Interna de Retorno (TIR) ...................................................................................92

4.2.3. Relación Beneficio - Costo ........................................................................................92

4.2.4. Ingresos.....................................................................................................................93

4.2.5. Egresos .....................................................................................................................94

4.2.6. Inversión ...................................................................................................................95

4.2.7. Costos de trabajos de reacondicionamientos ..............................................................95

4.2.8. Período de Recuperación de la Inversión. ..................................................................95

4.2.9. Hipótesis para el Análisis. .........................................................................................96

4.3. ANÁLISIS ECONÓMICO POZO EDYD-089M-2 ...........................................................97

4.3.1. Análisis de la declinación del pozo EDYD-089 en el reservorio M-2 .........................97

4.3.2. Proyección de la producción del Pozo EDYD-089 del reservorio M-2 .......................98

4.3.3. Realizando Adquisición de los equipos RDPCP para el pozo EDYD-089M-2 ............99

4.3.4. Realizando Alquiler de los equipos RDPCP para el pozo EDYD-089 ...................... 102

4.4. ANÁLISIS ECONÓMICO POZO EDYJ-071M-2 .......................................................... 105

4.4.1. Análisis de la declinación del pozo EDYJ-071 en el reservorio M-2 ........................ 105

4.4.2. Proyección de la producción del Pozo EDYJ-071 del reservorio M-2 ...................... 106

4.4.3. Realizando Adquisición de los equipos RDPCP para el pozo EDYJ-071M-2 ........... 107

xi

4.4.4. Realizando Alquiler de los equipos RDPCP para el pozo EDYJ-071M-2 ................. 110

4.5. ANÁLISIS ECONÓMICO POZO EDYJ-072M-2 .......................................................... 113

4.5.1. Análisis de la declinación del pozo EDYJ-072 en el reservorio M-2 ........................ 113

4.5.2. Proyección de la producción del Pozo EDYJ-072 del reservorio M-2 ...................... 114

4.5.3. Realizando Adquisición de los equipos RDPCP para el pozo EDYJ-072M-2 ........... 115

4.5.4. Realizando Alquiler de los equipos RDPCP para el pozo EDYJ-072M-2 ................. 118

CAPÍTULO V: CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES ..................................................... 122

5.1. Conclusiones .................................................................................................................. 122

5.2. Recomendaciones ........................................................................................................... 123

BIBLIOGRAFÍA .......................................................................................................................... 124

GLOSARIO DE TÉRMINOS........................................................................................................ 126

ANEXOS ...................................................................................................................................... 127

xii

ÍNDICE DE FIGURAS

Figura 1: Ubicación del campo Edén Yuturi Bloque 12 .................................................................... 4

Figura 2: Columna estratigráfica generalizada del Campo Edén Yuturi ............................................. 9

Figura 3: Canalización .....................................................................................................................15

Figura 4: Conificación .....................................................................................................................15

Figura 5: Problemas Mecánicos .......................................................................................................16

Figura 6: Producción Normal ..........................................................................................................16

Figura 7: Historial de producción pozo EDYD-089M-2 ...................................................................34

Figura 8: Curvas de Chan pozo EDYD-089M-2 ..............................................................................35

Figura 9: Curvas de Saturación de agua pozo EDYD-089M-2 .........................................................35

Figura 10: Registros Eléctricos del pozo EDYD-089M-2 .................................................................36

Figura 11: Índice de Productividad actual y proyectado para el pozo EDYD-089M-2 ......................37

Figura 12: Análisis de las curvas de declinación de EDYD-089M2 ..................................................37

Figura 13: Registros de Cemento del pozo EDYD-089M-2 ..............................................................38

Figura 14: Historial de producción pozo EDYD-089US ...................................................................39

Figura 15: Curvas de Chan del pozo EDYD-089M-2 .......................................................................39

Figura 16: Corte de agua del pozo EDYD-089US ............................................................................40

Figura 17: Registros Eléctricos del pozo EDYD-089US y UI ..........................................................40

Figura 18: Análisis de las curvas de declinación de EDYD-089US ..................................................41

Figura 19: Registros Eléctricos del pozo EDYD-089US y UI ..........................................................42

Figura 20: Diagrama mecánico propuesto para el pozo EDYD-089 ..................................................48

Figura 21: Historial de producción pozo EDYJ-071M-2 ..................................................................49

Figura 22: Curvas de Chan pozo EDYJ-071M-2 ..............................................................................50

Figura 23: Curvas del corte de agua pozo EDYJ-071M-2 ................................................................50

Figura 24: Registros Eléctricos del pozo EDYJ-071M-2 ..................................................................51

Figura 25: Índice de Productividad actual y proyectado para el pozo EDYJ-071M-2 .......................52

Figura 26: Análisis de las curvas de declinación de EDYJ-071M-2 ..................................................52

Figura 27: Registros de Cemento del pozo EDYJ-071M-2 ...............................................................53

Figura 28: Registros Eléctricos del pozo EDYJ-071US ....................................................................54

Figura 29: Historial de producción pozo EDYJ-071UI .....................................................................55

Figura 30: Curvas de Chan del pozo EDYJ-071UI ...........................................................................55

Figura 31: Corte de agua del pozo EDYJ-071UI ..............................................................................56

xiii

Figura 32: Registros Eléctricos del pozo EDYJ-071UM ..................................................................57

Figura 33. Registros Eléctricos del pozo EDYJ-071UI .....................................................................58

Figura 34: Análisis de las curvas de declinación de EDYJ-071UI ...................................................59

Figura 35: Historial de producción pozo EDYJ-071T ......................................................................60

Figura 36: Curvas de Chan del pozo EDYJ-071T.............................................................................60

Figura 37: Corte de agua del pozo EDYJ-072T ................................................................................61

Figura 38: Registros Eléctricos del pozo EDYJ-071T ......................................................................61

Figura 39: Análisis de las curvas de declinación de EDYJ-071T ......................................................62

Figura 40: Diagrama mecánico propuesto para el pozo EDYJ-071 ...................................................68

Figura 41: Historial de producción pozo EDYJ-072M-2 ..................................................................69

Figura 42: Curvas de Chan pozo EDYJ-072M-2 ..............................................................................70

Figura 43: Corte de agua pozo EDYJ-072M-2 .................................................................................70

Figura 44: Registros Eléctricos del pozo EDYJ-120M-2 ..................................................................71

Figura 45: Índice de Productividad actual y proyectado para el pozo EDYD-089 .............................72

Figura 46: Análisis de las curvas de declinación de EDYJ-072M-2 ..................................................72

Figura 47: Registros de Cemento del pozo EDYJ-072M-2 ...............................................................73

Figura 48: Historial de producción pozo EDYJ-072US ....................................................................74

Figura 49: Curvas de Chan del pozo EDYJ-072US ..........................................................................74

Figura 50: Corte de agua del pozo EDYJ-072US .............................................................................75

Figura 51: Registros Eléctricos del pozo EDYJ-072US ....................................................................76

Figura 52: Análisis de las curvas de declinación de EDYJ-072US ...................................................76

Figura 53: Historial de producción pozo EDYJ-072UI .....................................................................77

Figura 54: Curvas de Chan del pozo EDYJ-072UI ...........................................................................78

Figura 55: Corte de agua del pozo EDYJ-072UI ..............................................................................78

Figura 56: Registros Eléctricos del pozo EDYJ-072UI ....................................................................79

Figura 57: Análisis de las curvas de declinación de EDYJ-072UI ....................................................80

Figura 58: Historial de producción pozo EDYJ-072T ......................................................................81

Figura 59: Curvas de Chan del pozo EDYJ-072T.............................................................................81

Figura 60: Corte de agua del pozo EDYJ-072T ................................................................................82

Figura 61: Registros Eléctricos del pozo EDYJ-072T ......................................................................82

Figura 62: Análisis de las curvas de declinación de EDYJ-072T ......................................................83

Figura 63: Diagrama mecánico propuesto para el pozo EDYJ-072 ...................................................89

Figura 64: Proyección de producción del Pozo EDYD-089M-2 .......................................................98

xiv

Figura 65: Período de recuperación de inversión del pozo EDYD-089M-2 considerando la

adquisición de los equipos RDPCP. ............................................................................................... 100

Figura 66: Período de recuperación de inversión del pozo EDYD-089M-2 considerando el alquiler de

los equipos RDPCP. ...................................................................................................................... 103

Figura 67: Proyección de producción del Pozo EDYJ-071M-2 ...................................................... 106

Figura 68: Período de recuperación de inversión del pozo EDYJ-071M-2 considerando la adquisición

de los equipos RDPCP................................................................................................................... 108

Figura 69: Período de recuperación de inversión del pozo EDYJ-071M-2 considerando el alquiler de


Figura 70: Proyección de producción del Pozo EDYJ-072M-2 ...................................................... 114

Figura 71: Período de recuperación de inversión del pozo EDYJ-072M-2 considerando la adquisición

de los equipos RDPCP................................................................................................................... 116

Figura 72: Período de recuperación de inversión del pozo EDYJ-072M-2 considerando el alquiler de


xv

ÍNDICE DE TABLAS

Tabla 1: Reservas por arena del campo Edén Yuturi ........................................................................11

Tabla 2: Estado de los pozos del campo Edén Yuturi .......................................................................11

Tabla 3: Propiedades de reservorio del campo Edén Yuturi .............................................................12

Tabla 4: Ventajas y desventajas del bombeo mecánico ....................................................................20

Tabla 5: Ventajas y desventajas del gas lift ......................................................................................20

Tabla 6: Ventajas y desventajas del bombeo hidráulico (pistón y jet) ...............................................21

Tabla 7: Ventajas y desventajas del bombeo de cavidades progresivas .............................................22

Tabla 8: Ventajas y desventajas del bombeo electrosumergible ........................................................23

Tabla 9: Análisis comparativos de la aplicabilidad entre los diferentes sistemas de levantamiento

artificial en función de las condiciones más relevantes. ....................................................................24

Tabla 10: Status pozos inactivos del campo Edén Yuturi .................................................................26

Tabla 11: Pozos pre seleccionados con problemas mecánicos para su reactivación ...........................28

Tabla 12: Pozos seleccionados para el análisis técnico-económico ...................................................29

Tabla 13: Análisis de eventos del pozo EDYD-089..........................................................................30

Tabla 14: Análisis de eventos del pozo EDYJ-071 ...........................................................................31

Tabla 15: Análisis de eventos del pozo EDYJ-072 ...........................................................................32

Tabla 16: Resumen de reservas estimadas del Pozo EDYD-089M-2 ................................................38

Tabla 17: Resumen de reservas estimadas del Pozo EDYD-089US ..................................................41

Tabla 18: Características del pozo EDYD-089 y de la arena a producir M-2 ....................................43

Tabla 19: Análisis de las características del pozo EDYD-089M-2 en relación a los diferentes sistemas

de levantamiento artificial ...............................................................................................................44

Tabla 20. Resumen del Diseño de la bomba PCP para el pozo EDYD-089M-2 ................................45

Tabla 21: Resumen de reservas estimadas del Pozo EDYJ-071M-2 .................................................53

Tabla 22: Resumen de reservas estimadas del Pozo EDYJ-071UI ....................................................59

Tabla 23: Resumen de reservas estimadas del Pozo EDYJ-071T ......................................................62

Tabla 24: Características del pozo EDYJ-072 y de la arena a producir M-2 .....................................63

Tabla 25. Análisis de las características del pozo EDYJ-071M-2 en relación a los diferentes sistemas


Tabla 26: Diseño de la bomba PCP para el pozo EDYJ-071M-2 ......................................................65

Tabla 27: Resumen de reservas estimadas del Pozo EDYJ-072M-2 .................................................73

Tabla 28: Resumen de reservas estimadas del Pozo EDYJ-072US ...................................................77

Tabla 29: Resumen de reservas estimadas del Pozo EDYJ-072UI ....................................................80

Tabla 30: Resumen de reservas estimadas del Pozo EDYJ-072T ......................................................83

Tabla 31: Características del pozo EDYJ-072 y de la arena a producir M-2 .....................................84

Tabla 32: Análisis de las características del Pozo EDYJ-072M-2 en relación a los diferentes sistemas


Tabla 33: Diseño de la bomba PCP para el pozo EDYJ-072M-2 ......................................................86

Tabla 34: Precio del barril de Petróleo .............................................................................................94

Tabla 35: Costo por barril Producido ...............................................................................................94

Tabla 36: Detalle de Costos Operacionales ......................................................................................96

xvi

Tabla 37: Análisis de declinación del pozo EDYD-089M-2 .............................................................97

Tabla 38: Costos del reacondicionamiento con la adquisición de los equipos RDPCP pozo EDYD-

089M-2 ...........................................................................................................................................99

Tabla 39: Análisis Económico del pozo EDYD-089M-2 realizando la adquisición de los equipos

RDPCP ......................................................................................................................................... 101

Tabla 40: Resultados análisis económico pozo EDYD-089M-2 realizando la adquisición de los

equipos RDPCP............................................................................................................................. 102

Tabla 41: Costos del reacondicionamiento con el alquiler de los equipos RDPCP pozo EDYD-089M-

2 .................................................................................................................................................... 102

Tabla 42: Análisis Económico del pozo EDYD-089M-2 realizando el alquiler de los equipos RDPCP

...................................................................................................................................................... 104

Tabla 43: Resultados análisis económico pozo EDYD-089M-2 realizando el alquiler de los equipos

RDPCP ......................................................................................................................................... 105

Tabla 44: Análisis de declinación del pozo EDYJ-071M-2 ............................................................ 105

Tabla 45: Costos del reacondicionamiento con la adquisición de los equipos RDPCP pozo EDYJ-

071M-2 ......................................................................................................................................... 107

Tabla 46: Análisis Económico del pozo EDYJ-071M-2 realizando la adquisición de los equipos

RDPCP ......................................................................................................................................... 109

Tabla 47: Resultados análisis económico pozo EDYJ-071M-2 realizando la adquisición de los

equipos RDPCP............................................................................................................................. 110

Tabla 48: Costos del reacondicionamiento con el alquiler de los equipos RDPCP pozo EDJY-071M-2

...................................................................................................................................................... 110

Tabla 49: Análisis Económico del pozo EDYJ-071M-2 realizando el alquiler de los equipos RDPCP

...................................................................................................................................................... 112

Tabla 50: Resultados análisis económico pozo EDYJ-071M-2 realizando el alquiler de los equipos

RDPCP. ........................................................................................................................................ 113

Tabla 51: Análisis de declinación del pozo EDYJ-072M-2 ............................................................ 113

Tabla 52: Costos del reacondicionamiento con la adquisición de los equipos RDPCP pozo EDYJ-

072M-2 ......................................................................................................................................... 115

Tabla 53: Análisis Económico del pozo EDYJ-072M-2 realizando la adquisición de los equipos

RDPCP ......................................................................................................................................... 117

Tabla 54: Resultados análisis económico pozo EDYJ-072M-2 realizando la adquisición de los

equipos RDPCP............................................................................................................................. 118

Tabla 55: Costos del reacondicionamiento con el alquiler de los equipos RDPCP pozo EDJY-072M-2

...................................................................................................................................................... 118


...................................................................................................................................................... 120

Tabla 57: Resultados análisis económico pozo EDYJ-072M-2 realizando el alquiler de los equipos

RDPCP. ........................................................................................................................................ 121

xvii

ANEXOS

ANEXO No 1 .............................................................................................................................. 128

ANEXO No 2 .............................................................................................................................. 132

ANEXO No 3 .............................................................................................................................. 136

xviii

Tema: “Estudio técnico-económico para la reactivación de pozos inactivos que presentan

problemas mecánicos en el campo Edén Yuturi”

Autor: Darwin Alexis Reinoso Topa

Tutor: Ing. Fernando Andrés Lucero Calvache

Cotutor: Ing. Richard Hugo Torres Villacís

RESUMEN

El trabajo de investigación muestra una selección de pozos idóneos para ser rehabilitados entre

todos los pozos inactivos existentes en el Campo Edén Yuturi, a fecha 1 de octubre del 2018, que

presentan problemas mecánicos. Para lo cual se realizó un análisis del historial de producción y

reacondicionamiento, estado mecánico, reservas remanentes de las arenas productoras y estudio

técnico de nuevas oportunidades a cada uno de los pozos seleccionados. Mediante el estudio

técnico se buscará soluciones a problemas mecánicos en los pozos idóneos para su reapertura y se

plantearán el tipo de trabajo de reacondicionamiento a realizarse que sean económicamente

rentables.

El análisis económico contempla la rentabilidad de la rehabilitación de los pozos seleccionados

idóneos para tal, en el Campo Edén Yuturi, basándose en costos establecidos por

PETROAMAZONAS E.P.: ingresos (producción de petróleo estimada después de su

rehabilitación), egresos de capital (costo operativo por barril producido, costo de operaciones por

reacondicionamiento), flujo neto de caja, valor actual neto, la tasa interna de retorno y relación

costo beneficio.

PALABRAS CLAVES: IDÓNEOS / INACTIVOS / PROBLEMAS MECÁNICOS /

REACONDICIONAMIENTO / RESERVAS / RENTABILIDAD / EDÉN YUTURI

xix

Topic: "Technical economic study for the reactivation of inactive wells that present mechanical

problems in the Edén Yuturi oil field"

Author: Darwin Alexis Reinoso Topa

Tutor: Ing. Fernando Andrés Lucero Calvache

Cotutor: Ing. Richard Hugo Torres Villacís

ABSTRACT

The research project analyzed all inactive wells in the Edén Yuturi oil field to select wells with

mechanical problems that are suitable for rehabilitation at the cutoff date of October 1, 2018. The

wells were selected based on analysis of production and workover reports, mechanical state,

remaining reserves of the producing sands and a technical study of new opportunities for each of

the selected wells.

The technical study aimed to find solutions to the mechanical problems in the wells selected to be

reopened. Subsequently the type of workover work was established to be carried out under the

condition that they are economically profitable

The economic analysis considers the profitability of the proposed works for the wells of the Edén

Yuturi Oil Field. The economic parameters were established by PETROAMAZONAS E.P. and

these are: income (estimated oil production after rehabilitation), capital outflows (operating cost

per barrel produced, cost of workover operations), net cash flow, net present value, internal rate of

return and benefit-cost ratio.

KEY WORDS: IDEALLY / INACTIVE / MECHANICAL PROBLEMS / WORKOVER /

RESERVES / PROFITABILITY / EDEN YUTURI

xx

ABREVIATURAS Y SIGLAS

UI: U Inferior

UM: U Media

US: U Superior

BSW: Contenido de agua y sedimentos (Basic sediment and water)

BY: Barriles de yacimiento

BN: Barriles normales

Bls: Barriles

°API: Instituto Americano del Petróleo (American Petroleum Institute)

LPCA: Libras por pulgada cuadrada

cP: Centipoise

mD: Milidarcys

Ppm: Partes por millón

Pi: Presión Inicial

Pb: Presión de burbuja

Pr: Presión de reservorio

GOR: Relación gas petróleo

MD: Profundidad medida (Measure Depth)

TVD: Profundidad vertical verdadera (True Vertical Depth)

DL: Dog leg (Pata de perro)

SDL: Dog leg severity (Severidad de la pata de perro)

EDY: Edén Yuturi

PWF: Presión de fondo fluyente (Pressure well flow)

IP: Índice de productividad

PCP: Bomba de cavidades progresivas (Pump cavity progressive)

1

CAPITULO I: INTRODUCCIÓN E INFORMACIÓN GENERAL

1.1. Introducción

La Amazonía Ecuatoriana tiene una gran riqueza energética, que debe explotarse de

manera eficiente y responsable evitando así el cierre de los pozos productores por ineficiencia

o mala práctica en trabajos de perforación o reacondicionamientos de pozos. Es de suma

importancia operar bajo criterio con el fin de incrementar la producción de petróleo y reservas

al más bajo costo, mediante el uso de modernas tecnologías y además operar con respeto para

la conservación ambiental y cultural. El desarrollo del presente estudio técnico, está

planificado para el campo Edén Yuturi perteneciente al bloque 12, operado por

Petroamazonas E. P., localizado al nororiente de la Región Amazónica en la provincia de

Orellana.

1.2. Planteamiento del problema

Durante la vida productiva de un campo maduro, con el pasar del tiempo la producción

del mismo va disminuyendo, ya sea por la depletación del campo o por problemas

operacionales en los pozos, lo que genera pérdidas económicas no solo para las empresas

operadoras o consorcios, sino también al estado ecuatoriano. El campo Edén Yuturi cuenta

con 173 pozos productores de petróleo, de los cuales hasta el mes de octubre del 2018 se

encuentran inactivos 45 pozos, 30 pozos por problemas en su completación y 15 pozos para

control de agua, representando así una disminución en la producción de petróleo en el campo

Edén Yuturi y por lo tanto pérdidas económicas.

2

1.3. Objetivos

1.3.1. Objetivo general

Reactivar pozos inactivos del campo Edén Yuturi planteando soluciones a los problemas

mecánicos.

1.3.2. Objetivos específicos

• Realizar el diagnóstico de las diferentes causas que generaron problemas mecánicos

en los pozos inactivos del campo Edén Yuturi.

• Seleccionar los pozos inactivos idóneos con problemas mecánicos, para realizar un

estudio técnico de nuevas oportunidades y plantear trabajos de reactivación o

abandono.

• Analizar los historiales de producción, historial de reacondicionamiento, estado

mecánico y las reservas remanentes de las arenas productoras a los pozos

seleccionados.

• Proponer un plan de reactivación, para reincorporar los pozos analizados a la

producción de petróleo, mediante un estudio económico.

1.4. Justificación e importancia

Este trabajo titulado: “ESTUDIO TÉCNICO-ECONÓMICO PARA LA


MECÁNICOS EN EL CAMPO EDÉN YUTURI”, planteará soluciones a los problemas

mecánicos, permitiendo así reincorporar a la producción pozos inactivos que presentan

problemas mecánicos, para incrementar la producción del campo Edén Yuturi y garantizar el

mejor aprovechamiento de las reservas disponibles en los pozos analizados.

3

1.5. Entorno del estudio

1.5.1. Marco institucional

El presente estudio técnico es un requisito para obtener el Título de Ingeniero de Petróleos

en la Facultad de Ingeniería en Geología, Minas, Petróleos y Ambiental de la Universidad

Central del Ecuador. El estudio fue desarrollado con información y apoyo profesional por

parte de la Universidad y la Empresa Estatal Petroamazonas E. P.

1.5.2. Marco ético:

El estudio técnico está inmerso en los principios éticos profesionales de la Universidad,

empresa y del autor aportando a la comunidad con planes de mejora para minimizar costos

en la industria petrolera. Toda la información otorgada por la empresa Petroamazonas

E.P. será de total confidencialidad por parte del autor, no se utilizará información alterada

para la elaboración de este estudio y se respetarán los resultados obtenidos.

Las licencias de los programas que se utilizarán serán las propias que Petroamazonas E.

