universidad central del ecuador … · 2016-09-29 · 2.1.2 historia del desarrollo tecnológico de...

UNIVERSIDAD CENTRAL DEL ECUADOR

FACULTAD DE INGENIERÍA EN GEOLOGÍA, MINAS, PETRÓLEOS Y

AMBIENTAL

CARRERA DE INGENIERÍA DE PETRÓLEOS

ESTUDIO DEL COMPORTAMIENTO DE DIVERSAS ICD’S APLICADAS EN EL

CAMPO OSO

Estudio Técnico presentado para optar por el Título de Ingeniero de Petróleos

Cisneros Ayala Franklin Vinicio

TUTOR: Ing. Atahualpa Vladimir Mantilla Rivadeneira

Quito, septiembre 2016

ii

DEDICATORIA

Este logro que he alcanzado,

es dedicado a mujer que más amo,

Lupita mi madre, que es la mejor amiga que tengo,

me guio y ayudo con su esfuerzo y fortaleza a culminar esta etapa de mi vida.

A mis hermanos que me ayudaron con sus consejos y amor durante todo este tiempo.

A mi padre, que me dejo sus consejos, amor, y que ahora nos cuida a todos desde el

cielo.

Franklin

iii

AGRADECIMIENTOS

A Dios por sus bendiciones al darme la vida, salud y el hogar, ya que sin su

presencia en mi vida nada sería posible.

A la familia Pozo Rosero por su confianza y apoyo incondicional durante mi

carrera y mi vida. Gracias infinitas.

A la Universidad Central del Ecuador la cual mediante la Carrera de

Ingeniería de Petróleos me brindó un espacio para estudiar la carrera.

Al Ing. Atahualpa Mantilla quien como tutor y amigo, dirigió mi Trabajo de

Titulación con dedicación y énfasis, para que pueda tener éxito al culminar mi

carrera.

Franklin

iv

DECLARATORIA DE ORIGINALIDAD

Yo, FRANKLIN VINICIO CISNEROS AYALA, declaro que el presente Trabajo de

Titulación para optar al título de Ingeniera de Petróleos de la Universidad Central del Ecuador

de la Facultad de Ingeniería de Geología, Minas, Petróleos y Ambiental, es original y no ha

sido realizado con anterioridad o empleado para el otorgamiento de calificación alguna, ni de

título o grado diferente al actual. El presente trabajo es el resultado de las investigaciones del

autor, excepto de donde se indiquen las fuentes de información consultadas.

Ing. Atahualpa Mantilla

C.I: 1712337474

Tutor

Franklin Vinicio Cisneros Ayala

C.I: 0401370820

Autor

v

UNIVERSIDAD CENTRAL DEL ECUADOR FACULTAD DE

INGENIERÍA EN GEOLOGÍA, MINAS, PETRÓLEOS Y AMBIENTAL

CARRERA DE INGENIERÍA DE MINAS

APROBACIÓN DEL TRABAJO DE TITULACIÓN POR PARTE DEL

TUTOR

Por la presente dejo constancia que en mi calidad de Tutor he leído el Trabajo de Titulación,

presentado por el señor FRANKLIN VINICIO CISNEROS AYALA para optar el Título de

Ingeniera de Petróleos cuyo tema es: “ESTUDIO DEL COMPORTAMIENTO DE

DIVERSAS ICD´S APLICADAS EN EL CAMPO OSO”, considero que reúne los

requisitos y méritos suficientes para ser sometido a la evaluación y presentación pública por

parte del Tribunal que se designe.

En la ciudad de Quito a los, 15 días del mes de Agosto del 2016.

Ing. Atahualpa Mantilla

CI: 1712337474

TUTOR

vi

AUTORIZACIÓN DE AUTORÍA INTELECTUAL

Yo, Franklin Vinicio Cisneros Ayala, en calidad de autor del Estudio Técnico realizado

sobre “ESTUDIO DEL COMPORTAMIENTO DE DIVERSAS ICD´S APLICADAS EN

EL CAMPO OSO” por la presente autorizo a la UNIVERSIDAD CENTRAL DEL

ECUADOR, a hacer uso de todos los contenidos que pertenecen o de parte de los

que contienen esta obra con fines estrictamente académicos o de investigación.

Los derechos que como autor me corresponden, con excepción de la presente

autorización, seguirán vigentes a mi favor de conformidad con lo establecido en los

artículos 5, 6, 8, y 19 y demás pertinentes de la Ley de Propiedad Intelectual y su

reglamento.

Quito, a 15 agosto de 2016

Franklin Vinicio Cisneros Ayala

CI: 0401370820

Telf.: 0987725880

E-mail: [email protected]

vii

Contenido

RESUMEN ....................................................................................................................... xxvi

ABSTRACT ....................................................................................................................xxvii

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

CAPÍTULO I: Generalidades ............................................................................................ 2

1.1 Planteamiento del problema .................................................................................. 2

1.2 Justificación e importancia .................................................................................... 2

1.3 Objetivos.............................................................................................................. 3

1.3.1 Objetivo General ................................................................................................. 3

1.3.2 Objetivos Específicos .......................................................................................... 3

1.4 Factibilidad y Accesibilidad .................................................................................. 3

1.5 Entorno de estudio..................................................................................................... 4

1.5.1 Marco Institucional ........................................................................................ 4

1.5.2 Marco Ético ................................................................................................... 5

1.5.3 Marco Legal .................................................................................................. 5

CAPÍTULO II: Marco Teórico .............................................................................................. 6

2.1 Marco Teórico .......................................................................................................... 6

2.1.1 Definiciones .................................................................................................. 6

2.1.2 Historia del desarrollo tecnológico de la herramienta ...................................... 7

2.1.3 Principio del dispositivo de control de influjo ICD´s ....................................... 9

2.1.4 Descripción de los elementos utilizados en la completación con ICD´s ............ 9

a) Empacadores expandibles o hinchables (swell packers) ......................................... 9

viii

b) Mallas .................................................................................................................11

2.1.5 Descripción de los dispositivos de control de influjo ICD’s ............................11

a) Dispositivo ICD tipo orificio o boquilla (nozzle) ..................................................11

b) Dispositivo ICD tipo helicoidal o tortuoso ............................................................12

c) Dispositivo ICD tipo tubo capilar .........................................................................13

2.1.6 Funciones y operaciones en la aplicación en pozos horizontales .....................14

2.1.7 AICD dispositivo de control de influjo autónomo ..........................................17

a) Principio de funcionamiento del dispositivo de control de influjo AICD ................18

b) Descripción de lo dispositivo de control de influjo AICD......................................19

2.1.8 Diseño de la completación con dispositivos de control del influjo ICD’s ........19

2.1.9 Tipos de diseño completación .......................................................................23

2.1.10 Generalidades de los pozos horizontales ........................................................23

2.1.11 Clasificación de los pozos horizontales ..........................................................24

2.1.12 Aplicación de los pozos horizontales según el tipo de yacimiento ...................27

a) Yacimientos de poco espesor ...............................................................................27

b) Yacimientos con compartimentos .........................................................................28

c) Yacimientos naturalmente fracturados ..................................................................28

d) Yacimientos con permeabilidad horizontal baja ....................................................29

e) Yacimientos con empuje de agua o capa de gas ....................................................29

2.1.13 Ventajas de los pozos horizontales en relación con los pozos verticales y

direccionales. .............................................................................................................30

ix

2.1.14 Desventajas de los pozos horizontales en relación con los pozos verticales y

direccionales. .............................................................................................................31

2.1.15 Comportamiento de la permeabilidad, porosidad, presión y caudal .................32

2.1.16 Conificación de aguay gas.............................................................................33

2.2 Marco Contextual .....................................................................................................36

2.2.1 Ubicación de área de estudio .........................................................................36

2.2.2 Geología.......................................................................................................37

2.2.3 Estratigrafía ..................................................................................................38

2.2.4 Descripción de la zona de interés...................................................................40

a) Formación Hollín ................................................................................................40

b) Propiedades petrofísicas.......................................................................................40

c) Propiedades de los fluidos del yacimiento ............................................................43

d) Análisis PVT .......................................................................................................44

CAPÍTULO III: Diseño Metodológico ..................................................................................45

3.1 Tipo de estudio ....................................................................................................45

3.2 Universo y muestra ..............................................................................................45

3.3 Métodos y técnicas de recopilación de datos .........................................................45

3.4 Procesamiento y análisis de información ..............................................................45

3.5 Descripción de los pozos horizontales PAD A ......................................................46

3.5.1 Pozos horizontales con completación ICD’s ..................................................46

3.5.2 Pozos horizontales con completación AICD ..................................................56

3.5.3 Pozos horizontales con completación con liner ranurado ................................68

x

3.6 Descripción de los pozos horizontales PAD B ......................................................75

3.6.1 Pozos horizontales con completación ICD’s ..................................................76

3.7 Descripción de los pozos horizontales PAD G ......................................................88


3.8 Descripción de los pozos horizontales PAD H ......................................................94


3.9 Presentación de resultados ................................................................................. 103

3.9.1 Pozos horizontales con completación ICD’s PAD A .................................... 104

3.9.2 Pozos horizontales con completación AICD PAD A .................................... 107

3.9.3 Pozos horizontales con completación con liner ranurado PAD A .................. 111

3.9.4 Pozos horizontales con completación ICD’s PAD B .................................... 115

3.9.5 Pozos horizontales con completación AICD PAD G .................................... 119

3.9.6 Pozos horizontales con completación AICD PAD H .................................... 121

CAPÍTULO IV: Análisis e interpretación de resultados ....................................................... 126

4.1 Comparación de la producción de fluidos de los pozos completados con ICD’s,

AICD y liner ranurado de la PAD A ............................................................................. 126

4.1.1 Producción acumulada de petróleo de los pozos completados con ICD’s............ 126

4.1.2 Producción de agua de los pozos completados con ICD’s .................................. 127

4.1.3 Producción de petróleo de los pozos completados con AICD ............................. 128

4.1.4 Producción de agua de los pozos completados con AICD .................................. 129

4.1.5 Producción de petróleo de los pozos completados con liner ranurado ................. 130

4.1.6 Producción de agua de los pozos completados con liner ranurado ...................... 131

xi

4.2 Comparación de la producción de fluidos de los pozos completados con ICD’s de la

PAD B......................................................................................................................... 132

4.2.1 Producción de petróleo de los pozos completados con ICD’s ............................. 132

4.2.2 Producción de agua de los pozos completados con ICD’s .................................. 133

4.3 Comparación de la producción de fluidos de los pozos completados con AICD de la

PAD G ........................................................................................................................ 134




PAD H ........................................................................................................................ 136



4.5 Comparación de la producción de fluidos de los pozos completados con ICD’s

AICD y liner ranurado de la PAD A, B, G, H................................................................ 138

4.6 Propuesta ......................................................................................................... 140

4.7 Conclusiones y recomendaciones ............................................................................ 140

BIBLIOGRAFÍA ............................................................................................................... 143

ANEXOS .......................................................................................................................... 146

xii

Índice de anexos

Anexo 1. Columna estratigráfica de los pozos horizontales del Campo Oso ....................... 146

Anexo 2: Diagrama de completación pozo OSO A 57HS2 ................................................ 147

Anexo 3: Diagrama de completación pozo OSO A 59H .................................................... 148

Anexo 4: Diagrama de completación pozo OSO A 71HS1 ................................................ 149






Anexo 10: Diagrama de completación pozo OSO A 49H .................................................. 155

Anexo 11: Diagrama de completación pozo OSO A 55H .................................................. 156

Anexo 12: Diagrama de completación pozo OSO A 95HS1 .............................................. 157

Anexo 13: Diagrama de completación pozo OSO B 52HS1 .............................................. 158

Anexo 14: Diagrama de completación pozo OSO B 54H .................................................. 159



Anexo 17: Diagrama de completación pozo OSO G 89H .................................................. 162

Anexo 18: Diagrama de completación pozo OSO G 96H .................................................. 163

Anexo 19: Diagrama de completación pozo OSO H 114HS1 ............................................ 164

Anexo 20: Diagrama de completación pozo OSO H 117H ................................................ 165

Anexo 21: Diagrama de completación pozo OSO H 118H ................................................ 166

xiii

Índice de figuras

Figura 1: Efecto talón-punta producidos a lo largo de un pozo horizontal. (Ellis, Erkal, & Goh,

2010) .......................................................................................................................... 7

Figura 2: Comportamiento de los fluido al implementar los ICD´s en reservorios homogéneos.

