universidad central del ecuador facultad de … · deseable a seguir por los futuros profesionales....

UNIVERSIDAD CENTRAL DEL ECUADOR

FACULTAD DE INGENIERÍA EN GEOLOGÍA, MINAS, PETRÓLEOS Y

AMBIENTAL

CARRERA DE INGENIERÍA DE PETRÓLEOS

Análisis técnico económico para la rehabilitación de los pozos cerrados en el campo

Cuyabeno Sansahuari (Bloque 58) utilizando la metodología front – end loading (FEL)

Estudio Técnico presentado para optar por el Título de Ingeniero de Petróleos

AUTOR: Bryan Daniel Taipe Simbaña

TUTORES: Ing. Rony Mauricio Parra Jacome

Quito, febrero 2020

ii

DERECHOS DE AUTOR

Yo Bryan Daniel Taipe Simbaña, en calidad de autor y titular de los derechos morales y

patrimoniales del trabajo de titulación “Análisis técnico económico para la rehabilitación de

los pozos cerrados en el campo Cuyabeno Sansahuari (Bloque 58) utilizando la

metodología front – end loading”, modalidad Estudio Técnico, de conformidad con el Art.

114 del CODIGO ORGANICO DE LA ECONOMIA SOCIAL DE LOS CONOCIMIENTOS,

CREATIVIDAD E INNOVACION, concedo a favor de la UNIVERSIDAD CENTRAL DEL

ECUADOR una 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, autoriza a la Universidad Central del Ecuador para que realice la digitalización y

publicación de este trabajo de titulación en repositorio digital, 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

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

responsabilidad.

Bryan Daniel Taipe Simbaña

C.C 172303828-5

[email protected]

iii

APROBACIÓN DEL TUTOR

En mi calidad de Tutor del Trabajo de Titulación, presentado por BRYAN DANIEL

TAIPE SIMBAÑA, para optar por el Título de Ingeniero de Petróleos, cuyo título es:

“ANÁLISIS TÉCNICO ECONÓMICO PARA LA REHABILITACIÓN DE LOS

POZOS CERRADOS EN EL CAMPO CUYABENO SANSAHUARI (BLOQUE 58)

UTILIZANDO LA METODOLOGÍA FRONT – END LOADING”, considero que dicho

trabajo reúne los requisitos y méritos suficientes para ser sometido a la presentación pública y

evaluación por parte del tribunal examinador que se designe.

En la ciudad de Quito a los 20 días del mes de Febrero del 2020.

Rony Mauricio Parra Jacome

Ingeniero de Petróleos

C.C. 180373735-0

TUTOR

iv

DEDICATORIA

Dios es la fuerza que nunca permitió rendirme en este largo camino, fue mi guía, amigo y

confidente durante toda las maravillosa etapas de mi vida, por tal razón, es a él a quien

dedico este logro en primer lugar.

A mi padre y madre por otorgarme su apoyo durante todas las etapas de mi vida, un sincero

aplauso a todo su esfuerzo, sacrificio y confianza. Ustedes han sido mi motivación y ejemplo

para no rendirme, y continuar a pesar de cualquier adversidad.

A mi familia, tíos, tías, primos, primas y hermano que me han brindado de una u otra forma

un apoyo moral, a mi abuelita, y abuelito que en paz descanse, quien hubiese sentido orgullo

y felicidad por observarme alcanzar uno de mis objetivos profesionales.

Mis tutores de las distintas empresas, a los cuales he conocido como excelentes profesionales

y personas maravillosas.

Amigos y amigas con los cuales pasamos gustos y disgustos.

A todos ellos dedico este logro.

v

AGRADECIMIENTO

Mi total agradecimiento es a Dios por otorgarme vida, una familia maravillosa y las fuerzas

necesarias para superar obstáculos, además de la sabiduría y paciencia que son esenciales

para culminar una carrera universitaria.

Un sincero agradecimiento a la Empresa Estatal PETROAMAZONAS EP, en especial a los

profesionales que laboran en el Activo Cuyabeno, grandes personas con una trayectoria

deseable a seguir por los futuros profesionales.

De igual manera expreso mi agradecimiento a la Ing. Milly Zambrano que supo brindarme

su amistad, y gracias a su apoyo, desarrollar este tema de estudio.

Al Ing. Rony Parra por el tiempo dedicado a la revisión de este trabajo y por la confianza

otorgada en el poco tiempo de conocerlo.

Por último, un sincero agradecimiento a mi familia quienes son y serán el motor principal de

mi vida, por quienes he luchado a lo largo de mis etapas estudiantiles.

vi

ÍNDICE DE CONTENIDOS

DERECHOS DE AUTOR ......................................................................................................... ii

APROBACIÓN DEL TUTOR ................................................................................................ iii

DEDICATORIA ....................................................................................................................... iv

AGRADECIMIENTO ............................................................................................................... v

ÍNDICE DE CONTENIDOS .................................................................................................... vi

LISTA DE TABLAS ............................................................................................................... xii

LISTA DE FIGURAS .............................................................................................................. xv

ABREVIATURAS Y SIGLAS ................................................................................................ xx

RESUMEN .......................................................................................................................... xxiii

ABSTRACT .......................................................................................................................... xxiv

CAPITULO I ............................................................................................................................. 1

GENERALIDADES .................................................................................................................. 1

1.1 Antecedentes ............................................................................................................... 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 .......................................................................................... 3

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

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

1.5.2 Marco ético. .............................................................................................................. 4

vii

1.5.3 Marco legal. .............................................................................................................. 4

CAPITULO II ............................................................................................................................ 5

MARCO TEORICO................................................................................................................... 5

2.1 Área de estudio ............................................................................................................ 5

2.1.1 Ubicación Geográfica. .............................................................................................. 5

2.1.2 Historia del Campo. .................................................................................................. 5

2.1.3 Descripción geofísica y geológica. ........................................................................... 6

2.1.4 Descripción litológica y estratigráfica. ..................................................................... 7

2.1.5 Volumen estimado del POES.................................................................................... 9

2.1.6 Estimación de Reservas. ........................................................................................... 9

2.1.6.1 Reservas Probadas. .......................................................................................... 10

2.1.6.2 Reservas Probables. ......................................................................................... 13

2.1.6.3 Reservas Posibles. ............................................................................................ 13

2.2 Fundamentos técnicos ............................................................................................... 14

2.2.1 Metodología Front – End Loading (FEL) ............................................................... 14

2.2.1.1 Definición. ....................................................................................................... 14

2.2.1.2 Fases de la metodología FEL. .......................................................................... 14

2.2.1.3 Ventajas en el desarrollo de campos petroleros. .............................................. 16

2.2.2 Problemas para el cierre de un pozo ....................................................................... 17

2.2.2.1 Condiciones mecánicas. ................................................................................... 18

2.2.2.2 Mecanismos de producción excesiva de agua. ................................................ 19

viii

2.2.4 Evaluación de los parámetros petrofísicos. ............................................................. 25

2.2.4.1 Porosidad (ø). ................................................................................................... 26

2.2.4.2 Permeabilidad (k). ............................................................................................ 26

2.2.4.3 Fracción de volumen de arcilla (Vsh). ............................................................. 26

2.2.4.4 Saturación de agua (Sw). ................................................................................. 27

2.2.4.5 Espesor neto del reservorio. ............................................................................. 27

2.2.4.6 Espesor neto de pago. ...................................................................................... 27

2.2.5 Evaluación de correlaciones estructurales y estratigráficas. ................................... 27

2.2.5.1 Correlación estructural. .................................................................................... 28

2.2.5.2 Correlación estratigráfica. ................................................................................ 29

2.2.6 Índice de Heterogeneidad (IH)................................................................................ 30

2.2.7 Índice de productividad........................................................................................... 31

2.2.7.1 Método de Vogel.............................................................................................. 32

2.2.8 Curvas de declinación ............................................................................................. 33

2.2.8.1 Tasa de declinación. ......................................................................................... 33

2.2.8.2 Declinación exponencial. ................................................................................. 34

2.2.8.3 Declinación hiperbólica. .................................................................................. 34

2.2.8.4 Declinación Armónica. .................................................................................... 35

2.2.9 Selección del levantamiento artificial ..................................................................... 35

2.2.9.1 Tipos de levantamientos artificiales................................................................. 36

2.2.10 Diagramas de diagnóstico para el control de agua ................................................ 39

ix

2.2.10.1 Conificación de agua...................................................................................... 39

2.2.10.2 Canalización a través de una falla. ................................................................. 39

2.2.10.3 Comunicación. ............................................................................................... 40

2.2.10.4 Avance normal del acuífero. .......................................................................... 41

2.3 Reacondicionamientos de pozos (Workover) ................................................................ 41

2.3.1 Perforaciones o Disparos. ....................................................................................... 42

2.3.2 Limpieza del pozo. .................................................................................................. 42

2.3.3 Pescas. ..................................................................................................................... 43

2.3.4 Desplazamiento de fluidos. ..................................................................................... 43

2.3.5 Control de arena a través del tubing. ...................................................................... 43

2.3.6 Cementación remedial. ........................................................................................... 43

2.3.7 Estimulación selectiva ............................................................................................ 43

2.3.8 Servicios de levantamiento artificial. ...................................................................... 44

2.4 Análisis económico ........................................................................................................ 44

2.4.1 Valor Actual Neto (VAN) ....................................................................................... 44

2.4.2 Tasa Interna de Retorno (TIR) ................................................................................ 45

2.4.3 Relación Beneficio - Costo (B/C) ........................................................................... 45

CAPITULO III ......................................................................................................................... 46

DISEÑO METODOLÓGICO .................................................................................................. 46

3.1 Tipo de Estudio .............................................................................................................. 46

3.2 Universo y muestra......................................................................................................... 46

x

3.2.1 Universo .................................................................................................................. 46

3.2.2 Muestra ................................................................................................................... 46

3.3 Instrumentos de recopilación de información ................................................................ 47

3.4 Procesamiento y análisis de la información ................................................................... 47

3.4.1 Fase I o Visualización ............................................................................................. 47

3.4.1.1 Selección de escenarios. ................................................................................... 48

3.4.1.2 Evaluación petrofísica integrada. ..................................................................... 49

3.4.1.2 Evaluación integrada de productividad. ........................................................... 65

3.4.2 Fase II o Conceptualización .................................................................................... 71

3.4.2.1 Análisis mecánico integrado ............................................................................ 72

3.4.2.2 Evaluación de producción excesiva de agua .................................................... 79

3.4.2.3 Propuesta de intervención ................................................................................ 82

3.4.3 Fase III o Definición. .............................................................................................. 85

3.4.3.1 Estimación de producción ................................................................................ 86

3.4.3.2 Evaluación económica ..................................................................................... 91

CAPITULO IV....................................................................................................................... 107

RESULTADOS...................................................................................................................... 107

4.1 Escenario pesimista ...................................................................................................... 108

4.2 Escenario Probable ....................................................................................................... 109

4.3 Escenario Optimista ..................................................................................................... 110

CAPITULO V ........................................................................................................................ 111

xi

CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES .................................................................... 111

5.1 Conclusiones ................................................................................................................ 111

5.2 Recomendaciones ......................................................................................................... 112

REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS................................................................................... 113

xii

LISTA DE TABLAS

Tabla 1. POES del Campo Cuyabeno - Sansahuari. ................................................................. 9

Tabla 2. Reservas Probadas del campo Cuyabeno - Sansahuari. ............................................ 12

Tabla 3. Muestra para el desarrollo del proyecto. ................................................................... 46

Tabla 4. Matriz para la selección de escenarios del Campo Cuyabeno Sansahuari. ............... 48

Tabla 5. Criterios de discriminación petrofísicos. .................................................................. 49

Tabla 6. Matriz del análisis petrofísico integrado. .................................................................. 51

Tabla 7. Parámetros petrofísicos del pozo CYB - 019. ........................................................... 52

Tabla 8. Parámetros petrofísicos del pozo CYB - 026. ........................................................... 53

Tabla 9. Parámetros petrofísicos del pozo CYBA - 028. ........................................................ 54

Tabla 10. Parámetros petrofísicos del pozo CYBE - 029. ...................................................... 55

Tabla 11. Parámetros petrofísicos del pozo CYBG - 042. ...................................................... 57

Tabla 12. Parámetros petrofísicos del pozo CYBH - 016. ...................................................... 58



Tabla 15. Parámetros petrofísicos del pozo SNSA – 013. ...................................................... 61



Tabla 18. Parámetros petrofísicos del pozo SNSC – 019. ...................................................... 64

Tabla 19. Criterios de discriminación de productividad. ........................................................ 65

Tabla 20. Matriz escalonada de la evaluación de productividad. ........................................... 66

Tabla 21. Calificación por cuadrante para el índice de heterogeneidad. ................................ 67

Tabla 22. Reservas de los pozos seleccionados en el índice de heterogeneidad. ................... 70

Tabla 23. Matriz del análisis mecánico integrado................................................................... 72

Tabla 24. Estado de los intervalos disparados del pozo CYB - 019. ...................................... 72

xiii

Tabla 25. Resumen de reacondicionamientos del pozo CYB - 019. ....................................... 73

Tabla 26. Calificación para el sistema de levantamiento artificial del pozo CYB - 019. ....... 74

Tabla 27. Estado de los intervalos disparados del pozo CYBH - 016. ................................... 74

Tabla 28. Resumen de reacondicionamientos del pozo CYBH - 016. .................................... 75

Tabla 29. Calificación para el sistema de levantamiento artificial del pozo CYBH – 016. ... 76

Tabla 30. Estado de los intervalos disparados del pozo SNSA – 018. ................................... 77

Tabla 31. Resumen de reacondicionamientos del pozo SNSA - 018. ..................................... 77

Tabla 32. Calificación para el sistema de levantamiento artificial del pozo SNSA - 018. ..... 78

Tabla 33. Proyección de producción de la completación CYB-019US. ................................. 86

Tabla 34. Proyección de producción de la completación CYBH-016UI. ............................... 88

Tabla 35. Proyección de producción de la completación SNSA – 018US. ............................ 90

Tabla 36. Escenarios del Costo del barril WTI. ...................................................................... 92

Tabla 37. Costos por barril de petróleo producido. ................................................................. 92

Tabla 38. Costos de trabajos operacionales. ........................................................................... 93

Tabla 39. Análisis económico de la completación CYB-019US. ........................................... 96

Tabla 40. Resultados económicos para un escenario probable de producción de CYB – 019US.

.................................................................................................................................................. 98

Tabla 41. Resultados económicos para un escenario de + 15 % a la tasa inicial de petróleo del

CYB – 019US. ......................................................................................................................... 98

Tabla 42. Resultados económicos para un escenario de - 15 % a la tasa inicial de petróleo del

CYB – 019US. ......................................................................................................................... 98

Tabla 43. Análisis económico de la completación CYBH – 016UI. .................................... 100

Tabla 44. Resultados económicos para un escenario probable de producción de CYBH –

016UI. .................................................................................................................................... 102

xiv


CYBH – 016UI. ..................................................................................................................... 102


CYBH – 016UI. ..................................................................................................................... 102

Tabla 47. Análisis económico de la completación SNSA - 018US. ..................................... 104

Tabla 48. Resultados económicos para un escenario probable de producción de SNSA -

018US. ................................................................................................................................... 106


SNSA – 018US. ..................................................................................................................... 106


SNSA – 018US. ..................................................................................................................... 106

Tabla 51. Resultados para la rehabilitación de los pozos cerrados. ...................................... 107

xv

LISTA DE FIGURAS

Figura 1. Mapa de Ubicación Campo Cuyabeno – Sansahuari (PETROAMAZONAS EP,

2018). ......................................................................................................................................... 5

Figura 2. Mapa estructural Campo Cuyabeno Sansahuari (Baby, Rivadeneira, & Barragán,

2004). ......................................................................................................................................... 6

Figura 3. Sección sísmica W - E, Campo Cuyabeno – Sansahuari (PETROAMAZONAS EP,

2018). ......................................................................................................................................... 7

Figura 4. Historia de producción del Campo Cuyabeno – Sansahuari (PETROAMAZONAS

EP, 2018).................................................................................................................................. 10

Figura 5. Reservas Probables (PETROAMAZONAS EP, 2018). .......................................... 13

Figura 6. Diagrama de las fases FEL (Hernández & Bustillos, 2016). ................................... 14

Figura 7. Fugas de agua por el revestidor (Reyna , 2018). ..................................................... 20

Figura 8. Flujo de agua por detrás del casing (Reyna , 2018). ............................................... 21

Figura 9. Flujo de agua por contacto agua - petróleo dinámico (Reyna , 2018). .................... 21

Figura 10. Canalización matricial sin flujo cruzado (Reyna , 2018). ..................................... 22

Figura 11. Fracturas/fisuras entre un sistema Inyector – Productor (Reyna , 2018). ............. 22

Figura 12. Fractura/fisura en un sistema Pozo productor – Acuífero (Reyna , 2018). ........... 23

Figura 13. Conificación y Cresting del flujo de agua (Reyna , 2018). ................................... 24

Figura 14. Flujo de agua por barrido areal deficiente (Reyna , 2018). ................................... 24

Figura 15. Segregación gravitacional (Reyna , 2018). ........................................................... 25

Figura 16. Canalización matricial con flujo cruzado (Reyna , 2018). .................................... 25

Figura 17. Porosidad de una roca (Meza & Villamar, 2013). ................................................. 26

Figura 18. Permeabilidad de una roca (Meza & Villamar, 2013)........................................... 26

Figura 19. Sección y Mapa Estructural (N-S) (Melean, 2017). .............................................. 28

Figura 20. Arena neta, mapa de espesor neto. ........................................................................ 29

xvi

Figura 21. Correlación estratigráfica por medio de registros eléctricos (Melean, 2017). ...... 30

Figura 22. Gráfico en cruz del Índice de Heterogeneidad (Harami et al., 2013). ................... 31

Figura 23. Datos suavizados de la curva de declinación exponencial (Hook, 2009). ............ 34

Figura 24. Método de Tasa vs Profundidad (Pennwell AI, 1986). ......................................... 36

Figura 25. Tipos de levantamiento artificial (Lea & Nickens, 1999). .................................... 37

Figura 26. Conificación de agua (Zambrano, 2015). .............................................................. 39

Figura 27. Canalización a través de una falla (Zambrano, 2015). .......................................... 40

Figura 28. Producción de agua por comunicación mecánica (Zambrano, 2015). .................. 40

Figura 29. Avance normal de la producción de agua (Zambrano, 2015). .............................. 41

Figura 30. Operaciones comunes realizadas durante un reacondicionamiento (Khurana et al.,

2003). ....................................................................................................................................... 42

Figura 31. Diagrama de flujo de la Fase I o Visualización..................................................... 48

Figura 32. Dirección de la correlación CYB - 019 (NNE - SSO) (PETROAMAZONAS EP,

2018). ....................................................................................................................................... 53

Figura 33. Dirección de la correlación CYB - 026 (ENE - NNO) (PETROAMAZONAS EP,

2018). ....................................................................................................................................... 54

Figura 34. Dirección de la correlación CYBA - 028 (NNO - ESE) (PETROAMAZONAS EP,

2018). ....................................................................................................................................... 55

Figura 35. Dirección de la correlación CYBE - 029 (NO – ENE) (PETROAMAZONAS EP,

2018). ....................................................................................................................................... 56

Figura 36. Dirección de la correlación CYBG - 042 (ENE – NE) (PETROAMAZONAS EP,

2018). ....................................................................................................................................... 57

Figura 37. Dirección de la correlación CYBH - 016 (NNO – SSE) (PETROAMAZONAS EP,

2018). ....................................................................................................................................... 59

xvii

Figura 38. Dirección de la correlación CYBH - 045 (SO) (PETROAMAZONAS EP, 2018).

.................................................................................................................................................. 60

Figura 39. Dirección de la correlación CYBH - 055 (SE - NE) (PETROAMAZONAS EP,

2018). ....................................................................................................................................... 61

Figura 40. Dirección de la correlación SNSA - 013 (SSO - SSE) (PETROAMAZONAS EP,

2018). ....................................................................................................................................... 62

Figura 41. Dirección de la correlación SNSA - 015 (NNO - SSO) (PETROAMAZONAS EP,

2018). ....................................................................................................................................... 63

Figura 42. Dirección de la correlación SNSA - 018 (SSO - SSE) (PETROAMAZONAS EP,

2018). ....................................................................................................................................... 64

Figura 43. Dirección de la correlación SNSC - 019 (NO - ESE) (PETROAMAZONAS EP,

2018). ....................................................................................................................................... 65

Figura 44. Gráfico en cruz del Índice de heterogeneidad del reservorio UI

(PETROAMAZONAS EP, 2019). ........................................................................................... 68

Figura 45. Gráfico en cruz del Índice de heterogeneidad del reservorio US


Figura 46. Gráfico en cruz del Índice de heterogeneidad del reservorio TS


Figura 47. Gráfico en cruz del Índice de heterogeneidad del reservorio UM


Figura 48. Diagrama de flujo de la Fase II o Conceptualización. .......................................... 71

Figura 49. Curva de CHAN de la completación CYB - 019US (PETROAMAZONAS EP,

2019). ....................................................................................................................................... 79

Figura 50. Registro de cementación de la completación CYB - 019US (PETROAMAZONAS

EP, 2018).................................................................................................................................. 80

xviii

Figura 51. Curva de CHAN de la completación CYBH - 016UI (PETROAMAZONAS EP,

2019). ....................................................................................................................................... 80

Figura 52. Registro de cementación de la completación CYBH - 016UI (PETROAMAZONAS

EP, 2018).................................................................................................................................. 81

Figura 53. Curva de CHAN de la completación SNSA – 018US (PETROAMAZONAS EP,

2019). ....................................................................................................................................... 81

Figura 54. Registro de cementación de la completación SNSA – 018US


Figura 55. Análisis de sensibilidad para la presión de inyección de la completación CYB-

019US. ..................................................................................................................................... 83

Figura 56. Análisis de sensibilidad para la presión de inyección de la completación CYBH-

016UI. ...................................................................................................................................... 84

Figura 57. Análisis de sensibilidad para la presión de inyección de la completación SNSA-

018US. ..................................................................................................................................... 85

Figura 58. Diagrama de flujo de la Fase III o Definición. ...................................................... 86

Figura 59. Proyección de producción de CYB-019US (PETROAMAZONAS EP, 2019). ... 88

Figura 60. Proyección de producción de CYBH–016UI (PETROAMAZONAS EP, 2019). 89

Figura 61. Proyección de producción de SNSA–018US (PETROAMAZONAS EP, 2019). 91

Figura 62. Proyección económica de la completación CYB – 019US (PETROAMAZONAS

EP, 2019).................................................................................................................................. 95

Figura 63. Proyección económica de la completación CYBH – 016UI (PETROAMAZONAS

EP, 2019).................................................................................................................................. 99

Figura 64. Proyección económica de la completación SNSA – 018US (PETROAMAZONAS

EP, 2019)................................................................................................................................ 103

Figura 65. VAN para un escenario pesimista del precio del barril de petróleo. ................... 108

xix

Figura 66. TIR para un escenario pesimista del precio del barril de petróleo. ..................... 108

Figura 67. VAN para un escenario probable del precio del barril de petróleo. .................... 109

Figura 68. TIR para un escenario probable del precio del barril de petróleo. ...................... 109

Figura 69. VAN para un escenario optimista del precio del barril de petróleo. ................... 110

Figura 70. TIR para un escenario optimista del precio del barril de petróleo. ..................... 110

xx

ABREVIATURAS Y SIGLAS

2D: Dos dimensiones.

3D: Tres dimensiones.

AAPG: Asociación Americana de geólogos petroleros (AAPG, por sus siglas en inglés).

BAPD: Barriles de agua/Día.

BCP: Bombeo de cavidad progresiva.

BFPD: Barriles de fluido/Día.

BHA: Ensamblaje de fondo (BHA, por sus siglas en inglés).

Bls: Barriles.

BM: Bombeo Mecánico.

BN: Barriles normales.

Boi: Factor volumétrico inicial del petróleo.

BOP: Preventor de reventones (BOP, por sus siglas en inglès).

BPPD: Barriles de petróleo/Día.

BSW: Sedimentos y agua básicos (BSW, por sus siglas en inglés).

BT: Basal Tena.

BY: Barriles de yacimiento.

CAP: Contacto Agua – Petróleo.

CCL: Localizadores de collar de casing (CCL, por sus siglas en inglés).

CIBP: Tapón de casing irrecuperable (CIBP, por sus siglas en inglés).

ENE: Este-noreste.

ESE: Este-sureste.

FEL: Front End – Loading.

ft: pies (ft, por sus siglas en inglés).

GR: Gamma Ray.

xxi

Hz: Herzios.

IP: Índice de productividad.

Km: Kilómetros.

MBls: Miles de barriles.

mD: Mili Darcy.

MD: Profundidad medida (MD, por sus siglas en inglés).

N/G: Espesor neto (Net Gross, por sus siglas en inglés).

NE: Noreste.

NNE: Nor-noreste.

NNO: Nor-noroeste.

NO: Noroeste.

ONO: Oeste-noroeste.

OSO: Oeste-suroeste.

PIP: Presión intake (PIP, por sus siglas en inglés).

POES: Petróleo original en sitio.

PPH: Bombeo hidráulico (PPH, por sus siglas en inglés).

PPS: Bombeo electrosumergible (PPS, por sus siglas en inglés).

Qo: Tasa inicial de petróleo

RAP: Relación Agua – Petróleo.

SE: Sureste.

SO: Suroeste.

SPE: Sociedad de Ingenieros Petroleros (SPE, por sus siglas en inglés).

SSE: Sursureste.

SSO: Sursuroeste.

Sw: Saturación de agua.

xxii

TVD: Profundidad verdadera (TVD, por sus siglas en inglés).