P. maneja obtenidas bajo la autorización de las empresas propietarias.

1.5.3. Marco legal:

El estudio técnico se lo realizará de acuerdo al Reglamento de Régimen Académico con

base en el Art. 21 Inciso 3, acerca de la unidad de titulación. El cual contempla el Convenio

Marco Cooperación técnica–científica suscrito entre Petroamazonas E. P. y la FIGEMPA de

la Universidad Central del Ecuador, y su respectiva suscripción del Convenio de

Confidencialidad entre la Empresa y el tesista.

4

CAPITULO II: MARCO TEÓRICO

2. CARACTERÍSTICAS DEL CAMPO EDÉN YUTURI

2.1. Área de estudio

“El campo Edén Yuturi operado por Petroamazonas EP, está ubicado dentro del Bloque

12, en la provincia de Orellana (figura 1). Las principales rutas de acceso son la vía

Shushufindi-Limoncocha-Pompeya y mediante la vía fluvial, el río Napo. Sus coordenadas

geográficas son las siguientes:

Latitud: 0°,16´,32´´ Norte.

Longitud: 76°,04´,47´´ Oeste” (Males Fátima, 2013, p. 11).

Figura 1: Ubicación del campo Edén Yuturi Bloque 12

Fuente: (Geoportal Petroamazonas E. P., 2018)

2.2. Generalidades

“El campo Edén Yuturi fue descubierto en 1970 con el pozo exploratorio Yuturi-01,

perforado por la empresa Minas y Petróleos. En el año 1996 la Empresa Occidental, perforó

5

el pozo Edén-01. Inicia sus actividades de producción en 2002 a cargo de la Empresa

Occidental, en la actualidad existen pozos productores de petróleo de las arenas de las

formaciones Napo. Así como también es importante mencionar la existencia de pozos

inyectores de agua”. (Guachamín Daisy, 2012, p. 2).

Al mes de septiembre del 2018 el campo edén Yuturi ha producido un acumulado de 300

millones de barriles de petróleo con 1,429 millones de barriles de agua y 41,594 MMCF de

gas. El campo cuenta con 13 PADS con un total de 202 pozos, 173 productores de petróleo

de 6 arenas productoras las cuales son: M-1, M-2, U Superior, U Inferior, T Superior y T

Principal y 29 pozos inyectores de agua.

2.3. Geología regional

“La Cuenca Oriente del Ecuador se encuentra ubicada al Este de la Cordillera de los

Andes. Su actividad geodinámica está relacionada a la subducción de la placa oceánica de

Nazca y al levantamiento de la placa continental Suramericana. La cuenca se divide en dos

zonas:

• Zona Sub-andina: conformada por el alto Napo, la depresión de Pastaza y el alto

Cúcuta.

• Zona extensiva: que consiste en una extensa llanura influenciada por sistemas

fluviales.

La última zona corresponde a la cadena de cuencas sucesivas que se desarrollan desde

Venezuela hasta Bolivia entre la Cordillera de las Andes y el escudo guyanés, formando parte

de la gran provincia geológica Putumayo en Colombia, Oriente en Ecuador y Marañón en

Perú, conformando una gran zona sedimentaria con alto potencial de hidrocarburos”.

(Obando Sandra, 2012, p. 5)

6

2.4. Estratigrafía

“Las arenas del área de Edén Yuturi tienen influencia marina, lo que indica que la retirada

del nivel del mar no llegó al quiebre de la plataforma, son caracterizadas por ser generalmente

de grano variable, siendo de mayor presencia el grano fino a medio con intercalaciones de

lutitas y limolitas con algunas zonas de grano grueso”. (Carvajal Eduardo, 2011, p. 7).

La estratigrafía del campo Edén Yuturi se muestra en la figura 2.

2.5. Principales reservorios

“El campo Edén Yuturi produce de la formación Napo con un espesor aproximado de

1,300 pies y está representado por una secuencia de lutitas, calizas y areniscas. Las areniscas

de la formación Napo constituyen los principales reservorios hidrocarburíferos del campo,

dentro de la formación Napo se encuentran los yacimientos “M-1”, “M-2”, “U Superior”, “U

Inferior” y “T” que son arenas productoras”. (Guachamin Daisy, 2012, p.7).

2.5.1. Yacimiento M-1

“Esta arenisca cuarzosa, con espesores que varían de 0 a 120 pies, de grano fino a medio,

con clasificación de grano regular, cemento silíceo, a veces caolinítica, presenta un ambiente

de deposición que se considera como deltaico en su parte inferior tiene presencia de

remanentes de secuencia deltaica, tidal y marino somero hacia el tope”. (Carvajal Eduardo,

2011, p. 6,7)

“Para este reservorio se considera que las areniscas de marea erosionaron a la secuencia

deltaica subyacente observándose en algunos casos la ausencia total de ciclo deltaico. En

otros casos se observa un remanente de ciclo deltaico por debajo del ciclo tidal y del mismo

modo algunos pozos han encontrado solo el ciclo deltaico, existiendo la posibilidad de que

el ciclo tidal haya sido totalmente erosionado en áreas cercanas a la cresta de la estructura o

7

simplemente que el ciclo tidal no haya sido depositado. Presenta porosidades que varían entre

10% a 35% y permeabilidades hasta de 14 darcys”. (Mosquera Oscar, 2008).

2.5.2. Yacimiento M-2

“Esta arenisca presenta propiedades petrofísicas regulares debido a que posee un

ambiente marino de baja energía lo que dio lugar al depósito de un material fino, el mismo

que obstruye la porosidad y afecta a la permeabilidad. En este tipo de ambiente, los cuerpos

arenosos no tienen gran continuidad lateral debido al limitado aporte de granos de arena hacia

estas áreas”. (Males Fátima, 2013, p. 15).

2.5.3. Yacimiento U Superior

“Es una arenisca cuarzosa de grano fino, bien clasificada, con valores promedios de

porosidad de 19%, permeabilidad de 1,7 darcys y el corte de agua de 22%. Presenta cemento

caolinítico hacia la base. El ambiente de esta arena es tidal. Posee un aproximado de 40 pies,

la continuidad lateral de este reservorio a través de todo el campo es bastante buena”. (Males

Fátima, 2013, p. 15).

2.5.4. Yacimiento U Inferior

“Es una arenisca cuarzosa de grano medio a grueso, de mala clasificación con una

porosidad promedio de 20% y una permeabilidad de 1,2 darcys. En la parte inferior y media

se presenta como una arenisca con una estratificación cruzada (canales de marea) y hacia la

parte superior aumenta el contenido de intercalaciones de arcilla, lo que indica mayor

influencia marina y ambiente de depósito más tranquilo (marino somero)”. (Obando Sandra,

2012, p. 11)

“Debido a que el tipo de roca observado hacia la parte superior de esta secuencia muestra

más influencia marina y por lo tanto sus características petrofísicas son diferentes de la

8

sección inferior (Tidal), se ha subdividido este reservorio en dos cuerpos: U superior (Marino

Somero) y U inferior (Tidal). El espesor promedio de este reservorio en Edén Yuturi es de

120 pies”. (Carvajal Eduardo, 2011, p. 8)

2.5.5. Yacimiento T

“Este yacimiento se presenta como una secuencia transgresiva, depósitos con influencia

de mareas hacia la base con estratificación cruzada (canales de marea) y para secuencias de

grano decreciente hacia el tope. La permeabilidad vertical como la horizontal está afectada

por la presencia de capas de arcilla que actúan como barreras al flujo de los fluidos”.

(Carvajal Eduardo, 2011, p. 8).

“Es una arenisca cuarzosa de grano medio a grueso, mal clasificada, algunas veces con

matriz caolinítica y presencia de glauconita en la parte superior. Al igual que en la U Inferior

se observa dos intervalos, cada uno con características petrofísicas diferentes: la parte inferior

de mejor calidad y que ha sido descrita como ambiente tidal y el intervalo superior de menor

calidad, presenta muchas intercalaciones arcillosas y cemento calcáreo, arcilloso y

glauconita, definido como marino somero”. (Carvajal Eduardo, 2011, p. 8).

“Posee una porosidad promedio de 21%, una permeabilidad aproximada de 1 darcy y un

corte de agua de 29,5 % en el ambiente tidal, en el intervalo marino somero su porosidad

promedio es de 14,2%, permeabilidad de 200 milidarcys”. (Carvajal Eduardo, 2011, p. 8)

9

Figura 2: Columna estratigráfica generalizada del Campo Edén Yuturi

Fuente: (Departamento de Geología Petroamazonas E. P.)

2.6. Reservas.

“Las reservas son cantidades de petróleo que se consideran pueden ser recuperadas

comercialmente a partir de acumulaciones conocidas a una fecha futura. Todos los cálculos

de reservas involucran algún grado de incertidumbre. La incertidumbre depende

principalmente de la cantidad de datos de ingeniería y geología, confiables y disponibles a la

fecha de cálculo y de la interpretación de esos datos”. (Pinta Marco, 2017 p. 7, 8)

La estimación de reservas para el campo Edén Yuturi, se basa en los análisis de curvas

de declinación de producción por pozo, porque se dispone de la información necesaria y la

data para poder hacerlo.

10

2.6.1. Petróleo original en situ (POES)

De acuerdo a la información otorgada por la empresa PETROAMAZONAS E P., el

POES ha sido calculado, utilizando el método volumétrico, el área cero y el volumen total de

roca se obtienen de los mapas estructurales en PETREL.

2.6.2. Reservas probadas

“Las reservas probadas son la cantidad de petróleo que, por análisis de datos de geología

e ingeniería, pueden ser determinados con “razonable certeza” que serán recuperables

comercialmente. A partir de una fecha dada, de reservorios conocidos y bajo las condiciones

económicas actuales, métodos de operación y regulaciones”. (Pinta Marco, 2017 p. 7, 8).

A diciembre del 2018 el campo Edén Yuturi tiene 28.5 millones de petróleo en reservas

probadas. (Departamento de Reservorios PAM, 2018).

2.6.3. Reservas probables

“Las reservas probables son las reservas no probadas que el análisis de datos de geología

e ingeniería sugieren que son menos ciertas que las probadas. En este contexto, cuando se

usen métodos probabilísticos, debe existir al menos una probabilidad de 50% de que la

cantidad a ser recuperada será igual o excederá a la suma del cálculo de reservas probadas

más las reservas probables”. (Pinta Marco, 2017 p. 10).

2.6.4. Reservas posibles

“Las reservas probables son las reservas no probadas que el análisis de datos de geología

e ingeniería sugieren que son menos ciertas que las probables. En este contexto, cuando se

usen métodos probabilísticos, debe existir al menos una probabilidad del 10% de que la

cantidad a ser recuperada sean iguales o excederá a la suma del cálculo de reservas probadas

11

más las reservas probables y más las reservas posibles”. (Pinta Marco, 2017 p. 10). A

diciembre del 2018 se tiene los siguientes datos de reservas:

Tabla 1: Reservas por arena del campo Edén Yuturi

Elaborado por: Darwin Reinoso

Fuente: (Departamento de Operaciones Petroamazonas E. P., 2018)

2.7. Estado actual del campo Edén Yuturi

El estado y datos de los pozos del Campo Edén Yuturi para el presente estudio fueron

obtenidos con una fecha corte a octubre del 2018 del área de ingeniería de la empresa

Petroamazonas E. P.

2.7.1. Estado de los pozos

En la tabla 2 se indica el estado actual de los pozos perforados en el Campo Edén Yuturi

al mes de octubre del 2018.

Tabla 2: Estado de los pozos del campo Edén Yuturi

ESTADOS DE LOS POZOS DEL CAMPO EDÉN YUTURI

ESTADO NÚMERO DE POZOS PORCENTAJE (%)

PRODUCIENDO 127 62.9

INACTIVOS 45 22.3

RE-INYECTORES 29 14.3

EN W. O. 1 0.5

TOTAL 202 100

PADS 13



POES

PROD

ACUMULADA

31/12/2017

PROB

PRODUCIENDO

31/12/2017

PROBADAS PROBABLES POSIBLES RECURSOSRESERVAS TOTALES

(MM)

Bls Bls Bls Bls Bls Bls Bls Bls

M-1 283,395,132 50,937,835 1,679,705 6,587,887 1,748,903 2,625,648 376,345 63,579,979

M-2 87,950,695 4,613,835 2,395,404 5,565,328 491,399 3,485,103 278,772 16,551,069

T 298,709,368 47,383,761 4,320,554 8,497,666 123,377 2,029,149 1,175,311 62,354,507

U-I 167,344,705 55,502,461 8,110,331 6,267,163 1,285,334 1,877,486 1,651,783 73,042,775

U-S 256,419,091 100,938,639 4,179,662 7,857,376 3,067,785 1,754,996 1,833,225 117,798,459

1,093,818,991 259,376,531 20,685,656 34,775,421 6,716,799 11,772,382 5,315,436 333,326,788Total EDEN YUTURI

EDEN YUTURI

CAMPO RESERVORIO

12

2.8. Propiedades de reservorio del campo Edén Yuturi

Tabla 3: Propiedades de reservorio del campo Edén Yuturi

RESERVORIO

VOLUMEN

TOTAL DE

ROCA

AREA CERO

ESPESOR

PROMEDIO

NETO

VOLUMEN

NETO DE ROCA POROSIDAD

SATURACIÓN

DE AGUA

FACTOR

VOLUMÉTRICO

INICIAL (Boi)

PETRÓLEO

ORIGINAL EN

SITIO (POES)

acre-pie Acres Pies acre-pie % % By/Bn Bls

M1 349,519.26 11,408.12 22.52 256,905.65 23.888 35.715 1.080 283,395,132

M2 531,380.00 13,289.00 10.18 135,248.58 14.820 43.442 1.000 87,950,695

U Superior 400,910.76 14,022.72 21.98 308,263.80 19.695 28.336 1.130 298,709,368

U Inferior 269,637.62 6,633.04 25.89 171,750.60 18.212 22.073 1.130 167,344,705

T 527,315.86 9,492.28 30.38 288,360.37 18.531 30.104 1.130 256,419,091


Fuente: (Departamento de reservorios Petroamazonas E P., 2018)

Tabla 3 continuación: Propiedades de reservorio del campo Edén Yuturi

RESERVORIO PERMEABILIDAD °API

PRESIÓN

INICIAL

PRESIÓN

ACTUAL

PRESIÓN

DE

BURBUJA

VISCOSIDAD

PETRÓLEO

A Pi.

VISCOSIDAD

PETRÓLEO

A Pb.

TEMPERATURA

DE

YACIMIENTO

SALINIDAD

Md @ 60ºF Lpca Lpca Lpca cP Cp °F ppm Cl-

M1 2500-5000 17-19 2,750 1,500 270 26.78 19.73 187 7,425

M2 100-400 14.8 - 17 3,000 3000-2600 637 27.9 20 198 49,500

U Superior 800-1800 18-20 3,090 2,700 545 13.90 10.30 198 12,500

U Inferior 900-2000 20-21 3,050 3,000 683 4.35 3.81 203 11,550

T 250-1400 17-21 3,170 3,050 298 8.60 6.98 206 1,700


Fuente: (Departamento de reservorios Petroamazonas E P., 2018)

13

2.9. Pozos inactivos

Se consideran pozos inactivos a aquellos pozos que han alcanzado su límite económico

o tuvieron problemas operacionales, estos pozos serán reabiertos a producción cuando,

producir de ellos sea económicamente rentable o se realice los trabajos de

reacondicionamiento respectivos.

Los problemas presentes en los pozos para su cierre temporal se desarrollan en el

transcurso del tiempo de actividad del pozo que pueden ser causados por factores

operacionales o naturales tales como:

• Daño de formación: “Es la reducción del flujo natural de los fluidos de formación

debido a la disminución de la permeabilidad original. Este daño puede ocurrir de

manera natural o puede ser provocado artificialmente”. (Carrión M., 2012)

• Emulsiones agua-petróleo: “Las emulsiones de petróleo y agua son un problema de

producción común. Bajo ciertas condiciones el petróleo y el agua pueden formar

emulsiones que no se separan en sus fases correspondientes hasta las facilidades de

producción sin un tratamiento adecuado”. (Huilca F., 2014).

• Trabajos que intervienen en el reservorio: Se destacan los cambios de intervalos

de completaciones existentes, estimulaciones, fracturamientos, aperturas de nuevos

intervalos productores.

• Problemas mecánicos: “Se tiene a los cambios de bombas, cambios de sistemas de

levantamiento artificial, roturas en la tubería de revestimiento y control de problemas

de producción de arena (incorporación de mallas)”. (Huilca F., 2014)

“Los pozos pueden presentar causas irremediables para su reactivación por lo cual se

procede a realizar trabajos para terminar con su vida activa, bien sea, de producción o

14

capacidad de inyección, debido al agotamiento de las reservas, problemas mecánicos y daños

de formación”. (Huilca F., 2014).

MARCO TEÓRICO PARA EL ANÁLISIS TÉCNICO DE LOS POZOS

SELECCIONADOS.

2.10. Cálculo de reservas

“Para la cuantificación de las reservas son utilizadas distintas metodologías, de acuerdo

al desarrollo de los yacimientos, a la información geológica y de ingeniería disponible. Entre

los métodos determinísticos se tiene el método volumétrico, balance de materiales, curvas de

declinación de producción y simulación de yacimientos”. (Manual Definiciones y Normas

de Reservas de Hidrocarburos, Ministerio de Energía y Petróleo, 2009).

2.11. Curvas de Chan

Este método permite de una forma sencilla y rápida diagnosticar el avance de agua

perjudicial en los pozos, mediante una gráfica log-log del RAP (relación agua petróleo) y su

derivada con respecto al tiempo (RAP´).

2.11.1. Interpretación de las curvas de Chan

En las siguientes figuras se puede observar los diferentes casos según la interpretación

que propone Chang, determinando si es que en los pozos existe: canalización, conificación,

problema mecánico o producción normal.

2.11.1.1. Canalización

“Es cuando se forman pequeños canales de agua en la formación, llevando el agua desde

el reservorio hasta el pozo y se lo identifica cuando la curva de RAP´ muestra una pendiente

constante y positiva (figura 3)”. (PDVSA documento OFM, 2009).

15

Figura 3: Canalización

Fuente: (PDVSA DOCUMENTO OFM, 2009)

2.11.1.2. Conificación

“Es cuando la capa de agua en la parte inferior del reservorio empieza a elevarse

formando un cono y obstruyendo los punzados del pozo esto provoca que el pozo produzca

únicamente agua. La conificación se identifica cuando la curva de RAP´ muestra una

pendiente no constante y negativa”. (PDVSA documento OFM, 2009). Como se observa en

la figura 4.

Figura 4: Conificación


2.11.1.3. Problemas mecánicos

“Esto generalmente se presenta en pozos que tienen comunicación entre la tubería de

producción y la tubería de revestimiento y se lo identifica cuando las Curvas RAP y RAP´

16

indican un incremento abrupto que muestran la existencia de agua proveniente de las

cercanías del pozo”. (PDVSA documento OFM, 2009)

Figura 5: Problemas Mecánicos


2.11.1.4. Producción normal.

“Ambas curvas son paralelas con pendientes positivas no constantes” (PDVSA

documento OFM, 2009), como se puede observar en la figura 6.

Figura 6: Producción Normal


2.12. Trabajos que se realizan para la reactivación de los pozos inactivos.

Por medio del estudio del problema se pueda plantear diferentes trabajos en los pozos

inactivos para poder intervenir en su reactivación como son los siguientes:

17

• Reacondicionamiento con taladro: “Se pueden realizar trabajos en el pozo tales

como: cambios del yacimiento, cambios de equipo de bombeo, fracturamientos

hidráulicos, estimulaciones matriciales, limpieza mecánica del pozo, reparaciones de

tubería de revestimientos, registros eléctricos en general. Se utiliza todo el equipo de

control del taladro como BOP”. (Huilca F., 2014).

• Reacondicionamiento sin torre: “Son aquellos trabajos adicionales que se realizan

en el pozo mediante dispositivos mecánicos tales como: shifting tool, pulling tool y

coiled tubing que permiten la apertura o cierre de intervalos e incluso re-disparos de

baja penetración. Generalmente se lo realiza con cabezal de producción instalado a

través de Y-Tool”. (Huilca F., 2014).

• Estimulaciones: “Son aquellos trabajos efectuados al pozo con la finalidad de

restaurar o aumentar la producción de hidrocarburos mediante el uso de algún

dispositivo mecánico o mediante estímulo a la formación ocasionando un incremento

en la permeabilidad efectiva de los fluidos que se producen o se inyectan”. (Huilca

F., 2014).

• Cementación forzada: “Los trabajos de cementación a presión están definidos, como

el proceso de inyectar una lechada de cemento a base de presión, a través de los

agujeros o ranuras que existen en el revestidor y comunican al espacio anular del pozo”.

(Hurtado J. y Alba E., 2009, p. 37, 38).

• Fracturamiento hidráulico: “La fractura hidráulica es un método de estimulación,

donde se fractura aplicando presión al reservorio a intervenir, con el fin de mejorar la

productividad y el recobro final de un pozo por el extendimiento y ensanchamiento

18

(área) de canales de flujo a mayor distancia en el interior de la formación, como

solución a problemas de daños de formación”. (Hurtado J. y Alba E., 2009, p. 47).

• Fracturamiento ácido: “La fractura ácida es inyectada a presiones mayores que las

requeridas para fracturar la formación, para ampliar los canales de flujo existentes y

crear nuevos canales. Este tipo de tratamiento es recomendado principalmente para

reservorios de carbonatos”. (Hurtado J. y Alba E., 2009, p. 56).

• Reparación de completaciones: “Dentro de los trabajos que comúnmente se

encuentra en un pozo, es una completación averiada por muchos factores como:

comunicación entre tubing y casing, empacaduras desasentadas y daño mecánico en el

tipo de levantamiento. Cuando se produce este tipo de problema necesariamente se

debe cambiar la completación del pozo y reparar el daño que se tenga, ya sea

cambiando la empacadura, la bomba dañada o la tubería”. (Hurtado J. y Alba E., 2009,

p. 37).

2.13. Levantamiento artificial

“Al finalizar la producción por Flujo Natural, la presión en el yacimiento disminuye, es

decir, la producción del pozo baja hasta el momento en el cual deja de producir por sí mismo.

