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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 DRAGO DEL ACTIVO
SHUSHUFINDI MEDIANTE LA INTERPRETACIÓN DE PRUEBAS DE
RESTAURACIÓN DE PRESIÓN
Estudio Técnico presentado para optar por el Título de Ingeniero de Petróleos
AUTOR:
María José Morales Cajas
TUTOR:
Ing. Atahualpa Wladimir Mantilla Rivadeneira
Septiembre 2017
QUITO - ECUADOR
ii
DEDICATORIA
A mis padres, Jacinto y Eva ejemplos de trabajo, esfuerzo y entereza,
A mi hija Alexia musa inspiración de mi vida,
A Daniel, compañero de mis batallas,
A mis hermanos Santiago, Cristina y Emilie por su apoyo incondicional,
A mis sobrinos Arianna y Sebastián por darme alegría cada día
María José
iii
AGRADECIMIENTO
A la Universidad Central del Ecuador por darme la oportunidad de formarme
profesionalmente con principios éticos y morales,
A mi tutor, Ing. Atahualpa Mantilla, por orientarme y brindarme su apoyo para
realizar el presente trabajo,
A los docentes de la Carrera de Ingeniería de Petróleos, por sembrar en mí los
conocimientos necesarios para iniciar mi vida profesional,
A la empresa estatal Petroamazonas EP, por permitirme desarrollar el trabajo de
titulación.
iv
DERECHOS DE AUTOR
Yo, María José Morales Cajas, en calidad de autor y titular de los derechos morales y
patrimoniales del trabajo de titulación “OPTIMIZACIÓN DE LA PRODUCCIÓN DEL
CAMPO DRAGO DEL ACTIVO SHUSHUFINDI MEDIANTE LA INTERPRETACIÓN
DE PRUEBAS DE RESTAURACIÓN DE PRESIÓN” 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 académicos. 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.
En la ciudad de Quito a los 03 días del mes de agosto de 2017
……………………………..……..
Morales Cajas María José
C.C. 172452776-5
majto_mc@hotmail.com
v
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
Por la presente dejo constancia que en mi calidad de Tutor he supervisado la realización del
Trabajo de Titulación cuyo tema es: “OPTIMIZACIÓN DE LA PRODUCCIÓN DEL
CAMPO DRAGO DEL ACTIVO SHUSHUFINDI MEDIANTE LA INTERPRETACIÓN
DE PRUEBAS DE RESTAURACIÓN DE PRESIÓN”, presentado por la señorita MARÍA
JOSÉ MORALES CAJAS para optar el Título de Ingeniera de Petróleos,considero que reúne
los requisitos y méritos suficientes para ser sometido a la evaluación y presentación pública
por parte del Tribunal que se designe.
Adjunto reporte de similitudes
En la ciudad de Quito a los 03 días del mes de agosto de 2017.
……………………………..……..
Ing. Atahualpa Wladimir Mantilla Rivadeneira
C.C.: 171233747-4
TUTOR
vi
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 Tribunal del proyecto integrador
denominado: “OPTIMIZACIÓN DE LA PRODUCCIÓN DEL CAMPO DRAGO DEL
ACTIVO SHUSHUFINDI MEDIANTE LA INTERPRETACIÓN DE PRUEBAS DE
RESTAURACIÓN DE PRESIÓN”,, presentado por el señorita MORALES CAJAS MARÍA
JOSÉ, Egresada de la carrera de Ingeniería de Petróleos, declaran que el presente proyecto ha
sido revisado, verificado y evaluado detenidamente y legalmente, por lo que lo califican
como original y auténtico del autor.
En la ciudad de Quito DM a los 12 días del mes de septiembre de 2017
…………………………..
Ing. Jorge Erazo
Delegado del Subdecano
………………………….. …………………………..
Ing. Einstein Barrera Ing. Renán Ruiz
Miembro Miembro
vii
DECLARATORIA DE ORIGINALIDAD
Los abajo firmantes declaramos que el presente Trabajo de Titulación para optar al título de
Ingeniera de Petróleos de la Facultad de Ingeniería de Geología, Minas, Petróleos y
Ambiental de la Universidad Central del Ecuador denominado “OPTIMIZACIÓN DE LA
PRODUCCIÓN DEL CAMPO DRAGO DEL ACTIVO SHUSHUFINDI MEDIANTE LA
INTERPRETACIÓN DE PRUEBAS DE RESTAURACIÓN DE PRESIÓN”es original y no
ha sido realizado con anterioridad o empleado para el otorgamiento de calificación alguna, ni
de título o grado diferente al actual. El presente trabajo es el resultado de las investigaciones
del autor, excepto de donde se indiquen las fuentes de información consultadas.
………………………..………........ ………………………..………........
María José Morales Cajas Ing. Atahualpa Wladimir Mantilla Rivadeneira
C.C.: 172452776-5 C.C.: 171233747-4
viii
ÍNDICE DE CONTENIDOS
CAPÍTULO I. GENERALIDADES ......................................................................................... 1
1.1 Introducción ................................................................................................................ 1
1.2 Planteamiento del problema ........................................................................................ 3
1.3 Objetivos ..................................................................................................................... 3
1.3.1 Objetivo general ...................................................................................................... 3
1.3.2 Objetivos específicos ............................................................................................... 3
1.4 Justificación e importancia .......................................................................................... 4
1.5 Entorno del estudio...................................................................................................... 4
1.5.1 Marco institucional .................................................................................................. 4
1.5.2 Marco ético .............................................................................................................. 5
1.5.3 Marco legal .............................................................................................................. 6
CAPÍTULO II. MARCO TEÓRICO ........................................................................................ 8
2.1 Descripción del Campo Drago .................................................................................... 8
2.1.1 Introducción ............................................................................................................. 8
2.1.2 Ubicación geográfica ............................................................................................... 8
2.1.3 Geología del campo ............................................................................................... 10
2.1.3.1 Distribución estructural .................................................................................. 11
2.1.4 Información de fluido a condiciones de reservorio ............................................... 14
2.1.4.1 Propiedades PVT ............................................................................................ 14
2.2 Pruebas de pozo ......................................................................................................... 17
2.3 Pruebas de presión ..................................................................................................... 18
2.4 Principios utilizados en pruebas de presión .............................................................. 20
2.4.1 Regímenes de flujo ................................................................................................ 20
ix
2.4.1.1 Flujo continuo (steady state flow) .................................................................. 21
2.4.1.2 Flujo semicontinuo (psedo steady state flow) ................................................ 21
2.4.1.3 Flujo no continuo (unsteady state or transient flow) ...................................... 21
2.4.2 Regímenes de tiempo............................................................................................. 22
2.4.2.1 Región de tiempo temprano (ETR) ................................................................ 24
2.4.2.2 Región de tiempos medios (MTR) ................................................................. 34
2.4.2.3 Región de tiempos tardíos (LTR) ................................................................... 40
2.4.3 Tipos de pruebas de presión .................................................................................. 46
2.4.3.1 Pruebas Drill Stem Testing (DST) ................................................................. 47
2.4.3.2 Pruebas de disipación de presión en pozos inyectores (Fall off Test) ........... 48
2.4.3.3 Pruebas de interferencia ................................................................................. 48
2.4.3.4 Pruebas de arrastre drawdown........................................................................ 49
2.4.3.5 Pruebas de restauración de presión ................................................................ 50
2.5 Métodos para interpretar pruebas de restauración de presión ................................... 52
2.5.1 Método de Horner .................................................................................................. 52
2.5.2 Método de MDH (Miller - Dyes – Hutchinson) .................................................... 53
2.5.3 Método MBH (Matthews - Brons - Hazebroeck) ................................................. 54
2.5.4 Método de la curva de Gringarten et. al. ............................................................... 54
2.5.5 Método de la derivada de Bourdet et. al. ............................................................... 56
2.6 Estimulación de pozos ............................................................................................... 61
2.6.1 Estimulación matricial ........................................................................................... 61
2.6.2 Fracturamiento hidráulico ...................................................................................... 65
2.7 Productividad de pozos ............................................................................................. 66
2.7.1 IPR (Inflow Performance Relationship) ................................................................ 66
2.7.1.1 Índice de productividad (J) ............................................................................. 67
x
2.7.1.2 Eficiencia de flujo (EF) .................................................................................. 68
2.8 Software Saphir de Kappa ......................................................................................... 68
CAPÍTULO III. DISEÑO METODOLÓGICO ..................................................................... 70
3.1 Tipo de estudio .......................................................................................................... 70
3.2 Universo y muestra.................................................................................................... 70
3.3 Métodos y técnicas de recopilación de datos ............................................................ 70
3.4 Procesamiento y análisis de información .................................................................. 71
3.4.1 Flujo de trabajo para análisis de pruebas de restauración de presión .................... 71
3.4.2 Análisis de las pruebas de restauración de presión en el software Saphir ............. 73
3.4.3 Reinterpretación de resultados ............................................................................... 75
CAPÍTULO IV. RESULTADOS ............................................................................................ 78
4.1 Estructura Drago ....................................................................................................... 78
4.1.1 Pozo DRGA-001.................................................................................................... 78
4.1.1.1 Areniscas T Superior + T Inferior .................................................................. 78
4.1.1.2 Arenisca U Inferior......................................................................................... 80
4.1.1.3 Arenisca U Superior ....................................................................................... 81
4.1.2 Pozo DRGA-010.................................................................................................... 83
4.1.2.1 Arenisca U Inferior......................................................................................... 83
4.2 Estructura Drago Norte ............................................................................................. 84
4.2.1 Pozo DRRA-001 .................................................................................................... 84
4.2.1.1 Areniscas T Superior + T Inferior .................................................................. 84
4.2.1.2 Arenisca U Inferior......................................................................................... 86
4.2.2 Pozo DRRA-003 .................................................................................................... 88
4.2.2.1 Arenisca U Inferior......................................................................................... 88
4.2.3 Pozo DRRA-006 .................................................................................................... 89
xi
4.2.3.1 Arenisca U Inferior......................................................................................... 89
4.2.4 Pozo DRRA-011 .................................................................................................... 91
4.2.4.1 Arenisca U Inferior......................................................................................... 91
4.2.5 Pozo DRRA-014 .................................................................................................... 92
4.2.5.1 Arenisca T Inferior ......................................................................................... 92
4.2.6 Pozo DRRA-015 .................................................................................................... 94
4.2.6.1 Arenisca U Inferior......................................................................................... 94
4.2.7 Pozo DRRA-020 .................................................................................................... 95
4.2.7.1 Arenisca U Inferior......................................................................................... 95
4.2.8 Pozo DRRA-034 .................................................................................................... 97
4.2.8.1 Arenisca T Inferior ......................................................................................... 97
4.2.9 Pozo DRRA-042 .................................................................................................... 98
4.2.9.1 Arenisca U Inferior......................................................................................... 98
4.2.10 Pozo DRRA-043 .............................................................................................. 100
4.2.10.1 Arenisca U Inferior....................................................................................... 100
4.2.11 Pozo DRRB-002 .............................................................................................. 102
4.2.11.1 Arenisca U Inferior....................................................................................... 102
4.2.12 Pozo DRRB-017 .............................................................................................. 104
4.2.12.1 Arenisca U Inferior....................................................................................... 104
4.2.13 Pozo DRRB-031 .............................................................................................. 105
4.2.13.1 Arenisca U Inferior....................................................................................... 105
4.2.14 Pozo DRRB-032 .............................................................................................. 107
4.2.14.1 Arenisca U Inferior....................................................................................... 107
4.2.15 Pozo DRRB-037 .............................................................................................. 109
4.2.15.1 Arenisca U Inferior....................................................................................... 109
xii
4.2.16 Pozo DRRC-013 .............................................................................................. 110
4.2.16.1 Arenisca U Inferior....................................................................................... 110
4.2.17 Pozo DRRC-021 .............................................................................................. 112
4.2.17.1 Arenisca U Inferior....................................................................................... 112
4.2.18 Pozo DRRC-023 .............................................................................................. 113
4.2.18.1 Arenisca U Inferior....................................................................................... 113
4.2.19 Pozo DRRC-027 .............................................................................................. 115
4.2.19.1 Arenisca U Inferior....................................................................................... 115
4.2.20 Pozo DRRC-029 .............................................................................................. 117
4.2.20.1 Arenisca T Inferior ....................................................................................... 117
4.2.21 Pozo DRRC-36 ................................................................................................ 118
4.2.21.1 Arenisca U Inferior....................................................................................... 118
4.2.22 Pozo DRRD-022 .............................................................................................. 120
4.2.22.1 Arenisca T Superior ..................................................................................... 120
4.2.23 Pozo DRRD-026 .............................................................................................. 121
4.2.23.1 Arenisca U Inferior....................................................................................... 121
4.2.24 Pozo DRRD-030 .............................................................................................. 123
4.2.24.1 Arenisca T Inferior ....................................................................................... 123
4.2.25 Pozo DRRD-051 .............................................................................................. 125
4.2.25.1 Arenisca T Inferior ....................................................................................... 125
4.2.26 Pozo DRRD-055S1 .......................................................................................... 126
4.2.26.1 Arenisca U Inferior....................................................................................... 126
4.2.27 Pozo DRRD-056 .............................................................................................. 128
4.2.27.1 Arenisca T Inferior ....................................................................................... 128
4.2.28 Pozo DRRE-039............................................................................................... 129
xiii
4.2.28.1 Arenisca T Inferior ....................................................................................... 129
4.2.29 Pozo DRRE-062............................................................................................... 131
4.2.29.1 Arenisca T Inferior ....................................................................................... 131
4.3 Estructura Drago Este.............................................................................................. 133
4.3.1 Pozo DRTA-001 .................................................................................................. 133
4.3.1.1 Arenisca T Inferior ....................................................................................... 133
4.3.2 Pozo DRTA-005 .................................................................................................. 134
4.3.2.1 Arenisca U Inferior....................................................................................... 134
4.3.3 Pozo DRTA-009 .................................................................................................. 136
4.3.3.1 Arenisca U Inferior....................................................................................... 136
4.3.4 Pozo DRTA-010 .................................................................................................. 137
4.3.4.1 Arenisca U Inferior....................................................................................... 137
4.3.5 Pozo DRTA-013 .................................................................................................. 139
4.3.5.1 Arenisca T Inferior ....................................................................................... 139
CAPITULO V. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES .......................................... 146
4.4 Conclusiones ........................................................................................................... 146
4.5 Recomendaciones .................................................................................................... 147
CAPÍTULO VI ...................................................................................................................... 149
6.1 Referencias bibliográficas ....................................................................................... 149
6.2 Glosario de términos ............................................................................................... 152
CAPÍTULO VII. ANEXOS ................................................................................................... 156
xiv
ÍNDICE FIGURAS
Figura 2-1. Mapa de ubicación de la Cuenca Oriente ............................................................... 9
Figura 2-2. Mapa tectónico de la Cuenca Oriente ..................................................................... 9
Figura 2-3. Ubicación del campo Drago ................................................................................. 10
Figura 2-4. Regímenes de flujo ............................................................................................... 20
Figura 2-5. Comportamiento de los tipos de flujo de fluidos .................................................. 23
Figura 2-6. Tipos de flujo ........................................................................................................ 24
Figura 2-7. Efectos del almacenamiento en pruebas de restauración de presión..................... 24
Figura 2-8. Comportamiento del almacenamiento ................................................................... 25
Figura 2-9. Almacenamiento constante ................................................................................... 26
Figura 2-10. Almacenamiento variable.................................................................................... 27
Figura 2-11. Clasificación del factor de daño .......................................................................... 29
Figura 2-12. Flujo a través de una región circular en un reservorio ........................................ 29
Figura 2-13. Comportamiento del factor de daño en el plot log-log ....................................... 30
Figura 2-14. Comportamiento de la permeabilidad en la derivada ......................................... 32
Figura 2-15. Reservorios con flujo lineal ................................................................................ 33
Figura 2-16. Comportamiento del flujo bilineal ...................................................................... 34
Figura 2-17. Pozo con entrada limitada .................................................................................. 34
Figura 2-18. Comportamiento del flujo esférico...................................................................... 35
Figura 2-19. Flujo radial .......................................................................................................... 35
Figura 2-20. Comportamiento del flujo radial ......................................................................... 36
Figura 2-21. Sistema de fisuras ................................................................................................ 36
Figura 2-22. Aporte de fluidos desde la matriz hacia las fisuras ............................................. 37
Figura 2-23. Comportamiento de doble porosidad en la derivada ........................................... 38
xv
Figura 2-24. Influencia del índice de almacenamiento, 𝛚 ....................................................... 38
Figura 2-25. Coeficiente de flujo interporoso, 𝛌...................................................................... 39
Figura 2-26. Reservorios radial compuesto y lineal ................................................................ 39
Figura 2-27. Comportamiento de la derivada para un reservorio radial compuesto ................ 40
Figura 2-28. Falla sellante ........................................................................................................ 41
Figura 2-29. Límite de no flujo ................................................................................................ 41
Figura 2-30. Límite con presión constante .............................................................................. 42
Figura 2-31. Límite de presión constante ................................................................................ 42
Figura 2-32. Comportamiento de la derivada para un límite simple sellante .......................... 43
Figura 2-33. Límite intersecante .............................................................................................. 43
Figura 2-34. Comportamiento de la derivada para un pozo con límite intersecante ............... 44
Figura 2-35. Límite paralelo .................................................................................................... 44
Figura 2-36.Comportamiento de la derivada para el límite paralelo ....................................... 45
Figura 2-37. Límite circular ..................................................................................................... 45
Figura 2-38. Límite rectangular ............................................................................................... 46
Figura 2-39. Comportamiento de la derivada para el límite circular ....................................... 46
Figura 2-40. Prueba DST ......................................................................................................... 47
Figura 2-41. Prueba Fall Off .................................................................................................... 48
Figura 2-42. Diagrama esquemático de la prueba de interferencia ......................................... 49
Figura 2-43. Diagrama esquemático de la prueba drawdown .................................................. 49
Figura 2-44. Diagrama esquemático de la prueba build up ..................................................... 50
Figura 2-45. Gráfico de Horner ............................................................................................... 53
Figura 2-46. Curvas tipo de Gringarten ................................................................................... 55
Figura 2-47. Curva de diagnóstico de la derivada ................................................................... 57
Figura 2-48. Curvas tipo de Bourdet et al. ............................................................................... 59
xvi
Figura 2-49. Curvas tipo para un pozo con almacenamiento y daño en un reservorio
homogéneo ............................................................................................................................... 59
Figura 2-50. Gráfico IPR en base a la ecuación de Darcy ...................................................... 67
Figura 3-1. Ingreso de datos iniciales ...................................................................................... 73
Figura 3-2. Ingreso de los datos de presión vs tiempo ............................................................. 73
Figura 3-3. Ingreso de caudales y definición de tiempos......................................................... 74
Figura 3-4. Ingreso de datos PVT ............................................................................................ 74
Figura 3-5. Extracción de la derivada .................................................................................... 75
Figura 3-6. Plot log – log extraído del programa Saphir ......................................................... 75
Figura 3-7. Modelamiento de los pozos del Campo Drago ..................................................... 76
Figura 3-8. Cálculo de la IPR por el método de Darcy ........................................................... 76
Figura 4-1. Plot log - log para el pozo DRGA-001-TS+TI ..................................................... 79
Figura 4-2. Gráficos IPR para el pozo DRGA-001-TS+TI ..................................................... 79
Figura 4-3. Plot log - log para el pozo DRGA-001-UI ............................................................ 81
Figura 4-4. Gráficos IPR para el pozo DRGA-001-UI ............................................................ 81
Figura 4-5. Plot log - log para el pozo DRGA-001-US .......................................................... 82
Figura 4-6. Gráficos IPR para el pozo DRGA-001-US .......................................................... 82
Figura 4-7. Plot log - log para el pozo DRGA-010-UI ........................................................... 84
Figura 4-8. Gráficos IPR para el pozo DRGA-010-UI .......................................................... 84
Figura 4-9. Plot log - log para el pozo DRRA-001-TS+TI .................................................... 86
Figura 4-10. Gráficos IPR para el pozo DRRA-001-TS+TI .................................................. 86
Figura 4-11. Plot log - log para el pozo DRRA-001-UI ........................................................ 87
Figura 4-12. Gráficos IPR para el pozo DRRA-001-UI ........................................................ 87
Figura 4-13. Plot log - log para el pozo DRRA-003-UI ........................................................ 89
Figura 4-14. Gráficos IPR para el pozo DRRA-003-UI ........................................................ 89
xvii
Figura 4-15. Plot log - log para el pozo DRRA-006-UI ........................................................ 90
Figura 4-16. Gráficos IPR para el pozo DRRA-006-UI ........................................................ 90
Figura 4-17. Plot log - log para el pozo DRRA-011-UI ........................................................ 92
Figura 4-18. Gráficos IPR para el pozo DRRA-011-UI ........................................................ 92
Figura 4-19. Plot log - log para el pozo DRRA-014-TI ......................................................... 93
Figura 4-20. Gráficos IPR para el pozo DRRA-014-TI ......................................................... 93
Figura 4-21. Plot log - log para el pozo DRRA-015-UI ........................................................ 95
Figura 4-22. Gráficos IPR para el pozo DRRA-015-UI ........................................................ 95
Figura 4-23. Plot log - log para el pozo DRRA-020-UI ........................................................ 96
Figura 4-24. Gráficos IPR para el pozo DRRA-020-UI ........................................................ 97
Figura 4-25. Plot log - log para el pozo DRRA-034-TI ......................................................... 98
Figura 4-26. Gráficos IPR para el pozo DRRA-034-TI ......................................................... 98
Figura 4-27. Plot log - log para el pozo DRRA-042-UI ...................................................... 100
Figura 4-28. Gráficos IPR para el pozo DRRA-042-UI ...................................................... 100
Figura 4-29. Plot log - log para el pozo DRRA-043-UI ...................................................... 101
Figura 4-30. Gráficos IPR para el pozo DRRA-043-UI ...................................................... 102
Figura 4-31. Plot log - log para el pozo DRRB-002-UI ...................................................... 103
Figura 4-32. Gráficos IPR para el pozo DRRB-002-UI ...................................................... 103
Figura 4-33. Plot log - log para el pozo DRRB-017-UI ...................................................... 105
Figura 4-34. Gráficos IPR para el pozo DRRB-017-UI ...................................................... 105
Figura 4-35. Plot log - log para el pozo DRRB-031-UI ...................................................... 106
Figura 4-36. Gráficos IPR para el pozo DRRB-031-UI ...................................................... 107
Figura 4-37. Plot log - log para el pozo DRRB-032-UI ...................................................... 108
Figura 4-38. Gráficos IPR para el pozo DRRB-032-UI ...................................................... 108
Figura 4-39. Plot log - log para el pozo DRRB-037-UI ...................................................... 110
xviii
Figura 4-40. Gráficos IPR para el pozo DRRB-037-UI ...................................................... 110
Figura 4-41. Plot log - log para el pozo DRRC-013-UI ...................................................... 111
Figura 4-42. Gráficos IPR para el pozo DRRC-013-UI ...................................................... 111
Figura 4-43. Plot log - log para el pozo DRRC-021-UI ...................................................... 113
Figura 4-44. Gráficos IPR para el pozo DRRC-021-UI ...................................................... 113
Figura 4-45. Plot log - log para el pozo DRRC-023-UI ...................................................... 114
Figura 4-46. Gráficos IPR para el pozo DRRC-023-UI ...................................................... 115
Figura 4-47. Plot log - log para el pozo DRRC-027-UI ...................................................... 116
Figura 4-48. Gráficos IPR para el pozo DRRC-027-UI ...................................................... 116
Figura 4-49. Plot log - log para el pozo DRRC-029-TI ....................................................... 118
Figura 4-50. Gráficos IPR para el pozo DRRC-029-TI ....................................................... 118
Figura 4-51. Plot log - log para el pozo DRRC-036-UI ...................................................... 119
Figura 4-52. Gráficos IPR para el pozo DRRC-036-UI ...................................................... 120
Figura 4-53. Plot log - log para el pozo DRRD-022-TS ...................................................... 121
Figura 4-54. Gráficos IPR para el pozo DRRD-022-TS ...................................................... 121
Figura 4-55. Plot log - log para el pozo DRRD-026-UI ...................................................... 123
Figura 4-56. Gráficos IPR para el pozo DRRD-026-UI ...................................................... 123
Figura 4-57. Plot log - log para el pozo DRRD-030-TI ....................................................... 124
Figura 4-58. Gráficos IPR para el pozo DRRD-030-TI ....................................................... 124
Figura 4-59. Plot log - log para el pozo DRRD-051-TI ....................................................... 126
Figura 4-60. Gráficos IPR para el pozo DRRD-051-TI ....................................................... 126
Figura 4-61. Plot log - log para el pozo DRRD-055-UI ...................................................... 127