USD: Dólar Estadounidense

WPC: Consejo mundial de petróleo (WPC, por sus siglas en inglés).

xxiii

TITULO: Análisis técnico - económico para la rehabilitación de los pozos cerrados en el

campo Cuyabeno Sansahuari (Bloque 58) utilizando la metodología Front – End Loading

Autor: Bryan Daniel Taipe Simbaña

Tutor: Ing. Rony Mauricio Parra Jacome

Cotutor: Ing. Milly Elizabeth Zambrano Chávez

RESUMEN

El objetivo del presente estudio fue la aplicación de la metodología FEL (Front – End Loading)

para la rehabilitación de pozos cerrados en el campo Cuyabeno Sansahuari. El estudio constó

de tres fases propias de la metodología, que permitieron descartar pozos con riesgos asociados

y seleccionar los más convenientes a través de recopilación de información y análisis integral

de esta.

La Fase I o Visualización inició con la identificación y selección de candidatos, para así,

continuar con el análisis petrofísico y descartar pozos o reservorios bajo criterios y condiciones

propuestas. Inmediatamente, el índice de heterogeneidad fue empleado para estudiar el

comportamiento de producción reduciendo el número de pozos y seleccionando aquellos con

reservas mayores a 100 MBls.

En la fase previa tres pozos fueron seleccionados para continuar con la Fase II o

Conceptualización, el estado mecánico fue inspeccionado para descartar fallas mecánicas y

determinar causa de cierre, continuando con la evaluación del tipo de levantamiento artificial

por medio de un screening. La causa de cierre de los pozos fue el alto corte de agua, por tal

razón, graficas de chan y registros de cementación fueron estudiados. Finalizando con la

selección de la geometría de bomba Jet y el plan de reacondicionamiento.

La Fase III o Definición constó del análisis económico para determinar la factibilidad del

trabajo de reacondicionamiento propuesto y conocer el tiempo de retorno de la inversión.

PALABRAS CLAVES: FEL / VISUALIZACIÓN / CONCEPTUALIZACIÓN /

DEFINICIÓN / REHABILITACIÓN / ANÁLISIS INTEGRAL.

xxiv

TITLE: Technical - economic analysis for the rehabilitation of closed wells in the Cuyabeno

Sansahuari field (Block 58) using the Front - End Loading methodology

Author: Bryan Daniel Taipe Simbaña

Tutor: Ing. Rony Mauricio Parra Jacome

Cotutor: Ing. Milly Elizabeth Zambrano Chávez

ABSTRACT

The goal of this study was the application of the FEL methodology (Front - End Loading) for

the rehabilitation of closed wells in the Cuyabeno Sansahuari field. The study consisted of three

phases of the methodology, which allowed discarding wells with associated risks and selecting

the most convenient ones through information gathering and integral analysis of this.

Phase I or Visualization began with the identification and selection of candidates, in order to

continue with the petrophysical analysis and discard wells or reservoirs under the proposed

criteria and conditions. Immediately, the heterogeneity index was used to study production

behavior by reducing the number of wells and selecting those with reserves greater than 100

MBls.

In the previous phase three wells were selected to continue with Phase II or Conceptualization,

the mechanical state was inspected to rule out mechanical failures and determine cause of

closure, continuing with the evaluation of the type of artificial lift through a screening. The

cause of closure of the wells was the high water cut, for this reason, plots of Chan and

cementation logs were studied. Finishing with the selection of the Jet pump geometry and the

reconditioning plan.

Phase III or Definition consisted of the economic analysis to determine the feasibility of the

proposed reconditioning work and know the return on investment time.

KEY WORDS: FEL / VISUALIZATION / CONCEPTUALIZATION / DEFINITION /

REHABILITATION / INTEGRAL ANALYSIS.

1

CAPITULO I

GENERALIDADES

1.1 Antecedentes

El campo Cuyabeno Sansahuari perteneciente al Activo Cuyabeno (Bloque 58),

operado por la compañía estatal petrolera PETROAMAZONAS EP, se encuentra ubicado al

noreste de la Cuenca Oriente, aproximadamente a 23 Km de la población de Tarapoa. El campo

inició las perforaciones con el pozo Cuyabeno 1 y Sansahuari 1 en los años 1972 y 1979,

respectivamente; y desde entonces, se han perforado 93 pozos; los cuales abarcan a

productores, re - inyectores y cerrados. (PETROAMAZONAS EP, 2018)

El objeto del presente trabajo es aplicar un análisis técnico económico integrado de la

productividad para la rehabilitación de los pozos cerrados, del campo Cuyabeno Sansahuari,

partiendo de una adecuada recopilación, y procesamiento de información integral de los pozos

fijados para el estudio, para así, definir o no la factibilidad del proyecto de rehabilitación;

aplicando y aprobando las fases de la metodología Front – End Loading (FEL).

El método FEL es usado para definir un proyecto bajo una guía internacional de gestión

de proyectos de inversión de capital, que incluye tres fases: visualización, conceptualización,

definición. Las fases del proyecto o VCD (Visualización – Conceptualización – Definición)

corresponden a etapas de planeamiento y formulación, las cuales serán objeto de estudio

(Hernández & Bustillos, 2016), para después las características finales y beneficios del

proyecto a la compañía serán reflejadas con la posible implementación del proyecto

atravesando los trabajos operacionales.

1.2 Planteamiento del problema

Ecuador, país productor y exportador de petróleo, debe mantener un objetivo de

producción para entregar a sus clientes nacionales como internacionales, pero a partir del año

2

2015, la producción petrolera experimentó una tendencia a la baja sin poder cumplir los

objetivos planificados. Esta reducción de producción se explica, en parte, porque los campos

petroleros maduros se encuentran en declinación y el mayor volumen de petróleo provienen de

los mismos.

Los campos maduros de petróleo son aquellos que han alcanzado el pico máximo de su

producción y han entrado en una etapa de declinación. Las condiciones de cada campo como:

depletación del yacimiento, incremento en el corte de agua, deterioro de las propiedades

petrofísicas, completación de pozos y facilidades de superficie, afectan directamente en las

decisiones para mantener un pozo en operación, o cerrarlo temporal o definitivamente.

El campo Cuyabeno – Sansahuari, que pertenece al Activo Cuyabeno de la empresa

estatal PETROAMAZONAS EP, mantiene algunos de sus pozos cerrados, a los cuales no se

ha realizado los respectivos análisis para sus reacondicionamientos. Por lo tanto, la falta de

aplicación de una metodología diferente que permita disminuir el tiempo de estudio y mejorar

los resultados tanto en aspectos técnicos como económicos para el análisis de pozos cerrados,

no ha permitido optimizar la producción.

1.3 Objetivos

1.3.1 Objetivo general.

Analizar la información técnica y económica para la rehabilitación de los pozos

cerrados en el campo Cuyabeno Sansahuari utilizando la metodología FEL.

1.3.2 Objetivos específicos.

Examinar las propiedades petrofísicas y correlaciones estructurales –

estratigráficas de los reservorios para identificar zonas potenciales.

Estudiar el comportamiento dinámico de las zonas de interés mediante el

análisis de producción.

3

Analizar la causa de cierre y el estado mecánico de los pozos mediante la

información de completación y workovers para identificar problemas complejos

operacionales.

Realizar una propuesta de reapertura en base a la información analizada de

intervenciones aprobadas.

Estimar escenarios de producción y la efectividad de aplicación de las

intervenciones propuestas para establecer la viabilidad del proyecto.

Efectuar la evaluación económica de desarrollo del proyecto a partir de los

escenarios de producción definidos con las intervenciones efectivas.

1.4 Justificación e importancia

En la actualidad la exportación de petróleo representa un porcentaje significativo de

ingresos económicos para el país. Por lo tanto, mantener o aumentar la producción de petróleo

en los campos maduros o recuperar alguna inversión económica en tiempos óptimos con bajos

costos de operación es de vital importancia. Por tal motivo, el presente tema generará una

propuesta de aplicación para reabrir pozos cerrados del campo con la ayuda de estrategias

técnicas y económicas.

Para manejar los riesgos del proyecto en condiciones seguras, la metodología FEL es

empleada, aprobando los requisitos para continuar cada fase que conforma esta metodología.

1.5 Entorno del estudio

1.5.1 Marco institucional.

La Universidad Central del Ecuador crea y difunde el conocimiento técnico - científico,

arte y cultura, formar profesionales, investigadores y técnicos críticos de nivel superior que

tienen la capacidad de solucionar problemas nacionales para contribuir con el desarrollo del

país. (UCE, 2018)

4

La Carrera de Ingeniería de Petróleos forma profesionales íntegros que gracias al

elevado conocimiento adquirido en las aulas tienen la capacidad de solucionar problemas y

manejar todas las actividades relacionadas con el aprovechamiento sustentable de los

hidrocarburos de forma ética y responsable en beneficio de todos los ecuatorianos. (Carrera de

Ingeniería de Petróleos, 2018)

La empresa pública Petroamazonas es la operadora estatal que desarrolla actividades

estratégicas de exploración y explotación de hidrocarburos, de manera eficiente, sustentable y

segura, con responsabilidad social y ambiental, para contribuir al desarrollo energético del

Ecuador. (PETROAMAZONAS EP, 2018)

1.5.2 Marco ético.

El presente estudio se efectúa en concordancia con las normas éticas que enmarcan el

desarrollo de un trabajo serio, responsable y veraz; con el compromiso de entregar resultados

coherentes y acertados que beneficien al desarrollo de la industria hidrocarburífera.

La información proporcionada por la empresa pública Petroamazonas EP – Activo

Cuyabeno es de gran beneficio. Por lo tanto, el estudio se elaborará sin irrespetar los valores y

principios de la institución; guardando total confidencialidad y reserva.

1.5.3 Marco legal.

El tema de investigación desarrollado se encuentra amparado por el Convenio de

confidencialidad para desarrollo del proyecto de tesis firmado con la empresa pública

PETROAMAZONAS EP. Conjuntamente, la investigación se llevó a cabo en avenencia con

los siguientes artículos de los distintos cuerpos legales que rigen en la República del Ecuador:

Artículo 350 de la Constitución de la República del Ecuador.

Artículo 123 y 144 de la Ley Orgánica de Educación Superior.

Art. 37 Reglamento de régimen Académico del Sistema Nacional de Educación

Superior.

Art. 1 de la Ley de Propiedad Intelectual

5

CAPITULO II

MARCO TEORICO

2.1 Área de estudio

2.1.1 Ubicación Geográfica.

El campo Cuyabeno-Sansahuari está localizado en la Región Amazónica Ecuatoriana,

aproximadamente a 23 kilómetros de la población de Tarapoa, al noreste de la provincia de

Sucumbíos (PETROAMAZONAS EP, 2018). El campo es parte del área designada por la

Secretaria de Hidrocarburos del Ecuador como Bloque 58 y 59.

Figura 1. Mapa de Ubicación Campo Cuyabeno – Sansahuari (PETROAMAZONAS EP, 2018).

2.1.2 Historia del Campo.

Los pozos Cuyabeno 1 y Sansahuari 1 fueron perforados en los años 1972 y 1979. El

campo, conocido actualmente como Cuyabeno – Sansahuari, con los estudios estructurales y

geológicos iniciales fue interpretado en dos estructuras diferentes orientadas en la siguiente

dirección: Sansahuari al Norte y Cuyabeno al Sur. Gracias a la adquisición de 105 líneas

sísmicas 2D (250 Km) en el periodo de 1978 - 1995 definió mucho mejor la estructura del

campo, para así, en 1996 concluir que las dos estructuras correspondían a una sola

(PETROAMAZONAS EP, 2018).

6

Figura 2. Mapa estructural Campo Cuyabeno Sansahuari (Baby, Rivadeneira, & Barragán, 2004).

2.1.3 Descripción geofísica y geológica.

La estructura del yacimiento corresponde a un anticlinal asimétrico en dirección NNO-

SSE; se encuentra limitado al Oeste por una falla inversa regional procedente desde el

basamento y presenta un salto de falla cuantificado en aproximadamente 315 ft en Cuyabeno

y 351 ft en Sansahuari. Esta información fue conocida gracias a nueva adquisición sísmica 3D

de 659 Km2 realizada entre los años 2008 y 2009. (PETROAMAZONAS EP, 2018).

Con respecto al pliegue anticlinal las siguientes particularidades son atribuidas:

ensanchado al Sur, achatado al Norte, falla inversa cortante y sellante de alto ángulo al Oeste,

7

y los límites del entrampamiento causados por el cierre estructural en las direcciones: Norte,

Sur y Este (PETROAMAZONAS EP, 2018).

Figura 3. Sección sísmica W - E, Campo Cuyabeno – Sansahuari (PETROAMAZONAS EP, 2018).

2.1.4 Descripción litológica y estratigráfica.

El informe del año 2018 presentado por PETROAMAZONAS EP proporciona la

descripción litológica de los siguientes reservorios principales de interés hidrocarburífero para

el campo Cuyabeno - Sansahuari.

Arena T Inferior.

El espesor promedio de la arena es 63 ft y está constituido por: arenisca cuarzosa gris

oscura, sub-transparente a sub-translúcida, grano fino a medio, en parte grueso, sub-redondeada

a subangular, suelta y en diferente fracción moderadamente consolidada, y cemento calcáreo.

Adicional, presenta intercalación de lutita gris oscura a negra, en algunas proporciones gris

clara, moderadamente firme, físil, laminar a sub-bloque, textura cerosa y no calcárea.

Arena T Superior.

El espesor promedio de la arena es 45 ft y está constituido por: arenisca cuarzosa gris

oscura, gris verdosa, sub-transparente a sub-translúcida, grano fino a medio, sub-redondeada a

8

subangular, suelta y en diferentes fracciones moderadamente consolidada, cemento calcáreo,

no se observa la matriz ni la porosidad y presenta inclusiones de glauconita. Adicional, tiene

intercalaciones de lutita gris oscura a negra, en parte gris clara, margosa, moderadamente firme,

físil, laminar a sub-bloque, textura cerosa y no calcárea.

Arena U Inferior.

El espesor promedio de la arena es 72 ft y está constituido por: arenisca cuarzosa blanca,

transparente a translúcida, grano fino a medio, grueso, en parte selección regular, sub-

redondeada a subangular, suelta con menor consolidación moderada, matriz arcillosa, cemento

local silicio y porosidad regular. Adicional, presenta intercalaciones de lutita margosa, gris

oscura a negra, en parte gris clara, moderadamente firme, físil, laminar a sub-bloque, textura

cerosa y no calcárea.

Arena U Media.

El espesor promedio de la arena es 21 ft y está constituido por: arenisca cuarzosa blanca,

blanca cremosa, de transparente a translúcida, grano fino a medio, ocasionalmente grueso, sub-

redondeada a subangular, selección regular, suelta, presenta menor consolidación moderada,

matriz arcillosa y en distintas partes cemento calcáreo con glauconita. Adicional, la

intercalación de lutita es gris oscura a negra, en partes gris clara, moderadamente firme, físil,

laminar a sub-bloque, textura cerosa y no calcárea.

Arena U Superior.

El espesor de la arena es 36 ft y está constituido por: arenisca cuarzosa blanca, crema,

transparente a translúcida, de grano fino a medio, sub-redondeada a subangular, suelta y en

menor cantidad consolidada, selección regular, matriz arcillosa con cemento calcáreo y

glauconita. Adicional, la intercalación de lutita es gris clara a gris oscura, laminar, sub-físil, en

partes bloques y moderadamente friable.

9

Arena Basal Tena.

El espesor promedio de la arena es 39 ft y está constituido por: arenisca cuarzosa,

blanca, gris clara local, grano fino a medio, sub-redondeada a subangular, selección regular,

moderadamente consolidada, en partes suelta, matriz arcillosa y cemento silicio. Adicional, las

intercalaciones de lutita son grises oscuras, negras, moderadamente firmes, sub-fisiles, sub-

laminares a laminares, astillosas, quebradizas y cerosas.

2.1.5 Volumen estimado del POES.

El volumen estimado del POES del campo Cuyabeno – Sansahuari se presenta en la

Tabla 1. A causa de no perforar pozos nuevos ni realizar nuevos estudios geológicos el volumen

de petróleo original en sitio no ha incrementado.

Tabla 1. POES del Campo Cuyabeno - Sansahuari.

Reservorio

Volumen

total de

roca

(Acre-ft)

Área

cero

(Acres)

Espesor

promedio

neto

(ft)

N/G

(%)

Volumen

neto de

roca

(Acre-ft)

Porosidad

(%)

Sw

(%)

Boi

(BY/BN)

POES

(Bls)

Basal Tena 130,051 7,727.66 7.28 44 57,222 14.00 33 1.085 38,373,537

U Superior 267,117 11,433.30 12.63 60 160,270 17.06 31 1.136 128,869,650

U Media 173,674 10,523.90 7.38 41 71,206 15.05 31 1.136 50,509,593

U Inferior 352,876 10,684.00 25.63 85 299,945 18.03 24 1.163 274,184,659

T Superior 288,670 7,967.01 12.32 60 173,202 17.00 35 1.193 124,479,507

T inferior 46,552 3,748.84 4.75 80 37,242 17.90 40 1.250 24,825,249

TOTAL 641,242,195

Fuente: PETROAMAZONAS EP, 2018.

2.1.6 Estimación de Reservas.

La Figura 4 permite visualizar el aumento en la producción de agua como la

disminución en la producción de petróleo del campo Cuyabeno - Sansahuari, por tal razón, es

necesario estimar reservas para permitir una producción óptima del campo. La estimación de

reservas se basa en análisis de curvas de declinación del historial de producción y correlaciones

de declinación para pozos que no han producido.

10

Según el documento técnico Sistema de gestión de recursos petrolíferos de la SPE et

al. (2007), las reservas están definidas como:

“cantidades de petróleo que se anticipan como recuperables comercialmente a través de

la aplicación de proyectos de desarrollo a las acumulaciones conocidas desde cierta fecha en

adelante bajo condiciones definidas”.

Figura 4. Historia de producción del Campo Cuyabeno – Sansahuari (PETROAMAZONAS EP, 2018).

Las reservas se encuentran clasificadas en base al nivel de certeza asociado con las

estimaciones, además pueden ser sub – clasificadas basadas en la madurez del proyecto y

caracterizadas por el estado de desarrollo y producción. A continuación, se cita la clasificación

de las reservas con su respectiva definición y los volúmenes pertinentes al campo Cuyabeno –

Sansahuari:

2.1.6.1 Reservas Probadas.

Las reservas probadas son aquellas cantidades de petróleo, que, con el análisis de datos

de geociencia y de ingeniería, pueden estimarse con certeza razonable a ser recuperables

comercialmente, desde una fecha dada en adelante, de reservorios conocidos y bajo

condiciones económicas, métodos de operación, y reglamentación gubernamental definidas

(SPE, AAPG, WPC, & SPEE, 2007). Las reservas probadas conservan la siguiente

subclasificación:

1984 85 86 87 88 89 90 91 92 93 94 95 96 97 98 99200001 02 03 04 05 06 07 08 09 10 11 12 13 14 15 16 17 180

20000

40000

60000

80000

100000

0

20

40

60

80

100

Date

Axis 1 CAMPO: CUYABENO, SANSAHUARI TIPO_POZO: PO(240)PETROLEO PROM DIA CAL ( bbl/d )

AGUA PROM DIA CAL ( bbl/d )

Axis 2VC.BSWCALDAY

CAMPO: CUYABENO, SANSAHUARI TIPO_POZO: PO(240)PETROAMAZONAS EP

11

Reservas Probadas Desarrolladas.

Las reservas desarrolladas son cantidades que se espera recuperar de pozos e

instalaciones existentes; se subdividen en las siguientes categorías:

Reservas Desarrolladas en Producción.

Son aquellos volúmenes de petróleo que se espera sean recuperados de los intervalos

de terminación que están abiertos y produciendo en el momento de la estimación (SPE et al.,

2007).

Para el campo Cuyabeno – Sansahuari, estas reservas fueron determinadas mediante el

análisis de curvas de declinación de 64 completaciones y la producción acumulada al 31 de

diciembre del 2018 alcanza 140,514.5 MBls, así mismo el factor de recobro estimado a la fecha

es del 21.9% (PETROAMAZONAS EP, 2018).

Reservas Desarrolladas en No Producción.

Para esta clasificación incluyen reservas de pozos cerrados y detrás de casing.

Reservas Desarrolladas Cerradas (Shut in).

Las reservas de esta clasificación son recuperadas de: intervalos de terminación que

están abiertos en el momento de la estimación pero que no empezaron todavía a producir, pozos

que se cerraron para condiciones del mercado o conexiones de ductos, o que no son capaces de

producir por razones mecánicas (SPE et al., 2007).

Las completaciones consideradas para esta categoría fueron 11 y mediante el análisis

de curvas de declinación se estimó las reservas debido a que cuentan con historial de

producción suficiente.

Reservas Desarrolladas Detrás de Casing.

Según la SPE et al. (2007) las reservas detrás de casing son recuperadas de las zonas en

pozos existentes que requerirán trabajo de terminación adicional o re-terminación futura antes

de comenzar la producción.

12

PETROAMAZONAS EP (2018) determinó esta categoría en los horizontes de los

reservorios mediante el análisis de curvas de declinación de pozos análogos que cuentan con

historial de producción suficiente para establecer su comportamiento. Se consideraron 64

completaciones.

Reservas No Desarrolladas.

Las reservas no desarrolladas son cantidades que se esperan recuperar en inversiones

futuras: de nuevos pozos en lugares no perforados en acumulaciones conocidas, de ahondar

pozos existentes a un diferente (pero conocido) reservorio, de pozos infill que incrementarán

la recuperación, o en casos en los que se requiere un gasto relativamente grande (SPE et al.,

2007).

Para esta categoría se consideró el Plan de Desarrollo que incluye la perforación de 39

pozos con uno, dos o tres reservorios productivos lo que significa una estimación de 62

completaciones. La producción estimada para cada uno de ellos se basó en el análisis de

comportamiento de producción de pozos vecinos, correlaciones estructurales, estratigráficas y

propiedades petrofísicas (PETROAMAZONAS EP, 2018).

La Tabla 2 presenta las Reservas Probadas del campo Cuyabeno – Sansahuari a la fecha

del 31 de diciembre del 2018 con las respectivas clasificaciones antes definidas.

Tabla 2. Reservas Probadas del campo Cuyabeno - Sansahuari.

Reservorios

Reservas

Desarrolladas

Reservas Desarrolladas No en

Producción Reservas No

Desarrolladas (Bls) Reservas

Produciendo (Bls)

Reservas Cerradas

(Shut in) (Bls)

Reservas Detrás

del casing (Bls)

Basal Tena 6,854 - - -

U Superior 6,115,221 496,392 3,695,063 15,200,568

U Media 2,207,394 - 1,436,426 2,587,255

U Inferior 7,169,695 436,181 6,358,591 21,158,078

T Superior 2,393,089 164,329 4,238,427 -

T Inferior - - - -

Total 17,892,252 1,096,912 15,728,508 38,945,901


13

2.1.6.2 Reservas Probables.

Las reservas probables son aquellas adicionales donde un análisis de los datos de

geociencia y de ingeniería indica que son menos probables a ser recuperadas comparadas a

Reservas Probadas, pero más ciertas a ser recuperadas comparada a las Reservas Posibles (SPE

et al., 2007).

El informe de reservas del 2018 emitido por PETROAMAZONAS EP menciona lo

siguiente para el campo Cuyabeno – Sansahuari: “esta categoría incluyó las reservas de pozos

que se encuentran alejados con una distancia mayor a un espaciamiento de los pozos actuales.

Además, incluyeron todas las completaciones de la arenisca T Superior en los pozos nuevos”.

Figura 5. Reservas Probables (PETROAMAZONAS EP, 2018).

2.1.6.3 Reservas Posibles.

Las reservas posibles son aquellas reservas adicionales donde el análisis de datos de

geociencia y de ingeniería sugiere que son menos probables a ser recuperadas comparadas a

las Reservas Probables (SPE et al., 2007).

Los análisis de las reservas posibles en el campo Cuyabeno – Sansahuari no reportan

volúmenes.

CAMPO RESERVORIO Reservas

Probables

Número de

completaciones

asociadas

Bls

Basal Tena

U Superior 241,879 1

U Media

U Inferior

T Superior 8,020,418 20

T Inferior

Subtotal 8,262,296 21

CUYABENO SANSAHUARI

14

2.2 Fundamentos técnicos

2.2.1 Metodología Front – End Loading (FEL)

2.2.1.1 Definición.

Front – End Loading (FEL) es una metodología usada para definir un proyecto bajo

una guía internacional de gestión de proyectos que fue identificada por la empresa Independent

Project Analysis Inc. dedicada a la ingeniería y consultoría de gerenciamiento de proyectos. El

procedimiento de la metodología se fundamenta en el desarrollo y análisis de suficiente

información estratégica para abordar la mayoría de inconsistencias, y en consecuencia tomar

decisiones en cuanto a comprometer todo tipo de recursos para maximizar el potencial en

proyectos de inversión de capital (Newman, Begg, & Welsh, 2018).

Batavia (2001) menciona en su texto que el objetivo de la metodología es proveer

disciplina a la planificación detallada de un proyecto para cuantificar un proceso dócil y rápido,

con cambios mínimos y re - trabajo durante la ejecución de la ingeniería.

2.2.1.2 Fases de la metodología FEL.

Según el artículo SPE-180093-MS, Integrated Productivity Analysis for Revitalizing a

Mature Field in Ecuador, de los autores Hernández y Bustillos, la metodología FEL engloba

las siguientes fases: visualización, conceptualización y definición. Las tres primeras fases

(Visualización-Conceptualización-Definición) corresponden al planeamiento y formulación de

las etapas del proyecto mientras que las tres fases restantes (Ejecución-Operación-Abandono)

corresponden al progreso del proyecto con la implementación y operación comercial.

Figura 6. Diagrama de las fases FEL (Hernández & Bustillos, 2016).

La Figura 6 permite visualizar cada fase de la metodología con su denominación y un

orden de ejecución general muy bien definido para la toma de decisiones estratégicas que

15

identifican valor. Basado en el método FEL, el flujo de trabajo y el corazón del proyecto son

implementados en las 3 primeras fases que son explicadas a continuación:

Fase FEL I – Visualización.