(Calvopina, 2016) ......................................................................................................... 8

Figura 3: Comportamiento de los fluido al implementar los ICD´s en reservorios

heterogéneos. (Calvopina, 2016) .................................................................................. 9

Figura 4: Empacador expandible o hinchable (swell packer). (Calvopina, 2016) ....................10

Figura 5: Malla. (Juárez Celis, 2013) ....................................................................................11

Figura 6: ICD Tipo Boquilla. (Calvopina, 2016) .....................................................................12

Figura 7: Tipo Canal helicoidal. (Calvopina, 2016) ................................................................13

Figura 8: ICD Tipo Tubo Capilar. (Calvopina, 2016) ..............................................................14

Figura 9: Perfil uniforme de flujo en un pozo horizontal utilizando ICD’s. (Calvopina, 2016) ..14

Figura 10: Comportamiento de los fluidos sin ICD’s en yacimientos heterogéneos. (Calvopina,

2016) .........................................................................................................................15

Figura 11: Comportamiento de los fluidos al implementar los ICD’s en yacimientos

heterogéneos. (Calvopina, 2016) .................................................................................15

Figura 12: Comportamiento de los fluidos sin ICD’s en yacimientos homogéneos. (Calvopina,

2016) .........................................................................................................................16

Figura 13: Comportamiento de los fluidos con ICD’s en yacimientos homogéneos. (Calvopina,

2016) .........................................................................................................................16

Figura 14: Dispositivo de control de influjo autónomo AICD. (Calvopina, 2016) ....................17

Figura 15: Flujo del petróleo a través de AICD. (Calvopina, 2016) .........................................18

Figura 16: Flujo de agua/gas a través de AICD. (Calvopina, 2016) .........................................19

xiv

Figura 17: Proceso diseño para la implementación de ICD’s. (Calvopina, 2016).....................21

Figura 18: Diseño de los ICD’s. (Calvopina, 2016) ................................................................22

Figura 19: Pozo horizontal. (Velasco, 2014) .........................................................................23

Figura 20: Pozo radio corto. (Velasco, 2014) .......................................................................25

Figura 21: Pozo radio medio. (Velasco, 2014) ......................................................................26

Figura 22: Pozo Radio Largo. (Velasco, 2014) ......................................................................27

Figura 23: Zonas productoras con poco espesor. (Montes Páez, 2014) .................................28

Figura 24: Zonas con compartimentos. (Montes Páez, 2014) ...............................................28

Figura 25: Intersección de la fracturas del yacimiento. (Montes Páez, 2014) ........................29

Figura 26: Permeabilidad vertical > Permeabilidad horizontal. (Montes Páez, 2014) .............29

Figura 27: Conificación de agua en un pozo vertical y horizontal. (SlideShare, 2013) .............30

Figura 28: Conificación de gas. (Bailey, y otros, 2000) ..........................................................33

Figura 29: Relación agua/petróleo con el limite económico. (Bailey, y otros, 2000) ..............34

Figura 30: Agua buena y mala. (Bailey, y otros, 2000) ..........................................................35

Figura 31: Conificación de agua. (Bailey, y otros, 2000) .......................................................35

Figura 32: Mapa Bloque 7. (BIPE, 2006) ..............................................................................37

Figura 33: Columna estratigráfica Bloque 7. (BIPE, 2006) .....................................................39

Figura 34: Diagrama de completación pozo OSO A 57HS2 con referencia a la Tabla 6 y Anexo

2. (BIPE, 2012-2014) ...................................................................................................47

Figura 35: Diagrama de completación pozo OSO A 59H con referencia a la Tabla 9 y Anexo 3.

(BIPE, 2012-2014) .......................................................................................................50

Figura 36: Diagrama de completación pozo OSO A 71HS1 con referencia a la Tabla 12 y Anexo

4. (BIPE, 2012-2014) ...................................................................................................53

xv


(BIPE, 2012-2014) .......................................................................................................56


(BIPE, 2012-2014) .......................................................................................................59


(BIPE, 2012-2014) .......................................................................................................62


(BIPE, 2012-2014) .......................................................................................................65

Figura 41: Diagrama de completación pozo OSO A 47H con referencia al Anexo 9. (BIPE, 2012-

2014) .........................................................................................................................68

Figura 42: Diagrama de completación pozo OSO A 49H con referencia al Anexo 10. (BIPE,

2012-2014).................................................................................................................70

Figura 43: Diagrama de completación pozo OSO A 55H con referencia al Anexo 11. (BIPE,

2012-2014).................................................................................................................72

Figura 44: Diagrama de completación pozo OSO A 95HS1 con referencia al Anexo 10. (BIPE,

2012-2014).................................................................................................................74

Figura 45: Diagrama de completación pozo OSO B 52HS1 con referencia a la Tabla 35 y

Anexo 13. (BIPE, 2012-2014) .......................................................................................76

Figura 46: Diagrama de completación pozo OSO B 54H con referencia a la Tabla 38 y Anexo

14. (BIPE, 2012-2014) .................................................................................................79


15. (BIPE, 2012-2014) .................................................................................................82


16. (BIPE, 2012-2014) .................................................................................................85

xvi

Figura 49: Diagrama de completación pozo OSO G 89H con referencia a la Tabla 47 y Anexo

17. (BIPE, 2012-2014) .................................................................................................89

Figura 50: Diagrama de completación pozo OSO G 96H con referencia a la Tabla 50 y Anexo

18. (BIPE, 2012-2014) .................................................................................................92

Figura 51: Diagrama de completación pozo OSO H 114HS1 con referencia a la Tabla 53 y

Anexo 19. (BIPE, 2012-2014) .......................................................................................95

Figura 52: Diagrama de completación pozo OSO H 117H con referencia a la Tabla 56 y Anexo

20. (BIPE, 2012-2014) .................................................................................................98

Figura 53: Diagrama de completación pozo OSO H 118H con referencia a la Tabla 59 y Anexo

21. (BIPE, 2012-2014) ............................................................................................... 101

xvii

Índice de gráficos

Gráfico 1: Curvas de producción diaria de petróleo, agua y fluido total vs tiempo pozo OSO A

57HS2. (BIPE, 2011-2016) ......................................................................................... 104


59H. (BIPE, 2011-2016) ............................................................................................. 105


71HS1. (BIPE, 2011-2016) ......................................................................................... 106


75H. (BIPE, 2011-2016) ............................................................................................. 107

Gráfico 5: Curvas de producción diaria de petróleo, agua y fluido total vs tiempo OSO A 92H.

(BIPE, 2011-2016) ..................................................................................................... 108


93H. (BIPE, 2011-2016) ............................................................................................. 109


94H. (BIPE, 2011-2016) ............................................................................................. 110


47H. (BIPE, 2011-2016) ............................................................................................. 111

Gráfico 9: Curvas de producción de petróleo, agua y fluido total vs tiempo pozo OSO A 49H.

(BIPE, 2011-2016) ..................................................................................................... 112

Gráfico 10: Curvas de producción de petróleo, agua y fluido total vs tiempo pozo OSO A 55H.

(BIPE, 2011-2016) ..................................................................................................... 113


95HS1. (BIPE, 2011-2016) ......................................................................................... 114

xviii

Gráfico 12: Curvas de producción diaria de petróleo, agua y fluido total vs tiempo pozo OSO B

52 HS1. (BIPE, 2011-2016) ......................................................................................... 115

Gráfico 13: Curvas de producción de petróleo, agua y fluido total vs tiempo pozo OSO B 54H.

(BIPE, 2011-2016) ..................................................................................................... 116

Gráfico 14: Curvas de producción diaria de petróleo, agua y fluido total vs tiempo pozo OSO

B 60H. (BIPE, 2011-2016) .......................................................................................... 117


B 64H. (BIPE, 2011-2016) .......................................................................................... 118


G 89H. (BIPE, 2011-2016) .......................................................................................... 119

Gráfico 17: Curvas de producción de petróleo, agua y fluido total vs tiempo pozo OSO G 96H.

(BIPE, 2011-2016) ..................................................................................................... 120

Gráfico 18: Curvas de producción diaria de petróleo, agua y fluido total vs tiempo pozo OSO H

118HS1. (BIPE, 2011-2016)........................................................................................ 121


H 117H. (BIPE, 2011-2016) ........................................................................................ 122

Gráfico 20: Curvas de producción diaria de petróleo, aguay fluido total vs tiempo pozo OSO H

118H. (BIPE, 2011-2016) ........................................................................................... 123

Gráfico 21: Comparación de producción acumulada de petróleo pozos con ICD’s PAD A.

(BIPE, 2011-2016) ..................................................................................................... 126

Gráfico 22: Comparación de producción diaria de agua BSW pozos con ICD’s PAD A. (BIPE,

2011-2016)............................................................................................................... 127

Gráfico 23: Comparación de producción acumulada de petróleo pozos con AICD PAD A. (BIPE,

2011-2016)............................................................................................................... 128

xix

Gráfico 24: Comparación de la producción de agua pozos con AICD PAD A. (BIPE, 2011-2016)

................................................................................................................................ 129

Gráfico 25: Comparación de producción acumulada de petróleo pozos con liner ranurado

PAD A. (BIPE, 2011-2016) .......................................................................................... 130

Gráfico 26: Comparación de la producción de agua BSW pozos con liner ranurado PAD A.

(BIPE, 2011-2016) ..................................................................................................... 131

Gráfico 27: Comparación de producción acumulada de petróleo pozos con ICD´s PAD B. (BIPE,

2011-2016)............................................................................................................... 132

Gráfico 28: Comparación de la producción de agua BSW pozos con ICD’s PAD B. (BIPE, 2011-

2016) ....................................................................................................................... 133

Gráfico 29: Comparación de producción acumulada de petróleo pozos con AICD PAD G. (BIPE,

2011-2016)............................................................................................................... 134

Gráfico 30: Comparación de la producción de agua BSW pozos con AICD PAD G. (BIPE, 2011-

2016) ....................................................................................................................... 135

Gráfico 31: Comparación de producción acumulada de petróleo pozos con AICD PAD H. (BIPE,

2011-2016)............................................................................................................... 136

Gráfico 32: Comparación de la producción de agua pozos BSW con AICD PAD H. (BIPE, 2011-

2016) ....................................................................................................................... 137

Gráfico 33: Comparación de la producción de fluidos de los pozos horizontales de Campo

Oso. (BIPE, 2011-2016) ............................................................................................. 139

xx

Índice de tablas

Tabla 1: Resumen de datos Geológicos y Petrofísicos de la arenisca Hollín Principal. (BIPE,

2006) .........................................................................................................................42

Tabla 2: Resultado promedio de las propiedades petrofísicas de la arenisca Hollín Principal.