Figura 4-62. Gráficos IPR para el pozo DRRD-055-UI ...................................................... 128
Figura 4-63. Plot log - log para el pozo DRRD-056-TI ....................................................... 129
Figura 4-64. Gráficos IPR para el pozo DRRD-056-TI ....................................................... 129
xix
Figura 4-65. Plot log - log para el pozo DRRE-039-TI ....................................................... 131
Figura 4-66. Gráficos IPR para el pozo DRRE-039-TI ....................................................... 131
Figura 4-67. Plot log - log para el pozo DRRE-062-TI ....................................................... 132
Figura 4-68. Gráficos IPR para el pozo DRRE-062-TI ....................................................... 132
Figura 4-69. Plot log - log para el pozo DRTA-001-TI ....................................................... 134
Figura 4-70. Gráficos IPR para el pozo DRTA-001-TI ....................................................... 134
Figura 4-71. Plot log - log para el pozo DRTA-005-UI ...................................................... 135
Figura 4-72. Gráficos IPR para el pozo DRTA-005-UI ...................................................... 135
Figura 4-73. Plot log - log para el pozo DRTA-009-UI ...................................................... 137
Figura 4-74. Gráficos IPR para el pozo DRTA-009-UI ...................................................... 137
Figura 4-75. Plot log - log para el pozo DRTA-010-UI ...................................................... 138
Figura 4-76. Gráficos IPR para el pozo DRTA-010-UI ...................................................... 139
Figura 4-77. Plot log - log para el pozo DRTA-013-TI ....................................................... 140
Figura 4-78. Gráficos IPR para el pozo DRTA-013-TI ....................................................... 140
ÍNDICE DE TABLAS
Tabla 2-1. Características del reservorio “T” Inferior ............................................................. 12
Tabla 2-2. Características del reservorio “T” Superior ............................................................ 12
Tabla 2-3. Características del reservorio “U” Inferior ............................................................. 13
Tabla 2-4. Características del reservorio “U” Superior ........................................................... 14
Tabla 2-5. Datos PVT de la Arenisca “T” ............................................................................... 15
Tabla 2-6. Viscosidad del petróleo de la Arenisca “T” ........................................................... 15
Tabla 2-7. Datos PVT de la Arenisca “U” ............................................................................... 16
Tabla 2-8. Viscosidad del petróleo de la Arenisca “U” ........................................................... 16
xx
Tabla 2-9. Valores típicos de S y su significancia relativa ...................................................... 31
Tabla 2-10. Caracterización de los valores de permeabilidad ................................................. 32
Tabla 2-11. Condición del pozo mediante curvas de Gringarten............................................. 56
Tabla 2-12. Guía general para seleccionar la estimulación matricial y el fluido de tratamiento
para la remoción de daño ......................................................................................................... 64
Tabla 2-13. Guía general para la utilización de ácidos en areniscas ....................................... 64
Tabla 2-14. Índice de productividad promedio para las areniscas “T” y ”U” del Campo
Drago........................................................................................................................................ 68
Tabla 3-1. Escala de valores del índice de productividad para la Arenisca “T” del Campo
Drago........................................................................................................................................ 77
Tabla 3-2. Escala de valores del índice de productividad para la Arenisca “U” del Campo
Drago........................................................................................................................................ 77
Tabla 4-1. Datos del pozo DRGA-001-TS+TI ........................................................................ 78
Tabla 4-2. Modelo seleccionado para el pozo DRGA-001-TS+TI ......................................... 78
Tabla 4-3. Resultados del análisis de la prueba de restauración para el pozo DRGA-001-
TS+TI ....................................................................................................................................... 78
Tabla 4-4. Optimización de la producción para el pozo DRGA-001-TS+TI .......................... 79
Tabla 4-5. Datos del pozo DRGA-001-UI ............................................................................... 80
Tabla 4-6. Modelo seleccionado para el pozo DRGA-001-UI ............................................... 80
Tabla 4-7. Resultados del análisis de la prueba de restauración para el pozo DRGA-001-UI 80
Tabla 4-8. Optimización de la producción para el pozo DRGA-001-UI ................................. 80
Tabla 4-9. Datos del pozo DRGA-001-US ............................................................................. 81
Tabla 4-10. Modelo seleccionado para el pozo DRGA-001-US ............................................ 81
Tabla 4-11. Resultados del análisis de la prueba de restauración para el pozo DRGA-
001-US ..................................................................................................................................... 82
xxi
Tabla 4-12. Optimización de la producción para el pozo DRGA-001-US .............................. 82
Tabla 4-13. Datos del pozo DRGA-010-UI ............................................................................ 83
Tabla 4-14. Modelo seleccionado para el pozo DRGA-010-UI ............................................. 83
Tabla 4-15. Resultados del análisis de la prueba de restauración para el pozo DRGA-010-
UI ............................................................................................................................................. 83
Tabla 4-16. Optimización de la producción para el pozo DRGA-010-UI ............................... 84
Tabla 4-17. Datos del pozo DRRA-001-TS+TI ...................................................................... 85
Tabla 4-18. Modelo seleccionado para el pozo DRRA-001-TS+TI ....................................... 85
Tabla 4-19. Resultados del análisis de la prueba de restauración para el pozo DRRA-001-
TS+TI ....................................................................................................................................... 85
Tabla 4-20. Optimización de la producción para el pozo DRRA-001-TS+TI ......................... 85
Tabla 4-21. Datos del pozo DRRA-001-UI ............................................................................ 86
Tabla 4-22. Modelo seleccionado para el pozo DRRA-001-UI ............................................. 86
Tabla 4-23. Resultados del análisis de la prueba de restauración para el pozo DRRA-001-
UI ............................................................................................................................................. 87
Tabla 4-24. Optimización de la producción para el pozo DRRA-001-UI ............................... 87
Tabla 4-25. Datos del pozo DRRA-003-UI ............................................................................ 88
Tabla 4-26. Modelo seleccionado para el pozo DRRA-003-UI ............................................. 88
Tabla 4-27. Resultados del análisis de la prueba de restauración para el pozo DRRA-003-
UI ............................................................................................................................................. 88
Tabla 4-28. Optimización de la producción para el pozo DRRA-003-UI ............................... 88
Tabla 4-29. Datos del pozo DRRA-006-UI ............................................................................ 89
Tabla 4-30. Modelo seleccionado para el pozo DRRA-006-UI ............................................. 89
Tabla 4-31. Resultados del análisis de la prueba de restauración para el pozo DRRA-006-
UI ............................................................................................................................................. 90
xxii
Tabla 4-32. Optimización de la producción para el pozo DRRA-006-UI ............................... 90
Tabla 4-33. Datos del pozo DRRA-011-UI ............................................................................ 91
Tabla 4-34. Modelo seleccionado para el pozo DRRA-011-UI ............................................. 91
Tabla 4-35. Resultados del análisis de la prueba de restauración para el pozo DRRA-011-
UI ............................................................................................................................................. 91
Tabla 4-36. Optimización de la producción para el pozo DRRA-011-UI ............................... 91
Tabla 4-37. Datos del pozo DRRA-014-TI ............................................................................. 92
Tabla 4-38. Modelo seleccionado para el pozo DRRA-014-TI .............................................. 93
Tabla 4-39. Resultados del análisis de la prueba de restauración para el pozo DRRA-014-
TI .............................................................................................................................................. 93
Tabla 4-40. Optimización de la producción para el pozo DRRA-014-TI ................................ 93
Tabla 4-41. Datos del pozo DRRA-015-UI ............................................................................ 94
Tabla 4-42. Modelo seleccionado para el pozo DRRA-015-UI ............................................. 94
Tabla 4-43. Resultados del análisis de la prueba de restauración para el pozo DRRA-015-
UI ............................................................................................................................................. 94
Tabla 4-44. Optimización de la producción para el pozo DRRA-015-UI ............................... 95
Tabla 4-45. Datos del pozo DRRA-020-UI ............................................................................ 95
Tabla 4-46. Modelo seleccionado para el pozo DRRA-020-UI ............................................. 96
Tabla 4-47. Resultados del análisis de la prueba de restauración para el pozo DRRA-020-
UI ............................................................................................................................................. 96
Tabla 4-48. Optimización de la producción para el pozo DRRA-020-UI ............................... 96
Tabla 4-49. Datos del pozo DRRA-034-TI ............................................................................. 97
Tabla 4-50. Modelo seleccionado para el pozo DRRA-034-TI .............................................. 97
Tabla 4-51. Resultados del análisis de la prueba de restauración para el pozo DRRA-034-
TI .............................................................................................................................................. 97
xxiii
Tabla 4-52. Optimización de la producción para el pozo DRRA-034-TI ................................ 98
Tabla 4-53. Datos del pozo DRRA-042-UI ............................................................................ 99
Tabla 4-54. Modelo seleccionado para el pozo DRRA-042-UI ............................................. 99
Tabla 4-55. Resultados del análisis de la prueba de restauración para el pozo DRRA-042-
UI ............................................................................................................................................. 99
Tabla 4-56. Optimización de la producción para el pozo DRRA-042-UI ............................... 99
Tabla 4-57. Datos del pozo DRRA-043-UI .......................................................................... 100
Tabla 4-58. Modelo seleccionado para el pozo DRRA-043-UI ........................................... 101
Tabla 4-59. Resultados del análisis de la prueba de restauración para el pozo DRRA-043-
UI ........................................................................................................................................... 101
Tabla 4-60. Optimización de la producción para el pozo DRRA-043-UI ............................. 101
Tabla 4-61. Datos del pozo DRRB-002-UI .......................................................................... 102
Tabla 4-62. Modelo seleccionado para el pozo DRRB-002-UI ............................................ 102
Tabla 4-63. Resultados del análisis de la prueba de restauración para el pozo DRRB-002-
UI ........................................................................................................................................... 102
Tabla 4-64. Optimización de la producción para el pozo DRRB-002-UI ............................. 103
Tabla 4-65. Datos del pozo DRRB-017-UI .......................................................................... 104
Tabla 4-66. Modelo seleccionado para el pozo DRRB-017-UI ............................................ 104
Tabla 4-67. Resultados del análisis de la prueba de restauración para el pozo DRRB-017-
UI ........................................................................................................................................... 104
Tabla 4-68. Optimización de la producción para el pozo DRRB-017-UI ............................. 104
Tabla 4-69. Datos del pozo DRRB-031-UI .......................................................................... 105
Tabla 4-70. Modelo seleccionado para el pozo DRRB-031-UI ............................................ 106
Tabla 4-71. Resultados del análisis de la prueba de restauración para el pozo DRRB-031-
UI ........................................................................................................................................... 106
xxiv
Tabla 4-72. Optimización de la producción para el pozo DRRB-031-UI ............................. 106
Tabla 4-73. Datos del pozo DRRB-032-UI .......................................................................... 107
Tabla 4-74. Modelo seleccionado para el pozo DRRB-032-UI ............................................ 107
Tabla 4-75. Resultados del análisis de la prueba de restauración para el pozo DRRB-032-
UI ........................................................................................................................................... 108
Tabla 4-76. Optimización de la producción para el pozo DRRB-032-UI ............................. 108
Tabla 4-77. Datos del pozo DRRB-037-UI .......................................................................... 109
Tabla 4-78. Modelo seleccionado para el pozo DRRB-037-UI ............................................ 109
Tabla 4-79. Resultados del análisis de la prueba de restauración para el pozo DRRB-037-
UI ........................................................................................................................................... 109
Tabla 4-80. Optimización de la producción para el pozo DRRB-037-UI ............................. 109
Tabla 4-81. Datos del pozo DRRC-013-UI .......................................................................... 110
Tabla 4-82. Modelo seleccionado para el pozo DRRC-013-UI ............................................ 111
Tabla 4-83. Resultados del análisis de la prueba de restauración para el pozo DRRC-013-
UI ........................................................................................................................................... 111
Tabla 4-84. Optimización de la producción para el pozo DRRC-013-UI ............................. 111
Tabla 4-85. Datos del pozo DRRC-021-UI .......................................................................... 112
Tabla 4-86. Modelo seleccionado para el pozo DRRC-021-UI ............................................ 112
Tabla 4-87. Resultados del análisis de la prueba de restauración para el pozo DRRC-021-
UI ........................................................................................................................................... 112
Tabla 4-88. Optimización de la producción para el pozo DRRC-021 ................................... 113
Tabla 4-89. Datos del pozo DRRC-023-UI .......................................................................... 113
Tabla 4-90. Modelo seleccionado para el pozo DRRC-023-UI ............................................ 114
Tabla 4-91. Resultados del análisis de la prueba de restauración para el pozo DRRC-023-
UI ........................................................................................................................................... 114
xxv
Tabla 4-92. Optimización de la producción para el pozo DRRC-023-UI ............................. 114
Tabla 4-93. Datos del pozo DRRC-027-UI .......................................................................... 115
Tabla 4-94. Modelo seleccionado para el pozo DRRC-027-UI ............................................ 115
Tabla 4-95. Resultados del análisis de la prueba de restauración para el pozo DRRC-027-
UI ........................................................................................................................................... 116
Tabla 4-96. Optimización de la producción para el pozo DRRC-027-UI ............................. 116
Tabla 4-97. Datos del pozo DRRC-029-TI ........................................................................... 117
Tabla 4-98. Modelo seleccionado para el pozo DRRC-029-TI ............................................ 117
Tabla 4-99. Resultados del análisis de la prueba de restauración para el pozo DRRC-029-
TI ............................................................................................................................................ 117
Tabla 4-100. Optimización de la producción para el pozo DRRC-029-TI ............................ 118
Tabla 4-101. Datos del pozo DRRC-036-UI ........................................................................ 118
Tabla 4-102. Modelo seleccionado para el pozo DRRC-036-UI .......................................... 119
Tabla 4-103. Resultados del análisis de la prueba de restauración para el pozo DRRC-036-
UI ........................................................................................................................................... 119
Tabla 4-104. Optimización de la producción para el pozo DRRC-036-UI ........................... 119
Tabla 4-105. Datos del pozo DRRD-022-TS ........................................................................ 120
Tabla 4-106. Modelo seleccionado para el pozo DRRD-022-TS ......................................... 120
Tabla 4-107. Resultados del análisis de la prueba de restauración para el pozo DRRD-022-
TS ........................................................................................................................................... 120
Tabla 4-108. Optimización de la producción para el pozo DRRD-022-TS ........................... 121
Tabla 4-109. Datos del pozo DRRD-026-UI ........................................................................ 122
Tabla 4-110. Modelo seleccionado para el pozo DRRD-026-UI ......................................... 122
Tabla 4-111. Resultados del análisis de la prueba de restauración para el pozo DRRD-026-
UI ........................................................................................................................................... 122
xxvi
Tabla 4-112. Optimización de la producción para el pozo DRRD-026- UI .......................... 122
Tabla 4-113. Datos del pozo DRRD-030-TI ......................................................................... 123
Tabla 4-114. Modelo seleccionado para el pozo DRRD-030-TI .......................................... 124
Tabla 4-115. Resultados del análisis de la prueba de restauración para el pozo DRRD-030-
TI ............................................................................................................................................ 124
Tabla 4-116. Optimización de la producción para el pozo DRRD-030-TI ............................ 124
Tabla 4-117. Datos del pozo DRRD-051-TI ......................................................................... 125
Tabla 4-118. Modelo seleccionado para el pozo DRRD-051-TI .......................................... 125
Tabla 4-119. Resultados del análisis de la prueba de restauración para el pozo DRRD-051-
TI ............................................................................................................................................ 125
Tabla 4-120. Optimización de la producción para el pozo DRRD-051-TI ............................ 125
Tabla 4-121. Datos del pozo DRRD-055-UI ........................................................................ 126
Tabla 4-122. Modelo seleccionado para el pozo DRRD-055-UI ......................................... 127
Tabla 4-123. Resultados del análisis de la prueba de restauración para el pozo DRRD-055-
UI ........................................................................................................................................... 127
Tabla 4-124. Optimización de la producción para el pozo DRRD-055-UI ........................... 127
Tabla 4-125. Datos del pozo DRRD-056-TI ......................................................................... 128
Tabla 4-126. Modelo seleccionado para el pozo DRRD-056-TI .......................................... 128
Tabla 4-127. Resultados del análisis de la prueba de restauración para el pozo DRRD-056-
TI ............................................................................................................................................ 128
Tabla 4-128. Optimización de la producción para el pozo DRRD-056-TI ............................ 129
Tabla 4-129. Datos del pozo DRRE-039-TI ......................................................................... 130
Tabla 4-130. Modelo seleccionado para el pozo DRRE-039-TI .......................................... 130
Tabla 4-131. Resultados del análisis de la prueba de restauración para el pozo DRRE-039-
TI ............................................................................................................................................ 130
xxvii
Tabla 4-132. Optimización de la producción para el pozo DRRE-039-TI ............................ 130
Tabla 4-133. Datos del pozo DRRE-062-TI ......................................................................... 131
Tabla 4-134. Modelo seleccionado para el pozo DRRE-062-TI .......................................... 132
Tabla 4-135. Resultados del análisis de la prueba de restauración para el pozo DRRE-062-
TI ............................................................................................................................................ 132
Tabla 4-136. Optimización de la producción para el pozo DRRE-062-TI ............................ 132
Tabla 4-137. Datos del pozo DRTA-001-TI ......................................................................... 133
Tabla 4-138. Modelo seleccionado para el pozo DRTA-001-TI .......................................... 133
Tabla 4-139. Resultados del análisis de la prueba de restauración para el pozo DRTA-001-
TI ............................................................................................................................................ 133
Tabla 4-140. Optimización de la producción para el pozo DRTA-001-TI ............................ 133
Tabla 4-141. Datos del pozo DRTA-005-UI ........................................................................ 134
Tabla 4-142. Modelo seleccionado para el pozo DRTA-005-UI .......................................... 135
Tabla 4-143. Resultados del análisis de la prueba de restauración para el pozo DRTA-005-
UI ........................................................................................................................................... 135
Tabla 4-144. Optimización de la producción para el pozo DRTA-005-UI ........................... 135
Tabla 4-145. Datos del pozo DRTA-009-UI ........................................................................ 136
Tabla 4-146. Modelo seleccionado para el pozo DRTA-009-UI .......................................... 136
Tabla 4-147. Resultados del análisis de la prueba de restauración para el pozo DRTA-009-
UI ........................................................................................................................................... 136
Tabla 4-148. Optimización de la producción para el pozo DRTA-009-UI ........................... 136
Tabla 4-149. Datos del pozo DRTA-010-UI ........................................................................ 137
Tabla 4-150. Modelo seleccionado para el pozo DRTA-010-UI .......................................... 138
Tabla 4-151. Resultados del análisis de la prueba de restauración para el pozo DRTA-010-
UI ........................................................................................................................................... 138
xxviii
Tabla 4-152. Optimización de la producción para el pozo DRTA-010-UI ........................... 138
Tabla 4-153. Datos del pozo DRTA-013-TI ......................................................................... 139
Tabla 4-154. Modelo seleccionado para el pozo DRTA-013-TI .......................................... 139
Tabla 4-155. Resultados del análisis de la prueba de restauración para el pozo DRTA-013-
TI ............................................................................................................................................ 139
Tabla 4-156. Optimización de la producción para el pozo DRTA-013-TI ............................ 140
Tabla 4-157. Resultados del análisis de la prueba de restauración para el Campo Drago .... 141
Tabla 4-158. Tipos de estimulación ....................................................................................... 142
Tabla 4-159. Sugerencias de las posibles soluciones para incrementar la producción del
Campo Drago ......................................................................................................................... 143
Tabla 4-160. Producción de las areniscas “T” y “U” del Campo Drago ............................... 144
Tabla 4-161. Optimización de la producción de las areniscas “T” y “U” del Campo
Drago...................................................................................................................................... 144
ÍNDICE DE ANEXOS
ANEXO A. Mapa estructural de la arenisca T Inferior ....................................................... 156
ANEXO B. Mapa estructural de la arenisca U Inferior ....................................................... 157
xxix
TEMA: “Optimización de la Producción del Campo Drago del Activo Shushufindi mediante
la Interpretación de Pruebas de Restauración de Presión”
AUTOR: Morales Cajas María José
TUTOR: Ing. Atahualpa Wladimir Mantilla Rivadeneira
RESUMEN
El desarrollo del presente estudio técnico tiene como objetivo la optimización de la
producción del Campo Drago, mediante el análisis de pruebas de restauración de presión
tomadas en las areniscas “T” y “U” usando el software Saphir, identificando el modelo de
almacenaje, tipo de reservorio y sus límites mediante un flujo de trabajo. Se recalcularon los
parámetros de factor de daño, permeabilidad e índice de productividad. Se analizó la
respuesta de productividad cuando se minimiza el factor de daño o skin a un valor de cero.
Una vez evaluadas las condiciones de los 36 pozos se presentan posibles soluciones para
mejorar la producción de petróleo mediante estimulación matricial o fracturamiento
hidráulico.
PALABRAS CLAVES: CAMPO DRAGO/ ARENISCA T/ ARENISCA U/
OPTIMIZACIÓN DE LA PRODUCCIÓN/ PRUEBAS DE RESTAURACIÓN DE
PRESIÓN/
xxx
TITLE: “Optimization of Drago Field Production of the Shushufindi Asset through the
Interpretation of Pressure Build Up Tests”
AUTHOR: Morales Cajas María José
TUTOR: Ing. Atahualpa Wladimir Mantilla Rivadeneira
ABSTRACT
The goal of this technical study is the production optimization in Drago Field, with
the analysis of pressure build up tests using the software Saphir and data taken of the “T” and
“U” sandstones, identifying the storage model, reservoir type and its limits through an
organized workflow. The parameters of formation skin, permeability and productivity factor
have been recalculated. The response of productivity, when the skin is minimized to zero, has
been analyzed. Once the conditions of the 36 wells where evaluated, some possible solutions
to improve the oil production with matrix stimulation or hydraulic fracturing where proposed.
KEY WORDS: DRAGO FIELD/ T SANDSTONE/ U SANDSTONE/ PRODUCTION
OPTIMIZATION / PRESSURE BUILD UP TEST /
xxxi
ABREVIATURAS Y SIGLAS
ct Compresibilidad, 1/psi
P∗ Presión falsa, psi
∆P Cambio de presión, psi
∆t Tiempo de flujo, días - hrs
∆te Variación de tiempo equivalente, hrs
3P Reservas probadas, probables y posibles
A Área de drenaje, acres
AOFP Absolute Open Flow Potential, Potencial de flujo abierto absoluto
C Factor de almacenamiento, bbl/psi
CD Factor de almacenamiento adimensional
co Compresibilidad del petróleo, 1/psi
DST Drill stem test
ETR Early Time Region
IARF Infinite Acting Radial Flow
k Permeabilidad de la formación, md
kf Permeabilidad de la fractura, md
kf Permeabilidad de las fisuras, md
km Permeabilidad de la matriz, md
kS Permeabilidad en la zona de daño, md
LTR Late Time Region
m Pendiente, psi/ciclo
MTR Middle Time Region
Np Producción acumulada de petróleo, MBN
xxxii
Pb Punto de burbuja, psi
PD Presión adimensional
Pi Presión inicial, psi
PR Presión de reservorio, psi
PVT Presión, volumen, temperatura
Pwf Presión de fondo fluyente, psi
Pws Presión de fondo estática (pozo cerrado), psi
Q Caudal en superficie, BFPD
QA/QC Quality Assurance and Quality Control
q Caudal, BFPD
qsf Caudal en la cara de la arena, BFPD
ri Radio de investigación, pies
rs Radio de la zona invadida, pies
rw Radio del pozo, pies
Rs Relación de solubilidad, PCN/BN
rwe Radio equivalente del pozo, pies
S Factor de daño, adimensional
t Tiempo de prueba, hrs
tD Tiempo adimensional
tp Tiempo de producción previo al cierre, días - hrs
tpD Tiempo de producción adimensional
TS Arenisca T Superior
TI Arenisca T Inferior
US Arenisca U Superior
UI Arenisca U Inferior
xxxiii
Vw Volumen del pozo, bbl
w Ancho de la fractura, pies
W Ancho del canal, pies
𝛌 Coeficiente de flujo interporoso, pies
𝛚 Índice de almacenamiento, adimensional
𝛷 Porosidad, fracción
𝜇 Viscosidad, cp
𝜇o Viscosidad del petróleo, cp
𝜌 Densidad del fluido, lb/pie3
𝞫o Factor volumétrico del petróleo, BY/BN
1
TEMA: OPTIMIZACIÓN DE LA PRODUCCIÓN DEL CAMPO DRAGO DEL ACTIVO
SHUSHUFINDI MEDIANTE LA INTERPRETACIÓN DE PRUEBAS DE
RESTAURACIÓN DE PRESIÓN
ÁREA DE ESTUDIO: YACIMIENTOS, PRODUCCIÓN
1 CAPÍTULO I. GENERALIDADES
1.1 Introducción
El Campo Drago fue descubierto por la empresa estatal petrolera Petroproducción en
el año 2.002 siendo uno de los campos petroleros más importantes del Ecuador descubiertos
en ese tiempo. Actualmente el campo Drago es operado por la empresa estatal Petroamazonas
EP. Este campo pertenece al Activo Shushufindi y se han calculado reservas 3P de 42,1
millones de barriles y actualmente mantiene una producción 13.000 barriles diarios.
El objetivo de este trabajo es optimizar la producción utilizando la interpretación de
pruebas de restauración de presión de las areniscas más relevantes: “T” y “U” de la
formación Napo, para definir alternativas de mejoramiento de la productividad de los pozos
analizados.
El estudio comprende de los siguientes capítulos:
El Capítulo I, se detalla los objetivos principales de este análisis, la justificación e
2
importancia, además de los estatutos legales y éticos que norman la realización de este
trabajo.
El Capítulo II, contiene la información contextual del Campo Drago asimismo los
fundamentos teóricos que ayudaron a la comprensión del análisis de las pruebas de
restauración de presión.
El Capítulo III, describe el diseño metodológico utilizado para la generación del
modelo diagnosticando el comportamiento de la presión en cada pozo. Para esto se usó el
programa Saphir de KAPPA.
El Capítulo IV, presenta los resultados obtenidos del análisis de las pruebas de
restauración de presión describiendo el modelo de almacenaje, el tipo de flujo en el
reservorio, el modelo del límite, el valor del factor de daño y las eficiencias de flujo que
corresponden cuando el factor de daño es igual o diferente de cero.
El Capítulo V, da a conocer las conclusiones y recomendaciones del presente estudio.
El Capítulo VI, detalla las referencias bibliográficas que justifican el uso de la base
teórica, además del glosario de términos.
El Capítulo VII, se encuentran los anexos en los que se encuentran las gráficas de las
pruebas de restauración de presión.
3
1.2 Planteamiento del problema
Con la finalidad de establecer programas de reacondicionamiento orientados a obtener
la optimización en la producción de un pozo petrolero, se recurre al análisis de pruebas de
restauración de presión (pruebas de presión transitoria); pruebas a partir de las cuales es
posible determinar parámetros de reservorio como la permeabilidad, el daño de formación,
presión de reservorio y como combinación de estas propiedades, el índice de productividad.
Al interpretar adecuadamente estas pruebas registradas en el Campo Drago, es posible
realizar planteamientos de los trabajos de reacondicionamiento en los pozos analizados con el
fin de incrementar la producción de acuerdo a la magnitud del daño de formación y
permeabilidad calculadas.
1.3 Objetivos
1.3.1 Objetivo general
Reinterpretar las pruebas de restauración de presión (build up) del Campo Drago bajo
un mismo flujo de trabajo para optimizar la producción de petróleo de las areniscas
“T” y “U” y sugerir posibles soluciones para optimizar la producción de los pozos.
1.3.2 Objetivos específicos
Realizar un flujograma de toma de decisiones para elaborar una prueba de
restauración de presión, presentando un procedimiento general.
4
Reinterpretar los build up existentes de las areniscas “T” y “U” mediante el uso del
software Saphir de Kappa.
Sugerir posibles trabajos a realizar para mejorar la producción, en base a los
resultados de las pruebas de presión analizadas.
1.4 Justificación e importancia
En un escenario de bajos precios de crudo, las empresas petroleras requieren mantener
valores rentables de producción mediante trabajos de reacondicionamiento que rindan la
mayor cantidad de retorno de la inversión. Esto se alcanza mediante la planificación de
trabajos de reacondicionamiento definidos mediante técnicas que permiten pronosticar el
incremento esperado de producción, siendo las pruebas de restauración de presión el método
más adecuado para este fin.
La empresa estatal petrolera Petroamazonas EP, ha visto la importancia de esta
metodología y la está aplicando a sus Activos con la finalidad de optimizar la producción de
sus campos petroleros.
