escuela politÉcnica nacional -...

ESCUELA POLITÉCNICA

NACIONAL

FACULTAD DE INGENIERÍA EN GEOLOGÍA Y PETRÓLEOS

ELABORACIÓN DE UNA MATRIZ DE CRITICIDAD PARA DETERMINAR PROBLEMAS EN FONDO DE POZO Y PREVER ACCIONES DE MEJORA OPORTUNAS EN LOS POZOS DE LOS BLOQUES 52 Y 54.

TRABAJO DE TITULACIÓN PREVIO A LA OBTENCIÓN DEL TÍTULO DE MAGISTER EN GESTIÓN PARA LA EXPLORACIÓN Y PRODUCCIÓN DE PETRÓLEO

GABRIELA NATHALY HERRERA CADENA

[email protected]

DIRECTOR: MSC. MARCO VINICIO LOAIZA CÓRDOVA

[email protected]

CODIRECTOR: MSC. RAÚL ARMANDO VALENCIA TAPIA

[email protected]

Quito, Enero 2019

i

CERTIFICACIÓN

Certifico que el presente trabajo fue desarrollado por Ing. Gabriela Nathaly Herrera

Cadena, bajo mi supervisión.

_________________________________

Ing. Marco Vinicio Loaiza Córdova, Msc

DIRECTOR DE TRABAJO

________________________________

Ing. Raúl Armando Valencia Tapia, Msc

CODIRECTOR DE TRABAJO

ii

DECLARACIÓN DE AUTORÍA

Yo, Gabriela Nathaly Herrera Cadena, declaro bajo juramento que el trabajo aquí

descrito es de mi autoría; que no ha sido previamente presentado para ningún grado o

calificación profesional; y, que he consultado las referencias bibliográficas que se

incluyen en este documento.

A través de la presente declaración cedo mis derechos de propiedad intelectual

correspondiente a este trabajo, a la Escuela Politécnica Nacional, según lo establecido

por la Ley de Propiedad Intelectual, por su Reglamento y por la normativa institucional

vigente.

________________________________

Ing. Gabriela Nathaly Herrera Cadena

iii

DEDICATORIA

Dedico este trabajo a Dios por ser mi inspirador, iluminar mi camino y darme la

entereza y fortaleza para culminar uno de mis sueños más anhelados.

A mis padres Luis Neptalí Herrera (+) e Hilda Cadena, en especial a mi madre por

ser mi motor principal en el desarrollo de cada uno de mis sueños, ya que con sus

consejos, sacrificio y amor han logrado ser mi motivación y apoyo permanente.

A mi hermano José Luis Herrera con quien he compartido sueños, objetivos y

vivencias, con sus consejos, y cariño ha sido mi fuente de inspiración.

Nathy

iv

AGRADECIMIENTO

A Dios por la vida, salud y facultades para iniciar, desarrollar y culminar mi

objetivo.

A mi madre por darme su apoyo incondicional en este arduo y consecutivo

proyecto.

A ORION OIL ER y ORIONENERGY OPB por brindarme las facilidades en el

desarrollo de este proyecto en el que está plasmado conocimientos y experiencias.

A la ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL por formar profesionales que aportan al

desarrollo de la sociedad.

Al Ing. Marco Loaiza mi director de tesis por haber compartido sus conocimientos,

predisposición y apoyo para el desarrollo de este proyecto.

Al Ing. Raúl Valencia mi codirector quien con su virtud y responsabilidad de

maestro me brindó la asistencia y colaboración para lograr este objetivo.

A mi hermano José Luis Herrera por darme una voz de aliento a cada instante.

A mis compañeros de maestría por hacer ameno este periodo de preparación.

Nathy

v

TABLA DE CONTENIDO

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

1. INTRODUCCIÓN ................................................................................................... 1

· Pregunta de Investigación ............................................................................... 2

· Objetivo general ............................................................................................... 2

· Objetivos específicos ...................................................................................... 2

· Alcance ............................................................................................................. 3

1.1. Descripción Bloque 52 .................................................................................... 3

1.1.1 Campos Ocano – Peña Blanca ..................................................................... 3

1.1.2 Campo Mira .................................................................................................. 6

1.2 Descripción Bloque 54 ......................................................................................... 8

1.2.1 Campos Eno – Ron ....................................................................................... 8

1.3 Descripción de Pozos ........................................................................................ 12

1.3.1 Ocano 2 ...................................................................................................... 12

1.3.2 Ocano 3 ...................................................................................................... 14

1.3.3 Ocano 4 ...................................................................................................... 15

1.3.4 Mira 1 .......................................................................................................... 17

1.3.5 Mira 2 .......................................................................................................... 18

1.3.6 Eno 2 .......................................................................................................... 19

1.3.7 Eno 3 .......................................................................................................... 22

1.3.8 Eno 4 .......................................................................................................... 23

1.3.9 Eno 5 .......................................................................................................... 25

1.3.10 Ron 2 ........................................................................................................ 26

1.4 Tratamiento Químico ......................................................................................... 28

CAPITULO II ............................................................................................................... 29

2. METODOLOGÍA DE ANÁLISIS DE CRITICIDAD ................................................... 29

2.1 Análisis Reservorio ............................................................................................ 30

2.2 Análisis Equipo BES .......................................................................................... 34

2.3 Análisis Bow Tie Aplicación de Tratamiento Químico ........................................ 39

vi

CAPITULO III .............................................................................................................. 43

3. ANÁLISIS DE LOS POZOS DEL BLOQUE 52 Y BLOQUE 54 ................................ 43

3.1 Método de Mosler .............................................................................................. 44

3.1.1 Fase: Definición del riesgo .......................................................................... 44

3.1.2 Fase: Análisis del riesgo ............................................................................. 45

3.1.3 Fase: Evaluación del riesgo ........................................................................ 45

CAPITULO IV ............................................................................................................. 62

4. EVALUACIÓN DE INDICADORES DE GESTIÓN ................................................... 62

4.1 INDICADORES EQUIPO BES ........................................................................... 62

4.1.1 Promedio de vida de equipos BES verdadero (True Average Run life) ....... 62

4.1.2 Promedio de vida operativa del equipo BES (Average Run life) .................. 63

4.1.3 Promedio de vida operativa del equipo BES por año (Average Run life per

year) .................................................................................................................... 64

4.1.4 Tiempo medio entre fallas (MTBF) .............................................................. 65

4.2 Plan de mantenimiento de pozos Bloque 52 y Bloque 54 .................................. 68

4.2.1 Plan de Mantenimiento Preventivo y Correctivo de Pozos .......................... 69

CAPITULO V .............................................................................................................. 73

5. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES .......................................................... 73

5.1 CONCLUSIONES: ............................................................................................. 73

5.2 RECOMENDACIONES: .................................................................................... 74

CAPITULO VI ............................................................................................................. 76

6. REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS ........................................................................ 76

CAPITULO VII ............................................................................................................ 79

7. ANEXOS ................................................................................................................. 79

7.1 Anexo I. Abreviaturas y siglas .......................................................................... 79

7.2 Anexo II. Diagramas de pozos B 54 .................................................................. 80

7.3 Anexo III. Diagramas de pozos B 52 ................................................................ 85

7.4 Anexo IV. Diseño de Fluido de control con Formiato de Sodio para los pozos de

Orion. ...................................................................................................................... 90

vii

ÍNDICE DE TABLAS

Tabla 1.1 Características fluido campo Ocano - Arena UI y T ....................................... 5

Tabla 1.2 Reservas Probadas y Probables campo Ocano - Arena UI y Arena T ........... 6

Tabla 1.3 Características fluido campo MIRA - Arena UI y Arena T ............................. 7

Tabla 1.4 Reservas Probadas y Probables Campo Mira - arena UI .............................. 7

Tabla 1.5 Características fluido campo ENO - Arenas BT – UI – T - HS .................... 10

Tabla 1.6 Reservas Probadas y Probables - campo ENO arena BT ........................... 11

Tabla 1.7 Características fluido campo Ron - Arena UI - T ......................................... 11

Tabla 1.8 Reservas Probadas y Probables campo Ron - Arena UI - T ........................ 12

Tabla 1.9 Histórico de producción pozo Ocano 2 – Arena UI ...................................... 13

Tabla 1.10 Datos de la completación pozo Ocano 2 ................................................... 14

Tabla 1.11 Histórico de producción pozo Ocano 3 – Arena UI .................................... 14

Tabla 1.12 Datos de la completación pozo Ocano 3. .................................................. 15

Tabla 1.13 Histórico de producción pozo Ocano 4 – Arena UI .................................... 16

Tabla 1.14 Datos de la completación pozo Ocano 4 ................................................... 16

Tabla 1.15 Histórico de producción pozo Mira 1 – arena UI ........................................ 17

Tabla 1.16 Datos de la completación pozo Mira 1 arena UI ........................................ 18

Tabla 1.17 Histórico de producción pozo Mira 2 – Arena T ......................................... 18

Tabla 1.18 Datos de la completación pozo Mira 2 ....................................................... 19

Tabla 1.19 Histórico de producción pozo Eno 2 – Arena T.......................................... 20

Tabla 1.20 Histórico de producción pozo Eno 2 – Arena UI ........................................ 20

Tabla 1.21 Histórico de producción pozo Eno 2 – arena BT ........................................ 20

Tabla 1.22 Datos de la completación pozo Eno 2 ....................................................... 22

Tabla 1.23 Histórico de producción pozo Eno 3 – arena HS ....................................... 22

Tabla 1.24 Datos de la completación pozo Eno 3 arena HS ....................................... 23

Tabla 1.25 Histórico de producción pozo Eno 4 – arena UI......................................... 24

Tabla 1.26 Datos de la completación pozo Eno 4 arena UI ......................................... 24

Tabla 1.27 Histórico de producción pozo Eno 5 – arena T .......................................... 25

Tabla 1.28 Datos de la completación pozo Eno 5 arena UI ........................................ 26

Tabla 1.29 Histórico de producción pozo Ron 2 – arena UI ........................................ 26

Tabla 1.30 Datos de la completación pozo Ron 2 arena UI......................................... 27

Tabla 1.31 Monitoreo de Tratamiento Químico pozos Bloque 52 ................................ 28

Tabla 1.32 Monitoreo de Tratamiento Químico pozos Bloque 54 ................................ 28

Tabla 3.1 Rangos Criticidad aporte de fluido y %BSW ................................................ 46

Tabla 3.2 Rangos Criticidad presión de fondo fluyente ............................................... 46

Tabla 3.3 Planilla de Datos de Entrada de la Matriz ................................................... 47

viii

Tabla 3.4 Matriz Análisis de Criticidad Reservorio ...................................................... 48

Tabla 3.5 Rangos Criticidad Índice de Saturación ....................................................... 49

Tabla 3.6 Rangos Criticidad Potencial de Depósito..................................................... 50

Tabla 3.7 Rangos Criticidad Análisis Inyección de Antiescala ..................................... 50

Tabla 3.8 Rangos Criticidad Análisis Cupón de Corrosión .......................................... 50

Tabla 3.9 Rangos Criticidad Análisis Concentración de Calcios.................................. 50

Tabla 3.10 Rangos Criticidad Análisis Concentración de Hierros ................................ 51

Tabla 3.11 Rangos Criticidad Análisis Cupones de Corrosión..................................... 51

Tabla 3.12 Matriz Análisis de Criticidad Reservorio .................................................... 52

Tabla 3.13 Rangos Criticidad Análisis Eficiencia Óptima BES .................................... 53

Tabla 3.14 Rangos Criticidad Análisis Downthrust Equipo BES .................................. 53

Tabla 3.15 Rangos Criticidad Análisis Upthrust equipo BES ....................................... 54

Tabla 3.16 Rangos Criticidad Análisis Run life equipo BES ........................................ 54

Tabla 3.17 Rangos Criticidad equipo BES fase a tierra ............................................... 54

Tabla 3.18 Rangos Criticidad Sensor de Fondo .......................................................... 55

Tabla 3.19 Análisis de Comportamiento del Equipo BES ............................................ 56

Tabla 3.20 Tablero de Análisis de Criticidad de Pozos Bloque 52 y Bloque 54 ........... 57

Tabla 3.21 Rango de Criticidad Total del Análisis ....................................................... 58

Tabla 3.22 Matriz Criticidad pozos Bloque 52 y Bloque 54.......................................... 59

Tabla 4.1 Run life de pozos Bloque 52 y Bloque 54 .................................................... 62

Tabla 4.2 Run life de pozos Bloque 52 y Bloque 54 .................................................... 63

Tabla 4.3 Cálculo del MTBF de los equipos BES del Bloque 52 y Bloque 54 .............. 66

Tabla 4.4 Cálculo del MTBF de los equipos BES del Bloque 52 y 54 .......................... 67

Tabla 4.5 Índice de Pulling y WO de los pozos del Bloque 52 y Bloque 54 ................. 68

Tabla 4.6 Plan de mantenimiento preventivo de pozos ............................................... 69

Tabla 4.7 Plan de Intervenciones de pozos en función al Análisis de Criticidad .......... 72

ix

ÍNDICE DE FIGURAS

Figura 1.1 Mapa ubicación de Campos Ocano – Peña Blanca...................................... 4

Figura 1.2 Columna Estratigráfica, ORIENTE ECUATORIANO .................................... 4

Figura 1.3 Correlación de pozos Campo Ocano ARENA UI y T .................................... 5

Figura 1.4 Correlación de pozos Campo Mira - Arena UI y Arena T .............................. 7

Figura 1.5 Mapa ubicación de Campos Eno - Ron ........................................................ 8

Figura 1.6 Correlación de pozos Campo Eno Arena BT – UI – T - HS ........................ 10

Figura 1.7 Correlación de pozos Campo Ron - Arena UI - T ...................................... 12

Figura 1.8 Histórico y declinación de producción pozo Ocano 2 Arena UI ................. 13

Figura 1.9 Histórico y declinación de producción pozo Ocano 3 Arena UI ................. 15

Figura 1.10 Histórico y declinación de producción pozo Ocano 4 Arena UI ............... 16

Figura 1.11 Histórico y declinación de producción pozo Mira 1 arena UI ................... 17

Figura 1.12 Histórico y declinación de producción pozo Mira 2 Arena T ..................... 19

Figura 1.13 Histórico y declinación de producción pozo Eno 2 arena T, UI Y BT ........ 21

Figura 1.14 Histórico y declinación de producción pozo Eno 3 arena HS .................... 23

Figura 1.15 Histórico y declinación de producción pozo Eno 4 arena UI ..................... 24

Figura 1.16 Histórico y declinación de producción pozo Eno 5 arena T ...................... 25

Figura 1.17 Histórico y declinación de producción pozo Eno 5 arena T ...................... 27

Figura 2.1 Esquema de Diagrama de Bow Tie ............................................................ 29

Figura 2.2 Diagrama Bow Tie Análisis Reservorio ...................................................... 33

Figura 2.3 Análisis Bow Tie equipo BES ..................................................................... 38

Figura 2.4 Análisis Bow Tie Tratamiento Químico ....................................................... 42

Figura 3.1 Producción diaria pozos Bloque 52 y Bloque 54 ........................................ 58

Figura 3.2 Criticidad total pozos Bloque 52 y Bloque 54 ............................................. 59

Figura 3.3 Cuadro de Riesgo Operativo pozos Bloque 52 y Bloque 54 ....................... 60

Figura 3.4 Comportamiento de pozos Bloque 52 y Bloque 54 ..................................... 61

Figura 4.1 Run life de equipo BES por pozo (Bloque 52 y Bloque 54) ........................ 63

Figura 4.2 Objetivo Run life de equipo BES por pozo ................................................. 64

Figura 4.3 Promedio de Vida Operativa del equipo BES por año ................................ 64

Figura 4.4 Tiempo Medio entre Fallas para cada equipo BES .................................... 67

x

RESUMEN

Se analiza el estado de los pozos del Bloque 52 – ORION ENERGY OPB y del Bloque

54 ORION OIL ER, integrando en una matriz variables relevantes obtenidas mediante

la aplicación de la metodología del Bow Tie. Se tomó una muestra de 10 pozos, 5 de

cada bloque.

La elaboración de la matriz de criticidad se fundamenta en jerarquizar variables de los

parámetros operacionales de los pozos en función al impacto global sobre la

producción, establecer cuáles son las variables más críticas que pueden afectar a la

operación; enfocada en tres aspectos fundamentales, análisis del reservorio, análisis

de la aplicación del tratamiento químico y el análisis del equipo BES; estos aspectos

en conjunto permiten evaluar el riesgo; de esta manera a través del Bow tie se

implementan las barreras preventivas que eviten factores causales de escalamiento

con el fin de priorizar trabajos preventivos, correctivos e intervención de pozos.

Como parte de las soluciones de ingeniería de producción se buscan varias

alternativas que permitan prevenir fallas tempranas, mejorar indicadores de eficiencia

como incrementar el tiempo de vida útil de los equipos BES (Average run life), mejorar

el MTBF, reducir el Pulling Index y el WO Index.

El análisis se sintetiza en dos cuadros de mando, el primero del análisis de criticidad

de pozos y el segundo el cuadro de indicadores de eficiencia; en el que se incluye el

plan de mantenimiento de pozos.

Palabras clave: Análisis de Riesgos, Bombas Electrosumergibles, Matriz criticidad,

Metodología del Bow Tie, Orion.

xi

ABSTRACT

The present study analyzes the state of wells in Block 52 - ORION ENERGY OPB and

Block 54 ORION OIL ER, with the application of the Bow Tie methodology, integrating

the most relevant variables in a matrix. For this a sample of 10 wells was taken, 5 from

each block.

The analysis was based on the hierarchy of the variables focusing in the global impact

over the production. Three main aspects were considered as critical, reservoir,

chemical treatment and electrosumergible pumps analysis; this together allows as

evaluating the risk and quantifying it.

Through the Bow Tie methodology we can prioritize preventive and corrective works to

avoid the factors that increases risks.

As solutions in Production Engineering, the searching of several alternatives that help

us to prevent early failures, improving efficiency indicators as increasing the useful life

of ESP equipment, improving the MTBF, reducing Pulling Index and WO Index are

priority.

This analysis synthesizes two dashboards, the first one wells analysis and the second

one efficiency indicators; in this we included the well maintenance plan as the result of

the analysis.

Keywords: Bow Tie Methodology, Criticality Matrix, Electrosumergible Pumps, Orion,

Risk Analysis.

1

CAPITULO I

1. INTRODUCCIÓN

El presente trabajo toma datos de la empresa ORION que en el año 2014 inicia

operaciones en el Bloque 52 y 54 con la perforación de 3 pozos y el

reacondicionamiento de 3 pozos existentes (ARCH, 2015). Inicialmente la producción

de los pozos tenían un bajo corte de agua, el avance de agua la cual se incrementó de

12% a un 45% promedio); esto de acuerdo al análisis realizado del agua, la tendencia

es agresiva (Orion, 2016) lo que trajo consigo problemas de incrustación de escala y

corrosión con severos daños en la completación de fondo, incrementando los costos

operativos debido a las intervenciones de pozos realizadas y bajando los indicadores

de eficiencia.

El análisis de parámetros operacionales de pozo como reservorio, tratamiento químico

y completación de fondo en conjunto nos da una idea clara del estado de cada pozo,

gracias a este análisis poder establecer acciones oportunas para optimizar la

producción del pozo (Allen, 1984).

El analizar el reservorio del cual se está produciendo nos da la pauta de cómo debe

ser el comportamiento del pozo y la tendencia de producción en función del tiempo

(Dake 2008). El monitoreo del comportamiento del equipo BES durante la operación

nos permite analizar los diferentes parámetros eléctricos e hidraúlicos para realizar

una evaluación integral del sistema y evitar fallas tempranas (ESP Oil, 2004). A partir

de esta información tomar acciones correctivas para disminuir la incidencia de fallas de

los equipos BES (Izurieta G, 2013). La aplicación del tratamiento químico se usa para

mantener la producción del pozo, reducir la corrosión e incrustación de escala, evitar la

formación de parafinas y asfaltenos, mejorar el tratamiento de agua y petróleo

(Emerson, 2017).

Se utilizará la metodología Bow Tie, con el fin de ser predictivos y preventivos; ya que

facilita el conceptualizar los riesgos de una manera clara y visual, este análisis inicia

en la identificación de un riesgo potencial que es afectado por una amenaza y puede

causar un impacto que afecte a los objetivos empresariales; en el desarrollo de este

proyecto se inició con una lluvia de ideas que parte del análisis de los problemas de

pozos que generen pérdidas de producción, a partir de esto se establece las

2

amenazas y el riesgo en cuestión, para evitar factores causales de escalamiento con

el uso de barreras evitando se genere el evento crítico que en este caso sería evitar

las pérdidas de producción. (Top Event).

Se construyeron 3 diagramas en función de cada área de análisis como reservorio,

equipo BES y tratamiento químico. A partir de estos diagramas se determinó las

variables para analizarse en la matriz de criticidad.

La matriz de Criticidad se fundamenta en la metodología de Mosler, que permite

jerarquizar variables de los parámetros operacionales en función de su impacto global

con el fin de facilitar la toma de decisiones. El análisis de la criticidad constituye el

producto de la frecuencia en función de la consecuencia. (Huerta, 2005). (Criticidad =

Frecuencia x Consecuencia). La frecuencia de fallas indica el número de veces que se

repite un evento considerando como falla dentro de un periodo de tiempo. Impacto

Operacional: Efectos causados en la producción. La consecuencia refiere al impacto y

flexibilidad operacional, costos de intervenciones de pozos.

Este trabajo se realiza con el propósito de aportar al conocimiento existente sobre el

análisis de riesgos de los parámetros operacionales de pozos, el mantenimiento de los

mismos y el impacto global sobre la producción.

· Pregunta de Investigación

Existe un plan de acciones preventivas y correctivas para mantenimiento de pozos de

los Bloques 52 y 54.

· Objetivo general

Determinar un plan de acciones preventivas y correctivas para mantenimiento de

pozos de los Bloques 52 y 54.

· Objetivos específicos · Identificar las variables relevantes para determinar la criticidad de pozos

mediante el análisis de variables del equipo BES, reservorio y tratamiento

químico.

