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UNIVERSIDAD TECNOLÓGICA EQUINOCCIAL
FACULTAD DE CIENCIAS DE LA INGENIERÍA E
INDUSTRIAS
CARRERA DE INGENIERÍA DE PETRÓLEOS
ANÁLISIS TÉCNICO Y ECONÓMICO DE LA IMPLEMENTACIÓN DE SISTEMAS HÍBRIDOS DE
LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL EN LOS POZOS TAPI 6, FRONTERA 6 Y SECOYA 12.
TRABAJO PREVIO A LA OBTENCIÓN DEL TÍTULO
DE INGENIERO DE PETRÓLEOS
GABRIEL ALEJANDRO URRESTA JÁTIVA
DIRECTOR: ING. VÍCTOR PINTO
Quito, noviembre 2017
© Universidad Tecnológica Equinoccial. 2017
Reservados todos los derechos de reproducción
FORMULARIO DE REGISTRO BIBLIOGRÁFICO
PROYECTO DE TITULACIÓN
DATOS DE CONTACTO
CÉDULA DE IDENTIDAD:
1716601313
APELLIDO Y NOMBRES:
Urresta Játiva Gabriel Alejandro
DIRECCIÓN:
Av. Granda Centeno Oe5-123 y
Sebastián Cedeño
EMAIL:
TELÉFONO FIJO:
(02)2275500
TELÉFONO MOVIL:
0995000266
DATOS DE LA OBRA
TITULO:
ANÁLISIS TÉCNICO Y ECONÓMICO DE LA IMPLEMENTACIÓN DE SISTEMAS HÍBRIDOS DE LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL EN LOS POZOS TAPI 6, FRONTERA 6 Y SECOYA 12.
AUTOR O AUTORES:
Urresta Játiva Gabriel Alejandro
FECHA DE ENTREGA DEL
PROYECTO DE TITULACIÓN:
31 de octubre de 2017
DIRECTOR DEL PROYECTO DE
TITULACIÓN:
Ing. Víctor Pinto Toscano
PROGRAMA
PREGRADO POSGRADO
TITULO POR EL QUE OPTA:
Ingeniero de Petróleos
RESUMEN:
El objetivo del presente trabajo fue
analizar técnica y económicamente la
aplicación de los sistemas híbridos de
levantamiento artificial en los pozos
Frontera 6, Secoya 12 y Tapi 6. El
análisis técnico se realizó mediante la
determinación del tipo de empuje que
los campos tienen por medio de
gráficos de dispersión de presiones.
Se evaluó las completaciones a través
de las consideraciones técnicas para
la selección de levantamiento artificial.
Se comparó la predicción de
producción, calculada con la fórmula
de declinación exponencial, con los
resultados reales. Se realizó el
análisis económico del costo-beneficio
calculando las ganancias,
multiplicando la producción de los
pozos por el precio del petróleo y
comparando ésta con la inversión
realizada y la ganancia proyectada
con el pronóstico de producción. El
análisis de reservorios presentó
características de presión sobre los
3000 psi para todos los campos,
disminuyó en un máximo de 500 psi
por lo cual se identificó acuíferos
activos, y presiones de burbuja
menores a 1500 psi, no existe
liberación de gas y la principal
característica de producción de los
pozos es el alto BSW (Basic Solids
and Water). El método de
levantamiento artificial más utilizado
en el campo es el BES (Bombeo
electrosumergible), método que
aproximadamente el 93% de pozos lo
usa, seguido por el hidráulico, con 5 %
y el mecánico con 2%. El pozo
Frontera 6 comenzó con 74 bbl/d y
aumento su producción hasta 124
bbl/d en un mes, posteriormente el
pozo declinó su producción de forma
rápida y en 2016 llegó a 6 bbl/d lo cual
no resultó rentable y la empresa cerró
el pozo, las ganancias por producción
en el pozo fueron $33,857.14, de
noviembre del 2014 a marzo del 2016.
El pozo Tapi 6 comenzó su
producción con 48 bbl/d, su máximo
de producción llego en 2015 cuando
aporto 100 bbl/d el pozo generó
$198,403.94 por su producción de
abril del 2012 a agosto del 2017. El
pozo Secoya 12 no presentó
producción de. Se evidenció que la
aplicación no fue exitosa en estos
campos ya que el sistema híbrido
mecánico-hidráulico no es eficiente
para pozos profundos y con alto BSW.
PALABRAS CLAVES:
SISTEMAS HÍBRIDOS,
LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL,
PRODUCCIÓN DE PETRÓLEO.
ABSTRACT:
The objective of the present work was
to analyze technically and
economically the application of hybrid
artificial lift systems in the Frontera 6,
Secoya 12 and Tapi 6 wells. The
technical analysis was carried out by
determining the type of thrust that the
fields have by means of pressure
dispersion graphs. The completions
were evaluated through the technical
considerations for the selection of
artificial lift. The prediction of
production, calculated with the formula
of exponential decline, was compared
with the real results. The economic
cost-benefit analysis was performed
by calculating the profits, multiplying
the production of the wells by the price
of oil and comparing this with the
investment made and the projected
profit with the production forecast. The
analysis of reservoirs presented
pressure characteristics over 3000 psi
for all fields, decreased by a maximum
of 500 psi, for which active aquifers
were identified, and bubble pressures
less than 1500 psi, there is no gas
release and the main characteristic
The production of the wells is the BSW
(Basic Solids and Water). The method
of artificial lift most used in the field is
the BES (Electrosumergible Pumping),
method that approximately 93% of
wells use it, followed by the hydraulic
one, with 5% and the mechanic with
2%. The Frontera 6 well started with
74 bbl / d and increased its production
to 124 bbl / d in one month, after
which the well declined its production
quickly and in 2016 reached 6 bbl / d,
which was not profitable and the
company closed the well, the
production profits in the well were
$33,857.14, from November 2014 to
March 2016. The Tapi 6 well started
its production with 48 bbl / d, its
production maximum came in 2015
when I contributed 100 bbl / d the well
generated $198,403.94 for its
production from April 2012 to August
2017. The Secoya 12 well did not
present production of. It was
evidenced that the application was not
successful in these fields since the
hybrid mechanical-hydraulic system is
not efficient for deep wells and with
high BSW.
KEYWORDS
HYBRID SYSTEMS, ARTIFICIAL
LIFTING, OIL PRODUCTION.
DEDICATORIA Y AGRADECIMIENTOS A Diosito y mi Madre Dolorosa por siempre guiarme, protegerme y bendecirme en cada meta alcanzada. A la mi madre que con su ejemplo de mujer valiente, luchadora y dedicada siempre me ha apoyado, aconsejado y motivado para seguir adelante en mi desarrollo profesional y me ha enseñado la pasión y dedicación con la que se realizan los trabajos. A mi padre, hombre inteligente, humilde y trabajador, quien es mi ejemplo a seguir y siempre me ha motivado a ser perseverante, buscar la excelencia y cumplir con mis metas con responsabilidad. A mis hermanos que son fuente de alegría y optimismo en mi vida, quienes se encuentran en etapa de desarrollo, siempre estoy presente ayudando en su crecimiento personal y profesional. A mi abuelita, quien estuvo a mi lado todos estos años de universidad, viendo mis idas y venidas a la universidad y pudo apreciar mi crecimiento profesional. Al Ing. Victor Pinto, director del presente trabajo de titulación, le agradezco por su prestancia para ayudarme a responder a todos los detalles que este trabajo presentó y su paciencia ayudarme a culminar mi titulación.
i
ÍNDICE DE CONTENIDOS
PÁGINA
RESUMEN......................................................................................................... 1
ABSTRACT ....................................................................................................... 1
1. INTRODUCCIÓN ..................................................................................... 3
1.1 OBJETIVOS ................................................................................ 12
1.1.1 OBJETIVO GENERAL......................................................... 12
1.1.2 OBJETIVOS ESPECÍFICOS ............................................... 12
2. METODOLOGÍA .................................................................................... 13
2.1 ANÁLISIS DE RESERVORIOS DE LOS CAMPOS
FRONTERA, SECOYA Y TAPI. ................................................... 13
2.2 ANÁLISIS DE LAS COMPLETACIONES DE LOS CAMPOS
FRONTERA, SECOYA Y TAPI. ................................................... 13
2.3 ANÁLISIS TÉCNICO DE LA IMPLEMENTACIÓN DE LOS
SITEMAS HÍBRIDOS EN LOS POZOS FRONTERA 6,
SECOYA 12 Y TAPI 6.................................................................. 13
2.4 ANÁLISIS ECONÓMICO ............................................................. 14
3. RESULTADOS Y DISCUSIÓN. .............................................................. 15
3.1 ANÁLISIS DE LA PRODUCCIÓN ACUMULADA DE
PETRÓLEO POR ARENA EN LOS CAMPOS FRONTERA,
SECOYA Y TAPI. ........................................................................ 15
3.2 ANÁLISIS DE PRESIONES POR ARENA DE LOS CAMPOS
FRONTERA, SECOYA Y TAPI. ................................................... 15
3.2.1 CAMPO FRONTERA .......................................................... 16
3.2.2 CAMPO SECOYA ............................................................... 17
3.2.3 CAMPO TAPI ...................................................................... 19
3.3 ANÁLISIS DEL MÉTODO DE LEVANTAMIENTO POR ARENA
DE LOS CAMPOS FRONTERA, SECOYA Y TAPI. .................... 21
3.3.1 CAMPO FRONTERA .......................................................... 21
3.3.2 CAMPO SECOYA ............................................................... 23
3.3.3 CAMPO TAPI ...................................................................... 24
3.4 HISTORIAL DE LOS POZOS FRONTERA 6, SECOYA 12 Y
TAPI 6. ......................................................................................... 26
ii
PÁGINA
3.4.1 POZO FRONTERA 6 .......................................................... 26
3.4.2 POZO SECOYA 12 ............................................................. 27
3.4.3 POZO TAPI 6 ............................................................................... 28
3.5 SELECCIÓN DEL SISTEMA DE LEVANTAMIENTO
ARTIFICIAL ÓPTIMO DEPENDIENDO DE LAS
CARACTERÍSTICAS DE LOS POZOS Y RESERVORIO. ........... 29
3.6 ÁRBOL DE DECISIÓN DEL TIPO DE SISTEMA HÍBRIDO......... 30
3.7 RESULTADOS DEL SISTEMA HÍBRIDO ROD PUMPCON
HIDRÁULICO – APLICACÍON EN LOS POZOS FRONTERA 6,
SECOYA 12 Y TAPI 6.................................................................. 33
3.7.1 POZO FRONTERA 6 .......................................................... 33
3.7.2 POZO SECOYA 12 ............................................................. 34
3.7.3 POZO TAPI 6 ...................................................................... 34
3.8 ANÁLISIS DEL PRONÓSTICO DE PRODUCCIÓN VS LOS
RESULTADOS REALES DE LOS POZOS FRONTERA 6,
SECOYA 12 Y TAPI 6.................................................................. 35
3.8.1 POZO FRONTERA 6 .......................................................... 35
3.8.2 POZO SECOYA 12 ............................................................. 36
3.8.3 POZO TAPI 6 ...................................................................... 37
3.9 ANÁLISIS ECONÓMICO ............................................................. 37
3.9.1 COSTOS DE INVERSIÓN ................................................... 37
3.10 RESUMEN ECONÓMICO ............................................................. 38
4. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES ......................................... 39
4.1 CONCLUSIONES ........................................................................ 39
4.2 RECOMENDACIONES ................................................................ 41
5. BIBLIOGRAFÍA ..................................................................................... 43
6. ANEXOS ................................................................................................ 46
iii
ÍNDICE DE FIGURAS
PÁGINA
Figura 1. Área Libertador .............................................................................. 5
Figura 2. Ubicación Área Libertador .............................................................. 6
Figura 3. Acumulado de Petróleo y Agua vs Tiempo-Campo Frontera .......... 8
Figura 4. Acumulado de Petróleo y Agua vs Tiempo-Campo Secoya ........... 8
Figura 5. Acumulado de Petróleo y Agua vs Tiempo-Campo Tapi ................ 9
Figura 6. Producción Acumulada de los campos Frontera, Secoya y
