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UNIVERSIDAD CENTRAL DEL ECUADOR
FACULTAD DE INGENIERÍA EN GEOLOGÍA, MINAS, PETRÓLEOS Y
AMBIENTAL
CARRERA DE INGENIERÍA DE PETRÓLEOS
OPTIMIZACIÓN DE LA PRODUCCIÓN DEL CAMPO PARAHUACU MEDIANTE
TÉCNICAS DE ESTIMULACIÓN
Trabajo de Titulación, Modalidad Proyecto de Investigación previo a la obtención del
título de Ingeniera de Petróleos
AUTOR:
Denisse Michelle Ayala Piña
TUTOR:
Ing. Petr. Gustavo Raúl Pinto Arteaga. Msc.
Julio 2017
Quito - Ecuador
ii
DEDICATORIA
Porque cada uno de ellos ha contribuido de manera significativa a mi vida
Porque sin ellos no sería quien soy y no estaría en donde estoy.
A mis padres Luis y Pilar, por todo el amor que de manera
incondicional siempre supieron mostrarme, por formarme con valores,
por cuidarme y guiarme para ordenar mis prioridades, por apoyarme
en cada decisión que he tomado y en cada proyecto del que he sido
parte, por brindarme los recursos necesarios y la confianza
para llegar aquí y por hacer de mí la persona que soy.
A mis hermanas Alexandra y Verónica que tuvieron siempre
las palabras adecuadas para alentarme a seguir adelante.
A mi hermano Emilio por ser mi motor constante y motivarme siempre
a ser mejor, a mis sobrinas Dominique y Doménica, y a mi sobrino
Rafael por sus hermosas sonrisas y los tantos cálidos abrazos
que me reconfortan y para quienes espero ser un buen ejemplo.
A mi mejor amigo y novio Sebastián, por estar desde hace
tantos años siempre a mi lado y por apoyarme sin juzgarme,
por animarme a continuar cuando pensaba rendirme;
gracias por el esfuerzo, el amor y sobre todo la comprensión.
iii
AGRADECIMIENTO
A Dios en primer lugar, porque aún tengo a mis padres y
familia, porque me ha permitido vivir y disfrutar del día a
día; por los obstáculos, pero principalmente por darme la fuerza
para salir adelante y la inteligencia para aprender de ellos.
A mi tutor, Ing. Gustavo Pinto, por su paciencia y
dedicación, por su conocimiento, por orientarme y
motivarme durante el desarrollo de mi proyecto.
A Santiago León y Petroamazonas, por abrirme las puertas
y confiar en mi predisposición e hicieron posible este proyecto;
y a Mauro Sarango quien me asesoró durante la elaboración.
A la que fue mi casa durante mi periodo de estudios, la Facultad
de Ingeniería en Geología, Minas, Petróleos y Ambiental. A quienes
fueron mis profesores y al personal de la facultad.
iv
DERECHOS DE AUTOR
Yo, Denisse Michelle Ayala Piña en calidad de autor y titular de los derechos morales y
patrimoniales del trabajo de titulación “OPTIMIZACIÓN DE LA PRODUCCIÓN DEL
CAMPO PARAHUACU MEDIANTE TÉCNICAS DE ESTIMULACIÓN”, modalidad
Estudio Técnico, de conformidad con el Art. 114 del CÓDIGO ORGÁNICO DE LA
ECONOMÍA SOCIAL DE LOS CONOCIMIENTOS, CREATIVIDAD E INNOVACIÓN,
concedo a favor de la Universidad Central del Ecuador una licencia gratuita, intransferible y
no exclusiva para el uso no comercial de la obra, con fines estrictamente aca démicos.
Conservo a mi favor todos los derechos de autor sobre la obra, establecidos en la normativa
citada.
Asimismo, autorizo a la Universidad Central del Ecuador para que realice la digitalización y
publicación de este trabajo de titulación en el repositorio virtual, de conformidad a lo
dispuesto en el Art. 144 de la Ley Orgánica de Educación Superior.
El autor declara que la obra objeto de la presente autorización es original en su forma de
expresión y no infringe el derecho de autor de terceros, asumiendo la responsabilidad por
cualquier reclamación que pudiera presentarse por esta causa y liberando a la Universidad de
toda responsabilidad.
Firma:
Denisse Michelle Ayala Piña
CI: 0704708973
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UNIVERSIDAD CENTRAL DEL ECUADOR
FACULTAD DE INGENIERÍA EN GEOLOGÍA, MINAS, PETRÓLEOS Y
AMBIENTAL
CARRERA DE INGENIERÍA DE PETRÓLEOS
APROBACIÓN DEL TRABAJO DE TITULACIÓN POR PARTE DEL TUTOR
Yo, Gustavo Raúl Pinto Arteaga en calidad de Tutor he leído el Trabajo de Titulación:
“OPTIMIZACIÓN DE LA PRODUCCIÓN DEL CAMPO PARAHUACU MEDIANTE
TÉCNICAS DE ESTIMULACIÓN”, elaborado por la señorita DENISSE MICHELLE
AYALA PIÑA, estudiante de la carrera de Ingeniería de Petróleos, Facultad de Ingeniería en
Geología , Minas, Petróleos y Ambiental de la Universidad Central del Ecuador, considero
que el mismo reúne los requisitos y méritos necesarios para optar por el Título de Ingeniera
de Petróleos, y ha superado en control antiplagio, para ser sometido a la evaluación del jurado
examinador que se designe, por lo que lo APRUEBP, a fin que el trabajo Proyecto Integrador
(Investigativo) sea habilitado para continuar con el proceso de titulación determinado por la
Universidad Central del Ecuador.
En la ciudad de Quito a los 23 días del mes de junio de 2017.
Ing. Petr. Gustavo Raúl Pinto Arteaga. Msc.
C.I. 1703991529
TUTOR
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UNIVERSIDAD CENTRAL DEL ECUADOR
FACULTAD DE INGENIERÍA EN GEOLOGÍA, MINAS, PETRÓLEOS Y
AMBIENTAL
CARRERA DE INGENIERÍA DE PETRÓLEOS
APROBACIÓN DEL TRABAJO DE TITULACIÓN POR PARTE DEL TRIBUNAL
El Delegado del Subdecano y los Miembros del proyecto integrador denominado:
“OPTIMIZACIÓN DE LA PRODUCCIÓN DEL CAMPO PARAHUACU
MEDIANTE TÉCNICAS DE ESTIMULACIÓN”, preparado por la señorita DENISSE
MICHELLE AYALA PIÑA, egresada de la carrera de Ingeniería de Petróleos, declaran
que el presente proyecto ha sido revisado, verificado y evaluado detenida y legalmente, por
lo que lo califican como original y auténtico del autor.
En la ciudad de Quito DM a los 7 días del mes de julio de 2017.
Dr. Jorge Daniel Ortiz
DELEGADO DEL SUBDECANO
Ing. Atahualpa Mantilla Ing. Nelson Suquilanda
MIEMBRO MIEMBRO
vii
ÍNDICE DE CONTENIDOS
ÍNDICE DE FIGURAS___________________________________________________ XIV
ÍNDICE DE TABLAS___________________________________________________ XVII
ÍNDICE DE ANEXOS ___________________________________________________ XIX
RESUMEN______________________________________________________________ XX
ABSTRACT ____________________________________________________________ XXI
CAPÍTULO I. GENERALIDADES ___________________________________________ 1
1.1. ENUNCIADO DEL PROBLEMA. ______________________________________________ 1
1.2. OBJETIVOS. ___________________________________________________________ 1
1.2.1. Objetivo General. __________________________________________________ 1
1.2.2. Objetivos Específicos. _______________________________________________ 1
1.3. JUSTIFICACIÓN E IMPORTANCIA. ___________________________________________ 1
1.4. ENTORNO DEL ESTUDIO. _________________________________________________ 2
1.4.1. Marco institucional._________________________________________________ 2
1.4.2. Marco ético _______________________________________________________ 2
1.4.3. Marco Legal ______________________________________________________ 2
CAPÍTULO II. MARCO TEÓRICO __________________________________________ 3
2.1. ASPECTOS GENERALES __________________________________________________ 3
2.1.1. Ubicación geográfica _______________________________________________ 3
2.1.2. Reseña histórica ___________________________________________________ 3
2.1.3. Estado actual del campo _____________________________________________ 4
2.1.4. Descripción geológica del campo ______________________________________ 5
2.1.4.1. Mapas estructurales del campo _____________________________________ 5
2.2. PRINCIPALES RESERVORIOS PRODUCTORES __________________________________ 10
viii
2.2.1. Areniscas U y T ___________________________________________________ 10
2.2.2. Basal Tena _______________________________________________________ 10
2.3. PROPIEDADES PETROFÍSICAS DE LA ROCA ___________________________________ 10
2.4. PROPIEDADES DE LOS HIDROCARBUROS LÍQUIDOS _____________________________ 10
2.5. HISTÓRICOS DE PRODUCCIÓN ____________________________________________ 10
2.5.1. Basal Tena _______________________________________________________ 10
2.5.2. T inferior ________________________________________________________ 11
2.5.3. T superior _______________________________________________________ 11
2.5.4. U inferior ________________________________________________________ 12
2.6. RESERVAS DEL CAMPO _________________________________________________ 13
2.7. FACILIDADES DE PRODUCCIÓN ___________________________________________ 14
2.8. TRABAJOS DE REACONDICIONAMIENTO _____________________________________ 15
2.9. TÉCNICAS DE ESTIMULACIÓN_____________________________________________ 15
2.9.1. Consideraciones para verificar la factibilidad técnica de la estimualción______ 15
2.9.2. Criterios para selección del método de estimulación ______________________ 16
2.9.3. Acidificación matricial de areniscas ___________________________________ 16
2.9.3.1. Ácido clorhídrico (HCl) _________________________________________ 17
2.9.3.2. Ácido fluorhídrico (HF) _________________________________________ 17
2.9.3.3. Ácido acético _________________________________________________ 17
2.9.3.4. Ácido fórmico _________________________________________________ 17
2.9.4. Fractura hidráulica ________________________________________________ 18
2.9.4.1. Factores para el diseño de una fractura ______________________________ 19
CAPÍTULO III. DISEÑO METODOLÓGICO _________________________________ 20
3.1. TIPO DE ESTUDIO ______________________________________________________ 20
3.2. UNIVERSO Y MUESTRA _________________________________________________ 20
ix
3.3. MÉTODOS Y TÉCNICAS DE RECOPILACIÓN DE DATOS. __________________________ 20
CAPÍTULO IV. ANÁLISIS E INTERPRETACIÓN DE INFORMACIÓN _________ 23
4.1. PRESENTACIÓN DE INFORMACIÓN DE POZOS CERRADOS. ________________________ 23
4.1.1. PRH_04 _________________________________________________________ 23
4.1.1.1. Estado inicial de perforación y completación _________________________ 23
4.1.1.2. Historial de Producción__________________________________________ 23
4.1.1.3. Historial de Reacondicionamiento _________________________________ 23
4.1.1.4. Última Intervención ____________________________________________ 24
4.1.1.5. Registros de pozos _____________________________________________ 24
4.1.1.6. Resultados Build Up ____________________________________________ 25
4.1.1.7. Estado completación actual_______________________________________ 26
4.1.1.8. Registro de cemento ____________________________________________ 27
4.1.1.9. Análisis nodal _________________________________________________ 28
4.1.2. PRH_05D________________________________________________________ 29
4.1.2.1. Estado inicial de perforación y completación _________________________ 29
4.1.2.2. Historial de Producción__________________________________________ 29
4.1.2.3. Historial de Reacondicionamiento _________________________________ 29
4.1.2.4. Última Intervención ____________________________________________ 30
4.1.2.5. Registros de pozos _____________________________________________ 30
4.1.2.6. Resultados Build Up ____________________________________________ 31
4.1.2.7. Estado completación actual_______________________________________ 32
4.1.2.8. Registro de cemento ____________________________________________ 33
4.1.2.9. Análisis nodal _________________________________________________ 33
4.1.3. PRH_08 _________________________________________________________ 35
4.1.3.1. Estado inicial de perforación y completación _________________________ 35
x
4.1.3.2. Historial de Producción__________________________________________ 35
4.1.3.3. Historial de Reacondicionamiento _________________________________ 35
4.1.3.4. Última Intervención ____________________________________________ 36
4.1.3.5. Registros de pozos _____________________________________________ 36
4.1.3.6. Resultados Build Up ____________________________________________ 36
4.1.3.7. Estado completación actual_______________________________________ 38
4.1.3.8. Registro de cemento ____________________________________________ 39
4.1.3.9. Análisis nodal _________________________________________________ 40
4.1.4. PRH_09 _________________________________________________________ 41
4.1.4.1. Estado inicial de perforación y completación _________________________ 41
4.1.4.2. Historial de Producción__________________________________________ 41
4.1.4.3. Historial de Reacondicionamiento _________________________________ 42
4.1.4.4. Última Intervención ____________________________________________ 42
4.1.4.5. Registros de pozos _____________________________________________ 43
4.1.4.6. Resultados Build Up ____________________________________________ 43
4.1.4.7. Estado completación actual_______________________________________ 45
4.1.4.8. Registro de cemento ____________________________________________ 46
4.1.4.9. Análisis nodal _________________________________________________ 46
4.1.5. PRH_21D________________________________________________________ 48
4.1.5.1. Estado inicial de perforación y completación _________________________ 48
4.1.5.2. Historial de Producción__________________________________________ 48
4.1.5.3. Historial de Reacondicionamiento _________________________________ 48
4.1.5.4. Última Intervención ____________________________________________ 49
4.1.5.5. Registros de pozos _____________________________________________ 49
4.1.5.6. Resultados Build Up ____________________________________________ 50
xi
4.1.5.7. Estado completación actual_______________________________________ 51
4.1.5.8. Registro de cemento ____________________________________________ 52
4.1.5.9. Análisis nodal _________________________________________________ 52
4.2. PRESENTACIÓN DE INFORMACIÓN DE POZOS ABIERTOS. _________________________ 54
4.2.1. PRH_02 _________________________________________________________ 54
4.2.1.1. Estado inicial de perforación y completación _________________________ 54
4.2.1.2. Historial de Producción__________________________________________ 54
4.2.1.3. Historial de Reacondicionamiento _________________________________ 56
4.2.1.4. Última Intervención ____________________________________________ 56
4.2.1.5. Registros de pozos _____________________________________________ 57
4.2.1.6. Resultados Build Up ____________________________________________ 57
4.2.1.7. Estado completación actual_______________________________________ 59
4.2.1.8. Registro de cemento ____________________________________________ 60
4.2.1.9. Análisis nodal _________________________________________________ 61
4.2.2. PRH_13 _________________________________________________________ 62
4.2.2.1. Estado inicial de perforación y completación _________________________ 62
4.2.2.2. Historial de Producción__________________________________________ 62
4.2.2.3. Historial de Reacondicionamiento _________________________________ 63
4.2.2.4. Última Intervención ____________________________________________ 63
4.2.2.5. Registros de pozos _____________________________________________ 64
4.2.2.6. Resultados Build Up ____________________________________________ 64
4.2.2.7. Estado completación actual_______________________________________ 66
4.2.2.8. Registro de cemento ____________________________________________ 67
4.2.2.9. Análisis nodal _________________________________________________ 68
4.2.3. PRH_18 _________________________________________________________ 69
xii
4.2.3.1. Estado inicial de perforación y completación _________________________ 69
4.2.3.2. Historial de Producción__________________________________________ 69
4.2.3.3. Historial de Reacondicionamiento _________________________________ 70
4.2.3.4. Última Intervención ____________________________________________ 70
4.2.3.5. Registros de pozos _____________________________________________ 71
4.2.3.6. Resultados Build Up ____________________________________________ 71
4.2.3.7. Estado completación actual_______________________________________ 72
4.2.3.8. Registro de cemento ____________________________________________ 73
4.2.3.9. Análisis nodal _________________________________________________ 73
4.2.4. PRHN_01 ________________________________________________________ 75
4.2.4.1. Estado inicial de perforación y completación _________________________ 75
4.2.4.2. Historial de Producción__________________________________________ 75
4.2.4.3. Historial de Reacondicionamiento _________________________________ 76
4.2.4.4. Última Intervención ____________________________________________ 76
4.2.4.5. Registros de pozos _____________________________________________ 77
4.2.4.6. Resultados Build Up ____________________________________________ 77
4.2.5.7. Estado completación actual_______________________________________ 79
4.2.4.8. Registro de cemento ____________________________________________ 80
4.2.4.9. Análisis nodal _________________________________________________ 80
4.4. RESUMEN DE INFORMACIÓN DE POZOS _____________________________________ 82
4.5 PERFIL DE PRODUCCIÓN _________________________________________________ 83
CAPÍTULO V. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES ____________________ 85
5.1. CONCLUSIONES _______________________________________________________ 85
5.2. RECOMENDACIONES ___________________________________________________ 86
CAPÍTULO VI. GLOSARIO Y REFERENCIAS _______________________________ 87
xiii
6.1. GLOSARIO DE TÉRMINOS ________________________________________________ 87
6.2. REFERENCIAS ________________________________________________________ 91
CAPÍTULO VII. ANEXOS _________________________________________________ 93
xiv
ÍNDICE DE FIGURAS
FIGURA 2.1. UBICACIÓN DEL CAMPO PARAHUACU___________________________________ 3
FIGURA 2.2. ÁREA CAMPO PARAHUACU __________________________________________ 4
FIGURA 2.3. MAPA ESTRUCTURAL EN PROFUNDIDAD BT, CAMPO PRH ___________________ 6
FIGURA 2.4. MAPA ESTRUCTURAL EN PROFUNDIDAD TS, CAMPO PRH ___________________ 7
FIGURA 2.5. MAPA ESTRUCTURAL EN PROFUNDIDAD TI, CAMPO PRH ___________________ 8
FIGURA 2.6. MAPA ESTRUCTURAL EN PROFUNDIDAD UI, CAMPO PRH ___________________ 9
FIGURA 2.7. HISTÓRICO DE PRODUCCIÓN BT DEL CAMPO PARAHUACU __________________ 11
FIGURA 2.8. HISTÓRICO DE PRODUCCIÓN TI DEL CAMPO PARAHUACU ___________________ 11
FIGURA 2.9. HISTÓRICO DE PRODUCCIÓN TS DEL CAMPO PARAHUACU __________________ 12
FIGURA 2.10. HISTÓRICO DE PRODUCCIÓN UI DEL CAMPO PARAHUACU _________________ 12
FIGURA 2.111. FRACTURA HIDRÁULICA __________________________________________ 18
FIGURA 4.1. HISTORIAL DE PRODUCCIÓN BT PRH_04_______________________________ 23
FIGURA 4.2. REGISTRO ELÉCTRICO ZONA BT, PRH_04 ______________________________ 24
FIGURA 4.3. ESTADO MECÁNICO W.O. #24 PRH_04 ________________________________ 26
FIGURA 4.4. REGISTRO DE CEMENTO ZONA BT, PRH_04_____________________________ 27
FIGURA 4.5. CURVAS IPR ZONA BT, PRH_04 _____________________________________ 28
FIGURA 4.6. HISTORIAL DE PRODUCCIÓN DE TI PRH_05D ___________________________ 29
FIGURA 4.7. REGISTRO ELÉCTRICO ZONA TI, PRH_05 _______________________________ 30
FIGURA 4.8. ESTADO MECÁNICO W.O. #11 PRH_05D ______________________________ 32
FIGURA 4.9. REGISTRO DE CEMENTO ZONA TI, PRH_05D ____________________________ 33
FIGURA 4.10. CURVA IPR ZONA TI, PRH_05D ____________________________________ 34
FIGURA 4.11. HISTORIAL DE PRODUCCIÓN DE TI PRH_08 ____________________________ 35
FIGURA 4.12. REGISTRO ELÉCTRICO ZONA TI, PRH_08 ______________________________ 36
FIGURA 4.13. ESTADO MECÁNICO W.O. #4 PRH_08 ________________________________ 38
xv
FIGURA 4.14. REGISTRO DE CEMENTO ZONA TI, PRH_08 ____________________________ 39
FIGURA 4.15. CURVA IPR ZONA TI, PRH_08 ______________________________________ 40
FIGURA 4.16. HISTORIAL DE PRODUCCIÓN TS PRH_09 ______________________________ 41
FIGURA 4.17. HISTORIAL DE PRODUCCIÓN UI PRH_09 ______________________________ 42
FIGURA 4.18. REGISTRO ELÉCTRICO ZONA UI, PRH_09______________________________ 43
FIGURA 4.19. ESTADO MECÁNICO W.O. #4 PRH_09 ________________________________ 45
FIGURA 4.20. REGISTRO DE CEMENTO UI, PRH_09 _________________________________ 46
FIGURA 4.21. CURVA IPR TI, PRH_09 __________________________________________ 47
FIGURA 4.22. HISTORIAL DE PRODUCCIÓN UI PRH_21D _____________________________ 48
FIGURA 4.23. REGISTRO ELÉCTRICO UI, PRH_21D _________________________________ 49
FIGURA 4.24. ESTADO MECÁNICO W.O. #2 PRH_21D ______________________________ 51
FIGURA 4.25. REGISTRO DE CEMENTO ZONA UI, PRH_21D ___________________________ 52
FIGURA 4.26. CURVA IPR ZONA UI, PRH_21D ____________________________________ 53
FIGURA 4.27. HISTORIAL DE PRODUCCIÓN BT PRH_02______________________________ 54
FIGURA 4.28. HISTORIAL DE PRODUCCIÓN TI PRH_02 ______________________________ 55
FIGURA 4.29. HISTORIAL DE PRODUCCIÓN UI PRH_02 ______________________________ 55
FIGURA 4.30. REGISTRO ELÉCTRICO ZONA UI, PRH_02______________________________ 57
FIGURA 4.31. ESTADO MECÁNICO W.O. #15 PRH_02 _______________________________ 59
FIGURA 4.32. REGISTRO DE CEMENTO ZONA UI, PRH_02 ____________________________ 60
FIGURA 4.33. CURVA IPR ZONA UI, PRH_02 _____________________________________ 61
FIGURA 4.34. HISTORIAL DE PRODUCCIÓN DE TI PRH_13 ____________________________ 62
FIGURA 4.35. HISTORIAL DE PRODUCCIÓN DE UI PRH_13 ____________________________ 63
FIGURA 4.36. REGISTRO ELÉCTRICO ZONA UI, PRH_13______________________________ 64
FIGURA 4.37. ESTADO MECÁNICO W.O. #04 PRH_13 _______________________________ 66
FIGURA 4.38. REGISTRO DE CEMENTO UI, PRH_13 _________________________________ 67
xvi
FIGURA 4.39. CURVA IPR ZONA UI, PRH_13 _____________________________________ 68
FIGURA 4.40. HISTORIAL DE PRODUCCIÓN DE TI, PRH_08 ___________________________ 69
FIGURA 4.41. HISTORIAL DE PRODUCCIÓN DE UI PRH_18 ____________________________ 70
FIGURA 4.42. REGISTROS ELÉCTRICOS ZONA UI, PRH_18 ____________________________ 71
FIGURA 4.43. ESTADO MECÁNICO W.O. #03 PRH_18 _______________________________ 72
FIGURA 4.44. REGISTRO DE CEMENTO ZONA UI, PRH_18 ____________________________ 73
FIGURA 4.45. CURVA IPR ZONA UI, PRH_18 _____________________________________ 74
FIGURA 4.46. HISTORIAL DE PRODUCCIÓN TI PRHN_01 _____________________________ 75
FIGURA 4.47. HISTORIAL DE PRODUCCIÓN UI PRHN_01 _____________________________ 76
FIGURA 4.48. REGISTRO ELÉCTRICO ZONA UI, PRHN_01 ____________________________ 77
FIGURA 4.49. ESTADO MECÁNICO W.O. #01 PRHN_01 _____________________________ 79
FIGURA 4.50. REGISTRO DE CEMENTO ZONA UI, PRHN_01 ___________________________ 80
FIGURA 4.51. CURVA IPR ZONA UI, PRHN_01 ____________________________________ 81
FIGURA 4.52. PERFIL DE PRODUCCIÓN PRH _______________________________________ 84
xvii
ÍNDICE DE TABLAS
TABLA 2.1. ESTADO DE LOS POZOS DEL CAMPO PARAHUACU __________________________ 5
TABLA 2.2. PROPIEDADES PETROFÍSICAS DE LA ROCA, CAMPO PARAHUACU ______________ 10
TABLA 2.3. PROPIEDADES DE LOS HIDROCARBUROS LÍQUIDOS, CAMPO PARAHUACU________ 10
TABLA 2.4. PROPIEDADES Y RESERVAS DEL CAMPO PARAHUACU ______________________ 13
TABLA 2.5. PRODUCCIÓN ACUMULADA Y RESERVAS REMANENTES, CAMPO PRH __________ 14
TABLA 4.1. RESULTADOS BUILD UP ZONA BT, PRH_04 _____________________________ 25
TABLA 4.2. RESULTADOS BUILD UP ZONA TI, PRH_05 ______________________________ 31
TABLA 4.3. RESULTADOS BUILD UP ZONA TI, PRH_08 ______________________________ 37
TABLA 4.4. RESULTADOS BUILD UP ZONA UI, PRH_09 _____________________________ 44
TABLA 4.5. RESULTADOS BUILD UP UI, PRH_21 __________________________________ 50
TABLA 4.6. RESULTADOS BUILD UP ZONA UI, PRH_02 _____________________________ 58
TABLA 4.7. RESULTADOS BUILD UP ZONA UI, PRH_13 _____________________________ 65
TABLA 4.8. RESULTADOS BUILD UP ZONA UI, PRH_18 _____________________________ 71
TABLA 4.9. RESULTADOS BUILD UP ZONA UI, PRHN_01 ____________________________ 78
TABLA 4.10. SELECCIÓN DE MÉTODO DE ESTIMULACIÓN EN POZOS CERRADOS ____________ 82
TABLA 4.11. SELECCIÓN DE MÉTODO DE ESTIMULACIÓN EN POZOS ABIERTOS _____________ 82
TABLA 4.12. PERFIL DE PRODUCCIÓN ___________________________________________ 83
TABLA 7.1. HISTORIAL DE REACONDICIONAMIENTOS PRH_04 ________________________ 93
TABLA 7.2. HISTORIAL DE REACONDICIONAMIENTOS PRH_05 ________________________ 94
TABLA 7.3. HISTORIAL DE REACONDICIONAMIENTOS PRH_08 ________________________ 97
TABLA 7.4. HISTORIAL DE REACONDICIONAMIENTOS PRH_09 _______________________ 100
TABLA 7.5. HISTORIAL DE REACONDICIONAMIENTOS PRH_21D ______________________ 101
TABLA 7.6. HISTORIAL DE REACONDICIONAMIENTOS PRH_02 _______________________ 102
TABLA 7.7. HISTORIAL DE REACONDICIONAMIENTOS PRH_13 _______________________ 104
xviii
TABLA 7.8. HISTORIAL DE REACONDICIONAMIENTOS PRH_18 _______________________ 105
TABLA 7.9. HISTORIAL DE REACONDICIONAMIENTOS PRHN_01 ______________________ 107
TABLA 7.10. HISTORIAL DE REACONDICIONAMIENTOS PRH_04 ______________________ 108
TABLA 7.11. HISTORIAL DE REACONDICIONAMIENTOS PRH_05D _____________________ 109
TABLA 7.12. HISTORIAL DE REACONDICIONAMIENTOS PRH_08 ______________________ 110
TABLA 7.13. HISTORIAL DE REACONDICIONAMIENTOS PRH_09 ______________________ 110
TABLA 7.14. HISTORIAL DE REACONDICIONAMIENTOS PRH_21D _____________________ 111
TABLA 7.15. HISTORIAL DE REACONDICIONAMIENTOS PRH_02 ______________________ 111
TABLA 7.16. HISTORIAL DE REACONDICIONAMIENTOS PRH_13 ______________________ 112
TABLA 7.17. HISTORIAL DE REACONDICIONAMIENTOS PRH_18 ______________________ 112
TABLA 7.18. HISTORIAL DE REACONDICIONAMIENTOS PRHN_01 _____________________ 112
xix
ÍNDICE DE ANEXOS
ANEXO 1. HISTORIALES DE PRODUCCIÓN DE LOS POZOS. _________________________ 93
ANEXO 2. HISTORIALES DE REACONDICIONAMIENTO DE LOS POZOS. _______________ 108
xx
TEMA: “Optimización de producción del campo Parahuacu mediante técnicas de
estimulación”
Autor: Denisse Michelle Ayala Piña
Tutor: Ing. Gustavo Raúl Pinto Arteaga
RESUMEN
El presente estudio técnico tiene como objetivo la optimización de la productividad del
campo Parahuacu es posible mediante técnicas de estimulación tales como fractura hidráulica
y acidificación de areniscas, puesto que el campo presenta un declive de producción y un
potencial de productividad bastante significativos. Se determinó el estado actual de 9 pozos
que fueron seleccionados pertenecientes al campo, de los cuales 5 pozos están cerrados y 4
abiertos, de manera que sea posible identificar si cumplen las condiciones mecánicas
necesarias para la intervención, si sus reservorios son aún capaces de producir, se analizaron
las curvas IPR con el fin de determinar cuan beneficiosa resultaría la intervención, estas
curvas se presentaron en función de las características más relevantes de los reservorios, tales
como: Pr, Pwf, Pb, k y s.