3

· Analizar el comportamiento de las tendencias de las variables establecidas.

· Determinar la frecuencia y la consecuencia de cada variable en la operación del

Campo.

· Mejorar KPI’s de desempeño operativo, mediante la optimización de tiempos y

costos en intervención de pozos.

· Alcance El siguiente trabajo enfoca al análisis de las variables operacionales de pozos

incluyendo reservorios, completación y tratamiento químico como parte de una matriz

de criticidad en la cual se definirán acciones a tomar en base a los resultados, este

análisis se lo realizará a cinco pozos del Bloque 52 y cinco pozos del Bloque 54 del

oriente ecuatoriano.

1.1. DESCRIPCIÓN BLOQUE 52

El Bloque 52 está conformado por los campo Ocano, y Peña Blanca respectivamente,

dichos Campos fueron adjudicados al Consorcio INTERPEC – MARAÑON con un

contrato para prestación de servicios para la Exploración y Explotación de

Hidrocarburos el 30 de abril del 2012.

EL 31 de Julio del 2014, se transfiere los derechos y obligaciones del contrato de

prestación de servicios en la Exploración y Producción de Petróleo a la Compañía

ORION ENERGY OPB S.A. (Orion_1, 2017).

El Campo Mira fue descubierto con la perforación del pozo Mira 1 en Enero del 2016,

siendo sus objetivos primarios los yacimientos “U” y “T”.

1.1.1 Campos Ocano – Peña Blanca

El Campo Ocano, se encuentra 6 km al Sureste del Campo Tetete y al Sur del pozo

exploratorio Peña Blanca-01. Sus potenciales yacimientos “U” y “T”, de la Formación

Napo del Cretáceo.

4

Figura 1.1 Mapa ubicación de Campos Ocano – Peña Blanca

FUENTE: Orion_1, 2017

La estructura Ocano tiene una Orientación Noroeste-Sureste con la Falla “Tetete”

correspondiendo al cierre Oeste del campo. En el eje mayor su longitud es de

aproximadamente 6 Km, mientras que en el eje menor es de 1,8 km. El cierre

estructural es de aproximadamente 35 pies en los reservorios principales. (Orion_1,

2017).

1.1.1.1 Estratigrafía Campos Ocano – Peña Blanca

La secuencia estratigráfica comprende un basamento económico constituido por rocas

del Jurásico-Triásico, sobre ellas se depositó la Formación Hollín, y Napo, constituida

por intercalaciones de areniscas, calizas y lutitas; los intervalos arenosos son

reservorios y las calizas presentan una pequeña producción. (Orion_1, 2017).

Figura 1.2 Columna Estratigráfica, ORIENTE ECUATORIANO

FUENTE: Baby, P., Rivadeneira, M. y Barragán, P., 2004

5

1.1.1.2 Reservorios Campo Ocano

· Reservorio U Inferior

El ambiente de depositación es una barra-canal dentro de un sistema Estuarino,

correspondiente a la arenisca, donde la granulometría de las arenas cuarzosas varía

de muy finas a finas. Se realiza muestreo de la arena U del pozo Ocano 2, con los

datos de la tabla 1.1.

· Reservorio T

Las arenas presentes son de grano fino a medio, compuestos en su mayoría por

cuarzo. Se realiza muestreo de la arena T del pozo Ocano 4, con los datos de la tabla

1.1.

Tabla 1.1 Características fluido campo Ocano - Arena UI y T


Se establece la correlación de los pozos del Campo Ocano, mediante los registros de

resistividad, donde se determina que el CAP de la Arena UI se encuentra a -7947 ft

TVDSS y de la arena T se encuentra a -8096 ft TVDSS. Ver figura 1.3.

Figura 1.3 Correlación de pozos Campo Ocano ARENA UI y T


6

Las reservas probables y probadas se presentan en tabla 1.2.

Tabla 1.2 Reservas Probadas y Probables campo Ocano - Arena UI y Arena T


1.1.2 Campo Mira

El Campo Mira, se localiza a 7 km al Sureste del Campo Tetete y al este del pozo

exploratorio Peña Blanca-01. Fue descubierto con la perforación del pozo exploratorio

Mira-01 en Enero del 2016, siendo sus potenciales yacimientos “U” y “T”, de la

Formación Napo del Cretáceo.

La secuencia estratigráfica comprende un depositó la Formación Hollín, que es una

secuencia arenosa, sobre ella, se depositó la Formación Napo, constituida por

intercalaciones de areniscas, calizas y lutitas. Los intervalos arenosos son reservorios

y en algunos lugares las calizas presentan una pequeña producción. (Orion_2, 2017).

1.1.2.1 Reservorios Campo Mira


Los resultados de las pruebas de producción del pozo Mira 1, arenisca UI fueron de

1030 BPPD con 3 % de agua, la calidad del crudo es de 25 API, la presión inicial del

reservorio fue de 3390 PSI, no se dispone de analisis PVT, es por eso que se tomó de

pozos vecinos, los datos de la tabla 1.3. (Orion_2, 2017).

· Reservorio T

Los resultados de las pruebas de producción del pozo Mira 2, arenisca T fueron de

1230 BPPD con 1 % de agua, la calidad del crudo es de 28,2 API, la presión inicial del

reservorio fue de 3500 PSI, se cuenta con el análisis PVT. Ver tabla 1.3.

7

Tabla 1.3 Características fluido campo MIRA - Arena UI y Arena T


Se establece una correlación de los pozos del Campo Mira, mediante los registros de

resistividad, determinando el CAP de la Arena UI se encuentra a -7980 ft TVDSS y el

CAP de la Arena T se encuentra a -8096 ft TVDSS. Ver figura 1.4

Figura 1.4 Correlación de pozos Campo Mira - Arena UI y Arena T


Las reservas probables y probadas se presentan en la tabla 1.4.

Tabla 1.4 Reservas Probadas y Probables Campo Mira - arena UI

FUENTE: Orion_2, 2017.

8

1.2 DESCRIPCIÓN BLOQUE 54

El Bloque 54 está conformado por los campos Eno y Ron, ambos adjudicados al

Consorcio MARAÑON con un contrato para prestación de servicios para la Exploración

y Explotación de Hidrocarburos el 30 de abril del 2012.

EL 31 de Julio del 2014, se transfieren los derechos y obligaciones del contrato de

prestación de servicios en la Exploración y Producción de Petróleo a la Compañía

ORIONOIL ER S.A. (Orion_3, 2017).

1.2.1 Campos Eno – Ron

El Campo Eno se localiza al norte de Sacha, al Oeste de los Campos Ron y Drago y al

Sur Oeste de Guanta-Dureno. En el mapa adjunto se muestra la ubicación del Campo.

Figura 1.5 Mapa ubicación de Campos Eno - Ron


El Campo Eno fue descubierto con la perforación del pozo exploratorio Eno-1 en

Marzo de 1978, los objetivos exploratorios primarios fueron la Formación Hollín y las

areniscas “U” y “T”, de la Formación Napo del Cretáceo (Orion_3, 2017).

El Campo Ron se localiza al Norte de Sacha, al Oeste de Campos Drago y al Sur

Oeste de Guanta-Dureno. Fue descubierto con la perforación del pozo exploratorio

Ron-1 en Marzo de 1978, los objetivos exploratorios primarios la formación Hollín, “U”

y “T”, de la Formación Napo del Cretáceo.

9

1.2.1.1 Estratigrafía de Campos Eno - Ron

La secuencia estratigráfica comprende un basamento económico constituido por rocas

del Jurásico-Triásico, sobre ellas se depositó la Formación Hollín, sobre ella, se

depositó la Formación Napo, constituida por intercalaciones de areniscas, calizas y

lutitas; los intervalos arenosos son reservorios y en algunos lugares las calizas

presentan una pequeña producción. La estructura Eno tiene una Orientación general

Norte-Sur, en el eje mayor su longitud es de aproximadamente 7,5 Km. (Orion_3,

2017). Ver figura 1.2.

1.2.1.2 Reservorios Campo Eno

· Reservorio Basal Tena

La sedimentación está dada en un ambiente marino abierto, somero y oxigenado,

de baja energía, con salinidad marina normal. Los resultados de las pruebas del

pozo Eno 2 con una producción de 830 BPPD con 0 % de agua, la calidad del crudo

es de 27.5 API, la presión inicial del reservorio fue de 3190 PSI, la temperatura

estimada del reservorio es de 208°F. (Orion_3,2017).


Los resultados de las pruebas del pozo Eno 2 con una producción de 670 BPPD con 0

% de agua, la calidad del crudo es de 32 API, la presión inicial del reservorio fue de

3976 PSI, la temperatura estimada del reservorio es de 226°F.

· Reservorio T

Los resultados de las pruebas del pozo Eno 2 con una producción de 670 BPPD con 4


3976 PSI, la temperatura estimada del reservorio es de 226°F. El análisis PVT se

realiza al fluido del pozo ENO 5. (Orion_3, 2017).

· Reservorio Hollín Superior

Los resultados de las pruebas del pozo Eno 3 con una producción de 2000 BPPD con

2 % de agua, la calidad del crudo es de 28,8 API, la presión inicial del reservorio fue

de 4334 PSI, la temperatura estimada del reservorio es de 226°F. El análisis PVT se

realiza al fluido del pozo ENO 5. (Orion_3, 2017).

10

Tabla 1.5 Características fluido campo ENO - Arenas BT – UI – T - HS


Se establece una correlación de los pozos, mediante los registros de resistividad,

donde no se ha determinado CAP para la Arena Basal Tena, el límite inferior (LIP) de

petróleo se encuentra a -7983 ft TVDSS, para la Arena UI se encuentra a -8748 ft

TVDSS, para la Arena T se encuentra a – 8961 ft TVDSS, y para la Arena Hollín

Superior se el CAP a -9110 ft TVDSS.

Figura 1.6 Correlación de pozos Campo Eno Arena BT – UI – T - HS


Las reservas probables y probadas se presentan en la tabla 1.6.

11

Tabla 1.6 Reservas Probadas y Probables - campo ENO arena BT


1.2.1.3 Reservorios Campo Ron


Los resultados de las pruebas del pozo Ron 2 con una producción de 1035 BPPD con

0 % de agua, la calidad del crudo es de 29,9 API, la presión inicial del reservorio fue

de 2855 PSI, la temperatura estimada del reservorio es de 208°F.

· Reservorio T

Los resultados de las pruebas del pozo Ron 2 con una producción de 420 BPPD con 0


2770 PSI, la temperatura estimada del reservorio es de 230 °F. No se realizan análisis

PVT, debido a que el %BSW se incrementó antes poder tomar la muestra, los datos la

tabla 1.7.

Tabla 1.7 Características fluido campo Ron - Arena UI - T


12

No se ha determinado CAP, el límite inferior (LIP) de petróleo de la Arena UI se

encuentra a -8684 ft TVDSS, mientras que el CAP de la Arena T se encuentra a -8900

ft TVDSS. Ver figura 1.7.

Figura 1.7 Correlación de pozos Campo Ron - Arena UI - T


Las reservas probadas del reservorio U Inferior del Campo Ron se muestran en la

tabla 1.8.

Tabla 1.8 Reservas Probadas y Probables campo Ron - Arena UI - T


1.3 DESCRIPCIÓN DE POZOS

1.3.1 Ocano 2

El pozo fue perforado 22 de Abril del 2014, es un pozo tipo S de 4 secciones, alcanzó

una profundidad de 9217 FT en TVD, se completó para producir de la arena UI, con

bomba electrosumergible.

13

1.3.1.1 Histórico de producción

El pozo Ocano 2, ha venido produciendo de la arena UI desde el 11 de Mayo del 2014.

El WO # 1 se realizó el 6 de Junio del 2015, se realizó el Pulling del equipo BES

debido a un problema en el equipo BES.

Tabla 1.9 Histórico de producción pozo Ocano 2 – Arena UI


Elaborado por: Nathaly Herrera, 2018.

En el siguiente gráfico se representa el histórico de producción y la declinación del

mismo que es alrededor del 24% anual.

Figura 1.8 Histórico y declinación de producción pozo Ocano 2 Arena UI (OFM)


1.3.1.2 Completación del pozo

En el WO # 1, se completó para producir de la Arena UI, con bomba electrosumergible

sin Y-Tool. Los datos en la tabla 1.10.

FECHA BFPD %BSW GOR API

dd-mm-aa Bls % MPCS/BLS °

11-may-14 755 1 204 24,3

31-dic-14 830 1 205 24,4

31-dic-15 602 31 185 23,6

31-dic-16 509 56 241 23,3

31-dic-17 424 66 340 23,3

14

Tabla 1.10 Datos de la completación pozo Ocano 2


Ver esquema mecánico del pozo Ocano 2 en ANEXO III.

1.3.2 Ocano 3

El pozo fue perforado 1 de Octubre del 2014, es un pozo tipo S de 4 secciones,

alcanzó una profundidad de 9202 FT en TVD, se completó para producir de la arena

UI, con bomba Electrosumergible. (Orion_1, 2017).


El pozo Ocano 3, ha venido produciendo de la arena UI desde el 30 de Octubre del

2014. El comportamiento está dado en función de los incrementos de frecuencia se

incrementa el aporte de fluido. Los datos en la tabla 1.11.



Run # Run Life 2

101 101 etapas D1050N

32 etapas

Prot. Superior Prot. Inferior BPBSL S-400 BPBSL S-400

180 52 A

Tubing STV

Y-TOOL Blanking P.

Tipo Comp. Arena UISimple

Intake

POZO OCANO 2

Fecha : 31-Dec-2017

936 Dias

Fecha de Instalación 9-Jun-2015

EQUIPO BES

Bombas y Tipo

AGH Tipo / Etapas D5-21

Sep Gas Serie / Tipo

NO NO

3 1/2 NO

Motor Serie MAXIMUS 456

HP / Volts / Amp 2260 V

Tipo Cable FLAT 1 CAPILAR

COMPLETACIÓN

Phoenix XT-150Sensor Tipo

CONDICION ACTUAL BES OCANO 2

ROR

Frecuencia de Operación Hz 60 Hz

Profunidad del intake ft 8648,0

Caudal de diseño BPD 430,00

Caudal de operación BPD 433,19

Fracción de Vol de Gas en la bomba % 8,58

Eficiencia del Separador de gas % 25,14

Cabeza de levantamiento dinámico ft 5479,3

Nivel de fluido sobre la bomba ft 2309,66

Presión de entreda a la bomba psi 942,33

Presión de descarga psi 3294,77

Potencia del Motor HP 90,0

Amperaje del motor Amp 23,4

Voltaje del motor Vol 1924,9

Carga total del motor HP 64,6

Factor de carga % 71,82

Eficiencia del motor % 84,12

Temperatura del motor ºF 262,9

Rango de operación de la bomba



29-oct-14 600 13 260 24,3

31-dic-14 700 16 178 24,4

31-dic-15 689 49 210 23,7

31-dic-16 875 54 171 23,3

31-dic-17 1220 61 304 23,3

15



La declinación anual estimada es de 24 % para el reservorio U Inferior.


Se completó para producir de la arena UI, con bomba electrosumergible sin Y-Tool.

Tabla 1.12 Datos de la completación pozo Ocano 3.


Ver esquema mecánico del pozo Ocano 3 en ANEXO III.

1.3.3 Ocano 4

El pozo fue perforado 25 de Abril del 2015, es un pozo tipo J de 3 secciones, alcanzó

una profundidad de 9166 FT en TVD, tiene completación selectiva para las arena UI y

T, produce con bomba Electrosumergible. (Orion_1, 2017).

Run # Run Life 1

101 101 etapas D1050N


180 52 A

Tubing STV

Y-TOOL Blanking P.

Tipo Comp. Arena UI

Fecha de Instalación 30-Oct-2014

3 1/2 NO

Simple

POZO OCANO 3

Fecha : 31-Dec-2017

EQUIPO BES

1158 Dias

1 CAPILAR

Bombas y Tipo

AGH Tipo / Etapas

Sep Gas Serie / Tipo Intake

Sensor Tipo Phoenix XT-150-1

COMPLETACIÓN

NO NO



Tipo Cable FLAT

OCANO 3

Rango de operación de la bomba ROR


















CONDICION ACTUAL

16


El pozo Ocano 4, ha venido produciendo de la arena UI desde el 20 de Junio del 2016.

La declinación anual es de 48%. Ver figura 1.10.






Se completó para producir de la Arena UI y T, con bomba electrosumergible más Y-

Tool. Los datos en la tabla 1.14.

Tabla 1.14 Datos de la completación pozo Ocano 4




20-jun-16 1303 0 174 24

31-dic-16 1155 40 174 24

31-dic-17 1737 82 479 22,7

Run # Run Life 1

124 65 etapas DN1750

32 etapas

Protector Superior

Protector Inferior

BPBSL S-400 BPBSL S-400

180 52 A

Tubing STV

Y-TOOL Blanking P.

Tipo Comp. Arena U T

COMPLETACIÓN

SI NO

Selectiva

3 1/2 NO




Sep Gas Serie / Tipo Intake


602 Dias

Fecha de Instalación 8-May-2016

Bombas y Tipo

AGH Tipo / Etapas D 5-21

POZO OCANO 4

Fecha : 31-Dec-2017

EQUIPO BES

OCANO 4

Rango de operación de la bomba UPTHRUST


















CONDICION ACTUAL

17

Ver esquema mecánico del pozo Ocano 4 en ANEXO III

1.3.4 Mira 1

El pozo fue perforado 21 de Febrero del 2016, es un pozo tipo J de 3 secciones,

alcanzó una profundidad de 9255 FT en TVD, tiene completación selectiva para las

arena UI y T, produce con bomba Electrosumergible. (Orion_2, 2017).


Inicia produciendo de la arena UI con una producción de 1100 BFPD con 3% BSW y

25 API, posteriormente se realiza un WO para bajar una completación dual para

producir de las arena UI y T por separado en diciembre del 2016. En enero del 2017,

el pozo entra a WO # 2 ya que la completación dual presenta problemas de

incrustación de escala, se realiza el Pulling de la completación dual y se baja

completación selectiva para las arenas UI y T, se usa fluido de especiales de control

de pozo con sales livianas NH4Cl, bajan BES y dejan produciendo al pozo de la arena

UI. Ver Anexo I.

Tabla 1.15 Histórico de producción pozo Mira 1 – arena UI


Figura 1.11 Histórico y declinación de producción pozo Mira 1 arena UI (OFM)




02-may-16 1100 3 62 25

31-dic-16 750 40 133 25

31-dic-17 1700 76 247 26

18


Se completó para producir de la arena UI y T, con bomba electrosumergible más Y-


Tabla 1.16 Datos de la completación pozo Mira 1 arena UI

Elaborado por: Nathaly Herrera, 2018

Ver esquema mecánico del pozo Mira 1 en ANEXO III.

1.3.5 Mira 2

El pozo fue perforado 18 de Marzo del 2016, es un pozo tipo J de 3 secciones, alcanzó

una profundidad de 9150 FT en TVD, tiene completación simple para la arena T,

produce con bomba Electrosumergible. (Orion_2, 2017).


El pozo Mira 2, ha venido produciendo de la arena T desde el 5 de Mayo del 2016. La

declinación anual es de 28%. Ver en figura 1.12.

Tabla 1.17 Histórico de producción pozo Mira 2 – Arena T


Run # Run Life 3

124 124 124 DN1750

32 etapas


180 47 A

Tubing STV

Y-TOOL Blanking P.

Tipo Comp. Arena U T

EQUIPO BES

POZO MIRA 1

Fecha : 31-Dec-2017

304 Dias

Fecha de Instalación 2-Mar-2017

Bombas y Tipo

AGH Tipo / Etapas D 5-21

Sep Gas / Tipo Intake VGSA D20/60





Selectiva

COMPLETACIÓN

3 1/2 NO

SI SI

MIRA 1

Rango de operación de la bomba UPTHRUST


















CONDICION ACTUAL



07-may-16 1261 0,5 43 28,4

31-dic-16 1449 3,8 43 28

31-dic-17 1240 43 256 28

19

Figura 1.12 Histórico y declinación de producción pozo Mira 2 Arena T (OFM)



Se completó para producir de la arena T, con bomba electrosumergible más Y-Tool.

Tabla 1.18 Datos de la completación pozo Mira 2


Ver esquema mecánico del pozo Mira 2 en ANEXO III.

1.3.6 Eno 2

El pozo fue perforado 13 de Julio del 2014, es un pozo tipo S de 4 secciones, alcanzó

una profundidad de 10209 FT en TVD, tiene completación inteligente para producir de

3 arenas a la vez (T, UI y BT), produce con bomba Electrosumergible. (Orion_3, 2017)

Run # Run Life 1

126 83 etapas D1050N


120 36 A

Tubing STV

Y-TOOL Blanking P.

Tipo Comp. Arena Simple


COMPLETACIÓN

3 1/2 NO

SI SI

T


Fecha de Instalación 5-May-2016

Bombas y Tipo

AGH Tipo / Etapas

Sep Gas Serie / Tipo 400 VGSA



605 Dias

POZO MIRA 2

Fecha : 31-Dec-2017

EQUIPO BES

MIRA 2



















CONDICION ACTUAL

20


El pozo Eno 2, inicia produciendo de la arena BT con una producción de 830 BFPD

con un %BSW de 0%, API de 27,5. En Agosto del 2015 se realiza el WO # 1, donde

instala la completación inteligente (Intellizone-SLB) para producir de 3 arenas en

conjunto. En Octubre del 2015, se llevó a cabo el WO # 2 donde se realiza el Pulling

del equipo BES. La declinación anual de la arena T es de 12%, la declinación anual

de la arena UI es de 19% y de la arena BT es de 27%. Ver figura 1.13.