(BIPE, 2006) ................................................................................................................43

Tabla 3: Análisis PVT del crudo de la arenisca Hollín principal. (BIPE, 2006) ..........................44

Tabla 4: Pozos horizontales Campo Oso. (Sierra, Terán, León, Morales, & Bastidas, 2015) ...46

Tabla 5: Componentes de la completación del pozo OSO A 57HS2. (BIPE, 2011-2014) ..........47

Tabla 6: Componentes de la completación del pozo con ICD’s pozo OSO A 57HS2. (BIPE, 2011 -

2014) .........................................................................................................................48

Tabla 7: Historial de producción diaria promedio por mes pozo OSO A 57HS2. (BIPE, 2011-

2016) .........................................................................................................................49

Tabla 8: Componentes de la completación del pozo OSO A 59H. (BIPE, 2011-2014) ..............50

Tabla 9: Componentes de la completación del pozo con ICD’s pozo OSO A 59H. (BIPE, 2011-

2014) .........................................................................................................................51

Tabla 10: Historial de producción pozo OSO A 59H. (BIPE, 2011-2016) .................................52

Tabla 11: Componentes de la completación del pozo OSO A 71HS1. (BIPE, 2011-2014) ........53

Tabla 12: Componentes de la completación del pozo con ICD’s pozo OSO A 71HS1. (BIPE,

2011-2014).................................................................................................................54

Tabla 13: Historial de producción pozo OSO A 71HS1. (BIPE, 2011-2016) .............................55

Tabla 14: Componentes de la completación del pozo OSO A 75H. (BIPE, 2011-2014) ............56

Tabla 15: Componentes de la completación del pozo con AICD pozo OSO A 75H. (BIPE, 2011-

2014) .........................................................................................................................57


xxi



2014) .........................................................................................................................60




2014) .........................................................................................................................63




2014) .........................................................................................................................66








Tabla 32: Componentes de la completación del pozo OSO A 95HS1. (BIPE, 2011-2014) ........74

Tabla 33: Historial de producción pozo OSO A 95HS1. (BIPE, 2011-2016) .............................75

Tabla 34: Componentes de la completación del pozo OSO B 52HS1. (BIPE, 2011-2014) ........76

Tabla 35: Componentes de la completación del pozo con ICD’s pozo OSO B 52HS1. (BIPE,

2011-2014).................................................................................................................77

Tabla 36: Historial de producción pozo OSO B 52HS1. (BIPE, 2011-2016) .............................78

xxii

Tabla 37: Componentes de la completación del pozo OSO B 54H. (BIPE, 2011-2014) ............79

Tabla 38: Componentes de la completación del pozo con ICD’s pozo OSO B 54H. (BIPE, 2011-

2014) .........................................................................................................................80

Tabla 39: Historial de producción pozo OSO B 54H. (BIPE, 2011-2016) .................................81



2014) .........................................................................................................................83

Tabla 42: Historial de producción pozo OSO B 60H. (BIPE, 2011-2016) ............................84



2014) .........................................................................................................................86

Tabla 45: Historial de producción pozo OSO B 64H. (BIPE, 2011-2016) .................................87

Tabla 46: Componentes de la completación del pozo OSO G 89H. (BIPE, 2011-2014)............88

Tabla 47: Componentes de la completación del pozo con AICD pozo OSO G 89H. (BIPE, 2011-

2014) .........................................................................................................................90

Tabla 48: Historial de producción pozo OSO G 89H. (BIPE, 2011-2016).................................91

Tabla 49: Componentes de la completación del pozo OSO G 96H. (BIPE, 2011-2014)............92

Tabla 50: Componentes de la completación del pozo con AICD pozo OSO G 96H. (BIPE, 2011-

2014) .........................................................................................................................93

Tabla 51: Historial de producción pozo OSO G 96H. (BIPE, 2011-2016).................................94

Tabla 52: Componentes de la completación del pozo OSO H 114HS1. (BIPE, 2011-2014) ......95

Tabla 53: Componentes de la completación del pozo con AICD pozo OSO H 114HS1. (BIPE,

2011-2014).................................................................................................................96

Tabla 54: Historial de producción pozo OSO H 114HS1. (BIPE, 2011-2016) ...........................97

xxiii

Tabla 55: Componentes de la completación del pozo OSO H 117H. (BIPE, 2011-2014) ..........98

Tabla 56: Componentes de la completación del pozo con AICD pozo OSO H 117H. (BIPE, 2011-

2014) .........................................................................................................................99

Tabla 57: Historial de producción pozo OSO H 117H. (BIPE, 2011-2016) ............................. 100

Tabla 58: Componentes de la completación del pozo OSO H 118H. (BIPE, 2011-2014) ........ 101

Tabla 59: Componentes de la completación del pozo con AICD pozo OSO H 118H. (BIPE, 2011-

2014) ....................................................................................................................... 102

Tabla 60: Historial de producción pozo OSO H 118H. (BIPE, 2011-2016) ............................. 103

Tabla 61: Resumen de la producción de petróleo, agua y fluidos pozo OSO A 57HS2. (BIPE,

2011-2016)............................................................................................................... 104

Tabla 62: Resumen de la producción de petróleo, agua y fluidos pozo OSO A 59H. (BIPE,

2011-2016)............................................................................................................... 105

Tabla 63: Resumen de la producción de petróleo, agua y fluidos pozo OSO A 71HS1. (BIPE,

2011-2016)............................................................................................................... 106


2011-2016)............................................................................................................... 107


2011-2016)............................................................................................................... 108


2011-2016)............................................................................................................... 109

Tabla 67: Resumen de la producción de petróleo, agua y fluidos del pozo OSO A 94H. (BIPE,

2011-2016)............................................................................................................... 110


2011-2016)............................................................................................................... 111

xxiv


2011-2016)............................................................................................................... 112


2011-2016)............................................................................................................... 113


2011-2016)............................................................................................................... 114

Tabla 72: Resumen de la producción de petróleo, agua y fluidos del pozo OSO B 52HS1. (BIPE,

2011-2016)............................................................................................................... 115

Tabla 73: Resumen de la producción de petróleo, agua y fluidos del pozo OSO B 54H. (BIPE,

2011-2016)............................................................................................................... 116


2011-2016)............................................................................................................... 117


2011-2016)............................................................................................................... 118

Tabla 76: Resumen de la producción de petróleo, agua y fluidos del pozo OSO G 89H. (BIPE,

2011-2016)............................................................................................................... 119

Tabla 77: Resumen de la producción de petróleo, agua y fluidos del pozo OSO G 96H. (BIPE,

2011-2016)............................................................................................................... 120

Tabla 78: Resumen de la producción de petróleo, agua y fluidos del pozo OSO H 114HS1.

(BIPE, 2011-2016) ..................................................................................................... 121

Tabla 79: Resumen de la producción de petróleo, agua y fluidos del pozo OSO H 117H. (BIPE,

2011-2016)............................................................................................................... 122

Tabla 80: Resumen de la producción de petróleo, agua y fluidos del pozo OSO H 118H. (BIPE,

2011-2016)............................................................................................................... 123

xxv

Tabla 81: Resumen de los pozos horizontales del Campo Oso completados con ICD’s, AICD y

liner ranurado. (BIPE, 2011-2016) .............................................................................. 124

Tabla 82: Resumen de producción los pozos horizontales del Campo Oso. (BIPE, 2011-2016)

................................................................................................................................ 125

Tabla 83: Comparación de producción acumulada de petróleo pozos con ICD’s PAD A. (BIPE,

2011-2016)............................................................................................................... 126

Tabla 84: Comparación de producción acumulada de petróleo pozos con AICD PAD A. (BIPE,

2011-2016)............................................................................................................... 128

Tabla 85: Comparación de producción acumulada de petróleo pozos con liner ranurado PAD

A. (BIPE, 2011-2016) ................................................................................................. 130

Tabla 86: Comparación de producción acumulada de petróleo pozos con ICD’s PAD B. (BIPE,

2011-2016)............................................................................................................... 132

Tabla 87: Comparación de producción acumulada de petróleo pozos con AICD PAD G. (BIPE,

2011-2016)............................................................................................................... 134

Tabla 88: Comparación de producción acumulada de petróleo pozos con AICD PAD H. (BIPE,

2011-2016)............................................................................................................... 136

xxvi

TEMA: Estudio del comportamiento de diversas icd’s aplicadas en el Campo Oso

Autor: Cisneros Ayala Franklin Vinicio

Tutor: Ing. Atahualpa Vladimir Mantilla Rivadeneira

RESUMEN

El estudio técnico se realiza el análisis del comportamiento de los dispositivos de control de

influjo en los pozos horizontales del Campo Oso, en los cuales se propone controlar la

producción de agua, aumentar la recuperación de reservas de petróleo y la vida productiva del

pozo, evitando la conificación de agua causado por el efecto talón-punta que se origina en los

pozos horizontales.

El desarrollo de la investigación fue de carácter descriptivo y comparativo donde se estudia

variables, parámetros que se debemos considerar en la implementación de la tecnología ICD’s,

se realiza una comparación de acuerdo a su desempeño y tipo utilizado, además se compara

con los pozos que fueron completados con liner ranurado. Se inicia con la recopilación de

información proporcionada por el Banco de Información Petrolera Ecuatoriana (BIPE).

Como conclusión final tenemos que la implementación de los dispositivos de control de

influjo, ayudó a controlar la producción de agua en los pozos horizontales y a su vez tener una

mayor producción de petróleo, aumentado la recuperación de sus reservas durante el periodo de

productibilidad de los pozos.

Los dispositivos de control de influjo es una nueva tecnología, la cual ayuda a los pozos

horizontales a controlar la conificación de agua, aumentar las reservas de petróleo y la vida

productiva de los pozos.

Palabras Clave: DISPOSITIVOS DE CONTROL DE INFLUJO, ICD’S, AICD, POZOS

HORIZONTALES, CONTROL DE AGUA, VIDA PRODUCTIVA DE POZOS

HORIZONTALES

xxvii

TITLE: Study of the behavior of different icd's applied in the Campo Oso

Author: Cisneros Ayala Franklin Vinicio

Tutor: Ing. Atahualpa Vladimir Mantilla Rivadeneira

ABSTRACT

The technical study behavior analysis devices inflow control in horizontal wells del Campo

Oso in which it is proposed to control water production is performed, increasing recovery of oil

reserves and the productive life of the well, avoiding water coning caused by the heel-toe effect

that originates in horizontal wells. The development of the research was descriptive and

comparative nature which variables, parameters must be considered in the implementation of

the ICD's technology is studied, a comparison according to their performance and type used is

performed also compared with the wells were completed with slotted liner. It starts with the

collection of information provided by the Bank of Information Oil Ecuadorian (BIPE). As a

final conclusion we need the implementation of control devices influence helped control water

production in horizontal wells and in turn have increased oil production, increased recovery of

their reserves during the producibility of wells. The inflow control devices is a new technology,

which helps control the horizontal wells to water coning, increasing oil reserves and the

productive life of the wells.

Key words: INFLOW CONTROL DEVICES, ICD’S, AICD, HORIZONTAL WELLS,

WATER CONTROL, PRODUCTIVE LIFE OF HORIZONTAL WELLSITECHNIQUES /

TECHNICAL MANAGEMENT / MINING LAW

I CERTIFY that the above and foregoing is a true and correct translation of the original

document in Spanish.

Ing. Atahualpa Wladimir Mantilla Rivadeneira

Certified Translator

ID: 1712337474

1

INTRODUCCIÓN

El estudio técnico se desarrolló por el problema que presentan los pozos horizontales por

producción de agua en el Campo Oso, en los cuales se implementó dispositivos de control de

influjo para controlar la irrupción temprana de agua y lograr una mayor recuperación de

petróleo en la vida productiva de los pozos.

