informe analisis caida de productividad urdaneta lago 29-10-10
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ANÁLISIS DE CAÍDA DE PRODUCTIVIDAD 2006 - 2010
YACIMIENTO URD-01 / DISTRITO LAGO NORTE
Elaborado por:
Ing. Milagros EscalonaIng. Yusbelys Gómez
Ing. Eddy Bracho
Revisado por:Marisol Lameda. Líder de yacimientos UL
Edwin Faría. Ing. Mayor de yacimientos UL
- Octubre de 2010 –
Exploración y Producción
RESUMEN DEL ANÁLISIS
El campo Urdaneta Oeste se encuentra ubicado en la parte Noroeste de la cuenca del Lago de Maracaibo, inicia su explotación en el año 1952 a través de la perforación del pozo UD-1, es una de las áreas de gran desarrollo desde el punto de vista técnico y estratégico para la corporación. Tiene hasta la fecha como potencial de explotación, el yacimiento Urdaneta-01 (crudo de 12° API) y los yacimientos cretácicos (crudo 21-36° API) Posee POES de 12.172 MMBLS, reservas recuperables de 1.436,4 MMBLS, reservas remanentes de 863,2 MMBLS, producción acumulada de 573,2 MMBls y una presión inicial de 3500 lpc. La explotación del Campo Urdaneta Oeste inicia su explotación masiva en el año 1982 con el yacimiento Urdaneta-01 el cual se divide en seis (6) bloques separados por fallas sellantes que difieren entre si en cuanto a su comportamiento de presión /producción con presiones actuales entre 900-3700 Lpc y una presión de burbuja de 650 LPC lo que indica que es un yacimiento subsaturado con mecanismo principal de producción “Expansión Roca-Fluido”. La producción proviene principalmente de las areniscas masivas de la Formación Misoa de Edad Eoceno, operacionalmente se les denomina miembro BX-S/D, como objetivo secundario se tiene la Formación Icotea de Edad oligoceno y se ha comprobado comunicación entre ambas unidades, razón por la cual se considera un solo yacimiento. La actividad Cretácica se inició en 1962, con la perforación del pozo UD-71, sin resultados positivos. En 1975 se perforó el pozo UD 103, respondiendo con 2400 BNPD, marcando el descubrimiento del yacimiento Cretáceo 17. El crudo mediano de 21-36° API lo produce a través de la explotación de 35 yacimientos naturalmente fracturados correspondientes a las formaciones del Grupo Cogollo: Maraca, Lisure y Apon, y las areniscas de la formación Río Negro, la presión promedio actual de estos pozos se encuentra en 6700 LPC @ 16400’. El campo Urdaneta posee 4 tipos de completacion: Pozos hoyo desnudo, pozos hoyo revestido, pozos inclinados y redrilles, algunos pozos producen en flujo natural y en su mayoría se utilizan los métodos de levantamiento artificial por gas, bombeo electrosumergible y bombeo de cavidad progresiva (BCP). Actualmente existen 373 (Cat. No. 1 y 2) pozos activos, 123 pozos inactivos (Cat. No. 3). En el yacimiento Urdaneta-01 se esta revisando el modelo sedimentológico (Fase II) para culminar los modelos Estático y Dinámico y aplicar un proyecto de recuperación mejorada que incremente el factor de Recobro en los bloques más repletados del yacimiento (Bloques I, II y III). Desde el año 1998 hasta el 2010 se han perforado un total de 123 pozos donde se ha observado que la generación no compensa la declinación debido al aumento del corte de agua (2001-2005) y al aumento de hurtos y sabotajes en el campo (2006-2010). Para los próximos 5 años se tiene la reanudación de la actividad de Perforación (Vertical e Inclinada) y reparación en el período 2011-2015 incorporando actividad de perforación en la franja costanera, prueba piloto de inyección alterna de vapor y continuar aplicando tecnologías (Inyección de resinas, Geles y cemento microfino).
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La causa principal y de mayor impacto de Urdaneta en los últimos 5 años es el corte y hurto de cable submarino representando el 60%, que se ha venido incrementando desde el 2005 de 1.7 MBND hasta 22,7 MBND para el 2010. Y se han implementados diversas estrategias, esta ultima la mas efectiva como es el reemplazo de cable submarino de 5 KV, 0.6 KV Y 15 KV, y cable de superficie 500 MCM de cobre por aleación de aluminio.
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ÍNDICE GENERAL
1. BREVE HISTORIA DEL CAMPO DESDE SU DESCUBRIMIENTO
2. DESCRIPCIÓN GEOLÓGICA DEL ÁREA
3. DESCRIPCIÓN DE LOS YACIMIENTOS QUE CONFORMAN EL
CAMPO
a. Análisis de presiones
b. Análisis de fluidos
c. Mecanismos de producción
4. DESCRIPCIÓN DE LOS POZOS
a. Número de pozos perforados
b. Número de pozos activos/inactivos
5. DESCRIPCIÓN DE LOS MECANISMOS DE LEVANTAMIENTO DE
FLUIDOS
6. DESCRIPCIÓN DE LAS INSTALACIONES DE SUPERFICIE
ASOCIADAS AL CAMPO
7. ANÁLISIS HISTÓRICO DE LA PRODUCCIÓN DEL CAMPO
8. FACTORES Y CAUSAS QUE HAN AFECTADO LA PRODUCCIÓN
DEL CAMPO
9. PLANES DE PRODUCCIÓN PARA LOS PRÓXIMOS 5 AÑOS
10. PLAN DE ACCIONES QUE APALANQUEN LA PRODUCCIÓN DEL
CAMPO
11. CONCLUSIONES
12. ANEXOS
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1. BREVE HISTORIA DEL CAMPO DESDE SU
DESCUBRIMIENTO
El campo Urdaneta Oeste fue descubierto con la perforación del pozo UD-01
en el año de 1952, pero fue a partir de 1982 cuando se inicio su explotación
masiva. Hoy en día, es una de las áreas de gran desarrollo desde el punto de
vista técnico y estratégico para la corporación. Tiene hasta la fecha como
potencial de explotación, el yacimiento Urdaneta-01 (crudo de 12° API) y los
yacimientos cretácicos (crudo 28° API).
El yacimiento Urdaneta-01 se encuentra ubicado en la zona Oeste del Lago de
Maracaibo (Campo Urdaneta Oeste adyacente a las áreas de Ambrosio y
Urdaneta Este. Ver Figura N° 1.1). Los límites que lo configuran indican que
tiene una extensión aproximada Norte-Sur de 19 Km. y Este-Oeste de 6 Km. y
un volumen de 8,9MM de acres-pie. Posee POES de 12.172 MMBLS, reservas
recuperables de 1436.4 MMBLS, reservas remanentes de 863.210 MMBLS,
producción acumulada de 573.151 MMBls, relación producción reservas de 1.3
y recobro de 11.8 %. Actualmente en este yacimiento existen 330 (Cat. 1 y 2)
pozos activos, 177 pozos inactivos con un crudo de 12° API y porosidades de
20-32 % y permeabilidades de 200-1100 mD.
Figura # 1.1. Ubicación yacimiento URD-01 U.P. Urdaneta Lago
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En el Estudio Integrado realizado a este yacimiento (Intevep, 1998/1999) y
mediante la interacción de diferentes disciplinas tales como: geofísica, geología,
Petrofísica, ingeniería de yacimientos, ingeniería de perforación y producción se
logró caracterizar el yacimiento definiendo un nuevo modelo geológico
conformado por seis Bloques estática y dinámicamente diferenciables. (Figura #
1.2)
Figura # 1.2 Ubicación y división por bloques del yacimiento Urdaneta-01
EL estudio geofísico y las correlaciones geológicas permitieron describir un
sistema de fallas primarias de orientación ESTE-OESTE, con un salto promedio
de 150 pies y se consideró que podrían ser sellantes para el Bloque I, por lo
que se recomendó realizar pruebas de interferencia al resto de los Bloques para
determinar si eran sellantes o no. Los mismos se caracterizan por tener un
mecanismo de producción por expansión roca- fluidos.
El Yacimiento Urdaneta-01 se encuentra produciendo oficialmente de las
arenas del Oligoceno (Formación Icotea) y Eoceno (Formación Misoa - Miembro
BX-S/D), situadas supra e infrayacentes a la discordancia del Eoceno. Se ha
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comprobado comunicación entre ambas unidades, razón por la cual se
considera un solo yacimiento.
Las propiedades de las rocas que controlan la capacidad de producción de los
yacimientos son la porosidad, la permeabilidad y la capilaridad. Estas son
características intrínsecas y sólo cambian si la matriz es alterada. El análisis de
las tendencias de la relación entre porosidad y permeabilidad, es importante
para entender el comportamiento de los yacimientos, no sólo como
almacenadores (porosidad) y facilitadores del flujo de hidrocarburos
(permeabilidad), sino desde el punto de vista de las alteraciones que sufren
estas propiedades durante los procesos de perforación, completación y
estimulación a lo largo de la vida productiva de los pozos.
En la Formación Icotea, se puede apreciar una clara y directa relación entre la
porosidad y la permeabilidad, con valores de porosidad entre 20-24% y de
permeabilidades entre 50-400 mD. En cuanto al comportamiento areal de estas
tendencias se observa mejor espesor y por ende mejores propiedades en la
zona sur del yacimiento, específicamente en bloque VI.
En la Formación Misoa, los valores de porosidad y permeabilidad se ubican
dentro de una tendencia uniforme. La porosidad se encuentra entre 25% - 32%.
y la permeabilidad se encuentra entre 350-1100 mD. Dicha Formación posee
mayor espesor hacia el área Norte del yacimiento, sin embargo en el área Sur
se mantienen los valores de propiedades petrofísicas.
Con respecto al modo de completar los pozos en Urdaneta, existen varios tipos
de completación como lo son: Hoyo Desnudo, Hoyo revestido e Inclinados. Al
momento de cañonear los pozos hoyo revestido las arenas de interés se abrían
a producción bien sea mediante cañoneo tipo TCP con cañón de 3 3/8” a seis
tiros por pie ó con cañones de 2 1/8” bajados con guaya con densidades de
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cañoneo que van desde cuatro a seis huecos por pie. Actualmente, se cañonea
con TCP BigHole con cañón de 4 ½” a 60° Fase variante dependiendo de las
características presentes en el yacimiento. El control de arena se realiza a
través del forzamiento de arena-petróleo y empaque de grava interno con
rejillas preempacadas de 3-1/2” en el caso de los pozos hoyo desnudo y tubos
ranurados en el caso de los pozos hoyo revestido, este último tipo de
completación es el implementado actualmente en pozos verticales ya que se
tiene la flexibilidad de completar las zonas de interés controlando la producción
de agua mediante el cañoneo selectivo. Para lo anteriormente expuesto se
requiere un análisis preciso de los registros de producción del yacimiento.
La presión de burbujeo según análisis PVT realizado a las muestras del pozo
UD-342 es de 650 Lppc, la cual se utilizó para el análisis de todos los bloques.
El yacimiento se encuentra actualmente siendo el principal mecanismo de
producción la expansión roca-fluido.
En el campo Urdaneta se utilizan los métodos de levantamiento artificial por
gas, bombeo electrosumergible y bombeo de cavidad progresiva (BCP), lo que
permite mantener tazas de producción entre 60 y 250 BNPD para pozos por
LAG y BCP y entre 300-1000 BNPD para pozos por BES, con presiones de
fondo fluyente mayores a 800 lpc para el caso de pozos con BES y entre 900 y
1100 Lpc para pozos en Gas Lift.
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La U. E. Urdaneta Lago también produce crudo mediano-liviano de 21-36° API
a través de la explotación de 35 yacimientos naturalmente fracturados (Ver
figura No. 1.3) correspondientes a las Formaciones del Grupo Cogollo: Maraca,
Lisure y Apon, y las areniscas de la Formación Río Negro, cabe destacar que
29 de estos yacimientos fueron recibidos de empresas mixtas recientemente.
Figura # 1.3. Yacimientos cretácicos
La composición mineralógica de los yacimientos esta conformada por
carbonatos y de acuerdo a las anisotropías del campo se presentan las
siguientes propiedades petrofísicas: permeabilidades que varían en un rango
promedio de 0.001 a 0.01 mD (matriz) y porosidades de 1 - 6% a lo largo del
Grupo Cogollo y la Formación Río Negro.
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La actividad Cretácica en el Campo Urdaneta Oeste se inicio en 1962, con la
perforación del pozo UD-71, sin resultados positivos. En 1975 se perforó el
pozo UD 103, respondiendo con 2400 BNPD, marcando el descubrimiento del
yacimiento Cretáceo 17.
Posteriormente fueron descubiertos los yacimientos Cretáceo 21, Cretáceo 23,
Cretáceo 26, Cretáceo 32 y Cretáceo 35, por medio de la perforación de los
pozos UD 132, UD 117, UD 121, UD 144 y UD 152 respectivamente, los cuales
fueron cerrados en 1981, por no poder manejar la producción de H2S.
En el 2001 se reactiva la producción, alcanzando el máximo potencial en el
2002 con 8800 BPPD, manteniendo una declinación anual de 16%.
En el año 2006 un equipo multidisciplinario (DY-EI) realizó una evaluación
exhaustiva del área resultando como prospectivas las localizaciones UD-CF-44-
C7A1 (Desarrollo) y UD-CB-38-R11A1 (Avanzada). En el 2007, luego de 27
años, se reinicia la actividad con la perforación del pozo UD 791, alcanzando
una producción máxima de 3200 BPPD estabilizándose en 2600 BPPD con
reductor de 3/4” en flujo natural. En este pozo se tomaron 566’ de núcleo de
las Formaciones Apon, Río Negro y Basamento, arrojando porosidades
promedios de 1-3% y permeabilidades promedios de 0.01 mD, con la finalidad
de caracterizar el Cretáceo en Urdaneta y optimar el plan de explotación. Se
realizó la toma de presiones con la herramienta MDT-Dual Packer en las
Formaciones Apon, Lisure y La Luna. Es importante resaltar que es la primera
experiencia de toma de presiones de formación con la herramienta antes
mencionada en formaciones cretácicas en Venezuela. En el año 2007 se
perforó el pozo UD-798 a una profundidad de 16490’ el cual fue susupendido
por colapso en el revestidor. La presión promedio actual de estos pozos se
encuentra en 6700 LPC @ 16400’.
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El POES oficial de los 35 yacimientos de la U.P. Urdaneta Lago se estima en
2.658,844 MMBls de Crudo con un factor de Recobro que oscila entre 6 y 26%
resultando unas reservas remanentes de 84,38 MMBls y una producción
acumulada de 31,446 MMBls.
2. DESCRIPCIÓN GEOLÓGICA DEL ÁREA
2.1 UBICACIÓN GEOGRÁFICA DEL CAMPO URDANETA OESTE
El Campo Urdaneta Oeste se encuentra ubicado en la parte Noroeste de la
cuenca del Lago de Maracaibo y al Sur de la ciudad de Maracaibo, en el área
Urdaneta Oeste, limitando al Oeste con la línea de costa, al Este con el área de
Ambrosio y al Sur con convenio Perla, los límites que lo configuran indican que
tiene una extensión aproximadamente Norte-Sur de 19 Km. y Este-Oeste de 6
Km. (Ver Figura # 2.1)
Figura # 2.1 Ubicación del Campo Urdaneta Oeste
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2.2 HISTORIA GEOLÓGICA DEL PROCESO SEDIMENTARIO DE LA
CUENCA DE MARACAIBO
La Cuenca de Maracaibo ( Ver Figura # 2.2) se encuentra enmarcada dentro de
tres alineaciones orogénicas mayores: La Sierra de Perijá al Oeste, Los Andes
de Mérida al Sureste y la Serranía de Trujillo al Este; el marco se completa con
tres zonas de fallas principales que limitan dicha cuenca; son ellas: el sistema
de la Falla de Oca hacia el Norte, que aparentemente separa la Cuenca de
Maracaibo de la del Golfo de Venezuela; la Falla de Santa Marta al Oeste y
la Falla de Bocono al Sureste.
Figura # 2.2 Cuencas Petrolíferas De Venezuela, Ubicación Geográfica De La Cuenca De
Maracaibo. (Tomado del Schlumberger Wec, 1997)
Otros elementos de importancia, son los anticlinorios de Falcón hacia el
noreste, la Falla de Valera al este, la Falla del Tigre al noroeste y las Fallas que
se ubican dentro de la cuenca de Maracaibo, siendo las más importantes la
Falla Lama- Icotea y la Falla de Urdaneta.
La Cuenca de Maracaibo estuvo sometida a sedimentación continua en
ambientes marinos de plataforma durante todo el Cretáceo. Durante el
Paleoceno, la sedimentación tuvo lugar en ambientes parálicos, terminando el
ciclo con pulsos tectónicos. Posteriormente, tuvo lugar un período de erosión de
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carácter regional, iniciándose el desarrollo de una cuenca subsidente hacia el
noreste, la cual alcanzó espesores de depósitos Eocenos superiores a los 4200
m. Seguidamente, debido a intensos movimientos tectónicos del Eoceno medio
y superior, la cuenca sufrió una inversión y la parte norte de la misma sufrió
fuerte erosión.
La evolución de la Cuenca de Maracaibo ha sido bastante compleja a lo largo
del tiempo geológico, debido a una serie de transgresiones y regresiones
marinas, las que han producido la sedimentación, tanto de rocas madres
generadoras de hidrocarburos como de yacimientos adecuados para
almacenarlos, y como resultados de varios periodos de origen tectónico que
produjeron las trampas adecuadas para retenerlos hasta los momentos actuales
(González de Juana, et al 1980).
2.3 CONFIGURACIÓN ESTRATIGRÁFICA DEL CAMPO URDANETA OESTE
La secuencia estratigráfica presente en el área de estudio, es también una
muestra de la estratigrafía general en el nor - occidente de Venezuela y muy
especialmente en la llamada plataforma de Maracaibo. En los pozos perforados
se detectaron edades jurásicas de sedimentación molásica representada por la
Formación La Quinta, encima de la cual se depositó la secuencia cretácica
(aparentemente solo interrumpida por cambios del nivel del mar).
La sección estratigráfica del área del Campo Urdaneta se inicia en el Cretácico
con las areniscas de Río Negro, esta Formación tiene poco espesor al norte y
este, mientras que aumenta hacia el oeste. Está constituida en su base por
areniscas transgresivas, a veces conglomeráticas, de ambiente marino costero,
que pasan a una secuencia de limolitas y lutitas calcáreas de ambiente de
laguna costanera, con intercalaciones de lutitas fosilíferas hacia el tope de la
formación. Suprayacente y transicional continua la Formación Apón y las otras
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formaciones de carbonatos (Lisure y Maraca) del Grupo Cogollo. Las calizas de
La Luna y las lutitas de Colón y Mito Juan completan la sección cretácica.
Lutitas, areniscas, calizas y carbones paleocenos de las formaciones Guasare y
Marcelina se encuentran suprayacentes. Sobre esta serie, yace una sección de
lutitas y areniscas eocenas pertenecientes a la Formación Misoa.
La Formación Icotea, de arenas del Oligoceno, cuyo espesor varía
gradualmente desde el Sur hasta el norte yace discordantemente sobre el
Eoceno, Icotea es infrayacente y concordante con sedimentos del Mioceno
como son los sedimentos de la Formación La Rosa y la Formación Lagunillas
(L.V.E, 1997) (Figura 2.3)
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CRONOESTRATIGRAFIA
ERA PERIODO EPOCA
UNIDADES LITOESTRATIGRÁFICAS
CICLOS OROGÉNICOS
MTOTECTÓNICO
MEGA-SECUENCIA
AMBIENTESSEDIMENTARIOS
Fm. Misoa /Arenas BX/SD
Fm. Icotea
Fm. Marcelina
Fm. Guasare
Fm. La Rosa“ARENA-A”
“ARENA-B”
Fm. Lagunillas
Fm. Río Negro
Grupo Cogollo
Fm. La Luna
Fm. Maraca Fm. LisureFm. Apon
Fm. Colon
Fm. Mito JuanMESOZOICO
CENOZOICO
BASAMENTO
Mbo. BacahqueroMbo. LagunaMbo. Laguna inf.
OROGÉNESIS DE LA
CORDILLERA DE LOS ANDES Y DEL CARIBE
OROGÉNESIS DEL
CARIBE
1
2
3
4
Margen pasivoSubsidenciaAlto de MéridaPROFUNDIZACIÓNPERIODOPRE-OCEANICO
Y SEDIMENTACIÓN
PERIODO DE SEDIMENTACIÓN DE PLATAFORMA
FACIES DELTAICA
DE PLATAFORMA
TURBIDITICA
FACIES DELTAICA
PLATAFORMA
DE PLATAFORMA
FACIES PROFUNDIDAD MARINASFACIES DE MAR ABIERTOFACIES DE PLATAFORMA TRANSGRESION MARINA
HUNDIMIENTO E INCLINACIÓN REGIONALREJUVENECIMIENTO
FACIES EOLICAS
SEDIMENTACIONCONTINENTAL
FACIES DELTAICA
PLEGAMIENTO
SOBRECORRIMIENTO
FALLASTRANSCURRENTE
JURASICO
CRETACICO
PALEOGENO
NEOGENO
MIOCENO
OLIGOCENO
EOCENO
PALEOCENO
TRANSGRESION
PERIODO DE
SUBSIDENCIA
Figura # 2.3 Columna Estratigráfica del Campo Urdaneta Oeste
2.4 DESCRIPCIÓN DEL YACIMIENTO URD-01
Para el año (1998/99 Intevep), Estudios Integrados mediante la interacción de
diferentes disciplinas tales como: geofísica, geología, petrofísica, ingeniería de
yacimientos, ingeniería de perforación y producción logró caracterizar el
yacimiento definiendo un nuevo Modelo Geológico conformado por seis bloques
estática y dinámicamente diferenciables a lo largo de toda el área URD-01, la
identificación de zonas prospectivas en términos de áreas y puntos de drenaje
en aquellas zonas donde se detecten arenas de facies favorables de espesores
atractivos(canales), con suficientes continuidad y con buena calidad de arena.
Oficialmente el Yacimiento URD-01 se encuentra produciendo en las arenas del
Oligoceno (Formación Icotea), y Eoceno (Formación Misoa – Miembro BX-S/D),
y se ha comprobado que existe cierto grado de comunicación vertical entre
ambas unidades, razón por la cual se le considera un solo yacimiento (Intevep -
1998).
2.4.1 Descripción de las unidades estratigráficas del yacimiento URD-01.
Formación: Icotea.
Edad: Oligoceno.
Descripción:
A finales del Eoceno Superior e inicio del Oligoceno, ocurrió la inversión del
gradiente de la cuenca eocena, la dirección NE que prevaleció en la
sedimentación antecedente ahora cambia a la dirección Sur- Suroeste,
característica del post-eoceno, periodo de gran importancia en la evolución de
la cuenca petrolífera.
Los sedimentos oligocenos se caracterizan, en general, por haberse depositado
sobre formaciones previamente erosionadas. En las partes deprimidas de la
penillanura post-eocena se produce la sedimentación esporádica de la
Formación Icotea.
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La Formación Icotea consiste en limolítas y arcilítas duras, macizas blancas a
gris claro, ocasionalmente carbonácea y moteadas de verde claro, amarillo y
marrón rojizo. Son frecuentes esferulítas de siderita, capas ocasionales de
lutitas y areniscas verdosas a gris.
Está compuesta por arenas y lutitas moteadas, principalmente de ambiente no
marino. Algunos autores atribuyen a la Formación Icotea un origen eólico con
sedimentación subsiguiente en pantanos y lagunas. La ausencia de fósiles y la
poca información disponible sobre estudio de niveles, dificulta la identificación
del paleoambiente bajo el cual se depositó la formación (L.E.V., 1997)
Formación: Misoa.
Edad: Eoceno.
Descripción:
Durante el Eoceno comienza a formarse un gran sistema deltaico en la Cuenca
de Maracaibo, la sedimentación durante este ciclo es predominantemente fluvial
hacia el Suroeste, depositándose la Formación Mirador. Hacia el Centro y
Noreste de la cuenca, los ambientes pasan transicionalmente a un plano
deltaico donde se desarrollan los canales distributarios, barras de
desembocaduras, bahías, depósitos de frentes deltáicos y prodelta de la
Formación Misoa.
La Formación Misoa se define como una sección de areniscas cuarcíticas de
color gris claro en capas compuestas potentes, con intercalaciones de lutitas
laminadas, micáceas y carbonosas. Las areniscas de esta formación,
constituyen los yacimientos de petróleo más importantes de la Cuenca del Lago
de Maracaibo Las características de los sedimentos de la Formación Misoa,
dependen de su posición en la cuenca, del ambiente de sedimentación, de la
distancia entre ellos y de la fuente de los mismos.
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La Formación Misoa es un intervalo rico en arena pero altamente heterogéneo,
esta heterogeneidad compleja se debe principalmente a los cambios de facies
verticales y laterales. Generalmente, la arenisca de la Formación Icotea del
Oligoceno es una superficie erosional mayor a la Discordancia Eoceno, se
engruesa gradualmente hacia el suroeste a través del campo.
2.5 ESTRATIGRAFÍA Y SEDIMENTOLOGÍA DEL YACIMIENTPO URD-01
Estudios realizados por la STA demuestran que aproximadamente la mitad de
la parte más alta de las arenas de Misoa contiene los principales yacimientos
del campo, mientras que la Misoa “C” no esta produciendo actualmente, en la
interpretación existente de INTEVEP esta subdividido a través de cuatros áreas
estratigráficas donde cada una tiene una nomenclatura estratigráfica única con
respecto a los nombres en los topes y las capas, es por ello que el equipo de
PDVSA – STA está considerando una nueva nomenclatura estratigráfica para la
Misoa B, basado en la filosofía listado abajo, siguiendo una revisión de las
interpretaciones existentes de PDVSA e INTEVEP y las empresas EAS, Grupo
Estex, entre otras.
Discordancia Eoceno:
B3.3 (tope de la capa B3.3)
B3.2 (tope de la capa B3.2)
B3.1 (tope de la capa B3.1)
B4.4 (tope de la capa B4.4)
B4.3 (tope de la capa B4.3)
B4.2 (tope de la capa B4.2)
B4.1 (tope de la capa B4.1)
B5.4 (tope de la capa B5.4)
B5.3 (tope de la capa B5.3)
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Según interpretación de INTEVEP (1998-99), muestra que la formación Icotea
sobrepone progresivamente la inconformidad y se adelgaza hacia el noreste,
donde se localizan areniscas basales directamente sobre la Discordancia del
Eoceno, estas arenas son gruesas en la parte suroeste al final del campo y
aparentemente se adelgazan discordante y están ausentes en la parte norte
del final del campo y que Misoa se encuentra truncada hacia el extremo sureste
del campo. El equipo de PDVSA – STA reviso estas relaciones y concluyó que
la sobreposición de la formación Icotea está sostenida por los datos del núcleo
y las correlaciones de la sub – superficie y es probablemente correcto pero no
se descarta la revisión continua de análisis estratigráficos. (Figura 2.4)
Figura # 2.4 Columna Estratigráfica Yacimiento URD-01
18
La STA construyó un nuevo modelo estratigráfico de campo completo para el intervalo
B de Icotea - Misoa en la Fase IIIB. Este es un modelo único que se extiende a través
de la extensión del área completa del estudio. El concepto de INTEVEP de utilizar
cuatro modelos estratigráficos en el campo fue abandonado. Los picos de INTEVEP
probaron ser de uso limitado en la Fase IIIB.
Esto hizo necesario construir una interpretación a lo ancho del campo de los intervalos
de Icotea y de la Misoa B, mediante la integración de los datos de registro, sísmicos, de
núcleos y de facies. Adicionalmente, el estudio fue para incorporar aspectos de la
interpretación de un estudio anterior de INTEVEP, si fuera posible.
La Misoa B es un intervalo rico en arena pero altamente heterogéneo, como se puede
ver en la Figura 2.4, donde los registros de los dos pozos perforados, muy cerca el uno
del otro, (i.e. pozos gemelos) lucen muy diferentes. Esta heterogeneidad compleja se
debe principalmente a los cambios de facies verticales y laterales, y explica el gran
consumo de tiempo inherente al trabajo de correlación. Generalmente, la arenisca de
la Icotea del Oligoceno a una superficie erosional mayor, la Discordancia Eoceno, y se
engruesa gradualmente hacia el suroeste a través del campo. La Misoa B3 (el intervalo
más elevado, preservado localmente en la unidad de la Misoa B), a la inversa, se
adelgaza hacia el suroeste debido a la truncación erosional por debajo de la
Discordancia Eoceno.
Las correlaciones por encima de la Discordancia Eoceno fueron relativamente rectas.
Adicionalmente al pico de la Discordancia Eoceno, STA también interpretó la cima de
Icotea y la cima de La Rosa MFS (anteriormente mencionado por INTEVEP como el
Oligoceno MFS), en todos los pozos dentro del área de estudio. En general, las
interpretaciones de estas tres superficies fueron revisadas, pero no son
dramáticamente diferentes de las interpretaciones hechas por INTEVEP.
En contraste, las correlaciones estratigráficas dentro del intervalo de la Misoa B son
marcadamente diferentes de aquellas en el estudio de INTEVEP. El equipo geológico
de STA esencialmente reinterpretó la estratigrafía de la Misoa B a partir del suelo bajo
similar a un estudio típico estratigráfico integrado de la “Fase II”. El intento original del
componente estratigráfico de la Fase IIIB, según lo definido en el contrato, fue
simplemente refinar el modelo estratigráfico existente de la Misoa B mediante la unión
de las interpretaciones de las cuatro “áreas estratigráficas” de INTEVEP. Sin embargo,
esto probó ser imposible. STA comunmente encontró que las correlaciones de
INTEVEP están incompletas y son inconsistentes – especialmente entre los bloques de
las fallas mayores. Estos problemas y el esfuerzo requerido para proveer soluciones a
los problemas exceden grandemente las expectativas de STA.
Figura # 2.5 Sección transversal mostrando la heterogeneidad estratigráfica y la
variabilidad asociada en el carácter del registro. La heterogeneidad/variabilidad
que aquí se muestra ocurre entre los pozos gemelos UD-366 y UD-103.
Los problemas típicos con el modelo de correlación anterior de INTEVEP se aprecian
en la Figura 2.7 Ampliando las áreas de esta sección transversal, nótese la
inconsistencia de los picos a través de las áreas estratigráficas, y el cruzamiento de
picos en las Figura 2.6. Las interpretaciones actuales de STA de estas mismas
secciones transversales se aprecian en las Figura 2.6, demostrando que estos
problemas son resueltos en la interpretación coherente, consistente e integrada llevada
a cabo en este trabajo.
Figura # 2.6 Sección estratigráfica transversal norte a sur usando la interpretación de
INTEVEP, mostrando numerosos problemas que prohíben la incorporación de esta
interpretación dentro de un modelo de campo completo.