Tapi por arena. .......................................................................... 15
Figura 7. Presión de Fondo Fluyente y Reservorio vs Tiempo
Campo Frontera-Arena U ............................................................ 16
Figura 8. Presión de Fondo Fluyente y Reservorio vs Tiempo
Campo Frontera-Arena T ............................................................. 17
Figura 9. Presión de Fondo Fluyente y Reservorio vs Tiempo
Campo Secoya-Arena U ............................................................. 18
Figura 10. Presión de Fondo Fluyente y Reservorio vs Tiempo
Campo Secoya-Arena T ............................................................ 18
Figura 11. Presión de Fondo Fluyente y Reservorio vs Tiempo
Campo Tapi-Arena BT .............................................................. 19
Figura 12. Presión de Fondo Fluyente y Reservorio vs Tiempo
Campo Tapi-Arena U ................................................................ 20
Figura 13. Presión de Fondo Fluyente y Reservorio vs Tiempo
Campo Tapi-Arena T ................................................................. 20
Figura 14. Producción por Sistema de Levantamiento Artificial - Campo
Frontera Arena BT .................................................................... 21
Figura 15. Producción por Sistema de Levantamiento Artificial - Campo
Frontera Arena T ....................................................................... 22
Figura 16. Producción por Sistema de Levantamiento Artificial - Campo
Frontera Arena U ...................................................................... 22
Figura 17. Producción por Sistema de Levantamiento Artificial - Campo
Secoya Arena T ........................................................................ 23
Figura 18. Producción por Sistema de Levantamiento Artificial - Campo
Secoya Arena U ........................................................................ 24
iv
Figura 19. Producción por Sistema de Levantamiento Artificial - Campo
Tapi Arena T ............................................................................. 24
Figura 20. Producción por Sistema de Levantamiento Artificial - Campo
Tapi Arena U ............................................................................. 25
Figura 21. Historial de producción pozo Frontera 6 ..................................... 26
Figura 22. Historial de producción pozo Secoya 12 .................................... 27
Figura 23. Historial de producción pozo Tapi 6 ........................................... 28
Figura 24. Selección Sistema Híbrido BES-Hidráulico ................................ 30
Figura 25. Selección Sistema Híbrido BES-Rod Lift .................................... 31
Figura 26. Selección Sistema Híbrido Rod Lift-Hidráulico ........................... 32
Figura 27. Corte de Agua Pozo Frontera 6 ................................................. 33
Figura 28. Corte de Agua Pozo Secoya 12 ................................................. 34
Figura 29. Corte de Agua Pozo Tapi 6 ........................................................ 35
Figura 30. Producción pronosticada vs Producción real pozo Frontera 6 .... 36
Figura 31. Producción pronosticada vs Producción real pozo Secoya 12 ... 36
Figura 32. Producción pronosticada vs Producción real pozo Tapi 6 .......... 37
v
ÍNDICE DE TABLAS
PÁGINA
Tabla 1. Caracterización de Reservorios ....................................................... 6
Tabla 2. Reservas Campo Libertador ............................................................ 7
Tabla 3. Selección de Sistemas de Levantamiento ..................................... 29
Tabla 4. Resumen de Inversiones en los Pozos Frontera 6, Secoya 12 y
Tapi 6. ........................................................................................... 37
Tabla 5. Resumen Económico del Proyecto ................................................ 38
Tabla 6. Resumen costo-beneficio de la implementación de sistemas
híbridos en los pozos Frontera 6, Secoya 12 y Tapi 6 ................... 38
vi
ÍNDICE DE ANEXOS
PÁGINA
ANEXO 1. MODELO ECONÓMICO POZO FRONTERA 6 –PRONÓSTICO46
ANEXO 2. MODELO ECONÓMICO POZO SECOYA 12 – PRONÓSTICO . 47
ANEXO 3. MODELO ECONÓMICO POZO TAPI 6 – PRONÓSTICO .......... 48
ANEXO 4. RESUMEN DE GANANCIAS ACUMULADAS ............................ 49
ANEXO 5. COMPLETACIÓN POZO FRONTERA 6 .................................... 50
ANEXO 6. COMPLETACIÓN POZO SECOYA 12 ...................................... 51
ANEXO 7. COMPLETACIÓN POZO FRONTERA 6 ..................................... 52
1
RESUMEN
El objetivo del presente trabajo fue analizar técnica y económicamente la
aplicación de los sistemas híbridos de levantamiento artificial en los pozos
Frontera 6, Secoya 12 y Tapi 6. El análisis técnico se realizó mediante la
determinación del tipo de empuje que los campos tienen por medio de
gráficos de dispersión de presiones. Se evaluó las completaciones a través
de las consideraciones técnicas para la selección de levantamiento artificial.
Se comparó la predicción de producción, calculada con la fórmula de
declinación exponencial, con los resultados reales. Se realizó el análisis
económico del costo-beneficio calculando las ganancias, multiplicando la
producción de los pozos por el precio del petróleo y comparando ésta con la
inversión realizada y la ganancia proyectada con el pronóstico de
producción. El análisis de reservorios presentó características de presión
sobre los 3000 psi para todos los campos, disminuyó en un máximo de 500
psi por lo cual se identificó acuíferos activos, y presiones de burbuja
menores a 1500 psi, no existe liberación de gas y la principal característica
de producción de los pozos es el alto BSW (Basic Solids and Water). El
método de levantamiento artificial más utilizado en el campo es el BES
(Bombeo electrosumergible), método que aproximadamente el 93% de
pozos lo usa, seguido por el hidráulico, con 5 % y el mecánico con 2%. El
pozo Frontera 6 comenzó con 74 bbl/d y aumento su producción hasta 124
bbl/d en un mes, posteriormente el pozo declinó su producción de forma
rápida y en 2016 llegó a 6 bbl/d lo cual no resultó rentable y la empresa cerró
el pozo, las ganancias por producción en el pozo fueron $33,857.14, de
noviembre del 2014 a marzo del 2016. El pozo Tapi 6 comenzó su
producción con 48 bbl/d, su máximo de producción llego en 2015 cuando
aporto 100 bbl/d el pozo generó $198,403.94 por su producción de abril del
2012 a agosto del 2017. El pozo Secoya 12 no presentó producción de. Se
evidenció que la aplicación no fue exitosa en estos campos ya que el
sistema híbrido mecánico-hidráulico no es eficiente para pozos profundos y
con alto BSW.
Palabras clave: SISTEMAS HÍBRIDOS, LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL,
PRODUCCIÓN DE PETRÓLEO.
2
ABSTRACT
The objective of the present work was to analyze technically and
economically the application of hybrid artificial lift systems in the Frontera 6,
Secoya 12 and Tapi 6 wells. The technical analysis was carried out by
determining the type of thrust that the fields have by means of pressure
dispersion graphs. The completions were evaluated through the technical
considerations for the selection of artificial lift. The prediction of production,
calculated with the formula of exponential decline, was compared with the
real results. The economic cost-benefit analysis was performed by
calculating the profits, multiplying the production of the wells by the price of
oil and comparing this with the investment made and the projected profit with
the production forecast. The analysis of reservoirs presented pressure
characteristics over 3000 psi for all fields, decreased by a maximum of 500
psi, for which active aquifers were identified, and bubble pressures less than
1500 psi, there is no gas release and the main characteristic The production
of the wells is the BSW (Basic Solids and Water). The method of artificial lift
most used in the field is the BES (Electrosumergible Pumping), method that
approximately 93% of wells use it, followed by the hydraulic one, with 5% and
the mechanic with 2%. The Frontera 6 well started with 74 bbl / d and
increased its production to 124 bbl / d in one month, after which the well
declined its production quickly and in 2016 reached 6 bbl / d, which was not
profitable and the company closed the well, the production profits in the well
were $33,857.14, from November 2014 to March 2016. The Tapi 6 well
started its production with 48 bbl / d, its production maximum came in 2015
when I contributed 100 bbl / d the well generated $198,403.94 for its
production from April 2012 to August 2017. The Secoya 12 well did not
present production of. It was evidenced that the application was not
successful in these fields since the hybrid mechanical-hydraulic system is not
efficient for deep wells and with high BSW.
Key words: HYBRID SYSTEMS, ARTIFICIAL LIFTING, OIL PRODUCTION.
1. INTRODUCCIÓN
3
1. INTRODUCCIÓN
La principal fuente de ingresos económicos de muchos países en el mundo,
incluido el Ecuador, se da gracias a la industria petrolera ya que la misma
ha contribuido en gran medida al desarrollo productivo y al crecimiento en la
economía. Pese a la gran importancia de este recurso no renovable, su
producción ha venido decayendo debido a la depletación de los reservorios,
lo cual los ha convertido en campos maduros y vuelve imperante el
desarrollo de métodos de explotación y producción más eficientes. (López &
Sámano, NUEVOS DESARROLLOS EN EL BOMBEO DE CAVIDADES
PROGRESIVAS PARA LA OPTIMIZACIÓN DE LA PRODUCCIÓN DE
POZOS DE ACEITE, 2011)
El problema más grande al cual las empresas operadoras en el Ecuador se
han enfrentado es la madurez de los campos. Este problema ha forzado a
efectuar nuevos sistemas de extracción para la producción de crudo y
compensar la baja de las presiones de fondo fluyente. (Gómez, 2012)
Las reservas de Ecuador, así como en general las del mundo van
disminuyendo en función de la extracción y por esta razón encontrar
tecnologías que nos ayuden a optimizar la producción es un reto exigente.
En esta etapa es cuando el levantamiento artificial entra para ayudar en el
factor de recuperación de los campos. La óptima selección de éstos resulta
en un aumento considerable de la producción y muchas veces es la única
alternativa de extracción. (López & Sámano, 2011)
“Los sistemas artificiales de producción son equipos adicionales a la
infraestructura de un pozo, que suministran energía adicional a los fluidos
producidos por el yacimiento desde una profundidad determinada”. (López &
Sámano, 2011)
Un pozo petrolero es el conducto mediante el cual se da la extracción del
crudo desde el yacimiento hacia la superficie. En algunos casos las
características de estos yacimientos y pozos permiten al crudo fluir gracias a
la energía que el reservorio aporta. En la mayor parte de ocasiones éstas no
son las condiciones que presenta un pozo ya que los campos se han visto
depletados y su energía no permite producir naturalmente, impidiendo que el
hidrocarburo fluya por cualquiera de los varios mecanismos que pueden
influir en un yacimiento. Los problemas en la producción de crudo son dados
tanto por las características del yacimiento, (por ejemplo daño de formación
o una baja presión estática), como por las del pozo, (por ejemplo un mal
4
diseño de la completación del pozo y la sarta de producción). (López &
Sámano, 2011)
A medida que pasa el tiempo y se reduce la vida productiva del campo,
existe una depletación del yacimiento, lo cual causa una disminución del
caudal de producción y ésto resulta en que el pozo se vuelva poco rentable
para la explotación del crudo. Una vez presentadas estas características es
necesario acudir a tecnologías para recuperar el crudo, como lo son los
sistemas artificiales, para extender la producción y aumentar la vida pozo.