Tabla 1.19 Histórico de producción pozo Eno 2 – Arena T


Tabla 1.20 Histórico de producción pozo Eno 2 – Arena UI


Tabla 1.21 Histórico de producción pozo Eno 2 – arena BT




31-ago-15 2457 4 127 29

31-dic-15 380 13 280 31,6

31-dic-16 100 20 1187 27,2

31-dic-17 68 32 1730 26,4



31-ago-15 536 40 475 30,2

31-dic-15 286 26 519 31

31-dic-16 80 32 1470 26,8

31-dic-17 80 32 1328 26,7



31-ago-15 880 1 350 25,6

31-dic-15 1420 0,1 290 25,4

31-dic-16 958 0,1 167 25,8

31-dic-17 818 0,1 156 26

21

Figura 1.13 Histórico y declinación de producción pozo Eno 2 arena T, UI Y BT (OFM)



Se completó para producir de la arena T, UI y BT, con bomba electrosumergible. Los

datos en la tabla 1.22.

22

Tabla 1.22 Datos de la completación pozo Eno 2


Ver esquema mecánico del pozo Eno 2 en ANEXO II.

1.3.7 Eno 3

El pozo fue perforado el 11 de Noviembre del 2015, es un pozo tipo S de 3 secciones,

alcanzó una profundidad de 10232 FT en TVD, tiene completación simple con BES y

Y-tool, para la arena HS. (Orion_3, 2017)


El pozo Eno 3, ha venido produciendo de la arena HS desde el 13 de Abril del 2016,

se aprecia declinación en el aporte de fluido, influenciado por el daño a la formación

debido a la migración de finos, se han realizado estimulaciones ácidas a la formación

con CTU, mejorando el aporte de fluido. La declinación anual es de 36%. Ver en figura

1.14.

Tabla 1.23 Histórico de producción pozo Eno 3 – arena HS


Run # Run Life 3

71 71 etapas SN3600

25 etapas


240 59 A

Tubing STV

Y-TOOL Blanking P.

Tipo Comp. Arena


Intellizone


COMPLETACIÓN

3 1/2 NO

NO NO

540 VGSA


1017 Dias

BT - U - T

POZO ENO 2

Fecha : 31-Dec-2017

EQUIPO BES



Bombas y Tipo

AGH Tipo / Etapas G20-40

Sep Gas Serie / Tipo

ENO 2

Rango de operación de la bomba DOWNTHRUST

Frecuencia operación Hz 45 Hz



Caudal de operación BPD STB/d














CONDICION ACTUAL



20-oct-16 2166 8 160 28

31-dic-16 1672 28 290 28,5

31-dic-17 722 63 667 28,3

23

Figura 1.14 Histórico y declinación de producción pozo Eno 3 arena HS (OFM)



Se completó para producir de la arena HS, con bomba electrosumergible más Y-Tool.

Los datos en la tabla 1.24.

Tabla 1.24 Datos de la completación pozo Eno 3 arena HS



1.3.8 Eno 4

El pozo fue perforado el 15 de diciembre del 2015, es un pozo tipo S de 3 secciones,

alcanzó una profundidad de 10253 FT en TVD, tiene completación selectiva para la

arena UI y BT, con bomba electrosumergible más Y-tool. (Orion_3, 2017)

Run # Run Life 2

92 etapas SN3600

24 ETAPAS


300 68 A

Tubing STV

Y-TOOL Blanking P.

Tipo Comp. Arena

446 Dias

HS

POZO ENO 3

Fecha : 31-Dec-2017

EQUIPO BES


Fecha de Instalación 11-Oct-2016

Bombas y Tipo

AGH Tipo / Etapas G20-40




Simple


COMPLETACIÓN

3 1/2 NO

SI SI

ENO 3


Frecuencia operación Hz 51 Hz

















CONDICION ACTUAL

24


El pozo Eno 4, ha venido produciendo de la arena UI desde el 3 de Abril del 2016, con

una declinación anual es de 23%. Ver en figura 1.15.

Tabla 1.25 Histórico de producción pozo Eno 4 – arena UI


Figura 1.15 Histórico y declinación de producción pozo Eno 4 arena UI (OFM)



Se completó para producir de la arena UI y BT, con bomba electrosumergible más Y-


Tabla 1.26 Datos de la completación pozo Eno 4 arena UI




18-abr-16 375 1 161 28,8

31-dic-16 209 0,8 443 29

31-dic-17 142 0,8 283 29

Run # Run Life 1

152 152 etapas D460N

32 ETAPAS


180 52 A

Tubing STV

Y-TOOL Blanking P.

Tipo Comp. Arena UI BT

637 Dias

POZO ENO 4

Fecha : 31-Dec-2017

EQUIPO BES


Fecha de Instalación 3-Apr-2016

Bombas y Tipo





Simple


COMPLETACIÓN

3 1/2 NO

SI SI

ENO 4



















CONDICION ACTUAL

25


1.3.9 Eno 5

El pozo fue perforado el 6 de enero del 2016, es un pozo tipo J de 3 secciones,


arena T y HS, con bomba electrosumergible más Y-tool. (Orion_3, 2017).


Ha venido produciendo de la arena T desde el 5 de Marzo del 2016. La declinación

anual es de 23%. Ver en figura 1.16.

Tabla 1.27 Histórico de producción pozo Eno 5 – arena T


Figura 1.16 Histórico y declinación de producción pozo Eno 5 arena T (OFM)



Se completó para producir de la arena T y HS, con BES y completación selectiva.



19-mar-16 512 1 180 34,7

31-dic-16 700 2,2 508 34

31-dic-17 598 2 358 32,6

26

Tabla 1.28 Datos de la completación pozo Eno 5 arena UI



1.3.10 Ron 2

El pozo fue perforado el 6 de enero del 2016, es un pozo tipo J de 3 secciones,


arena T y HS, con bomba electrosumergible más Y-tool. (Orion_4, 2017).


El pozo Eno 5, ha venido produciendo de la arena T desde el 5 de Marzo del 2016, se

aprecia declinación en el aporte de fluido. La declinación anual es de 39%. Ver en

figura 1.17.

Tabla 1.29 Histórico de producción pozo Ron 2 – arena UI


Run # Run Life 1

116 etapas D800N

32 ETAPAS


120 36 A

Tubing STV

Y-TOOL Blanking P.

Tipo Comp. Arena T HS

665 Dias

POZO ENO 5

Fecha : 31-Dec-2017

EQUIPO BES



Bombas y Tipo





SELECTIVA


COMPLETACIÓN

3 1/2 NO

SI SI

ENO 5


Frecuencia de Operación Hz 67.5 Hz

















CONDICION ACTUAL



18-nov-14 390 15 210 28

17-ene-17 197 14 401 28

10-jun-17 222 20 371 26,8

31-dic-17 200 20 387 26,6

27

Figura 1.17 Histórico y declinación de producción pozo Eno 5 arena T (OFM)



Se completó para producir de la arena UI y T, con bomba electrosumergible más Y-


Tabla 1.30 Datos de la completación pozo Ron 2 arena UI


Ver esquema mecánico del pozo Ron 2 en ANEXO II.

Run # Run Life 3

92 92 121 D1050N


180 52 A

Tubing STV

Y-TOOL Blanking P.

Tipo Comp. Arena UI T

407 Dias

POZO RON 2

Fecha : 31-Dec-2017

EQUIPO BES


Fecha de Instalación 19-Nov-2016

Bombas y Tipo

AGH Tipo / Etapas

Sep Gas Serie / Tipo 400 VGSA D20-60



SELECTIVA


COMPLETACIÓN

3 1/2 NO

SI SI

RON 2



















CONDICION ACTUAL

28

1.4 TRATAMIENTO QUÍMICO

La aplicación del tratamiento químico tiene como objetivo principal cuidar la integridad

de la completación; una vez realizado el análisis del fluido del pozo se determina el

tipo de tratamiento a ser aplicado para evitar (Incrustación de escala, corrosión,

formación de asfaltenos, emulsión entre otros).

De acuerdo al análisis del fluido del pozo Ocano 2, se determinó que presenta

tendencia incrustante moderada y corrosiva moderada; es por eso que se aplica

inyección del químico antiescala vía capilar a fondo de pozo.

Además se incluye el monitoreo de cupones de corrosión y escala ubicados en cabeza

de pozo, con el cual se evalúa la eficiencia del tratamiento químico.

Tabla 1.31 Monitoreo de Tratamiento Químico pozos Bloque 52

FUENTE: Reporte Completo de tratamiento químico Bloque 52, (Orion_5, 2017)


Tabla 1.32 Monitoreo de Tratamiento Químico pozos Bloque 54

FUENTE: Reporte Completo de tratamiento químico Bloque 54, (Orion_6, 2017)


Fecha instalación

Fecha evaluación

Verificación visual

orificios

Residual (ppm)

CriterioFecha

instalaciónFecha

evaluación

Velocidad de corrosión

MPY %CO2

H2S (ppm)

OC-2 12-nov-17 20-dic-17 Sin escala 16 Buen retorno 398 33 11-ago-17 11-nov-17 6,69 36 12 13 NO



MI-1 19-dic-17 20-dic-17 En monitoreo 68 Buen retorno 396 90 12-nov-17 12-feb-18 En evaluación 62 10 6 36

MI-2 12-nov-17 20-dic-17 Sin escala 25 Buen retorno 356 32 11-ago-17 11-nov-17 9,75 56 12 8 NO

Monitoreo cupones de corrosión GasesHierro en cabeza (ppm)

Inyección anticorrosivo

(ppm)Pozo

Monitoreo cupones de escala Residual de fosfonatosCalcio en cabeza (ppm)

Inyección antiescala

(ppm)

Fecha instalación

Fecha evaluación

Verificación visual

orificios

Residual (ppm)

CriterioFecha

instalaciónFecha

evaluación

Velocidad de corrosión

MPY %CO2

H2S (ppm)

ENO-2 07-oct-17 07-ene-18 Sin escala Bajo BSW N/A Bajo BSW 64 06-ago-17 06-oct-17 2,24 10 3 Bajo BSW NO

ENO-3 07-oct-17 19-nov-17 Sin escala 20 Buen residual 960 29 19-nov-17 08-dic-17 4,82 70 20 13 29

ENO-4 No aplica No aplica No aplica Bajo BSW N/A Bajo BSW 0 No aplica No aplica No aplica 10 2 Bajo BSW NO

ENO-5 No aplica No aplica No aplica Bajo BSW N/A Bajo BSW 0 No aplica No aplica No aplica 14 4 Bajo BSW NO

RON-2 07-oct-17 07-ene-18 Sin escala 8Bajo % de

retorno4008 141 06-ago-17 06-oct-17 1,65 38 10 22 NO

Monitoreo cupones de corrosión GasesHierro en cabeza (ppm)

Inyección anticorrosivo

(ppm)Pozo

Monitoreo cupones de escala Residual de fosfonatosCalcio en cabeza (ppm)

Inyección antiescala

(ppm)

29

CAPITULO II

2. METODOLOGÍA DE ANÁLISIS DE CRITICIDAD

Mediante el análisis y la identificación de las variables más relevantes de los pozos;

con las cuales se puede determinar su criticidad, esto incluye un análisis global de

reservorios (tendencias de producción), análisis del equipo BES y análisis del

tratamiento químico.

Se ha escogido el método del Bow tie para el análisis de pozos, ya que debido a su

estructura, nos permite analizar el riesgo desde un punto de vista global y visual,

ilustrando cada factor de análisis en las distintas etapas de la figura, esta estructura

versátil y concreta evalúa el proceso de extracción de crudo, analiza el riesgos

evaluando la probabilidad y frecuencia de ocurrencia del evento, y así decidir si el

riesgo es aceptable o no.

El Bow-Tie consiste en una manera simple de evaluar esquemáticamente el

problema; analizando las rutas de un riesgo hasta las consecuencias. Se definen las

barreras entre las causas, el riesgo y sus consecuencias. (AENOR, 2018).

Figura 2.1 Esquema de Diagrama de Bow Tie

Elaborado por: Nathaly Herrera

El proceso para el desarrollo del método consiste en:

1. Identificar el peligro, el riesgo y el evento crítico que se desea analizar.

30

2. Se enlistan las causas que pueden materializar el mismo, se coloca en la parte

izquierda.

3. Para cada riesgo se colocan en la parte derecha las consecuencias de la

materialización.

4. Identificar las medidas de control para evitar que las causas lleven a la

ocurrencia de los eventos.

5. Se identifican factores externos que pueden materializar e inhabilitan la

efectividad de los métodos de control.

Es por eso que se ha elaborado tres diagramas Bow Tie para determinar la criticidad

de los pozos, el primero enfocado en analizar el reservorio, el segundo en analizar el

equipo BES y tercero analizar el tratamiento químico aplicado.

Se ha desarrollado el análisis Bow Tie considerando los eventos de campo con el

objetivo de minimizar las pérdidas de producción y de precautelar la integridad del

reservorio y de los equipos, la selección del Evento Tope se definió de acuerdo a la

escenario operacional actual y se tomaron en cuenta los eventos donde se tendría

pérdida de control inicial, posterior se enlistaron las causas por las que se generaría el

evento tope, como parte del dinamismo del diagrama Bow Tie se enlistaron las

medidas de control de cada causa y a esto se le añadió el factor de escalamiento,

analizando operacionalmente cada causa, se asignó una consecuencia.

Para la identificación, definición y priorización de las causas se revisaron los históricos

de problemas más relevantes en pozos, por ejemplo en el reservorio depletación del

reservorio y daño al reservorio, con respecto al equipo BES se determinaron las fallas

eléctricas y mecánicas que ha presentado los equipos BES en la vida productiva del

campo, mientras que las causas identificadas para el análisis de tratamiento químico

se lo hizo en base a caracterización del fluido producido y el histórico del campo.

2.1 ANÁLISIS RESERVORIO

Se análisis el reservorio, teniendo en cuenta que se trata de yacimientos

estratigráficos para la arena T, U y Basal Tena de los campos Eno y Ron el

mecanismo de empuje está dado por expansión de roca y gas en solución; para la

arena U y T de los campos Ocano y Mira el mecanismo de empuje está dado por un

acuífero activo de fondo; mientras que para la arena Hollín Superior en el campo Eno

el mecanismo de empuje está dado por un acuífero lateral, en el Bloque 52 se produce

de la arena UI y T; mientras que en el Bloque 54 se produce de la arena HS, T, UI y

Basal Tena.

31

Se identifica el riesgo como la baja de aporte abruptamente del reservorio.

Riesgo: Baja aporte de fluido abruptamente.

Evento tope: se considera que baja la producción del pozo y cierran pozo por llegar al

límite donde no se considera económicamente rentable, definido en la empresa como

50 BPPD, menos de este valor, no es económicamente rentable.

Se identifican diferentes amenazas o causas a las que se asignan probabilidades de

ocurrencia respectivamente. Dichas probabilidades se consideran barreras, a cada

barrera se le asigna un factor de escalamiento que eliminarían las barreras.

Es decir la probabilidad de ocurrencia del evento tope estaría directamente ligado a la

ocurrencia de las amenazas.

Para reducir la probabilidad de ocurrencia del evento tope, se utilizan barreras de

control. Ver figura 2.2.

Causas:

1. Depletación del reservorio.

2. Daño de formación.

3. Incremento del %BSW.

Consecuencias:

1. Producción del pozo declina llegando al límite económicamente rentable.

Cierran pozo.

2. Producción continúa declinando, se determina daño considerable de la

formación productora, pozo en espera de intervención para remediación de

daño de formación.

3. Conificación y canalización de agua hacia el pozo. Pozo cerrado en espera de

intervención.

Barreras Actuales:

1.1. Implementar recuperación secundaria.

2.1. Analizar cores.

2.2. Usar fluido especiales de completación, que sean compatibles con el

Fluido producido y la formación.

2.3. Analizar tendencia del agua de formación.

2.4. Realizar Build Up a la formación.

32

2.5. Analizar nuevas técnicas de cañoneo.

3.1. Determinar intervalo de seguridad sobre el CAP para el cañoneo.

3.2. Usar completaciones con ICD’s para control de agua.

3.3. Realizar SQZ para minimizar la entrada de agua al pozo.

Factor de Escalamiento:

1.1.1. No se cuenta con pozos inyectores.

2.1.1 No se cuenta con cores de la arena productora.

2.2.1. No se cuenta con diseño de fluido especial que sea compatible con

la formación y el fluido producido.

2.2.3. No cuentan con históricos de análisis de agua de formación.

2.2.4. No se cuenta con Build Up.

3.1.1. No se determina el CAP.

3.2.1. No se dispone de presupuesto para las Completaciones inteligentes.

3.3.1. Diseño del cemento para SQZ no se adhiere a la formación.

Controles Actuales

1.1. Elaborar un proyecto para inyección de agua.

1.2. Realizar estudio de mejor método de inyección.

2.1. Realizar análisis de cores convencionales y especiales.

2.2. Realizar análisis de compatibilidad de fluido de control de pozo con fluido

producido.

2.3. Realizar un cronograma de Build Up para determinar caracterizar el reservorio.

3.1. Aplicar nuevas tecnologías para control del agua.

3.2. Realizar seguimiento y monitoreo de pozos con altos corte de agua.

3.3. Diseño de SQZ para la formación.

33

Figura 2.2 Diagrama Bow Tie Análisis Reservorio


34

2.2 ANÁLISIS EQUIPO BES

El sistema de Bombeo Electrosumergible, es un sistema de levantamiento artificial que se

fundamenta en una bomba centrífuga multietapas con motor eléctrico trifásico, protectores

del motor, cable plano de extensión al motor y cable de potencia, este tipo de sistema es

considerado muy efectivo y económico medio para levantar altos volúmenes de fluido

desde grandes profundidades y una amplia variedad de condiciones de pozo, es

importante tener en cuenta dependiendo de las condiciones del fluido se requiere se

aplique tratamiento químico para preservar su integridad y del resto de la completación.

Para ello se han elaborado el análisis BOW TIE, donde se toman en cuenta los diferentes

aspectos que podrían suscitarse a lo largo de la vida del equipo BES, tomando como

evento crítico un apagado de pozo en el que se presente problemas para arrancar el

equipo BES y se requiera intervención de pozo. Ver figura 2.3.

Riesgo: Suministro de energía eléctrica proporcionada ineficiente.

Evento Tope: Black out en todo el campo y apagado de pozos. Equipo BES no arranca.

Causas:

1. Alto Run life equipo BES.

2. Eje roto.

3. Daño en protectores del motor.

4. Problemas de Motor.

5. Cortocircuito en cable de potencia y MLE.

6. Equipo BES trabajando fuera del ROR.

7. Fluidos Agresivos

Consecuencias:

1. Equipo BES presenta problema mecánico, no levanta fluido, pozo entra a WO.

2. Equipo BES no levanta fluido a superficie, se incrementa temperatura del motor

por baja refrigeración y pozo entra a WO.

3. Contaminación del aceite dieléctrico de los sellos con fluido del pozo, motor

presenta bajo aislamiento, equipo BES no arranca. Pozo entra a WO.

35

4. Equipo BES no arranca pozo en espera de WO.

5. Se verifica en cabeza fases abiertas, equipo BES no arranca, pozo en espera de

WO.

6. Equipo BES no levanta fluido por desgaste excesivo en las etapas por trabajar

fuera del rango recomendado.

7. Equipo BES se apaga por sobrecorriente, Etapas de la bomba atascadas por

incrustación de escala. Eje roto, equipo BES no levanta. Pozo en espera de WO.

Barreras Actuales:

1.1. Cumplir con procedimiento de arranque de pozos, que incluya verificar back

spin.

1.2. Tratamiento químico.

1.3. Verificar si la data del sensor es confiable.

2.1. Procedimiento de arranque de pozos, que incluya verificar back spin en caso de

no tener standing valve y arranque en rampa de frecuencia.

2.2. Monitorear vibración del equipo BES e inyección de químicos.

2.3. Colocar standing valve en la completación.

3.1. Cumplir procedimiento de armado del equipo BES.

3.2. Evitar arranques excesivos.

3.3. Evitar exposición a fluidos ácidos.

4.1. Correcto armado del equipo BES.

4.2. Monitorear que la Temperatura del motor sea la óptima, con una velocidad del

fluido > 1 ft/seg.

4.3. Evitar que el motor trabaje en sobrecarga mecánica.

4.4. Proteger al motor de la corrosión y escala.

5.1. Procedimiento de elaboración de empalmes.

5.2. Monitorear la instalación del equipo BES, para evitar golpes del cable.

5.3. Evitar arranques excesivos.

6.1. Evaluar el aporte del pozo previo al diseño.

6.2. Diseño óptimo del equipo BES.

6.3. Manejar los parámetros operacionales lo más cercano al ROR.

7.1. Análisis de fluido, (PTB´s, tendencia corrosiva - incrustante).

7.2. Inyección de químico para mitigar afectación a completación de fondo.

36


1.1.1. No se aplica procedimiento de arranque de pozos.

1.1.2. Problemas en la inyección de tratamiento químico.

1.1.3. Sensor descalibrado.

2.1.1. Falta de cumplimiento de procedimiento de arranque de BES.

2.1.2. Alarma por alta vibración del equipo BES en modo by-pass.

2.1.3. Equipo BES atascado, se apaga por sobrecorriente. (Presencia de sólidos

- escala).

3.1.1. No se aplica procedimiento de armado de sellos y motor, válvulas de

llenado y tapones mal ajustados.

3.1.2. Apagan constantemente equipo BES para control de niveles en tanques.

3.1.3. Se realizan tratamientos ácidos para el reservorio.

1.1.1. Falta de capacitación a personal que realiza la instalación.

1.1.2. Fluido del pozo no es suficiente para refrigerar el motor.

1.1.3. Motor cargado al 90%.

1.1.4. Capilar de inyección de químico llega solo hasta el intake de la bomba.

5.1.1. Cinta usada en los empalmes fuera de especificaciones.

5.1.2. En la bajada del equipo BES presenta problemas de arrastre severo.

5.1.3. Se instala cable con más de 1000 días de run life.

5.1.4. Tipo de cable no apto para las condiciones de operación.

5.1.5. Se apaga constantemente el equipo BES para control de nivel de tanques.

6.1.1. No se evalúa el pozo previo a diseñar equipo BES.

6.1.2. Reservorio no produce lo esperado por daño de formación.

6.1.3. Equipo BES en condición extrema

7.1.1. Fluido agresivo presenta producción de sólidos, tendencia incrustante y

corrosiva.