También se notó una discrepancia en el número de cimas seleccionadas por INTEVEP,
en cada una de las cuatro áreas estratigráficas y la STA diseñó una nueva
nomenclatura estratigráfica en la Fase IIIB, la cual está estrechamente ligada a la
nomenclatura que ha sido usada históricamente en la Cuenca de Maracaibo por
PDVSA, y que está también ligada a la nomenclatura de secuencia estratigráfica más
moderna del Grupo Estex. Las capas estratigráficas en la Misoa B en el área del
Campo Urdaneta y algunas otras partes de la Cuenca de Maracaibo han sido llamadas
históricamente, desde la cima hasta la base, B-2-X hasta B-8-X o B-9-X. En el campo
de Urdaneta es ampliamente aceptado que la B-2-X ha sido completamente
erosionada por debajo de la Disc. Eoceno. Por lo tanto, la B-3-X es el miembro más
nuevo de la Misoa B que ocurre en el campo.
La actual nomenclatura estratigráfica según lo define STA puede ser vista en la Figura
2.8. Los intervalos mayores de la Misoa B, desde la cima hasta la base, son
nombrados B3 hasta B8. La base de B8 se considera como la base de la Misoa B.
STA interpretó hasta 20 superficies (17 dentro del intervalo de la Misoa B, MFS La
Rosa, Icotea y Disc. Eoceno), en todos los pozos en el campo que tenían registros
Figura # 2.7 Interpretación estratigráfica de STA de la sección regional transversal #1.
utilizables. Muchos pozos no penetraron más profundo de la cima de B5.
Adicionalmente, 28 pozos no tenían curvas, y otros 11 se sospechaba que tenían
estudios de desviación. Las capas B3, B4 y B5, las cuales comprenden los intervalos
más productivos en la Misoa B en el campo, fueron entonces subdivididas en capas
adicionales como se muestra en la Figura 2.8
Se identifican tres límites de secuencia mayores que están asociados con el intervalo
de Misoa. Estos límites de secuencia se aprecian en la siguiente Figura 2.9
Figura # 2.8 Nomenclatura Estratigráfica Actual.
SB25: Este límite de secuencia se refiere a la discordancia, y ocurre en la cima de la
Formación Misoa.
SB42: Este límite de secuencia define la superficie B5.4. Este ocurre dentro de Misoa,
cerca de la base del principal intervalo productor.
SB44: Este límite de secuencia ocurre en el punto de contacto entre Misoa B y Misoa
C subyacente.
Una superficie mayor de inundación máxima (MFS) es identificada en el modelo
estratigráfico actual cerca de la cima del intervalo de La Rosa. Esta superficie ha sido
llamada MFS La Rosa. Esta superficie fue anteriormente conocida como MFS
Oligoceno.
Intervalos estratigráficos densos entre la Disc. Eoceno (SB25) y el B5.4 (SB42.5) son el
B3X y B4X de Misoa B. Estas capas y subcapas internas son definidas utilizando
conceptos de secuencia estratigráfica y conceptos de estratigrafía genética.
Algunas superficies coinciden con capas de cieno endurecido regionalmente extensa,
las cuales son probablemente superficies de máxima inundación.
Figura # 2.9 Limites de Secuencia. Unidades estratigráficas URD-01
2.5.1. CONTINUIDAD LATERAL.
La heterogeneidad del yacimiento se evidencia en las correlaciones geológicas, las
cuales muestran discontinuidades laterales en los lentes estratigráficos correlacionados
e incluso se observan importantes cambios de facies entre pozos distantes 300 m.
2.5.2. MARCO LUTÍTICO.
En el Yacimiento URD-01, se presenta una lutita con 5 a 30 pies de espesor
aproximadamente; fácil de correlacionar y observada en todo el yacimiento. A ésta
lutita se le conocía con el nombre de “Lutita guía” y permitía dividir informalmente a la
Formación Misoa en dos secciones: B-X-S/D Superior y B-X-S/D Inferior. Según la
última interpretación de la STA; 2001-02 en la mayoría de los pozos la misma coincide
con los llamados marcadores B4.5 y B4.4.
En la siguiente Figura 2.10 se muestra una sección estructural esquemática del
Yacimiento URD-01, donde se puede observar claramente la presencia de la llamada
“Lutita Guía”.
Figura # 2.10 Sección estructural. URD-01
2.5.32.5.3 NÚCLEOS. SEDIMENTOLOGÍA. AMBIENTES SEDIMENTARIOS.NÚCLEOS. SEDIMENTOLOGÍA. AMBIENTES SEDIMENTARIOS.
En el Yacimiento URD-01, se han cortado actualmente ocho (8) núcleos de los pozos:
UD-165, UD-199, UD-204, UD-313, UD-319, UD-552, UD-577 UD-588. Los ambientes
de sedimentación propuestos por núcleos corresponden a facies de frente deltaico
hacia el tope de la sección Eoceno e infrayacentes se presentan canales distributarios
y llanuras de marea. Hacia la parte inferior, facies de frente deltaico y canales
distributarios.El Yacimiento URD-01 básicamente esta constituido por areniscas
mayoritariamente de cuarzo, tal como se ha observado en todos los núcleos
analizados. La descripción petrográfica para la Formación Misoa indica areniscas cuyo
escogimiento de granos varía entre regular a moderado, su redondez en angulares y
sub - redondeados y su composición mineralógica muestra alto porcentaje de cuarzo
mono y policristalino, muy bajo porcentaje de feldespatos (microclino y plagioclasas); y
como minerales accesorios muscovita y glauconita. Igualmente la Formación Icotea
presenta alto porcentaje de cuarzo mono y policristalino, bajo porcentaje de arcillas y
de feldespatos y muy bajo porcentaje de siderita y dolomitas. La distribución de
litofacies en la Formación Misoa se resume en areniscas de grano fino a grueso y en
parte areniscas de grano fino a muy fino con intercalaciones de lutitas oscuras.
En la siguiente Figura 2.11 se pueden observar algunas características básicas del
Yacimiento URD-01.
Figura # 2.11 Características Básicas del Yacimiento URD-01
2.5.4 PROCESO DE SEDIMENTACIÓN
La Formación Misoa fue depositada principalmente por deltas dominados fluvialmente.
Esta interpretación fue basada primariamente en los estudios de núcleo de nueve
pozos dentro del Campo de Urdaneta, y es apoyada por las relaciones de facies y la
compleja heterogeneidad del yacimiento.
Este diagrama es una foto instantánea en tiempo, de un sistema delta, donde se debe
destacar la variabilidad vertical y lateral significativa que ocurre en este ambiente de
depósito; canal distributario, barra de desembocadura, arenas shoreface del delta
frontal y superior, las cuales son consideradas como las principales arenas productoras
en el Campo de Urdaneta.
Se cree que la formación Misoa en el Campo Urdaneta está compuesta de una serie de
secuencias deltáicas, dominadas fluvialmente amontonadas, producidas por múltiples
episodios de avance y retiro deltáico. Este modelo de depósito explica la naturaleza de
alta heterogeneidad de la formación Misoa.
Figura # 2.12 Diagrama de bloque del delta elongado de dominio fluvial
La porción superior de la Figura 2.13 muestra una variabilidad lateral significativa
dentro de un sólo depósito progradacional. La porción más baja de la figura muestra
cuatro secuencias delta, fluvialmente dominadas, amontonadas, las cuales aumentan la
heterogeneidad debido al amontonamiento, y explica los múltiples ciclos ricos en
arenas observados en muchos de los pozos.
2.6 LITOFACIES
En los procesos de descripción de núcleos se han identificado catorce clases de
litofacies.
A: Arena (i.e. arenisca).
Ac: Arena conglomeratica (i.e. arenisca conglomerada).
Aa: Arena arcillosa (i.e. arenisca arcillosa, con material arcilloso siendo mezclado
en vez de interlaminado).
AiL: Arena intercalada con Lutita: (i.e. arenisca intercalada con lutita).
All: Arena, laminaciones lutita (i.e. arenisca con laminaciones arcillosas).
Figura # 2.13 Muestra conceptual de patrones de tachuela resultando en un alto grado de heterogeneidad lateral y vertical
Allb: Arena, laminaciones lutita bioturbada (i.e. arenisca con laminaciones
arcillosas, bioturbada)
Acal: Arena calcaria (i.e. arenisca calcarea).
LO1: Laminaciones Ondulata (i.e. estratificación ondulada, con una composición de
arenisca <33%).
LO2: Laminaciones Ondulata (i.e. estratificación ondulada con una composición de
arenisca de 33-66%).
LO3: Laminaciones Ondulata (i.e. estratificación ondulada con una composición
de arenisca >66%)
LOG: Laminaciones Ondulata Gruesas (i.e. estratificación ondulada con capas de
arenisca generalmente más gruesas (en promedio de 1-2 pulgadas), y de más alta
calidad de yacimiento que las facies LO1, LO2 o LO3).
Le: Lenticular (i.e. estratificación lenticular).
LMcal: Limolita calcarea (i.e. limolita clacárea).
C: Caliza (i.e. caliza).
En el Trabajo realizado por las Ingeniero Ninoska Bonanni y Susana Hernández en la
Tesis “Caracterización Mineralógica Del Yacimiento URD-01, Campo Urdaneta Oeste”
(Mayo 2005), realizaron un análisis Sedimentológico el cual se baso en la revisión de
las litofacies establecidas para el yacimiento en anteriores estudios, con el fin de
asociar la nomenclatura de dichos análisis a la actual de PDVSA. Esto se logró a través
del estudio en detalle y la comparación de las características litológicas de cada
nomenclatura.
Establecieron una comparación entre características tales como: tamaño de grano,
escogimiento, estratificación, bioturbación, descripción de ambientes sedimentarios,
impregnación, entre otros; lo cual hizo posible realizar una nomenclatura unificada
ajustada al yacimiento tomando en cuenta el alto grado de heterogeneidad presente en
el mismo, consecuencia de un proceso de sedimentación complejo. En base a lo antes
expuesto se logró establecer 19 litofacies principales y 27 subfacies.
Al realizar la descripción y comparación de las facies presentes en el yacimiento, se
obtuvo que las litofacies predominantes son las que corresponden a areniscas de grano
fino con estructuras masivas, bien escogidas y contenidos de carbón denominadas
S2s, S2s/C; las litofacies que se asocian con areniscas de grano fino a medio
moderadamente escogidas con intercalaciones de arcilla y las que se ubican dentro de
las litofacies heterolíticas, que representan diferentes proporciones de arena y arcilla,
(Ha, Hl, Hm), donde estas últimas en la mayoría de los casos son las menos
productivas.
Para la mejor visualización de estas características se generaron perfiles para cada
pozo que permitan rápidamente establecer relaciones entre litofacies, GR, bioturbación,
escogimiento, ambiente de sedimentación, tamaño de grano, impregnación,
permeabilidad, porosidad, profundidad y resistividad.
A continuación se presenta un cuadro donde se describen las litofacies propuestas
ajustadas a la nomenclatura de PDVSA y sus características seguidos de los perfiles
anteriormente mencionados para cada pozo.
Tabla # 2.1. Facies Sedimentarias
FACIES SUB-FACIES
Porosidad (%)
Permeabilidad (mD) LITOLOGÍA ESTRUCTURAS Ambiente Asociado Muestras
L Lutitas grises a negras, ocasionalmente carbonadas. Escasas o ningunaintercalación
Lb Lo mismo que lo anterior, muy bioturbadas.
H Lutitas negras con intercalaciones frecuentes de arena ylimo.
Ha Litofacies heterolítico de predominio arenoso ensecciones de alternancia arena/arcilla.
Hb Igual que la anterior, muy bioturbadas.
Rizadurasasimetricas
aisladasmegarizaduras,
laminación flaser yondulada.
Hl Litofacies heterolítico con predominio lutitíco.
Hm Litofacies heterolíticas mixta. Alternancia arena/arcillaen proporciones similares.
S Arenisca de grano medio a grueso de moderado apobremente escogidas. Muy impregnada de petróleo.
Estratificacióncruzada
S1 34 a 14 13 a 2100 Arenisca de grano fino a medio, pobremente escogidas ycon intercalaciones arcillosas discontinuas. Barra/Canal Distributario
S1s 17 a 32 186 a 3420 Lo mismo que lo anterior. Estratificaciónmasiva
S2 9 a 30 14 a 1032 Areniscas de grano fino,bien escogidas. Frecuentesintercalaciones discontinuas de lutitas.
Rizadurasasimetricas aisladas
megarizaduras,laminación flaser y
ondulada.
Canal Distribuitario
S2s 18 a 34 63 a 1931 Lo mismo que lo anterior. Estratificaciónmasiva
Canal Distribuitario/FrenteDeltaico
S3 26 a 28 240 a 1066 Arenisca de grano medio, bien escogidas.Muy impregnadas de petróleo.
Estratificacióncruzada de bajo
ángulo.Megarizaduras
Barra de Meandro
S3b Lo mismo que lo anterior. Presentabioturbación
S3s Lo mismo que lo anterior. Estratificaciónmasiva
S11 18 a 30 7 a 2692Variedad de S1 con intercalaciones arcillosas menos
frecuentes.Leve impregnación de petróleo.
Igual a la S1 CanalDistribuitario/Abandonado
StLimolita de color pardo a gris oscuro, con algunas
laminaciones continuas y discontinuas de areniscas grismuy fina.
Bioturbaciónausente a común
Stb Lo mismo que lo anterior. Muy Bioturbadas
C Carbón Lígnito.
Ambientes de Depositación y Litofacies
Se plotearon los datos de porosidad y permeabilidad en relación a litofacies y
ambientes depositacionales presentes en cada muestra, para establecer la relación
existente entre las propiedades de flujo de la roca y los eventos depositacionales y post
- depositacionales.
En el ploteo de litofacies y ambientes de depositación se observó que las litofacies que
presentan los mejores valores de porosidad y permeabilidad son las denominadas S1,
S11, S2, con algunas combinaciones que denotan contenidos de carbón, bioturbación y
estructuras masivas, las cuales se depositaron en ambientes de Abanico de Rotura,
Llanura de Inundación, Dique Natural, Relleno de Canal y Canales Distributarios.
Igualmente se pudo visualizar litofacies menos productivas como lo son las
denominadas L, Hl, Ha, que corresponden a facies heterolíticas con proporciones
variables de lutita, depositadas en ambientes de Prodelta, Marismas y Pantanos
(FIGURA # 2.14 y FIGURA # 2.15 )
Figura # 2.14: Crossplot Porosidad – Permeabilidad - Litofacies
Figura # 2.15 Crossplot Permeabilidad – Porosidad – Ambientes Sedimentarios
Depofacies
Existen 14 depofacies identificadas a traves de nucleos, es importante anotar que estas
14 depofacies fueron escalando dentro de seis depofacies durante el ejercicio de
estampamiento de las facies.
DC: Canal Distributario
DCABD: Abandono del Canal Distributario
DMB: Barra de Desembocadura Distributaria
TSR: Filo de Arena de Marea
SHO: Shoreface
LSHO: Lower Shoreface
EC: Canal de Estuarina
BAYHD: Delta de Cabecera de Bahia
CS: Extensión de la Grieta
LEV: Dique
MSWMP: Pantano
SMS: Plataforma Marina Poco Profunda
ID: Bahía Interdistributaria
PALEOSOL: Paleosol
Las depofacies fueron interpretadas a través de los intervalos estratigráficos de Icotea
y Misoa. Las facies fueron interpretadas o “estampadas”, basadas en el carácter del
registro. Principalmente, rayos gamma y/o registros potenciales espontáneos .
Se ha determinado que seis depofacies, representan combinaciones y/o variaciones
de las 14 depofacies originales identificadas en el núcleo. Estas seis facies
representan un escalando de las 14 depofacies enumeradas en la sección anterior. Es
importante anotar que estas seis depofacies representan sólo facies ricas en arena.
Adicionalmente, estas facies ricas en arena incluyen sólo arenisca de calidad del
yacimiento.
Estas seis depofacies son las siguientes:
Canal de Estuarina
Canal Distributario
Shoreface Superior/Barra de Desembocadura Distributaria
Shoreface Inferior
Extensión de la Grieta / Relleno de Arena de Bahía / Canal de Abandono
Dique
2.7 MODELO SÍSMICO, ESTRUCTURAL Y LOCAL
2.7.1 Modelo Sísmico
El Yacimiento URD-01 es lo suficientemente complejo, por lo que estudios realizados
por la STA (Septiembre 2002) indican que este se beneficiaría significativamente de
una aproximación integrada que incluye la construcción de un modelo geológico 3D
detallado, ya que incluye un modelaje preciso de fallas, una mayor integración entre la
geología y la geofísica, el cálculo de volúmenes más precisos bajo los planos de las
fallas; el mismo modelo puede ser utilizado para mapeo, volumétricos, simulación y
planeación de pozos.
El primer paso en el proceso de interpretación sísmica 3D fue el de crear archivos de
animación de línea arbitraria, en orientaciones estructuralmente correctas. Esto
significa que éstas se encuentran a lo largo de direcciones longitudinales o
transversales, con respecto a la geometría de plegamiento. La línea y las direcciones
del trazado inherentes en el estudio 3D de URD-01 no están verdaderamente alineadas
con el eje longitudinal del pliegue. El observar la estructura en sus orientaciones
correctas permite que el intérprete obtenga:
Una mejor imagen de las verdaderas geometrías de las fallas.
Un mejor entendimiento de las relaciones genéticas entre las fallas.
Y obtener los verdaderos estilos de desplazamiento y magnitudes.
Este último punto particularmente crítico en los sistemas de deformación transpresional
como el del Lago Maracaibo, dado que el grado de desplazamiento vertical podría ser
muy menor a lo largo de una falla, la cual es actualmente muy importante. Se crearon
dos archivos diferentes de animación en SeisWorks, uno para cada una de las
orientaciones estructurales. Un buen ejemplo de la sección transversal se observa
abajo, en la Figura 2.16. Se puede ver fácilmente que la estructura de URD-01 es una
estructura anticlinal asimétrica, que se ha formado a lo largo del muro colgante de la
Falla Urdaneta Oeste, la cual es claramente la falla principal de este sistema, y hay una
serie de fallas subsidiarias que se han formado como respuesta a la deformación a lo
largo de la falla principal. Las fallas antitéticas forman una estructura positiva en flor –
un estilo estructural que es prevalente en ambientes como la Cuenca de Maracaibo.
Esta línea particular se encuentra en la parte del norte del campo.
Figura # 2.16 Línea sísmica transversal ilustrando el estilo estructural del anticlinal de Urdaneta-01 a
través del Bloque 1 de la Falla. (Tomado STA, 2002)
Aún cuando la Falla Urdaneta Oeste está perdiendo claramente el desplazamiento del
deslizamiento del buzamiento hacia el sur, es sin embargo aparente que la falla todavía
mantiene un grado pequeño de desplazamiento vertical. La identificación de este
desplazamiento es de crítica importancia en la planeación de un proyecto de simulación
del yacimiento, ya que la mayoría del desplazamiento a lo largo de la Falla Urdaneta
Oeste ocurre durante el período erosional de la Discordancia. Esto implica que los
lechos inmediatamente por debajo de la Discordancia podrían tener un desplazamiento
horizontal significativo, aún si la misma discordancia muestra un desplazamiento menor
o de cero.
La Figura 2.17, también muestra que los lechos en el deslizamiento hacia abajo o en el
lado del pie del muro de la Falla Urdaneta Oeste, claramente descienden dentro de la
falla. Se cree que esta geometría de corte forma una trampa potencial de la falla a lo
largo del lado oriental de la estructura de URD-01, y puede representar una
oportunidad superior para la perforación de salida.
Figura # 2.17 Línea sísmica transversal ilustrando el estilo estructural del Anticlinal de
Urdaneta-01 en el Bloque 4 de la Falla.
Es importante mirar a la estructura de URD - 01 en un sentido longitudinal, ya que la
estructura ha sido disecada por una serie de fallas transversales. Las fallas
transversales claramente compartamentalizan los yacimientos de la Misoa e Icotea, con
contactos de fluidos claros y diferentes a través de las fallas. Las fallas exhiben un
sentido normal de desplazamiento del deslizamiento del buzamiento, con las fallas más
grandes deslizándose hacia el norte - noreste. También es muy importante interpretar
apropiadamente estas intersecciones, tanto en la sección como en las vistas de los
mapas, ya que puede haber cierres locales dentro de cada bloque, los cuales proveen
oportunidades de entrampamiento. También es importante que la imagen concuerde
apropiadamente con las intersecciones con el propósito de localizar áreas de reservas
de ático desviadas dentro de un compartimento. (Figuras 2.18 Y 2.19)
Uno de los aspectos más importantes para el estudio del yacimiento URD-01 es la
delineación de las fallas, tanto internas como limitantes. La caracterización existente de
la Fase II de INTEVEP carece de picos de fallas en la base de datos geológica, y al
inspeccionar de cerca la interpretación sísmica es claro que relativamente poca
integración se llevó a cabo entre la geología y la geofísica (Figura 2.20).
Figura # 2.19: Línea sísmica longitudinal
ampliada, ilustrando el estilo estructural del
fallamiento transversal dentro del Anticlinal de
Urdaneta-01. Nótese el claro desplazamiento
horizontal de la falla violeta por la falla roja, y el
bloque del pilar tectónico formado por debajo de
la intersección. Varios de los mejores pozos
productores en el yacimiento URD-01 se
encuentran dentro de este bloque de pilar
tectónico.
Figura # 2.18: Línea sísmica longitudinal
ilustrando el estilo estructural del fallamiento
transversal dentro del Anticlinal de URD-01.
FIGURA # 2.20 Geometría de fallas cruzadas. Si no hay desplazamiento de una falla por la otra, esto
implica que ambas fallas no tienen desplazamiento en el mismo punto en el espacio – lo cual es una
imposibilidad física.
Interpretación Sísmica Discordancia del Eoceno.
Inicialmente, la interpretación integrada del volumen sísmico 3D se concentró
principalmente en la Discordancia Eoceno (Disc. Eoceno). La Disc. Eoceno fue
calibrada al control existente del pozo a través de sismogramas sintéticos como un pico
de alta amplitud por debajo de la alta amplitud a través de la Lutita de La Rosa, donde
la Formación Icotea está ausente o es muy delgada, o un pico de amplitud moderada,
el cual aparece como la base de un doblete donde la Formación Icotea es gruesa.
Esta importante reflexión corresponde al evento erosional a lo ancho de la cuenca, que
ocurrió durante la deformación estructural transpresional del Eoceno Medio al Tardío.
La naturaleza de este límite de secuencia de segundo orden es tal, que crea una
relación angular de las areniscas subyacentes y lutitas del Miembro B de la Formación
Misoa (Eoceno Medio) con la suprayacentes en la Formación Icotea (Oligoceno).
Ambos intervalos son productores dentro del yacimiento Urdaneta-01.
La interpretación de la Disc. Eoceno fue llevada a cabo inicialmente sobre archivos de
línea de animación arbitraria, tanto paralela como perpendicular al eje longitudinal de la
estructura de Urdaneta, según se mencionó anteriormente. Siguiendo con este trabajo,
se llevó a cabo la interpretación de la Disc. Eoceno sobre un trazado de malla de 10
líneas X 10 sobre el trazado de la malla. En algunas áreas estructuralmente complejas
cerca de las intersecciones de las fallas, se utilizó una malla de 5 X 5. Se utilizaron
líneas arbitrarias adicionales a lo largo de la malla oficial MEM del pozo, para una
integración más estrecha. Se usaron cortes de tiempo para ayudar en la geometría de
fallas y en la continuidad. Literalmente cientos de interpretaciones fueron llevadas a
cabo utilizando archivos de animación, trazados, líneas, y cortes de tiempo.
Interpretación Sísmica – B5.4.
La mayoría de la producción de petróleo en la Misoa B en Urdaneta, proviene de
unidades de flujo por encima de la superficie B5.4. Afortunadamente, ocurre que la
B5.4 es también un buen marcador sísmico. Por lo tanto, se consideró que es muy
importante para la construcción de un modelo de simulación, el que la superficie B5.4
sea interpretado a través del volumen sísmico 3D y mapeado a profundidad.
Por supuesto, el mapa de tiempo para B5.4 es bastante similar al de la Disc. Eoceno.
Sin embargo, se puede ver en el mapa de tiempo (Figura 2.21), que los tamaños de
los bloques de los pilares tectónicos formados por fallas transversales de intersección,
son mucho más grandes en el horizonte más profundo. También, a causa de la
naturaleza antitética del fallamiento secundario, la estructura global de flor es más
pequeña con la profundidad.
FIGURA # 2.21 Mapa de tiempo de dos direcciones de la superficie de la Misoa B5.4. Nótense los
grandes tamaños, con relación al mapa de la Disc. Eoceno, de los bloques de pilares tectónicos
formados por la intersección de fallas transversales opuestas.(Tomado STA.,2002)
Se utilizó el procesamiento PostStack y las capacidades de visualización 3D dentro del
paquete Landmark, para llevar a cabo una Interpretación Avanzada de Volúmen (AVI).
En este proceso se utilizó una combinación de “Event Similarity Prediction (ESP)” -
“Predicción de Similaridad de Evento”- y definición “VoxBody” para crear “Cuerpos de
Fallas”. El proceso es el siguiente:
Proceso ESP
El procesamiento de Cubo de Coherencia o Cubo de Continuidady ha sido ejecutado
regularmente en los cinco años pasados, con el propósito de ayudar a los geofísicos
con la identificación de las fallas. Se ha utilizado Landmark ESP para crear coherencia
de volúmenes.
FScan 3D – Unconstrained, 8-Trace Star Pattern, Window Length (Longitud de Onda
Dominante), Max Dip Search (Dos muestras), Evaluación Mínima para Descontinuidad,
Remover DC Bias (On)
PostStack Enhancement – Inline Direction
Bulk Time Shift (-300 para mover datos mudos a 0 msec)
FK Filter (+/- 16 msec/trace, Reject para remover caídas poco profundas, Range = 20)
Power (2.00 para Realzar Buzamientos Empinados)
FK Weighting (Realza la Continuidad de las Fallas)
Bulk Time Shift (+300 para mover los datos a la posición original).
AVI Tools
En Landmark EarthCube, el módulo Foster Findlay (FFA) es usado para llevar a cabo
manipulación de la imágen y técnicas de visualización de los datos sísmicos ESP.
Estas técnicas que fueron originalmente desarrolladas para la industria médica, son
utilizadas para definir las fallas visualmente.
Corte de Forma – Valores de Umbral 40-127 (8 bit data) para remover datos de baja
inclinación, y retener las fallas
Voxel Math – Realza los cuerpos de las fallas (multiplicado por 2X)
Carga de los Datos Originales – Presentado como volúmen compartido
Voxel Math – Añade cuerpos de fallas dos veces a los datos originales
ESP/AVI
Es el ejecutor del proceso en dirección de línea cruzada y añade dos veces a los datos
combinados de la fase II. Una muestra de este proceso puede ser observado en la
Figura 2.22 abajo. Los cuerpos de fallas son exhibidos como líneas azules casi -
verticales.
FIGURA # 2.22 Volumen resultante del proceso AVI.
.(Tomado STA.,2002)
2.72 Estructura Local
El yacimiento URD-01, posee como estructura predominante un anticlinal fallado de
rumbo NE – SO, el cual ocupa la zona central y norte del yacimiento. Este anticlinal
deriva hacia el sur en un monoclinal de buzamiento más suave, siguiendo la misma
dirección. El resto de la demarcación oriental, así como la del sur y la occidental son
arbitrarias siendo la costa del lago la línea límite de la segregación al oeste.
Las fallas son normales y siguen dos patrones de rumbo, uno muy regular de dirección
perpendicular al eje anticlinal, es decir dos NO – SE que se manifiesta principalmente
en el área norte, el otro patrón de rumbo NE – SO se presenta mayoritariamente en el
área sur. El desplazamiento vertical producido por las fallas que oscilan entre 50° y
170° y no constituyen sello total efectivo al desplazamiento de los fluidos entre los
bloques deprimido y levantado. El yacimiento está constituido por dos componentes
verticales, el Miembro BX – S/D, de la Formación Misoa y la Formación Icotea. La
formación Icotea se encuentra suprayacente a la formación Misoa, habiéndose
depositado sobre la superficie de erosión post – Eocena de naturaleza regional,
superficie esta que no representa sello al paso de los fluidos y por esta forma un solo
yacimiento.
La formación Icotea (Edad Oligoceno); está constituida básicamente por un intervalo
arenoso, continuo y homogéneo. Particularmente hacia la parte sur del yacimiento,
cuando se hace más gruesa alcanzando hasta 400 pies o más de espesor
representando la mayor parte del volumen del yacimiento en dicha zona. En la zona
norte del yacimiento se hace delgada con un espesor alrededor de 50 pies, con
grandes intercalaciones de lutitas y areniscas. La formación Misoa está constituida por
lutitas con predominio de estas últimas en general, con fuerte variación lateral y
marcada ínter de estratificación. Corresponde a depósitos en canales distributarios,
barras de meandros y otros sedimentos típicos del ambiente fluvio – deltáico. Las
areniscas de la formación Misoa, son constituyentes principales del yacimiento en el
área norte y central del mismo, alcanzando espesores de hasta 500 pies, en la zona
sur aparece completamente mojado.
Según estudios realizados por la STA (Septiembre 2002) y gracias a los análisis
geofísicos y geológicos, y el modelaje 3D resultaron en un mejor entendimiento de la
estructura del Campo Urdaneta, incluyendo la historia estructural, forma(s) de
plegamiento y fallamiento. Muchas fallas que no habían sido identificadas
anteriormente fueron reconocidas, evaluadas y mapeadas. Los mapas de estructura de
la Discordancia Eoceno, la Formación Icotea y el B5.4 se aprecian en las Figura 2.19.
Estos mapas describen forma de plegamiento y distribución de las fallas. También se
indican en los mapas los nombres de las fallas.
La estructura de Urdaneta es un plegamiento mayor suroccidental de inclinación del
anticlinal, que es cortada por numerosas fallas transversales con tendencia noroeste -
sureste. (Ver la Figura 2.22). La mayoría de las fallas transversales presentan un
buzamiento hacia el noreste y muestran un desplazamiento normal primario, con
bloques altos estructurales presentes en los lados del suroeste de las fallas, y bloques
de fallas con caída hacia abajo, presentes en los lados del noreste de las fallas.
Muchas de estas fallas transversales son interpretadas como presentando
componentes de desplazamiento de rumbo de falla. El desplazamiento lateral izquierdo
de rumbo de fallas se indica localmente donde las fallas transversales se cruzan y se
desplazan entre sí.