Metodológicamente se inició con la recopilación de información de los pozos, luego se

realizó el análisis de cada uno de ellos, teniendo en cuenta la producción de fluidos, tipo de

completación con ICD’s o liner ranurado y determinar el comportamiento que tuvieron estos

dispositivos de control de influjo.

El aporte del estudio fue establecer qué tipo de dispositivos tuvieron el mejor desempeño para

controlar la producción de agua y vida productiva del pozo.

2

CAPÍTULO I: Generalidades

1.1 Planteamiento del problema

En el Campo Oso se han perforado 20 pozos horizontales, los cuales permiten tener una

mayor producción que en los pozos verticales o direccionales. Este tipo de pozos se presenta el

fenómeno de conificación de agua debido al efecto de talón-punta donde existe un diferencial

de presión que origina un influjo irregular a lo largo del trayecto del pozo. En el Campo Oso se

implementó los dispositivos de control de influjo ICD´s de diversas empresas y marcas en 16

pozos, con la finalidad de evitar en influjo abrupto de agua al inicio de la producción y 4 pozos

sin dispositivos de control de influjo que fueron completados con liner ranurado. El estudio

básicamente comparará el desempeño de los diversos ICD´s empleados en el Campo Oso,

además se realizara una comparación general con los pozos completados con liner ranurado.

1.2 Justificación e importancia

El desarrollo de este estudio nos permite comparar el desempeño de los ICD’s instalados por

las diferentes empresas contratadas, los cuales permiten controlar la producción de fluidos no

deseados como agua y gas, con lo cual se definirá la importancia y beneficio de utilizar los

ICD’s que fueron implementados en el Campo Oso o simplemente completar los pozos con

liner ranurado.

3

1.3 Objetivos

1.3.1 Objetivo General

Comparar el desempeño de los ICD’s instalados en los pozos horizontales en el

Campo Oso.

1.3.2 Objetivos Específicos

Conocer el comportamiento de la producción de fluidos en los pozos completados con

ICD’s y liner ranurado en el Campo Oso.

Describir la tecnología ICD’s utilizada en la completación de pozos horizontales.

Determinar los aspectos técnicos empleados para la implementación de los diferentes

ICD’s en el Campo Oso.

1.4 Factibilidad y Accesibilidad

El presente estudio es factible ya que se cuenta con el talento humano del investigador, así

mismo, con los recursos económicos suficientes de parte de quien va a realizar el presente

trabajo, de la información técnica, bibliografía pertinente y con el tiempo suficiente para la

realización del mismo, que inicia en noviembre del 2015 y culminará en septiembre del 2016.

Este trabajo de investigación es accesible ya que cuenta con el apoyo de la Secretaria de

Hidrocarburos – Banco de Información Petrolera Ecuatoriana, quienes brindarán las

facilidades necesarias para recolectar la información de los pozos en estudio que colaborarán

con la elaboración de este estudio técnico.

4

1.5 Entorno de estudio

1.5.1 Marco Institucional

Facultad de Ingeniería en Geología, Minas, Petróleos y Ambiental

Carrera de Petróleos

Misión:

“Formar integralmente a los profesionales, investigadores y técnicos crítico de nivel superior

con el conocimiento científico tecnológico para el análisis y solución de problemas y el

manejo de todas las actividades relacionadas con el aprovechamiento sustentable de los

hidrocarburos, con valores éticos, sociales y ambientales; capaces de liderar equipos

multidisciplinarios y tomar decisiones para responder a las exigencias nacionales e

internacionales.” (Carrera de Ingeniería de Petróleos , 2015).

Visión

Ser líder en el aprovechamiento sustentable y sostenible de los hidrocarburos para contribuir

al desarrollo del país y de la humanidad. (Carrera de Ingeniería de Petróleos , 2015).

Banco de Información Petrolera Ecuatoriana.

Los principales objetivos del Banco de Información Petrolera del Ecuador (BIPE) son:

Proporcionar a la industria, asociados y potenciales inversionistas del sector petrolero

de un ambiente conveniente y eficaz para el almacenamiento y la recuperación de la

información de Exploración y Producción de los hidrocarburos en el Ecuador y así

apoyar a la toma de decisiones.

Preservar el patrimonio hidrocarburífero del país mediante la organización,

administración, mantenimiento y provisión de información técnica generada durante

las actividades de exploración y producción de hidrocarburos.

5

El BIPE permitirá preservar el conocimiento del subsuelo y por ende incentivar la inversión

nacional e internacional en nuevos proyectos de Exploración y Producción Hidrocarburífera.

1.5.2 Marco Ético

El presente proyecto respeta los principios y valores del Banco de Información Petrolera

Ecuatoriana (BIPE), se acató todas las normas ambientales pertinentes, además, se respetó los

derechos intelectuales de otras investigaciones, utilizadas como guía en el presente estudio, la

integridad de las personas inmersas en la investigación y las políticas intelectuales de las

empresas o instituciones involucradas y fuentes. No existe plagio en el presente trabajo y los

resultados obtenidos serán para el beneficio del sector de estudio.

1.5.3 Marco Legal

Reforma del Reglamento de Régimen Académico mediante Resolución RPC-SO-18 No.206-

2015 de seis de mayo de dos mil quince. (Consejo de Educación Superior, 2013)

Los estudiantes que actualmente están cursando sus estudios y han cumplido el 80% de la

malla curricular, integran directamente la Unidad de Titulación Especial. Las suficiencias como

idiomas, informática, educación física, vinculación con la colectividad no son un requisito para

ingresar a la UDTE, pero si para la graduación. Estos estudiantes tienen plazo hasta terminar el

proceso de titulación para culminar las suficiencias. (Unidad Académica de Titulación de la

Universidad Central, 2015).

Reglamento Ambiental de Operaciones Hidrocarburíferas del Ecuador (RAOHE) decreto

1215, en su artículo 29 del literal (b) de la tabla 4 del anexo 2, publicado en el Registro Oficial

No. 265 del 13 de febrero de 2001 que son leyes nacionales. (Asamblea Nacional del Ecuador,

2010).

6

CAPÍTULO II: Marco Teórico

2.1 Marco Teórico

2.1.1 Definiciones

¿Que son los ICD´s y AICD?

Los dispositivos de control de influjo (inflow control device, ICD´s) y los dispositivos de

control de influjo autónomos (autonomous inflow control device, AICD), ayudan a controlar

la producción excesiva de agua y gas. Evita la conificación de estos fluidos en los pozos

altamente desviados y horizontales los cuales son perforados de forma paralela a los planos

de estratificación del yacimiento o hasta alcanzar 90 grados de desviación con respecto a la

vertical. La finalidad de estos pozos es incrementar el área de drenaje y obtener mayor

volumen de petróleo, además, los ICD’s y AICD podemos utilizarlos en pozos de inyección y

reinyección en donde controlan la presión y la tasa de inyección. (Ellis, Erkal, & Goh, 2010)

(Garzón Torres, Barrera Riaño, Portilla Rodríguez, & Castillo Salamanca, 2014)

Efecto talón – punta

Es la caída de presión que se genera desde la punta hacia el talón en un pozo horizontal, esto

produce un influjo irregular a lo largo del trayecto del pozo y genera la conificación de agua o

gas en el talón del pozo como se observa en la Figura 1. (Ellis, Erkal, & Goh, 2010)

(Calvopina, 2016)

7

2.1.2 Historia del desarrollo tecnológico de la herramienta

La investigación y desarrollo de esta tecnología se debe a la necesidad de disminuir y

controlar la producción de agua y gas en los pozos horizontales o altamente desviados, que en

promedio son tres barriles de agua por cada barril de petróleo, lo que significa una reducción en

los costos y un aumento en la producción de hidrocarburos. En la actualidad se producen

aproximadamente 210 millones de barriles de agua por día y 75 millones de barriles de petróleo

por día a nivel mundial. (Bailey, y otros, 2000)

En los pozos horizontales las técnicas de perforación en secciones largas incrementan el

contacto entre el pozo y el yacimiento, esto da origen a problemas en la producción, por

ejemplo: pérdidas en los costos operacionales, disminución en la producción de petróleo e

incremento de la producción de agua, existe una reducción de presión alrededor de la sección

del talón, como consecuencia de la caída de presión por fricción del flujo de fluidos que no es

uniforme a lo largo del pozo y causa mayores tasas de producción en el talón como se visualiza

en la Figura 1, que da inicio a la conificación de agua o gas que provoca una reducción en la

recuperación de petróleo y disminución en la vida productiva del pozo. (Ellis, Erkal, & Goh,

2010) (Calvopina, 2016) (Garzón Torres, Barrera Riaño, Portilla Rodríguez, & Castillo

Salamanca, 2014)

Figura 1: Efecto talón-punta producidos a lo largo de un pozo horizontal. (Ellis, Erkal, & Goh, 2010)

8

Para corregir y reducir el flujo irregular causado por efecto talón – punta, cuando se tiene

una permeabilidad homogénea o heterogénea, se utiliza los ICD´s.

En reservorios homogéneos, se ha demostrado que la mayor caída de presión se presenta en

el talón del pozo, es decir el comportamiento se presenta de la siguiente manera: la caída de

presión en el talón es mayor a la caída de presión en la mitad y a su vez mayor la caída de

presión punta del pozo. (Garzón Torres, Barrera Riaño, Portilla Rodríguez, & Castillo

Salamanca, 2014) (Calvopina, 2016)

En la Figura 2 se presenta el caso para un reservorio homogéneo, observamos que debido a

las altas caídas de presión en el talón, el agua tiende a ingresar por esta zona provocando efecto

de conificación de agua, al colocar los ICD´s la caída de presión disminuye y el agua tiende a

fluir uniformemente reduciendo su conificación. (Ellis, Erkal, & Goh, 2010) (Calvopina, 2016)

Figura 2: Comportamiento de los fluido al implementar los ICD´s en reservorios homogéneos. (Calvopina, 2016)

En reservorios heterogéneos o estratificados, se ha demostrado que la mayor caída de presión

se presenta en aquellas secciones que poseen las mejores características petrofísicas

(permeabilidad y porosidad), es decir las mayores caídas de presión pueden estar en el talón, en

la mitad, en el final o en varias zonas del pozo según indique el estudio petrofísico.

En el Figura 3 se presenta el caso para un reservorio heterogéneo, allí se puede observar que

debido a las altas caídas de presión en diferentes zonas, el agua trata de ingresar al liner de

producción de distinta manera, provocando efectos de conificación de agua en varias zonas, al

9

colocar los ICD´s las caídas de presión disminuye y el agua tiende a fluir uniformemente

reduciendo su conificación. (Ellis, Erkal, & Goh, 2010)

Figura 3: Comportamiento de los fluido al implementar los ICD´s en reservorios heterogéneos. (Calvopina, 2016)

2.1.3 Principio del dispositivo de control de influjo ICD´s

El objetivo de los ICD´s es de equilibrar los perfiles de flujo y contra flujo a lo largo de la

longitud del pozo horizontal.