Para Guillen & Tovar (2012), esta fase es la identificación de oportunidades de negocio

para generar opciones o ideas factibles tanto técnicas como económicas. Así mismo se

identifican los riesgos generales y las mejores estrategias que permitan optimizar los resultados

del proyecto.

La información relacionada para los proyectos de productividad de campos petroleros

es la producción, reservorios, geología, estados mecánicos, matrices de riesgos técnicos, etc.

Finalizar la primera fase permite generar un escenario para su posterior aprobación y

continuación.

Fase FEL II – Conceptualización.

La Fase II corresponde a la evaluación de escenarios u opciones para seleccionar la

oportunidad que genere mayor valor. Se inicia y evalúa la planificación del proyecto con la

Ingeniería Conceptual para seleccionar alguna alternativa y profundizar en la identificación de los

riesgos, en efecto minimizar la incertidumbre (Guillen & Tovar, 2012). Para dar lugar a esta fase,

la metodología FEL indica como procedimiento aprobar la fase de Visualización y recursos

necesarios.

Fase FEL III – Definición.

La Fase III representa el trabajo de la Ingeniería Básica para completar el alcance de

planificación y diseño de la opción seleccionada. Aquí permite profundizar en la evaluación de

los riesgos y si es posible minimizar mayores incertidumbres, además de la afinación y

estimación de costos hasta precisar la solución estratégica de contratación e implantación. La

elaboración de un plan de ejecución es necesario para asegurar que el proyecto esté bien

estructurado, listo para solicitar su autorización y los recursos para ejecutarlo (Guillen & Tovar,

2012).

16

Los escenarios seleccionados serán complementados con cualquier información

adicional que sea posible obtener, bien puede ser: cálculos, simulaciones, pruebas, documentos

propuestos y necesarios que podrían ser desarrollados para la implementación, etc.

2.2.1.3 Ventajas en el desarrollo de campos petroleros.

La metodología FEL fue aplicada como una herramienta habilitadora para evaluar la

revitalización de un campo maduro a través de intervenciones de pozos, incluyendo

identificación y gestión de riesgos e incertidumbres, generando recomendaciones necesarias

para valores establecidos, mejores prácticas, y procesos analíticos (Hernández & Bustillos,

2016).

Según Saputelli et al. (2013) la metodología FEL tiene varias ventajas comparada al

enfoque convencional de otras metodologías. A continuación, se explican algunas de ellas:

Tiempo del ciclo.

La primera ventaja es la reducción del tiempo del ciclo del proyecto, lo cual tiene un

impacto directo en costos y valores para toda la organización. Las mejores prácticas pueden

ser establecidas para reducir el trabajo innecesario, y mejorar la transferencia de oportunidades

de datos específicos a través del proceso del proyecto y últimamente a la producción.

Generación de valor.

La reducción de costos y un tiempo del ciclo, mejora de la calidad y comunicación con

otros equipos, crea una mejor proposición de valor.

Utilización de recursos humanos.

Los recursos humanos pueden ser compartidos entre proyectos haciendo un uso más

efectivo del personal de disciplinas críticas.

Tomando decisiones.

Este tipo de enfoque permite en un sonido, una rápida toma de decisiones en todos los

niveles.

17

Responsabilidad.

Las personas son sostenidas responsablemente en su trabajo sin desviar su atención

hasta finalizar la planificación.

Innovación técnica y calidad del trabajo.

La división de trabajo por proyectos permite incrementar las capacidades competitivas

basadas en innovación técnica y calidad de proyecto.

Participación temprana del equipo de producción.

Permite la participación temprana del personal de producción que permite la

familiarización con el Activo, ellos serán guiados por exploración.

Valores económicos.

La misma oportunidad es probada para valores económicos en cada fase permitiendo

una valoración mucho más precisa para el Activo. También permitirá dar oportunidad de parar

el proyecto si las condiciones económicas son adversas en cualquiera de las fases. La

oportunidad podría ser reexaminada en el futuro si hay un cambio en las condiciones

económicas y la tecnología disponible.

2.2.2 Problemas para el cierre de un pozo

En las operaciones de extracción de hidrocarburo, las compañías operadoras buscan

optimización, para así, disminuir costos y mantener rentable la producción. Durante las

operaciones los pozos sufren inconvenientes mecánicos, también, conforme transcurre el

tiempo, atraviesan procesos normales como: declinación de presión, incremento de corte de

agua, malas condiciones de las propiedades petrofísicas, daño en la formación y entre otros.

Los pozos durante su producción llegan a un límite económico y mantener el pozo en

marcha no es conveniente para la operadora. Así mismo, los problemas operacionales y trabajos

de reacondicionamiento representan una producción más costosa. Por lo tanto, un cierre

18

temporal es concluyente. Estos pozos serán reabiertos cuando, producir de ellos sea

económicamente rentable.

Los problemas previos presentes en los pozos para su cierre temporal, que van a ser

tratados con la metodología FEL, son explicados con más detalle a continuación:

2.2.2.1 Condiciones mecánicas.

Los pozos durante su vida productiva presentan problemas mecánicos dependiendo de

las particularidades que aporten el fluido o la formación. Por lo tanto, una caída de producción

por parte del pozo afectado es evidente.

Para solucionar estos inconvenientes y recuperar la producción o mejorarla, los pozos

son analizados y llevados a reacondicionamientos, pero la complejidad que la operación en

ocasiones atraviesa, provoca un abandono del pozo o un cierre temporal quedando potencial

por explotar. Otro factor importante, para un cierre o abandono es que los trabajos propuestos

de reacondicionamiento no son económicamente beneficiosos, ya sea por; el precio del petróleo

o el potencial del pozo.

Problemas de pesca.

Castro (2014) explica que durante las operaciones de reacondicionamiento hay

problemas mecánicos no planificados que acarrean operaciones de pesca. Un trabajo de pesca

se define como el conjunto de operaciones o procedimientos realizados dentro de un pozo, con

el objetivo de remover o recuperar materiales, herramientas, tubería pegada, tubería rota,

empacadores pegados, líneas de acero y otras pérdidas o fallas del equipo en el pozo que

impiden o afectan el desarrollo secuencial durante la intervención del pozo.

Comunicación tubing – casing.

En algunos casos el fluido producido por los yacimientos contiene substancias

altamente corrosivas, especialmente cuando el agua de formación tiene valores elevados de

salinidad, generando con el tiempo huecos en la tubería del pozo y por consiguiente

19

comunicación tubing – casing, ocasionando la recirculación de fluido y en efecto la

disminución de producción (Guichay & Mayorga, 2014).

Fallas en la cementación.

Malos trabajos de cementación o aplicación excesiva de presiones en anteriores

reacondicionamientos de pozos como acidificación o fracturamiento ocasionan fisuras en la

cementación anular y en consecuencia creando problemas en el pozo.

Filtraciones en el casing.

Las filtraciones en el casing pueden ser consecuencia de presiones excesivas en la

cementación primaria o en trabajos de reacondicionamiento; para ubicar este problema en el

pozo, se suele utilizar análisis del agua, registros de temperatura y otros registros de producción

(PDVSA & CIED, 1997).

Fallas en equipos de levantamiento artificial.

Según Padilla (2018) atribuye a las posibles causas de cierre de pozos el taponamiento

de bombas por excesiva producción de finos, daños eléctricos, avería de válvulas o corrosión,

etc.

2.2.2.2 Mecanismos de producción excesiva de agua.

Todos los campos petroleros con empuje hidráulico, bien por inyección de agua o un

acuífero natural, eventualmente producen agua junto con petróleo. Incluso los reservorios con

capa de gas pueden producir algo de agua. Esta coproducción de agua causa un conjunto

adicional de problemas: corrosión, depositación de escalas/sales, formación de hidratos de gas,

disposición de la propia agua, etc. En ocasiones la producción de agua resulta ser excesiva por

distintas causas o mecanismos que pueden ser identificados mediante el análisis integrado de

información, y posterior a su determinación puedan ser tratados para una producción óptima.

Algunos factores que contribuyen a la producción excesiva de agua en los pozos petroleros son

explicados a continuación.

20

Liqueos en el casing.

Las tuberías de revestimiento (casing) en ocasiones presentan orificios en su extensión

o conexiones inadecuadas por falta de apriete en la propias juntas; acotando una mala

cementación en el espacio anular o selección inadecuada de tubería ocasionan la irrupción de

agua desde el reservorio. Estos orificios pueden ser causa de corrosividad, fallas de la tubería

misma o daño interno ocasionado por la perforación, ver Figura XII.

Figura 7. Fugas de agua por el revestidor (Reyna , 2018).

Flujo detrás casing.

La principal fuente para el flujo de fluidos atrás de la tubería de revestimiento es la mala

cementación en el espacio anular. En la completación de un pozo, en ocasiones el cemento no

queda bien adherido formando canales de circulación y permite que el agua de un acuífero o

formación altamente saturada de agua fluya hasta encontrar su entrada al pozo en la cercanía

de las perforaciones (Reyna , 2018).

Según Cortes (2008) indica que la producción de agua de los canales puede ocurrir en

cualquier momento durante la vida productiva de un pozo, pero especialmente es notable en la

terminación inicial o después de una estimulación.

21

Figura 8. Flujo de agua por detrás del casing (Reyna , 2018).

Contacto agua – petróleo dinámico.

La mala interpretación de la información puede conducir a una completación del pozo

cerca del contacto agua – petróleo, ocasionando con los disparos del intervalo productor y el

avance de la producción, el desplazamiento del agua por efecto del barrido en el yacimiento

hasta alcanzar la altura de las perforaciones incrementando el corte de agua.

Una cementación secundaria (squeeze) permite reducir el radio agua – petróleo o gas –

agua, además una manera de evitar desde el inicio este inconveniente es el análisis adecuado

de información como registros eléctricos, análisis de núcleos, registros de producción, disparos,

etc., para precisar la zona de disparo.

Figura 9. Flujo de agua por contacto agua - petróleo dinámico (Reyna , 2018).

22

Canalización matricial sin flujo cruzado.

La Figura 10 permite visualizar que en el reservorio el agua fluye a través de un canal

de alta permeabilidad del yacimiento, aislado por sellos hidráulicos de la zona productora de

crudo, alcanzando las perforaciones y generando una alta producción de agua (Reyna , 2018).

Figura 10. Canalización matricial sin flujo cruzado (Reyna , 2018).

Fracturas o fisuras entre un sistema Inyector - Productor.

No es muy común la fracturación en los arreglos de pozos Inyector – Productor, pero

frecuentemente un sistema de fracturas permeables es creado por accidente con la inyección

del fluido cuando existe daño en las perforaciones del intervalo terminado, generando por

efecto una conexión del inyector al productor además que la fractura permite el flujo

preferencial del agua.

Figura 11. Fracturas/fisuras entre un sistema Inyector – Productor (Reyna , 2018).

23

Fracturas o fisuras entre un pozo productor y un acuífero.

Reyna (2018) explica que a diferencia del flujo de agua en un pozo productor debido al

pozo inyector, el sistema de fracturas de la formación en este caso, conecta al acuífero con la

zona productora. La porosidad secundaria en la formación es uno de los orígenes para este tipo

de fracturas a causa de la presión que ejerce el fluido en zonas de extremada permeabilidad

horizontal y vertical, también, acotando los tratamientos de acidificación matricial o

fracturamiento hidráulico que se dan a los pozos productores inducen a este tipo de mecanismos

de producción de agua.

Figura 12. Fractura/fisura en un sistema Pozo productor – Acuífero (Reyna , 2018).

Conificación y cresta.

La anomalía denominada “Conificación o Cresta de agua” es la atracción de agua de un

acuífero inferior hacia las perforaciones de la zona productora de hidrocarburo por efecto de la

diferencia de presión y mayor movilidad de esta frente al petróleo. Para pozos verticales o

direccionales el flujo de agua toma la forma de un cono mientras que, para pozos horizontales

podrá ser visualizado como la cresta de una onda denominado “Cresting”. Este tipo de

mecanismo es el que mayor aporta en la producción de agua más que cualquier otra fuente; un

factor clave para tener certeza de esta conclusión es conocer la permeabilidad vertical del

intervalo y poder deducir si una zona impermeable está presente evitando a que el cono o la

cresta tomen forma.

24

Figura 13. Conificación y Cresting del flujo de agua (Reyna , 2018).

Barrido deficiente en un área determinada.

Debido a la heterogeneidad o cambios de facies que presentan diferentes zonas del

yacimiento, una distribución no uniforme del agua marginal de un acuífero o en sistemas de

pozo Inyector – Productor es ocasionada y por lo tanto un barrido ineficiente hacia algunos

pozos y una irrupción temprana hacia otros. Es de vital importancia analizar mapas de facies

con una interpretación estructural completa para tener una visión más completa del flujo que

seguiría el agua en el yacimiento.

Figura 14. Flujo de agua por barrido areal deficiente (Reyna , 2018).

Segregación gravitacional.

Según Cortes (2008) explica en su documento que debido a la buena permeabilidad

vertical que poseen distintos yacimientos, y además un proceso de recuperación secundaria es

llevado a cabo, es probable que una producción de agua a través de este tipo de mecanismos

tome lugar; cuando se presenta el mecanismo de segregación gravitacional, debido a la

25

diferencia de densidades, el agua es segregada por gravedad a un ritmo mayor que el

desplazamiento frontal, provocando que solo se haga un desplazamiento de la parte baja de la

capa que contiene el aceite, efecto que el pozo productor se puede interpretar incorrectamente

como una conificación.

Figura 15. Segregación gravitacional (Reyna , 2018).

Canalización matricial con flujo cruzado.

En el reservorio el agua fluye a través de un canal de alta permeabilidad del yacimiento

y al no existir barreras con baja permeabilidad que separen la zona ofensora de la zona

productora puede haber flujo cruzado entre ellas (Reyna , 2018).

Figura 16. Canalización matricial con flujo cruzado (Reyna , 2018).

2.2.4 Evaluación de los parámetros petrofísicos.

Los parámetros petrofísicos soportan en la simulación de mapas de isopropiedades y

permiten construir modelos integrados de reservorios. Engloban los datos de análisis de

registros de pozos, análisis convencional de núcleos, pruebas de lodos, pruebas de formaciones

26

y análisis de fluidos. Este tipo de información es de gran ayuda para identificar y evaluar

reservorios de hidrocarburo, formaciones sello y acuíferos.

2.2.4.1 Porosidad (ø).

La porosidad es una propiedad fundamental para cuantificar el volumen de una roca

que puede contener hidrocarburo y está definida como la fracción del volumen total de una

roca correspondiente a los espacios vacíos que pueden almacenar fluidos.

Figura 17. Porosidad de una roca (Meza & Villamar, 2013).

2.2.4.2 Permeabilidad (k).

La permeabilidad es una propiedad dinámica del medio poroso para permitir el

movimiento de los fluidos. Es muy importante porque permite determinar el gasto de flujo y la

dirección de los fluidos en la formación.

Figura 18. Permeabilidad de una roca (Meza & Villamar, 2013).

2.2.4.3 Fracción de volumen de arcilla (Vsh).

El volumen de arcilla se define como el porcentaje neto de arcilla presente en una

formación. Este valor puede ser estimado mediante registros de: Potencial Espontaneo (SP),

Gamma Ray (GR) y Crossplots que son combinaciones entre Densidad, Neutrón o Sónico.

27

2.2.4.4 Saturación de agua (Sw).

La saturación de agua está definida como la fracción del volumen poroso de una roca

que está ocupada por dicho fluido.

Un yacimiento siempre está saturado de tres fluidos, mínimo dos fluidos, pero la

saturación de agua siempre estará presente así sea en mínimas cantidades. En el yacimiento se

encuentra presenta la saturación de agua móvil o connata, la saturación de agua connata se

encuentra presente en el yacimiento al momento del descubrimiento, la cual se considera como

el remanente del agua que inicialmente fue depositada con la formación y que, debido a la

fuerza de la presión capilar existente, no pudo ser desplazada por los hidrocarburos cuando

estos migraron al yacimiento (Rojas Suárez, 2011).

2.2.4.5 Espesor neto del reservorio.

El espesor neto del reservorio también conocido como “net gross” corresponde al

intervalo cuantificado como zona reservorio sin importar si tiene alto corte de agua o contenido

de arcilla. Si toda la formación es productiva, el espesor neto es igual al espesor bruto.

2.2.4.6 Espesor neto de pago.

El espesor neto de pago es el intervalo de la zona productiva de hidrocarburo. Para

determinar el espesor neto de pago también conocido como “net pay”, se debe seleccionar un

valor mínimo de porosidad y saturación de hidrocarburo y así eliminar las capas arcillosas con

altas saturaciones de agua y capas de baja permeabilidad (Carrillo Barandiaran, 2006 ).

2.2.5 Evaluación de correlaciones estructurales y estratigráficas.

La correlación geológica es un procedimiento que sirve para establecer la

correspondencia entre partes geográficamente separadas de una unidad geológica, adicional,

permite estructurar mejor un sector desconocido, ubicado entre dos o más pozos perforados.

La correlación de unidades geológicas es necesaria para construir secciones estratigráficas y

mapas de alta confiabilidad, así como para efectuar análisis regional de facies. Los registros de

28

pozo tienen la ventaja, para la correlación, de proporcionar una información continua en todo

el pozo (Melean, 2017).

2.2.5.1 Correlación estructural.

Las correlaciones estructurales muestran la variación de profundidad que presentan los

horizontes geológicos a lo largo de un plano vertical y permiten ilustrar aspectos estructurales

como el buzamiento de los estratos, la presencia fallas y pliegues (Melean, 2017).

Mapas en la caracterización de yacimientos

En la industria petrolera los mapas son una gran herramienta que permiten representar

propiedades de diverso origen para caracterizar a los yacimientos. Hay algunos tipos de mapas,

así como distintos métodos para la elaboración de estos; el método más común es la

interpolación de patrones basado en conceptos validos en superficie aplicados en subsuelo

proporcionando información confiable y verosímil.

Mapas estructurales.

El mapa estructural está conformado por los contornos o curvas estructurales y las trazas

de las fallas. Los contornos estructurales nos informan sobre la orientación del estrato mapeado

(rumbo), la inclinación y magnitud del estrato con relación al plano horizontal (buzamiento),

la morfología de la estructura (pliegues, anticlinales, homoclinales), el desplazamiento de las

fallas (Melean, 2017).

Figura 19. Sección y Mapa Estructural (N-S) (Melean, 2017).

29

Mapas de espesor neto.

Un mapa de arena neta representa el total agregado del espesor vertical de una roca con

calidad de reservorio (porosa) presente en un particular intervalo estratigráfico, como se ilustra

en la figura. El fluido contenido en un intervalo puede ser hidrocarburo o agua, o cualquier

combinación de los dos (Hermoza Medina, 2018).

Figura 20. Arena neta, mapa de espesor neto.

2.2.5.2 Correlación estratigráfica.

El uso de datos de registros eléctricos no solo predice parámetros petrofísicos generales,

también son una herramienta para sedimentología que permite correlacionar cuerpos de facies

y observar la continuidad de los estratos. Adicional, ayuda a la evaluación del potencial y

rendimiento de reservorios de hidrocarburos con estudios de series sedimentarias, los cuales

son: descripción de las facies de la roca y relación entre facies, determinación de la geometría

de los cuerpos sedimentarios, reconstrucción de las columnas verticales, análisis de secuencias

y ciclos de los tipos de facies, y una estimación precisa de los parámetros petrofísicos (Serra &

Abbott, 1982).

30

Figura 21. Correlación estratigráfica por medio de registros eléctricos (Melean, 2017).

2.2.6 Índice de Heterogeneidad (IH)

El análisis del índice de heterogeneidad es los procesos de comparar el rendimiento

individual del pozo al rendimiento promedio de su grupo como una función del tiempo.

IH = Value𝑤𝑒𝑙𝑙

Value𝐴𝑣𝑒𝑟𝑎𝑔𝑒 𝑜𝑓 𝑤𝑒𝑙𝑙− 1 (1)

Generalmente las variables pueden estar asociadas a las producciones de fluido, petróleo, agua

o gas; y se puede considerar las producciones (diaria, mensual, día calendario, día promedio)

o como también los acumulados de producción. Pero no están restringidas únicamente a las

mencionadas anteriormente sino que también se pueden asociar a otras variables como %BSW,

permeabilidad, presiones, etc. (Harami et al., 2013).

Este método permite realizar la rápida identificación preliminar de pozos candidatos a

través de un rápido método de visualización que ubica a los pozos representativos en distintos

cuadrantes de acuerdo a la relevancia e impacto de productividad o de las variables

seleccionadas para realizar el análisis (Harami et al., 2013).

31

Figura 22. Gráfico en cruz del Índice de Heterogeneidad (Harami et al., 2013).

2.2.7 Índice de productividad

El índice de productividad (IP) es una constante de proporcionalidad que relaciona la

tasa de flujo (Q) con la caída de presión en el yacimiento (PR – Pwf), permite definir el

rendimiento del flujo que depende de los siguientes parámetros: propiedades de la roca,

propiedades del fluido, régimen de flujo, saturaciones del fluido en la roca, compresibilidad de

los fluidos, daño o estimulación de la formación, turbulencia y mecanismos de empuje del

yacimiento (Cabarcas Simancas, 2018).

La ingeniería de producción asocia a uno de sus principales objetivos el incremento del

IP que puede ser logrado maximizando la tasa de flujo para una caída de presión establecida o

minimizando la caída de presión para una tasa de producción establecida (Suk Kyoon, Ouyang,

& Huang, 2008).

Distintas correlaciones para la determinación del IP han sido desarrolladas y publicadas

partiendo desde la correlación analítica más simple hasta soluciones numérica rigurosas, pero

una de las usadas con más frecuencia fue desarrollada por J. V. Vogel en 1968 debido a la

confiabilidad de los resultados y su ajuste a las características del yacimiento.

32

2.2.7.1 Método de Vogel.

El documento técnico de Cabarcas (2018) explica que Vogel centró su estudio en 21

yacimientos saturados caracterizados por diferentes: tipos de crudo, permeabilidades relativas,

factores de daño y espaciamiento de pozos. El método es caracterizado porque a partir del punto

de burbuja, la IPR no tiene un comportamiento lineal y empieza a tomar un efecto de curvatura

denominado efecto Vogel; fue propuesto solo para yacimientos saturados con empuje de gas,

pero es posible aplicarlo en cualquier yacimiento que incremente su saturación de gas

disminuyendo la presión, también en pozos con fluido de producción de tres fases (Agua-

Petróleo-Gas), ya que el aumento en la saturación de gas también reduce la permeabilidad del

agua.

El error con este método en las predicciones de la tasa de flujo es del 10 %, pero podría

incrementar al 20 % durante las etapas finales del depletamiento, además que su aplicación es

tan sencilla que solo una prueba de pozo es requerida.

Para yacimientos sub – saturados (PR>Pb), la ecuación del método de Vogel para

determinar la IP si la prueba de producción es llevaba a cabo con una Pwf < Pb es la siguiente:

IP =

Q𝑜

P𝑅 − P𝑏 +P𝑏

1,8 [1 − 0,2P𝑤𝑓

P𝑏− 0,8 (

P𝑤𝑓

P𝑏)2]

(2)

Donde:

IP = Índice de productividad

Qo = Tasa de la prueba de producción

PR = Presión promedio del reservorio

Pb = Presión de burbuja

Pwf = Presión de fondo fluyente de la prueba de producción

Para determinar la IP con valores de Pwf >Pb, la relación lineal puede ser utilizada.

33

IP = Q𝑜

P𝑅 − P𝑤𝑓 (3)

Donde:

IP = Índice de productividad

Qo = Tasa de la prueba de producción

PR = Presión promedio del reservorio

Pwf = Presión de fondo fluyente de la prueba de producción

2.2.8 Curvas de declinación

La extrapolación del grafico semilogarítmico Tasa de producción de petróleo vs.

Tiempo permite estimar tasas futuras de producción, y por ende las reservas de un pozo que se

calculan mediante la lectura de una tasa de producción promedio por año para las tasas de

producción extrapoladas. Este tipo de análisis corresponde a las curvas de declinación que

pueden ser usadas bajo la constancia en un pozo de sus condiciones mecánicas, el drenaje del

yacimiento y de una producción a capacidad.

2.2.8.1 Tasa de declinación.

Según Slider (1976) explica que la tasa de declinación es el cambio fraccional en la tasa

con el tiempo, y los diversos métodos de análisis de curvas de declinación se basan en la manera

en que la tasa de disminución varia con el tiempo, la velocidad, etc. A continuación, se presenta

la ecuación de la tasa de declinación:

𝑎 = −

(∆Q𝑄 )

∆𝑡

(4)

Donde:

a = Tasa de declinación

ΔQ = Variación de la tasa de producción

Q = Tasa de producción

Δt = Variación del tiempo

34

2.2.8.2 Declinación exponencial.

Su particularidad principal es el hecho de que la tasa de declinación (a) es proporcional

a la tasa de producción y no cambia con el tiempo. La ecuación para esta declinación es

exponencial y la más usada en la industria petrolera por su simplicidad.

𝑄 = 𝑄𝑂 𝑒−𝑎𝑡 (5)

Donde:

Q = Tasa de producción calculada.

Qo = Tasa de producción inicial.

a = Tasa de declinación.

t = Tiempo transcurrido desde la primera producción.

Por lo general, la tendencia no es una línea recta inmediata, sino que continúa curvando

a menor velocidad a medida que la vida de producción continua hasta que es posible aproximar

la gráfica con una línea recta.

Figura 23. Datos suavizados de la curva de declinación exponencial (Hook, 2009).

2.2.8.3 Declinación hiperbólica.

Este tipo de declinación es la que ocurre con mayor frecuencia en los reservorios y

puede ser reconocida por el hecho que las tasas de declinación muestran una serie aritmética y

35

que, por lo tanto, las primeras diferencias de las tasas de declinación son constantes o casi

constantes (Arps, 1945).

𝑄 =𝑄𝑂

(1 + 𝑛𝑎𝑖𝑡)1/𝑛 (6)

Donde:



a = Tasa de declinación inicial.


n = Constante de curvas de declinación de Arps.