1.5 Entorno del estudio
1.5.1 Marco institucional
El presente estudio técnico se regirá a los estatutos establecidos por La Universidad
Central del Ecuador que desde 1826 ha formado profesionales de excelencia los mismos
que ejercen su labor en beneficio del desarrollo del país y de la humanidad, insertándose en el
5
acelerado cambio del mundo y sus perspectivas dando soluciones en base a los conocimientos
científicos y tecnológicos que promueve la prestigiosa institución (UCE, 2016).
El desarrollo de este trabajo también cumple los reglamentos de la Facultad de
Ingeniería en Geología, Minas, Petróleos y Ambiental, FIGEMPA, la misma que se
caracteriza por formar profesionales de excelencia en cada carrera, los mismos que aplicarán
sus conocimientos en beneficio del aprovechamiento racional y sustentable de los recursos
naturales que son fuentes de energía para nuestro país (UCE, 2016).
Además se cumple los requerimientos de la Carrera de Ingeniería de Petróleos, la
misma que tiene como finalidad formar profesionales de excelencia que tienen la capacidad
de contribuir en el desarrollo del país dando soluciones en todas las actividades
hidrocarburíferas y aprovechando los hidrocarburos de manera sustentable (UCE, 2016).
Se contó con la colaboración de la empresa Petroamazonas EP, la misma que se
destaca por ser una empresa ecuatoriana pública pionera en las operaciones de exploración y
producción de hidrocarburos con prácticas seguras y responsables con las comunidades y con
el medio ambiente (Petroamazonas EP, 2017a).
1.5.2 Marco ético
El presente trabajo es realizado sin usurpar derechos de autor de terceros, por lo tanto
se aplicarán los principios éticos en el uso de la información. Se respetarán los resultados
obtenidos ya que los mismos serán de gran ayuda en futuras investigaciones.
6
1.5.3 Marco legal
El desarrollo del presente estudio se lo realizará bajo las leyes y reglamentos vigentes
en el estado ecuatoriano.
Que en el Art. 123 de la Ley Orgánica de Educación Superior en su segunda sección
del Reglamento sobre el Régimen Académico se menciona que “El Consejo de Educación
Superior aprobará el Reglamento de Régimen Académico que regule los títulos y grados
académicos, el tiempo de duración, número de créditos de cada opción y demás aspectos
relacionados con grados y títulos, buscando la armonización y la promoción de la movilidad
estudiantil, de profesores o profesoras e investigadores o investigadoras” (Ley Orgánica de
Educación Superior, 2010).
Que en el Art. 21 inciso 3 del Reglamento de Régimen Académico, referente a la
unidad de titulación se establece que: “Se consideran trabajos de titulación en la educación
técnica y tecnológica superior, y sus equivalentes, y en la educación superior de grado, los
siguientes: examen de grado o de fin de carrera, proyectos de investigación, proyectos
integradores, ensayos o artículos académicos, etnografías, sistematización de experiencias
prácticas de investigación y/o intervención, análisis de casos, estudios comparados,
propuestas metodológicas, propuestas tecnológicas, productos o presentaciones artísticas,
dispositivos tecnológicos, modelos de negocios. Emprendimientos, proyectos técnicos,
trabajos experimentales, entre otros de similar nivel de complejidad (UCE, 2016)
Que en el documento de Unidad de Titulación Especial de la Carrera de Ingeniería de
Petróleos aprobado por el CES entre las modalidades de titulación se establece el Estudio
7
Técnico y define que “Estudios Técnicos son trabajos que tienen como objeto la realización
de estudios a equipos, procesos, etc., referidos a aspectos de diseño, planificación,
producción, gestión, perforación, explotación y cualquier otro campo relacionado con la
Ingeniería de Petróleos con alternativas técnicas, evaluaciones económicas y valoración de
los resultados” (UCE, 2016).
8
2 CAPÍTULO II. MARCO TEÓRICO
2.1 Descripción del Campo Drago
2.1.1 Introducción
Petroproducción en los años 2002 y 2003 registró información sísmica 3D en el área
Shushufindi - Aguarico, una de las más importantes del Oriente Ecuatoriano tanto por su
producción de petróleo liviano como por las reservas que contiene. Una vez que la
información fue procesada se tomó como futuro prospecto a Drago (Oña, 2011, pág. 1).
En el año 2007 Petroproducción estimó que el campo Drago tiene reservas
aproximadas de 43 millones de barriles de crudo (Baby, Rivadeneira, & Barragán, 2014, pág.
251).
Actualmente el campo Drago es operado por la empresa estatal Petroamazonas EP,
dentro del Activo Shushufindi con unas reservas 3P de 42,1 millones de barriles y una
producción diaria de 13.000 barriles (Petroamazonas EP, 2017a).
2.1.2 Ubicación geográfica
“La Cuenca Oriente constituye al presente una cuenca de ante-país de trasarco de los
9
Andes Ecuatorianos” (Baby, Rivadeneira, & Barragán, 2014, pág. 17), formando parte de la
cuenca sedimentaria llamada POM (Putumayo - Oriente - Marañón).
Figura 2-1. Mapa de ubicación de la Cuenca Oriente (Baby, Rivadeneira, & Barragán, 2014, pág. 19)
En la Cuenca Oriente se evidencian tres dominios tectónicos: Dominio Occidental o
Sistema Subandino, Dominio Central o Corredor Sacha - Shushufindi y el Sistema Capirón -
Tiputini (Baby, Rivadeneira, & Barragán, 2014, pág. 32)
Figura 2-2. Mapa tectónico de la Cuenca Oriente (Baby, Rivadeneira, & Barragán, 2014, pág. 33)
10
El Dominio Central abarca los campos petrolíferos más importantes de la Cuenca
Oriente (Sacha, Shushufindi, Libertador). Está deformado por mega fallas de rumbo
orientadas en sentido NE-SO. (Baby, Rivadeneira, & Barragán, 2014, pág. 32).
El Campo Drago se ubica en el corredor Sacha - Shushufindi, territorialmente se
encuentra en la provincia de Sucumbíos dentro del Bloque 57, al Oeste del campo
Shushufindi. El Campo Drago está conformado por tres estructuras: Drago, Drago Norte y
Drago Este.
Figura 2-3. Ubicación del campo Drago (Petroamazonas EP, 2017a)
2.1.3 Geología del campo
Según lo expuesto por Cangui y Salazar (2011), la estructura del Campo Drago fue
definida con la sísmica 2D y 3D en los años 2002 a 2003 (pág. 2).
11
Al tope de la Caliza A, el alto estructural Drago forma parte de la Estructura Vista, la
cual se presenta como un anticlinal alargado con una dirección preferencial norte sur,
localizado al oeste de la estructura Shushufindi (Cangui & Salazar, 2011, pág. 2).
En la Estructura Vista, se localizó un cuerpo ígneo que verticalmente ocupa un
espacio apreciable desde la superficie de discordancia pre cretácica hasta parte del ciclo
depositacional U. Este cuerpo ígneo de condiciones físico químicas distintas a los estratos
sedimentarios que lo rodean, alteran las propiedades petrofísicas de los estratos en contacto
formando una zona impermeable, dando lugar al entrampamiento hidrocarburífero en la
estructura Drago (Cangui & Salazar, 2011, pág. 2).
Los principales reservorios productores son arenisca Basal Tena, arenisca “U”,
arenisca “T” y Hollín superior. Este campo tiene 56 pozos de los cuales 26 son productores,
27 están cerrados, 1 es inyector, 1 reinyector y 1 está abandonado (Petroamazonas EP,
2017a).
2.1.3.1 Distribución estructural
a) Arenisca T Inferior
Tiene un espesor promedio de 30 pies, se encuentra a una profundidad promedio
TVD de 9680 pies (Petroamazonas EP, 2017a). Cangui y Salazar (2011), describen que esta
zona está constituida de arenisca cuarzosa, blanca, gris, subtransparente, moderadamente
consolidad, grano fino subangular, matriz caolinítica. Presenta intercalaciones de lutita de
color gris y caliza crema con glauconita (pág. 5). En el Anexo A se puede observar el mapa
estructural de esta arenisca.
12
Tabla 2-1. Características del reservorio “T” Inferior
Fuente: (Petroamazonas EP, 2017a)
b) Arenisca T Superior
Tiene un espesor aproximado de 11 pies, se encuentra a una profundidad promedio
TVD de 9660 pies (Petroamazonas EP, 2017a). Cangui y Salazar (2011), describen que esta
zona contiene arenisca cuarzosa, gris verdosa clara, moderadamente consolidada, grano
fino a muy fino, subangular a subredondeada, regular selección, matriz arcillosa, cemento
calcáreo. Con intercalaciones de lutita negra quebradiza, localmente astillosa, no calcárea
(pág. 5).
Tabla 2-2. Características del reservorio “T” Superior
Entrampamiento Estructural - estratigráfico
Porosidad promedio (%) 11
Permeabilidad promedio (md) 35
Presión de reservorio (psi) 1134
Presión de burbuja (psi) 850
Acumulado de petróleo (MMbbl) 1850
Producción actual (bppd) 678
POES (MMbbl) 23,7
Reservas 1P (MMbbl) 2,33
Reservas 2P (MMbbl) 2,33
Reservas 3P (MMbbl) 2,33 Fuente: (Petroamazonas EP, 2017a)
Entrampamiento Estructural - estratigráfico
Porosidad promedio (%) 15
Permeabilidad promedio (md) 112
Presión de reservorio (psi) 2110
Presión de burbuja (psi) 850
Acumulado de petróleo (MMbbl) 7881
Producción actual (bppd) 916
POES (MMbbl) 99,6
Reservas 1P (MMbbl) 8535
Reservas 2P (MMbbl) 11.240
Reservas 3P (MMbbl) 11.732
13
c) Arenisca U Inferior
Tiene un espesor promedio de 23 pies, se encuentra a una profundidad promedio
TVD de 9500 pies (Petroamazonas EP, 2017a). Cangui y Salazar (2011), describen que esta
zona está constituida de arenisca moderadamente consolidada de grano medio a fino,
subangular a subredondeada, con intercalaciones de lutita gris oscura y de caliza color
crema (pág. 6). En el Anexo B se puede observar el mapa estructural de esta arenisca.
Tabla 2-3. Características del reservorio “U” Inferior
Entrampamiento Estructural - estratigráfico
Porosidad promedio (%) 15
Permeabilidad promedio (md) 150
Presión de reservorio (psi) 1300 - 1500
Presión de burbuja (psi) 1328
Acumulado de petróleo (MMbbl) 14.685
Producción actual (bppd) 8761
POES (MMbbl) 119,6
Reservas 1P (MMbbl) 24,19
Reservas 2P (MMbbl) 25,70
Reservas 3P (MMbbl) 25,94 Fuente: (Petroamazonas EP, 2017a)
d) Arenisca U Superior
Tiene un espesor promedio de 5,5 pies, se encuentra a una profundidad promedio
TVD de 9450 pies (Petroamazonas EP, 2017a). Cangui y Salazar (2011), describen que esta
zona presenta arenisca blanca cuarzosa, de grano medio a fino con matriz arcillosa
glauconítica. Además posee intercalaciones de lutita color gris oscuro (pág. 6).
14
Tabla 2-4. Características del reservorio “U” Superior
Entrampamiento Estructural - estratigráfico
Porosidad promedio (%) 12
Permeabilidad promedio (md) 22
Presión de reservorio (psi) 1523
Presión de burbuja (psi) 1328
Acumulado de petróleo (MMbbl) 0,102
Producción actual (bppd) 347
POES (MMbbl) 4,61
Reservas 1P (MMbbl) 1,067
Reservas 2P (MMbbl) 1,067
Reservas 3P (MMbbl) 1,067 Fuente: (Petroamazonas EP, 2017a)
2.1.4 Información de fluido a condiciones de reservorio
2.1.4.1 Propiedades PVT
Las propiedades de los fluidos que contienen las arenas productoras se determinan
mediante los análisis PVT. En esta prueba se simulan en laboratorio las condiciones del
reservorio (Gavilanes & Torres, 2009, pág. 19). Las siguientes tablas muestran los datos
PVT de cada arena:
Arenisca “T”, datos tomados del pozo DRRD-022 (Petroamazonas EP, 2017b):
Presión de burbuja (Pb) = 864,7 psia
Densidad API = 31
Salinidad del agua de formación = 10.000 ppm
15
Tabla 2-5. Datos PVT de la Arenisca “T”
Presión
(psig)
Presión
(psia)
Factor
Volumétrico,
βo (BY/BN)
Relación de
Solubilidad,
Rs (PCN/BN)
5000 5014,7 1,094 263
4500 4514,7 1,099 263
4000 4014,7 1,105 263
3500 3514,7 1,110 263
3000 3014,7 1,117 263
2500 2514,7 1,124 263
2000 2014,7 1,130 263
1500 1514,7 1,138 263
1300 1314,7 1,141 263
1100 1114,7 1,144 263
1000 1014,7 1,145 263
900 914,7 1,146 263
850 864,7 1,149 263
600 614,7 1,137 213
400 414,7 1,121 167
200 214,7 1,082 104
60 74,7 1,025 24,0
0 14,7 1,011 0 Fuente: (Petroamazonas EP, 2017b)
Tabla 2-6. Viscosidad del petróleo de la Arenisca “T”
Presión (psig) Presión (psia) Viscosidad, µᴏ (cp)
5000 5014,7 2,804
4000 4014,7 1,690
3000 3014,7 1,237
2000 2014,7 1,148
1500 1514,7 1,097
1000 1014,7 1,054
850 864,7 1,023
600 614,7 1,174
400 414,7 1,431
200 214,7 1,643
0 14,7 2,318 Fuente: (Petroamazonas EP, 2017b)
16
Arenisca “U”, datos tomados del pozo DRRC-021 (Petroamazonas EP, 2017b):
Presión de burbuja (Pb) = 1342,7 psia
Densidad API = 26,2
Salinidad del agua de formación = 20.000 ppm
Tabla 2-7. Datos PVT de la Arenisca “U”
Presión
(psig)
Presión
(psia)
Factor
Volumétrico,
βo (BY/BN)
Relación de
Solubilidad,
Rs (PCN/BN)
1328 1342,7 1,291 381
1050 1064,7 1,27 330
850 864,7 1,256 293
650 664,7 1,242 256
450 464,7 1,224 214
218 232,7 1,193 160
121 135,7 1,168 128
76 90,7 1,153 112
0 14,7 1,064 0 Fuente: (Petroamazonas EP, 2017b)
Tabla 2-8. Viscosidad del petróleo de la Arenisca “U”
Presión (psig) Presión (psia) Viscosidad, µᴏ (cp)
6000 6014,70 2,771
5000 5014,70 2,549
4000 4014,70 2,327
3277 3291,70 2,166
3000 3014,70 2,105
2000 2014,70 1,884
1500 1514,70 1,774
1328 1342,70 1,736
1050 1064,70 1,694
850 864,70 1,780
650 664,70 1,947
450 464,70 2,195
0 14,70 4,708 Fuente: (Petroamazonas EP, 2017b)
17
2.2 Pruebas de pozo
Von Flatern (2013), describe que las pruebas de pozos consisten en obtener
mediciones mientras se hacen fluir fluidos del yacimiento; se realizan desde las fases de
exploración, desarrollo hasta las fases de producción e inyección de los campos petroleros y
gasíferos para determinar si producirán, o seguirán produciendo hidrocarburos con una tasa
económicamente rentable (pág. 58).
Las pruebas de pozo son de dos tipos: pruebas de productividad y pruebas de presión.
Las primeras se aplican en pozos de petróleo y gas para determinar su capacidad de flujo en
condiciones específicas de yacimiento y presiones de flujo. La máxima tasa de flujo (AOF) se
puede obtener a partir de estas pruebas y generar la relación de desempeño de influjo o IPR,
para distintas presiones de fondo fluyente.
Por el contrario las pruebas de presión consisten en generar y medir los cambios de
presión con el tiempo teniendo datos de presión de reservorio, permeabilidad, daño de la
formación, entre otros; la información es utilizada para pronosticar y mejorar el aporte de
hidrocarburos del reservorio.
Según lo descrito por García y Bravo (2011), cuando se combinan datos de presión
con datos de producción de petróleo y agua y las estimaciones de las propiedades de las rocas
y de los fluidos, se origina un medio para estimar el petróleo original in situ y el petróleo que
puede ser esperado del yacimiento bajo diversas formas de producción (pág. 41).
18
2.3 Pruebas de presión
La respuesta de la presión del yacimiento ante los cambios de la tasa de flujo, refleja
la geometría y las propiedades de flujo del reservorio. Estas pruebas se aplican a uno o varios
pozos y se basan en crear una perturbación de la presión, mediante la variación de tasa y
medir los cambios de la presión de fondo (Pwf) en el tiempo (García & Bravo, 2011, pág.
39).
Las pruebas de presión tienen varios objetivos (García & Bravo, 2011, pág. 40):
Determinar la capacidad del reservorio para producir hidrocarburos obteniendo
los parámetros de permeabilidad y presión inicial.
Calcular el daño de formación o skin que se originó durante la perforación y
completación del pozo.
Identificar límites heterogeneidades y fronteras del yacimiento.
Establecer la eficiencia de una estimulación o tratamiento al pozo.
Distinguir la conectividad entre pozos.
Las pruebas de presión han continuado su desarrollo en base a investigaciones de
diferentes autores y la tecnología vigente de la época. Alvarado (2004), describe la siguiente
reseña histórica de las pruebas de presión (págs. 5 - 7):
- 1930: Se introducen los instrumentos de medición continua de presión.
- 1937: Muskat introdujo el método de ensayo y error que permitió determinar la
presión estática del área de drenaje en un determinado pozo.
19
- 1949: Van Everdingen y Hurst, introfujeron la primera curva tipo para pozos con
efecto de almacenamiento. Cuatro años más tarde incorporan el parámetro de
factor de daño (S).
- 1950: Se desarrolla el método MDH por los investigadores Miller, Dyes y
Hutchinson, el cual establece que la presión estática del yacimiento debía ser una
función lineal del tiempo de cierre (log ∆t), así mismo los autores presentaron un
método para analizar presiones para flujo multifásico.
- 1951: Horner propuso un método para analizar pruebas de restauración de presión
y concluyó que un gráfico de la presión de fondo, se relaciona linealmente con el
logaritmo de (t+∆t)/∆t.
- 1954: Se propone el método MBH presentado por Matthews, Brons y
Hazebroeck, el mismo que utiliza el principio de superposición en espacio para
determinar el comportamiento de presión de pozos ubicados dentro de un área de
drenaje rectangular, así también la presión promedio del yacimiento.
- 1970: Se introduce la curva tipo por Agarwal, Al-Hussainy y Ramey, que
demuestra un análisis de los períodos iniciales de flujo o restauración de presión,
para un pozo localizado en un yacimiento infinito con efecto de almacenamiento
y presencia de daño.
- 1979: Gringarten desarrolla una curva tipo para yacimientos homogéneos para
pozos con efecto de almacenamiento y efecto de daño y para yacimientos de
fractura inducida, su solución es más completa y estructurada.
- 1982: Bourdet y colaboradores introducen el método de la derivada para análisis
de presiones. Ellos proponen la superposición de la curva de la derivada sobre la
forma aceptada de la curva tipo de almacenamiento. Los autores de este método
presentan una curva tipo de flujo, compuesta de dos familias de curvas de
20
parámetros CDe2s, esto es: la Curva Tipo log-log de Gringarten et al. y la
derivada de la curva de tipo de Gringarten et al. multiplicada por (tD/CD). Este
método conjuntamente con la información geológica, geofísica, de registros, etc.,
constituye la técnica más importante de diagnóstico en el análisis de
interpretación de pruebas de pozos.
2.4 Principios utilizados en pruebas de presión
2.4.1 Regímenes de flujo
Existen básicamente tres tipos de condiciones o regímenes de flujo en función de la
presión y del tiempo que deben ser identificados para clasificar el flujo de los fluidos del
yacimiento. En la siguiente figura se puede observar la comparación de la declinación de
presión en función de tiempo de los regímenes de flujo (París de Ferrer, 2009, págs. 346 -
347).
Figura 2-4. Regímenes de flujo (París de Ferrer, 2009, pág. 347)
Bourdet (2002), señala los diferentes comportamientos de flujo los cuales se clasifican
de acuerdo al cambio de presión con respecto al tiempo, los cuales son (págs. 6-7):
21
2.4.1.1 Flujo continuo (steady state flow)
La presión no cambia con el tiempo en cualquier posición del yacimiento, por ejemplo
cuando el efecto de la presión es constante, como resultado de una capa de gas o en otros
casos por la presencia de acuíferos, asegurando que la presión se mantenga en la formación
productora; cuando se produce un barril de petróleo es reemplazado con uno de agua. La
variación de presión con respecto al tiempo será cero (Bourdet, 2002, pág. 6).
∂P
∂t= 0 (1)
2.4.1.2 Flujo semicontinuo (psedo steady state flow)
Este régimen caracteriza la respuesta de un sistema cerrado. Con una tasa de
producción constante, la presión declina en forma lineal con respecto al tiempo. (París de
Ferrer, 2009, pág. 347), indica que la tasa de declinación de la presión es directamente
proporcional a la tasa de producción del yacimiento e inversamente proporcional al volumen
de drenaje. Matemáticamente se expresa como:
∂P
∂t= constante (2)
2.4.1.3 Flujo no continuo (unsteady state or transient flow)
Las respuestas transitorias son observadas antes de que los efectos de límites de
presión constante o límites cerrados son alcanzados. La variación de presión con el tiempo es
una función de la geometría del pozo y de las propiedades del yacimiento, tales como
permeabilidad y heterogeneidad (Bourdet, 2002, pág. 7).
22
∂P
∂t= f(x, y, z, t) (3)
Generalmente la interpretación de las pruebas se enfoca en la respuesta de la presión
transitoria. Cuando el área de drenaje se expande, la respuesta a la presión es característica de
las propiedades del yacimiento hasta que se observan efectos de límite en el tiempo tardío -
entonces el régimen de flujo cambia a estado pseudo estacionario o estacionario- (Bourdet,
2002, pág. 7).
2.4.2 Regímenes de tiempo
Los autores Lee, Rollins y Spivey (2003), basándose en el radio de investigación
dividen a la prueba de presión en tres regiones que se describen a continuación (págs. 23 -
24):
Región de tiempo temprano (ETR)
La presión transitoria se encuentra en la zona cercana al pozo es decir la zona dañada
o estimulada. En la ETR la curva se ve afectada por alteración de la permeabilidad cerca del
pozo y almacenamiento de pozo (Lee, Rollins, & Spivey, 2003, pág. 23).
Región de tiempos medios (MTR)
En esta región, la presión transitoria se ha desplazado a la zona de la formación sin
daño. Se observa una línea recta cuya pendiente está relacionada con la permeabilidad de la
formación (Lee, Rollins, & Spivey, 2003, pág. 24).
23
Región de tiempos tardíos (LTR)
En esta región, la presión ha alcanzado los límites del reservorio. El comportamiento
de esta zona está influido por las interferencias de pozos cercanos y cambios en las
propiedades del reservorio (Lee, Rollins, & Spivey, 2003, pág. 24).
En cada región se observa los tipos de flujo de fluidos que aparecen como patrones
característicos de la derivada de la presión, una vez identificados se pueden calcular
parámetros del reservorio.
Figura 2-5. Comportamiento de los tipos de flujo de fluidos (Fekete, 2009)
En la siguiente figura se muestra algunas pendientes usadas en el análisis de pruebas
de presión para identificar los tipos de flujo (Chávez, 2006, pág. 18):
24
Figura 2-6. Tipos de flujo (Chávez, 2006, pág. 18)
2.4.2.1 Región de tiempo temprano (ETR)
a) Efecto de almacenamiento
El efecto de almacenamiento ocurre en periodos de cierre cuando después de que el
pozo ha sido cerrado, el reservorio sigue produciendo hacia el pozo y el fluido almacenado es
comprimido (Houzé, Viturat, & Fjaere, 2013, pág. 30).
Figura 2-7. Efectos del almacenamiento en pruebas de restauración de presión (Escobar, 2003, pág. 79)
25
Cuando se grafica el plot log - log de la presión con su respectiva derivada, se
distingue al almacenamiento como una pendiente unitaria que al analizarlos se obtienen
medidas del factor de almacenamiento, C, y del factor de almacenamiento dimensional, CD.
Figura 2-8. Comportamiento del almacenamiento (Fekete, 2009)
El almacenamiento afecta el comportamiento de la presión a tiempos tempranos.
Matemáticamente, el factor de almacenamiento se define como el volumen total de los
fluidos del pozo por unidad de cambio de presión de fondo (Escobar, 2003, pág. 80):
C =∆V
∆P (4)
Los investigadores Houzé, Viturat, y Fjaere (2013), indican que existen dos tipos
principales de modelar el almacenamiento del pozo. El primero se da por la compresión y
descompresión del fluido en el volumen del pozo (pág. 31), esto se expresa como:
C = Vwco (5)
Donde Vw es el volumen del pozo y co la compresibilidad del fluido.
26
Mientras que el segundo describe el aumento del nivel de líquido presente en el pozo
y se expresa de la siguiente manera:
C = 144 A
ρ (6)
Donde A es el área de flujo en la interfaz de líquido, 𝜌 es la densidad de fluido.
Almacenamiento constante
Houzé, Viturat, y Fjaere (2013) indican que es el modelo más simple, la relación entre
las tasas de superficie y la de la cara de la arena se da por (pág. 31):
qsf = Q + 24C ∂Pwf
∂t (7)
Donde C es constante, en la siguiente figura se puede observar el almacenamiento de
pozo con diferentes valores de C:
Figura 2-9. Almacenamiento constante (Houzé, Viturat, & Fjaere, 2013, pág. 32)
27
Almacenamiento variable
De acuerdo con Houzé, Viturat, y Fjaere (2013), el caso más frecuente de
almacenamiento variable está relacionado con el cambio de compresibilidad del fluido del
pozo, por ejemplo cuando se tiene pozos de gas, la presión en el pozo disminuirá y la
compresibilidad del gas aumentará. Lo contrario ocurrirá durante el cierre, donde el aumento
de presión dará lugar a una disminución de la compresibilidad (pág. 171).
Otro ejemplo típico es un pozo de petróleo que fluye por encima de la presión del
punto de burbuja en el depósito. En una etapa, habrá un punto en la tubería donde la presión
fluyente estará por debajo del punto de burbuja, la compresibilidad del petróleo está
dominada por la compresibilidad del gas producido, de ahí un aumento del almacenamiento
del pozo evolucionará en el tiempo (Houzé, Viturat, & Fjaere, 2013, pág. 171).