Palabras clave: ESTIMULACIÓN / OPTIMIZACIÓN DE PRODUCCIÓN / FRACTURA
HIDRÁULICA / ACIDIFICACIÓN MATRICIAL DE ARENISCAS / CAMPO
PARAHUACU.
xxi
TITLE: “Optimization of Parahuacu field production using stimulation techniques”
Autor: Denisse Michelle Ayala Piña
Tutor: Ing. Gustavo Raúl Pinto Arteaga
ABSTRACT
This technical study has as aim the optimization of Parahuacu field productivity is possible
using stimulation techniques such as hydraulic fracture and sandstone acidizing, since the
field shows a production drop and high productivity potential. The current status of 9 wells
that were selected and belong to the field were determined, of which 5 are closed and 4 are
open, so is possible to identify if they satisfy the mechanical conditions needed for the
intervention, if their reservoirs are still able to produce, the IPR curves were analyzed with
the purpose of determinate how beneficial would be the intervention, this curves were
presented in function of the most relevant characteristics of the reservoirs, such as: Pr, Pwf,
Pb, k and s.
Keywords: STIMULATION / PRODUCTION OPTIMIZATION / HYDRAULIC
FRACTURE / SANDSTONE ACIDIZING / PARAHUACU FIELD.
I CERTIFY that the above and foregoing is a true and correct translation of the original
document in Spanish.
___________________________
Pinto Arteaga Gustavo Raúl
Certified Translator
ID: 1703991529
1
“OPTIMIZACIÓN DE LA PRODUCCIÓN DEL CAMPO PARAHUACU MEDIANTE
TÉCNICAS DE ESTIMULACIÓN”
CAPÍTULO I. GENERALIDADES
1.1. Enunciado del problema.
En el campo Parahuacu, la perforación y producción de pozos se inició en el último
trimestre de 1968, después de 5 décadas de explotación contínua de un total de 23 pozos, se
hace palpable la declinación de la producción de crudo, acompañado del aumento del corte de
agua. Por tal motivo se vuelve necesaria la implementación de nuevas técnicas tales como
fracturamiento hidráulico y acidificación de areniscas en pozos tanto activos como cerrados,
planteadas como alternativa a la perforación para generar un incremento de producción de
petróleo.
1.2. Objetivos.
1.2.1. Objetivo General.
Realizar un estudio técnico para la optimización de la producción del campo
Parahuacu mediante técnicas de estimulación de pozos.
1.2.2. Objetivos Específicos.
- Diagnosticar el estado actual de los pozos del campo Parahuacu.
- Determinar la factibilidad técnica de la rehabilitación de pozos del campo Parahuacu.
- Proponer la técnica de estimulación adecuada para la optimización de la producción
de los pozos del campo Parahuacu.
- Establecer una proyección del comportamiento de producción del campo Parahuacu
acorde con las técnicas y trabajos propuestos.
1.3. Justificación e importancia.
El desarrollo de este estudio permite definir los trabajos de estimulación adecuados en
el campo Parahuacu, siendo el fracturamiento hidráulico o acidificación matricial de
2
areniscas, como mecanismo técnicamente factible para mejorar la producción actual del
campo.
Actualmente Petroamazonas Ep, operadora pública a cargo del Activo Lago Agrio,
requiere una alternativa a las operaciones de perforación con la que se logre elevar la
productividad, por lo que se propone la estimulación como una intervención posible; y a su
vez se plantea como base para el estudio de la aplicación de dichas técnicas de estimulación
en diferentes pozos para diferentes campos.
1.4. Entorno del estudio.
1.4.1. Marco institucional.
El presente estudio se realizó como requerimiento de la Universidad Central del
Ecuador para la obtención del título de Ingeniera de Petróleos, con el auspicio y respaldo de
Petroamazonas Ep, al amparo del Convenio de Cooperación Interinstitucional suscrito entre
ambas instituciones.
1.4.2. Marco ético
El presente estudio respeta los principios y valores de la Universidad Central del
Ecuador (Uce) y de Petroamazonas Ep. está basado en el cumplimiento de las normativas
pertinentes, el respeto de los derechos intelectuales de otras investigaciones y el respeto a la
política propia de Petroamazonas Ep. Los resultados obtenidos se han respetado y no se han
alterado bajo ninguna circunstancia y son para el beneficio del área de estudio.
1.4.3. Marco Legal
El presente estudio se realizó bajo la normativa de titulación del Sistema de
Educación Superior del país y en cumplimiento de lo establecido en la Ley de Hidrocaruros.
3
CAPÍTULO II. MARCO TEÓRICO
2.1. Aspectos generales
2.1.1. Ubicación geográfica
El campo Parahuacu está localizado en la provincia de Sucumbíos, 16 km al Sur-Este
del campo Lago Agrio, al Norte del río Aguarico, en la Cuenca Oriente entre los campos
Atacapi y Guanta-Dureno como se observa en la Figura 2.1.
Figura 2.1. Ubicación del campo Parahuacu
Fuente: Petroamazonas EP
El campo, se encuentra entre las coordenadas UTM 309.000 a 310.000 Este y
10'002.000 a 10'013.000 Norte, y/o en las coordenadas geográficas:
Latitud: 00° 01’ 00” Norte a 00° 07’ 00”
Longitud: 76° 41’ 00” Oeste a 76° 43’ 00”
2.1.2. Reseña histórica
Este campo fue descubierto por el consorcio Texaco-Gulf con la perforación del pozo
Parahuacu 1, perforado en octubre y completado en noviembre de 1968, alcanzando 10.173'
de profundidad y una producción de 448 BPPD de 31° API del reservorio T.
4
2.1.3. Estado actual del campo
El campo Parahuacu tiene un área aproximada de 2,5 Km de ancho por 15 Km de
largo como se observa en la Figura 2.2, en el área se han perforado 23 pozos que producen de
la arenisca Basal Tena y las areniscas U y T superior e inferior, con una densidad entre 21° y
33°API.
Figura 2.2. Área campo Parahuacu
Fuente: Petroamazonas EP
De acuerdo a la información de Petroamazonas EP, en diciembre de 2016:
- La producción de petróleo acumulada del campo es 24’886.000 bls.
- La producción promedio del campo fue 3.109,20 BPPD, 200,82 BAPD y 2.114,93
MCFPD de gas.
- 12 pozos produciendo
- 10 pozos están cerrados
- 1 pozo abandonado
5
El estado actual, la arena productora y el promedio de densidad API de los pozos se
detalla en la Tabla 2.1.
Tabla 2.1. Estado de los pozos del campo Parahuacu
POZO BPPD ARENA
PRODUCTORA °API ESTADO
PRNA-001 124.94 Ui 29.6 Produciendo
PRH-01 - BT + Ti + Ts - Cerrado
PRH-02 240.71 Ui 32.4 Produciendo
PRH-03 - - - Abandonado
PRH-03B - Ti + Ui 30,1 Cerrado
PRH-04 - BT 21.5 Cerrado
PRH-05 - Ti 31 Cerrado
PRH-07 287.85 Ts + i 32.4 Produciendo
PRH-08 - Ti 31.9 Cerrado
PRH-09 - Ts + Ui 33.6 Cerrado
PRH-10 260.10 Ui 31.5 Produciendo
PRH-11 94.07 BT + Ti + Ui 31.6 Produciendo
PRH-12 484.98 Ti 32.2 Produciendo
PRH-13 168.85 Ti + Ui 31,5 Produciendo
PRHC 15 167.00 Ti 32.0 Produciendo
PRHC 16 - Ti 33 Cerrado
PRHB 17 297.27 Ui 32.1 Produciendo
PRHB-18 148.46 Ui 32.0 Produciendo
PRH-20 285.92 Ui 31.2 Produciendo
PRH-21 - Ui 30.9 Cerrado
PRHC-22 - Ui + Ti - Cerrado
PRHA-24 - Ti 32.5 Cerrado
PRH-40 181.55 Ti 32,4 Produciendo
Elaborado por: Michelle Ayala Piña Fuente: Petroamazonas EP
2.1.4. Descripción geológica del campo
“La estructura Parahuacu, es un anticlinal alargado de dirección N-S, se encuentra
controlada en su parte oriental por una falla inversa, cuyos saltos de falla para los yacimientos
productivos, tienen en el sur, centro y norte del campo un promedio de 50, 185 y 60 pies
respectivamente.
Estructuralmente el campo Parahuacu, conforme a la interpretación de datos sísmicos
2D y 3D y pozos perforados, muestra cierres verticales promedio de 168 y 185 pies, para U
inferior y T inferior respectivamente.” (Departamento de Reservorios Petroamazonas Ep,
2016)
2.1.4.1. Mapas estructurales del campo
En las Figura 2.3, Figura 2.4, Figura 2.5 y Figura 2.6, se muestran los mapas
estructurales en profundidad de los reservorios del campo.
6
Figura 2.3. Mapa estructural en profundidad BT, Campo PRH
Fuente: Petroamazonas EP
7
Figura 2.4. Mapa estructural en profundidad Ts, Campo PRH
Fuente: Petroamazonas EP
8
Figura 2.5. Mapa estructural en profundidad Ti, Campo PRH
Fuente: Petroamazonas EP
9
Figura 2.6. Mapa estructural en profundidad Ui, Campo PRH
Fuente: Petroamazonas EP
10
2.2. Principales reservorios productores
2.2.1. Areniscas U y T
“Caracterizadas por un ambiente deltaico con influencia f1uvial y marina. El ancho de
los canales varía entre 130 – 420’ para T y 900’ para U. Las areniscas T y U son cuarzosas en
sus bases y con abundante glauconita en sus topes.” (Baby, Rivadeneira, & Barragán, 2004)
2.2.2. Basal Tena
“Está depositada en un canal erosionado donde la sección lutítica está bien definida
tanto por encima como por debajo de la arenisca, con un espesor de reservorio promedio de
8,79’.” (Baby, Rivadeneira, & Barragán, 2004)
2.3. Propiedades petrofísicas de la roca
Las propiedades petrofísicas de la roca por reservorio se observan en la Tabla 2.2.
Tabla 2.2. Propiedades petrofísicas de la roca, campo Parahuacu
RESERVORIO Φ (%) Sw (%) k (mD)
Basal Tena 14,93 35,77 175
U Inferior 12,68 29,16 180
T Superior 11,9 39,1 140
T Inferior 16,93 15,43 120
Elaborado por: Michelle Ayala Piña Fuente: Petroamazonas EP
2.4. Propiedades de los hidrocarburos líquidos
Las propiedades de los hidrocarburos por reservorio se observan en la Tabla 2.3.
Tabla 2.3. Propiedades de los hidrocarburos líquidos, campo Parahuacu
RESERVORIO γ˳ °API CRUDO Pb (psi) BO (By/Bn) µ˳ (cp)
Basal Tena 0,93215 20,3 Pesado 844 1,12 1,31
Arenisca U 0,86386 32,3 Ligero 1.293 1,21 0,68
Arenisca T 0,86175 32,7 Ligero 1.050 1,3 1,14
Elaborado por: Michelle Ayala Piña Fuente: Petroamazonas EP
2.5. Históricos de producción
2.5.1. Basal Tena
En la Figura 2.7 se indica el historial de producción de la arena, en el cual la
producción acumulada es 1’490.375 bls de petróleo y 112.500 bls de agua, y la producción
11
promedio es 146,3 BPPD.
Figura 2.7. Histórico de producción BT del campo Parahuacu
Fuente: Petroamazonas EP
2.5.2. T inferior
En la Figura 2.8 se indica el historial de producción de la arena, en el cual la
producción acumulada es 15’974.099 bls de petróleo y 800.000 bls de agua, y la producción
promedio es 1606,9 BPPD y 150 BAPD.
Figura 2.8. Histórico de producción Ti del campo Parahuacu
Fuente: Petroamazonas EP
2.5.3. T superior
En la Figura 2.9 se indica el histórico de producción de la arena T superior, en el cual
1978 79 80 81 82 83 84 85 86 87 88 89 90 91 92 93 94 95 96 97 98 99 2000 01 02 03 04 05 06 07 08 09 10 11 12 13 14 15 16 170
150
300
450
600
750
0
300
600
900
1200
1500
FECHA
PE
TR
OLE
O P
RO
M D
IA C
AL
( b
bl/d
)
AG
UA
P
RO
M D
IA C
AL
( b
bl/d
)
+ Q
w C
UM
(MB
ls)
+ Q
o C
UM
(MB
ls)
RESERVORIO: BT
HISTORIAL DE PRODUCCIÓN
CAMPO PARAHUACU
1978 79 80 81 82 83 84 85 86 87 88 89 90 91 92 93 94 95 96 97 98 99 2000 01 02 03 04 05 06 07 08 09 10 11 12 13 14 15 16 170
600
1200
1800
2400
3000
0
4000
8000
12000
16000
20000
FECHA
PE
TR
OLE
O P
RO
M D
IA C
AL
( b
bl/d
)
AG
UA
P
RO
M D
IA C
AL
( b
bl/d
)
+ Q
w C
UM
(MB
ls)
+ Q
o C
UM
(MB
ls)
RESERVORIO: TI
HISTORIAL DE PRODUCCIÓN
CAMPO PARAHUACU
12
la producción acumulada es 1’638.945 bls de petróleo y 100 bls de agua, y la producción
promedio es 44 BPPD.
Figura 2.9. Histórico de producción Ts del campo Parahuacu
Fuente: Petroamazonas EP
2.5.4. U inferior
En la Figura 2.10 se indica el histórico de producción de la arena U inferior, en el
cual la producción acumulada es 5’782.329 bls de petróleo y 356.250 bls de agua, y la
producción promedio es 1312 BPPD y 50,8 BAPD.
Figura 2.10. Histórico de producción Ui del campo Parahuacu
Fuente: Petroamazonas EP
1978 79 80 81 82 83 84 85 86 87 88 89 90 91 92 93 94 95 96 97 98 99 2000 01 02 03 04 05 06 07 08 09 10 11 12 13 14 15 16 170
100
200
300
400
500
0
400
800
1200
1600
2000
FECHA
PE
TR
OLE
O P
RO
M D
IA C
AL
( b
bl/d
)
AG
UA
P
RO
M D
IA C
AL
( b
bl/d
)
+ Q
w C
UM
(MB
ls)
+ Q
o C
UM
(MB
ls)
RESERVORIO: TS
HISTORIAL DE PRODUCCIÓN
CAMPO PARAHUACU
1978 79 80 81 82 83 84 85 86 87 88 89 90 91 92 93 94 95 96 97 98 99 2000 01 02 03 04 05 06 07 08 09 10 11 12 13 14 15 16 170
500
1000
1500
2000
2500
0
1500
3000
4500
6000
FECHA
PE
TR
OLE
O P
RO
M D
IA C
AL
( b
bl/d
)
AG
UA
P
RO
M D
IA C
AL
( b
bl/d
)
+ Q
w C
UM
(MB
ls)
+ Q
o C
UM
(MB
ls)
RESERVORIO: U-I
HISTORIAL DE PRODUCCIÓN
CAMPO PARAHUACU
13
2.6. Reservas del campo
“Reservas Probadas (P1) son los volúmenes de petróleo que se encuentran en los
yacimientos y que han sido probadas con la perforación de pozos y se pueden recuperar hasta
un límite de rentabilidad.
Reservas Probables (P2) son los volúmenes de petróleo con un alto grado de
certidumbre que aún no han sido probadas y que se encuentran en áreas cercanas a las
reservas probadas de una misma estructura o en áreas de estructuras vecinas.
Reservas Posibles (P3) son los volúmenes estimados de petróleo que podrían
recuperarse de yacimientos que se cree pueden existir, en áreas que la información geológica
y sísmica disponible al momento de realizarse la estimación, no permite clasificarlas con
mayor grado de certeza.
Reservas Remanentes son los volúmenes de petróleo recuperables, cuantificadas a
cualquier fecha posterior al inicio de la producción comercial que todavía permanece en el
yacimiento.” (Secretaria de Hidrocarburos del Ecuador, 2015)
Las reservas probadas, probables y posibles del campo Parahuacu se indican en la
Tabla 2.4.
Tabla 2.4. Propiedades y reservas del campo Parahuacu
CAMPO RESERVORIO ϕ Sw BOI POES FR
ACTUAL 12-2016
RESERVAS PROBABLES
RESERVAS POSIBLES
RESERVAS PROBADAS
PA
RA
HU
AC
U
% % By/Bn Bls ( % ) Bls Bls Bls
Basal Tena 14,93 35,77 1,12 86’994.062 1,713 - - 1’543.271
U Inferior 12,68 29,16 1,21 138’867.085 4,164 4’499.990 8’499.997 9’117.847
T Superior 11,9 39,1 1,3 31’524.180 5,199 - - 1’676.459
T Inferior 16,93 15,43 1,29 96’481.793 16,557 4’999.999 5’288.299 20’698.612
Subtotal Parahuacu
353’867.121 7,03 9’499.989 13’788.296 33’036.189
Elaborado por: Michelle Ayala Piña Fuente: SHE y Petroamazonas EP
En la Tabla 2.5 se presentan las reservas remanentes por reservorio del campo, en la
que se puede observar que aún existe aproximadamente el 25% de hidrocarburo recuperable
14
de las reservas probadas del campo.
Tabla 2.5. Producción acumulada y reservas remanentes, Campo PRH
YACIMIENTO RESERVAS PROBADAS
PRODUCCIÓN ACUMULADA
RESERVAS REMANENTES
Bls Bls Bls
Basal Tena 1’543.271 1’490.375 52.896
U inferior 9’117.847 5’782.329 3’335.518
T superior 1’676.459 1’638.945 37.514
T inferior 20’698.612 15’974.099 4’724.513
TOTAL 33’036.189 24’885.748 8’150.441
Elaborado por: Michelle Ayala Piña Fuente: SHE y Petroamazonas EP
2.7. Facilidades de producción
La estación Parahuacu está conformada por:
- Sistema contra incendios.
- 1 múltiple de producción.
- 1 múltiple de prueba.
- 1 separador de prueba bifásico de 5.000 BPD.
- 2 separadores de producción: uno de 10.000 BPD y uno de 15.000 BPD.
- 1 bota de gas de 20.000 BPD.
- 1 tanque de lavado de 5.140 BPD.
- 1 tanque de reposo de 12.090 BDP.
- 2 bombas Power Oil - DURCO MARK III.
- 2 bombas P.O. REDA, (Potencia=250 HP, capacidad=3.200 BPD).
- 3 bombas de transferencia de incremento de presión TRIPLEX.
- 2 bombas centrífugas de transferencia DURCO MARK.
En la estación Parahuacu no existen facilidades para la reinyección de agua, debido a la
baja producción diaria de agua a diciembre de 2016 es 200,82 BAPD.
El agua que es producida por los reservorios del campo es llevada en vacuum hasta la
estación Lago Agrio Norte. 9.000 bls del volumen total de crudo producido en el campo es
15
almacenado en el tanque de reposo, mientras el restante es bombeado a la estación Lago
Agrio Central.
2.8. Trabajos de reacondicionamiento
Reacondicionamiento de pozos son las actividades que se realizan en el pozo después
de su completación y pruebas de producción iniciales con el propósito de limpiar el
yacimiento, recuperar pescados, realizar cementación forzada, cambiar de tubería por fisuras,
acidificar, cambiar de bombas, etc.
Estas operaciones son realizadas con equipos de wireline, slickline o coiled tubing,
usados para recuperar equipo temporalmente y realizar operaciones menores tales como
corrida o sacada de tubería de producción, de varillas, cambios de bomba, pesca de
herramientas, recañoneo de zonas, recuperación de bombas, cambio de arena de producción.
En este estudio es importante conocer qué trabajos de reacondicionamiento y cuántos
se han realizado en cada pozo candidato, con el fin de saber si las intervenciones de
estimulación ejecutadas con anterioridad tuvieron resultados satisfactorios y de esta manera
identificar si una nueva acidificación o fracturamiento hidráulico pueden ser realizadas en
dicho pozo o en pozos con características estructurales y petrofísicas.
2.9. Técnicas de estimulación
El propósito de la estimulación de pozos es el incremento de la productividad, cuya
disminución se debe a una baja permeabilidad y/o alto efecto del daño de formación; depende
básicamente de las condiciones en que se encuentren los pozos, por lo que es necesario
conocer a precisión los parámetros que controlan la productividad de dichos pozos, tales
como: 1) existencia de hidrocarburo, 2) que se tenga la energía adecuada para promover el
fluido hacia el pozo y 3) que la roca sea permeable y porosa.
2.9.1. Consideraciones para verificar la factibilidad técnica de la estimualción
- Evaluación del daño
16
- Historial de producción y reservas
- Sensibilidad de la formación
- Petrofísica
- Temperatura de la formación
- Estado inicial del pozo
- Historial de reacondicionamientos
- Registros de cementos
- Pruebas de presión
- Estado mecánico del pozo
- Registros eléctricos
- Análisis nodal
2.9.2. Criterios para selección del método de estimulación
Los criterios para la selección del método de estimulación son resultado de las
pruebas de presión (Build Up):
- Permeabilidad
- Daño de la formación
2.9.3. Acidificación matricial de areniscas
Consiste en inyectar soluciones químicas a la formación a presiones inferiores a la
presión de fractura de la roca, estas soluciones reaccionan disolviendo material extraño a la
formación alrededor del pozo. La finalidad de este método es remover el daño ocasionado por
las perforaciones en las cercanías del pozo, la acumulación o invasión de partículas sólidas, y
a la dispersión, migración, floculación o hinchamiento de las arcillas y eliminar obstrucciones
en el mismo con el propósito de mejorar la permeabilidad natural del pozo.
Los ácidos más utilizados son los inorgánicos: el ácido clorhídrico y el ácido
fluorhídrico, y los orgánicos: el ácido acético y el ácido fórmico. El ácido fluorhídrico es el
17
único que disuelve materiales silícicos, los demás se usan en formaciones calcáreas.
2.9.3.1. Ácido clorhídrico (HCl)
En acidificación matricial es el ácido más utilizado, cuya ventaja es que al ser un
ácido fuerte permite un mayor volumen disuelto de roca calcárea, misma condición que
deriva a la desventaja de su uso, siendo esta los grandes daños por corrosión que causa a las
tuberías y componentes de acero, lo que involucra el uso de inhibidores de corrosión; este
ácido reacciona principalmente con calcita y dolomita. Se usa para temperaturas por debajo
de los 300 °F.
2.9.3.2. Ácido fluorhídrico (HF)
Es el único que disuelve materiales silícicos (arcillas, feldespatos, cuarzo). La
reacción de este ácido con materiales calcáreos resulta en compuestos insolubles, que se debe
evitar para impedir el taponamiento de los canales de producción provocando un efecto
contrario al buscado (aumentar la producción). Por lo tanto, se usa una mezcla con HCl para
disolver las insolubilidades producidas; caso contrario, es sumamente importante limitar el
uso de este ácido únicamente a formaciones silícicas con un contenido menor al 20% de
material calcáreo.
2.9.3.3. Ácido acético
Es un ácido orgánico utilizado para la disolución de minerales calcáreos como calizas
y dolomitas, con altas temperaturas y a tiempos de exposición prolongados (175 °F / 7 días o
250 °F / 3 días). Usualmente se utiliza como fluido de limpieza previo al cañoneo por su fácil
inhibición; cuando se utiliza para mejorar la productividad, se lo hace en mezcla con HCl o
HF en pozos con altas temperaturas.
2.9.3.4. Ácido fórmico
Ácido orgánico, cuyo uso principal es la disolución de minerales calcáreos en pozos
de temperaturas hasta 350 F, se puede utilizar sólo o en mezcla con HCl o HF.
18
2.9.4. Fractura hidráulica
La técnica radica en producir una o más fracturas en la formación inyectando un
fluido viscoso a una presión mayor a la presión de fracturamiento de la formación, de manera
que se creen fisuras con una permeabilidad mayor a la permeabilidad natural de la formación
Figura 2.16 (a), esta fractura se mantiene abierta colocando un agente apuntalante dentro de
la misma Figura 2.16 (b), este agente generalmente es arena, luego se inyecta fluido de
desplazamiento Figuras 2.16 (c y d).
Las fisuras suelen ser considerablemente largas y muy angostas, alcanzan una
longitud aproximada de 300 pies de extremo a extremo y un ancho aproximado de 0,25
pulgadas.
La geometría de la fractura dependerá de las propiedades mecánicas de la roca del
reservorio para su crecimiento en altura y longitud.
Figura 2.111. Fractura hidráulica
Fuente: Halliburton 2015
Los propósitos de la fractura hidráulica son:
a b
c d
19
- Crear un sendero de mejor conductividad que la matriz de la formación.
- Controlar el flujo de arena en formaciones no consolidadas.
- Generar nuevas reservas.
- Aumentar la permeabilidad natural de la formación.
- Sobrepasar la zona de daño.
- Extiende la vida productiva del reservorio.
- Contacta mayor área de reservorio incrementando la productividad.
- Cambiar el patrón de flujo del reservorio.
2.9.4.1. Factores para el diseño de una fractura
- Esfuerzos de la roca: Se debe conocer la geometría natural de la formación y los
esfuerzos que ejerce, de modo que se conozca la dirección que tomará la fractura.
- Presión de fractura: Se debe conocer la presión que debe aplicarse a la formación para
producir una fractura.
- Fluido de fracturamiento: Una parte líquida para producir la fractura, debe tener una
viscosidad y una densidad adecuadas, la viscosidad para mantener la capacidad de arrastre
óptima y la densidad para evitar que la parte sólida se asiente. Una parte sólida como agente
apuntalante que debe tener un empaque impermeable y ser granulométricamente seleccionada
para mantener la fractura abierta.