2.2.8.4 Declinación Armónica.

La declinación armónica es el tercer tipo que se puede observar en los pozos, es análoga

a la ecuación de declive hiperbólico, pero sin la constante de Arps. Esta constante es

cuantificada con un valor de 1 y la tasa de declinación es proporcional a la tasa de producción

calculada. En reservorios que son predominantemente drenados por gravedad cabe la

posibilidad de encontrar con una declinación de este tipo, pero no es muy común.

𝑄 =𝑄𝑂

(1 + 𝑛𝑎𝑖𝑡) (7)

Donde:



a = Tasa de declinación inicial.


2.2.9 Selección del levantamiento artificial

En el diseño de levantamiento artificial, el ingeniero se enfrenta a las limitaciones de

las instalaciones correspondientes, las capacidades de levantamiento artificial y la

36

productividad del pozo, de modo que se obtiene una instalación eficiente del levantamiento.

La eficiencia energética determinará parcialmente el costo de operación, pero este es solo uno

de los muchos factores a considerar (Lea & Nickens, 1999).

La pregunta más básica, sin embargo, es cómo determinar cuál es el tipo apropiado de

levantamiento artificial para aplicar en un campo determinado (Lea & Nickens, 1999), los

siguientes aspectos son considerados para determinar el tipo de levantamiento:

Determinar por el método de tasas deseadas y profundidades requeridas.

Figura 24. Método de Tasa vs Profundidad (Pennwell AI, 1986).

Evaluación de un screening con listas de ventajas y desventajas, o condiciones que debe

cumplir el levantamiento.

Uso de sistemas "expertos" para eliminar y seleccionar sistemas.

2.2.9.1 Tipos de levantamientos artificiales.

Las diversas formas principales de levantamiento artificial se muestran

esquemáticamente en la Figura 25.

37

Figura 25. Tipos de levantamiento artificial (Lea & Nickens, 1999).

Bombeo mecánico.

Este método emplea una bomba de desplazamiento alternativo que se encuentra situada

en el fondo del pozo para levantar los fluidos, con un arreglo en el cual un balancín le imparte

un movimiento reciprocante a una sarta de cabillas que están conectadas al pistón de la bomba

que permite, en el instante de su ascenso, la entrada de fluido a una cámara de bombeo mediante

una válvula fija y luego lo obliga a salir por la descarga de la bomba para ser llevado a la

superficie (Guerrón & Robalino, 2013).

Bombeo Electrosumergible.

El Bombeo Electrosumergible, es un sistema integrado de levantamiento artificial,

considerado como un medio efectivo y económico para levantar altos volúmenes de fluido a

grandes profundidades, bajo una variedad de condiciones del pozo. Es más aplicable en

yacimientos con altos porcentajes de agua y baja relación gas - petróleo; en la actualidad, estos

equipos han obtenido excelentes resultados en la producción de fluidos de alta viscosidad, en

pozos gasíferos, en pozos con fluidos abrasivos, en pozos de altas temperaturas y de diámetro

reducido. El Sistema BES representa uno de los métodos más automatizables y fáciles de

manejar, está constituido por equipos complejos y de alto costo, por lo que se requiere, para el

38

buen funcionamiento de los mismos, de la aplicación de herramientas efectivas para su

supervisión, análisis y control (Guerrón & Robalino, 2013).

Bombeo hidráulico tipo Jet.

El principio fundamental en el que se basa el bombeo hidráulico es la ley de Pascal, que

indica: “la presión aplicada en cualquier punto sobre un líquido contenido en un recipiente se

transmite con igual intensidad a cada porción del líquido y a las paredes del recipiente que lo

contiene". El uso de este principio permite transmitir la presión desde un sistema superficial

central a través de una tubería llena de líquido a cualquier número de puntos debajo de la

superficie en un pozo. El líquido presurizado conocido como fluido motriz, es enviado a la

bomba instalada en el fondo del pozo, a través de una tubería, una bomba es una máquina

hidráulica que transforma la energía con la que es accionada en energía hidráulica del fluido

que mueve. Al incrementar la energía del fluido, se aumenta su presión, su velocidad o su

altura, todas ellas relacionadas según el principio de Bernoulli. Es decir, la bomba se utiliza

para incrementar la presión del fluido producido añadiendo energía al sistema hidráulico, para

mover el fluido de una zona de menor presión o altitud a otra de mayor presión o altitud

(Guerrón & Robalino, 2013).

Bombeo por cavidad progresiva.

El principio de funcionamiento de la Bomba de Cavidad Progresiva (BCP) se basa en

la geometría helicoidal reflejada entre el estator y el rotor, donde el paso del estator es el doble

del paso del rotor, lo cual permite la formación de cavidades entre ambos elementos, cuando

estas dos piezas están interconectadas, forman una cadena interna de cavidades. Éstas se llenan

de fluido, el cual es desplazado desde la succión hasta la descarga de la bomba, a continuación

se muestra una sección transversal de una Bomba de Cavidad Progresiva (BCP) convencional,

donde se observa como el diámetro del rotor es un poco mayor que el ancho de la cavidad,

produciendo la interferencia que crea el sello (Chavéz, 2013).

39

2.2.10 Diagramas de diagnóstico para el control de agua

El artículo de Chan (1995) explica una metodología de diagramas mediante el uso de

historiales de producción pasados y actuales, y producción potencial remanente del pozo para

pronosticar y evaluar los mecanismos excesivos de producción de agua. Los diagramas

consisten en modelar la Relación agua – petróleo (RAP) en función del tiempo o de su derivada

RAP’ vs Tiempo en graficas logarítmicas, para observar comportamientos usuales de los

distintos mecanismos y así diagnosticar cual es la causa de la producción excesiva de agua.

2.2.10.1 Conificación de agua.

Cuando una conificación está presente en el pozo, la derivada RAP’ muestra una

pendiente negativa casi cambiante y un aumento gradual en el RAP con una pendiente positiva.

El cono de agua llega a ser un canal altamente conductivo y el incremento de la relación agua-

petróleo llega a ser muy rápido (Chan, 1995). La principal causa para este tipo de mecanismo

es la permeabilidad vertical, además de una excesiva reducción en la presión de fondo fluyente

y altas relaciones de movilidad agua-petróleo.

Figura 26. Conificación de agua (Zambrano, 2015).

2.2.10.2 Canalización a través de una falla.

Para una canalización de agua a través de una falla la derivada del RAP’ y la curva RAP

muestran una pendiente constante positiva, la diferencia es que la curva RAP indica un rápido

incremento en la pendiente a través de un corto periodo de tiempo (Chan, 1995). Este tipo de

40

mecanismos provoca un rápido aumento en la producción de agua y se encuentra en función

de la alta permeabilidad.

Figura 27. Canalización a través de una falla (Zambrano, 2015).

2.2.10.3 Comunicación.

Según Sagal (2013) explica “las pendientes en la gráfica de RAP Y RAP’ reflejan un

comportamiento positivo con un rápido aumento en un corto periodo de tiempo, adicional se

presenta una línea recta en su etapa final. La línea puede ser escalonada dependiendo de los

contraste de la permeabilidad de las capas invasoras”. Los diferentes casos pueden ser

identificados como comunicación: canalización detrás del casing, pobre cementación, ruptura

de casing, filtración de tapones de abandono, completación dentro de una zona de agua, debido

a datos muy pobres o inadecuada interpretación (Sagal, 2013).

Figura 28. Producción de agua por comunicación mecánica (Zambrano, 2015).

41

2.2.10.4 Avance normal del acuífero.

La gráfica permite visualizar que las pendientes de la curva RAP y la derivada RAP’

mantienen una tendencia constante positiva en un periodo de tiempo extenso, lo que significa

una producción normal de agua en conjunto con la producción de petróleo, adicional el corte

de agua posee un incremento constante moderado que es lógico con el tiempo que el pozo está

produciendo.

Figura 29. Avance normal de la producción de agua (Zambrano, 2015).

2.3 Reacondicionamientos de pozos (Workover)

Un reacondicionamiento con torre, como una práctica de campo, es casi tan antigua

como la perforación. Sin embargo, su popularidad e intensidad ha sido asociada con el atractivo

precio del petróleo y gas en el mercado mundial. Algunos reacondicionamientos, aunque

costosos en ejecución, resultan ser beneficiosos (Ikem, 1985).

Una torre convencional de reacondicionamiento comprende de una plataforma, mesa

rotaria y maquinaria pesada que pueden ser usadas para realizar la intervención del pozo. Usar

una torre requiere matar el pozo (desplazamiento de fluidos en el pozo para contrarrestar la

presión de fondo) y crear el riesgo de daño en el reservorio (Khurana et al., 2003). A

continuación, una breve explicación de los trabajos realizados es desarrollada:

42

Figura 30. Operaciones comunes realizadas durante un reacondicionamiento (Khurana et al., 2003).

La intervención de pozos tiene los siguientes objetivos más usuales y conjuga dos tipos

de operaciones:

- Incrementar la productividad del pozo.

- Eliminar o disminuir la producción de agua o gas.

- Remover una obstrucción mecánica.

- Cambiar el estado de una completación.

2.3.1 Perforaciones o Disparos.

Las perforaciones o disparos pueden ser requeridas para producir desde nuevas zonas o

abrir perforaciones cementadas desde una completación existente (Khurana et al., 2003).

2.3.2 Limpieza del pozo.

La limpieza del pozo es usada para remover las restricciones de flujo, como escala en

la formación, también incluye limpiezas de arena para barrer los depósitos de arena asentados

fuera del pozo (Khurana et al., 2003).

43

2.3.3 Pescas.

Las operaciones de pesca son ejecutadas para remover equipamiento de fondo no

deseados, tal como herramientas de cable atascadas o tubería desprendida (Khurana et al.,

2003).

2.3.4 Desplazamiento de fluidos.

Las técnicas de desplazamiento de fluidos consisten de la circulación de fluidos, como

nitrógeno, a través de la tubería de fondo para iniciar la producción o mejorar el transporte de

flujo del reservorio (Khurana et al., 2003).

2.3.5 Control de arena a través del tubing.

El control de arena a través del tubing ayuda a prever la arena desde la entrada de la de

la formación a través del uso de filtros, instalación de liners ranurados o desplazamiento de

materiales de resina (Khurana et al., 2003).

2.3.6 Cementación remedial.

La cementación remedial consiste en la inyección de la lechada de cemento bajo presión

a un intervalo específico dentro de un pozo para reparar el trabajo de cementación primaria. El

procedimiento también puede ser usada como una técnica de conformidad para sellar zonas o

cortar influjos de agua o gas (Khurana et al., 2003).

2.3.7 Estimulación selectiva

La estimulación mejora la permeabilidad cerca de la cara de la formación acidificando

o fracturando el reservorio con los fluidos usando altas tasas de inyección y presiones, para

realizar la operación se selecciona una zona específica para realizar la estimulación y mejorar

el recobro en el pozo (Khurana et al., 2003).

44

2.3.8 Servicios de levantamiento artificial.

El equipamiento de levantamiento artificial es instalado para establecer o asistir la

producción en pozos donde la presión de fondo es insuficiente para obtener la tasa de

producción deseada (Khurana et al., 2003).

2.4 Análisis económico

El análisis económico permite evaluar costos y ganancias de un proyecto desde la

perspectiva de la sociedad como un todo. Se asume que la realización de un proyecto ayudará

al desarrollo de la economía y que su contribución social justifica el uso de los recursos que

necesitará. En consecuencia, el análisis económico considera la valoración de los costos y

beneficios sociales del proyecto (Esan, 2019).

2.4.1 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).

VAN = ∑FNC

(1 + i)t

n

t=0

− I0 (8)

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

45

• VAN < 0, el proyecto no es viable

2.4.2 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).

VAN = ∑FNC

(1 + TIR)t

n

t=0

− I0 = 0 (9)

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

2.4.3 Relación Beneficio - Costo (B/C)

La relación beneficio – costo a determinada tasa de actualización, está representada por

el cociente de la división entre la suma total de los ingresos y egresos (Pinta M, 2017).

B

C=

Ingreso Total Actualizado

Egreso Total Actualizado (10)

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

46

CAPITULO III

DISEÑO METODOLÓGICO

3.1 Tipo de Estudio

El presente trabajo se realizó como un estudio del tipo técnico, descriptivo y predictivo.

Se efectuó la recopilación de información disponible del campo Cuyabeno Sansahuari con la

finalidad de analizar e interpretar de acuerdo con las necesidades del proyecto. El propósito del

análisis fue generar un conocimiento más acertado de los posibles problemas que conllevaron

al cierre de algunos pozos del campo, escoger los pozos más beneficiosos y generar posibles

soluciones para su reapertura.

3.2 Universo y muestra

3.2.1 Universo

El universo del estudio fue el campo Cuyabeno Sansahuari del Bloque 58, se encuentra

ubicado en la provincia de Sucumbíos. Al 11 de mayo del 2019, el campo cuenta con 94 pozos

de los cuales son: 66 productores, 19 cerrados y 9 re - inyectores.

3.2.2 Muestra

La muestra usada para el desarrollo del proyecto fue proporcionada por

PETROAMAZONAS EP, se analizó los pozos cerrados que conservan la siguiente

denominación:

Tabla 3. Muestra para el desarrollo del proyecto.

N.º de muestra Pozos cerrados

1 CYB - 019

2 CYB - 026

3 CYBA - 028

4 CYBE - 029

5 CYBE - 031

6 CYBG - 042

7 CYBH - 016

8 CYBH - 045

47

N.º de muestra Pozos cerrados

9 CYBH – 046

10 CYBG - 064

11 CYBH - 055

12 CYBI - 049

13 CYBJ - 041

14 SNSA - 013

15 SNSA - 015

16 SNSA - 018

17 SNSC - 011

18 SNSC - 019

19 SNSD - 023

Elaborado por: Bryan Taipe.


3.3 Instrumentos de recopilación de información

La información recopilada, correspondiente a los pozos de la muestra, para su

respectivo análisis fueron los siguientes archivos: potencial de ingeniería, workovers

planificados y ejecutados, mapas estructurales y de espesores netos de las arenas productoras,

registros petrofísicos, parámetros petrofísicos, correlaciones estratigráficas del programa

Petrel, pruebas de producción, historiales de producción alocada, diagramas mecánicos,

historiales de reacondicionamiento y recuperados del programa Open Wells 5000, y gráficos

de Chan del programa OFM.

3.4 Procesamiento y análisis de la información

3.4.1 Fase I o Visualización

Basado en la fase de visualización, el proyecto da inicio con la selección de escenarios.

A partir de esta información, los pozos fueron analizados para descartar aquellos con

intervenciones ya planificadas a fechas posteriores de la fecha de corte. El respectivo análisis

para cada pozo, que siguió la fase, fue en el siguiente orden del diagrama de flujo:

48

Figura 31. Diagrama de flujo de la Fase I o Visualización.


3.4.1.1 Selección de escenarios.

El documento Potencial de Ingeniería del Activo Cuyabeno, el cual detalla el estado de

los pozos, así como el potencial, tipo de levantamiento y observaciones de las operaciones, al

11 de mayo del 2019 como fecha de corte, permitió identificar 19 pozos cerrados, que

corresponden a la muestra de la Tabla 3, como escenarios para cumplir el objetivo del presente

trabajo.

El análisis de la información de Workovers planificados y ejecutados generó las

siguientes observaciones:

- El pozo CYBE – 029 tuvo una intervención ejecutada con tres meses de anterioridad,

pero no fue descartado porque el trabajo realizado solo fue Pulling de tubería y no una

mejora o reactivación de producción permaneciendo el pozo cerrado.

- Los pozos CYBE – 031 y CYBG – 064 fueron descartados del análisis porque su

estudio para la respectiva reactivación de producción ya fue realizado por

PETROAMAZONAS EP.

Tabla 4. Matriz para la selección de escenarios del Campo Cuyabeno Sansahuari.

Fase I o Visualización

Selección de escenarios

Evaluación petrofisica integrada

•Zonas de pago

•Continuidad estratigrafica

•Ubicacion en la estructura anticlinal

•Alto nivel de incertidumbre

Evaluación integrada de

productividad

•Índice de heterogeneidad

•Reservas

Resultados•CYB-019US

•CYBH-016UI

•SNSA-018US

49

Pozo Estado Fecha de

Cierre

WO

Panificado

WO

Ejecutado

Último

Levantamiento

Artificial

CYB-019 CERRADO 06-dic-18 PPH

CYB-026 CERRADO 06-nov-18 PPH

CYBA-028 CERRADO 28-ago-16 PPH

CYBE-029 CERRADO 05-feb-19 02-feb-19 PPS

CYBE-031 CERRADO 25-abr-18 07-jun-19 PPS

CYBG-042 CERRADO 01-may-18 PPS

CYBH-016 CERRADO 04-sep-18 PPH

CYBH-045 CERRADO 10-sep-18 PPS

CYBH-046 CERRADO 22-sep-15 PPS

CYBG-064 CERRADO 23-abr-18 07-jul-19 PPS

CYBH-055 CERRADO 06-dic-18 PPS

CYBI-049 CERRADO 12-dic-18 PPH

CYBJ-041 CERRADO 07-ago-14 PPS

SNSA-013 CERRADO 26-sep-18 PPS

SNSA-015 CERRADO 07-jul-18 PPH

SNSA-018 CERRADO 09-jul-18 PPH

SNSC-011 CERRADO 11-may-19 PPS

SNSC-019 CERRADO 09-feb-19 PPS

SNSD-023 CERRADO 30-sep-13 PPH

Total 19



Pozos descartados

Leyenda

3.4.1.2 Evaluación petrofísica integrada.

A partir de la selección de escenarios, un análisis respectivo de cada uno de los 17 pozos

restantes fue conformado por la revisión de la petrofísica de cada reservorio. Los criterios y

condiciones tomados en cuenta fueron los siguientes:

Tabla 5. Criterios de discriminación petrofísicos.

Código Criterio Condición

1 Zonas de pago ≤3,5 ft

>3,5 ft

2 Presenta continuidad

estratigráfica

No

Si

3 Ubicación del pozo en la

estructura anticlinal

Basal Tena > 6290 ft

Basal Tena ≤ 6290 ft

U Superior > 6840 ft

U Superior ≤ 6840 ft

50


U Media > 6880 ft

U Media ≤ 6880 ft

U Inferior > 6900 ft

U Inferior ≤ 6900 ft

T Superior > 7020 ft

T Superior ≤ 7020 ft

T Inferior > 7060 ft

T Inferior ≤ 7060 ft

4 Alto nivel de incertidumbre


Los reservorios que presentaron al menos un criterio de evaluación fueron excluidos

del análisis por ser factores críticos al momento de reducir riesgos para la reapertura. Sin

embargo, las zonas discriminadas del análisis pueden contener o no un potencial significativo

en hidrocarburo; por lo cual, es recomendable realizar un estudio más a fondo en posteriores

investigaciones.

Criterio 1: los reservorios con zonas de pago mayores a 3,5 ft fueron tomados en cuenta

para permanecer en el estudio, y viceversa, las zonas discriminadas menores o iguales a esta

condición. La discriminación por este criterio es para reservorios que poseen zonas de pago

consideradas marginales que aportarían una pobre capacidad de flujo para el petróleo, la

capacidad de flujo está en función de la permeabilidad y espesor; en esta condición también

son discriminados los reservorios que no poseen zonas de pago.

Criterio 2: este criterio está definido para calificar a los reservorios que no presentan

buena continuidad estratigráfica o no hay lectura de información del registro en tal zona.

Criterio 3: para calificar este criterio localizamos a los pozos que se encontraron a

profundidades menores de las señaladas en el cuadro de criterios (Tabla 5), en base a un análisis

rápido de los registros que permitieron identificar que hay un alto riesgo de que las zonas

profundas aporten más agua que hidrocarburo por estar ubicadas en los flancos de la estructura

51

anticlinal, además en la mayoría de estas zonas los historiales de producción mostraron una

declinación muy vertiginosa.

Criterio 4: no tiene una condición específica, pero el alto riesgo que presentan las zonas

calificadas con este criterio es por la falta de información petrofísica y/o estructural.

La matriz desarrollada en esta fase permite observar los reservorios aprobados y

discriminados; los pozos CYBH – 046, CYBI – 049, CYBJ – 041, SNSC - 011 y SNSD – 023

fueron descartados totalmente porque cada uno de sus reservorios presentó al menos uno de los

criterios de discriminación. Los colores de la leyenda de la Tabla 6 además de indicar si la

zona fue separada o no del análisis, también indican la condición en la Tabla 5 por la cual

fueron descartadas.

Tabla 6. Matriz del análisis petrofísico integrado.

Pozo

Reservorios Numero de

reservorios

aprobados Basal Tena U Superior U Media U Inferior T Superior T Inferior

CYB-019 1 1 1-3 1-3 2

CYB-026 1 1 1 1 1-3 1

CYBA-028 1-3 1-3 1-3 1-3 1-3 1

CYBE-029 1 1 1-3 3

CYBG-042 4 1 1-3 3

CYBH-016 1 1 1-3 3

CYBH-045 1 1-3 3 1-3 1-3 1

CYBH-046 1 3 1-3 3 4 1-3 0

CYBH-055 1 1-3 1 1 1-3 2

CYBI-049 3-4 3 1-3 3 1 1-3 1

CYBJ-041 3-4 1-3 1-3 1-3 3 1-3 0

SNSA-013 1 1-3 1-3 1 1-3 1

SNSA-015 1-3 1-3 1-3 1-3 1-3 1

SNSA-018 1-2 1-3 1-3 3 2

SNSC-011 2 3 1-3 3 3 1-3 0

SNSC-019 1 1-3 1 1-3 2

SNSD-023 1-3 1 -3 1-3 1-3 1-3 1-3 0

Total 1 8 2 9 2 0 22



Reservorio descartado del análisis Códigos del criterio de discriminación

Reservorio aprobado para el análisis de productividad

Leyenda

52

La descripción del análisis de los reservorios aprobados para el análisis de

productividad continuó con el siguiente flujo de trabajo: mapas estructurales y de espesor neto

(Anexos 1 – 6), parámetros petrofísicos, registros petrofísicos y correlaciones estratigráficas.

Pozo CYB – 019.

En base a la información analizada del Anexo 7, Tabla 7 y la dirección de la correlación

estratigráfica es NNE – SSO los siguientes reservorios fueron aprobados:

U Superior (TUUS): presenta una pequeña zona de pago con buena porosidad y bajo

volumen de arcilla, la permeabilidad promedio es 180 mD. Hay continuidad de la arena, pero

disminuye su espesor en dirección SSO de la estructura. Al momento la arena se encuentra

redisparada.

U Inferior (TLUS): el reservorio mantiene buena calidad con alta porosidad, baja

saturación de agua y arena limpia en alto grado. La permeabilidad promedio es 180 mD y los

resultados de producción fueron exitosos. La profundidad en la estructura anticlinal

aproximadamente es de 6900 ft TVD y presenta buena continuidad estratigráfica.

Tabla 7. Parámetros petrofísicos del pozo CYB - 019.

Reservorio Tope Base Gross

Net

Res

Net

Pay Phi Res Phi Pay Sw Res Sw Pay Vcl Res Vcl Pay

MD MD MD TVD TVD fracción fracción fracción fracción fracción fracción

Basal Tena

(TBTE) 7222,5 7234 11,52 4,5 3,5 0,12 0,13 0,43 0,41 0,25 0,28

U Superior

(TUUS) 7786 7819 33 14,5 4 0,13 0,17 0,59 0,44 0,25 0,11

U Media

(TMUS) 7824 7848 24 6,5 3,5 0,14 0,17 0,47 0,41 0,31 0,29

U Inferior

(TLUS) 7848 7936 88 83,25 29 0,19 0,18 0,62 0,27 0,15 0,19

T Superior

(TUTS) 7984 8063 79 25,5 - 0,13 - 0,83 - 0,27 -

T Inferior

(TmTS) 8063 8092 29 22 - 0,16 - 0,92 - 0,11 -


53

Figura 32. Dirección de la correlación CYB - 019 (NNE - SSO) (PETROAMAZONAS EP, 2018).


Pozo CYB – 026.


estratigráfica es ENE – NNO el siguiente reservorio fue aprobado:

U Inferior (TLUS): la calidad del reservorio es muy buena, buen espesor de pago, buena

porosidad, baja saturación de agua además de ser una arena limpia. Tiene buena continuidad

estratigráfica y se encuentra lejos del CAP.

Tabla 8. Parámetros petrofísicos del pozo CYB - 026.

Reservorio

Tope Base Gross Net

Res

Net


MD MD MD TVD TVD fracción fracción fracción fracción fracción Fracción

Basal Tena

(TBTE) 7102 7124 22 3 1 0,10 0,11 0,50 0,38 0,19 0,15

U Superior

(TUUS) 7696 7728 31 5 - 0,15 - 0,81 - 0,27 -

U Media

(TMUS) 7737,5 7758 20,5 2 - 0,15 - 0,20 - 0,30 -

U Inferior

(TLUS) 7758 7823 65 56 21 0,20 0,21 0,62 0,20 0,03 0,04

T Superior

(TUTS) 7866 7929 63 4 - 0,15 - 0,48 - 0,15 -

T Inferior

(TmTS) 7929 7983 55 47 - 0,16 - 0,94 - 0,17 -


54

Figura 33. Dirección de la correlación CYB - 026 (ENE - NNO) (PETROAMAZONAS EP, 2018).


Pozo CYBA – 028.


estratigráfica es NNO – ESE el siguiente reservorio fue aprobado:

U Inferior (TLUS): como es característico del campo, presenta muy buenas

características petrofísicas, las lecturas de los registros afirman la existencia de hidrocarburo,

por lo tanto, es una zona probada que aportó buenos resultados en producción. La

permeabilidad promedio es aproximadamente 200 mD.

Tabla 9. Parámetros petrofísicos del pozo CYBA - 028.