En ambos casos, el almacenamiento del pozo aumentará durante la producción y
disminuirá durante el cierre. Otras fuentes que originan almacenamiento variable del pozo
pueden ser: diferentes comportamientos PVT, completaciones (Houzé, Viturat, & Fjaere,
2013, pág. 171).
Figura 2-10. Almacenamiento variable (Houzé, Viturat, & Fjaere, 2013, pág. 172)
28
b) Factor de daño (S)
Cuando se indica que un pozo tiene daño, se hace referencia a la restricción que existe
cuando el fluido entra al pozo en las cercanías de la cara de la arena, es decir en la interfaz
entre el reservorio y el pozo produciéndose una caída de presión adicional ∆Pskin. El daño es
un factor adimensional el mismo que puede ser bajo o muy alto, dependiendo del caudal de
fluido y de la permeabilidad del reservorio (Bourdet, 2002, pág. 11).
Los autores Houzé, Viturat, y Fjaere (2013), señalan que el factor de daño es un
parámetro que cuantifica la diferencia entre la productividad de un pozo en un caso ideal y su
productividad efectiva en realidad. Se tienen las siguientes consideraciones (pág. 31):
Si, después de perforar, completar, cementar y cañonear, la caída de presión para
una producción dada en el pozo es idéntica a la que se esperaba en el caso ideal
para la misma geometría, el factor de daño es cero (S = 0).
Cuando el reservorio cerca del pozo ha sido invadido y la permeabilidad efectiva
a disminuido dando lugar a una mayor caída de presión para una producción
dada, entonces el facto de daño es positivo (S > 0).
Por el contrario se tiene un factor de daño negativo cuando el pozo ha sido
estimulado, tiene una mejor producción y una menor caída de presión (S < 0).
29
Figura 2-11. Clasificación del factor de daño (Bourdet, 2002, pág. 9)
Para una caída de presión dada en la proximidad del pozo, el factor de daño es mayor
en reservorios de alta permeabilidad o cuando la viscosidad del fluido es baja y se expresa
mediante la siguiente ecuación (Bourdet, 2002, pág. 10):
S =kh
141,2 q β μ∗ ∆Pskin (8)
Donde ∆Pskin indica la caída de presión adicional en las cercanías del pozo.
Figura 2-12. Flujo a través de una región circular en un reservorio (Bourdet, 2002, pág. 10)
Según Bourdet (2002), en el caso de una zona circular estimulada o invadida que esté
alrededor del pozo, el factor de daño positivo o negativo que resulte puede expresarse por
diferencia entre la presión correspondiente a la permeabilidad original del depósito k y la
actual presión debido al cambio de permeabilidad kS (pág. 10):
30
PwsS=n− PwsS=0
=141,2 q β μ
kShln (
rs
rw) −
141,2 q β μ
k hln (
rs
rw) (9)
Una manera de modelar el efecto de daño positivo es considerando un sistema
compuesto equivalente, con una zona invadida con un radio rs mayor que rw y de
permeabilidad ks menor que k, dando lugar a la siguiente ecuación (Houzé, Viturat, & Fjaere,
2013, pág. 32):
S = (k
ks− 1) ln (
rs
rw) (10)
Otra forma de modelar el efecto de daño positivo o negativo, se da aplicando el radio
equivalente. La idea es considerar que el pozo dañado tiene la misma productividad que un
pozo más grande o más pequeño sin daño. Si el factor de daño es positivo, el radio
equivalente del pozo será menor que rw. Si el el factor de daño es negativo, el radio de pozo
equivalente será mayor que rw (Houzé, Viturat, & Fjaere, 2013, pág. 32):
S = − ln (rwe
rw) ; rwe = rwe −S (11)
A continuación se muestra el comportamiento del factor de daño en la derivada:
Figura 2-13. Comportamiento del factor de daño en el plot log-log (Houzé, Viturat, & Fjaere, 2013, pág. 49)
31
En la siguiente tabla se muestran los valores típicos del factor de daño y su
significancia:
Tabla 2-9. Valores típicos de S y su significancia relativa
Valor de S Condición del pozo
S > 10 Altamente dañado
S > 0 Dañado
S = 0 Sin daño
-1 < S < -3 Acidificado
-2 < S < -4 Fracturado
S < -5 Masivamente fracturado
Fuente: (Islas Silva, 1991, pág. 12)
c) Permeabilidad (k)
Es medida de la capacidad de un medio poroso para permitir el paso de los fluidos a
través de él, mientras más permeable sea una roca mayor será la cantidad de fluido que puede
pasar por unidad de tiempo a través del espacio poroso (Villegas, 2013, pág. 12).
En 1856 Darcy publicó un trabajo experimental sobre el diseño de un filtro de arena
para la purificación de agua, donde determinó que k es una constante que depende de las
características de la roca (Bidner, 2001, pág. 90).
La permeabilidad se mide en unidades de darcy o más comúnmente en millidarcy (md
- una milésima parte de un darcy). La ecuación de Darcy describe que la roca tiene
permeabilidad de 1 Darcy si un fluido de una sola fase de 1 cp de viscosidad se mueve a un
caudal constante de 1 cm3 / seg a través de una sección transversal de 1 cm2, cuando se aplica
un gradiente de presión de 1 atm / cm (Bidner, 2001, pág. 90)
32
Q = A𝑘
𝜇
∆P
𝐿 (12)
La siguiente figura presenta la respuesta de la permeabilidad en la derivada.
Figura 2-14. Comportamiento de la permeabilidad en la derivada (Houzé, Viturat, & Fjaere, 2013, pág. 50)
A continuación se muestra una escala de valores de permeabilidad con su
caracterización:
Tabla 2-10. Caracterización de los valores de permeabilidad
Valor de k (md) Clasificación
k < 1 Muy baja
1 < k < 10 Baja
10 < k < 50 Moderada
50 < k < 250 Buena
k > 250 Muy buena
Fuente: (Halliburton, 2012)
d) Flujo lineal
El flujo lineal es identificado por una tendencia de pendiente positiva de valor ½ en el
gráfico de la derivada. Este régimen se presenta en pozos hidráulicamente fracturados con un
33
factor de daño negativo, en pozos horizontales y en pozos alongados (región LTR). Puesto
que la geometría del flujo lineal consta de vectores de flujo paralelos que convergen a un
plano, los parámetros asociados con el flujo lineal son: la permeabilidad de la formación en la
dirección de las líneas de flujo y el área de flujo (Escobar, 2003, pág. 105).
Figura 2-15. Reservorios con flujo lineal (Fekete, 2009)
e) Flujo bilineal
El flujo bilineal resulta de la combinación simultánea de dos patrones de flujo lineales
en direcciones normales. Se observa comúnmente en pruebas de pozos hidráulicamente
fracturados, y ocurre por una fractura de conductividad finita en donde el flujo lineal se da
tanto en la fractura como en el plano fracturado. Este régimen de flujo se reconoce por tener
una pendiente de ¼ en una gráfica log-log de función derivada (Chávez, 2006, pág. 17)
Con los datos de permeabilidad de la formación y la longitud media de la fractura se
calcula la conductividad de la fractura kf w.
34
Figura 2-16. Comportamiento del flujo bilineal (Fekete, 2009)
2.4.2.2 Región de tiempos medios (MTR)
a) Flujo esférico
El flujo esférico se da en pozos con entrada limitada en la que el pozo produce a partir
de un intervalo perforado menor que el espesor del intervalo productor. Ocurre cuando las
líneas de corriente convergen a un punto en pozos que han sido parcialmente completados o
formaciones parcialmente penetradas. Para el caso de completamiento parcial o penetración
parcial cerca al tope o la base de la formación, la capa impermeable más cercana impone un
flujo hemisférico. Tanto el flujo esférico como el hemisférico son vistos en la curva de la
derivada como una pendiente negativa con valor de 1/2 (Escobar, 2003, pág. 105)
En la siguiente figura se puede observar un pozo con entrada limitada donde kz es la
permeabilidad vertical y kr es la permeabilidad horizontal, hw es el intervalo de punzado y h
es el espesor de la formación.
Figura 2-17. Pozo con entrada limitada (KAPPA, 2017)
35
A medida que kz disminuye, la derivación de flujo esférico -1/2 se hace evidente
como se puede constatar en la siguiente figura:
Figura 2-18. Comportamiento del flujo esférico (Fekete, 2009)
b) Flujo radial
El flujo radial es conocido como IARF: Infinite Acting Radial Flow o Flujo Radial de
Acción Infinita, en el que el fluido fluye hacia el pozo por igual desde todas las direcciones,
es decir las líneas de flujo convergen hacia un cilindro circular y la caída de presión se
expande radialmente. Los lımites superior e inferior del reservorio son paralelos y claramente
definidos, el yacimiento es homogéneo. El régimen de flujo radial inicial (IARF) se
denomina acción infinita porque hasta que se alcanza el primer límite, el flujo radial y la
correspondiente caída de presión en el pozo son exactamente iguales a un reservorio que
fuera verdaderamente infinito (Schlumberger, 1998, pág. 155).
Figura 2-19. Flujo radial (Schlumberger, 1998, pág. 155)
36
IARF se caracteriza por la linealidad entre el cambio de presión y el logaritmo del
tiempo, dando lugar a una pendiente nula, es decir con un valor de cero. En el análisis
semilog se obtiene la pendiente con la que se puede calcular la capacidad de flujo: kh (Houzé,
Viturat, & Fjaere, 2013, pág. 29).
Figura 2-20. Comportamiento del flujo radial (Fekete, 2009)
c) Doble porosidad
Los modelos de doble porosidad (2𝛷) suponen que el yacimiento no es homogéneo,
sino que se compone de bloques de roca, con alta capacidad de almacenamiento y baja
permeabilidad, conectados al pozo por fisuras naturales de baja capacidad de almacenamiento
y alta permeabilidad. Los bloques de la matriz de la roca no pueden fluir al pozo
directamente, de modo que aunque la mayor parte del hidrocarburo se almacene en estos, el
fluido tiene que entrar en el sistema de fisuras para ser producido (Schlumberger, 1998, pág.
194):
Figura 2-21. Sistema de fisuras (Schlumberger, 1998, pág. 194)
37
Figura 2-22. Aporte de fluidos desde la matriz hacia las fisuras (Schlumberger, 1998, pág. 195)
Una vez que el sistema de fisuras ha comenzado a producir, se establece una
diferencia de presión entre los bloques de matriz a la presión inicial (Pi) y el sistema de
fisuras que en el pozo tiene una presión (Pwf). Los bloques de la matriz empiezan entonces a
producir en el sistema de fisuras, proporcionando una rápida caída de presión que en la curva
de la derivada se evidencia con una depresión en forma de U. El modelo de doble porosidad
se describe mediante dos variables adicionales en comparación con el modelo homogéneo
(Schlumberger, 1998, pág. 194):
𝛚 es el índice de almacenamiento y es esencialmente la fracción de petróleo
o gas almacenado en sistema de fisuras por ejemplo 𝛚 = 0.06 significa 6%
del fluido almacenado en las fisuras.
𝛌 es el coeficiente de flujo interporoso y caracteriza la capacidad de los bloques
de la matriz para fluir en el sistema de fisuras. Está dominado por la relación de la
permeabilidad de la matriz y de las fisuras, km/kf.
38
Figura 2-23. Comportamiento de doble porosidad en la derivada (Houzé, Viturat, & Fjaere, 2013, pág. 243)
En el comportamiento de estado semicontinuo inicia con el aporte único de fluido de
las fisuras, a continuación sigue una transición entre el sistema total y las fisuras,
observándose el cambio de dirección de la curva de la derivada. En la siguiente figura se
observa el comportamiento de la derivada para distintos valores de 𝛚, indicando que para
valores pequeños corresponde una proporción muy alta de hidrocarburo almacenado en la
matriz de la roca (Houzé, Viturat, & Fjaere, 2013, pág. 244).
Figura 2-24. Influencia del índice de almacenamiento, 𝛚 (Houzé, Viturat, & Fjaere, 2013, pág. 244)
La siguiente figura muestra el comportamiento de la derivada para distintos valores de
𝛌, es función del tamaño del bloque de la matriz y la permeabilidad. Para un λ alto, la
permeabilidad de la matriz es comparativamente alta, por lo que comenzará a abandonar su
39
fluido casi tan pronto como el sistema de fisura comience a producir. Por el contrario, un λ
bajo significa una matriz muy apretada (Houzé, Viturat, & Fjaere, 2013, pág. 244).
Figura 2-25. Coeficiente de flujo interporoso, 𝛌 (Houzé, Viturat, & Fjaere, 2013, pág. 244)
d) Reservorios compuestos
Según los autores Houzé, Viturat y Fjaere (2013), los reservorios compuestos se dan
por el cambio en la movilidad del fluido dentro del reservorio; esto se produce cuando las
facies cambian y los pozos producen por debajo del punto de burbuja o por la presencia de
una capa de gas. Los modelos más comunes son: radial compuesto y lineal (págs. 268 - 271).
Figura 2-26. Reservorios radial compuesto y lineal (Houzé, Viturat, & Fjaere, 2013, pág. 270)
En la geometría radial ri representa el radio del comportamiento interior; en un
reservorio lineal compuesto Li representa la distancia desde el pozo hasta el cambio de
40
movilidad. La siguiente figura ilustra la respuesta de un reservorio radia compuesto para una
prueba de restauración de presión.
Figura 2-27. Comportamiento de la derivada para un reservorio radial compuesto (Houzé, Viturat, & Fjaere,
2013, pág. 270)
2.4.2.3 Región de tiempos tardíos (LTR)
a) Tipos de límites
De acuerdo con Houzé, Viturat y Fjaere (2013), esta región se encuentran los límites
del reservorio. Un límite es una superficie localizada a una distancia del pozo donde ocurre
un cambio en la presión que se evidencia en el comportamiento de la derivada la misma que
toma una forma que dependerá del tipo y forma del límite. Se consideran dos tipos de
límites: no flujo y de presión constante (pág. 286).
- Límites de barrera de no flujo
Ningún fluido pasará en cualquier dirección a través de un límite de no flujo por la
presencia de una falla cerca del pozo o pozos cercanos que drenan del mismo reservorio
41
(Houzé, Viturat, & Fjaere, 2013, pág. 287). La formulación matemática de esta condición es
la siguiente:
[∂P
∂n̅]
Σ= 0 (13)
Esta ecuación significa que el perfil de presión es plano al llegar ortogonalmente al
límite (Houzé, Viturat, & Fjaere, 2013, pág. 287). A continuación se muestra la sección
transversal donde muestra el perfil de presión desde el pozo hasta el límite.
Figura 2-28. Falla sellante (Houzé, Viturat, & Fjaere, 2013, pág. 287)
En la curva de la derivada se puede observar que luego del periodo de flujo radial, se
tiene una tendencia creciente con una pendiente que varía de ½ a 1.
Figura 2-29. Límite de no flujo (Garcés, 2012, pág. 48)
- Límites de presión constante
Se evidencia un límite de presión constante cuando hay suficiente soporte de presión
42
para mantener la presión constante, generalmente sucede con la presencia de acuíferos en el
reservorio (Houzé, Viturat, & Fjaere, 2013, pág. 288).
[P]Σ = Pi (14)
La ecuación indica que la presión en el límite se mantiene con un valor igual al de la
presión inicial del reservorio. La figura siguiente muestra una sección transversal vertical del
perfil de presión.
Figura 2-30. Límite con presión constante (Houzé, Viturat, & Fjaere, 2013, pág. 288)
Figura 2-31. Límite de presión constante (Garcés, 2012, pág. 50)
b) Límite simple sellante
Se trata de una falla sellante de extensión infinita, el comportamiento de la derivada se
caracteriza por presentar un valor duplicado de la respuesta radial infinita ya que se crea una
caída de presión adicional al considerar la mitad aproximada del reservorio (Houzé, Viturat,
& Fjaere, 2013, pág. 293).
43
Figura 2-32. Comportamiento de la derivada para un límite simple sellante (Houzé, Viturat, & Fjaere, 2013,
pág. 294)
c) Límite intersecante
De acuerdo con Houzé, Viturat y Fjaere (2013), el pozo se encuentra entre dos límites
lineales que se cruzan. 𝜃 es el ángulo entre las fallas, L1 y L2 son las distancias ortogonales
entre el pozo y las dos fallas (pág. 297). Un caso particular es cuando el pozo se encuentra en
la bisectriz de las fallas (L1 = L2).
Figura 2-33. Límite intersecante (Houzé, Viturat, & Fjaere, 2013, pág. 295)
Si el pozo está significativamente más cerca de uno de los límites (punto A), el
comportamiento inicial es el mismo que para una falla. Si el pozo es bastante equidistante de
las dos fallas, la respuesta va directamente del IARF al comportamiento 'final' (Houzé,
Viturat, & Fjaere, 2013, pág. 297).
44
Figura 2-34. Comportamiento de la derivada para un pozo con límite intersecante (Houzé, Viturat, & Fjaere,
2013, pág. 298)
d) Límite paralelo
El pozo se encuentra en un canal limitado por dos fallas sellantes. L1 y L2 son las
distancias ortogonales entre el pozo y los dos límites. L = L1 + L2 y es el ancho del canal
(Houzé, Viturat, & Fjaere, 2013, pág. 299).
Figura 2-35. Límite paralelo (Houzé, Viturat, & Fjaere, 2013, pág. 299)
Si el pozo está significativamente más cerca de uno de los límites (pozo A), el
comportamiento inicial será el mismo que una sola respuesta de falla. Si el pozo está bastante
equidistante de las dos fallas (pozo B), la respuesta irá directamente desde IARF al
comportamiento final. El comportamiento final es el flujo lineal a lo largo del canal (Houzé,
Viturat, & Fjaere, 2013, pág. 299).
45
Figura 2-36.Comportamiento de la derivada para el límite paralelo (Houzé, Viturat, & Fjaere, 2013, pág. 301)
e) Sistema cerrado
Un sistema cerrado será modelado cuando la prueba es lo suficientemente larga, o el
depósito es lo suficientemente pequeño, para detectar toda la extensión del reservorio. La
forma más común y más fácil de modelar el sistema cerrado es el modelo circular. Supone
que el pozo sometido a la prueba de restauración está situado en el centro de un depósito de
forma circular (Houzé, Viturat, & Fjaere, 2013, págs. 305-306).
Figura 2-37. Límite circular (Houzé, Viturat, & Fjaere, 2013, pág. 305)
El segundo modelo de sistema cerrado más popular es el modelo rectangular. Desde el
punto de vista del pozo, significa que los cuatro límites pueden estar situados a cualquier
distancia. Cuando las cuatro distancias son iguales, el pozo está en el centro de un cuadrado,
que es prácticamente idéntico en respuesta a una solución circular con la misma área (Houzé,
Viturat, & Fjaere, 2013, pág. 306) .
46
Figura 2-38. Límite rectangular (Houzé, Viturat, & Fjaere, 2013, pág. 306)
En la siguiente figura se observa el comportamiento de la derivada para los límites
circular y rectangular
Figura 2-39. Comportamiento de la derivada para el límite circular (Houzé, Viturat, & Fjaere, 2013, pág. 306)
2.4.3 Tipos de pruebas de presión
Las pruebas de presión transitoria tales como DST, inyectividad, interferencia,
drawdown y build up consisten en generar y medir variaciones de presión con el tiempo en
los pozos y subsecuentemente estimar propiedades de la roca, fluido y pozo. La información
práctica que se puede obtener de estas pruebas incluyen: volumen del pozo, daño,
estimulación, presión del reservorio, permeabilidad, reservas, discontinuidades del reservorio
y fluido y otros datos relacionados. Toda esta información puede ser utilizada para ayudar a
analizar, mejorar y pronosticar el desempeño del reservorio (Valencia, 2011, pág. 1).
47
2.4.3.1 Pruebas Drill Stem Testing (DST)
Una prueba DST es un procedimiento que se realiza a través de la tubería de
perforación, usando la herramienta montada sobre el final de la sarta y permite registrar la
presión y temperatura de fondo para evaluar parámetros fundamentales que caracterizan al
yacimiento. Se obtienen muestras de los fluidos presentes a condiciones de superficie, fondo
y a diferentes profundidades para la determinación de sus propiedades; dicha información se
utiliza en diferentes estudios para reducir el daño ocasionado por el fluido de perforación a
pozos exploratorios o de avanzada, aunque también pueden realizarse en pozos de
desarrollo para estimación de reservas (Huayamave, Murillo, & Zambrano, 2011, pág. 26).
De acuerdo con Ramones y Silva (1996), la prueba DST es una completación
temporal de un pozo, esta herramienta permite aislar la formación del lodo de perforación,
de esta manera se pueden determinar las propiedades de la formación y de los fluidos del
reservorio antes de decidir la completación del pozo, obteniendo valores de la presión de
fondo en función del tiempo, cerrando y fluyendo de forma alternada (pág. 170).
Las etapas de esta prueba son: flujo inicial, restauración de presión inicial, flujo
mayor y restauración de la presión final (Ramones & Silva, 1996, pág. 172).
Figura 2-40. Prueba DST (Ramones & Silva, 1996, pág. 172)
48
2.4.3.2 Pruebas de disipación de presión en pozos inyectores (Fall off Test)
Se realizan cerrando el pozo inyector y se registra la presión en el fondo del pozo en
el transcurso del tiempo de cierre. La teoría para el análisis supone que antes de la prueba se
tiene una tasa de inyección constante. Los resultados que se obtiene permiten determinar las
condiciones del pozo y sus alrededores (Ramones & Silva, 1996, pág. 136).
Figura 2-41. Prueba Fall Off (Ramones & Silva, 1996, pág. 136)
2.4.3.3 Pruebas de interferencia
Como lo describen Ramones y Silva (1996), las pruebas de interferencia miden la
respuesta de la presión en un pozo de observación debido a cambios en la tasa de flujo de otro
pozo para detectar la comunicación entre los pozos. Se llevan a cabo produciendo o
inyectando a través de un pozo (pozo activo) y observando la respuesta de presión en otro
pozo (pozo de observación), si existe comunicación se estima valores de permeabilidad y del
factor porosidad - compresibilidad (𝛷 ct) (pág. 150).
49
Figura 2-42. Diagrama esquemático de la prueba de interferencia (Ramones & Silva, 1996, pág. 150)
2.4.3.4 Pruebas de arrastre drawdown
En las pruebas de decremento de presión o pruebas drawdown el pozo se cierra
previamente durante un perıodo de tiempo suficiente para permitir que la presión se iguale a
lo largo de la formación, es decir, para alcanzar la presión estática. El equipo de medición de
presión es bajado en el pozo, y entonces se inicia el flujo a tasa constante. La prueba de
drawdown puede tardar unas horas o varios días, dependiendo de los objetivos de la prueba.
Para los ensayos de extracción en los que no es posible mantener una tasa de producción
constante o cuando el pozo no se cerró en un tiempo suficiente para alcanzar una presión
estática antes del ensayo de flujo, está disponible un método de análisis que considera una
tasa variable (Matthews & Russell, 1967, pág. 48).
Figura 2-43. Diagrama esquemático de la prueba drawdown (Schlumberger, 1998, pág. 158)
50
2.4.3.5 Pruebas de restauración de presión
Conforme con lo descrito por Chaudhry (2004), la prueba de la acumulación de
presión como la técnica más conocida de prueba transitoria que se ha utilizado ampliamente
en la industria petrolera. Básicamente, la prueba se lleva a cabo produciendo un pozo a tasa
constante durante algún tiempo, cerrando el pozo (generalmente en la superficie),
permitiendo que la presión se acumule y registrar datos de presión en función del tiempo
(pág. 172).
A partir de estos datos es posible estimar en la formación la permeabilidad, presión
del área de drenaje y para caracterizar el daño, heterogeneidad del reservorio o límites. El
conocimiento de las condiciones mecánicas superficiales y subsuperficiales es importante en
la interpretación de datos de prueba build up (Chaudhry, 2004, pág. 172).
Figura 2-44. Diagrama esquemático de la prueba build up (Schlumberger, 1998, pág. 158)
Escobar (2003), describe los pasos para realizar una prueba de restauración de presión
(pág. 185):
51
1. Determinar la ubicación de los empaques, tamaño de la tubería de producción y la
tubería de revestimiento, profundidad del pozo.
2. Estabilizar el pozo a una tasa de producción constante.
3. Cerrar el pozo y registrar el valor Pwf justo antes del cierre.
4. Leer la presión de cierre, Pws, a intervalos cortos de 15 segundos para los
primeros minutos (10-15 min), entonces cada 10 min. Para la primera hora.
Durante las siguientes 10 horas, se deben tomar lecturas de presión cada hora.
Cuando la prueba progresa, los intervalos de tiempo se pueden expandir a 5
horas.
Para correr una prueba de restauración de presión, el pozo produce a una tasa
constante por un período de tiempo tp. Se baja un registrador de presión al pozo
inmediatamente antes de cerrarlo. El período de tiempo tp no debe ser muy pequeño para no
tener problemas con el radio de investigación (Escobar, 2003, pág. 186).
a) Radio de investigación
Por radio de investigación se refiere a la distancia que la presión transitoria se ha
movido en una formación después de un cambio de presión en un pozo. Se demostrará que la
distancia está relacionada con la formación y las propiedades del fluido y con el tiempo
transcurrido desde el cambio de presión. Se expresa de la siguiente manera (Lee, Rollins, &
Spivey, 2003, pág. 13):
ri = (k t
948 ∅ μoct)
0,5
(15)
52
2.5 Métodos para interpretar pruebas de restauración de presión
2.5.1 Método de Horner
Según Ramones y Silva (1996) el método de Horner es un análisis semilogarítmico
que consiste en graficar la presión contra tp+∆t
∆t en escala semilogarítmica (pág. 70).
La línea resultante está representada por la siguiente ecuación:
Pws = Pi −162,6 q μoβo
khlog (
tp + ∆t
∆t) (16)
La pendiente m tomada del plot, permite calcular el producto permeabilidad - espesor:
kh =162,6 q μoβo
m (17)
La extrapolación de la línea recta tp+∆t
∆t= 1, permite obtener la presión inicial del
yacimiento o Pi. Así mismo el factor de daño puede calcularse mediante la siguiente
ecuación:
S = 1,151 [Pws(1hr) − Pws(∆t = 0)
m− log (
k
∅μctrw2
) + 3,23] (18)
En el siguiente gráfico se observa el comportamiento de la presión en el gráfico de
Horner:
53
Figura 2-45. Gráfico de Horner (Escobar, 2003, pág. 188)
2.5.2 Método de MDH (Miller - Dyes – Hutchinson)
Como lo describe Chaudry (2004), este método se basa en la asunción que el tiempo
de producción es suficientemente largo para alcanzar el estado semicontinuo, luego es más
representativo usar presión promedia que presión inicial. MDH es un gráfico de Pws versus el
log∆t, esta técnica se prefiere en pozos viejos o formaciones depletadas (pág. 196). El gráfico
de Horner puede simplificarse si Δt <<< tp. Para este caso tp + ∆t ≅ tp, entonces:
log (tp + ∆t
∆t) ≅ log tp − log∆t (19)
Si:
Pws = P∗ − m log (tp + ∆t
∆t) (20)
Donde P*es conocida como presión falsa, la presión máxima a la que el yacimiento
debe alcanzar teóricamente y se obtiene extrapolando la presión en reservorios finitos y
maduros. Usando la ecuación (19) en la ecuación (20), se tiene:
54
Pws = Pws(1hr) + m log ∆t (21)
La ecuación (21) indica que una gráfica de Pws versus el log ∆t debe ser una línea
recta con pendiente positiva la misma que se calcula usando la ecuación (17) y el factor de
daño usando la ecuación (18).