Pueden ser base agua, base petróleo o base ácido, en el caso del campo Parahuacu las
fracturas hidráulicas se realizan con fluido base agua.
20
CAPÍTULO III. DISEÑO METODOLÓGICO
3.1. Tipo de estudio
El presente estudio técnico es de carácter analítico porque se refiere al estudio de las
características de los pozos del campo Parahuacu, de manera que se determine si son
adecuados para estimulación y optimizar la producción de los pozos.
3.2. Universo y muestra
Para realizar el presente estudio, el universo está constituido por los 23 pozos del
campo Parahuacu, de los cuales 12 son productores, 1 está abandonado y 10 están cerrados,
cuyas arenas productoras son: Basal Tena, Areniscas T inferior y superior, Arenisca U
inferior.
Como muestra se tomaron 5 pozos cerrados (PRH_04, PRH_05, PRH_08, PRH_09 y
PRH_21) y 4 pozos abiertos (PRH_02, PRH_13, PRH_18 y PRHN_01), los pozos
seleccionados por el departamento de Producción de Petroamazonas EP. son los que
mostraron potencial para ser rehabilitados según el historial de producción; además de la
ubicación de los pozos en la arena de los reservorios: T superior, T inferior, U inferior y
Basal Tena; de acuerdo a los mapas estructurales. Se debe considerar que para la selección de
estos pozos se tomó únicamente en cuenta los que contaban con la información disponible de
pruebas de presión (B’up).
3.3. Métodos y técnicas de recopilación de datos.
El presente estudio se fundamentó en el análisis de la información proporcionada por
PAM, tales como: historiales de producción, mapas estructurales, mapas de producción
acumulada, saturación de agua, porosidad, permeabilidad, historiales de
reacondicionamiento, diagramas de pozos, pruebas iniciales, pruebas de build up, análisis de
curvas IPR.
Las tablas de recopilación de datos fueron tabuladas en Microsoft Excel, adicional se
21
analizaron bases de datos, fuentes bibliográficas y teóricas que permitieron definir si los
pozos de la muestra cumplían con las características para ser estimulados.
Se estudió como técnica de estimulación la acidificación matricial de areniscas, puesto
que los reservorios productores de Parahuacu son arenas, y fractura hidráulica porque es el
mecanismo de estimulación para el incremento de producción más severo y con los mejores
resultados.
Los criterios para verificar la factibilidad técnica del estudio son:
- Estado inicial del pozo: Cuánto produjo en un inicio y cuáles son sus arenas
punzonadas en un inicio.
- Historial de producción y reservas: Determinará el potencial del pozo para seguir
produciendo, producción acumulada de agua y de petróleo.
- Historial de reacondicionamientos: Determinar las intervenciones que se han realizado
y cuantas han sido de estimulación.
- Registros eléctricos: Determinar las zonas de pago, CAP, arenas sucias, petróleo
móvil e inmóvil y agua.
- Pruebas de presión: Permeabilidad de la formación y el valor del daño.
- Estado mecánico del pozo: Determinar las arenas perforadas y en producción, la
existencia de pescados o tapones que obstruyan la intervención de la arena.
- Registros de cementos: El cemento debe estar en óptimas condiciones, mínimo 12’
hacia arriba y hacia abajo, la lectura en el CBL debe estar entre 0 y 10 mV para
considerarlo buen sello.
- Análisis nodal: Permite diferenciar la producción con la permeabilidad actual y la
permeabilidad luego de la estimulación.
Los criterios para definir el tipo de estimulación son: cuando la permeabilidad es baja
(< 10 md) o el valor del daño de formación es mayor a 15 es poco probable obtener un
22
aumento de productividad considerable mediante acidificación, el modo de incrementar la
productividad en estos casos es mediante fracturamiento hidráulico. Por otro lado, cuando el
valor del daño es menor a 15 se puede remediar mediante una estimulación matricial con el
propósito de reducir este valor a cero o a un valor negativo.
En cuanto a las curvas de análisis nodal se consideraron valores de daño de 0 ± 2, es
decir s= 2 cuando el pozo aún está dañado, s= 0 cuando el pozo no tiene daño ni estimulación
y s= -2 cuando el pozo está estimulado; y para permeabilidad, el valor tomado de la prueba de
presión se multiplicó por los factores 1,25; 1,5 y 2, que son el aumento de permeabilidad que
se espera obtener después la estimulación. Se toma a s= 0 y 1,5k como caso ideal para la
proyección de producción, por ser el que refleja las condiciones esperadas.
Los resultados de las pruebas de presión fueron proporcionados por Petroamazonas
EP., es decir, las pruebas de presión no fueron interpretadas en este estudio.
23
CAPÍTULO IV. ANÁLISIS E INTERPRETACIÓN DE INFORMACIÓN
4.1. Presentación de información de pozos cerrados.
4.1.1. PRH_04
4.1.1.1. Estado inicial de perforación y completación
Perforado y completado en noviembre de 1978. Profundidad final alcanzada fue
9.850’. Se punzó y probó el intervalo 8.821’-8.849’ parte de la formación Basal Tena y se
obtuvo 2.265 BPPD con 0,2% de BSW.
4.1.1.2. Historial de Producción
En la Figura 4.1 encontramos el historial de producción de la arena Basal Tena del
pozo PRH_04, donde la producción acumulada es 1’350.000 bls de petróleo y 15.000 bls de
agua. En la Tabla 7.1 del ANEXO 1, se observa el historial los BFPD, BPPD, BAPD, BSW,
°API, contenido de gas, RGP y algunas observaciones del PRH_04.
Figura 4.1. Historial de producción BT PRH_04
Fuente: Petroamazonas EP
4.1.1.3. Historial de Reacondicionamiento
Las intervenciones realizadas en PRH_04 se detallan en la Tabla 7.10 del ANEXO 2.
El pozo PRH_04 se ha intervenido en 24 ocasiones:
1978 79 80 81 82 83 84 85 86 87 88 89 90 91 92 93 94 95 96 97 98 99 2000 01 02 03 04 05 06 07 08 09 10 11 12 13 14 15 16 170
150
300
450
600
750
0
300
600
900
1200
1500
Date
Qo (
BP
PD
)
Qw
(B
WP
D)
+ Q
w C
UM
(MB
ls)
+ Q
o C
UM
(MB
ls)
PRH-004BT
HISTORIAL DE PRODUCCIÓN
24
- 14 acidificaciones con HCl.
- 4 cambios de completación.
- 2 reparaciones de completación.
- 3 redisparos a BT.
- 1 redisparo Ui.
4.1.1.4. Última Intervención
En junio 23 de 2016 se inicia el reacondicionamiento número 24, en el que se intenta
sacar pescado. Operación sin éxito. Se realiza cambio de completación, se repunzona los
intervalos 9.532' – 9.538', 9.544' – 9.556' y 9.572' – 9.576' de la arena Ui y se evalúa, como
resultado se obtiene un aporte de fluido de 11,04 BFPD con BSW= 100%; se hace cambio de
arena a BT y se evalúa, como resultado se obtiene un aporte de 11,04 BFPD y 100% de
BSW. Operación sin éxito, no hay aporte de crudo de Ui ni de BT. La operación finaliza en
julio 5 de 2016.
4.1.1.5. Registros de pozos
Figura 4.2. Registro eléctrico zona BT, PRH_04
Fuente: Petroamazonas EP
25
En la Figura 4.2 se muestra el registro eléctrico de la arena BT de PRH_04. Se
observa el petróleo presente en la arena.
4.1.1.6. Resultados Build Up
En la Tabla 4.1, se muestran los datos de prueba, perfil de presiones y resultados de la
prueba Build Up de PRH_04, tomada en junio de 2010.
Tabla 4.1. Resultados Build Up zona BT, PRH_04
DATOS PRUEBA
Qo 24 BPPD Φ 15 %
Qw 0,12 BAPD Rw 0,29 ft
BSW 0, % Bo 1,1 By/Bn
API 21,5 ° µo 1,31 cp
ESPESOR 19 Ft RGP 60 scf/bls
PERFIL DE PRESIONES
Pwf 380 Psi Pr 639 Psi
Pb 323 Psi
RESULTADOS
k 10,9 Md Skin 3,63
IP actual 0,092 bpd/psi IP ideal 0,101 bpd/psi
Qmax 46 Bpd DrawDown 259 Psi
Elaborado por: Michelle Ayala Piña Fuente: Petroamazonas EP
26
4.1.1.7. Estado completación actual
Figura 4.3. Estado mecánico W.O. #24 PRH_04
Fuente: Petroamazonas EP
COMPLETACION ORIGINAL: 22-nov-78
GLS 962,72
RTE 947,24
EMR 15,48
10 3/4" CASING SUPERFICIALK-55, 40.5 L/P, 66 JTS.
ZAPATO GUIA
CEMENTADO CON 755 SxS "A"
7" CASING
30 JTS, N-80, 26 L/P, LT&C @ 9850'
100 JTS, K-55, 23 L/P, LT&C @ 8691'
50 JTS, K-55, 26 L/P, LT&C @ 4539'
61 JTS, C-95, 23 L/P, LT&C @ 2472'
3 1/2" TUBERIA EUE (284) + 1 PUP JOINT 3 1/2",
9.3 L/P, L-80, CLASE "A"
8600'
8601'
8631'
8632'
8661'
8664'
8693'
8694'
8726'
8731'
ARENA "BT" (8 DPP) 8761'
8821' - 8840' (19') 8762'
8765'
8766'
9436'
9441'
9470'
9471'
9474'
9475'
9505'
ARENA "Uinf", W.O # 24
9532'- 9538' (6') @ 5 D.P.P
9544'- 9556' (12') @ 5 D.P.P
9572'- 9576' (4') @ 5 D.P.P
9587' 7" TAPON CIBP, W.O # 24
CORTE RCT
9589' 5 FT DE TUBO DE 2 7/8" EUE
2 7/8" x 3 1/2" CROSSOVER
ARENA "T" (5 DPP) 7" x 3 1/2" PACKER HYDRO I
3 1/2" x 2 7/8" CROSSOVER
9722' - 9726' (4') 2 7/8" TUBERIA EUE (3)
9734' - 9742' (8') 2 7/8" x 2 3/8" X-OVER,
2 3/8" CAMISA
2 3/8" x 2 7/8" X-OVER
2 7/8" TUBO EUE (1)
2 7/8" TAPON CIEGO
LONGITUD TOTAL DE PESCADO: 143.35 FT
9796' 7" COLLAR FLOTADOR
9818' COTD. (SCHLUMBERGER)
9850'
ZAPATO GUIA CEMENTADO CON 300 SxS "A"
2 3/8" BOX x 2 7/8" PIN X-OVER
2 7/8" TUBO EUE, CLASE "A", 6.5 #, L-80
2 7/8" TAPON CIEGO
PTL=9839'
PTD=9850'
2 3/8" BOX x 2 7/8 PIN X-OVER
2 7/8" TUBO EUE (22), CLASE "A", 6.5 #, L-80
7" x 2 7/8" PKR HIDRAULICO HYDROW I, KJP-
1430 (PAM-PETROTECH)
2 7/8" TUBO EUE, CLASE "A", 6.5 #, L-80
2 7/8" BOX x 2 3/8" PIN X-OVER
2 3/8" CAMISA, SAA-0095
2 7/8" TUBO EUE, CLASE "A", 6.5 #, L-80
7" x 2 7/8" PKR MECANICO ARROW SET, KXP-
0018 (PAM-PETROTECH)
2 7/8" TUBO EUE, CLASE "A", 6.5 #, L-80
2 7/8" BOX x 2 3/8 PIN X-OVER
2 3/8" CAMISA, SAA-0087
3 1/2" TUBO EUE, CLASE "A", L-80
3 1/2" BOX x 2 7/8 PIN X-OVER
2 7/8" TUBO EUE, CLASE "A", 6.5 #, L-80
2 7/8" CAMISA, SWB-0005
2 7/8" TUBO EUE, CLASE "A", 6.5 #, L-80
2 7/8" NOGO, NAB-0056, CON STD.VALVE
W.O. N° 22: 05-may-12
W.O. N° 23: 21-ago-2012
W.O. N° 24: 06-julio-2016
2126'
3 1/2" NIPLE DE ASIENTO, STL CUP, N11-30
PRH-004W.O. # 24
7 1/16" x 5M PSI CABEZAL
W.O. N° 20: 10-nov-96
W.O. N° 21: 21-ene-97
FECHA: 6-Jul-16
TBG-102 COMPLETACION HIBRIDA PARAHUACU 4 FIRMA:
DIAGRAMA DEL POZO PARAHUACU 04
W.O # 24
ELABORADO POR: Ing. Jairo Bolaños
CARGO Company Man
EQUIPO SISTEMA CAMPO POZO
8010'
8028'
c
27
En la Figura 4.3 se puede ver el estado mecánico actual del pozo, en el que se muestra el
espesor de cada arena: BT (8821’ – 8840’), Ui (9632’ – 9678’) y Ti (9722’ – 9742’), la profundidad
total del pozo 9850’. En la figura se puede notar la presencia de un pescado desde los 9689’ y el tapón
2’ más arriba (9687’), que obstruyen a Ti. Se observa que el packer se encuentra a 102,5’ de distancia
de la arena BT.
4.1.1.8. Registro de cemento
Figura 4.4. Registro de cemento zona BT, PRH_04
Fuente: Petroamazonas EP
En la Figura 4.4 se muestra el registro de cemento para la arena BT. Se puede
28
observar cemento sello bueno en el tope y entre medio y bueno en la base de la arena.
4.1.1.9. Análisis nodal
En la Figura 4.5 se muestra el análisis nodal para la arena BT. Se observan las curvas
para daño y permeabilidad actual (s= 3,63; k= 10,9 md) y a daño y permeabilidad luego de la
estimulación (s= 2; k= 13,625 md), (s= 0; k= 16,35 md) y (s= -2; k= 21,8 md); en las que se
observan un incremento de producción de 24 BPPD a 35, 53 y 98 BPPD respectivamente. La
producción a condiciones actuales del pozo representa el 41% de la producción proyectada
con estimulación a condiciones (s=0 y k= 16,35 md).
Figura 4.5. Curvas IPR zona BT, PRH_04
Elaborado por: Michelle Ayala Piña Fuente: Petroamazonas EP
s actual= 3,63, k=10,9
s= 2 k= 13,625
s= 0 k= 16,35
s= -2 k=21,8
29
4.1.2. PRH_05D
4.1.2.1. Estado inicial de perforación y completación
Perforado y completado en octubre de 1979. Profundidad final alcanzada fue 11162’.
No existen datos iniciales disponibles de perforación ni de completación.
4.1.2.2. Historial de Producción
En la Figura 4.6 encontramos el historial de producción de la arena T inferior del pozo
PRH_05D, donde la producción acumulada es 3’280.000 bls de petróleo y 112.500 bls de
agua. En la Tabla 7.2 del ANEXO 1, se observa el historial los BFPD, BPPD, BAPD, BSW,
°API, contenido de gas, RGP y algunas observaciones del PRH_05.
Figura 4.6. Historial de producción de Ti PRH_05D
Fuente: Petroamazonas EP
4.1.2.3. Historial de Reacondicionamiento
Las intervenciones realizadas en PRH_05 se detallan en la Tabla 7.11 del ANEXO 2.
El pozo PRH_05 se ha intervenido en 11 ocasiones:
- 1 punzonado BT y Ti.
- 4 cambios de completación.
1980 81 82 83 84 85 86 87 88 89 90 91 92 93 94 95 96 97 98 99 2000 01 02 03 04 05 06 07 08 09 10 11 12 13 14 15 16 170
200
400
600
800
1000
0
750
1500
2250
3000
3750
FECHA
PE
TR
OLE
O P
RO
M D
IA C
AL
( b
bl/d
)
AG
UA
P
RO
M D
IA C
AL
( b
bl/d
)
+ Q
w C
UM
(MB
ls)
+ Q
o C
UM
(MB
ls)
PRH-005TI
HISTORIAL DE PRODUCCIÓN
30
- 1 reparación de completación de fondo.
- 4 tratamientos de acidificación.
- 1 redisparo a Ti.
4.1.2.4. Última Intervención
Inicia operaciones de reacondicionamiento el 8 de febrero de 2012, intentan recuperar
pescado, realizan corte químico a la tubería para facilitar el trabajo, tras varios intentos y sin
éxito se da por concluida la intervención y como medida alternativa se evalúa arena T pero
esta no produce. Finaliza operaciones el 22 de mayo de 2012.
Nota: Pescado desde los 8260’.
4.1.2.5. Registros de pozos
Figura 4.7. Registro eléctrico zona Ti, PRH_05
Fuente: Petroamazonas EP
En la Figura 4.7 se muestra el registro eléctrico de la arena Ti de PRH_05D. Se
observa el petróleo acumulado en la arena Ti.
11075
11125
PRH-005
31
4.1.2.6. Resultados Build Up
En la Tabla 4.2, se muestran los datos de prueba, perfil de presiones y resultados de la
prueba Build Up de PRH_05, tomada en diciembre de 2010.
Tabla 4.2. Resultados Build Up zona Ti, PRH_05
DATOS PRUEBA
Qo 70 BPPD Φ 14 %
Qw 28 BAPD rw 0,29 ft
BSW 29 % Bo 1,3 By/Bn
API 32,5 ° µo 0,6382 cp
Espesor 18 Ft
PERFIL DE PRESIONES
Pwf 1694 Psi Pr 1986 psi
Pb 1050 Psi
RESULTADOS
k 103 Md Skin 4,6
IP actual 0,2397 bpd/psi IP ideal 0,263 bpd/psi
Qmax 364 Bpd DrawDown 292 psi
Elaborado por: Michelle Ayala Piña Fuente: Petroamazonas EP
32
4.1.2.7. Estado completación actual
Figura 4.8. Estado mecánico W.O. #11 PRH_05D
Fuente: Petroamazonas EP
500'
2205'
ZAPATO GUIA DE FONDO CEMENTADO CON 600 Sxs
REALIZADO POR: LUIS TITE TIPO "G" + 2160 Sxs TIPO "A".
PRH-005
PT = 11165' MD
20'
PT = 11162' TD
PARAHUACU-5
W.O. - 11
COMP. ORIGINAL: 25-OCT-1979W.O. No. 08 : 06-ENE-2001. W.O. No. 09 : 08-ENE-2007
W-O. No. 10 : 03-NOV-2008W-O. No. 11 : suspendidio 22-MAY-2012
16" CASING SUPERFICAL J-55, 40,5 #/P, 85 TUBOS.
ZAPATO GUIA SUPERFICIAL CON 1255 Sxs, TIPO "A".
E.M.R. 909'E.S. 893'
10 3/4" CSG SUPERFICIAL. K-55, 40,5 #/P, 49 TUBOS.
10 TUBOS 3 1/2" EUE, N-80
PUNTO DE DESVIACION(INCREMENTO ANGULAR 2° 30'-00"/100')ANGULO DE DESVIACIÓN 33.3°
33
En la Figura 4.8 se puede ver el estado mecánico actual del pozo, en el que se muestra
el espesor de cada arena: BT (10156’ – 10168’), Ui (10684’ – 10923’), Ts (11074 – 11094) y
Ti (11106’ – 11124’), la profundidad total del pozo 11200’. En la figura se puede notar la
presencia de un pescado desde los 8227’, obstruye las 4 arenas perforadas. No hay registro de
posición de packer.
4.1.2.8. Registro de cemento
Figura 4.9. Registro de cemento zona Ti, PRH_05D
Fuente: Petroamazonas EP
En la Figura 4.9 se muestra el registro de cemento para la arena Ti. Se puede observar
cemento sello bueno tanto en el tope y la base de la arena.
4.1.2.9. Análisis nodal
En la Figura 4.10 se muestra el análisis nodal para la arena Ti. Se observan las curvas
para daño y permeabilidad actual (s= 4,6; k= 103 md) y a daño y permeabilidad luego de la
estimulación (s= 2; k= 128,75 md), (s= 0; k= 154,5 md) y (s= -2; k= 206 md); en las que se
34
observan un incremento de producción de 70 BPPD a 156, 234 y 301 BPPD respectivamente.
La producción a condiciones actuales del pozo representa el 30% de la producción
proyectada con estimulación a condiciones (s=0 y k= 154,5 md).
Figura 4.10. Curva IPR zona Ti, PRH_05D
Elaborado por: Michelle Ayala Piña Fuente: Petroamazonas EP
s actual= 4,6, k=103
s= 2, k= 128,75
s= 0, k= 154,5
s= -2, k= 206
35
4.1.3. PRH_08
4.1.3.1. Estado inicial de perforación y completación
Perforado y completado en diciembre de 1997. Profundidad final alcanzada fue
9.970’. Se punzó y probaron los intervalos 9.716’- 9.746’ y 9.750’ – 9.766’ parte de la
formación T inferior, además 9.520’ – 9.558’ parte de la formación U; se obtuvieron 790
BPPD con 30% de BSW y 374 BPPD con 22% de BSW respectivamente.
4.1.3.2. Historial de Producción
En la Figura 4.11 encontramos el historial de producción de la arena T inferior del
pozo PRH_08, donde la producción acumulada es 2’150.000 bls de petróleo y 12.500 bls de
agua. En la Tabla 7.3 del ANEXO 1, se observa el historial los BFPD, BPPD, BAPD, BSW,
°API, contenido de gas, RGP y algunas observaciones del PRH_08.
Figura 4.11. Historial de producción de Ti PRH_08
Fuente: Petroamazonas EP
4.1.3.3. Historial de Reacondicionamiento
Las intervenciones realizadas en PRH_08 se detallan en la Tabla 7.12 del ANEXO 2.
El pozo PRH_08 se ha intervenido en 4 ocasiones:
- 4 cambios de completación.
1998 99 2000 01 02 03 04 05 06 07 08 09 10 11 12 13 14 15 16 170
200
400
600
800
0
500
1000
1500
2000
2500
FECHA
PE
TR
OLE
O P
RO
M D
IA C
AL
( b
bl/d
)
AG
UA
P
RO
M D
IA C
AL
( b
bl/d
)
+ Q
w C
UM
(MB
ls)
+ Q
o C
UM
(MB
ls)
PRHC-008TI
HISTORIAL DE PRODUCCIÓN
36
4.1.3.4. Última Intervención
Inicia operaciones de reacondicionamiento el 28 de enero de 2008, realizan cambio de
completación y realizan prueba de producción a la arena Ti, se obtuvo: BPPD= 404, BSW= 1
%. Finaliza operaciones el 2 de febrero de 2008.
4.1.3.5. Registros de pozos
Figura 4.12. Registro eléctrico zona Ti, PRH_08
Fuente: Petroamazonas EP
En la Figura 4.12 se muestra el registro eléctrico de la arena Ti de PRH_08. Se
observa la lectura de petróleo presente en la arena Ti.
4.1.3.6. Resultados Build Up
En la Tabla 4.3, se muestran los datos de prueba, perfil de presiones y resultados de la
prueba Build Up de PRH_08, tomada en febrero de 2008.
37
Tabla 4.3. Resultados Build Up zona Ti, PRH_08
DATOS PRUEBA
Qo 192 BPPD φ 15 %
Qw 7 BAPD rw 0,29 ft
Bsw 3,6 % Bo 1,1949 By/Bn
API 32 ° µo 0,69 cp
Espesor 46 ft RGP 396 Scf/bls
PERFIL DE PRESIONES
Pwf 1230 psi Pr 1583 psi
Pb 1283 psi
RESULTADOS
k 10,5 Md Skin 1,7
IP actual 0,545 bpd/psi IP ideal 0,598 bpd/psi
Qmax 552 Bpd Drawdown 353 psi
Elaborado por: Michelle Ayala Piña Fuente: Petroamazonas EP
38
4.1.3.7. Estado completación actual
Figura 4.13. Estado mecánico W.O. #4 PRH_08
Fuente: Petroamazonas EP
W.0. No.04EMR 1004.70' WO#1 15-ENE-2001
ES 987.74' WO#2 17-JUL-2006
MR 16.96 WO#3 02-AGO-2007
WO#4 28-ENE-2008
CALSE "A" WO N° 03
Preparado por: Ing. Luis H. Andrade Y. / 90398
PARAHUACU-8PRHC-008
ZAPATO GUIA SUPERFICIAL, CEMENTADO CON 900 Sxs, CEMENTO "A" + 400 Sxs."G"
TUBERIA DE REVESTIMIENTO SUPERFICIAL10-3/4", K-55, 40.5 LBS/FT, 8RD, R-3, 69 TUBOS
2-7/8" x 3-1/2" EUE, CROSS OVER
COMP. ORIGINAL: 19-DIC-1997
ZAPATO GUIA DE FONDOCEMENTADO CON 500 Sxs. "G"
COLLAR FLOTADOR
PT(D) = 9970'PT(L) = 9972'
3-1/2" EUE, N-80, 9.3 LBS/FT, 301 TUBOS
ARENA "U Inf." ( 8 DPP )
9520' - 9558' ( 38' )
3077'
9366'
9537'
9970'
7" CASING, C-95, 26,0 LBS/FT, 227 TUBOS
ARENA "T Inf." ( 12 DPP )
9716' - 9746' ( 30' )
9750' - 9766' ( 16' )
9923'
9703'
9347'
9531'
9436'
9437'
2-7/8", EUE, N-80, 6.5 LBS/FT, 1 TUBO
2-7/8", CAVIDAD GUIBERSON PL-II
9701'
COTD ( WO-04 )
9398'
9429'
DV TOOL CEMENTADO CON 1200 Sxs."G"8200'
9348'
9397'
9434'
9430'
9533'
9535'
9630'
9636'
9634'
9631'
9637'
9705'
9738'
9707'
9739'
9915'
2-7/8", EUE, N-80, 6.5 LBS/FT, 1 TUBO
2-7/8", SAFETTY JOINT
7" x 3-1/2", PACKER ARROW
3-1/2" X 2-7/8", CROSS OVER
2-7/8 X 3-1/2", CROSS OVER
2-7/8", EUE, N-80, 6.5 LBS/FT, 3 TUBOS
2-7/8", EUE, N-80, 6.5 LBS/FT, 3 TUBOS
2-3/8", CAMISA DESLIZABLE, ID = 1.87"
2-3/8" x 2-7/8", CROSS OVER
2-7/8" x 2-3/8", CROSS OVER
7" x 3-1/2", PACKER ARROW
3-1/2" X 2-7/8", CROSS OVER
2-7/8 X 3-1/2", CROSS OVER
2-7/8", EUE, N-80, 6.5 LBS/FT, 2 TUBOS
2-3/8", CAMISA DESLIZABLE, ID = 1.87"
2-3/8" x 2-7/8", CROSS OVER
2-7/8" x 2-3/8", CROSS OVER
2-7/8", EUE, N-80, 6.5 LBS/FT, 1 TUBO
2-7/8", TAPON CIEGO
39
En la Figura 4.13 se puede ver el estado mecánico actual del pozo, en el que se
muestra el espesor de cada arena: Ui (9.520’ – 9.558’) y Ti (9.716’ – 9.766’), la profundidad
total del pozo 9.970’. Se observa que el packer se encuentra a 107’ de distancia de la arena
Ti.
4.1.3.8. Registro de cemento
Figura 4.14. Registro de cemento zona Ti, PRH_08
Fuente: Petroamazonas EP
En la Figura 4.14 se muestra el registro de cemento para la arena Ti. Se puede
observar cemento sello bueno tanto en el tope y la base de la arena.