Net

Res

Net



Basal Tena

(TBTE) 7637 7649,5 12 3,5 3,5 0,13 0,13 0,31 0,31 0,23 0,23

U Superior

(TUUS) 8181 8209 28 15 - 0,11 - 0,66 - 0,31 -

U Media

(TMUS) 8214 8242 28 - -

- - - - - -

U Inferior

(TLUS) 8242 8315 73 71 29 0,19 0,19 0,55 0,17 0,11 0,11

T Superior

(TUTS) 8364 8427 63 12 - 0,11 - 0,76 - 0,23 -

T Inferior

(TmTS) 8427 8470 43 39 - 0,16 - 0,97 - 0,13 -


55

Figura 34. Dirección de la correlación CYBA - 028 (NNO - ESE) (PETROAMAZONAS EP, 2018).


Pozo CYBE – 029.

En base a la información analizada del Anexo 10, Tabla 10 y la dirección de la

correlación estratigráfica es NO – ENE los siguientes reservorios fueron aprobados:

U Superior (TUUS): la arena posee buenas propiedades petrofísicas, buen espesor de la

zona de pago, permeabilidad promedio alrededor de 100 mD; fue disparada y probada, entregó

producción de petróleo, pero su BSW aumentó rápidamente sin proporcionar buenos

resultados. Hay continuidad del reservorio y mantiene su espesor en la dirección de la

correlación estratigráfica.

U Inferior (TLUS): presenta buena calidad de reservorio y el registro petrofísico indica

presencia de hidrocarburo en el intervalo (8152 ft – 8162 ft) MD. La permeabilidad promedio

es de 120 mD. Por el momento, la arena fue probada observando un rápido aumento del BSW

en poco tiempo. En el mapa estructural, la arena está ubicada lejos del CAP.

T Superior (TUTS): la arena no presentaba una zona de pago prometedora, pero la

calidad de la roca en base a los parámetros petrofísicos es buena. La arena fue probada y

proporcionó buenos resultados al inicio de su producción.

Tabla 10. Parámetros petrofísicos del pozo CYBE - 029.

56


Net

Res

Net



Basal Tena

(TBTE) 7530 7552 22 1 - 0,14 - 0,51 - 0,36 -

U Superior

(TUUS) 8063 8112 49 23 20 0,18 0,18 0,43 0,40 0,28 0,28

U Media

(TMUS) 8119 8138 19 4 - 0,12 - 0,75 - 0,32 -

U Inferior

(TLUS) 8138 8211 73 52 7 0,21 0,21 0,69 0,36 0,17 0,22

T Superior

(TUTS) 8256 8331 75 29 4 0,14 0,16 0,66 0,41 0,31 0,27

T Inferior

(TmTS) 8331 8365 34 29 - 0,19 - 0,97 - 0,12 -


Figura 35. Dirección de la correlación CYBE - 029 (NO – ENE) (PETROAMAZONAS EP, 2018).


Pozo CYBG – 042.


correlación estratigráfica es ENE – NE los siguientes reservorios fueron aprobados:

U Superior (TUUS): buena porosidad y baja saturación de agua, tiene buen espesor de

pago. Al inicio de su producción aportó buenos resultados, pero con el tiempo el BSW

incrementó. La permeabilidad promedio es 190 mD. La arena mantiene continuidad y espesor

en la dirección del corte estratigráfico.

U Media (TMUS): reservorio de buena calidad, porosidad alta y baja saturación de

agua. La permeabilidad promedio es 190 mD aproximadamente. La arena fue disparada y

57

probada sin buenos resultados, la cantidad de producción de agua es mayor corroborada con

las curvas de resistividad que no es muy pronunciada. El reservorio tiene buena continuidad.

U Inferior (TLUS): la arena fue disparada proporcionando buena producción en su

inicio. Presenta una buena zona de pago, alta porosidad, baja saturación de agua y volumen de

arcilla. La permeabilidad promedio es 200 mD aproximadamente, mantiene buena continuidad

en el reservorio.

Tabla 11. Parámetros petrofísicos del pozo CYBG - 042.


Net

Res

Net



Basal Tena

(TBTE) - - - - - - - - - - -

U Superior

(TUUS) 7975 7994 19 14 14 0,17 0,17 0,27 0,27 0,14 0,14

U Media

(TMUS) 8014 8045 32 23 23 0,20 0,20 0,30 0,30 0,14 0,14

U Inferior

(TLUS) 8054 8118 64 57 43 0,21 0,21 0,37 0,28 0,10 0,12

T Superior

(TUTS) 8164 8205 41 11 - 0,11 - 0,70 - 0,34 -

T Inferior

(TmTS) 8216 8410 195 58 - 0,16 - 0,79 - 0,23 -


Figura 36. Dirección de la correlación CYBG - 042 (ENE – NE) (PETROAMAZONAS EP, 2018).


Pozo CYBH – 016.


correlación estratigráfica es NNO – SSE los siguientes reservorios fueron aprobados:

58

U Superior (TUUS): tiene buenas propiedades petrofísicas, por lo tanto, la calidad del

reservorio es buena. Las curvas de resistividad indican la presencia de hidrocarburo, pero con

el probable aumento del corte de agua en poco tiempo, y en efecto fue disparada entregando

poca producción de petróleo. La permeabilidad del registro es 200 mD aproximadamente. Hay

continuidad del reservorio y su espesor no presenta considerable variación.

U Inferior (TLUS): es una arena muy potencial, presenta una buena calidad en sus

propiedades petrofísicas, el registro petrofísico indico la presencia de hidrocarburo y en efecto

fue disparada entregando buenos resultados en la producción. La permeabilidad promedio es

250 mD aproximadamente.

T Superior (TUTS): porosidad media, saturación de agua media y volumen de arcilla

medio, la interpretación cualitativa de las curvas de resistividad indica la presencia de

hidrocarburo. La permeabilidad del registro es alrededor de 120 mD.

Tabla 12. Parámetros petrofísicos del pozo CYBH - 016.


Net

Res

Net



Basal Tena

(TBTE) 7031 7044 14 3,5 3,5 0,14 0,14 0,35 0,35 0,35 0,35

U Superior

(TUUS) 7620 7651 31 6 6 0,19 0,19 0,34 0,34 0,26 0,26

U Media

(TMUS) 7660 7676 16 1 1 0,17 0,20 0,54 0,49 0,32 0,30

U Inferior

(TLUS) 7676 7745 69 61 47 0,20 0,19 0,32 0,20 0,18 0,19

T Superior

(TUTS) 7791 7864 73 9 6 0,17 0,16 0,49 0,43 0,32 0,34

T Inferior

(TmTS) 7864 7916 52 46 - 0,21 - 0,90 - 0,19 -


59

Figura 37. Dirección de la correlación CYBH - 016 (NNO – SSE) (PETROAMAZONAS EP, 2018).


Pozo CYBH – 045.


correlación estratigráfica es SO el siguiente reservorio fue aprobado:

U Inferior (TLUS): es una arena que presenta buena calidad en sus propiedades

petrofísicas, el registro petrofísico indicó la presencia de hidrocarburo y en efecto fue disparada

pero la producción aportó 98 % BSW. La permeabilidad promedio es 250 mD

aproximadamente.



Net

Res

Net



Basal Tena

(TBTE) - - - - - - - - - - -

U Superior

(TUUS) 8041 8064 23 1 - 0,12 - 0,68 - 0,35 -

U Media

(TMUS) 8079 8110 31 14 14 0,17 0,17 0,18 0,18 0,22 0,22

U Inferior

(TLUS) 8115 8165 50 48 19 0,22 0,24 0,47 0,25 0,10 0,08

T Superior

(TUTS) 8208 8265 57 21 - 0,14 - 0,73 - 0,23 -

T Inferior

(TmTS) 8286 8337 51 43 - 0,18 - 0,88 - 0,15 -


60

Figura 38. Dirección de la correlación CYBH - 045 (SO) (PETROAMAZONAS EP, 2018).


Pozo CYBH – 055.


correlación estratigráfica es SE – NE el siguiente reservorio fue aprobado:

U Inferior (TLUS): porosidad alta, baja saturación de agua, buena permeabilidad

aproximada de 700 mD. Curvas de resistividad indica una zona con acumulación de

hidrocarburo que fue comprobada con la extracción. La arena entregó buenos resultados en la

producción con un bajo BSW.



Net

Res

Net



Basal Tena

(TBTE) 7561 7576 15 3 3 0,13 0,13 0,33 0,33 0,26 0,26

U Superior

(TUUS) 8134 8176 42 2 - 0,12 - 0,68 - 0,35 -

U Media

(TMUS) 8176 8204 28 3 3 0,14 0,14 0,29 0,29 0,27 0,27

U Inferior

(TLUS) 8204 8264 60 59 25 0,20 0,19 0,63 0,28 0,08 0,11

T Superior

(TUTS) 8310 8391 81 26 2 0,18 0,13 0,68 0,51 0,17 0,32

T Inferior

(TmTS) 8391 8426 36 34 - 0,19 - 0,96 - 0,09 -


61

Figura 39. Dirección de la correlación CYBH - 055 (SE - NE) (PETROAMAZONAS EP, 2018).


Pozo SNSA – 013.

En base a la información analizada del Anexo 18, Tabla 15, el reservorio U Superior

con zona de pago fue detallado; la dirección de la correlación estratigráfica es SSO - SSE:

U Superior (TUUS): porosidad alta, baja saturación de agua, 15 ft de espesor de zona

de pago, las curvas de resistividad indican la presencia de hidrocarburo, la permeabilidad tiene

un valor promedio de 250 mD. La arena fue disparada proporcionando buenos resultados en la

producción. La arena mantiene continuidad y su espesor disminuye ligeramente en la dirección

del corte estratigráfico.

Tabla 15. Parámetros petrofísicos del pozo SNSA – 013.


Net

Res

Net



Basal Tena

(TBTE) 7503 7515 12 - - - - - - - -

U Superior

(TUUS) 8034 8092 58 24,5 15 0,20 0,19 0,60 0,21 0,20 0,14

U Media

(TMUS) 8092 8143 51 11,5 2 0,15 0,14 0,38 0,30 0,28 0,20

U Inferior

(TLUS) 8143 8188 45 15 - 0,24 - 0,33 - 0,14 -

T Superior

(TUTS) 8234 8284 50 16 3,5 0,17 0,17 0,36 0,35 0,19 0,15

T Inferior

(TmTS) 8300 8336 36 35 - 0,20 - 0,80 - 0,15 -


62

Figura 40. Dirección de la correlación SNSA - 013 (SSO - SSE) (PETROAMAZONAS EP, 2018).


Pozo SNSA – 015.

En base a la información analizada del Anexo 19 y la Tabla 16, el reservorio U Superior

con zona de pago fue detallado, la dirección de la correlación estratigráfica es NNO – SSO y

los parámetros petrofísicos fueron determinados del registro petrofísico:

U Superior (TUUS): presenta 8 ft de zona de pago, la porosidad es 16 % y una

permeabilidad de 210 mD aproximadamente. Las curvas de resistividad indican la presencia

de agua de formación, la arena fue disparada aportando una producción inicial apreciable. Hay

continuidad del reservorio y su espesor incrementa en dirección NNO.



Net

Res

Net



Basal Tena

(TBTE) - - - - - - - - - - -

U Superior

(TUUS) 8204 8259 55 28 8 0,20 0,19 0,60 0,21 0,20 0,14

U Media

(TMUS) 8265 8295 30 5 2 0,15 0,14 0,38 0,36 0,28 0,28

U Inferior

(TLUS) 8295 8355 60 45 - 0,24 - 0,33 - 0,14 -

T Superior

(TUTS) 8398 8471 73 50 1 0,17 0,17 0,36 0,35 0,19 0,18

T Inferior

(TmTS) 8471 8513 42 15 - 0,20 - 0,80 - 0,15 -


63

Figura 41. Dirección de la correlación SNSA - 015 (NNO - SSO) (PETROAMAZONAS EP, 2018).


Pozo SNSA – 018.

En base a la información analizada del Anexo 20 y la Tabla 17, cuatro reservorios con

zonas de pago fueron detallados, la dirección de la correlación estratigráfica es SSO - SSE:

U Superior (TUUS): la porosidad es 15 % y la permeabilidad de 300 mD

aproximadamente, el espesor de la arena neta petrolífera es 14 ft TVD. Las curvas de

resistividad indican de forma cualitativa la presencia de hidrocarburo que en efecto fue

disparada entregando buena producción. Se encuentra ubicado al norte de la estructura

anticlinal; hay buena continuidad del reservorio, pero disminuye su espesor en la dirección del

corte estratigráfico.

U Media (TMUS): presenta buena calidad del reservorio, con buen espesor en la zona

de pago aproximadamente 11 ft, 320 mD de permeabilidad promedio. Las curvas de

resistividad indican la presencia de hidrocarburo, la arena fue disparada resultando ser un

reservorio con buen potencial.



Net

Res

Net



Basal Tena

(TBTE) - - - - - - - - - - -

U Superior

(TUUS) 7985 8027 42 22,5 14 0,22 0,19 0,16 0,16 0,12 0,10

64


Net

Res

Net



U Media

(TMUS) 8027 8102 75 26 11 0,22 0,18 0,16 0,16 0, 24 0,20

U Inferior

(TLUS) 8102 8155 53 30 - 0,20 - 0,80 - 0,15 -

T Superior

(TUTS) 8186 8240 54 16 1 0,16 0,15 0,41 0,35 0,21 0,15

T Inferior

(TmTS) 8240 8300 60 12 5 0,19 0,15 0,32 0,30 0,13 0,10


Figura 42. Dirección de la correlación SNSA - 018 (SSO - SSE) (PETROAMAZONAS EP, 2018).


Pozo SNSC – 019.

En base a la información analizada del Anexo 22 y la Tabla 18, tres reservorios con

zonas de pago fueron detallados, la dirección de la correlación estratigráfica es NO - ESE:

U Superior (TUUS): la porosidad es alta y la permeabilidad de 250 mD

aproximadamente, el espesor de la zona de pago es 10 ft. Las curvas de resistividad indican la

presencia de hidrocarburo que en efecto fue disparada entregando buenos resultados de

producción. Hay buena continuidad del reservorio, el espesor se mantiene estable.

U Inferior (TLUS): presenta una calidad media del reservorio, con buen espesor en la

zona de pago aproximadamente 8 ft, 400 mD de permeabilidad promedio. Las curvas de

resistividad indican la presencia de hidrocarburo, la arena fue disparada resultando ser un

reservorio con buen potencial.

Tabla 18. Parámetros petrofísicos del pozo SNSC – 019.

65


Net

Res

Net



Basal Tena

(TBTE) - - - - - - - - - - -

U Superior

(TUUS) 7949 7988 39 21 8 0,18 0,16 0,34 0,25 0,11 0,11

U Media

(TMUS) 7998 8020 22 - - - - - - - -

U Inferior

(TLUS) 8026 8088 62 11.5 8 0,14 0,14 0,27 0,20 0,18 0,18

T Superior

(TUTS) 8128 8196 53 12.5 1 0,15 - 0,42 - 0,20 -

T Inferior

(TmTS) 8196 8245 49 30 - 0,17 - 0,85 - 0,15 -


Figura 43. Dirección de la correlación SNSC - 019 (NO - ESE) (PETROAMAZONAS EP, 2018).


3.4.1.2 Evaluación integrada de productividad.

La evaluación de productividad continúa con 13 pozos, los cuales fueron sometidos a

una previa evaluación petrofísica; posterior a esta evaluación los mejores escenarios son

seleccionados para continuar a la Fase II. Los criterios y condiciones tomados en cuenta para

cada reservorio fueron los siguientes:

Tabla 19. Criterios de discriminación de productividad.


1 Índice de Heterogeneidad I, II y IV Cuadrante

II Cuadrante

2 Reservas < 100 MBls

≥ 100 MBls


66

La discriminación, en base al análisis de producción, fue mediante el siguiente

procedimiento:

- En primer lugar, los pozos fueron agrupados por reservorio para ser empleados en el

índice de heterogeneidad con su producción de agua y petróleo; aquellos ubicados en

el Cuadrante II continúan porque indican un buen rendimiento en la producción de

petróleo que de agua.

- Después de seleccionar los pozos con sus respectivos reservorios que aprobaron la

condición del índice de heterogeneidad, la reservas Shut – in fueron evaluadas y

aquellas que indiquen un potencial mayor a 100 MBls son definidas para continuar con

la evaluación de la Fase II.

A continuación, se observa la matriz escalonada agrupando a los pozos con su

respectiva leyenda de aquellos que han sido seleccionados o descartados.

Tabla 20. Matriz escalonada de la evaluación de productividad.

Reservorios

U Inferior U Superior T Superior U Media

CYB-019 CYB-019 CYBH-016 CYBG-042

CYB-026 CYBE-029 CYBE-029 SNSA-018

CYBA-028 CYBG-042

CYBE-029 CYBH-016

CYBG-042 SNSA-013

CYBH-016 SNSA-015

CYBH-045 SNSA-018

CYBH-055 SNSC-019

SNSC-019



Reservorio descartado del análisis Nombre del Pozo

Reservorio aprobado Nombre del Pozo

Leyenda

El análisis continuó con el siguiente flujo de trabajo: índice de heterogeneidad, reservas

de los pozos cerrados.

67

Índice de heterogeneidad

La evaluación del comportamiento heterogéneo entre la producción de petróleo y agua

permite discriminar reservorios que implican disconformidades al momento de iniciar la

producción del pozo.

Los datos pertenecen al historial de producción y para la elección de estos, la tasa de

petróleo de cada completación debía permanecer casi estable durante un tiempo prolongado de

producción.

Después de tener seleccionado los datos de producción de petróleo y agua, calculamos

la producción promedio del grupo, en este caso por cada reservorio, y también las tasas

máximas y mínimas por cada fase. A continuación, procedemos a calcular el índice de

heterogeneidad con la fórmula 1 descrita en el marco teórico.

Finalmente, graficamos en un plano cartesiano y seleccionamos las completaciones

ubicadas en el Cuadrante II, de color rojo, como indica el criterio de discriminación. Las tablas

de evaluación se observan en el Anexo 24.

Tabla 21. Calificación por cuadrante para el índice de heterogeneidad.

I Cuadrante II Cuadrante III Cuadrante IV Cuadrante

Alto Qo – Alto Qw. Alto Qo – Bajo Qw. Bajo Qo – Bajo Qw. Bajo Qo – Alto Qw.

Descartar Continuar en el

análisis Descartar


U Inferior

Las completaciones de color rojo ubicadas en el Cuadrante II son: CYBA – 028UI,

CYBH – 055UI y CYBH – 016UI.

68

Figura 44. Gráfico en cruz del Índice de heterogeneidad del reservorio UI (PETROAMAZONAS EP, 2019).


U Superior

Las completaciones de color rojo ubicadas en el Cuadrante II son: CYBG – 042US,

SNSA – 018US y CYB – 019US.

Figura 45. Gráfico en cruz del Índice de heterogeneidad del reservorio US (PETROAMAZONAS EP, 2019).


CYB-019CYB-026CYBA-028

CYBE-029

CYBG-042

CYBH-016

CYBH-045

CYBH-055

SNSC-019-0,40

-0,20

0,00

0,20

0,40

0,60

0,80

-0,60 -0,40 -0,20 0,00 0,20 0,40 0,60 0,80

Pet

ròle

o

Agua

IH -UI

CYB-019

CYBE-029

CYBG-042CYBH-016

SNSA-013

SNSA-015

SNSA-018

SNSC-019

-0,60

-0,40

-0,20

0,00

0,20

0,40

0,60

0,80

-0,60 -0,40 -0,20 0,00 0,20 0,40 0,60Pet

ròle

o

IH Agua

IH-US

69

T Superior

Las completaciones de estos reservorios quedan descartadas del análisis por no cumplir

con el criterio de la Tabla 21. Como se observa, ninguna completación está ubicada en el

cuadrante II. Además, debido a la poca cantidad de los datos no se puede obtener un índice de

heterogeneidad eficiente; por lo tanto, si alguna completación se ubicaría en el cuadrante II

tendría un alto nivel de incertidumbre para su selección.

Figura 46. Gráfico en cruz del Índice de heterogeneidad del reservorio TS (PETROAMAZONAS EP, 2019).


U Media

Las completaciones de estos reservorios quedan descartadas del análisis por no cumplir

con el criterio de la Tabla 21. Como se observa, ninguna completación está ubicada en el

cuadrante II. Además, debido a la poca cantidad de los datos no se puede obtener un índice de

heterogeneidad eficiente; por lo tanto, si alguna completación se ubicaría en el cuadrante II

tendría un alto nivel de incertidumbre para su selección

CYBE-029TS

CYBH-016TS

-0,60

-0,40

-0,20

0,00

0,20

0,40

0,60

-0,60 -0,40 -0,20 0,00 0,20 0,40 0,60

Pe

trò

leo

Agua

IH - TS

70

Figura 47. Gráfico en cruz del Índice de heterogeneidad del reservorio UM (PETROAMAZONAS EP, 2019).


Evaluación de reservas.

La revisión de reservas es un estudio fundamental para determinar si la completación

entregaría un potencial significativo para su reapertura; los potenciales mayores a 100 MBls

continuaron con el proceso FEL. Las gráficas de declinación se pueden observar en el Anexo

25, las siguientes completaciones aprobaron el método del índice de heterogeneidad:

Tabla 22. Reservas de los pozos seleccionados en el índice de heterogeneidad.

Pozo Reservorio Reservas (Bls) Declinación anual

CYB-019

US

145.276 0.22

CYBG-042 50.397 0.35

SNSA-018 100.598 0.27

CYBA-028

UI

98.011 0.24

CYBH-016 105.233 0.26

CYBH-055 50.620 0.39



Reservorio descartado

Reservorio aprobado

Leyenda

CYBG-042UM

SNSA-018UM

-0,60

-0,40

-0,20

0,00

0,20

0,40

0,60

-0,60 -0,40 -0,20 0,00 0,20 0,40 0,60

Pe

trò

leo

Agua

IH - UM

71

3.4.2 Fase II o Conceptualización

La necesidad de valorar todas las posibles opciones de mejora es una parte fundamental

de la metodología FEL, por lo tanto, en la Fase II o Conceptualización analizamos la parte

mecánica y evaluamos el sistema de levantamiento artificial de los 3 pozos seleccionados en la

Fase I; adicional proponemos el trabajo de reapertura para continuar con la Fase III.

Figura 48. Diagrama de flujo de la Fase II o Conceptualización.


El procedimiento para esta fase continuó con el siguiente orden:

- Primero, la descripción de la infraestructura mecánica del pozo fue esencial para

concretar si el problema de cierre provenía o no del factor mecánico y conocer el último

sistema de levantamiento artificial del pozo.

- Después de conocer el estado mecánico del pozo, la evaluación del sistema de

levantamiento artificial fue realizada a través del método de screening para concluir o

no si es necesario un cambio de levantamiento artificial. El sistema que mayor

cuantificación obtenga será seleccionado para el pozo correspondiente.

Fase II o Conceptualización

Análisis mecánico integrado

•Diagrama mecánico

•Historial de Workovers

•Evaluación del sistema de levantamiento artificial

Evaluación de producción

excesiva de agua• Gráficas de Chan

Propuesta de intervención

•Propuesta

•Selección de la geometria de bomba jet

CYB-019US

CYBH-016UI

SNSA-018US

72

- Finalmente, gráficas de Chan y registros de cementación fueron revisados para

proponer trabajo de recortes de intervalos y minorar el corte de agua en el caso de ser

la causa de cierre.

Tabla 23. Matriz del análisis mecánico integrado.

Pozo Reservorio

propuesto

Levantamiento

artificial

Observaciones de la Causa de cierre y del Diagrama

mecánico

CYB-019 U Superior PPH Pozo cerrado por alto corte de agua; CIBP presente a 7950 ft.

La última geometría de la bomba jet usada fue la 10J.

CYBH-016 U Inferior PPH

Pozo cerrado por alto corte de agua; presenta un pescado bajo

la arena T Superior y CIBP a 7750 ft. La última geometría de

la bomba jet usada fue la 10I.

SNSA-018 U Superior PPH

Pozo cerrado por alto corte de agua; CIBPs a 8055 ft, 8077 ft

y 8150 ft sobre T Superior. La última geometría de la bomba

jet usada fue la 9I.



3.4.2.1 Análisis mecánico integrado

Pozo CYB-019

Descripción mecánica

La causa de cierre del pozo fue su alto corte de agua, 96,97% de BSW de U Superior y

94,51 % de BSW de U Inferior (PETROAMAZONAS EP, 2018). Con respecto al análisis

mecánico, el pozo tiene una profundidad de 8284 ft, un tapón CIBP a 7950 ft. No presentó

características mecánicas complejas para operaciones posteriores. El sistema de levantamiento

implementado en el pozo antes de su cierre fue de Bombeo hidráulico (PPH), la camisa de

circulación en donde la bomba jet es alojada se encuentra a una profundidad TVD aproximada

de 7710 ft.

Las arenas disparadas son:

Tabla 24. Estado de los intervalos disparados del pozo CYB - 019.

Arena Profundidad MD (ft) Estado

U Superior 7794 – 7800 Abierta

7800 – 7810 Abierta

U Media

7836 – 7838 Squeeze

7838 – 7843 Abierta

7843 – 7846 Squeeze

73


U Inferior 7852 – 7857 Abierta

7857 – 7860 Squeeze

T Superior 8004 – 8010 Squeeze

8036 – 8046 Squeeze



El pozo durante su vida productiva ha tenido la completación inicial y 6

reacondicionamientos, los cuales se resumen en la siguiente tabla:

Tabla 25. Resumen de reacondicionamientos del pozo CYB - 019.

No. Fecha Tipo de trabajo Resultados Observaciones

C&I 19/Ene/1995 Completación

inicial

BSW TI=

100%;1992 BFPD

BSW TS= 55 %;

216 BFPD

BSW UI= 1%; 2328

BFPD

CIBP asentado a

7940 ft sobre arenas

TS y TI.

1 26/Ago/1996

Cementación

forzada UI,

punzonar y

repunzonar US

BSW UI= 2,8%;

1342 BFPD

Resultados

satisfactorios para

UI. No presenta

resultados de US.

2 30/Ago/2012

Registros de

saturación a Napo

T y U. Squeeze y

repunzonar la

mejor zona.

Registro indica

Napo T saturada de

agua.