La Falla Oeste de Urdaneta es una falla de rumbo lateral izquierdo con una tendencia
noreste - suroeste, que ocurre a lo largo del costado oriental del campo. Esta falla es
similar en origen y morfología a otras fallas de rumbo en la cuenca, tales como
Urdaneta, Icotea, VLE-400 y Pueblo Viejo. Otras fallas de rumbo pueden presentarse
en el costado occidental del campo, pero no está claramente en la imagen de los datos
sísmicos 3D o 2D existentes. La estructura de Urdaneta es una estructura positiva en
flor, la cual se formó como una respuesta al esfuerzo transpresional aplicado asociado
con el movimiento a lo largo de la Falla Urdaneta Oeste, probablemente influenciado
por un doblez de falla de restricción profunda en el área inmediata del campo.
Se identificaron y mapearon varias fallas inversas anteriormente desconocidas, con
tendencia noreste - suroeste, en la Fase IIIB. Estas son típicamente fallas antitéticas
con caída hacia el sureste, y que se fusionan a profundidad con la Falla Urdaneta
Oeste. Una compartamentalización estructural potencialmente significativa resulta de
las intersecciones entre las fallas transversales con tendencia noroeste - sureste, y las
fallas inversas con tendencia noreste - suroeste.
Una interpretación detallada de las fallas durante el análisis integrado del intervalo de la
Misoa B en la Fase IIIB de la STA, probó ser de invaluable ayuda para distinguir la
complejidad estructural y estratigráfica, y dio como resultado una caracterización muy
mejorada del yacimiento. El estudio anterior de INTEVEP identificó solamente unos
cuantos cortes de fallas en la Formación de la Misoa, e interpretó incorrectamente toda
la complejidad de la Misoa B como estratigráfica, en vez de estructural en su origen.
Cabe destacar que los datos sísmicos 3D que se encuentran en la zona de transición
hacia el oeste del campo, contribuyen para la adquisición o entrada de nuevos datos
adicionales.
Esto ayudará a mejorar la interpretación estructural, y a identificar los límites
occidentales del yacimiento. Ya que existe un gran número de oportunidades de
perforación presentes en el yacimiento Urdaneta-01. Las 15 áreas probables
identificadas representan localizaciones de relleno de posibles reservas desviadas, y
también de proyectos de salida, donde la STA cree que hay un potencial substancial en
la parte superior para un aumento en la recuperación en URD-01, y es por ello que se
hizo un Balanceo Sísmico que ejecuta una correlación mediante el cálculo de los
análisis de regresión de los cuadrados más pequeños por encima de una ventana
seleccionada, basados en la calidad de los datos para un ajuste de líneas de
referencia.
Figura # 2.23 Mapa de estructura de la superficie de la Misoa B5.4. Nótese las áreas más grandes de
los bloques de pilar tectónico en los Bloques 1 y 4 de la Falla.
3. DESCRIPCIÓN DE LOS YACIMIENTOS QUE CONFORMAN EL CAMPO
El yacimiento Urdaneta-01 fue descubierto con la perforación del pozo UD-01 en el año
1952, pero fue a partir de 1982 cuando inicio su explotación masiva, hoy en día es una
de las áreas de gran desarrollo desde el punto de vista técnico y estratégico para la
corporación.
Desde 1956 hasta 1982 el Campo presento cierres de producción por requerimientos
de Mercado no es sino hasta 1983 cuando comienza la explotación masiva del Campo.
En los años 1997 y 1998 se dio inicio al proyecto de masificación de equipos de
Bombeo electrosumergible como método de producción, posteriormente en los años
1998 y 1999 se cerro producción por requerimientos de mercado.
En el año 2000 se apertura el campo nuevamente a producción y se fijan cierres
parciales de producción en los meses de Septiembre a Diciembre del año 2001.
En el período 2002-2005 se ve afectada por el fallido paro petrolero y por incremento
en el corte de agua, producto de pozos completados en la zona de transición (zona de
alta resistividad con saturación de agua movible) y arenamiento prematuro de pozos.
En el 2006 la campaña de generación contemplo la perforación de pozos alejados de
la zona de transición, y control en la optimización de pozos BES completados en la
zona para evitar la irrupción de agua, por lo que se observo disminución en el corte de
agua y sedimento y finalmente en el período comprendido del 2007-2010 la producción
se ve nuevamente afectada por hurtos y sabotajes de estaciones de flujo, plataformas
y pozos aumentando la cesta de pozos inactivos.
A continuación comportamiento histórico del yacimiento Urdaneta-01.
Figura # 3.1 Comportamiento Histórico yacimiento URD-01
1.- Año 1982: Inicio de la Explotación Comercial (URD-01)2.- Año 1986-1987: Periodo de cierre.3.- Año 1998: Implantación de BES como sistema de levantamiento.4.- Año 1999: Periodo de cierre.5.- Año 2002: Fallido Paro Petrolero.6.- Año 2006: Caracterización de la zona de transición, alto número de pozos suspendidos.7.- Año 2007- 2010 Aumento de hurto de cable submarino, plataformas BES y Estaciones de Flujo.
A. DATOS DE PRESIONES EN EL YACIMIENTO URDANETA-01
La presión inicial del yacimiento URD-01 fue de 3550 Lpc referida a un datúm de
8090’. Como fue descrito en las secciones anteriores el yacimiento fue dividido según
el estudio integrado en 7 bloques 1 exploratorio y 6 bloques de desarrollo, los seis
bloques en desarrollo tienen por separado un nivel de referencia (datúm) y un rango de
presiones, por lo cual se anexa tabla (Ver tabla No. 3.1) con presiones iniciales y
actuales por bloque referidas al datúm de cada uno de los bloques.
BLOQUE PRESION INICAL (Lpc )
PRESION ACTUAL
(Lpc )
DATUM ( pies )
I 3000 900-1600 6900II 3100 1100-1800 7250III 3300 1200-1500 7550IV 3400 1400-2200 8000V 3300 1950-2350 8200VI 3500 2300-3700 8450TABLA # 3.1 Presiones por bloque yac. URD-01
Como puede observarse los bloques que conforman el yacimiento URD 01, difieren
entre si en cuanto a su comportamiento de presión /producción e incluso en regiones
de un mismo bloque se presentan diferencias apreciables de presión, por encontrarse
sistemas de microfallas; teniéndose en muchos casos que dividir estos bloques en
diferentes zonas para explicar los comportamientos de presión presentados por cada
uno.
El yacimiento URD-01 cuenta actualmente con aproximadamente 24 pruebas de
Restauración de presión, 443 estáticas y 37 RFT (Registros de presión de formación),
que han permitido ubicar sus presión actual en un rango de 900 @ 3700 lpc.
El estudio y validación de la información de presión es un proceso previo e
indispensable al momento de realizar la caracterización de un yacimiento. Con la
finalidad de efectuar este estudio, se recopiló hasta la presente fecha toda la
información relacionada a las pruebas de presión pertenecientes a los pozos del
Bloque III, VI, V Y VI. Cabe destacar, que un pozo puede tener registrada más de una
prueba de presión, la cual, en muchos casos corresponden a diferentes años. A
continuación, se presenta el análisis de presión realizado por bloque.
ANÁLISIS DE PRESIONES BLOQUE I
El bloque I del Yacimiento Urdaneta-01 cuenta con 85 pruebas de presión, de las
cuales 69 son estáticas, 9 registros de presión de formación (RFT) y 7 registros de
restauración de presión, las cuales reflejan que el bloque posee una presión actual de
1400 Lpc (Ver tabla # 3.2 y Figura # 3.2).
T
ABLA # 3.2. Presiones Bloque I
FIGURA # 3.2 Comportamiento de Presiones Bloque I
Las pruebas de presión (Estáticas, Build up, RFT`S) medidas en el Bloque, han
sido tomadas durante toda su vida productiva (1956-2010), las cuales se corrigieron al
tope de las perforaciones y al datum de 6900 pies calculado para el Bloque; (1), con
esta información se elaboró el mapa presiones, permitiendo identificar puntos de mayor
o menor presión observando una distribución uniforme de las mismas. (Ver figura 3.3)
(1) Presión DATUM BLOQUE = Presión CORR. TOPE PERF.- (h DATUM YAC. – h TOPE PERF.) *
GY.
FIGURA # 3.3 Mapa de presiones actuales Bloque I. PDVSA Geographix Discovery 2006
El gráfico de Presión vs. Tiempo, muestra puntos dispersos de presión para la
misma fecha, lo que representa una variación entre 100lpc y 800lpc de diferencia, es
por ello que se considera la alta heterogeneidad del bloque, en cuanto a
sedimentación, compactación y distribución de las arenas, ya que al analizar los
registros de presión de la formación se observó distintos comportamientos de presión
para el miembro BX-S/D. La presión actual del Bloque I en promedio es de 1500 Lpc.
(Ver Figura 3.4).
FIGURA # 3.4 Comportamiento de Presión vs. Tiempo Bloque I.
Delimitación de las Zonas de presión del Bloque I: Luego de distribuir las pruebas
de presión en el mapa base, se procedió a delimitar las zonas de presión en el bloque I,
graficando las mismas en función del tiempo por intervalos completados (BX-S/D,
Superior e Inferior), tomando en consideración las fallas existentes en el bloque, área
de drenaje en los pozos y tendencia de presión. (Ver figura 3.5).
FIGURA # 3.5 Bloque I dividido en zonas por fallas y área de drenaje.
En el análisis de los registros de formación tomados a los pozos UD-464, UD-557,
UD-588, UD-638, UD-641 y UD-689, se observó que los mismos se encuentran
estratégicamente ubicados a lo largo de todo el bloque, permitiendo obtener valores
puntuales de presión en cada lente de arena comparándolas con las presiones
estáticas de acuerdo a las zonas antes delimitadas. (Ver figura 3.6 y 3.7)
correspondientes a los RFT tomados a los pozos del Bloque I).
FIGURA # 3.6 Ubicación de los RFT Bloque I.
FIGURA # 3.7 Gráfico Profundidad vs. Presión de los RFT tomados a los pozos del Bloque I.
Los pozos del Bloque I se encuentran completados en arenas del miembro BX-S/D
(Superior e Inferior) e Icotea, correspondientes a los comportamientos de los RFT del
Bloque I del Yacimiento Urdaneta-01. En este estudio se logró definir que la zona de
mayor presión en el Bloque I se encuentra en la Formación BX-Inferior de Edad
Eoceno, a excepción del pozo UD-464, el cual muestra una zona de mayor presión en
la Formación BX-Superior, esto se debe a que el pozo no ha sido drenado a nivel de
estas arenas.
POZOFECHA
(Día/Mes/Año)PRESIÓN AL DATUM (Lpc)
UD-464 8/6/94 2902
UD-557 13/2/97 1922
UD-588 25/8/97 2791
UD-638 6/4/98 2545
UD-641 26/4/98 1868
UD-689 16/5/01 1291
UD-788 16/5/01 1625
Tabla # 3.3. RFT Eoceno BX-Sup. Bloque I al Datum de 6900’.
FIGURA # 3.8 Comportamientos de los RFT para el Eoceno
BX-Sup. del Bloque I del Yacimiento Urdaneta-01.
POZOFECHA
(Día/Mes/Año)PRESIÓN AL DATUM (Lpc)
UD-464 8/6/94 2315
UD-557 13/2/97 2258
UD-588 25/8/97 3080
UD-638 6/4/98 2360
UD-641 26/4/98 2415
UD-689 16/5/01 1936
Tabla # 3.4. RFT Eoceno BX-Inf. Bloque I al Datum de 6900’.
FIGURA # 3.9. Comportamientos de los RFT para el Eoceno BX-Inf. del Bloque I del Yacimiento Urdaneta-01.
Zona “I”: Esta zona se encuentra ubicada al Sur-Este del Bloque, está constituida
por 4 pozos que son: UD-21, UD-322, UD-346, y UD-588, la misma cuenta con 7
pruebas de presión estática representativas para la zona, además tiene un registro de
formación de presión (RFT), estas pruebas en su mayoría fueron tomadas en los pozos
completados en el BX-Sup + BX-Inf e Icotea. (Ver tabla 3.5).
FECHA POZO TIPO PRUEBA
TIEMPO DE
CIERRE
PE DATUM
6900'
INT CAÑONEADOS TOPE BASE
FORMACIÓN TOPE (PIES)
ZONA DECLINACIÒN PROMEDIO
ZONAS
PRESIÓN POR DECLINACIÒN
AÑO 2005
18/06/1985 UD 346 RP 7D 2265 6858 7191 B-X-S/D I 58,8
14/03/1997 UD 322 ES 5D 1974 6816 7202 B-X-S/D e Icotea I 58,8
21/04/1997 UD 346 ES 7D 1797 6858 7191 B-X-S/D I 58,8 1326,87
25/08/1997 UD 588 RFT 2935 6766 7034 BX-SUP+BX-INF I 58,8 2464,6
20/05/1998 UD 588 ES 8D 2050 6700 7100 B-X-S/D I 58,8
19/06/1998 UD 322 ES 5D 1786 6816 7202 B-X-S/D e Icotea I 58,8 1374,68
29/08/1998 UD 322 ES 9D 1780 6816 7202 B-X-S/D e Icotea I 58,8
14/06/2004 UD 588 ES 10D 1578 6700 7100 B-X-S/D I 78,7 1498,959
Tabla # 3.5. Pruebas de presiones estáticas Zona I (Bloque I).
Con las pruebas estáticas medidas a los pozos UD-322, UD-346 y UD-588
completados en BX-Superior + BX-Inferior e Icotea y el registro de presión de formación
tomado al pozo UD-588, a través del grafico Presión vs. Tiempo y de acuerdo a la
tendencia en la presión, se estima que la presión estática para la zona I del Bloque I,
hasta diciembre de 2005 es de 1600 lpc, representado el mayor valor de presión
promedio en el bloque, debido a que posee el menor número de pozos produciendo de
esta y según aspectos estructurales establecidos en el modelo geológico, se considera
que la falla que divide esta zona en dirección NE-SO podría ser sellante, por lo que
facilita la acumulación de presión. (FIGURA # 3.10.).
FIGURA # 3.10. Comportamiento de presiones zona I (Bloque I).
FIGURA # 3.11. Comportamiento de presiones Zona I (Bloque I).
El gráfico de Presión vs. Petróleo Acumulado (Np) (Figura # 3.11), muestra la
declinación de presión con respecto a la producción para esta zona, observando que el
comportamiento de la declinación corresponde con la gráfica de presión vs. Tiempo.
En el cálculo de la declinación de presión se tomaron las pruebas de los pozos UD-
588 y UD-346, excluyendo el pozo UD-322 ya que su declinación se encuentra fuera de
rango establecido para el Yacimiento Urdaneta-01 (30-50 Lpc). En el caso del pozo
UD-588, durante su completación quedo pez @ 6608’ quedando restringida la mayor
parte del intervalo productor (BX-Inferior), razón por la cual posee baja producción, su
declinación es 78 lpc por año, lo cual representa un comportamiento atípico, además
que posee la mayor presión en la zona. Se estima que la declinación anual de presión
de la zona I es de 59lpc.
Zona “II”: Está ubicada al Sur-Este del Bloque I, con 38 pozos completados en el
miembro B-X-S/D superior e inferior, Estas fueron tomadas en pozos completados en
arenas del BX-SUP + BX-INF e Icotea. (Ver tabla 3.6.).
El pozo UD-314, se encuentra delimitado por una falla, al momento de dividir el
bloque por zonas según las fallas existentes, se estimó como una zona más; pero
debido a que es el único pozo completado en esa zona y a que posee una sola
prueba de presión, no es posible establecerlo como una zona en particular, por
esta razón pasó a formar parte de la zona II.
PRUEBAS DE PRESIONES ZONA II
FECHA POZO
TIPO PRUEBA
TIEMPO DE
CIERRE
PE DATUM
6900'
INT CAÑONEADOS TOPE BASE
FORMACIÓN TOPE (PIES) ZONA
DECLINACIÒN PROMEDIO
ZONAS
PRESION POR DECLINACIÒN
AÑO 2005
27/12/1984 UD 345 ES 5D 2681 6859 7200 B-X-S/D e Icotea II
12/02/1985 UD 329 ES 720H 2987 6805 7105 B-X-S/D II
19/06/1985 UD 332 RP 170H 2847 6815 7122 B-X-S/D II 55,1 1744,76
22/06/1985 UD 313 RP 9D 2742 6835 7147 B-X-S/D II 55,1 1640
28/01/1995 UD 340 RP 117H 1564 6854 7194 B-X-S/D II
26/07/1995 UD 387 RP 111H 1767 6892 7206 B-X-S/D II 55,1 1216,06
21/01/1997 UD 385 ES 1D 1596 6920 7236 B-X-S/D II
13/02/1997 UD 557 RFT 2090 6481 6893 BX-SUP+BX-INF II 55,1 1649,2
16/02/1997 UD 381 ES 5D 1535 7018 7250 B-X-S/D II 55,1 1093,98
10/04/1997 UD 383 ES 5D 1432 9749 7132 B-X-S/D II
18/04/1997 UD 385 ES 5D 1383 6920 7236 B-X-S/D II
04/05/1998 UD 329 ES 384H 1698 6805 7105 B-X-S/D II 55,1 1312,76
27/05/1998 UD 345 ES 14D 1695 6585 7200 B-X-S/D e Icotea II 55,1 1308,86
25/09/1998 UD 386 ES 5D 1307 6814 7200 B-X-S/D II 55,1 921,73
12/04/2001 UD 314 ES 312 1412 6713 7272 B-X-S/D II 55,1 1191,6
16/05/2001 UD 689 RFT 1614 6385 6820 BX-SUP+BX-INF II 55,1 1393,6
03/05/2002 UD 345 ES 10D 1398 6585 7200 B-X-S/D e Icotea II
11/12/2002 UD 340 ES 264H 1486 6854 7194 B-X-S/D II 55,1 1321,02
14/05/2004 UD 568 ES 10D 1287 6318 6950 B-X-S/D II 55,1 1232,34
05/06/2004 UD 364 ES 10D 1747 6705 7199 B-X-S/D II 55,1 1691,7
22/07/2005 UD 385 ES 10D 1352 6738 7236 B-X-S/D II 55,1 1352,04
Tabla # 3.6. Pruebas de Presiones Estáticas Zona II (Bloque I).
Con las pruebas medidas a los pozos completados en las arenas del BX-Superior,
BX-Inferior e Icotea, correspondientes a la zona II y los registros de presión de
formación tomados a los pozos UD-557 y UD-689, a través del gráfico de Presión
vs. Tiempo y de acuerdo a la tendencia de presión, se estima que la presión
estática para la zona II del Bloque I, hasta del año 2010 es de 1158 Lpc,
representado el menor valor de presión promedio en el bloque, debido a que posee
el mayor número de pozos produciendo de esta. (Ver figura 3.12)
Figura # 3.12. Gráfico de Presión vs. Tiempo Zona II.
Figura # 3.13. Presión vs Np Zona II.
El gráfico de Presión vs. Petróleo acumulado (Np); muestra la declinación de
producción para esta zona, se observa que el comportamiento de declinación de
presión es similar al del gráfico de Presión vs. Tiempo. (Ver figura 3.13).
P (Lpc)
En el cálculo de la declinación de presión se tomaron las pruebas de los pozos UD-
329, UD-345, y UD-385, excluyendo los pozos UD-313, UD-314, UD-332, UD-364, UD-
381, UD-383, UD-387 y UD-568 los cuales poseen una sola prueba y el pozo UD-340
ya que su declinación se encuentra fuera de rango. La declinación anual de presión de
la zona I se estima en 55 Lpc.
Zona “III”: Está ubicada al Nor-Oeste del Bloque I, se dividió en base al número de
pozos en la zona y área de drenaje, la misma tiene 16 pozos completados en el
miembro B-X-S/D Superior e Inferior, Estas fueron tomadas en pozos completados en
arenas del BX-SUP + BX-INF e Icotea. (Ver tabla 3.7).
PRUEBAS DE PRESIONES ZONA IIIFECHA POZO
UD 325
TIPO PRUEBA
TIEMPO DE CIERRE
PE DATUM
6900'
INT CAÑONEADOS FORMACIÓN TOPE (PIES)
ZONA DECLINACIÒN PROMEDIO
ZONAS
PRESION POR DECLINACIÒN
AÑO 2005TOPE INT. BASE INT.
07/02/1985 UD 325 ES 2M 2917 6698 7117 B-X-S/D e Icotea III 46,4 1989,48
11/02/1985 UD 349 ES 27D 2808 6977 7152 B-X-S/D III
02/11/1990 UD 349 ES 7D 2732 6977 7152 B-X-S/D III
12/12/1994 UD 357 RP 127H 1650 6363 7137 B-X-S/D III
04/03/1997 UD 335 ES 5D 2010 6836 7172 B-X-S/D III 46,4 1639,29
04/03/1997 UD 347 ES 5D 2096 6885 7108 B-X-S/D e Icotea III 46,4 1725,129
04/03/1997 UD 357 ES 5D 1667 6363 7137 B-X-S/D III 46,4
14/03/1997 UD 321 ES 8D 1480 6879 7165 B-X-S/D e Icotea III
10/04/1997 UD 327 ES 5D 1468 6768 7171 B-X-S/D III 46,4 1097,224
26/04/1998 UD 641 RFT 2142 6624 6924 BX-SUP+BX-INF III
30/05/1998 UD 357 ES 17D 1796 6363 7137 B-X-S/D III 46,4
03/05/2002 UD 641 ES 10D 1795 6602 7064 B-X-S/D III 46,4 1655,31
26/07/2005 UD 321 ES 5D 1109 6879 7165 B-X-S/D e Icotea III 46,4 1786
28/07/2005 UD 347 ES 14D 2180 6885 7108 B-X-S/D e Icotea III 46,4
Tabla N- 3.7. Pruebas de presiones Zona III (Bloque I).
Con las pruebas medidas a los pozos completados en las arenas de BX-Superior,
BX-Inferior e Icotea correspondiente a la zona III y el registro de presión tomado al
pozo UD-641, a través del gráfico de Presión vs. Tiempo, se estima que la presión
estática para la zona III del Bloque I, hasta del año 2010 es de 1520 Lpc. (Ver figura
# 3.14).
FIGURA N- 3.14. Gráfico de Presión vs. Tiempo Zona II
El gráfico de Presión vs. Petróleo acumulado (Np); muestra la declinación de la
presión para esta zona, se observa que su comportamiento es similar a la declinación
del gráfico de Presión vs. Tiempo. (Ver Figura 3.15).
FIGURA N- 3.15. Presión vs Np Zona II.
En el cálculo de la declinación de presión, se tomaron las pruebas del pozo UD-
321, excluyendo los pozos UD-325, UD-327, UD-335 y UD-641 los cuales poseen una
sola prueba. La prueba del pozo UD-347 no es representativa por el alto corte de agua
en el momento de la toma de la prueba y el pozo UD-349 se encuentra cerrado desde
el año 1997. Se estima que la declinación anual de presión de la zona III se encuentra
en 46 Lpc.
P (Lpc)
Zona “IV”: Está ubicada al Nor-Oeste del Bloque I, la misma tiene 35 pozos
completados en el miembro B-X-S/D superior e inferior. Estas fueron tomadas en pozos
completados en arenas del BX-SUP + BX-INF. (Ver tabla 3.8).
PRUEBAS DE PRESIONES ZONA IVFECHA DEL
REGPOZO TIPO
PRUEBATIEMPO
DE CIERRE
PE DATUM
6900’
INT. CAÑONEADOS TOPE BASE
FORMACION TOPE (PIES)
ZONA DECLINACIÓN ANUAL DE PRESIÓN
PRESIÓN POR DECLINACIÓN
AÑO 2005
30/05/1956 UD 4 ES 5 D 3048 6560 6990 B-X-S/D IV
10/02/1985 UD 287 ES 11D 2743 6904 7182 B-X-S/D IV
08/06/1994 UD 464 RFT 2608 6418 6476 BX-SUP+BX-INF IV
19/10/1994 UD 287 ES 5D 2271 6904 7182 B-X-S/D IV 53,9 1678,21
22/05/1995 UD 375 RP 120H 1981 6864 7211 B-X-S/D IV
04/03/1997 UD 289 ES 5D 1452 6795 7070 B-X-S/D IV 53,9 1021,125
06/02/1998 UD 634 ES 5D 1836 6685 7095 B-X-S/D IV
06/04/1998 UD 638 RFT 2453 6564 6856 BX-SUP+BX-INF IV
28/05/1998 UD 375 ES 1500 6475 7070 B-X-S/D IV 53,9 1122,82
03/05/2000 UD 677 ES 10D 1709 6674 7135 B-X-S/D IV 53,9 1439,264
03/05/2002 UD 491 ES 10D 1505 6650 7050 B-X-S/D IV 53,9 1343,075
14/05/2004 UD 504 ES 4D 1449 6620 6942 B-X-S/D IV 53,9 1394,7
20/05/2005 UD 634 ES 3D 2393 6685 7095 B-X-S/D IV 53,9 2393,3
Tabla N- 3.8. Pruebas de Presiones Estáticas Zona IV (Bloque I).
Con las pruebas medidas en los pozos completados en las arenas de BX-Superior y
BX-Inferior, correspondientes a la zona IV y los registros de presión de formación
tomados a los pozos UD-464 y UD-638, a través del grafico de Presión vs. Tiempo,
se estima que la presión estática para la zona IV del Bloque I, hasta el año 2010 es
de 1295 Lpc. (FIGURA # 3.16).
FIGURA # 3.16 Gráfico de Presión vs. Tiempo Zona IV.
El gráfico de Presión vs. Petróleo acumulado (Np); muestra la declinación de la
producción para esta zona, se observa que su comportamiento es similar a la
declinación de presión en el tiempo, (Ver figura 3.17).
FIGURA # 3.17 Presión vs Np Zona IV.
En el cálculo de la declinación de presión se tomaron en cuenta las pruebas del pozo
UD-287, excluyendo los pozos UD-289, UD-491 y UD-677 ya que poseen una sola
prueba. El pozo UD-634 se consideró como no representativa debido al alto corte de
agua en el momento de la toma de la prueba. La declinación anual de presión de la
zona IV se estima en 52lpc.
El Bloque I, presenta un comportamiento estructural controlado por un sistema de fallas
primarias de orientación Este-Oeste, con un salto promedio de 150 pies, relacionadas
al comportamiento general del yacimiento.
La presión inicial del Bloque fue de 3048 lpc, al datúm de 6900 pies, medida en el
pozo UD-04 el 30/05/56. De acuerdo al estudio y análisis del comportamiento de
presión-producción, se estima que las presiones actuales llevadas al año 2010 en el
Bloque I varían entre 900pc y 1800lpc, dependiendo de los lentes donde están
completados los pozos y su grado de agotamiento ya que todos los pozos no están
completados en los mismos lentes. Se considera que la pruebas estáticas
correspondientes a los pozos UD-347 con 2180lpc (año 2005), UD-349 con 2732lpc
(año 1990) y UD-634 con 2395lpc (año 2005), fuera de tendencia por presentar altos
cortes de agua en 50, 55 y 65 %AyS respectivamente. La declinación anual de presión
del bloque I, fue calculada para cada uno de los pozos (2), con dos o más pruebas
estáticas validadas como buenas.
(2) D = (Pi-Pf) N
Donde:
D: declinación anual de presión
(Pi-Pf): diferencia de presión, pruebas tomadas a un mismo pozo.
N: número de años, relacionado con la fecha de toma de la prueba.
Estas presiones se promediaron entre sí para cada zona, tomando en cuenta la
variación en la declinación de presión y aquellos valores que fuesen mayores a 30 Lpc
por año de acuerdo al rango de presión establecido para este yacimiento entre (30-50
Lpc) por año, obteniendo los siguientes resultados, se estima que la declinación anual
en el bloque I en promedio se encuentra entre 45lpc y 59lpc, calculada para cada una
de las zonas, quedando de la siguiente manera; zona I (59lpc), zona II (55lpc), zona
(46.4lpc) y zona IV (54lpc).
ANÁLISIS DE PRESIONES BLOQUE II
El bloque II del Yacimiento Urdaneta-01 cuenta con 101 pruebas de presión, de las
cuales 93 son estáticas, 7 registros de presión de formación (RFT) y 1 registros de
restauración de presión, las cuales reflejan que el bloque posee una presión actual de
1500 Lpc (Ver tabla # 3.9 y Figura # 3.18).
Tabla # 3.9. Presiones Bloque II
Figura # 3.18 Comportamiento de Presiones Bloque II
Figura # 3.19 Mapa de zonas de diferentes presiones Bloque II
Presión:1500 Lpc
Presión:1500 Lpc
Figura # 3.20 Comportamiento de presión URD-01 Bloque II, zona 1
P actual zona 1= 1100 lpc
Figura # 3.21 Comportamiento de presión URD-01 Bloque II, zona 2
P actual zona 2= 1600 lpc
Figura # 3.22 Comportamiento de presión URD-01 Bloque II, zona 3
P actual zona 3= 1400 lpc
Figura # 3.23 Comportamiento de presión URD-01 Bloque II, zona 4
Pozo Bloque Fecha Tipo DATUMPRESION
AL DATUM
UD 300 2 28/12/84 ES 7250 2907
UD 218 2 08/02/85 GL 7250 2685
UD 343 2 03/12/90 GL 7250 2475
UD 446 2 21/01/94 RFT 7250 2785
UD 540 2 11/10/96 RFT 7250 2262
UD 559 2 12/02/97 ES 7250 2374
UD 446 2 28/05/98 GL 7250 2214
UD 501 2 28/05/98 GL 7250 1616
UD 463 2 16/06/98 ES 7250 1621
UD 343 2 14/01/99 GL 7250 1801
UD 501 2 04/12/01 ES 7250 1501
UD 463 2 05/03/02 ES 7250 1465
UD 391 2 27/03/02 ES 7250 2190
UD 446 2 27/03/02 ES 7250 1732
UD 559 2 27/03/02 ES 7250 1792
UD 463 2 03/05/02 ES 7250 1453
UD 446 2 21/03/03 ES 7250 1444
UD 486 2 14/05/04 ES 7250 2329
UD 323 2 08/06/05 SONIES 7250 1608
UD 218 2 19/07/07 ES 7250 1548
UD 218 2 05/08/09 ES 7250 1476
P actual zona 4= 1500 lpc
Figura # 3.24 Comportamiento de presión URD-01 Bloque II, zona 5
P actual zona 5= 1000 lpc
Figura # 3.25 Comportamiento de presión URD-01 Bloque II, zona 6
P actual zona 6= 1600 lpc
Figura # 3.26 Comportamiento de presión URD-01 Bloque II, zona 7
P actual zona 7= 1200 lpc
ANÁLISIS DE PRESIONES BLOQUE III
El bloque III del Yacimiento Urdaneta-01 cuenta con 89 pruebas de presión, de las
cuales 82 son estáticas, 2 registros de presión de formación (RFT) y 5 registros de
restauración de presión, las cuales reflejan que el bloque posee una presión actual de
1500 Lpc (Ver tabla # 310 y Figura # 3.27).
Tabla # 3.10. Presiones Bloque III
Figura # 3.27 Comportamiento de Presiones Bloque III
Figura No. 3.28 Mapa de zonas de diferentes presiones Bloque III
Presión:1600 Lpc
Presión:1600 Lpc
Figura No. 3.29 Comportamiento de presión URD-01 Bloque III, zona A
P actual zona A=1558 lpc
Figura No. 3.30 Comportamiento de presión URD-01 Bloque III, zona B
P actual zona B=1636 lpc
Figura No. 3.31 Comportamiento de presión URD-01 Bloque III, zona C
En la zona C, el ultimo valor de P estática registrado es de 1532 Lpca, para el
19/11/2004. Entre los datos recolectados no se guarda una línea de tendencia que
corresponda con el comportamiento esta zona (Ver Figura # 3.31)
Figura No. 3.32 Comportamiento de presión URD-01 Bloque III, zona D
P actual zona D=1650 lpc
Figura No. 3.33 Comportamiento de presión URD-01 Bloque III, zona E
P actual zona E=1630 lpc.