7.1.2. Solo se cuenta con un capilar en el cable, no se puede aplicar varios

tratamientos.

Controles Actuales

1.1. Tomar parámetros eléctricos de fondo, determinar buen aislamiento del equipo

BES.

37

1.2. Aplicar procedimiento de arranque de pozos.

2.1. Realizar varios intentos de arranque del equipo BES, monitoreando picos de

corriente, de acuerdo a procedimiento.

2.2. Verificar que los datos del sensor sean fiables.

3.1. Realizar intentos de arranque del equipo BES de acuerdo al procedimiento.

3.2. Tomar parámetros eléctricos en cabeza de pozo, para determinar el aislamiento

eléctrico.



eléctrico.



eléctrico.



eléctrico.

7.1. Realizar intentos de arranque del equipo BES.

7.2. Realizar bacheos de surfactante a fondo de pozo.

7.3. Realizar limpieza de fondo, con CTU, ya sea para remover sólidos e

incrustación de escala.

38

Figura 2.3 Análisis Bow Tie equipo BES


Suministro de energía eléctrica proporcionada

ineficiente.

Falla en el sistema de generación provoca un

Black Out general.

AMENAZAS BARRERAS FACTOR DE ESCALAMIENTO CONTROLES FACTOR DE ESCALAMIENTO CONSECUENCIAS

Alto Run life equipo BES

1. Cumplir con procedimiento de arranque de pozos, que

incluya verificar back spin.

2. Tratamiento químico.

3. Verificar si la data del sensor es confiable.

1. No se aplica procedimiento de arranque de pozos.

2. Problemas en la inyección de tratamiento químico.

3. Sensor descalibrado.

1. Tomar parámetros eléctricos de fondo, determinar

buen aislamiento del equipo BES.

2. Aplicar procedimiento de arranque de pozos.

1. Problemas de bajo aislamiento de cable.

2. Baja eficiencia del equipo BES por desgaste de las

etapas.

Equipo BES presenta problema mecánico,

no levanta fluido, pozo entra a WO.

Eje roto

1. Procedimiento de arranque de pozos, que incluya

verificar back spin en caso de no tener st.valve y

arranque en rampa de frecuencia.

2. Monitorear vibración del equipo BES e inyección de

químicos.

3. Colocar st.valve en la completación.

1. Falta de cumplimiento de procedimiento de arranque de BES.

2. Alarma por alta vibración del equipo BES en modo by-pass.

3. Equipo BES atascado, se apaga por sobrecorriente. (Presencia de

sólidos - escala).

1. Realizar varios intentos de arranque del equipo BES,

monitoreando picos de corriente, de acuerdo a

procedimiento.

2. Verificar que los datos del sensor sean fiables.

1. Arrancan equipo BES, amperaje baja a la mitad.

Equipo BES no levanta fluido a superficie, se

incrementa temperatura del motor por baja

refrigeración y pozo entra a WO.

Daño en protectores del motor

1. Cumplir procedimiento de armado del equipo BES.

2. Evitar arranques excesivos.

3. Evitar exposición a fluidos ácidos.

1. No se aplica procedimiento de armado de sellos y motor, válvulas de

llenado y tapones mal ajustados.

2. Apagan constantemente equipo BES

para control de niveles en tanques.

3. Se realizan tratamientos ácidos para el reservorio.

1. Realizar intentos de arranque del equipo BES de

acuerdo al procedimiento.

2. Tomar parámetros eléctricos en cabeza de pozo, para

determinar el aislamiento eléctrico.

1. Equipo BES no arranca.

2. Equipo BES presenta bajo aislamiento de fondo.

Contaminación del aceite dieléctrico de los

sellos con fluido del pozo, motor presenta bajo

aislamiento, equipo BES no arranca.

Pozo entra a WO.

Problemas de Motor

1. Correcto armado del equipo BES.

2. Monitorear que la Tm sea la óptima,

que la velocidad del fluido sea > 1 ft/seg.

3. Evitar que el motor trabaje en sobrecarga mecánica.

4. Proteger al motor de la corrosión y escala.

1. Falta de capacitación a personal que realiza la instalación.

2. Fluido del pozo no es suficiente para refrigerar el motor.

3. Motor cargado al 90%.

4. Capilar de inyección de químico llega solo hasta el intake de la bomba.






2. Equipo BES presenta bajo aislamiento de fondo.

3. Housing del motor presenta corrosión, se presenta

contamineación del motor.

Equipo BES no arranca pozo en espera de WO.

Cortocircuito en cable de

potencia y MLE

1. Procedimiento de elaboración de empalmes.

2. Monitorear running del equipo BES, para evitar golpes

del cable.

3. Evitar arranques excesivos.

1. Cinta usada en los empalmes fuera de especificaciones.

2. En el running del equipo BES presenta problemas de arrastre severo.

3. Se instala cable con más de 1000 días de runlife.

4. Tipo de cable no apto para las condiciones de operación.

5. Se apaga constantemente el equipo BES para control de nivel de

tanques.





1. Personal no cuenta con el equipo para tomar

parámetros eléctricos de fondo.

2. Capilar de inyección de químico presenta fuga,

afectando a la integridad del cable.

3. Equipo BES presenta bajo aislamiento.

Se verifica en cabeza fases abiertas, equipo BES

no arranca, pozo en espera de WO.

Equipo BES trabajando fuera del

ROR

1. Evaluar el aporte del pozo previo al diseño.

2. Diseño óptimo del equipo BES.

3. Manejar los parámetros

operacionales lo más cercano al ROR.

1. No se evalúa el pozo previo a diseñar equipo BES.

2. Reservorio no produce lo esperado por daño de formación.

3. Equipo BES en condición extrema.





1. Equipo BES al límite del downthrust.

2. Equipo BES presenta desgaste mecánico en las etapas.

3. Falta de refrigeración del equipo BES, alta

temperatura del motor.

Equipo BES no levanta fluido por desgaste

excesivo en las etapas por trabajar fuera del

rango recomendado.

Fluidos Agresivos

1. Análisis de fluido, (PTB´s, tendencia corrosiva -

incrustante).

2. Inyección de químico para mitigar afectación a

completación de fondo.

1. Fluido agresivo presenta producción de sólidos, tendencia incrustante y

corrosiva.

2. Solo se cuenta con un capilar en el cable, no se puede aplicar varios

tratamientos.

1. Realizar intentos de arranque del equipo BES.

2. Realizar bacheos de surfactante a fondo de pozo.

3. Realizar limpieza de fondo, con CTU, ya sea para

remover sólidos e incrustación de escala.

1. Equipo BES atascado con sólidos.


Equipo BES se apaga por sobrecorriente, Etapas

de la bomba atascadas por incrustación de

escala. Eje roto, equipo BES no levanta.

Pozo en espera de WO.

Black out en

todo el campo

y apagado de

pozos. Equipo

BES no arranca.

2. To

1. Re

1. Re

2. To

2. Re

2. To

2. To

2. To

PELIGRO

RIESGO

39

2.3 ANÁLISIS BOW TIE APLICACIÓN DE TRATAMIENTO QUÍMICO

El tratamiento químico aplicado en los pozos, tienen la finalidad de cuidar la integridad de

la completación del equipo BES, la tubería y mejorar la eficiencia de levantamiento del

fluido producido, para lo cual se realiza un análisis de caracterización del fluido y se

determina el tipo de tratamiento a ser aplicado.

En función de esto, se ha establecido en el análisis Bow Tie lo siguiente:

Riesgo: Problemas de escala y corrosión en completación de fondo.

Evento tope: se considera baja eficiencia de levantamiento de fluido por problemas en la

completación de fondo. Pozo no aporta.

Se identifican diferentes amenazas por las que podría suscitarse el evento tope y la

consecuencia sería que el pozo espere WO, dichas amenazas se pueden mitigar con las

barreras.

Ver figura 2.4.

Causas:

1. Emulsión.

2. Incrustación de escala.

3. Corrosión.

4. Asfaltenos

Consecuencias:

1. Equipo BES no levanta fluido a superficie, se requiere realizar cambio de fluido con camión bomba.

2. Equipo BES atascado por incrustación de escala, disminución del área de flujo en

el tubing. Se requiere hacer una limpieza ácida del equipo BES y del tubing.

3. Equipo BES presenta desgaste en el housing del motor, motor contaminado con

fluido del pozo. Pozo entra a WO.

4. Pozo deja de aportar fluido, completación presenta taponamiento por asfaltenos,

realizar limpieza de fondo con CTU.

40

Barreras

1.1. Inyectar demulsificante.

2.1. Análisis de tendencia de fluido.

2.2. Inyección de Antiescala desde el arranque del pozo.

2.3. Monitoreo de cupones de escala.

3.1. Caracterización del fluido producido.

3.2. Inyección de Anticorrosivo.

3.3. Monitoreo de cupones de corrosión.

3.4. Diseño de la completación con materiales adecuados.

4.1. Análisis de fluido.

4.2. Inyección de antiasfaltenos.


1.1.1. No se rompa la emulsión y provoque problemas de levantamiento de fluido en el equipo BES.

2.1.1. No analizan tendencia del fluido producido.

2.1.2. No inyectan antiescala desde el arranque.

2.1.3. No se cuenta con puntos en la línea de flujo para colocar el cupón.

3.1.1. No se realiza caracterización de fluidos.

3.1.2. Ausencia de inyección de anticorrosivo a fondo de pozo.

3.1.3. No se cuenta con puntos para colocar cupones en la línea de flujo.

3.1.4. La tubería instalada es acero al carbón.

4.1.1. No se cuenta con análisis de fluidos.

4.1.2. No se inyecta antiasfalténico.

41

Controles:

1.1. Análisis de dureza de emulsión y registro de monitoreo de la inyección de

demulsificante.

1.2. Incrementar la inyección de demulsificante a fondo de pozo.

2.1. Ajustar dosis de inyección de antiescala.

2.2. Implementar puntos para colocar cupón de escala en la línea de flujo.

2.3. Monitorear residuales de fosfanatos en superficie.

2.4. Monitorear retorno de calcios.

2.5. Revisión de cupones con mayor frecuencia.

3.1. Implementar inyección de Anticorrosivo vía recirculación.

3.2. Implementar puntos para colocar cupón de corrosión en la línea de flujo.

3.3. Si el pozo amerita bajar tubería con cierto porcentaje de cromo.

4.1. Tomar muestra de fondo y verificar si hay asfaltenos.

4.2. Inyectar antiasfalténicos a fondo de pozo en baches.

42

Figura 2.4 Análisis Bow Tie Tratamiento Químico


43

CAPITULO III

3. ANÁLISIS DE LOS POZOS DEL BLOQUE 52 Y BLOQUE 54

La matriz de criticidad se enfoca en la gestión de riesgo, la finalidad es de canalizar,

manejar y gestionar el riesgo de manera eficaz, eficiente y coherente en el análisis de

pozos con sistema de levantamiento artificial tipo bombeo electrosumergible, de esta

manera cumplir con el objetivo del average run life (tiempo de vida útil) de más de 540

días sin intervención.

Objetivos esperados con la aplicación de la gestión de riesgos aplicada a pozos:

- Aumentar el average run life (tiempo de vida útil) sobre los 540 días.

- Fomentar la gestión de acciones preventivas para mantener los pozos en óptimas

condiciones.

- Identificar las oportunidades de mejora y las amenazas.

- Establecer la matriz de criticidad como una base confiable para la toma de

decisiones y la planificación de trabajos en pozos.

- Generar indicadores que me permitan asignar y utilizar eficazmente los recursos

para el mantenimiento de pozos.

- Mejorar los controles de comportamiento de pozos.

- Mejorar la eficiencia operacional.

Los objetivos esperados se obtuvieron en base a un análisis de optimización enfocado en

incrementar la eficiencia operativa, la vida útil de los equipos BES y desarrollo sustentable

del reservorio.

Recursos

Se deben asignar recursos para la gestión de riesgos en este caso para el análisis de

criticidad de pozos como:

- Las personas, habilidades, experiencia y competencia.

- Recursos necesarios para el proceso de gestión de riesgos.

- Procesos de la organización, métodos y herramientas que se utilizarán en la

ejecución del análisis de pozos.

44

- Los procesos e históricos documentados.

Los recursos se obtienen en base a los requerimientos de análisis y planificación del

desarrollo gerencial de la operación con el equipo de directivo; tomando en cuenta el

recurso humano como personal técnico directo e indirecto, personal directivo de la

empresa, el recurso materia como los equipos que forman parte de la operación de

producción, materia prima y producto final, recursos técnicos como sistemas de

producción, capacitación y desarrollo del personal, y como recurso intangible la

información generada en la vida del Campo, históricos de producción, métodos y

herramientas utilizadas para la ejecución de análisis de pozos.

3.1 MÉTODO DE MOSLER

Para la elaboración de la matriz de criticidad de Pozos del Bloque 52 y Bloque 54, se ha

empleado el método de Mosler, orientado a la identificación, análisis y evaluación de los

factores que pueden influir en la manifestación del riesgo, con la finalidad de que con la

información obtenida se pueda evaluar la clase y dimensión de ese riesgo para

cuantificarlo, contrarrestarlo y asumirlo.

En base al análisis del Bow Tie se identificó las causas que pueden influir en la

manifestación y la materialización del riesgo que en este caso sería la parada de pozo y

pérdida de producción; se concatenó con la aplicación del método de Mosler para analizar

y evaluar dichos factores, permitiendo determinar la criticidad de cada pozo.

Se utilizó este método con la finalidad de identificar, medir el riesgo, controlar y monitorear

los parámetros operacionales para mitigar la materialización del riesgo.

3.1.1 Fase: Definición del riesgo

Se identifica el riesgo delimitando su objeto y alcance. Esta fase se desarrolló en el

capítulo I y II; donde en el capítulo I se identificaba el bien en este caso los pozos a

analizarse, alcance, reservas, tipo de reservorio; mientras que en el segundo capítulo se

identificaron los riesgos y posibles problemas que puedan presentarse a lo largo de la

vida productiva del pozo.

45

3.1.2 Fase: Análisis del riesgo

En esta fase tiene por objeto, una vez definidos los riesgos, la determinación y cálculos de

los criterios que posteriormente nos darán la evaluación del riesgo.

a) Identificación de las variables. En el capítulo I, se determinan las variables a ser

analizadas para realizar un análisis macro del pozo (Reservorios, Aplicación de

Tratamiento Químico y Análisis de equipo BES).

b) Análisis de los factores obtenidos de las variables y ver en qué medida influyen en

el criterio considerado. En el capítulo II se analiza las variables mediante la

aplicación del Bow Tie, las causas del riesgo y las barreras con las que se podrían

controlar y evitar un posible WO.

3.1.3 Fase: Evaluación del riesgo

La matriz de criticidad toma en cuenta los datos operativos de producción, aplicación del

tratamiento químico y estado actual de los equipos BES. La planilla es generada en Excel

se analiza cada variable por separado, y luego se genera una matriz total en donde se

evalúa la criticidad de cada pozo por el resultado del análisis de las variables; a

continuación se describe a cada una de ellas.

3.1.3.1 Matriz de datos de Entrada

En la planilla de entrada se ingresa los datos de operacionales diarios

correspondientes a producción, estado del equipo BES y dosificación de

tratamiento químico, se muestra en la tabla 3.3.

3.1.3.2 Matriz de Análisis tendencia de Reservorio

En la matriz se realiza un comparativo trimestral de aporte de fluido, % BSW, y

Presión de fondo fluyente, los datos en la tabla 3.4.

46

· Criticidad de Aporte de Fluido y %BSW

Si el porcentaje de la diferencia del valor trimestral de BFPD y %BSW, se

encuentra en los siguientes rangos, determina que tan crítico es, los datos en la

tabla 3.1.

Tabla 3.1 Rangos Criticidad aporte de fluido y %BSW


· Criticidad de Presión de Fondo fluyente

La diferencia entre la presión de fondo en la cara de los punzados y la presión de

burbuja de la arena productora encuentra los siguientes rangos, determina que tan

crítico es, los datos en la tabla 3.2.

Tabla 3.2 Rangos Criticidad presión de fondo fluyente


Rango Valor Criticidad

< 3% 1 Bajo

>3% Y < 5% 2 Medio

> 5% 3 Alto


Pwf > (Pb+100) 1 Bajo

Pb<Pwf < (Pb+100) 2 Medio

Pwf < Pb 3 Alto

47

Tabla 3.3 Planilla de Datos de Entrada de la Matriz

FECHA

AGH

Pozo Arena BFPD BSW% BPPD BAPD APIWHP (psi)

Choque

(open)

PIP (psi)

IP

(bls/psi)

Prof. intake MD (ft)

Prof. Sensor MD (ft)

Prof. Sensor

TVD (ft)

Prof. Perf MD (ft)

Prof. Perf TVD (ft)

PWF (psi)

Frecuenc

(Hz)

Amp Real

(Amp)Serie Bomba Etapas

Eff % Bomba

HP VoltEff % Motor

Carga (%)

KVA Tipo Tipo

Sensor de

Fondo Dañad

o

CableFase a Tierra

Número Pulling / WO

Y-Tool Standing ValveFecha

instalación BES

Run Life

Actual (DIAS)

Vía de inyección

Dosis puro (GPD)

Vía de inyección

Dosis (GPD)

ENO-002 BT-UI-T 966 4 927 39 26.1 105 4 ¾ OPEN 1024 0.62 8550 8596 8472.76 9562 9436 1401 45 33 400 SN3600 142 41% 240 2006 84 47 148 VGSA 540 XT150-1 SI NO 2 NONO (Tiene

Separation Sleeve 20-Oct-15 803 Capi lar 0.1

ENO-003 HS 722 63 267 455 28.3 88 4 ¾ OPEN 1136 0.69 8500 8540.01 8253 10359 10069 1899 51 32.5 400 S3600N 92 33% 300 2270 89 35 123.3 VGSA G20-40 XT150-1 NO NO 5 SI NO 11-Oct-16 446 Capi lar Dual 0.75

ENO-004 UI 142 0.8 141 1 29.5 82 3 ½ OPEN 580 0.07 8629.38 8669.22 8532 9848 9711 1029 47 14.5 400 D460N 304 65% 180 1507 72 35 124 VGSA D5-21 XT150-1 NO NO Completación SI SI 3-Abr-16 637 Capi lar

ENO-005 T 598 2 586 12 32.6 50 FULL OPEN 668 0.33 9250 9284 8668 10530 9875 1120 67.5 15.4 400 D800N 116 70% 120 2355 84 42 78.5 VGSA D20-60 XT150-1 NO NO Completación SI NO 5-Mar-16 666 Capi lar

RON-002 UI 200 20 160 40 26.6 140 3 1/8 OPEN 670 0.12 8369.64 8409.51 8285 9777 9652 1215 48.5 19.5 400 D1050N 305 35% 180 1672 69 25 100.7 VGSA D20-60 XT150-1 NO NO 3 SI NO 16-Nov-16 410 Capi lar 0.1

OCANO-002 UI 424 66 144 280 23.3 25 4 Open 975 0.23 8650 8690 8543 8955.5 8808.44 1088 60 24.4 400 D1050N 202 66% 180 3477 84 71 76 VGSA D20-60 XT150-1 NO NO 1 NO NO 9-Jun-15 936 Capi lar 0.4

OCANO-003 UI 1220 61 476 744 23.3 34 Ful l Open 1754 1.24 8516 8556 8289 9050 8782.55 1963 64 28.3 400 D1050N 202 52% 180 2258 83 51 125 VGSA D20-60 XT150-1 NO NO Completación SI NO 30-Oct-14 1158 Capi lar 1.5

OCANO-004 UI 1737.5 82 313 1425 22.7 45 Ful l Open 2531 4.84 9925 9965 8063 10865 8778.2 2841 53 21.6 400 DN1750 189 54% 180 1700 84 65 76 VGSA D20-60 XT150-1 NO NO Completación SI NO 8-May-16 602 Capi lar 1.6

MIRA-001 UI 1700 76 408 1292 26.3 32 Ful l Open 1566 1.21 9208 9249 8289 9863 8826 1796 55 30.9 400 DN1750 372 56% 180 2194 85 74 125 VGSA D5-21 XT150-1 NO NO 2 SI NO 6-Mar-17 300 Capi lar 3 Capi lar 2

MIRA-002 T 1240 43 707 533 28 30 Ful l Open 1746 0.92 9998 10033 8232 10958 8976 2050 58 19.6 400 D1050N 209 58% 180 1802 83 91 55.7 VGSA D20-60 XT150-1 NO NO Completación SI NO 4-May-16 606 Capi lar 0.7

PLANILLA DE DATOS POZOS BLOQUE 52 Y BLOQUE 54

31-D ic-17 Tratamiento Químico

Inhibidor de Escala

AnticorrosivoPruebas de Pozo Presiones Datos Bomba Datos Motor Run Life BESSensor Datos Completación


48

T a b l a 3.4 M a t r i z A n á l i s i s d e C r i t i c i d a d R e s e r v o r i o

E l a b o r a d o p o r : N a t h a l y H e r r e r a , 2 0 1 8

49

3.1.3.3 Matriz de Análisis de Tratamiento Químico

En la matriz se analiza el control de corrosión y el control de escala que se consideran

los problemas que generarían mayor riesgo a la operación ya que si no se tiene el

control de uno de ellos afectan a la integridad de los equipos de fondo de pozo y

superficie, los parámetros de criticidad en la tabla 3.14.

A. Control de Escala

Tendencia de Incrustación: Se analiza la tendencia de incrustación en fondo de pozo

y en cabeza de pozo.

La variable a usarse es el índice de saturación el cual se determina como positivo o

negativo, los parámetros de criticidad en la tabla 3.5.

· Criticidad 1:

Se ha dado diferente peso a la determinación de la criticidad, esto en función a análisis

de campo, en fondo de pozo corresponde al 70% porque el tratamiento debe preservar

la integridad de la completación y las condiciones de presión y temperatura difieren

desde a fondo a superficie; mientras que en cabeza de pozo corresponde al 30% y las

condiciones de presión y temperatura son menores, se ha dado este peso a los datos

en función de análisis e históricos de datos obtenidos en campo.