BSW US= 49 %;

432 BFPD

Problemas de pesca

al retirar la

completación;

solucionados.

Nuevo CIBP

asentado a 7950 ft

sobre arena T.

3 24/May/2015 Repunzonar arenas

UI y US.

BSW UI= 92 %;

1416 BFPD

Resultados

satisfactorios para

UI.

4 29/Mar/2016 Comunicación

Tubing – Casing.

Abren camisa de

US. No menciona

evaluación.

Desprendimiento

de sarta de

producción, ocurre

una pesca, resuelto.

5 23/Oct/2017

Pulling hidráulico

por falla mecánica

en completación.

BSW

US=100%;1896

BFPD

Resultados no

satisfactorios para

US.

6 31/Ago/2018

Pulling hidráulico

por falla mecánica

en completación.

BSW UI= 95 %;

1866 BFPD

Se mantiene el

mismo BSW.



74

Evaluación del sistema de levantamiento artificial

En el pozo CYB – 019 los sistemas ideales para el levantamiento artificial son: Bombeo

Electrosumergible e Hidráulico.

En vista de que el pozo fue cerrado por un alto corte de agua, fue recomendable

mantener el sistema de Bombeo hidráulico porque el drawdown generado por una bomba

electrosumergible provocaría una inundación de agua más temprana en el reservorio.

Tabla 26. Calificación para el sistema de levantamiento artificial del pozo CYB - 019.

CYB-019

Criterio BM PPH PPS BCP

Profundidad bomba (ft) 100-11000 5000-15000 1000-15000 2000-6000

X X X

Tasa de producción (BFPD) 5-1500 300-4000 100-30000 5-1500

X X

Temperatura operación (ºF) 100-500 100-500 70-400 75-250

X X X X

Manejo de sólidos Bajo Medio Bajo Alto

X X X

Manejo de GLR Bajo Medio Bajo Medio

X X X X

Disponibilidad de energía Gas y Eléctrico Diésel y Eléctrico Eléctrico Gas y Eléctrico

X X

Perfil de pozo Vertical Indiferente Indiferente Vertical

X X X X

Selección final 5 7 7 3


Fuente: Zambrano, 2011.

CYBH – 016UI

Descripción Mecánica

El pozo presentó alto corte de agua en su producción, provocando el cierre temporal.

En cuanto al análisis del diagrama mecánico del pozo, se observó una profundidad total de

8077 ft. En el fondo hay un pescado producto del reacondicionamiento 3, no hubo necesidad

de descartar este pozo porque se encuentra bajo la arena T Superior y no presenta inconveniente

para trabajos futuros; cuenta con cuatro arenas disparadas:

Tabla 27. Estado de los intervalos disparados del pozo CYBH - 016.

75


Arenisca M1 7058 – 7070 Squeeze

U Superior

7633 – 7634 Abierto

7634 – 7637 Abierto

7637 – 7641 Squeeze

U Inferior

7677 – 7681 Abierto

7681 – 7684 Squeeze

7688 – 7692 Squeeze

7695 – 7703 Squeeze

7703 – 7708 Squeeze

T Superior

7794 – 7806 Abierto

7806 – 7807 Abierto

7812 – 7820 Squeeze

7828 – 7835 Squeeze

7856 – 7860 Squeeze



El pozo durante su vida productiva presenta la completación inicial y 7


Tabla 28. Resumen de reacondicionamientos del pozo CYBH - 016.


C&I 03/Nov/1990 Completación

inicial

BSW UI= 0,1 %;

3117 BPPD.

Squeeze en UI por

mala cementación.

1 08/Dic/1991

Cementación

forzada en UI,

repunzonar y

evaluar.

BSW UI= 2 %;

710 BFPD.

Pozo produce a

flujo natural.

2 18/Oct/1994

Completación

para PPH, evalúan

UI, punzonar y

evaluar BT.

BSW UI= 9,7 %;

844 BPPD.

Sin

inconvenientes.

3 21/Mar/2005

Squeeze a TS y

UI, punzonar TS y

repunzonar UI.

BSW TS= 67 %;

203 BPPD.

Un pescado queda

en el pozo.

Asientan RBP a

7965 ft.

4 16/Jun/2012

Registro de

saturación de U y

T. En base a los

resultados

punzonar y

evaluar.

BSW UI= 99 %;

1824 BFPD.

Punzonaron US,

pero no evaluaron.

76


5 14/Dic/2013

Punzonar TS y

completar con

PPH.

BSW TS= 100 %;

1032 BFPD.

Molieron tapón

EZ-DRILL hasta

el tope de pescado

y realizaron la

completación.

6 02/Jun/2017

Asentar CIBP.

Squeeze en US y

UI, repunzonar

UI.

BSW M1= 100 %;

744 BFPD.

BSW UI= 100 %;

608 BFPD.

CIBP a 7750 ft

sobre la arena TS y

pescado. Punzona

M1.

7 22/Jul/2018

Tapón balanceado.

Disparar y

redisparar las

arenas TS, UI y

US.

BSW US= 86,83

%; 762 BFPD.

Muelen 2 ft del

CIBP ubicado a

7750 ft.




En el pozo CYBH – 016 los sistemas ideales para el levantamiento artificial son:

Bombeo Electrosumergible e Hidráulico. Al igual que en el pozo CYB – 019 también es

recomendable mantener el sistema de bombeo hidráulico por el alto corte de agua que aporta

el reservorio.

Tabla 29. Calificación para el sistema de levantamiento artificial del pozo CYBH – 016.

CYBH - 016



X X X


X X X


X X X X


X X X


X X X X

Disponibilidad de energía Gas y Eléctrico Diésel y Eléctrico Eléctrico

Gas y

Eléctrico

X X


X X X X




77

SNSA – 018

Descripción Mecánica

La razón de cierre fue el alto corte de agua que presentaba la arena U Superior, 99 %

BSW. Con respecto al análisis mecánico, la profundidad total del pozo es 8436 ft. El diagrama

mecánico del ultimo reacondicionamiento permitió observar tres CIBP ubicados a las

siguientes profundidades: 8150 ft, 8077 ft, 8055 ft; no presentó operaciones de pesca fallidos

en el fondo ni otros problemas mecánicos complejos, cuenta con tres arenas disparadas:

Tabla 30. Estado de los intervalos disparados del pozo SNSA – 018.


U Superior

7972 – 7979 Abierto

7985 – 7994 Abierto

8000 – 8008 Squeeze

8015 – 8019 Squeeze

U Media

8043 – 8047 Abierto

8047 – 8049 Squeeze

8060 – 8074 Abierto

8079 – 8081 Squeeze

T Superior 8192 - 8200 Abierto

8206 – 8209 Abierto



El pozo durante su vida productiva presenta la completación inicial y 6


Tabla 31. Resumen de reacondicionamientos del pozo SNSA - 018.


C&I 09/Jul/2012 Completación

inicial

BSW UM= 80 %;

2640 BFPD

Squeeze por mala

cementación en

UM, US, TS y TI.

1 06/May/2013 Asentar CIBP,

punzonar US.

BSW US= 90%;

1848 BFPD

CIBP a 8030 ft

sobre UM.

2 23/Abr/2014

Cementación

forzada a TS y

punzonar.

BSW TS= 100 %;

1224 BFPD

Muelen CIBP a

8030 ft,

78


3 14/Abr/2015

Asentar CIBP,

tapón presurizado a

US y UM.

Repunzonar UM

BSW UM= 100 %;

1512 BFPD

CIBP a 8150 ft

sobre TS.

4 25/Dic/2016 Moler CIBP y

repunzonar TS.

Realizan prueba de

admisión a US con

1000 psi, presión

cae 500 psi/min.

UM no es evaluada.

Arman

completación PPH.

CIBP a 8077 ft

sobre TS.

Repunzonan US y

UM.

5 07/Abr/2017 Comunicación

Tubing – Casing.

Realizan prueba de

admisión a US con

1000 psi, presión

cae 300 psi/min.

Sin inconvenientes.

6 02/Jul/2018

Asentar CIBP,

repunzonar UM y

US.

BSW US= 100%;

1344 BFPD

CIBP a 8055 ft. No

hay evaluación de

UM.




El pozo SNSA – 018 es direccional en bajo grado. Al igual que en los dos pozos

anteriores, los sistemas recomendados son bombeo hidráulico y electrosumergible; optar

mantener un bombeo hidráulico es la opción recomendable porque la causa de cierre del pozo

es su alto corte de agua.

Tabla 32. Calificación para el sistema de levantamiento artificial del pozo SNSA - 018.

SNSA - 018



X X X


X X


X X X X


X X X


X X X X

Disponibilidad de energía Gas y Eléctrico Diésel y Eléctrico Eléctrico

Gas y

Eléctrico

X X


79

X X




3.4.2.2 Evaluación de producción excesiva de agua

CYB – 019US

La gráfica de Chan evidencia la canalización de agua en las cercanías de la cara de la

formación que puede ser por el desplazamiento normal de producción por el prologando tiempo

de producción del reservorio; las dos pendientes WOR y su derivada WOR’ toman un

comportamiento positivo a partir de los 2000 días de producción respaldando el diagnóstico

del problema de producción de agua. El registro de cementación es antiguo debido al tiempo

de producción que tiene el pozo, pero debido a que se observa una buena cementación es

descartada una canalización por mal cemento, pero se realizara una cementación remedial en

los intervalos abiertos.

Figura 49. Curva de CHAN de la completación CYB - 019US (PETROAMAZONAS EP, 2019).


80

Figura 50. Registro de cementación de la completación CYB - 019US (PETROAMAZONAS EP, 2018).

CYBH – 016UI

La gráfica de Chan permite evidenciar dos periodos: el primer período que concluye

aproximadamente a los 1000 días con un desplazamiento normal de producción, y el segundo

que permite identificar una canalización de agua observando que las dos pendientes tanto del

WOR como su derivada WOR’ son positivas. El registro de cementación indica una zona con

buen cemento, por lo tanto, queda descartada una canalización por mala cementación.

Figura 51. Curva de CHAN de la completación CYBH - 016UI (PETROAMAZONAS EP, 2019).


81

Figura 52. Registro de cementación de la completación CYBH - 016UI (PETROAMAZONAS EP, 2018).

SNSA – 018US

La gráfica de Chan evidencia la canalización de agua en la cara de la formación, la

pendiente del WOR y su derivada WOR’ tienen una tendencia positiva. En base al registro de

cementación del pozo, la canalización por mala cementación es descartada. El registro de

cementación indica una buena zona cementada.

Figura 53. Curva de CHAN de la completación SNSA – 018US (PETROAMAZONAS EP, 2019).


82

Figura 54. Registro de cementación de la completación SNSA – 018US (PETROAMAZONAS EP, 2018).

3.4.2.3 Propuesta de intervención

CYB – 019US

Propuesta

Realizar una cementación remedial en el intervalo disparado de U Superior, volver a

perforar el siguiente intervalo (7794 ft – 7800 ft).

Selección de geometría de Bomba Jet

La geometría, calculada con el software SYAL y datos del Anexo 28, que mejor se

ajusta a las condiciones del pozo después del reacondicionamiento es 12L con una eficiencia

mecánica del 22.42 %.

De acuerdo con el análisis de sensibilidad lo máximo que podría extraer esta geometría

es 583 BFPD a 3600 psia.

83

Figura 55. Análisis de sensibilidad para la presión de inyección de la completación CYB-019US.


CYBH – 016UI.

Propuesta

Realizar una cementación remedial en el intervalo disparado de U Inferior, volver a

perforar el siguiente intervalo (7680 ft – 7684 ft).

Selección de geometría de la bomba jet

La geometría, calculada con el software SYAL y datos en el Anexo 29, que mejor se

ajusta a las condiciones del pozo después del reacondicionamiento es 9I con una eficiencia

mecánica del 31 %.


es 786 BFPD a 3700 psia, dependiendo del rango operativo de presión de inyección que pueda

entregar el sistema de bombeo hidráulico.

84

Figura 56. Análisis de sensibilidad para la presión de inyección de la completación CYBH-016UI.


SNSA – 018US.

Propuesta

Realizar una cementación remedial en el intervalo disparado de U Superior, volver a

disparar el siguiente intervalo (7985 ft – 7990 ft).

Selección de geometría de la bomba jet

La geometría, calculada con el software SYAL y datos del Anexo 30, que mejor se

ajusta a las condiciones del pozo después del reacondicionamiento es 4D con una eficiencia

mecánica del 32 %.


es 273 BFPD a 3700 pisa, dependiendo el rango operativo de presión de inyección que pueda

entregar el sistema de bombeo hidráulico.

85

Figura 57. Análisis de sensibilidad para la presión de inyección de la completación SNSA-018US.


3.4.3 Fase III o Definición.

Después de definir los candidatos y trabajos de intervención, fundamentados con la

información técnica provista por PETROAMAZONAS EP, para la fase III fue importante

realizar un análisis económico que permitirá tener una visión definitiva de la factibilidad del

proyecto.

Este análisis se basa principalmente en los ingresos y egresos de capital, valor actual

neto y tasa interna de retorno de las completaciones CYB - 019US, CYBH - 016UI y SNSA –

018US.

86

Figura 58. Diagrama de flujo de la Fase III o Definición.


3.4.3.1 Estimación de producción

Para estimar la producción de los pozos que han sido seleccionados para su reapertura,

fue importante observar el historial de producción ya que se puede estimar una tasa similar si

es que solo se realiza un trabajo mecánico de Workover. Los historiales de producción pueden

observarse en el Anexo 26.

Los pronósticos de producción fueron generados con la declinación de las reservas

evaluadas en el Fase I; así mismo, tales declinaciones se pueden observar en el Anexo 25.

Perfil de producción de la completación CYB - 019US

El perfil de producción fue determinado con el valor de la declinación exponencial

calculado en las reservas de la Fase II, la declinación mensual utilizada fue del 1.6 %.

Tabla 33. Proyección de producción de la completación CYB-019US.

Periodo Tasa de fluido

(BFPD) Tasa de agua

(BAPD) Tasa de petróleo

(BPPD) BSW (%)

1 502 393 109 78.29

2 506 399 107 78.85

3 510 405 105 79.41

4 515 412 103 80.00

5 519 418 101 80.54

6 523 424 99 81.07

Fase III o Definición

Estimación de producción

Evaluacióneconómica

Resultados

CYB-019US

CYBH-016UI

SNSA-018US

87


(BFPD) Tasa de agua


(BPPD) BSW (%)

7 528 431 97 81.63

8 532 436 96 81.95

9 537 443 94 82.50

10 541 449 92 82.99

11 546 456 90 83.52

12 550 461 89 83.82

13 555 468 87 84.32

14 560 474 86 84.64

15 564 480 84 85.11

16 569 487 82 85.59

17 574 493 81 85.89

18 578 499 79 86.33

19 583 505 78 86.62

20 588 511 77 86.90

21 593 518 75 87.35

22 598 524 74 87.63

23 603 531 72 88.06

24 608 537 71 88.32

25 614 544 70 88.60

26 619 551 68 89.01

27 624 557 67 89.26

28 629 563 66 89.51

29 634 569 65 89.75

30 639 575 64 89.98

31 645 583 62 90.39

32 650 589 61 90.62

33 656 596 60 90.85

34 661 602 59 91.07

35 667 609 58 91.30

36 672 615 57 91.52



La Figura 59 indica el pronóstico de producción para 36 meses de la completación CYB

– 019US.

88

Figura 59. Proyección de producción de CYB-019US (PETROAMAZONAS EP, 2019).


Perfil de producción de la completación CYBH – 016UI



Tabla 34. Proyección de producción de la completación CYBH-016UI.


(BFPD) Tasa de agua


(BPPD) BSW (%)

1 733 634 99 86.49

2 733 637 96 86.90

3 734 640 94 87.19

4 734 643 91 87.60

5 735 646 89 87.89

6 736 649 87 88.18

7 736 652 84 88.59

8 737 655 82 88.87

9 737 657 80 89.15

10 738 660 78 89.43

11 738 662 76 89.70

12 739 665 74 89.99

13 739 667 72 90.26

14 740 670 70 90.54

15 741 672 69 90.69

16 741 674 67 90.96

17 742 677 65 91.24

18 742 679 63 91.51

70

75

80

85

90

95

0

100

200

300

400

500

600

700

800

1/1

/20

20

1/3

/20

20

1/5

/20

20

1/7

/20

20

1/9

/20

20

1/1

1/2

02

0

1/1

/20

21

1/3

/20

21

1/5

/20

21

1/7

/20

21

1/9

/20

21

1/1

1/2

02

1

1/1

/20

22

1/3

/20

22

1/5

/20

22

1/7

/20

22

1/9

/20

22

1/1

1/2

02

2

%BP

D

Fecha

Proyección de la produccion de CYB - 019US

Fluido Agua Petróleo BSW

89


(BFPD) Tasa de agua


(BPPD) BSW (%)

19 743 681 62 91.66

20 743 683 60 91.92

21 744 685 59 92.07

22 745 688 57 92.35

23 745 689 56 92.48

24 746 692 54 92.76

25 746 693 53 92.90

26 747 696 51 93.17

27 747 697 50 93.31

28 748 699 49 93.45

29 748 700 48 93.58

30 749 703 46 93.86

31 750 705 45 94.00

32 750 706 44 94.13

33 751 708 43 94.27

34 751 709 42 94.41

35 752 711 41 94.55

36 753 713 40 94.69



La Figura 60 indica el pronóstico de producción para 36 meses de la completación

CYBH – 016UI.

Figura 60. Proyección de producción de CYBH–016UI (PETROAMAZONAS EP, 2019).


82

84

86

88

90

92

94

96

0

100

200

300

400

500

600

700

800

1/1

/20

20

1/3

/20

20

1/5

/20

20

1/7

/20

20

1/9

/20

20

1/1

1/2

02

0

1/1

/20

21

1/3

/20

21

1/5

/20

21

1/7

/20

21

1/9

/20

21

1/1

1/2

02

1

1/1

/20

22

1/3

/20

22

1/5

/20

22

1/7

/20

22

1/9

/20

22

1/1

1/2

02

2

%BP

D

Fecha

Proyección de la produccion de CYBH - 016UI


90

Perfil de producción de la completación SNSA – 018US.



Tabla 35. Proyección de producción de la completación SNSA – 018US.


(BFPD) Tasa de agua


(BPPD) BSW (%)

1 252 153 99 60.71

2 257 161 96 62.65

3 262 169 93 64.50

4 266 175 91 65.79

5 271 183 88 67.53

6 276 190 86 68.84

7 282 198 84 70.21

8 287 206 81 71.78

9 292 213 79 72.95

10 298 221 77 74.16

11 303 228 75 75.25

12 309 236 73 76.38

13 315 244 71 77.46

14 320 251 69 78.44

15 326 259 67 79.45

16 332 266 66 80.12

17 338 274 64 81.07

18 345 283 62 82.03

19 351 291 60 82.91

20 358 299 59 83.52

21 364 307 57 84.34

22 371 315 56 84.91

23 378 324 54 85.71

24 385 332 53 86.23

25 392 341 51 86.99

26 399 349 50 87.47

27 406 357 49 87.93

28 414 367 47 88.65

29 421 375 46 89.07

30 429 384 45 89.51

31 437 393 44 89.93

32 445 403 42 90.56

33 454 413 41 90.97

34 462 422 40 91.34

35 471 432 39 91.72

36 479 441 38 92.07



La Figura 61 indica el pronóstico de producción para 36 meses de la completación

SNSA – 018US.

91

Figura 61. Proyección de producción de SNSA–018US (PETROAMAZONAS EP, 2019).


3.4.3.2 Evaluación económica

Para la presente evaluación económica se considera los siguientes factores que influyen

en los ingresos y egresos para el campo Cuyabeno Sansahuari.

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 Cuyabeno - Sansahuari

corregido con su respectivo castigo por el grado API.

• Si el API > 25°

Precio del barril = (1 + ((APICuyabeno−Sansahuari − APICrudo ref) ∗1.1

100) ∗ (Precio WTI − Castigo) (11)

Donde:

APICuyabeno – Sansahuari (U) = 25 º

APIcrudo ref. = 23.5 º

Precio del WTI al 08 de enero del 2020 = 61.17 USD

Castigo = 1.7 USD

0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

100

0

100

200

300

400

500

600

1/1

/20

20

1/3

/20

20

1/5

/20

20

1/7

/20

20

1/9

/20

20

1/1

1/2

02

0

1/1

/20

21

1/3

/20

21

1/5

/20

21

1/7

/20

21

1/9

/20

21

1/1

1/2

02

1

1/1

/20

22

1/3

/20

22

1/5

/20

22

1/7

/20

22

1/9

/20

22

1/1

1/2

02

2

%BP

D

Fecha

Proyección de la produccion de SNSA-018US


92

• Si el API < 25°

Precio del barril = (1 + ((APICuyabeno−Sansahuari − APICrudo ref) ∗1.3

100) ∗ (Precio WTI − Castigo) (12)

Donde:

APICuyabeno – Sansahuari (U) = 25 º

APIcrudo ref. = 23.5

Precio del WTI al 08 de enero del 2020 = 61.17 USD

Castigo = 1.7 USD

El reservorio Napo U del campo Cuyabeno – Sansahuari tiene un API promedio de 25º,

por lo tanto, para determinar el precio del barril la Formula 11 fue empleada; el precio del barril

de petróleo al 08 de enero del 2020 es de USD 60.31, valor utilizado para el análisis económico

del presente estudio técnico.

En la Tabla 36 se muestran los distintos escenarios considerados por la incertidumbre

que presenta actualmente en el mercado y el sondeo en la página del pronóstico del precio del

crudo en la Agencia Internacional de Energía (EIA, por sus siglas en inglés) para un escenario

pesimista (-10% del valor probable) y otro escenario optimista (+10% del valor probable)

(Reinoso D, 2019).

Tabla 36. Escenarios del Costo del barril WTI.

Escenario Costo del barril (USD)

Pesimista 54.28

Probable 60.31

Optimista 66.34


Egresos

Los egresos son los costos que conlleva la producción de un barril de petróleo,

considerando valores operativos, administrativos y pago por transporte del fluido producido.

La siguiente tabla muestra los valores usados para los egresos:

Tabla 37. Costos por barril de petróleo producido.

Ítem Valor (USD)

Tarifa Ley 10 2.00

Tarifa Ley 40 0.05

93

Ítem Valor (USD)

Tratamiento de agua 0.07

Tratamiento de crudo y MTU 0.09

Transporte 1.06

Comercialización 0.10

Soporte, Gastos de personal y Seguridad física 3.02

Ing. De operaciones 1.17

Indirectos 1.31

TOTAL 8.87



Ley 10

La Comisión de Legislación y Codificación del Congreso Nacional de la República del

Ecuador resuelve que:

Créase el Fondo para el Eco-desarrollo Regional Amazónico que se incrementará con

los ingresos provenientes del impuesto equivalente a dos dólares de los Estados Unidos de

América (USD 2.00), por cada barril de petróleo que se extraiga en la Región Amazónica, y se

comercialice en los mercados interno y externo (Ley 10, 2008).

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).

Inversión

Es importante considerar los costos que involucran la instalación de los sistemas

propuestos, en la Tabla 38 se muestran los costos promedio de las operaciones de

reacondicionamiento ejecutadas a los 3 pozos cerrados seleccionados del campo Cuyabeno

Sansahuari, los mismos que servirán de referencia para el análisis económico del presente

estudio.

Tabla 38. Costos de trabajos operacionales.

94

Costos Operacionales

Detalle Valor (USD)

Movilización torre de reacondicionamiento 7,600.00

Servicio de torre de reacondicionamiento (6 Días) 41,260.00

Tarifa operativa Drill Pipe (6 Días) 4,800.00

Combustible Diésel (6 Días) 2,379.00

Fluido de control 1,000 Bls. (química + preparación) 18,000.00

Unidad de slick line (cierre de camisa + recuperación de Std. Valve + operaciones varias) 630.00

Alquiler de herramientas para BHA de limpieza 9,700.00

Corrida de Cañones 45,724.00

Servicio de tapón de cemento 21,700.00

Evaluación del pozo (MTU + Bomba Jet) 30,000.00

Herramientas para BHA de evaluación y producción (camisa + No-Go + Std. Valve) 12,500.00

Servicio de spoler 1,442.00

Contingencias (30%) 30% del total

Total 253,870.5



Hipótesis para el análisis económico

Los siguientes puntos son tomados en cuenta para el análisis económico:

• Petroamazonas EP, fija una tasa de actualización anual del 10% siendo de esta

manera la tasa de actualización mensual del 0.7974 %.

• Petroamazonas EP fija un análisis económico solo para un tiempo de 36 meses.

• El costo de producción por barril es de USD 8.87, mismo que se mantenía fijo durante

los 36 meses del pronóstico de producción.

• Un rango de incertidumbre en la tasa inicial de producción de petróleo fue

considerado para observar los resultados económicos generados en el caso de que

el trabajo propuesto sea o no beneficioso en base a lo esperado. El rango tomado en

cuenta fue +/- 15 %.

CYB – 019US

Período de recuperación de la Inversión

La Figura 62 muestra el flujo de caja actualizado acumulado con respecto a los años de

proyección. El tiempo de retorno de inversión para el escenario probable es de un año y 6

meses, mientras que para el escenario optimista es en un año.

95

Figura 62. Proyección económica de la completación CYB – 019US (PETROAMAZONAS EP, 2019).


-300000

-200000

-100000

0

100000

200000

300000

400000

500000

600000

700000

2019 2020 2021 2021 2022 2022

Flu

jo d

e c

aja

acu

mu

lad

o (

USD

)

Tiempo de recuperaciòn (Años)

Proyeccion económica de la completación CYB - 019US

Probable Pesimista Optimista

96

Tabla 39. Análisis económico de la completación CYB-019US.