ANÁLISIS DE PRESIONES BLOQUE IV
El bloque VI del Yacimiento Urdaneta-01 cuenta con 110 pruebas de presión, de las
cuales 97 son estáticas, 10 registros de presión de formación (RFT) y 3 registros de
restauración de presión, las cuales reflejan que el bloque posee una presión actual de
1900 Lpc (Ver tabla # 3.11 y Figura # 3.34).
Tabla # 3.11. Presiones Bloque IV
Figura #. 3.34 Comportamiento de Presiones Bloque IV
Presión:1900 Lpc
Presión:1900 Lpc
Figura # 3.35 Mapa De Distribución De Presiones Bloque IV
Se realizó la distribución areal de las pruebas de presión en el mapa base del Bloque
IV y se procedió a la validación de las mismas, tomando en
consideración, tiempo de cierre mayor a cinco días y comportamiento atípico en función
de la producción.
FECHA POZO ZONA PARC TIPO
TIEMPO PROF. PRES. DAT PRES. CAL CAL INT PET INTERV
DEL REG. PRUE CIERRE TOPE BLOQUE DATUM CAÑON ACUM COMPLETADO
H-D-M
PERFOR. (LPCA) 8090
1/29/1976 UD 40 A A 474 ES 24H 7955 3498 3536 B M
2/17/1997 UD 247 A A 474 ES 7982 1921 1944 D M 7982-8283 253 ICOTEA+BXSUP
2/6/1985 UD 256 A A 474 ES 2M 7862 2718 2744 B B 7862-8167 92 ICOTEA+BXSUP+BXINF
11/3/1990 UD 256 A A 474 ES 7M 7862 2819 2839 B M 7862-8167 256 ICOTEA+BXSUP+BXINF
6/13/1993 UD 256 A A 474 ES 5D 7862 3218 3243 B M 7862-8167 306 ICOTEA+BXSUP+BXINF
7/27/1997 UD 256 A A 474 ES 5D 7862 2128 2152 B B 7862-8167 525 ICOTEA+BXSUP+BXINF
5/6/1998 UD 256 A A 474 ES 7862 2005 2744 B B 7862-8167 572 ICOTEA+BXSUP+BXINF
3/29/2002 UD 256 A A 474 ES 10D 7862 2751 2775 B M 7862-8167 709 ICOTEA+BXSUP+BXINF
10/12/2004 UD 291 A A 474 ES 7909 2229 2267 B M 7909-8225 1233 BXSUP+BXINF
Figura N° 3.36 Mapa De Distribución De Presiones por zona Bloque IV
Zona “A”: Esta zona se encuentra ubicada al Sur-Este del Bloque, está constituida por
5 pozos y cuenta con 9 pruebas de Presión Estática, de las cuales 6 están en
Icotea+BXsup+BXinf, 1 en BXsup+BXinf y 1 en Icotea+BXsup.
ZONA B FECHA POZO ZONA PARC TIPO TIEMPO PROF. PRES. DAT PRES. CAL CAL INTERV PET INTERV
DEL REG. PRUEBA CIERRE TOPE BLOQUE
DATUM CAÑON
ACUM COMPLETA
DO
H-D-M PERFOR. (LPCA) 8090
7/25/2001 UD 159 B A 474 ES 79470 1809 1847 B M 7970-8291 811 BXSUP+BXI
NF
4/30/1983 UD 183 B A 474 ES 5D 7710 3484 3514 B B 7710-7730 98 ICOTEA+BXSUP
+BXINF
3/15/1995 UD 183 B A 474 ES 5D 7710 1862 1899 M M 7710-7730 990 ICOTEA+BXSUP
+BXINF
2/26/1985 UD 184 B A 474 ES 5D 7878 3414 3449 B B 7878-8350 251 BXSUP+BXI
NF
11/1/1990 UD 184 B A 474 ES 7D 7878 3214 3254 B B 7878-8350 565 BXSUP+BXI
NF
10/20/1992 UD 184 B A 474 ES 6D 7878 3113 3152 B B 7878-8350 699 BXSUP+BXI
NF
3/14/1995 UD 184 B A 474 ES 5D 7878 2945 2984 B B 7878-8350 826 BXSUP+BXI
NF
7/29/1997 UD 184 B A 474 ES 5D 7878 2701 2727 B B 7878-8350 936 BXSUP+BXI
NF
5/12/1998 UD 184 B A 474 ES 7878 2693 2731 B B 7878-8350 997 BXSUP+BXI
NF
1/14/1999 UD 191 B A 474 ES 5D 7884 2117 2155 B B 7884-8209 1231 BX SUP
7/3/2004 UD 191 B A 474 ES 10D 7884 2046 2084 B B 7884-8209 1611 BX SUP
3/21/2003 UD 240 B A 474 ES 7023 1999 2037 B M 7023-7542 938 ICOTEA+BXSUP
+BXINF
4/28/1998 UD 643 B A 474 RFT 2915 B 7815-8252
Zona “B”: Está ubicada al sur del Bloque IV y cuenta con 10 pozos. En la zona hay un
total de 12 pruebas estáticas y un registro de presión de formación, RFT (UD 643), de
las cuales 3 están en Icotea+BXsup+BXinf, 7 en BXsup+BXinf y 2 en BXsup.
PRESION VS. TIEMPO ZONA AICOTEA + BX-SUP + BX-INF
y = -0,1396x + 7058,4R2 = 0,988
0
500
1000
1500
2000
2500
3000
83 84 85 86 87 88 89 90 91 92 93 94 95 96 97 98 99 00 01 02 03 04 05 06 07
TIEMPO
PR
ES
ION
(P
SI)
DECLINACIÒN ANUAL = (Pinic - Pfinal)/ Nº Años 49,16 LPCDECLINACIÒN MENSUAL= (DECLIN ANUAL/12) 4,09 LPC
PRESIÒN ESTIMADA ENE- 2007 ZONA A = 1500 LPC
Zona “C”: Está ubicada en la parte central del Bloque IV. Cuenta con 32 pozos y es la
zona que posee mayor número de pruebas de presión (27), las cuales están
distribuidas de la siguiente manera: 3 registros de presión formación (RFT), 4 Build Up
y 19 pruebas de Presión Estáticas.
FECHA POZO ZONA PARC TIPO
TIEMPO PROF. PRES. DATUM PRES. CAL INTER PET INTERV
DEL REG. PRUEBA CIERRE TOPE BLOQUE
DATUM CAÑON
ACUM COMPLETADO
H-D-M
PERFOR. (LPCA) 8090 1/2/1980 UD 128 C A 470 ES 33D 7436 2615 2635 B 7436-7991 52
ICOTEA+BXSUP+BXINF
3/29/1985 UD 128 C A 470 MA 155H 7436 2585 2623 B 7436-7991 122 ICOTEA+BXSUP+BXIN
F
6/30/1985 UD 128 C A 470 ES 155H 7436 2580 2671 B 7436-7991 130 ICOTEA+BXSUP+BXIN
F
6/30/1986 UD 128 C A 470 BU 155H 7436 3081 3118 B 7436-7991 138 ICOTEA+BXSUP+BXIN
F
10/29/1990 UD 128 C A 470 ES 7D 7436 2726 2764 B 7436-7991 156 ICOTEA+BXSUP+BXIN
F
16/071997 UD 128 C A 470 ES 5D 7436 1609 1647 M 7436-7991 293 ICOTEA+BXSUP+BXIN
F
2/22/1985 UD 157 C A 470 ES 22D 7870 3277 3312 B 7870-8214 34 BXSUP+BXINF
10/20/1990 UD 157 C A 470 ES 7D 7870 3084 3095 B 7870-8214 97 BXSUP+BXINF
8/9/1993 UD 157 C A 470 ES 5D 7870 3005 3044 B 7870-8214 163 BXSUP+BXINF
5/27/2002 UD 157 C A 470 ES 7 7870 2631 2669 B 7870-8214 745 BXSUP+BXINF
4/2/1997 UD 179 C A 470 ES 1D 7951 2364 2338 D 7951-8142 1600 BXINF+BXSUP
9/28/2004 UD 197 C A 470 ES 3 8060 2438 2476 B 8060-8080 2958 BXINF
6/30/2000 UD 211 C A 474 DI 3 7720 49 M 7720-8110 1201 ICOTEA+BXSUP
4/12/2001 UD 211 C A 474 ES 3 7720 1625 1663 B 7720-8110 1251 ICOTEA+BXSUP
5/2/2002 UD 351 C A 470 ES 15D 7788 2193 2231 B 7788-8162 2381 BXSUP+BXINF
5/15/1998 UD 355 C A 474 ES 7876 2229 2273 B 7876-8246 872 BXINF
7/12/2004 UD 355 C A 474 BU 10 D 7876 2211 2249 B 7876-8246 1242 BXINF
1/12/1999 UD 403 C A 470 ES 5D 7444 2643 2667 B 7743-8090 579 BXSUP+BXINF
5/28/2002 UD 403 C A 470 ES 7443 2187 2225 B 7743-8090 849 BXSUP+BXINF
8/7/1998 UD 428 C A 470 ES 7443 2222 2266 B 7743-8110 432 BXSUP+BXINF
5/28/2002 UD 428 C A 470 ES 7443 2118 2156 B 7743-8110 690 BXSUP+BXINF
5/12/1998 UD 430 C A 470 ES 7672 2019 2057 7672-7636 473 BXSUP+BXINF
5/28/2002 UD 430 C A 470 ES 10D 7672 2168 2192 B 7672-7636 778 BXSUP+BXINF
11/13/1993 UD 445 C A 470 RFT 2914 ICOTEA+BXSUP+BXIN
F
5/4/1994 UD 457 C A 470 RFT 2854 BXSUP+BXINF
3/27/2001 UD 683 C A 474 RFT 2513 BXSUP+BXINF
Zona “D”: Se encuentra ubicada hacia el noroeste del Bloque y cuenta con 16 pozos.
Posee 10 pruebas de Presión, de las cuales 8 son pruebas estáticas y 2 son registros
de presión de formación o RFT, en su mayoría medida en los pozos completados en
ICOTEA+BX-SUP.
FECHA POZO ZONA PARC TIPO TIEMPO PROF. PRES. DAT PRES. CAL INTERV PET INTERV
DEL REG. PRUEBA
CIERRE TOPE BLOQUE DATUM CAÑON ACUM COMPLETADO
H-D-M PERFOR.
(LPCA) 8090 2/26/1985 UD 219 D A 467 ES 27D 7888 3184 3224 B 7888-8108 110 ICOTEA+BXSUP
11/28/1990 UD 219 D A 468 ES 7D 7888 2947 2973 B 7888-8108 663 ICOTEA+BXSUP
6/14/1993 UD 219 D A 469 ES 5D 7888 2951 3054 B 7888-8108 756 ICOTEA+BXSUP
5/20/1998 UD 219 D A 470 ES 7888 2114 2216 D 7888-8108 1088 ICOTEA+BXSUP
5/28/1997 UD 353 D A 471 ES 5D 7885 1969 1993 B 7885-8220 971 ICOTEA+BXSUP+BXINF
3/29/2002 UD 353 D A 472 ES 10D 7885 2093 2131 B 7885-8220 1111 ICOTEA+BXSUP+BXINF
6/25/2004 UD 400 D A 470 ES 10 D 7810 1455 1493 B 7810-8184 334 BXSUP+BXINF
5/5/1998 UD 436 D A 470 ES 5D 7819 2152 2190 D 249 BX SUP
7/21/1993 UD 436 D A 470 RFT 7819 2626 B BXSUP
6/10/1998 UD 654 D A 473 RFT 1880 BXSUP+BXINF
DECLINACIÒN ANUAL = (Pinic - Pfinal)/ Nº Años 60,83 LPCDECLINACIÒN MENSUAL= (DECLIN ANUAL/12) 5,07 LPC
PRESIÓN VS. TIEMPO ZONA CBX-SUP + BX-INF
y = 32316e-7E-05x
R2 = 0,86430
1000
2000
3000
4000
1985 1987 1989 1991 1993 1995 1997 1999 2001 2003 2005 2007
TIEMPO
PR
ES
IÓN
(P
SI)
DECLINACIÒN ANUAL = (Pinic - Pfinal)/ Nº Años 68,17 LPCDECLINACIÒN MENSUAL= (DECLIN ANUAL/12) 5,68 LPC
PRESIÒN ESTIMADA ENE- 2007 ZONA C = 1950 LPC
PRESIÓN VS. TIEMPO ZONA CICOTEA + BX-SUP + BX-INF
y = - 0,2244x + 10170
R 2 1 = 0
1000
2000
3000
1986 1987 1988 1990 1991 1992 1994 1995 1996 1998 1999 2001 2002 2003 2005 2006 2007TIEMPO
Q
El gráfico de Presión vs. Tiempo para ICOTEA+BXSUP de la zona D esta dado por las
pruebas del pozo UD-219 el cual es representativo para el mismo; y se puede tomar
como referencia para los pozos vecinos, si al realizar un análisis nodal coteja con la
producción actual del pozo.
La presión estática estimada para ICOTEA+BX-SUP de la zona “D” hasta enero
del 2007 es de 1400 lpc.
La declinación anual es de 82,3 Lcp.
El gráfico de Presión vs. Tiempo para BX-SUP de la zona D esta dado por las pruebas
del pozo UD 436 el cual es representativo para él mismo; y se puede tomar como
PRESION VS. TIEMPO ZONA DICOTEA + BXSUP
y = -0,2256x + 10286R2 = 0,9453
0500
100015002000250030003500
83 84 85 86 87 88 89 90 91 92 93 94 95 96 97 98 99 00 01 02 03 04 05 06 07
TIEMPO
PRES
IÒN
(LPC
)
DECLINACIÒN ANUAL = (Pinic - Pfinal)/ Nº Años 82,3 LPCDECLINACIÒN MENSUAL= (DECLIN ANUAL/12) 6,85 LPC
PRESIÒN ESTIMADA ENE- 2007 ZONA D = 1400 LPC
referencia para los pozos vecinos, solo si coteja con la producción al reproducir en un
análisis nodal el comportamiento de producción del mismo.
La presión estática estimada para BX-SUP de la zona “D” hasta enero de 2007 es
de 1450 lpc
La declinación anual es de 94,8 lpc.
Zona “E”: Se encuentra al norte del Bloque y esta constituido por 23 pozos. Cuenta con
10 Pruebas de Presión, de las cuales 9 son estáticas y 1 es Registro de Presión de
Formación o RFT.
FECHA POZO ZONA PARC TIPO
TIEMPO PROF. PRES.
DAT PRES. CAL INTERV PET INTERV
DEL REG. PRUEBA CIERRE TOPE BLOQUE DATUM CAÑON ACUM COMPLETAD
O
H-D-M PERFOR. (LPCA) 8090
2/25/1985 UD 123 E A 468 ES 25D 7421 2830 2871 B 7454-7920 355 ICOTEA+MIS
OA
5/22/1991 UD 123 E A 468 ES 7D 7421 2465 2505 B 7454-7920 929 ICOTEA+MIS
OA
8/11/1993 UD 123 E A 468 ES 5D 7421 2320 2358 M 7454-7920 1159 ICOTEA+MIS
OA
1/21/1997 UD 123 E A 468 ES 1D 7421 1815 1839 B 7454-7920 1627 ICOTEA+MIS
OA
5/12/1998 UD 257 E A 464 ES 7563 2563 2601 D 7563-8004 658 ICOTEA+BXSUP+B
XINF
5/24/2002 UD 257 E A 464 ES 7563 1916 1940 B 7563-8004 870 ICOTEA+BXSUP+B
XINF
8/20/2004 UD 451 E A 468 ES 10D 7500 1583 1621 B 7500-7748 1297 BX-S/D
5/28/2002 UD 478 E A 468 ES 7560 2032 2070 B 7560-8043 1118 BX-S/D
7/31/2004 UD 478 E A 468 ES 10D 7560 1755 1793 M 7560-8043 1311 BX-S/D
7/25/1997 UD 574 E A 468 RFT 2572 7157-7960 BX-S/D
El comportamiento de presión para ICOTEA+BX-S/D de la zona E, se obtuvo a través
de las pruebas del pozo UD-123; el cual es representativo para el mismo y los pozos
vecinos, si al reproducir este pozo en un análisis nodal el potencial coteja con la
producción actual.
La presión estática estimada para ICOTEA+BX-S/D de la zona “E” hasta enero del
2005 es de 1600 lpc.
DECLINACIÒN ANUAL = (Pinic - Pfinal)/ Nº Años 53,8 LPCDECLINACIÒN MENSUAL= (DECLIN ANUAL/12) 4,48 LPC
PRESIÒN ESTIMADA ENE- 2006 ZONA E = 1600LPC
PRESIÓN VS. TIEMPO ZONA EBX- S/D
y = -0.3506x + 15086
R2 = 0.9671
0
1000
2000
3000
1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007
TIEMPO
PR
ES
IÒN
(P
SI)
La declinación anual es de 53,8 lpc.
Zona “F”: Se encuentra ubicada al Nor-Este del Bloque. Es el área de menor
extensión y cuenta con tan solo 2 pozos, los cuales están completados en ICOTEA +
BX-S/D. El pozo UD 104 constituido por 4 pruebas buenas y el pozo UD 449 con un
registro de presión de formación.
FECHA POZO ZONA PARC TIPO TIEMPO PROF. PRES. DAT PRES. CAL INTERVAL PET INTERV DEL REG. PRUEBA CIERRE TOPE BLOQUE DATUM CAÑON
ACUMUL
COMPLETADO
H-D-M PERFOR. (LPCA) 8090
3/11/1975 UD 104 F A 470 ES 7402 2919 2957 B 7402-7800 0 ICOTEA+BX-S/D
9/22/1975 UD 104 F A 470 ES-RP-BU 68H 7402 3489 3524 B 7402-7800 14 ICOTEA+BX-S/D
1/21/1980 UD 104 F A 470 ES 35D 7402 3177 3210 B 7402-7800 1295 ICOTEA+BX-S/D
6/21/1980 UD 104 F A 470 ES 35D 7402 3198 3227 B 7402-7800 1405 ICOTEA+BX-S/D
6/30/1985 UD 104 F A 470 RP-BU 170H 7402 2811 2842 B 7402-7800 2116 ICOTEA+BX-S/D
5/22/1991 UD 104 F A 470 ES 6D 7402 2862 2900 B 7402-7800 3443 ICOTEA+BX-S/D
3/28/2002 UD 104 F A 470 ES 10 7402 1834 1872 B 7402-7800 5766 ICOTEA+BX-S/D
3/1/1994 UD 449 F A 470 RFT 2566 7780-8080 BX-S/D
DECLINACIÒN ANUAL = (Pinic - Pfinal)/ Nº Años 53,8 LPCDECLINACIÒN MENSUAL= (DECLIN ANUAL/12) 4,48 LPC
PRESIÒN ESTIMADA ENE- 2007 ZONA E = 1500LPC
PRESIÓN VS. TIEMPO ZONA EICOTEA + BX-S/D
y = -0,1641x + 7934,6R2 = 0,9995
0500
10001500200025003000
85 86 87 88 89 90 91 92 93 94 95 96 97 98 99 00 01 02 03 04 05 06 07
TIEMPO
PR
ES
IÓN
(P
SI)
PRESIÒN VS. TIEMPO ZONA FICOTEA + BX-S/D
0
500
1000
1500
2000
2500
3000
3500
80 81 82 83 84 85 86 87 88 89 90 91 92 93 94 95 96 97 98 99 00 01 02 03 04 05 06 07
TIEMPO
PR
ES
IÒN
(P
SI)
DECLINACIÒN ANUAL = (Pinic - Pfinal)/ Nº Años 62 LPC
DECLINACIÒN MENSUAL= (DECLIN ANUAL/12) 5,1667LPC
PRESIÒN ESTIMADA ENE- 2007 ZONA F =1550LPC
Para ICOTEA + BX-S/D de la zona F la tendencia del comportamiento de presión se
realizó con las pruebas del pozo UD-104 el cual cuenta con un amplio historial de
presión y muestra una tendencia representativa para esta zona; que coteja claramente
con el grafico de declinación de producción.
El pozo UD 449 y su registro de presión de formación no se asocia al análisis de
declinación de presión vs. Tiempo por encontrarse fallado.
La presión estática estimada para ICOTEA + BX-S/D de la zona “F” hasta enero del
2005 es de 1550 lpc.
La declinación anual es de 62 lpc.
ANÁLISIS DE PRESIONES BLOQUE V
El bloque V del Yacimiento Urdaneta-01 cuenta con 70 pruebas de presión, de las
cuales 40 son estáticas, 2 registros de presión de formación (RFT) y 1 registros de
restauración de presión, las cuales reflejan que el bloque posee una presión actual de
1900 Lpc (Ver tabla # 3.12 y Figura # 3.37).
HISTORICO DE PRESIONES BLOQUE V (1975 / 2010)
Pozo BLOQ Fecha Tipo DATUM PRESION AL DATUM
UD-262 5 15/02/85 ES 8200 3484
UD-233 5 16/02/85 ES 8200 3277
UD-216 5 26/02/85 ES 8200 3101
UD-248 5 10/04/85 RP 8200 2899
UD-233 5 02/12/90 ES 8200 2944
UD-236 5 05/02/93 RP 8200 2699
UD-216 5 09/12/93 ES 8200 2271
UD-241 5 21/02/95 ES 8200 3150
UD-316 5 21/01/97 ES 8200 2875
UD-341 5 02/04/97 ES 8200 2298
UD-425 5 20/06/97 ES 8200 2069
UD-229 5 20/06/97 ES 8200 2366
UD-251 5 15/07/97 ES 8200 2232
UD-248 5 29/07/97 ES 8200 1856
UD-443 5 12/05/98 ES 8200 2141
UD-418 5 13/05/98 ES 8200 2468
UD-434 5 18/05/98 ES 8200 2349
UD-266 5 21/05/98 ES 8200 2321
UD-263 5 22/05/98 ES 8200 2050
UD-216 5 28/05/98 ES 8200 1929
UD-372 5 28/05/98 ES 8200 2368
UD-365 5 03/06/98 ES 8200 1962
UD-229 5 05/06/98 ES 8200 2361
UD-235 5 07/06/98 ES 8200 1582
UD-434 5 12/06/98 ES 8200 2342
UD-655 5 16/06/98 RFT 8200 2254
UD-255 5 06/09/98 ES 8200 2523
UD-263 5 14/01/99 ES 8200 2790
UD-221 5 02/04/01 ES 8200 3140
UD-273 5 26/07/01 ES 8200 1584
UD-217 5 29/03/02 ES 8200 1892
UD-425 5 29/03/02 ES 8200 2303
UD-372 5 01/05/02 ES 8200 2503
UD-266 5 22/05/02 ES 8200 2009
UD-263 5 04/04/03 ES 8200 2383
UD-389 5 12/10/04 ES 8200 2061
UD-367 5 13/10/04 ES 8200 1624
UD-229 5 13/10/04 ES 8200 2193
UD-360 5 15/10/04 ES 8200 2581
UD-749 5 01/09/05 RFT 8200 2970
UD-749 5 11/04/06 BUP 8200 2766
UD-221 5 22/10/06 ES 8200 2676
UD-434 5 28/10/06 ES 8200 2548
UD-389 5 30/10/06 ES 8200 1983
UD-418 5 17/11/06 ES 8200 1998
Tabla # 3.12. Presiones Bloque V
Figura # 3.37 Comportamiento de Presiones Bloque V
Presión:2000 Lpc
Presión:2000 Lpc
Figura # 3.38 Mapa de zonas de diferentes presiones Bloque V
En la siguiente tabla, se muestran las pruebas de presión realizadas a los pozos
pertenecientes a la zona A, con sus respectivas características. Este comportamiento
de presión se realizó de la misma manera como se elaboraron los anteriores y
siguiendo los mismos criterios de validación de la data.
POZO BLOQ PARCTIPO
DATUMPRES. DATUM PRES. CORREG
PRUEBA DE BLOQ(Lpca) TOPE PERF.
UD 216 5 A473 ES 8200 3101 3115
UD 216 5 A473 ES 8200 2271 2274
UD 216 5 A473 ES 8200 1929 1932
UD 217 5 A473 ES 8200 1778 1712
UD 217 5 A473 ES 8200 1892 1826
UD 235 5 A473 ES 8200 1582 1518
UD 236 5 A472 RP 8200 2699 2653
UD 241 5 A473 ES 8200 3150 3088
UD 248 5 A473 RP 8200 2899 2842
UD 248 5 A473 ES 8200 1856 1799
UD 251 5 A473 ES 8200 2232 2065
UD 255 5 A472 ES 8200 2523 2439
UD 262 5 A472 ES 8200 3484 3467
Zona A
Zona B
Zona C
Zona D
UD 273 5 A495 ES 8200 1584 1590
UD 341 5 A472 ES 8200 2298 2713
UD 365 5 A459 ES 8200 1962 1786
UD 372 5 A497 ES 8200 2503 2436
UD 372 5 A472 ES 8200 2368 2260
UD 389 5 A-473 ES 8200 2061 1898
UD 418 5 A470 ES 8200 2463 2325
UD 425 5 A473 ES 8200 2303 2333
UD 425 5 A473 ES 8200 2069 2014
UD 434 5 A470 ES 8200 2017 1865
UD 434 5 A494 ES 8200 2349 2366
UD 434 5 A494 ES 8200 2342 2359
UD 443 5 A470 ES 8200 2141 2065
A continuación, se muestra el gráfico de Presión vs Tiempo correspondiente a la
Zona A del Bloque.
Figura # 3.39 Comportamiento de presión URD-01 Bloque V, zona A
En el grafico previo, se observa que la primera prueba de presión ubicada en esta zona
fue tomada en 1985, correspondientes a los pozos UD-216, UD-262 y UD-248 con
presiones de 3185 Lpc, 3484 Lpc y 2899 Lpc, respectivamente. Con estos datos de
presión se obtiene que para el inicio de la explotación de esta zona se tenia una
presión promedio de 3300 Lpc aproximadamente. Con los datos arrojados por las
Presión:2100 Lpc
Presión:2100 Lpc
pruebas de presión realizadas en la zona A, se puede evidenciar la existencia de un
comportamiento de presión estable, ya que las presiones de los diferentes pozos para
la misma fecha no tienen una gran variación.
Actualmente, la presión promedio para la zona A es 2100 Lpc, la cual se determino a
partir de tendencia aportada por la gráfica, en la cual se observa la caída de presión
durante la vida productiva del yacimiento.
Adicionalmente, se realizó un análisis del comportamiento de presión de la zona B. La
siguiente tabla, se muestran las pruebas de presión realizadas a los pozos
pertenecientes a la zona B.
TABLA Nº 7.4. PRUEBAS DE PRESIÓN – ZONA B
NOMBREDEL POZO
ZONAFECHA DE
LA PRUEBATIPO DEPRUEBA
Ptp
(Lpcm)
TOPE DE LASPERFORACIONES
(Pies)
PDATUM DELBLOQUE V
(Lpcm)
TIEMPO DECIERRE
UD 229 B20/06/19
97ESTÁTIC
A2347 8154 2366 10D
UD 229 B05/06/19
98ESTÁTIC
A2424 8350 2361 24D
UD 229 B13/10/20
04ESTÁTIC
A2174 8154 2193 19D
Como se puede observar en la tabla anterior, para el estudio de esta zona se
utilizaron únicamente tres pruebas de presión, las cuales pertenecen al pozo UD-229,
esto, debido a la falta de suficientes pruebas que permitan caracterizar el
comportamiento de presión de la misma, y en algunos casos porque muchas de las
pruebas con las que se contaba no cumplían con el tiempo de cierre establecido, por lo
tanto, se consideraron como pruebas dudosas. A continuación, se presenta la
tendencia obtenida para la zona B, de la cual se determinó la presión actual.
Figura # 3.40 Comportamiento de presión URD-01 Bloque V, zona B
En la figura anterior, se observa que la primera prueba de presión estática fue
tomada en junio de 1997, dando como resultado una presión de 2366 Lpc. Para las
otras dos pruebas tomadas en los 1998 y 2004 se obtuvo una presión de 2361 Lpc y
2193 Lpc, respectivamente, obteniéndose una presión actual para la zona B de 2300
Lpc. En la siguiente tabla se muestran las pruebas de presión realizadas a los pozos
pertenecientes a la zona C.
POZO FECHA PARCTIPO
DATUMPRES. DATUM
PRES. CORREG
PRUEBADE
BLOQ(Lpca) TOPE PERF.
UD 233 2/16/1985 A495 ES 8200 3277 3216
UD 233 12/2/1990 A495 ES 8200 2944 2882
UD 266 5/21/1998 A474 ES 8200 2321 2179
UD 266 5/22/2002 A474 ES 8200 2009 1867
UD 316 1/21/1997 L554 ES 8200 2875 2816
UD 655 6/16/1998 A495 RFT 8200 2400
UD 263 4/4/2003 A495 ES 8200 2390
UD 360 1/5/1900 L554 ES 8200 2581 2897
En la tabla anterior se muestran las pruebas de presión estáticas y build-up tomadas
a 7 pozos pertenecientes a la zona C, para diferentes fechas. La tendencia de presión
para la zona C, fue elaborada de la misma manera que para la que para la Zona A y B
y se puede observar a continuación.
Presión:2180 Lpc
Presión:2180 Lpc
Figura # 3.41 Comportamiento de presión URD-01 Bloque V, zona C
En la siguiente tabla se muestran las pruebas de presión realizadas a los pozos
pertenecientes a la zona D.
POZO BLOQ PARCTIPO
DATUMPRES. DATUM
PRES. CORREG
PRUEBADE
BLOQ(Lpca) TOPE PERF.