Un sistema de Levantamiento Artificial consiste en extraer los fluidos del yacimiento

mediante la implementación de fuerzas o energías ajenas al pozo, es necesario seleccionar un

sistema de Levantamiento Artificial que permita seguir produciendo eficientemente del

yacimiento”. (Narváez, A., 2016, p. 20)

Según Narváez A. existen algunos parámetros que son importantes en la selección del

equipo de Levantamiento Artificial tales como:

• Costo por inversión inicial

19

• Gastos operacionales / ingresos mensuales

• Vida útil del equipo / pozo

• Número de pozos con levantamiento artificial

• Disponibilidad del equipo

2.13.1. Clasificación de los sistemas de levantamiento artificial

Los sistemas de levantamiento se los puede clasificar de acuerdo a su mayor número de

uso en los pozos dentro de la industria del petróleo y son:

Sistemas convencionales

• Bombeo Mecánico (Balancín)

• Gas Lift (Inyección de Gas)

Sistemas no convencionales

• Bombeo Hidráulico (Bombas de pistón y Jet)

• Bombeo de cavidades progresivas

• Bombeo Electrosumergible

2.13.1.1. Sistemas de levantamiento artificial convencionales

Son aquellos sistemas con mayor aplicación en la industria petrolera, siendo los más

utilizados el Bombeo Mecánico y Gas Lift.

Bombeo mecánico

“El bombeo mecánico no es más que un procedimiento de succión y transferencia casi

continúa del petróleo hasta la superficie que consiste fundamentalmente en una bomba de

subsuelo de acción reciprocante, abastecida de energía a través de una sarta de varillas”.

(Narváez, A., 2016, p. 22).

20

2.13.1.1.1.1. Ventajas y desventajas del bombeo mecánico

Tabla 4: Ventajas y desventajas del bombeo mecánico

VENTAJAS DESVENTAJAS

• Diseño es poco complejo.

• Es eficiente, simple y fácil de operar.

• Puede operar a temperatura elevadas.

• Efectividad del sistema, se afecta

severamente por la presencia del gas.

• En presencia de arenas, ocasionan el

desgaste severo del equipo.

• Requiere altos costos de

mantenimiento.

• Posee profundidades limitadas.

• El equipo es pesado y ocupa mucho

espacio.

• La taza de producción declina

rápidamente.


Fuente: (Narváez, A., 2016)

Gas lift

“El Levantamiento Artificial por Inyección de Gas es un método de producción que

utiliza gas comprimido a alta presión como fuente externa de energía. El gas es inyectado en

un punto de la columna de fluidos en la tubería de producción. Además, el gas inyectado

tiene como propósito aligerar o desplazar la columna de fluidos, reduciendo su peso. De esta

manera, la energía del yacimiento será suficiente para transportar los fluidos desde el fondo

hasta la superficie”. (Narváez, A., 2016, p. 24).

2.13.1.1.2.1. Ventajas y desventajas del gas lift

Tabla 5: Ventajas y desventajas del gas lift


• Flexibilidad para producir con

diferentes tasas.

• Factible producir varios pozos desde

una sola plataforma.

• Equipo del subsuelo sencillo y de bajo

costo.

• Costo de operación bajo.

• Requiere fuente de gas de alta

presión.

• Instalaciones con revestidores viejos,

líneas de flujo muy largas y de

pequeño diámetro, no es

recomendable.

• Pozos de crudo viscoso y/o

parafinoso, no es recomendable.



21

2.13.1.2. Sistemas de Levantamiento Artificial No Convencionales

Son aquellos que han sido desarrollados y/o mejorados en los últimos años.

Bombeo Hidráulico

“Es tipo de sistema permite trasmitir presión desde un sitio centralizado o individual en

la superficie a través de una tubería llena de líquido o fluido motriz, que se dirige al fondo

del pozo para activar la bomba Hidráulica de manera mecánica acoplada a una camisa”.

(Narváez, A., 2016, p. 26).

Es sistema de Bombeo Hidráulico se puede aplicar en dos tipos: pistón y Jet.

2.13.1.2.1.1. Ventajas y desventajas del bombeo hidráulico

Tabla 6: Ventajas y desventajas del bombeo hidráulico (pistón y jet)

PISTÓN JET

VENTAJAS DESVENTAJAS VENTAJAS DESVENTAJAS

• Factible para

pozos

verticales y

desviados.

• Facilidad de

manejo para

crudos de 8

°API.

• Opera

caudales entre 1000 a 5 000

bpd.

• Ideal para

manejo de

bajos

caudales.

• Requiere fluido

limpio.

• Mantenimiento

no tal fácil

como el tipo

Jet.

• Factible para

pozos verticales

y desviados.

• Factible para

alta o bajo

presión de

fondo.

• Buen índice de

productividad.

• Baja eficiencia

mecánica (30%).

• Elevados costos

de operación.

• Necesita una

fuente cercana

de fluido.



Bombeo de Cavidades Progresivas (PCP)

La bomba de cavidades progresivas, es una bomba volumétrica de desplazamiento

positivo, compuesta esencialmente de un rotor y un estator.

22

“El rotor es una pieza de acero la cual es la parte móvil de la bomba, torneada como una

hélice con “n” lóbulos. La geometría es tal, que forma una serie de cavidades idénticas y

separadas entre sí”. (Pinta Marco, 2017, pág. 18).

2.13.1.2.2.1. Tipos de Sistemas de Bombas de Cavidades Progresivas

“En la industria petrolera existen dos tipos de bombas de cavidades progresivas, una de

ellas posee un motor eléctrico en superficie, el cual genera el movimiento necesario a la sarta

de varillas para el funcionamiento de la bomba denominado sistema RDPCP (Rod pump

cavity progressive) y el otro sistema posee el motor eléctrico en el fondo del pozo, este motor

es el que se utiliza en el sistema de bombeo electro sumergible”. (Pinta M., 2017, pág. 21).

2.13.1.2.2.2. Ventajas y desventajas del bombeo de cavidades progresivas

Tabla 7: Ventajas y desventajas del bombeo de cavidades progresivas


• Se considera el método de levantamiento

artificial de mayor eficiencia.

• Excelente para la producción de crudos

altamente viscosos debido a que

representan pocas pérdidas de presión.

• Posee una gran capacidad para manejar

altos contenidos de sólidos y moderado

contenido de gas libre.

• Buena Resistencia a la abrasión

• Desde el punto de vista económico,

representa un consume de energía

continuo, además de un bajo costo de

inversión inicial y de mantenimiento.

• Manejar tasas de producción de hasta

4000 BPD, lo cual no es factible en

pozos con alto IP.

• Posee una limitación en su operación ya

que el levantamiento neto real es de

máximo (11,000 pies)

• Temperatura de operación de hasta 210

°F o un máximo de 350 °F.

• Este Sistema está propenso a altas

vibraciones en el caso de operar a altas

velocidades, lo que ocasiona el uso de

anclas de tubería y estabilizadores.



Bombeo electrosumergible (BES)

“El sistema de bombeo electrosumergible, es un medio efectivo y económico para lograr

recuperar considerables volúmenes de fluidos a grandes profundidades. Su aplicación es

mayor en yacimientos con altos volúmenes de fluido, porcentajes de agua y una baja relación

23

gas-petróleo (GOR), sin embargo, en la actualidad estos equipos han obtenido excelentes

resultados en la producción de fluidos de alta viscosidad, en pozos con fluidos abrasivos,

altas temperaturas y que disponen de un diámetro reducido”. (Narváez, A, 2016, p. 31)

2.13.1.2.3.1. Principales fallas en el equipo BES

BOMBA. Las fallas en la bomba generalmente ocurren por producción de arena.

Específicamente se observa:

• Desgaste de las etapas a causa de la producción de material abrasivo como la arena.

• Taponamiento de las etapas por depósito de arena.

• Rotura del eje, por mala operación al tratar de desbloquear la bomba cuando se

presenta una condición de “bomba pegada”.

MOTOR ELÉCTRICO. Las fallas en el motor ocurren habitualmente por falla eléctrica

causada generalmente por:

• Insuficiente fluido en movimiento para refrigerar el motor.

• Fallas en los equipos de superficie que controlan el motor eléctrico.

CABLE DE POTENCIA. Las fallas en los cables suceden por daño mecánico de su

protección exterior causando corto eléctrico entre sus fases.

2.13.1.2.3.2. Ventajas y desventajas del bombeo electrosumergible.

Tabla 8: Ventajas y desventajas del bombeo electrosumergible


• Puede levantar altos volúmenes de

fluido.

• Maneja altos cortes de agua.

• Su vida útil puede ser larga.

• Alta confiabilidad.

•

• Inversión inicial muy alta.

• Alto consumo de potencia.

• No es recomendable en pozo de baja

producción.

• Los cables se pueden deteriorar al estar

expuestos a temperaturas elevadas



24

2.14. Aplicación de los sistemas de levantamiento artificial

Tabla 9: Análisis comparativos de la aplicabilidad entre los diferentes

sistemas de levantamiento artificial en función de las condiciones más

relevantes.


Fuente: Departamento de levantamiento artificial, PAM E.P., 2018

2.15. Sistema de Levantamiento Artificial en el Campo Edén Yuturi

En el campo Edén Yuturi, el sistema de levantamiento artificial que se ha implementado

es el bombeo electrosumergible (BES). El cual está dentro de la clasificación de las bombas

como dinámicas.

SISTEMA/CONSIDERACIONESPozos

direccionales

Pozos

profundos

Crudo

pesado

Crudo

viscoso

Producción

de gas

Producción de

arenaBajo Caudal

MECÁNICO NO APTO NO APTO NO APTO APTO NO APTO APTO APTO

GAS LIFT APTO APTO APLICA NO APTO APTO APTO APTO

HIDRÁULICO APTO APTO APTO NO APTO APTO NO APTO APTO

PCP APTO APTO APTO APTO APTO APTO APTO

BES APTO APTO APTO NO APTO APTO NO APTO NO APTO

25

CAPÍTULO III: DISEÑO METODOLÓGICO

3.1. Tipo de estudio

El presente estudio es de tipo descriptivo, transversal y prospectivo porque se necesitará

de revisión bibliográfica y de campo.

• Estudio descriptivo. – Describe la situación de la variable a investigar, que es el

análisis y soluciones a los problemas mecánicos presentes en los pozos inactivos del

Campo Edén Yuturi.

• Estudio transversal. – El estudio se realizará en un periodo de tiempo de seis meses.

• Estudio prospectivo. – Los resultados provenientes de este estudio servirán como base

para futuros proyectos a realizarse en el campo.

3.2. Universo y Muestra

El universo está formado por 30 pozos del campo Edén Yuturi con problemas

operacionales en la completación del pozo. La muestra se estima alrededor de 3 a 5 pozos y

serán seleccionados posteriormente en base a los objetivos planteados.

3.3. Instrumentos de recopilación de información y datos

Para el desarrollo de esta investigación se utilizó herramientas y materiales tales como:

• Paquetes computacionales para realizar el análisis del historial de producción, Lowis

(Life of well information software), para los eventos e historial de toda la vida del

pozo desde su perforación, Open Wells, para el cálculo de reservas y análisis de las

curvas de Chan, OFM (Oil field manager) y para la optimización del sistema de

levantamiento artificial, PIPESIM.

• Registros eléctricos y de cemento.

• Disponibilidad de oficina y equipo de computación con acceso a la red de la empresa.

26

3.4. ANÁLISIS TÉCNICO DE LOS POZOS INACTIVOS

Tabla 10: Status pozos inactivos del campo Edén Yuturi

ULTIMO APAGADO

POZO PETRÓLEO

Bls AGUA

Bls FLUIDO

Bls BSW

% PWF PSI

MOTIVO DE INACTIVIDAD DEL POZO

10-sep-15 EDYJ-120UI 226 2034 2260 90 2882 PROBLEMA MECÁNICO: EJE ROTO

05-may-16 EDYH-149HUS 213 18 231 8 818 PROBLEMA MECÁNICO: PESCADO/COLAPSO CSG NO TIENE EQUIPO DE SUPERFICIE

20-mar-17 EDYJ-071M2 27 18 45 40 1165 PROBLEMA MECÁNICO: POSIBLE TAPONAMIENTO DE LA BES

21-mar-17 EDYJ-072M2 114 10 124 8 698 PROBLEMA MECÁNICO: POSIBLE TAPONAMIENTO INTAKE / EJE ROTO

10-ene-17 EDYD-089M2 81 31 112 28 1033 PROBLEMA MECÁNICO: POSIBLE ROTURA DEL EJE

29-ago-17 EDYD-183M2 28 1 29 3 829 PROBLEMA MECÁNICO: POSIBLE COMUNICACIÓN COLAPSO CSG PESCADO

05-ene-17 EDYC-028M2 60 1948 2008 97 2105 PROBLEMA MECÁNICO: PESCADO SARTA DE SLICK LINE, EN BLANKING PLUG PESCADO, BAJO APORTE DE CRUDO Y ALTO CORTE DE AGUA

15-abr-18 EDYA-060US 175 2014 2189 92 1816 PROBLEMA ELÉCTRICO: DESBALANCE DE FASES

04-may-16 EDYA-057HM1 157 7,688 7845 98 1428 PROBLEMA ELÉCTRICO: DESBALANCE DE FASES

10-mar-17 EDYG-034T 83 954 1037 92 2392 PROBLEMA ELÉCTRICO: FASE A TIERRA

20-mar-18 EDYD-113UI 28 903 931 97 2281 PROBLEMA ELÉCTRICO: FASE A TIERRA

12-abr-14 EDYD-176US 60 1148 1208 95 1194 PROBLEMA ELÉCTRICO: FASE A TIERRA

20-ago-17 EDYD-183T 168 391 559 70 772 PROBLEMA ELÉCTRICO: DESBALANCE DE FASES

28-ene-16 EDYF-035US 48 2341 2389 98 2408 PROBLEMA ELÉCTRICO: REQUIRE CAMBIO DE VARIADOR PROPIEDAD DE PAM MARCA CTL

06-jul-16 EDYD-067UI 85 4149 4234 98 2518 BAJO APORTE DE CRUDO-ALTO CORTE DE AGUA

10-jul-16 EDYC-009UI 1 1188 1189 100 2353 BAJO APORTE DE CRUDO-ALTO CORTE DE AGUA

28-jul-16 EDYK-142UI 67 2173 2240 97 2650 BAJO APORTE DE CRUDO-ALTO CORTE DE AGUA

25-nov-16 EDYA-004UI 66 3252 3318 98 2187 BAJO APORTE DE CRUDO-ALTO CORTE DE AGUA

05-feb-17 EDYJ-120T 76 2444 2520 97 2683 BAJO APORTE DE CRUDO-ALTO CORTE DE AGUA

23-mar-17 EDYC-020T 85 2,036 2121 96 2648 BAJO APORTE DE CRUDO-ALTO CORTE DE AGUA

27-ene-17 EDYD-017US 93 2232 2325 96 2465 BAJO APORTE DE CRUDO-ALTO CORTE DE AGUA

28-ene-17 EDYJ-121UI 58 1093 1151 95 2556 BAJO APORTE DE CRUDO-ALTO CORTE DE AGUA

28-ene-17 EDYC-131T 62 1183 1245 95 2836 BAJO APORTE DE CRUDO-ALTO CORTE DE AGUA

29-ene-17 EDYK-168US 65 1567 1632 96 1664 BAJO APORTE DE CRUDO-ALTO CORTE DE AGUA

03-ene-16 EDYD-178M2 3 10 13 77 1752 BAJO APORTE DE CRUDO-ALTO CORTE DE AGUA

09-ene-17 EDYA-103US 48 1537 1585 97 1348 BAJO APORTE DE CRUDO-ALTO CORTE DE AGUA

09-ene-17 EDYD-090US 80 1913 1993 96 2347 BAJO APORTE DE CRUDO-ALTO CORTE DE AGUA

12-ago-17 EDYT-164UI 12 1193 1205 99 1045 CANDIDATO PARA POZO CISTERNA

30-abr-16 EDYK112HM1 77 3796 3873 98 1371 PARA POZO REINYECTOR

05-ene-17 EDYF-033US 61 1456 1517 96 2172 PARA POZO REINYECTOR

Fuente: (Departamento de Reservorios Petroamazonas E. P., 2018)

27

En la tabla 10 se indican los pozos cerrados esperando workover del Campo Edén Yuturi

con sus principales características con datos obtenidos de la empresa Petroamazonas E. P.

del área de reservorios al 1 de octubre de 2018.

3.4.1. Criterio de selección de los pozos inactivos con problemas mecánicos a ser

rehabilitados

Para el presente estudio técnico se consideró varios parámetros para justificar el

procedimiento más correcto a seguir para la selección preliminar de los pozos inactivos con

problemas mecánicos que pueden ser rehabilitados.

Los parámetros considerados para la selección son los siguientes:

• Daños u obstrucciones en el casing: Es riesgoso intervenir en pozos que presentan

estos problemas, debido a que al momento de realizar un trabajo de

reacondicionamiento las herramientas de trabajo no pasen o estas queden pescadas

generando así pérdidas económicas para la empresa.

• Pescados irrecuperables: Estos pescados obstruyen las arenas productoras

impidiendo la producción de las mismas.

• Pozos que solo producen agua: Estos pozos no dieron resultados satisfactorios por

el motivo que solo produjeron agua y están siendo analizados para convertirlos en

pozos re-inyectores.

• Alto BSW y bajo aporte de petróleo: Cuando las arenas tienen mayor producción

de agua que de petróleo provocan que el pozo se conifique por el avance excesivo de

agua. Son analizados para convertir en pozos re-inyectores.

• Sin BHA “Bottom Hole Assembly”: Existen pozos a los cuales se les ha dejado sin

BHA de producción ya que sus arenas no tienen las características necesarias para

28

producir o se han agotado las reservas de estas, por lo cual los equipos fueron pasados

a pozos con mejor expectativas de producción.

• Problemas mecánicos en configuración del pozo: Son pozos que presentan

problemas como empacaduras desasentadas, comunicación casing-tubing, deficiente

cementación primaria (causa de un rápido aumento del BSW), daño en el equipo de

levantamiento artificial. A estos pozos es factible intervenirlos y son idóneos para un

reacondicionamiento si sus reservas remanentes lo ameritan.

Los pozos que han sido seleccionados mediante estos criterios de selección se muestran

en la siguiente tabla.

Tabla 11: Pozos pre seleccionados con problemas mecánicos para su reactivación

ULTIMO

APAGADO POZO

PETRÓLEO

Bls

AGUA

Bls

FLUIDO

Bls

BSW

%

PWF

PSI MOTIVO DE INACTIVIDAD DEL POZO

10-sep-15 EDYJ-120UI 226 2034 2260 90 2882 PROBLEMA MECÁNICO: EJE ROTO

05-may-16 EDYH-

149HUS 213 18 231 8 818

PROBLEMA MECÁNICO: PESCADO/COLAPSO

CSG NO TIENE EQUIPO DE SUPERFICIE

20-mar-17 EDYJ-071M2 27 18 45 40 1165 PROBLEMA MECÁNICO: POSIBLE TAPONAMIENTO DE LA BES

21-mar-17 EDYJ-072M2 114 10 124 8 698 PROBLEMA MECÁNICO: POSIBLE

TAPONAMIENTO INTAKE / EJE ROTO

10-ene-17 EDYD-089M2 81 31 112 28 1033 PROBLEMA MECÁNICO: POSIBLE ROTURA DEL EJE

29-ago-17 EDYD-183M2 28 1 29 3 829 PROBLEMA MECÁNICO: POSIBLE

COMUNICACIÓN COLAPSO CSG PESCADO

05-ene-17 EDYC-028M2 60 1948 2008 97 2105

PROBLEMA MECÁNICO: PESCADO SARTA DE

SLICK LINE, EN BLANKING PLUG PESCADO,

BAJO APORTE DE CRUDO Y ALTO CORTE DE AGUA



Los pozos EDYD-183M-2 y EDYH-149HUS si bien presentan problemas mecánicos es

riesgoso intervenirlos, debido a que presentan colapso de casing y al realizar el

reacondicionamiento las herramientas de trabajo no pasen o estas queden pescadas generando

así pérdidas económicas para la empresa y por otra parte los pozos EDYC-028M-2 y EDYJ-

120UI presenta un excesivo corte de agua (BSW) razón por la cual los costos de producción

29

aumentan y no se considera rentable, descartando estos tres pozos con problemas mecánicos

para el propósito del presente estudio técnico y justificando así la selección definitiva de los

pozos que se realizará el estudio técnico y económico. Los pozos seleccionados se detallan

en la tabla 12.

Tabla 12: Pozos seleccionados para el análisis técnico-económico

ULTIMO

APAGADO POZO

PETRÓLEO

Bls

AGUA

Bls

FLUIDO

Bls

BSW

%

PWF

PSI MOTIVO DE INACTIVIDAD DEL POZO

10-ene-17 EDYD-089M2 81 31 112 28 1033 PROBLEMA MECÁNICO: POSIBLE ROTURA

DEL EJE


TAPONAMIENTO DE LA BES


TAPONAMIENTO INTAKE / EJE ROTO



Los pozos seleccionados, EDYD-089, EDYJ-072 Y EDYJ-071 dependiendo de sus

características mecánicas, petrofísicas, reservas y de facilidades serán analizados de tal

manera que puedan ser rehabilitados mediante un trabajo de reacondicionamiento a cada

pozo.

3.4.2. Análisis de la producción de los pozos inactivos seleccionados

Para la primera etapa del proyecto fue necesario realizar un análisis completo de cada

intervención de los pozos seleccionados, desde su completación hasta la inactividad del

mismo, especificando los intervalos disparados, re-disparados, cementados, los datos de

producción antes y después del Workover, el equipo de levantamiento artificial y el motivo

del problema mecánico el cual conllevó a su inactividad, análisis que se detalla en la tabla 13

para el pozo EDYD-089, tabla 14 para el pozo EDYJ-071 y tabla 15 para el pozo EDYJ-072.