Su funcionamiento se basa en el Principio de Bernoulli, la caída de presión producida a

través de un orificio se incrementa en función del cuadrado de la velocidad del flujo de fluido,

la cual aumenta cuando se reduce el diámetro del orificio, esto se logra por medio de orificios,

tubos capilares, caminos tortuosos o capilares de mayor diámetro y longitud según el diseño del

ICD’s que se use. (Ellis, Erkal, & Goh, 2010) (Calvopina, 2016) (Garzón Torres, Barrera

Riaño, Portilla Rodríguez, & Castillo Salamanca, 2014)

2.1.4 Descripción de los elementos utilizados en la completación con ICD´s

a) Empacadores expandibles o hinchables (swell packers)

Se basa en las propiedades de hinchamiento del elastómero al sumergirlo en hidrocarburos

o agua, mantiene su flexibilidad que permite al swell packers adaptarse a los cambios de forma

con el transcurso del tiempo.El objetivo de los swell packers es el de forzar al fluido que viene

10

del medio poroso a pasar directamente a la tubería, para esto evitamos que el fluido se

desplace en todo el espacio anular dividiendo la sección horizontal, creando compartimientos

con los empacadores hinchables. (Lopez Solis, Siles Coria, Govea Salazar, & Flores Soruco,

2006) (Calvopina, 2016)

Al incrementar el número de swell packers en la sección horizontal vamos a restringir el

flujo en la dirección lineal dentro del espacio anular, independientemente si se mueve en

dirección hacia el talón o la punta del pozo, con esto el fluido pasa directamente del medio

poroso al espacio anular (entre el medio poroso y el liner de producción) después el flujo

pasará por el ICD. (Lopez Solis, Siles Coria, Govea Salazar, & Flores Soruco, 2006)

(Calvopina, 2016)

En un pozo horizontal, al no utilizar swell packers, los ICD´s van a controlar el fluido que

se desplaza en espacio anular más no el fluido que viene del medio poroso, es decir si solo

utilizamos los ICD´s pero sin colocar los swell packers, entonces no estaríamos aislando al

medio poroso del liner de producción, y solo controlaríamos el fluido que ingresa directamente

desde la formación y se desplaza en el anular, como consecuencia no tendríamos el control

adecuado de la entrada del flujo del fluido. (Lopez Solis, Siles Coria, Govea Salazar, & Flores

Soruco, 2006) (Calvopina, 2016)

Figura 4: Empacador expandible o hinchable (swell packer). (Calvopina, 2016)

11

b) Mallas

El objetivo de las mallas es filtrar el fluido que ingresa del medio poroso a los ICD’s y

evitar el taponamiento, el tamaño de las mallas son diseñadas de acuerdo al tipo de

yacimiento.

Figura 5: Malla. (Juárez Celis, 2013)

2.1.5 Descripción de los dispositivos de control de influjo ICD’s

En los ICD’s se utiliza diversas configuraciones para generar un flujo continuo como son:

boquillas, tubos y canales de tipo helicoidal, están diseñados para balancear el perfil de influjo

del pozo y minimizar el flujo anular cuando existe una caída de presión adicional entre la

formación y el pozo, y tener un cambio del régimen de flujo, que pasa de flujo radial darciano

en el yacimiento a un flujo con una caída de presión adicional dentro de los ICD’s. (Calvopina,

2016)

a) Dispositivo ICD tipo orificio o boquilla (nozzle)

En estos dispositivos se utiliza orificios de diámetros pequeños que se insertan en una

camisa colocada alrededor de una tubería base, en los cuales se produce una caída de presión a

medida que el flujo de un fluido pasa por estos orificios. El comportamiento del dispositivo

ICD con boquillas es autorregulables, debido a variaciones de permeabilidad producidas a lo

12

largo de la sección horizontal del pozo, cada unión del dispositivo ICD se comportará en forma

independiente por la heterogeneidad del yacimiento y del tipo de fluido, las cuales cambiaran

con el tiempo. (Ellis, Erkal, & Goh, 2010) (Calvopina, 2016) (Garzón Torres, Barrera Riaño,

Portilla Rodríguez, & Castillo Salamanca, 2014)

En la Figura 6 observamos que el fluido que viene de la formación fluye a través de las

mallas que se encuentran montadas en una camisa a lo largo del espacio anular entre el tubo

base y las mallas, luego pasa por los ICD’s en este caso boquillas y orificios, para finalmente

ingresar a la tubería de producción.

Figura 6: ICD Tipo Boquilla. (Calvopina, 2016)

b) Dispositivo ICD tipo helicoidal o tortuoso

En este dispositivo se utiliza canales cuyo diámetro y longitud se encuentran determinados,

están basados en la fricción que produce el fluido al pasar por estos canales de diámetro largo y

reducido.En los ICD’s tipo helicoidal existe una presión diferencial que se origina por la

fricción producida contra la superficie de los canales y constituye una función de la tasa de

flujo y de las propiedades de los fluidos. (Ellis, Erkal, & Goh, 2010) (Calvopina, 2016)

(Garzón Torres, Barrera Riaño, Portilla Rodríguez, & Castillo Salamanca, 2014)

13



base y las mallas, luego pasa por los ICD´s en este caso a través de los canales que tienen un

trayecto tortuoso, para finalmente ingresar a la tubería de producción.

Figura 7: Tipo Canal helicoidal. (Calvopina, 2016)

c) Dispositivo ICD tipo tubo capilar

En este dispositivo se utiliza capilares para crear una caída de presión, su longitud y

diámetro interior están diseñados para producir la presión diferencial necesaria para tener una

eficiencia óptima de la completación. (Ellis, Erkal, & Goh, 2010) (Calvopina, 2016) (Garzón

Torres, Barrera Riaño, Portilla Rodríguez, & Castillo Salamanca, 2014)



base y las mallas, luego pasa por los ICD’s en este caso a través de un juego de capilares, para

finalmente ingresar a la tubería de producción.

14

Figura 8: ICD Tipo Tubo Capilar. (Calvopina, 2016)

2.1.6 Funciones y operaciones en la aplicación en pozos horizontales

El objetivo de los ICD´s es el de generar un flujo uniforme cuando el fluido ingresa desde

el yacimiento hacia los ICD’s, con esto tendríamos una distribución de presión y producción

uniforme a lo largo de la sección horizontal, entonces vamos a reducir el avance de los fluidos

no deseados, obtendremos un mayor factor de recuperación y un incremento en la vida

productiva del pozo. (Calvopina, 2016) (Garzón Torres, Barrera Riaño, Portilla Rodríguez, &

Castillo Salamanca, 2014)

Figura 9: Perfil uniforme de flujo en un pozo horizontal utilizando ICD’s. (Calvopina, 2016)

En la Figura 10 se muestra un yacimiento heterogéneo con variaciones de permeabilidad en la

sección horizontal del pozo y completado de forma convencional con liner ranurado sin ICD’s.

El mayor aporte de fluidos será por la zona más permeable y por allí irrumpirá el agua.

15

Figura 10: Comportamiento de los fluidos sin ICD’s en yacimientos heterogéneos. (Calvopina, 2016)

En la Figura 11 se muestra una completación con ICD’s en un pozo horizontal heterogéneo.

El pozo es segmentado con swell packers de acuerdo a las permeabilidades. Los ICD’s frente a

las zonas más permeables son diseñados para restringir el flujo en esta zona.

Figura 11: Comportamiento de los fluidos al implementar los ICD’s en yacimientos heterogéneos. (Calvopina,

2016)

En yacimientos homogéneos la permeabilidad es uniforme en toda la zona de interés, pero

sin embargo se produce el efecto talón-punta, con un mayor diferencial de presión en la sección

del talón del pozo como se muestra en la Figura 12.

16

Figura 12: Comportamiento de los fluidos sin ICD’s en yacimientos homogéneos. (Calvopina, 2016)

En los yacimientos homogéneos la implementación de los ICD’s ayuda a controlar el efecto

talón-punta como se muestra en la Figura 13.

Figura 13: Comportamiento de los fluidos con ICD’s en yacimientos homogéneos. (Calvopina, 2016)

Beneficios de esta tecnología

Combate los fenómenos de conificación de agua o formación de crestas de gas a

través de zonas fracturadas.

Incrementan la vida productiva del pozo y la recuperación final.

17

Aumenta la recuperación de reservas de petróleo del yacimiento.

Retardan la intrusión de agua y gas.

Reducen el flujo cruzado y ayudan al flujo uniforme a través del yacimiento.

Permiten corregir el flujo irregular causado por el efecto talón-punta y la

permeabilidad heterogénea.

Mejoran la eficiencia de drenaje e incrementan la recuperación de petróleo.

Al utilizarlos en pozos de inyección el riesgo de fracturamiento de la región vecina al

pozo es mínima.

Tiene aplicaciones en pozos horizontales y desviados y en diversos tipos de

yacimientos.

2.1.7 AICD dispositivo de control de influjo autónomo

Es un nuevo método de control de flujo que proporciona una restricción de flujo que

depende del caudal y de las propiedades del fluido, cambiando la trayectoria del flujo de los

fluidos.

Figura 14: Dispositivo de control de influjo autónomo AICD. (Calvopina, 2016)

18

a) Principio de funcionamiento del dispositivo de control de influjo AICD

Estos dispositivos funcionan dirigiendo a los fluidos por diferentes vías, su desplazamiento

se determina por la geometría del AICD y por las propiedades de los fluidos, como son su

densidad, viscosidad y la velocidad del flujo del fluido. (Calvopina, 2016)

La densidad y la velocidad de flujo se utilizan para describir las fuerzas de inercia, mientras

que la viscosidad y velocidad de flujo describe las fuerzas viscosas, los AICD operan mediante

el uso de un equilibrio entre las fuerzas de inercia y las fuerzas viscosas en el fluido.

(Calvopina, 2016)

Cuando las fuerzas de inercia son dominantes, el flujo tiende a mantener la dirección

original y se irá por la vía recta. El crudo, el cual tiene una viscosidad más alta sigue el camino

más fácil y directo hacia el orificio, el resultado es una presión diferencial menor y mayor tasa

de flujo. (Calvopina, 2016)

Mayor flujo

Figura 15: Flujo del petróleo a través de AICD. (Calvopina, 2016)

Cuando las fuerzas viscosas son dominantes, el flujo tenderá a extenderse a través de todas

las vías, y se divide entre la ruta divergente y la vía recta. El agua/gas que tiene menor

viscosidad evita los canales laterales y entran al vortex en forma tangencial, entonces el fluido

gira alrededor del orificio de salida, el resultado es una presión diferencial más alta y menor

tasa de flujo (Calvopina, 2016).

19

Menor flujo

Figura 16: Flujo de agua/gas a través de AICD. (Calvopina, 2016)

b) Descripción de lo dispositivo de control de influjo AICD

Funciona como un (ICD) pasivo tradicional durante la producción de petróleo.

Reduce la producción de agua en un 70%.

En gran medida restringe el agua no deseada o la producción de gas en caso de ruptura.

Resistente a la erosión.

Se adapta con todas las configuraciones de mallas comunes.

No requiere equipos o procedimientos de instalación especializada.

No hay líneas de control.

No contiene partes móviles.

No requiere la orientación de fondo de pozo.

2.1.8 Diseño de la completación con dispositivos de control del influjo ICD’s

El diseño de la completación con los ICD’s se basa en simulaciones del modelo de flujo del

yacimiento al pozo, tomando en cuenta los principales parámetros de los cuales depende el

comportamiento del flujo:

Perfil de permeabilidad del sistema matriz-fractura.

20

Perfil de presión del yacimiento en el pozo.

Profundidad del contacto agua-aceite y gas-aceite.

Configuración del controlador de flujo.

Cantidad de compartimientos.