40
4.1.3.9. Análisis nodal
En la Figura 4.15 se muestra el análisis nodal para la arena Ti. Se observan las curvas
para daño y permeabilidad actual (s= 1,7; k= 10,5 md) y a daño y permeabilidad luego de la
estimulación (s= 2; k= 13,125 md), (s= 0; k= 15,75 md) y (s= -2; k= 21 md); en las que se
observan un incremento de producción de 192 BPPD a 295, 485 y 1028 BPPD
respectivamente. La producción a condiciones actuales del pozo representa el 39% de la
producción proyectada con estimulación a condiciones (s=0 y k= 15,75 md).
Figura 4.15. Curva IPR zona Ti, PRH_08
Elaborado por: Michelle Ayala Piña Fuente: Petroamazonas EP
s actual= 1,7, k=10,5
s= 2, k= 13,125
s= 0, k= 15,75
s= -2, k= 21
41
4.1.4. PRH_09
4.1.4.1. Estado inicial de perforación y completación
Perforado y completado en septiembre de 1999. Profundidad final alcanzada fue
9.850’. Se punzó y probó los intervalos 9.760’- 9.768’ parte de la formación T inferior,
9.712’ – 9.722’ parte de la formación T superior, además 9.551’ – 9.567’ parte de la
formación U inferior; se obtuvo 42 BPPD con 92% de BSW, 253 BPPD con 52% de BSW y
60 BPPD con 88% de BSW respectivamente.
4.1.4.2. Historial de Producción
En la Tabla 7.4 del ANEXO 1, se observa el historial los BFPD, BPPD, BAPD, BSW,
°API, contenido de gas, RGP y algunas observaciones del PRH_09.
En la Figura 4.16 encontramos el historial de producción de la arena T superior del
pozo PRH_09, donde la producción acumulada es 17.500 bls de petróleo y 500 bls de agua.
Figura 4.16. Historial de producción Ts PRH_09
Fuente: Petroamazonas EP
En la Figura 4.17 encontramos el historial de producción de la arena U inferior del
pozo PRH_09, donde la producción acumulada es 2.125 bls de petróleo y 1.225 bls de agua.
1999 2000 01 02 03 04 05 06 07 08 09 10 11 12 13 14 15 16 170
25
50
75
100
125
0
4
8
12
16
20
FECHA
PE
TR
OLE
O P
RO
M D
IA C
AL
( b
bl/d
)
AG
UA
P
RO
M D
IA C
AL
( b
bl/d
)
+ Q
w C
UM
(MB
ls)
+ Q
o C
UM
(MB
ls)
PRH-009TS
HISTORIAL DE PRODUCCIÓN
42
Figura 4.17. Historial de producción Ui PRH_09
Fuente: Petroamazonas EP
4.1.4.3. Historial de Reacondicionamiento
Las intervenciones realizadas en PRH_09 se detallan en la Tabla 7.13 del ANEXO 2.
El pozo PRH_09 se ha intervenido en 4 ocasiones:
- 2 redisparos Ti.
- 2 cambios de completación.
4.1.4.4. Última Intervención
En octubre 8 de 2015 se ejecuta un reacondicionamiento en el que se realiza un
cambio de completación, cambio de bomba de hidráulica a jet y se evalúa la arena Ui, con
resultados: BFPD= 149, BPPD= 0, BSW= 100%. Trabajo satisfactorio, drenando agua del
pozo.
2007 08 09 10 11 12 13 14 15 16 170.0
7.5
15.0
22.5
30.0
37.5
0.0
0.5
1.0
1.5
2.0
2.5
FECHA
PE
TR
OLE
O P
RO
M D
IA C
AL
( b
bl/d
)
AG
UA
P
RO
M D
IA C
AL
( b
bl/d
)
+ Q
w C
UM
(MB
ls)
+ Q
o C
UM
(MB
ls)
PRH-009UI
HISTORIAL DE PRODUCCIÓN
43
4.1.4.5. Registros de pozos
Figura 4.18. Registro eléctrico zona Ui, PRH_09
Fuente: Petroamazonas EP
En la Figura 4.18 se muestra el registro eléctrico de la arena Ui de PRH_09. Se
observa el petróleo contenido en la arena.
4.1.4.6. Resultados Build Up
En la Tabla 4.4, se muestran los datos de prueba, perfil de presiones y resultados de la
prueba Build Up para la arena Ui de PRH_09.
44
Tabla 4.4. Resultados Build Up zona Ui, PRH_09
DATOS PRUEBA
Qo 32 BPPD Φ 13 %
Qw 61,3 BAPD Rw 0,29 ft
BSW 65,7 % Bo 1,1904 By/Bn
API 32,5 ° µo 0,73 cp
ESPESOR 16 Ft RGP 396 scf/bls
PERFIL DE PRESIONES
Pwf 2197,2 Psi Pr 2345 psi
Pb 1283 Psi
RESULTADOS
k 14,5 Md Skin 3
IP actual 0,2165 bpd/psi IP ideal 0,2377 bpd/psi
Qmax 384 Bpd DrawDown 147,8 psi
Elaborado por: Michelle Ayala Piña Fuente: Petroamazonas EP
45
4.1.4.7. Estado completación actual
Figura 4.19. Estado mecánico W.O. #4 PRH_09
Fuente: Petroamazonas EP
W.O. No. 01: 27 - ENE - 2004
W.O. No. 02: 26 - SEP - 2007
W.O. No. 03: 05 - JUN - 2015 (SUSPENDIDO)
14 - SEP - 2015 (REINICIO)
23 - SEP - 2015 (FINALIZA)
W.O. No. 04: 08 - OCT - 2015
TUBERIA DE REVESTIMIENTO SUPERFICIAL
2996'
7" CASING:
8005' DV-TOOL CEMENTADO CON 1000 SXS "G"
9332' 3-1/2" CAMISA DE CIA BAKER COD= BHI - 1439
3-1/2" EUE (1) TUBO CLASE "A"
9365' 3-1/2" NO-GO WTF. COD=NAC-0397 CON STD VALVE COD=VSC-0105
9367'
3-1/2" EUE (1) TUBO CLASE "A"
9397' 7' X 2-7/8" PKR SEH-3J WTF 7' X 3-1/2" PKR MECANICO ARROW SET IX. DE CIA WEATHERFORD
9405' COD= KWC - ARR - 0031
3-1/2" EUE (1) TUBO CLASE "A"
9435' 3-1/2" COUPLING (PUNTA)
9660' 7" CIBP
9775' 7'' FLOAT COLLAR
9818' 7" ZAPATO GUIA CEMENTADA C/350 SXS " G"
PT(D)=9850'
PT(L)=9865' Realizado por: Mauro sarango
PESO DE LA SARTA SUBIENDO 80,000 LBS
PESO DE LA SARTA BAJANDO 80,000 LBS
ZAPATO GUIA SUP. CEMENTADA C/ 1300 SXS TIPO " A"
MATERIALES UTILIZADOS
3-1/2" EUE TBG N-80; 9,3 LB/FT CLASE "A"310
BHA; 3-1/2" EUE TBG CLASE "A". 9.3 LB/FT 3
PARAHUACU-09
E.M.R. : 987' FECHA COMPLETACION INICIAL: 24-SEP- 1999
E.S. : 970'
DIF: 17'
10 3/4"K-55, 40,5 LBS/FT; 74TUBOS
PRH-009 WO#04
FECHA: 30-may-15
TRIBOILGAS-104 POWER OIL PARAHUACU 9 FIRMA:
DIAGRAMA DEL POZO PARAHUACU-9ELABORADO POR: FELIZ COROZO / WILMAN PLACENCIA
CARGO: SUPERVISORES
EQUIPO SISTEMA CAMPO POZO
ARENA " UI " (FRACTURADA W.O.
03)
9551' - 9561' ( 10' ) @ 10 DPP9561'- 9567' ( 6' ) @ 5 DPP
ARENA " TS" @ 10 DPP
9712' - 9722' ( 10')
ARENA " TI " @ 5 DPP
9760' - 9768' (8')
46
En la Figura 4.19 se puede ver el estado mecánico actual del pozo, en el que se
muestra el espesor de cada arena: Ui (9.551’ – 9.567’), Ts (9.712’ – 9.722’) y Ti (9.750’ –
9.758’), la profundidad total del pozo 9850’. En la figura se puede notar la existencia de un
tapón CIBP a 9.660’, que impide la intervención a Ts y a Ti. Se observa que el packer se
encuentra a 162’ de distancia de la arena Ui.
4.1.4.8. Registro de cemento
Figura 4.20. Registro de cemento Ui, PRH_09
Fuente: Petroamazonas EP
En la Figura 4.20 se muestra el registro de cemento para la arena Ui. Se puede
observar cemento sello bueno tanto en el tope y la base de la arena.
4.1.4.9. Análisis nodal
En la Figura 4.21 se muestra el análisis nodal para la arena Ui. Se observan las curvas
para daño y permeabilidad actual (s= 3; k= 14,5 md) y a daño y permeabilidad luego de la
estimulación (s= 2; k= 18,125 md), (s= 0; k= 21,75 md) y (s= -2; k= 29 md); en las que se
47
observan un incremento de producción de 32 BPPD a 56, 92 y 196 BPPD respectivamente.
La producción a condiciones actuales del pozo representa el 35% de la producción
proyectada con estimulación a condiciones (s=0 y k= 21,75 md).
Figura 4.21. Curva IPR Ti, PRH_09
Elaborado por: Michelle Ayala Piña Fuente: Petroamazonas EP
s actual= 3, k=14,5
s= 2, k= 18,125
s= 0, k= 21,75
s= -2 k= 29
48
4.1.5. PRH_21D
4.1.5.1. Estado inicial de perforación y completación
Perforado en febrero de 2013 y completado en marzo de 2013. Profundidad final
alcanzada fue 9.927’ y la profundidad medida fue 10.240’. Se punzó y probó el intervalo
9.760’- 9.774’ parte de la formación U inferior; se obtuvo 324 BPPD con 50% de BSW.
4.1.5.2. Historial de Producción
En la Figura 4.22 encontramos el historial de producción de la arena U inferior del
pozo PRH_21D, donde la producción acumulada es 202.500 bls de petróleo y 200.000 bls de
agua. En la Tabla 7.5 del ANEXO 1, se observa el historial los BFPD, BPPD, BAPD, BSW,
°API, contenido de gas, RGP y algunas observaciones del PRH_21.
Figura 4.22. Historial de producción Ui PRH_21D
Fuente: Petroamazonas EP
4.1.5.3. Historial de Reacondicionamiento
Las intervenciones realizadas en PRH_21 se detallan en la Tabla 7.14 del ANEXO 2.
El pozo PRH_21 se ha intervenido en 2 ocasiones:
- 1 cambio de completación.
2013 14 15 16 170
150
300
450
600
0
50
100
150
200
250
FECHA
PE
TR
OLE
O P
RO
M D
IA C
AL
( b
bl/d
)
AG
UA
P
RO
M D
IA C
AL
( b
bl/d
)
+ Q
w C
UM
(MB
ls)
+ Q
o C
UM
(MB
ls)
PRHA-021UI
HISTORIAL DE PRODUCCIÓN
49
- 1 punzonado a Ti.
4.1.5.4. Última Intervención
Se inició el 18 febrero de 2015, punzonan los intervalos de Ti: 9.926' – 9.936' y 9.944'
– 9.956', bajan completación híbrida y evalúan la arena Ti con resultados: BFPD= 288,
BPPD= 0, BSW=100%, Salinidad= 9.250 ppm. Finalizan operaciones el 11 de marzo de
2015. Intervención no satisfactoria, Ti da BSW de 100%.
4.1.5.5. Registros de pozos
Figura 4.23. Registro eléctrico Ui, PRH_21D
Fuente: Petroamazonas EP
50
En la Figura 4.23 se muestra el registro eléctrico de la arena Ui de PRH_21D. Se
observa la lectura de petróleo móvil en la arena Ui.
4.1.5.6. Resultados Build Up
En la Tabla 4.5, se muestran los datos de prueba, perfil de presiones y resultados de la
prueba Build Up para la arena Ui de PRH_21.
Tabla 4.5. Resultados Build Up Ui, PRH_21
DATOS PRUEBA
Qo 38 BPPD Φ 12,68 %
Qw 280 BAPD rw 0,29 ft
BSW 88 % Bo 1,21 By/Bn
API 30 ° µo 0,68 cp
ESPESOR 14 ft
PERFIL DE PRESIONES
Pwf 1592 psi Pr 1824 psi
Pb 1050 psi
RESULTADOS
k 12 md Skin 3,25
IP actual 0,16 bpd/psi Qmax 223 bpd
Elaborado por: Michelle Ayala Piña Fuente: Petroamazonas EP
51
4.1.5.7. Estado completación actual
Figura 4.24. Estado mecánico W.O. #2 PRH_21D
Fuente: Petroamazonas EP
Código:
Rev isión:
Fecha:
Elaborado por:
Rev isado por:
Aprobado por:
FECHA DE PERFORACION:
FECHA DE COMPLETACION:
APE:3310201 W.O N° 01 :
RTE: PIES W.O N° 02 :
GLE: PIES
MR: PIES
284´ 20" ZAPATO
KOP @ 400'
DESVIACIÓN MAXIMA 26,47° @ 2419'
13 3/8", CASING SUPERFICIAL
155 TUBOS C-95, 72 LBS FT, BTC R-3
CEMENTADO CON 2045 SXS CEMENTO TIPO "A"
ZAPATO GUIA DE 13 3/8"
9 5/8 CASING INTERMEDIO
TOPE DEL COLGADOR 7" @ 9450' (MD) 253 TUBOS C-95, 47 LBS/ FT , BTC, R-3
X PAK HANGER PACKER 7 5/8" X 9 5/8" CEMENTADO CON 1006 SXS CEMENTO TIPO "G " @ 16.5 LPG
9597' MD 9 5/8'' ZAPATO GUIA
7" LINER DE PRODUCCION
P-110, 26 LBS/FT, BTC, R-3, 19 TUBOS
9582'
3-1/2" EUE, NEPLO DE ASIENTO 2.76" ID
9614' 3 1/2" EUE BOX x 2 7/8" EUE PIN, X-OVER
2 7/8" EUE CAMISA DE CIRCULACION 2.31" ID
2 7/8" EUE (1) TUBOS; N-80, 6.5 LBS/FT, N-80 CLASE "B"
9649' 2 7/8" EUE NO-GO 2.25" ID
2 7/8" EUE (1) TUBO; N-80, 6.5 LBS/FT, N-80 CLASE "B"
9684' 7" x 2 7/8" EUE DLH PACKER HIDRAULICO PAM (PETROTECH)
2 7/8" EUE (1) TUBO; 6.5 LBS/FT, N-80 CLASE "B"
2 7/8" EUE BOX x 2 3/8" EUE PIN, X-OVER
ARENA "U INF" @ (5) DPP 9720'
9760' - 9774' (14') @ 5 DPP 2 3/8" EUE BOX x 2 7/8" EUE PIN, X-OVER
2 7/8" EUE (4) TUBOS; N-80, 6.5 LBS/FT, N-80 CLASE "B"
9852' 7" x 2 7/8" EUE DLH PACKER HIDRAULICO PAM (PETROTECH)
2 7/8" EUE (1) TUBO; 6.5 LBS/FT, N-80 CLASE "B"
2 7/8" EUE BOX x 2 3/8" EUE PIN, X-OVER
9887'
ARENA "T INF" @ (5) DPP 2 3/8" EUE 1 TUBO N-80 CLASE "B"
9926' - 9936' (10') 2 3/8" EUE, TAPON CIEGO
9944' - 9956' 12' ) 9922'
10120'
MAX-R - SCHLUMBERGER
10151' 7" LANDING COLLAR
10235' ZAPATO GUIA
PT (O) - 10240'
2 3/8" EUE CAMISA , 1.87" ID
2 3/8" EUE CAMISA , 1.87" ID
3-1/2" EUE, N-80, 9.3 LB/PIE, (307) TUBOS) CLASE "B"
3-1/2" EUE, (1) TUBO 9.3 LB/FT, EUE, N-80, CLASE "B"
862,00 20" CSG, CONDUCTOR. 6 TUBOS, J-55, 94 LPP, 8 RD R-3
36,60 CEMENTADO CON 379 SXS CEMENTO TIPO "A" 15.5 LPG
5848'
9450'
PRHA - 021 9-mar-13
W.O - 02 14-sep-14
898,60 11-mar-15
GEOPETSA RIG -01 9-mar-15 BHA HIBRIDA ING. WALTER CHIRIBOGA S. 0900192394
1-mar-13
COMPLETACIÓN HIBRIDAASISTENTE DE PERFORACIÓN
Distribución: Intranet JEFE DE PERFORACIÓN
EQUIPO FECHA SISTEMA AUTOR CODIGO
DIAGRAMA DEL POZO PARAHUACU 021 10-3-15
52
En la Figura 4.24 se puede ver el estado mecánico actual del pozo, en el que se
muestra el espesor de cada arena: Ui (9.760’ – 9.774’) y Ti (9.926’ – 9.956’), la profundidad
total del pozo 10.255’. En la figura se puede notar la existencia de un pescado a 10.120’, que
no impide la intervención a las arenas. Se observa el packer se encuentra a 83’ de distancia de
la arena Ui.
4.1.5.8. Registro de cemento
Figura 4.25. Registro de cemento zona Ui, PRH_21D
Fuente: PetroamazonasEP
En la Figura 4.25 se muestra el registro de cemento para la arena Ui. Se puede
observar cemento sello bueno tanto en el tope y la base de la arena.
4.1.5.9. Análisis nodal
En la Figura 4.26 se muestra el análisis nodal para la arena Ui. Se observan las curvas
para daño y permeabilidad actual (s= 3,25; k= 12 md) y a daño y permeabilidad luego de la
estimulación (s= 2; k= 15 md), (s= 0; k= 18 md) y (s= -2; k= 24 md); en las que se observan
un incremento de producción de 38 BPPD a 69, 113 y 239 BPPD respectivamente. La
producción a condiciones actuales del pozo representa el 34% de la producción proyectada
con estimulación a condiciones (s=0 y k= 18 md).
53
Figura 4.26. Curva IPR zona Ui, PRH_21D
Elaborado por: Michelle Ayala Piña Fuente: Petroamazonas EP
s actual= 3,25 k=12
s= 2, k= 15
s= 0, k= 18
s= -2, k= 24
54
4.2. Presentación de información de pozos abiertos.
4.2.1. PRH_02
4.2.1.1. Estado inicial de perforación y completación
Perforado y completado en mayo de 1978. Profundidad final alcanzada fue 9.740’. Se
punzó y probó los intervalos 9.613’- 9.626’y 9.633’- 9.654 parte de la formación T inferior,
además de 9.431’- 9.441’ y 9.448’- 9.462’ parte de la formación U inferior; se obtuvo 1.232
BPPD con 0,2% de BSW con 34,8° API y 254 BPPD con 1% de BSW con 28,4° API
respectivamente.
4.2.1.2. Historial de Producción
En la Tabla 7.6 del ANEXO 1, se observa el historial los BFPD, BPPD, BAPD, BSW,
°API, contenido de gas, RGP y algunas observaciones del PRH_02.
En la Figura 4.27 encontramos el historial de producción de la arena Basal Tena del
pozo PRH_02, donde la producción acumulada es 18.000 bls de petróleo y 19.200 bls de
agua.
Figura 4.27. Historial de producción BT PRH_02
Fuente: Petroamazonas EP
En la Figura 4.28 encontramos el historial de producción de la arena T inferior del
1987 88 89 90 91 92 93 94 95 96 97 98 99 2000 01 02 03 04 05 06 07 08 09 10 11 12 13 14 15 16 170
100
200
300
400
500
0
4
8
12
16
20
Date
Qo (
BP
PD
)
Qw
(B
WP
D)
+ Q
w C
UM
(MB
ls)
+ Q
o C
UM
(MB
ls)
PRH-002BT
HISTORIAL DE PRODUCCIÓN
55
pozo PRH_02, donde la producción acumulada es 800.000 bls de petróleo y 100.000 barriles
de agua.
Figura 4.28. Historial de producción Ti PRH_02
Fuente: Petroamazonas EP
En la Figura 4.29 encontramos el historial de producción de la arena U inferior del
pozo PRH_02, donde la producción acumulada es 1’690.000 bls de petróleo y 200 bls de
agua; y la producción promedio de la arena en diciembre de 2016 es 260 BPPD y 1,7 BAPD.
Figura 4.29. Historial de producción Ui PRH_02
Fuente: Petroamazonas EP
1979 80 81 82 83 84 85 86 87 88 89 90 91 92 93 94 95 96 97 98 99 2000 01 02 03 04 05 06 07 08 09 10 11 12 13 14 15 16 170
150
300
450
600
750
0
200
400
600
800
1000
FECHA
PE
TR
OLE
O P
RO
M D
IA C
AL
( b
bl/d
)
AG
UA
P
RO
M D
IA C
AL
( b
bl/d
)
+ Q
w C
UM
(MB
ls)
+ Q
o C
UM
(MB
ls)
PRH-002TI
HISTORIAL DE PRODUCCIÓN
1979 80 81 82 83 84 85 86 87 88 89 90 91 92 93 94 95 96 97 98 99 2000 01 02 03 04 05 06 07 08 09 10 11 12 13 14 15 16 170
75
150
225
300
375
0
400
800
1200
1600
2000
FECHA
PE
TR
OLE
O P
RO
M D
IA C
AL
( b
bl/d
)
AG
UA
P
RO
M D
IA C
AL
( b
bl/d
)
+ Q
w C
UM
(MB
ls)
+ Q
o C
UM
(MB
ls)
PRH-002UI
HISTORIAL DE PRODUCCIÓN
56
4.2.1.3. Historial de Reacondicionamiento
Las intervenciones realizadas en PRH_02 se detallan en la Tabla 7.15 del ANEXO 2.
El pozo PRH_02 se ha intervenido en 15 ocasiones:
- 1 fractura Ui.
- 3 acidificaciones Ui.
- 5 cambios de completación.
- 1 fractura BT.
- 1 cementación forzada BT.
- 1 cementación forzada Ti.
- 2 reparaciones de completación.
- 1 punzonado Ti.
4.2.1.4. Última Intervención
Se inició en marzo 08 de 2007, para realizar cambio de completación por packer
desasentado, se evalúa U y se obtiene: 164 BPPD, 4,65% de BSW y 29° API. Finaliza
operaciones en marzo 19 de 2007.
57
4.2.1.5. Registros de pozos
Figura 4.30. Registro eléctrico zona Ui, PRH_02
Fuente: Petroamazonas EP
En la Figura 4.30 se muestra los registros eléctricos de las arenas Ui de PRH_02. Se
observa el petróleo móvil contenido en la arena.
4.2.1.6. Resultados Build Up
En la Tabla 4.6, se muestran los datos de prueba, perfil de presiones y resultados de la
prueba Build Up para la arena Ui de PRH_02.
58
Tabla 4.6. Resultados Build Up zona Ui, PRH_02
DATOS PRUEBA
Qo 260 BPPD Φ 12 %
Qw 1,7 BAPD rw 0,29 ft
BSW 0,7 % Bo 1,28 By/Bn
API 31,3 ° µo 1,98 cp
ESPESOR 26 Ft Sw 24 %
PERFIL DE PRESIONES
Pwf 2412 Psi Pr 3174 psi
Pb 1264 Psi
RESULTADOS
k 13,94 Md Skin 0,28
IP actual 0,34 bpd/psi IP ideal 0,293 bpd/psi
Qmax 891 Bpd DrawDown 762 psi
Elaborado por: Michelle Ayala Piña Fuente: Petroamazonas EP
59
4.2.1.7. Estado completación actual
Figura 4.31. Estado mecánico W.O. #15 PRH_02
Fuente: Petroamazonas EP
COMPLETACION ORIGINAL: 21-MAY-78
EMR = 867' W.O. N° 13: 14-MAR-92
E S = 852' W.O. N° 14: 27-FEB-97
MR = 15' W.O. N° 15: 08-MAR-07
CASING SUPERFICIAL
10 3/4", K-55; 40,5 #/P; 66 TUBOS.
2112' ZAPATO GUÍA SUPERFICIAL
CEMENTADO CON: 850 SXS TIPO "A"
C-95, 26 #/P @ 9738', 3 TUBOS
C-95, 23 #/P @ 9647.24', 67 TUBOS
K-55, 26 #/P @ 7007.40', 47 TUBOS
K-55, 23 #/P @ 5029.05', 96 TUBOS
N-80, 26 #/P @ 1071.48', 29 TUBOS
3 1/2", EUE, N-80, 9.3 #/P, 274 TUBOS
8418' 3 1/2" x 2 7/8" EUE, X OVER
2 7/8" CAVIDAD GUIBERSON PL - I
8428'2 7/8" EUE, N-80, 1 TUBO
8457'
2 7/8" EUE, TUBO DE SEGURIDAD
8489' 2 7/8" EUE, N-80, 1 TUBO
8492' 7"x 2 7/8" EUE, PACKER "ARROW"
8497' 2 7/8" x 2 3/8" EUE, X OVER
2 3/8" EUE, N-80, 4 TUBOS
2 3/8"EUE, CAMISA DESLIZABLE (ID = 1.87")
ARENA "BT" ( 4 DPP) 2 3/8" EUE, N-80, 17 TUBOS
8708' - 8720' (12') 9162' 2 3/8" x 2 7/8" X OVER
9165' 7"x 2 7/8" EUE, PACKER "ARROW"
9170' 2 7/8" x 2 3/8" EUE, X OVER
ARENA "UI" (4 DPP ) 2 3/8" EUE, N-80, 4 TUBOS
9390' - 9392' (2') SQZ CYP 9298'
9431' - 9441' (10') 9448' - 9462' (14')
2 3/8" EUE ; N-80, 6 TUBOS
9489' 2 3/8" x 2 7/8" EUE, X OVER
9492' 7"x 2 7/8" EUE, PACKER "ARROW"
9497' 2 7/8" x 2 3/8" EUE, X OVER
2 3/8" EUE, N-80, 1 TUBO
2 3/8" EUE, CAMISA DESLIZABLE (ID=1.87")
ARENA "T" (4 DPP) 2 3/8" EUE, N-80, 1 TUBO
9508' - 9510' (2') SQZ CYPCaliza B9564'
9550' - 9552' (2') SQZ Ts 2 3/8" EUE, TAPON CIEGO.
9595' - 9598' (3') SQZ W.O. N°8Ts
9602' - 9605' (3') SQZ W.O. N°8Ts 9676' C.O.T.D
9612' - 9654' (42') Ti
7" COLLAR FLOTADOR
9738' ZAPATO GUIA DE FONDO
NOTA: Por falla en correlación se punzona: CEMENTADO CON: 500 SXS TIPO "G"
9612' - 9633' (21') W.O.N° 12
PARAHUACU-2
PT(L)=9740'
PT(D)=9740'
PRH-002
W.O. N° 15
7" CASING DE PRODUCCION
8624'
9529'
9678'
2 3/8"EUE, CAMISA DESLIZABLE (ID = 1.87")
60
En la Figura 4.31 se puede ver el estado mecánico actual del pozo, en el que se
muestra el espesor de cada arena: BT (8.708’ – 8.720’), Ui (9.390’ – 9.462’), Ts (9.550’ –
9.605’) y Ti (9.612’ – 9.654’), la profundidad total del pozo 9.740’. En la figura se puede
notar la existencia de un COTs a 9.676’, que no impide la intervención a las arenas. Se
observa que el packer se encuentra a 261’ de distancia de la arena Ui.