30

Tabla 13: Análisis de eventos del pozo EDYD-089



PETRÓLEO BSW PETRÓLEO BSW

BNPD % BNPD %

EDYD-089 CI 31/05/2009 07/06/2009 Completación inicial - - - US 978 6 8382´-8396´ X BESQueda completación de fondo para la

arenisca US

EDYD-089 W1 01/09/2010 20/09/2010Pulling Bes + SQZ a US + Re-disparar US +

Disparar M-2US 520 73 US 514 73 8382´-8390´ X BES

Queda completado para US

(produciendo) y para M-2 (disparado)

en los intervalos 8230´-8246´, 8254´-

8266´, 8282´-8288´

EDYD-089 RLO 29/10/2010 29/10/2010 Cerrar camisa de US y abrir camisa de M-2 US 170 83 M-2 241 82

8230´-8246´

8254´-8266´

8282´-8288´

8382´-8390´

X BES

EDYD-089 RLO 23/06/2011 23/06/2011 Cerrar camisa de M-2 y abrir camisa de US M-2 88 93 US 97 90,1

8230´-8246´

8254´-8266´

8282´-8288´

8382´-8390´

X BES

EDYD-089 W2 29/09/2011 16/10/2011 Pulling BES + SQZ y Re-disparar M-2 US 93 93 M-2 165 19,9 8230´-8246´ X BESSE baja completación de fondo para la

arenisca M-2

EDYD-089 W3 19/03/2016 26/03/2016 Limpieza del pozo M-2 203 31,9 M-2 159 41,1 8230´-8246´ X BES

EDYD-089 W4 07/12/2016 16/12/2016 Pulling BES + Re-disparar M-2 M-2 93 30,1 M-2 352 40 8230´-8246´ X BESCompletación de fondo con 2 packers

para M-2 y US

EDYD-089 RLO 13/01/2017 13/01/2017Abrir camisa de US y Cerrar camisa de M-

2M-2 81 27,7 - - -

8230´-8246´

8382´-8390´X BES

Se incrementa PIP y baja el f lujo (se

tiene baja corriente se considera

posible rotura del eje) Se apaga el pozo

el 1/10/2017

OBSERVACIONESARENA MÉTODO INTERVALO M1 M2 US UM UI

PRUEBA DESPUES DEL TRABAJO

C5 TS TITRABAJO

FECHA

FINOBJETIVO

ARENA

PRUEBA ANTES DEL TRABAJOFECHA

INICIOPOZO

31

Tabla 14: Análisis de eventos del pozo EDYJ-071




BNPD % BNPD %

- - - UI 2471 38454´-8474´

8480´-8486´X

- - - T 1230 24

8696´-8716´

8730´-8742´

8752´-8760´

X

UI 105 92 UI 2471 3 8454´-8474´ X

T 85 94 T 1230 248730´-8742´

8752´-8770´X

UI 175 88 UI 496 60

T 42 96 - - -

EDYJ-071 RLO 06/23/2011 06/23/2011Cambio de zona, cerrar camisa de UI abrir camisa de

TUI 15 98 T 102 90

8630´-8642´

8730´-8742´

8752´-8770´

X BES

EDYJ-071 W3 09/15/2011 10/10/2011Pulling BES + SQZ en UI y T + Tapón CIBP a 8600 +

Disparar M-2T 102 94 M-2 71 92

8248´-8264´

8290´-8304´X BES

EDYJ-071 W4 03/18/2012 03/27/2012 Pulling BES + disparar y re-disparar M-2 M-2 120 92 M-2 115.8 1

8228´-8233´

8248´-8264´

8290´-8304´

X BES se deja abierto el intervalo 8290´-8304´

EDYJ-071 W5 11/10/2013 10/24/2013Pulling BES + Completación de fondo + fracturamiento

hidráulico a M-2M-2 68 5.7 M-2 149 52.1

8228´-8233´

8248´-8264´

8290´-8304´

X BES

EDYJ-071 W6 10/28/2014 6/11/2014 Pulling BES + cambio de bomba M-2 197 40.1 M-2 170 56.1

8228´-8233´

8248´-8264´

8290´-8304´

X BES

EDYJ-071 W7 04/26/2016 2/5/2016 Pulling BES + cambio de bomba M-2 32 40.7 M-2 194 44

8228´-8233´

8248´-8264´

8290´-8304´

X BESSe paga el pozo el 3/20/2017 por bajo aporte posible taponamiento

de la BES

EDYJ-071 CI 8/10/2007 10/20/2007

X BES Se deja produciendo por camisas a UI y camisa de T cerrada.

EDYJ-071 W1



C5 TS TITRABAJO

FECHA

INICIO

(MM/DD/AA)

Completación Inicial

FECHA FIN

(MM/DD/AA)OBJETIVO

ARENA

PRUEBA ANTES DEL TRABAJO

Pulling BES + SQZ + Re-cañonea UI y T

8630´-8642´

8730´-8742´

8752´-8770´

POZO

Pulling BES + Cambio de completación +

Cementación forzada a UI + Re-disparar UI

05/30/2009 9/7/2009

Completación dual concéntrica para UI y T

EDYJ-071 07/25/2010 08/13/2010W2

BES

BES

32

Tabla 15: Análisis de eventos del pozo EDYJ-072




BNPD % BNPD %

- - - UI 1036 12 8363´-8382´ X

- - - T 918 20

8615´- 8627´

8638´-8644´

8651´-8660´

X X

UI 39 96

T 62 34,7

EDYJ-072 RLO 03/08/2011 03/08/2011 Cerrar camisa de T abrir camisa de US T 24 97 US 308 558310´-8322´

8651´-8660´X BES

EDYJ-072 W2 04/01/2012 21/01/2012Pulling BES + SQZ a T + Re-disparar T + disparar

M-2 + aislar mecánicamente US y UIUS 36 96 M-2 328 0,9

8130´-8140´

8651´-8660´X BES Completación de fondo para T y M-2

EDYJ-072 RLO 03/04/2012 03/04/2012 Cerrar camisa de M-2 abrir camis a de T M-2 210 0,5 T 318 59,98130´-8140´

8650´-8664´X BES

EDYJ-072 W3 27/06/2013 09/07/2013Pulling BES + Aislar con CIBP US, UI y T + Fracking

a M-2 T 84 94 M-2 292 7

8130´-8140´

8651´-8664´X BES

EDYJ-072 W4 19/07/2016 24/07/2016 Pulling RUN BES M-2 166 6,2 M-2 167 10,2 8130´-8140´ X BES

EDYJ-072 W5 12/10/2017 22/10/2017 Pulling RUN BES + Disparar M-2 M-2 166 7,3 M-2 114 19,7

8130´-8140´

8145´-8151´

8156´-8162´

8162´-8182´

X BESApagado el 1/1/2018 por posbible tapomamiento intake/eje

roto

BES

X BESCompletación de fondo con camisas para US y T se deja

produciendo T

FECHA

INICIO

01/12/200717/11/2007EDYJ-072

EDYJ-072

POZO

Completación Inicial

Pulling BES + Cambio de completación +Tapón

balanceado a UI y T + Disparar US y Re-disparar

T

T 30 94,18310´-8322´

8651´-8660´

FECHA FIN OBJETIVOARENA

PRUEBA ANTES DEL TRABAJO

W1 04/07/2011 30/07/2011



C5 TS TITRABAJO

Completación dual concéntrica para UI y TCI

33

Para llevar esto a cabo se revisó los archivos existentes en donde se contiene la información

geológica de los pozos, posteriormente se utilizó el programa OpenWells el cual contiene toda

la información de la vida del pozo desde su perforación hasta su abandono, trabajos realizados,

reacondicionamientos, químicos inyectados, problemas operacionales y diagramas mecánicos

de los pozos y finalmente una revisión del programa Lowis (Life of well information software),

el cual contiene toda la información de las pruebas de los pozos de producción, parámetros de

bomba y propiedades del fluido. Los pozos seleccionados en este trabajo presentaron daños

mecánicos en las bombas a nivel de eje y taponamiento (EDYJ-072 y EDYD-089) y

taponamiento a la entrada de la bomba (EDYJ-071), por lo cual se desarrolló un análisis de estos

problemas mecánicos para tener un indicio del grado de complejidad que presenta cada uno para

su respectivo trabajo de rehabilitación.

3.5. ANÁLISIS TÉCNICO DE LOS POZOS SELECCIONADOS.

Para la segunda etapa del proyecto los pozos seleccionados en la tabla 12 serán analizados

cada uno por arena productora mediante la evaluación de historiales producción, curvas de

Chan, registros eléctricos, índice de productividad, reservas y estado mecánico de los pozos con

el fin de reincorporar los pozos a la producción.

3.5.1. Procedimiento para realizar el cálculo de reservas

El método que se utilizará en este trabajo es el de curvas de declinación de producción con

el programa OFM (Oil field manager), debido a que Petroamazonas E. P. cuenta con la data

necesaria para cuantificar reservas en este programa.

3.5.2. Procedimiento para realizar las curvas de Chan

Para el diseño de las gráficas de las curvas de Chan se ha optado por realizarlas en el

34

programa OFM (Oil field manager), debido a que Petroamazonas EP. tiene la data necesaria

para poder hacerlo.

3.5.3. Pozo EDYD-089

Este pozo se encuentra ubicado al nor-este del EPF (Edén-Yuturi Processing Facilities).

Estuvo activo en el período 2009 hasta el 2017, es un pozo direccional tipo “S” el cual fue

perforado el 15 de mayo del 2009, alcanzando una profundidad total de 8,912 pies con una

inclinación máxima de 38.32° a 4,624 ft (MD) y un Máximo DLS de 4.11°/100ft a 7,824 ft

(MD).

3.5.3.1. ARENA M-2

Historial de producción de la arena M-2 del pozo EDYD-089

Figura 7: Historial de producción pozo EDYD-089M-2

Fuente: (Petroamazonas EP., 2018)

35

Curvas de Chan para la arena M-2 del pozo EDYD-089

Figura 8: Curvas de Chan pozo EDYD-089M-2


Las curvas de chan muestran un comportamiento normal en el avance del agua para la arena

M-2

Corte de agua arena M-2 del pozo EDYD-089

Figura 9: Curvas de Saturación de agua pozo EDYD-089M-2


La saturación de agua se mantiene alrededor de 40% en promedio, por lo que se concluye

que el crudo de esta arena tiene un bajo BSW.

36

Registros eléctricos de la arena M-2 del pozo EDYD-089

Analizando el registro eléctrico para este reservorio (figura 10), el intervalo que se propone

intervenir para la reactivación del pozo es el intervalo de: 8,230´-8,246´en MD, con una

porosidad de 16% y una permeabilidad de 416 mD.

Figura 10: Registros Eléctricos del pozo EDYD-089M-2

Fuente: (Departamento de Geología PAM, 2018)

37

3.5.3.2. Índice de Productividad actual y proyectado para el pozo EDYD-089 M-2

En la última prueba el pozo reportó 112 BFPD @ Pwf = 1,033 Psi, de producción. El ajuste

permite estimar un potencial de producción de 302 BFPD @ Pwf = 1,027 Psi, partiendo del

historial de producción observado del pozo.

Figura 11: Índice de Productividad actual y proyectado para el pozo EDYD-089M-2

Fuente: (Departamento de operaciones Petroamazonas E. P., 2018)

Reservas de la arena M-2 del pozo EDYD-089

Figura 12: Análisis de las curvas de declinación de EDYD-089M2


0

500

1000

1500

2000

2500

3000

0 50 100 150 200 250 300 350 400 450 500

P(P

SI)

Q(BFPD)

EDYD-089CURVA PRESION vs. CAUDAL

Tasa proyectada 302 bfpd, 196 bopd

Pb=637 psi

Tasa actual 112 bfpd, 81 bopd

38

Con el análisis de las curvas de declinación en OFM (oild field manager), se tiene que, para

esta arena existen reservas potencialmente atractivas para ser intervenidas.

Tabla 16: Resumen de reservas estimadas del Pozo EDYD-089M-2

POZO

RESERVORIO

PROD ACUMULADA

31/12/2017

(BLS)

RESERVAS

PROBADAS

(BLS)

RESERVAS

TOTALES

(BLS)

EDYD-089 M-2 305,862 143,523 449,385


Fuente: (Petroamazonas E. P., 2018)

Registro de cemento en la arena M-2 del pozo EDYD-089

Para el pozo EDYD-089 en primera instancia se procedió a tomar el registro de cemento

para verificar la calidad del cemento en esta zona, con el cual se observó que la adherencia

revestidor-cemento y el cemento se encuentra en buenas condiciones (Figura 13).

Figura 13: Registros de Cemento del pozo EDYD-089M-2

Fuente: (Departamento de Geología Petroamazonas E. P., 2018)

39

3.5.3.3. ARENA U SUPERIOR

Historial de producción de la arena U-Superior del pozo EDYD-089

Figura 14: Historial de producción pozo EDYD-089US


Curvas de Chan para la arena U-Superior del pozo EDYD-089

Figura 15: Curvas de Chan del pozo EDYD-089M-2


Las curvas de chan indican que al principio de la producción se tiene un comportamiento

normal y en los últimos el pozo empieza a tener un comportamiento de conificación.

40

Corte de agua arena U-Superior del pozo EDYD-089

Figura 16: Corte de agua del pozo EDYD-089US


El corte de agua para esta arena indica siempre un incremento, esto debido al avance del

agua, concluyendo que el pozo se está conificando, como muestran en las curvas de chan.

Registros eléctricos de la arena U-Superior del pozo EDYD-089

Figura 17: Registros Eléctricos del pozo EDYD-089US y UI


41

En base a la interpretación del registro eléctrico (figura 17), las zonas de pago de

hidrocarburos ya han sido disparadas en su totalidad, por lo que el siguiente paso es verificar si

se tiene reservas potencialmente atractivas para intervenir en este reservorio.

Reservas de la arena U-Superior del pozo EDYD-089

Figura 18: Análisis de las curvas de declinación de EDYD-089US


Con el análisis de las curvas de declinación en OFM (oil field manager), da como resultado

que las reservas de petróleo para esta arena se han recuperado totalmente y el avance del agua

tiene un incremento muy significativo, como se puede observas en las curvas de Chan (figura

15).

Tabla 17: Resumen de reservas estimadas del Pozo EDYD-089US

POZO

RESERVORIO

PROD.

ACUMULADA

31/12/2017

(BLS)

RESERVAS

PROBADAS

(BLS)

RESERVAS

TOTALES

(BLS)

EDYD-089 US 171,415.6 14,562.4 185,978



42

3.5.3.4. ARENA U INFERIOR Y T

Registros eléctricos de la arena UI y T del pozo EDYD-089

Figura 19: Registros Eléctricos del pozo EDYD-089US y UI


Como se puede observar en el registro eléctrico (figura 19), no hay zonas de pagos en los

reservorios de U Inferior y T y además estas arenas están inundadas de agua, por lo que para

esta investigación no se intervendrá en estas arenas.

43

3.5.3.5. Características del pozo EDYD-089 y de la arena a producir M-2

Tabla 18: Características del pozo EDYD-089 y de la arena a producir M-2


Fuente: Departamento de operaciones Petroamazonas EP., 2018

3.5.3.6. ANÁLISIS DE RESULTADOS

El pozo EDYD-089 la última vez se encontraba produciendo del reservorio M.2, cuya última

prueba realizada el 5 de enero del 2017 registró 81 BPPD y 31 BAPD (BSW de 27.7%),

operando el equipo BES a 65 Hz. Desde el 29 de diciembre del 2016 se tiene un aumento de la

PIP y decae la presión de descarga en el equipo BES lo que refleja una disminución de flujo

Datos Unidades

M-2 -

27.7 -

35 -

2400 psi

637 psi

202 psi

10 psi

198 °F

112 (IP=0,08192) BFPD

302 (IP=0,22) BFPD

1033 psi

112 (IP=0,06882) BFPD

13.6 °API

1.01 -

1.2 -

49.38 PCS/BF

17.95 @ 198°F cp

13 3/8 pg

54.5/68 lb/pie

9 5/8 pg

47 lb/pie

7 pg

26 lb/pie

3 1/2 pg

9.2 lb/pie

8230-8246 MD pie

7076.04-7090.19 TVD pie

8238 MD y 7083.115 TVD pie

38.32° @ 4624.33 MD pie

4.11° / 100 pies @ 7824.32 MD pie

6954.87 MD pie

Presión de tubing

Arenisca Productora

% BSW realizada

Presión de reservorio

Presión de Burbuja

% BSW requerida

GOR

Viscosidad

Presión de casing

Temperatura de reservorio

Tasa de flujo prueba

Presión de fondo fluyente de prueba

Tasa de flujo de prueba

Gravedad API

Tasa de flujo deseada

Prof. De Bomba

Parámetro

Casing

Superficial

Intermedio

Producción

Tubing

Mitad de Perforaciones

Máxima Inclinación

Máximo Dog Leg

Intervalo de producción

Gravedad específica del agua

Gravedad específica del gas

44

debido al taponamiento al ingreso de la bomba, provocado por el arrastre de arena que conlleva

producir de este reservorio. El 13 de enero del 2017 se procede a cerrar la camisa de M-2 y se

abre camisa de U Superior, pero se registra baja corriente, por lo que se consideró que el

problema fue rotura a nivel del eje de la BES.

En base a las curvas de declinación y los registros eléctricos del pozo EDYD-089 se

concluye que la arena M-2 tiene zona de pago potencialmente atractiva, con bajo corte de agua,

a diferencia de la arena U Superior cuyas reservas se han recuperado casi en su totalidad y

además el corte de agua va incrementando; las arenas U Inferior y T no son atractivas a ser

intervenidas para el propósito de reactivación del pozo EDYD-089, puesto que no poseen

buenas zonas de pago y se encuentran inundadas de agua. Para la reactivación del pozo se

propone re-disparar el intervalo: 8,230´-8,246´en MD de la arena M-2 únicamente.

Al ser el problema mecánico causante de la inactividad del pozo a nivel del equipo BES y

que la única arena productora será M-2, arena de crudo pesado, viscoso (tabla 18) y con arrastre

de sólidos, se analizó los pros y contras del bombeo electrosumergible en relación a los

diferentes sistemas de bombeo para determinar si es el óptimo para producir de esta arena o si

se necesita un cambio del sistema de levantamiento, dando como resultado lo siguiente:

Tabla 19: Análisis de las características del pozo EDYD-089M-2 en relación a los

diferentes sistemas de levantamiento artificial



Considerando que al producir de M-2 la tasa de producción disminuirá, el bombeo electro

sumergible representa gastos operaciones innecesarios en pozos que manejan bajos caudales en

SISTEMA/CONSIDERACIONES

POZO EDYD-089M-2

Pozos

direccionales

Pozos

profundos

Crudo

pesado

Crudo

viscoso

Producción

de gas

Producción

de arenaBajo caudal

MECÁNICO NO APLICA NO APLICA NO APLICA APLICA NO APLICA APLICA APLICA

GAS LIFT APLICA APLICA APLICA NO APLICA APLICA APLICA APLICA

HIDRÁULICO APLICA APLICA APLICA NO APLICA APLICA NO APLICA APLICA

PCP APLICA APLICA APLICA APLICA APLICA APLICA APLICA

BES APLICA APLICA APLICA NO APLICA APLICA NO APLICA NO APLICA

45

la producción de crudo y debido a los cambios en las propiedades del fluido a producir, tomando

en cuenta principalmente el manejo de sólidos, el sistema de levantamiento más apto para estas

condiciones es el bombeo de cavidades progresivas (tabla 19), sumándole a su favor que la

implementación y el mantenimiento es económico a comparación a los demás sistemas de

levantamiento.

El diseño del sistema de levantamiento PCP se encuentra detallado en el anexo 3 y resumida

en la tabla 20 y el análisis económico se analizará en el siguiente capítulo para determinar si es

o no factible.

Se recomendó además aislar definitivamente la arena U Superior y dejar que los pozos

aledaños al pozo EDYD-089 drenen las reservas remanentes de las arenas U Superior, U Inferior

y T.

Tabla 20. Resumen del Diseño de la bomba PCP para el pozo EDYD-089M-2


Fuente: Área de levantamiento artificial Sertecpet

3.5.3.7. PROGRAMA DE REACTIVACIÓN DEL POZO EDYD-089

Objetivos:

• Recuperar equipo BES SN-2600 de 114 etapas con un motor de 188 HP, 47.4 AMP y

2424 VOLT.

• Aislar la arenisca U Superior en el intervalo de 8,382´-8,390´ MD.

• Re-disparar la arenisca M-2 en el intervalo 8,230´-8,246´en MD.

• Bajar un equipo de cavidad progresiva para la arenisca M-2

POZO BOMBA CABEZAL

PUMP

SETTING

DEPTH (FT)

VARILLA Condición BFPDVelocidad

(RPM)HZ Pwf (psi) PIP (psi)

Potencia

requerida

(HP)

Actual 300 107 32 1036 585 27

1 año 500 178 51 971 512 45

EDYD-089M2NTZ 400

180ST58

NDH100D

HX50,

Motor 75

HP

6900

Tenaris

Hollow rod

TM1500

46

PROCEDIMIENTO

MOVIMIENTO DE TORRRE Y CONTROL DE POZO

1. Mover torre de reacondicionamiento al pozo EDYD-089

2. Filtrar y mezclar 1,000 bbls. agua fresca, con KCL hasta alcanzar un peso de 8.4 lpg.,

adicionar inhibidor de corrosión 1 galón por cada 100 barriles de agua fresca, surfactante 2

galones por cada 100 barriles de agua fresca y bactericida 4 galones por cada 100 barriles

de agua fresca.

3. Con unidad de Slick Line desasentar el blanking plug asentado a +/- 6,894’ (MD).

4. Circular en reversa agua de matado de 8.4 lpg enviando los retornos a la estación de EPF

verificar retornos limpios.

RETIRO DE EQUIPO BES

5. Instalar BPV en tubing hanger, retirar cabezal.

6. Instalar y probar BOP’s solo funcionamiento.

7. Desasentar tubing hanger.

8. Cortar el empate bajo el hanger, tomar medidas eléctricas y reportar.

9. Instalar polea API de 60” y carrete vacío para recuperar cable.

10. Sacar quebrando la tubería de TUBING 3-1/2" EUE, 9.3 lb/ft, L-80 (226 JOINTS CLASE

"B"), utilizando las normas recomendadas para desenroscar la tubería. Observar tubería por

presencia de: aplastamiento, sobre-torque, corrosión, arena, parafina, escala o impurezas y

reportar a Operaciones.

11. Recuperar equipo BES instalado, bomba SN-2600 de 114 etapas, desarmar y reportar el

estado mecánico y eléctrico del equipo. Chequear presencia de corrosión, incrustaciones y/o

sólidos. Reportar al departamento de Operaciones.

47

TRABAJOS PARA AISLAR LA ARENISCA U-SUPERIOR

12. Con unidad de cable eléctrico armar y bajar tapón CIBP 7” y asentarlo a +/- 8,270 ft (MD)

para aislar la arenisca U-Superior.

TRABAJOS PARA RE-DISPAR LA ARENISCA M-2

13. Armar y bajar cañones para re-disparar la arena M-2 a la profundidad de 8,230´ en MD

hasta 8,246´ en MD, disparar y realizar trabajos de limpieza del pozo.

INSTALACIÓN DE EQUIPO DE LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL DE CAVIDAD

PROGRESIVA

14. Armar la siguiente completación de cavidades progresivas (PCP):

3 1/2" EUE PATA DE MULA

3 1/2" EUE (3) TUBOS

7" x 3 1/2" ANCLA ANTI-TORQUE

4" UN x 3 1/2" EUE PIN NIPLE DE PARO

4" UN PIN x 4" UN PIN ESTATOR NTZ (180 ST 58 SH)

4" UN PIN x 4" UN PIN TUBO DE EXTENSION

4" UN BOX x 3 1/2" EUE BOX CROSS OVER

15. Bajar completación para Bombeo con cavidad progresiva (PCP) en tubería de 3 1/2" EUE

clase "B" hasta +/- 7,001' (MD). Anclan completación a +/- 6902' (MD).

16. Instalan tubing hanger. Asientan en sección "B" del cabezal. Desarman BOP.

17. Bajan rotor NTZ 400 acoplado en 232 Varillas de ID = 1.394" y OD = 1.921", con

centralizadores hasta 5900' (MD). Arman Sección C del cabezal

18. Realizar espaciamiento del rotor NTZ 400 en el estator, instala Cabezal de Rotación con

motor eléctrico.