Tabla 3.5 Rangos Criticidad Índice de Saturación


Potencial de depósito (PTB): determina la cantidad de CaCO3 insoluble formada.

(Patton, C. 1986). Los datos en la tabla 3.6.


IS < 0El agua contiene poca saturación de CaCO3.

Probabilidad de formación de incrustación es mínima.Bajo

IS > 0El agua está saturada con CaCO3.

Probabilidad de formación de incrustacionesAlto

50

Tabla 3.6 Rangos Criticidad Potencial de Depósito


· Criticidad 2:

Analiza la inyección del antiescala, con un porcentaje del 30%.

Tabla 3.7 Rangos Criticidad Análisis Inyección de Antiescala


Analiza el cupón de corrosión, con un peso de 70%.

Tabla 3.8 Rangos Criticidad Análisis Cupón de Corrosión


· Criticidad 3:

Se evaluará criticidad siempre que la concentración de calcios actual sea menor a la

anterior (disminución de parámetro).

Tabla 3.9 Rangos Criticidad Análisis Concentración de Calcios



PTB<0 Sin incrustación

0 < PTB < 100 Pocos problemas de incrustación

100 < PTB < 250 Dificultades moderadas de incrustación Medio

PTB>250 Ocurre incrustación Grave Alto

Bajo


% Retorno > 70 1 Bajo

25 < % Retorno < 70 2 Medio

% Retorno < 25 3 Alto


0 - 1 orificio taponado 1 Bajo

2 orificios tapondos 2 Medio

> 2 orificios taponados 3 Alto


% ∆calcios < 25 1 Bajo

25 <% ∆calcios < 60 2 Medio

% ∆calcios > 60 3 Alto

51

B. Control Corrosión

Describe los cambios no deseados en las propiedades de un metal a través de

reacciones químicas y electroquímicas.

· Criticidad 4:

Se evaluará criticidad siempre que la concentración de hierros actual sea mayor a la

anterior (incremento de parámetro).

Tabla 3.10 Rangos Criticidad Análisis Concentración de Hierros


· Criticidad 5:

- Análisis de Cupones:

Se determina como una técnica experimental el colocar cupón de corrosión de similar

característica al material de la tubería por un tiempo determinado, y evaluar la cantidad

de material que pierde por corrosión. Esto se evalúa en MPY (Milímetros por año) que

consiste la cantidad de corrosión que penetra el material. Por lo regular se evalúa cada

3 meses.

Tabla 3.11 Rangos Criticidad Análisis Cupones de Corrosión



∆Hierros > 25 1 Bajo

25 < ∆Hierros < 60 2 Medio

∆Hierros > 60 3 Alto


MPY < 1 1 Bajo

1 < MPY < 5 2 Medio

MPY > 5 3 Alto

52

T a b l a 3.12 M a t r i z A n á l i s i s d e C r i t i c i d a d R e s e r v o r i o

E l a b o r a d o p o r : N a t h a l y H e r r e r a , 2 0 1 8.

53

3.1.3.4 Matriz de Análisis de Equipo de Bombeo Electrosumergible

En la matriz se analizan varios aspectos que nos ayudan evaluar la integridad del

equipo BES y a generar varias alertas para determinar cuan critico es; como por

ejemplo: eficiencia del equipo BES, si trabaja dentro del ROR, integridad mecánica y

eléctrica, los datos en la tabla 3.19.

· Eficiencia del Equipo BES

Se ha considerado que para que el equipo BES sea eficiente debe trabajar sobre el

60% de la eficiencia del mismo, los datos en la tabla 3.13.

Tabla 3.13 Rangos Criticidad Análisis Eficiencia Óptima BES


· Rango de Operación del equipo BES (ROR)

Para que el equipo BES sea eficiente se debe desempeñar dentro del Rango de

Operación Recomendado, donde la bomba puede operar sin ningún problema y sin

ningún empuje axial que afecte su comportamiento. (Ramírez, 2004).

Si el equipo BES está sobredimensionado para la cantidad de fluido que maneja, este

se encuentra en Downthrust; mientras que si el equipo BES está subdimensionado, es

decir está levantando más fluido para el que fue diseñado este operará en Upthust, ya

que la energía del yacimiento es mayor que el del equipo BES, los datos en las tablas

3.14. y 3.15.

Tabla 3.14 Rangos Criticidad Análisis Downthrust Equipo BES



< 20% de Eff Optima 1 Bajo

< 40% de Eff Optima 2 Medio

< 50% de Eff Optima 3 Alto


40% DT 1 Bajo

80% DT 2 Medio

120% DT 3 Alto

54

Tabla 3.15 Rangos Criticidad Análisis Upthrust equipo BES


· Criticidad Run life equipo BES

Se ha determinado por contrato que el average run life AVRL (Tiempo de vida

promedio) es de 540 días, razón por la cual se analizará como crítico al equipo BES

cuando se presente en estos 3 escenarios, los datos en la tabla 3.16.

Tabla 3.16 Rangos Criticidad Análisis Run life equipo BES


· Criticidad Fase a Tierra

Cuando un equipo BES está operando con una fase a tierra, se genera por varias

causas, conexiones inadecuadas, excesivos desbalances, presencia de emulsiones,

cables golpeados durante la corrida de instalación del equipo BES. De esta manera se

ha considerado que si el equipo BES presenta fase a tierra, presenta alta criticidad, los

datos en las tablas 3.17.

Tabla 3.17 Rangos Criticidad equipo BES fase a tierra



5% UT 1 Bajo

15% UT 2 Medio

25% UT 3 Alto


> 25% del AVRL 1 Bajo

> 50% del AVRL 2 Medio

> 100% del AVRL 3 Alto


NO 0 Bajo

SI 3 Alto

55

· Criticidad Sensor de Fondo

El sensor de fondo nos da varios parámetros del pozo y del equipo BES que nos

permite llevar un control de las variables para optimizar el manejo del reservorio y

precautelar la integridad del equipo BES, en caso de que el sensor esté dañado se

puede determinar la PIP mediante el echometer como referencia. Para la criticidad se

ha determinado lo siguiente, los datos en la tabla 3.18.

Tabla 3.18 Rangos Criticidad Sensor de Fondo



NO 0 Bajo

SI 1 Alto

56

T a b l a 3.19 A n á l i s i s d e C o m p o r t a m i e n t o d e l E q u i p o B E S

E l a b o r a d o p o r : N a t h a l y H e r r e r a , 2 0 1 8.

57

· TABLERO DE ANALISIS DE CRITICIDAD DE POZOS DEL BLOQUE 52 Y BLOQUE 54

Tabla 3.20 Tablero de Análisis de Criticidad de Pozos Bloque 52 y Bloque 54


58

En la tabla 3.20 se muestra el tablero de mando del Análisis de Criticidad de los pozos

del Bloque 52 y Bloque 54, en la figura 3.1 hace referencia a los datos de producción de

crudo, agua y gas de cada pozo.

Figura 3.1 Producción diaria pozos Bloque 52 y Bloque 54


En función a los criterios definidos como la sumatoria del resultado de todas las

variables; si es menor a 6 la criticidad es baja, si la sumatoria está entre 6 a 12, la

criticidad es media y si la sumatoria es mayor a 12 la criticidad considerada es alta, los

datos en la tabla 3.21.

Tabla 3.21 Rango de Criticidad Total del Análisis


En la figura 3.2 se representa la criticidad total de pozo de los Bloque 52 y Bloque 54;

donde los pozos Eno 2 y Eno 3 presentan mayor criticidad porque sobrepasan el límite

superior de criticidad, los pozos Eno 4, Eno 5, Ron 2, Ocano 3, Ocano 4, Mira 1

presentan criticidad media ya que se encuentran entre el límite inferior y superior;

59

mientras que los pozos Ocano 2 y Mira 2 presentan criticidad baja ya que no llegan al

límite inferior.

Figura 3.2 Criticidad total pozos Bloque 52 y Bloque 54


En la tabla 3.22 se muestra el total del análisis de criticidad con el valor de cada

parámetro asignado, clasificado por análisis de reservorio, análisis tratamiento químico

análisis del equipo BES, en la columna de Criticidad Total corresponde a la sumatoria

del resultado de las variables anteriores.

Tabla 3.22 Matriz Criticidad pozos Bloque 52 y Bloque 54


60

El Riesgo Operativo se define por la criticidad que presente el pozo (Probabilidad de

falla), en función de la producción neta de petróleo (Consecuencia de pérdida de

producción).

Para definir el impacto a la producción se ha considerado tres fases (baja, media y

crítica) por el valor de producción neta de cada pozo en función del 110% del valor

máximo de producción. Mientras que para definir la probabilidad, se ha considerado en

tres fases (baja, media y alta) por el valor de la criticidad total de cada pozo, dividido

para 16 que se considera como el valor de máxima criticidad.

Con los datos generados se gráfica el cuadro de riesgo operativo; donde el pozo Eno 2

se encuentra en la zona de mayor criticidad debido a que es el que tiene más

producción, el pozo Eno 3 se sitúa en segundo lugar por los datos de producción y

criticidad total al igual que el pozo Eno 5.

Los pozos Ocano 2, Ocano 3, Mira 1 y Mira 2 se sitúan con criticidad media; mientras

que los pozos Eno 4, Ron 2 y Ocano 2 se sitúan en criticidad baja ya que por

producción neta generarían menor riesgo operativo. (Ver figura 3.3)

Figura 3.3 Cuadro de Riesgo Operativo pozos Bloque 52 y Bloque 54


La evaluación realizada a las variables del pozo se ha tomado en un rango de 6 meses,

para poder analizar las tendencias y el comportamiento de las mismas. (Ver figura 3.4).

61

Figura 3.4 Comportamiento de pozos Bloque 52 y Bloque 54


62

CAPITULO IV

4. EVALUACIÓN DE INDICADORES DE GESTIÓN

Se ha tomado diferentes indicadores de gestión, enfocados en la confiabilidad del

equipo BES y la recurrencia de intervenciones de los pozos del Bloque 52 y Bloque 54.

4.1 INDICADORES EQUIPO BES

Se ha tomado como el universo los pozos del Bloque 52 y Bloque 54, en total 10

pozos analizando cada indicador desde el 2014.

4.1.1 Promedio de vida de equipos BES verdadero (True Average Run life)

Este parámetro calcula el promedio de vida operativa del equipo BES corriendo y

fallados, de toda la vida del campo.

Este valor se calcula mediante la suma de los días de operación de todos los equipos

dividido para el número de pull del equipo BES realizados, los datos en la tabla 4.1.

Tabla 4.1 Run life de pozos Bloque 52 y Bloque 54


63

Figura 4.1 Run life de equipo BES por pozo (Bloque 52 y Bloque 54)


4.1.2 Promedio de vida operativa del equipo BES (Average Run life)

Este parámetro determina el promedio de vida operativa del equipo BES instalados

funcionando de todo el campo. Al 31 de diciembre del 2017 el ARL es de 656 días.

Tabla 4.2 Run life de pozos Bloque 52 y Bloque 54


El objetivo de vida operativa de los equipos corresponde al valor fijado por contrato al

cual se debe llegar, en este caso se fijaron 540 días. En la figura 4.2 se presenta las

64

dos variables; en donde se puede apreciar que los pozos Eno 3, Ron 2, Mira 1 aún no

cumplen el número de días objetivo.

Figura 4.2 Objetivo Run life de equipo BES por pozo


4.1.3 Promedio de vida operativa del equipo BES por año (Average Run

life per year)

Este indicador determina el promedio de run life de los equipos BES por año, en la

figura 4.3. se grafica el Average run life per year en función del número de pozos, el

cual se incrementa siendo un indicativo óptimo.

Figura 4.3 Promedio de Vida Operativa del equipo BES por año


65

4.1.4 Tiempo medio entre fallas (MTBF)

Se refiere al tiempo promedio entre fallas, con el que se determina un periodo de

tiempo en el que pueda ocurrir una falla. (Lastra, 1997).

Para estimar el valor del MTBF, utilizamos el método de supervivencia de Herd-

Johnson donde; en una muestra de N equipos se realiza lo siguiente:

N = Cantidad de equipos.

i = número de equipo.

ti = Tiempo de vida de cada equipo.

Función de la confiabilidad para cualquier tiempo ti.

(1)

Función de la confiabilidad para un tiempo ti-1.

(2)

Relación de la función de la confiabilidad para un tiempo ti y ti-1.

(3)

Cuando el tiempo ti corresponde a un dato censurado, el condicional será 1, ya que no

existe una condición confirmada de falla.

(4)

Función de la confiabilidad para falla en ti.

(5)

66

Función de la confiabilidad para un tiempo ti.

(6)

Función de la confiabilidad.

(7)

La función de la confiabilidad puede ser usada para determinar el MTBF.

(8)

La confiabilidad teórica se determinó mediante el método de distribución exponencial,

una vez determinado el MTBF.

(9)

Se ha determinado el MTBF para los equipos del Bloque 52 y Bloque 54, tomando en

cuenta las fórmulas como función de la confiabilidad, se muestran los cálculos en la

tabla 4.3. Obteniendo un valor de MTBF de 950 días, periodo de tiempo en el que se

prevén los equipos no fallen.

Tabla 4.3 Cálculo del MTBF de los equipos BES del Bloque 52 y Bloque 54


67

Se ha tomado una población de 18 equipos en general los cuales se han cambiado, se

determina con 1 si es falla directa del equipo BES y con 0 si es falla indirecta del

equipo BES.

En la última columna R(ti)*dt se determina el Tiempo medio entre fallas para cada

equipo BES, y la sumatoria corresponde al MTBF del campo es de 950 días.

Se representa gráficamente la ecuación de confiabilidad en función del tiempo de

operación en días.

Figura 4.4 Tiempo Medio entre Fallas para cada equipo BES


A partir de la figura 4.4, con el dato del MTBF de 950 días previamente calculado en la

tabla 4.3, se determina los resultados de la tabla 4.4.

Tabla 4.4 Cálculo del MTBF de los equipos BES del Bloque 52 y 54

Tiempo Promedio de Falla: 950 días

Muestra: 18 equipos

Pozos en funcionamiento: 10 pozos

Probabilidad de Supervivencia: 0.4 anual

Proyección de Fallas (anual):

(probabilidad de supervivencia * # de pozos en funcionando)

4 fallas por año


68

Con los datos anteriores se puede planificar las intervenciones a pozos, esto quiere

decir que el tiempo promedio entre falla de equipo BES es de 950 días, de acuerdo al

gráfico la proyección de fallas anual es de 4, es decir se prevé intervenir a 4 equipos

por falla propia de ellos.

4.2 PLAN DE MANTENIMIENTO DE POZOS BLOQUE 52 Y

BLOQUE 54

De acuerdo al análisis realizado de los indicadores se puede establecer un plan de

acción de mantenimiento preventivo y correctivo, en función los indicadores de

intervenciones y Pulling realizados a los pozos.

Tabla 4.5 Índice de Pulling y WO de los pozos del Bloque 52 y Bloque 54


Se ha determinado un promedio de intervenciones a pozos, el cual nos dará una

proyección de la planificación de trabajos a realizarse, incluso el considerar un

presupuesto estimado para la intervención como tal y trabajos adicionales de

oportunidad que se puedan realizar analizando posibles potenciales de producción es

decir arenas adicionales por ser evaluadas.

En este caso el índice de intervenciones anual es de 0,4 que corresponde a 4 pozos a

ser intervenidos, de las misma manera coincide con el MTBF determinado, la

proyección de fallas anual es de 4.

En la tabla 4.6 se mencionan los pozos a ser intervenidos, el objetivo de la

intervención, y costos estimados.

69

4.2.1 Plan de Mantenimiento Preventivo y Correctivo de Pozos

4.2.1.1 Objetivo General:

Generar un plan de mantenimiento preventivo y correctivo de pozos, que preserve la

vida útil de los equipos BES, mantener el reservorio y evitar que los pozos entren a

Workover.

4.2.1.2 Objetivos Específicos:

· Elaborar el plan de mantenimiento preventivo de los pozos.

· Establecer el listado de recursos a ser requeridos y responsables de la

ejecución del plan fijado.

· Establecer la periodicidad de mantenimiento preventivo.

· Elaborar el plan de mantenimiento correctivo de los pozos, (Workover).

· Elaborar presupuesto a ser requerido por el plan de mantenimiento correctivo.

· Establecer acciones en función al plan de mantenimiento correctivo, enfocado

en la optimización de tiempos y recursos.

4.2.1.3 Plan de Mantenimiento Preventivo de Pozos

El mantenimiento preventivo es aquel que se hace con anticipación y de manera

programada con el fin de evitar averías, para la mantenimiento de pozos, se ha

considerado como mantenimiento preventivo el monitoreo de parámetros

operacionales y la aplicación inmediata de acciones como el tratamiento químico que

nos ayuda a precautelar la integridad de la completación, los datos en la tabla 4.6.

Tabla 4.6 Plan de mantenimiento preventivo de pozos


70

Las actividades descritas en el plan de mantenimiento se propusieron de acuerdo a

análisis de pozos realizado en los diagramas de Bow Tie (Reservorios, Equipos BES y

Tratamiento Químico), considerado como controles del evento Tope.

Considerando al mantenimiento preventivo de pozos como acciones diarias y con los

recursos disponibles en campo, se requiere se asigne mensualmente el valor de

$17.421 dólares americanos para gastos operativos planificados.

Con respecto al plan número 7, se requiere gestionar pagos y permisos a los entes

estatales, de acuerdo al análisis de pozos, 3 de los 10 pozos tienen tendencia

depositar asfaltenos, razón por la cual se presupuesta al menos una limpieza por pozo

anual.

Es necesario el registrar todas las aplicaciones de los planes establecidos para darles

seguimiento y establecer un histórico de acciones y lecciones aprendidas.

Como parte del mantenimiento predictivo, se llevan a cabo reuniones

multidisciplinarias; donde se comparten análisis, seguimientos de pozos y nuevas

propuestas de mejora.

4.2.1.4 Plan de Mantenimiento Correctivo de Pozos

Este tipo de mantenimiento se dará cuando exista una falla en el equipo BES, la

completación o baje el aporte al límite económicamente rentable, que al momento es

de 50 bls netos de producción para los dos Bloques.

Los mantenimientos correctivos en este caso las intervenciones de pozo deben ser

minimizados, considerando la implementación del mantenimiento preventivo, basado

en la metodología de la confiabilidad, lecciones aprendidas o mejores prácticas, se

dispone de análisis de riesgos, plan de trabajo para mitigar las consecuencias.

El plan de mantenimiento está definido en función al matriz de criticidad y en base al

análisis Bow Tie; donde se fijan las acciones a tomar, en especial se suma un recurso

necesario que corresponde a la confiabilidad operacional, que toma en cuenta la

confiabilidad humana, confiabilidad de los procesos y la confiabilidad de los equipos

BES.

71

En la tabla 4.7 se establece el plan de intervenciones anual en función a los resultados

de la matriz de criticidad; donde los pozos Eno 2 y Eno 3 presentan criticidad severa,

para esto se establece un plan de intervención con mejoras de oportunidad. Los pozos

Eno 5 y Ron 2 presentan criticidad media en caso de que entren a WO, se establece

un plan de intervención con mejoras de oportunidad, con este análisis y la probabilidad

de intervención de 4 pozos en el año, se establece lo siguiente:

1. Prever un presupuesto para intervención de pozos de al menos $ 3’000.000.

2. Licitar y contratar una torre de WO para intervenir al menos 4 pozos en el año.

3. Contar con stock de tubería y accesorios de completación de al menos para 4

pozos.

4. Generar los pagos y permisos correspondientes de la intervención de los pozos a

los entes estatales.

5. Prever disponibilidad de herramientas, materiales y servicios con las empresas

prestadoras de servicio para la ejecución de los planes establecidos.

6. Prever contratación de personal técnico para la ejecución de la operación.

72

Tabla 4.7 Plan de Intervenciones de pozos en función al Análisis de Criticidad


73

CAPITULO V

5. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES

5.1 CONCLUSIONES:

· El Bloque 52 es operado por Orion Energy OPB y el Bloque 54 es operador por

Orion Oil ER desde octubre del 2014, cuentan con 10 pozos los cuales producen de

las diferentes arenas de la Cuenca oriente (BT, U, T y HS); y usan el bombeo

electrosumergible como principal método de levantamiento artificial.

· El diagrama de Bow Tie, se ha aplicado para la realización del análisis de riesgo,

considerando una intervención de pozo como un evento crítico, analizando tres

aspectos fundamentales al momento de plantear una opción de mejora de

producción; se ha enfocado en analizar el reservorio, la aplicación de tratamiento

químico y estado de equipos BES; esto nos ha permitido visualizar las causas de un

posible fallo, los factores de escalamiento que agravan el estado del pozo, barreras

de control, consecuencias de un evento critico como el que un pozo entre a WO.

· Una vez analizado el diagrama de Bow Tie se ha podido determinar variables con

las que se ha elaborado la matriz de criticidad, la cual se divide en tres partes,

análisis del reservorio, análisis de la aplicación del tratamiento químico y análisis

del estado del equipo BES, la sumatoria total concluye la criticidad del pozo.

· Dentro del análisis de las variables expuesto, se aplicó el método de Mosler

orientado a evaluar el riesgo para cuantificarlo, asumirlo y contrarrestarlo; de esta

forma se determinó la frecuencia y consecuencia de cada variable en la operación

del Campo.

· Como resultado del análisis de riesgo operativo, se determina como prioridad de

intervención el pozo con mayor producción de petróleo, en este caso el pozo Eno 2.

74

· Como consecuencia del análisis de los indicadores de eficiencia de Bombeo

Electrosumergible para el Bloque 52 y el Bloque 54 se obtiene como resultado un

run life promedio de 656 días el cual supera al objetivo.

· La confiabilidad de un equipo BES se determina por la probabilidad de que opere

adecuadamente en un periodo determinado de tiempo, para estimar el MTBF o

Tiempo medio entre fallas se utilizó el método de supervivencia de Herd-Johnson,

cuyo resultado es 950 días de una muestra de 18 equipos que han sido cambiados,

con el cual la proyección de fallas anual es de 4 intervenciones, esto nos ayuda en

la toma de decisiones operativas.