4.2.1.8. Registro de cemento
Figura 4.32. Registro de cemento zona Ui, PRH_02
Fuente: Petroamazonas EP
En las Figura 4.32 se muestra los registros de cemento para las arenas Ui. Se observa
que la calidad del cemento en tope y base es buena.
61
4.2.1.9. Análisis nodal
En la Figura 4.33 se muestra el análisis nodal para la arena Ui. Se observan las curvas
para daño y permeabilidad actual (s= 0,28; k= 13,94 md) y a daño y permeabilidad luego de
la estimulación (s= 2; k= 17,425 md), (s= 0; k= 20,91 md) y (s= -2; k= 27,88 md); en las que
se observan un incremento de producción de 260 BPPD a 337, 55 y 1175 BPPD
respectivamente. La producción a condiciones actuales del pozo representa el 47% de la
producción proyectada con estimulación a condiciones (s=0 y k= 20,91 md).
Figura 4.33. Curva IPR zona Ui, PRH_02
Elaborado por: Michelle Ayala Piña Fuente: Petroamazonas EP
s actual= 0,28 k=13,94
s= 2, k= 17,425
s= 0 k= 20,91
s= -2 , k= 27,88
62
4.2.2. PRH_13
4.2.2.1. Estado inicial de perforación y completación
Perforado en septiembre de 2008 y completado en octubre del mismo año.
Profundidad final alcanzada fue 10.120’. Se punzó y probó los intervalos 9.512’- 9.524’ y
9.529’- 9.534’ parte de la formación U inferior, además de 9.702’- 9.728’ parte de la
formación T inferior; se obtuvo 188 BPPD con 73% de BSW con 37 °API y 197 BPPD con
37% de BSW con 33 °API respectivamente.
4.2.2.2. Historial de Producción
En la Tabla 7.7 del ANEXO 1, se observa el historial los BFPD, BPPD, BAPD, BSW,
°API, contenido de gas, RGP y algunas observaciones del PRH_13.
En la Figura 4.34 encontramos el historial de producción de la arena T inferior del
pozo PRH_13, donde la producción acumulada es 106.000 bls de petróleo y 12.500 bls de
agua; y la producción promedio de la arena a diciembre de 2016 es 171 BPPD y 14 BAPD.
Figura 4.34. Historial de producción de Ti PRH_13
Fuente: Petroamazonas EP
En la Figura 4.35 encontramos el historial de producción de la arena U inferior del
pozo PRH_13, donde la producción acumulada es de 532.500 bls de petróleo y 3000 bls de
MAR APR MAY JUN JUL AUG SEP OCT NOV DEC JAN FEB MAR APR MAY JUN JUL AUG SEP OCT NOV DEC JAN
2015 2016 2017
0
40
80
120
160
200
0
25
50
75
100
125
FECHA
PE
TR
OLE
O P
RO
M D
IA C
AL
( b
bl/d
)
AG
UA
P
RO
M D
IA C
AL
( b
bl/d
)
+ Q
w C
UM
(MB
ls)
+ Q
o C
UM
(MB
ls)
PRH-013TI
HISTORIAL DE PRODUCCIÓN
63
agua.
Figura 4.35. Historial de producción de Ui PRH_13
Fuente: Petroamazonas EP
4.2.2.3. Historial de Reacondicionamiento
Las intervenciones realizadas en PRH_13 se detallan en la Tabla 7.16 del ANEXO 2.
El pozo PRH_13 se ha intervenido en 4 ocasiones:
- 1 fractura Ti.
- 1 cambio de completación.
- 1 redisparo Ti.
- 1 redisparo Ui.
4.2.2.4. Última Intervención
Se inició en junio 26 de 2015, se cambió de completación por daño, se prueba el pozo
y se obtiene 264 BFPD con 100% de BSW. Finaliza operaciones el 31 de julio de 2015.
Nota: Pescado desde los 8.260’.
2008 09 10 11 12 13 14 15 16 170
200
400
600
800
1000
0
150
300
450
600
FECHA
PE
TR
OLE
O P
RO
M D
IA C
AL
( b
bl/d
)
AG
UA
P
RO
M D
IA C
AL
( b
bl/d
)
+ Q
w C
UM
(MB
ls)
+ Q
o C
UM
(MB
ls)
PRH-013UI
HISTORIAL DE PRODUCCIÓN
64
4.2.2.5. Registros de pozos
Figura 4.36. Registro eléctrico zona Ui, PRH_13
Fuente: Petroamazonas EP
En las Figura 4.36 se muestran los registros eléctricos de las arenas Ui de PRH_13.
Se observa el petróleo contenido en la arena.
4.2.2.6. Resultados Build Up
En la Tabla 4.7, se muestran los datos de prueba, perfil de presiones y los resultados
de la prueba Build Up de PRH_13.
65
Tabla 4.7. Resultados Build Up zona Ui, PRH_13
DATOS PRUEBA
Qo 95 BPPD Φ 16 %
Qw 2 BAPD rw 0,29 ft
BSW 2 % Bo 1,2652 By/Bn
API 32,9 ° µo 0,767 cp
ESPESOR 22 ft RGP 463 scf/bls
PERFIL DE PRESIONES
Pwf 1503 psi Pr 1632 psi
Pb 1293 psi
RESULTADOS
k 34 md Skin 1,96
IP actual 0,738 bpd/psi IP ideal 0,81 bpd/psi
Qmax 780 bpd DrawDown 129 psi
Elaborado por: Michelle Ayala Piña Fuente: Petroamazonas EP
66
4.2.2.7. Estado completación actual
Figura 4.37. Estado mecánico W.O. #04 PRH_13
Fuente: Petroamazonas EP
PRH-013
W.O. No. 01: 27 - APR - 2012
W.O. No. 02: 23 - OCT - 2012
W.O. No. 03: 20 - DIC - 2012
W.O. No. 04: 30 - JUL - 2015
1 TUBO DE 20'' PILOTEADO
PESO DE LA SARTA 130,000 LBS
2998'
7" CASING:
8022' DV-TOOL CEMENTADO CON 920 SXS "G"
3 1/2'' EUE L-80, 297 TUBOS CLASE "B"
9330' 3-1/2" EUE CAMISA DE CIRCULACION TIPO "L" SERTECPET COD:SSC-0167
3-1/2" EUE (1) TUBO CLASE "A" L-80 , 9.3 LBS/FT
9364' 3-1/2" NO-GO PETROTECH COD: NAC-0266 CON STD VALVE COD: VCS-0614
9398' 7" x 3-1/2" EUE PKR HS BAKER COD: PER-HS-002
2-7/8" EUE PIN x 3-1/2" EUE BOX X-OVER
ARENA "U.INF"@ 10 DPP
9512'-9524' (12') 9466' 2-7/8" EUE CAMISA DE PR0DUCCION TIPO "L" BAKER COD: UB-15-SS-637
9529'-9534' (5')
2-7/8" EUE (4) TUBOS CLASE "A" N-80, 6.4 LBS/FT
3-1/2" EUE PIN x 2-7/8" EUE BOX X-OVER
9595' 7" x 3-1/2" EUE PKR HS BAKER COD: BHI-1734
2-7/8" EUE PIN x 3-1/2" EUE BOX X-OVER
2-7/8" EUE (1) TUBO CLASE "A" N-80, 6.4 LBS/FT
9631' 2-7/8" EUE CAMISA DE PRODUCCION TIPO "L" BAKER COD: UB-15-SS-672
2-7/8" EUE (1) TUBO CLASE "A" N-80, 6.4 LBS/FT
ARENA "T.INF" @ 10 DPP 9665' 2-7/8" TAPON CIEGO
9750' ARENA DE FRACTURA W.O # 03
10063' COTD C&P
10066' FLOAT COLLAR
10115' 7" ZAPATO GUIA CEMENTADA C/1300 SXS " G"
PT(D)=10120'
PT(L)=10142'
30-jul-15TRIBOILGAS-104 HIDRAULICO PARAHUACU 13
EQUIPO SISTEMA CAMPO POZO FECHA:
FIRMA:
9702'-9728' (26')
PARAHUACU-13
W.O. # 4E.M.R. : 988' FECHA COMPLETACION INICIAL: 13-SEP- 2005
E.S. : 956'DIF: 32'
DIAGRAMA DEL POZO PARAHUACU 13ELABORADO POR: ING: HUGO CHAVEZ
CARGO: CO. MAN
10 3/4"K-55, 40,5 LBS/FT; 73TUBOSZAPATO GUIA SUP. CEMENTADA C/ 880 SXS TIPO " A"
3-1/2" EUE (1) TUBO CLASE "A" L-80 , 9.3 LBS/FT
2-7/8" EUE (2) TUBOS CLASE "A" N-80, 6.4 LBS/FT
67
En la Figura 4.37 se puede ver el estado mecánico actual del pozo, en el que se
muestra el espesor de cada arena: Ui (9.512’ – 9.534’) y Ti (9.702’ – 9.728’), la profundidad
total del pozo 10.142’. En la figura se puede notar la existencia de arena de fractura a 9.750’
y de un COTs a 10.063’, que no impide la intervención a las arenas. Se observa que el packer
se encuentra a 125’ de distancia de la arena Ui.
4.2.2.8. Registro de cemento
Figura 4.38. Registro de cemento Ui, PRH_13
Fuente: Petroamazonas EP
68
En la Figura 4.38 se muestra el registro de cemento para la arena Ui. Se puede
observar cemento sello bueno en el tope y de calidad media en la base de la arena.
4.2.2.9. Análisis nodal
En la Figura 4.39 se muestra el análisis nodal para la arena Ui. Se observan las curvas
para daño y permeabilidad actual (s= 1,96; k= 34 md) y a daño y permeabilidad luego de la
estimulación (s= 2; k= 42,5 md), (s= 0; k= 51 md) y (s= -2; k= 68 md); en las que se
observan un incremento de producción de 95 BPPD a 150, 247 y 523 BPPD respectivamente.
La producción a condiciones actuales del pozo representa el 38% de la producción
proyectada con estimulación a condiciones (s=0 y k= 51 md).
Figura 4.39. Curva IPR zona Ui, PRH_13
Elaborado por: Michelle Ayala Piña Fuente: Petroamazonas EP
s actual= 1,96 k= 34
s= 2, k= 42,5
s= 0 , k= 51
s= -2, k= 68
69
4.2.3. PRH_18
4.2.3.1. Estado inicial de perforación y completación
Perforado en octubre de 2010 y completado en diciembre del mismo año. Profundidad
final alcanzada fue 10.240’. Se punzó y probó el intervalo 9.855’- 9.914’ parte de la
formación T inferior, se obtuvo 96 BPPD con 60% de BSW y 32° API.
4.2.3.2. Historial de Producción
En la Tabla 7.8 del ANEXO 1, se observa el historial los BFPD, BPPD, BAPD, BSW,
°API, contenido de gas, RGP y algunas observaciones del PRH_18.
En la Figura 4.40 encontramos el historial de producción de la arena T inferior del
pozo PRH_18, donde la producción acumulada es 27.750 bls de petróleo y 1.650 barriles de
agua.
Figura 4.40. Historial de producción de Ti, PRH_08
Fuente: Petroamazonas EP
En la Figura 4.41 encontramos el historial de producción de la arena U inferior del
pozo PRH_18, donde la producción acumulada es 337.500 bls de petróleo y 9375 bls de
agua; y la producción promedio es 158 BPPD y 8 BAPD.
2010 11 12 13 14 15 16 170
40
80
120
160
200
0
6
12
18
24
30
FECHA
PE
TR
OLE
O P
RO
M D
IA C
AL
( b
bl/d
)
AG
UA
P
RO
M D
IA C
AL
( b
bl/d
)
+ Q
w C
UM
(MB
ls)
+ Q
o C
UM
(MB
ls)
PRHB-018TI
HISTORIAL DE PRODUCCIÓN
70
Figura 4.41. Historial de producción de Ui PRH_18
Fuente: Petroamazonas EP
4.2.3.3. Historial de Reacondicionamiento
Las intervenciones realizadas en PRH_18 se detallan en la Tabla 7.17 del ANEXO 2.
El pozo PRH_18 se ha intervenido en 3 ocasiones:
- 1 fractura Ui.
- 1 acidificación Ti.
- 1 redisparo Ti y Ui.
4.2.3.4. Última Intervención
Se inició el 29 de agosto de 2015, intentan recuperar pescado a 9604’, operación
exitosa, fracturan Ui y bajan bomba, con resultados: 301 BPPD, 31,8° API y 11,8% BSW.
Suspenden operaciones el 13 de septiembre de 2015.
2012 13 14 15 16 170
100
200
300
400
500
0
75
150
225
300
375
FECHA
PE
TR
OLE
O P
RO
M D
IA C
AL
( b
bl/d
)
AG
UA
P
RO
M D
IA C
AL
( b
bl/d
)
+ Q
w C
UM
(MB
ls)
+ Q
o C
UM
(MB
ls)
PRHB-018UI
HISTORIAL DE PRODUCCIÓN
71
4.2.3.5. Registros de pozos
Figura 4.42. Registros eléctricos zona Ui, PRH_18
Fuente: Petroamazonas EP
En la Figura 4.42 se muestra el registro eléctrico de la arena Ui de PRH_18. Se
observa la lectura de petróleo móvil en la arena Ui.
4.2.3.6. Resultados Build Up
En la Tabla 4.8, se muestran los datos de prueba, los perfiles de presión y los
resultados de la prueba Build Up de PRH_18.
Tabla 4.8. Resultados Build Up zona Ui, PRH_18
DATOS PRUEBA
Qo 138 BPPD Φ 12 %
Qw 2 BAPD rw 0,29 ft
BSW 1,4 % Bo 1,21 By/Bn
API 32 ° µo 0,68 cp
Espesor 17 ft RGP 710 scf/bls
PERFIL DE PRESIONES
Pwf 1472 psi Pr 1740 psi
Pb 1293 psi
RESULTADOS
K 73,1 md Skin 17,7
IP actual 0,5156 bpd/psi Qmax 601 bpd
Elaborado por: Michelle Ayala Piña Fuente: Petroamazonas EP
72
4.2.3.7. Estado completación actual
Figura 4.43. Estado mecánico W.O. #03 PRH_18
Fuente: Petroamazonas EP
EQUIPO CIA ARENA SISTEMA CAMPO POZO FECHA:
102 TBG U INF LAGOAGRIO PRHB-018D FIRMA:
FECHA DE PERFORACIÓN: 27-MAY-2010.
RTE= 983' COMPLETACIÓN INICIAL: 28-MAY-2011.
GLE = 947' W. O. # 1: 28-MAY-2011
KBC = 36' W. O. # 2: 20-DIC-2011
W. O. # 3: 29-AGO-2015
20" OD CASING CONDUCTOR, K-55, 94 LB/FT.
188' ZAPATO GUIA DE 20" CEMENTADO CON 413 SXS TIPO A.
13 3/8" OD CASING SUPERFICIAL, C-95, 72 LB/FT BTC, 148 TUBOS.
INCLINACIÓN MAXIMA 24,3º @ 2326'
1 PUP JOINT BAJO EL CABEZAL
308
4
118000 LBS
88000 LBS 6039' 13 3/8" ZAPATO GUIA CEMENTADO CON 1900 SXS CEMENTO TIPO A
9 5/8" OD CASING INTERMEDIO, 207 TUBOS, C- 95 , 47 LB/FT
8472' TOPE 7" LINER
8903' ZAPATO GUIA DE 9 5/8" CEMENTADO CON 742 SXS CEMENTO TIPO G
7" LINER, C-95, 26 LB/FT, 32 JUNTAS
3 1/2" SEC TUBING TN-70, 9.3 LPP
3 1/2" EUE PIN x 3 1/2" SEC BOX CROSS-OVER
3 1/2" EUE (1) TUBING, 9.3 LBS/FT, N-80
9246'
3-1/2” EUE CAMISA TIPO "L" (2.81)
3 1/2" EUE (1) TUBING, 9.3 LBS/FT, N-80
9280'
3-1/2” EUE NO-GO (2.75”) C/ 2.75” STD. VALVE.
3 1/2" EUE (1) TUBING, 9.3 LBS/FT, N-80
9317' 7" x 3 1/2" EUE PACKER ARROW SET (MÉCANICO)
3 1/2" EUE (1) TUBING, 9.3 LBS/FT, N-80
9352'
9773' 7" CIBP
ARENA "T Inf "
9855' - 9880' (25') @ 5 DPP SQZ W.O. #01
9880' - 9902' (22') @ 5 DPP WO-02
9902' - 9910' ( 8' ) @ 10 DPP
9910' - 9915' ( 5' ) @ 10 DPP WO.01
7" COLLAR FLOTADOR MOLIDO
9965' 7" CIBP
COTD
10014' 7'' ZAPATO GUIA DE 7'' CEMENTADO CON 238 SXS TIPO G
PT (RIG): 10240'
9692' - 9709' (17') @ 10 DPP
ARENA "U Inf" (FRACTURADA)
PESO SARTA BAJANDO
MATERIALES UTILIZADOS
3 1/2" EUE TUBO, N-80, 9.3 LPP
3 1/2" SEC TUBING TN-70, 9.3 LPP
BHA: 3 1/2" TUBING EUE, N-80, 9.3 LPP
PESO SARTA SUBIENDO
PRHB-018DCABEZAL SOLID BLOCK MISSION PETROLEUM
7 1/16" x 3 1/2" EUE x 5000 PSI
ELABORADO: ING. FRANCISCO ANAGUANO
DIAGRAMA DE POZO REVISADO:
PARAHUACU-018
W.O. # 03 APROBADO:
73
En la Figura 4.43 se puede ver el estado mecánico actual del pozo, en el que se
muestra el espesor de cada arena: Ui (9.692’ – 9.709’) y Ti (9.855’ – 9.915’), la profundidad
total del pozo 10014’. En la figura se puede notar la existencia de un tapón CIBP a 9.773’,
que no permite la intervención a la arena Ti. Se observa que el packer se encuentra a 383,5’
de distancia de la arena Ui.
4.2.3.8. Registro de cemento
Figura 4.44. Registro de cemento zona Ui, PRH_18
Fuente: Petroamazonas EP
En la Figura 4.44 se muestra el registro de cemento para la arena Ui. Se observa
cemento sello con calidad entre media y buena tanto en el tope como en la base de la arena.
4.2.3.9. Análisis nodal
En la Figura 4.45 se muestra el análisis nodal para la arena Ui. Se observan las curvas
para daño y permeabilidad actual (s= 17,7; k= 73,1 md) y a daño y permeabilidad luego de la
estimulación (s= 2; k= 91,375 md), (s= 0; k= 109,65 md) y (s= -2; k= 109,65 md); en las que
se observan un incremento de producción de 138 BPPD a 249, 337 y 517 BPPD
74
respectivamente. La producción a condiciones actuales del pozo representa el 41% de la
producción proyectada con estimulación a condiciones (s=0 y k= 109,65 md).
Figura 4.45. Curva IPR zona Ui, PRH_18
Elaborado por: Michelle Ayala Piña Fuente: Petroamazonas EP
s actual= 17,7 k= 73,1
s= 2, k= 91,375
s= 0 k= 109,65
s= -2, k= 146,2
75
4.2.4. PRHN_01
4.2.4.1. Estado inicial de perforación y completación
Perforado en julio de 2015 y completado en octubre del mismo año. Profundidad final
alcanzada fue 10.500’. Se punzó y probó los intervalos 9.696’- 9.709’ y 9.730’- 9.735’ parte
de la formación U inferior, además de 9.882’- 9.898’ parte de la formación T inferior; se
obtuvo 1.030 BPPD con 50% de BSW con 29,7° API y 426 BPPD con 3% de BSW con 33,7°
API respectivamente.
4.2.4.2. Historial de Producción
En la Tabla 7.9 del ANEXO 1, se observa el historial los BFPD, BPPD, BAPD, BSW,
°API, contenido de gas, RGP y algunas observaciones del PRH_18.
En la Figura 4.46 encontramos el historial de producción de la arena T inferior del
pozo PRHN_01, donde la producción acumulada es 14.250 bls de petróleo y 750 bls de agua;
y la producción promedio de la arena a diciembre de 2016 es 173 BPPD y 4 BAPD.
Figura 4.46. Historial de producción Ti PRHN_01
Fuente: Petroamazonas EP
En la Figura 4.47 encontramos el historial de producción de la arena Ui del pozo
PRHN_01, donde la producción acumulada es 190.000 bls de petróleo y 20.000 bls de agua.
OCT NOV DEC JAN FEB MAR APR MAY JUN JUL AUG SEP OCT NOV DEC JAN
2015 2016 2017
0
50
100
150
200
250
0
3
6
9
12
15
FECHA
PE
TR
OLE
O P
RO
M D
IA C
AL
( b
bl/d
)
AG
UA
P
RO
M D
IA C
AL
( b
bl/d
)
+ Q
w C
UM
(MB
ls)
+ Q
o C
UM
(MB
ls)
PRNA-001TI
HISTORIAL DE PRODUCCIÓN
76
Figura 4.47. Historial de producción Ui PRHN_01
Fuente: Petroamazonas EP
4.2.4.3. Historial de Reacondicionamiento
Las intervenciones realizadas en PRHN_01 se detallan en la Tabla 7.18 del ANEXO 2.
El pozo PRHN_01 se ha intervenido en 1 ocasión:
- 1 cambio de zona productiva.
4.2.4.4. Última Intervención
Se inició el 3 de noviembre de 2016, sacan, limpian y bajan bomba de producción y
evalúan las arenas con resultados: BPPD= 244, BSW=24% y 32,1° API para U inferior y
BPPD= 380, BSW= 12% y 32,1° API para T inferior. Finalizan operaciones el 13 de
noviembre de 2015. Trabajo satisfactorio, se cambió de zona con éxito.
OCT NOV DEC JAN FEB MAR APR MAY JUN JUL AUG SEP OCT NOV DEC JAN
2015 2016 2017
0
200
400
600
800
1000
0
40
80
120
160
200
FECHA
PE
TR
OLE
O P
RO
M D
IA C
AL
( b
bl/d
)
AG
UA
P
RO
M D
IA C
AL
( b
bl/d
)
+ Q
w C
UM
(MB
ls)
+ Q
o C
UM
(MB
ls)
PRNA-001UI
HISTORIAL DE PRODUCCIÓN
77
4.2.4.5. Registros de pozos
Figura 4.48. Registro eléctrico zona Ui, PRHN_01
Fuente: Petroamazonas EP
En la Figura 4.48 se muestra el registro eléctrico para la arena Ui. Se observa el
petróleo contenido en la arena.
4.2.4.6. Resultados Build Up
En la Tabla 4.9, se muestran los resultados de la prueba Build Up de PRHN_01.
78
Tabla 4.9. Resultados Build Up zona Ui, PRHN_01
DATOS PRUEBA
Qo 219 BPPD Φ 15 %
Qw 69 BAPD Rw 0,29 ft
BSW 24 % Bo 1,21 By/Bn
API 32,1 ° µo 0,68 cp
Espesor 20 ft RGP 447 scf/bls
PERFIL DE PRESIONES
Pwf 1354 psi Pr 1795 psi
Pb 1293 psi
RESULTADOS
k 20,8 md Skin 16,5
IP actual 0,1813 bpd/psi Qmax 221 bpd
Elaborado por: Michelle Ayala Piña Fuente: Petroamazonas EP
79
4.2.5.7. Estado completación actual
Figura 4.49. Estado mecánico W.O. #01 PRHN_01
Fuente: Petroamazonas EP
EQUIPO CIA ARENA SISTEMA CAMPO POZO FECHA: 2016-11-13
104 TBG "Tinf" BES PARAHUACU PRNA-01 FIRMA:
PERFORACIÓN : 19-AGO-2015
RTE= 936.50' COMPLETACIÓN INICIAL: 21-OCT-2015
GLE= 905.50' W.O # 1 : 2016-11-13
MR= 31'
20" OD CASING CONDUCTOR, XX TUBOS K-55 133 LB/FT
276'
ZAPATO GUIA DE 20" CEMENTADO CON XXX SXS TIPO "XXX"
13 3/8" OD CASING CONDUCTOR, XX TUBOS K-55, 54.5 LB/FT
5715' ZAPATO GUIA DE 13 3/8" CEMENTADO CON XXX SXS TIPO "XXX"
9 5/8" OD CASING INTERMEDIO, XX TUBOS N-80, 47 LB/FT
3 1/2" TUBERIA EUE (311 JTS), CLASE "B", 9.3 #
9396'
3 1/2'' CAMISA, SAC-0177
3 1/2'' TUBO EUE (1), 9.3 #, CLASE "B"
9428' 3 1/2 NOGO, NAC-121, CON 2.72" STD. VALVE VSC-0373
3 1/2'' TUBO EUE (1), 9.3 #, CLASE "B"
3-1/2 SUB, TRANSFER DISCHARGE PRESSURE
9460' HEAD,PUMP BO TR4 3 1/2" 8RD EUE 4SS
PUMP,TD1000 AR MDLR 133/28B #15, HSS, MNL, SST H&B
PUMP,TD1000 AR MDLR 133/28B #15, HSS, MNL, SST H&B
9505' SEPARADOR DE GAS,400 LT ACE+3 T9 4SS HSS, FER HSG
KIT,ADAPTER TR5 SEAL/ TR4 SEP GAS
SEAL,TR538-AR L/2BP HL-HT AFL HSS, FER HSG
9529' SEAL,TR538-AR L/2BP HL-HT AFL HSS, FER HSG
MTR,DURA+562 188\2679\46 UT HTI, FER HSG
9541' SENSOR, SMARTGUARD TYPE E7 ZENITH
CENTRALIZER, MOTOR 6" OD TR5
9551' 2 3/8" GUIA DE EQUIPO PATA DE MULA
9612' 5-1/2” X 3-1/2” ON-OFF TOOL,GIRO DERECHO (PIN ON OFF PETROTECH)
9645' 7” X 2-7/8” EUE PACKER HIDRAÚLICO FH
9647' GOMAS
9658'
2-3/8” EUE CAMISA TIPO "L" (CERRADA)
9783' 7” X 2-7/8” EUE PACKER HIDRAÚLICO FH
9785' GOMAS
9823' 2-3/8” EUE CAMISA TIPO "L" (ABIERTA)
9890'
7" OD LINER DE PRODUCCIÓN, XX TUBOS P-110, 26 LB/FT
10384'
10495' 7'' ZAPATO GUIA DE 7'' CEMENTADO CON XXX SXS TIPO "XXXX"
P T (MD) = 10500'
PROFUNDIDAD LIMPIADA (C.&P.I.)
P T (TVD) = 10497,66'
13 5/8" x 5000 PSI CABEZAL MULTIBOWL ELECTRICO
DIAGRAMA DE POZO ELABORADO: ING. JAIRO BOLAÑOS
REVISADO: ING. FÉLIX ROBLEDOPARAHUACU NORTE A-001
WORKOVER 01 APROBADO:
ARENA "U INF" @ 5 DPP9696’ - 9709’ (13’)9730 -9735' (05')
ARENA "TINF" @ 5 DPP9882’ - 9898’ (16’)
CONECTOR DE SUPERFICIE: SCORPION
PROTECTORES GRIPPY: 310 EAMID JOINT GRIPPY: 311 EA
GUARDACABLES: 10 EAPROTECTORES LIZER: 4 EA
BANDAS EN BES: 53 EABHA: 6 BANDAS
EN TUBERIA: 10 BANDASMLE: 85 FTCABLE 4/1: 9449 FT
PESO DE LA SARTASUBIENDO Y BAJANDO: 110 KLBS
80
En la Figura 4.49 se puede ver el estado mecánico actual del pozo, en el que se
muestra el espesor de cada arena: Ui (9696’ – 9735’) y Ti (9882’ – 9898’), la profundidad
total del pozo 10500’. Se observa que el packer se encuentra a 70,5’ de distancia de la arena
Ui.