Para identificar el comportamiento de las variables del yacimiento que está en contacto con

la sección horizontal del pozo, una de las primeras cosas que debemos tener en cuenta para el

análisis, es la caracterización del comportamiento de los fluidos a condiciones de yacimiento o

el análisis PVT de los fluidos con el cual se obtiene la viscosidad, el factor de solubilidad (Rs),

las densidades del aceite, gas y agua, el factor volumétrico del aceite y del gas y una vez que

tenemos caracterizado el flujo, con el tamaño del diámetro de la tubería es posible obtener el

valor de caídas de presión, por otro lado debemos tener un entendimiento básico de cómo se

mueven los fluidos en el medio poroso, esto sería la permeabilidad; es decir si tenemos un

modelo de simulación dinámico de yacimientos podemos obtener el comportamiento de los

fluidos que se mueven en el medio poroso. (Calvopina, 2016) (Garzón Torres, Barrera Riaño,

Portilla Rodríguez, & Castillo Salamanca, 2014)

Existen simuladores que permiten modelar el movimiento del fluido en la sección

horizontal, es decir del medio poroso al pozo pasando por el espacio anular entre la formación

y el liner de producción, a través del controlador de flujo y a través de la tubería de producción

cuando se integra todo se obtiene un modelo de desempeño de la completación con los ICD’s.

(Calvopina, 2016) (Garzón Torres, Barrera Riaño, Portilla Rodríguez, & Castillo Salamanca,

2014)

21

Figura 17: Proceso diseño para la implementación de ICD’s. (Calvopina, 2016)

En el diseño de la completación con ICD’s se debe tener en cuenta la permeabilidad del

yacimiento y determinar sus compartimentos para que exista el mejor funcionamiento de

estos dispositivos.

22

Figura 18: Diseño de los ICD’s. (Calvopina, 2016)

23

2.1.9 Tipos de diseño completación

Hay dos tipos de diseño en la completación, esto en función a la configuración del

controlador de flujo:

1. Un diseño de caída de presión uniforme es decir utilizar la misma restricción de caída

de presión para toda la sección horizontal.

2. El diseño de caída de presión variable es decir ajustado al valor de permeabilidad;

ambos diseños están en función al rendimiento del controlador de flujo. Por eso es

importante conocer e identificar el desempeño del controlador de flujo en función de las

propiedades de los fluidos.

2.1.10 Generalidades de los pozos horizontales

Los pozos horizontales se los realiza con la intención de perforar los horizontes

productivos, en una gran extensión horizontal y no limitarse solo al espesor neto de las

formaciones que es el caso de las perforaciones de tipo vertical.

Figura 19: Pozo horizontal. (Velasco, 2014)

24

2.1.11 Clasificación de los pozos horizontales

Radio ultra corto

El radio de curvatura en esta técnica de perforación horizontal varía de 1 a 2 pies, y el

ángulo de construcción entre 45° y 60° por pie, con sección horizontal entre 100 a 200 pies.

Ventajas:

Son efectivos en formaciones suaves y fáciles de penetrar como arenas de crudos

pesados y bitumen.

Desarrollo del campo mediante pozos verticales múltiples.

Realización de pozos horizontales múltiples a través de varias capas originadas desde

un pozo vertical.

Desventajas:

Requiere equipo especializado.

Necesita que se agrande el hoyo en la cercanía lateral del objetivo de perforación.

Es imposible correr registros en la sección horizontal, y no pueden tomarse núcleo

debido a lo severo del radio de curvatura.

La longitud de drenaje del pozo, generalmente es menor de 300 pies.

Radio corto

En esta técnica el radio de curvatura varía de 20 a 40 pies con variaciones del ángulo de

construcción de 2° a 5° por pies, con una sección horizontal de 100 a 800 pies de longitud.

Ventajas:

Más precisión para drenar el yacimiento que el de radio medio y largo.

Se emplea desde un pozo convencional (Reentry).

Posibilidad de tocar contacto entre fluidos.

25

Se pueden aislar zonas problemáticas inmediatas a la zona productora

Desventajas:

Requiere de un motor de fondo con una articulación ensamblada.

La longitud de drenaje en el pozo, generalmente es menor que 300 pies.

Se completa únicamente a hoyo abierto.

No pueden tomarse núcleos, ni perfilarse; en vista del radio de curvatura presente.

|

Figura 20: Pozo radio corto. (Velasco, 2014)

Radio medio

El radio de curvatura varía de 300 a 800 pies, con un ángulo de construcción de 6° a 20°

por cada 100 pies. La sección horizontal varía de 2000 a 4000 pies de longitud.

Ventajas:

Menor torque y arrastre que en pozos de radio corto.

Para drenar el yacimiento puede perforarse horizontalmente hasta una longitud de 300

pies.

Existe la posibilidad de sacar núcleos convencionales.

Puede ser normalmente completado.

Puede acomodarse normalmente el tamaño de la herramienta (MWD); la cual tiene un

acceso desde 1 ¾” de diámetro hasta 4 ¾”.

Desventajas:

26

No aplicable para formaciones superficiales y delgadas

Equipo especial de perforación requerido.

Figura 21: Pozo radio medio. (Velasco, 2014)

Radio largo

El radio de curvatura varía de 1000 a 3000 pies y el ángulo de construcción entre 2° y 6°

por cada 100 pies. La sección horizontal varía entre 1000 y 4000 pies de longitud.

Ventajas:

Fácil para perforar usando un equipo de perforación convencional y revestidor

estándar.

Los costos por día de los servicios, frecuentemente son más bajos que los de radio

medio y corto.

Permite perforar longitudes horizontales de aproximadamente 5000 pies, con un

promedio de 400 pies.

Existe una mayor facilidad para la completación.

Se puede adaptar fácilmente el juego completo de herramientas de perfilaje.

Desventajas:

Frecuentemente se requiere de un tope en el manejo del sistema, largas bombas y

grandes cantidades de lodo.

27

El riesgo a hueco abierto es mayor; ya que la tubería de perforación puede pegarse y

causar daño al yacimiento mientras se perfora.

Es menos preciso para determinar la profundidad vertical verdadera (TVD), porque el

comienzo de la perforación (superficie), queda muy lejos (horizontalmente) de la

sección horizontal perforada.

Es mucho más costoso en revestidores, cemento y fluidos.

Figura 22: Pozo Radio Largo. (Velasco, 2014)

2.1.12 Aplicación de los pozos horizontales según el tipo de yacimiento

a) Yacimientos de poco espesor

La relación de índices de productividad decrece a medida que el espesor del yacimiento

aumenta, ya que se puede obtener una mayor ganancia en el área de contacto, es decir, que en

la perforación de yacimientos de grandes espesores, el incremento de productividad de un pozo

horizontal es menor en comparación a un pozo vertical, a diferencia de los yacimientos que

poseen poco espesor, donde el incremento en la productividad de un pozo horizontal es

significativo en comparación con el pozo vertical. (Escobar, 2007)

28

Figura 23: Zonas productoras con poco espesor. (Montes Páez, 2014)

b) Yacimientos con compartimentos

En este tipo de yacimientos se puede aislar las zonas de poca permeabilidad o conflictivas y

tener una mejor producción del yacimiento.

Figura 24: Zonas con compartimentos. (Montes Páez, 2014)

c) Yacimientos naturalmente fracturados

Estos yacimientos de baja permeabilidad están conectados por fracturas verticales y para

tener una producción alta se debe obtener la conexión del pozo con las fracturas, en el caso de

los pozos horizontales se puede lograr el contacto del pozo con la mayor cantidad de fracturas

y así mejorar la productividad en forma sustancial. (Escobar, 2007)

29

Figura 25: Intersección de la fracturas del yacimiento. (Montes Páez, 2014)

d) Yacimientos con permeabilidad horizontal baja

Los pozos verticales difícilmente drenan grandes volúmenes de gas debido a que la

permeabilidad es baja, siendo necesario el fracturamiento o una estimulación para drenar el

yacimiento, para esto los pozos horizontales surgen como una alternativa, ya que reducen el

número de pozos verticales requeridos para drenar el yacimiento, debido a que el

espaciamiento entre los pozos debe ser menor en comparación con un yacimiento de alta

permeabilidad. (Escobar, 2007)

Figura 26: Permeabilidad vertical > Permeabilidad horizontal. (Montes Páez, 2014)

e) Yacimientos con empuje de agua o capa de gas

Uno de los factores más importantes que limitan la producción de petróleo mediante pozos

verticales cuando existe un acuífero o una capa de gas asociada al yacimiento, es la tendencia

de estos fluidos a invadir la zona de producción del pozo (Ver figura 27A). En estos casos el

30

pozo debe completarse a una distancia de los contactos que evite la temprana irrupción de los

fluidos por efecto de la conificación. Un pozo horizontal tiene un mayor contacto con la

formación por lo que la caída de presión para una producción dada es menor que en caso de un

pozo vertical. Esta disminución de la caída de presión, reduce la tendencia del agua o gas a

conificarse. (Ver figura 27B). (Escobar, 2007)

Figura 27: Conificación de agua en un pozo vertical y horizontal. (SlideShare, 2013)

2.1.13 Ventajas de los pozos horizontales en relación con los pozos verticales y

direccionales.

Entre las principales ventajas de los pozos horizontales con respecto a los pozos verticales

tenemos las siguientes:

Los pozos horizontales pueden aumentar las ratas de producción 3 a 4 veces más que

los pozos verticales.

Incrementa la producción de petróleo, es decir, aumenta el factor de recobro de un

yacimiento, comparado con el yacimiento explotado por pozos verticales.

El costo extra de los pozos horizontales se paga con el aumento de las ratas de

producción.

31

En reservorios muy permeables, los pozos horizontales pueden reducir la cantidad de

pozos y mejorar las ratas iniciales de producción/vida del pozo.

En reservorios fracturados, delgados y discontinuos, los pozos horizontales incrementan

significativamente la recuperación final debido al drenaje más eficiente.

Existe un flujo de fluido uniforme en la producción de petróleo.

Existe una reducción de la caída de presión que es particularmente beneficiosa en

yacimientos propensos a la conificación y canalización con problemas de control de

agua.

Gran reducción en el impacto ambiental.

2.1.14 Desventajas de los pozos horizontales en relación con los pozos verticales y

direccionales.

Entre las principales desventajas de los pozos horizontales con respecto a los pozos

verticales tenemos las siguientes:

Altos costos de perforación, y el incremento del riesgo a presentar problemas

operacionales.

Esta técnica es de mayor complejidad en las operaciones de perforación, completación

y puesta en servicio de un pozo petrolero.

Las barreras de permeabilidad vertical limitan la eficiencia de barrido vertical.

Las opciones de recompletación son limitadas, en los casos en que se desee controlar

los problemas ocasionados por altos cortes de agua y/o alta relación gas/petróleo.

Requieren fluidos especiales y libres de sólidos para prevenir el daño a la formación.

32

2.1.15 Comportamiento de la permeabilidad, porosidad, presión y caudal

Las variables a considerar tienen un impacto en el rendimiento de los pozos horizontales

son las siguientes:

Perfil de permeabilidad

En el yacimiento el medio poroso existe el contacto de la permeabilidad a lo largo de la

sección horizontal que va a estar dominando el flujo.

Caída de presión

La mayor caída de presión se va a generar en el talón en donde se tendrán un mayor

aporte de fluido, que va a ser ocasionada por el tamaño de la tubería, viscosidad o

caudales altos.

Fricción en sección horizontal

Se origina en el espacio anular, entre la formación y el liner de producción en toda la

sección horizontal del pozo.

La variación vertical de presión en la trayectoria horizontal del pozo

Esta afecta directamente el movimiento de fluidos pues para que todo fluido se mueva debe

existir una diferencia de presión (ΔP) por lo que, si hay un cambio de presión a lo largo de la

sección horizontal esto va afectar el aporte de fluidos. (Garzón Torres, Barrera Riaño, Portilla

Rodríguez, & Castillo Salamanca, 2014)

La relación de movilidad entre fluidos

En las zonas donde encontramos contacto de agua-aceite o gas-aceite muy cerca, tendremos

un movimiento potencial de esos fluidos, que tienen una mayor velocidad en el medio poroso

como el agua y el gas.