19. Realizar Prueba de Producción a la Arena M-2

48

3.5.3.8. Diagrama Mecánico Propuesto

Figura 20: Diagrama mecánico propuesto para el pozo EDYD-089

Fuente: (Departamento de operaciones PAM, 2018)

49

3.5.4. Pozo EDYJ-071

Este pozo fue completado inicialmente con una dual concéntrica para producir

simultáneamente de las arenas U Inferior y T, se encuentra ubicado al nor-oeste del EPF (Edén-

Yuturi Processing Facility). Estuvo activo en el período 2007 hasta el 2017, es un pozo

direccional tipo “J” el cual fue perforado el 08 de octubre del 2007, alcanzando una profundidad

total de 8,865´ (MD) con una inclinación máxima de 38.53° a 3,978´ (MD) y un Máximo DLS

de 2.99°/100ft a 1,625´(MD). Antes de su inactividad únicamente producía de la arena M-2.

3.5.4.1.ARENA M-2

Historial de producción de la arena M-2 del pozo EDYJ-071

Figura 21: Historial de producción pozo EDYJ-071M-2

Fuente: (Petroamazonas EP., 2018

Las curvas muestran una producción histórica constante de 200 barriles de petróleo.

Curvas de Chan para la arena M-2 del pozo EDYJ-071

Las curvas de chan muestran una producción normal para la arena M-2

50

Figura 22: Curvas de Chan pozo EDYJ-071M-2


Corte de agua arena M-2 del pozo EDYJ-071

Figura 23: Curvas del corte de agua pozo EDYJ-071M-2


El corte de agua se mantiene alrededor de 45% en promedio, por lo que se concluye que el

crudo de esta arena tiene un bajo BSW.

51

Registros eléctricos de la arena M-2 del pozo EDYJ-071

Figura 24: Registros Eléctricos del pozo EDYJ-071M-2


En base a la interpretación del registro eléctrico (figura 24) los intervalos que se propone

intervenir para la reactivación del pozo son los siguientes: 8228´-8233´, 8248´-8264´ y 8290´-

8304´ profundidades en (MD), con una porosidad de 15% y una permeabilidad de 450 mD.

52

3.5.4.2.Índice de Productividad actual y proyectado para el pozo EDYJ-071 M-2

Actualmente el pozo reporta 150 BFPD @ Pwf = 1,165 Psi, de producción. El ajuste permite

estimar un potencial de producción de 425 BFPD @ Pwf = 800 Psi, partiendo del historial de

producción observado del pozo.

Figura 25: Índice de Productividad actual y proyectado para el pozo EDYJ-071M-2


Reservas de la arena M-2 del pozo EDYJ-071

Figura 26: Análisis de las curvas de declinación de EDYJ-071M-2


0

500

1000

1500

2000

2500

3000

0 100 200 300 400 500 600

P(P

SI)

Q(BFPD)

EDYJ-071 CURVA PRESION vs. CAUDAL

Pb=637 psi


Tasa proyectada 425 bfpd, 200

53

Con el análisis de las curvas de declinación en OFM (oil field manager), se tiene que para

la arena M.2 presenta reservas potencialmente atractivas para ser intervenidas.

Tabla 21: Resumen de reservas estimadas del Pozo EDYJ-071M-2

POZO

RESERVORIO

PROD

ACUMULADA

31/12/2017

(BLS)

RESERVAS

PROBADAS

(BLS)

RESERVAS

TOTALES

(BLS)

EDYJ-071 M-2 231,874 79,152 311,026



Registro de cemento en la arena M-2 del pozo EDYJ-071

En el pozo EDYJ-071 en primera instancia se procedió a tomar el registro de cemento para

verificar la calidad del cemento en esta zona, con el cual se observó que la adherencia revestidor-

cemento y el cemento se encuentra en buenas condiciones (Figura 27).

Figura 27: Registros de Cemento del pozo EDYJ-071M-2


54

3.5.4.3. ARENA U SUPERIOR

Registros eléctricos de la arena U Superior del pozo EDYJ-071

Figura 28: Registros Eléctricos del pozo EDYJ-071US


Como se puede observar en los registros eléctricos de la arena U Superior (figura 28), no

existen zonas de pago, sino más bien, se encuentra inundada de agua, por lo que, para la

reactivación del pozo EDYJ-071, se descarta intervenir en este reservorio.

55

3.5.4.4. ARENA U INFERIOR

Historial de producción de la arena U-Inferior del pozo EDYJ-071

Figura 29: Historial de producción pozo EDYJ-071UI


Curvas de Chan para la arena U Inferior del pozo EDYJ-071

Figura 30: Curvas de Chan del pozo EDYJ-071UI


56


normal y en los últimos días de producción el pozo empieza a tener un comportamiento de

conificación.

Corte de agua arena U Inferior del pozo EDYJ-071


agua, el pozo se está conificando como muestran las curvas de chan (figura 30)

Figura 31: Corte de agua del pozo EDYJ-071UI


Registros eléctricos de la arena U Media e Inferior del pozo EDYJ-071

En base a la interpretación del registro eléctrico para la arena U media e inferior (figura 32

y 33), se ha disparado en todo el intervalo productor y además el avance del agua tiene un

incremento significativo, como lo indican las curvas de Chan (figura 33), reflejado en las curvas

del historial del corte de agua para esta arena, indicando que el pozo se está conificando, por lo

que, en el programa de reactivación del pozo EDYJ-071, se consideró apropiado no intervenir

en esta arena.

57

Registros eléctricos de la arena U Media-Inferior del pozo EDYJ-071

Figura 32: Registros Eléctricos del pozo EDYJ-071UM


58

Registros eléctricos de la arena U Inferior del pozo EDYJ-071

Figura 33. Registros Eléctricos del pozo EDYJ-071UI


59

Reservas de la arena U Inferior del pozo EDYJ-071

Figura 34: Análisis de las curvas de declinación de EDYJ-071UI


Con el análisis de las curvas de declinación en OFM (oil field manager), se tiene los

siguientes datos de reservas del pozo EDYJ-071UI, dando como resultado que las reservas

disponibles se han recuperado en su totalidad.

Tabla 22: Resumen de reservas estimadas del Pozo EDYJ-071UI

POZO

RESERVORIO

PROD

ACUMULADA

31/12/2017

(BLS)

RESERVAS

PROBADAS

(BLS)

RESERVAS

TOTALES

(BLS)

EDYJ-071 UI 443,287 47,093 490,380



3.5.4.5. ARENA T

Historial de producción de la arena T del pozo EDYJ-071

La arena T del pozo EDYJ-071 muestra un historial de producción de petróleo que ha ido

declinando y con el pasar del tiempo el corte de agua tiene un avance muy significativo.

60

Figura 35: Historial de producción pozo EDYJ-071T


Curvas de Chan para la arena T del pozo EDYJ-071

Figura 36: Curvas de Chan del pozo EDYJ-071T




conificación.

61

Corte de agua arena T Inferior del pozo EDYJ-071

Figura 37: Corte de agua del pozo EDYJ-072T


El corte de agua para esta arena indica siempre un incremento esto debido al avance del

agua, el pozo se está conificando como muestran las curvas de chan (figura 36).

Registros eléctricos de la arena T del pozo EDYJ-071

Figura 38: Registros Eléctricos del pozo EDYJ-071T


62

En base a la interpretación del registro eléctrico para el reservorio de T (figura 38), la zona

de pago en este reservorio ya ha sido disparado en su totalidad, además el avance del agua tiene

un incremento significativo como lo indican las curvas de Chan (figura 36), por lo que en el

programa de reactivación de este pozo se consideró apropiado no intervenir en este reservorio.

Reservas de la arena T del pozo EDYJ-071

Figura 39: Análisis de las curvas de declinación de EDYJ-071T



siguientes datos de reservas del pozo EDYJ-071T, dando como resultado que las reservas


Tabla 23: Resumen de reservas estimadas del Pozo EDYJ-071T

POZO

RESERVORIO

PRODUCCIÓN

ACUMULADA

31/12/2017

(BLS)

RESERVAS

PROBADAS

(BLS)

RESERVAS

TOTALES

(BLS)

EDYJ-071 T 236,153 29,804 265,957



63

3.5.4.6. Características del pozo EDYJ-072 y de la arena a producir M-2

Tabla 24: Características del pozo EDYJ-072 y de la arena a producir M-2




El pozo EDYJ-071 antes de su inactividad se encontraba produciendo del reservorio M-2

únicamente, la última prueba para este reservorio, realizada el 01 de enero del 2018, registró

114 BPPD y 10 BAPD (BSW de 8.1%) operando el equipo BES a 57 Hz. Antes de su

inactividad se comienza a tener una diminución de la producción y de la presión de descarga de

la bomba, además de un aumento de la PIP, manteniéndose el BSW y la salinidad constante, por

lo que se concluyó que el problema mecánico es taponamiento en el intake de la BES.

Datos Unidades

M-2 -

40 -

53 -

2500 psi

637 psi

250 psi

5 psi

198 °F

150 (IP=0,1124) BFPD

425 (IP=0,25) BFPD

1165 psi

150 (IP=0,1124) BFPD

17.2 °API

1.03 -

1.02 -

44.44 PCS/BF

17.95 @ 198°F cp

13 3/8 pg

54.5/68 lb/pie

9 5/8 pg

47 lb/pie

7 pg

26 lb/pie

2 7/8 pg

7.8 lb/pie

8228-8233 MD pie

8248-8264 MD pie

8290-8304 MD pie

8230.5 MD pie

8256 MD pie

8297 MD pie

38.53° @ 3978.42 MD pie

2,99° / 100 pies @ 1625.07 MD pie

6921 MD pie



Máximo Dog Leg

Prof. De Bomba


Viscosidad

Casing

Superficial

Intermedio

Producción

Tubing



Gravedad API



GOR

Presión de Burbuja

Presión de tubing

Presión de casing




Parámetro

Arenisca Productora

% BSW realizada

% BSW requerida


64

En base a los registros eléctricos y las curvas de declinación, se concluyó que, la arena M-2

tiene reservas que son potencialmente extraíbles, con bajo cote de agua, a diferencia de la arenas

U Inferior y T, cuyas reservas se han recuperado en su totalidad y que además el corte de agua

va incrementando; el reservorio U Superior no presenta zonas de pago y se encuentra inundado

de agua. Por lo que para el propósito de reactivación del pozo EDYJ-071 no es atractivo

intervenir en las arenas U Superior, U Inferior y T. Se propone re-disparar los intervalos: 8228´-

8233´, 8248´-8264´ y 8290´-8304´ profundidades en (MD) de la arena M-2.

Al ser el problema mecánico causante de la inactividad del pozo a nivel de la bomba BES y

que la única arena productora será M-2, arena que presenta características de crudo pesado,

viscoso (tabla 24) y con arrastre de sólidos, se analizó los pros y contras del bombeo

electrosumergible en relación a los diferentes sistemas de bombeo, para determinar si es el

óptimo para producir de esta arena o si se necesita un cambio del sistema de levantamiento,

dando como resultado lo siguiente:

Tabla 25. Análisis de las características del pozo EDYJ-071M-2 en relación a los




Considerando que al producir de M-2 la tasa de producción disminuirá, el bombeo

electrosumergible representa gastos operaciones innecesarios en pozos que manejan bajos

caudales en la producción de crudo y debido a los cambios en las propiedades del fluido a

producir tomando en cuenta principalmente el manejo de sólidos, el sistema de levantamiento

más apto para estas condiciones es el bombeo de cavidades progresivas (tabla 25), sumándole a


POZO EDYJ-071M-2

Pozos

direccionales

Pozos

profundos

Crudo

pesado

Crudo

viscoso

Producción

de gas

Producción

de arenaBajo caudal






65

su favor que la implementación y el mantenimiento es económico a comparación a los demás

sistemas de levantamiento.


en la tabla 26, y el análisis económico se analizará en el siguiente capítulo para determinar si es

o no factible.

Se recomienda además no intervenir en los reservorios U Superior, U Inferior y T y dejar

que los pozos aledaños al pozo EDYJ-071 drenen las reservas remanentes de estas arenas.

Tabla 26: Diseño de la bomba PCP para el pozo EDYJ-071M-2



3.5.4.8. PROGRAMA DE REACTIVACIÓN DEL POZO EDYJ-071

Objetivos:

• Recuperar equipo BES D460N (152 etapas) con motor de 120 HP, 35.8 AMP y 2192

VOLT.

• Moler CIBP a 8280´ MD e instalar un nuevo tapón CIBP a 8320´ MD

• Re-disparar a la arenisca M-2 en los intervalos: 8228´-8233´ MD, 8248´-8264´ MD y

8290´-8304´ MD.

• Bajar un equipo de cavidades progresivas para la arenisca M-2

PROCEDIMIENTO


1. Mover torre de reacondicionamiento al pozo EDYJ-071

POZO BOMBA CABEZAL

PUMP

SETTING

DEPTH (FT)



Potencia

requerida

(HP)

Actual 425 152 44 800 357 41

1 año 550 195 55 1125 671 47

EDYD-071M2NTZ 400

180ST58

NDH100D

HX50,

Motor 75

HP

6921

Tenaris

Hollow rod

TM1500

66

2. Filtrar y mezclar 1,000 bls agua fresca, con KCL hasta alcanzar un peso de 8.4 lpg, adicionar

inhibidor de corrosión 1 galón por cada 100 barriles de agua fresca, surfactante 2 galones

por cada 100 barriles de agua fresca y bactericida 4 galones por cada 100 barriles de agua

fresca.









9. Sacar quebrando la tubería de TUBING 2-7/8" EUE, 7.8 #/FT, L-80 (237 JOINTS CLASE




10. Recuperar equipo BES instalado, bomba NHV-250 (103+103+13 etapas), desarmar y

reportar el estado mecánico y eléctrico del equipo. Chequear presencia de corrosión,

incrustaciones y/o sólidos. Reportar al departamento de Operaciones. Enviarlo a Coca para

inspección.

TRABAJOS DE MOLIENDA Y ASENTAMIENTO DE TAPÓN CIBP

11. Moler tapón a 8280´ MD e instalar un nuevo tapón CIBP a +/- 8320´MD y proceder a

realizar limpieza del pozo.

67

TRABAJOS DE RE-DISPAROS PARA LA ARENISCA M-2

12. Armar y bajar cañones para re-disparar la arena M-2 a las profundidades de: 8228´-8233´

(MD), 8248´-8264´ (MD) y 8290´-8304´ (MD), disparar y realizar trabajos de limpieza del

pozo. INSTALACIÓN DE EQUIPO DE LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL DE

CAVIDAD PROGRESIVA










clase "B" hasta +/- 7,022' (MD). Anclan completación a +/- 6,923' (MD).



centralizadores hasta 5900'. Arman Sección C del cabezal


motor eléctrico.


68

3.5.4.9. Diagrama Mecánico Propuesto

Figura 40: Diagrama mecánico propuesto para el pozo EDYJ-071


69

3.5.5. Pozo EDYJ-072

En primera instancia el pozo EDYJ-072 tuvo una completación dual concéntrica para

producir simultáneamente de las arenas U Inferior y T, se encuentra ubicado al nor-oeste del

EPF (Central Processing Facility de Edén Yuturi). Estuvo activo en el período 2007 hasta el

2017, es un pozo direccional tipo “J” el cual fue perforado el 14 de noviembre del 2007,

alcanzando una profundidad total de 8,855 pies con una inclinación máxima de 39.21° a 6719

ft (MD) y un Máximo DLS de 3.63°/100 ft a 7838 ft (MD). Actualmente únicamente produce

de la arena M-2.

3.5.5.1.ARENA M-2

Historial de producción de la arena M-2 del pozo EDYJ-072

Figura 41: Historial de producción pozo EDYJ-072M-2


Curvas de Chan para la arena M-2 del pozo EDYJ-072

Las curvas de chan muestran una producción normal para la arena M-2 con conificación

leve al final de los días de producción.

70

Figura 42: Curvas de Chan pozo EDYJ-072M-2


Corte de agua arena M-2 del pozo EDYJ-072

Figura 43: Corte de agua pozo EDYJ-072M-2


El corte de agua se mantiene siempre baja alrededor de 14% en promedio, se presentan picos

altos, pero se debe a datos de BSW de las pruebas iniciales después que el pozo sale del

workover donde el BSW no se estabiliza; como se observa en la figura 43 durante toda la vida

de producción de la arena M-2 registra un bajo BSW, por lo que se concluye que este reservorio

maneja un bajo corte de agua.

71

Registros eléctricos de la arena M-2 del pozo EDYJ-072

Figura 44: Registros Eléctricos del pozo EDYJ-120M-2


En base a la interpretación del registro eléctrico (figura 44), se propone intervenir para la

reactivación del pozo los intervalos: 8145´-8151´ (MD), 8156´-8162´ (MD) y 8162´-8182´ ft

(MD) con una porosidad de 13% y una permeabilidad de 200 mD. de confirmarse reservas

potencialmente atractivas.

72

3.5.5.2.Índice de Productividad actual y proyectado pozo EDYJ-072 M-2

Actualmente el pozo reporta 124 BFPD @ Pwf = 700 Psi, de producción. El ajuste permite

estimar un potencial de producción de 201 BFPD @ Pwf = 1540 Psi, partiendo del historial de

producción observado del pozo.

Figura 45: Índice de Productividad actual y proyectado para el pozo EDYD-089


Reservas de la arena M-2 del pozo EDYJ-072

Figura 46: Análisis de las curvas de declinación de EDYJ-072M-2


0

500

1000

1500

2000

2500

3000

0 50 100 150 200 250 300 350 400 450 500

P(P

SI)

Q(BFPD)

EDYJ-072CURVA PRESION vs. CAUDAL

Tasa proyectada 201 bfpd, 149

Pb=637 psi


73

Con el análisis de las curvas de declinación en OFM (oil field manager), se tiene como

resultado que para el reservorio M-2, existen reservas de petróleo que son potencialmente

atractivas.

Tabla 27: Resumen de reservas estimadas del Pozo EDYJ-072M-2

POZO

RESERVORIO

PROD

ACUMULADA

31/12/2017

(BLS)

RESERVAS

PROBADAS

(BLS)

RESERVAS

TOTALES

(BLS)

EDYJ-072 M-2 275,528 84,128 359,656



Registro de cemento en la arena M-2 del pozo EDYJ-072

Figura 47: Registros de Cemento del pozo EDYJ-072M-2


74

Para el pozo EDYJ-072 se tomó el registro de cemento para verificar la calidad del cemento

en esta zona con el cual se observó que la adherencia revestidor-cemento y el cemento se

encuentra en buenas condiciones como se muestra en la figura 47.

3.5.5.3.ARENA U SUPERIOR

Historial de producción de la arena U-Superior del pozo EDYJ-072

Figura 48: Historial de producción pozo EDYJ-072US


Curvas de Chan para la arena U Superior del pozo EDYJ-072

Figura 49: Curvas de Chan del pozo EDYJ-072US


75



conificación.

Corte de agua arena U Superior del pozo EDYJ-072

El corte de agua para esta arena indica siempre un incremento esto debido al avance del agua

concluyendo que el pozo se está conificando como se muestra en las curvas de chan (figura 49).

Figura 50: Corte de agua del pozo EDYJ-072US


Registros eléctricos de la arena U Superior del pozo EDYJ-072

En base a la interpretación del registro eléctrico (figura 50), para el reservorio de U Superior,

la zona de pago en este reservorio ya ha sido disparado en su totalidad y se ha recuperado todas

las reservas disponibles, por lo que en el programa de reactivación para este pozo se consideró

no intervenir en este reservorio.

76

Figura 51: Registros Eléctricos del pozo EDYJ-072US


Reservas de la arena U Superior del pozo EDYJ-072

Figura 52: Análisis de las curvas de declinación de EDYJ-072US


77


siguientes datos de reservas del pozo EDYJ-072US, dando como resultado que las reservas


Tabla 28: Resumen de reservas estimadas del Pozo EDYJ-072US

POZO

RESERVORIO

PROD

ACUMULADA

31/12/2017

(BLS)

RESERVAS

PROBADAS

(BLS)

RESERVAS

TOTALES

(BLS)

EDYJ-072 US 9,920.76 7,958 17,879

Elaborado por: Reinoso Darwin


3.5.5.4. ARENA U INFERIOR

Historial de producción de la arena U-Inferior del pozo EDYJ-072

Figura 53: Historial de producción pozo EDYJ-072UI


Curvas de Chan para la arena U Inferior del pozo EDYJ-072


normal y que en los últimos días de producción, el pozo tiene un comportamiento de

conificación.

78

Figura 54: Curvas de Chan del pozo EDYJ-072UI


Corte de agua arena U Inferior del pozo EDYJ-072

Figura 55: Corte de agua del pozo EDYJ-072UI


El corte de agua para esta arena indica siempre un incremento esto debido al avance del agua

concluyendo que el pozo se está conificando como muestra en las curvas de chan (figura 54)

79

Registros eléctricos de la arena U Inferior del pozo EDYJ-072

En base a la interpretación del registro eléctrico (figura 56), la zona de pago en este

reservorio ya ha sido disparado en su totalidad y se ha recuperado todas las reservas disponibles,

por lo que en el programa de reactivación para este pozo se consideró no intervenir en este

reservorio.

Figura 56: Registros Eléctricos del pozo EDYJ-072UI


80

Reservas de la arena U Inferior del pozo EDYJ-072

Figura 57: Análisis de las curvas de declinación de EDYJ-072UI



siguientes datos de reservas del pozo EDYJ-072UI, dando como resultado que las reservas


Tabla 29: Resumen de reservas estimadas del Pozo EDYJ-072UI

POZO

RESERVORIO

PROD

ACUMULADA

31/12/2017

(BLS)

RESERVAS

PROBADAS

(BLS)

RESERVAS

TOTALES

(BLS)

EDYJ-072 UI 1,117,487 17,167 1,134,650



81

3.5.5.5. ARENA T

Historial de producción de la arena T del pozo EDYJ-072

Figura 58: Historial de producción pozo EDYJ-072T


Curvas de Chan para la arena T del pozo EDYJ-072

Figura 59: Curvas de Chan del pozo EDYJ-072T



normal y en los últimos el pozo empieza a tener un comportamiento de conificación.

82

Corte de agua arena T del pozo EDYJ-072

Figura 60: Corte de agua del pozo EDYJ-072T



agua concluyendo que el pozo está conificado, como muestran las curvas de chan (figura 59).

Registros eléctricos de la arena T del pozo EDYJ-072

Figura 61: Registros Eléctricos del pozo EDYJ-072T


83

En base a la interpretación del registro eléctrico (figura 61), la zona de pago en este

reservorio ya ha sido disparado en su totalidad y se ha recuperado todas las reservas disponibles,

por lo que en el programa de reactivación para este pozo se consideró no intervenir en este

reservorio.