· Se ha establecido un plan de mantenimiento de pozos en función a la estadística de

intervenciones con y sin torre desde el 2014 hasta el 2017, el índice de

intervenciones anuales es de 0.4, que corresponde a 4 intervenciones probables de

pozos, esto coincide con el valor de la confiabilidad de supervivencia que se calcula

a partir del MTBF.

· Finalmente, en función de los KPI´s determinados, se establece un plan de

mantenimiento preventivo y correctivo de pozos para el Bloque 52 y 54, el cual

contempla la criticidad del pozo, propósito del trabajo, tiempo de intervención y

costos, permitiéndonos optimizar recursos, cumpliendo el objetivo de optimización

de tiempos y costos de intervención.

5.2 RECOMENDACIONES:

· Cada evento de los pozos debe ser registrado y tabulado para posterior análisis e

interpretación del mismo, con el objetivo de incrementar el promedio de vida útil de

los equipos BES y mantener el reservorio.

· Para que el análisis de pozos sea más eficiente se requiere actualizar los

diagramas de Bow Tie de análisis de pozos en un periodo de 3 meses, incluyendo

el escenario actual de la operación.

75

· Para incrementar el average run life se requiere tomar las precauciones necesarias

desde la intervención del pozo, en este caso para salvaguardar la integridad del

equipo BES y evitar fallas tempranas se requiere tomar en cuenta y seguir los

procedimientos de movilización, instalación y operación del equipo BES, teniendo

en cuenta la aplicación del tratamiento químico desde el inicio para mantener la

integridad del mismo y de la tubería.

· De acuerdo al análisis realizado para mantener la integridad del reservorio se

requiere que se tome precaución desde el diseño del agua de control y posterior

gerenciamiento del mismo en la operación, alargando la vida operativa del mismo

enfocado a un desarrollo sostenible.

· Es importante difundir el resultado de este trabajo de titulación y hacer uso de la

herramienta de análisis de pozos aplicada a los Bloques 52 y 54.

· Se debe hacer jornadas periódicas de actualización de datos y análisis de los

resultados obtenidos como herramienta de ingeniería, toma de decisiones y

optimización de recursos.

· Para reducir la criticidad por la aplicación de tratamiento químico, se debe realizar

un análisis más exhaustivo y detallado de las características de los fluidos de los

pozos.

76

CAPITULO VI

6. REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS

· Aguilar, L. (2014). Estudio de confiabilidad en los equipos de bombeo

electrosumergible, mediante análisis de fallas en los bloques 14 y 17 (Tesis de

Ingeniería). Universidad Central del Ecuador, Quito, Ecuador.

· Allen, T., Roberts, A., (1984), Production Operations, Well Completion, Workover

and Stimulation, Vol 1, (Sec. Ed), Tulsa, Oklahoma, 1982.

· Alvarez, H. (2010). Tablas MTBF. Gestión de información para el análisis de

averías. Ceroaverías. Recuperado de

http://www.ceroaverias.com/articulos/tools/tablamtbf.pdf.

· ARCH Agencia de Regulación y Control Hidrocarburífero. (2015). Control de

Hidrocarburos: Boletín Estadístico. Quito, Ecuador. Recuperado de

http://www.controlhidrocarburos.gob.ec/wp-content/uploads/boletin-

estadistico/ESTADI%CC%81STICAS-ARCH-2015_2016-07-15_Para-

publicar.pdf.

· AENOR (2018), Norma ISO 31000: Gestión de Riesgo. Madrid, España.

Recuperado de https://www.aenor.com/normas-y-libros/buscador-de-

normas/une/?c=N0059900

· Baby, P., Rivadeneira, M., y Barragán, R., (2014). LA CUENCA ORIENTE:

Geología y Petróleo. Quito, Ecuador. Editorial Petroecuador.

· Baieli, L., Daparo, D., y Pereyra, M., (2006). Experiencia con Bombas

Electrosumergibles de bajo Caudal, Wood Group ESP, 1-23.

· Condo, S. Homero, C. (2016), Desarrollo de un modelo de análisis de fallas,

jerarquización de activos críticos y riesgos para el mejoramiento de la eficiencia

en la gestión del mantenimiento de la estación de bombeo Amazonas de OCP

Ecuador (Tesis de Maestría), Escuela Superior Politécnica del Chimborazo,

Riobamba, Ecuador.

77

· Dake, L.P.(2008). The practice of the reservoir engineering. Amsterdam,

Holanda: Editorial ELSEVIER SCIENCE.

· ESP Oil (2004), Bombeo Electrosumergible: Análisis, Diseño, Optimización y

Trouble Shooting. Workshop International, Maturín Edo. Monagas – Venezuela.

· Estudios y Servicios Petroleros. (2012), Incrustaciones en aguas producidas:

Carbonatos de Calcio. GPA, 40 (1), 1-9. Recuperado de

http://www.oilproduction.net/files/GPA-Nota%2040_Carbonatos.pdf.

· Guevara, S. Gómez, J. (2014). Metodología para evaluar el factor confiabilidad

en la gestión de proyectos de diseño de equipos industriales, Universidad

Distrital de Francisco José de Caldas, Revistas Tecnura, 19, 129 - 141.

· Hanna, I (2018), Equilibrio del agua. Indice de Langelier, Hanna Instruments,

Recuperado de https://www.aguasresiduales.info/revista/blog/equilibrio-del-agua-

indice-de-langelier.

· Huerta, R. (2005). El análisis de criticidad, una metodología para mejorar la

confiabilidad operacional. Club de Mantenimiento. Reliabilityweb. Recuperado de

http://www.mantenimientoplanificado.com/Articulos%20gesti%C3%B3n%20mant

enimientoarchivos/de%20confiabilidad/ANALISIS%20DE%20CRITICIDAD.pdf

· Inyección Química, (s.f), (2017). Emerson. Recuperado de

http://www2.emersonprocess.com/es-es/brands/micromotion/industries/oil-and-

gas/upstream-production/chemical-injection/Pages/index.aspx.

· Izurieta, G. (2013). Análisis de fallas de equipos electrosumergibles en el campo

Shushufindi. (Tesis de Pregrado). Universidad Central del Ecuador, Quito,

Ecuador.

· Lastra, R.(1997). Estimating MTBF Using Survival Analysis Techniques. SPE ESP Workshop. Houston, USA.

· Marcano, C. (2012). Determinación de la frecuencia óptima de reemplazo de

bombas, a pozos con bombeo electrosumergible en campos de petrodelta,

mediante un modelo costo – riesgo (Tesis de Pregrado). Universidad de Oriente

núcleo de Mónagas, Maturín, Venezuela.

78

· Montenegro, D. (2013). Evaluación de factores que afectan a la producción en el

Campo Iro del Bloque 16 (Tesis de Pregrado). Universidad Central del Ecuador.

Quito, Ecuador.

· Orion (2016). Reporte final de curva base de producción Bloque 52.

· Orion _1 (2017). Plan de desarrollo del Campo Ocano, Bloque 52.

· Orion _2 (2017). Plan de desarrollo del Campo Mira, Bloque 52.

· Orion _3 (2017). Plan de desarrollo del Campo Eno, Bloque 54.

· Orion _4 (2017). Plan de desarrollo del Campo Ron, Bloque 54.

· Orion _5 (2017). Reporte Completo de tratamiento químico Bloque 52.

· Orion _6 (2017). Reporte Completo de tratamiento químico Bloque 54.

· Ramírez, M. (2004). Bombeo Electrosumergible: Análisis, Diseño, Optimización y

Trouble shooting. Workshop Internacional. ESP Oil Engineering Consultants.

Maturín, Venezuela.

· Silva, M. (2008). Estudio para optimizar las facilidades de superficie en el

sistema de reinyección de agua en la estación sur del campo Shushufindi (Tesis

de Pregrado), Escuela Politécnica Nacional, Quito, Ecuador.

79

CAPITULO VII

7. ANEXOS

7.1 ANEXO I. ABREVIATURAS Y SIGLAS

ARCH: Agencia de Regulación y Control Hidrocarburífero. AVRL: Promedio de vida operativa del equipo BES. BAPD: Barriles de agua por día. BES: Bombeo Electrosumergible. BFPD: Barriles de Fluido por día. BPPD: Barriles de Petróleo por día. BSW: Agua y Sedimentos básicos. BT: Arena Basal Tena. CAP: Contacto Agua – Petróleo. CTU: Unidad de Tubería Flexible. DT: Downthrust. GOR: Relación Gas - Petróleo. HS: Arena Hollín Superior. ICD’s: Inflow Control Device. Controladores de flujo de entrada. LIP: Límite inferior de petróleo. LKO: Ocurrencia de Hidrocarburos en el nivel más bajo. MLE: Extensión del cable del motor. MPCS: Miles de pies cúbicos estándar. MPY: Milímetros por año. MTBF: Tiempo Medio entre fallas. OFM: Oil Field Manager Software Pb: Presión de burbuja. ppm: Partes por millón. PTB: Libras por mil barriles.

PVT:

Conjunto de pruebas a diferentes presiones, volúmenes y temperaturas para determinar comportamiento del fluido en el yacimiento.

Pwf: Presión de fondo fluyente. ROR: Rango de Operación Recomendado. SQZ: Squeeze, Cementación forzada. TVD: Profundidad vertical verdadera del pozo. TVDSS: Profundidad vertical del pozo tomando como referencia el nivel del mar. UT: Upthrust. WO: Trabajo de reacondicionamiento (Workover).

80

7.2 ANEXO II. DIAGRAMAS DE POZOS B 54

7.2.1 Eno 2

ENO-2 LOCATION: ENO DATE:

Weight String Down: 130K Lbs

Weight String Up: 150K Lbs

3-½" EUE Tubing to surface 9.3 ppf, N-80, PSL1; Class "B"

Used Tbg of WO#1; 272 Joints @ 8,417 ft.

3-½" Sliding Sleeve, ID 2.81" L / SLB @ 8,446 ft.

3-½" No-Go-Nipple, ID 2.75" / SLB @ 8,509 ft. 3-½" Head Bolt on Discharge PMP 540 RLOY EUE. Size Weight Grade Top Bottom

3-½" Discharge phoenix pressure PMP 540 RLOY. Csg 1 20'' 94,00 K-55 0 ft 459 ft Size Weight Grade Thread Length Bomba Superior SN3600 71 Etapas 66CR-CT-AFL-INC-ES-ZZ-RLOY. Csg 2 13-3/8" 68,00 K-55 0 ft 4408 ft Weight String Down Weight String Up Tubing 1 3.5 9,3 N80 EUE 927,1 Bomba Inferior SN3600 71 Etapas 66CR-CT-AFL-INC-ES-ZZ-RLOY. Csg 3 9-5/8" 47,00 N-80 0 ft 8975 ft 162,000 lbf 185,000 lbf Tubing 2 7 26 N80 BTC 8661,28

AGH, G20-40 / 25 etapas. Liner 7'' 26 + 29 N80 +P110 8810 ft 10333 ft

Separador de Gas, VGSA-S20/90-RLOY-ES @ 8,575 ft. Total 3.5" Clamps Total 7" Clamps

Adapter VGSA 540 - Protector 400. 31 240

Protector Superior; BPBSL-UT-RLOY-AFL MAX-HL. Gas Oil Injection Vapor Other OKB: 25,00 FT

Protector Inferior; BPBSL-LT-RLOY-AFL-MAX-HL. X 1.236,25 FT

Motor RA-S-RLOY-AS-AFL-GRB-MAX. 240 HP / 2676 Voltios / 58.7 Amperios.

Sensor Phoenix; XT150, Type-1 @ 8,621 ft. CODE QTY Part Number SN OD ID LengthTop Depth

FT (MD)Bottom FT (MD)

Supply

6'' Motor guide.

25,0 0,00 25,00

H00 1 0,83 25,00 25,83 MISSION

H01 1 7,000 6,03 25,83 31,86 MISSION

H02 240 7,000 8661,28 31,86 8693,14 ORION

H03 1 100466790 0080163-1 7,662 2,976 0,98 8693,14 8694,12 CPS

H04 9 3,500 2,992 275,46 8694,12 8969,58 ORION

H05 1 PJ35EUE-10FT_SIG 4,492 2,984 9,82 8969,58 8979,40 CPS

H06 1 654-281-1300 C4998-1 4,500 2,807 0,92 8979,40 8980,32 CPS

H07 1 PJ35EUE-4FT-SIG 4,495 2,978 3,78 8980,32 8984,10 CPS

H08 1 312930-06_HUS 1348-8 3,500 2,992 5,75 8984,100 8989,850 CPS

H10 1 5,961 2,820 CPS

H11 1 CPS

H12 1 3,500 2,992 CPS

H13 1 5,870 2,815 CPS

H14 1 3,500 2,992 CPS

H15 1 DTR-153 4,500 2,992 4,15 9017,73 9021,88 CPS

H16 1 PJ35EUE-10FT_SIG 4,500 2,992 9,86 9021,88 9031,74 CPS

H17 3 35BJ-193-EUE20_CPL 4,530 2,992 59,62 9031,74 9091,36 CPS

H18 21 3,500 2,992 651,64 9091,36 9743,00 ORION

H19 1 4,495 2,992 3,80 9743,00 9746,80 CPS

H20 1 DTR-070 3,500 2,992 5,81 9746,80 9752,61 CPS

H22 1 101147705 5,978 2,820 CPS

H23 1 CPS

H24 1 3,500 2,992 CPS

H25 1 5,873 2,815 CPS

H26 1 3,500 2,992 CPS

H27 1 DTR-152 3,500 2,992 4,10 9780,38 9784,48 CPS

H28 1 4,498 2,992 7,86 9784,48 9792,34 CPS

H29 4 35BJ-193-EUE20_CPL 4,530 2,992 79,57 9792,34 9871,91 CPS

H30 1 4,495 2,992 5,82 9871,91 9877,73 CPS

H31 1 DTR-160 4,500 2,992 6,12 9877,73 9883,85 CPS

H33 1 101524124 5,972 2,820 CPS

H34 1 3,500 2,992 CPS

H35 1 CPS

H36 1 5,871 2,815 CPS

H37 1 3,500 2,992 CPS

H38 1 DTR-156 4,500 2,992 4,09 9911,68 9915,77 CPS

H39 1 312930-04_HUS 4,492 2,984 3,79 9915,77 9919,56 CPS

H40 1 100090_EOT 203072-11 4,490 2,709 1,06 9919,56 9920,62 CPS

H41 1 PJ35EUE-6FT_SIG 4,492 2,984 5,82 9920,62 9926,44 CPS

H42 1 DTR-163 4,486 2,990 0,67 9926,44 9927,11 CPS

H43 1 100542054 E14P-1199 3,958 3,020 2,28 9927,11 9929,39 CPS

CODE QTY Part Number SN ODTop FT

(MD)Bottom FT (MD)

Comments Color Supply

HYD 101401699 RG111418-02 1/4" 0,00 9877,73 Linea Hidraulica FVC negro CPS

HYD 101401699 RG111418-02 1/4" 0,00 9877,73 Linea Hidraulica FVC verde CPS

HYD 101401699 RG111418-02 1/4" 0,00 9784,48 Inyeccion Q. arena U azul CPS

HYD 1/4" OD X .065 WALL TYPE 316L SS WELDED AND DRAWN 101400176 RG121401-01 1/4" 0,00 9915,77 Inyeccion Q. arena T blanco CPS

ELEC P486039 107546-7 1/4" 0,00 9883,85 Linea Electrica rojo CPS

7" 26# BTC PxB Tubing

3-1/2 9.3# L80 EUE PxB Tubing

7" OD - XO 3-1/2" 9.3# EUE Pin x 7" 26# BTC Box

3-1/2" EUE Pin x Box Blast Joint

BHA TOTAL LENGTH:

4

5

ICS system joint

Flow Control Valve - 4 Position, S Choke Size

3-1/2 9.30 L80 EUE Pin x 3-1/2 9.2 NUE Box Pup Joint

ICS system joint

9017,73

Dual tubing/annulus P/T gauge system, 2 Pulse Mini-indexer


2

B151C-0099 GAUGE: 655

Liberación de Packer

16pines= 80k lbf

9752,61

3-1/2 9.30 L80 EUE PxB Pup Joint

Max Desviation:

3-1/2" EUE PxB Pup Joint

7" 26# BTC PxP Pup Joint

19.38º @2832.05' MD / 2768.85' TVD "S" Profile

3-1/2" EUE PxB Tubing

7 X 3-1/2 MRP-MP-SPR (26-29), 13Cr (80), HNBR (90-70-90), 3-1/2 (9.2) NUE

3-1/2 9.30 L80 EUE PxB Pup Joint

B151C-0287 GAUGE: 838


14pines = 70k lbf

27,88

3-1/2" EUE PxB Pup Joint

3-1/2 9.20 L80 NUE Pin x 3-1/2 9.30 EUE Box Pup Joint


3-1/2 9.20 L80 NUE Pin x 3-1/2" 9.3 EUE Box Pup Joint

ICS system joint

ICS system joint

3-1/2" EUE PxB Nipple 2.81" F

8989,85

B151C-0288 GAUGE: 920


15pines = 75k lbf

3-1/2 9.20# L80 NUE Pin x 3-1/2" 9.3# EUE Box Pup Joint

PDC 1/4 0.028 I-825 ETFE PP PP

Profundidad de centro Gomas de los Packers: Superior: @ 8996.47 ft Medio: @ 9759.21 ft Inferior: @ 9890.50 ft

DESCRIPTION

Control Line

1

1/4" OD X .065 WALL TYPE 316L SS WELDED AND DRAWN

27,83 9883,85

3-1/2 9.30 L80 EUE Pup Joint

ICS system joint


3-1/2 9.30 L80 EUE Pin x 3-1/2 9.2 NUE Box Pup Joint

9780,38

4.000 X 3.015, SELF ALIGNING GUIDE SHOE, 3.625-8 STUB ACME BOX

3-1/2 9.30 L80 EUE PxB Tubing Pup Joint

3-1/2 9.30 L80 EUE PxB Tubing Pup Joint


3-1/2" EUE PxB Blast Joint

Comments


3-1/2" EUE BxP Nipple 2.75"R (Blanking Plug RZG Instalado)

OKB

7" Tubing Hanger

3

DESCRIPTION

BHA Aislamiento entre empacaduras

Remarks


3-1/2 9.30 L80 EUE Pup Joint

9911,68

27,77


ICS system joint

3-1/2" 9.30# L80 EUE Pin x 3-1/2" 9.2# L80 NUE Box Pup Joint


4.5"OD - XO STUB ACME 3.625" Pin x 3-1/2" EUE Box

T

9058' - 9069' (11') 9824' - 9849' (25') 10025' - 10039' (14'); 10059' - 10067' (8')

COMPLETION SYSTEMSOctober 21, 2015

Surface Coordinate:

Longitud: 76º 51' 36.417'' W

Latitude: 0º 6' 30.455" S

IntelliZone Completion configuration with ESP / WO#2

Wellhead Information

"A" Section: 13-⅝'' 3K x 9-⅝'' Slip Lock"B" Section 13-⅝'' x 3K psi – R57 x 20-3/4'' x 3K psi – R57

"B" Section: 13-⅝'' 3K x 11" x 5K PSI.

"C" Section: 3-½'' EUE x 11'' x 5K PSI.

Start

Finish

25,00 ft

October 11, 2015October 21, 2015

972,00 ft

947,00 ft

Basal Tena

Information RIH

ORIONOIL ER S.A.

Weight String - ESP

WELL NAME:

KB (Feet)

GL (Feet)

KB-GL (Feet) Petrex-26

U

81

7.2.2 Eno 3

ENO -03 LOCATION: ENO DATE:

Size Weight Grade Top bottom Size Weight Grade Thread LengthCsg 1 13 3/8" 68,00 K-55 0 5.983 Weight String Down Weight String Up Tubing 1 3.5 9,3 N-80 EUE 8421,4Csg 2 9 5/8" 47,00 N-80 0 9.107 120000 lbs 116000 lbs

Liner 7in 26,00 N-80 8.805 10.520

Gas Oil Injection Vapor Other OKB: 31,40 FTX 116,66 FT

QTY ID min OD max Length Top DepthBottom Depth

N/A N/A 0,00 31,40

1 3,958 10,875 1,05 31,40 32,45

12 3,500 2,875 367,32 32,45 399,77

260 3,500 2,875 8054,06 399,77 8.453,83

1 4,500 4,500 1,14 8.453,83 8.454,97

1 4,250 4,500 6,04 8.454,97 8.461,01

1 2,992 8,250 1,40 8.461,01 8.462,41

1 2,750 3,670 1,36 8.462,41 8.463,77

1 2,441 3,500 3,80 8.462,41 8.466,21

5 2,441 2,875 87,16 8.463,77 8.550,93

1 2,441 2,875 15,76 8.550,93 8.566,69

QTY ID min OD max Length Top DepthBottom Depth

1 2,992 3,500 9,68 8.462,41 8.472,09

1 N/A 5,13 0,59 8.472,09 8.472,68

1 N/A 5,13 0,75 8.472,68 8.473,43

1 N/A 5,38 17,54 8.473,43 8.490,97

1 N/A 5,13 6,30 8.490,97 8.497,27

1 N/A 5,13 3,21 8.497,27 8.500,48

1 N/A 5,13 8,92 8.500,48 8.509,40

1 N/A 5,13 8,92 8.509,40 8.518,32

1 N/A 5,62 19,82 8.518,32 8.538,14

1 N/A 4,50 1,87 8.538,14 8.540,01

1 N/A 5,13 0,64 8.540,01 8.540,65

ITEM REEL

1 72-85183

2 72-85336

3

SLB-ATL

SLB-ATL

SLB-ATL

CommentsSupplier

Baker Hughes

SLB-ATL

SLB-ATL

SLB-ATL

SLB-ATL

SLB-ATL

SLB-ATL

SLB-ATL

DESCRIPTION

Pump Sub, '3-1/2" EUE Pin down x 3-1/2" Vam Top Pin up

HEAD BOLT ON DISCHARGE PMP RLOY 3 1/2" EUE OD 8 h

PHOENIX DISCHARGE SUB

BOMBA S3600N, 92 ETAPAS CR-CT# 120 RLOY BTHD, .87, ARZ-TT

AGH G20-40, 25 ETAPAS 66CRCT-FL-INC-ES-ZZ-RLOY

SEPARADOR DE GAS VGSA-S20/90-RLOY-ES

PROTECTOR LSBPB UT RLOY AFL-MAX

PROTECTOR LSBPB LT RLOY AFL-MAX

Baker Hughes

Baker Hughes

Baker Hughes

Baker Hughes

Comments

Back Pressure Valve of 3"

SN- 00572

Supplier

Valvulas del Pacifico

ORION

ORION

Baker Hughes

Baker Hughes

Baker Hughes

2.75" Bypass Nipple, 3.30" Stub Acme Pin up x 3.30" Stub Acme Pin down

Teleswivel 20" stroke, 3.30" Stub Acme Box up x 2-7/8" PTX - Pin down

Bypass Tubing 2-7/8" (Drift = 2,347)

Wire-Line Re-entry Guide 2-7/8"

Total Bands

273

DESCRIPTION

EMR Original

Tubing Hanger 11" X 3-1/2" EUE x 3k/5k psi

Tuberia 3-½” 9.3# EUE (nueva)

Tuberia 3-½” 9.3# EUE (usada )

No-go Nipple 3-½” 9.3# EUE Box x Pin, 2.81” F Profile

Handling Sub, 3-1/2" Box Up x Pin Down

Y-Block for 9-5/8" #47 Casing, 3-½” Vam Top Box Up x 3-½”Vam Top x 3-½” Vam Top

Box Dow

DESCRIPTION

CABLE:2, 5KV (2/1 ELB G5F W/3/8)

3800 FT

100 FTK10054721 SLB - ATL

Comments

Remarks

MLE 562, MAXLOK-400, KELB M, 5KV, 4/1, P/I

CABLE:2, 5KV (2/1 ELB G5F W/3/8)

BHA TOTAL LENGTH:

SN

2578358 & 3343332-1

2583934

SYPPLY COMMENTS

SLB - ATL

SLB - ATL

QTY IN FT

4850 FT

MOTOR RA-S-RLOY-AS-AFL-MAX 300HP,67.7 AMP, 2671 VOL.