33

2.1.16 Conificación de aguay gas

La conificación de gas o agua en los pozos productores de petróleo es perjudicial, ya que

provocan una disminución en la producción de petróleo y un aumento en la relación gas-

petróleo o en la producción de agua.

Conificación de gas

La conificación de gas ocurre alrededor del pozo cuando éste procede de una zona de

petróleo que está debajo de una zona de gas. El contacto gas-petróleo es comprimido alrededor

del pozo por virtud del flujo radial de petróleo y de la presión diferencial resultante. Para

compensar la presión diferencial que causa el flujo de petróleo en la zona de gas, debe existir

una columna de gas de mayor espesor cerca del hoyo que lejos del mismo. (Escobar, 2007)

Figura 28: Conificación de gas. (Bailey, y otros, 2000)

Conificación de agua

Origen de la conificación de agua

El agua se encuentra presente en todos los pozos petroleros y es el fluido más abundante en

ellos, con respecto a la producción de crudo, es fundamental distinguir entre agua de barrido,

el agua buena (aceptable) y el agua mala (excesiva). (Bailey, y otros, 2000)

Agua de barrido

34

Esta proviene de un pozo inyector o de un acuífero activo que contribuye al barrido del

petróleo del yacimiento, un buen manejo de este tipo de agua es una parte fundamental en la

vida productiva del yacimiento, puede constituir un factor determinante en la productividad de

los pozos y de las reserva finales. (Bailey, y otros, 2000)

Agua buena

Es el agua producida dentro del pozo a una tasa inferior al límite económico de la relación

agua/petróleo (RAP).

En la Figura 29 se explica como la relación agua/petróleo aumenta con la producción (A)

debido al aumento de la cantidad de agua. Finalmente el costo de la producción de agua se

acerca al valor de la producción de petróleo y al “limite económico” de la RAP (B). La

metodología y la tecnología del control de agua reducen la producción de agua del pozo (C), lo

cual permite continuar la producción económica de crudo. El control del agua resulta en el

incremento de la recuperación económica del pozo (D). (Bailey, y otros, 2000)

La producción del agua buena tiene lugar cuando existe un flujo simultáneo de petróleo y

agua en toda la matriz de la formación.

Figura 29: Relación agua/petróleo con el limite económico. (Bailey, y otros, 2000)

35

Agua mala

El agua mala se puede definir como el agua producida dentro del pozo, que no produce

petróleo, o bien cuando la producción de petróleo no es suficiente para compensar el costo

asociado con el manejo del agua, es decir es agua producida por encima del límite económico

de la RAP. (Bailey, y otros, 2000)

Figura 30: Agua buena y mala. (Bailey, y otros, 2000)

Conificación de agua en pozos verticales y horizontales.

En un pozo vertical se produce conificación, cuando su permeabilidad vertical es

relativamente elevada y existe un contacto agua-petróleo cerca de los disparos: por efecto de la

caída de presión debido a la producción. En los pozos horizontales se produce la denominada

cresta a lo largo de la parte horizontal del pozo, y especialmente en el talón donde tenemos la

mayor caída de presión. (Bailey, y otros, 2000)

Figura 31: Conificación de agua. (Bailey, y otros, 2000)

36

Problemas de producción de agua en pozos horizontales.

Disminución de la presión en el yacimiento.

Reducción de la producción de petróleo.

Aumento de la producción de agua en el pozo

Mayor costo de operación para producir petróleo.

Aumento de reservas remanentes de petróleo en el yacimiento.

Disminución de la vida productiva del pozo.

2.2 Marco Contextual

2.2.1 Ubicación de área de estudio

El Campo Oso se encuentra ubicado en el sector sur-oeste del Bloque 7, sobre el lado

occidental del Río Napo, en el centro occidente de la Cuenca Oriente.

El Campo Oso está localizado a 18 km de la Cordillera de los Andes, a unos 200 km hacia

el sur-oeste de Quito y a 8 km al oeste del Campo Jaguar.

“Varios ríos fluyen con dirección predomínate noreste, siendo el principal de ellos el río

Napo, el cual corre sobre la parte norte de la estructura. El Río Suno, afluente del Río Napo,

fluye también sobre la estructura Oso en la parte central y suroeste del Campo.” (Sierra, Terán,

León, Morales, & Bastidas, 2015)

37

Figura 32: Mapa Bloque 7. (BIPE, 2006)

2.2.2 Geología

“El Bloque 7 está localizado en la parte centro – occidental de la Cuenca Oriente del

Ecuador, cerca de la transición entre la planicie selvática de la Amazonia y la zona Subandina

con presencia de fallas y levantamientos tectónicos. Actualmente la Cuenca Oriente es de tipo

“Foreland” desarrollada por acción del levantamiento Andino.” (Sierra, Terán, León, Morales,

& Bastidas, 2015)

38

2.2.3 Estratigrafía

Una columna de aproximadamente de 400 metros de sedimentos del Mesozoico y

Cenozoico están preservados en el área del Bloque 7.

La Formación Pumbuiza del Devonico fue perforada en el bloque pozo Cóndor – 1, siendo

la unidad más antigua compuesta por una secuencia de pizarras gris oscuro a negras.

“La Formación Chapiza del Jurasico Medio, perforada por la mayoría de pozos

exploratorios del bloque, consiste de una espesa serie de arcillolitas rojas, tobas y areniscas.

Estas formaciones están cubiertas por las areniscas fluviales a transicionales de la Formación

Hollín del Cretáceo Inferior.” (Sierra, Terán, León, Morales, & Bastidas, 2015)

“Concordantemente sobre la Formación Hollín se depositaron las lutitas, calizas y areniscas

de la Formación Napo. Estos depósitos predominantemente marino somero han sido divididos

en varias unidades de interés, como la Arenisca “T”, la Caliza “B”, la Arenisca “U”, la Caliza

“A” y la Caliza”M-2” las cuales están presentes en el área del Bloque 7.” (Sierra, Terán, León,

Morales, & Bastidas, 2015)

“Sedimentos clásticos finos de la Formación Tena del Cretáceo tardío al Paleoceno

temprana yacen sobren la Formación Napo. La Formación Tiyuyacu del Paleoceno tardío al

Eoceno temprano yace sobre la Formación Tena y está caracterizada por un conglomerado de

chert en su parte inferior. Los clásticos continentales de la Formación Tiyuyacu están cubiertos

por la Formación Orteguaza compuesta principalmente de lutitas y areniscas verdes del

Oligoceno al Mioceno temprano, que a su vez están cubiertas por capas continentales de

arcillolitas rojas de la Formación Chalcana. La Formación Arajuno del Mioceno tardío consiste

de areniscas, arcillolitas y micro conglomerados. Los depósitos fluviales del Plio-Pleistoceno

39

de la Formación Mesa completan la secuencia estratigráfica del área del Bloque 7.” (Sierra,

Terán, León, Morales, & Bastidas, 2015)

Figura 33: Columna estratigráfica Bloque 7. (BIPE, 2006)

40

2.2.4 Descripción de la zona de interés

a) Formación Hollín

“La Formación Hollín está constituida principalmente por arenisca intercalada con lutita y

niveles de caliza y esta subdividida en Hollín Superior y Hollín Principal. Las areniscas de esta

formación corresponden al objetivo primario de los pozos del Campo Oso.” (Sierra, Terán,

León, Morales, & Bastidas, 2015)

“La arenisca Hollín Superior consiste de un depósito de barras arenosas cuarzo-glauconíticas

englobadas en una secuencia arcilloso-calcáreo. Las barras arenosas tienen escasa distribución

areal aunque localmente pueden presentar un desarrollo limitado.” (Sierra, Terán, León,

Morales, & Bastidas, 2015)

“La arenisca Hollín Principal está constituida por facies de planicie fluvial ramificada. En la

mayor parte de la Cuenca Oriente, las areniscas Hollín Principal consisten de areniscas

fluviales de baja a alta sinuosidad (planicie aluvial), con limitada presencia de lutitas de ribera

y canal.” (Sierra, Terán, León, Morales, & Bastidas, 2015)

b) Propiedades petrofísicas

Porosidad

Es la capacidad que tiene la roca del yacimiento para almacenar petróleo, agua o gas y está

definida como la relación entre el volumen poroso respecto al volumen total de la roca del

yacimiento. (Escobar, 2007)

∅ =𝑉𝑜𝑙𝑢𝑚𝑒𝑛 𝑝𝑜𝑟𝑜𝑠𝑜

𝑉𝑜𝑙𝑢𝑚𝑒𝑛 𝑡𝑜𝑡𝑎𝑙 𝑑 𝑙𝑎 𝑟𝑜𝑐𝑎=

𝑉𝑝

𝑉𝑡

Existen tres tipos de porosidades de acuerdo a la interconexión de los poros:

41

a) Porosidad absoluta (Øa)._ Es aquella que considera el volumen poroso de la roca

estén o no interconectados sus poros, o la suma de la porosidad efectiva más la

porosidad residual. (Escobar, 2007)

b) Porosidad efectiva (Øe)._ Es la relación del volumen poroso interconectado con el

volumen bruto de la roca, también conocida como porosidad útil, ya que es aquel

porcentaje de volumen poroso que considera todos los espacios porosos conectados

entre sí. (Escobar, 2007)

c) Porosidad residual (Ør)._ Es la relación del volumen poroso que no están

interconectados, con el volumen bruto de la roca, es aquel porcentaje de volumen

poroso que considera todos los espacios porosos que no están conectados entre sí.

(Escobar, 2007)

En el Campo Oso se realizó la toma de registros eléctricos a hueco abierto con las

siguientes curvas: Rayos Gamma, Densidad Neutrón y Sónico y Resistividades.

Para el cálculo de la porosidad efectiva se utilizaron los registros de Sónico-Densidad

Neutrón. El volumen de arcilla fue determinado a partir del registro de Rayos Gamma. Para la

determinación de la saturación de agua, se utilizó la ecuación de Indonesia.

POZO TOPE BASE ESP TOTAL ESP NETO N/T Øe Sw

OSO-3 9043 9099 56 54 0,96 0,16 0,28

OSO-4 9625 9688 43 23 0,53 0,15 0,31

OSO-5 9428 9461 33 15 0,45 0,14 0,36

OSO-6 9188 9220 32 12 0,39 0,15 0,39

OSO-7 9226 9256 30 18 0,61 0,15 0,32

OSO-8 9444 9486 42 9 0,21 0,15 0,45

OSO-9 9376 9440 64 54 0,84 0,15 0,26

OSO-10 9388 9489 101 75 0,74 0,15 0,29

OSO-11 9628 9693 65 39 0,59 0,15 0,39

OSO-12 9626 9697 71 54 0,76 0,17 0,26

OSO-13 9451 9500 49 34 0,69 0,18 0,39

OSO-14 9652 9677 25 15 0,60 0,17 0,42

OSO-15 9824 9920 96 87 0,90 0,17 0,34

OSO-16 9796 9856 60 38 0,63 0,16 0,35

OSO-17 10159 10223 64 27 0,42 0,16 0,29

OSO-18 9310 9341 31 21 0,66 0,12 0,36

42

Tabla 1: Resumen de datos Geológicos y Petrofísicos de la arenisca Hollín Principal. (BIPE, 2006)

Permeabilidad

Se define como la capacidad que tiene la roca o el medio poroso del yacimiento para

permitir el flujo de fluido a través de los poros intercomunicados entre sí, al aplicar un

gradiente de presión (fuerza de empuje).