Sin embargo estos sistemas no presentan una solución a largo plazo ya que
la pérdida de energía de los reservorios es continua y el método de
recuperación se vuelve ineficiente. (Ortega, 2015).
En muchas ocasiones se encuentran sistemas de producción que funcionan
de manera ineficiente debido a un mal diseño, falta de ingeniería y priorizar
el costo más bajo. Ésto no tiene en cuenta el cuidado de los yacimientos, sin
considerar las consecuencias futuras. Como resultado de ésto se da una
producción ineficiente y un mal aprovechamiento de los recursos debido a la
explotación inadecuada de los reservorios. Al conocer los distintos
mecanismos de energía o empuje que gobiernan al reservorio se puede
determinar el mejor sistema de levantamiento artificial a usarse no solo en el
pozo sino en el campo. Una correcta aplicación del levantamiento artificial es
una solución para corregir la baja productividad de los pozos y la
optimización de la energía de los yacimientos. (Roca & Perero, 2016)
Esta realidad nos genera la necesidad de desarrollar nuevas tecnologías en
la implementación de sistemas artificiales los cuales resuelvan los problemas
y permitan extender la vida productiva del campo, incrementando la
recuperación de crudo. La combinación de los sistemas surge como solución
a los problemas, ya que al emplearlos en conjunto se complementan y se
puede suprimir algunas de las deficiencias o desventajas que ellos
presentan, como por ejemplo. (Gómez, 2012)
‘‘El uso de un sistema de bombeo subsuperficial impulsado por
varillas de succión o torsión, está seriamente afectado por la fricción
generada en pozos que presentan un grado de desviación muy
severo. ’’ (Gómez, 2012)
‘‘Algunas bombas subsuperficiales no están capacitadas para
desplazar crudo pesado, polímeros y crudo con contenido de arena. ’’
(Gómez, 2012)
‘‘Los sistemas artificiales de producción que son accionados por una
sarta de varillas presentan una limitante en la velocidad de operación
y colocación de la bomba, debido a la potencia demandada por la
bomba. ’’ (Gómez, 2012)
5
Para el fin de este estudio, se efectuó el análisis de los pozos en el Activo
Libertador. Su ubicación geográfica está en la amazonia ecuatoriana,
provincia de Sucumbíos, zona norte de la Cuenca Oriente, a 250 km al Este
de Quito y a 25 km al Sur de la frontera con Colombia. El Campo Libertador
es el tercer campo en producción descubierto en el Oriente Ecuatoriano.
(Ortega, 2015)
Figura 1. Área Libertador
(Ortega, 2015)
6
Figura 2. Ubicación Área Libertador
(Ortega, 2015)
Los yacimientos del campo Libertador presentan variaciones locales en los
valores de sus parámetros en los pozos como se observa en la Tabla 1.
Tabla 1. Caracterización de Reservorios
SUMARIO PETROFÍSICO
RESERVORIO Ho (pies) Porosidad (%) Sw (%)
Basal Tena 10.51 15.73 21.52
U Superior 11.05 12.14 24.66
U Inferior 29.64 13.37 17.56
T Superior 7.12 15.03 29.10
T Inferior 23.61 13.36 25.13
Parámetros Basal
Tena
U Superior U
Inferior
T
Presión inicia, psi 3.100 3.692 3.788 3.899
Presión de burbuja, psi 807 595 1245 900
Bol, BY/BN 1.127 1.175 1.165 1.224
Bob, BY/BN 1.145 1.2117 1.1947 1.2626
Rsi, PCN/BN 150 162 291 360
API 19.8 28.7 26.9 31
(PETROAMAZONAS EP, 2014)
7
Las reservas que se indican corresponden a las arenas Basal-Tena, U-
Superior, U-Inferior y T que actualmente están en producción. En la Tabla 2
se detalla las reservas y factores de recobro por yacimiento.
Tabla 2. Reservas Campo Libertador
CAMPO YACIMIENTO PETROLEO IN
SITU BLS N.
FACTOR
DE
RECOBRO
%
RESERVAS ORIGINALES
PROBADAS
BLS N.
LIBERTADOR
BASAL TENA 123,525,500.00 15.00 18,530,060.00
U SUPERIOR 138,644,000.00 24.99 34,647,136.00
U INFERIOR 686,787,000.00 41.00 281,582,670.00
T 340,217,000.00 31.00 105,467,270.00
SUBTOTAL 1,289,173,500.00 34.00 440,227,136.00
(PETROAMAZONAS EP, 2011)
Existen campos dentro del Área Libertador que poseen presiones de
yacimiento altas y un valor promedio de BSW (Basic Sediment and Water)
de 80%. La mayoría de pozos poseen Bombeo Hidráulico instalado, debido a
los altos caudales y cortes de agua.
En el presente trabajo se analizaran los pozos Frontera 6, Secoya 12 y Tapi
6 para lo cual es necesario una observación previa de los campos en los que
se encuentran estos pozos y estudiar las características de su producción.
Observando la producción de los pozos
El Campo Frontera presenta una producción acumulada de petróleo de
14,343 Mbbls al 1 de Agosto del 2017 y de agua 26,463 Mbbls a la misma
fecha. Los primeros 4 años del campo no se produjo agua, la cual comienza
a producirse a partir del año 1995 como se aprecia en la Figura 3.
8
Figura 3. Acumulado de Petróleo y Agua vs Tiempo-Campo Frontera
(PETROAMAZONAS EP., 2017)
En cuanto al Campo Secoya presenta una producción acumulada de
petróleo de 161,789 Mbbls al 1 de Agosto del 2017 y de agua 157,116 Mbbls
a la misma fecha. Se observa que la producción acumulada de petróleo es
mayor a la agua siendo ésta el 51% de la producción acumulada del campo.
La producción de agua en el campo comenzó conjuntamente con la
producción de petróleo, lo cual se observa en la Figura 4.
Figura 4. Acumulado de Petróleo y Agua vs Tiempo-Campo Secoya
(PETROAMAZONAS EP., 2017)
0
5000
10000
15000
20000
25000
30000
7/1/
199
1
12/1
/199
3
5/1/
199
6
10/1
/199
8
3/1/
200
1
8/1/
200
3
1/1/
200
6
6/1/
200
8
11/1
/201
0
4/1/
201
3
9/1/
201
5
Acu
mu
lad
o d
e Fl
uid
o
(Mb
bls
) ACUMULADOPETROLEO Mbbl
ACUMULADO AGUAMbbl
0
20000
40000
60000
80000
100000
120000
140000
160000
180000
10/1
/198
2
10/1
/198
6
10/1
/199
0
10/1
/199
4
10/1
/199
8
10/1
/200
2
10/1
/200
6
10/1
/201
0
10/1
/201
4
Acu
mu
lad
o d
e Fl
uid
o
(Mb
bls
) ACUMULADO
PETROLEO Mbbl
ACUMULADO AGUAMbbl
9
Por su parte el Campo Tapi presenta una producción acumulada de petróleo
de 11,600 Mbbls al 1 de Agosto del 2017 y de agua 20,426 Mbbls a la misma
fecha. Se observa que la producción acumulada de petróleo es menor a la
agua siendo ésta el 36% de la producción acumulada del campo. La
producción de agua en el campo comenzó en el año 1987, aumentó de
forma progresiva a partir del año 1991 e igualó los valores de producción de
petróleo acumulado en el año 2006 y a partir de ese año ha venido en
aumento como lo muestra la Figura 5.
Figura 5. Acumulado de Petróleo y Agua vs Tiempo-Campo Tapi
(PETROAMAZONAS EP., 2017)
Los campos presentan un aumento en su producción de agua por lo cual es
importante implementar métodos que nos permitan controlar ésta. Dado que
los métodos de recuperación terciaria presentan un costo elevado, una
solución más económica es la aplicación de sistemas de levantamiento
artificial.
Con el fin de mejorar la eficiencia de los pozos, la implementación los
sistemas híbridos en ciertos pozos, hace posible el buen manejo y
optimización de los recursos al combinar dos sistemas en la vida productiva
de los pozos, desde el inicio hasta alcanzar su etapa de cierre y posterior
abandono. Se aprovecha las ventajas de cada sistema de levantamiento y
se eliminan sus desventajas al combinarlos en una sola completación.
Existen muchas maneras de manejar los problemas de los fluidos que se
producen en los campos como por ejemplo; el manejo de gas, sólidos y
0
5000
10000
15000
20000
25000
12/1
/198
5
3/1/
198
9
6/1/
199
2
9/1/
199
5
12/1
/199
8
3/1/
200
2
6/1/
200
5
9/1/
200
8
12/1
/201
1
3/1/
201
5
Acu
mu
lad
o d
e Fl
uid
o
(Mb
bls
)
ACUMULADOAGUA Mbbl
ACUMULADOPETROLEO Mbbl
10
agua, siendo éste último el que más problemas ocasiona en los campos
analizados. Entre las tecnologías que se usa para evitar la realización de
excesivos reacondicionamientos y manejar el agua están:
Completación Dual
Completación Inteligente
Sistemas DOWS
Sistemas Híbridos de Levantamiento
Los sistemas híbridos de levantamiento se perfeccionan la productividad del
pozo, en cuanto a costos y gastos, obteniendo una eficiencia mayor a
cuando se los usa individualmente. Las condiciones del fluido que se
produce cambian, existe aumento en la producción de agua, de gas y/o
sedimentos y ésto genera que las características de las completaciones y
sistemas de levantamiento cambien según estas necesidades. La
implementación de los sistemas híbridos nos permite la producción continua
en los pozos. Al aplicar sistemas híbridos se reduce la necesidad de parar la
producción para realizar Workovers (reacondicionamientos) lo que implica
pérdidas económicas e involucra un costo al realizar estos trabajos. (López
& Sámano, 2011)
Para una mejor explicación se referencia el sistema híbrido propuesto al
norte de México en Tampico-Misantla, el cual combina dos diferentes
mecanismos para mejorar el flujo del pozo: reducción de viscosidad y
tecnología venturi (Bombeo Hidráulico), ambas aplicadas actuando a
condiciones del fondo del pozo. Diferentes arreglos de acuerdo a las
condiciones de los pozos se pueden aplicar. Para la aplicación de este
trabajo en particular, la misma cadena que actúa como un vehículo para
transmitir presión de gas a la operación dispositivo venturi sirve como medio
para colocar productos químicos tratamiento por el pozo. Además, desde la
inyección de gas (Gas Lift) la presión pasa a través de un tubo interno, no lo
hace crear presión adicional a la formación. Por lo tanto, la integridad
hidráulica del sistema depende de la integridad de la tubería existente en el
pozo, en lugar de la integridad de la carcasa. (López & López, 2012)
El sistema artificial híbrido que puede ser implementado en un pozo de
petróleo depende de diversos factores que determinan la selección del
sistema a emplear. Una buena selección permite optimizar la producción así
como un buen funcionamiento en ambientes hostiles y en condiciones
exigentes de operación. Entre los sistemas híbridos más empleados se
encuentran: (López & Sámano, 2011)
Bombeo electrosumergible con bombeo hidráulico.