UD 360 5 L554 ES 8200 2581 2897
UD 749 5 L554 RFT 8200 2649
UD 749 5 L554 RFT 8200 3290
UD 749 5 L554 B-UP 8200 2766
En la tabla anterior se muestran las pruebas de presión estáticas y build-up tomadas
a 2 pozos pertenecientes a la zona D, para diferentes fechas.
Figura # 3.42 Comportamiento de presión URD-01 Bloque V, zona D
Con la tendencia obtenida, se calculo la presión actual para esta zona, dando como
resultado una presión de 2500 Lpcm, lo que nos indica que zona que posee mayor
presión en el Bloque V es la zona D, sin embargo cabe destacar que esta tendencia es
sólo con dos pozos.
Presión:2500 Lpc
Presión:2500 Lpc
ANÁLISIS DE PRESIONES BLOQUE VI
El bloque VI del Yacimiento Urdaneta 01 cuenta con 76 pruebas de presión, de las
cuales 62 son estáticas, 8 registros de presión de formación (RFT) y 6 registros de
restauración de presión. Tabla N° 3.13 y figura # 3.43
Tabla N° 3.13. Presiones Bloque VI
Presión:2300 Lpc
Presión:2300 Lpc
Figura # 3.43 Comportamiento de Presiones Bloque VI
Figura N° 3.44 Mapa De Distribución De Presiones Bloque VI
El siguiente gráfico muestra la dispersión de las pruebas, las cuales salen de
tendencia, arrojando una presión promedio de 2504 Lpc y diferencias que alcanzan en
su mayoría +/- unos 300 Lpc. De igual manera, se observa una nube de puntos que
presenta una variación entre pruebas para una misma fecha de 120 Lpc hasta 380 Lpc.
Es por ello que se consideró la alta heterogeneidad del bloque. Cabe destacar que es
necesario estudiar la existencia de posibles fallas en ciertas áreas, dado el
comportamiento atípico en las presiones tomadas.
A continuación se describe el comportamiento de presión por formaciones:
FORMACIÓN ICOTEA:
Para definir la tendencia de presiones para esta formación se contó con siete (7)
pruebas de presión aceptadas como buenas para la fecha, de las cuales 1 es estática y
6 RFT; siendo los más recientes los RFT tomados a los pozos UD-766, UD-747, UD-
758 Y UD-762 (para el año 2006), éstos últimos se ubican arealmente hacia el extremo
SW correspondientes al área menos drenada y/o explotada del Bloque. Ver tabla N°
3.13.
En el Gráfico N° 108, se observa que para el año 2007 se tiene una presión de +/-
3100 Lpc con una declinación anual de 24 Lpc/ Año para esta formación. Cabe
destacar que las presiones fuera de tendencia pertenecen a los pozos con RFT’S
tomados en el año 2006. En este caso el UD-766, es el pozo que presenta menor
presión por estar ubicado hacia el Norte del Bloque, área de mayor explotación razón
por la cual se encuentra más depletada; mientras que el UD-758 y UD-762 se ubican
hacia el Sur, área menos drenada del Bloque VI por lo que representan presiones
originales; por tal motivo no se pudo definir una tendencia de presión para esta
formación, por lo que es importante tomar presiones puntuales por pozos distribuidas
uniformemente.
Por lo anteriormente dicho; es importante integrar este análisis con el modelo estático
con la finalidad de definir posibles fallas internas en el bloque.
Tabla N° 3.14 Presiones Estáticas Y RFT En Icotea Vs Tiempo Bloque VI
Figura # 3.45 Presiones Estáticas Y RFT En Icotea Vs Tiempo Bloque VI
FORMACIÓN MISOA:
Miembro - BX-S/D: Para definir la tendencia de presiones para este miembro de la
Formación Misoa, se contó con 11 pruebas de Presión, de las cuales 7 son pruebas
Estáticas y 4 RFT, Ver Tabla N° 3.14, los cuales definen una tendencia mostrando una
presión promedio de 2800 Lpc, y una declinación anual de 25 Lpc / Año. Ver Gráfico N°
109. Las presiones fuera de tendencia pertenecen a los pozos ubicados en el área más
depletada hacia el Norte del Bloque, entre ellos se encuentran el UD-249, UD-261,
UD-397 y UD-766; mientras que el UD-758 y UD-762 ambos con RFT’S (año 2006); se
encuentran ubicados en la zona SW del Bloque VI la cual ha sido menos drenada, es
por ello que sus presiones son mayores.
POZO FECHAPRESION AL
DATUM (LPPC)
TIPO DE PRUEBA
TIEMPO DE CIERRE >= 5
DIAS
TOPE PERFORACIONES
PIES
PRESION AL TOPE
PERFORACIONES LPPC
GRADIENTE DE PRESION MEDIDO LPPC/PIES (0,4-
0,42)
CALIDAD DE LA PRUEBA
DATUM
UD-309 dic-90 3480 ESTATICA 5 DIAS 8439 3462 0,425 B 8450
UD-432 jun-93 3532 RFT ------ ------ ------ 0,42 B 8450
UD-766 jun-06 2242 RFT ------ ------ ------ 0,42 B 8450
UD-762 jun-06 3375 RFT ------ ------ ------ 0,42 B 8450
UD-693 ene-01 3038 RFT ------ 8263 ------ 0,42 B 8450
UD-758 may-06 3328 RFT ------ ------ ------ 0,42 B 8450
UD-747 jun-06 3574 RFT ------ ------ ------ 0,42 B 8450
Tabla N° 3.15 Presiones Estáticas Y RFT En BX- S/D Vs Tiempo Bloque VI
Figura # 3.46 Presiones Estáticas Y RFT En BX- S/D Vs Tiempo Bloque VI
Miembro BX-S/D (Superior): La presión promedio en éste miembro fue definida por la
diferencia de presión observada en los RFT’S tomados en el Bloque. Ver Tabla N°3.15,
los cuales definen una presión según tendencia mostrada de 2400 Lpc y declina 43
Lpc/ Año. Ver Gráfico N°110. Es importante destacar que los pozos con RFT como el
UD – 758 y UD – 762 no se consideraron para establecer la tendencia de presiones en
éste miembro, ya que los mismos presentan presiones originales por encontrarse
situados en la zona menos drenada.
POZO FECHAPRESION AL
DATUM (LPPC)
TIPO DE PRUEBA
TIEMPO DE CIERRE >= 5
DIAS
TOPE PERFORACIONES
PIES
PRESION AL TOPE
PERFORACIONES LPPC
GRADIENTE DE PRESION MEDIDO
LPPC/PIES (0,4-0,42)
CALIDAD DE LA PRUEBA
DATUM COMENTARIOS
UD-288 oct-06 2504 ESTATICA 10 DIAS 8404 2471 0,41 B 8450 REPRESENTATIVO
UD-288 oct-04 2838 ESTATICA 10 DIAS 8404 2819 0,40 B 8450 cumple con gradiente
UD-397 oct-04 2457 ESTATICA ------ 8393 2433 0,42 B 8450 cumple con gradiente
UD-253 dic-90 3354 ESTATICA 7 DIAS 8467 3347 0,42 B 8450 cumple con gradiente
UD-249 may-02 2990 ESTATICA 10 DIAS 8300 2913 0,42 B 8450 representativo
UD-261 feb-85 3383 ESTATICA 5 DIAS 8350 3327 0,40 B 8450 cumple con gradiente
UD-261 nov-93 2870 ESTATICA 5 DIAS 8350 2814 0,43 B 8450 cumple con gradiente
UD-766 jun-06 2846 RFT ------ ------ ------ 0,42 B 8450 --------------------------------
UD-762 jun-06 3549 RFT ------ ------ ------ 0,42 B 8450 --------------------------------
UD-693 ene-01 3155 RFT ------ 8263 ------ 0,42 B 8450 --------------------------------
UD-758 may-06 3549 RFT ------ ------ ------ 0,42 B 8450 --------------------------------
Tabla N° 3.16 Presiones Estáticas Y RFT (Miembro BX-S/D – Superior) Vs Tiempo Bloque VI.
Figura # 3.47 Presiones Estáticas Y RFT (Miembro BX-S/D – Superior) Vs Tiempo Bloque VI
Miembro BX-S/D (Inferior): La presión promedio en este miembro fue determinada por
los registros de presión de formación (RFT’s) tomados en el bloque. Ver Tabla N° 3.16.
Es de particular interés resaltar que a partir de correlaciones geológicas e
interpretación de registros de los pozos con RFT tomados en bloque VI, se determinó
que a partir del miembro B.44 de la Formación Misoa, se observa el incremento en la
presión, por esta razón se toma como referencia para definir el miembro BX-S/D -
Inferior en aquellos pozos que han atravesado este miembro. (Ver detalles en análisis
geológico y petrofísico). El gráfico de Presión Vs Tiempo para este miembro define una
presión promedio de 3400 Lpc y el mismo declina 11 Lpc/Año.
POZO FECHAPRESION AL
DATUM (LPPC)
TIPO DE PRUEBA
TIEMPO DE CIERRE >= 5
DIAS
TOPE PERFORACI
ONES PIES
PRESION AL TOPE
PERFORACIONES LPPC
GRADIENTE DE PRESION MEDIDO
LPPC/PIES (0,4-0,42)
CALIDAD DE LA PRUEBA
DATUM
UD-432 jun-93 3543 RFT ------ ------ ------ 0,42 B 8450
UD-644 may-98 3568 RFT ------ ------ ------ 0,42 B 8450
UD-693 ene-01 3307 RFT ------ 8263 ------ 0,42 B 8450
UD-766 jun-06 3464 RFT ------ ------ ------ 0,42 B 8450
UD-747 jun-06 3398 RFT ------ ------ ------ 0,42 B 8450
POZO FECHAPRESION AL
DATUM (LPPC)
TIPO DE PRUEBA
TIEMPO DE CIERRE >= 5
DIAS
TOPE PERFORACI
ONES PIES
PRESION AL TOPE
PERFORACIONES LPPC
GRADIENTE DE PRESION MEDIDO
LPPC/PIES (0,4-0,42)
CALIDAD DE LA PRUEBA
DATUM
UD-432 jun-93 3044 RFT ------ ------ ------ 0,42 B 8450
UD-644 may-98 2940 RFT ------ ------ ------ 0,42 B 8450
UD-693 ene-01 3004 RFT ------ 8263 ------ 0,42 B 8450
UD-766 jun-06 2227 RFT ------ ------ ------ 0,42 B 8450
UD-747 jun-06 2484 RFT ------ ------ ------ 0,42 B 8450
Tabla N° 3.17 Presiones Estáticas Y RFT (Miembro BX-S/D – Inferior) Vs Tiempo Bloque VI
Figura # 3.48 Presiones Estáticas Y RFT (Miembro BX-S/D – Inferior) Vs Tiempo Bloque VI
De igual manera los pozos UD-758 y UD-762 no se consideraron en este miembro para
establecer la tendencia de presiones; sin embargo se graficaron en función de
profundidad Vs Presión para definir un promedio de presión en las formaciones
evaluadas (Ver Tabla N° 3.16); hacia el área menos drenada del Bloque donde se
encuentran ubicados.
El gráfico de Presión Vs Profundidad define una presión promedio para la Fm. Icotea
de 3351 Lpc, y para la Fm. Misoa en sus miembros BX-S/D- Superior de 3569 Lpc,
BX-S/D- Inferior de 3589 Lpc; es por ello que se consideran presiones originales.
Tabla N° 3.18 RFT de los pozos UD-758 y UD-762 para la Fm. Icotea y Fm. Misoa.
Figura # 3.49 RFT de los pozos UD-758 y UD-762 para la Fm. Icotea y Fm. Misoa.
B. ANÁLISIS DE FLUIDOS
Las propiedades físicas de los fluidos de un yacimiento petrolífero son gobernadas en
gran medida por la presión, el volumen y la temperatura. Es por ello que los estudios
PVT constituyen parte importante de los datos requeridos a la hora de definir las
condiciones iniciales, actuales y futuras del yacimiento, por lo tanto se requiere de
datos PVT totalmente confiables con el fin de aportar resultados correctos y aplicables
en campo.
El análisis PVT se obtiene mediante el estudio en el laboratorio de muestras de fluidos
en la etapa inicial de la vida productiva del yacimiento tomadas en el fondo de los
pozos a diferentes presiones, volúmenes y temperaturas, también son tomadas al inicio
del período de explotación comercial, preferentemente cuando la presión del
yacimiento sea igual o mayor que la presión de saturación del crudo.
El análisis PVT aporta datos de la composición del crudo, gas y de sus propiedades.
Para ello se realizan importantes pruebas de laboratorio, tales como la expansión a
composición constante (liberación flash), prueba de liberación diferencial, prueba de
separadores y viscosidad del crudo en función de la variación de presión con las
cuales se realizarán los cálculos para determinar la prueba más consistente para
validar y certificar los ensayos realizados en el laboratorio y extrapolarlos a lo que
ocurre u ocurrirá en el campo.
En el Estudio Convencional para el Bloque III del yacimiento URD-01 se analizará el
PVT correspondiente al pozo UD-342, el cual fue analizado el 19 de Mayo de 1986 por
CORE LABORATORIES INT., S.A.
Este pozo produce de la formación Misoa, y es representativo para todo el yacimiento.
La validación de los datos de este PVT se realizó haciendo un chequeo de la
consistencia de los datos utilizando las siguientes pruebas de validación:
1. Linealidad de la Función “Y”.
2. Prueba de la Desigualdad.
3. Balance de Materiales.
4. Comparación de la densidad calculada a partir de los datos de las pruebas de
separadores con la reportada con los PVT a la presión de burbuja y temperatura del
yacimiento.
A continuación se presentan los resultados de las pruebas de consistencia realizadas al
PVT del pozo UD-342.
PRUEBA DE LINEALIDAD DE LA FUNCIÓN “Y”.
Esta prueba se realizó con el fin de validar la presión de burbuja (Pb) reportada en el
PVT, el procedimiento a utilizar es el siguiente:
Se calcula la Función “Y” a partir de la siguiente ecuación:
Y = (Pb-P) P x ((V/Vb)-1)
Donde:
Pb = Presión de Burbujeo (Lpca).
P = Presión inferior a Pb, (Lpca).
V = Volumen bifásico a P, (cm3).
Vb = Volumen a Pb, (cm3).
Con los datos aportados por las pruebas del PVT del pozo UD-342, productor de la
formación Misoa, se observa que la función “Y” original se encuentra alejada de la
linealidad, lo que puede inferir una sobreestimación de la Presión de Burbuja. (Gráfico
# 81)
Luego se procedió a realizar el ajuste de la curva eliminando los puntos que estaban
fuera de la pendiente obteniendo una función “Y” suavizada que presenta la tendencia
lineal esperada. (Gráfica # 82)
Con la realización de esta última gráfica se concluye que la presión de burbuja
reportada de 650 Lpca es correcta para la prueba analizada, descartando los puntos
por debajo de la presión de burbuja.
PRUEBA DE DESIGUALDAD
Una restricción importante que deben cumplir los datos PVT para que sean
consistentes se debe a la prueba de desigualdad la cual se calcula a través de la
siguiente ecuación:
Bod < Bg x RsdP P
El PVT analizado para el pozo UD-342, arroja que la prueba cumple satisfactoriamente como se observa en la siguiente tabla (tabla # 3.1).
RESULTADOS DE LA PRUEBA DE DESIGUALDAD
Figura # 3.50 FUNCIÓN Y ORIGINAL PARA EL POZO UD-342
POZO PRESIÓN
P Rs Bo Bg Bob/P
BgRsd/P
COND>0
650 57,0 1,060 0,027UD 342
400 250 35,0 1,055 0,043 0,00002 0,00067 0,00065
200 200 18,0 1,050 0,083 0,00002 0,00126 0,001240 200 0,0 1,046 1,204 0,00002 0,01930 0,01928
PRUEBA DE DENSIDAD
En esta prueba se debe cumplir que, la densidad del petróleo saturado con gas a la
presión de burbujeo de la prueba de diferencial sea igual a la calculada a partir de los
datos de las pruebas de separadores. Para que esta prueba sea considerada como
válida la diferencia entre ambas pruebas no debe ser mayor al 5%.
Para calcular la densidad recombinada matemáticamente a partir de las pruebas de
separadores, se tiene la siguiente ecuación:
ofb = ow + 0.0763277 ((gRs)sep +(gRs)tanque)) ofb ofb
Donde:
ofb = Densidad recombinada a partir de las pruebas de separadores, gr/cc.
w = Densidad del Agua, lb/l.
ofb = Factor volumétrico del petróleo, BY/BN.
o = Gravedad específica del crudo de tanque, (agua = 1)
g = Gravedad específica del gas separado, (aire = 1)
Rs = Relación gas-petróleo en solución, PCN/BN.
A continuación se presenta la densidad (Tabla # 3.2) calculada a partir de los datos
reportados en las pruebas de separadores y la densidad de petróleo saturado a la
presión de burbuja obtenida de la prueba de liberación diferencial y el %Error.
RESULTADOS DE PRUEBA DE DENSIDAD
POZO SEPARADORES DIFERENCIAL % ERROR
UD-342 0,938 gr/cc 0,939 gr/cc 0,17
Como se puede observar la densidad del petróleo en la prueba diferencial es casi igual
a la calculada en la prueba de separadores, por lo tanto la prueba es consistente
debido a que la diferencia entre ambas pruebas debe ser menor al 5%, y en este caso
se tiene un margen de error un 0,17%.
PRUEBA DE BALANCE DE MASA
El objetivo de esta prueba es chequear si la Relación Gas-Petróleo en solución (Rs)
experimental de la prueba de liberación diferencial es igual a la Rs calculada por el
balance de materiales.
Para realizar el balance de masas se requieren de los datos de Gravedad °API del
crudo residual, la Relación Gas- Petróleo en Solución (Rs) a diferentes presiones, el
Factor Volumétrico del Petróleo (o) a diferentes presiones y la Gravedad específica
del gas liberado en cada etapa de liberación.
El calculo de los valores de Rs a diferentes presiones se realizó a través de la siguiente
ecuación:
Rs = 5.615 x o x o –350 x og x 0.0764
Al comparar los datos de la Rs experimental de la prueba diferencial con los datos de la
Rs calculada por balance de masa los errores obtenidos estaban por encima del limite
de error aceptado, es decir, por encima del 5%, sin embargo haciendo pequeñas
variaciones de aproximadamente 0.03% en la densidad del petróleo, pudo obtenerse
un balance cuyo error oscila entre 0 y 0.43%, es decir por debajo del error aceptado,
clasificando la prueba como consistente.
A continuación se presenta la tabla de resultados para la prueba, a diferentes
presiones.
RESULTADOS DE LA PRUEBA DE BALANCE DE MASA
PRESIÓN(Psia)
TEMP.(°F)
Rs Exp.(PCN/BN)
Rs Calc.(PCN/BN)
% ERROR
14.7 60 0 0.000 015 187 0 0.000 0
162 187 10 10.285 2.8266 187 16 15.449 3.6357 187 24 25.077 4.3457 187 33 32.925 0.2598 187 51 53.318 4.3
PVT COMBINADO
La liberación de gas en el yacimiento se aproxima mas al tipo diferencial pero al llegar
el petróleo a los separadores ocurre una liberación instantánea. De tal manera que
desde el yacimiento hasta el tanque ocurren dos procesos de liberación, por tal motivo
es necesario corregir los datos de liberación diferencial por efecto de las condiciones
de separación, es decir, construir un PVT combinado.
Para yacimientos subsaturados podemos calcular el PVT combinado por medio de las
ecuaciones:
Py > Pb
Rs = Rsfb
Bo = bofb*(V/Vb)
Bt = Bofb
Para yacimientos que producen por debajo de la Pb tenemos las siguientes
ecuaciones:
Py< Pb
Rs = Rsfb – (Rsdb – Rsd) Bofb/Bodb
Bo = Bod * Bofb/Bodb
Bt = Btd * Bofb/Bodb
Donde:
f = Liberación, flash o instantánea.
d = Liberación diferencial
Pb = Punto de Burbujeo.
RESULTADOS DEL PVT COMBINADO DELPOZO UD 342
Pb. Laboratorio 650 LpcaTemp. Yacimiento 180 °FTemp. Prueba 180 °Fodb 1,06 BN/BYofb 1,064 BN/BYRsdb = Rsi 57 PCN/BNRsfb 50 PCN/BNod Lab (@ 14,7) @ 180°F 225 cP
RESULTADO DEL ANÁLISIS PVT
Del análisis de PVT del pozo UD-342, se obtuvo que la presión de Burbuja es de 650
Lpc, siendo esta presión menor a la presión actual del yacimiento lo que indica que
estamos en presencia de un Yacimiento Subsaturado (Pb<Py).
B. MECÁNISMOS DE PRODUCCIÓN
De todo el volumen de hidrocarburos presente en un yacimiento (POES), solo una
fracción puede ser conducida hasta la superficie debido a la existencia de fuerzas
retentivas de fluidos en el yacimiento (presión capilar). El factor que determina esta
condición se denomina Factor de Recuperación de Petróleo y es característico de cada
yacimiento. El factor de recuperación de petróleo es función de las propiedades de la
roca y de los fluidos presentes en el yacimiento, de su nivel de presión y del
mecanismo de producción dominante. El producto de este factor por el POES del
yacimiento permite estimar el hidrocarburo original recuperable.
Es normalmente estimado a través de la predicción del comportamiento futuro del
yacimiento por medio de la utilización de diferentes curvas de declinación de
producción, balance de materiales, simulación, entre otros.
Figura # 3.51. Mecanismos de Producción sobre la Presión Original y Eficiencia de Recobro
El figura # 3.51, muestra el factor de recobro determinado mediante un gráfico de %
Pyac/Pi vs Np/N para el yacimiento Urdaneta-01, el cual se estima en 11.8%, al igual
que se identifica como mecanismo principal de producción “Expansión Roca-Fluido”, el
cual se presenta cuando el petróleo es altamente subsaturado, y mucha de la energía
del yacimiento se almacena por la compresibilidad de la roca y de los fluidos, como
consecuencia, la presión declina rápidamente a medida que se extraen los fluidos
hasta que se alcanza la presión de burbujeo. Entonces, el empuje por gas en solución
se transforma en la fuente de energía para el desplazamiento de los fluidos. En estos
yacimientos, la presión de sobrecarga juega un papel muy importante en la
recuperación de hidrocarburos.
En el yacimiento Urdaneta-01 en la actualidad se esta revisando el modelo
sedimentológico (Fase II) para culminar los modelos Estático y Dinámico, de tal manera
que permitan determinar de manera mas asertiva el POES del yacimiento y generar el
Plan de explotación optimizado y aplicar un proyecto de recuperación mejorada que
incremente el factor de Recobro en los bloques más depletados del yacimiento
(Bloques I, II y III).
URD-01
1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010150,60 125,00 148,10 121,80 102,30 100,40 96,00 87,70 76,5 76,6 74,3 66,7 68,4Potencial de crudo F/P (MBD)
A continuación se presenta gráfico del potencial fin de período del yacimiento
Urdaneta-01 desde 1998 hasta la actualidad.
0
20
40
60
80
100
120
140
160
MBD
1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010
POTENCIAL DE CRUDO F/P (MBD)
La generación no compensa la declinación, por el incremento del corte de agua (2001-2005) y los hurtos y sabotajes (2006-2010)
Figura # 3.54. Histórico de potencial de crudo
4. DESCRIPCIÓN DE LOS POZOS
A. Número de pozos perforados
En el Campo Urdaneta Oeste, desde el año 1998 hasta la actualidad se han perforado
un total de 123 pozos distribuidos de la siguiente manera:
TIPO POZO 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010Vertical HD 15 0 7 0 1 3 6 2 2 0 0 0 0Vertical HR 0 0 0 9 0 0 0 2 10 6 4 1 0
Inclin/Alt.Desv. 0 0 0 0 6 12 2 1 6 7 2 1 0Redrill 0 0 0 0 0 0 0 0 1 1 1 0 0
Suspendidos 1 0 0 0 4 1 2 1 4 1 0 1 0Total Perf 16 0 7 9 11 16 10 6 23 15 7 3 0
T/A 0,9 0,0 0,5 0,7 0,8 1,7 1,0 0,7 3,7 2,9 2,0 0,5 0,0
Pozos Perforados / Taladro Año
-113579
1113151719212325
No
. Po
zos
0,0
5,0
10,0
15,0
20,0
25,0
30,0
Ta
lad
ro/A
ño
Suspendidos 1 0 0 0 4 1 2 1 4 1 0 1 0
Vertical HR 0 0 0 9 0 0 0 2 10 6 4 1 0
Inclin/Alt.Desv. 0 0 0 0 6 12 2 1 6 7 2 1 0
Vertical HD 15 0 7 0 1 3 6 2 2 0 0 0 0
Total Perf 16 0 7 9 11 16 10 6 23 15 7 3 0
T/A 0,9 0,0 0,5 0,7 0,8 1,7 1,0 0,7 3,7 2,9 2,0 0,5 0,0
1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010
Figura # 4.1. Histórico de pozos perforados
Cabe destacar que en el año 1999 no se observa actividad de perforación por cierre del
campo debido a requerimientos de mercado. En el año 2006 se observa mayor
actividad de perforación debido a la incorporación de nuevas tecnologías como el RSS
para perforar secciones de 2000’ en pozos altamente inclinados y se cambio el
esquema tradicional de completacion de hoyo desnudo a hoyo revestido. En el año
2010 la actividad de perforación de Urdaneta no es económicamente rentable y por
ende se suspendió dicha actividad.
POZO CAMPO YACIMIENTO PROFUNDIDAD (PIES) TIPO DE POZO TIPO DE COMPLETACIÓN OBSERVACIONESUD 641 URDANETA OESTE URD-01 7064 VERTICAL HOYO DESNUDO-EGI-BESUD 642 URDANETA OESTE URD-01 6965 VERTICAL HOYO DESNUDO-EGI-BESUD 643 URDANETA OESTE URD-01 8257 VERTICAL HOYO DESNUDO-EGI-BESUD 644 URDANETA OESTE URD-01 8625 VERTICAL HOYO DESNUDO-EGI-BESUD 645 URDANETA OESTE URD-01 7573 VERTICAL HOYO DESNUDO-EGI-BESUD 647 URDANETA OESTE URD-01 8430 VERTICAL HOYO DESNUDO-EGI-BESUD 648 URDANETA OESTE URD-01 8357 VERTICAL HOYO DESNUDO-EGI-BES
UD 649 URDANETA OESTE URD-01 6502 VERTICAL
pozo suspendido porpérdida de circulación a6494'. se colocó tapón decemento a 5767'
UD 650 URDANETA OESTE URD-01 7160 VERTICAL HOYO DESNUDO-EGI-BESUD 651 URDANETA OESTE URD-01 7353 VERTICAL HOYO DESNUDO-EGI-BESUD 652 URDANETA OESTE URD-01 8665 VERTICAL HOYO DESNUDO-EGI-BESUD 653 URDANETA OESTE URD-01 8650 VERTICAL HOYO DESNUDO-EGI-BESUD 654 URDANETA OESTE URD-01 8323 VERTICAL HOYO DESNUDO-EGI-BESUD 655 URDANETA OESTE URD-01 8444 VERTICAL HOYO DESNUDO-EGI-BESUD 656 URDANETA OESTE URD-01 8266 VERTICAL HOYO DESNUDO-EGI-BESUD 657 URDANETA OESTE URD-01 7706 VERTICAL HOYO DESNUDO-EGI-BES
AÑO 1998
POZO CAMPO YACIMIENTO PROFUNDIDAD (PIES) TIPO DE POZO TIPO DE COMPLETACIÓN OBSERVACIONESUD-676 URDANETA OESTE URD-01 7132 VERTICAL HOYO DESNUDO-EGI-BESUD-677 URDANETA OESTE URD-01 7135 VERTICAL HOYO DESNUDO-EGI-BESUD-678 URDANETA OESTE URD-01 7070 VERTICAL HOYO DESNUDO-EGI-BESUD-679 URDANETA OESTE URD-01 8371 VERTICAL HOYO DESNUDO-EGI-BESUD-680 URDANETA OESTE URD-01 6963 VERTICAL HOYO DESNUDO-EGI-BESUD-681 URDANETA OESTE URD-01 8434 VERTICAL HOYO DESNUDO-EGI-BESUD-682 URDANETA OESTE URD-01 7063 VERTICAL HOYO DESNUDO-EGI-BES
AÑO 2000
POZO CAMPO YACIMIENTO PROFUNDIDAD (PIES) TIPO DE POZO TIPO DE COMPLETACIÓN OBSERVACIONESUD-683 URDANETA OESTE URD-01 8447 VERTICAL HOYO REVESTIDO CÑ -FAP-EGI-IBESUD-684 URDANETA OESTE URD-01 7730 VERTICAL HOYO REVESTIDO CÑ -FAP-EGI-IBESUD-685 URDANETA OESTE URD-01 7888 VERTICAL HOYO REVESTIDO CÑ -FAP-EGI-IBESUD-686 URDANETA OESTE URD-01 8671 VERTICAL HOYO REVESTIDO CÑ -FAP-EGI-IBESUD-687 URDANETA OESTE URD-01 8312 VERTICAL HOYO REVESTIDO CÑ -FAP-EGI-IBESUD-688 URDANETA OESTE URD-01 7850 VERTICAL HOYO REVESTIDO CÑ -FAP-EGI-IBESUD-689 URDANETA OESTE URD-01 7250 VERTICAL HOYO REVESTIDO CÑ -FAP-EGI-IBESUD-692 URDANETA OESTE URD-01 8103 VERTICAL HOYO REVESTIDO CÑ -FAP-EGI-IBESUD-693 URDANETA OESTE URD-01 8601 VERTICAL HOYO REVESTIDO CÑ -FAP-EGI-IBES
AÑO 2001
A continuación se detalla el histórico de los pozos perforados en el período
comprendido de 1998-2010
Tabla # 4.1 Pozos perforados año 1998
Tabla # 4.2 Pozos perforados año 2000
Tabla # 4.3 Pozos perforados año 2001
POZO CAMPO YACIMIENTO PROFUNDIDAD (PIES) TIPO DE POZO TIPO DE COMPLETACIÓN OBSERVACIONES
UD -0694 URDANETA OESTE URD-01 9043 INCLINADO HOYO DESNUDO-EGI-BESUD -0696 URDANETA OESTE URD-01 9411 INCLINADO HOYO DESNUDO-EGI-BESUD -0697 URDANETA OESTE URD-01 9229 INCLINADO HOYO DESNUDO-EGI-BESUD -0699 URDANETA OESTE URD-01 9520 INCLINADO HOYO DESNUDO-EGI-BES
UD-0702 A URDANETA OESTE URD-01 6488 INCLINADO
Durante la perforación quedo pez a1519' y no se logró recuperar pezdespués de varios intentos y sedecidió realizar abandonomecánico, dejando tapón decemento a 1200'. pendientecompletar abandono mecánico paraluego realizar corte y remoción.