Reservas de la arena T del pozo EDYJ-072

Figura 62: Análisis de las curvas de declinación de EDYJ-072T


Con el análisis de las curvas de declinación en OFM (oil fiel manger) se tiene los siguientes

datos de reservas del pozo EDYJ-072T, dando como resultado que las reservas para esta arena

se han recuperado en su totalidad.

Tabla 30: Resumen de reservas estimadas del Pozo EDYJ-072T

POZO

RESERVORIO

PROD

ACUMULADA

31/12/2017

RESERVAS

PROBADAS

(BLS)

RESERVAS

TOTALES

(BLS)

EDYJ-072 T 259,664 100,184 359,847



84

3.5.5.6. Características del pozo EDYJ-072 y de la arena a producir M-2

Tabla 31: Características del pozo EDYJ-072 y de la arena a producir M-2




El pozo la última vez se encontraba produciendo del reservorio M-2 desde el último

Workover, 22 de octubre del 2017, hasta que el 1 de enero del 2018 se tiene un aumento drástico

de la PIP y la presión de descarga en el equipo BES tiende a bajar, se concluye que el problema

mecánico es un taponamiento a nivel de intake y además rotura del eje de la bomba; la última

prueba de esta arena registrada se reportó con 114 BPPD y 10 BAPD (BSW de 8.1%) operado

con el equipo BES a 57 Hz.

Datos Unidades

M-2 -

40 -

53 -

2500 psi

637 psi

250 psi

5 psi

198 °F

150 (IP=0,1124) BFPD

425 (IP=0,25) BFPD

1165 psi

150 (IP=0,1124) BFPD

17.2 °API

1.03 -

1.02 -

44.44 PCS/BF

17.95 @ 198°F cp

13 3/8 pg

54.5/68 lb/pie

9 5/8 pg

47 lb/pie

7 pg

26 lb/pie

2 7/8 pg

7.8 lb/pie

8228-8233 MD pie

8248-8264 MD pie

8290-8304 MD pie

8230.5 MD pie

8256 MD pie

8297 MD pie

38.53° @ 3978.42 MD pie

2,99° / 100 pies @ 1625.07 MD pie

6921 MD pie



Máximo Dog Leg

Prof. De Bomba


Viscosidad

Casing

Superficial

Intermedio

Producción

Tubing



Gravedad API



GOR

Presión de Burbuja

Presión de tubing

Presión de casing




Parámetro

Arenisca Productora

% BSW realizada

% BSW requerida


85

En base a los registros eléctricos el pozo y las curvas de declinación, se concluye que, la

arena M-2 tiene reservas que son potencialmente extraíbles, con bajo cote de agua a diferencia

de la arenas U Superior, U Inferior y T cuyas reservas se han recuperado en su totalidad y el

corte de agua va incrementando. Por lo que para la reactivación del pozo se propone re-disparar

los intervalos: 8130´-8140´ MD, 8145´-8151´ MD y 8156´-8182´ MD de la arena M-2.

Al ser el problema mecánico causante de la inactividad del pozo a nivel del equipo BES y

que la única arena productora será M-2, arena que presenta características de crudo pesado,

viscoso (tabla 31) y con arrastre de sólidos, se analizó los pros y contras del bombeo

electrosumergible, en relación a los diferentes sistemas de bombeo para determinar si es el

óptimo para producir de esta arena o si se necesita un cambio del sistema de levantamiento,

dando como resultado lo siguiente:

Tabla 32: Análisis de las características del Pozo EDYJ-072M-2 en relación a los




Considerando que al producir de M-2 la tasa de producción disminuirá, el bombeo electro

sumergible representa gastos operaciones innecesarios en pozos que manejan bajos caudales en

la producción de crudo y debido a los cambios en las propiedades del fluido a producir, tomando

en cuenta principalmente el manejo de sólidos, el sistema de levantamiento más apto para estas

condiciones es el bombeo de cavidades progresivas (tabla 32), sumándole a su favor que la


POZO EDYJ-072M-2

Pozos

direccionales

Pozos

profundos

Crudo

pesado

Crudo

viscoso

Producción

de gas

Producción

de arenaBajo caudal






86

implementación y el mantenimiento es económico a comparación a los demás sistemas de

levantamiento.


en la tabla 33, posteriormente el análisis económico se analizará en el siguiente capítulo para

determinar si es o no factible.

Se recomienda además no intervenir en los reservorios U Superior, U Inferior y T y dejar

que los pozos aledaños al pozo EDYJ-072 drenen las reservas remanentes de estas arenas.

Tabla 33: Diseño de la bomba PCP para el pozo EDYJ-072M-2



3.5.5.8. PROGRAMA DE REACTIVACIÓN DEL POZO EDYD-072

Objetivos:

• Recuperar equipo BES NHV250 SCMP-AR2 S14 (103+103+13 etapas) y con un motor

de 135 HP, 21.3 AMP y 3150 VOLT.

• Re-disparar a la arenisca M-2 en los intervalos: 8130´-8140´ MD, 8145´-8151´ MD y

8156´-8182´ MD

• Bajar un equipo de cavidad progresiva para la arenisca M-2

PROCEDIMIENTO


1. Mover torre de reacondicionamiento al pozo EDYJ-072

POZO BOMBA CABEZAL

PUMP

SETTING

DEPTH (FT)



Potencia

requerida

(HP)

Actual 200 119 35 1547 1309 12

1 año 300 177 51 1643 1396 18EDYJ-072M2

NTZ 400

240ST33

NDH060

DH33,

Motor 50

7479

1"

GRADO

D

87

2. Filtrar y mezclar 1,000 bls agua fresca, con KCL hasta alcanzar un peso de 8.4 lpg,

adicionar inhibidor de corrosión 1 galón por cada 100 barriles de agua fresca, surfactante 2

galones por cada 100 barriles de agua fresca y bactericida 4 galones por cada 100 barriles

de agua fresca.









9. Sacar quebrando la tubería de TUBING 2-7/8" EUE, 7.8 lb/ft, L-80 (237 JOINTS CLASE




10. Recuperar equipo BES instalado, bomba NHV-250 (103+103+13 etapas), desarmar y

reportar el estado mecánico y eléctrico del equipo. Chequear presencia de corrosión,

incrustaciones y/o sólidos. Reportar al departamento de Operaciones. Enviarlo a Coca para

inspección.

TRABAJOS DE RE-DISPAROS PARA LA ARENISCA M-2

11. Armar y bajar cañones para re-disparar la arena M-2 a las profundidades de: 8130´-8140´

MD, 8145´-8151´ MD y 8156´-8182´ MD, disparar y realizar trabajos de limpieza del pozo.

88

INSTALACIÓN DE EQUIPO DE LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL DE CAVIDAD

PROGRESIVA










clase "B" hasta +/- 7,022' (MD). Anclan completación a +/- 6,923' (MD).



centralizadores hasta 5900'. Arman Sección C del cabezal


motor eléctrico.


89

3.5.5.9.Diagrama Mecánico Propuesto

Figura 63: Diagrama mecánico propuesto para el pozo EDYJ-072


90

CAPITULO IV: ANÁLISIS ECONÓMICO

4. Análisis Económico

El objetivo de realizar la evaluación económica es analizar la rentabilidad de la

rehabilitación de los pozos EDYD-089M-2, EDYJ-071M-2 y EDYJ-072M-2, mediante un

estudio económico, el cual se basa en costos establecidos por PETROAMAZONAS E. P. al año

2018-2019.

Este análisis se basa principalmente en el estudio de los ingresos y egresos de capital, así

como el valor actual neto y la tasa interna de retorno.

4.1. Producción Estimada

Para estimar la producción de un pozo que se planea reabrir, se debe tomar en cuenta tres

puntos importantes:

• Potencial productivo del pozo: Es un factor muy importante que nos permite saber la

capacidad de producción del pozo después del reacondicionamiento basándonos en las

reservas remanentes del pozo y nos permite pronosticar el caudal del mismo.

• Historial de producción: Es importante observar la producción del pozo ya que se podría

estimar una producción similar si es que solo se realiza un trabajo mecánico de W.O.

• Tasa asignada por la ARCH: Es un factor importante ya que se debe regir a esta tasa de

producción que se imponga.

Ya obtenidas las producciones estimadas para cada uno de los pozos a ser rehabilitados, es

importante el tiempo de estabilización de los pozos y depende de la declinación del pozo y el

tipo de trabajo realizado.

Se utilizó la declinación exponencial para los pozos a ser rehabilitados porque todos los

pozos de Edén Yuturi se ajustan a esta declinación y se utilizó la siguiente formula:

91

𝑞 = 𝑞𝑖 𝑒−𝐷𝑖 𝑡 (4.1)

Donde:

𝑞 = tasa de producción a cualquier período (BPPD, BPPM, BPPA)

𝑞𝑖 = tasa inicial de producción (BPPD, BPPM, BPPA)

𝐷𝑖 = tasa de declinación ( 𝑑í𝑎𝑠−1, 𝑚𝑒𝑠𝑒𝑠−1, 𝑎ñ𝑜𝑠−1)

𝑡 = periodo de tiempo de producción (días, mese, años)

4.2. Criterios para la evaluación Económica

4.2.1. Valor Actual Neto (VAN)

“El valor actual neto de una inversión es igual a la suma algebraica de los valores

actualizados del flujo neto de caja, es decir los valores actuales de los ingresos menos los egresos

a una respectiva tasa de actualización”. (Pinta M, 2017, pág. 53, 54) se lo define mediante la

siguiente ecuación:

𝑉𝐴𝑁 = ∑𝐹𝑁𝐶

(1+𝑖)𝑡 − 𝐼𝑜𝑛𝑡=0 (4.2)

Donde:

𝑉𝐴𝑁 = Valor actual neto

𝐹𝑁𝐶 = Flujo neto de caja

𝑖 = Tasa de actualización (%)

𝑡 = Período de tiempo

𝐼𝑜 = Inversión Inicial

Para determinar si el proyecto es viable se considerarán los siguientes aspectos:

• VAN > 0, el proyecto es viable

• VAN = 0, el proyecto es indiferente

• VAN < 0, el proyecto no es viable

92

4.2.2. Tasa Interna de Retorno (TIR)

“La tasa interna de retorno, es la tasa de actualización que anula al valor actual neto, se

evalúa en base a un valor fijado”. (Pinta M, 2017, pág. 54), el cálculo se lo realiza por:

𝑉𝐴𝑁 = ∑𝐹𝑁𝐶

(1+𝑇𝐼𝑅)𝑡 − 𝐼𝑜 = 0𝑛𝑡=0 (4.3)

Donde:

TIR = Tasa interna de retorno (%)

d = Tasa de actualización

Para determinar si el proyecto es viable se considerarán los siguientes criterios:

• TIR > d, el proyecto es viable

• TIR = d, el proyecto es indiferente

• TIR < d, el proyecto no es viable

4.2.3. Relación Beneficio - Costo

“La relación beneficio – costo a determinada tasa de actualización, está representada por el

cociente de la división entre la suma total de los egresos y egresos”. (Pinta M, 2017, pág. 54,

55). Se calcula mediante la siguiente ecuación:

𝐵

𝐶=

𝐼𝑛𝑔𝑟𝑒𝑠𝑜 𝑇𝑜𝑡𝑎𝑙 𝐴𝑐𝑡𝑢𝑎𝑙𝑖𝑧𝑎𝑑𝑜

𝐸𝑔𝑟𝑒𝑠𝑜 𝑇𝑜𝑡𝑎𝑙 𝐴𝑐𝑡𝑢𝑎𝑙𝑖𝑧𝑎𝑑𝑜 (4.4)

Para determinar si el proyecto es viable se considerarán los siguientes criterios:

• 𝐵

𝐶 > 1, el proyecto es viable

• 𝐵

𝐶 = 1, el proyecto es indiferente

• 𝐵

𝐶 < 1, el proyecto no es viable

93

4.2.4. Ingresos

Los ingresos del presente estudio son el resultado de multiplicar el número de barriles de

petróleo producidos por el precio del barril del petróleo del campo Edén Yuturi corregido con

su respectivo castigo por el grado API.

• Si el API > 25°

𝑃𝑟𝑒𝑐𝑖𝑜 𝑑𝑒𝑙 𝑏𝑎𝑟𝑟𝑖𝑙 = (1 + ((𝐴𝑃𝐼𝑐𝑟𝑢𝑑𝑜 𝐸𝑑é𝑛 𝑌𝑢𝑡𝑢𝑟𝑖 − 𝐴𝑃𝐼𝑐𝑟𝑢𝑑𝑜 𝑟𝑒𝑓) 𝑥 1.1

100 )) 𝑥 (𝑃𝑟𝑒𝑐𝑖𝑜 𝑊𝑇𝐼 − 𝐶𝑎𝑠𝑡𝑖𝑔𝑜) (4.5)

Donde:

𝐴𝑃𝐼𝑐𝑟𝑢𝑑𝑜 𝐸𝑑é𝑛 𝑌𝑢𝑡𝑢𝑟𝑖 (M-2) = 16

𝐴𝑃𝐼𝑐𝑟𝑢𝑑𝑜 𝑟𝑒𝑓 = 24.64

Precio del WTI al mes de marzo del 2019 = 55.27 ($)

Castigo = 6.05 ($)

• Si el API < 25°

𝑃𝑟𝑒𝑐𝑖𝑜 𝑑𝑒𝑙 𝑏𝑎𝑟𝑟𝑖𝑙 = (1 + ((𝐴𝑃𝐼𝑐𝑟𝑢𝑑𝑜 𝐸𝑑é𝑛 𝑌𝑢𝑡𝑢𝑟𝑖 − 𝐴𝑃𝐼𝑐𝑟𝑢𝑑𝑜 𝑟𝑒𝑓) 𝑥 1.3

100 )) 𝑥 (𝑃𝑟𝑒𝑐𝑖𝑜 𝑊𝑇𝐼 − 𝐶𝑎𝑠𝑡𝑖𝑔𝑜) (4.6)

Donde:

𝐴𝑃𝐼𝑐𝑟𝑢𝑑𝑜 𝐸𝑑é𝑛 𝑌𝑢𝑡𝑢𝑟𝑖 (M-2) = 16

𝐴𝑃𝐼𝑐𝑟𝑢𝑑𝑜 𝑟𝑒𝑓 = 24.64

Precio del WTI al mes de marzo 2019 = 55.27 ($)

Castigo = 6.05 ($)

Como el API de la arena M-2 en el campo Edén Yuturi es menor a 25° el precio del barril

al mes de marzo del 2019 es de 43.69 USD, valor que se utilizó para el análisis económico del

presente estudio técnico.

En la tabla 34 se muestran los diferentes escenarios que se utilizó, considerando la

incertidumbre que presenta actualmente en el mercado y el sondeo en la página del pronóstico

94

del precio del crudo WTI para un escenario pesimista (-10% del valor probable) y otro escenario

optimista (+10% del valor probable).

Tabla 34: Precio del barril de Petróleo


Fuente: (Departamento de Operaciones, PAM EP, 2018)

4.2.5. Egresos

Los egresos son considerados los costos que conlleva la producción de un barril de petróleo,

considerando valores operativos, administrativos y pago por transporte del fluido producido.

Para el análisis se hará uso de la información de la tabla 35.

Tabla 35: Costo por barril Producido

ITEM VALOR ($) Tarifa Ley 10 1 Tarifa Ley 40 0.05 Tratamiento de agua 0.02 Tratamiento de crudo 0.24 Transporte 1.539 Soporte 1.38 Seguridad física 0.53 Contingencias 0.97 Ing. De operaciones 0.66 Indirectos 1.83

TOTAL 8.219 Elaborado por: Darwin Reinoso


4.2.5.1. Ley 10

La Comisión de Legislación y Codificación del Congreso Nacional de la República del

Ecuador resuelve que:

ESCENARIO Costo del barril (USD)

Pesimista 39.32

Probable 43.69

Optimista 48.06

95

“Créase el Fondo para el Ecodesarrollo Regional Amazónico que se incrementará con los

ingresos provenientes del impuesto equivalente a un dólar de los Estados Unidos de América

(USD 1.00), por cada barril de petróleo que se extraiga en la Región Amazónica, y se

comercialice en los mercados interno y externo”. (Ley 10, 2008)

4.2.5.2. Ley 40

En el artículo 1 de la ley 40 o ley de creación de rentas sustitutivas para las provincias de

Napo, Esmeraldas y Sucumbíos dice que:

“Créase el gravamen de cinco centavos de dólar por cada barril de petróleo crudo que se

transporte por el oleoducto Transecuatoriano” (Ley 40, 2001)

4.2.5.3. Costo de Transporte

“La tarifa de transporte por el Sistema de Oleoducto Transecuatoriano es de 0,59 $/bls;

mientras que para el OCP es de 1,539 $/bls”. (Departamento de Operaciones PAM, 2018). Para

el análisis del presente estudio se utiliza la tarifa de transporte por el OCP.

4.2.6. Inversión

Es importante considerar los costos que involucran la instalación de los sistemas propuestos,

tomando en cuenta el costo de reacondicionamiento e instalación de los respectivos equipos.

4.2.7. Costos de trabajos de reacondicionamientos

En la tabla 36 se muestran los costos promedio de las diferentes operaciones de

reacondicionamiento ejecutadas a los pozos cerrados del activo Edén Yuturi durante el año

2017, los mismos que servirán de referencia para el análisis económico del presente estudio.

4.2.8. Período de Recuperación de la Inversión.

Es el tiempo necesario para recuperar la inversión inicial del proyecto, considerando los

ingresos y egreso totales acumulativos actualizados y su determinación se hace en base al grafico

96

del VAN en función del período.

Tabla 36: Detalle de Costos Operacionales

COSTOS OPERACIONALES

DETALLE VALOR ($)

Movilización torre de reacondicionamiento $ 7,570.00

Servicio de torre de reacondicionamiento (6 días) $ 50,000.00

Fluido de control 1,000 bls. (química + preparación) $ 20,000.00

Unidad de slick line (cierre de camisa + recuperación de

std. Valve + operaciones varias)

$ 1,000.00

Alquiler de herramientas para BHA de limpieza $ 17,333.00

Alquiler de herramientas para BHA moledor $ 18,807.00

Alquiler de herramientas para BHA de pesca $ 19,300.00

Corrida de conjunto TCP + CAÑONES (1 corrida) $ 110,602.00

Equipo de fracturamiento hidráulico $ 250,000.00

Evaluación del pozo (MTU + Bomba Jet) $ 30,000.00

Herramientas para BHA de evaluación y producción

(camisa + No-go + std. Valve) $ 12,500.00

7" CIBP $ 21,566.00

Unidad de Wire Line $ 2,000.00

Completación de fondo RDPCP (equipo de fondo y

superficie + técnico + cable eléctrico) venta $ 259,000.00

Completación de fondo RDPCP (equipo de fondo y

superficie + técnico + cable eléctrico) alquiler/mes $ 1,200.00

Servicio de spoler $ 2,500.00

Contingencias (30%) 30% del total


Fuente: (Catálogo Máster del Oracle de PAM, 2018)

4.2.9. Hipótesis para el Análisis.

El análisis económico se lo realiza tomando en cuenta lo siguiente:

• Petroamazonas EP, fija una tasa de actualización anual del 12% siendo de esta manera

la tasa de actualización mensual del 1%

• Se considera una declinación exponencial para la determinación de la producción

mensual de cada pozo.

• “El costo estimado de compra e instalación del sistema RDPCP es de 259,000 USD”.

(Pinta M, 2017, p. 56)

97

• “El costo de arrendamiento mensual de equipos del sistema RDPCP es de 1,200 USD

incluyendo mantenimiento por alguna falla eventual”. (Pinta M, 2017, p. 56)

• El costo de producción por barril es de 8.22 USD, mismo que se consideró parte del

egreso ya sea mediante el arrendamiento o adquisición de los equipos.

• Costos Operativos determinados por la empresa Petroamazonas EP. (tabla 36), para los

diferentes trabajos de cada pozo dependiendo de su programa de reacondicionamiento,

mismos que se sumaron al costo de compra o arrendamiento del sistema RDPCP.

4.3. ANÁLISIS ECONÓMICO POZO EDYD-089M-2

4.3.1. Análisis de la declinación del pozo EDYD-089 en el reservorio M-2

Tabla 37: Análisis de declinación del pozo EDYD-089M-2

MESES FLUIDO AGUA PETRÓLEO BSW MENSUAL ACUMULADO

BFPD BAPD BPPD % MB/MES MBARRILES

1 302 105 197.43 35% 5.53 5.53

2 307 114 192.61 37% 5.97 11.50

3 311 123 187.92 40% 5.64 17.14

4 316 133 183.18 42% 5.68 22.82

5 321 142 178.57 44% 5.36 28.17

6 326 152 174.07 47% 5.40 33.57

7 331 161 169.68 49% 5.26 38.83

8 336 171 165.34 51% 4.96 43.79

9 341 180 161.17 53% 5.00 48.78

10 346 189 157.11 55% 4.71 53.50

11 352 199 153.15 56% 4.75 58.25

12 357 208 149.29 58% 4.63 62.87

13 363 217 145.47 60% 4.22 67.09

14 368 226 141.86 61% 4.40 71.49

15 374 235 138.35 63% 4.15 75.64

16 379 245 134.86 64% 4.18 79.82

17 385 254 131.46 66% 3.94 83.77

18 391 263 128.15 67% 3.97 87.74

19 397 272 124.92 69% 3.87 91.61

20 403 282 121.72 70% 3.65 95.26

21 409 291 118.66 71% 3.68 98.94

22 416 300 115.67 72% 3.47 102.41

98

23 422 309 112.75 73% 3.50 105.91

24 429 319 109.91 74% 3.41 109.31

25 435 328 107.1 75% 3.00 112.31

26 442 337 104.48 76% 3.24 115.55

27 449 347 101.94 77% 3.06 118.61

28 455 356 99.37 78% 3.08 121.69

29 462 365 96.86 79% 2.91 124.60

30 469 375 94.42 80% 2.93 127.52

31 476 384 92.04 81% 2.85 130.38

32 484 394 89.69 81% 2.69 133.07

33 491 404 87.43 82% 2.71 135.78

34 499 413 85.23 83% 2.56 138.33

35 506 423 83.08 84% 2.58 140.91

36 514 433 80.98 84% 2.51 143.42



4.3.2. Proyección de la producción del Pozo EDYD-089 del reservorio M-2

Figura 64: Proyección de producción del Pozo EDYD-089M-2


Elaborado por : Darwin Reinoso

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

100%

10

100

1,000

ene-19 abr-19 jul-19 oct-19 ene-20 abr-20 jul-20 oct-20 ene-21 abr-21 jul-21 oct-21 ene-22

PROYECCIÓN DE LA PRODUCCIÓN EDYD-089M2

BFPD BAPD BPPD BSW

99

4.3.3. Realizando Adquisición de los equipos RDPCP para el pozo EDYD-089M-2

En la tabla 38 se muestran los gastos del reacondicionamiento y el sistema RDPCP

realizando su adquisición.