4.2.4.8. Registro de cemento
Figura 4.50. Registro de cemento zona Ui, PRHN_01
Fuente: Petroamazonas EP
En las Figura 4.50 se muestra el registro de cemento para la arena Ui. Se observa una
calidad de cemento mala tanto en tope como en base de la arena.
4.2.4.9. Análisis nodal
En la Figura 4.51 se muestra el análisis nodal para la arena Ui. Se observan las curvas
para daño y permeabilidad actual (s= 16,5; k= 20,8 md) y a daño y permeabilidad luego de la
estimulación (s= 2; k= 26 md), (s= 0; k= 31,2 md) y (s= -2; k= 41,6 md); en las que se
observan un incremento de producción de 80 BPPD a 323, 531 y 1125 BPPD
81
respectivamente. La producción a condiciones actuales del pozo representa el 15% de la
producción proyectada con estimulación a condiciones (s=0 y k= 31,2 md).
Figura 4.51. Curva IPR zona Ui, PRHN_01
Elaborado por: Michelle Ayala Piña Fuente: Petroamazonas EP
s actual= 16,5 k= 20,8
s= 2, k= 26
s= 0 k= 31,2
s= -2, k= 41,6
82
4.4. Resumen de información de pozos
La Tabla 4.10 resume los criterios expuestos para determinar la factibilidad técnica
para estimular los pozos cerrados, y el método de estimulación más adecuado.
(1) PRH_04 ha tenido 24 intervenciones de reacondicionamiento de las cuales 14 han
sido acidificaciones, se considera que el revestidor no está en condiciones óptimas para
intervenir en primera instancia, se puede estimular luego de remediar.
(2) PRH_05 presenta pescado desde los 8227’ por lo que en primera instancia no es
factible estimular.
PRH_08, PRH_09 y PRH_ 21 presentan condiciones óptimas para estimular.
Tabla 4.10. Selección de método de estimulación en pozos cerrados
POZO ARENA DAÑO k (md) CEMENTO ESTADO
MECÁNICO OBSTRUCCIÓN
ARENA ESTIMULACIÓN
PRH_04 BT 3,63 10,9 Bueno Tapón 9587' Ti (1) No viable / Fractura
PRH_05D Ti 4,6 103 Bueno Pescado 8227' BT - Ui - Ts - Ti (2) No viable / Acidificación
PRH_08 Ti 1,7 10,5 Bueno Libre - Fractura
PRH_09 Ui 3 14,5 Bueno Tapón 9660' Ts - Ti Fractura
PRH_21D Ui 3,25 12 Bueno Libre - Acidificación
Elaborado por: Michelle Ayala Piña
La Tabla 4.11 expresa de forma más simple los criterios expuestos para determinar la
factibilidad técnica para estimular los pozos abiertos, y el método de estimulación más
adecuado.
(3) PRHN_01 presenta mala calidad sello en tope y en base, por lo tanto, la
estimulación no es factible en primera instancia.
PRH_02, PRH_13 y PRH_18 presentan condiciones óptimas para estimular.
Tabla 4.11. Selección de método de estimulación en pozos abiertos
POZO ARENA DAÑO k (md) CEMENTO ESTADO
MECÁNICO OBSTRUCCIÓN
ARENA ESTIMULACIÓN
PRH_02 Ui 0,28 13,94 Bueno Tapón 9676' - Fractura
PRH_13 Ui 1,96 34 Bueno - - Acidificación
PRH_18 Ui 17,7 73,1 Bueno Tapón 9773' Ti Fractura
PRHN_01 Ui 16,5 20,8 Malo - - (3) No viable / Fractura
Elaborado por: Michelle Ayala Piña
83
4.5 Perfil de producción
En la Tabla 4.12 se observa la producción actual por día de los pozos expuestos (573
BPPD), la producción proyectada luego de la estimulación (2647 BPPD) y el incremento de
producción por influencia de la estimulación de 2074 BPPD, incremento que se puede
evidenciar en la Figura 4.52.
Tabla 4.12. Perfil de producción
POZO #WO/ FECHA ESTADO TRABAJO A REALIZAR
PROD ACTUAL
BPPD
PROD. ESPERADA
BPPD
INCREMENTO BPPD
PRH_02 WO#15 (08-mar-07) Productor
Ui Fractura 260 555 295
PRH_04 WO#24 (05-jul-16) Cerrado Acidificación 0 53 53
PRH_05 WO#11 (22-may-12) Cerrado Pesca +
acidificación 0 234 234
PRH_08 WO#4 (28-ene-08) Cerrado Fractura 0 485 485
PRH_09 WO#13 (4-oct-15) Cerrado Fractura 0 92 92
PRH_13 WO#4 (31-jul-15) Productor
Ui Fractura 95 247 152
PRH_18 WO#3(29-ago-15) Productor
Ui Acidificación 138 337 199
PRH_21 WO#3 (2-mar-15) Cerrado Acidificación 0 113 113
PRHN_01 WO#1 (13-Nov-16) Productor
Ui Squeeze + Fractura 80 531 451
TOTAL 573 2647 2074
Elaborado por: Michelle Ayala Piña Fuente: Petroamazonas EP
84
2013
14
15
16
17
18
19
20
21
22
23
24
25
26
27
100
500
1000
5000
9000
PETROLEO PROM DIA CAL, bbl/d
Da
te
PE
RF
IL D
E P
RO
DU
CC
IÓN
CA
MP
O P
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AR
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UA
CU
b: 0
Di
: 0.1
62 A
.n.
qi
: 3453.7
1 b
bl/d
ti: 07/2
9/2
017
te: 07/3
1/2
027
Fin
al R
ate
: 683.0
31 b
bl/d
Cum
. P
rod.
: 25341.6
Mbbl
Cum
. D
ate
: 05/0
1/2
017
Reserv
es
: 6246.8
6 M
bbl
Reserv
es D
ate
: 07/3
1/2
027
EU
R: 31588.5
Mbbl
Fore
cast E
nded B
y: T
ime
DB
Fore
cast D
ate
: 06/2
0/2
017
Reserv
e T
ype
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RO
DU
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n e
stim
ada
P
erf
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rod
ucció
n c
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s
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ale
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Fig
ura
4.5
2. P
erfi
l d
e p
rodu
cció
n P
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Fu
ente
: P
etro
am
azo
nas
EP
85
CAPÍTULO V. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES
5.1. Conclusiones
- Los pozos seleccionados para este estudio representan las características de los pozos
y zonas aledañas de acuerdo a su distribución en el mapa de profundidad de la arena en
estudio (BT, Ti, Ui).
- En las curvas de análisis nodal se seleccionó el intervalo intermedio (s= 0 y 1,5k) pues
se considera como el caso que representa condiciones reales para determinar la influencia de
la estimulación en la producción en los pozos expuestos en el estudio.
- La optimización de producción mediante técnicas de estimulación se hace factible al
obtener un incremento proyectado de producción de 2074 BPPD (760.000BPPA).
- La aplicación de técnicas de estimulación es técnicamente factible para los pozos
PRH_02, PRH_08, PRH_09, PRH_13, PRH_18, PRH_21.
- La aplicación de técnicas de estimulación no es técnicamente factible para los pozos:
PRH_04 por las numerosas intervenciones de reacondicionamiento, PRH_05 por presencia de
pescado y PRHN_01 por mala calidad del cemento sello.
86
5.2. Recomendaciones
- Se recomienda realizar la estimulación como medida para la optimización de
producción del campo Parahuacu.
- En los pozos PRH_13 y PRH_21 debido a las condiciones expuestas se propone
realizar acidificación de areniscas como técnica de optimización de producción.
- En los pozos PRH_02, PRH_08, PRH_09 y PRH_18 debido a las condiciones
expuestas se propone realizar fracturamiento hidráulico como técnica de optimización de
producción.
- En el pozo PRH_04 se propone realizar una prueba de presión al revestidor para
determinar su integridad y luego realizar una fractura hidráulica como técnica de
optimización de producción.
- En el pozo PRH_05 se propone retirar el pescado que impide la intervención a las
zonas productoras, luego de este procedimiento realizar acidificación de areniscas como
técnica de optimización de producción.
- En el pozo PRHN_01 se propone realizar una fractura hidráulica como técnica de
optimización de producción con la previa revisión y reparación del cemento sello.
- Se recomienda realizar pruebas de presión después de una estimulación o de manera
periódica, la falta de información dificulta la selección de técnicas adecuadas.
- Se recomienda la circulación de limpieza de pozo luego de la estimulación (para
recuperar el ácido o recuperar los ripios) puesto que los finos que se acumulan en el fondo del
pozo, provocan una rápida declinación de la producción del pozo y problemas en las bombas
y en los equipos de superficie.
- Se recomienda realizar pruebas de integridad del revestidor de manera que se logre
identificar si es factible una intervención de estimulación sin riesgo de afectar la
completación.
87
CAPÍTULO VI. GLOSARIO Y REFERENCIAS
6.1. Glosario de términos
Acidificación Inyección de ácido para limpiar las paredes porales para
remover el daño de la formación y aumentar la permeabilidad
de la misma.
Agente apuntalante Agente inyectado en una fractura con el fin de mantener la
fractura abierta.
Ambiente deltaico Estructuras que destacan en una costa frente a la desembocadura
de un río.
Anticlinal Pliegue en forma de arco en el que las capas son convexas hacia
arriba.
Cabezal de pozo Sistema de válvulas, adaptadores y bridas dobles que facilitan el
control de la presión de un pozo de producción, ubicado en la
cabeza del pozo.
Calcáreo Con contenido de calcio.
Cavitación Fenómeno producido por la formación e implosión de burbujas
de gas dentro de la bomba.
Cementación forzada Inyectar cemento a altas presiones con el fin de corregir fallas
en la cementación anterior.
Coiled tubing Tubería continua que no necesita enroscar o desenroscar para
subir o bajar. Permite bombear fluidos en cualquier momento,
independientemente de la posición o la dirección del recorrido.
Daño de formación Alteración de las condiciones iniciales de permeabilidad como
consecuencia de las operaciones de perforación, cementación y
completación del pozo.
88
Densidad API Medida para expresar la calidad del petróleo.
Depleción Disminución del volumen de un fluido.
Difusor Dispositivo que esparce gas en todas las direcciones.
Dispersión Una partícula grande se rompe en partículas pequeñas y se
esparce en un medio líquido.
Emulsión Líquido que tiene en suspensión partículas de otro líquido no
soluble en él.
Espacio anular Espacio entre dos tuberías (tubería de producción – tubería de
revestimiento).
Estructural Referente a la estructura, geometría y disposición espacial de
las rocas.
Factor volumétrico Es la relación entre el volumen de petróleo a condiciones de
yacimiento y el volumen de petróleo a condiciones normales.
Falla inversa Falla formada cuando el bloque de falla se desplaza en forma
ascendente.
Floculación Condición en la que las arcillas se adhieren y forman una
estructura frágil, un grumo.
Fractura Hidráulica Inyección de agua a mayor presión que la presión de fractura de
la roca para aumentar la permeabilidad de la formación y
remover el daño.
Glauconita Mineral caracterizado por contener material orgánico y lenta
sedimentación.
Gravedad específica Relación entre la densidad de un fluido y la densidad del fluido
base. En la fase líquida el fluido base es el agua, mientras que
en la fase gaseosa el fluido base es el aire.
89
Historial de producción Tabulación que muestra el proceso productivo del pozo.
Inhibidor Químico utilizado para retardar o prevenir una reacción entre
fluidos.
Migración Movimiento de partículas finas de arcilla en la formación al
arrastre generado durante la producción.
Permeabilidad Capacidad de la roca para permitir el movimiento o transporte
de fluidos.
Petrofísica Estudio de las propiedades cuantitativas de la roca y del fluido
contenido en la misma.
Porosidad Capacidad de la roca para almacenar fluidos.
Presión de burbuja Presión a la que se produce la primera burbuja de gas al
liberarse el gas en solución.
Presión de fractura Presión necesaria para producir fisuras o grietas en la roca.
Producción acumulada Volumen producido por el pozo, arena o campo desde el inicio
de su vida productiva.
Prueba de integridad de Prueba de presión que determina el estado del revestidor, es
revestidor decir, determina que el csg esté en óptimas condiciones, sin
kanksdasndknajsndj fisuras.
Saltos de falla Distancia neta y dirección en que se ha movido un bloque
respecto del otro.
Saturación de agua Porcentaje de agua contenido en el espacio poral de la
formación.
Sensibilidad de la formación Referente a la reactividad de los minerales de la
formación con el fluido.
Slickline Cable que se utiliza para introducir y recuperar herramientas y
90
equipo de control de flujo en pozos de petróleo y gas.
Tubería de producción Tubería utilizada para producir los fluidos del yacimiento.
Tubería de revestimiento Tubería utilizada para proteger el pozo, se baja a hueco abierto
y se cementa; debe tolerar el aplastamiento, explosión y falla
por tracción, además de las salmueras químicamente agresivas.
Vacuum Camión de vacío que sirve para transportar fluidos y se puede
utilizar para dar presión a la bomba centrífuga o para succionar
fluidos de sumideros.
Viscosidad Resistencia de los fluidos al flujo o al movimiento.
Wireline Alambre o cable para intervenir pozos de petróleo o gas y está
asociado con los registros eléctricos.
91
6.2. Referencias
- Asamblea Nacional del Ecuador. (2010). Ley Orgánica de Educación Superior. Quito
- Ecuador: Lexis.
- Baby, P., Rivadeneira, M., & Barragán, R. (2004). La cuenca Oriente: Geología y
Petróleo (1° ed., Vol. 144).
- Collaguazo, C. (septiembre de 2011). SlideShare. Obtenido de
https://www.slideshare.net/jcsz_fob/epn-bombeo-hidraulico
- Consejo de Educación Superior. (2015). Reglamento de Régimen Académico. Quito -
Ecuador: Consejo de Educación Superior.
- Escuela de Petróleo de la Patagonia. (2016). Blog Petrolero de la Escuela de Petróleo
de la Patagonia. (E. d. Patagonia, Editor) Obtenido de http://blog-
petrolero.blogspot.com/2009/08/reservas-probadas-probables-y-posibles.html
- Garaicochea, F. (s.f.). Apuntes Estimulación de Pozos. Universidad Nacional
Autónoma de México, Facultad de Ingeniería.
- Garzón, D. (mayo de 2012). SlideShare. Obtenido de
https://es.slideshare.net/gabosocorro/bombeo-tipo-jet-gr-1
- Llerena, H. (junio de 2015). Fracturamiento Hidráulico. Quito: Halliburton.
- Mazapanta, J., & Revelo, S. (2013). Optimizacion de la producción mediante cambios
de sistema de extracción a PCP, PL, LRP en pozos con baja productividad, alta producción
de gas y problemas mecánicos en el Bloque Bermejo (BN, BS, ER).
- Pazmiño, J. (2004). Fundamentos de la teoría del fracturamiento hidráullico. Quito:
Petroecuador.
- Petroamazonas Ep. (2016). Aspectos genereales del campo Parahuacu y sus
características principales. Quito.
- Petroamazonas Ep. (2016). Rendición de cuentas 2015.
92
- Petróleos Mexicanos. (25 de Marzo de 2015). Pemex. Obtenido de
http://www.pemex.com/ayuda/preguntas_frecuentes/Paginas/reservas_hidrocarburos.aspx
- Pinto Arteaga, G. (2016). Guía de procedimientos para titulación en la modalidad de
Estudio Técnico. Quito: Carrera de Ingeniería de Petróleos, Universidad Central del Ecuador.
- Pozo, D. (2001). Estudio del sistema de bombeo hidráulico en el campo Parahuacu.
- Secretaria de Hidrocarburos del Ecuador. (2014). Reservas de petróleo crudo y gas del
país., (pág. 5). Quito.
- Sertecpet. (2015). Manual de operaciones Jet Claw.
- Silva, C. (1991). Manual de Estimulación Matricial de Pozos Petroleros. Ciudad de
México: Colegio de Ingenieros Petroleros de Méxicos.
- Terán, A., & Silva, V. (2015). Estimulación de pozos. Barinas: Universidad Nacional
Experimental de los Llanos Occidentales "Ezequiel Zamora", Ministerio de Educación de la
República Bolivariana de Venezuela.
- Unidad Académica de Titulación de la Universidad Central. (2015). Unidad de
titulación especial para carreras y programas de la Universidad Central de Ecuador. Quito -
Ecuador: Unidad Académica de Titulación de la Universidad Central.
- Universidad Central. (2010). Estatuto Universitario.
- Vistín, J. (2013). Análisis de causa-raíz en los trabajos de reacondicionamiento de
pozos del bloque Pindo, valoración de resultados y lecciones aprendidas. Quito: Universidad
Central del Ecuador.
93
CAPÍTULO VII. ANEXOS
ANEXO 1. Historiales de producción de los pozos.
PRH_04
Tabla 7.1. Historial de reacondicionamientos PRH_04
FECHA
PRODUCCION REAL
ARENA
OBSERVACIONES
BFPD BPPD BAPD BSW API
2013
Ene-13 48 47 1 2,8 30,1 BT 13-Ene: Engrasan rodamientos de balancín
Feb-13 47 46 1 2,8 30,2 BT
Mar-13 45 44 1 2,8 30,2 BT
Abr-13 40 39 1 2,8 30,2 BT
May-13 39 38 1 2,8 30,5 BT 28-May: Salinidad= 37000 ppmCL-
Jun-13 38 37 1 2,8 30,1 BT
Jul-13 40 39 1 2,8 30,5 BT 04-Jul: Pozo cerrado en TOW. 22-Jul: Reinicia operaciones
Aug-13 37 36 1 2,8 21,2 BT 12-Ago: Salinidad= 37000 ppmCl-
Sep-13 40 39 1 2,8 20,7 BT
Oct-13 39 38 1 2,8 20,6 BT 30-Oct: Salinidad= 11100 ppmCl-
Nov-13 41 40 1 2,8 20,7 BT 26-Nov: Prueba hidrostática pozo. Baja 30 psi
Dic-13 36 35 1 2,8 20,9 BT
2014
Ene-14 39 38 1 2,8 21,3 BT
Feb-14 36 35 1 2,8 21,5 BT
Mar-14 37 36 1 2,8 21,6 BT
Abr-14 36 35 1 2,8 21,8 BT 13 - Abr: Salinidad= 11100 ppm Cl
May-14 37 36 1 2,8 21,5 BT
Jun-14 39 38 1 2,8 21,5 BT
Jul-14 40 39 1 2,8 21,5 BT 11-Jul: Pozo en observación, chequear parámetros de producción.
Ago-14 37 36 1 2,8 22 BT
Sep-14 36 35 1 2,8 21,1 BT
Oct-14 38 37 1 2,8 21 BT
Nov-14 40 39 1 2,8 21 BT
Dic-14 35 34 1 2,8 21,5 BT
2015
Ene-15 39 38 1 2,8 21,2 BT
Feb-15 46 45 1 2,8 21,4 BT
Mar-15 40 39 1 2,8 21,6 BT 19-Mar: Prueba baja.
Abr-15 42 41 1 2,8 21,6 BT
May-15 37 36 1 2,8 21,6 BT
Jun-15 31 30 1 2,8 21,5 BT 03-Jun: Escurrimiento en válvula viajera y golpe de fluido. Producción persiste baja.
Jul-15 25 24 1 2,8 21,3 BT 27-Jul: Golpe de fluido
Ago-15 25 24 1 2,8 21,2 BT 24-Ago: Pozo cerrado en TOW. 26-Ago: Leve atascamiento del pulltube al ingresar a la bomba. 27-30 Ago: Slick line asienta std-valve nogo. Intentan recuperar std-valve nogo, sin éxito a 8688’.
Sep-15 Con unidad de slick line de Schlumberger, intentan pescar std valve y sarta de slick line, sin éxito.
Oct-15 Pozo cerrado
Nov-15 25-Nov: con wire line y con herramienta de la Cía. Welltec (wellstroker) se intenta recuperar pescado, sin éxito. 27-Nov: Bajan herramienta para pescar sarta Tripoint a 8608'. Sin éxito
Dic-15 Slick line Equipetrol bajan a pescar sarta de Tripoint, recuperan exitosamente sarta de Tripoint con herramienta welltec. Intentan pescar sarta de Petrotech a 8630' sin éxito.
2016
Ene-16 Pozo cerrado. Intentan pescar sin éxito. En espera de WO.
Feb-16 Pozo cerrado. Intentan pescar sin éxito.
94
Mar-16 Pozo cerrado con pescado.
Abr-16 Pozo cerrado con pescado.
May-16 Rig Triboilgas 102 incia operaciones de WO# 24 el 23-may. Objetivo: Punzonar arena Ui 9532'-9538', 9544'-9556' y 9572'-9576'. Evaluar.
Jun-16 Operaciones de WO.
Jul-16 Rig Triboilgas 102, finaliza operaciones de WO# 24 el 5-Jul. Evaluan arena BT. 06-Jul: Pozo cerrado en TOW. 11-Jul: W/L DYGOIL Se cierra camisa de BT a 8762' y abre camisa de UI a 9470'.
Fecha de cierre: Julio 2016
Elaborado por: Michelle Ayala Piña Fuente: Petroamazonas EP
PRH_05
Tabla 7.2. Historial de reacondicionamientos PRH_05
FECHA
PRODUCCION REAL
ARENA
GAS
RGP
OBSERVACIONES
BFPD BPPD BAPD BSW API
1997
sep-97 540 518 22 4,0% 31,6 Ti
oct-97 528 522 6 1,2% 31,6 Ti 118 226 01-oct: Separador fuera de servicio
nov-97 542 541 1 0,1% 33,4 Ti 458 847
dic-97 550 549 1 0,1% 33,1 Ti
1998
ene-98 548 547 1 0,1% 33,3 Ti
feb-98 554 553 1 0,1% 33,5 Ti 486 878
mar-98 549 548 1 0,1% 33,1 Ti 614 1120
abr-98 547 546 1 0,1% 33,3 Ti 345 631
may-98 541 540 1 0,1% 33,1 Ti 513 949
jun-98 544 543 1 0,1% 32,6 Ti 544 1001
jul-98 538 537 1 0,1% 32,9 Ti 590 1098
ago-98 545 544 1 0,1% 32,8 Ti 743 1365
sep-98 533 532 1 0,1% 32,9 Ti 258 485
oct-98 533 532 1 0,1% 33,2 Ti 240 451
nov-98 536 535 1 0,1% 33,3 Ti 250 467
dic-98 543 542 1 0,1% 33,3 Ti 365 673
1999
ene-99 530 529 1 0,1% 33,2 Ti
feb-99 528 527 1 0,1% 33,5 Ti 440 834
mar-99 526 525 1 0,1% 33,7 Ti 352 670
abr-99 523 522 1 0,1% 33 Ti 242 463
may-99 527 526 1 0,1% 33,3 Ti 258 490
jun-99 523 522 1 0,1% 34 Ti 298 570
jul-99 522 521 1 0,1% 33,7 Ti 279 535
ago-99 522 521 1 0,1% 33,3 Ti 274 525
sep-99 518 517 1 0,1% 33,7 Ti 267 516
oct-99 521 520 1 0,1% 33,4 Ti 291 559
nov-99 512 511 1 0,1% 33,1 Ti 274 536
dic-99 515 514 1 0,1% 33,2 Ti 275 535
2000
ene-00 516 515 1 0,2% 33 Ti 304 590
feb-00 513 512 1 0,1% 33 Ti
mar-00 493 492 1 0,3% 33,4 Ti 485 987
abr-00 495 494 1 0,3% Ti
may-00 503 500 3 0,5% Ti
jun-00 486 484 2 0,4% Ti
jul-00 510 508 2 0,4% 33,4 Ti
ago-00 490 489 1 0,3% 33,2 Ti 176 360
95
sep-00 486 485 1 0,3% 33,4 Ti 297 613
oct-00 490 489 1 0,3% 33,1 Ti 294 602
nov-00 490 489 1 0,2% 33,4 Ti 281 575
dic-00 405 404 1 0,3% 33,5 Ti 291 721
2001
ene-01 253 243 10 4,0% 33,4 Ti 186 766
feb-01 283 281 2 0,6% 33,4 Ti 171 608
mar-01 287 286 1 0,4% Ti 309 1081
abr-01 296 295 1 0,3% Ti 248 840
may-01 305 304 1 0,4% 33,3 Ti 268 882
jun-01 310 309 1 0,3% 33,4 Ti 242 783
jul-01 285 284 1 0,2% 32,3 Ti 255 897
ago-01 314 313 1 0,2% Ti
sep-01 316 315 1 0,2% 33,9 Ti 261 828
oct-01 314 313 1 0,2% 33,4 Ti 257 820
nov-01 316 315 1 0,2% 32,3 Ti 253 802
dic-01 319 318 1 0,3% 32.7 Ti 269 846
2002
ene-02 318 317 1 0,3% 33 Ti 255 804
feb-02 315 314 1 0,2% 32,9 Ti 274 872
mar-02 319 318 1 0,3% 32,4 Ti 249 783
abr-02 322 321 1 0,3% 32,4 Ti 268 835
may-02 325 324 1 0,3% 32,7 Ti 253 781
jun-02 308 307 1 0,3% 32,3 Ti 261 850
jul-02 331 330 1 0,3% 32,8 Ti 268 812
ago-02 310 309 1 0,3% 32,9 Ti 264 854
sep-02 314 313 1 0,2% 33,3 Ti 280 894
oct-02 311 310 1 0,3% 33,2 Ti 292 942
nov-02 307 306 1 0,3% 33,5 Ti 280 915
dic-02 310 308 2 0,5% 33,3 Ti 283 917
2003
ene-03 318 316 2 0,6% 33,4 Ti 270 854
feb-03 313 310 3 0,8% 32,4 Ti 275 886
mar-03 308 306 2 0,7% 33,4 Ti
abr-03 310 308 2 0,7% 33,6 Ti 254 825
may-03 315 312 3 1,0% 33,5 Ti 277 888
jun-03 312 308 4 1,2% 33,4 Ti 277 899
jul-03 310 305 5 1,5% 33,4 Ti 279 914
ago-03 307 301 6 2,0% 33,4 Ti 284 944
sep-03 310 303 7 2,2% 33,4 Ti 286 943
oct-03 296 289 7 2,2% 33,4 Ti 276 953
nov-03 297 290 7 2,2% 33,4 Ti 279 961
dic-03 319 312 7 2,2% 33,4 Ti 283 907
2004
ene-04 321 315 6 2,0% 33,4 Ti 284 903
feb-04 325 317 8 2,4% 33,4 Ti 271 854
mar-04 332 322 10 3,1% 33,4 Ti 269 836
abr-04 360 348 12 3,4% 33,4 Ti 279 802
may-04 335 324 11 3,2% 33,4 Ti 283 873
jun-04 339 323 16 4,6% 33,4 Ti 274 847
jul-04 334 319 15 4,5% 33,4 Ti 280 878
ago-04 343 328 15 4,5% 33,4 Ti 284 867
sep-04 343 328 15 4,5% 33,4 Ti 267 815
oct-04 343 328 15 4,5% 33,4 Ti 287 876
nov-04 341 326 15 4,5% 33,4 Ti 285 875
dic-04 338 323 15 4,5% 33,4 Ti 288 892
2005
ene-05 293 282 11 3,7% 33,4 Ti 495 1754
feb-05 317 305 12 3,8% 33,4 Ti 280 918
mar-05 320 306 14 4,5% 33,4 Ti 302 988
abr-05 322 308 14 4,5% 33,4 Ti 261 849
96
may-05 330 315 15 4,5% 33,4 Ti 290 920
jun-05 311 297 14 4,5% 33,4 Ti 288 970
jul-05 333 318 15 4,5% 33,4 Ti 291 915
ago-05 288 275 13 4,5% 33,4 Ti 291 1058
sep-05 290 277 13 4,5% 33,4 Ti 295 1065
oct-05 291 278 13 4,5% 33,4 Ti 288 1036
nov-05 291 278 13 4,5% 33,4 Ti 310 1115
dic-05 299 286 13 4,5% 33,4 Ti 298 1044
2006
ene-06 311 297 14 4,5% 33,4 Ti 278 936
Sin datos desde febrero 2006 hasta diciembre 2008
2009
ene-09 141 98 43 30,8% 32,3 Ti
feb-09 S/D Ti
mar-09 141 100 41 28,8% 30,1 Ti 02 - mar: Salinidad= 24800 ppmCl-
abr-09 153 108 45 29,1% 32,6 Ti
may-09 151 108 43 28,5% 32,4 Ti
jun-09 171 127 44 25,7% 30,9 Ti
jul-09 160 116 44 27,2% 31,2 Ti
ago-09 126 79 47 37,0% 31,8 Ti
sep-09 155 111 44 28,5% 31,7 Ti
oct-09 165 121 44 26,8% 32,1 Ti
nov-09 172 128 44 25,5% 30,9 Ti
dic-09 167 123 44 26,5% 32,7 Ti
2010
ene-10 136 94 42 30,6% 31,9 Ti
feb-10 195 151 44 22,4% 31,2 Ti
mar-10 207 164 43 21,0% 32,1 Ti
abr-10 143 100 43 30,2% 32,8 Ti
may-10 232 186 46 19,7% 31,4 Ti
jun-10 198 153 45 22,5% 31,6 Ti 25-jun: Salinidad= 15200 ppmCl-
jul-10 188 143 45 23,7% 31,6 Ti
ago-10 129 83 46 35,6% 31,6 Ti 15-ago: Salinidad= 15200 ppmCl-
sep-10 136 94 42 31,0% 31,1 Ti
oct-10 119 84 35 29,2% 30,1 Ti
nov-10 93 71 22 24,0% 33,4 Ti
dic-10 114 87 27 23,9% 32,8 Ti
2011
ene-11 74 47 27 36,3% 32,1 Ti
feb-11 112 82 30 26,4% 30,8 Ti
mar-11 84 45 39 47,0% 32,1 Ti
abr-11 86 67 19 22,6% 32,5 Ti
may-11 183 159 24 13,2% 32,1 Ti
jun-11 101 60 41 40,8% 32,7 Ti
jul-11 151 106 45 29,9% 32,4 Ti
ago-11 127 107 20 15,5% 32,6 Ti
sep-11 133 112 21 15,8% 32,9 Ti
oct-11 129 108 21 16,3% 32,7 Ti
nov-11 126 103 23 18,3% 33,1 Ti
dic-11 131 90 41 31,0% 33,1 Ti 148,5 1643
2012
ene-12 118 86 32 27,0% 32,8 Ti 148,5 1724
Sin datos desde febrero 2006 hasta diciembre 2008
Elaborado por: Michelle Ayala Piña Fuente: Petroamazonas EP
97
PRH_08
Tabla 7.3. Historial de reacondicionamientos PRH_08
FECHA PRODUCCION REAL
OBSERVACIONES BFPD BPPD BAPD BSW API GAS RGP ARENA
1998
ene-98 796 794 2 0,3%
Ti
feb-98 412 410 2 0,5%
Ti
S/D desde marzo 1998 hasta agosto 1998
ago-98 477 476 1 0,3%
Ti
sep-98 566 564 2 0,4%
Ti
S/D desde septiembre 1998 hasta junio 1999
1999
jul-99 684 679 5 0,7%
Ti
ago-99 S/D
sep-99 592 586 6 1,0%
Ti
oct-99 S/D
nov-99 490 479 11 2,3%
Ti
dic-99 560 558 2 0,4%
Ti
2000
ene-00 308 308 0 0,0%
Ti
feb-00 252 250 2 0,8%
Ti
mar-00 296 294 2 0,6%
Ti
S/D desde abril 2000 hasta septiembre 2000
oct-00 362 360 2 0,6%
Ti
nov-00 453 451 2 0,4%
Ti
dic-00 455 454 1 0,2%
Ti
2001
ene-01 305 304 1 0,2%
Ti 11-ene: Inicia WO# 1.