UD -0703 URDANETA OESTE URD-01 9427 INCLINADO
Al momento de bajar equipo deempaque se presentaron vientoshuracanado que ocasionaron lacolisión de la gabarra contra el pozopor lo que la fundación monopilotede desvió 45°, se decidio suspenderpozo. pendiente abandonomecánico.
UD -0705 URDANETA OESTE URD-01 7748 INCLINADO
presentó perdidas de circulacióndurante la perforación.posteriormente se quiso hacer unside track pero insistieron losproblemas de perdidas decirculación por lo que se suspendióel pozo. Continua pendienteabandono mecánico.
UD -0706 URDANETA OESTE URD-01 9882 INCLINADO HOYO DESNUDO-EGI-BESUD-0707 URDANETA OESTE URD-01 9304 INCLINADO HOYO DESNUDO-EGI-BESUD-0708 URDANETA OESTE URD-01 8080 VERTICAL HOYO DESNUDO-EGI-BES
AÑO 2002
POZO CAMPO YACIMIENTO PROFUNDIDAD (PIES) TIPO DE POZO TIPO DE COMPLETACIÓN OBSERVACIONESUD -0710 URDANETA OESTE URD-01 9641 INCLINADO HOYO DESNUDO-EGI-BESUD -0711 URDANETA OESTE URD-01 7535 VERTICAL HOYO DESNUDO-EGI-BESUD -0712 URDANETA OESTE URD-01 7020 VERTICAL HOYO DESNUDO-EGI-BESUD -0714 URDANETA OESTE URD-01 8671 INCLINADO HOYO DESNUDO-EGI-BESUD -0715 URDANETA OESTE URD-01 9495 INCLINADO HOYO DESNUDO-EGI-BESUD -0716 URDANETA OESTE URD-01 9819 INCLINADO HOYO DESNUDO-EGI-BESUD -0717 URDANETA OESTE URD-01 9800 INCLINADO HOYO DESNUDO-EGI-BESUD -0719 URDANETA OESTE URD-01 9515 INCLINADO HOYO DESNUDO-EGI-BESUD-0721 URDANETA OESTE URD-01 9583 INCLINADO HOYO DESNUDO-EGI-BESUD -0722 URDANETA OESTE URD-01 9409 INCLINADO HOYO DESNUDO-EGI-BESUD -0723 URDANETA OESTE URD-01 9877 INCLINADO HOYO DESNUDO-EGI-BESUD -0724 URDANETA OESTE URD-01 9555 INCLINADO HOYO DESNUDO-EGI-BESUD -0725 URDANETA OESTE URD-01 9917 INCLINADO HOYO DESNUDO-EGI-BESUD -0727 URDANETA OESTE URD-01 8100 VERTICAL HOYO DESNUDO-EGI-BES
UD -0728
URDANETA OESTE URD-01 9032 INCLINADO
HOYO DESNUDO-EGI-BES
Durante su perforación presentóperdidas de circulación e indicio deempaquetamiento de la sartadireccional razón por la cual sesuspendió bombeando tapón decemento a 8426' y se bajó punta libre.Continua pendiente abandono oficial.
UD -0729 URDANETA OESTE URD-01 9690 INCLINADO HOYO DESNUDO-EGI-BES
AÑO 2003
Tabla # 4.4 Pozos perforados año 2002
Tabla # 4.5 Pozos perforados año 2003
POZO CAMPO YACIMIENTO PROFUNDIDAD TIPO DE POZO TIPO DE COMPLETACIÓN OBSERVACIONESUD -0745 URDANETA OESTE URD-01 10206' INCLINADO HOYO DESNUDO-EGI-BESUD -0747 URDANETA OESTE URD-01 8766' VERTICAL HOYO REVESTIDO CÑ- FAP-EGI -IGLUD -0749 URDANETA OESTE URD-01 8766' VERTICAL HOYO REVESTIDO CÑ -FAP-EGI-IBES
UD -0750 URDANETA OESTE URD-01
POZO SUSPENDIDO DURANTE LA PERFORACION: Durante laperforación a la profundidad de 8755' se observó sarta pegada. Luegode varios intentos de pesca sin éxito se decide suspender el pozobombeando tapón de cemento. Continua pendiente abandonomecánico.
UD -0752 URDANETA OESTE URD-01 8415' VERTICAL HOYO DESNUDO-EGI-BESUD -0753 URDANETA OESTE URD-01 7530' VERTICAL HOYO DESNUDO-EGI-BES
AÑO 2005
POZO CAMPO YACIMIENTO PROFUNDIDAD TIPO DE POZO TIPO DE COMPLETACIÓN OBSERVACIONESUD -0733 URDANETA OESTE URD-01 8325' VERTICAL HOYO DESNUDO-EGI-BESUD -0735 URDANETA OESTE URD-01 8510' VERTICAL HOYO DESNUDO-EGI-BESUD -0736 URDANETA OESTE URD-01 8270' VERTICAL HOYO DESNUDO-EGI-BES
UD -0737 URDANETA OESTE URD-01
POZO SUSPENDIDO DURANTE LA PERFORACION: El 02/08/04,luego de perforar el hoyo intermedio del pozo UD 737 con sartadireccional 9-7/8" + MWD hasta 8952', se intento bajar revestidor sinéxito; se decide lanzar Drop Gyro y correr registros Gamma Ray -Resistividad; confirmando estar en un hoyo paralelo, razón por la cualse decide abandonar el hoyo. Se bombeo tapón de cementochequeando tope @ 1280'.
UD -0738 URDANETA OESTE URD-01 9779' INCLINADO HOYO DESNUDO-EGI-BESUD -0739 URDANETA OESTE URD-01 7600' VERTICAL HOYO DESNUDO-EGI-BESUD -0740 URDANETA OESTE URD-01 8480' VERTICAL HOYO DESNUDO-EGI-BES
UD -0741 URDANETA OESTE URD-01POZO SUSPENDIDO DURANTE LA PERFORACION: El pozo durantesu perforación presentó perdidas de circulación y a su vez dejó en elhoyo un pez (mecha+motor). Se decide desviar el pozo pero en el hoyonuevo se encontraron con los mismos problemas de perdidas decirculación, por lo cual se suspendió el pozo.
UD -0742 URDANETA OESTE URD-01 9753' INCLINADO HOYO DESNUDO-EGI-BESUD -0743 URDANETA OESTE URD-01 7560' VERTICAL HOYO DESNUDO-EGI-BES
AÑO 2004
Tabla # 4.6 Pozos perforados año 2004
Tabla # 4.7 Pozos perforados año 2005
POZO CAMPO YACIMIENTO PROFUNDIDAD TIPO DE POZO TIPO DE COMPLETACIÓN OBSERVACIONESUD -0754 URDANETA OESTE URD-01 8330' VERTICAL HOYO DESNUDO-EGI-BESUD -0755 URDANETA OESTE URD-01 7530' VERTICAL HOYO DESNUDO-EGI-BESUD -0756 URDANETA OESTE URD-01 11505' INCLINADO HOYO DESNUDO-EGI-BESUD -0757 URDANETA OESTE URD-01 10227' INCLINADO HOYO DESNUDO-EGI-BESUD -0758 URDANETA OESTE URD-01 9073' VERTICAL HOYO REVESTIDO CÑ -FAP-EGI-IBESUD -0759 URDANETA OESTE URD-01 7999' VERTICAL HOYO REVESTIDO CÑ -FAP-EGI-IBESUD -0760 URDANETA OESTE URD-01 7960' VERTICAL HOYO REVESTIDO CÑ -FAP-EGI-IBESUD -0761 URDANETA OESTE URD-01 8322' VERCAL TIPO J HOYO REVESTIDO CÑ -FAP-EGI-IBESUD -0762 URDANETA OESTE URD-01 8900' VERTICAL HOYO REVESTIDO CÑ -FAP-EGI-IBES
UD -0763
URDANETA OESTE URD-01
POZO SUSPENDIDO DURANTE LA PERFORACION: Sacó mecha de6-1/8" desde 11724' hasta 9485' ( zapata de revestidor intermedio @9498') bajando observó apoyos 9585', repasó con rotaria y bombaobservando perdida parcial de circulación (70 bls), sacó al regresar alfondo a la profundidad de 9445' localizo apoyo al tratar de levantarobservó la tubería pegada, tesionó partiendose partiéndose el pin delsub de sacrificio del top drive y desenroscándose la tubería. Sacótubería a superficie, quedando en el pozo pez con tope a 8970', serealizaron varios intentos de pesca, sin éxito. Bombeo tapón decemento.
UD -0764 URDANETA OESTE URD-01 8362' VERTICAL HOYO REVESTIDO CÑ -FAP-EGI-IBESUD -0765 URDANETA OESTE URD-01 7946 VERTICAL HOYO REVESTIDO CÑ -FAP-EGI-IBESUD -0766 URDANETA OESTE URD-01 8811' VERTICAL HOYO REVESTIDO CÑ -FAP-EGI-IBESUD -0768 URDANETA OESTE URD-01 11611’ INCLINADO HOYO DESNUDO-EGI-BESUD -0769 URDANETA OESTE URD-01 10080' INCLINADO HOYO DESNUDO-EGI-BESUD -0770 URDANETA OESTE URD-01 11432' INCLINADO HOYO DESNUDO-EGI-BESUD -0771 URDANETA OESTE URD-01 8500' VERTICAL HOYO REVESTIDO CÑ -FAP-EGI-IBES
UD -0773
URDANETA OESTE URD-01
POZO SUSPENDIDO DURANTE LA PERFORACION: El pozo durantela construcción del hoyo de producción presentó pega de tubería, serealizaron varios intentos de pesca logrando sacar solo una pequeñaparte del pez. Se decide suspender el pozo ya que se tiene altostiempos improductivos pescando sin éxito. Pozo se abandonarámecánicamente
UD -0774
URDANETA OESTE URD-01
POZO SUSPENDIDO DURANTE LA PERFORACION: Perforó hoyo deproducción de 6-1/8" hasta 9048' realizó viaje corto desde 9048' hasta8652' donde observo incremento de presión sarta pegada, trabajo sinéxito, quedando tope del pez @ 7234'. se dedidió realizar side track,perforó hasta 6582' observo caida de presión saco tuberia detectandowahsout @ 4485' sacó libre hasta 3110' donde observo sarta pegada,trabajo sin exito. Bombeo tapon de cemento quedando tope decemento @ 1300'. suspendio pozo.
UD -0775
URDANETA OESTE URD-01
POZO SUSPENDIDO DURANTE LA PERFORACION: Durante laconstruccion del hoyo de producción de 6-1/8" perforó hasta 11204’,sacando observó tubería pegada circulando 100% @ 10974', trabajósarta pegada s/éxito, quedándo en el hoyo mecha de 6-1/8”, sebombeó tapón de cemento y realizó SIDE TRACK, quedando el tope decemento a 9648' Perforó hoyo de 6-1/8" hasta 9811', con rotación ybomba observó alto torque e incremento de presión sin progreso.Circuló y observó muestra a nivel de superficie de 40% lutita + 60%cemento y trazas de limadura de hierro, por lo antes expuesto sedecide suspender el pozo.
UD -0777 URDANETA OESTE URD-01 9012’ REDRILL INCLINADO HOYO DESNUDO-EGI-BESUD -0778 URDANETA OESTE URD-01 8385' VERTICAL HOYO REVESTIDO CÑ -FAP-EGI-IBESUD -0780 URDANETA OESTE URD-01 9220’ INCLINADO HOYO DESNUDO-EGI-BES
AÑO 2006
POZO CAMPO YACIMIENTO PROFUNDIDAD TIPO DE POZO TIPO DE COMPLETACIÓN OBSERVACIONESUD -0782 URDANETA OESTE URD-01 9752' MD, 8138' TVD INCLINADO HOYO DESNUDO-EGI-BESUD -0783 URDANETA OESTE URD-01 11193’ MD, 8851’ TVD INCLINADO HOYO DESNUDO-EGI-BESUD -0784 URDANETA OESTE URD-01 7670' VERTICAL HOYO REVESTIDO CÑ -FAP-EGI-IBESUD -0786 URDANETA OESTE URD-01 8762' VERTICAL HOYO REVESTIDO CÑ -FAP-EGI-IBESUD -0787 URDANETA OESTE URD-01 11058' MD, 8759 TVD INCLINADO HOYO DESNUDO-EGI-BESUD -0788 URDANETA OESTE URD-01 9601' VERTICAL HOYO REVESTIDO CÑ -FAP-EGI-IBCPUD -0790 URDANETA OESTE URD-01 10330’ MD, 8809’ TVD REDRILL INCLINADO HOYO DESNUDO-EGI-BESUD -0791 URDANETA OESTE CRETACEO 21 16980' VERTICAL HOYO REVESTIDO- CÑ- EST- FLUJO NUD -0792 URDANETA OESTE URD-01 10834' MD, 8880 TVD INCLINADO HOYO DESNUDO-EGI-BESUD -0793 URDANETA OESTE URD-01 10969' MD, 8969.5' TVD INCLINADO HOYO DESNUDO-EGI-BESUD -0794 URDANETA OESTE URD-01 10969' MD, 8970' TVD INCLINADO HOYO DESNUDO-EGI-BESUD -0796 URDANETA OESTE URD-01 10410’ MD, 8748’ TVD INCLINADO HOYO DESNUDO-EGI-BES
UD -0798 URDANETA OESTE CRETACEO35
POZO SUSPENDIDO DURANTE LA PERFORACION: Pozo quedó suspendido por presentarcolapso en el revestidor @ 15057’ (Diámetro mínimo 5,7”). En evaluación trabajo derehabilitación.
UD -0799 URDANETA OESTE URD-01 9206' VERTICAL HOYO REVESTIDO CÑ -FAP-EGI-IBESUD -0800 URDANETA OESTE URD-01 9200' VERTICAL HOYO REVESTIDO CÑ -FAP-EGI-IBES
AÑO 2007
Tabla # 4.8 Pozos perforados año 2006
Tabla # 4.10 Pozos perforados año 2008Tabla # 4.9 Pozos perforados año 2007
POZO CAMPO YACIMIENTO PROFUNDIDAD TIPO DE POZO TIPO DE COMPLETACIÓN OBSERVACIONESUD -0802 URDANETA OESTE URD-01 9200' VERTICAL HOYO REVESTIDO CÑ -FAP-EGI-IBESUD -0804 URDANETA OESTE URD-01 8740' VERTICAL HOYO REVESTIDO CÑ -FAP-EGI-IBESUD -0806 URDANETA OESTE URD-01 10814' INCLINADO HOYO DESNUDO-EGI-BESUD -0808 URDANETA OESTE URD-01 10771' INCLINADO HOYO DESNUDO-EGI-BESUD -0812 URDANETA OESTE URD-01 8312' VERTICAL HOYO REVESTIDO CÑ -FAP-EGI-IBESUD -0814 URDANETA OESTE URD-01 11050’ REDRILL INCLINADO HOYO DESNUDO-EGI-BESUD -0815 URDANETA OESTE URD-01 9150' VERTICAL HOYO REVESTIDO CÑ -FAP-EGI-IBES
AÑO 2008
POZO CAMPO YACIMIENTO PROFUNDIDAD TIPO DE POZO TIPO DE COMPLETACIÓN OBSERVACIONES
UD -0816
URDANETA OESTE URD-01
POZO SUSPENDIDO DURANTE LA PERFORACION: Perforó hoyo deproducción hasta 10328' (MD), se presentó una fuga en la líneaprincipal de bombeo, por lo que sacó sarta a superficie y corrigió fuga,bajando sarta direccional a 9838' (MD) se observó sarta pegada, sinretorno en superficie y alto torque, realizó varios intentos de pesca sinéxito. Pozo quedó suspendido por dejar pez en el hoyo de producción
UD -0817 URDANETA OESTE URD-01 10262 INCLINADO HOYO DESNUDO-EGI-BES
UD -0818 URDANETA OESTE URD-01 9130' VERTICAL HOYO REVESTIDO CÑ -FAP-EGI-IBESPOZO SUSPENDIDO : En secuencia de taladro para realizar lacompletacion mecanica.
AÑO 2009
Pozos Contribuyentes / BPD
0
10
20
30
40
50
No.
Poz
Con
trib
-100
100
300
500
700
900
1100
BP
D/P
ozo
Pozos Contrib. 36 0 7 9 3 15 9 6 19 13 10 3 0
BPD/Pozo 628 0 543 433 967 640 644 333 263 469 680 433 0
1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010
POR CAT 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010CAT-1 197 238 230 290 271 244 239 189 138CAT-2 73 54 87 17 118 42 84 200 235CAT-3 142 139 118 129 123 143 114 118 123CAT-5 6 6 28 32 36 35 55 55 53CAT-8 2 2 2 2 2 2 2 2 2CAT-9 5 5 8 9 19 22 18 16 21Total 425 444 473 479 569 488 512 580 572
Tabla # 4.11 Pozos perforados año 2009
A continuación histórico de pozos contribuyentes durante el período 1998-2010 y su
relación de BPD/pozo.
1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010Pozos Contrib. 36 0 7 9 3 15 9 6 19 13 10 3 0
BPD/Pozo 628 0 543 433 967 640 644 333 263 469 680 433 0
B. Número de pozos activos/inactivos
A continuación se presenta la distribución de los pozos por categoría desde el año
2002 hasta la actualidad.
-50
50
150
250
350
450
550
650
CAT-8 2 2 2 2 2 2 2 2 2
CAT-9 5 5 8 9 19 22 18 16 21
CAT-3 142 139 118 129 123 143 114 118 123
CAT-2 73 54 87 17 118 42 84 200 235
CAT-1 197 238 230 290 271 244 239 189 138
Total 425 444 473 479 569 488 512 580 572
2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010
Figura # 4.2. Histórico de pozos por categoría
SUB ESTADOS 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010FALLA DE ENERGIA ELECTRICA ENESTACION DE FLUJO 0 0 0 0 0
0 0 027
FALLA ELECTRICA EN PLANTA DE GAS 0 0 0 0 0 0 0 0 1BOMBEO ELECTROSUMERGIBLE 0 0 0 0 1 1 14 14 12POZOS CON PROBLEMAS EN BOMBA DESUBSUELO 0 0 1 0 1 0 3
77
BOMBEO DE TORNILLO 0 0 0 3 3 4 1TRABAJOS EN CABEZAL DE POZO 0 0 0 1 1 1 1 4POZO RECIRCULADOR DE GAS 0 0 0 0 1 0 4 6INYECTOR VAPOR DE AGUA CERRADO 0 1 1 0 0 0 1 1TRABAJOS EN ESTACIÓN DE FLUJO 0 0 0 0 1 0 0 3 2REPARACION ELECTRICA MAYOR 0 0 0 0 0 0 0 0 71REPARACIÓN ELECTRICA MENOR 8 1 0 0 0 0 1 0 1
CABLE ELECTRICO AL TRANSFORMADOR 0 0 0 0 0 0 0 17 4LINEA DE FLUJO NUEVA 0 0 3 0 1 1 4 9 26LINEA DE GAS NUEVA 0 1 2 0 3 5 2 7 13HURTO DE CABLE SUBMARINO 0 0 0 0 0 9 35 17TENDIDO DE CABLE ELECTRICO 0 5 0 1 6 5 4 3REPARACIÓN DE LÍNEA DE FLUJO 0 2 1 3 4 3 3 12 8REPARACIÓN DE LINEA DE GAS 3 4 2 5 10 0 10 12 25TRABAJOS EN MULTIPLES DE LAG 0 0 0 0 2 0 0 0 1
PROBLEMAS EN VARIADOR DE FRECUENCIA 0 0 1 1 1 1 10
5CABLE ELECTRICO SUMERGIBLE 0 24 4 3 7 5 23 66 0CONEXIÓN LÍNEA DE FLUJO 0 0 0 0 0 0 0 1 0NO PRODUCE 0 0 0 0 0 0 0 1 0RECUPERACIÓN DE HERRAMIENTA O PEZ 0 0 0 0 0 1 2 2 0VALVULA DE SEGURIDAD CERRADA 0 0 0 0 0 0 0 1 0CONECTAR LÍNEA DE FLUJO Y GAS ENPOZO 0 0 0 0 7 0 1
0 0
PARO DE PLANTA 0 0 0 0 0 0 1 0 0COILED TUBING 0 0 0 0 0 0 1 0 0REPARAR PLANCHADA DE LLEGADA 0 0 0 0 0 0 4 0 0ORDEN DE PDVSA 285 14 52 3 14 14 1 0 0HURTO DE CABLE BAJANTE 0 0 0 0 1 0 0 0HURTO DE BREAKER 0 0 0 0 1 0 0 0 0TRABAJO DE MINIPLANTAS O PC 0 0 0 0 45 0 0 0 0REGISTRO DE PRESION MAXIMA 1 0 1 0 0 0 0 0 0
FILTRACION DE GAS EN POZO O MULTIPLE 0 1 0 0 0 0 00
0LINEA DE CRU/GAS ROTA - ESPERANDO SEAT 0 0 2 0 0 0 0
00
REPARACION MECANICA MENOR 0 0 9 0 0 0 0 0 0POZO GAS LIFT 0 0 1 0 0 0 0 0 0OPTIMIZACION DE GAS 0 0 5 0 13 0 0 0 0
ESPERA POR EVALUACION DEL INGENIERO 1 0 0 0 0 0 00
0LINEA DE BOMBEO 2 1 1 0 0 0 0 0 0MANTENIMIENTO POR LIMPIEZA 0 0 1 0 0 0 0 0 0TOTAL DE POZOS: 300 54 87 17 118 42 84 200 235
HISTORICO POZOS CATEGORIA 2
Tabla # 4.12 Pozos categoría 2
SUB ESTADOS 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010POZO CON ALTA PRODUCCION DE ARENA 12 15 10 13 10 12 12 11 12POZO CON ALTA PRODUCCION DE AGUA 19 20 18 20 22 30 23 30 37POZO NO PRODUCE 20 20 15 16 16 17 15 15 15BOMBEO ELECTROSUMERGIBLE 72 60 54 55 51 56 36 33 32POZO ESPERANDO POR REACONDICIONAMIENTO MAYOR
2 1 3 3 5 4 4 5 5
POZO ESPERANDO POR REPARACION MENOR
0 0 0 0 1 1 2 1 1
POZO EN EVALUACION POR INGENIERIA DE EXPLOTACION
1 2 1 1 1 2 2 3 2
POZO DIFERIDO TEMPORALMENTE 1 3 2 1 1 1 0 2 1BOMBEO DE TORNILLO 0 0 0 0 0 1 2 1 0TRABAJO EN CABEZAL DE POZO 0 0 0 0 0 0 0 1 0
RECUPERACION DE HERRAMIENTAS O PEZ0 0 0 0 0 0 1 1 1
REPARACIÓN CON TALADRO ALTO RIESGO 1 2 2 2 1 1 2 3 3
POZO CON ALTA PRODUCCION DE GAS 3 5 5 6 6 6 6 6 6CABLE ELECTRICO SUMERGIBLE 0 0 0 0 0 0 0 0 1RAZONES DE YAC 2 2 4 3 2 3 2 2 2RAZONES MECANICA DE SUBSUELO 2 1 0 1 1 1 1 1POZO REENTRY 1 1 0 0 0 0 0 0 0DAÑOS EN CASING COLAPSADO O ROTO 0 0 1 1 0 0 0 0 0CABILLAS PARTIDAS O SUELTAS 0 0 0 0 0 1 0 0COMUNICACIÓN EN POZO 4 5 2 2 2 2 1 1 1TRABAJO DE WORK OVER EN EL POZO 2 2 1 5 4 5 5 3 3TOTAL DE POZOS: 142 139 118 129 123 143 114 118 123
HISTORICO POZOS CATEGORIA 3
Tabla # 4.13 Pozos categoría 3
SUB ESTADOS 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010ESPERANDO ABANDONO 3 3 3 3 3 7 17 17 43 43 42POZO DE BAJO PT ANTIECONOMICO 2 2 2 2 21 20 15 14 2 2 2POZO CON ALTO CORTE DE AGUA 1 1 1 1 4 5 4 4 10 10 9TOTAL POZOS: 6 6 6 6 28 32 36 35 55 55 53
HISTORICO POZOS CATEGORIA 5
Tabla # 4.14 Pozos categoría 5
SUB ESTADOS 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010POZO INYECTOR DE HIDROCARBURO CERRADO 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2TOTAL POZOS: 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2
HISTORICO POZOS CATEGORIA 8
Tabla # 4.15 Pozos categoría 8
SUB ESTADOS 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010RAZONES ECONOMICAS 3 3 3 3 5 6 6 6 6 6 6RAZONES DE YACIMIENTO 0 0 0 0 0 0 2 2 5 5 5POZO NUEVO 1 1 1 1 0 0 8 11 4 1 1POZO RECOMPLETADO EN OTRO YAC 0 0 0 1 1 1 1 1 1 1 1RAZONES MECANICAS DE SUBSUELO 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 2POZO SUSPENDIDO 1 1 1 0 2 2 2 2 2 3 6WORK OVER 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 1TOTAL POZOS: 5 5 5 5 8 9 19 22 18 16 21
HISTORICO POZOS CATEGORIA 9
Tabla # 4.16 Pozos categoría 9
5. DESCRIPCIÓN DE LOS MÉTODOS DE LEVANTAMIENTO DE FLUIDOS
Método de Bombeo Electro sumergible (BES)
En el campo Urdaneta Pesado contamos con 210 pozos categorías 1, 2 y 3 con una
producción asociada de 83.8 MBB, 48.8 MBN, gas de formación 18.9 MMPCD para el
20/10/2010. Se tienen activos categoría “1” 24 pozos, 12.9 MBB, 9.6 MBN, 2.2
MMPCD gas de formación, principalmente por problemas de hurto y saboteo en las
plataformas eléctricas, cables de entrada y salida en variadores de frecuencia, cables
submarinos de alta y baja tensión. Otros por problemas de cierres por alto %AyS,
arenamiento y filtraciones en líneas de flujo.
A continuación se mencionan las mejoras en las prácticas de diseño y optimización:
Estudio de los Factores Modificadores que afectan el Comportamiento de las Bombas
Electrosumergibles obteniendo como resultado la aplicación de Bombas GC-1150 en
pozos con producción de hasta 800 BBPD. (Ahorro de 10 M$/bomba)
Instalación de 03 Sistemas BES de tecnología Rusa (Marca Alnas) en proceso de
evaluación.
Completación de pozos con baja tasa (Hasta 300 Bls) con equipo BES TD-460 con
camisa de refrigeración. Para lograr que el equipo opere con una refrigeración
adecuada existe la aplicación de Camisas ó Chaquetas de Refrigeración cuya función
principal es reducir el área disponible para flujo aumentando la velocidad del fluido en
el anular Motor - Casing y así mejorar la transferencia de calor del motor al fluido
producido permitiendo mejorar la condición de refrigeración del motor lo cual disminuye
su temperatura de operación y se puede traducir en mayor vida útil del mismo.
Completación BES con Ejes de Ultra Alta Resistencia permitiendo aplicar mayor torque
al presentar atascamiento el equipo de fondo (Tecnología Aplicada en U.E. Urdaneta
Lago).
Implementación de cable serie 8000 con aleación de aluminio, hierro y magnesio.
Implementación de nuevas tecnologías en variadores de frecuencia con programación
de rearranque automático después de fallas eléctricas.
Método de Bombas de Cavidad Progresiva(BCP)
Con este método de producción se tienen 17 pozos categorías 1, 2 y 3 con una
producción asociada de 3.6 MBB, 2.7 MBN, gas de formación 1.4 MMPCD para el
20/10/2010. Se tienen pozos activos activos con este método de producción debido al
hurto de cable submarino. Del total de pozos BCP se tienen 8 pozos con mayor
posibilidad de arranque, ya que cuentan con bombas que han demostrado baja
interferencia entre estator, rotor y adecuado tipo de elastómero como ocurre con los
modelos 120-TP-2600 geometría simple lóbulo y NTZ350*300DT33 geometría
multilobulo. Los pozos con mayor posibilidad de arranque al realizar tendido de cable
submarino y otras conexiones eléctricas son: UD 281, UD 507, UD 194, UD 401, UD
459, UD 504, UD 711 Y UD 501. , Este tipo de bombas al tener mucho tiempo paradas
pueden quedar trabadas debido al crudo y la interferencia estator-rotor, sin embargo
gracias a las pruebas de laboratorio y pruebas pilotos en campo se ha podido superar
esta limitación logrando activar los pozos con Bombas de Cavidad progresiva desde 9
hasta 10 meses de inactividad.
Ya que se tienen definido 2 tipos de Bombas de Cavidad Progresiva(BCP) y algunos
otros que están por definirse como lo es el modelo 80 N 275 con un mayor número de
pruebas, debemos de garantizar un conjunto de proyectos asociados a este método de
Producción, tales como: Proyecto de tableros de distribución eléctrica, Distribución de
pozos en plataformas eléctricas que están en secuencia de taladro (considerando
carga eléctrica, nueva infraestructura de plataformas y/o Macoyas de 12 a 15 pozos ),
Proyecto de Macoyas para asociar 12 a 16 pozos en plataformas eléctricas
dependiendo de la potencia y al método de producción BES o BCP, Proyecto de
transmisión de parámetros operacionales por Scada, Diseño de una gabarra
económica para realizar servicios de pozos con BCP(cabillas rotas, bombeo de fluidos
para atascamientos, cambio de cabezal y otros con la herramientas correspondientes).
Cabe destacar la disponibilidad de contratos y servicios para llevar a cabo toda esta
actividad.
Método de Gas Lift
Con este método de producción se tienen 203 pozos categorías 1, 2 y 3 con 36.9 MBB,
22.2 MBN, gas total 141.9 MMPCD, gas de formación 18.9 MMPCD y gas lift 123.0
MMPCD. De estos pozos tenemos 94 pozos activos categoría 1, con 19.4 MBB, 14.7
MBN, gas total de 67.8 MMPCD y gas de formación de 8.5 MMPCD. Con este método
se tiene problemas de estabilidad en la red de distribución de gas, por falta de gas de
formación, indisponibilidad de gas de terceros y filtraciones en líneas de gas
recurrentes.
En el campo Urdaneta Lago existen 8 Múltiples de Inyección de gas(UD-2, UD 3, UD 4,
UD 5, UD 6, UD 7 Y UD 8), de los cuales, 4 poseen carrera de medición a la entrada
del cañón general(MG UD 4, UD 8, UD 7 y UD 9), 2 de ellos cuentan con instrumentos
neumáticos que permiten monitorear la presión general(UD 7 y UD 9), más no el flujo
de gas que pasa a través de ellos y las otras dos tienen asociadas instrumentos
electrónicos que no están en funcionamiento, por lo que el porcentaje de
automatización de la medición de consumo de gas general de los Múltiples de
Inyección es 0%.