Bombeo de cavidades progresivas con bombeo neumático.
11
Bombeo mecánico con bombeo hidráulico.
Bombeo electrosumergible con bombeo mecánico
Los sistemas híbridos utilizados en estos campos son en su mayoría
combinaciones de sistema de levantamiento Hidráulico y Mecánico. Hay que
tener en cuenta que debido a las condiciones de los campos, su corte de
agua, manejo de sólidos, profundidad de los pozos, caudal y grado API, en
los campos se utiliza en mayor medida los sistemas BES e Hidráulico para el
levantamiento artificial convencional.
12
1.1 OBJETIVOS
1.1.1 OBJETIVO GENERAL
Analizar los aspectos técnicos y económicos de la implementación de
sistemas híbridos de levantamiento artificial en los pozos Tapi 6, Frontera 6
y Secoya 12 del oriente ecuatoriano.
1.1.2 OBJETIVOS ESPECÍFICOS
Determinar las condiciones de producción de los campos Frontera,
Secoya y Tapi mediante gráficos de producción de petróleo, agua y
presiones que muestran sus variaciones en función del tiempo.
Analizar las condiciones mecánicas de los pozos en los campos
Frontera, Secoya y Tapi, identificando las completaciones más
eficientes en ellos.
Definir el costo – beneficio de la implementación de los sistemas
híbridos de levantamiento artificial en los pozos Frontera 6, Secoya 12
y Tapi 6 mediante el análisis técnico – económico de las
completaciones.
2. METODOLOGÍA
13
2. METODOLOGÍA
Se analizó las consideraciones técnicas de la selección del tipo de
levantamiento artificial con sistemas híbridos (Hirschfeldt, Bertomeu,
Delgado, & Orozco , 2016) en los pozos Frontera 6, Secoya 12 y Tapi 6, del
activo libertador, bloque 57 operado por PETROAMAZONAS EP.
Posteriormente se efectuó el análisis económico del costo-beneficio de la
implementación.
2.1 ANÁLISIS DE RESERVORIOS DE LOS CAMPOS
FRONTERA, SECOYA Y TAPI.
Se utilizó graficas comparativas de los campos Frontera
(PETROAMAZONAS EP a. , 2017), Secoya (PETROAMAZONAS EP b. ,
2017) y Tapi (PETROAMAZONAS EP c. , 2017) del oriente ecuatoriano para
determinar el método de empuje, presencia de acuífero, producción de agua,
presiones de reservorio y fondo fluyente (Rodríguez, 2007) en los
reservorios en éstos campos.
2.2 ANÁLISIS DE LAS COMPLETACIONES DE LOS
CAMPOS FRONTERA, SECOYA Y TAPI.
Se analizó los datos obtenidos de sistemas de levantamiento artificial
aplicados en los campos Frontera (PETROAMAZONAS EP d. , 2017),
Secoya (PETROAMAZONAS EP e. , 2017) y Tapi (PETROAMAZONAS EP f.
, 2017).
2.3 ANÁLISIS TÉCNICO DE LA IMPLEMENTACIÓN DE LOS
SITEMAS HÍBRIDOS EN LOS POZOS FRONTERA 6,
SECOYA 12 Y TAPI 6.
Se realizó el análisis mediante criterios de selección de levantamiento
artificial (Riaño, 2016). Mediante la representación gráfica de datos se
analizó las características de producción de petróleo y agua, así como
14
también el historial y las completaciones de los pozos Frontera 6
(PETROAMAZONAS EP g. , 2017), Secoya 12 (PETROAMAZONAS EP h. ,
2017) y Tapi 6 (PETROAMAZONAS EP i. , 2017). Se realizaron gráficas
para determinar la correcta selección de un sistema hibrido de levantamiento
artificial.
Se realizó el cálculo de declinación exponencial (Pérez, Estrada , Cuevas, &
Olán , 2012) mediante la ecuación 1, para posteriormente comparar los
resultados reales con esta proyección.
𝒒 = 𝒒𝒊𝒆−𝒅𝒕 [1]
Dónde:
q = caudal de producción actual
qi = caudal de producción inicial
dt = d = di =constante, tasa de declinación nominal
t = tiempo acumulado desde el inicio de la producción
2.4 ANÁLISIS ECONÓMICO
En el presente trabajo se analizó el costo beneficio que género la inversión
de este proyecto, multiplicando el acumulado de la producción de los pozos
durante los años de producción con la completación híbrida y el precio del
petróleo consultado en la pagina Energy Information Administration.durante
los mismos, se calculó de esta manera la retribución económica generada
por los pozos y se la comparó con la inversión realizada para la
implementación del sistema hibrido de levantamiento artificial en cada uno
de los pozos.
3. RESULTADOS Y DISCUSIÓN
15
3. RESULTADOS Y DISCUSIÓN.
3.1 ANÁLISIS DE LA PRODUCCIÓN ACUMULADA DE
PETRÓLEO POR ARENA EN LOS CAMPOS FRONTERA,
SECOYA Y TAPI.
Figura 6. Producción Acumulada de los campos Frontera, Secoya y Tapi por arena.
Como se observa en la Figura 6, el campo Tapi es el que mayor producción
ha acumulado durante su tiempo de operación. En el campo Frontera la
arena U acumula un 27% más petróleo que la arena T. De la misma manera
en el campo Secoya la arena U tiene un acumulado de petróleo de 68%
mayor que la T. Por otro lado en el campo Tapi sucede lo opuesto y la arena
T acumula 20% más de producción que la arena U.
3.2 ANÁLISIS DE PRESIONES POR ARENA DE LOS CAMPOS
FRONTERA, SECOYA Y TAPI.
Se presentan graficas de presión de reservorio y presión de fondo fluyente
vs el tiempo en las cuales se ve la variación de las presiones durante los
años que los campos han estado en producción. Los gráficos toman en
cuenta todo el universo de pozos dentro de los campos y por esta razón los
gráficos serán representados como dispersión. Habrá muchas lecturas de
16
presión dado a los trabajos de reacondicionamiento cuando se observa alza
en la presión de fondo fluyente y daños de formación cuando hay una baja
de presión de fondo fluyente, así como también trabajos de recuperación
que aportaran con la variación de presión de reservorio.
3.2.1 CAMPO FRONTERA
En la Arena U del campo frontera se observa que las presiones de reservorio
se mantienen, debido al tipo de empuje que presenta esta arena. En cuanto
a la presión de fondo fluyente, ésta ha venido en disminución en los últimos
años, lo que hace necesario la intervención en los pozos del campo y en
esta arena.
La Arena U, como se observa en la figura 7, posee un posible acuífero que
tiene una injerencia en la estabilidad de la presión durante el tiempo y ésto
se lo puede verificar de la producción de agua que ha acumulado el campo,
lo cual viene en beneficio del reservorio y de la producción, ya que se
mantiene sin la fase gaseosa. La presión de burbuja para esta arena es de
1245 psi y la presión de la arena se mantiene sobre los 3000 psi.
Figura 7. Presión de Fondo Fluyente y Reservorio vs Tiempo
Campo Frontera-Arena U
0
500
1000
1500
2000
2500
3000
3500
4000
Pre
sió
n
(psi
)
Fecha
Pr
Pwf
17
Observando la Figura 8, la producción de agua y realizando este análisis de
presiones se verifica la presencia de un acuífero en la Arena T lo cual se
debe tener en cuenta para la elección del sistema artificial que se van a usar,
considerando de la misma manera el manejo del gas que se lo ha analizado
observando la presión de burbuja que para esta arena y el campo es de 900
psi, mientras que la presión de reservorio está en el orden de 3500 psi.
Figura 8. Presión de Fondo Fluyente y Reservorio vs Tiempo Campo Frontera-Arena T
3.2.2 CAMPO SECOYA
El Campo Secoya presenta una producción de agua que ha venido en
aumento y en cuanto a la presión de reservorio se puede observar que ha
tenido una disminución en la Arena U por lo cual no existe un acuífero activo
cercano que aporte a la estabilidad de la presión de reservorio como
muestra la Figura 9 . La presión de burbuja de esta arena es de 1245 psi la
cual está muy cerca de la presión de reservorio y hay que tener en cuenta
ésto para la selección del sistema de levantamiento.
0
500
1000
1500
2000
2500
3000
3500
4000
4500
Pre
sió
n
(psi
)
Fecha
Pr
Pwf
18
Figura 9. Presión de Fondo Fluyente y Reservorio vs Tiempo
Campo Secoya-Arena U
La Arena T tiene un comportamiento de presiones que indica que presenta
un empuje de acuífero activo como se observa en la Figura 10, la producción
de agua ha venido en aumento y la presión de reservorio se mantiene en el
tiempo, la presión de burbuja es de 900 psi para esta arena y por lo tanto no
se presenta la liberación de gas en el reservorio debido a que la presión de
reservorio está sobre los 3000 psi.
Figura 10. Presión de Fondo Fluyente y Reservorio vs Tiempo Campo Secoya-Arena T
0
500
1000
1500
2000
2500
3000
3500
4000
31-Jan-93 24-Jul-98 14-Jan-04 06-Jul-09 27-Dec-14 18-Jun-20
Pre
sió
n
(psi
)
Fecha
Pr
Pwf
0
500
1000
1500
2000
2500
3000
3500
4000
31-Jan-93 24-Jul-98 14-Jan-04 06-Jul-09 27-Dec-14 18-Jun-20
Pre
sió
n
(psi
)
Fecha
Pr
Pwf
19
3.2.3 CAMPO TAPI
La Arena Basal Tena presenta pocos datos ya que solo cuenta con un pozo.
El reservorio no presenta una depletación muy marcada como se observa en
la Figura 11 y la producción de agua ha venido en aumento pero la presión
se ha mantenido debido a que solo existe un pozo que ha acumulado
producción en esta arena. La presión de burbuja es de 807 psi y la de
reservorio es superior de 3000 psi por lo cual no hay presencia de
desprendimiento de gas en el reservorio.
Figura 11. Presión de Fondo Fluyente y Reservorio vs Tiempo Campo Tapi-Arena BT
La Arena U del Campo Tapi no presenta depletación durante el tiempo
mientras como muestra la Figura 12 que el agua en producción ha venido en
aumento por lo que se puede decir que existe un acuífero activo que
gobierna las presiones de reservorio. La presión de burbuja para esta arena
es de 1245 psi mientras la de reservorio es superior a 3000 psi por lo cual se
concluye que no hay presencia de gas en el reservorio, no se ha liberado.
0
500
1000
1500
2000
2500
3000
3500
19-Apr-01 14-Jan-04 10-Oct-06 6-Jul-09 1-Apr-12 27-Dec-14
Pre
sió
n
(psi
)
Fecha
Pr
Pwf
20
Figura 12. Presión de Fondo Fluyente y Reservorio vs Tiempo
Campo Tapi-Arena U
La Arena T presenta un acuífero activo mostrado en la Figura 13 ya que la
presión de reservorio no decae en el tiempo y el campo presenta un
aumento en la producción de agua. No existe liberación de gas por cuanto la
presión de reservorio se encuentra cerca de los 3500 psi y la presión de
burbuja es de 900 psi para la Arena T.