Período Producción

Mensual


Ingreso

Total

Mensual

Egreso

Total

Mensual

Flujo de

Caja

Actualizado

con 0.79 %

Flujo de Caja

Actualizado

Acumulado

Ingreso

Total

Mensual

Egreso

Total

Mensual

Flujo de

Caja

Actualizado

con 0.79 %

Flujo de

Caja

Actualizado

Acumulado

Ingreso

Total

Mensual

Egreso Total

Mensual

Flujo de

Caja

Actualizado

con 0.79 %

Flujo de

Caja

Actualizado

Acumulado

# BPPD USD USD USD USD USD USD USD USD USD USD USD USD

0 0.00 0.00 253,870.50 -253,870.50 -253,870.50 0.00 253,870.50 -253,870.50 -253,870.50 0.00 253,870.50 -253,870.50 -253,870.50

1 3,379.00 166,083.90 134,183.00 31,648.52 -222,221.98 147,272.44 134,183.00 12,985.89 -240,884.61 181,032.29 134,183.00 46,478.66 -207,391.84

2 3,103.00 152,518.00 123,564.81 28,496.90 -193,725.07 135,243.09 123,564.81 11,494.23 -229,390.39 166,245.40 123,564.81 42,007.96 -165,383.88

3 3,255.00 159,989.08 129,990.04 29,292.68 -164,432.39 141,867.95 129,990.04 11,598.23 -217,792.16 174,388.90 129,990.04 43,353.45 -122,030.43

4 3,090.00 151,879.03 123,794.74 27,206.07 -137,226.32 134,676.48 123,794.74 10,541.46 -207,250.69 165,548.91 123,794.74 40,448.49 -81,581.94

5 3,131.00 153,894.26 125,824.75 26,976.64 -110,249.68 136,463.45 125,824.75 10,224.49 -197,026.20 167,745.52 125,824.75 40,288.61 -41,293.34

6 2,970.00 145,980.82 119,737.04 25,022.46 -85,227.22 129,446.33 119,737.04 9,257.45 -187,768.75 159,119.83 119,737.04 37,550.02 -3,743.32

7 3,007.00 147,799.43 121,659.46 24,726.31 -60,500.90 131,058.96 121,659.46 8,891.17 -178,877.58 161,102.13 121,659.46 37,309.60 33,566.28

8 2,976.00 146,275.73 120,666.57 24,032.57 -36,468.33 129,707.84 120,666.57 8,484.66 -170,392.92 159,441.28 120,666.57 36,387.61 69,953.88

9 2,820.00 138,608.05 114,772.02 22,191.63 -14,276.70 122,908.64 114,772.02 7,575.29 -162,817.63 151,083.47 114,772.02 33,806.41 103,760.29

10 2,852.00 140,180.91 116,501.28 21,871.62 7,594.92 124,303.34 116,501.28 7,206.36 -155,611.28 152,797.90 116,501.28 33,525.27 137,285.56

11 2,700.00 132,709.83 110,741.10 20,130.83 27,725.76 117,678.48 110,741.10 6,357.00 -149,254.27 144,654.39 110,741.10 31,076.11 168,361.67

12 2,759.00 135,609.79 113,439.57 20,154.74 47,880.50 120,249.97 113,439.57 6,191.27 -143,063.00 147,815.36 113,439.57 31,250.71 199,612.38

13 2,697.00 132,562.38 111,370.77 19,112.69 66,993.19 117,547.73 111,370.77 5,571.00 -137,492.01 144,493.66 111,370.77 29,873.51 229,485.89

14 2,408.00 118,357.51 99,721.14 16,675.16 83,668.35 104,951.77 99,721.14 4,680.18 -132,811.82 129,010.29 99,721.14 26,206.88 255,692.77

15 2,604.00 127,991.26 108,309.06 17,471.60 101,139.95 113,494.36 108,309.06 4,602.91 -128,208.91 139,511.12 108,309.06 27,697.62 283,390.38

16 2,460.00 120,913.40 102,813.15 15,940.22 117,080.17 107,218.17 102,813.15 3,879.34 -124,329.57 131,796.22 102,813.15 25,524.32 308,914.70

17 2,511.00 123,420.15 105,275.03 15,853.31 132,933.48 109,440.99 105,275.03 3,639.78 -120,689.80 134,528.58 105,275.03 25,558.71 334,473.41

18 2,370.00 116,489.74 99,850.21 14,422.88 147,356.36 103,295.56 99,850.21 2,986.37 -117,703.43 126,974.41 99,850.21 23,510.82 357,984.23

19 2,418.00 118,849.03 102,213.33 14,305.48 161,661.85 105,387.62 102,213.33 2,729.65 -114,973.77 129,546.04 102,213.33 23,504.14 381,488.37

20 2,387.00 117,325.32 101,248.11 13,715.86 175,377.70 104,036.50 101,248.11 2,378.84 -112,594.94 127,885.20 101,248.11 22,724.74 404,213.10

21 2,250.00 110,591.53 95,979.97 12,366.86 187,744.56 98,065.40 95,979.97 1,765.06 -110,829.88 120,545.32 95,979.97 20,791.50 425,004.60

22 2,294.00 112,754.21 98,214.08 12,209.04 199,953.60 99,983.13 98,214.08 1,485.43 -109,344.45 122,902.66 98,214.08 20,730.48 445,735.09

23 2,160.00 106,167.87 93,043.81 10,932.82 210,886.42 94,142.79 93,043.81 915.48 -108,428.97 115,723.51 93,043.81 18,893.02 464,628.10

24 2,201.00 108,183.09 95,180.05 10,746.31 221,632.73 95,929.76 95,180.05 619.59 -107,809.38 117,920.12 95,180.05 18,793.44 483,421.54

97


Mensual


Ingreso

Total

Mensual

Egreso

Total

Mensual

Flujo de

Caja

Actualizado

con 0.79 %

Flujo de Caja

Actualizado

Acumulado

Ingreso

Total

Mensual

Egreso

Total

Mensual

Flujo de

Caja

Actualizado

con 0.79 %

Flujo de

Caja

Actualizado

Acumulado

Ingreso

Total

Mensual

Egreso Total

Mensual

Flujo de

Caja

Actualizado

con 0.79 %

Flujo de

Caja

Actualizado

Acumulado


25 2,170.00 106,659.38 94,242.51 10,180.70 231,813.43 94,578.63 94,242.51 275.59 -107,533.78 116,259.27 94,242.51 18,051.73 501,473.27

26 1,904.00 93,585.01 83,253.66 8,403.74 240,217.17 82,985.12 83,253.66 -218.44 -107,752.22 102,008.13 83,253.66 15,255.30 516,728.56

27 2,077.00 102,088.27 91,208.48 8,779.85 248,997.02 90,525.26 91,208.48 -551.34 -108,303.56 111,276.73 91,208.48 16,194.82 532,923.38

28 1,980.00 97,320.54 87,332.18 7,996.71 256,993.73 86,297.55 87,332.18 -828.33 -109,131.89 106,079.89 87,332.18 15,009.46 547,932.84

29 2,015.00 99,040.86 89,278.03 7,754.31 264,748.04 87,823.02 89,278.03 -1,155.68 -110,287.57 107,955.04 89,278.03 14,834.57 562,767.41

30 1,920.00 94,371.44 85,464.01 7,018.92 271,766.96 83,682.48 85,464.01 -1,403.83 -111,691.39 102,865.34 85,464.01 13,712.00 576,479.41

31 1,922.00 94,469.74 86,271.68 6,408.85 278,175.81 83,769.65 86,271.68 -1,955.97 -113,647.36 102,972.50 86,271.68 13,055.89 589,535.30

32 1,891.00 92,946.04 85,306.46 5,925.01 284,100.82 82,418.52 85,306.46 -2,239.79 -115,887.15 101,311.65 85,306.46 12,413.10 601,948.40

33 1,800.00 88,473.22 81,647.33 5,252.06 289,352.88 78,452.32 81,647.33 -2,458.34 -118,345.49 96,436.26 81,647.33 11,379.07 613,327.48

34 1,829.00 89,898.62 83,403.69 4,957.88 294,310.75 79,716.28 83,403.69 -2,814.77 -121,160.26 97,989.95 83,403.69 11,134.35 624,461.83

35 1,740.00 85,524.11 79,805.94 4,330.41 298,641.16 75,837.24 79,805.94 -3,005.52 -124,165.78 93,221.72 79,805.94 10,159.85 634,621.67

36 1,767.00 86,851.21 81,500.92 4,019.75 302,660.91 77,014.03 81,500.92 -3,371.07 -127,536.84 94,668.26 81,500.92 9,892.82 644,514.49


Fuente: PETROAMAZONAS EP, 2019

98

Resultados económicos

El rango tomado en cuenta fue +/- 15 % a la tasa inicial de petróleo del período 1 en la

Tabla 33, a partir de la tasa calculada, la proyección de producción fue obtenida con la misma

declinación mensual del caso probable. La evaluación económica fue realizada con los mismos

costos de inversión y los escenarios del precio del barril de petróleo.

Tabla 40. Resultados económicos para un escenario probable de producción de CYB – 019US.

Producción de petróleo (BPPD) 110

Declinación mensual (%) 1.6

Escenarios Pesimista Probable Optimista

Precio del Barril (USD) 54.28 61 66.34

Inversión Inicial (USD) 253,870.50

TIR (%) -5 9 15

VAN (USD) -115,233.67 373,658.25 762,152.72

Beneficio/Costo (Adimensional) 1.0 1.17 1.27



Tabla 41. Resultados económicos para un escenario de + 15 % a la tasa inicial de petróleo del CYB – 019US.

Rango de incertidumbre (%) + 15

Producción de petróleo (BPPD) 125.35





TIR (%) -2 12 19

VAN (USD) -26,764.69 523,807.85 961,316.39




Tabla 42. Resultados económicos para un escenario de - 15 % a la tasa inicial de petróleo del CYB – 019US.

Rango de incertidumbre (%) - 15






TIR (%) -14 5 11

VAN (USD) -232,770.90 174,174.02 751,420.39

Beneficio/Costo (Adimensional) 1 1.13 1.23



99

CYBH – 016UI



proyección. El tiempo de retorno de inversión para el escenario optimista es de un año y 6

meses.

Figura 63. Proyección económica de la completación CYBH – 016UI (PETROAMAZONAS EP, 2019).


-500000

-400000

-300000

-200000

-100000

0

100000

200000

300000

2019 2020 2021 2021 2022 2022

Flu

jo d

e c

aja

acu

mu

lad

o (

USD

)


Proyeccion económica de la completación CYBH - 016UI


100

Tabla 43. Análisis económico de la completación CYBH – 016UI.


Mensual


Ingreso

Total

Mensual

Egreso

Total

Mensual

Flujo de

Caja

Actualizado

con 0.79 %

Flujo de

Caja

Actualizado

Acumulado

Ingreso

Total

Mensual

Egreso

Total

Mensual

Flujo de

Caja

Actualizado

con 0.79 %

Flujo de

Caja

Actualizado

Acumulado

Ingreso

Total

Mensual

Egreso

Total

Mensual

Flujo de

Caja

Actualizado

con 0.79 %

Flujo de

Caja

Actualizado

Acumulado


0 0.00 0.00 253,870.50 -253,870.50 -253,870.50 0.00 253,870.50 -253,870.50 -253,870.50 0.00 253,870.50 -253,870.50 -253,870.50

1 3,069.00 150,846.84 129,539.66 21,138.62 -232,731.88 133,761.21 129,539.66 4,188.15 -249,682.35 164,423.82 129,539.66 34,608.19 -219,262.31

2 3,069.00 136,838.58 118,085.10 18,457.94 -214,273.93 121,339.59 118,085.10 3,203.20 -246,479.14 149,154.75 118,085.10 30,580.01 -188,682.30

3 3,069.00 143,228.32 124,049.39 18,727.34 -195,546.60 127,005.59 124,049.39 2,886.59 -243,592.55 156,119.59 124,049.39 31,315.07 -157,367.22

4 3,069.00 134,184.39 116,843.84 16,798.30 -178,748.30 118,986.02 116,843.84 2,075.20 -241,517.36 146,261.66 116,843.84 28,497.91 -128,869.32

5 3,069.00 135,609.79 118,559.13 16,386.80 -162,361.50 120,249.97 118,559.13 1,625.01 -239,892.34 147,815.36 118,559.13 28,117.15 -100,752.16

6 3,069.00 128,286.17 112,625.45 14,931.91 -147,429.58 113,755.87 112,625.45 1,077.81 -238,814.53 139,832.58 112,625.45 25,940.98 -74,811.18

7 3,069.00 127,991.26 113,068.87 14,115.39 -133,314.20 113,494.36 113,068.87 402.48 -238,412.05 139,511.12 113,068.87 25,012.25 -49,798.94

8 3,069.00 124,943.85 110,889.37 13,189.24 -120,124.96 110,792.11 110,889.37 -91.27 -238,503.32 136,189.43 110,889.37 23,742.50 -26,056.43

9 3,069.00 117,964.30 105,176.31 11,905.77 -108,219.18 104,603.10 105,176.31 -533.67 -239,036.99 128,581.68 105,176.31 21,790.69 -4,265.75

10 3,069.00 118,849.03 106,502.69 11,403.66 -96,815.52 105,387.62 106,502.69 -1,029.93 -240,066.93 129,546.04 106,502.69 21,283.93 17,018.18

11 3,069.00 112,066.08 100,931.14 10,203.39 -86,612.13 99,372.94 100,931.14 -1,427.84 -241,494.77 122,152.60 100,931.14 19,446.07 36,464.25

12 3,069.00 112,754.21 102,116.01 9,671.08 -76,941.05 99,983.13 102,116.01 -1,938.99 -243,433.76 122,902.66 102,116.01 18,896.95 55,361.19

13 3,069.00 109,706.80 99,908.84 8,836.77 -68,104.28 97,280.88 99,908.84 -2,370.16 -245,803.92 119,580.96 99,908.84 17,742.27 73,103.46

14 3,069.00 96,337.51 88,271.66 7,217.03 -60,887.25 85,425.86 88,271.66 -2,546.32 -248,350.23 105,008.37 88,271.66 14,975.41 88,078.87

15 3,069.00 105,135.68 96,653.42 7,529.58 -53,357.68 93,227.51 96,653.42 -3,041.14 -251,391.37 114,598.42 96,653.42 15,929.52 104,008.39

16 3,069.00 98,795.10 91,399.60 6,512.95 -46,844.73 87,605.09 91,399.60 -3,341.68 -254,733.05 107,687.16 91,399.60 14,343.85 118,352.24

17 3,069.00 99,040.86 92,266.75 5,918.51 -40,926.22 87,823.02 92,266.75 -3,882.47 -258,615.52 107,955.04 92,266.75 13,706.79 132,059.03

18 3,069.00 92,896.88 87,154.43 4,977.47 -35,948.75 82,374.94 87,154.43 -4,142.78 -262,758.31 101,258.07 87,154.43 12,224.82 144,283.85

19 3,069.00 94,469.74 88,983.66 4,717.63 -31,231.12 83,769.65 88,983.66 -4,483.67 -267,241.98 102,972.50 88,983.66 12,029.38 156,313.23

20 3,069.00 91,422.33 86,776.48 3,963.48 -27,267.63 81,067.40 86,776.48 -4,870.56 -272,112.53 99,650.80 86,776.48 10,983.39 167,296.62

21 3,069.00 86,998.67 82,936.04 3,438.51 -23,829.12 77,144.78 82,936.04 -4,901.57 -277,014.11 94,828.99 82,936.04 10,065.90 177,362.52

22 3,069.00 86,851.21 83,521.07 2,796.25 -21,032.87 77,014.03 83,521.07 -5,463.83 -282,477.93 94,668.26 83,521.07 9,360.07 186,722.58

101


Mensual


Ingreso

Total

Mensual

Egreso

Total

Mensual

Flujo de

Caja

Actualizado

con 0.79 %

Flujo de

Caja

Actualizado

Acumulado

Ingreso

Total

Mensual

Egreso

Total

Mensual

Flujo de

Caja

Actualizado

con 0.79 %

Flujo de

Caja

Actualizado

Acumulado

Ingreso

Total

Mensual

Egreso

Total

Mensual

Flujo de

Caja

Actualizado

con 0.79 %

Flujo de

Caja

Actualizado

Acumulado


23 3,069.00 82,575.01 79,758.85 2,345.96 -18,686.91 73,222.17 79,758.85 -5,445.30 -287,923.23 90,007.18 79,758.85 8,537.23 195,259.81

24 3,069.00 82,280.10 80,237.98 1,687.70 -16,999.21 72,960.66 80,237.98 -6,014.31 -293,937.55 89,685.72 80,237.98 7,808.05 203,067.86

25 3,069.00 80,756.39 79,134.39 1,329.89 -15,669.32 71,609.54 79,134.39 -6,169.69 -300,107.24 88,024.87 79,134.39 7,289.38 210,357.24

26 3,069.00 70,188.76 69,507.64 554.03 -15,115.29 62,238.84 69,507.64 -5,912.60 -306,019.84 76,506.10 69,507.64 5,692.70 216,049.94

27 3,069.00 76,185.27 75,851.30 269.51 -14,845.78 67,556.17 75,851.30 -6,694.07 -312,713.91 83,042.33 75,851.30 5,803.07 221,853.00

28 3,069.00 72,253.13 72,363.28 -88.19 -14,933.96 64,069.40 72,363.28 -6,640.11 -319,354.01 78,756.28 72,363.28 5,118.25 226,971.26

29 3,069.00 73,137.86 73,671.80 -424.09 -15,358.05 64,853.92 73,671.80 -7,003.77 -326,357.79 79,720.64 73,671.80 4,804.41 231,775.66

30 3,069.00 67,829.47 69,186.10 -1,069.00 -16,427.06 60,146.78 69,186.10 -7,122.85 -333,480.64 73,934.47 69,186.10 3,741.65 235,517.31

31 3,069.00 68,566.75 70,416.39 -1,445.96 -17,873.02 60,800.55 70,416.39 -7,517.20 -340,997.84 74,738.10 70,416.39 3,378.51 238,895.81

32 3,069.00 67,043.04 69,312.80 -1,760.35 -19,633.37 59,449.43 69,312.80 -7,649.71 -348,647.55 73,077.25 69,312.80 2,919.59 241,815.40

33 3,069.00 63,405.81 66,035.70 -2,023.52 -21,656.88 56,224.16 66,035.70 -7,549.30 -356,196.85 69,112.65 66,035.70 2,367.51 244,182.91

34 3,069.00 63,995.63 67,133.30 -2,395.12 -24,052.01 56,747.18 67,133.30 -7,928.19 -364,125.04 69,755.56 67,133.30 2,001.69 246,184.60

35 3,069.00 60,456.70 63,926.50 -2,627.70 -26,679.71 53,609.09 63,926.50 -7,813.44 -371,938.48 65,898.11 63,926.50 1,493.11 247,677.71

36 3,069.00 60,948.22 64,981.47 -3,030.24 -29,709.95 54,044.93 64,981.47 -8,216.78 -380,155.26 66,433.87 64,981.47 1,091.21 248,768.92



102




declinación mensual del caso probable, y con los mismos costos de inversión y escenarios para

precio del barril de petróleo.

Tabla 44. Resultados económicos para un escenario probable de producción de CYBH – 016UI.






TIR (%) -50 -1 9

VAN (USD) -404,675.46 -8,833.17 305,720.08




Tabla 45. Resultados económicos para un escenario de + 15 % a la tasa inicial de petróleo del CYBH – 016UI.







TIR (%) -23 5 13

VAN (USD) -307,373.74 156,307.35 524,768.22




Tabla 46. Resultados económicos para un escenario de - 15 % a la tasa inicial de petróleo del CYBH – 016UI.







TIR (%) -99 -6 4

VAN (USD) -480,868.02 -138,147.21 134,193.43

Beneficio/Costo (Adimensional) 0.92 1 1.13



103

SNSA – 018US



proyección. El tiempo de retorno de inversión para el escenario probable es de un año y 6 meses

aproximadamente, mientras que para el escenario optimista es en un año.

Figura 64. Proyección económica de la completación SNSA – 018US (PETROAMAZONAS EP, 2019).


-300000

-200000

-100000

0

100000

200000

300000

400000

500000

600000

700000

2019 2020 2021 2021 2022 2022

Flu

jo d

e c

aja

acu

mu

lad

o (

USD

)


Proyeccion económica de la completación SNSA - 018US


104

Tabla 47. Análisis económico de la completación SNSA - 018US.


Mensual


Ingreso

Total

Mensual

Egreso

Total

Mensual

Flujo de

Caja

Actualizado

con 0.79 %

Flujo de

Caja

Actualizado

Acumulado

Ingreso

Total

Mensual

Egreso

Total

Mensual

Flujo de

Caja

Actualizado

con 0.79 %

Flujo de

Caja

Actualizado

Acumulado

Ingreso

Total

Mensual

Egreso

Total

Mensual

Flujo de

Caja

Actualizado

con 0.79 %

Flujo de

Caja

Actualizado

Acumulado


0 0.00 0.00 253,870.50 -253,870.50 -253,870.50 0.00 253,870.50 -253,870.50 -253,870.50 0.00 253,870.50 -253,870.50 -253,870.50

1 3,069.00 150,846.84 116,228.81 34,344.17 -219,526.33 133,761.21 116,228.81 17,393.70 -236,476.80 164,423.82 116,228.81 47,813.74 -206,056.76

2 2,784.00 136,838.58 105,762.45 30,586.38 -188,939.95 121,339.59 105,762.45 15,331.65 -221,145.16 149,154.75 105,762.45 42,708.45 -163,348.31

3 2,883.00 141,704.61 109,884.02 31,071.35 -157,868.60 125,654.47 109,884.02 15,399.12 -205,746.04 154,458.74 109,884.02 43,525.17 -119,823.14

4 2,730.00 134,184.39 104,310.52 28,939.69 -128,928.92 118,986.02 104,310.52 14,216.59 -191,529.45 146,261.66 104,310.52 40,639.30 -79,183.84

5 2,728.00 134,086.08 104,615.14 28,323.51 -100,605.41 118,898.85 104,615.14 13,727.58 -177,801.87 146,154.51 104,615.14 39,922.06 -39,261.79

6 2,580.00 126,811.62 99,238.39 26,290.04 -74,315.36 112,448.33 99,238.39 12,595.18 -165,206.69 138,225.31 99,238.39 37,172.57 -2,089.22

7 2,604.00 127,991.26 100,505.20 25,999.61 -48,315.76 113,494.36 100,505.20 12,286.70 -152,919.99 139,511.12 100,505.20 36,896.47 34,807.25

8 2,511.00 123,420.15 97,332.80 24,481.31 -23,834.45 109,440.99 97,332.80 11,362.76 -141,557.23 134,528.58 97,332.80 34,905.87 69,713.12

9 2,370.00 116,489.74 92,190.96 22,622.47 -1,211.98 103,295.56 92,190.96 10,338.51 -131,218.72 126,974.41 92,190.96 32,383.82 102,096.94

10 2,387.00 117,325.32 93,222.86 22,262.17 21,050.19 104,036.50 93,222.86 9,987.98 -121,230.73 127,885.20 93,222.86 32,015.77 134,112.71

11 2,250.00 110,591.53 88,213.60 20,505.79 41,555.98 98,065.40 88,213.60 9,027.60 -112,203.13 120,545.32 88,213.60 29,626.86 163,739.56

12 2,263.00 111,230.50 89,112.92 20,106.89 61,662.88 98,632.00 89,112.92 8,653.71 -103,549.42 121,241.81 89,112.92 29,208.08 192,947.65

13 2,201.00 108,183.09 87,071.78 19,040.27 80,703.14 95,929.76 87,071.78 7,989.00 -95,560.42 117,920.12 87,071.78 27,822.08 220,769.73

14 1,932.00 94,961.26 76,776.88 16,270.73 96,973.87 84,205.49 76,776.88 6,646.85 -88,913.57 103,508.25 76,776.88 23,918.27 244,688.00

15 2,077.00 102,088.27 82,961.84 16,978.25 113,952.13 90,525.26 82,961.84 6,713.94 -82,199.63 111,276.73 82,961.84 25,134.72 269,822.72

16 1,980.00 97,320.54 79,378.35 15,801.03 129,753.15 86,297.55 79,378.35 6,093.49 -76,106.14 106,079.89 79,378.35 23,515.06 293,337.77

17 1,984.00 97,517.15 79,983.16 15,319.38 145,072.54 86,471.89 79,983.16 5,669.18 -70,436.96 106,294.19 79,983.16 22,987.84 316,325.62

18 1,860.00 91,422.33 75,454.54 13,840.62 158,913.16 81,067.40 75,454.54 4,865.13 -65,571.82 99,650.80 75,454.54 20,972.93 337,298.55

19 1,860.00 91,422.33 75,928.56 13,323.51 172,236.67 81,067.40 75,928.56 4,419.03 -61,152.80 99,650.80 75,928.56 20,399.40 357,697.95

20 1,829.00 89,898.62 75,018.69 12,694.43 184,931.10 79,716.28 75,018.69 4,007.63 -57,145.17 97,989.95 75,018.69 19,597.34 377,295.29

21 1,710.00 84,049.56 70,623.44 11,363.54 196,294.64 74,529.71 70,623.44 3,306.17 -53,839.00 91,614.45 70,623.44 17,766.27 395,061.55

22 1,736.00 85,327.51 72,067.68 11,134.00 207,428.65 75,662.91 72,067.68 3,018.84 -50,820.16 93,007.41 72,067.68 17,582.66 412,644.22

23 1,620.00 79,625.90 67,794.40 9,856.07 217,284.72 70,607.09 67,794.40 2,343.07 -48,477.09 86,792.63 67,794.40 15,826.22 428,470.44

105


Mensual


Ingreso

Total

Mensual

Egreso

Total

Mensual

Flujo de

Caja

Actualizado

con 0.79 %

Flujo de

Caja

Actualizado

Acumulado

Ingreso

Total

Mensual

Egreso

Total

Mensual

Flujo de

Caja

Actualizado

con 0.79 %

Flujo de

Caja

Actualizado

Acumulado

Ingreso

Total

Mensual

Egreso

Total

Mensual

Flujo de

Caja

Actualizado

con 0.79 %

Flujo de

Caja

Actualizado

Acumulado


24 1,643.00 80,756.39 69,144.34 9,596.74 226,881.45 71,609.54 69,144.34 2,037.35 -46,439.74 88,024.87 69,144.34 15,603.75 444,074.19

25 1,581.00 77,708.98 67,130.88 8,673.07 235,554.52 68,907.29 67,130.88 1,456.49 -44,983.25 84,703.18 67,130.88 14,407.68 458,481.86

26 1,400.00 68,812.51 59,812.52 7,320.79 242,875.31 61,018.47 59,812.52 980.95 -44,002.30 75,005.98 59,812.52 12,358.69 470,840.55

27 1,519.00 74,661.57 65,311.13 7,545.68 250,420.99 66,205.04 65,311.13 721.38 -43,280.92 81,381.49 65,311.13 12,968.57 483,809.12

28 1,410.00 69,304.02 61,282.59 6,421.98 256,842.98 61,454.32 61,282.59 137.49 -43,143.44 75,541.74 61,282.59 11,415.91 495,225.04

29 1,426.00 70,090.45 62,415.47 6,096.00 262,938.98 62,151.67 62,415.47 -209.52 -43,352.96 76,398.95 62,415.47 11,106.65 506,331.68

30 1,350.00 66,354.92 59,548.32 5,363.50 268,302.48 58,839.24 59,548.32 -558.75 -43,911.71 72,327.19 59,548.32 10,069.57 516,401.25

31 1,364.00 67,043.04 60,651.06 4,996.94 273,299.42 59,449.43 60,651.06 -939.38 -44,851.09 73,077.25 60,651.06 9,714.20 526,115.45

32 1,302.00 63,995.63 58,665.28 4,134.05 277,433.47 56,747.18 58,665.28 -1,487.61 -46,338.70 69,755.56 58,665.28 8,601.26 534,716.71

33 1,230.00 60,456.70 55,945.89 3,470.77 280,904.23 53,609.09 55,945.89 -1,798.01 -48,136.71 65,898.11 55,945.89 7,657.56 542,374.27

34 1,240.00 60,948.22 56,928.55 3,068.40 283,972.63 54,044.93 56,928.55 -2,201.19 -50,337.90 66,433.87 56,928.55 7,255.84 549,630.11

35 1,170.00 57,507.59 54,265.18 2,455.50 286,428.13 50,994.01 54,265.18 -2,477.28 -52,815.18 62,683.57 54,265.18 6,375.30 556,005.40

36 1,178.00 57,900.81 55,191.82 2,035.30 288,463.43 51,342.69 55,191.82 -2,891.91 -55,707.09 63,112.17 55,191.82 5,950.68 561,956.08



106




declinación mensual del caso probable, con los mismos costos de inversión y escenarios para

precio del barril de petróleo.