Tabla 38: Costos del reacondicionamiento con la adquisición de los equipos RDPCP pozo

EDYD-089M-2



En la tabla 39 se muestran los cálculos realizados con los ingresos y egresos generados,

considerando una declinación mensual de 2.2%.

La Figura 65 muestra el flujo de caja actualizado con respecto al tiempo, para los tres

escenarios propuestos, mediante el cual se determina el período estimado de la recuperación de

la inversión.

DETALLE VALOR ($)

Movilización torre de reacondicionamiento 7,570.00$

Servicio de torre de reacondicionamiento (6 días) 50,000.00$

Fluido de control 1,000 bls (química + preparación) 20,000.00$

Unidad de slick line cierre de camisa + recuperación de std.

Valve + operaciones varias)1,000.00$

Alquiler de herramienats para BHA de limpieza 17,333.00$

Corrida de conjunto TCP + Cañones (1 corrida) 110,602.00$

7" CIBP 21,566.00$

Unidad de Wire Line 2,000.00$

Completación de fondo PCP (equipo de fondo y superficie

+ técnico + cable eléctrico) VENTA 259,000.00$

Contingencias (30%) 146,721.30$

TOTAL 635,792.30$


100

Figura 65: Período de recuperación de inversión del pozo EDYD-089M-2 considerando

la adquisición de los equipos RDPCP.



-1000000.00

0.00

1000000.00

2000000.00

3000000.00

4000000.00

5000000.00

0 5 10 15 20 25 30 35 40

FLU

JO D

E C

AJA

($)

PERÍODO DE RECUPERACIÓN DE LA INVERSIÓN (MESES)

PROBABLE PESIMISTA OPTIMISTA

101

Tabla 39: Análisis Económico del pozo EDYD-089M-2 realizando la adquisición de los equipos RDPCP



PERÍODOProducción

Mensual

Ingreso Total

Mensual

Egreso Total

Mensual

Flujo de Caja

Actualizado con

1%

Flujo de Caja

Actualizado

Acumulado

Ingreso Total

Mensual

Flujo de Caja

Actualizado con

1%

Flujo de Caja

Actualizado

Acumulado

Ingreso Total

Mensual

Flujo de Caja

Actualizado con

1%

Flujo de Caja

Actualizado

Acumulado

- (BPPM) (USD) (USD) (USD) (USD) (USD) (USD) (USD) (USD) (USD) (USD)

0 0.00 0.00 635792.30 -635792.30 -635792.30 0.00 -635792.30 -635792.30 0.00 -635792.30 -635792.30

1 4311.00 188347.59 35432.11 151401.47 -484390.83 169508.52 132748.92 -503043.38 207186.66 170054.01 -465738.29

2 5970.91 260869.06 49074.91 207620.97 -276769.87 234776.18 182042.22 -321001.15 286961.93 233199.71 -232538.58

3 5637.60 246306.74 46335.43 194090.18 -82679.68 221670.43 170178.42 -150822.73 270943.06 218001.94 -14536.63

4 5678.58 248097.16 46672.25 193565.38 110885.70 223281.77 169718.27 18895.54 272912.55 217412.49 202875.85

5 5357.10 234051.70 44030.00 180799.12 291684.82 210641.17 158524.81 177420.35 257462.23 203073.44 405949.29

6 5396.17 235758.67 44351.12 180314.57 471999.39 212177.40 158099.95 335520.30 259339.93 202529.18 608478.47

7 5260.08 229812.90 43232.60 174026.81 646026.20 206826.35 152586.84 488107.14 252799.44 195466.78 803945.25

8 4960.20 216711.14 40767.88 162480.64 808506.84 195035.06 142463.15 630570.29 238387.21 182498.13 986443.39

9 4996.27 218287.04 41064.34 162041.77 970548.61 196453.34 142078.34 772648.64 240120.74 182005.19 1168448.58

10 4713.30 205924.08 38738.61 151350.82 1121899.43 185326.96 132704.51 905353.15 226521.20 169997.12 1338445.70

11 4747.65 207424.83 39020.94 150944.40 1272843.83 186677.60 132348.17 1037701.32 228172.06 169540.64 1507986.34

12 4627.99 202196.88 38037.45 145683.16 1418526.99 181972.57 127735.11 1165436.43 222421.20 163631.22 1671617.55

13 4218.63 184311.94 34672.92 131482.21 1550009.21 165876.53 115283.71 1280720.14 202747.36 147680.72 1819298.28

14 4397.66 192133.77 36144.37 135705.00 1685714.21 172915.99 118986.25 1399706.39 211351.54 152423.75 1971722.03

15 4150.50 181335.35 34112.96 126809.92 1812524.13 163197.66 111187.04 1510893.42 199473.03 142432.81 2114154.84

16 4180.66 182653.04 34360.84 126466.73 1938990.86 164383.55 110886.13 1621779.55 200922.52 142047.34 2256202.18

17 3943.80 172304.62 32414.09 118120.41 2057111.28 155070.22 103568.07 1725347.62 189539.03 132672.76 2388874.93

18 3972.65 173565.08 32651.21 117806.43 2174917.71 156204.60 103292.77 1828640.39 190925.56 132320.10 2521195.03

19 3872.52 169190.40 31828.24 113700.14 2288617.85 152267.49 99692.37 1928332.76 186113.31 127707.91 2648902.94

20 3651.60 159538.40 30012.50 106152.24 2394770.09 143580.91 93074.36 2021407.13 175495.90 119230.11 2768133.05

21 3678.46 160711.92 30233.26 105874.32 2500644.41 144637.05 92830.68 2114237.81 176786.79 118917.95 2887051.00

22 3470.10 151608.67 28520.75 98888.37 2599532.77 136444.33 86705.39 2200943.20 166773.01 111071.34 2998122.34

23 3495.25 152707.47 28727.46 98618.88 2698151.66 137433.23 86469.11 2287412.32 167981.72 110768.65 3108890.99

24 3407.21 148861.00 28003.86 95182.99 2793334.65 133971.50 83456.52 2370868.84 163750.51 106909.47 3215800.46

25 2998.80 131017.57 24647.14 82944.31 2876278.96 117912.82 72725.63 2443594.47 144122.33 93162.98 3308963.44

26 3238.88 141506.67 26620.35 88697.74 2964976.70 127352.76 77770.25 2521364.72 155660.57 99625.24 3408588.68

27 3058.20 133612.76 25135.35 82920.56 3047897.26 120248.42 72704.81 2594069.53 146977.09 93136.31 3501724.99

28 3080.47 134585.73 25318.38 82697.42 3130594.68 121124.08 72509.16 2666578.69 148047.39 92885.68 3594610.67

29 2905.80 126954.40 23882.77 77235.92 3207830.60 114256.06 67720.51 2734299.20 139652.75 86751.32 3681361.99

30 2927.02 127881.50 24057.18 77029.65 3284860.24 115090.43 67539.65 2801838.86 140672.58 86519.64 3767881.63

31 2853.24 124658.06 23450.78 74344.55 3359204.80 112189.40 65185.36 2867024.22 137126.71 83503.74 3851385.38

32 2690.70 117556.68 22114.86 69415.23 3428620.02 105798.32 60863.32 2927887.54 129315.04 77967.13 3929352.51

33 2710.33 118414.32 22276.20 69229.35 3497849.38 106570.18 60700.35 2988587.89 130258.46 77758.36 4007110.86

34 2556.90 111710.96 21015.16 64663.69 3562513.06 100537.31 56697.17 3045285.06 122884.61 72630.20 4079741.07

35 2575.48 112522.72 21167.87 64488.69 3627001.75 101267.87 56543.73 3101828.79 123777.57 72433.64 4152174.71

36 2510.38 109678.50 20632.81 62236.25 3689238.00 98708.14 54568.79 3156397.59 120648.86 69903.71 4222078.42


102

La tabla 40 muestra los resultados obtenidos para el pozo EDYD-089M-2, donde realizando

la evaluación respectiva se puede determinar que el proyecto de implementación del sistema

RDPCP realizando la adquisición de los equipos es considerado económicamente rentable.

Tabla 40: Resultados análisis económico pozo EDYD-089M-2 realizando la adquisición

de los equipos RDPCP.

Adquisición de Equipos Sistema RDPCP

Escenario Pesimista Probable Optimista

Precio del Barril 39.32 43.69 48.06

Inversión Inicial 635,792

TIR 24% 28% 31%

VAN (M) 3,156.4 3,689.2 4,222.1

BENEFICIO-COSTO 3.10 3.44 3.79

PRI 3.83 3.47 3.05



4.3.4. Realizando Alquiler de los equipos RDPCP para el pozo EDYD-089


realizando el alquiler de los equipos.

Tabla 41: Costos del reacondicionamiento con el alquiler de los equipos RDPCP pozo

EDYD-089M-2



DETALLE VALOR ($)







Corrida de conjunto TCP + Cañones (1 corrida) 110,602.00$

Evaluación del pozo (MTU + Bomba Jet) 30,000.00$

7" CIBP 21,566.00$


Completación de fondo PCP (equipo de fondo y superficie

+ técnico + cable eléctrico) ALQUILER POR MES 1,200.00$


TOTAL 339,652.30$


103



La figura 66 muestra el flujo de caja actualizado con respecto al tiempo, para los tres


la inversión.

Figura 66: Período de recuperación de inversión del pozo EDYD-089M-2 considerando

el alquiler de los equipos RDPCP.



-1000000.00

0.00

1000000.00

2000000.00

3000000.00

4000000.00

5000000.00

0 5 10 15 20 25 30 35 40

FLU

JO D

E C

AJA

($

)


PROBABLE OPTIMISTA PESIMISTA

104

Tabla 42: Análisis Económico del pozo EDYD-089M-2 realizando el alquiler de los equipos RDPCP



PERÍODOProducción

Mensual

Ingreso

Total

Mensual

Egreso

Total

Mensual

Flujo de Caja

Actualizado

con 1%

Flujo de Caja

Actualizado

Acumulado

Ingreso

Total

Mensual

Flujo de Caja

Actualizado

con 1%

Flujo de Caja

Actualizado

Acumulado

Ingreso

Total

Mensual

Flujo de Caja

Actualizado

con 1%

Flujo de Caja

Actualizado

Acumulado

- (BPPM) (USD) (USD) (USD) (USD) (USD) (USD) (USD) (USD) (USD) (USD)

0 0.00 0.00 339652.30 -339652.30 -339652.30 0.00 -339652.30 -339652.30 0.00 -339652.30 -339652.30

1 5528.04 241520.07 52504.96 187143.67 -152508.63 217362.53 163225.32 -176426.98 265677.60 211062.02 -128590.28

2 5970.91 260869.06 56144.91 200690.27 48181.64 234776.18 175111.53 -1315.45 286961.93 226269.02 97678.74

3 5637.60 246306.74 53405.43 187228.11 235409.75 221670.43 163316.35 162000.90 270943.06 211139.87 308818.61

4 5678.58 248097.16 53742.25 186771.25 422181.00 223281.77 162924.14 324925.04 272912.55 210618.36 519436.97

5 5357.10 234051.70 51100.00 174072.26 596253.26 210641.17 151797.95 476722.99 257462.23 196346.57 715783.54

6 5396.17 235758.67 51421.12 173654.31 769907.57 212177.40 151439.69 628162.68 259339.93 195868.92 911652.46

7 5260.08 229812.90 50302.60 167432.50 937340.07 206826.35 145992.53 774155.20 252799.44 188872.47 1100524.93

8 4960.20 216711.14 47837.88 155951.62 1093291.68 195035.06 135934.13 910089.33 238387.21 175969.11 1276494.04

9 4996.27 218287.04 48134.34 155577.38 1248869.07 196453.34 135613.96 1045703.29 240120.74 175540.80 1452034.84

10 4713.30 205924.08 45808.61 144950.44 1393819.51 185326.96 126304.14 1172007.43 226521.20 163596.75 1615631.59

11 4747.65 207424.83 46090.94 144607.39 1538426.90 186677.60 126011.16 1298018.59 228172.06 163203.63 1778835.22

12 4627.99 202196.88 45107.45 139408.90 1677835.80 181972.57 121460.84 1419479.43 222421.20 157356.95 1936192.17

13 4218.63 184311.94 41742.92 125270.07 1803105.87 165876.53 109071.56 1528550.99 202747.36 141468.58 2077660.74

14 4397.66 192133.77 43214.37 129554.36 1932660.23 172915.99 112835.61 1641386.60 211351.54 146273.11 2223933.86

15 4150.50 181335.35 41182.96 120720.18 2053380.41 163197.66 105097.30 1746483.90 199473.03 136343.07 2360276.93

16 4180.66 182653.04 41430.84 120437.29 2173817.70 164383.55 104856.68 1851340.58 200922.52 136017.89 2496294.82

17 3943.80 172304.62 39484.09 112150.67 2285968.37 155070.22 97598.32 1948938.90 189539.03 126703.01 2622997.83

18 3972.65 173565.08 39721.21 111895.79 2397864.16 156204.60 97382.13 2046321.03 190925.56 126409.45 2749407.28

19 3872.52 169190.40 38898.24 107848.02 2505712.18 152267.49 93840.25 2140161.28 186113.31 121855.79 2871263.07

20 3651.60 159538.40 37082.50 100358.06 2606070.23 143580.91 87280.18 2227441.47 175495.90 113435.93 2984699.00

21 3678.46 160711.92 37303.26 100137.51 2706207.74 144637.05 87093.87 2314535.34 176786.79 113181.14 3097880.14

22 3470.10 151608.67 35590.75 93208.35 2799416.09 136444.33 81025.38 2395560.72 166773.01 105391.33 3203271.47

23 3495.25 152707.47 35797.46 92995.11 2892411.20 137433.23 80845.34 2476406.06 167981.72 105144.88 3308416.35

24 3407.21 148861.00 35073.86 89614.90 2982026.11 133971.50 77888.43 2554294.49 163750.51 101341.37 3409757.72

25 2998.80 131017.57 31717.14 77431.35 3059457.45 117912.82 67212.67 2621507.16 144122.33 87650.02 3497407.74

26 3238.88 141506.67 33690.35 83239.36 3142696.82 127352.76 72311.87 2693819.03 155660.57 94166.86 3591574.60

27 3058.20 133612.76 32205.35 77516.22 3220213.04 120248.42 67300.47 2761119.50 146977.09 87731.97 3679306.58

28 3080.47 134585.73 32388.38 77346.59 3297559.63 121124.08 67158.33 2828277.84 148047.39 87534.85 3766841.43

29 2905.80 126954.40 30952.77 71938.07 3369497.70 114256.06 62422.66 2890700.50 139652.75 81453.47 3848294.90

30 2927.02 127881.50 31127.18 71784.25 3441281.95 115090.43 62294.26 2952994.76 140672.58 81274.25 3929569.15

31 2853.24 124658.06 30520.78 69151.09 3510433.04 112189.40 59991.90 3012986.66 137126.71 78310.28 4007879.43

32 2690.70 117556.68 29184.86 64273.19 3574706.23 105798.32 55721.28 3068707.94 129315.04 72825.09 4080704.52

33 2710.33 118414.32 29346.20 64138.22 3638844.45 106570.18 55609.22 3124317.16 130258.46 72667.23 4153371.75

34 2556.90 111710.96 28085.16 59622.97 3698467.42 100537.31 51656.45 3175973.61 122884.61 67589.48 4220961.23

35 2575.48 112522.72 28237.87 59497.87 3757965.29 101267.87 51552.92 3227526.53 123777.57 67442.83 4288404.06

36 2510.38 109678.50 27702.81 57294.85 3815260.15 98708.14 49627.40 3277153.92 120648.86 64962.31 4353366.37

OPTIMISTAPROBABLE PESIMISTA

105

En la tabla 43 muestra los resultados obtenidos para el pozo EDYD-089M-2, donde

realizando la evaluación respectiva se considera un proyecto altamente rentable, esto debido a

que no existe una inversión inicial significativa, sino solo el pago mensual por arrendamiento

de los respectivos equipos, mismo que incluye los servicios de mantenimiento por cualquier tipo

de falla eventual.

Tabla 43: Resultados análisis económico pozo EDYD-089M-2 realizando el alquiler de

los equipos RDPCP

Alquiler de Equipos Sistema RDPCP




TIR 48% 55% 62%

VAN (M) 3,277.2 3,815.3 4,353.4


PRI 2.01 1.72 1,5



4.4. ANÁLISIS ECONÓMICO POZO EDYJ-071M-2

4.4.1. Análisis de la declinación del pozo EDYJ-071 en el reservorio M-2

Tabla 44: Análisis de declinación del pozo EDYJ-071M-2



1 421 225 195.78 54% 6.07 6.07

2 424 237 187.14 56% 5.61 11.68

3 426 248 178.6 58% 5.54 17.22

4 429 258 170.46 60% 5.11 22.33

5 431 269 162.69 62% 5.04 27.38

6 434 279 155.27 64% 4.81 32.19

7 436 288 148.08 66% 4.44 36.63

8 439 298 141.32 68% 4.38 41.01

9 442 307 134.88 69% 4.05 45.06

10 444 316 128.73 71% 3.99 49.05

11 447 324 122.86 73% 3.81 52.86

12 449 332 117.17 74% 3.40 56.26

106

13 452 340 111.91 75% 3.47 59.73

14 455 348 106.89 76% 3.21 62.93

15 457 355 102.02 78% 3.16 66.10

16 460 363 97.37 79% 2.92 69.02

17 463 370 92.93 80% 2.88 71.90

18 466 377 88.69 81% 2.75 74.65

19 468 384 84.58 82% 2.54 77.18

20 471 390 80.72 83% 2.50 79.69



4.4.2. Proyección de la producción del Pozo EDYJ-071 del reservorio M-2

Figura 67: Proyección de producción del Pozo EDYJ-071M-2



0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

100%

10

100

1,000

ene-19 abr-19 jul-19 oct-19 ene-20 abr-20 jul-20 oct-20

PROYECCIÓN DE LA PRODUCCIÓN EDYJ-071M2

BFPD BAPD BPPD BSW

107

4.4.3. Realizando Adquisición de los equipos RDPCP para el pozo EDYJ-071M-2




EDYJ-071M-2







la inversión.

DETALLE VALOR ($)







Corrida de conjunto TCP + Cañones (3 corridas) 331,806.00$

7" CIBP 21,566.00$


Alquiler de herramienats para BHA moledor 18,807.00$

Completación de fondo PCP (equipo de fondo y superficie +

técnico + cable eléctrico) VENTA 259,000.00$


TOTAL 947,806.60$


108

Figura 68: Período de recuperación de inversión del pozo EDYJ-071M-2 considerando la

adquisición de los equipos RDPCP.



-1500000.00

-1000000.00

-500000.00

0.00

500000.00

1000000.00

1500000.00

2000000.00

2500000.00

0 5 10 15 20 25

FLU

JO D

E C

AJA

($)



109

Tabla 46: Análisis Económico del pozo EDYJ-071M-2 realizando la adquisición de los equipos RDPCP



PERÍODOProducción

Mensual

Ingreso Total

Mensual

Egreso Total

Mensual

Flujo de

Caja

Actualizado

con 1%

Flujo de Caja

Actualizado

Acumulado

Ingreso Total

Mensual

Flujo de Caja

Actualizado con

1%

Flujo de Caja

Actualizado

Acumulado

Ingreso Total

Mensual

Flujo de Caja

Actualizado con

1%

Flujo de Caja

Actualizado

Acumulado

(BPPM) (USD) (USD) (USD) (USD) (USD) (USD) (USD) (USD) (USD) (USD)

0 0.00 0.00 947806.60 -947806.60 -947806.60 0.00 -947806.60 -947806.60 0.00 -947806.60 -947806.60

1 6069.18 265162.47 49882.59 213148.40 -734658.20 238640.16 186888.68 -760917.92 291684.79 239408.12 -708398.48

2 5614.20 245284.40 46143.11 195217.42 -539440.78 220750.34 171166.78 -589751.14 269818.45 219268.05 -489130.43

3 5536.60 241894.05 45505.32 190612.97 -348827.81 217699.11 167129.60 -422621.54 266089.00 214096.35 -275034.08

4 5113.80 223421.92 42030.32 174313.76 -174514.05 201074.62 152838.44 -269783.09 245769.23 195789.08 -79245.00

5 5043.39 220345.71 41451.62 170211.59 -4302.46 198306.09 149241.65 -120541.45 242385.32 191181.52 111936.53

6 4813.37 210296.14 39561.09 160840.14 156537.68 189261.71 141024.76 20483.31 231330.56 180655.52 292592.05

7 4442.40 194088.46 36512.09 146974.33 303512.00 174675.17 128867.20 149350.51 213501.74 165081.45 457673.50

8 4380.92 191402.39 36006.78 143505.24 447017.25 172257.77 125825.51 275176.02 210547.02 161184.98 618858.47

9 4046.40 176787.22 33257.36 131235.06 578252.31 159104.45 115067.00 390243.02 194469.98 147403.12 766261.59

10 3990.63 174350.62 32798.99 128144.85 706397.16 156911.57 112357.50 502600.52 191789.68 143932.20 910193.79

11 3808.66 166400.36 31303.38 121090.63 827487.78 149756.51 106172.35 608772.88 183044.20 136008.90 1046202.69

12 3397.93 148455.56 27927.59 106962.46 934450.24 133606.61 93784.77 702557.64 163304.52 120140.15 1166342.84

13 3469.21 151569.78 28513.44 108125.01 1042575.25 136409.34 94804.09 797361.73 166730.23 121445.93 1287788.77

14 3206.70 140100.72 26355.87 98953.81 1141529.06 126087.44 86762.78 884124.51 154114.00 111144.85 1398933.62

15 3162.62 138174.87 25993.57 96627.30 1238156.36 124354.22 84722.89 968847.40 151995.52 108531.71 1507465.32

16 2921.10 127622.86 24008.52 88364.51 1326520.87 114857.65 77478.07 1046325.47 140388.07 99250.95 1606716.27

17 2880.83 125863.46 23677.54 86283.49 1412804.36 113274.24 75653.43 1121978.90 138452.69 96913.55 1703629.83

18 2749.39 120120.85 22597.24 81531.43 1494335.79 108106.01 71486.82 1193465.72 132135.68 91576.04 1795205.86

19 2537.40 110859.01 20854.89 74500.00 1568835.79 99770.57 65321.66 1258787.38 121947.44 83678.34 1878884.21

20 2502.32 109326.36 20566.57 72742.60 1641578.39 98391.22 63780.77 1322568.14 120261.50 81704.43 1960588.63


110

La tabla 47 muestra los resultados obtenidos para el pozo EDYJ-071M-2, donde realizando



Tabla 47: Resultados análisis económico pozo EDYJ-071M-2 realizando la adquisición


Adquisición de Equipos Sistema RDPCP




TIR 10% 14% 18%

VAN (M) 1,322.5 1,641.6 1,960.6


PRI 5.60 5.26 4.73



4.4.4. Realizando Alquiler de los equipos RDPCP para el pozo EDYJ-071M-2




EDJY-071M-2



DETALLE VALOR ($)








7" CIBP 21,566.00$


Alquiler de herramienats para BHA moledor 18,807.00$


técnico + cable eléctrico) ALQUILER POR MES 1,200.00$


TOTAL 612,666.60$


111





la inversión.