2.5.3 Método MBH (Matthews - Brons - Hazebroeck)
De acuerdo con Ramones y Silva (1996), este método se utiliza para estimar la
presión promedia del reservorio considerando la forma del área de drenaje. Conociendo el
área de drenaje se tomará la P* obtenida de Horner y se establece la siguiente relación (pág.
109):
P̅ = P∗ − (m
2,303) PDMBH (22)
tpD = 0,000264 k tp
∅μctA (23)
La presión adimensional MBH es determinada al tiempo de producción adimensional,
tpD, de acuerdo a las diferentes formas de área de drenaje.
2.5.4 Método de la curva de Gringarten et. al.
Este método se grafica la presión adimensional PD en función de tD
CD, con el parámetro
CDe2s, con la que se determina cada una de las curvas. Estas curvas sirven para identificar la
55
duración de los efectos de almacenamiento y daño, calcular el tiempo de inicio del régimen
radial (Ramones & Silva, 1996, pág. 74):
PD =1
2 [ln (
tD
CD) + ln(CDe2s) + 0,080907] (24)
La solución gráfica de la ecuación (24), representa una familia de curvas (Figura 2-
46.) que representan el comportamiento de un pozo con almacenamiento y daño en un
yacimiento homogéneo.
Figura 2-46. Curvas tipo de Gringarten (Valencia, 2008, pág. 16)
A cada curva corresponde un grupo adimensional CDe2s, que define la forma de las
curvas. Todas las curvas convergen, a tiempos tempranos, en una línea recta de pendiente
unitaria que corresponde a flujo con almacenamiento puro. A tiempos posteriores, el efecto
de almacenamiento desaparece y continúa con flujo radial infinito en el reservorio (Valencia,
2008, pág. 14).
Los valores de CDe2s distinguen la condición del pozo (Guerrero, Reimi, Velásquez,
& Melendez, 2010):
56
Tabla 2-11. Condición del pozo mediante curvas de Gringarten
Valor del parámetro 𝐂𝐃𝐞𝟐𝐬 Condición del pozo
𝐂𝐃𝐞𝟐𝐬 > 103 Pozo dañado
5 < 𝐂𝐃𝐞𝟐𝐬 < 103 Pozo no dañado
0,5 < 𝐂𝐃𝐞𝟐𝐬 < 5 Pozo estimulado
𝐂𝐃𝐞𝟐𝐬 < 0,5 Pozo fracturado
Fuente: (Guerrero, Reimi, Velásquez, & Melendez, 2010)
Al usar este tipo de curvas se realizan los siguientes puntos de empate o match point
(Valencia, 2008, pág. 15):
Presión: PD, ∆P
Tiempo: tD
CD, ∆t
Curva: CDe2s
Las siguientes ecuaciones indican el cálculo de parámetros:
kh = 141,2 qβμ (PD
∆P)
M (25)
C = (0,000295 kh
μ) (
∆t
tD/CD)
M
(26)
CD =0,8937 C
∅hctrw2
(27)
S =1
2 ln [
(CDe2s)M
CD] (28)
2.5.5 Método de la derivada de Bourdet et. al.
De acuerdo con Valencia (2008), el análisis basado en la presión diferencial es mucho
57
más representativa que el análisis basado solamente en el cambio de presión, así se presenta
una nueva familia de curvas tipo que analizan el comportamiento de la presión diferencial
para reservorios homogéneos con efecto de almacenamiento y daño (págs. 19-27). Este tipo
de gráfica tiene las siguientes características:
El almacenamiento y el daño se da en tiempos tempranos. Mientras la curva esté
más elevada quiere decir que más daño tendrá el pozo.
El flujo radial es una línea recta de pendiente con valor cero.
Un mínimo en la curva representa un comportamiento heterogéneo.
En tiempos tardíos se puede observar los efectos de límite de reservorio con su
tendencia ascendente o descendente.
Figura 2-47. Curva de diagnóstico de la derivada (Valencia, 2008, pág. 12)
De acuerdo con Valencia (2008) durante el almacenamiento puro es decir la línea
recta de 45° con una pendiente positiva de valor uno se tiene que (pág. 20):
PD =tD
CD (29)
58
Tomando la derivada:
∂PD
∂ (tD
CD)
= 1 = P′D (30)
P′D (tD
CD) = (
tD
CD) (31)
En tiempos largos durante el flujo radial infinito:
PD =1
2 [ln (
tD
CD) + ln(CDe2s) + 0,080907] (32)
Derivando con respecto a tD
CD:
∂PD
∂ (tD
CD⁄ )
= P′D =1
2 (
1tD
CD⁄
) (33)
P′D (tD
CD) =
1
2 (34)
De forma práctica se grafica P′D (tD
CD) vs
tD
CD, como se muestra en la Figura 2-48, donde
se observa que todas las curvas convergen en una recta cuando P′D = 1 y el periodo radial de
flujo se nota como la parte horizontal de las curvas (Valencia, 2008, pág. 23).
59
Figura 2-48. Curvas tipo de Bourdet et al. (Valencia, 2008, pág. 23)
Conforme con lo descrito por Ramones y Silva (1996), las curvas tipo de Gringarten y
las de Bourdet se han combinado graficándose en una misma escala, con el objeto de tener
curvas tipo que se basan en las expuestas anteriormente (págs. 84-85).
La representación gráfica de PD y su grupo derivada P′D (tD
CD) versus
tD
CD en un mismo
gráfico log - log dan origen al grupo de curvas tipo más utilizadas, cuando se alcanza el flujo
radial las curvas de la derivada son similares y son independientes del factor de daño. La
siguiente figura muestra una familia de curvas tipo con distintos valores de CDe2s, este
término es más notable en la curva de la derivada (Valencia, 2008, pág. 22).
Figura 2-49. Curvas tipo para un pozo con almacenamiento y daño en un reservorio homogéneo (Valencia,
2008, pág. 25)
60
Para los diferentes valores de CDe2s, donde:
P′D (tD
CD) =
∆t ∆P′k h
141,2 q μβ (35)
En el análisis de pruebas de presión se debe graficar la siguiente función que
corresponde al grupo derivada (Valencia, 2008, pág. 24):
∆P′ ∆t (tp + ∆t
tp) vs ∆t (36)
Si no se conoce tp, se puede usar la siguiente ecuación, donde q es la rata de
producción antes del cierre (Valencia, 2008, pág. 24):
tp =Np
q (37)
El término ∆t (tp+∆t
tp), se conoce como ∆te, por tanto la ecuación (36) queda:
∆P′ ∆te vs ∆t (38)
Para calcular la derivada de la presión ∆P', se debe obtener el cambio de presión para
un build up (Valencia, 2008, pág. 24):
∆P = Pws − Pwf (39)
Dado los datos de una prueba de restauración de presión, el cálculo de la derivada se
realiza con la siguiente fórmula:
∆P′ =∂∆P
∂∆te=
∆P(ti+1) − ∆Pti
∆te(i+1)− ∆tei
(40)
El procedimiento para realizar el uso de la derivada es el siguiente (Guerrero, Reimi,
Velásquez, & Melendez, 2010):
61
En un papel log - log se grafica ∆P como ∆P' ∆te versus ∆t.
Se coloca la gráfica resultante sobre las curvas tipo de Gringarten - Bourdet y se
trata de encontrar un cotejo entre las dos curvas.
Una vez encontrado el cotejo, se selecciona el punto de empate o match point de
la misma forma que el método de Gringarten y así encontrar los parámetros kh, C
y CD.
Se calcula el valor del factor de daño con el valor del grupo CDe2sdel cotejo.
2.6 Estimulación de pozos
Según lo descrito por (Mora Ríos, 2014, pág. 64), después del desarrollo de la vida
productiva de pozos, se requiere mejorar las condiciones de flujo del reservorio, para esto
existen dos técnicas principales de estimulación de pozos: estimulación matricial y
fracturamiento hidráulico.
2.6.1 Estimulación matricial
De acuerdo con Mora Ríos (2014), el procedimiento de esta estimulación se
caracteriza por la inyección de fluidos en el reservorio por debajo de la presión de fractura, lo
que permitirá una penetración del fluido a la matriz en forma radial y conseguir la remoción
del daño cerca de las paredes del pozo (pág. 64).
62
Para que se efectúe correctamente este método se deben tomar dos consideraciones
importantes que son: seleccionar el fluido apropiado que sea compatible con el sistema roca
fluido de la formación y localización del daño (Mora Ríos, 2014, pág. 64).
Según Mora Ríos (2014), la estimulación matricial se clasifica en dos grupos:
estimulación matricial no ácida y estimulación ácida. Ambos grupos incluyen estimulaciones
de limpieza y matriciales (pág. 65).
- Estimulación de limpieza: Permite restaurar la permeabilidad natural de la
formación al remover el daño.
- Estimulación matricial: Conocida también como acidificación intersticial, sirve
para mejorar e incrementar la permeabilidad de la formación al disolver con el
ácido parte del material calcáreo, agrandando los poros comunicados de la roca.
a) Estimulación no ácida
Se trata de usar fluidos de tratamiento que no reaccionan químicamente con los
componentes de la roca, por ejemplo remover el daño ocasionado por bloqueo de agua, aceite
o depósitos orgánicos. Se usan fluidos como soluciones oleosas o acuosas, alcoholes
acompañados de surfactantes (Mora Ríos, 2014, pág. 65).
b) Estimulación ácida
En esta estimulación se emplean fluidos de tratamiento que reaccionan químicamente
disolviendo materiales que dañan al reservorio. Se utiliza ácidos para remover partículas
63
sólidas como arcillas y precipitaciones inorgánicas, removiendo el daño ocasionado por las
perforaciones en las cercanías del pozo, migración de finos. Los ácidos más utilizados son
inorgánicos como el ácido clorhídrico, ácido fluorhídrico y orgánicos como el ácido acético y
el ácido fórmico, que son más débiles que el HCl (Mora Ríos, 2014, pág. 65). A continuación
la descripción de cada uno:
- Ácido clorhídrico: Es el más utilizado una de sus ventajas es su bajo costo
económico, pero se debe tener cuidado con sus vapores porque son tóxico,
además no forma precipitaciones insolubles. Si no se tiene información sobre el
tipo de daño, es recomendable utilizar ácido clorhídrico del 5 al 10%
debidamente inhibido y con una concentración del orden del 1 al 3 % en volumen
de un surfactante de propósito general.
- Ácido fluorhídrico: Es el único que permite la disolución de minerales sílicos
como las arcillas, feldespatos. En la estimulación de pozos se combina con el
ácido clorhídrico. Debe mantenerse en un contenedor especial presurizado debido
a su bajo punto de ebullición, además de cuidados especiales ya que es venenoso.
- Ácido acético: Su utilización principal consiste en la remoción de incrustaciones
de calcáreas y en la estimulación de calizas y dolomitas a altas temperaturas.
- Ácido fórmico: Es más fuerte que el ácido acético y se usa principalmente en la
estimulación de rocas calcáreas de alta temperatura (Mora Ríos, 2014, pág. 67).
64
Tabla 2-12. Guía general para seleccionar la estimulación matricial y el fluido de
tratamiento para la remoción de daño
Tipo de daño Estimulación no ácida Estimulación ácida
Arcillas y finos Sólo en formaciones de temperatura > 300°F, con
agentes surfactantes dispersantes de finos Indicada
Bloqueo de agua Fluidos acuosos con o sin alcoholes o solventes
mutuos y surfactantes bajotensores Recomendable
Bloqueo por emulsión Fluidos acuosos u oleosos y surfactantes No recomendable
Mojabilidad por aceite Fluidos acuosos con surfactantes cambiadores de
mojabilidad por agua No recomendable
Incrustaciones de sales No indicada Indicada
Depósitos orgánicos Solventes aromáticos No recomendable
Pérdida de lodo Fluidos acuosos oleosos Puede ser recomendable
Fuente: (Guerrero, Reimi, Velásquez, & Melendez, 2010, pág. 39)
Tabla 2-13. Guía general para la utilización de ácidos en areniscas
Condición Recomendación
Para cualquier permeabilidad sino se conoce la causa de daño No utilizar HF, usar HCl
Para permeabilidades
> 100 md
a) Alto contenido de cuarzo (80%), bajo
contenido de arcilla (< 5%)
b) Alto contenido de feldespato (20%)
c) Alto contenido de arcillas (> 10%)
d) Alto contenido de clorita
a) 12% HCl, 0% HF
b) 13% HCl, 1,5% HF
c) 6,5% HCl, 1% HF
d) 3% HCl, 0,5% HF
Para baja permeabilidad
< 10 md
a) Bajo contenido de arcilla (>5%)
b) Alto contenido de clorita
a) 6 % HCl, 1,5% HF
b) 3% HCl, 0,5% HF
Fuente: (Guerrero, Reimi, Velásquez, & Melendez, 2010, pág. 39)
c) Diseño de una estimulación
Según lo descrito por Mora Ríos (2014), la planeación debe considerar los siguientes
puntos (págs. 67-68):
65
- Evaluar el daño para la aplicación de una estimulación no ácida o ácida.
- Seleccionar e fluido de tratamiento y sus aditivos de acuerdo con las pruebas de
compatibilidad.
- Realizar una prueba de admisión para determinar el caudal de inyección
requerido.
- Calcular la presión de fractura.
- Elaborar un programa operativo que especifiquen las acciones que se tomarán
ates, durante y después del tratamiento.
2.6.2 Fracturamiento hidráulico
Según Luna (2014), el primer fracturamiento hidráulico se realizó en Estados Unidos
en el año de 1947 fue patentado por Floyd Farris en 1953 como un método de estimulación
para incrementar la productividad de pozos, en la actualidad se ha desarrollado está técnica
aplicando un mejor control ambiental con mejor tecnología (pág. 17).
El fracturamiento hidráulico se define como el proceso por el cual la presión de un
fluido se aplica a la roca del yacimiento hasta que ocurra una falla o fractura, es decir se
induce a una ruptura de la formación creando un canal de flujo que provee un área adicional
de drene y así aumentar la permeabilidad natural del reservorio. Al fluido utilizado para
transmitir la presión hidráulica se le conoce como fluido fracturante (Mora Ríos, 2014, pág.
71) y las fracturas generadas en el entorno de la formación permanecen abiertas gracias a la
colocación del agente apuntalante.
66
Al aplicar este método de estimulación se logra disminuir el daño que no puede ser
removido adecuadamente, además de reducir la producción de arena en formaciones que
presentan bajo material cementante consiguiendo extender la vida productiva del pozo con
producciones económicamente rentables.
Esta técnica es muy compleja y tiene un coste elevado, lo que limita su aplicación.
Solo debe aplicarse a pozos bien construidos y cuando los pozos sean muy poco productores,
ya que se necesita generar suficiente presión con las bombas (Vélez, 2009, pág. 29).
2.7 Productividad de pozos
Para conocer la capacidad de producción de un pozo, se debe conocer el reservorio y
los fluidos contenidos. Para esto se realizan ciertos análisis para pronosticar cuanto aportaría
el yacimiento en condiciones ideales. Si no se produce de la forma esperada, se procede a
estudiar las causas posibles que provocan una baja productividad diagnosticando los
parámetros de permeabilidad, porosidad o reconocer los depósitos orgánicos e inorgánicos
que restringen el paso del fluido del yacimiento al pozo.
2.7.1 IPR (Inflow Performance Relationship)
Gilbert, en 1954 demostró que al gráfico IPR simboliza el desempeño que tiene el
reservorio a condiciones actuales, indicando las diferentes tasas que se obtienen a distintas
presiones de fondo fluyente, son de grande importancia para la toma de decisiones respecto a
cambiar un sistema de levantamiento artificial, realizar operaciones de reacondicionamiento
de pozos o aplicar mecanismos de recuperación de crudo (Mondavi, 2012, pág. 51).
67
2.7.1.1 Índice de productividad (J)
Es una constate de proporcionalidad que define la relación entre la tasa de flujo a la
caída de presión en el yacimiento. Se encuentra dado por (Mondavi, 2012, pág. 37):
J = IP = 7,082 x 10−3koh
μoβo ln (0,472re
rw) + S
=qo
PR − Pwf (41)
Esta ecuación se deduce de la ecuación de Darcy, con la misma se puede determinar la
máxima tasa de flujo qmax o AOFP que corresponderá al valor de Pwf = 0, este es un valor de
referencia para determinar el potencial de diferentes pozos ya que en la realidad no se genera,
porque Pwf debe ser igual a cero en la cara de la arena.
Figura 2-50. Gráfico IPR en base a la ecuación de Darcy (Hirschfelt, 2008)
Con la ecuación (41) se puede determinar la calidad del pozo, es decir si es o no un
buen productor. La desventaja de este método, es que puede funcionar cuando el yacimiento
presenta presiones sobre el punto de burbuja (Pb), pasado este punto de presión, la ecuación
se vuelve inestable y los datos calculados serán sobreestimados porque se considera que el
fluido en el reservorio sigue una fase cuando este se encuentra en dos fases (Mondavi, 2012,
pág. 38).
68
A continuación se muestran los valores del índice de productividad para las Areniscas
“T” y “U”:
Tabla 2-14. Índice de productividad promedio para las areniscas “T” y ”U” del Campo
Drago
Arenisca J (BFPD/psi)
T 1,7
U 1,2
Fuente: (Petroamazonas EP, 2017b)
2.7.1.2 Eficiencia de flujo (EF)
Se define como la relación entre el índice de productividad real y el índice de
productividad ideal cuando S = 0. El valor de la eficiencia de flujo es mayor a 1 en un pozo
estimulado (S < 0) y menor que 1 para un pozo dañado (S > 0).
EF =J
J′ (42)
2.8 Software Saphir de Kappa
Según lo descrito por (KAPPA, 2017), KAPPA es principalmente una compañía de
software de ingeniería petrolera creada en septiembre de 1987 por dos ingenieros de
Flopetrol-Johnston Schlumberger que se especializaron en la interpretación de pruebas de
pozo y en análisis de producción. Desde entonces se ha desarrollado diversos módulos para el
análisis de presión transitoria (Saphir), análisis de producción (Topaze), modelamiento
numérico de campo (Rubis) y pruebas de formación (Azurita).
69
Saphir NL es el software estándar de la industria, utilizado por varias empresas
estatales y compañías de servicios. Su sencilla interfaz permite una rápida formación y
autoaprendizaje para usuarios ocasionales (KAPPA, 2017).
Ofrece un completo catálogo analítico integrado que combina modelos de reservorios
y límites, complementados por modelos externos. Pueden combinarse distintos pozos,
reservorios y límites para simular una amplia gama de modelos de yacimientos. Tiene la
capacidad de obtener resultados confiables de factor de daño, almacenamiento de pozo,
interferencia de pozos, cambio del modelo de pozo en el tiempo y anisotropías (KAPPA,
2017).
70
3 CAPÍTULO III. DISEÑO METODOLÓGICO
3.1 Tipo de estudio
El presente estudio es descriptivo y analítico porque con los resultados de las pruebas
de restauración se da un criterio para optimizar la producción de los pozos, conocidos
parámetros como el factor de daño y la permeabilidad de los pozos estudiados.
3.2 Universo y muestra
El universo en el proyecto técnico es el total de pruebas de pozo realizadas en el
Campo Drago y la muestra son las 39 pruebas de restauración de presión para las areniscas
“T” y “U” tomadas en los 36 pozos.
3.3 Métodos y técnicas de recopilación de datos
La técnica de recopilación de datos que se manejó es del tipo documental y física
porque se dquirió información para soportar las afirmaciones y análisis, en este caso las los
archivos que contenía datos de presión vs tiempo, archivos de caudal de líquido y pruebas
PVT de las areniscas “T” y “U” del Campo Drago, los mismos que fueron proporcionados
por la empresa Petroamazonas EP, la misma que opera este campo.
71
3.4 Procesamiento y análisis de información
Se interpretarán las pruebas de restauración presión del Campo Drago bajo un mismo
flujo de trabajo. Los datos que se adquirieron acerca de las presiones del Campo Drago,
fueron procesados mediante el software Saphir de Kappa. Cabe mencionar que se obtuvo una
licencia provisional del software, la misma que fue obtenida en internet en la plataforma de la
compañía.
3.4.1 Flujo de trabajo para análisis de pruebas de restauración de presión
En general para analizar pruebas de restauración de presión se realiza el
procedimiento que se describe a continuación:
1) Determinar la profundidad a la que se realizará la toma de datos en las areniscas
“T” y “U” en caso en que el sensor no esté frente a la cara de la formación, se
debe realizar el ajuste considerando masa de agua y de petróleo.
2) Revisar válvulas de superficie y estabilizar el pozo evaluado a una tasa de
producción constante.
3) Cerrar el pozo para empezar la prueba build up.
4) Observar a tiempo real el comportamiento de la presión hasta cumplir el tiempo
de prueba.
5) Reestablecer las condiciones para producir nuevamente el yacimiento.
6) Emitir un informe con la secuencia de operaciones día a día.
72
A continuación se muestra el flujograma respectivo para el análisis de pruebas de
restauración de presión de las areniscas “T” y “U” del Campo Drago:
> 0 < 0
No
Si
No
Si
Recolección de
datos
Cargar datos
¿Se trata de
una prueba de
restauración
de presión?
Control de
calidad: QA /QC
-Presión
-Tiempo
¿Esta prueba
tiene data de
caudales?
Detener análisis
Cargar datos PVT
-Pb
- 𝞫o
-𝜇o
Analizar plots
- Log - log plot
- Semi- log plot
Identificar el modelo
¿Cuál es el
valor del factor
de daño? Pozo estimulado Pozo dañado
Cálculo de AOF
para S ≠ 0 y S =0
Optimización de la producción
73
3.4.2 Análisis de las pruebas de restauración de presión en el software Saphir
Para la inicialización del análisis, interpretación y modelamiento de las pruebas de
restauración de presión se ingresan datos iniciales como la fecha de referencia a la que fue
tomada la prueba, el espesor de la zona de pago e información general del pozo analizado.
Figura 3-1. Ingreso de datos iniciales (KAPPA, 2017)
A continuación se ingresan los archivos que contienen la información de presión vs
tiempo, cada sensor se carga en la opción QA / QC en la opción Load.
Figura 3-2. Ingreso de los datos de presión vs tiempo (KAPPA, 2017)
Posteriormente se ingresa manualmente los valores de caudales tanto para petróleo
como para agua, asimismo se determinan los tiempos exactos que corresponder al inicio y fin
de la prueba de restauración de presión.
74
Figura 3-3. Ingreso de caudales y definición de tiempos (KAPPA, 2017)
Una vez que se tienen los tiempos bien definidos se registran los datos PVT que
proveen información relevante para la producción de las areniscas “T” o “U”. Los parámetros
ingresados son gravedad API, temperatura del reservorio, Pb, 𝞫o, 𝜇o y salinidad de agua de
formación. Para la arenisca “T” observar la tablas 2-5 y 2- 6; para la arenisca “U” las tablas
2-7 y 2-8.
Figura 3-4. Ingreso de datos PVT (KAPPA, 2017)
Para extraer la derivada se selecciona el período de build up adecuado para obtener el
mejor modelado.
75
Figura 3-5. Extracción de la derivada (KAPPA, 2017)
Al extraer la derivada se obtuvo tres plots: la derivada que está en escala log -log, el
semi log y el historial de la prueba de producción.
Figura 3-6. Plot log - log extraído del programa Saphir (KAPPA, 2017)
3.4.3 Reinterpretación de resultados
Se diagnosticó el comportamiento de la derivada para identificar el efecto de
almacenamiento, los regímenes de flujo, los límites y crear el modelo para los 36 pozos del
Campo Drago.
76
Figura 3-7. Modelamiento de los pozos del Campo Drago (KAPPA, 2017)
Una vez que se modeló correctamente, es decir que coincidan las curvas tipo con las
respuestas de la presión y su derivada, se debe realizar el plot de la IPR por el método de
Darcy para el valor del factor de daño original y asumiendo que este tiene un valor de cero.
Figura 3-8. Cálculo de la IPR por el método de Darcy (KAPPA, 2017)
Usando los datos calculados, se presenta la siguiente tabla donde se indica la escala
de índice de productividad para las Areniscas “T” y “U” del Campo Drago:
77
Tabla 3-1. Escala de valores del índice de productividad para la Arenisca “T” del Campo
Drago
Baja productividad J < 0,6
Productividad media 0,6 < J < 1,1
Alta productividad 1,1 < J < 2,1
Excelente productividad J > 2,1
Elaborado por: María José Morales
Tabla 3-2. Escala de valores del índice de productividad para la Arenisca “U” del Campo
Drago
Baja productividad J < 0,5
Productividad media 0,5 < J < 0,6
Alta productividad 0,6 < J < 1,7
Excelente productividad J > 1,7
Elaborado por: María José Morales
78
4 CAPÍTULO IV. RESULTADOS
4.1 Estructura Drago
4.1.1 Pozo DRGA-001
4.1.1.1 Areniscas T Superior + T Inferior
Tabla 4-1. Datos del pozo DRGA-001-TS+TI
Fecha de la prueba 22 - 24 Septiembre de 2007
Tipo de pozo Vertical
Espesor neto de pago 106'
Intervalo de disparo
9724' - 9730'
9734' - 9740'
9744' - 9756'
9784' - 9809'
Espesor disparado 49'
Elaborado por: María José Morales
Fuente: (Petroamazonas EP, 2017b)
Tabla 4-2. Modelo seleccionado para el pozo DRGA-001-TS+TI
Modelo de almacenaje Constante
Reservorio Homogéneo
Límite Límite sellante simple sin flujo
Elaborado por: María José Morales
Tabla 4-3. Resultados del análisis de la prueba de restauración para el pozo DRGA-001-
TS+TI
Pi (psi) S k (md) J' (BFPD/psi) J ideal (BFPD/psi) EF AOFP (BFPD) AOFP S=0 (BFPD)
3100,00 0,8 3,8 0,2 0,2 0,9 542,59 595,26
Elaborado por: María José Morales
79
Se obtuvo un valor de factor de daño positivo el mismo que indica que el pozo está
dañado, además el reservorio presenta baja permeabilidad lo que indica que es una formación
compactada y baja productividad.