15-ene: Finaliza WO# 1.
feb-01 300 300 0 0,0%
Ti
mar-01 312 310 2 0,6%
Ti
abr-01 310 310 0 0,0%
Ti
may-01 427 424 3 0,7%
Ti
jun-01 358 356 2 0,5%
Ti 7-jun: Tratamiento con solventes y HCl
jul-01 S/D Ti
ago-01 312 310 2 0,5%
Ti
sep-01 441 440 1 0,2%
Ti
oct-01 S/D Ti
nov-01 445 444 1 0,3%
Ti
dic-01 S/D Ti
2002
ene-02 389 388 1 0,3%
Ti
feb-02 402 401 1 0,3%
Ti
mar-02 S/D Ti
abr-02 445 444 1 0,4%
Ti
may-02 511 510 1 0,2%
Ti
jun-02 498 497 1 0,2%
Ti
jul-02 350 349 1 0,4%
Ti
ago-02 S/D Ti
sep-02 277 277 0 0,0%
Ti
oct-02 S/D Ti
nov-02 285 283 2 0,7%
Ti
dic-02 306 304 2 0,6%
Ti
2003
ene-03 278 276 2 0,7%
Ti
feb-03 353 351 2 0,5%
Ti
mar-03 245 243 2 1,0%
Ti
S/D desde abril 2003 hasta junio 2003
jul-03 288 286 2 0,7%
Ti
S/D desde agosto 2003 hasta abril 2004
98
2004
may-04 230 230 0 0,0%
Ti
jun-04 193 193 0 0,0%
Ti
jul-04 190 189 1 0,5%
Ti
ago-04 204 203 1 0,5%
Ti
sep-04 196 196 0 0,0%
Ti
oct-04 189 188 1 0,5%
Ti
nov-04 176 176 0 0,0%
Ti
dic-04 187 186 1 0,5%
Ti
2005
ene-05 230 230 0 0,0%
Ti
feb-05 193 193 0 0,0%
Ti 25-feb: Se toma Build up
mar-05 190 189 1 0,5%
Ti
abr-05 204 203 1 0,5%
Ti
S/D desde mayo 2005 hasta agosto 2005
sep-05 371 370 1 0,3%
Ti
oct-05 345 344 1 0,2%
Ti
nov-05 356 355 1 0,2%
Ti
dic-05 425 424 1 0,2%
Ti
2006
ene-06 450 449 1 0,2%
Ti
feb-06 S/D Ti 25-feb: Se toma Build up
mar-06 423 422 1 0,2%
Ti Cambio de bomba
abr-06 438 437 1 0,2%
Ti 25-abr: Recuperan bomba Jet-8H + Intentan recuperar st-valve sin éxito.
Presencia de cauchos. Desplazan Jet-8H
may-06 S/D Ti
jun-06 451 450 1 0,2%
Ti
jul-06 399 358 41 10,2%
Ti 13-jul: Inicia WO #2. 17-jul: Finaliza WO
#2
ago-06 395 393 2 0,5%
Ti
sep-06 410 408 2 0,5%
Ti
oct-06 457 455 2 0,5%
Ti
nov-06 475 472 3 0,6%
Ti
dic-06 441 440 1 0,2%
Ti
2007
ene-07 458 456 2 0,5%
Ti
feb-07 458 457 1 0,2%
Ti
mar-07 452 451 1 0,2%
Ti
abr-07 459 458 1 0,2%
Ti
may-07 386 383 3 0,9%
Ti
jun-07 341 339 2 0,5%
Ti 29-jun: Cambio de bomba mismo tipo Jet
8H (bomba taponada con escoria metálica)
jul-07 367 365 2 0,6%
Ti
Problemas con limallas y escorias metálicas, se coloca filtro en la línea de
inyección. 27-jul: Inicia WO #3
ago-07 392 355 37 9,4%
Ti 2-ago: Finaliza operaciones WO #3
sep-07 398 397 1 0,2%
Ti
oct-07 357 356 1 0,2%
Ti
nov-07 362 361 1 0,4%
Ti
dic-07 346 343 3 0,9%
Ti
2008
ene-08 357 353 4 1,0%
Ti
20-ene: Pescan bomba jet. 21-24 ene: Intentan pescar std valve, sin
éxito. 25-ene: Inicia operaciones WO #4.
28-ene: Finaliza operaciones WO #4.
feb-08 358 356 2 0,6%
Ti 17-feb: Pescan cable de W/L, se recupera
el 100% del pescado.
mar-08 314 312 2 0,5%
Ti
abr-08 290 288 2 0,6%
Ti
99
may-08 347 345 2 0,6%
Ti
jun-08 321 319 2 0,6%
Ti
jul-08 309 307 2 0,6%
Ti
ago-08 387 385 2 0,5%
Ti
sep-08 393 391 2 0,5%
Ti
oct-08 399 397 2 0,5%
Ti 22-oct: Salinidad= 29250 ppmCl-
nov-08 399 397 2 0,5%
Ti
dic-08 360 357 3 0,9%
Ti
2009
ene-09 283 282 1 0,5%
Ti
feb-09 241 240 1 0,3%
Ti
mar-09 235 233 2 1,0%
Ti 7-8 mar: Se pesca y recupera bomba y
std valve. 10- mar: Cambio de bomba por cavidad dañada.
abr-09 225 223 2 1,1%
Ti
may-09 216 216 0 0,2%
Ti
jun-09 163 163 0 0,3%
Ti
S/D desde agosto 2009 hasta diciembre 2009
2010
ene-10 180 180 0 0,2%
Ti
feb-10 237 237 0 0,2%
Ti
mar-10 227 227 0 0,2%
Ti
abr-10 223 223 0 0,2%
Ti
may-10 230 230 0 0,2%
Ti
jun-10 263 262 1 0,2%
Ti
jul-10 213 213 0 0,2%
Ti
ago-10 212 212 0 0,2%
Ti
sep-10 178 178 0 0,2%
Ti
oct-10 127 127 0 0,2%
Ti
nov-10 199 199 0 0,2%
Ti
dic-10 315 313 2 0,7%
Ti
2011
ene-11 223 221 2 0,9%
Ti
feb-11 303 300 3 1,1%
Ti
mar-11 184 182 2 1,1%
Ti
abr-11 175 173 2 1,1%
Ti
may-11 174 170 4 2,1%
Ti
jun-11 171 167 4 2,1%
Ti
jul-11 146 144 2 1,6%
Ti
ago-11 188 183 5 2,6%
Ti
sep-11 214 209 5 2,4%
Ti
oct-11 206 201 5 2,4%
Ti
nov-11 213 205 8 3,6%
Ti
dic-11 218 213 5 2,4%
Ti
2012
ene-12 230 227 3 1,5%
Ti
feb-12 227 223 4 1,8%
Ti
S/D desde marzo 2012 hasta febrero 2013
2013
mar-13 194 192 2 1,1% 32,2 159 829 Ti
abr-13 137 135 2 1,6% 32,2 146 1083 Ti
may-13 150 148 2 1,3% 32,3 157 1060 Ti
jun-13 142 140 2 1,4% 32,3 172 1228 Ti
jul-13 127 125 2 1,8% 32,4 198 1588 Ti
ago-13 160 158 2 1,3% 32,2 153 969 Ti 19-ago: Limpieza tubería. 28-ago: Prueba
alta
sep-13 212 207 5 2,2% 31,8 130 627 Ti
oct-13 202 200 2 1,0% 32,2 123 615 Ti
nov-13 199 197 2 1,0% 32,2 164 832 Ti 29-nov: Limpieza turbine
dic-13 206 204 2 1,0% 32,4 145 711 Ti
2014
100
ene-14 202 200 2 1,2% 31,8 148 742 Ti
feb-14 210 208 2 0,9% 31,9 119 572 Ti
mar-14 230 228 2 0,9% 31,9 125 548 Ti
abr-14 224 222 2 0,9% 32,5 126 568 Ti
may-14 200 198 2 1,1% 32,2 144 728 Ti 5-may: Pozo a prueba. 8-may: Prueba
baja
jun-14 187 185 2 1,0% 32,2 152 821 Ti
jul-14 183 181 2 1,1% 32,3 155 856 Ti
ago-14 175 172 3 1,8% 32,3 155 902 Ti 17-ago: Prueba baja, cambio de bomba
sep-14 146 142 4 2,4% 32,2 155 1088 Ti
oct-14 175 168 7 4,1% 32,3 155 924 Ti
nov-14 158 151 7 4,3% 32,7 155 1025 Ti
dic-14 186 179 7 3,8% 32,5 155 866 Ti
2015
ene-15 166 159 7 4,2% 32,5 155 975 Ti
feb-15 161 154 7 4,4% 32 155 1007 Ti
mar-15 116 109 7 6,4% 31,4 155 1428 Ti 31-mar: Bajo aporte de 160 BFPD a 130
BFPD
abr-15 130 125 5 3,6% 31,4 155 1237 Ti
may-15 151 144 7 4,9% 31,5 155 1079 Ti
jun-15 168 162 6 3,4% 31,4 155 955 Ti
jul-15 162 157 5 3,2% 31,6 194 1237 Ti 31-jul: Prueba baja
ago-15 135 126 9 6,8% 31,8 191 1518 Ti
sep-15 180 171 9 4,9% 32,1 188 1098 Ti
oct-15 175 167 8 4,8% 32,1 186 1116 Ti
nov-15 169 161 8 4,8% 31,8 184 1144 Ti
dic-15 176 171 5 2,9% 31,8 183 1071 Ti
2016
ene-16 205 198 7 3,4% 31,6 280 1414 Ti 15-ene: Prueba alta
feb-16 206 199 7 3,5% 32,1 299 1504 Ti
mar-16 167 149 18 10,5% 31,8 296 1980 Ti 21-mar: Prueba baja, cambio de bomba
abr-16 195 188 7 3,5% 31,9 190 1010 Ti
may-16 230 223 7 3,0% 31,9 155 695 Ti
jun-16 249 243 6 2,3% 32 129 530 Ti 8-jun: Se programa cambiar de zona a Ui,
(posible incremento: 120 bppd)
jul-16 245 235 10 3,9% 32,1 145 616 Ti 11-jul: Se programa abrir arena UI para
producir de UI+TI
ago-16 229 222 7 2,9% 32 142 639 Ti
sep-16 218 211 7 3,3% 32 140 664 Ti
oct-16 222 216 6 2,9% 32 204 946 Ti
nov-16 234 184 50 21,5%
197 1072 Ti
14-nov: Rig Triboilgas 104, inicia operaciones de WO #5: fracturar
intervalos 9716' - 9746´ y 9750' - 9766' de arena Ti. Completar.
29-nov: Finaliza operaciones WO #5 Elaborado por: Michelle Ayala Piña Fuente: Petroamazonas EP
PRH_09
Tabla 7.4. Historial de reacondicionamientos PRH_09
FECHA PRODUCCION REAL
ARENA OBSERVACIONES BFPD BPPD BAPD BSW API
2013
may-13 36 31 5 14,0% 30,4 Ts 19-may: Pozo cerrado por bajo nivel de fluido.
jun-13 31 31 0 1,6% 30,5 Ts 23 jun: Pozo cerrado por bajo aporte
jul-13 35 30 5 13,0% 31,4 Ts 7 sep: Pozo cerrado por bajo aporte, queda
pescado.
ago-13 29 29 0 1,5% 30,5 Ts
S/D desde septiembre 2013 hasta mayo 2015
101
2015
may-15 24- may: Rig Triboilgas 104 inicia operaciones de WO #3, objetivo: sacar completación hidráulica, correr registro de
saturación, cañonear o recañonear mejor zona de interés, evaluar y completar.
jun-15 34 0 34 100,0% 30,1 Ts 5 jun: Pozo queda cerrado, sin bomba, pero queda
std valve en no-go a 9438'.
Cerrado julio y agosto 2015
sep-15 153 89 64 41,8% 33,1 Ui
14 sep: Rig TBG-102 reinicia operaciones de WO #3, objetivo: fractura hidráulica Ui.
20 sep: Pozo cerrado 30 hrs para build up. 23 sep: Finaliza WO #3.
oct-15 77 35 42 54,0% 34,1 Ui 3 oct: Rig TBG-104 inicia operaciones de WO #4,
objetivo: cambio de completación. 8 oct: Rig TBG-104 finaliza WO #4.
Pozo cerrado hasta 2016
2016
ene-16 74 44 30 40,8%
Ui 23 ene: Pozo cerrado, no aporta
Pozo cerrado hasta junio 2016
jun-16 100 34 66 65,7% 31,4 Ui
7 jun: Pozo cerrado por bajo aporte, queda pescado. 8 jun: Evaluación suspendida por falta de unidades MTU. 18 jun: S/L recupera bomba y std
valve. 24 jun: Se cierra en TOW.
Pozo cerrado
Elaborado por: Michelle Ayala Piña Fuente: Petroamazonas EP
PRH_21D
Tabla 7.5. Historial de reacondicionamientos PRH_21D
FECHA
PRODUCCION REAL
ARENA GAS RGP Observaciones BFPD BPPD BAPD BSW API
2013
mar-13 614 558 56 9,2% 31,4 Ui
abr-13 567 561 6 1,0% 31,6 Ui
may-13 468 461 7 1,6% 32,1 Ui
jun-13 470 455 15 3,2% 32,3 Ui 171 376
jul-13 426 383 43 10,0% 32,0 Ui 196 511
ago-13 424 365 59 14,0% 32,2 Ui 196 538
sep-13 408 319 89 21,7% 32,3 Ui 196 614
oct-13 403 263 140 34,7% 31,0 Ui 173 657
nov-13 393 236 157 40,0% 30,4 Ui 157 666
dic-13 346 208 138 40,0% 30,5 Ui 161 776
2014
ene-14 352 211 141 40,0% 30,9 Ui 158 748
feb-14 314 188 126 40,0% 30,8 Ui 164 870 22 feb: Se realiza prueba de tubería con BES. Pozo arranca con problema de atascamiento,
W/L pesca std valve. Arrancan pozo.
mar-14 260 156 104 40,0% 30,3 Ui 164 1051
abr-14 296 167 129 43,6% 30,5 Ui 154 922 25 abr: Incremento de BSW de 40 a 58%.
may-14 280 115 165 59,0% 30,5 Ui 170 1481
jun-14 275 110 165 60,0% 30,5 Ui 176 1600 4 jun: Desgasificar pozo.
jul-14 273 109 164 60,0% 30,2 Ui 177 1621
ago-14 303 109 194 64,0% 29,1 Ui 183 1678 16 ago: Incremento BSW de 60 a 68%. 17
ago: Posible comunicación tbg-csg. En espera de WO. 31 ago: Inicia operaciones de WO #1
sep-14 339 29 310 91,4% 29,3 Ui 183 6277 14 sep: Finaliza operaciones WO #1.
oct-14 316 88 228 72,0% 30,5 Ui 183 2068
nov-14 302 85 217 72,0% 30,5 Ui 183 2164
dic-14 358 111 247 69,0% 30,5 Ui 183 1649
2015
102
ene-15 233 65 168 72,0% 30,5 Ui 183 2805
feb-15 223 71 152 68,0% 30,5 Ui 179 2508
18 feb: Rig Geopetsa 01 inicia WO #2, objetivo: recuperar Max-R, punzonar arena Ti
9926'-9936' y 9944'-9956'. Evaluar y completar. Cerrado en TOW.
mar-15 227 0 227 100,0%
Ti
2 mar: Registrando datos de Build up. 11 mar: Rig Geopetsa 01 finaliza WO #2,
evalúa arena Ti. 15 mar: Suspenden evaluación por alto corete de agua. 28 mar:
Reinician evaluación.
abr-15 222 0 222 100,0%
Ti
2 abr: Cierran camisa de Ti a 9887', abren camisa de Ui a 9720'. 14 abr: Pozo queda
cerrado con bomba jet 506 49 457 90,3%
Ui
Pozo cerrado durante mayo y junio 2015
jul-15 346 96 250 72,3%
Ui
10 jul: Arman líneas para producir PRH_21 y PRH_20 en conjunto. Evalúan únicamente
arena Ui de PRH_21. Activar en TOW
ago-15 316 84 232 73,4% 30,5 Ui 179 2130 17 ago: Cambio y reparación de bomba.
sep-15 324 85 239 73,9% 30,5 Ui 174 2058 14 sep: Pescan bomba.
oct-15 353 113 240 68,0% 30,5 Ui 172 1523 1-7 oct: Cerrado por control de producción de
agua. Inactivo en TOW.
nov-15 406 110 296 73,0% 29,1 Ui
dic-15 369 115 254 68,7% 30,6 Ui 172 1489 18 dic: Produce en conjunto con PRH_20 a
tanque de locación.
2016
ene-16 305 81 224 73,6% 29,7 Ui 169 2099
feb-16 345 80 265 76,7% 29,7 Ui
mar-16 336 81 255 75,8% 29,5 Ui
abr-16 274 78 196 71,4% 29,5 Ui
may-16 310 77 233 75,2% 29,5 Ui
20 may: S/L DYGOIL pesca bomba jet. 21 may: Producen en conjunto PRH_21 y
PRH_24.
jun-16 283 72 211 74,6% 29,5 Ui
jul-16 277 69 208 75,2% 29,5 Ui 90,3 1314
ago-16 287 80 207 72,0% 29,5 Ui
sep-16 287 80 207 72,0% 29,5 Ui
13 sep: S/L intentan recuperar std valve, sale sólo cabeza de pesca.
15 sep: Pozo no aporta. S/L recupera bomba. hacen prueba de hermeticidad, posible
comunicación tbg-csg. S/L recupera std valve, abren camisa y prueban sin éxito. Pozo no
aporta. Inactivo en TOW.
Pozo Cerrado septiembre 2016
Elaborado por: Michelle Ayala Piña Fuente: Petroamazonas EP
PRH_02
Tabla 7.6. Historial de reacondicionamientos PRH_02
FECHA PRODUCCION REAL
ARENA GAS RGP OBSERVACIONES BFPD BPPD BAPD BSW API
2012
dic-12 213 212 1 0,5% 32,5 Ui
2013
ene-13 191 190 1 0,7% 32,4 Ui 164 865
feb-13 200 199 1 0,5% 32,4 Ui 161 809
mar-13 214 213 1 0,5% 32,6 Ui
abr-13 203 202 1 0,5% 32,1 Ui
may-13 184 183 1 0,6% 32,3 Ui 78 426 19 may: W/L TBG pesca bomba @ 8416',
con éxito.
jun-13 174 173 1 0,6% 32,3 Ui 69 399 12 jun: TBG pesca bomba a 9416', con
103
éxito.
jul-13 148 147 1 0,5% 32,3 Ui 73 496 14 jul: TBG pesca bomba por pérdida de producción, pozo queda en producción.
ago-13 135 134 1 0,7% 31,9 Ui 71 530
sep-13 139 138 1 0,6% 31,5 Ui 110 796 24 sep: TBG pesca bomba a 8804' por pérdida de producción, pozo queda en
producción.
oct-13 142 141 1 0,8% 31,9 Ui 165 1171
nov-13 127 126 1 0,6% 31,7 Ui 180 1426
dic-13 197 195 2 0,8% 32,3 Ui 138 706
2014
ene-14 241 238 3 1,3% 32,4 Ui 149 626
feb-14 230 228 2 0,9% 32,4 Ui 151 662 4 feb: Prueba baja
mar-14 278 277 1 0,3% 32 Ui 118 426 10 may: Prueba baja.
24 may: Cambio de bomba por bajo aporte.
abr-14 251 250 1 0,3% 32 Ui 136 543
may-14 270 269 1 0,4% 31,9 Ui 145 539
jun-14 274 273 1 0,4% 31,9 Ui 118 432
jul-14 255 254 1 0,5% 32,2 Ui 118 465
ago-14 273 268 5 2,0% 32,3 Ui 121 452
sep-14 288 281 7 2,3% 32,3 Ui 121 430
oct-14 289 283 6 2,2% 32,2 Ui 121 428 13 oct: Cambio de bomba y reparación de
std valve.
nov-14 277 270 7 2,4% 32,5 Ui 121 448
dic-14 273 266 7 2,5% 32,5 Ui 121 455
2015
ene-15 264 257 7 2,6% 32,9 Ui 121 471
feb-15 267 260 7 2,6% 32,3 Ui 121 465
mar-15 253 246 7 2,8% 31,9 Ui 106 431 12 mar: Prueba baja.
13 mar: Cambio de bomba.
abr-15 237 231 6 2,6% 31,8 Ui 138 598
may-15 269 262 7 2,5% 32,2 Ui 139 530
jun-15 291 283 8 2,7% 32,2 Ui 141 498
jul-15 304 298 6 1,9% 32,2 Ui 129 433
ago-15 298 291 7 2,2% 32,4 Ui 128 439
sep-15 306 298 8 2,7% 32,7 Ui 128 430
oct-15 270 262 8 3,0% 32,6 Ui 129 493 25 oct: Prueba baja
nov-15 283 275 8 2,7% 31,9 Ui 133 483
dic-15 279 273 6 2,3% 31,6 Ui 122 448 15 dic: Cambio de bomba por bajo aporte
2016
ene-16 285 278 7 2,4% 31,4 Ui 142 510 16 ene: Pozo no aporta, pesca y reparación
de bomba.
feb-16 272 265 7 2,5% 31,5 Ui 145 547 8 feb: Prueba baja
mar-16 256 253 3 1,3% 31,5 Ui 153 606 25 mar: Cambio de bomba por bajo aporte
abr-16 247 244 3 1,3% 31,6 Ui 206 845
may-16 242 239 3 1,4% 31,5 Ui 162 679 6 may: Prueba baja. 8 may: Pozo
sobreinyectado. 9 may: cambio de bomba por sobre inyección.
jun-16 267 265 2 0,9% 31,6 Ui 123 465
jul-16 265 257 8 3,2% 31,5 Ui 135 526
ago-16 274 270 4 1,3% 31,4 Ui 112 414
sep-16 259 257 2 0,7% 31,7 Ui 110 428 11 sep: Cambio de bomba por
sobreinyección
oct-16 265 263 2 0,6% 31,5 Ui 104 395 8 oct: Cambio de bomba por bajo aporte.
nov-16 275 273 2 0,7% 31,3 Ui 117 428
dic-16 262 260 2 0,7% 31,3 Ui 105 404
Elaborado por: Michelle Ayala Piña Fuente: Petroamazonas EP
104
PRH_13
Tabla 7.7. Historial de reacondicionamientos PRH_13
FECHA PRODUCCION REAL
GAS RGP ARENA Observaciones BFPD BPPD BAPD BSW API
2011
nov-11
26 nov: Inicio evaluación Ui luego de fracturamiento. BFPD=144 BPPD=120 BSW=17%
dic-11 204 89 115 56,5%
Ui 12 dic: Pozo cerrado por bajo aporte.