Figura 69: Período de recuperación de inversión del pozo EDYJ-071M-2 considerando el

alquiler de los equipos RDPCP.



-1000000.00

-500000.00

0.00

500000.00

1000000.00

1500000.00

2000000.00

2500000.00

0 5 10 15 20 25

FLU

JO D

E C

AJA

($)



112




PERÍODOProducción

Mensual

Ingreso

Total

Mensual

Egreso

Total

Mensual

Flujo de Caja

Actualizado

con 1%

Flujo de Caja

Actualizado

Acumulado

Ingreso

Total

Mensual

Flujo de Caja

Actualizado

con 1%

Flujo de Caja

Actualizado

Acumulado

Ingreso

Total

Mensual

Flujo de Caja

Actualizado

con 1%

Flujo de Caja

Actualizado

Acumulado


0 0.00 0.00 612666.60 -612666.60 -612666.60 0.00 -612666.60 -612666.60 0.00 -612666.60 -612666.60

1 6069.18 265162.47 56952.59 206148.40 -406518.20 238640.16 179888.68 -432777.92 291684.79 232408.12 -380258.48

2 5614.20 245284.40 53213.11 188286.73 -218231.48 220750.34 164236.09 -268541.83 269818.45 212337.36 -167921.12

3 5536.60 241894.05 52575.32 183750.90 -34480.57 217699.11 160267.53 -108274.30 266089.00 207234.27 39313.16

4 5113.80 223421.92 49100.32 167519.63 133039.06 201074.62 146044.31 37770.01 245769.23 188994.95 228308.11

5 5043.39 220345.71 48521.62 163484.72 296523.78 198306.09 142514.79 180284.79 242385.32 184454.66 412762.77

6 4813.37 210296.14 46631.09 154179.88 450703.66 189261.71 134364.50 314649.29 231330.56 173995.26 586758.03

7 4442.40 194088.46 43582.09 140380.01 591083.67 174675.17 122272.88 436922.18 213501.74 158487.13 745245.16

8 4380.92 191402.39 43076.78 136976.22 728059.88 172257.77 119296.48 556218.66 210547.02 154655.95 899901.11

9 4046.40 176787.22 40327.36 124770.68 852830.56 159104.45 108602.62 664821.28 194469.98 140938.74 1040839.85

10 3990.63 174350.62 39868.99 121744.47 974575.03 156911.57 105957.12 770778.40 191789.68 137531.82 1178371.67

11 3808.66 166400.36 38373.38 114753.62 1089328.65 149756.51 99835.35 870613.75 183044.20 129671.89 1308043.56

12 3397.93 148455.56 34997.59 100688.19 1190016.84 133606.61 87510.50 958124.24 163304.52 113865.88 1421909.44

13 3469.21 151569.78 35583.44 101912.87 1291929.71 136409.34 88591.95 1046716.19 166730.23 115233.78 1537143.23

14 3206.70 140100.72 33425.87 92803.17 1384732.88 126087.44 80612.14 1127328.33 154114.00 104994.21 1642137.44

15 3162.62 138174.87 33063.57 90537.56 1475270.44 124354.22 78633.15 1205961.48 151995.52 102441.97 1744579.40

16 2921.10 127622.86 31078.52 82335.06 1557605.51 114857.65 71448.62 1277410.11 140388.07 93221.50 1837800.91

17 2880.83 125863.46 30747.54 80313.74 1637919.25 113274.24 69683.68 1347093.79 138452.69 90943.80 1928744.71

18 2749.39 120120.85 29667.24 75620.79 1713540.03 108106.01 65576.18 1412669.96 132135.68 85665.40 2014410.11

19 2537.40 110859.01 27924.89 68647.88 1782187.91 99770.57 59469.53 1472139.50 121947.44 77826.22 2092236.33

20 2502.32 109326.36 27636.57 66948.42 1849136.33 98391.22 57986.59 1530126.09 120261.50 75910.25 2168146.58


113

En la tabla 50 muestra los resultados obtenidos para el pozo EDYJ-071M-2, donde

realizando la evaluación respectiva se considera un proyecto altamente rentable, esto debido a

que no existe una inversión inicial significativa, sino solo el pago mensual por arrendamiento

de los respectivos equipos, mismo que incluye los servicios de mantenimiento por cualquier tipo

de falla eventual.

Tabla 50: Resultados análisis económico pozo EDYJ-071M-2 realizando el alquiler de los

equipos RDPCP. Alquiler de Equipos Sistema RDPCP




TIR 22% 27% 31%

VAN (M) 1,530.1 1,849.1 2,168.1


PRI 3.8 3.3 2.8



4.5. ANÁLISIS ECONÓMICO POZO EDYJ-072M-2

4.5.1. Análisis de la declinación del pozo EDYJ-072 en el reservorio M-2

Tabla 51: Análisis de declinación del pozo EDYJ-072M-2



1 201 53 148.04 26% 4.44 4.44

2 203 59 144.25 29% 4.47 8.91

3 206 65 140.56 32% 4.22 13.13

4 208 71 136.96 34% 4.25 17.38

5 210 77 133.46 37% 4.14 21.51

6 213 83 129.98 39% 3.90 25.41

7 215 89 126.66 41% 3.93 29.34

8 218 94 123.41 43% 3.70 33.04

9 220 100 120.26 45% 3.73 36.77

10 223 105 117.18 47% 3.63 40.40

11 225 111 114.13 49% 3.31 43.71

12 228 116 111.25 51% 3.45 47.16

13 230 122 108.45 53% 3.25 50.41

114

14 233 127 105.68 55% 3.28 53.69

15 235 132 102.97 56% 3.09 56.78

16 238 138 100.34 58% 3.11 59.89

17 241 143 97.77 59% 3.03 62.92

18 243 148 95.23 61% 2.86 65.78

19 246 153 92.79 62% 2.88 68.65

20 249 159 90.41 64% 2.71 71.37

21 252 164 88.1 65% 2.73 74.10

22 255 169 85.84 66% 2.66 76.76

23 258 174 83.61 68% 2.34 79.10

24 260 179 81.54 69% 2.53 81.63

25 263 184 79.52 70% 2.39 84.01



4.5.2. Proyección de la producción del Pozo EDYJ-072 del reservorio M-2

Figura 70: Proyección de producción del Pozo EDYJ-072M-2



0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

100%

10

100

1,000

ene-19 abr-19 jul-19 oct-19 ene-20 abr-20 jul-20 oct-20 ene-21 abr-21

PROYECCIÓN DE LA PRODUCCIÓN EDYJ-072M2

BFPD BAPD BPPD BSW

115

4.5.3. Realizando Adquisición de los equipos RDPCP para el pozo EDYJ-072M-2




EDYJ-072M-2







la inversión.

DETALLE VALOR ($)








7" CIBP 21,566.00$



técnico + cable eléctrico) VENTA 259,000.00$


TOTAL 923,357.50$


116

Figura 71: Período de recuperación de inversión del pozo EDYJ-072M-2 considerando la

adquisición de los equipos RDPCP.



-1500000.00

-1000000.00

-500000.00

0.00

500000.00

1000000.00

1500000.00

2000000.00

2500000.00

0 5 10 15 20 25 30

FLU

JO D

E C

AJA

($)



117

Tabla 53: Análisis Económico del pozo EDYJ-072M-2 realizando la adquisición de los equipos RDPCP



PERÍODOProducción

Mensual

Ingreso Total

Mensual

Egreso Total

Mensual

Flujo de Caja

Actualizado con

1%

Flujo de Caja

Actualizado

Acumulado

Ingreso Total

Mensual

Flujo de Caja

Actualizado con

1%

Flujo de Caja

Actualizado

Acumulado

Ingreso Total

Mensual

Flujo de Caja

Actualizado con

1%

Flujo de Caja

Actualizado

Acumulado


0 0.00 0.00 923357.50 -923357.50 -923357.50 0.00 -923357.50 -923357.50 0.00 -923357.50 -923357.50

1 4441.20 194036.03 36502.22 155974.06 -767383.44 174627.98 136758.18 -786599.32 213444.07 175189.95 -748167.55

2 4471.75 195370.76 36753.31 155492.05 -611891.38 175829.21 136335.55 -650263.77 214912.31 174648.56 -573518.99

3 4216.80 184231.99 34657.88 145175.16 -466716.22 165804.58 127289.69 -522974.08 202659.41 163060.63 -410458.37

4 4245.76 185497.25 34895.90 144724.94 -321991.28 166943.28 126894.94 -396079.14 204051.23 162554.94 -247903.42

5 4137.26 180756.89 34004.14 139630.21 -182361.08 162677.06 122427.87 -273651.27 198836.72 156832.54 -91070.88

6 3899.40 170364.79 32049.17 130299.57 -52061.51 153324.41 114246.76 -159404.51 187405.16 146352.38 55281.49

7 3926.46 171547.04 32271.57 129904.74 77843.23 154388.41 113900.57 -45503.93 188705.67 145908.90 201190.39

8 3702.30 161753.49 30429.20 121275.77 199119.00 145574.44 106334.69 60830.76 177932.54 136216.85 337407.25

9 3728.06 162878.94 30640.93 120910.48 320029.49 146587.32 106014.41 166845.16 179170.56 135806.56 473213.81

10 3632.58 158707.42 29856.18 116647.35 436676.84 142833.05 102276.49 269121.65 174581.79 131018.22 604232.03

11 3309.77 144603.85 27203.00 105229.17 541906.01 130140.16 92265.02 361386.67 159067.55 118193.32 722425.35

12 3448.75 150675.89 28345.28 108562.21 650468.21 135604.85 95187.43 456574.09 165746.93 121936.99 844362.33

13 3253.50 142145.42 26740.52 101401.97 751870.18 127927.62 88909.32 545483.42 156363.21 113894.61 958256.95

14 3276.08 143131.94 26926.10 101094.77 852964.95 128815.47 88639.97 634123.39 157448.40 113549.57 1071806.52

15 3089.10 134962.78 25389.31 94381.05 947346.00 121463.41 82753.37 716876.76 148462.15 106008.72 1177815.24

16 3110.54 135899.49 25565.53 94095.15 1041441.15 122306.43 82502.70 799379.46 149492.55 105687.60 1283502.84

17 3030.87 132418.71 24910.72 90777.33 1132218.48 119173.81 79593.63 878973.09 145663.61 101961.02 1385463.86

18 2856.90 124817.96 23480.86 84719.57 1216938.05 112333.31 74282.18 953255.28 137302.61 95156.96 1480620.82

19 2876.49 125673.85 23641.87 84455.94 1301393.99 113103.59 74051.03 1027306.31 138244.11 94860.85 1575481.67

20 2712.30 118500.39 22292.39 78846.73 1380240.72 106647.64 69132.87 1096439.18 130353.14 88560.59 1664042.25

21 2731.10 119321.76 22446.91 78607.17 1458847.89 107386.85 68922.83 1165362.01 131256.67 88291.52 1752333.77

22 2661.04 116260.84 21871.09 75832.37 1534680.26 104632.09 66489.88 1231851.89 127889.58 85174.86 1837508.63

23 2341.08 102281.79 19241.34 66053.84 1600734.10 92051.27 57916.06 1289767.95 112512.30 74191.63 1911700.25

24 2527.74 110436.96 20775.50 70614.33 1671348.43 99390.74 61914.70 1351682.65 121483.18 79313.96 1991014.22

25 2385.60 104226.86 19607.25 65983.71 1737332.14 93801.79 57854.57 1409537.22 114651.94 74112.85 2065127.07


118




Tabla 54: Resultados análisis económico pozo EDYJ-072M-2 realizando la adquisición


Adquisición de Equipos Sistema ESPCP



inversiíon Inicial 923,358

TIR 9% 12% 14%

VAN (M) 1,409.5 1,737.3 2,065.1


PRI 7.24 6.10 5.30



4.5.4. Realizando Alquiler de los equipos RDPCP para el pozo EDYJ-072M-2




EDJY-072M-2



DETALLE VALOR ($)








7" CIBP 21,566.00$



técnico + cable eléctrico) ALQUILER POR MES 1,200.00$


TOTAL 588,217.50$


119





la inversión.

Figura 72: Período de recuperación de inversión del pozo EDYJ-072M-2 considerando el

alquiler de los equipos RDPCP.



-1000000.00

-500000.00

0.00

500000.00

1000000.00

1500000.00

2000000.00

2500000.00

0 5 10 15 20 25 30

FLU

JO D

E C

AJA

($)



120




PERÍODOProducción

Mensual

Ingreso

Total

Mensual

Egreso

Total

Mensual

Flujo de Caja

Actualizado

con 1%

Flujo de Caja

Actualizado

Acumulado

Ingreso

Total

Mensual

Flujo de Caja

Actualizado

con 1%

Flujo de Caja

Actualizado

Acumulado

Ingreso

Total

Mensual

Flujo de Caja

Actualizado

con 1%

Flujo de Caja

Actualizado

Acumulado


0 0.00 0.00 588217.50 -588217.50 -588217.50 0.00 -588217.50 -588217.50 0.00 -588217.50 -588217.50

1 4441.20 194036.03 43572.22 148974.06 -439243.44 174627.98 129758.18 -458459.32 213444.07 168189.95 -420027.55

2 4471.75 195370.76 43823.31 148561.36 -290682.07 175829.21 129404.86 -329054.46 214912.31 167717.86 -252309.69

3 4216.80 184231.99 41727.88 138313.09 -152368.99 165804.58 120427.62 -208626.84 202659.41 156198.56 -96111.13

4 4245.76 185497.25 41965.90 137930.81 -14438.18 166943.28 120100.81 -88526.03 204051.23 155760.81 59649.68

5 4137.26 180756.89 41074.14 132903.34 118465.17 162677.06 115701.01 27174.97 198836.72 150105.68 209755.36

6 3899.40 170364.79 39119.17 123639.31 242104.47 153324.41 107586.50 134761.48 187405.16 139692.12 349447.47

7 3926.46 171547.04 39341.57 123310.42 365414.90 154388.41 107306.26 242067.73 188705.67 139314.59 488762.06

8 3702.30 161753.49 37499.20 114746.75 480161.64 145574.44 99805.66 341873.40 177932.54 129687.83 618449.89

9 3728.06 162878.94 37710.93 114446.10 594607.74 146587.32 99550.02 441423.42 179170.56 129342.18 747792.07

10 3632.58 158707.42 36926.18 110246.97 704854.72 142833.05 95876.11 537299.53 174581.79 124617.84 872409.90

11 3309.77 144603.85 34273.00 98892.16 803746.88 130140.16 85928.01 623227.54 159067.55 111856.31 984266.22

12 3448.75 150675.89 35415.28 102287.94 906034.82 135604.85 88913.16 712140.69 165746.93 115662.72 1099928.94

13 3253.50 142145.42 33810.52 95189.82 1001224.64 127927.62 82697.18 794837.87 156363.21 107682.47 1207611.41

14 3276.08 143131.94 33996.10 94944.13 1096168.77 128815.47 82489.34 877327.21 157448.40 107398.93 1315010.34

15 3089.10 134962.78 32459.31 88291.31 1184460.08 121463.41 76663.63 953990.84 148462.15 99918.98 1414929.32

16 3110.54 135899.49 32635.53 88065.70 1272525.78 122306.43 76473.25 1030464.10 149492.55 99658.15 1514587.47

17 3030.87 132418.71 31980.72 84807.58 1357333.36 119173.81 73623.88 1104087.98 145663.61 95991.27 1610578.75

18 2856.90 124817.96 30550.86 78808.93 1436142.29 112333.31 68371.54 1172459.52 137302.61 89246.31 1699825.06

19 2876.49 125673.85 30711.87 78603.82 1514746.11 113103.59 68198.91 1240658.43 138244.11 89008.73 1788833.79

20 2712.30 118500.39 29362.39 73052.55 1587798.66 106647.64 63338.69 1303997.12 130353.14 82766.41 1871600.19

21 2731.10 119321.76 29516.91 72870.36 1660669.02 107386.85 63186.02 1367183.14 131256.67 82554.71 1954154.90

22 2661.04 116260.84 28941.09 70152.36 1730821.38 104632.09 60809.87 1427993.01 127889.58 79494.85 2033649.74

23 2341.08 102281.79 26311.34 60430.07 1791251.45 92051.27 52292.29 1480285.30 112512.30 68567.85 2102217.60

24 2527.74 110436.96 27845.50 65046.24 1856297.69 99390.74 56346.61 1536631.91 121483.18 73745.87 2175963.47

25 2385.60 104226.86 26677.25 60470.74 1916768.43 93801.79 52341.60 1588973.51 114651.94 68599.89 2244563.35


121


la evaluación respectiva se considera un proyecto altamente rentable, esto debido a que no existe

una inversión inicial significativa, sino solo el pago mensual por arrendamiento de los

respectivos equipos, mismo que incluye los servicios de mantenimiento por cualquier tipo de

falla eventual.

Tabla 57: Resultados análisis económico pozo EDYJ-072M-2 realizando el alquiler de los

equipos RDPCP.

Alquiler de Equipos Sistema RDPCP




TIR 18% 21% 25%

VAN (M) 1,588.9 1,916.8 2,244.6


PRI 4.85 4.50 3.90



122

CAPÍTULO V: CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES

5.1. Conclusiones

• Los problemas mecánicos en el Campo Edén Yuturi a nivel de la bomba BES son

taponamientos y rotura del eje de la bomba, esto sucede generalmente al cambiar de

reservorio para producir de M-2, debido a las características que presenta esta arena y el

cambio en las propiedades de los fluidos producidos, tratándose de un crudo pesado,

viscoso y con arrastre de sólidos.

• En los pozos EDYD-089, EDYJ-071 y EDYJ-072, las reservas para los reservorios de

U y T se han recuperado en su totalidad, por consiguiente, no se seguirá produciendo de

estos reservorios.

• El reservorio de M-2 para los pozos EDYD-089, EDYJ-071 y EDYJ-072, presentó

reservas potencialmente atractivas, por tal motivo, se desarrolló un plan de reactivación

para los tres pozos referidos, con lo cual, producirán de la arena M-2 y quedarán activos.

• Considerando que la única arena productora para los pozos EDYD-089, EDYJ-071 y

EDYJ-072, es M-2, el bombeo electro sumergible representa gastos operaciones

innecesarios, que no justifican plenamente su inversión. El levantamiento artificial de

cavidades progresivas se ajusta a las características del reservorio y del fluido, el cual es

el más apropiado para producir de esta arena.

• La rehabilitación de los 3 pozos incrementaría la producción en el activo Edén Yuturi

en 540 barriles de petróleo por día, y tomando en cuenta un precio referencial de $ 44

por barril, se obtendría $ 23,760 diarios adicionales.

• El análisis económico del proyecto de reactivación considerado para los pozos EDYD-

089, EDYJ-071 y EDYJ-072, muestra un escenario completamente favorable para la

123

aplicación del sistema RDPCP, tanto en la adquisición como en el alquiler de los

equipos; sin embargo, es más conveniente alquilar, debido a que se recupera la inversión

en menos tiempo.

5.2. Recomendaciones

• A pozos que tengan elevado BSW, correr registros de cementación e integridad del CSG,

ya que este problema puede originarse porque el agua se filtra de formaciones adyacentes

a la productora.

• Para futuras intervenciones en el campo Edén Yuturi, se recomienda el sistema de

bombeo por cavidades progresivas como sistema de levantamiento para pozos que

únicamente produzcen de la arena M-2, ya que representa un ahorro económico

significativo comparado con el bombeo electrosumergible.

• Realizar pruebas periódicas de producción a los pozos que se implementen el sistema

RDPCP, a fin de evaluar el comportamiento productivo y así conocer un estado real que

permita diagnosticar las condiciones operativas.

• Para el diseño de la bomba se debe tener datos confiables y verídicos para evitar el

sobredimensionamiento de la bomba, debido a que un caudal de extracción que no sea

adecuado, ocasionará el desgate de la bomba.

124

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http://www.dspace.uce.edu.ec/handle/25000/984

126

GLOSARIO DE TÉRMINOS

BOP: Dispositivo de seguridad colocado en la cabeza del pozo con la finalidad de cerrar el

mismo en casos emergentes

Canalización de agua: Fenómeno en el cual el agua proveniente de una zona no productora se

filtra a través de canales o microanillos en el cemento y se dirige hacia el pozo.

Cañoneo o disparo: Proceso en el cual se crea agujeros al revestidor, cemento y parte de la

formación productora con la finalidad de comunicar el yacimiento con el pozo.

Conificación de agua: Cambio en el perfil normal del contacto agua-petróleo debido a un

ascenso del agua hacia los punzonados del pozo.

Estimulación: Proceso en el cual se mejora la productividad de un pozo mediante la eliminación

del daño de formación. Comprende la inyección de ácidos o fracturamiento hidráulico.

Evaluación petrofísica: Es el resultado de la interpretación cualitativa y cuantitativa de los

registros de pozos.

OFM: Oil field manager

LOWIS: Life of well information software (software de la información de la vida del pozo)

POES: Petróleo original en sitio, corresponde al volumen inicial de hidrocarburo liquido en el

yacimiento.

Pozo cerrado: Tipo de pozo que no se encuentra produciendo debido a problemas mecánicos o

en el reservorio.

Reacondicionamiento de pozos: Proceso de realizar labores de mantenimiento o de tratamiento

correctivo a un pozo.

Saturación de agua: Porcentaje del volumen de agua contenido en los espacios porales de la

roca.

127

ANEXOS

128

ANEXO No 1

CORTES ESTRUCTURALES DE LOS

POZOS SELECCIONADOS

129

Corte Estructural Pozo EDYD-089


130

Corte Estructural Pozo EDYJ-071

Fuente: Departamento de Geología PAM, 2018

131

Corte Estructural Pozo EDYJ-072


132

ANEXO No 2

DIAGRAMAS MECÁNICOS ACTUALES

DE LOS POZOS SELECCIONADOS

133

Diagrama mecánico pozo EDYD-089


134

Diagrama mecánico pozo EDYJ-071


135

Diagrama mecánico pozo EDYJ-072


136

ANEXO No 3

DISEÑOS DEL SISTEMA RDPCP PARA

LOS POZOS SELECCIONADOS

137

DISEÑO DEL SISTEMA RDPCP PARA EL POZO EDYD-089

Fuente: Departamento de Levantamiento Artificial Sertecpet

138



139


140

DISEÑO DEL SISTEMA RDPCP PARA EL POZO EDYJ-071

141




142


143

DISEÑO DEL SISTEMA RDPCP PARA EL POZO EDYJ-072


144



145


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