Figura 13. Presión de Fondo Fluyente y Reservorio vs Tiempo Campo Tapi-Arena T
0
500
1000
1500
2000
2500
3000
3500
4000
4500
Pre
sió
n
(psi
)
Fecha
Pr
Pwf
0
500
1000
1500
2000
2500
3000
3500
4000
31-Jan-93 24-Jul-98 14-Jan-04 06-Jul-09 27-Dec-14 18-Jun-20
Pre
sió
n
(psi
)
Fecha
Pr
Pwf
21
3.3 ANÁLISIS DEL MÉTODO DE LEVANTAMIENTO POR
ARENA DE LOS CAMPOS FRONTERA, SECOYA Y TAPI.
3.3.1 CAMPO FRONTERA
En el Campo Frontera únicamente un pozo presenta producción acumulada
de la Arena Basal Tena, el mismo que en su completación cuenta con un
sistema de levantamiento con bombeo electrosumergible y su producción
acumulada de petróleo es de 1084 Mbbls observado en la Figura 14.
Figura 14. Producción por Sistema de Levantamiento Artificial - Campo Frontera Arena BT
La producción de la Arena T de este campo cuenta con 5 pozos, de los
cuales 4 tienen una producción mediante bombeo electrosumergible, con un
acumulado de petróleo de 5567 Mbbls, mientras un pozo tiene una
completación para sistema de levantamiento tipo hidráulico con una
producción acumulada de 9 Mbbls como se observa en la Figura 15.
22
Figura 15. Producción por Sistema de Levantamiento Artificial - Campo Frontera Arena T
La producción de la Arena U de este campo cuenta con 8 pozos, de los
cuales 5 tienen una producción mediante bombeo electrosumergible, con un
acumulado de petróleo de 6260 Mbbls, 2 pozos con completación de
bombeo hidráulico con una producción acumulada de 1361 Mbbls, mientras
un pozo tiene una completación para sistema de levantamiento tipo
hidráulico con una producción acumulada de 63 Mbbls, como muestra la
Figura 15
Figura 16. Producción por Sistema de Levantamiento Artificial - Campo Frontera Arena U
23
3.3.2 CAMPO SECOYA
En el Campo Secoya, la Arena T, tiene producción de 34 pozos, de los
cuales 25 operan mediante bomba electrosumergible, teniendo una
producción acumulada de 60142 Mbbls. El campo también cuenta con 7
pozos con sistema hidráulico con una producción acumulada de 2492 Mbbls
y 2 pozos con Rod Pump (Tipo de sistema de bombeo mecánico) que tienen
una producción acumulada de 1958 Mbbls, observado en la Figura 17
Figura 17. Producción por Sistema de Levantamiento Artificial - Campo Secoya Arena T
La Arena U por su parte tiene producción de 49 pozos, de los cuales 37
operan con bomba electrosumergible, teniendo una producción acumulada
de 84719 Mbbls. El campo también cuenta con 2 pozos con sistema
hidráulico con una producción acumulada de 8519 Mbbls y 10 pozos con
Rod Pump que tienen una producción acumulada de 3963 Mbbls como
muestra la Figura 18.
24
Figura 18. Producción por Sistema de Levantamiento Artificial - Campo Secoya Arena U
3.3.3 CAMPO TAPI
En el Campo Tapi, la Arena T produce por medio de tres sistemas de
levantamiento artificial, el primero y con mayor número de pozos y
producción es el Electrosumergible, con 8 pozos usando este método y una
producción de 5 MMbbls de petróleo acumulado, el segundo en importancia
es el Hidráulico, con 3 pozos y 1 MMbbls de petróleo acumulado y por último
el Rod Pump, con 2 pozos y un acumulado de petróleo de 374384 Mbbls,
observado en la Figura 19.
Figura 19. Producción por Sistema de Levantamiento Artificial - Campo Tapi Arena T
25
En tanto que la Arena U produce por medio de tres sistemas de
levantamiento artificial, el primero y con mayor número de pozos y
producción es el electrosumergible, con 10 pozos usando este método y una
producción de 2 MMbbls de petróleo acumulado, el segundo en importancia
es el hidráulico, con 3 pozos y 2 MMbbls de petróleo acumulado y por último
el Rod Pump, con 1 pozo y un acumulado de petróleo de 41978 Mbbls, como
se muestra en la Figura 20
Figura 20. Producción por Sistema de Levantamiento Artificial - Campo Tapi Arena U
26
3.4 ISTORIAL DE LOS POZOS FRONTERA 6, SECOYA 12 Y
TAPI 6.
3.4.1 POZO FRONTERA 6
Figura 21. Historial de producción pozo Frontera 6
27
El pozo comenzó su producción en la arena U con bomba BES en el
año 2012, en Noviembre del 2013 se repunzona la arena para seguir
produciendo de ésta. En Enero del 2014 se cañonea la arena T. En
Noviembre del 2014 se cañonea la arena BT y se baja completación
hibrida, también se vuelve a hacer una prueba de producción a la arena
U, como muestra la Figura 21.
3.4.2 POZO SECOYA 12
Figura 22. Historial de producción pozo Secoya 12
28
En Mayo de 1986 se cañonean las arenas U y T y se comienza a producir a
flujo natural de la arena T con 1710 BFPD con 1% BSW. En Mayo de 1991
se baja completación para bombeo hidráulico por producción de 100% de
agua y en Abril de 1994 se baja tapón temporal en arena U. En 1997 se
completa con bombeo Mecánico. En Noviembre de 2013 se baja
completación hibrida sin tener buenos resultados, como se observa en la
Figura 22.
3.4.3 POZO TAPI 6
Figura 23. Historial de producción pozo Tapi 6
29
En julio de 1991 el pozo es pistoneado en la arena T y se prueba a flujo
natural, teniendo 1580 BFPD con 1.1% de BSW. En Diciembre de 1993 se
baja completación hibrida para producir de la arena T. En Mayo de 2006 se
cañonea la arena U y se baja tapón CIBP para aislar la arena T.
Posteriormente en Abril de 2012 se baja completación hibrida para producir
de la arena U teniendo resultados no satisfactorios, BSW = 100%, como
muestra la Figura 23.
3.5 SELECCIÓN DEL SISTEMA DE LEVANTAMIENTO
ARTIFICIAL ÓPTIMO DEPENDIENDO DE LAS
CARACTERÍSTICAS DE LOS POZOS Y RESERVORIO.
Tabla 3. Selección de Sistemas de Levantamiento
Rod Lift Cavidad
Progresiva Gas Lift
Plunger
Lift
Hidráulico
tipo pistón
Hidráulico
tipo Jet
Eléctrico
Sumergible
Profundidad
Operativa
100'-
16000'
TVD
2000'-6000'
TVD
5000'-
15000'
TVD
1000'-
19000'
TVD
7500'-17000'
TVD
5000'-15000'
TVD
1000'-15000'
TVD
Volumen
Operativo
5-5000
BPD 5-4500 BPD
50-30000
BPD
1-200
BPD 50-4000 BPD
300-> 15000
BPD
200-30000
BPD
Temperatur
a Operativa
100º-550º
F 75º-250º F
100º-400º
F
120º-500º
F 100º-500º F 100º-500º F 100º-400º F
Manejo de
Corrosión
Bueno a
Excelente Regular
Bueno a
Excelente Excelente Bueno Excelente Bueno
Manejo de
Gas
Malo a
Regular Bueno Excelente Excelente Regular Bueno
Malo a
Regular
Manejo de
Solidos
Malo a
Regular Excelente Bueno
Malo a
Regular Malo Bueno
Malo a
Regular
API >8º API <35º API >15º API >12º API >8º API >8º API >10º API
Para una correcta selección del mejor sistema de levantamiento artificial a
usar en un pozo y en mayor medida en caso de la elección de un sistema
híbrido, es indispensable conocer las características del reservorio y pozo.
Se debe tener en cuenta datos como las características de los fluidos que se
30
maneja, el corte de agua, los sólidos que se producirán junto con el fluido y
si existe gas. En cuanto al pozo es importante saber el perfil del pozo, el
ángulo de desviación de éste, el dog leg máximo (ángulo de construcción
máximo de curva) que se tiene para el asentamiento de bombas y la
profundidad del pozo y de asentamiento de las bombas.
3.6 ÁRBOL DE DECISIÓN DEL TIPO DE SISTEMA HÍBRIDO.
Figura 24. Selección Sistema Híbrido BES-Hidráulico
31
Figura 25. Selección Sistema Híbrido BES-Rod Lift
32
Figura 26. Selección Sistema Híbrido Rod Lift-Hidráulico
33
3.7 RESULTADOS DEL SISTEMA HÍBRIDO ROD PUMP CON
HIDRÁULICO – APLICACÍON EN LOS POZOS FRONTERA
6, SECOYA 12 Y TAPI 6.
Los campos Frontera, Secoya y Tapi, han sido seleccionados para la
implementación de ésta nueva tecnología por la baja productividad que
tienen sus pozos. Como características generales de estos campos, se tiene
alto corte de agua, alta producción de sólidos que son algo corrosivos.
Durante la fase de selección del sistema adecuado de levantamiento
artificial, se hizo la evaluación de las propiedades del yacimiento, geometría
del pozo, facilidades de superficie disponibles y propiedades de los fluidos
producidos. Considerando todos estos criterios, se concluyó que el método
híbrido Rod Pump – Hidráulico era la mejor selección.
3.7.1 POZO FRONTERA 6
La producción de agua del pozo Frontera 6 aumentó desde el inicio de su
producción, se lo ha corregido con intervenciones en el pozo pero sin éxito
ya que después de los reacondicionamientos ha vuelto a aumentar el corte
de agua y en la actualidad alcanza el 100%. La completación híbrida no
logró contrarrestar el problema del alto corte de agua.
Figura 27. Corte de Agua Pozo Frontera 6
34
3.7.2 POZO SECOYA 12
El Pozo Secoya 12 comenzó su producción con un corte de agua de 20% y
llego al 60%; poco después de iniciada su producción, este pozo producía a
flujo natural de las arenas T y U, posteriormente se bajó completación de
Bombeo Hidráulico para producir de la arena U, por esa razón se evidencia
la disminución del corte de agua. Después se vuelve a producir de la arena T
usando el sistema hibrido, y el corte de agua aumenta alcanzando el 100%.
Figura 28. Corte de Agua Pozo Secoya 12
3.7.3 POZO TAPI 6
El pozo Tapi 6 produce de la arena T, la cual tiene un acuífero activo, razón
por el cual se observa el rápido aumento de corte de agua en su historial de
producción como se observa en la Figura 29. El problema de producción de
agua se lo ha intentado tratar mediante los reacondicionamientos, los cuales
han presentado una solución transitoria. Se intentó solucionar este problema
con la aplicación del sistema híbrido Mecánico-Hidráulico, observado en la
Figura 29.
35
Figura 29. Corte de Agua Pozo Tapi 6
3.8 ANÁLISIS DEL PRONÓSTICO DE PRODUCCIÓN Y LOS
RESULTADOS REALES DE LOS POZOS FRONTERA 6,
SECOYA 12 Y TAPI 6.