SENSOR PHOENIX, XT150, TYPE 1; 2-3/8"EUE BOX DOWN

DUMMY NECK 2-3/8" EUE PIN UP

HOLLIN SUPERIOR

10352' - 10366' MD @5DPP

GL

KB

KB-GLStart

Max Desviation:

24,19° @4140'MD / 3933' TVD

Information RIH

Finish

ORIONOIL ER S.A.

WELL NAME: 10/10/2016

31,4005/10/2016

11/10/2016

31,4

Surface Coordinate:

Longitud: 76° 51' 36.45898" W

Latitude: 0° 6' 30.86247" S

WORKOVER # 1

Total 3.5" Clamps12 EN

EQUIPO 14 EN

272

Total 3.5"Mid Joint

"C" SECTION: 3-1/8" x 5k psi, R35 x 13-5/8"x 5k psi - VP

Wellhead Information

"B"SECTION: 13-5/8" x 5k psi, BX160 x 13-5/8" x 3k psi - VP

"A"SECTION: 13-5/8"x 3k psi, R57 x 13-3/8" SLIP LOCK- VP

82

7.2.3 Eno 4

Initial CompletionWELL NAME : April 3, 2016

RKB MSL (Feet): 993,62 ft

GL MSL (Feet): 962,22 ft

RKB - GL (Feet): Tuscany-117 31,40 ft "C" SECTION: 3-1/8'' x 5k psi, R35 x 13-⅝" x 5K psi - VP.

Start 05-mar-16 "B" SECTION: 13-⅝" x 5K psi, BX160 x 13-⅝" x 3K psi - VP.

Finish 03-abr-16 "A" SECTION: 13-⅝" x 3K psi, R57 x 13-⅜'' SLIP LOCK - VP.

Max. Desviation:

11" x 3-½" EUE x 3K/5K psi; Tubing Hanger.

- 20" Casing: 94#/ft, K-55, BTC, SMLS, PSL-1 @ 43 ft MD.

88000 LBS Shengli Oilfield Freet Petroleum Steel Pipe Co. LTD.

102000 LBS

8571,64` 3 ½" EUE 9.3 #/ft, N-80, SMLS, PSL1; Class "B" Tbg to surface

278 juntas 3-½" EUE Tubing to surface 9.3 #/ft, N-80, SMLS, PSL1; Class "B"

USED: Shengli Oilfield Free Petroleum Steel Pipe Co. Ltd

*(277) HYDRAHEAD PROTECTORES 3 1/2" con 1 capilar

*(278) MID JOINTS 3 1/2" cable con 1 capilar

. (15) BANDAS EN TUBERIA DE 3/4

*(18) 3/4" SUPER BANDS ON EQUIPMENT

* (6) CLAMPS BY PASS 540

*(1) SURFCO for tbg hanger

CARRETO DE 4260 FT DE CABLE N.- 4/1 ELB G5F WT 3/8 SOLIDO (USADO)

CARRETO DE 4420 FT DE CABLE N.- 4/1 ELB G5F WT 3/8 SOLIDO (USADO)

- 13-⅜" Casing: 68#/ft, K-55, BTC, SMLS, R3, PSL-1 @ 5820 ft MD ( 163 Csg).

Shengli Oilfield Freet Petroleum Steel Pipe Co. LTD.

-

- ----

- -----

- -- -

-- -

- TOL @ 8750 ft MD; X-PAK Tie Back Expander, 4.20 ft; ID: 7.625'' of TIW.

Overlap: 119.32 ft

- 9-5/8" Casing; 47#/ft, N-80, BTC, SMLS, R3, PSL-1 @ 8939 ft MD ( 253 Csg ).


5-½" x 3-½" EUE_ON-OFF, TYPE R10, 3 PUPOS, CAMPANA INVERTIDA, 1.60 FT, BHI-2174 (9006,79`)

- 3-½" PUP JOINT, 3-½" EUE BOX x 3-½" EUE PIN, 9.60 FT, ORION ENERGY (9008,39`)

- 7" x 3-½" HS, 3-½" EUE BOX x 3-½" EUE PIN, 5.39 FT, PINES 3 x 600 PSI C/U, BHI-2175 (9017,99`)

3-½" TUBING 3 EA, 3-½" EUE BOX x 3-½" EUE PIN, 92.87 FT, ORION (9644,04`)

- 7" x 3-½" FHL, 3-½" EUE BOX x 3-½" EUE PIN, 7.42 FT, PINES 2 x 450 PSI C/U, BHI-2176 (9736,91`)

- 3-½" TUBING 1 EA, 3-½" EUE BOX x 3-½" EUE PIN, 31.07 FT, ORION ENERGY (9744,33)

X-OVER, 2-⅜" EUE BOX x 3-½" EUE PIN, 1.15 FT, BHI-2178 (9779,16`)

- 3-½" TUBING 1EA, 3-½" EUE BOX x 3-½" EUE PIN, 30.45 FT, ORION ENERGY (9780,31)

- X-OVER, 3-½" EUE BOX x 2-⅜" EUE PIN, 1.3 FT; BHI-2180 (9810,76`)

- NO-GO, 2-⅜" EUE BOX x 2-⅜" EUE PIN, ID 1.81, "R" PROFILE, 0.78 FT, BHI-2177 (9812,06`)/CON TAPOR RZR

2-⅜" MULE SHOE, EUE BOX, 0.58 FT. (9812,84`)

10218,00' PBTD-NABOR-819

7" PRODUCTION LINER:26 LB/FT, N-80, BTC,SMLS,PSL-1 10300 FT 41 JTS

10223`MD LANDING COLLAR

*Remarks: 10300` MD ZAPATO GUIA 7''

All depths stated relative to original RT

RIG CCDC 37

Tubing Hanger

11" x 3-½" EUE x 3K/5K psi.

Back Pressure Valve of 3''.

17.03° @ 3764 ft MD / 3663 ft TVD "S" Profile

WELL HEAD INFORMATION

INTAKE DRS,400 RLOY

Protector superior BPBSL-KTB/HL-MAXIMUS.

TD: 10,390'MD / 10,253'TVD

Protector inferior; BPBSL-KTB/HL-MAXIMUS.

Motor RA-S-RLOY, M-TRM,AS MAXIMUS, 180 HP; 2262 Volts, 52 A.

2-7/8" By pass tubing (cola de by pass tubing) @ 8673,46 ft MD Sensor phoenix; XT150, Type 1, vition AFLAS.

Lower U9843' MD - 9846' MD @ 5 spf.9848' MD - 9854' MD @ 5 spf.

4-1/2 Cañones TC47H/Baker Hughes (March 13,2016)

Basal Tena9,086' MD - 9,096' MD @ 5 spf. - Baker Hughes

4-1/2" Cañones TC47H/Baker Hughes/ March 13, 2016 9,098' MD - 9,102' MD @ 4 spf- SLB

4-1/2 Cargas Hyperjet 4505/March 19,2016

X-OVER, 3-½" EUE BOX x 2-⅜" EUE PIN, 1.15 FT, `` BHI-2182 (9775,4`) 2-⅜"

SLIDING SLEEVE, EUE BOX x EUE PIN, ID 1.87", F PROFILE, TYPE L, 2.61 FT, BHI-2172 (OPEN).(9776,55`)

3-½" TUBING 20 EA, 3-½" EUE BOX x 3-½" EUE PIN, 615.75 FT, ORION ENERGY (9023,38`) X-

OVER, 3-½" EUE BOX x 2-⅜" EUE PIN, 1.15 FT, BHI-2181.(9639,13`)

2-⅜" SLIDING SLEEVE, EUE BOX x EUE PIN, ID 1.87" F PROFILE, TYPE L, 2.61 FT, BHI-2161 (CLOSE). (9640,28`) X-OVER,

2-⅜" EUE BOX x 3-½" EUE PIN, 1.15 FT, BHI-2179 (9642,89`)

ORIONOIL ER S.A

ENO-4ENO-4 LOCATION : ENO

Surface Coordinate:

Longitud: 76° 51' 36.619" W

Latitude: 0° 6' 30.864" S

NO-GO "F" 2,81 @8572,65 CON STD VALVE

INTAKE DRS,400 RLOY @ 8629,38`

Motor RA-S-RLOY, M-TRM,AS MAXIMUS, 180 HP; 2262 Volts, 52 A. @ 8667,35 ft MD

Sensor phoenix; XT150, Type 1, vition AFLAS. @ 8669,22 ft MD

RIH Information

Weight String Down:

Weight String Up:

* (6) BY PASS TUBING 2-7/8"

PHOENIX DISCHARGE SUB

AGH: D5-21, 32 stg, 400/400 RLOY BTHD, 68 INC 718,MTRM, AFL,ES.

Bomba D460N; CR CT152 stg; type 400/400 RLOY BTHD , 62 INC 718,M-TRM,AFL,ES,FACT SHIM.

Y-Tool Block for 9-5/8" #47 Casing/BHI-PUMPTOLS

3 1/2 PUMP SUB EUE BOX UP

3 1/2" HEAD BOLT ON DISCHRGE PMP 400, RLOY, 8RD

2.75" Bypass Nipple (W/BLANKING)/BHI-PUMPTOLS

Bomba D460N; CR CT152 stg; type 400/400 RLOY BTHD , 62 INC 718,M-TRM,AFL,ES,FACT SHIM.

Y- Tool BHI-PUMPTOOLS con Blanking plug 2.75'' @ 8579,99 ft MD

-

83

7.2.4 Eno 5

84

7.2.5 Ron 2

WELL NAME : DATE:

GL (Feet): 937,00 ft

KB (Feet): 962,00 ft

KB - GL (Feet): Petrex-26 25,00 ft "C" SECTION: 13-⅝" x 11" x 3-½" EUE x 3K PSI.

Start 08-ene-15 "B" SECTION: 13-⅝" x 13-⅝" 3K PSI.

Finish 20-ene-15 "A" SECTION: 13-⅜" SLIP LOCK x 13-⅝" x 3K PSI.

Max. Desviation:

18.6° @ 2570' MD / 2523' TVD "S" Profile

-92 K lbs

98 K lbs

8256 ft

268

266 3-½'' Protector SIMELCA for tbg 35 32'' Bands ESP

268 3-½'' Mid Joint SIMELCA for tbg 4 By pass clamp

1 Conector Scorpion - Repair

-

- -- -

-----

- -

---

- -- -

--

--

-

-- 3-½'' Production tubing EUE Box x Pin 9.3# Lbs/ Ft.

- 7" x 3-½'' (26-29#) MRP HIDRAULIC SET RETRIEVABLE PKR

-

- 9,640' MD

- 9,703' MD

- 9,709' MD

- 9,740' MD

- 9,743' MD

-

- 9,899' MD

- 9,905' MD

- 9,913' MD

- 9,916' MD

- 9,947' MD

- 9,956' MD

-

--

*Remarks: -All depths stated relative to original RT

RIG CCDC 37

Float Collar 10,058' MD

Shoe @ 10,097' MD

7" Production csg: 26#/ft, N-80, BTC, SMLS,PSL1 8,585 @ 9,137 ft MD ( 15 Csg).

TD: 10,270'MD / 10,146'TVD 7" Production csg: 29#/ft, P-110, BTC, SMLS,PSL1 9,137 @ 10,097 ft MD ( 25 Csg + 2 Pup Joint ).

2-7/8" pup joint 6.5#/ft EUE box x pin

2-7/8’’ sliding sleeve 6.5 #/ft, EUE box x pin, 1.875’’ F profile, type L (CERRADA)

2-7/8" Production tubing, 6.5#/ft. EUE box x pin

2-7/8’’ NO-GO nipple, 6.5#/ft, EUE box x pin, 1.81 "R" profile, (Con Tapón RZG de 1,81")

SAND T

9,991'MD - 10,006'MD @ 5 spf

4-½" CAÑONES HSD,PJ NOVA 4505 + PURE (SLB)

Sept 14, 2014

2-7/8" 6.5#/ft EUE box mule shoe

PBTD ( 10,050 ft January 14, 2015 Rig Tuscany-104)

2-7/8" Production tubing, 6.5#/ft. EUE box x pin

2-7/8’’ slinding sleeve 6.5 #/ft, EUE box x pin, 2.312’’ F Profile, Type L (ABIERTA)

2-7/8" Production tubing, 6.5#/ft. EUE box x pin (5 joints)

LOWER U 9,761'MD - 9,771'MD ( 10') @ 12 spf

9,775'MD - 9,793'MD ( 18') @ 5 spf

4-½" CAÑONES HSD,PJ NOVA 4505 + PROPELENTE (SLB)

October 10, 20147" x 2-7/8" (26-29#) MRP hydraulic set retrievable PKR.

Wire-line re-entry guide @ 8,387 ft MD Wire-line re-entry guide.

7" x 2-7/8" (26-29#) MRP hydraulic set retrievable PKR.

TOL @ 8,585 FT.

9-5/8" Casing; 47#/ft, N-80, BTC, SMLS,PSL1 @ 8,876 ft MD ( 249 Csg ).

8,953' MD 5-½'' x 3-½" 9.3#/ft EUE_On-Off Overshot_Left Hand

8,957' MD

8,987' MD

BASAL TENA / SQZ

9,038'MD - 9,055'MD @ 4 spf

9,060'MD - 9,070'MD @ 12 spf


Sept 25, 2014

SQZ-BASAL TENA: 12 bbls @ 15.8 ppg - Clase G 2-7/8'' Production tubing, 6.5#/ft. EUE box x pin (2 joints)

Sensor phoenix; XT150, Type 1 @ 8,383 ft MD Sensor phoenix; XT150, Type 1.

Motor base; series 562.

2-7/8" By pass tubing (cola de by pass tubing)

Protector Superior BPBSL-UT-RLOY-AFL-MAX.

Protector Inferior; BPBSL-LT-RLOY-AFL-MAX.

Motor RA-S-RLOY-AS-AFL-GRB-MAX, 188 HP; 47.4 A; 2424 Volts @ 8,381 ft MD Motor RA-S-RLOY-AS-AFL-GRB-MAX, 188 HP; 47.4 A; 2424 Volts.

Bomba Superior D1050N; 101 stg; 66CRCT-AFL-INC-ES-ZZ-RLOY.

Separador de gas VGSA-D20/60-RLOY-ES-ARZ @ 8,349 ft MD Separador de gas VGSA-D20/60-RLOY-ES-ARZ

Adapter 400/540.

Shengli Oilfield Free Petroleum Steel Pipe Co. Ltd

13-⅜" Casing: 68#/ft, K-55, BTC, SMLS, PSL1 @ 4,347 ft MD ( 113 CSg).

Bomba Inferior D1050N; 101 stg; 66CRCT-AFL-INC-ES-ZZ-RLOY.

Top nipple 2.75" R profile @ 8,291 ft MD Top nipple 2.75" R profile

Y- Tool. Block for 9-5/8" #47 Casing (w/Blanking plug 2.31'') @ 8,292 ft MD Y- Tool. Block for 9-5/8" #47 Casing (w/Blanking plug 2.31'')

Flush connection pup joint (Pump Sub)

Head Bolt on discharge PMP RLOY 3-½'' OD; 8RD.

Phoenix discharge sub

Weight String Down:

Weight String Up:

Materials

3 ½" EUE Tbg to surface

3-½" EUE Tubing to surface 9.3 #/ft, N-80, SMLS, PSL1; Class "B"

RIH Information 3-½" EUE x 11" x 3K PSI Tubing Hanger.

20" Casing: 94#/ft, K-55, BTC, SMLS, PSL1 @ 500 ft MD ( 14 CSg).


Surface Coordinate:

Longitud: 76° 47' 11.526" W

Latitude: 0° 6' 21.994" S

ORIONOIL ER S.A

RON-2 Work-Over #1RON-2 LOCATION : RON January 20, 2015

-

-

85

7.3 ANEXO III. DIAGRAMAS DE POZOS B 52

7.3.1 Ocano 2

WO # 1

WELL NAME : DATE:



KB - GL (Feet): Petrex-26 25,00 ft "C" SECTION: 3-1/2" EUE x 11" x 5K

Start June 4, 2015 "B" SECTION: 11" x 11" x 5K

Finish June 9, 2015 "A" SECTION: 9-5/8" x 11'' x 5K

MAX. DESVIATION:

23.06° @ 2519' MD / 2458' TVD "S" Profile

3-1/2" EUE x 11" x 5K Tubing Hanger.

-100K lbs

112K lbs

8513 ft

276

-

-

- -

- -

-

-

-

-

- -

-

-

-

-

-

- -

-

-

- PBTD ( 9,050 ft June 6, 2015 Rig Tuscany-108) 272 3-½'' Protector SIMELCA + HYDRAHEAD for tbg 34 32'' Bands ESP

- 275 3-½'' Mid Joint SIMELCA + + HYDRAHEAD for tbg 26 22'' Bands tbg

1 Conector Scorpion 4 Protectolizers

-

- PBTD ( 9,277 ft May 3, 2014 Rig Tuscany-104)

- Float Collar 9,277 MD

- Shoe @ 9,353' MD

*Remarks: -


RIG CCDC 37

Latitude: 0° 9' 4.809" N

OCANO-2

OCANO-2 LOCATION : OCANO

ORION ENERGY OCANOPB S.A


June 9, 2015

Surface Coordinate:

Longitud: 76° 29' 10.911" W

7" Production casing: 26#/ft, N-80, BTC, SMLS,PSL1 @ 9,353 ft MD ( 263 Csg + 2 Pup Joint ).

RIH Information

Weight String Down:

Weight String Up:

LOWER U 8,948'MD - 8,963'MD ( 15')

4-½" CAÑONES HSD,PJ NOVA 4505 + PURE

(SLB)

May 11, 2014

LOWER T

9,116'MD - 9,132'MD / 9,138'MD -

9,148'MD

4-½'' CAÑONES HSD,PJ NOVA 4505 + PURE

(SLB)

May 6, 2014

7'' CIBP @ 9,070'MD - SLB

Intake, RLOY ARZ; series 400 / SLB @ 8,650 ft MD


3-½" EUE Tubing to surface 9.3 #/ft, N-80, SMLS, PSL1; Class "B"


TD: 9,365' MD / 9,218' TVD

20" Casing: 94#/ft, K-55, BTC, SMLS, PSL1 @ 385 ft MD ( 10 Csg + 1 Pup Joint ).

9-5/8" Casing; 47#/ft, N-80, BTC, SMLS,PSL1 @ 6,047 ft MD ( 169 Csg ).

Materials

3-½" 9.3# EUE box x pin_Sliding Sleeve ID 2.81" Type L; PO 10076 ( open up) / SLB.

3-½" Tubing EUE Box x Pin 9.3# Lbs/ Ft.

3-½" No-Go-Nipple EUE Box x Pin ID 2.75" R, PO# 00110227562001 / SLB.


Head Bolt on discharge PMP400 RLOY 3-½" EUE.

7" Centralizador.

Phoenix Discharge Pressure PMP RLOY.

Upper Pump; D1050N, 101 stgs 66CR-CT-AFL-INC-ES-ZZ-RLOY; SLB/REDA.

Lower Pump; D1050N, 101 stgs 66CR-CT-AFL-INC-ES-ZZ-RLOY; SLB/REDA.

AGH, D5-21, stgs 32, 66CRCT-AFL-INC-ES-ZZ-RLOY; series 400.

Intake, RLOY ARZ; series 400.

3-½" No-Go-Nipple EUE box x pin ID 2.75" type R / SLB @ 8,575 ft MD

3-½" 9.3# EUE box x pin_Sliding Sleeve ID 2.81" type L / SLB @ 8,544 ft MD

Sensor Phoenix, XT150, Type-1 / SLB @ 8,690 ft MD

Upper Proptector; BPBSL-UT-RLOY-AFL-MAXIMUS, series 400.