La alimentación eléctrica de los 2 instrumentos automatizados asociados al cañón
general de los MLAG UD 4 y UD 8 está desconectada.
Los instrumentos neumáticos asociados al cañón general de los MLAG UD 7, UD 9
solo miden presión.
No es posible medir gas consumido de los MLAG UD 2, UD 3, UD 5 y UD 6 debido a
que no poseen carrera de medición en la entrada del cañón general.
Se tienen 3 Múltiples de gas con pozos automatizados, para visualizar flujo de gas que
llega en cada pozo, apertura y cierre desde el Scada. En el MG UD 4 se tienen 22
pozos automatizados, en el MG UD 6 14 pozos y en el MG UD 8 21 pozos.
La automatización de los Múltiples de gas en años anteriores no se realizó debido a la
visualización del cambio de Método de Producción de gas lift a BCP y este otro método
ha tenido retrasos principalmente por el hurto de cable submarino.
Flujo Natural
Pozos de Cretáceo en Lago
Se tienen 8 pozos del Cretáceo UD 121, UD 117, UD 103, UD 791, UD 132, UD 152,
UD 798. Los pozos UD 121, UD 117, UD 103, UD 132, UD 152 y UD 144 están
cerrados por disminución de la presión en el yacimiento. El pozo UD 152 y UD 103 van
para cambio de método de flujo natural a Gas Lift, el UD 132 va para
reacondicionamiento, completación con Gas lift y estimulación, el UD 121 y UD 117
requieren limpieza mecánica, el UD 144 cañoneo y estimulación por plataforma.
El UD 791 presentó filtración de línea de flujo produce 2.19 MBB, 2.16 MBN,
esperando disponibilidad de tubos para el tendido. La línea de flujo de 6” que va desde
el UD 103 al UD 117 se observó alta corrosión según gráfico de buzos.
Pozos de Cretáceo en Tierra
En tierra hay 3 pozos activos en flujo natural URD 07, Gar 17 y Gar 18. Actualmente
realizando estudio de factibilidad para instalar un sistema Jet Pump en el pozo Gar 18
por estar dentro de la Planta de Endulzamiento Urdaneta García contando con
condiciones de seguridad, acometidas eléctricas y otras facilidades.
6. DESCRIPCIÓN DE LAS INSTALACIONES DE SUPERFICIE ASOCIADAS AL
CAMPO
FACILIDADES DE MANEJO Y RECOLECCION DE LA PRODUCCION
El sistema de recolección de crudo de Urdaneta esta formado por una red de tuberías
de 12, 16, 20 y 24 pulgadas de diámetro que conectan el patio de tanques de ULE con
seis estaciones de flujo: UD-3, UD-4, UD-5, UD-6, UD-7 y UD-8 ubicadas todas al
noroeste del Lago de Maracaibo y tres plataformas de empalme M-UD-01, M-UD-02 y
M-PB-02.
Adicionalmente se tienen cuatro múltiples de producción asociados a tres estaciones
de flujo, M-UD-24 (EF-UD-06), M-UD-25/M-UD-26 (EF-UD.04) y M-UD-27 (EF-UD-07).
A continuación se presenta el esquema de la red de recolección de crudo del Campo
Urdaneta en donde se muestra el recorrido que lleva el diluente desde el patio de
tanques ULE y el retorno de la producción a través de las lineas 1 y 2.
Figura # 6.1 Red de recolección de crudo Urdaneta
LINEAS DE FLUJO
Las líneas de flujo sirven para transportar la producción de los pozos hasta las
Estaciones de Flujo. Su diseño depende de la distancia entre el pozo y la estación, así
como del flujo, presión y temperatura del fluido a nivel del cabezal de producción.
A continuación se presentan dos tablas donde se especifican todas las características
de las líneas de flujo principales así como su capacidad volumétrica.
Tabla # 6.1 líneas principales
ESTACIONES DE FLUJO
El campo Urdaneta posee un total de 6 estaciones de flujo: UD-3, UD-4, UD-5, UD-6,
UD-7 y UD-8; el número de pozos asociados a una estación de flujo varia entre 40 y 60,
y la capacidad de manejo de crudo de las estaciones oscila entre 24.0 y 76.5 MBPD.
Las estaciones de flujo se encargan de recolectar los volúmenes de crudo y gas
provenientes de los pozos productores, para luego separarlos, enviar el crudo a los
patios de tanques y hacer uso del gas para el consumo interno de la estación, como
combustible de los calentadores de crudo y suministro a los sistemas neumáticos de
instrumentación y control de la estación.
(PIES) (MTS)
M PB-02 ULE 24 46.920 14.301 2.004 26.254 ACTIVA 70
M PB-02 ULE 24 46.920 14.301 2.004 26.254 ACTIVA 70
M UD-2 M-PB-02 24 48.160 14.678 1.982 26.948 ACTIVA 102
M-UD-2 M-PB-02 24 48.160 14.678 1.982 26.948 ACTIVA 102
M UD-01 M-UD-2 24 48.750 14.858 1.982 27.278 ACTIVA 118
M UD-01 M-UD-2 24 48.160 14.678 1.982 26.948 ACTIVA 118
EF UD-08 M-UD-01 20 10.010 3.051 1.995 3.890 ACTIVA 119
EF UD-05 M-UD-01 12 10.730 3.270 1.983 1.501 F/S 120
EFUD-05 M-UD-01 20 10.950 3.337 1.993 4.255 ACTIVA 120
EF UD-06 M-UD-01 20 11.110 3.386 1.983 4.317 ACTIVA 120
EF UD-06 M-UD-01 12 11.080 3.377 1.993 1.550 F/S 119
EF UD-03 M-UD-01 24 15.250 4.648 1.982 8.533 ACTIVA 135
EF UD-04 EF-UD-03 16 7.320 2.231 1.982 1.820 ACTIVA 133
EF UD-04 M-UD-01 24 22.260 6.785 2.000 12.455 ACTIVA 136
EF UD-07 EF-UD-04 16 11.800 3.596 1.982 2.934 ACTIVA 235
PLANTA UD GARCIA EF UD-07 6 23.400 7.132 1.982 818 ACTIVA 136
EF UD-07 EF-UD-04 20 10.360 3.158 2.000 4.026 ACTIVA 162
MULTIPLE MATAP. EF UD-07 12 60.000 18.287 2.007 8.393 ACTIVA
MG UD-Y EF UD-07 8 7.000 2.133 2.004 435 ACTIVA 90
MP UD-27 EF UD-07 8 4.950 1.509 1.999 308 ACTIVA 90
MP UD-27 EF UD-07 12 4.950 1.509 1.999 692 ACTIVA 90
MP UD-27 EF UD-07 16 4.950 1.509 1.999 1.231 ACTIVA 90
MP UD-24 EF UD-06 8 5.600 1.707 1.999 348 ACTIVA 90
MP UD-24 EF UD-06 12 5.600 1.707 1.999 783 ACTIVA 90
MP UD-25 EF UD-04 8 4.800 1.463 1.999 168 ACTIVA 90
MP UD-25 EF UD-04 12 4.800 1.463 1.999 671 ACTIVA 90
MP UD-26 EF UD-04 8 4.850 1.478 1.999 302 ACTIVA 90
MP UD-26 EF UD-04 12 4.850 1.478 1.999 678 ACTIVA 90
PRESION(PSIG)
ESTADOAÑOCAPACIDAD
(BLS)ORIGEN DESTINO
DIÁMETRO (PULG)
LONGITUD
Son edificaciones de estructura metálica y concreto ubicadas, en este caso, en el Lago
de Maracaibo soportadas por pilotes clavados en el fondo del mismo. Estas contienen
un conjunto de equipos interconectados para recibir, separar, almacenar
temporalmente y bombear los líquidos provenientes de los pozos en sus
inmediaciones.
Su función principal es recolectar los fluidos (petróleo, agua y gas) provenientes de los
diferentes yacimientos localizados en las áreas circundantes al sitio de ubicación de las
mismas, además, se encarga de la separación del gas del fluido multifásico para
enviarlo a las plantas compresoras. Con respecto al líquido separado en las
estaciones, éste se almacena temporalmente en tanques pequeños, para luego
bombearlos hacia una red de crudo, de la cual parte un oleoducto principal hacia un
patio de tanques. En el patio de tanques se realiza el proceso de deshidratación y
envío para la comercialización del crudo. Las estaciones de flujo se encuentran
ubicadas en el Lago de Maracaibo (Exploración, Producción y Mejoramiento Occidente)
constan de tres niveles o pisos en los cuales se encuentran distribuidos los equipos
que la conforman.
Primer Nivel
Fosa de drenaje.
Bomba de achique.
Múltiples de gas.
Sistema de protección catódica.
Equipos menores
Segundo Nivel
Bombas de transferencia de crudo con sus motores y equipos auxiliares.
Trampas para la limpieza de las líneas de bombeo.
Medidor de la presión de bombeo y de flujo.
Válvulas de seguridad de las líneas verticales de cada pozo.
Extintores de fuego.
Tercer Nivel
Tanques de almacenamiento.
Separadores y depuradores.
Figura # 6.2 Estación de flujo
Una estación de flujo esta conformada básicamente por los siguientes equipos:
Múltiple o cañón de producción.
Separador de producción general.
Separador de prueba.
Tanque de almacenamiento de crudo.
Bombas de crudo.
Depurador.
Sumidero y bomba de lavado.
Sistemas auxiliares.(2)
Múltiple o cañón de producción: Los múltiples o cañones de producción son un
conjunto de tuberías, válvulas y piezas prefabricadas, cuya función es la de recibir el
fluido bifásico (líquido-gas) de los pozos que fluyen a la estación, y de allí se conduce a
través de tuberías, a los separadores de producción general o de prueba, según sea el
caso.
Cada uno de los pozos productores de crudo, se conecta a los cañones general y de
prueba constituidos por extensiones de 5 cupos, los cuales están ubicados al lado
opuesto de la plataforma de llegada. La conexión de la línea se hace mediante un
arreglo de tubería denominado escopeta.
El arreglo esta formado por una línea o tubería vertical de 0.0889 m (3 pulgadas) de
diámetro y 2,5mts de largo, conectada a una “T”, con un tapón o brida ciega en el punto
de conexión superior y una tubería horizontal que sirve de línea de flujo normal del
pozo, la cual esta acoplada a una válvula de tres vías que tiene como propósito
conducir los fluidos del pozo hacia el cabezal de producción o de prueba.
Entre la “T” de la escopeta y la válvula de tres vías se encuentra instalada una válvula
de retención, para evitar que fluya crudo desde la estación hacia cualquier pozo
productor con presión inferior a la de los cabezales. En cada una de la salida de las
válvulas de tres vías se encuentran válvulas de bloque de 0.0889 m (3 pulgadas) de
diámetro, la válvula de bloque superior esta acoplada al cabezal de prueba constituido
por una tuberías de 0.1524 m (6 pulgadas) de diámetro; mientras que, la válvula inferior
esta conectada al cabezal de producción constituido por tuberías de 0.2731m (10
pulgadas) de diámetro.
Los cabezales de producción general y prueba de las estaciones de flujo están
constituidos en forma modular, y pueden recibir hasta cinco pozos por medio de
extensiones o múltiples de cinco cupos (un cupo para cada pozo). El numero de
extensiones en cada estación, es función del numero total de pozos conectados a ella,
por ejemplo, una estación con 100 pozos conectados debe contar con un mínimo de 20
extensiones de 5 cupos.(2)
Figura # 6.3 Cañón General de Producción.
Separadores de Producción General: Son recipientes cilíndricos, que reciben el
fluido proveniente de los múltiples o cañones de producción general, los cuales poseen
a la entrada laminas de deflexión, donde al producirse el choque del fluido con las
mismas, ocurre la segregación del gas asociado, llamado proceso de separación gas-
líquido. En la parte superior tiene un tamiz llamado “extractor de niebla”, el cual retiene
las partículas de liquido que pueda llevar la corriente de gas.
La descarga de crudo del separador se controla con un dispositivo que opera con la
presión de la columna de fluido dentro del recipiente. Este dispositivo llamado piloto
“Kim-Ray”, envía la señal de cierre y apertura a la válvula de descarga del separador.
Este tipo se utiliza en el 90% de los separadores instalados en las estaciones de flujo,
cuya utilización es muy confiable y de fácil mantenimiento.
El gas sale por la parte superior del separador y va hacia el depurador, el cual retiene
las últimas partículas liquidas del gas antes de enviarse a las unidades de compresión.
También se encarga de recoger el líquido proveniente de cualquier mal funcionamiento
de los separadores.
En el separador general de producción eventualmente se separa la fase liquida de la
gaseosa; la fase liquida después de tratarse, se transporta a los tanques de
almacenamiento, mientras que el gas pasa a la red de recolección para entrar
nuevamente a la unidad compresora. Los separadores que se utilizan con mayor
frecuencia son los señalados en las siguientes figuras, para baja y alta presión
respectivamente.
Figura # 6.4 . Separador Vertical.
Separadores de prueba: El separador de prueba es un recipiente cilíndrico que en su
interior esta dividido en dos cámaras, una superior por donde entra el fluido bifásico
proveniente del pozo sometido a prueba, y la cámara inferior donde se realiza la
medición. La cámara inferior posee un sistema de flotadores dentro del recipiente en
forma de bombonas interconectadas por líneas de 0.0889 m (3 pulgadas) de diámetro,
en las cuales debe cumplirse el principio de los vasos comunicantes con relación al
movimiento del fluido en la cámara inferior. La cámara superior separa el gas del
liquido y la inferior se usa para medir el volumen de crudo desplazado entre dos
interruptores de nivel. Cada uno de estos volúmenes se registra y acumula (número de
golpes) en el tiempo que el pozo está en prueba. En cada ciclo completo (golpes), se
desplaza una cantidad de crudo que depende del diámetro interno del separador y de
la distancia entre los flotadores.
El numero de desplazamientos o descargas lo registra un contador que esta conectado
al flotador superior. El volumen de crudo descargado en cada golpe depende de las
dimensiones del separador y puede ser 2.3, 1.24 ó 0.54 m3 (14.5, 7.8 o 3.4 Barriles).
Como este volumen es fijo, toma demasiado tiempo medir pozos de baja producción de
79.49 a 238.5 m3 (típicamente de 0.5 a 1.5 MBD). El gas que sale del separador de
prueba se mide actualmente con una placa orificio intercambiable y un medidor de
presión estática, ambos conectados directamente a un registrador de volumen de gas
Figura # 6.6 Constitución interna de un Separador Horizontal Bifásico.
que posee una carta de flujo calibrada. El numero de separadores de prueba se
determina en función de la capacidad de la estación y el numero de pruebas mínimas
por pozo según el Ministerio de Energía y Minas (aceptable por pozo una prueba de 8
horas al mes). Cabe destacar que según las necesidades de la gerencia de los
números de pruebas se pueden incrementar.
El resto del equipo lo conforman dos válvulas de control, una que gobierna la
interconexión entre ambas cámaras y otra que controla la descarga del fluido hacia los
tanques.(7)
Figura # 6.7 Separadores de prueba de una Estación de Flujo.
Figura # 6.8 Constitución física interna de un separador de prueba.
Depuradores: Son recipientes cilíndricos encargados de eliminar todo el liquido
remanente y demás impurezas del gas, antes de enviarlo a los sistemas de
compresión. Al igual que los separadores, funcionan con un sistema de crudo y gas.
Un depurador vertical no es más que un recipiente con características similares a los
separadores, pero que no posee la capacidad de hacer una separación gas-líquido;
cuando los volúmenes de líquido son apreciables, poseen elementos físicos internos
adicionales que permiten purificar el gas y eliminar las diminutas partículas de crudo en
suspensión, provenientes de los separadores de producción y prueba.
Este se puede concebir como aquel separador utilizado aguas arriba de cualquier
unidad o equipo de procesamiento de gas con el fin de proteger dicha unidad de
líquidos hidrocarburos, agua u otro contaminante.
Este proceso se realiza con una caída de presión mínima de 6.89- 34.5 kPa (1-5 psi)
en donde se deben secar o eliminar los residuos de crudo que pudieron haber
quedado en la separación para que no haya arrastre de partículas de crudo en
suspensión y mucho menos agua, de manera tal que no exista la posibilidad de
formación de hidratos.
Tanques de almacenamiento de crudo: Son recipientes cilíndricos utilizados para
almacenar temporalmente el crudo proveniente de los separadores. Se utilizan tanques
de varios tipos y tamaños, clasificados según su capacidad y tipo de fondo; dentro de
Figura # 6.9 Arreglo de un Depurador.S.A.
los cuales se encuentran dos tipos: fondo plano y cónico, con capacidades de 159 y
238.5 m3 (1000 y 1500 Bls).
Bombas de crudo: Son equipos utilizados para succionar el crudo contenido en los
tanques de almacenamiento y enviarlo a los patios de tanques que se encuentran en
tierra, a través de tuberías asociadas a los sistemas de recolección de crudo. El
funcionamiento del sistema de bombeo en una estación de flujo esta controlado por
una serie de interruptores instalados en la pared del tanque; estos interruptores abren o
cierran un contacto eléctrico que permite la acción de las bombas. Actualmente, están
en servicio dos tipos de bombas de crudo: reciprocantes y de tornillo.
Sumidero y bomba de lavado: Para recuperar los volúmenes de crudo y aceite que
puedan derramarse en la plataforma de la instalación, existen en las instalaciones un
sumidero y un sistema recolector de derrames, constituido por bandejas y una red de
ductos y tuberías. El sumidero esta constituido por un tubo metálico de 0.6096 m (24
pulgadas) de diámetro sobre la superficie del lago. El sumidero en su extremo inferior
cuenta con un espacio para retener sólidos, y su nivel superior, cuenta con
perforaciones para permitir los cambios de nivel en el agua. En condiciones normales el
sumidero contiene solo agua del lago, en caso de derrame accidental el sumidero
retiene en su parte superior el crudo que ha sido recolectado por el sistema de
bandejas instalado debajo de la plataforma, que será succionado por la bomba para
enviarlo al tanque de almacenamiento. En la plataforma del sumidero se encuentra
también la bomba de lavado de la estación, la cual succiona agua del lago para
limpieza, a su vez la bomba cuenta con una conexión con el tanque de gasoil que
permite succionar agua y gasoil al mismo tiempo, y facilitar las labores de aseo en la
instalación.
Sistemas auxiliares: Estos sistemas sirven de apoyo a los procesos involucrados en
las estaciones de flujo, entre los cuales se encuentran:
Sistema de Inyección de química: Disminuye la formación de emulsiones fuertes y
espuma en las líneas de bombeo además de ayudar al proceso de separación
crudo-gas.
Sistema eléctrico: Suministra la energía necesaria para el funcionamiento de
algunos equipos de la estación.
Controlador Lógico Programable (PLC): Encargado del manejo de todas las señales
de entrada y salida hacia las válvulas de control de la estación.
Relé Maestro: Responsable del cierre de la estación debido a condiciones de
emergencia de la misma.
Sistema de medición de pozos: se encarga de medir tanto los volúmenes de líquidos
como los de gases producidos por un pozo en particular.
Proceso General de una Estación de Flujo.
Los pozos que se encuentran en uno o varios yacimientos, se conectan a la estación
de flujo mediante una línea de flujo que llega a un múltiple provisto de cabezales de
producción y prueba, ambos ubicados en la estación. De este múltiple de producción
va a los separadores de producción y prueba, esta ultima operación se realiza
actualmente mediante el accionamiento de una válvula manual de dicho múltiple.
En el separador de producción general se desprende el gas asociado al crudo. El nivel
de crudo en el separador se mantiene por medio de un controlador de nivel de tipo
neumático.
Este instrumento controla la válvula de descarga del fluido para mantener un nivel
mínimo en el separador y evitar el paso de gas hacia los tanques de almacenamiento.
El liquido proveniente del separador de producción pasa a una segunda etapa de
separación que opera a menor presión. De allí el líquido por diferencia de presión, va a
los tanques mediante bombas eléctricas, las cuales, en caso de falla de la energía son
relevadas por bombas movidas con motores a gas.
El crudo que se somete a prueba va al separador de prueba, en donde se disocian el
gas y el líquido, con el objeto de medir la tasa de flujo de estos.
Posteriormente, el gas y el líquido medido se unen al resto de la producción.
Actualmente, la producción de crudo de cada pozo se mide en un separador de prueba
(en algunas estaciones este proceso esta automatizado), el cual esta dividido en dos
cámaras. La cámara superior separa el gas del liquido y la inferior se usa para medir el
volumen de crudo desplazado entre dos interruptores por nivel. Cada uno de estos
volúmenes se registra y acumula en el tiempo que el pozo esta en prueba.
El gas que sale por la parte superior de los separadores va al depurador, donde se
despoja de los líquidos en suspensión. El gas depurado se transfiere al sistema de
recolección de gas del área, a través de un controlador de presión ubicado en la
descarga de gas el cual fija la presión de operación de la estación. El liquido del
depurador se une con el liquido procedente de los separadores de baja presión y va a
los tanques de almacenamiento de crudo de la estación.
Para mantener estable la presión de operación de la estación de flujo, en caso de
existir problemas en el sistema de recolección de gas, se utiliza un controlador de
presión que abre una válvula en la descarga de gas de la estación (Venteo) si la
presión excede el valor prefijado para evitar la sobrepresión en los equipos de la
estación. Los tanques de almacenamiento de crudo ventean directamente a la
atmósfera.
El crudo proveniente de los separadores y depuradores, se almacena en los tanques
de almacenamiento de crudo, los cuales están conectados en paralelo. Un tanque
típico tiene una capacidad de 238.5 m3 (1500 Bls) y posee un fondo cónico con
drenaje al sumidero. La estación es diseñada con una capacidad de retención definida,
esto es un tercio o dos tercios de la capacidad de los tanques para casos de
emergencia. Los tanques están provistos de interruptores de nivel que activan el
arranque de las bombas en relación con el nivel del tanque. El crudo almacenado en
los tanques de la estación, se bombea a los patios de tanques en tierra por medio de
bombas conectadas en paralelo, la mayoría de las bombas instaladas en las
estaciones son reciprocantes y el resto de tornillo. Las bombas principales se alimentan
eléctricamente. La secuencia de arranque del conjunto de bombas opera de acuerdo a
los niveles de crudo alcanzados en los tanques de almacenamiento.
Para disminuir la formación de emulsiones fuertes en las líneas de bombeo, ayudar en
el proceso de separación gas/liquido y disminuir la espuma que se forma debido a la
turbulencia, las estaciones de flujo están provistas de equipos y controles para la
inyección de productos químicos en el crudo. Los químicos demulsificantes se inyectan
con bombas dosificadoras y lo mismo se aplica para el caso de antiespumantes. El tren
de bombas del paquete de inyección de aditivo químico consiste en tres (3) bombas de
medición, dos(2) accionadas por motor eléctrico y una(1) accionada por motor a gas
para contingencia.
Los principales componentes de las estaciones de flujo son los siguientes:
Cañón de producción o recolección : Es un conjunto de válvulas y componentes de
tuberías prefabricadas, donde convergen la líneas provenientes de los pozos, el cañon
de recolección tiene como función recibir el flujo bifásico de los pozos productores
asignados a la estación de flujo y permitir las facilidades de manejo de crudo,
garantizando la selección de la dirección deseada del flujo a través de las válvulas
instaladas en el cañón y de allí va a través de tuberías a los separadores de producción
o de prueba.
Cada uno de los pozos productores se conecta a los cañones generales y de prueba
constituidos por extensiones de 5 cupos, los cuales están ubicados al lado opuesto de
la plataforma de atraque. La conexión de la línea al pozo, se realiza mediante un
arreglo de tubería denominado comúnmente escopeta.
Separador: Constituye el equipo principal en el proceso de separación y puede
describirse como un recipiente en forma cilíndrica, colocado en posición horizontal o
vertical cuyo propósito es separar el flujo bifásico de los pozos en sus componentes
gaseosos y líquidos. Los separadores son diseñados para rangos de presiones altas,
mediana o baja.
Los separadores en su interior poseen laminas de deflexión ubicadas inmediatas a su
entrada, donde al producirse el choque de flujo con las mismas, ocurre el
desplazamiento del gas asociado, llamado proceso de separación gas-liquido. En la
parte superior tiene un tamiz llamado extractor de neblina, el cual retiene partículas de
líquido que pueda transportar el gas.
La capacidad de los separadores de producción que maneja ciertos volúmenes diarios
de crudo y gas a determinadas presiones y etapas de separación, varía de acuerdo a
las especificaciones de manufacturas y funcionamiento requerido.
Separador de prueba: El número de separadores de prueba se determina en función
de la capacidad de la estación, el separador recibe la corriente proveniente del cabezal
de prueba (donde descargan los pozos), la cual entra al separador por dos puertas
diametralmente opuestas. Este separador esta dividido en dos cámaras, la superior por
donde entra el flujo bifásico proveniente del pozo e inferior donde se realiza la
medición. El crudo llega a la cámara superior hasta el nivel máximo donde hay una
boquilla que se comunica con la cámara inferior, a través de una tubería con las puntas
de nivel máximo y mínimo de esta cámara. Esta tubería tiene en su trayectoria a la
altura de la cámara inferior flotadores externos de nivel para diferentes alturas. Estos
flotadores al activarse emiten una señal a unas válvulas Kim Ray para descargar el
volumen controlado de la cámara inferior. Esta descarga es registrada y así se obtienen
las mediciones del crudo.
Separador de producción o general: En los separadores generales se realiza la
función de separar el gas del líquido de toda la producción de los pozos, y mediante
una válvula de descarga se envía hacia los tanques de almacenamiento. Estos
separadores cuentan con un sistema de control de nivel que evita el paso de gases al
sistema de líquido de la instalación. Adicionalmente el sistema de protección consta de
un interruptor neumático de nivel que actúa como respaldo al sistema de control y
envía una señal para abrir la válvula de descarga de líquido.
Depurador: En los depuradores se realiza la medición del gas total producido en la
instalación. Estos cuentan con un sistema de control de nivel que evita el paso de los
gases al sistema de líquido de la instalación.
Adicionalmente consta de un interruptor neumático de nivel que actúa como respaldo al
sistema de control, y envía una señal para abrir la válvula de descarga y drenar los
líquidos que se acumulan. El crudo o agua que se separa va hacia la parte inferior del
depurador y es descargado a través del sistema de drenaje.
Tanques de estabilización: Son los recipientes destinados al almacenamiento
temporal del crudo proveniente de los separadores. Los tanques cuentan con un
sistema de control de nivel, conformado por interruptores de nivel que cumplen con la
función de parar para evitar la succión en vacío, o encender las bombas para evitar el
derrame de crudo, dependiendo de la altura en la cual se encuentre el nivel de los
tanques. Los tanques de los cuales se dispone son de fondo cónico con una capacidad
normalizada de 1500 bls.
Bombas: El equipo de bombeo es un transformador de energía que recibe energía
térmica y/o eléctrica y la transfieren a un fluido en forma de presión, posición o
velocidad, se pueden clasificar en bombas de desplazamiento positivo (reciprocantes y
de tipo tornillo) y bombas dinámicas (centrifugas, periféricas y especiales).
Su función es succionar e impulsar el crudo a través de la línea de bombeo, hacia la
red de recolección para finalmente desembocar en los patios de tanques de la división.
El funcionamiento del sistema de bombas en una estación de flujo esta controlado por
una serie de interruptores (uno para cada bomba) instalados en un talero, estos
interruptores abren o cierran un contacto eléctrico que permite la acción automática y
manual de las bombas.
Motor eléctrico: Es una maquina eléctrica que básicamente transforma la energía
eléctrica suministrada por una fuente electromotriz en un par torso o movimiento
giratorio de un eje, dicho movimiento generalmente es trasmitido a un equipo
mecánico, que puede ser una bomba compresor o ventilador entre otros.
Válvula de seguridad: Se utilizan para el desahogo automático de la presión y es
accionada por la presión estática en el lado de corriente aguas arriba. La válvula se
abre o dispara con gran rapidez y se utiliza principalmente en servicios de vapor de
agua gas y crudo.
Su función es detectar un aumento de presión y proveer una trayectoria para la salida
del material que hay en el sistema. El aumento en la presión se detecta con un sistema
de equilibrio de fuerzas que consiste en que la presión del proceso actúa en una
superficie determinada en contra de un resorte o un peso. Se requiere su uso cuando la
presión de operación puede exceder la presión de diseño del sistema.
Válvula de control: Las válvulas de control son el regulador básico en cualquier
proceso que maneje corriente de fluidos. El empleo de las válvulas de control significa
que el proceso tiene algún tipo de sistema automático de control. Puede ser por nivel,,
flujo, temperatura presión o de otra índole.
Sumidero y Bomba de Lavado: El sumidero tiene como función recuperar los
volúmenes de crudo que puedan derramarse en la plataforma de la instalación.
Adicionalmente existe un sistema recolector de derrame constituido por bandejas y una
red de ductos y tuberías.
En condiciones normales el sumidero contiene solo agua del lago, en caso de derrame
accidental, el sumidero retiene en su parte superior el crudo que ha sido recolectado
por el sistema de bandejas instalado debajo de la plataforma que será succionado por
la bomba para enviarlo al tanque de estabilización. En la plataforma del sumidero se
encuentra también la bomba de lavado de la estación, la cual succiona agua del lago
para limpieza, a su vez la bomba cuenta con una conexión con el tanque de gasoil que
permite succionar agua y gasoil al mismo tiempo y facilitar las labores de aseo en la
instalación.
Sistema de Inyección de química: Se utiliza con el objetivo de minimizar el contenido
de agua en el crudo y la formación de emulsiones en las líneas de bombeo, con el
objetivo de facilitar la separación de crudo y agua en el patio de tanques.
Sistemas auxiliares: Sirven de apoyo a los procesos involucrados en las estaciones
de flujo, entre los cuales se encuentra el sistema eléctrico, el sistema de gas de
instrumentos, el sistema de válvulas de seguridad y alivio, sistema de protección contra
incendios y el sistema pararrayos.
MULTIPLES DE PRODUCCION
El múltiple de producción es un conjunto de equipos y elementos interrelacionados con
una estructura de mediana complejidad en comparación con la estación de flujo, para
recibir los fluidos provenientes
de los pozos ubicados a su
alrededor.
En los múltiples se realiza la
recepción de crudo agua y gas
producido por los pozos conectados, existen dos tipos de múltiples de producción; el
primero es el múltiple de producción separación este realiza las mismas funciones y
esta compuesto por los mismos elementos de la estación de flujo, excepto los tanques
de almacenamiento y el sistema de bombeo, el segundo es el múltiple de producción
sin separación esta constituido solamente por el cañón de producción o recolección.