3.8.1 POZO FRONTERA 6
El pozo Frontera 6 tuvo un pronóstico de producción de 150 bbl/d al inicio de
la completación híbrida seguido de una declinación de producción. Posterior
a la completación el pozo tuvo un tiempo de cierre, en su apertura comenzó
su producción con 74 bbl/d y aumento su producción hasta 124 bbl/d en un
mes. Posteriormente el pozo declino su producción de forma rápida y en
2016 llego a 6 bbl/d lo cual no resulto rentable y el pozo cerró como se
muestra en la Figura 30.
36
Figura 30. Producción pronosticada vs Producción real pozo Frontera 6
3.8.2 POZO SECOYA 12
Figura 31. Producción pronosticada vs Producción real pozo Secoya 12
El pozo Secoya 12 tuvo un pronóstico de producción de 200 bbl/d. La
completación híbrida en el pozo no presento producción y presento una
conificación ya que en sus aperturas el BSW fue de 100% característica por
la cual se cerró el pozo.
37
3.8.3 POZO TAPI 6
Figura 32. Producción pronosticada vs Producción real pozo Tapi 6
El pozo Tapi 6 tuvo una reacción al sistema híbrido implementado, su
pronóstico de producción fue de 150 bbl/d. El pozo permaneció cerrado los
primeros 6 meses luego de la completación y comenzó su producción con 48
bbl/d, su máximo de producción llego en 2015 cuando aporto 100 bbl/d. El
pozo continúa en producción con sistema híbrido hasta la fecha, se han
realizado reacondicionamientos por problemas mecánicos pero no se ha
cambiado la completación híbrida.
3.9 ANÁLISIS ECONÓMICO
3.9.1 COSTOS DE INVERSIÓN
Para el proyecto de se tomaron en cuenta los costos asociados para su
implementación en los tres pozos analizados, Frontera 6, Secoya 12 y Tapi
6.
Tabla 4. Resumen de Inversiones en los Pozos Frontera 6, Secoya 12 y Tapi 6.
350,000 350,000 350,000
170,000 170,000 170,000
150,000 150,000 150,000
670,000 670,000 670,000
Inversiones de Capital $
Frontera 6 Secoya 12 Tapi 6
Bombeo Mecanico
Bombeo Hidráulico
Total de Inversión
Resumen de Inversiones en los Pozos
Pulling de Bomba
Bombeo Mecanico
Bombeo Hidráulico
Total de Inversión
Pulling de Bomba
Bombeo Mecanico
Bombeo Hidráulico
Total de Inversión
Pulling de Bomba
Inversiones de Capital $ Inversiones de Capital $
38
3.10 RESUMEN ECONÓMICO
Tabla 5. Resumen Económico del Proyecto
Las inversiones hechas en los tres pozos son las mismas ya que se
completaron con el mismo sistema híbrido, combinación de Bombeo
Mecánico e Hidráulico, y éstas corresponden a $670,000, tomando en
cuenta que esta completación en promedio se cambia a los 15 años.
Tabla 6. Resumen costo-beneficio de la implementación de sistemas híbridos en los pozos Frontera 6, Secoya 12 y Tapi 6
El pozo Frontera 6 se cerró en marzo del 2016 debido a que las condiciones
de producción presentaban BSW de 100%, el pozo recaudo $91,857.14.
Por su parte el pozo Secoya 12 en su tiempo de producción después de la
implementación del sistema híbrido, de Octubre del 2013 a Julio del 2015
únicamente aporto 2 barriles de petróleo.
En el caso del pozo Tapi 6, este pozo sigue produciendo a la fecha, 1 de
Agosto del 2017. El pozo ha generado $198,403.94 entre Abril del 2012 a
Agosto del 2017.
Pronostico Real Pronostico Real Pronostico Real
$670,000 $670,000 $670,000 $670,000 $670,000 $670,000
$71,956 $504,459 $240,466 $670,000 $71,956 $564,533
6.03% -62.98% 3.96% - 6.03% -52.17%
$598,044 $165,541 $429,534 $0 $598,044 $105,467
3 años 12 años 2 años 12 años 3 años 12 años
TIR TIR TIR
Tapi 6Secoya 12
Resumen Económico
Recuperación de
Inversión
Recuperación de
Inversión
Recuperación de
Inversión
Tiempo de Pago Tiempo de Pago Tiempo de Pago
Inversión Inversión Inversión
VAN 10% VAN 10% VAN 10%
Frontera 6
Pozo Producción Real bbl/d Producción Pronóstico bbl/d Ganancia real Ganancia esperada
Frontera 6
Noviembre del 2014-Marzo del 2016617 2523.267988 $33,857.14 $122,633.55
Secoya 12
Octubre del 2013-Julio del 20152 1379.245377 $144.16 $106,349.39
Tapi 6
Abril del 2012-Agosto del 20171380 9366.991457 $198,403.94 $1,350,638.67
4. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES
39
4. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES
4.1 CONCLUSIONES
Los campos en los cuales se desarrolla esta investigación son
campos maduros, los cuales ya han alcanzado su producción máxima
y están en etapa de declinación en su producción.
Es de vital importancia la selección adecuada del tipo de
levantamiento que se va a usar en los pozos, considerando todas las
características del reservorio y del fluido que se va a manejar.
En el campo Frontera la producción de agua alcanza el 65% de la
producción acumulada y presenta un acuífero activo por lo cual en su
completación se debe tomar en cuenta un sistema de levantamiento
artificial que tenga un buen manejo del agua.
El campo Secoya presenta una situación más favorable para su
producción dado que el acumulado de petróleo es aún mayor que el
del agua con un 51% y es de vital importancia la selección de un
sistema de levantamiento que nos permita evitar conificaciones en los
pozos y mantener la producción de petróleo por encima de la del
agua.
El campo Tapi presenta una producción de agua del 64% del total
acumulado por lo que el sistema de levantamiento que se debe
seleccionar tendrá que ir acorde a la producción de agua que se tiene
en el campo.
Los campos Frontera y Secoya tienen su mayor producción de la
Arena U mientras que el campo Tapi produce mayoritariamente del
área T.
En los 3 campos se puede notar la presencia de acuíferos activos, los
cuales se hacen evidentes debido a la producción de agua y también
observando el comportamiento de la presión durante la vida
productiva del campo, la cual no ha decaído.
Ninguno de los campos tiene producción de gas, ya que la presión de
reservorio es mayor a la presión de burbuja.
40
Los sistemas de levantamiento más usados en el campo son el
sistema BES y el Hidráulico, ésto debido a la presencia de alto corte
de agua en la producción. También se encuentra el sistema Rod
Pump en menor cantidad.
Los sistemas artificiales híbridos buscan minimizar los requerimientos
de energía y a su vez optimizar la producción como resultado de la
combinación de dos sistemas artificiales de producción
convencionales.
El pozo Frontera 6 tiene una completación híbrida de bombeo
mecánico con bombeo hidráulico, sigue en producción pero la
completación híbrida no ha generado mayor aumento en la
producción y es posible que el pozo tenga una completación final con
bombeo mecánico únicamente lo cual, dadas las condiciones de los
reservorios y de producción no es lo más recomendable.
El pozo Secoya 12 no registra producción y se encuentra cerrado, en
el último reacondicionamiento reportó corte de agua de 100%. La
completación híbrida para este pozo no ayudó a la producción de
crudo ni a evitar el aumento del corte de agua.
El pozo Tapi 6 presenta una completación híbrida de bombeo
mecánico e hidráulico la cual fue bajada en el año 2012 y no presentó
una mejoría en la producción de crudo.
Los sistemas híbridos en los campos se aplicaron una vez que la
producción de los pozos ya comenzó a decaer por lo cual su
aplicación no fue la más adecuada.
La selección de los sistemas híbridos aplicada en los pozos
mencionados no fue la mejor ya que se tiene alto corte de agua; los
cuales han sido completados con sistemas Mecánicos en conjunto
con Hidráulicos sin tener en cuenta la aplicación de cada uno de ellos.
El pozo Frontera 6 tuvo un TIR de 6.03%, una recuperación de la
inversión de $598,044 y el tiempo de pago de 3 años. En la realidad
estos parámetros no se iban a cumplir debido a las características en
la producción del pozo posterior a la implementación del sistema y se
procedió a cambiar la tecnología ya que no sería rentable.
El pozo Secoya 12 tuvo un TIR de 63.96%, una recuperación de la
inversión de $429,534 y el tiempo de pago de 2 años. De igual
41
manera en la realidad estos parámetros no se cumplieron, el pozo
solo tuvo producción de agua y se procedió a cambiar la tecnología ya
que no sería rentable mantenerla y perder la producción de un pozo.
En el caso del pozo Tapi 6, éste tuvo un TIR de 6.03%, una
recuperación de la inversión de $598,044 y el tiempo de pago de 3
años. La completación tampoco resulto favorable y el pozo solo
produjo agua por lo cual se decidió cerrarlo y buscar otra intervención
para poder recuperar el crudo que aún era posible de extraer.
El pozo Frontera 6 se cerró en marzo del 2016 debido a que las
condiciones de producción presentaban BSW de 100%, el pozo
generó con su producción $91,857.14.
Por su parte el pozo Secoya 12 en su tiempo de producción después
de la implementación del sistema híbrido, de Octubre del 2013 a Julio
del 2015 únicamente aporto 2 barriles de petróleo.
En el caso del pozo Tapi 6, este pozo sigue produciendo a la fecha, 1
de Agosto del 2017. El pozo ha generado $198,403.94 con su
producción entre Abril del 2012 a Agosto del 2017.
4.2 RECOMENDACIONES
Se recomienda estudiar el sistema híbrido entre BES e Hidráulico en
campos de estas características.
Se debe estudiar sistemas híbridos de levantamiento artificial que
sean combinaciones para manejar la producción de BSW y también
las propiedades del crudo, por ejemplo inyección de gas y BES.
Se debe analizar la combinación de sistemas híbridos conjuntamente
con recuperación secundaria y terciaria, como por ejemplo la
aplicación de sistemas híbridos con inyección de agua.
Antes de la aplicación de los sistemas de levantamiento se debe
hacer una valoración de las arenas productoras, caracterizar que tipo
de producción va a manejar el pozo para que el sistema sea el más
eficiente.
42
Los pozos de estos campos son profundos y al manejar una
producción significativa de agua e recomendable estudiar el sistema
de levantamiento mecánico para pozos profundos.
Para la aplicación de esta tecnología se debe tener bien caracterizada
la producción del pozo y del campo para poder elegir el sistema
hibrido más adecuado.
Este sistema es efectivo cuando el pozo aun no llega a la producción
de un BSW elevado por lo que se lo recomienda para completaciones
iniciales.
5. BIBLIOGRAFÍA
43
5. BIBLIOGRAFÍA
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44
PETROAMAZONAS EP. (2017). Historial de producción pozo Frontera 6.
Quito: Agencia de Regulación y Control de Hidrocarburos.
PETROAMAZONAS EP. (2017). Historial de producción pozo Secoya 12.
Quito: Agencia de Regulación y Control de Hidrocarburos.
PETROAMAZONAS EP. (2017). Historial de producción pozo Tapi 6. Quito:
Agencia de Regulación y Control de Hidrocarburos.
PETROAMAZONAS EP. (2017). Presiones del Campo Tapi - Arena BT.
Quito: Agencia de REgulación y Control de Hidrocarburos.
PETROAMAZONAS EP. (2017). Presiones del Campo Tapi - Arena T. Quito:
Agencia de Regulación y Control de Hidrocarburos.