Tabla 48. Resultados económicos para un escenario probable de producción de SNSA - 018US.






TIR (%) -1 9 15

VAN (USD) -35,359.63 353,011.52 661,627.88




Tabla 49. Resultados económicos para un escenario de + 15 % a la tasa inicial de petróleo del SNSA – 018US.







TIR (%) 2 12 19

VAN (USD) 58,518.01 519,763.23 889,899.52




Tabla 50. Resultados económicos para un escenario de - 15 % a la tasa inicial de petróleo del SNSA – 018US.







TIR (%) -4 6 12

VAN (USD) -112,428.46 229,632.80 505,060.42




107

CAPITULO IV

RESULTADOS

Ela

bo

rad

o p

or: B

ryan

Taip

e.

Fu

ente

: PE

TR

OA

MA

ZO

NA

S E

P, 2

01

9.

- 15

%

Qo

(BP

PD

)

+ 1

5 %

Qo

(BP

PD

)

Qo

(BP

PD

)

Esce

na

rio

Ta

bla

51

. Resu

ltado

s pa

ra la

reha

bilita

ción

de lo

s po

zos cerra

do

s.

B/C

VA

N

(US

D)

TIR

(%)

B/C

VA

N

(US

D)

TIR

(%)

B/C

VA

N

(US

D)

TIR

(%)

1

-23

2,7

70.9

0

-14

1.0

5

-26

,76

4.6

9

-2

1.0

-11

5,2

33.6

7

-5

Pesim

ista

(US

D 5

4.2

8)

CY

B-0

19

US

1.1

3

17

4,1

74

.02

5

1.1

9

52

3,8

07

.85

12

1.1

7

37

3,6

58

.25

9

Pro

ba

ble

(US

D 6

0.3

1)

1.2

3

75

1,4

20

.39

11

1.3

0

96

1,3

16

.39

19

1.2

7

76

2,1

52

.72

15

Op

timista

(US

D 6

6.3

4)

0.9

2

-48

0,8

68.0

2

-99

0.9

8

-30

7,3

73.7

4

-23

0.9

5

-40

4,6

75.4

6

-50

Pesim

ista

(US

D 5

4.2

8)

CY

BH

-01

6U

I 1

-13

8,1

47.4

3

-6

1.1

1

15

6,3

07

.35

5

1.0

7

-8,8

33

.17

-1

Pro

ba

ble

(US

D 6

0.3

1)

1.1

3

13

4,1

93

.43

4

1.2

1

52

4,7

68

.22

13

1.1

7

30

5,7

20

.08

9

Op

timista

(US

D 6

6.3

4)

1

-11

2,4

28.4

6

-4

1.0

9

58

,518

.01

2

1

-35

,35

9.6

3

-1

Pesim

ista

(US

D 5

4.2

8) S

NS

A-0

18

US

1.1

9

22

9,6

32

.80

6

1.2

3

51

9,7

63

.23

12

1.2

1

35

3,0

11

.52

9

Pro

ba

ble

(US

D 6

0.3

1)

50

5,0

60

.42

12

1.3

4

88

9,8

99

.52

19

1.3

2

66

1,6

27

.88

15

Op

timista

(US

D 6

6.3

4)

108

4.1 Escenario pesimista

Figura 65. VAN para un escenario pesimista del precio del barril de petróleo.


Figura 66. TIR para un escenario pesimista del precio del barril de petróleo.


-500.000,00

-400.000,00

-300.000,00

-200.000,00

-100.000,00

0,00

100.000,00

Qo + 15 % Qo - 15 % Qo

-11

5.2

33

,67

-26

.76

4,6

9

-23

2.7

70

,90

-40

4.6

75

,46

-30

7.3

73

,74

-48

0.8

68

,02

-35

.35

9,6

3

58.518,01

-11

2.4

28

,46

USD

BPPD

VAN

CYB - 019US

CYBH - 046UI

SNSA - 018US

-100

-80

-60

-40

-20

0

20

Qo + 15 % Qo - 15 % Qo

-5 -2

-14

-50

-23

-99

-1

2

-4

%

BPPD

TIR

CYB - 019US

CYBH - 046UI

SNSA - 018US

109

4.2 Escenario Probable

Figura 67. VAN para un escenario probable del precio del barril de petróleo.


Figura 68. TIR para un escenario probable del precio del barril de petróleo.


-200.000,00

-100.000,00

0,00

100.000,00

200.000,00

300.000,00

400.000,00

500.000,00

600.000,00

Qo + 15 % Qo - 15 % Qo

37

3.6

58

,25

52

3.8

07

,85

17

4.1

74

,02

-8.833,17

15

6.3

07

,35

-138.147,43

35

3.0

11

,52

51

9.7

63

,23

22

9.6

32

,80

USD

BPPD

VAN

CYB - 019US

CYBH - 046UI

SNSA - 018US

-6

-4

-2

0

2

4

6

8

10

12

Qo + 15 % Qo - 15 % Qo

9 12

5

-1

5

-6

9 12

6

%

BPPD

TIR

CYB - 019US

CYBH - 046UI

SNSA - 018US

110

4.3 Escenario Optimista

Figura 69. VAN para un escenario optimista del precio del barril de petróleo.


Figura 70. TIR para un escenario optimista del precio del barril de petróleo.


0,00

100.000,00

200.000,00

300.000,00

400.000,00

500.000,00

600.000,00

700.000,00

800.000,00

900.000,00

1.000.000,00

Qo + 15 % Qo - 15 % Qo

76

2.1

52

,72

96

1.3

16

,39

75

1.4

20

,39

30

5.7

20

,08

52

4.7

68

,22

13

4.1

93

,43

66

1.6

27

,88 88

9.8

99

,52

50

5.0

60

,42USD

BPPD

VAN

CYB - 019US

CYBH - 046UI

SNSA - 018US

0

2

4

6

8

10

12

14

16

18

20

Qo + 15 % Qo - 15 % Qo

15 1

9

11

9

13

4

15 1

9

12

%

BPPD

TIR

CYB - 019US

CYBH - 046UI

SNSA - 018US

111

CAPITULO V

CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES

5.1 Conclusiones

La metodología FEL permitió maximizar la definición del proyecto, seleccionando 2

pozos (CYB – 019 y SNSA – 018 en el reservorio U Superior) con menores riesgos

técnicos y económicos presentes para efectuar la inversión, a partir de una muestra de

19 pozos cerrados del campo Cuyabeno Sansahuari. Estos pozos fueron seleccionados

en base al análisis integral de la parte técnica y los resultados económicos desarrollados.

La evaluación integral petrofísica estudió los 6 reservorios de cada pozo, en base a los

criterios de discriminación asignados. Continuaron al análisis de productividad: 8 zonas

en U Superior, 2 zonas en U Media, 9 zonas en U Inferior y 2 zonas en T Superior; la

discriminación de los reservorios en su mayoría fueron por los criterios 1 (Zonas de

pago) y 3 (Profundidades del reservorio), además se observó que el campo presenta

buena continuidad estratigráfica porque solo dos reservorios en Basal Tena fueron

descartados por esta razón. El reservorio Basal Tena fue descartado en su totalidad; y

los pozos suprimidos en esta etapa fueron: CYBH – 046, CYBI – 049, CYBJ – 041,

SNSC - 011 y SNSD – 023 porque ninguna zona cumplió con los criterios de

evaluación.

De acuerdo al índice de heterogeneidad (IH), 6 reservorios no fueron filtrados porque

el IH del petróleo era mayor a 0.20, mientras que el de agua fue menor a 0; ubicándolos

en el cuadrante de mayor rendimiento (Cuadrante II). Posteriormente los reservorios

CYB-019US, CYBH-016UI y SNSA-018US mostraron reservas mayores a 100 MBls,

permitiéndolos continuar a las Fase II.

El análisis mecánico integrado se llevó a cabo en la conceptualización, este permitió

observar que los pozos fueron cerrados por un alto corte de agua y no por una falla

112

mecánica del pozo; por lo tanto, la solución propuesta para disminuir la producción

excesiva de agua fue reducir los intervalos disparados, además de seleccionar la

geometría de bomba jet que se ajustaría a las condiciones de producción después del

trabajo de reacondicionamiento.

La inversión recomendable de acuerdo al estudio es la Completación CYB-019US para

el caso optimista; y también en el caso de una producción mayor a la esperada (+15%

Qo) con un VAN de USD 961,316.39 y un TIR del 19 %.

5.2 Recomendaciones

La arena Basal Tena a pesar de ser descartada en el análisis, tiene potencial

hidrocarburífero que no ha sido explotado, por lo tanto, es recomendable realizar

estudios más a fondo de este reservorio, como cuantificaciones para la capacidad de

flujo y de almacenamiento.

La metodología FEL mejora sus resultados y el tiempo de estudio en base a la cantidad

de información analizada, es recomendable agregar evaluaciones más a fondo y

robustecer cada fase para obtener resultados más precisos.

La excesiva producción de agua en los pozos petroleros es un problema habitual y más

cuando el reservorio tiene un empuje hidráulico, por lo tanto, es recomendable realizar

estudios para reducir el corte de agua inyectando modificadores de permeabilidad

relativa en los pozos del campo Cuyabeno Sansahuari.

113

REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS

6.1 Bibliografía

Arps, J. J. (1945). Analysis of Decline Curves. Transactions of the AIME, 160(01), 228–247.

https://doi.org/10.2118/945228-G

Baby, P., Rivadeneira, M., & Barragán, R. (2004). La Cuenca Oriente: Geología y petróleo

(Vol. 144; Institut français d’études Andines, ed.). Retrieved from

https://books.google.com.ec/books/about/La_Cuenca_Oriente.html?id=04caCwAAQBAJ

&source=kp_book_description&redir_esc=y

Cabarcas Simancas, M. (2018). DESEMPEÑO DEL YACIMIENTO.

Carrillo Barandiaran, L. (2006 ). Oilproduction . Obtenido de Visin de la Industria :

http://oilproduction.net/files/Parte_02_Reservorios_Lucio_Carrillo___Descripcion.pdf

Castro, C. (2 de Febrero de 2014). Blogger. Obtenido de

http://operacionesdepescacarloscastro.blogspot.com/2014/02/operaciones-de-

pesca.html

Chan, K. S. (1995). Water Control Diagnostic Plots. SPE Annual Technical Conference and

Exhibition, 755–763. https://doi.org/10.2118/30775-MS

Guillen, A., & Tovar, J. (2012). METODOLOGÍA DE GERENCIA DE PROYECTOS BAJO

ENFOQUE FRONT-END-LOADING ( FEL ) (UNIVERSIDAD CATÓLICA ANDRÉS

BELLO). Retrieved from

http://biblioteca2.ucab.edu.ve/anexos/biblioteca/marc/texto/AAS3261.pdf

Guichay, R., & Mayorga, C. (2014). DCSpace . Comunicaciòn Tubing - Casing originadas por

presencia de incrustaciones y corrosiòn. . Guayaquil, Guayaquil, Ecuador .

Harami, K., Bolanos, N., Sharma, S., Slimani, K., Abdel-Basset, M., Pimentel, J. A., …

Mufarrej, M. Al. (2013). Heterogeneity index and fast screening processes used in a large

mature field designed for quick production gains. Society of Petroleum Engineers - Kuwait

114

Oil and Gas Show and Conference, KOGS 2013, 723–737. https://doi.org/10.2118/167350-

ms

Hermoza Medina, G. (2018). Academia Edu. Obtenido de Mapas Isopacos:

https://www.academia.edu/6917675/Mapas_Isopacos

Hernández, R., & Bustillos, S. (2016). Integrated Productivity Analysis for Revitalizing a

Mature Field in Ecuador. SPE Europec Featured at 78th EAGE Conference and Exhibition,

(June), 1–17. https://doi.org/10.2118/180093-MS

Ikem, J. A. (1985). Problem Analysis Enhances Workover Execution And Profitability. 19.

Society of Petroleum Engineers.

Khurana, S., DeWalt, B., & Headworth, C. (2003). Well Intervention Using Rigless Techniques.

Offshore Technology Conference. https://doi.org/10.4043/15177-MS

Lea, J. F., & Nickens, H. V. (1999). Selection of Artificial Lift. SPE Mid-Continent Operations

Symposium. https://doi.org/10.2118/52157-MS

Meza, K., & Villamar, M. (2013). Parámetros Petrofísicos Compuestos en la caracterización

de yacimientos. Universidad Nacional Autónoma de México.

Melean, M. (27 de Enero de 2017). Correlaciones Estructurales y Estratigraficas. Obtenido de

SCRIBD: https://es.scribd.com/document/337731150/Correlaciones-Estructurales-y-

Estratigraficas

Newman, D., Begg, S., & Welsh, M. (2018). Improving Outcomes for Oil and Gas Projects

Through Better Use of Front End Loading and Decision Analysis. SPE Asia Pacific Oil

and Gas Conference and Exhibition, 21. https://doi.org/10.2118/192129-MS

PETROAMAZONAS EP. (2018). INFORME FINAL DE RESERVAS Y RECURSOS ACTIVO

CUYABENO. Quito.

Sagal, M. (2013). Estudio técnico económico para controlar el incremento de la producción de

agua en los pozos del Campo Pindo empleando en el análisis de las gráficas de Chan

115

(Escuela Politécnica Nacional). Retrieved from

http://bibdigital.epn.edu.ec/handle/15000/6436

Serra, O., & Abbott, H. T. (1982). The Contribution of Logging Data to Sedimentology and

Stratigraphy. Society of Petroleum Engineers Journal, 22(01), 117–131.

https://doi.org/https://doi.org/NA

Slider, H. C. (1976). Decline curve analysis. In Practical Petroleum Reservoir Engineering

Methods (p. 11). United States.

SPE, AAPG, WPC, & SPEE. (2007). Sistema de Gestión de Recursos Petrolíferos. Retrieved

from https://www.spe.org/industry/docs/spanish_PRMS_2009.pdf

Suk Kyoon, C., Ouyang, L.-B., & Huang, W. S. B. (2008). A Comprehensive Comparative

Study on Analytical PI/IPR Correlations. SPE Annual Technical Conference and

Exhibition, 6, 4121–4139. https://doi.org/10.2118/116580-MS

Reyna , M. (12 de Junio de 2018). Bauerberg Klein Training & Consulting. Obtenido de

Produccion excesiva de agua en reservorios: http://bauerberg-klein.com/technical-

articles/produccion-excesiva-de-agua-en-reservorios/

Rojas Suárez, C. (2011). Repositorio UNAL. Obtenido de

http://bdigital.unal.edu.co/4349/7/cesaraugustorojassuarez.2011.parte6.pdf

Schlumberger. (2 de Julio de 2019). Schlumberger. Obtenido de Oilfield Glossary:

https://www.glossary.oilfield.slb.com/en/Terms/s/snubbing.aspx

Zambrano, O. (19 de Enero de 2015). PerfoBlogger. Obtenido de Análisis de pozos con alta

producción de agua : http://perfob.blogspot.com/2015/01/analisis-de-pozos-con-alta-

produccion.html

116

6.2 Glosario de términos

Acidificación: método que permite aumentar el rendimiento de un pozo a través de ácido

bombeado directamente en un yacimiento con el propósito de abrir canales de flujo.

Acuífero: reservorio cuyas propiedades de la roca (porosidad, permeabilidad, etc.) permite la

producción de agua subterránea.

Agua connata: es el agua entrampada en los poros de una roca durante la formación del

reservorio.

Anticlinal asimétrico: es un anticlinal cuyo plano axial se halla inclinado y por lo tanto sus

flancos tienen buzamientos y espesores diferentes.

Basamento: corresponde a las rocas ígneas o metamórficas más antiguas con propiedades

petrofísicas poco desarrolladas o casi nulas.

Buzamiento: es el ángulo que forma la superficie de un estrato con el plano horizontal.

Cabezal de pozo: es la base en la superficie sobre la cual se construye el pozo, sirve para

soportar sartas de producción y revestimiento.

Contacto agua-petróleo: es la zona de transición entre los fluidos agua y petróleo en un

yacimiento, debido a las diferencias de densidades, el petróleo predomina sobre el agua de

formación.

Continuidad del reservorio: es la continuación de los estratos o de la roca almacén, así como

la heterogeneidad de sus propiedades.

Declive hiperbólico: es el modelo matemático para calcular la declinación de la producción

del reservorio proporcional a un radio de producción.

Estimulación: inyección de fluidos de tratamiento, en su mayoría ácidos, a gastos y presiones

por debajo de la presión de fractura.

117

Estrato: son cada una de las capas en que se presentan divididos los sedimentos, las rocas

sedimentarias, rocas piro - clásticas y las rocas metamórficas cuando esas capas se deben al

proceso de sedimentación.

Facies: Suma total de caracteres, tales como tipo de roca, contenido mineral. Estructuras

sedimentarias, rasgos de estratificación, contenido fósil, etc.

Fracturamiento: es un método de estimulación para mejorar la productividad de los pozos por

medio de la fractura en las rocas reservorio.

Heterogeneidad: corresponde a la variación de las propiedades petrofísicas del reservorio en

función del espacio.

Homoclinal: es la flexión o inclinación de la estructura anticlinal en una sola dirección,

semejante a un escalón, en zonas donde predominan las capas horizontales.

Lechada: son suspensiones altamente concentradas de partículas sólidas de cemento en agua

que forman una mezcla con propiedades particulares para realizar tapones o en la cementación

del anular entre la tubería de revestimiento y la formación.

Liner ranurado: son tuberías con orificios en toda su extensión utilizadas para prevenir la alta

producción de solidos del reservorio.

Liqueo: es la fuga de fluido en tuberías dañadas con orificios o espacios mal sellados

herméticamente.

Litología: es la ciencia que estudia las características de las rocas que aparecen constituyendo

una determinada formación geológica.

Matar el pozo: es un término petrolero que se refiere a la acción de impedir la surgencia de un

pozo y posterior un reventón.

NO – GO: es una herramienta de completación en la sarta de producción que permite asentar

equipos de control de flujo de fondo, elementos registradores de presión, entre otros.

118

Packer hidráulico: son herramientas de fondo para aislar la tubería de producción de la

presión de fondo del pozo, el mecanismo de anclaje es mediante presión hidráulica.

Pozos Infill: son pozos adicionales que han sido perforados después del desarrollo primario y

secundario de un campo, además disminuye la separación promedio de los pozos.

Prueba de admisión: también llamada prueba de integridad de presión determina la resistencia

o la presión de fracturamiento de la formación abierta.

Prueba de producción: son pruebas realizadas a los pozos productores para conocer la tasa

de producción que está aportando el reservorio y el BSW.

Pulling: es la extracción de la sarta de producción cuando un trabajo de reacondicionamiento

va a iniciar en un pozo productor.

Punta libre: término usado para pozos que están cerrados temporalmente y mantienen una

tubería suspendida en el cabezal del pozo y un tapón CIBP asentado sobre los reservorios

productores.

Squeeze: Conocido generalmente como cementación forzada a baja presión es uno de los

métodos más eficientes de sellado de zonas perforadas.

119

ANEXOS

ANEXO 1. Mapa estructural - Mapa de espesor neto (Arena Basal Tena).

120

ANEXO 2. Mapa estructural - Mapa de espesor neto (Arena U Superior).

121

ANEXO 3. Mapa estructural - Mapa de espesor neto (Arena U Media).

122

ANEXO 4. Mapa estructural - Mapa de espesor neto (Arena U Inferior).

123

ANEXO 5. Mapa estructural - Mapa de espesor neto (Arena T Superior).

124

ANEXO 6. Mapa estructural - Mapa de espesor neto (Arena T Inferior).

125

ANEXO 7. Registro petrofísico – Correlación estratigráfica (CYB – 019).

126

ANEXO 8. Registro petrofísico – Correlación estratigráfica (CYB – 026).

127

ANEXO 9. Registro petrofísico – Correlación estratigráfica (CYBA – 028).

128

ANEXO 10. Registro petrofísico – Correlación estratigráfica (CYBE – 029).

129

ANEXO 11. Registro petrofísico – Correlación estratigráfica (CYBG – 042).

130

ANEXO 12. Registro petrofísico – Correlación estratigráfica (CYBH – 016).

131


132


133


134

ANEXO 16. Registro petrofísico – Correlación estratigráfica (CYBI – 049).

135

ANEXO 17. Registro petrofísico – Correlación estratigráfica (CYBJ – 041).

136

ANEXO 18. Registro petrofísico – Correlación estratigráfica (SNSA - 013).

137


138


139

ANEXO 21. Registro petrofísico – Correlación estratigráfica (SNSC - 011).

140

ANEXO 22. Registro petrofísico – Correlación estratigráfica (SNSC - 019).

141

ANEXO 23. Registro petrofísico – Correlación estratigráfica (SNSD - 023).

142

ANEXO 24. Datos del Índice de heterogeneidad.

Reservorios Qo (BPPD) Qw (BAPD) Promedio

Max Min Max Min Qo (BPPD) Qw (BAPD)

US 110 10 1263.5 203 64.81 600.44

UI 100 23 2970 679 55.11 1439.58

UM 47 23 1507.38 1192 35.00 1349.69

TS 16 8 1195 216 12.00 705.50

Pozo Reservorio Qo (BPPD) Qw (BAPD) HI Petróleo HI Agua Cuadrante

CYB-019

US

110 486 0.4519 -0.1079 II CUADRANTE

CYBE-029 10 979 -0.5481 0.3570 IV CUADRANTE

CYBG-042 88 418 0.2319 -0.1720 II CUADRANTE

CYBH-016 62 566 -0.0281 -0.0325 III CUADRANTE

SNSA-013 66.5 1263.5 0.0169 0.6252 I CUADRANTE

SNSA-015 56 203 -0.0881 -0.3748 III CUADRANTE

SNSA-018 100 252 0.3519 -0.3286 II CUADRANTE

SNSC-019 26 636 -0.3881 0.0335 IV CUADRANTE

CYB-019

UI

38 1381 -0.2222 -0.0256 III CUADRANTE

CYB-026 28 1148.24 -0.3521 -0.1272 III CUADRANTE

CYBA-028 77 1344 0.2843 -0.0417 II CUADRANTE

CYBE-029 30 2970 -0.3261 0.6680 IV CUADRANTE

CYBG-042 79 1516 0.3102 0.0334 I CUADRANTE

CYBH-016 100 733 0.5830 -0.3084 II CUADRANTE

CYBH-045 38 1882 -0.2222 0.1931 IV CUADRANTE

CYBH-055 83 1303 0.3622 -0.0596 II CUADRANTE

SNSC-019 23 679 -0.4170 -0.3320 III CUADRANTE

Completación Qo (BPPD) Qw (BAPD) HI Petróleo HI Agua Cuadrante

CYBE-029TS 8 216 -0.5000 -0.5000 III CUADRANTE

CYBH-016TS 16 1195 0.5000 0.5000 I CUADRANTE

CYBG-042UM 47 1507.38 0.5000 0.5000 I CUADRANTE

SNSA-018UM 23 1192 -0.5000 -0.5000 III CUADRANTE

143

ANEXO 25. Reservas evaluadas en el análisis de productividad.

146

ANEXO 26. Historial de producción de los pozos seleccionados.

148

ANEXO 27. Diagramas mecánicos de los pozos seleccionados.

151

ANEXO 28. Selección de la geometría de bomba jet para CYB – 019US.

153

ANEXO 29. Selección de la geometría de bomba jet para CYBH – 016UI.

155

ANEXO 30. Selección de la geometría de bomba jet para SNSA – 018US.

universidad central del ecuador facultad de … · deseable a seguir por los futuros profesionales....

Documents