Figura # 6.10. Múltiple de producción UD – 25SISTEMA DE DISTRIBUCION DE DILUENTE
El sistema de distribución de diluente esta constituido por una red de tuberías de 12”, 8”
y 6” que conectan el patio de tanques de ULE con las estaciones de flujo de urdaneta.
Figura # 6.11 Sistema de distribución de diluente Urdaneta
En el patio de tanques ULE el sistema esta constituido por los siguientes equipos
mayores:
Dos tanques de almacenamiento (80034 y 80036) en donde se preparan las mezclas
de diluente y adicionalmente sirven como tanques de compensación al sistema de
bombas impulsoras.
Un sistema de bombas impulsoras conformado por tres bombas centrifugas, su
finalidad es el de alimentar la succión del sistema de bombeo ULE-6 a una presión
de 30 a 60 Lpc.
Un sistema de bombas de desplazamiento positivo del tipo rotativo (ULE-6), la cual
se encarga de enviar el requerimiento de diluente hacia el campo urdaneta. Este
sistema dispone de un mecanismo de recirculación que permite enviar el exceso de
diluente a la succión de las bombas rotativas.
La descarga de las bombas del sistema ULE-6 es enviada hasta la estación del
flujo UD-2 a través de una línea de 12” y 93870 pies, la cual pasa por los múltiples
TJ-17, TJ-03,PB-01 y la EF-PB-16.
En la EF-UD-02, la producción proveniente desde ULE se incorpora a la producción
de la estación en el cabezal de bombeo. Desde la EF-UD-02 el diluente es enviado
hacia la EF-UD-03 a través de una línea de 12” y 73000 pies, la cual pasa a través
del múltiple UD-23. En la EF-UD-03 el diluente es enviado al resto de las
estaciones de flujo del área a través de un múltiple de distribución.
En las estaciones de flujo UD-03, UD-04, UD-05, UD-06, UD-07 y UD-08 el diluente
enviado desde el múltiple de distribución en la EF-UD-03, se incorpora en el
cabezal de recolección de crudo bifásico de estas instalaciones. Este cabezal
dispone de un mezclador bifásico que permite obtener una mezcla homogénea del
diluente enviado desde ULE con la producción de crudo pesado de la estación.
La tasa de inyección del diluente es dosificada en las estaciones de flujo
mencionadas a través de un sistema de control por flujo, el cual consiste de una
placa de orificio como elemento primario de medición, un controlador neumático y
una válvula de control. Como caso particular, en la EF-UD-04 existe un control por
presión conformado por un sensor por presión, un controlador neumático y una
válvula de control. Este sistema es utilizado en algunos casos cuando se requiere
establecer un control por presión en el área de Urdaneta.
Adicionalmente también se utiliza diluente en el campo el cual se deriva de los
convenios operativos establecidos en el área de operaciones.
La producción proveniente de Perla, es recibida en la estación de flujo UD-7 en los
tanques de almacenamiento. La producción de diluente proveniente del convenio
Petrowuarao, es recibida en la estación de flujo UD-7 en el cabezal de descarga de
las bombas parte de esta producción proviene de la planta Urdaneta García y el
resto del múltiple de Matapalo. Debido a que esta ultima entrega, opera a una
presión mucho mayor que la presión de operación del sistema de recolección de
crudo del área, la misma dispone de una válvula de control hasta un máximo de
450 Lpc. Con respecto al convenio Perenco, este esta asociado a la EF-UD-02 el
cual fue descrito anteriormente.
SUMINISTRO DE GAS Y ELECTRICIDAD
EL gas es procesado en la planta compresora UD-1 y la electricidad es
suministrada por la CIA regional de electricidad (ENELVEN) y esta a su vez es
canalizada en las plataformas BES del Campo Urdaneta.
Figura # 6.12 Sistema de recolección de gas UP
PLATAFOMAS BES
Conforman el centro de control donde se ubican los equipos eléctricos que transfieren
la potencia necesaria requerida por el motor electrosumergible. Cada plataforma
permite conformar arreglos de 4 a 8 pozos localizados en un perímetro adyacente a la
misma.
Constan de los siguientes equipos:
- Transformador Reductor (Principal):
- Transformador Elevador (Salida):
- Controlador de Velocidad Variable (VSC)
1. Transformador Reductor (Principal): Regula el voltaje de alimentación del VSC
(480 V), al voltaje requerido por el motor electrosumergible, el cual capta la energía
necesaria para mover los impulsores de la Bomba Centrífuga (Bomba
Electrosumergible)
2. Transformador Elevador (Salida): Regula el voltaje de alimentación de la
plataforma (12,470 KV), al voltaje requerido por los VSC (480 V)
3. Controlador de Velocidad Variable (VSC): Equipo que suministra la potencia
requerida por el motor eléctrico, controlando la velocidad de giro del motor; además de
brindar parámetros de protección al equipo electrosumergible.
Adicionalmente se cuenta en algunas plataformas con un modulo de comunicación
integrado este es un componente que se conecta al variador de frecuencia, permite el
establecimiento de la comunicación con el sistema SCADA o un computador portátil.
Esto ofrece de manera remota la supervisión del VSC.
Figura # 6.13. Plataforma BES UD-20
El Campo Urdaneta Pesado cuenta con un total de 41 plataformas, reportando estas un
100%.
Figura # 6.14. Sistema plataforma BES
PROYECTO: AMPLIACION DE LA CAPACIDAD DE PRODUCCION EN UD (NUEVA
EF UD-9)
El proyecto se concibe con el propósito de ampliar la capacidad de producción en el
área de Urdaneta. La Estación de Flujo UD-9 operará con sesenta y tres (63) pozos
disponibles para manejar la producción multifásica de bloque VI del campo Urdaneta”.
Con las actuales instalaciones de campo, resulta imposible llevar a cabo la ejecución
del plan de negocio de la Corporación, contemplado para el área Bloque V y VI, ya que
el incremento en los volúmenes de producción originaria que las actuales instalaciones
operen sobre su capacidad, y como consecuencia se originarían riesgos operacionales
con posibles daños al medio ambiente. Por tal motivo, se tomo la decisión de construir
la nueva Estación de Flujo UD-9.
La nueva estación de flujo contará con la capacidad suficiente para realizar los
procesos de recolección, separación, depuración, procesamiento y transporte optimo
de crudo, así como la disposición del gas natural, para manejar hasta un máximo de
52.0 MBBPD de crudo diluido en 18° API y 46.0 MMPCED de gas total, producción
asociada a los pozos de localizaciones existentes y futuras planificado por la unidad de
explotación Urdaneta Pesado en el Plan de Negocio
Adicionalmente tendrá un sistema de seguridad y protección tanto para los equipos
como para el proceso, lo cual incluye un sistema de venteo, en caso de presentarse
una sobrepresión en el sistema.
El Proyecto de construcción de la ED-9 tiene las siguientes características:
Información General
Identificación del Proyecto: “Construcción Estación de Flujo UD-9”
No. Del Proyecto: MBB
Ubicación: Bloque VI al Sur del Yacimiento Urdaneta Pesado
(URD01).
Unidad de Producción: Urdaneta.
Tipo de Instalación: Estación de flujo.
Clasificación del Proyecto: Crecimiento
Ubicación de Nueva EF-UD-09
Figura # 6.15. Ubicación UD 9
M
M
COORDENADAS DE UBICACIÓN DE LA INSTALACIÓN
Ubicación Coordenadas UTM Datum La Canoa
EF-UD-9
Norte Este
1.123.646,9 188.767,6
OBJETIVO Y JUSTIFICACIÓN
Objetivo
Incorporar al sistema de producción de la Unidad de Explotación Urdaneta Pesado
(UP), los volúmenes de crudo y gas de los pozos a perforar a partir del año 2007,
contemplados en el Plan de Negocio, para el desarrollo de las reservas (30.971 BBPD /
34 MMPCD) del Bloque V y VI del campo Urdaneta, mediante la construcción de una
estación de flujo denominada UD-9 con capacidad suficiente para soportar el
crecimiento esperado.
Justificación
Las instalaciones del campo Urdaneta Pesado están operando prácticamente al limite
de su capacidad, por lo que sí adicionamos el incremento del porcentaje de crudo y
agua en el tiempo para mantener el potencial del campo, según el Plan de Negocio
(PDN) de la Corporación será necesario contar con una infraestructura adicional que
nos permita manejar la producción del mismo y mantener bajo control operacional las
instalaciones existentes; por estas razones se hace indispensable la construcción de
esta nueva infraestructura (EF-UD-09). El principal beneficio en la construcción de la
Estación de Flujo UD-9 es obtener capacidad de manejo de producción de los pozos a
perforar en la zona, con una volumetría asociada a la instalación, considerando el
diluente, de 30.971 BBPD (42,5% del Bloque V y 100 % Bloque VI).
Cuellos de Botella
Definición de ubicación de nuevas localizaciones para las futuras perforaciones, por
parte de estudios integrados y yacimiento.
7. ANÁLISIS HISTÓRICO DE LA PRODUCCIÓN DEL CAMPO URDANETA
PESADO.
En la Figura # 7.1 se observa el comportamiento histórico del campo Urdaneta Pesado
desde 1998 hasta la actualidad, donde existen tres eventos resaltante de variación de
la producción; la primera es en el año 1999 donde se evidencia una caída de 90 MBND
a 60 MBND, producto del cierre de producción por requerimiento de mercado. La
segunda caída de producción se encuentra en el 2002 y 2003, debido al paro
petrolero, colocando los niveles de producción de 90,2 MBND a 49,0 MBND. El tercer
evento de variación de producción se presenta a partir del 2004 donde existe una
perdida de producción progresiva, incrementándose ésta a partir del 2008,
reduciéndose los niveles de producción de 72, MBND que se encontraba en 2004 a
23,3 MBND para este año en curso 2010. Este ultima caída , se debe generalmente
por el incremento de diferida de cable submarino debido a los hurtos y sabotajes,
adicionalmente el aumento de la cestas de pozos por reparación, reemplazo y tendido
de línea de gas y de flujo debido a las filtraciones en el área, y por la falta de recursos
de materiales, equipos e indisponibilidad de gabarras.
Figura # 7.1 Análisis histórico de la producción del campo Urdaneta pesado
8. FACTORES Y CAUSAS QUE HAN AFECTADO LA PRODUCCIÓN DEL CAMPO
URDANETA PESADO.
El Campo Urdaneta desde el 2005 hasta el 2010 se ha perdido un potencial de 30%, de
tener 92,1 MBND en 2005 hasta llegar actualmente en 2010 en 68,42 MBND,
igualmente la producción presenta una acentuada reducción de 66%, de tener para el
2005 en los niveles de producción en 68,1 MBND hasta llegar en el 2010 en 23,2
MBND producto de la disminución de pozos categoría 1 (activos) y por consiguiente
incremento de los pozos categoría “2” (cerrados por acciones con disponibiidad
inmediata).
Figura # 8.1 Factores y causas que han afectado la producción del campo Urdaneta pesado.
Al observar el comportamiento histórico de declinación y generación de potencial
(Figura # 8.2), se observa que desde el año 2001 hasta la actualidad la generación no
compensa la declinación, esto es debido al incremento del corte de agua por la
implantación del método de bombeo electrosumergible lo que aceleró la conificación de
agua hasta el año 2005 donde se optimizó la Pwf de los pozos por tipo de
completación. Cabe destacar que en el período 2009-2010 la actividad generadora fue
afectada por los hurtos y sabotajes en el campo. Otras causas concurrentes fueron
retrasos en la activación de los pozos, problemas en el sistema de levantamiento
artificial, tendido de líneas de flujo, tendido de líneas de gas y cable submarino,
observándose en algunos casos daño de formación por exposición de los fluidos de
perforación y completación. Es importante resaltar que para el año 2010 no hubo
actividad de perforación y rehabilitación ya que no eran económicamente rentables.
Figura # 8.2 Comportamiento histórico de declinación y generación de potencial
En la Figura # 8.3 se detallan las tres clasificaciones de diferida de producción; pozo,
infraestructura y planta desde el año 2005 hasta el 2010, donde la diferida de mayor
impacto como se observa es la categoría infraestructura, que para el año 2005 se
encontraba en 2.7 MBND, y se incrementó 11 veces mas para el año 2010, en 29.9
MBND. La categoría de infraestructura representa el 78,9 % de toda la diferida actual
2010 del Campo Urdaneta el cual el la causa principal de mayor impacto en los
compromisos de producción adquiridos por la Gerencia de la Unidad, en este esta
clasificación se encuentran las diferidas por hurto de cable submarino y por concepto
de reparación de línea de flujo y línea de gas (Categoría 2: Superficie) .
Figura # 8.3 Clasificaciones de diferida de producción
La categoría de diferida de Pozo representa actualmente el 19, 9% , y partir del 2006
se ha visto un incremento progresivo de 1.7 MBND hasta 7.3 MBND, por este
concepto se encuentra la diferida de equipo de fondo y por trabajos de subsuelo. Y por
ultimo, la diferida por concepto de Planta representa 1,8%, en este renglón
encontramos los eventos de planta de gas, manejo de gas y fallas eléctricas.
En la Figura # 8.4 se observa y se detalla la diferida por hurto de cable submarino, y
por concepto de reparaciones y tendido de línea de flujo y de gas, donde la primera es
la de mayor impacto el cual representa el 76 % de la diferida por Infraestructura y el
60% del total de perdida de producción que afecta significativamente el campo. La
diferida de reparación y tendido de línea de flujo y de gas representa para el 2010 el
20% de la clasificación de Infraestructura y el 19% de todo la diferida.
Figura # 8.4 Diferida por hurto de cable submarino, reparaciones y tendido de línea de flujo y de gas
El hurto de cable submarino a sido la mayor causa de diferida de producción en el
campo Urdaneta, afectando así lo compromisos de producción (Figura # 8.55). A raíz
de esto la Gerencia a implementado estrategias que permita disminuir este impacto
entre estos tenemos , Instalación de bajantes para proteger el cable submarino 5 KV y
0.6 KV, Instalación de pesas de concreto y flejado a lo largo del cable submarino,
Instalación de concertinas en cerca perimetral de las Plataformas BES, Instalación de
protección antihurto en transformadores secundarios e Instalación de luces de Balizaje
para indicar el estado del Variador a distancia. Para finales de octubre del 2009 se
comenzó el reemplazo de cable submarino con aleación de aluminio (sustituto del
cobre como conductor de energía) 5 KV y 0,6 KV a nivel de pozo y plataforma y 500
MCM a nivel de superficie logrando disminuir la diferida por cable.
Figura # 8.5 Hurto de cable submarino vs producción.
A pesar de los esfuerzos realizados la Gerencia de la U.P para recuperar la diferida de
producción por cable submarino y superficie, desde mayo 2010 se inicio el corte y
hurto de cable de alta tensión (cable de cobre de 15 KV). Este cable de 15 kv alimenta
las instalaciones de Estaciones de Flujo (EF), Múltiple de Producción (MP), Múltiples de
alta presión (MAP), Plataforma BES y BCP, Planta de gas, entre otras.
En la Figura # 8.6 del mes de agosto y septiembre 2010 observamos los diferentes
eventos de corte y hurto de cable de 15 KV que han afectado significativamente los
niveles de producción.
Figura # 8.6 Eventos de corte y hurto de cable de 15 KV en Agosto y Septiembre 2010
La Gerencia de Servicios eléctricos (SSEE) para agosto comenzó con la procura de
cable submarino de alta tensión de aleación de aluminio de 15 KV, y para inicio de
octubre del 2010 la gerencia de U.P comenzó un plan de tendido del cable nuevo con
aleación de aluminio, debido a que los meses agosto, septiembre y octubre 2010 se
presentaron múltiples eventos de hurtos y sabotajes en las instalaciones del campo
Urdaneta donde colocaron estas en condiciones no operativas.
En cuanto la cesta de reparación y tendido de línea de flujo y gas (Figura 8-4), es la
segunda causa de mayor impacto de diferida de la categoría de infraestructura y del
total del campo, donde se observa un incremento en el tiempo, y para el año 2008 se
tenia 2,1 MBND y se aumento para este año en 7.2 MBND, debido a la poco
disponibilidad de la gabarra de reparación y tendido, y la baja cantidad de inventario de
línea de 8” y 2”.
La categoría Pozo es la segunda causa de las tres clasificaciones de diferida (Figura
8.7), donde observamos que la de mayor impacto es la diferida de equipo de fondo que
para el año 2009 se encontraba en 4.0 MBND y para el 2010 en 6.0 MBND con
incremento del 50%, debido a los hurto de cable submarino que afectan la eficiencia de
la bomba BES y BCP así como también la poca disponibilidad de Equipos de sistema
BES y BCP por retrasos en los procesos administrativos de los contratos.
Figura # 8.7 Segunda causa de las tres clasificaciones de diferida
La diferida por concepto subsuelo si bien es baja y se mantiene casi constante desde el
2005 hasta 2010. En este renglón se encuentran las actividades de guaya y coiled
tubing como son: Cambio de valvula de gas lift (CVGL), chequeo de fondo (HUD),
registro espeial de temperatura (RET), limpieza Mecanica, limpieza quimica,
desplazamiento de Tuberia, enetre otros.
La diferida por Planta (Figura # 8.8) el de menor impacto de diferida en el Campo
Urdaneta representa el 1, 8 % y el grafica xx se observa su comportamiento donde el
reglon de diferidda mas significativa son los eventos de planta de gas en comparacion
a los eventos de fallas electricas
Figura # 8.8 Diferida por planta
El hurto de cable submarino como ya hemos descrito anteriormente es la de mayor
impacto (60%), la segunda es la reparación de línea de flujo y gas es la segunda
(19%) y la tercera de mayor impacto es la falla de equipo de fondo (16%).
9. PLANES DE PRODUCCIÓN PARA LOS PRÓXIMOS 5 AÑOS
Para los próximos 5 años se tiene contemplado drenar las reservas remanentes por
recuperación primaria mediante la ejecución de la actividad de Perforación (Vertical
e Inclinada) y reparación en el período 2011-2015 con la perforación de nuevos
pozos en la zona costanera, prueba piloto de inyección alterna de vapor, continuar
aplicando tecnologías (Inyección de resinas, Geles y cemento microfino), acelerar
la revisión del modelo sedimentológico para completar la fase II del EE.II., revisar
los esquemas de completacion y reparación de pozos con la finalidad de disminuir
costos y reducción de la producción diferida por hurto y sabotaje de las estaciones
de flujo, plataformas y pozos así como por tendido de cable, líneas de flujo y líneas
de gas.
A continuación se presenta el perfil de potencial de crudo para los próximos 5 años:
Figura # 9.1. Perfil de potencial de crudo F/A período 2010-2015
43,68
59,6
64,5
68,6572
74
2010 2011 2012 2013 2014 2015
0
10
20
30
40
50
60
70
80
90
% P
D/P
T
REDUCCIÓN DE DIFERIDA POR TENDIDO DE CABLE, LF Y LG
EN POZOS INACTIVOS POR
HURTO Y SABOTAJ E.
PERFORACIÓN DE POZOS NUEVOS EN LA ZONA DE LA
FRANJ A
INYECCIÓN ALTERNA DE VAPOR EN BLOQUES DEPLETADOS
En la Figura # 9.1 se visualiza una caída del potencial de crudo F/A desde el año
2011 hasta el 2013, esto se debe principalmente a que a pesar de la reanudación
de la actividad de perforación y rehabilitación y la implantación del proyecto de
inyección de vapor, la generación no compensa la declinación de yacimientos (Ver
figura # 9.2) sin embargo se observa un incremento para el período 2014-2015 por
el inicio de la perforación de nuevos pozos en la zona costanera.
Figura # 9.2. % Declinación período 2010-2015
Figura # 9.3 Perfil de producción de crudo período 2010-2015
Figura # 9.4. Perfil de producción de gas período 2010-2015
En las figuras # 9.3 y 9.4, el incremento en el año 2011 se debe a la reanudación de la
actividad de perforación y rehabilitación ya que para el 2010 esta actividad fue nula ya
que no era económicamente rentable. Es importante resaltar que para el período 2013-
2015 comienza el aumento del perfil de producción de la U.P. Urdaneta Lago debido a
AÑO 2010 AÑO 2011 AÑO 2012 AÑO 2013 AÑO 2014 AÑO 2015
0,00 3,00 3,00 4,00 4,00 5,000,00 5,00 2,00 2,00 2,00 5,001,00 10,00 14,00 14,00 17,00 18,001,00 2,00 3,00 3,00 5,00 5,003,00 2,00 4,00 4,00 4,00 4,003,00 3,00 3,00 3,00 3,00 5,006,00 3,00 2,00 2,00 2,00 1,00
14,00 28,00 31,00 32,00 37,00 43,00TOTAL DE POZOS
POZOS INYECCIÓN CEMENTO POZOS INYECCIÓN DE RESINA POZOS INYECCIÓN DE GELES
ACIDIFICACIÓN MATRICIAL EN POZOS CRETÁCICOS
Actividad POZOS VERTICALESPOZOS INCLINADOS
POZOS RARC CONVENCIONAL
la perforación de pozos en la zona de la franja costanera y al aumento en la actividad
de rehabilitación. (Ver Tabla No.)
Tabla # 9.1 Actividad a ejecutar período 2010-2015
Es importante resaltar que para el año 2010 el % PD/PT y la declinación son bajas
(43,68% y 9,6% respectivamente) debido a la diferida por hurto, proporcional al
aumento de pozos inactivos, lo cual apunta a ser disminuido para el año 2011. Para el
período comprendido del 2012-2017 estas dos variables aumentan paulatinamente
debido a la implantación de la inyección alterna de vapor y la perforación de pozos en
la zona costanera. Ver figuras # 9.2 y 9.5.
Figura # 9.5. % PD/PT período 2010-2015
9,6
14,514,514,5
12,512,5
2010 2011 2012 2013 2014 2015
0
5
10
15
20
25
30%
DE
CL
INA
CIÓ
NDISMINUCIÓN DE LA
DECLINACIÓN POR ALTO NÚMERO DE POZOS
INACTIVOS POR HURTO Y SABOTAJ E DE E.F,
PLATAFORMAS Y POZOS.
AUMENTO DE LA DECLINACIÓN DEBIDO A LA REANUDACIÓN DE
LA ACTIVIDAD DE PERFORACIÓN Y
REHABILITACIÓN Y ACTIVACIÓN DE POZOS
10. PLAN DE ACCIONES QUE APALANQUEN LA PRODUCCIÓN DEL CAMPO
Acciones:
Realizar la ejecución de la cesta de trabajos de subsuelo planificados de Urdaneta
Pesado en el año 2010.
Recuperación de producción de pozos AM+AE: 77 pozos / 9.9 BNPD (reparaciones
y tendido de líneas, conexiones y actividades con buzos)
Implementación de un mayor número de registradores de presión en cada uno de los
pozos y algunos en Múltiples de Gas de Urdaneta Pesado., para garantizar el
mayor número de diagnósticos por estación de flujo.
Acciones a Plataformas eléctricas y pozos BES
Instalación de bajantes para proteger el cable submarino 5 KV y 600 V.
Instalación de pesas de concreto y flejado de cables submarinos en el lecho marino.
Instalación de concertinas en cerca perimetral de las Plataformas BES.
Instalación de protección antihurto en transformadores secundarios.
Instalación de luces de Balizaje para indicar el estado del Variador a distancia.
Reemplazo de 14 KMS de cable submarino 3 x 2/0 15 KV de cobre por cable
submarino 3 x 4/0 15 KV serie 8000.
Instalación de 125 KMS de cable submarino 3 x 3/0 5 KV serie 8000, para
reemplazar cable submarino 1/0 5 KV de cobre.
Instalación de 15.4 KM cable submarino 3 x 3/0 600 V serie 8000, para reemplazar
cable submarino 1/0 600 V de cobre.
Instalación de 6000 MTS cable baja tensión calibre 500 MCM serie 8000 en
variadores de frecuencia de plataformas BES, para reemplazar el cable de potencia
500 MCM de cobre.
Instalación de 42 Interruptores termo magnéticos 600 A 600 V.
Recuperación de Conector Upper Pictael por medio de empalme con conductor de
AL SERIE 8000.
Reimpulsar proyecto de dotación de protección catódica.
Movilización de Plataformas BES UD 42 y UD 27, garantizar la disponibilidad de
infraestructura para la alimentación eléctrica a las nuevas localizaciones a perforar
en Urdaneta Pesado que utilicen el método de levantamiento por bombeo
electrosumergible. Limitación fabricación e hincado de pilote por prioridad a
hincado de localizaciones pozos nuevos
EF UD 9 nueva Estación de Flujo para obtener capacidad de manejo de producción
de los pozos a perforar en la zona sur del campo, con una volumetría asociada a la
instalación. en proceso de definición de la nueva ubicación de la EF UD-9, de
acuerdo a la ubicación de las nuevas localizaciones a perforar por parte de
estudios integrados y yacimiento.
Pozo UD 144 (400 BNPD) procura de materiales bajo solped #1500575557 del
sistema de inyección de química para tratamiento de asfáltenos (paneles
fotovoltaicos, bombas dosificadora y motores eléctricos). Para prevenir el
taponamiento de la línea de flujo por asfáltenos.
Adecuación de los sistemas de medición y control de diluente en Urdaneta Pesado.
Las instalaciones relacionadas son EF UD-8, EF UD-7, EF UD-6, EF UD-5, EF UD-
4, EF UD-3, MP UD-24, MP UD-25, MP UD-26, MP UD-27.
Suministros de Partes y Repuestos para Sistemas de Bombeo
Electrosumergible
Compra de 60 Variadores de frecuencia a través del Contrato Marco Corporativo N°
46200037994. Bariven realizando procedimiento para determinar la modalidad de
pago de la porción $ y la porción Bs. para la activación del contrato en SAP. Se
tiene planificado entregar 12 VSD en Noviembre 2010, 10 en Diciembre 2010 y
resto en 2011. Proceso administrativo lento.
Compra de 29 equipos de fondo BES de diferentes caudales a través del contrato
marco corporativo N° 46200037994, con cronograma de entrega a partir de
Diciembre. Bariven realizando procedimiento de liberación y activación del contrato
en SAP y definir modalidad de pago de la porción $ y la porción Bs. Proceso
administrativo lento.
Proceso N° 6600035615, Contrato Marco Corporativo para el Suministro de Partes,
Repuestos, Servicio Técnico e Instalación de Bombas Electrosumergibles con
Tecnología Centrilift. Bariven esperando que Comisión de Licitación de Bariven
autorice inicio de proceso. Proceso administrativo lento.
Proceso N° 6600034207; Contrato Marco Corporativo para el Suministro de Partes,
Repuestos, Servicio Técnico para la Instalación, arranque y reparación de Sistema
de Sistemas BES con Tecnología Word Group. Bariven esperando que Comisión
de Licitación de Bariven autorice inicio de proceso. Proceso administrativo lento.
Limitaciones y dificultades
Limitación de trabajos de subsuelo de manera oportuna por falta de Barcazas para
bombeo y gasoil para lograr bajar las herramientas con guaya en los cambios de
válvulas de gas lift.
Fallas en la asignación de equipos de reparación y tendido de línea.
Escasez de inventario de tubería de 2 sch 80 y 8 shc 40.+
Limitaciones de cable, variadores y breaker.
No se cuenta con existencia de Breaker termo magnético de 600 amperios para
reponer los hurtos y así poder recuperar la diferida. SOLPED generadas para la
adquisición de Breaker de 600 amperios:
Solped No. 1000791783 (30 Pz): Declarado Desierto
Solped No. 1000819210 (50 Pz): En proceso de Comisión
Solped No. 1000814895 (15 Pz): En proceso de Procura
No se cuenta con existencia de cable submarino 3 x 4/0 15 KV cobre para reponer
los hurtos y así poder recuperar las instalaciones. SOLPED generadas para la
adquisición cable Submarino 3 x 4/0 15 Kv serie 8000:
Solped No. 1000821760 (50 Km): En proceso de Procura.
Hurto y sabotajes en todas las instalaciones del campo
La No automatización de plataformas BES debido a los hurtos y sabotaje.
Falta de registradores de presión.
Incrementar de efectivos Militares en áreas medulares.
Movilización de Plataformas BES UD 42 y UD 27. Limitación para fabricación e
hincado de pilote por dar prioridad a hincado de localizaciones de pozos nuevos
EF UD 9 Limitaciones de presupuesto, modificación de contratos, construcción de
cabezales por falta de gabarra y materiales para construir cabezales
Pozo UD 144 de crudo acido retraso en la definición del equipo mas adecuado para
dosificar química para asfáltenos.
El Proyecto de Adecuación de los sistemas de medición y control de diluente en
Urdaneta Pesado esta en proceso de contratación.
Suministros de Partes y Repuestos para Sistemas de Bombeo Electrosumergible,
procesos administrativos lentos.
CONCLUSIONES
El comportamiento histórico del campo Urdaneta Pesado desde 1998 hasta 2010
existen tres eventos resaltante de variación de la producción; la primera es 1999 de
90 MBND a 60 MBND, por cierre de producción por requerimiento de mercado, la
segunda caída de producción se encuentra en el 2002 y 2003, debido al paro
petrolero, de 90,2 MBND a 49,0 MBND y el el tercero por a partir del 2004 con
perdida de producción progresiva hasta 2010 por incremento de producción diferida
y disminución de potencial.
• Las causas de la disminución de producción en los últimos años se debe por varias
razones, en el 2001 hasta el 2005 la generación no compensa la declinación, esto
es debido al incremento del corte de agua por la disminución de PWF con el
método de bombeo electrosumergible. Y la mayor causa de producción diferida se
encuentra en la clasificación de Infraestructura 78,9 % (28,9 MBND), donde la
diferida por hurto de cable submarino es la principal y de mayor impacto con 76%
(22,7 MBND) y por reparación y tendido de línea flujo y gas con 24% (7,2 MBND).
• Debido a los altos índices de corte y hurto de cable submarino se requiere, que
además de continuar con los tendidos de cable submarino de 5 KV , 0,6 KV , 15 KV
y cable superficie con aleación de aluminio es necesario presencia militar en le
área y acelerar los proyectos de automatización de las plataformas BES.
• Para Garantizar el apalancamiento de la producción se requiere acelerar los
procesos de contratos para la compra de 60 Variadores de frecuencia a través del
Contrato Marco Corporativo N° 46200037994, Compra de 29 equipos de fondo
BES de diferentes caudales a través del contrato marco corporativo N°
46200037994, así como también acelerar los Proceso N° 6600035615, de Contrato
Marco Corporativo para el Suministro de Partes, Repuestos, Servicio Técnico e
Instalación de Bombas Electrosumergibles con Tecnología Centrilift y el Proceso N°
6600034207; Contrato Marco Corporativo para el Suministro de Partes, Repuestos,
Servicio Técnico para la Instalación, arranque y reparación de Sistema de Sistemas
BES con Tecnología Word Group.