PETROAMAZONAS EP. (2017). Producción por Sistema de Levantamiento
Artificial - Campo Frontera Arena BT. Quito: Agencia de Regulación y Control
de Hidrocarburos.
PETROAMAZONAS EP. (2017). Producción por Sistema de Levantamiento
Artificial - Campo Frontera Arena T. Quito: Agencia de Regulación y Control
de Hidrocarburos.
PETROAMAZONAS EP. (2017). Producción por Sistema de Levantamiento
Artificial - Campo Secoya Arena T. Quito: Agencia de Regulación y Control
de Hidrocarburos.
PETROAMAZONAS EP. (2017). Producción por Sistema de Levantamiento
Artificial - Campo Tapi Arena T. Quito: Agencia de Regulación y Control de
Hidrocarburos.
PETROAMAZONAS EP, a. (2017). Presiones Campo Frontera - Arena T.
Quito: Agencia de Regulación y Control de Hidrocarburos.
PETROAMAZONAS EP, b. (2017). Presiones de Campo Secoya - Arena T.
Quito: Agencia de Regulación y Control de Hidrocarburos.
PETROAMAZONAS EP, c. (2017). Presiones del Campo Tapi - Arena U.
Quito: Agencia de Regulación y Control de Hidrocarburos.
PETROAMAZONAS EP, d. (2017). Producción por Sistema de
Levantamiento Artificial - Campo Frontera Arena U. Quito: Agencia de
Regulación y Control de Hidrocarburos.
PETROAMAZONAS EP, e. (2017). Producción por Sistema de
Levantamiento Artificial - Campo Secoya Arena U. Quito: Agencia de
Regulación y Control de Hidrocarburos.
45
PETROAMAZONAS EP, f. (2017). Producción por Sistema de
Levantamiento Artificial - Campo Tapi Arena U. Quito: Agencia de
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PETROAMAZONAS EP, g. (2017). Historial de producción pozo Frontera 6.
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PETROAMAZONAS EP. (2017). Presiones Campo Frontera - Arena U.
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Quito: Agencia de Regulación y Control de Hidrocarburos.
PETROAMAZONAS EP. (2017). Producción Acumulada Campo Frontera.
Quito: Agencia de Regulación y Control de Hidrocarburos.
PETROAMAZONAS EP. (2017). Producción Acumulada Campo Secoya.
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44
6. ANEXOS
46
6. ANEXOS
ANEXO 1.
MODELO ECONÓMICO POZO FRONTERA 6 –PRONÓSTICO
365
365
365
365
365
365
365
365
365
365
365
365
365
365
365
12
34
56
78
910
1112
1314
15
PER
IOD
O2
01
2-2
02
60
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2025
2026
Pro
d. B
OPD
-
150.0
0
147.3
6
145.1
7
143.4
0
141.2
7
138.7
8
136.7
2
135.0
5
133.0
4
130.7
0
128.7
5
127.1
8
125.2
9
123.0
9
121.2
5
TO
TA
L
Pro
ducc
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Barr
iles)
-
54,7
50
53,7
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41
51,5
62
50,6
55
49,9
01
49,2
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59
47,7
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46,9
95
46,4
22
45,7
31
44,9
27
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58
739,8
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Pro
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Barr
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-
23,4
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09
21,3
86
21,1
26
20,8
11
20,4
45
20,1
41
19,8
95
19,5
99
19,2
54
18,9
68
317,0
88
Ingre
sos
Tota
les
-
2,5
86,3
90
2,5
40,8
98
2,5
03,0
59
2,4
72,5
89
2,4
35,7
89
2,3
92,9
42
2,3
57,3
23
2,3
28,6
01
2,2
93,9
27
2,2
53,5
84
2,2
20,0
44
2,1
92,9
75
2,1
60,3
32
2,1
22,3
51
2,0
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48
34,9
51,5
53
Marg
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nia
-
646,5
98
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24
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65
618,1
47
608,9
47
598,2
36
589,3
31
582,1
50
573,4
82
563,3
96
555,0
11
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44
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83
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88
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87
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88
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71,3
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89
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39
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18
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17
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2,7
38
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49
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33
2,4
95
2,4
65
2,4
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2,3
85
2,3
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21
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87
2,2
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2,2
13
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94
Ley
10
-
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87
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86
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62
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55
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05
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95
46,4
22
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31
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27
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58
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72
Ley
40
-
2,7
38
2,6
89
2,6
49
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17
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33
2,4
95
2,4
65
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28
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85
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69,4
95
1,5
46,1
36
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07
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ANEXO 2.
MODELO ECONÓMICO POZO SECOYA 12 – PRONÓSTICO
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2
48
ANEXO 3.
MODELO ECONÓMICO POZO TAPI 6 – PRONÓSTICO
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34
56
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910
1112
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1
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49
ANEXO 4.
RESUMEN DE GANANCIAS ACUMULADAS
Pozo Date Real bbl/d Pronóstico bbl/d Precio WTI Ganancia real Ganancia esperada
11/1/14 74 150 78.78 $5,829.72 $11,817.00
12/1/14 124 149.8282147 69 $8,556.00 $10,338.15
1/1/15 36 149.6564294 50 $1,800.00 $7,482.82
2/1/15 10 149.4846441 49.57 $495.70 $7,409.95
3/1/15 97 149.3128588 49.59 $4,810.23 $7,404.42
4/1/15 78 149.1410734 52.14 $4,066.92 $7,776.22
5/1/15 43 148.9692881 59.25 $2,547.75 $8,826.43
6/1/15 0 148.7975028 59.52 $0.00 $8,856.43
7/1/15 1 148.6257175 50.15 $50.15 $7,453.58
8/1/15 11 148.4539322 38.24 $420.64 $5,676.88
9/1/15 13 148.2821469 44.43 $577.59 $6,588.18
10/1/15 8 148.1103616 46.14 $369.12 $6,833.81
11/1/15 51 147.9385763 37.67 $1,921.17 $5,572.85
12/1/15 21 147.7667909 37.65 $790.65 $5,563.42
1/1/16 44 147.0334706 31.41 $1,382.04 $4,618.32
2/1/16 0 146.3001503 31.48 $0.00 $4,605.53
3/1/16 6 145.56683 39.91 $239.46 $5,809.57
$33,857.14 $122,633.55
10/1/2013 0 200 103.03 $0.00 $20,606.00
11/1/2013 0 199.0074626 98.68 $0.00 $19,638.06
9/1/2014 0 198.0149253 92.66 $0.00 $18,348.06
10/1/2014 1 197.0223879 94.57 $94.57 $18,632.41
2/1/2015 0 196.0446275 49.57 $0.00 $9,717.93
3/1/2015 1 195.0668671 49.59 $49.59 $9,673.37
7/1/2015 0 194.0891067 50.15 $0.00 $9,733.57
$144.16 $106,349.39
4/1/12 0 150 102.93 $0.00 $22,500.00
5/1/12 0 149.8138992 92.57 $0.00 $22,444.20
6/1/12 0 149.6277985 79.21 $0.00 $22,388.48
7/1/12 0 149.4416977 89.88 $0.00 $22,332.82
8/1/12 0 149.255597 92.2 $0.00 $22,277.23
9/1/12 0 149.0694962 96.54 $0.00 $22,221.71
10/1/12 0 148.8833955 92.48 $0.00 $22,166.27
11/1/12 0 148.6972947 85.65 $0.00 $22,110.89
12/1/12 0 148.511194 89.09 $0.00 $22,055.57
1/1/13 48 148.3250932 93.19 $7,119.60 $22,000.33
2/1/13 47 148.1389925 96.17 $6,962.53 $21,945.16
3/1/13 51 147.9528917 90.12 $7,545.60 $21,890.06
4/1/13 38 147.7667909 97.07 $5,615.14 $21,835.02
5/1/13 32 147.5834609 96.16 $4,722.67 $21,780.88
6/1/13 41 147.4001308 93.45 $6,043.41 $21,726.80
7/1/13 45 147.2168007 97.99 $6,624.76 $21,672.79
8/1/13 41 147.0334706 106.56 $6,028.37 $21,618.84
9/1/13 42 146.8501406 109.52 $6,167.71 $21,564.96
10/1/13 40 146.6668105 103.03 $5,866.67 $21,511.15
11/1/13 37 146.4834804 98.68 $5,419.89 $21,457.41
12/1/13 31 146.3001503 93.82 $4,535.30 $21,403.73
1/1/14 35 146.1168203 99.29 $5,114.09 $21,350.13
2/1/14 35 145.9334902 96.43 $5,107.67 $21,296.58
3/1/14 36 145.7501601 104.92 $5,247.01 $21,243.11
4/1/14 34 145.56683 101.58 $4,949.27 $21,189.70
5/1/14 8 145.3862294 100.84 $1,163.09 $21,137.16
6/1/14 19 145.2056287 102.47 $2,758.91 $21,084.67
7/1/14 25 145.0250281 105.37 $3,625.63 $21,032.26
8/1/14 17 144.8444274 101.67 $2,462.36 $20,979.91
9/1/14 2 144.6638268 92.66 $289.33 $20,927.62
10/1/14 22 144.4832262 94.57 $3,178.63 $20,875.40
11/1/14 25 144.3026255 78.78 $3,607.57 $20,823.25
12/1/14 26 144.1220249 69 $3,747.17 $20,771.16
1/1/15 7 143.9414242 50 $1,007.59 $20,719.13
2/1/15 1 143.7608236 49.57 $143.76 $20,667.17
3/1/15 0 143.5802229 49.59 $0.00 $20,615.28
4/1/15 0 143.3996223 52.14 $0.00 $20,563.45
5/1/15 0 143.2217104 59.25 $0.00 $20,512.46
6/1/15 0 143.0437986 59.52 $0.00 $20,461.53
7/1/15 0 142.8658867 50.15 $0.00 $20,410.66
8/1/15 0 142.6879749 38.24 $0.00 $20,359.86
9/1/15 28 142.510063 44.43 $3,990.28 $20,309.12
10/1/15 100 142.3321512 46.14 $14,233.22 $20,258.44
11/1/15 0 142.1542393 37.67 $0.00 $20,207.83
12/1/15 0 141.9763275 37.65 $0.00 $20,157.28
1/1/16 0 141.7984156 31.41 $0.00 $20,106.79
2/1/16 0 141.6205037 31.48 $0.00 $20,056.37
3/1/16 0 141.4425919 39.91 $0.00 $20,006.01
4/1/16 0 141.26468 39.39 $0.00 $19,955.71
5/1/16 0 141.0894169 44.78 $0.00 $19,906.22
6/1/16 0 140.9141539 49.69 $0.00 $19,856.80
7/1/16 16 140.7388908 44.76 $2,251.82 $19,807.44
8/1/16 62 140.5636277 40.06 $8,714.94 $19,758.13
9/1/16 51 140.3883646 46.98 $7,159.81 $19,708.89
10/1/16 31 140.2131015 49.94 $4,346.61 $19,659.71
11/1/16 30 140.0378384 44.89 $4,201.14 $19,610.60
12/1/16 31 139.8625753 52.12 $4,335.74 $19,561.54
1/1/17 33 139.6873122 51.96 $4,609.68 $19,512.55
2/1/17 34 139.5120491 53.01 $4,743.41 $19,463.61
3/1/17 31 139.336786 54.05 $4,319.44 $19,414.74
4/1/17 30 139.1615229 50.24 $4,174.85 $19,365.93
5/1/17 30 138.6435617 48.84 $4,159.31 $19,222.04
6/1/17 30 138.1256004 47.4 $4,143.77 $19,078.68
7/1/17 29 137.6076391 47.07 $3,990.62 $18,935.86
8/1/17 29 137.0896778 50.17 $3,975.60 $18,793.58
$198,403.94 $1,350,638.67
Ganancia Acumulada al 1 de Marzo del 2016
Ganancia Acumulada al 1 de Julio del 2015
Ganancia Acumulada al 1 de Agosto del 2017
S
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C
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Y
A
12
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P
I
6
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N
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R
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6
50
ANEXO 5.