Tabla 4-4. Optimización de la producción para el pozo DRGA-001-TS+TI
Qactual (BFPD) Q S=0 (BFPD) ∆Q (BFPD)
416,84 457,30 40,46
Elaborado por: María José Morales
Figura 4-1. Plot log - log para el pozo DRGA-001-TS+TI (Petroamazonas EP, 2017b)
Figura 4-2. Gráficos IPR para el pozo DRGA-001-TS+TI (Petroamazonas EP, 2017b)
80
4.1.1.2 Arenisca U Inferior
Tabla 4-5. Datos del pozo DRGA-001-UI
Fecha de la prueba 05 - 10 Abril de 2008
Tipo de pozo Vertical
Espesor neto de pago 14'
Intervalo de disparo 9608' - 9622'
Espesor disparado 14'
Elaborado por: María José Morales
Fuente: (Petroamazonas EP, 2017b)
Tabla 4-6. Modelo seleccionado para el pozo DRGA-001-UI
Modelo de almacenaje Constante
Reservorio Homogéneo
Límite Límite paralelo sin flujo
Elaborado por: María José Morales
Tabla 4-7. Resultados del análisis de la prueba de restauración para el pozo DRGA-001-UI
Pi (psi) S k (md) J' (BFPD/psi) J ideal (BFPD/psi) EF AOFP (BFPD) AOFP S=0 (BFPD)
2418,87 0,1 297,6 1,5 1,5 1,0 3510,07 3557,57
Elaborado por: María José Morales
Se obtuvo un valor de factor de daño positivo el mismo que indica que el pozo está
dañado, además el reservorio presenta buena permeabilidad y alta productividad.
Tabla 4-8. Optimización de la producción para el pozo DRGA-001-UI
Qactual (BFPD) Q S=0 (BFPD) ∆Q (BFPD)
1501,85 1514,15 12,30
Elaborado por: María José Morales
81
Figura 4-3. Plot log - log para el pozo DRGA-001-UI (Petroamazonas EP, 2017b)
Figura 4-4. Gráficos IPR para el pozo DRGA-001-UI (Petroamazonas EP, 2017b)
4.1.1.3 Arenisca U Superior
Tabla 4-9. Datos del pozo DRGA-001-US
Fecha de la prueba 17 - 19 Junio de 2014
Tipo de pozo Vertical
Intervalo de disparo 9575' - 9581'
Espesor disparado 6'
Elaborado por: María José Morales
Fuente: (Petroamazonas EP, 2017b)
Tabla 4-10. Modelo seleccionado para el pozo DRGA-001-US
Modelo de almacenaje Constante
Reservorio Homogéneo
Límite Límite paralelo sin flujo
Elaborado por: María José Morales
82
Tabla 4-11. Resultados del análisis de la prueba de restauración para el pozo DRGA-001-
US
Pi (psi) S k (md) J' (BFPD/psi) J ideal (BFPD/psi) EF AOFP (BFPD) AOFP S=0 (BFPD)
3463,07 11,5 190,6 0,1 0,4 0,4 509,83 1253,69
Elaborado por: María José Morales
Se obtuvo un valor de factor de daño positivo el mismo que indica que el pozo está
altamente dañado, además el reservorio presenta buena permeabilidad y baja productividad.
Tabla 4-12. Optimización de la producción para el pozo DRGA-001-US
Qactual (BFPD) Q S=0 (BFPD) ∆Q (BFPD)
339,74 834,81 495,07
Elaborado por: María José Morales
Figura 4-5. Plot log - log para el pozo DRGA-001-US (Petroamazonas EP, 2017b)
Figura 4-6. Gráficos IPR para el pozo DRGA-001-US (Petroamazonas EP, 2017b)
83
4.1.2 Pozo DRGA-010
4.1.2.1 Arenisca U Inferior
Tabla 4-13. Datos del pozo DRGA-010-UI
Fecha de la prueba 08 - 10 Julio de 2010
Tipo de pozo Vertical
Espesor neto de pago 58'
Intervalo de disparo
10198' - 10206'
10224' - 10242'
10184' - 10198'
Espesor disparado 40'
Elaborado por: María José Morales
Fuente: (Petroamazonas EP, 2017b)
Tabla 4-14. Modelo seleccionado para el pozo DRGA-010-UI
Modelo de almacenaje Constante
Reservorio Homogéneo
Límite Límite sellante simple sin flujo
Elaborado por: María José Morales
Tabla 4-15. Resultados del análisis de la prueba de restauración para el pozo DRGA-010-UI
Pi (psi) S k (md) J' (BFPD/psi) J ideal (BFPD/psi) EF AOFP (BFPD) AOFP S=0 (BFPD)
2377,62 1,9 13,4 0,2 0,2 0,8 364,24 452,29
Elaborado por: María José Morales
Se obtuvo un valor de factor de daño positivo el mismo que indica que el pozo está
dañado, además el reservorio presenta un valor moderado de permeabilidad y baja
productividad.
84
Tabla 4-16. Optimización de la producción para el pozo DRGA-010-UI
Qactual (BFPD) Q S=0 (BFPD) ∆Q (BFPD)
197,46 245,21 47,75
Elaborado por: María José Morales
Figura 4-7. Plot log - log para el pozo DRGA-010-UI (Petroamazonas EP, 2017b)
Figura 4-8. Gráficos IPR para el pozo DRGA-010-UI (Petroamazonas EP, 2017b)
4.2 Estructura Drago Norte
4.2.1 Pozo DRRA-001
4.2.1.1 Areniscas T Superior + T Inferior
85
Tabla 4-17. Datos del pozo DRRA-001-TS+TI
Fecha de la prueba 15 - 17 Marzo de 2009
Tipo de pozo Vertical
Espesor neto de pago 80'
Intervalo de disparo 9690' - 9696'
9724' - 9736'
Espesor disparado 18'
Elaborado por: María José Morales
Fuente: (Petroamazonas EP, 2017b)
Tabla 4-18. Modelo seleccionado para el pozo DRRA-001-TS+TI
Modelo de almacenaje Constante
Reservorio Homogéneo
Límite Límite sellante simple sin flujo
Elaborado por: María José Morales
Tabla 4-19. Resultados del análisis de la prueba de restauración para el pozo DRRA-001-
TS+TI
Pi (psi) S k (md) J' (BFPD/psi) J ideal (BFPD/psi) EF AOFP (BFPD) AOFP S=0 (BFPD)
2817,54 1,2 223,2 2,3 2,7 0,9 6524,98 7535,13
Elaborado por: María José Morales
Se obtuvo un valor de factor de daño positivo el mismo que indica que el pozo está
dañado, además el reservorio presenta buena permeabilidad y alta productividad.
Tabla 4-20. Optimización de la producción para el pozo DRRA-001-TS+TI
Qactual (BFPD) Q S=0 (BFPD) ∆Q (BFPD)
2306,58 2663,77 357,19
Elaborado por: María José Morales
86
Figura 4-9. Plot log - log para el pozo DRRA-001-TS+TI (Petroamazonas EP, 2017b)
Figura 4-10. Gráficos IPR para el pozo DRRA-001-TS+TI (Petroamazonas EP, 2017b)
4.2.1.2 Arenisca U Inferior
Tabla 4-21. Datos del pozo DRRA-001-UI
Fecha de la prueba 27 - 29 Mayo de 2011
Tipo de pozo Vertical
Espesor neto de pago 36'
Intervalo de disparo 9476' - 9494'
Espesor disparado 18'
Elaborado por: María José Morales
Fuente: (Petroamazonas EP, 2017b)
Tabla 4-22. Modelo seleccionado para el pozo DRRA-001-UI
Modelo de almacenaje Constante
Reservorio Radial compuesto
Límite Infinito
Elaborado por: María José Morales
87
Tabla 4-23. Resultados del análisis de la prueba de restauración para el pozo DRRA-001-UI
Pi (psi) S k (md) J' (BFPD/psi) J ideal (BFPD/psi) EF AOFP (BFPD) AOFP S=0 (BFPD)
1528,49 0,6 48,6 0,6 0,7 0,9 969,74 1045,43
Elaborado por: María José Morales
Se obtuvo un valor de factor de daño positivo el mismo que indica que el pozo está
dañado, además el reservorio presenta un valor moderado de permeabilidad y productividad
media.
Tabla 4-24. Optimización de la producción para el pozo DRRA-001-UI
Qactual (BFPD) Q S=0 (BFPD) ∆Q (BFPD)
569,10 613,37 44,27
Elaborado por: María José Morales
Figura 4-11. Plot log - log para el pozo DRRA-001-UI (Petroamazonas EP, 2017b)
Figura 4-12. Gráficos IPR para el pozo DRRA-001-UI (Petroamazonas EP, 2017b)
88
4.2.2 Pozo DRRA-003
4.2.2.1 Arenisca U Inferior
Tabla 4-25. Datos del pozo DRRA-003-UI
Fecha de la prueba 02 - 05 Junio de 2012
Tipo de pozo Vertical
Espesor neto de pago 19'
Intervalo de disparo 10130' - 10147'
Espesor disparado 17'
Elaborado por: María José Morales
Fuente: (Petroamazonas EP, 2017b)
Tabla 4-26. Modelo seleccionado para el pozo DRRA-003-UI
Modelo de almacenaje Constante
Reservorio Homogéneo
Límite Límite paralelo sin flujo
Elaborado por: María José Morales
Tabla 4-27. Resultados del análisis de la prueba de restauración para el pozo DRRA-003-UI
Pi (psi) S k (md) J' (BFPD/psi) J ideal (BFPD/psi) EF AOFP (BFPD) AOFP S=0 (BFPD)
1436,27 2,8 384,3 1,9 2,6 0,7 2733,43 3706,89
Elaborado por: María José Morales
Se obtuvo un valor de factor de daño positivo el mismo que indica que el pozo está
dañado, además el reservorio presenta muy buena permeabilidad y excelente productividad.
Tabla 4-28. Optimización de la producción para el pozo DRRA-003-UI
Qactual (BFPD) Q S=0 (BFPD) ∆Q (BFPD)
879,32 1185,25 305,93
Elaborado por: María José Morales
89
Figura 4-13. Plot log - log para el pozo DRRA-003-UI (Petroamazonas EP, 2017b)
Figura 4-14. Gráficos IPR para el pozo DRRA-003-UI (Petroamazonas EP, 2017b)
4.2.3 Pozo DRRA-006
4.2.3.1 Arenisca U Inferior
Tabla 4-29. Datos del pozo DRRA-006-UI
Fecha de la prueba 26 - 28 Abril de 2015
Tipo de pozo Vertical
Espesor neto de pago 26'
Intervalo de disparo 9980' - 10004'
Espesor disparado 24'
Elaborado por: María José Morales
Fuente: (Petroamazonas EP, 2017b)
Tabla 4-30. Modelo seleccionado para el pozo DRRA-006-UI
Modelo de almacenaje Constante
Reservorio Radial Compuesto
Límite Infinito
Elaborado por: María José Morales
90
Tabla 4-31. Resultados del análisis de la prueba de restauración para el pozo DRRA-006-UI
Pi (psi) S k (md) J' (BFPD/psi) J ideal (BFPD/psi) EF AOFP (BFPD) AOFP S=0 (BFPD)
1275,00 48,6 311,7 0,4 3,0 0,1 532,86 3830,20
Elaborado por: María José Morales
Se obtuvo un valor de factor de daño positivo el mismo que indica que el pozo está
altamente dañado, además el reservorio presenta muy buena permeabilidad y baja
productividad.
Tabla 4-32. Optimización de la producción para el pozo DRRA-006-UI
Qactual (BFPD) Q S=0 (BFPD) ∆Q (BFPD)
345,21 2480,24 2135,03
Elaborado por: María José Morales
Figura 4-15. Plot log - log para el pozo DRRA-006-UI (Petroamazonas EP, 2017b)
Figura 4-16. Gráficos IPR para el pozo DRRA-006-UI (Petroamazonas EP, 2017b)
91
4.2.4 Pozo DRRA-011
4.2.4.1 Arenisca U Inferior
Tabla 4-33. Datos del pozo DRRA-011-UI
Fecha de la prueba 13 - 15 Noviembre de 2010
Tipo de pozo Vertical
Espesor neto de pago 42'
Intervalo de disparo 9859' - 9890'
Espesor disparado 31'
Elaborado por: María José Morales
Fuente: (Petroamazonas EP, 2017b)
Tabla 4-34. Modelo seleccionado para el pozo DRRA-011-UI
Modelo de almacenaje Constante
Reservorio Homogéneo
Límite Infinito
Elaborado por: María José Morales
Tabla 4-35. Resultados del análisis de la prueba de restauración para el pozo DRRA-011-UI
Pi (psi) S k (md) J' (BFPD/psi) J ideal (BFPD/psi) EF AOFP (BFPD) AOFP S=0 (BFPD)
1648,29 4,8 808,0 6,0 9,7 0,6 9864,74 15909,08
Elaborado por: María José Morales
Se obtuvo un valor de factor de daño positivo el mismo que indica que el pozo está
dañado, además el reservorio presenta muy buena permeabilidad y excelente productividad.
Tabla 4-36. Optimización de la producción para el pozo DRRA-011-UI
Qactual (BFPD) Q S=0 (BFPD) ∆Q (BFPD)
1108,61 1778,74 670,13
Elaborado por: María José Morales
92
Figura 4-17. Plot log - log para el pozo DRRA-011-UI (Petroamazonas EP, 2017b)
Figura 4-18. Gráficos IPR para el pozo DRRA-011-UI (Petroamazonas EP, 2017b)
4.2.5 Pozo DRRA-014
4.2.5.1 Arenisca T Inferior
Tabla 4-37. Datos del pozo DRRA-014-TI
Fecha de la prueba 08 de Abril - 11 Julio de 2013
Tipo de pozo Vertical
Espesor neto de pago 54'
Intervalo de disparo 10045,9' – 10069,9'
Espesor disparado 24'
Elaborado por: María José Morales
Fuente: (Petroamazonas EP, 2017b)
93
Tabla 4-38. Modelo seleccionado para el pozo DRRA-014-TI
Modelo de almacenaje Constante
Reservorio Homogéneo
Límite Límite sellante simple sin flujo
Elaborado por: María José Morales
Tabla 4-39. Resultados del análisis de la prueba de restauración para el pozo DRRA-014-TI
Pi (psi) S k (md) J' (BFPD/psi) J ideal (BFPD/psi) EF AOFP (BFPD) AOFP S=0 (BFPD)
2654,22 29,4 192,1 0,7 3,1 0,2 1732,82 8227,17
Elaborado por: María José Morales
Se obtuvo un valor de factor de daño positivo el mismo que indica que el pozo está
altamente dañado, además el reservorio presenta buena permeabilidad y baja productividad.
Tabla 4-40. Optimización de la producción para el pozo DRRA-014-TI
Qactual (BFPD) Q S=0 (BFPD) ∆Q (BFPD)
706,27 3334,70 2628,43
Elaborado por: María José Morales
Figura 4-19. Plot log - log para el pozo DRRA-014-TI (Petroamazonas EP, 2017b)
Figura 4-20. Gráficos IPR para el pozo DRRA-014-TI (Petroamazonas EP, 2017b)
94
4.2.6 Pozo DRRA-015
4.2.6.1 Arenisca U Inferior
Tabla 4-41. Datos del pozo DRRA-015-UI
Fecha de la prueba 27 Febrero - 03 Marzo de 2010
Tipo de pozo Vertical
Espesor neto de pago 60'
Intervalo de disparo
9905' - 9920'
9932' - 9950'
9962' - 9970'
Espesor disparado 41'
Elaborado por: María José Morales
Fuente: (Petroamazonas EP, 2017b)
Tabla 4-42. Modelo seleccionado para el pozo DRRA-015-UI
Modelo de almacenaje Constante
Reservorio Homogéneo
Límite Infinito
Elaborado por: María José Morales
Tabla 4-43. Resultados del análisis de la prueba de restauración para el pozo DRRA-015-UI
Pi (psi) S k (md) J' (BFPD/psi) J ideal (BFPD/psi) EF AOFP (BFPD) AOFP S=0 (BFPD)
2185,55 13,1 635,2 3,6 9,5 0,4 7743,81 20621,12
Elaborado por: María José Morales
Se obtuvo un valor de factor de daño positivo el mismo que indica que el pozo está
altamente dañado, además el reservorio presenta muy buena permeabilidad y excelente
productividad.
95
Tabla 4-44. Optimización de la producción para el pozo DRRA-015-UI
Qactual (BFPD) Q S=0 (BFPD) ∆Q (BFPD)
1478,02 3408,61 1930,59
Elaborado por: María José Morales
Figura 4-21. Plot log - log para el pozo DRRA-015-UI (Petroamazonas EP, 2017b)
Figura 4-22. Gráficos IPR para el pozo DRRA-015-UI (Petroamazonas EP, 2017b)
4.2.7 Pozo DRRA-020
4.2.7.1 Arenisca U Inferior
Tabla 4-45. Datos del pozo DRRA-020-UI
Fecha de la prueba 20 - 23 Mayo de 2012
Tipo de pozo Vertical
Espesor neto de pago 40'
Intervalo de disparo 10154' - 10172'
10180' - 10188'
Espesor disparado 26'
Elaborado por: María José Morales
Fuente: (Petroamazonas EP, 2017b)
96
Tabla 4-46. Modelo seleccionado para el pozo DRRA-020-UI
Modelo de almacenaje Constante
Reservorio Homogéneo
Límite Límite paralelo sin flujo
Elaborado por: María José Morales
Tabla 4-47. Resultados del análisis de la prueba de restauración para el pozo DRRA-020-UI
Pi (psi) S k (md) J' (BFPD/psi) J ideal (BFPD/psi) EF AOFP (BFPD) AOFP S=0 (BFPD)
1597,90 24,8 215,0 0,5 2,2 0,2 833,20 3462,91
Elaborado por: María José Morales
Se obtuvo un valor de factor de daño positivo el mismo que indica que el pozo está
altamente dañado, además el reservorio presenta buena permeabilidad y baja productividad.
Tabla 4-48. Optimización de la producción para el pozo DRRA-020-UI
Qactual (BFPD) Q S=0 (BFPD) ∆Q (BFPD)
243,81 1013,33 769,52
Elaborado por: María José Morales
Figura 4-23. Plot log - log para el pozo DRRA-020-UI (Petroamazonas EP, 2017b)
97
Figura 4-24. Gráficos IPR para el pozo DRRA-020-UI (Petroamazonas EP, 2017b)
4.2.8 Pozo DRRA-034
4.2.8.1 Arenisca T Inferior
Tabla 4-49. Datos del pozo DRRA-034-TI
Fecha de la prueba 02 Agosto - 03 Diciembre de 2013
Tipo de pozo Vertical
Espesor neto de pago 42'
Intervalo de disparo 10046' - 10056'
Espesor disparado 10'
Elaborado por: María José Morales
Fuente: (Petroamazonas EP, 2017b)
Tabla 4-50. Modelo seleccionado para el pozo DRRA-034-TI
Modelo de almacenaje Constante
Reservorio Homogéneo
Límite Límite sellante simple sin flujo
Elaborado por: María José Morales
Tabla 4-51. Resultados del análisis de la prueba de restauración para el pozo DRRA-034-TI
Pi (psi) S k (md) J' (BFPD/psi) J ideal (BFPD/psi) EF AOFP (BFPD) AOFP S=0 (BFPD)
2333,31 7,1 217,7 0,8 1,5 0,5 1830,13 3482,71
Elaborado por: María José Morales
98
Se obtuvo un valor de factor de daño positivo el mismo que indica que el pozo está
dañado, además el reservorio presenta buena permeabilidad y una productividad media.
Tabla 4-52. Optimización de la producción para el pozo DRRA-034-TI
Qactual (BFPD) Q S=0 (BFPD) ∆Q (BFPD)
1170,83 2228,08 1057,25
Elaborado por: María José Morales
Figura 4-25. Plot log - log para el pozo DRRA-034-TI (Petroamazonas EP, 2017b)
Figura 4-26. Gráficos IPR para el pozo DRRA-034-TI (Petroamazonas EP, 2017b)
4.2.9 Pozo DRRA-042
4.2.9.1 Arenisca U Inferior
99
Tabla 4-53. Datos del pozo DRRA-042-UI
Fecha de la prueba 12 - 14 Diciembre de 2014
Tipo de pozo Vertical
Espesor neto de pago 45'
Intervalo de disparo 10226' - 10244'
Espesor disparado 18'
Elaborado por: María José Morales
Fuente: (Petroamazonas EP, 2017b)
Tabla 4-54. Modelo seleccionado para el pozo DRRA-042-UI
Modelo de almacenaje Constante
Reservorio Homogéneo
Límite Circular
Elaborado por: María José Morales
Tabla 4-55. Resultados del análisis de la prueba de restauración para el pozo DRRA-042-UI
Pi (psi) S k (md) J' (BFPD/psi) J ideal (BFPD/psi) EF AOFP (BFPD) AOFP S=0 (BFPD)
1416,71 1,0 243,8 1,6 1,8 0,9 2191,96 2462,23
Elaborado por: María José Morales
Se obtuvo un valor de factor de daño positivo el mismo que indica que el pozo está
dañado, además el reservorio presenta buena permeabilidad y alta productividad.
Tabla 4-56. Optimización de la producción para el pozo DRRA-042-UI
Qactual (BFPD) Q S=0 (BFPD) ∆Q (BFPD)
221,44 248,75 27,30
Elaborado por: María José Morales
100
Figura 4-27. Plot log - log para el pozo DRRA-042-UI (Petroamazonas EP, 2017b)
Figura 4-28. Gráficos IPR para el pozo DRRA-042-UI (Petroamazonas EP, 2017b)
4.2.10 Pozo DRRA-043
4.2.10.1 Arenisca U Inferior
Tabla 4-57. Datos del pozo DRRA-043-UI
Fecha de la prueba 30 Enero - 01 Febrero de 2014
Tipo de pozo Vertical
Espesor neto de pago 31'
Intervalo de disparo 10339' - 10370'
Espesor disparado 31'
Elaborado por: María José Morales
Fuente: (Petroamazonas EP, 2017b)
101
Tabla 4-58. Modelo seleccionado para el pozo DRRA-043-UI
Modelo de almacenaje Constante
Reservorio Homogéneo
Límite Límite sellante simple sin flujo
Elaborado por: María José Morales
Tabla 4-59. Resultados del análisis de la prueba de restauración para el pozo DRRA-043-UI
Pi (psi) S k (md) J' (BFPD/psi) J ideal (BFPD/psi) EF AOFP (BFPD) AOFP S=0 (BFPD)
1402,02 1,8 106,1 1,1 1,3 0,8 1491,74 1829,86
Elaborado por: María José Morales
Se obtuvo un valor de factor de daño positivo el mismo que indica que el pozo está
dañado, además el reservorio presenta buena permeabilidad y alta productividad.
Tabla 4-60. Optimización de la producción para el pozo DRRA-043-UI
Qactual (BFPD) Q S=0 (BFPD) ∆Q (BFPD)
339,00 399,34 60,34
Elaborado por: María José Morales
Figura 4-29. Plot log - log para el pozo DRRA-043-UI (Petroamazonas EP, 2017b)
102
Figura 4-30. Gráficos IPR para el pozo DRRA-043-UI (Petroamazonas EP, 2017b)
4.2.11 Pozo DRRB-002
4.2.11.1 Arenisca U Inferior
Tabla 4-61. Datos del pozo DRRB-002-UI
Fecha de la prueba 27 - 30 Enero de 2012
Tipo de pozo Vertical
Espesor neto de pago 28'
Intervalo de disparo 9487' - 9510'
Espesor disparado 23'
Elaborado por: María José Morales
Fuente: (Petroamazonas EP, 2017b)
Tabla 4-62. Modelo seleccionado para el pozo DRRB-002-UI
Modelo de almacenaje Constante
Reservorio Homogéneo
Límite Límite sellante simple sin flujo
Elaborado por: María José Morales
Tabla 4-63. Resultados del análisis de la prueba de restauración para el pozo DRRB-002-UI
Pi (psi) S k (md) J' (BFPD/psi) J ideal (BFPD/psi) EF AOFP (BFPD) AOFP S=0 (BFPD)
1917,58 17,9 625,7 1,7 5,4 0,3 3155,36 10356,46
Elaborado por: María José Morales
103
Se obtuvo un valor de factor de daño positivo el mismo que indica que el pozo está
altamente dañado, además el reservorio presenta muy buena permeabilidad y alta
productividad.
Tabla 4-64. Optimización de la producción para el pozo DRRB-002-UI
Qactual (BFPD) Q S=0 (BFPD) ∆Q (BFPD)
1118,89 2792,49 1673,60
Elaborado por: María José Morales
Figura 4-31. Plot log - log para el pozo DRRB-002-UI (Petroamazonas EP, 2017b)
Figura 4-32. Gráficos IPR para el pozo DRRB-002-UI (Petroamazonas EP, 2017b)
104
4.2.12 Pozo DRRB-017
4.2.12.1 Arenisca U Inferior
Tabla 4-65. Datos del pozo DRRB-017-UI
Fecha de la prueba 23 Noviembre - 01 Enero de 2012
Tipo de pozo Vertical
Espesor neto de pago 24'
Intervalo de disparo 9974' - 9998'
Espesor disparado 24'
Elaborado por: María José Morales
Fuente: (Petroamazonas EP, 2017b)
Tabla 4-66. Modelo seleccionado para el pozo DRRB-017-UI
Modelo de almacenaje Constante
Reservorio Homogéneo
Límite Límite sellante simple sin flujo
Elaborado por: María José Morales
Tabla 4-67. Resultados del análisis de la prueba de restauración para el pozo DRRB-017-UI
Pi (psi) S k (md) J' (BFPD/psi) J ideal (BFPD/psi) EF AOFP (BFPD) AOFP S=0 (BFPD)
2014,63 29,6 351,0 0,7 3,1 0,2 1314,19 6268,46
Elaborado por: María José Morales
Se obtuvo un valor de factor de daño positivo el mismo que indica que el pozo está
altamente dañado, además el reservorio presenta muy buena permeabilidad y baja
productividad.