Lower Protector; BPBSL-LT-RLOY-AFL-MAXIMUS, series 400.

Motor; RA-S-RLOY-AS-AFL-GRB-MAXIMUS, 180 HP, 52 Amp, 2260 Volt, series 456.

Sensor Phoenix, XT150, Type-1, series 450.

86

7.3.2 Ocano 3

WELL NAME : DATE:



KB - GL (Feet): Petrex-26 25,00 ft "C" SECTION: 3-½" EUE x 11" x 5K

Start 19-oct-14 "B" SECTION: 11" x 11" x 5K

Finish 30-oct-14 "A" SECTION: 9-5/8" x 11'' x 5K

Max. Desviation:

25.39° @ 2859' MD / 2743' TVD "S" Profile

3-½" EUE x 11" x 3KPSI Tubing Hanger.

-76K lbs

96K lbs

8384 ft

272

-

------

- -

- -

--

- ----

-

-

271 3-½'' Protector HYDRA HEAD for tbg. 42 32'' Bands ESP

271 3-½'' Mid Joint HYDRA HEAD for tbg. 13 22'' Bands tbg

1 Conector Scorpion 7 ⅜'' Flat cable guard

-- Float Collar 9,313' MD

- Shoe @ 9,389' MD

*Remarks: -

All depths stated relative to original RT -RIG CCDC 37

TD: 9,470'MD / 9,202'TVD

3-½" 9.3# EUE Box x Pin_Sliding Sleeve 2.81" L ( abre arriba, cierra abajo) / SLB.


3-½" No-Go-Nipple EUE Box x Pin 2.75" / SLB.


3-½" Head Bolt on Discharge EUE.

3-½" Phoenix discharge sub.

Bomba Superior D1050N, 101 Etapas 66CR-CT-AFL-INC-ES-ZZ-RLOY.

Bomba Inferior D1050N, 101 Etapas 66CR-CT-AFL-INC-ES-ZZ-RLOY.

Separador de Gas, VGSA D20-60.

Protector Superior; BPBSL-HL-MAX.

Protector Inferior; BPBSL-HL-MAX.

7" Production csg: 26#/ft, N-80, BTC, SMLS,PSL1 0 @ 8,245 ft MD (230 Csg).

7" Production csg: 29#/ft, P-110, BTC, SMLS,PSL1 8,245 @ 9,392 ft MD ( 30 Csg + 2 Pup Joint ).


PBTD (9,313 ft October 22, 2014 Rig Tuscany-104)

Sensor Phoenix; XT150, Type-1.

7'' Centralizador.

20" Casing: 94#/ft, K-55, BTC, SMLS, PSL1 @ 377 ft MD (11 CSg).

Materials


October 30, 2014

Motor RA-S-RLOY-AS-AFL-KTB-GRB-Maximus 180 HP / 52 Amperios / 2262 Voltios.

3-½" EUE Tbg to surface 9.3 ppf, N-80, PSL1; Class "A".


9-5/8" Casing; 47#/ft, N-80, BTC, SMLS,PSL1 @ 6,808 ft MD (187 Csg).

Initial Completion

SAND U

9,040'MD - 9,060'MD (20') @ 5 spf


October 24, 2014

Sensor Phoenix, XT150, Type-1/SLB @ 8,556 ft MD

Weight String Down:

Weight String Up:

Gas separator; VGSA D20-60 / SLB @ 8,516 ft MD

3-½", No-Go-Nipple; EUE box x pin 2.75" R / SLB @ 8,446 ft MD

RIH Information

OCANO-3OCANO-3 LOCATION : OCANO


Surface Coordinate:

3-½", 9.3# EUE box x pin; Sliding Sleeve 2.81" L / SLB @ 8,414 ft MD

Longitud: 76° 29' 11.961" W

Latitude: 0° 9' 3.806" N

87

7.3.3 Ocano 4

Initial CompletionWELL NAME : May 8, 2016



RKB - GL (Feet): Tuscany-117 31,40 ft "C" SECTION: 3-1/8'' x 5k psi, R35 x 13-⅝" x 5K psi - VP.

Start 26-abr-16 "B" SECTION: 13-⅝" x 5K psi, BX160 x 13-⅝" x 3K psi - VP.

Finish 08-may-16 "A" SECTION: 13-⅝" x 3K psi, R57 x 13-⅜'' SLIP LOCK - VP.

Max. Desviation:


- 20" Casing: 94#/ft, K-55, BTC, SMLS, PSL-1 @ 43 ft MD.

88000 LBS

102000 LBS

9829,45 3 ½" EUE 9.3 #/ft, N-80, SMLS, PSL1; Class "A" Tbg to surface

318 juntas 3-½" EUE Tubing to surface 9.3 #/ft, N-80, Class "A"

USED: 2 PUP JOINT1 DE 8,06 FT DE 3 1/2, 1 DE 6,12 FT DE 3 1/2

*(318) HYDRAHEAD PROTECTORES 3 1/2" con 1 capilar

*(320) MID JOINTS 3 1/2" cable con 1 capilar

. (14) BANDAS EN TUBERIA DE 3/4

*(24) 3/4" SUPER BANDS ON EQUIPMENT

* (4) CLAMPS BY PASS 540

*(1) SURFCO for tbg hanger

CARRETO DE 5000 FT DE CABLE N.- 2/1 ELB G5F 1WT 3/8 SOLIDO (NUEVO)

CARRETO DE 4833 FT DE CABLE N.- 2/1 ELB G5F 1WT 3/8 SOLIDO (NUEVO)

- 13-⅜" Casing: 68#/ft, K-55, BTC, @ 6800 ft MD ( 163 Csg).

-

9870,30 - ----

9924,74 - -----

- -- -

-9978,30 - -

Dummy neck 9965,41

- TOL @ 10307 ft MD; X-PAK Tie Back Expander, 4.20 ft; ID: 7.625'' of TIW.

Overlap: 153 ft

- 9-5/8" Casing; 47#/ft, N-80, BTC, @ 10450 ft MD (163 Csg ).

--

-

-

-

-

-

11262,00' PBTD-TUSCANY-117

7" PRODUCTION LINER:26 LB/FT, N-80, BTC,SMLS,PSL-1 (10307-11350`) FT 25 JTS

11272,50' LANDING COLLAR

*Remarks: 11350` MD ZAPATO GUIA 7''


RIG CCDC 37

Phoenix discharge sub

AGH: D5-21, 32 stg, 400 66CRT-AFL-INC-ES-ZZ-RLOY.

Bomba DN1750; 65 stg; TYPE 400, 66 CRCT-AFL-INC-ES-ZZ-RLOY


3-½" handling sub

Y- Tool. Block for 9-5/8" #47 Casing / BHI-PUMPTOLS.

3-½" pump sub EUE box up

3-½'' Head Bolt on discharge PMP 3,5 EUE/400

2.75" Bypass Nipple (W/BLANKING)/BHI-PUMPTOLS

Bomba DN1750; 124 stg; TYPE 400, 66 CRCT-AFL-INC-ES-ZZ-RLOY

INTAKE VGSA D20/60-RLOY-ES-EXTD-HD

Y- Tool BHI-PUMPTOOLS con Blanking plug 2.75''


2-7/8" By pass tubing (cola de by pass tubing)

Surface Coordinate:

Longitud: W 76° 29' 11.84577"

Latitude: N 0° 9' 4.02143"

Cabezal 13-3/8”x 9 5/8” x 3 ½” 5M

RIH Information

Weight String Down:

Weight String Up:

* (7) BY PASS TUBING 2-7/8"

ORIONOIL ER S.A

OCANO 04OCANO 04 LOCATION : OCANO

Tubing Hanger

11" x 3-½" EUE x 3K/5K psi.


43.90° @ 6310.33 ft MD / 5378,08 ft TVD "J" Profile


INTAKE VGSA D20/60-RLOY-ES-EXTD-HD

Protector superior BPBSL-UT-RLOY-AF MAXIMUS

TD: 11357'MD / 9166,54'TVD

Protector inferior; BPBSL-LT-RLOY-AFL-MAXIMUS

Motor, 180 HP; 2262 Volts, 52 A. RA-S-RLOY-AS-AFL-GRB-MAX

Sensor phoenix; XT150, Type 1

PRINCIPAL T11089' MD - 11094' MD @ 5 spf.

4-1/2" Cañones convencionales asistidos con cable/Baker Hughes/ April 30, 2016

Lower U10860' MD - 10870' MD @ 5 spf. - Baker Hughes

4-1/2" Cañones convencionales asistidos con cable/Baker Hughes/ April 30, 2016

CabezCabezCabezCabezCabezCabezCabezCabezCabezCabezCabezCabezCabezCabezCabezCabezCabezCabezCabezCabezCabezCabezCabezCabezCabezCabezCabezCabezCabezCabezCabezCabezCabezCabez

-

88

7.3.4 Mira 1

Workover #02WELL NAME : March 6, 2017



RKB - GL (Feet): Tuscany-117 31,40 ft "C" SECTION: 13 5/8'' x 5k psi,BX160 x 3 1/8" x 5K psi .

Start 14-feb-17 "B" SECTION: 13-⅝" x 5K psi, BX160 x 13-⅝" x 3K psi - VP.

Finish 06-mar-17 "A" SECTION: 13-⅝" x 3K psi, R57 x 13-⅜'' SLIP LOCK - VP.

Max. Desviation:


- 20" Casing: 94#/ft, K-55, BTC, SMLS, PSL-1 @ 39,0 ft MD.

110 Klb Shengli Oilfield Freet Petroleum Steel Pipe Co. LTD.

134 klb

Protectores Cable cannon doble capilar 3/8 293

Mid Joint Cable Cannon doble capilar"3/8". 294 294 Juntas 3-½" EUE Tubing to surface 9.3 #/ft, N-80, SMLS, PSL1; Class "B" 9116,23

Bandas en el Equipo 28 Shengli Oilfield Free Petroleum Steel Pipe Co. Ltd

Bandas en el BHA 8

Bandas en la tuberia 8

- 13-⅜" Casing: 68#/ft, K-55, BTC, SMLS, R3, PSL-1 @ 5678 ft MD ( 151 Csg).


9112,38

- 1,00 9116,23

- 6,13 9117,23

- 1,4 9123,36

9122,27 Y- Tool 2,75 landing Nipple W/ Blanking plug 2.75'' - - 9,65 9124,76

9126,07 Teleswivel 20" stroke /3.30" Stub Acme Box up x 2-7/8" PTX - Pin - -9.140,65 2,441 / 2,875" /Drift= 2,347 Bypass No. 9 - - 0,58 9134,41

9.155,23 2,441 / 2,875" / Drift= 2,347 "Bypass No. 8 - - 0,75 9134,99

9.169,81 2,441 / 2,875" / Drift= 2,347 Bypass No. 7 - - 21,81 9135,74

9.184,14 2,441 / 2,875" /Drift= 2,347 Bypass No. 6 - - 21,81 9157,55

9.198,72 2,441 / 2,875" / Drift= 2,347 Bypass No. 5 - - 21,81 9179,36

9.213,30 2,441 / 2,875" /Drift= 2,347 Bypass No. 4 - - 6,35 9201,17

9.227,71 2,441 / 2,875" / Drift= 2,347 Bypass No. 3 - - 3,33 9207,52

9.242,31 2,441 / 2,875" / Drift= 2,347 Bypass No. 2 - - 8,04 9210,85

9.256,89 2,441 / 2,875" / Drift= 2,347 Bypass No. 1 - - 8,04 9218,89

- 21,9 9226,93

- 1,87 9248,83

- DUMMY Neck/2-3/8 EUE Pin Up 0,8 9250,70

9258,00 2,441 / 2875" / drift 2,347 Wire line entry guide - 9251,50

- TOL @ 9,317 ft MD; X-PAK Tie Back Expander, 5.73 ft; ID: 7.625'' of TIW.

- 9-5/8" Casing; 47 lb/ft, N-80, BTC, SMLS, R3, @ 9,429 ft MD ( 249 jts Csg ).

- 3 1/2'' EUE x 5 1/2'' OD ''R-10'' On Off Tool. (Invertido) 1,86 9748,14

- 31,08 9750,00

- 'HS'' Hydarulic Packer, 7'' 23-26 # x 3 1/2'' EUE. 5,39 9781,08

- 2 JT 3 1/2'' EUE, 9.3 #, N-80 61,43 9786,47

- 3 1/2'' EUE Box x 2 7/8'' EUE Pin, X-Over. 1,29 9847,90

- 2 7/8'' EUE x 2.31'' ''L'' Slinding . Cerrada. 2,78 9849,19

- 2 JT 2 7/8'' EUE, 6.5 #, N-80. 63,25 9851,97

- 'FH'' Hydrostatic Packer, 7'' 23-26 # x 2 7/8'' EUE. 6,91 9915,22

- 1 JT 2 7/8'' EUE, 6.5 #, N-80. 31,27 9922,13

- 2 7/8'' EUE x 2.31'' ''L'' Slinding Sleeve. Abierta. 2,79 9953,40

- 1 JT 2 7/8'' EUE, 6.5 #, N-80. 31,12 9956,19

- 1 Pup Joint 2 7/8'' EUE, 6.5 #, N-80. 12,17 9987,31

- 2 7/8'' EUE, Bull Plug. 0,52 9999,48

10000,00

Fish on bottom

- 5 1/2" x 2,40" MAX R 53,53 10125,00

- 6 1/8"Bottom Nose 0,2 10178,53

- 4 1/2 One Trip 68 10178,73

10246,73

- Landing Collar 1.0 ft of TIW @ 10,255 ft MD.

- 7" Production liner: 26#/ft, N-80, BTC, SMLS, PSL-1 From 9317' to 10,335' MD .

*Remarks:

All depths stated relative to original RT Shoe 1 0,335 ft MD.

RIG CCDC 37

RIH Information


Weight String Down:

Weight String Up:

Landing Nipple 3-1/2" x 2,81 EUE tipo R/ Sin Standing Valve

Protector Upper Series 400 /D20-60

ORIONOIL ER S.A

MIRA 01MIRA 01 LOCATION : PENA BLANCA

Surface Coordinate:

Longitud: 76° 30' 0.27783" W

Latitude: 0° 12' 11.68434" N

32.53° @ 5595 ft MD / 5096 ft TVD "J" Profile

TD: 10,335'MD / 9255'TVD

1 JT 3 1/2'' EUE, 9.3 #, N-80 .

Protector Lower Series 400 /D20-60

Motor Series 456 180HP 2520V 46.6Amp

Sensor PHOENIX XT 150 2-3/8 EUE Box down

Tubing Hanger

11" x 3-½" EUE x 5K psi.


Descarga de Sensor Series 400

Intake /Separador de Gas Series 400 /D5-21

AGH Lower SERIE 400 /D5-21, 32 ETAPAS/8DS6L7833620

Pump DN 1750 124 ETAPAS SERIE 400

Y-Block for 9-5/8" #47 Casing

Cabeza decarga Series 400 3-1/2" EUE BOX

Pump Sub '3-1/2" EUE Pin down x 3-1/2" Vam Top Pin up



handling sub '3-1/2" EUE Box up

-

-

T Sandstone

10,036' MD - 10,044' MD @ 5 spf.

10,053' MD - 10,072' MD @ 5 spf.

4-½'' Cañones + Propelente / SLB.

February 27, 2017

U Sandstone

9844' MD - 9856' MD @ 5 spf.

9868' MD - 9882' MD @ 5 spf.

M2 Sandstone9,642' MD - 9,656' MD @ 5 spf.

SQUEEZED

89

7.3.5 Mira 2

WELL NAME : MIRA 2LOCATION : PENA BLANCADATE: 04/05/2015

WELL HEAD INFORMATIONA SECTION : 13 5/8" x 3K psi, R57 x 13 3/8" SLICK LOCK - VPB SECTION : 13 5/8" x 5K psi, BX160 x 13 5/8" x 3K - VPC SECTION : 3 1/2" x 5K psi, BX160 x 13 5/8" x 5K - VP

MATERIALES USED:(293) PROTECTORES HYDRAHEAD 3 ½"" cable con 1 capilar(293) MID JOINTS HYDRAHEAD DE 3 ½"" cable con 1 capilar(21) BANDAS EN EQUIPO 3/4"(19) BANDAS EN TUBERIA 3/4"

CONECTOR (SURFCO)Upper SCORPION S/N:EC 2015 138Lower SCORPION S/N:EC 2015 138

2.75" BLANKING PLUG PUMPTOOLS (INSTALADO)

1,36

3,76

(6) BY-PASS TBG: 2-7/8" PT-X , OD=2.875", ID=2.441" (Drift 2.347") 87,5614,5914,61

14,5914,614,5814,59

RE-ENTRY GUIDE: 2-7/8" PT-X BOX , OD=3.5", ID=2.441". 0,84

3.375 2-1/8" FIRING HEAD PULLING TOOL3.375 CROSSOVER API- 3-3/8" ACMEX 2-3/8" EUE3.375 3-3/8" HYDRAULIC FIRING HEAD WITH TIME DELAY & TENSILE BAR+ PERFORATED BJOINT3.375 BALISTI CONECTOR- TOP SUB4.500 BALISTI CONECTOR- FIRING HEAD ADAPTER

4.500 8076 FT BLANK GUN CARRIER4.500 6 FT CARGADOS CAÑON DE 4 1/2" OD 5TPP 60 GRADOS FASE PROPELENTE EN EL INT-10940-10946

5.750'' HYRDRAULIC BOTTOM GUN ANCHOR.


TD=10335' MD & 9255' TVD.

PROFUNDIDAD LIMPIADA @ 11091' MD

10959'-10971' ( 12' )

5.500 CROSSOVER API- CENTRALIZER

4.500 BALISTIC CONECTOR CENTRALIZER FIRING HEAD ADAPTER CROSSOVER API

4.500 8 FT BLANK GUN CARRIER4.500 12 FT CARGADOS CAÑON DE 4 1/2" OD 5 TPP 60 GRADOS FASE

10945'- 10951' ( 6' )

ARENA "T"

TOL 7" @ 10263'

DUMMY NECK: 2-3/8" EUE PIN UP , OD=5-25''

COLA BY PASS: 2-7/8" BY PASS (8.32')

RE-ENTRY GUIDE: 2-7/8" PT-X BOX , OD=3.5", ID=2.441".

MOTOR: S/N:1CN6D01877, P/N:100676047, SERIE 456, DESCRIPCION , RA-S-RLOY,, AS,AFL,-GRB-MAX, 120 HP, 2192 VOLT, 35 AMP.

SENSOR PHOENIX: S/N:S113XK15N07894, P/N:100676047, SERIES 450, DESCRIPION XT150, TYPE 1 (REPARADO)

PROTECTOR SUPERIOR: S/N: 3TN6D01843, P/N:101299855, SERIE 400, DESCRIPCION BPBSL-LT-RLOY-AFL MAXIMUS.

PROTECTOR INFERIOR: S/N:TN6D01844, P/N:101299851, SERIE 400/456, DESCRIPCION BPBSL-LT-RLOY-AFL MAXIMUS.

BOMBA SUPERIOR: S/N:2FN6D01712, P/N:101295373, SERIE 400, TYPO D1050N ,83 STG, DESCRIPCION 66CRCT-AFL-INC-ES-ZZ-RLOY.

BOMBA INFERIOR: S/N:2FN6D01671, P/N:101295455, SERIE 400, TYPO D1050N ,126 STG, DESCRIPCION 66CRCT-AFL-INC-ES-ZZ-RLOY.

SEPARADOR DE GAS VGSA: S/N:4BN6D01845, P/N:2003133, SERIE 400, DESCRIPCION VGSA-D20-60-RLOY-ES -HD.

HEAD BOLT ON DISCHARGE PMP: P/N:1291772, SERIE 400, DESCRIPCION 3-½" EUE BOX.

PHOENIX DISCHARGE : P/N:100144521, SERIE 400 DESCRIPCION SUB 400.

PUM SUB: 3-½" VAM TOP PIN x 3-½" EUE PIN , OD=3.5", ID=2.992".TELESWIVEL 20" STROKE: 3.30" STUB ACME BOX x 2-7/8" PT-X PIN , OD=3.5", ID=2.441"

2.75" BY-PASS NIPPLE: 3.30" STUB ACME PIN x 3.30" STUB ACME PIN , OD=3.5", ID=2.75".

HANDING SUB: 3-½" EUE BOX , OD=4.25", ID=2.992"

9-5/8" Y-BLOCK TOOL: 3-½" VAM TOP BOX X 3.3" STUB ACME X 3-½" VAM TOP BOX,OD=8.25", ID=2.992"

NO-GO NIPLE "R": 3-½" EUE X 2.81" CON STD-VALVE INSTALADO.

321 JUNTAS TUBERIA DE PRODUCCION: 3-½" EUE , 9.3 # , 9.3 #, 8 RD, N-1 CLASE ''A'' CHINA , L-80 , OD=4.5", ID=2.992"

Reda lead cable#4 AWG CAP 3/8" X 1.

TBG. HANGER: VALVULA DEL PACIFICO 11" x 3-½" EUE, 3K/5K psi

EMR = 36.8'

PESO DE LA SARTA:SACANDO 110 KLBS.BAJANDO 77 KLBS.

.

90

7.4 ANEXO IV. DISEÑO DE FLUIDO DE CONTROL CON

FORMIATO DE SODIO PARA LOS POZOS DE ORION.

Información del Core

Cose usado de arena Basal Tena del pozo ENO 4, de acuerdo a las siguientes características:

Fluido de Completación usado Formiato de Sodio 8.37 ppg

El fluido de terminación usado es el siguiente:

Fresh Water QSP

Sodium Formate Organic Salt 5.0 ppb

EGMBE Mutual Solvent 0.26% V/V

SAFE BREAK 611 Emulsion Preventer 0.26% V/V

KLA-CURE Clay Inhibitor 0.26% V/V

CARBOSAN 1516 Bactericide 0.06% V/V

Agua de Formación Sintética usada

Se diseño el agua de formación sintética de acuerdo a la composición del agua de

formación de la arena Basal tena.

escuela politÉcnica nacional -...

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