COMPLETACIÓN POZO FRONTERA 6
(PETROAMAZONAS EP, 2017)
Realizado por: Ing. Luis H. Andrade . / 2312 Revisado por: Ing. Pablo Sanchez M. / 2526
FRONTERA - 06DW.O. No. 04
ZAPATO GUIA SUPERFICIAL CEMENTADO CON 313 Sxs. DE CEMENTO TIPO "A"
7" x 9-5/8" COLGADOR DE LINER
ZAPATO GUIA SUPERFICIAL CEMENTADO CON 1078 Sxs. DE CEMENTO TIPO " A "
13-3/8" CASING SUPERFICIALC-95, 72 LBS/FT, BTC, R-3, 207 TUBOS
20" CASING SUPERFICIAL H-40, 94 LBS/FT, 8RD, R-3, 4 TUBOS
9-5/8" CASING: C-95, 47 L/P, BTC, R-3, 207 TUBOS
MAXIMO ANGULO28.47º a 3220' (MD)
3-1/2" EUE, N-80, 9.3 LBS/FT, 275 TUBOS CLASE " B "
ARENA " T sup"9573' 9578' ( 5' ) a 5 DPP
9582' 9590' ( 8' ) a 5 DPP
COMPLETACION ORIGINAL: 11-NOV-2012W.O. No. 01: 02-Mar-2013
W.O. No. 02: 05-Ene-2014W.O. No. 03: 11-May-2014
W.O. No. 04: 03-Nov-2014
9760'
9670'
9650'
9100'
8765'
PT ( D ) = 9763'
7" LANDING COLLAR
COTD ( WO-04)
7" COLLAR FLOTADOR
ZAPATO GUIA CEMENTADOCON 130 Sxs DE CEMENTO CLASE "G"
5686'
KOP a 283' (TVD)
9438'
9193'
EMR = 874.7'ES = 906.4'MR = 31.7'
9560'
9716'
CIBP ( WO-04 )
9473'
ARENA "U Inf."9466' - 9478' (12') a 10 DPP
9496' - 9500' ( 4') a 5DPP (SQZ)
ARENA "BT "8795' - 8804' (9') a 12
8589'
8623'
8658'
8696''
9400'
9-5/8" ZAPATO GUIA CEMENTADO CON1078 Sxs. DE CEMENTO TIPO " A "
3-1/2", NEPLO DE ASIENTO PARA BOMBEO MECANICO
2-7/8" x 3-1/2", CROSS OVER
2-7/8", EUE, N-80, 6.5 LBS/FT, 1 TUBO
2-7/8", CAMISA DESLIZABLE, ID=2.31"
2-7/8", EUE, N-80, 6.5 LBS/FT, 1 TUBO
2-7/8", NO-GO, ID= 2.25"
3-1/2" x 2-7/8", CROSS OVER
2-7/8", EUE, N-80, 6.5 LBS/FT, 1 TUBO
2-7/8", EUE, N-80, 6.5 LBS/FT, 1 TUBO
2-7/8" x 3-1/2", CROSS OVER
9-5/8" x 3-1/2", PACKER ARROW SET
2-3/8" X 2-7/8", CROSS OVER
2-3/8", CAMISA DESLIZABLE, ID=1.87"
2-7/8" X 2-3/8", CROSS OVER
2-7/8", EUE, N-80, 6.5 LBS/FT, 20 TUBOS
7" x 3-1/2", HYDRO 1 PACKER
2-7/8", EUE, N-80, 6.5 LBS/FT, 1 TUBO
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
2-7/8" x 2-3/8", CROSS OVER
2-3/8", CAMISA DESLIZABLE, ID=1.87"
2-7/8" x 3-1/2", CROSS OVER
3-1/2" x 2-7/8", CROSS OVER
205'
51
ANEXO 6.
COMPLETACIÓN POZO SECOYA 12
(PETROAMAZONAS EP, 2017)
ABANDONO TEMPORAL
SEDIMENTOS ARENA
SECOYA - 12
Realizado por: Ing. Carlos Ramirez. Revizado por: Gabriela Perlaza / O. Miño
9135'
9336'
E.M.R. = 903'E.S. = 882' M.R. = 21'
ARENA "T" ( 5 DPP )
9200' -9202' ( 2' ) TAPON B, WO-6
9202' - 9208' (6') a 5 DPP WO-7
9208' - 9220' (12') SQZ WO-7
9220' - 9240' ( 20' )
9240' - 9264' (24') TAPON B. WO-7
9270' - 9272' (2') SQZ (WO-1)
9300'
9093'
ARENA "U Sup." (5DPP) 8986' - 8997' (11')
ARENA "U Inf."
9061' - 9074' (13') a 5 DPP
9074' - 9086' (12') a 5 DPP, WO-8
9095' - 9102' (7') a 5 DPP, WO-8
ZAPATO GUIA SUPERFICIAL, N/R.
9-5/8" CSG.SUP. H-40, 32,3 #/P, 22 TUBOS.
COMPLETACION ORIGINAL: 01-MAY-1986 W.O. No. 06 : 13-OCT-2003W.O. No. 07 : 12-MAY-2009W.O. No. 08 : 04-NOV-2013W.O. No. 09 : 20-SEP-2014WO ABANDONO TEMPORAL: 09-OCT-2015
ZAPATO GUIA, CEMENTADO CON 800 Sxs. CLASE "G"
7" COLLAR FLOTADOR
PT(D) = 9360'PT(L) = 8720'
7" CASING DE PRODUCCION:C-95, 26 LBS/FT, 78 TUBOS, 3025'N-80, 23 LBS/FT, 177 TUBOS, 5817'
C-95, 26 LBS/FT, 13 TUBOS, 504'
7" CIBP
9017'
7" CIBP
7" CIBP
746'
TOP JOB CON 30 Sxs. CEMENTO TIPO "G"
TOP JOB CON 100 Sxs CEMENTO TIPO "G"
666' - 668' (2') SQZTAPON BALANCEADO WO-05
749' - 751' (2') SQZ (C y PI)
5250' 7" CIBP (ABANDONO TEMPORAL )
3-1/2" EUE, N-80, 9.3 LBS/FT, (1) TUBO CLASE "B"
'
8710' CABEZA DE PESCADO (2 CORTE QUIMICO)
8833' 1 CORTE QUIMICO SIN EXITO
3-1/2" EUE, N-80 9.3 LBS/FT, (3) TUBO CLASE "B"
3-1/2" EUE CAMISA 8812'
3-1/2" EUE, N-80, 9.3 LBS/FT, 1 TUBO
3-1/2" EUE, NO-GO CON STD. VALVE CON MEMORIAS DE CIA. SERTECPET
2-7/8" EUE, N-80, 6.5 #/P, 3 TUBO
2-7/8" EUE, N-80, 6.5 #/P, 1 TUBO
7 X 3-1/2" PKR HYDRO
3-1/2" EUE, N-80, 9.3 LBS/FT, 1 TUBO
3-1/2" X 2-7/8" EUE, CROSS OVER
2-7/8" NO-GO
8845'
8880'
8980'
8988'
PRIMER CORTE QUIMICO @ 8833' , SE BAJA 2.75"
BLOQUE IMPRESOR YTOPA @ 8848' SALE MARCA DE ARENA FINA.SEGUNDO CORTE @8710'. BAJA 5 1/2" BLOQUE IMPRESOR @ 5277' SALE MARCA CON ARENA.
52
ANEXO 7.
COMPLETACIÓN POZO FRONTERA 6
(PETROAMAZONAS EP, 2017)
7524' DV TOOL
TAPI-006W.O. No. 13
Nota: Información de completación de fondo entregada por el Company Man Revisado por: Ing Elida Cabeza/ Ing Oscar Miño
ZAPATO GUíA DE FONDO, CEMENTADO CON 800 SXS TIPO " G "
7" CASING, C-95, 26 LBS/FT, 238 TUBOS
PT (L) = 9238'
ZAPATO GUÍA SUPERFICIAL, CEMENTADO CON 800 SXS, CEMENTO TIPO " A "
10-3/4" CSG.SUP. J-55, 40,5 LBS/FT, 69 TUBOS
COMPLETACIÓN ORIGINAL: 01-JULIO-1991
W.O. No. 08 : 5-JUNIO-2010W.O. No. 09 : 24-JUNIO-2011W.O. No. 10 : 19-ABRIL-2012W.O. No. 11 : 12-AGOSTO-2012W.O. No. 12 : 23-MAYO-2014SIN TORRE: 19-SEP-2015W.O. No. 13 : 07-JULIO-2016
COLLAR FLOTADOR
PT (D) = 9240'
E.M.R. = 836'E.S. = 815'MR = 21'
3-1/2", EUE, L-80, 9.3 LBS/FT CLASE "A" , 286 TUBOS + 1 TUBO CORTO
7" CIBP WO -10
7" x 2-7/8" PACKER ARROW SET 1-X (PETROTECH)
3 1/2" EUE, N-80, 6.5 LBS/FT, CLASE "A", 1 TUBO
9093'
8817'
8681'
8713'
9220'
9236'
2508'
8950'
2-7/8" CAMISA ( ID = 2.31" ); STP 1202
2-7/8" EUE, N-80, 6.5 LBS/FT,1 TUBO, CLASE "B"
3 1/2" NEPLO DE ASIENTO ( ID= 2.785")
ARENA "T Sup"9074'-9080' (6') 9084'-9089' (5') SQZ WO-05
ARENA "T.inf "9096'- 9107' (11')@ 10 DPP9107'-9112' (5') @ 5 DPP9112'- 9118' (4') @ SQZ WO-079118'- 9122' (4') @ SQZ WO-02
ARENA "U.inf "8955'-8962' (7') SQZ WO-078969'-8976' (7') SQZ WO-078976'-8983' (7') SQZ WO-058983'-8990' (7') SQZ WO-028996'-9000' (4') SQ ZWO-02
ARENA "U.Sup"
8886'-8893' (7') @ 4 DPP PIVOT GUN ST8897'-8899' (2') @ 5 DPP8899'-8903' (4') @ 10 DPP8907'-8912' (5') @ 5 DPP8926'-8933' (7') @ 5 DPP
2-7/8" EUE, N-80, 6.5 LBS/FT,1 TUBO, CLASE "B"
2-7/8" EUE, N-80, 6.5 LBS/FT, CLASE "B", 1 TUBO
2-7/8" EUE, N-80, NO-GO ( ID = 2 .25" )
2-7/8" EUE, N-80, 6.5 LBS/FT, CLASE "B", 1 TUBO CORTO
COTD WO -13
7" CIBP WO 09
8945'
CALIZA "M-1"8348'-8357' (9') SQZ
8747'
8780'
8831'
2-7/8" PIN EUE x 3 1/2" BOX EUE X-OVER
2-7/8" EUE, PATA DE MULA