Tabla 4-68. Optimización de la producción para el pozo DRRB-017-UI
Qactual (BFPD) Q S=0 (BFPD) ∆Q (BFPD)
266,07 1269,11 1003,04
Elaborado por: María José Morales
105
Figura 4-33. Plot log - log para el pozo DRRB-017-UI (Petroamazonas EP, 2017b)
Figura 4-34. Gráficos IPR para el pozo DRRB-017-UI (Petroamazonas EP, 2017b)
4.2.13 Pozo DRRB-031
4.2.13.1 Arenisca U Inferior
Tabla 4-69. Datos del pozo DRRB-031-UI
Fecha de la prueba 04 - 25 Noviembre de 2011
Tipo de pozo Vertical
Espesor neto de pago 26'
Intervalo de disparo 10374' - 10400'
Espesor disparado 26'
Elaborado por: María José Morales
Fuente: (Petroamazonas EP, 2017b)
106
Tabla 4-70. Modelo seleccionado para el pozo DRRB-031-UI
Modelo de almacenaje Constante
Reservorio Homogéneo
Límite Límite sellante simple sin flujo
Elaborado por: María José Morales
Tabla 4-71. Resultados del análisis de la prueba de restauración para el pozo DRRB-031-UI
Pi (psi) S k (md) J' (BFPD/psi) J ideal (BFPD/psi) EF AOFP (BFPD) AOFP S=0 (BFPD)
1821,94 19,6 179,7 0,5 1,8 0,3 920,63 3214,62
Elaborado por: María José Morales
Se obtuvo un valor de factor de daño positivo el mismo que indica que el pozo está
altamente dañado, además el reservorio presenta buena permeabilidad y baja productividad.
Tabla 4-72. Optimización de la producción para el pozo DRRB-031-UI
Qactual (BFPD) Q S=0 (BFPD) ∆Q (BFPD)
487,29 1708,76 1221,47
Elaborado por: María José Morales
Figura 4-35. Plot log - log para el pozo DRRB-031-UI (Petroamazonas EP, 2017b)
107
Figura 4-36. Gráficos IPR para el pozo DRRB-031-UI (Petroamazonas EP, 2017b)
4.2.14 Pozo DRRB-032
4.2.14.1 Arenisca U Inferior
Tabla 4-73. Datos del pozo DRRB-032-UI
Fecha de la prueba 13 - 14 Junio de 2013
Tipo de pozo Vertical
Espesor neto de pago 34'
Intervalo de disparo 9675' - 9688'
9704' - 9717'
Espesor disparado 26'
Elaborado por: María José Morales
Fuente: (Petroamazonas EP, 2017b)
Tabla 4-74. Modelo seleccionado para el pozo DRRB-032-UI
Modelo de almacenaje Constante
Reservorio Homogéneo
Límite Rectangular
Elaborado por: María José Morales
108
Tabla 4-75. Resultados del análisis de la prueba de restauración para el pozo DRRB-032-UI
Pi (psi) S k (md) J' (BFPD/psi) J ideal (BFPD/psi) EF AOFP (BFPD) AOFP S=0 (BFPD)
1621,93 47,4 360,3 0,5 3,6 0,1 834,71 5864,03
Elaborado por: María José Morales
Se obtuvo un valor de factor de daño positivo el mismo que indica que el pozo está
altamente dañado, además el reservorio presenta muy buena permeabilidad y baja
productividad.
Tabla 4-76. Optimización de la producción para el pozo DRRB-032-UI
Qactual (BFPD) Q S=0 (BFPD) ∆Q (BFPD)
370,32 2575,13 2204,81
Elaborado por: María José Morales
Figura 4-37. Plot log - log para el pozo DRRB-032-UI (Petroamazonas EP, 2017b)
Figura 4-38. Gráficos IPR para el pozo DRRB-032-UI (Petroamazonas EP, 2017b)
109
4.2.15 Pozo DRRB-037
4.2.15.1 Arenisca U Inferior
Tabla 4-77. Datos del pozo DRRB-037-UI
Fecha de la prueba 11 Mayo - 21 Junio de 2013
Tipo de pozo Vertical
Espesor neto de pago 32'
Intervalo de disparo 10094' - 10126'
Espesor disparado 32'
Elaborado por: María José Morales
Fuente: (Petroamazonas EP, 2017b)
Tabla 4-78. Modelo seleccionado para el pozo DRRB-037-UI
Modelo de almacenaje Constante
Reservorio Homogéneo
Límite Límite sellante simple sin flujo
Elaborado por: María José Morales
Tabla 4-79. Resultados del análisis de la prueba de restauración para el pozo DRRB-037-UI
Pi (psi) S k (md) J' (BFPD/psi) J ideal (BFPD/psi) EF AOFP (BFPD) AOFP S=0 (BFPD)
1452,90 10,0 894,2 5,0 11,4 0,4 7213,21 16394,16
Elaborado por: María José Morales
Se obtuvo un valor de factor de daño positivo el mismo que indica que el pozo está
dañado, además el reservorio presenta muy buena permeabilidad y excelente productividad.
Tabla 4-80. Optimización de la producción para el pozo DRRB-037-UI
Qactual (BFPD) Q S=0 (BFPD) ∆Q (BFPD)
517,34 1101,90 584,56
Elaborado por: María José Morales
110
Figura 4-39. Plot log - log para el pozo DRRB-037-UI (Petroamazonas EP, 2017b)
Figura 4-40. Gráficos IPR para el pozo DRRB-037-UI (Petroamazonas EP, 2017b)
4.2.16 Pozo DRRC-013
4.2.16.1 Arenisca U Inferior
Tabla 4-81. Datos del pozo DRRC-013-UI
Fecha de la prueba 01 - 04 Marzo de 2014
Tipo de pozo Vertical
Espesor neto de pago 53'
Intervalo de disparo 9529' - 9538'
9542' - 9548'
Espesor disparado 15'
Elaborado por: María José Morales
Fuente: (Petroamazonas EP, 2017b)
111
Tabla 4-82. Modelo seleccionado para el pozo DRRC-013-UI
Modelo de almacenaje Constante
Reservorio Homogéneo
Límite Límite sellante simple sin flujo
Elaborado por: María José Morales
Tabla 4-83. Resultados del análisis de la prueba de restauración para el pozo DRRC-013-UI
Pi (psi) S k (md) J' (BFPD/psi) J ideal (BFPD/psi) EF AOFP (BFPD) AOFP S=0 (BFPD)
1721,00 8,5 177,1 0,5 1,0 0,5 841,68 1747,14
Elaborado por: María José Morales
Se obtuvo un valor de factor de daño positivo el mismo que indica que el pozo está
altamente dañado, además el reservorio presenta buena permeabilidad y baja productividad.
Tabla 4-84. Optimización de la producción para el pozo DRRC-013-UI
Qactual (BFPD) Q S=0 (BFPD) ∆Q (BFPD)
468,27 968,086 499,816
Elaborado por: María José Morales
Figura 4-41. Plot log - log para el pozo DRRC-013-UI (Petroamazonas EP, 2017b)
Figura 4-42. Gráficos IPR para el pozo DRRC-013-UI (Petroamazonas EP, 2017b)
112
4.2.17 Pozo DRRC-021
4.2.17.1 Arenisca U Inferior
Tabla 4-85. Datos del pozo DRRC-021-UI
Fecha de la prueba 13 - 15 Mayo de 2013
Tipo de pozo Vertical
Espesor neto de pago 9'
Intervalo de disparo 9902' - 9911'
Espesor disparado 9'
Elaborado por: María José Morales
Fuente: (Petroamazonas EP, 2017b)
Tabla 4-86. Modelo seleccionado para el pozo DRRC-021-UI
Modelo de almacenaje Constante
Reservorio Homogéneo
Límite Infinito
Elaborado por: María José Morales
Tabla 4-87. Resultados del análisis de la prueba de restauración para el pozo DRRC-021-UI
Pi (psi) S k (md) J' (BFPD/psi) J ideal (BFPD/psi) EF AOFP (BFPD) AOFP S=0 (BFPD)
1681,36 5,3 263,0 0,5 0,9 0,6 911,65 1527,58
Elaborado por: María José Morales
Se obtuvo un valor de factor de daño positivo el mismo que indica que el pozo está
dañado, además el reservorio presenta buena permeabilidad y baja productividad.
113
Tabla 4-88. Optimización de la producción para el pozo DRRC-021
Qactual (BFPD) Q S=0 (BFPD) ∆Q (BFPD)
527,75 877,42 349,67
Elaborado por: María José Morales
Figura 4-43. Plot log - log para el pozo DRRC-021-UI (Petroamazonas EP, 2017b)
Figura 4-44. Gráficos IPR para el pozo DRRC-021-UI (Petroamazonas EP, 2017b)
4.2.18 Pozo DRRC-023
4.2.18.1 Arenisca U Inferior
Tabla 4-89. Datos del pozo DRRC-023-UI
Fecha de la prueba 11 - 14 Mayo de 2013
Tipo de pozo Vertical
Espesor neto de pago 31'
Intervalo de disparo 10095' - 10126'
Espesor disparado 31'
Elaborado por: María José Morales
Fuente: (Petroamazonas EP, 2017b)
114
Tabla 4-90. Modelo seleccionado para el pozo DRRC-023-UI
Modelo de almacenaje Constante
Reservorio Homogéneo
Límite Límite paralelo sin flujo
Elaborado por: María José Morales
Tabla 4-91. Resultados del análisis de la prueba de restauración para el pozo DRRC-023-UI
Pi (psi) S k (md) J' (BFPD/psi) J ideal (BFPD/psi) EF AOFP (BFPD) AOFP S=0 (BFPD)
1879,46 0,3 421,9 4,7 4,9 1,0 8839,14 9221,37
Elaborado por: María José Morales
Se obtuvo un valor de factor de daño positivo el mismo que indica que el pozo está
dañado, además el reservorio presenta muy buena permeabilidad y excelente productividad.
Tabla 4-92. Optimización de la producción para el pozo DRRC-023-UI
Qactual (BFPD) Q S=0 (BFPD) ∆Q (BFPD)
1570,40 1638,30 67,90
Elaborado por: María José Morales
Figura 4-45. Plot log - log para el pozo DRRC-023-UI (Petroamazonas EP, 2017b)
115
Figura 4-46. Gráficos IPR para el pozo DRRC-023-UI (Petroamazonas EP, 2017b)
4.2.19 Pozo DRRC-027
4.2.19.1 Arenisca U Inferior
Tabla 4-93. Datos del pozo DRRC-027-UI
Fecha de la prueba 24 - 27 Abril de 2014
Tipo de pozo Vertical
Espesor neto de pago 34'
Intervalo de disparo 9884' - 9893'
9897' - 9912'
Espesor disparado 24'
Elaborado por: María José Morales
Fuente: (Petroamazonas EP, 2017b)
Tabla 4-94. Modelo seleccionado para el pozo DRRC-027-UI
Modelo de almacenaje Constante
Reservorio Homogéneo
Límite Límite paralelo sin flujo
Elaborado por: María José Morales
116
Tabla 4-95. Resultados del análisis de la prueba de restauración para el pozo DRRC-027-UI
Pi (psi) S k (md) J' (BFPD/psi) J ideal (BFPD/psi) EF AOFP (BFPD) AOFP S=0 (BFPD)
1135,82 7,4 111,8 0,6 1,1 0,5 642,71 1246,69
Elaborado por: María José Morales
Se obtuvo un valor de factor de daño positivo el mismo que indica que el pozo está
dañado, además el reservorio presenta buena permeabilidad y productividad media.
Tabla 4-96. Optimización de la producción para el pozo DRRC-027-UI
Qactual (BFPD) Q S=0 (BFPD) ∆Q (BFPD)
428,56 825,68 397,11
Elaborado por: María José Morales
Figura 4-47. Plot log - log para el pozo DRRC-027-UI (Petroamazonas EP, 2017b)
Figura 4-48. Gráficos IPR para el pozo DRRC-027-UI (Petroamazonas EP, 2017b)
117
4.2.20 Pozo DRRC-029
4.2.20.1 Arenisca T Inferior
Tabla 4-97. Datos del pozo DRRC-029-TI
Fecha de la prueba 03 - 12 Mayo de 2013
Tipo de pozo Vertical
Espesor neto de pago 31'
Intervalo de disparo 10375' - 10402'
10406' - 10410'
Espesor disparado 31'
Elaborado por: María José Morales
Fuente: (Petroamazonas EP, 2017b)
Tabla 4-98. Modelo seleccionado para el pozo DRRC-029-TI
Elaborado por: María José Morales
Tabla 4-99. Resultados del análisis de la prueba de restauración para el pozo DRRC-029-TI
Pi (psi) S k (md) J' (BFPD/psi) J ideal (BFPD/psi) EF AOFP (BFPD) AOFP S=0 (BFPD)
2571,19 10,0 41,8 0,4 0,9 0,4 990,61 2251,47
Elaborado por: María José Morales
Se obtuvo un valor de factor de daño positivo el mismo que indica que el pozo está
dañado, además el reservorio presenta un valor moderado de permeabilidad y baja
productividad.
Modelo de almacenaje Constante
Reservorio Radial compuesto
Límite Circular
118
Tabla 4-100. Optimización de la producción para el pozo DRRC-029-TI
Qactual (BFPD) Q S=0 (BFPD) ∆Q (BFPD)
553,36 1257,68 704,32
Elaborado por: María José Morales
Figura 4-49. Plot log - log para el pozo DRRC-029-TI (Petroamazonas EP, 2017b)
Figura 4-50. Gráficos IPR para el pozo DRRC-029-TI (Petroamazonas EP, 2017b)
4.2.21 Pozo DRRC-36
4.2.21.1 Arenisca U Inferior
Tabla 4-101. Datos del pozo DRRC-036-UI
Elaborado por: María José Morales
Fuente: (Petroamazonas EP, 2017b)
Fecha de la prueba 04 - 06 Agosto de 2015
Tipo de pozo Vertical
Espesor neto de pago 36'
Intervalo de disparo 9829' - 9837'
9840' - 9845'
Espesor disparado 13'
119
Tabla 4-102. Modelo seleccionado para el pozo DRRC-036-UI
Modelo de almacenaje Constante
Reservorio Homogéneo
Límite Límite sellante simple sin flujo
Elaborado por: María José Morales
Tabla 4-103. Resultados del análisis de la prueba de restauración para el pozo DRRC-036-
UI
Pi (psi) S k (md) J' (BFPD/psi) J ideal (BFPD/psi) EF AOFP (BFPD) AOFP S=0 (BFPD)
1661,56 10,0 101,2 0,2 0,5 0,4 370,10 841,16
Elaborado por: María José Morales
Se obtuvo un valor de factor de daño positivo el mismo que indica que el pozo está
dañado, además el reservorio presenta buena permeabilidad y baja productividad.
Tabla 4-104. Optimización de la producción para el pozo DRRC-036-UI
Qactual (BFPD) Q S=0 (BFPD) ∆Q (BFPD)
245,95 551,41 305,46
Elaborado por: María José Morales
Figura 4-51. Plot log - log para el pozo DRRC-036-UI (Petroamazonas EP, 2017b)
120
Figura 4-52. Gráficos IPR para el pozo DRRC-036-UI (Petroamazonas EP, 2017b)
4.2.22 Pozo DRRD-022
4.2.22.1 Arenisca T Superior
Tabla 4-105. Datos del pozo DRRD-022-TS
Fecha de la prueba 04 - 06 Octubre de 2014
Tipo de pozo Vertical
Espesor neto de pago 122'
Intervalo de disparo 9673' - 9691'
9698' - 9731'
Espesor disparado 51'
Elaborado por: María José Morales
Fuente: (Petroamazonas EP, 2017b)
Tabla 4-106. Modelo seleccionado para el pozo DRRD-022-TS
Modelo de almacenaje Constante
Reservorio Homogéneo
Límite Infinito
Elaborado por: María José Morales
Tabla 4-107. Resultados del análisis de la prueba de restauración para el pozo DRRD-022-
TS
Pi (psi) S k (md) J' (BFPD/psi) J ideal (BFPD/psi) EF AOFP (BFPD) AOFP S=0 (BFPD)
1136,22 10,6 116,6 1,9 4,5 0,4 2130,36 5016,32
Elaborado por: María José Morales
121
Se obtuvo un valor de factor de daño positivo el mismo que indica que el pozo está
altamente dañado, además el reservorio presenta buena permeabilidad y alta productividad.
Tabla 4-108. Optimización de la producción para el pozo DRRD-022-TS
Qactual (BFPD) Q S=0 (BFPD) ∆Q (BFPD)
1093,99 2576,00 1482,01
Elaborado por: María José Morales
Figura 4-53. Plot log - log para el pozo DRRD-022-TS (Petroamazonas EP, 2017b)
Figura 4-54. Gráficos IPR para el pozo DRRD-022-TS (Petroamazonas EP, 2017b)
4.2.23 Pozo DRRD-026
4.2.23.1 Arenisca U Inferior
122
Tabla 4-109. Datos del pozo DRRD-026-UI
Fecha de la prueba 21 - 24 Junio de 2014
Tipo de pozo Vertical
Espesor neto de pago 65'
Intervalo de disparo 9942' - 9950'
9968' - 9976'
Espesor disparado 16'
Elaborado por: María José Morales
Fuente: (Petroamazonas EP, 2017b)
Tabla 4-110. Modelo seleccionado para el pozo DRRD-026-UI
Modelo de almacenaje Constante
Reservorio Homogéneo
Límite Límite sellante simple sin flujo
Elaborado por: María José Morales
Tabla 4-111. Resultados del análisis de la prueba de restauración para el pozo DRRD-026-
UI
Pi (psi) S k (md) J' (BFPD/psi) J ideal (BFPD/psi) EF AOFP (BFPD) AOFP S=0 (BFPD)
1357,44 30,8 533,3 0,7 3,4 0,2 939,59 4619,81
Elaborado por: María José Morales
Se obtuvo un valor de factor de daño positivo el mismo que indica que el pozo está
altamente dañado, además el reservorio presenta muy buena permeabilidad y alta
productividad.
Tabla 4-112. Optimización de la producción para el pozo DRRD-026- UI
Qactual (BFPD) Q S=0 (BFPD) ∆Q (BFPD)
427,436 2070,39 1642,954
Elaborado por: María José Morales
123
Figura 4-55. Plot log - log para el pozo DRRD-026-UI (Petroamazonas EP, 2017b)
Figura 4-56. Gráficos IPR para el pozo DRRD-026-UI (Petroamazonas EP, 2017b)
4.2.24 Pozo DRRD-030
4.2.24.1 Arenisca T Inferior
Tabla 4-113. Datos del pozo DRRD-030-TI
Fecha de la prueba 03 - 05 Agosto de 2015
Tipo de pozo Vertical
Espesor neto de pago 28'
Intervalo de disparo 10172' - 10190'
Espesor disparado 18'
Elaborado por: María José Morales
Fuente: (Petroamazonas EP, 2017b)
124
Tabla 4-114. Modelo seleccionado para el pozo DRRD-030-TI
Modelo de almacenaje Constante
Reservorio Homogéneo
Límite Infinito
Elaborado por: María José Morales
Tabla 4-115. Resultados del análisis de la prueba de restauración para el pozo DRRD-030-
TI
Pi (psi) S k (md) J' (BFPD/psi) J ideal (BFPD/psi) EF AOFP (BFPD) AOFP S=0 (BFPD)
2098,90 4,0 123,3 1,0 1,6 0,7 2148,93 3241,33
Elaborado por: María José Morales
Se obtuvo un valor de factor de daño positivo el mismo que indica que el pozo está
dañado, además el reservorio presenta buena permeabilidad y productividad media.
Tabla 4-116. Optimización de la producción para el pozo DRRD-030-TI
Qactual (BFPD) Q S=0 (BFPD) ∆Q (BFPD)
1059,94 1591,44 531,5
Elaborado por: María José Morales
Figura 4-57. Plot log - log para el pozo DRRD-030-TI (Petroamazonas EP, 2017b)
Figura 4-58. Gráficos IPR para el pozo DRRD-030-TI (Petroamazonas EP, 2017b)
125
4.2.25 Pozo DRRD-051
4.2.25.1 Arenisca T Inferior
Tabla 4-117. Datos del pozo DRRD-051-TI
Fecha de la prueba 28 - 31 Mayo de 2015
Tipo de pozo Vertical
Espesor neto de pago 118'
Intervalo de disparo 10212' - 10244'
Espesor disparado 32'
Elaborado por: María José Morales
Fuente: (Petroamazonas EP, 2017b)
Tabla 4-118. Modelo seleccionado para el pozo DRRD-051-TI
Modelo de almacenaje Constante
Reservorio Homogéneo
Límite Límite sellante simple sin flujo
Elaborado por: María José Morales
Tabla 4-119. Resultados del análisis de la prueba de restauración para el pozo DRRD-051-
TI
Pi (psi) S k (md) J' (BFPD/psi) J ideal (BFPD/psi) EF AOFP (BFPD) AOFP S=0 (BFPD)
2087,85 2,3 490,5 8,5 11,0 0,8 17713,64 22829,26
Elaborado por: María José Morales
Se obtuvo un valor de factor de daño positivo el mismo que indica que el pozo está
dañado, además el reservorio presenta muy buena permeabilidad y excelente productividad.
Tabla 4-120. Optimización de la producción para el pozo DRRD-051-TI
Qactual (BFPD) Q S=0 (BFPD) ∆Q (BFPD)
1549,94 1997,56 447,62
Elaborado por: María José Morales
126
Figura 4-59. Plot log - log para el pozo DRRD-051-TI (Petroamazonas EP, 2017b)
Figura 4-60. Gráficos IPR para el pozo DRRD-051-TI (Petroamazonas EP, 2017b)
4.2.26 Pozo DRRD-055
4.2.26.1 Arenisca U Inferior
Tabla 4-121. Datos del pozo DRRD-055-UI
Fecha de la prueba 27 - 29 Junio de 2014
Tipo de pozo Vertical
Espesor neto de pago 64'
Intervalo de disparo
10032' - 10037'
10044' - 10048'
10070' - 10093'
Espesor disparado 32'
Elaborado por: María José Morales
Fuente: (Petroamazonas EP, 2017b)
127
Tabla 4-122. Modelo seleccionado para el pozo DRRD-055-UI
Modelo de almacenaje Constante
Reservorio Homogéneo
Límite Límite sellante simple sin flujo
Elaborado por: María José Morales
Tabla 4-123. Resultados del análisis de la prueba de restauración para el pozo DRRD-055-
UI
Pi (psi) S k (md) J' (BFPD/psi) J ideal (BFPD/psi) EF AOFP (BFPD) AOFP S=0 (BFPD)
1438,51 28,6 302,6 0,8 3,9 0,2 1185,08 5501,69
Elaborado por: María José Morales
Se obtuvo un valor de factor de daño positivo el mismo que indica que el pozo está
altamente dañado, además el reservorio presenta muy buena permeabilidad y alta
productividad.
Tabla 4-124. Optimización de la producción para el pozo DRRD-055-UI
Qactual (BFPD) Q S=0 (BFPD) ∆Q (BFPD)
528,43 2440,81 1912,38
Elaborado por: María José Morales
Figura 4-61. Plot log - log para el pozo DRRD-055-UI (Petroamazonas EP, 2017b)
128
Figura 4-62. Gráficos IPR para el pozo DRRD-055-UI (Petroamazonas EP, 2017b)
4.2.27 Pozo DRRD-056
4.2.27.1 Arenisca T Inferior
Tabla 4-125. Datos del pozo DRRD-056-TI
Fecha de la prueba 19 - 21 Diciembre de 2014
Tipo de pozo Vertical
Espesor neto de pago 24'
Intervalo de disparo 10968' - 10992'
Espesor disparado 24'
Elaborado por: María José Morales
Fuente: (Petroamazonas EP, 2017b)
Tabla 4-126. Modelo seleccionado para el pozo DRRD-056-TI
Modelo de almacenaje Constante
Reservorio Homogéneo
Límite Límite paralelo sin flujo
Elaborado por: María José Morales
Tabla 4-127. Resultados del análisis de la prueba de restauración para el pozo DRRD-056-
TI
Pi (psi) S k (md) J' (BFPD/psi) J ideal (BFPD/psi) EF AOFP (BFPD) AOF S=0 (BFPD)
1060,30 3,7 692,5 8,5 12,6 0,7 8911,49 13143,68
Elaborado por: María José Morales
129
Se obtuvo un valor de factor de daño positivo el mismo que indica que el pozo está
dañado, además el reservorio presenta muy buena permeabilidad y excelente productividad.
Tabla 4-128. Optimización de la producción para el pozo DRRD-056-TI
Qactual (BFPD) Q S=0 (BFPD) ∆Q (BFPD)
1221,68 1861,12 639,44
Elaborado por: María José Morales
Figura 4-63. Plot log - log para el pozo DRRD-056-TI (Petroamazonas EP, 2017b)
Figura 4-64. Gráficos IPR para el pozo DRRD-056-TI (Petroamazonas EP, 2017b)
4.2.28 Pozo DRRE-039
4.2.28.1 Arenisca T Inferior
130
Tabla 4-129. Datos del pozo DRRE-039-TI
Fecha de la prueba 29 Mayo - 02 Junio de 2014
Tipo de pozo Vertical
Espesor neto de pago 60'
Intervalo de disparo 10574' - 10584'
10590' - 10600'
Espesor disparado 20'
Elaborado por: María José Morales
Fuente: (Petroamazonas EP, 2017b)
Tabla 4-130. Modelo seleccionado para el pozo DRRE-039-TI
Modelo de almacenaje Constante
Reservorio Homogéneo
Límite Límite intersecante sin ángulo definido
Elaborado por: María José Morales
Tabla 4-131. Resultados del análisis de la prueba de restauración para el pozo DRRE-039-
TI
Pi (psi) S k (md) J' (BFPD/psi) J ideal (BFPD/psi) EF AOFP (BFPD) AOFP S=0 (BFPD)
2466,35 2,4 111,0 1,2 1,5 0,8 2839,18 3724,26
Elaborado por: María José Morales
Se obtuvo un valor de factor de daño positivo el mismo que indica que el pozo está
dañado, además el reservorio presenta buena permeabilidad y productividad media.