2012
ene-12 S/D
feb-12 149 82 67 45,0%
Ui 21 feb: Reinicio evaluación de Ui. 26 feb: Suspenden evaluación por bajo aporte.
S/D marzo, abril y mayo 2012
jun-12 414 203 211 51,0% 31,9
Ui 28 jun: Reinicia evaluación de Ui.
jul-12 238 218 20 8,2% 28,4
Ui
ago-12 284 275 9 3,2% 28,3
Ui
sep-12 185 166 19 10,1% 32,1
Ui
4 sep: Finalizan evaluación sin torre. Inicia producción. 13 sep: Cambian bomba por bajo aporte. 15 sep: Pozo cerrado para
B'up durante 24 hrs.
oct-12 119 94 25 20,8% 32,6
Ui 15 y 23 oct: Cambio de bomba. 27 oct:
Pozo cerrado por bajo aporte.
nov-12 115 113 2 2,1% 32,7
Ui 28 nov: Cambio de bomba
dic-12 147 145 2 1,3% 32,6
Ui 28 dic: cambio de bomba
2013
ene-13 124 122 2 1,5% 32,6
Ui
feb-13 73 71 2 2,1% 32,4
Ui
mar-13 54 51 3 5,9% 32,4
Ui 4 mar: Cambio de bomba
abr-13 54 52 2 4,4% 32,2 143 2770 Ui
9 abr: cambio de bomba por pérdida de producción. Pozo cerrado en espera de
tratamiento químico. 20 abr: Limpieza de sólidos.
may-13 68 67 1 2,2% 32,3 162 2436 Ui 9 may: Intentan recuperar bomba, sin éxito, queda pescada. 11 may: Pozo cerrado por
bajo aporte.
jun-13 234 153 81 34,7% 31,5 215 1407 Ui 24 jun: Cerrado por bajo aporte. 29 jun: Pozo no aporta, suspenden bombeo.
Queda desgasificado. Pozo queda cerrado
jul-13 120 2 118 98,0%
Ui 1 jul: Reinicio evaluación Ui.
S/D hasta enero 2014
2014
ene-14 Pozo cerrado por bajo aporte hasta agosto 2014
ago-14 25 0 25 100,0%
Ti
18 ago: Inicio WO #2, objetivo: redisparar Ti. Evaluar y producir. 30 ago: Se suspende WO #2para chequear
completación de fondo.
Pozo cerrado hasta marzo 2015
2015
mar-15 208 12 196 94,1%
Ti
20 mar: Inicia WO #3, objetivo: fracturamiento hidráulico a Ti 9702' - 9730'. 29 mar: Finaliza WO #3. 31 mar: Se activa
en TOW
abr-15 204 128 76 37,4% 30,6
Ti
may-15 161 139 22 13,4% 31,5
Ti 19 may: Prueba baja, repetir.
jun-15 172 151 21 12,4% 31,5
Ti 8 jun: Cambio de bomba por bajo aporte.
16 jun: Prueba alta.
jul-15 136 115 21 15,2% 31,6 111 962 Ti
16 jul: prueba baja. 17 jul: Cambio de bomba por pérdida de producción. 20 jul:
Prueba baja. 21 jul: Nuevo cambio de bomba por pérdida de producción. 26 jul:
Inicia WO #4, objetivo: cambio de completación. 31 jul: Finaliza WO #4.
ago-15 199 133 66 33,0% 31,9 110 825 Ti
105
sep-15 177 150 27 15,0% 32 108 718 Ti
oct-15 129 114 15 11,6% 31,9 107 938 Ti 18 oct: Prueba baja
nov-15 115 104 11 9,8% 31,9 109 1051 Ti 21 nov: Prueba baja
dic-15 128 120 8 6,0% 31,7 112 931 Ti
2016
ene-16 156 147 9 5,7% 31,9 115 782 Ti 7 ene: Prueba alta. 14 ene: Prueba baja. 30 ene: Cambio de bomba. 31: Prueba
baja.
feb-16 166 113 53 31,7% 31,7 210 1852 Ti
mar-16 146 134 12 7,9% 32,1 103 766 Ti 30 mar: Pozo no aporta, cambio de bomba.
abr-16 178 170 8 4,5% 31,8 209 1229 Ti 24 abr: Cambio de bomba.
may-16 177 169 8 4,6% 31,6 124 734 Ti
jun-16 165 157 8 4,9% 32,2 126 803 Ti
jul-16 178 171 7 4,0% 32,2 125 732 Ti
ago-16 157 145 12 7,9% 31,6 122 844 Ti 14 ago: Prueba baja.
sep-16 179 166 13 7,3% 32,0 143 862 Ti
oct-16 181 169 12 6,7% 31,9 228 1350 Ti
nov-16 198 184 14 7,0% 31,5 247 1341 Ti 6 nov: Prueba baja.
dic-16 185 171 14 7,4% 31,5 248 1448 Ti 18 dic: Prueba baja.
Elaborado por: Michelle Ayala Piña Fuente: Petroamazonas EP
PRH_18
Tabla 7.8. Historial de reacondicionamientos PRH_18
FECHA PRODUCCION REAL
GAS RGP ARENA OBSERVACIONES BFPD BPPD BAPD BSW API
2011
dic-11 120 60 60 49,9% 32,4
Ui
2012
ene-12 129 123 6 4,6% 32,3
Ui 14 ene: Suspenden producción. 26 ene:
Reinician producción. 27 y 29 oct: Cambio de bomba.
feb-12 94 86 8 8,3% 32 189 2193 Ui 14-17 feb: Se suspende producción.
27 feb: Cambio de bomba.
mar-12 98 89 9 8,7% 32,3 179 2001 Ui 20 mar: Cambio de bomba
abr-12 221 214 7 3,0% 32,6 176 821 Ui
may-12 176 170 6 3,3% 32,7 176 1034 Ui
jun-12 198 191 7 3,3% 32,8 176 919 Ui
jul-12 196 190 6 3,0% 32,8 176 926 Ui
ago-12 175 169 6 3,6% 32,8 176 1043 Ui
sep-12 220 212 8 3,5% 32,6 176 829 Ui 8 sep: Cambio de bomba.
oct-12 243 236 7 3,0% 32,8 176 747 Ui
nov-12 203 196 7 3,5% 32,7 176 898 Ui
dic-12 181 174 7 4,1% 32,8 178 1025 Ui
2013
ene-13 205 200 5 2,6% 32,5 178 891 Ui 20 ene: Cambio de bomba.
feb-13 188 186 2 1,3% 32,5 178 959 Ui
mar-13 208 206 2 1,0% 32,4 151 733 Ui 9 mar: Cambio de bomba
abr-13 165 163 2 1,2% 32,4 123 755 Ui 14 abr: Cambio de bomba.
may-13 154 152 2 1,3% 32,3 118 776 Ui 18 may: Reversan, reparan y desplazan
bomba.
jun-13 160 158 2 1,2% 32,3 132 835 Ui
jul-13 144 142 2 1,3% 32,3 139 978 Ui 9 jul: Cambio de bomba.
22 jul: Reversan, revisan y asientan bomba. Pozo queda en prueba.
ago-13 139 137 2 1,4% 32,2 109,3 797 Ui 5 ago: Reversan, reparan y desplazan
bomba. 19 ago: Repetir prueba. 20 ago: Cambiar bomba
sep-13 127 125 2 1,5% 32 97 775 Ui 14 sep: Cambio de bomba
106
oct-13 122 120 2 1,7% 31,8 120 1001 Ui 10 oct: Prueba baja, cambio de bomba.
nov-13 151 149 2 1,2% 31,9 145 972 Ui
dic-13 135 133 2 1,4% 32,1 149 1119 Ui
2014
ene-14 138 136 2 1,4% 32,2 123 904 Ui 8 ene: Cambio de bomba. Pozo queda a
prueba. 8 y 10 ene: Prueba alta. 17 y 29 ene: Prueba baja
feb-14 124 122 2 1,7% 32,1 169 1386 Ui 5 feb: Cambio de bomba.
mar-14 141 139 2 1,4% 32,1 115 827 Ui
abr-14 139 137 2 1,4% 31,9 101 737 Ui
may-14 112 109 3 2,4% 32,1 96 878 Ui 16 may: Prueba baja. 26 may: Cambio de
geometría por pérdida de producción. Prueba baja. 27 may: Nuevo cambio de geometría.
jun-14 157 155 2 1,3% 32 84 542 Ui
jul-14 151 148 3 1,8% 32,3 87 587 Ui 1 jul: Prueba baja
ago-14 162 152 10 6,4% 32,1 87 574 Ui 12 ago: Cambio de bomba pozo a prueba
sep-14 155 138 17 10,7% 32 87 629 Ui 13 sep: Cambio de bomba
oct-14 152 143 9 6,0% 32,1 87 609 Ui 12 oct: Cambio de bomba
nov-14 120 98 22 18,7% 32,9 87 892 Ui 13 nov: Prueba baja.
17 nov: Prueba baja, cambio de bomba.
dic-14 144 137 7 5,2% 32,6 87 637 Ui
2015
ene-15 151 143 8 5,0% 32,5 87 606 Ui 21 ene: Cambio de bomba.
feb-15 129 122 7 5,7% 32,2 90 740 Ui 14 feb: Pozo con baja inyección y bajo
aporte. Cambio de bomba
mar-15 136 118 18 13,2% 31,1 99 839 Ui 6 y 20 mar: Cambio de bomba
abr-15 127 121 6 5,1% 31,3 95 788 Ui 16 y 30 abr: Cambio de geometría
may-15 166 159 7 4,5% 31,4 81 511 Ui
jun-15 137 115 22 16,4% 31,8 72 629 Ui 6 y 7 jun: Pozo no aporta, cambio de bomba.
jul-15 176 169 7 4,1% 31,9 92 545 Ui 19 jul: Cambio de bomba
ago-15 196 187 9 4,5% 32,1 96 513 Ui
12 ago: Cerrado en TOW. 15 ago: Pozo queda sin bomba.
29 ago: Inicio de WO #3, objetivo: Fractura hidráulica de Ui 9692' - 9709'
sep-15 438 337 101 23,1% 30,7 99 294 Ui 13 sep: Finaliza WO #3. 24 sep: Separador
inundado con exceso de gas. 28 sep: Prueba alta.
oct-15 369 360 9 2,5% 30,6 100 278 Ui 17 oct: Cambio de bomba por bajo aporte.
30 oct: Prueba baja
nov-15 310 302 8 2,7% 32 103 341 Ui 16 nov: Cambio de bomba por bajo aporte.
19 nov: Reparación de bomba. 20 nov: Prueba baja
dic-15 276 268 8 2,8% 31,5 101 376 Ui
2016
ene-16 251 242 9 3,4% 31,7 123 507 Ui 12 ene: Cambio de bomba.
13 ene: Prueba alta
feb-16 227 219 8 3,6% 31,8 101 462 Ui 2 feb: Prueba baja. 9 feb: Cambio de bomba
mar-16 192 185 7 3,4% 31,9 151 814 Ui 5 y 13 mar: Prueba baja. 25 mar: Cambio de bomba. 31 mar: Pozo con baja inyección y
bajo aporte, cambio de bomba.
abr-16 228 224 4 1,9% 32,3 164 733 Ui 13 abr: Cambio de bomba
may-16 225 221 4 1,7% 32,2 105 475 Ui
jun-16 215 211 4 1,8% 32 103 488 Ui 11 jun: Cambio de bomba
jul-16 221 213 8 3,4% 31,9 126 590 Ui 30 jul: Prueba baja
ago-16 216 208 8 3,8% 31,7 130 626 Ui 1 ago: Prueba baja.
4 ago: Cambio de bomba.
sep-16 194 190 4 2,1% 31,7 145 763 Ui 2 sep: Cambio de bomba
oct-16 188 184 4 2,2% 31,6 187 1017 Ui
nov-16 176 169 7 3,9% 31,5 298 1762 Ui 5 nov: Cambio de bomba por baja
producción. Prueba baja
dic-16 166 158 8 4,8% 31,8 372 2354 Ui
Elaborado por: Michelle Ayala Piña Fuente: Petroamazonas EP
107
PRHN_01
Tabla 7.9. Historial de reacondicionamientos PRHN_01
FECHA
PRODUCCION REAL
ARENA GAS RGP OBSERVACION BFPD BPPD BAPD BSW API
2015
oct-15
432 372 60 14% 35,2 Ti
871 741 130 14,9% 29,5 Ui
6 oct: W/L Cierran camisa de Ti y abren camisa de Ui. Evaluan Ui.
21 oct: Finalizan operaciones de C&PI.
nov-15 850 848 2 0,2% 29,8 Ui
dic-15 819 817 2 0,2% 29,7 Ui 84 102,8 26 dic: Declina PIP de 1300 a 1009 psi.
2016
ene-16 729 728 1 0,2% 29,8 Ui
26 ene: Prueba baja
feb-16 574 546 28 4,9% 29,8 Ui 176 322,4 3 feb: Incrementa BSW
mar-16 514 453 61 11,9% 29,8 Ui 173 382
abr-16 473 390 83 17,6% 29,6 Ui 159 408 6 abr: Bomba se bloquea por gas, se
desgasifica bomba.
may-16 434 356 78 18,0% 29,8 Ui 147 413,1
jun-16 380 312 68 18,0% 31,2 Ui 155 497,4 10 y 12 jun: Baja el aporte del pozo.
jul-16 355 291 64 18,0% 31,9 Ui 133 456,9
ago-16 316 258 58 18,5% 32,0 Ui 107 415,5
sep-16 307 246 61 20,0% 32,0 Ui 101 411,2
oct-16 289 220 69 24,0% 32,1 Ui 98 446,2 17 oct: Prueba baja
nov-16 398 330 68 17,2% 32,1 Ti 95 288,3 3 nov: Inicia WO #1, objetivo: poner Ti en
producción. 13 nov: Finaliza WO #1
dic-16 176 172 4 2,1% 32,4 Ti 68 394,7 16 dic: Pozo no aporta. Desgasifican.
25 y 27dic: Pozo continúa declinando la producción.
Elaborado por: Michelle Ayala Piña Fuente: Petroamazonas EP
108
ANEXO 2. Historiales de reacondicionamiento de los pozos.
PRH_04
Tabla 7.10. Historial de reacondicionamientos PRH_04
W.O. Fecha Descripción Resultados
1 30-jul-83 Instalación BES Buena recuperación de fluido BPPD= 386 BSW= 1%, API= 23° PC= 10 psi
2 2-jul-84 Reparar e instalar BES. Tratamiento con
solventes.
Buena recuperación de fluido BPPD= 440 BSW= 1%, API= 23° PC= 20 psi
3 17-jun-85 Estimulación con solventes. Reparar e
instalar BES. Acidificación con HCl.
Recuperación de fluido BPPD= 275 BSW= 1%,
API= 23° PC= 125 psi
4 28-sep-85 Tratamiento anti-incrustaciones.
Reparación BES. Acidificación con HCl y NH4F. Tratamiento antiescala.
Buena recuperación de fluido BPPD= 341 BSW= 2%, API= 31.2° PC= 10 psi
5 19-ene-86 Reparación de BES. Tratamiento anti-
incrustaciones. Acidificación HCl. Tratamiento antiescala.
Buena recuperación de fluido BPPD= 432 BSW= 2%, API= 22° PC= 6 psi
6 28-feb-86 Repunzonamiento de BT. Estimular. Bajar
instalación eléctrica.
Recuperación de fluido BPPD= 114 BSW= 0,79%
API= 22° PC= 10 psi
7 23-jun-86 Acidificar con RMA + N2. Evaluar. Bajar
instalación eléctrica BES
Buena recuperación de fluido BPPD= 392 BSW= 1,6% API= 20,1° PC= 30 psi
8 5-abr-87 Sacan BES. Pozo queda cerrado con
tubería abierta.
9 31-ago-87 Bajan BES. Buena recuperación de fluido BPPD= 471 BSW= 0,6% API= 22,5° PC= 10 psi
10 24-ene-88 Tratamiento acidificación con HCl y
Regular Mud Acid (RMA). Reparar BES.
Recuperación de fluido BPPD= 296 BSW= 12% API= 19,6° PC= 10 psi
11 3-nov-88 Reparación BES y tratamiento de
estimulación con solventes.
Recuperación de fluido BPPD= 285 BSW= 1,2% API= 20,4° PC= 20 psi
12 13-feb-90 Reparación BES y tratamiento de
estimulación con solventes.
Recuperación de fluido BPPD= 190 BSW= 2,1% API= 20,5° PC= 147 psi
13 19-jul-90 Reparación BES y tratamiento de
estimulación con solventes.
Recuperación de fluido BPPD= 190 BSW= 2,8%
API= 22,5° PC= 5 psi
14 28-feb-91 Reparación BES y tratamiento de
estimulación con solventes.
Recuperación de fluido BPPD= 232 BSW= 0%, API= 18,6° PC= 25 psi
15 29-ago-92 Reparación BES y tratamiento de
estimulación con solventes.
Buena recuperación de fluido BPPD= 365 BSW= 0,4% API= 20,5° PC= 20 psi
109
16 31-may-93 Reparación BES y tratamiento de
estimulación con solventes.
Recuperación de fluido BPPD= 154 BSW= 1%, API= 21,9° PC= 20 psi
17 25-sep-94 Reparación BES y tratamiento de
estimulación con solventes.
Buena recuperación de fluido BPPD= 345 BSW= 1,6% API= 22,2° PC= 130 psi
18 13-abr-95 Reparación BES y tratamiento de
estimulación con solventes.
Recuperación de fluido BPPD= 251 BSW= 0,9% API= 29,5° PC= 150 psi
19 29-nov-95 Reparación BES. Tratamiento de
estimulación con solventes. Tratamiento antiescala.
Recuperación de fluido BPPD= 234 BSW= 12% API= 21° PC= 18 psi
20 10-nov-96 Cambio de BHA de BES a Bombeo hidráulico. Repunzonamiento BT.
Pozo queda cerrado.
21 21-ene-97 Cambio de completación. Evaluar con
Build Up.
Buena recuperación de fluido BPPD= 39 BSW= 0,8% API= 26° PC= 125 psi
22 5-may-12 Cambio de Completación de Bombeo
Hidráulico a Bomba Jet por Comunicación tbg-csg.
Recuperación de fluido BPPD= 122 BSW= 32%
API= 32,1° PC= 180 psi
23 21-ago-12 Cambio de completación.
Repunzonamiento BT. Evaluar. Completar.
Pozo queda cerrado. Bajo aporte de fluido
BPPD= 7 BSW= 92%
24 05-jul-16 Recuperar pescado, repunzonar Ui.
Cambio de completación. Aporte de fluido.
BFPD= 11,04 BSW= 100%
Elaborado por: Michelle Ayala Piña Fuente: Petroamazonas EP
PRH_05D
Tabla 7.11. Historial de reacondicionamientos PRH_05D
W.O. Fecha Descripción Resultados
1 31-dic-79 Perforar Ti y BT. Ti fluye a flujo natural.
BPPD= 645 BSW= 1% API= 32°
2 17-nov-83 Estimulación con solventes. Acidificación e
instalación BES. Repunzonamiento a Ti.
Buena recuperación de fluido. BPPD= 582 BSW= 8%
API= 30° PC= 100 psi
3 25-oct-85 Estimulación a Ti. Corte químico. Pescado
desde 11143'. Bajar BES.
Recuperación de fluido. BPPD= 114 BSW= 2%
API= 31,3° PC= 70 psi
4 12-sep-86 Estimular Ti con RMA+N2. Muelen y sacan
pescado. Reparar BES. Nuevo pescado desde 6993'.
No bajan BES. Pescado en fondo.
5 3-jul-88 Bajan BES. Recuperación de fluido.
BPPD= 265 BSW= 18% API= 30,6° PC= 110 psi
110
6 26-dic-91 Cambio de BES. Muelen pescado.
Repunzona y estimula Ti con Regular Mud Acid (RMA).
Buena recuperación de fluido. BPPD= 389 BSW= 19%
API= 29° PC= 110 psi
7 30-sep-97 Cambio de completación. Buena recuperación de fluido. BPPD= 541 BSW= 0,2% API= 33,3° PC= 80 psi
8 6-ene-01 Repara BES. Tratamiento de solventes. Buena recuperación de fluido. BPPD= 320 BSW= 0,7%
PC= 70 psi
9 8-ene-07 Repunzonar Ti. Rediseñar BES. Prueban
con Bomba Jet Bajo aporte de fluido.
BFPD= 48 BSW= 100%
10 3-nov-07 Cambio de completación. Recuperación de fluido.
BPPD= 143 BSW= 24%
11 22-may-12 Intento fractura Ti. Pescado desde 8260'.
Elaborado por: Michelle Ayala Piña Fuente: Petroamazonas EP
PRH_08
Tabla 7.12. Historial de reacondicionamientos PRH_08
W.O. Fecha Descripción Resultados
1 15-ene-01 Cambio de completación. Buena recuperación de fluido -Ti-. BPPD= 388 645 BSW= 0,1% API= 33,2° PC= 58 psi
2 17-jul-06 Cambio de completación. Asiento de
bomba con corte de fluido.
Buena recuperación de fluido -Ti-. BPPD= 402 BSW= 12,8%
API= 32,9° PC= 50 psi
3 2-ago-07 Cambio de completación. Buena recuperación de fluido -Ti-.
BPPD= 340 BSW= 0,9% API= 32,9° PC= 60 psi
4 28-ene-08 Cambio de completación por pescado. Buena recuperación de fluido -Ti-.
BPPD= 404 BSW= 1% API= 32,9° PC= 70 psi
Elaborado por: Michelle Ayala Piña Fuente: Petroamazonas EP
PRH_09
Tabla 7.13. Historial de reacondicionamientos PRH_09
W.O. Fecha Descripción Resultados
1 27-ene-04 Repunzonar Ts: 9712’ - 9722’. Evaluar. Diseñar tipo de levantamiento artificial.
-Ts- BPPD= 96 BSW= 43% -Ui- BFPD= 48 BSW= 100%
2 26-sep-07 Cambio de Completación. Recuperación de fluido -Ts-.
BPPD= 51 BSW= 4,4% API= 39,2°
3 5-jun-15
Sacar completación hidraúlica, correr registro de saturación, recañonear y
completar -Ts-. Fracturamiento a Ui -sep 2015-.
No hay aporte de fluido de Ts. -Ui- BPPD= 33,6 BSW= 72%
4 8-oct-15 Cambio de completación. Recuperación de fluido de Ui.
BFPD= 149 BSW= 100% Pc= 50 psi
Elaborado por: Michelle Ayala Piña Fuente: Petroamazonas EP
111
PRH_21D
Tabla 7.14. Historial de reacondicionamientos PRH_21D
W.O. Fecha Descripción Resultados
1 14-sep-14 Cambio de equipo BES Recuperación de fluido. Ui
BPPD= 27 BSW= 92% API= 28,1° Pc= 220psi
2 11-mar-15 Recuperar MAX-R. Punzonar arenisca Ti,
evaluar y completar.
Recuperación de fluido. Ti. BFPD= 288 BSW= 100%
Elaborado por: Michelle Ayala Piña Fuente: Petroamazonas EP
PRH_02
Tabla 7.15. Historial de reacondicionamientos PRH_02
W.O. Fecha Descripción Resultados
1 27-nov-78 Fracturar U. Recuperación de fluido
BPPD= 422 BSW= 12% API= 28,4°
2 5-sep-79 Cementación forzada T. Acidificación U. Pozo muerto. Trabajo no exitoso.
3 18-oct-79 Bajar completación. Recuperación de fluido U + T
BPPD= 168 BSW= 16% API= 30,2° PC= 130 psi
4 10-ene-80 Sacar completación. Fracturar BT. Pozo muerto. Trabajo no exitoso.
5 2-jun-84 Bajar completación. Acidificación U.
Evaluación T.
T alto BSW. Recuperación de fluido U BPPD= 318 BSW= 2,8% API= 30° PC= 120 psi
6 27-mar-86 Estimulación U. Reparar BES. Recuperación de fluido U
BPPD= 183 BSW= 1% API= 30,2° PC= 160 psi
7 13-sep-87 Acidificar U. Bajar BES. Evaluar BT. Buena recuperación de fluido BT
BPPD= 578 BSW= 14% API= 19,2° PC= 180 psi
8 29-dic-87 Squeeze BT. Evaluar BT y U. Bajar BES. Pozo queda con BHA para evaluar U.
9 31-ene-88 Cambio de completación. Pozo en espera de ser completado.
10 12-may-88 Bajar BES. Evaluar U. Recuperación de fluido U
BPPD= 198 BSW= 37% API= 29,5° PC= 110 psi
11 25-jul-89 Reparar BES. Evaluar U. Recuperación de fluido U
BPPD= 223 BSW= 48% API= 32° PC= 110 psi
12 20-ene-92 Punzar y evaluar Ti. Bajar BES. Trabajo no exitoso. Error de
correlación.
13 14-mar-92 Revisar obstrucción en tbg - csg. Reparar
árbol de navidad. Evaluar T. Trabajo no exitoso. T no aporta.
112
14 27-feb-97 Cambio de completación. Evaluar U. Recuperación de fluido U
BPPD= 213 BSW= 1,39%
15 8-mar-07 Cambio de completación. Evaluar U. Recuperación de fluido U
BPPD= 164 BSW= 4,65% API= 29° PC= 145 psi
Elaborado por: Michelle Ayala Piña Fuente: Petroamazonas EP
PRH_13
Tabla 7.16. Historial de reacondicionamientos PRH_13
W.O. Fecha Descripción Resultados
1 19-nov-11 Repunzonar Ui, evaluar. Rediseñar BES Recuperación de fluido Ui
BPPD= 184 BSW= 4%
2 17-nov-83 Redisparar Ti, evaluar. Recuperación de fluido Ti.
BFPD= 192 BSW= 100% PC= 75 psi
3 29-mar-15 Fracturar Ti (9702'- 9730'). Recuperación de fluido.
BFPD= 25 BSW= 100%
4 31-jul-15 Cambio de completación. Recuperación de fluido.
BFPD= 264 BSW= 100%
Elaborado por: Michelle Ayala Piña Fuente: Petroamazonas EP
PRH_18
Tabla 7.17. Historial de reacondicionamientos PRH_18
W.O. Fecha Descripción Resultados
1 28-may-11 Remover daño de Ti, evaluar. Rediseñar
BES. Pozo cerrado, no aporta.
2 20-dic-11 Repunzonar Ti y Ui, evaluar.
Ti: pozo cerrado, no aporta. Recuperación de fluido Ui.
BPPD= 149 BSW= 4% API= 30,2
3 29-ago-15 Fractura de Ui (9692' - 9709'), evaluar. Recuperación de fluido.
BPPD= 301 BSW= 11,8% API= 31,8 PC=150 psi
Elaborado por: Michelle Ayala Piña Fuente: Petroamazonas EP
PRHN_01
Tabla 7.18. Historial de reacondicionamientos PRHN_01
W.O. Fecha Descripción Resultados
1 13-nov-16 Sacar BES
Cambiar zona productora
-Ui- BPPD= 244 BSW= 24% API= 32,1° PC= 50 psi -Ti- BPPD= 380 BSW= 12%
API= 32,1° PC= 220 psi
Elaborado por: Michelle Ayala Piña Fuente: Petroamazonas EP