Tabla 4-132. Optimización de la producción para el pozo DRRE-039-TI
Qactual (BFPD) Q S=0 (BFPD) ∆Q (BFPD)
1310,8 1727,81 417,01
Elaborado por: María José Morales
131
Figura 4-65. Plot log - log para el pozo DRRE-039-TI (Petroamazonas EP, 2017b)
Figura 4-66. Gráficos IPR para el pozo DRRE-039-TI (Petroamazonas EP, 2017b)
4.2.29 Pozo DRRE-062
4.2.29.1 Arenisca T Inferior
Tabla 4-133. Datos del pozo DRRE-062-TI
Fecha de la prueba 16 - 17 Marzo de 2015
Tipo de pozo Vertical
Espesor neto de pago 30'
Intervalo de disparo 11236' - 11248'
Espesor disparado 12'
Elaborado por: María José Morales
Fuente: (Petroamazonas EP, 2017b)
132
Tabla 4-134. Modelo seleccionado para el pozo DRRE-062-TI
Modelo de almacenaje Constante
Reservorio Radial compuesto
Límite Infinito
Elaborado por: María José Morales
Tabla 4-135. Resultados del análisis de la prueba de restauración para el pozo DRRE-062-
TI
Pi (psi) S k (md) J' (BFPD/psi) J ideal (BFPD/psi) EF AOFP (BFPD) AOFP S=0 (BFPD)
2392,24 10,0 369,2 1,3 3,0 0,4 3185,53 7240,07
Elaborado por: María José Morales
Se obtuvo un valor de factor de daño positivo el mismo que indica que el pozo está
dañado, además el reservorio presenta muy buena permeabilidad y productividad media.
Tabla 4-136. Optimización de la producción para el pozo DRRE-062-TI
Qactual (BFPD) Q S=0 (BFPD) ∆Q (BFPD)
1047,05 2396,05 1349,00
Elaborado por: María José Morales
Figura 4-67. Plot log - log para el pozo DRRE-062-TI (Petroamazonas EP, 2017b)
Figura 4-68. Gráficos IPR para el pozo DRRE-062-TI (Petroamazonas EP, 2017b)
133
4.3 Estructura Drago Este
4.3.1 Pozo DRTA-001
4.3.1.1 Arenisca T Inferior
Tabla 4-137. Datos del pozo DRTA-001-TI
Fecha de la prueba 21 - 23 Febrero de 2009
Tipo de pozo Vertical
Espesor neto de pago 26'
Intervalo de disparo 9714' - 9720'
Espesor disparado 26'
Elaborado por: María José Morales
Fuente: (Petroamazonas EP, 2017b)
Tabla 4-138. Modelo seleccionado para el pozo DRTA-001-TI
Modelo de almacenaje Constante
Reservorio Homogéneo
Límite Límite sellante simple sin flujo
Elaborado por: María José Morales
Tabla 4-139. Resultados del análisis de la prueba de restauración para el pozo DRTA-001-
TI
Pi (psi) S k (md) J' (BFPD/psi) J ideal (BFPD/psi) EF AOFP (BFPD) AOFP S=0 (BFPD)
3142,86 2,8 149,3 1,8 2,5 0,7 5665,06 7677,03
Elaborado por: María José Morales
Se obtuvo un valor de factor de daño positivo el mismo que indica que el pozo está
dañado, además el reservorio presenta buena permeabilidad y alta productividad.
Tabla 4-140. Optimización de la producción para el pozo DRTA-001-TI
Qactual (BFPD) Q S=0 (BFPD) ∆Q (BFPD)
2372,82 3232,85 860,03
Elaborado por: María José Morales
134
Figura 4-69. Plot log - log para el pozo DRTA-001-TI (Petroamazonas EP, 2017b)
Figura 4-70. Gráficos IPR para el pozo DRTA-001-TI (Petroamazonas EP, 2017b)
4.3.2 Pozo DRTA-005
4.3.2.1 Arenisca U Inferior
Tabla 4-141. Datos del pozo DRTA-005-UI
Fecha de la prueba 06 - 09 Noviembre de 2009
Tipo de pozo Vertical
Espesor neto de pago 46'
Intervalo de disparo 9882' - 9894'
Espesor disparado 12'
Elaborado por: María José Morales
Fuente: (Petroamazonas EP, 2017b)
135
Tabla 4-142. Modelo seleccionado para el pozo DRTA-005-UI
Modelo de almacenaje Constante
Reservorio Homogéneo
Límite Presión constante en el límite
Elaborado por: María José Morales
Tabla 4-143. Resultados del análisis de la prueba de restauración para el pozo DRTA-005-
UI
Pi (psi) S k (md) J' (BFPD/psi) J ideal (BFPD/psi) EF AOFP (BFPD) AOFP S=0 (BFPD)
2575,00 7,6 581,7 3,1 6,1 0,5 7904,63 15594,53
Elaborado por: María José Morales
Se obtuvo un valor de factor de daño positivo el mismo que indica que el pozo está
dañado, además el reservorio presenta muy buena permeabilidad y excelente productividad.
Tabla 4-144. Optimización de la producción para el pozo DRTA-005-UI
Qactual (BFPD) Q S=0 (BFPD) ∆Q (BFPD)
1065,83 2208,16 1142,33
Elaborado por: María José Morales
Figura 4-71. Plot log - log para el pozo DRTA-005-UI (Petroamazonas EP, 2017b)
Figura 4-72. Gráficos IPR para el pozo DRTA-005-UI (Petroamazonas EP, 2017b)
136
4.3.3 Pozo DRTA-009
4.3.3.1 Arenisca U Inferior
Tabla 4-145. Datos del pozo DRTA-009-UI
Fecha de la prueba 11 - 16 Marzo de 2013
Tipo de pozo Vertical
Espesor neto de pago 14'
Intervalo de disparo 9852' - 9865'
Espesor disparado 13'
Elaborado por: María José Morales
Fuente: (Petroamazonas EP, 2017b)
Tabla 4-146. Modelo seleccionado para el pozo DRTA-009-UI
Modelo de almacenaje Constante
Reservorio Homogéneo
Límite Infinito
Elaborado por: María José Morales
Tabla 4-147. Resultados del análisis de la prueba de restauración para el pozo DRTA-009-
UI
Pi (psi) S k (md) J' (BFPD/psi) J ideal (BFPD/psi) EF AOFP (BFPD) AOFP S=0 (BFPD)
1952,69 8,8 179,9 0,4 0,9 0,5 802,70 1699,27
Elaborado por: María José Morales
Se obtuvo un valor de factor de daño positivo el mismo que indica que el pozo está
dañado, además el reservorio presenta buena permeabilidad y baja productividad.
Tabla 4-148. Optimización de la producción para el pozo DRTA-009-UI
Qactual (BFPD) Q S=0 (BFPD) ∆Q (BFPD)
414,02 868,79 454,77
Elaborado por: María José Morales
137
Figura 4-73. Plot log - log para el pozo DRTA-009-UI (Petroamazonas EP, 2017b)
Figura 4-74. Gráficos IPR para el pozo DRTA-009-UI (Petroamazonas EP, 2017b)
4.3.4 Pozo DRTA-010
4.3.4.1 Arenisca U Inferior
Tabla 4-149. Datos del pozo DRTA-010-UI
Fecha de la prueba 08 - 10 Julio de 2010
Tipo de pozo Vertical
Espesor neto de pago 58'
Intervalo de disparo
10184' - 10198'
10198' - 10206'
10224' - 10242'
Espesor disparado 40'
Elaborado por: María José Morales
Fuente: (Petroamazonas EP, 2017b)
138
Tabla 4-150. Modelo seleccionado para el pozo DRTA-010-UI
Modelo de almacenaje Constante
Reservorio Homogéneo
Límite Presión constante en el límite
Elaborado por: María José Morales
Tabla 4-151. Resultados del análisis de la prueba de restauración para el pozo DRTA-010-
UI
Pi (psi) S k (md) J' (BFPD/psi) J ideal (BFPD/psi) EF AOFP (BFPD) AOFP S=0 (BFPD)
2375,41 1,2 10,6 0,1 0,2 0,9 308,62 356,67
Elaborado por: María José Morales
Se obtuvo un valor de factor de daño positivo el mismo que indica que el pozo está
dañado, además el reservorio presenta permeabilidad muy baja y baja productividad.
Tabla 4-152. Optimización de la producción para el pozo DRTA-010-UI
Qactual (BFPD) Q S=0 (BFPD) ∆Q (BFPD)
176,57 203,26 26,69
Elaborado por: María José Morales
Figura 4-75. Plot log - log para el pozo DRTA-010-UI (Petroamazonas EP, 2017b)
139
Figura 4-76. Gráficos IPR para el pozo DRTA-010-UI (Petroamazonas EP, 2017b)
4.3.5 Pozo DRTA-013
4.3.5.1 Arenisca T Inferior
Tabla 4-153. Datos del pozo DRTA-013-TI
Fecha de la prueba 02 - 04 Septiembre de 2014
Tipo de pozo Vertical
Espesor neto de pago 30'
Intervalo de disparo 10050' - 10057'
Espesor disparado 7'
Elaborado por: María José Morales
Fuente: (Petroamazonas EP, 2017b)
Tabla 4-154. Modelo seleccionado para el pozo DRTA-013-TI
Modelo de almacenaje Constante
Reservorio Homogéneo
Límite Rectangular
Elaborado por: María José Morales
Tabla 4-155. Resultados del análisis de la prueba de restauración para el pozo DRTA-013-
TI
Pi (psi) S k (md) J' (BFPD/psi) J ideal (BFPD/psi) EF AOFP (BFPD) AOFP S=0 (BFPD)
2479,31 7,8 255,0 0,6 1,2 0,5 1511,65 3002,34
Elaborado por: María José Morales
140
Se obtuvo un valor de factor de daño positivo el mismo que indica que el pozo está
dañado, además el reservorio presenta buena permeabilidad y baja productividad.
Tabla 4-156. Optimización de la producción para el pozo DRTA-013-TI
Qactual (BFPD) Q S=0 (BFPD) ∆Q (BFPD)
772,863 1528,24 755,377
Elaborado por: María José Morales
Figura 4-77. Plot log - log para el pozo DRTA-013-TI (Petroamazonas EP, 2017b)
Figura 4-78. Gráficos IPR para el pozo DRTA-013-TI (Petroamazonas EP, 2017b)
A continuación se presenta un resumen de los resultados de los pozos evaluados del
Campo Drago:
141
Tabla 4-157. Resultados del análisis de la prueba de restauración para el Campo Drago
Pozo Arenisca S k (md) AOFP (BFPD) AOFP S=0 (BFPD)
1 DRGA-001
TS + TI 0,8 3,8 542,59 595,26
UI 0,1 297,6 3510,07 3557,57
US 11,5 190,6 509,83 1253,69
2 DRGA-010 UI 1,9 13,4 364,24 452,29
3 DRRA-001 TS + TI 1,2 223,2 6524,98 7535,13
UI 0,6 48,6 969,74 1045,43
4 DRRA-003 UI 2,8 384,3 2733,43 3706,89
5 DRRA-006 UI 48,6 311,7 532,86 3830,20
6 DRRA-011 UI 4,8 808,0 9864,74 15909,08
7 DRRA-014 TI 29,4 192,1 1732,82 8227,17
8 DRRA-015 UI 13,1 635,2 7743,81 20621,12
9 DRRA-020 UI 24,8 215,0 833,20 3462,91
10 DRRA-034 TI 7,1 217,7 1830,13 3482,71
11 DRRA-042 UI 1,0 243,8 2191,96 2462,23
12 DRRA-043 UI 1,8 106,1 1491,74 1829,86
13 DRRB-002 UI 17,9 625,7 3155,36 10356,46
14 DRRB-017 UI 29,6 351,0 1314,19 6268,46
15 DRRB-031 UI 19,6 179,7 920,63 3214,62
16 DRRB-032 UI 47,4 360,3 834,71 5864,03
17 DRRB-037 UI 10,0 894,2 7213,21 16394,16
18 DRRC-013 UI 8,5 177,1 841,68 1747,14
19 DRRC-021 UI 5,3 263,0 911,65 1527,58
20 DRRC-023 UI 0,3 421,9 8839,14 9221,37
21 DRRC-027 UI 7,4 111,8 642,71 1246,69
22 DRRC-029 TI 10,0 41,8 990,61 2251,47
23 DRRC-036 UI 10,0 101,2 370,10 841,16
24 DRRD-022 TS 10,6 116,6 2130,36 5016,32
25 DRRD-026 UI 30,8 533,3 939,59 4619,81
26 DRRD-030 TI 4,0 123,3 2148,93 3241,33
27 DRRD-051 TI 2,3 490,5 17713,64 22829,26
28 DRRD-055 UI 28,6 302,6 1185,08 5501,69
29 DRRD-056 TI 3,7 692,5 8911,49 13143,68
30 DRRE-039 TI 2,4 111,0 2839,18 3724,26
142
Pozo Arenisca S k (md) AOFP (BFPD) AOFP S=0 (BFPD)
31 DRRE-062 TI 10,0 369,2 3185,53 7240,07
32 DRTA-001 TI 2,8 149,3 5665,06 7677,03
33 DRTA-005 UI 7,6 581,7 7904,63 15594,53
34 DRTA-009 UI 8,8 179,9 802,70 1699,27
35 DRTA-010 UI 1,2 10,6 308,62 356,67
36 DRTA-013 TI 7,8 255,0 1511,65 3002,34
Elaborado por: María José Morales
En la siguiente tabla se muestra la aplicación de los tipos de estimulación según la
permeabilidad, factor de daño y la presencia de finos:
Tabla 4-158. Tipos de estimulación
Tipo de
estimulación Características
Parámetros de aplicación
Permeabilidad
(k) Daño (S) Finos
Matricial
- Inyección de fluidos
bajo la presión de
fractura.
- Puede ser ácida (HCl,
HF, CH3COOH,
CH2O2) y no ácida
(soluciones acuosas,
oleosas + surfactantes)
Media a alta Medio a alto Si
Fracturamiento
hidráulico
- Inyección de fluidos
sobre la presión de
fractura.
- Se usa fluido
fracturante + agente
apuntalante.
Baja Medio a alto No
Elaborado por: María José Morales
Con los resultados obtenidos del análisis de las pruebas de restauración de presión en
el software Saphir, se realizan las siguientes sugerencias como posibles soluciones para
incrementar la tasa de producción del Campo Drago:
143
Tabla 4-159. Sugerencias de las posibles soluciones para incrementar la producción del
Campo Drago
Pozo Arenisca Estimulación
Matricial Fracturamiento Hidráulico
1 DRGA-001
TS + TI X
UI X
US X
2 DRGA-010 UI X
3 DRRA-001 TS + TI X
UI X
4 DRRA-003 UI X
5 DRRA-006 UI X
6 DRRA-011 UI X
7 DRRA-014 TI X
8 DRRA-015 UI X
9 DRRA-020 UI X
10 DRRA-034 TI X
11 DRRA-042 UI X
12 DRRA-043 UI X
13 DRRB-002 UI X
14 DRRB-017 UI X
15 DRRB-031 UI X
16 DRRB-032 UI X
17 DRRB-037 UI X
18 DRRC-013 UI X
19 DRRC-021 UI X
20 DRRC-023 UI X
21 DRRC-027 UI X
22 DRRC-029 TI X
23 DRRC-036 UI X
24 DRRD-022 TS X
25 DRRD-026 UI X
26 DRRD-030 TI X
27 DRRD-051 TI X
28 DRRD-055 UI X
29 DRRD-056 TI X
30 DRRE-039 TI X
144
Pozo Arenisca Estimulación
Matricial Fracturamiento Hidráulico
31 DRRE-062 TI X
32 DRTA-001 TI X
33 DRTA-005 UI X
34 DRTA-009 UI X
35 DRTA-010 UI X
36 DRTA-013 TI X
Elaborado por: María José Morales
Con los datos obtenidos se aplicó la media ponderada para calcular la producción
máxima de fluido de las areniscas “T” y ”U” del Campo Drago:
Tabla 4-160. Producción de las areniscas “T” y “U” del Campo Drago
Arenisca Q (BFPD) Q*(BFPD)
T 3548,53 5780,84
U 5764,88 10679,52
Nota: Q* corresponde al caudal de fluido máximo cuando el factor de daño es igual a cero
Elaborado por: María José Morales
En la siguiente tabla se muestra la optimización de la producción de las areniscas “T”
y “U” del Campo Drago, analizando la producción actual y la producción que podría
obtenerse si se reduce el factor de daño a cero:
Tabla 4-161. Optimización de la producción de las areniscas “T” y “U” del Campo Drago
N° Pozo Arenisca Qactual (BFPD) Q S=0 (BFPD) ∆Q (BFPD)
1 DRRA-014 TI 706,27 3334,70 2628,43
2 DRRB-032 UI 370,32 2575,13 2204,81
3 DRRA-006 UI 345,21 2480,24 2135,03
4 DRRB-002 UI 803,18 2812,65 2009,47
5 DRRD-055 UI 528,43 2440,81 1912,38
145
N° Pozo Arenisca Qactual (BFPD) Q S=0 (BFPD) ∆Q (BFPD)
6 DRRD-026 UI 427,44 2070,39 1642,95
7 DRRD-022 TS 1093,99 2576,00 1482,01
8 DRRA-015 UI 879,98 2249,58 1369,60
9 DRRB-031 UI 487,29 1708,76 1221,47
10 DRTA-005 UI 1065,83 2208,16 1142,33
11 DRRE-062 TI 933,94 2056,84 1122,90
12 DRRA-034 TI 1170,83 2228,08 1057,25
13 DRRB-017 UI 266,07 1269,11 1003,04
14 DRTA-001 TI 2372,82 3232,85 860,03
15 DRRA-020 UI 243,81 1013,33 769,52
16 DRTA-013 TI 772,86 1528,24 755,38
17 DRRC-029 TI 553,36 1257,68 704,32
18 DRRB-037 UI 517,34 1101,90 584,56
19 DRRD-030 TI 1059,94 1591,44 531,50
20 DRRC-013 UI 468,27 968,09 499,82
21 DRGA-001 US 339,74 834,81 495,07
22 DRRD-056 TI 1073,43 1553,34 479,91
23 DRTA-009 UI 414,02 868,79 454,77
24 DRRD-051 TI 1549,94 1997,56 447,62
25 DRRA-011 UI 695,02 1120,87 425,85
26 DRRE-039 TI 1310,80 1727,81 417,01
27 DRRC-027 UI 428,56 825,68 397,11
28 DRRC-021 UI 527,75 877,42 349,67
29 DRRA-003 UI 879,32 1185,25 305,93
30 DRRC-036 UI 245,95 551,41 305,46
31 DRRA-001 TS + TI 889,77 1061,77 172,00
32 DRRC-023 UI 1570,40 1638,30 67,90
33 DRRA-043 UI 339,00 399,34 60,34
34 DRGA-010 UI 197,46 245,21 47,75
35 DRRA-001 UI 569,10 613,37 44,27
36 DRGA-001 TS + TI 416,84 457,30 40,46
37 DRRA-042 UI 221,44 248,75 27,30
38 DRTA-010 UI 176,57 203,26 26,69
39 DRGA-001 UI 1501,85 1514,15 12,30
Elaborado por: María José Morales
146
5 CAPITULO V. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES
4.4 Conclusiones
- Al realizar las 39 reinterpretaciones de pruebas de presión de 36 pozos se identifica 34
pruebas de pozo que presentan un daño mayor a uno, de los cuales el 41 % tienen un
daño igual o mayor a 10, casos en los que se debe intervenir inmediatamente.
- Con la reinterpretación de las pruebas de restauración de presión del Campo Drago,
calculando la tasa máxima de flujo de los pozos se obtuvo una producción de
3548,526 BFPD para la arenisca “T” y 5764,88 BFPD para la arenisca “U”.
- De las 39 interpretaciones solamente 12% tiene daño igual o menor a uno, por lo cual
se debe considerar optimizar procesos de perforación, completación y producción,
para que pozos nuevos no presenten el nivel de daño determinado.
- Analizando la tasa máxima de flujo, la optimización de la producción del Campo
Drago mediante la interpretación de pruebas de restauración de presión es factible
porque se obtuvo incremento de la producción al disminuir el efecto de daño dando
como resultado 5780,84 BFPD para la arenisca “T” y 10679,52 BFPD para la arenisca
“U”.
- Los pozos DRRB-032, DRRA-006, DRRB-002 y DRRD-055 para la arenisca “U” y
el pozo DRRA-014 para la arenisca “T”, presentan un mayor incremento de la
producción actual, al disminuir el efecto de daño.
147
- La permeabilidad promedia obtenida para la arenisca “T” es 229,69 md y para la
arenisca “U” es 321,09 md y las presiones promedias de reservorio para la areniscas
“T” y “U” son 2333,87 psi y 1821,42 psi respectivamente.
- En los pozos DRGA-001, DRRC-029, DRRD-022 y DRRE-039 de la arenisca “T” y
en los pozos DRGA-010, DRRA-001, DRRA-043, DRRC-027, DRRC-036 y DRTA-
010 de la arenisca “U”, por su baja permeabilidad (menor a 120 md), se podría
considerar una estimulación con fracturamiento hidráulico para incrementar la
producción.
4.5 Recomendaciones
- Las interpretaciones de pruebas de restauración de presión fueron realizadas con la
información disponible, por lo que es necesario efectuar con cierta periodicidad
pruebas de restauración presión acompañadas de pruebas de producción estabilizadas,
para obtener resultados actualizados.
- Se disponen de 2 PVT, para el reservorio “T” del pozo DRRD-022 y para el
reservorio “U” del pozo DRRC-021, no disponiendo pruebas PVT para las areniscas
Hollín y Basal Tena, por lo que se sugiere realizar estas pruebas para mejores
resultados.
- Para definir los trabajos de reacondicionamiento que se deben realizar con el objetivo
de optimizar la producción se debe efectuar un estudio detallado pozo a pozo y
especificar el mejor método para este fin.
- En operaciones futuras se sugiere cumplir con el flujo de trabajo planteado en el
presente estudio para el análisis de pruebas de restauración de presión.
148
- Las compañías petroleras deben mantener una base de datos de pruebas de
restauración de presión actualizada, ordenada y de fácil acceso que permita realizar
interpretaciones oportunas y eficientes.
149
6 CAPÍTULO VI
6.1 Referencias bibliográficas
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152
6.2 Glosario de términos
- Agente apuntalante: Partículas de determinado tamaño mezcladas con fluido de
fracturamiento para mantener las fracturas abiertas después de un tratamiento de
fracturamiento hidráulico.
- Capacidad de flujo (k*h): Producto de la permeabilidad de la formación, k, y el
espesor de la formación de producción, h, en un pozo de producción. Este producto es
el resultado primario de las pruebas de restauración y de abatimiento de presión y es
un factor clave en el potencial de flujo de un pozo. Se utiliza en una gran cantidad de
cálculos de ingeniería de yacimientos, tales como la predicción del desempeño futuro,
el potencial de recuperación secundaria y terciaria y el éxito potencial de los
procedimientos de estimulación de pozos. La obtención del mejor valor posible de
este producto es el objetivo principal de las pruebas de presiones transitorias. Para
separar los elementos del producto, es necesario tener alguna medición independiente
de uno de ellos, usualmente la estimación del espesor de la formación de producción
procedente de registros de pozos. Entonces, se calcula la permeabilidad, siempre que
se conozcan el factor de volumen y la viscosidad de la formación del fluido. La
exactitud de la permeabilidad calculada depende enteramente de la exactitud del
espesor estimado de la formación y de las propiedades del fluido.
- Conductividad de fractura: Producto de la permeabilidad de la fractura por el ancho
de la fractura para una fractura de conductividad finita: kf w
- Desemulsificantes: Componentes químicos diseñados para neutralizar una emulsión.
- Entrampamiento estratigráfico: El cambio de las propiedades capilares de la roca
es tal que el petróleo no puede desplazar el agua contenida en los poros y esto resulta
en el entrampamiento del petróleo. Una trampa estratigráfica resulta de la pérdida de
153
permeabilidad y porosidad en la misma roca que es el yacimiento. Ejemplo: lentes de
arena, cambios de facies, calizas o dolomitas porosas.
- Entrampamiento estructural: La roca yacimiento tiene como tapa una roca
impermeable y la geometría de su configuración permite que la acumulación de
hidrocarburos ocurra en la parte estructural más alta. Ejemplo: fracturas en calizas o
rocas ígneas, discordancias, fallamiento en areniscas, sinclinales, anticlinales, domos
salinos.
- Espesor neto: El espesor neto de arena petrolífera es la parte del espesor bruto del
yacimiento que contribuye al recobro de petróleo y se define mediante los siguientes
criterios: límite más bajo de porosidad, límite más bajo de permeabilidad, límite más
alto de saturación de agua.
- Falla de rumbo: Una falla cuyo movimiento principal es en la dirección del rumbo
(usualmente horizontal). Este tipo de falla suele ser producida por los continentes o
las placas tectónicas que se desplazan en sentido lateral, unas respecto de otras.
- Fractura de conductividad finita: Fractura plana penetrada por un pozo o propagada
desde un pozo por una fractura hidráulica con caída de presión diferente de cero en la
fractura durante la producción.
- Fractura de conductividad infinita: Fractura plana penetrada por un pozo o
propagada desde un pozo por una fractura hidráulica con caída de presión igual a cero
en la fractura durante la producción.
- Media ponderada: Permite calcular un promedio que toma en cuenta la importancia
de cada valor con respecto al total.
- Mojabilidad: Preferencia de una roca a ser embebida por un determinado fluido,
hecho que determina el comportamiento del petróleo o del agua a lo largo de la
historia de producción de un yacimiento.
154
- Movilidad: Relación que existe entre la permeabilidad efectiva y la viscosidad de un
fluido, la medida de la facilidad con la que un fluido se mueve a través del medio
poroso.
- Presión de fractura: Es la presión que resiste la formación antes de abrirse o
fracturarse en un punto dado del hoyo. Para que ocurra la fractura es necesario que la
presión ejercida sobre la formación sea mayor que la suma de la presión de poros más
la componente horizontal de la presión de sobrecarga.
- QA / QC (Quality Assurance and Quality Control): Permiten el control de calidad
de las mediciones de presión y temperatura del pozo, y aseguran que los datos son
válidos y utilizables por el ingeniero para su posterior análisis. Tal validación
aumenta la confianza en los resultados del análisis y elimina, en gran medida, errores
que podrían conducir a errores mayores en el proceso de decisión de desarrollo
óptimo y producción de reservas de petróleo.
- Radio efectivo del pozo: Valor del radio del pozo que produce resultados
equivalentes a los obtenidos utilizando un factor daño de cero. Es posible representar
desviaciones del comportamiento ideal (factor de daño, s=cero) mediante el uso del
factor de daño o, como alternativa, cambiando el valor del radio efectivo del pozo.
Para un factor de daño positivo, el radio efectivo del pozo es menor que el radio real
del mismo. Para un factor de daño negativo, tal como el que se obtiene
frecuentemente después de la estimulación del pozo, el radio efectivo del pozo es
mayor que el radio real del pozo.
- Surfactantes: También conocidos como agentes tensoactivos, son agentes de
humectación que bajan la tensión superficial de un líquido, permiten una más fácil
dispersión y bajan la tensión interfacial entre dos líquidos.
156
7 CAPÍTULO VII. ANEXOS
ANEXO A. Mapa estructural de la arenisca T Inferior (Petroamazonas EP, 2017b)
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