La permeabilidad se clasifica en:

a) Permeabilidad Absoluta (K)._ Se la considera cuando un solo fluido está saturando

todo el espacio poroso.

b) Permeabilidad Efectiva (Ke)._ Es aquella en la que un fluido se encuentra en presencia

de otro u otros fluidos en el espacio poroso. Por tanto, la permeabilidad de un fluido se

determina en la presencia de otros fluidos inmiscibles bajo ciertas condiciones de

saturación del mismo. Las permeabilidades efectivas pueden ser para el petróleo (Ko),

agua (Kw) y gas (Kg). (Escobar, 2007)

c) Permeabilidad Relativa (Kr)._ Es la relación entre la permeabilidad efectiva y la

absoluta, es considerada como una medida directa de la capacidad como un fluido se

desplaza el medio poroso o en presencia de dos o más fluidos. (Escobar, 2007)

𝐾𝑟 =𝐾𝑒

𝐾

Esta relación permite establecer que la permeabilidad relativa a un fluido siempre es menor

que la unidad. La sumatoria de las permeabilidades relativas en un yacimiento cuando existe

las tres fases: petróleo, agua y gas es la unidad.

𝐾𝑟𝑜 + 𝐾𝑟𝑔 + 𝐾𝑟𝑤 = 1

Mojabilidad

Se define como la tendencia de un fluido a adherirse sobre una superficie sólida en

presencia de otros fluidos inmiscibles, con esto se definen dos tipos de roca:

43

a) Roca Hidrófila._ Cuando la roca es mojada por el agua, el agua se adhiere a la superficie

de la roca.

b) Roca Oleófila._ Cuando la roca es mojada por el petróleo, cubriendo la mayor parte de la

roca, el petróleo se adhiere a la superficie de la roca expulsando el agua.

En los Campos petroleros del Ecuador se tienen mayormente rocas hidrófilas que facilitan

la recuperación de petróleo.

ARENA PRODUCTORA

HOLLÍN PRINCIPAL

POROSIDAD 17 %

N/T 0,80

PERMEABILIDAD 450 mD

Tabla 2: Resultado promedio de las propiedades petrofísicas de la arenisca Hollín Principal. (BIPE, 2006)

Saturación

Es el volumen que un fluido ocupa con respecto al volumen poroso.

𝑆𝑓 =𝑉𝑜𝑙𝑢𝑚𝑒𝑛 𝑑𝑒 𝑓𝑙𝑢𝑖𝑑𝑜 𝑒𝑛 𝑒𝑙 𝑚𝑒𝑑𝑖𝑜 𝑝𝑜𝑟𝑜𝑠𝑜

𝑉𝑜𝑙𝑢𝑚𝑒𝑛 𝑝𝑜𝑟𝑜𝑠𝑜=

𝑉𝑓

𝑉𝑝

Al conocer la cantidad de fluido y la extensión del volumen poroso en la roca se puede

volumétricamente determinar cuánto fluido existe en una roca, este fluido puede ser petróleo

(So), gas (Sg) y agua (Sw), en donde la suma de las saturaciones en un reservorio es

equivalente a la unidad. (Escobar, 2007)

𝑆𝑜 + 𝑆𝑤 + 𝑆𝑔 = 1

c) Propiedades de los fluidos del yacimiento

Viscosidad

Se define como la medida de la resistencia de un fluido a fluir, su unidad de medida es el

centipoise (cp).

44

La viscosidad de los fluidos (µo, µw, µg) del reservorio nos permitirá analizar el

comportamiento de la movilidad que tienen estos fluidos.

Movilidad

Es la relación que existe entre la permeabilidad efectiva y la viscosidad de un fluido.

𝜆𝑓 =𝐾𝑓

𝜇𝑓

En el reservorio tenemos un proceso de flujo multifásico, entonces existe una relación entre

las movilidades de los fluidos que se le conoce como relación de movilidad (M), se expresa

como la relación entre el fluido desplazante sobre el desplazado. (Escobar, 2007)

𝑀 =𝑚𝑜𝑣𝑖𝑙𝑖𝑑𝑎𝑑 𝑑𝑒 𝑙𝑎 𝑓𝑎𝑠𝑒 𝑑𝑒𝑠𝑝𝑙𝑎𝑧𝑎𝑛𝑡𝑒(𝑎𝑔𝑢𝑎)

𝑚𝑜𝑣𝑖𝑙𝑖𝑑𝑎𝑑 𝑑𝑒 𝑙𝑎 𝑓𝑎𝑠𝑒 𝑑𝑒𝑠𝑝𝑙𝑎𝑧𝑎𝑑𝑎(𝑝𝑒𝑡𝑟ó𝑙𝑒𝑜)

𝑀 =𝐾𝑤𝜇𝑜

𝜇𝑤𝐾𝑜

=𝐾𝑟𝑤𝜇𝑜

𝜇𝑤𝐾𝑟𝑜

=𝜆𝑤

𝜆𝑜

Cuando: M<1 el crudo se mueve más fácilmente que el agua.

M=1 ambos fluidos tiene igual movilidad.

M>1 el agua se mueve más fácilmente que el crudo.

d) Análisis PVT

En un análisis PVT que se realizó en OSO-3, las características encontradas son similares a

otros crudos de la arenisca Hollín principal.

PRESION DE YACIMIENTO (psia) 4105

TEMPERATURA YACIMIENTO (°F) 223

PRESION DE BURBUJA (psia) 60,5

COMPRESIBILIDAD PROMEDIO (psi-1) 6,57x10-6

µO a T y P de yacimiento (cP) 7,08

°API 25

Tabla 3: Análisis PVT del crudo de la arenisca Hollín principal. (BIPE, 2006)

45

CAPÍTULO III: Diseño Metodológico

3.1 Tipo de estudio

Este estudio técnico, es de carácter descriptivo y comparativo donde vamos a estudiar

variables, parámetros que debemos tener en la implementación de la tecnología ICD’s, a las

cuales se realizará una comparación de acuerdo a su desempeño y tipo utilizado.

Este estudio técnico es de tipo transversal por que se desarrollara entre los meses de

noviembre/2015 y septiembre/2016.

Este estudio técnico es prospectivo porque los resultados servirán a futuro.

3.2 Universo y muestra

El universo de estudio son 20 pozos horizontales del Campo Oso que producen de la

arenisca Hollín principal, y se clasificará los pozos con los siguientes criterios:

Pozos horizontales con completación de liner ranurado.

Pozos horizontales completados con la tecnología ICD’s.

3.3 Métodos y técnicas de recopilación de datos

Para la recopilación de datos en el presente estudio técnico se utilizará información

proporcionada por el Banco de Información Petrolera Ecuatoriana (BIPE).

3.4 Procesamiento y análisis de información

Utilizando la información obtenida se comparará el comportamiento de los pozos al inicio

de su producción con respecto al tiempo.

46

Los pozos horizontales del Campo Oso son los siguientes:

PAD A PAD B PAD G PAD H

OSO A 47H OSO B 52HST1 OSO G 89H OSO H 114HS1

OSO A 49H OSO B 54H OSO G 96H OSO H 117H

OSO A 55H OSO B 60H OSO H 118H

OSO A 57HS2 OSO B 64H

OSO A 59H

OSO A 71HS1

OSO A 75H

OSO A 92H

OSO A 93H

OSO A 94H

OSO A 95HS1

Tabla 4: Pozos horizontales Campo Oso. (Sierra, Terán, León, Morales, & Bastidas, 2015)

La columna estratigráfica general de los pozos horizontales del Campo Oso describe en el

Anexo 1.

3.5 Descripción de los pozos horizontales PAD A

Los siguientes pozos fueron perforados desde la plataforma OSO A, en el Bloque 7, son

pozos de desarrollo planeados como tipo horizontal, para recuperas reservas de la arenisca

Hollín principal como objetivo primario.

3.5.1 Pozos horizontales con completación ICD’s

Pozo OSO A 57HS2

El tipo de completación del pozo fue simple con Y-TOOL. (Ver Anexo 2)

En la corrida e implementación de los ICD’s, se utilizó lodo libre de sólidos (flow thru) de

9,6 lpg de peso similar al lodo con el que estaba lleno el pozo antes de su limpieza.

47

La completación del pozo y sus componentes se detallan en la siguiente tabla:

Completación BES con Y-TOOL

Tubería -----------------

ICD’s 25 unidades

Tipo ICDs Nozzle de 4 ½” Schlumberger

Oil swell packers 5

Water swell packers 0

Blank pipe 4 ½” 27

Compartimentos 1 2 3 4

# ICD’s por compartimento 4 4 8 9

Profundidad MD 11455 ft

Longitud de la completación ICD’s 1247,05 ft

Tabla 5: Componentes de la completación del pozo OSO A 57HS2. (BIPE, 2011-2014)

Figura 34: Diagrama de completación pozo OSO A 57HS2 con referencia a la Tabla 6 y Anexo 2. (BIPE, 2012-2014)

48

ICD’S COMPLETION (INFLOW CONTROL DEVICE)

ITEM DESCRIPTION OD ID Length Top Depth

C1 7’ X 4.00” Quantum Seal Bore Retrievable Packer 5.65 4 5.05 10247.95

C2 7”-7-5/8” Quantum Extension Housing 5 4 12 10253.00

A3 X-Over 5” BTC Box up x 4-1/2” SEC Pin down 5 ½ 3.98 2 10265.00

A4 4-1/2” 12.6# SEC BLANK PIPE JOINT 4 ½ 3.98 200 10267.00

A5 4-1/2” 5.65” OD OIL Swell Packer Type SLIP ON (PROVISTO POR SLB) 5.65 3.98 3 10467.00

A6 4-1/2” 12.6# SEC Box x Pin, Nozzle Based ICD 4 ½ 3.98 20 10470.00






































A44 X-Over 4-1/2” 12.6# SEC Box up x 4-1/2” 12.6# BTC Pin Down 5 ½ 3.98 2 11490.00

A45 5” 18# BTC Box Up_ROUND FLOAT VALVE SHOE (PROVISTO POR SLB) 5 ½ 0 3 11492.00

BOTTOM DEPTH 11495.00

Tabla 6: Componentes de la completación del pozo con ICD’s pozo OSO A 57HS2. (BIPE, 2011-2014)

49

La producción del pozo inicio en septiembre del 2012 y su historial se reporta hasta el mes

de enero del 2016.

FECHA

PRODUCCION

PETRÓLEO

bbl/m

PRODUCCIÓN

AGUA bbl/m

PRODUCCIÓN

GAS cf/m

sep-12 0 11569 0

oct-12 0 15640 0

nov-12 5063 50160 158230

dic-12 22991 149878 549040

ene-13 22014 160917 581840

feb-13 15126 153074 507710

mar-13 16062 170692 553230

abr-13 13208 168209 496410

may-13 12437 176348 487770

jun-13 2494 40053 99767

jul-13 9322 149594 374117

ago-13 10714 171799 433063

sep-13 10585 169874 458410

oct-13 10923 175107 419700

nov-13 10549 169149 232960

dic-13 11151 178444 245670

ene-14 11058 177135 244050

feb-14 9872 161551 218380

mar-14 9240 180731 205320

abr-14 7101 138261 144548

may-14 5734 112000 105100

jun-14 5586 108699 102000

jul-14 5766 112247 105329

ago-14 494 9662 9067

sep-14 530 10297 9670

oct-14 4863 118327 89060

nov-14 1248 30543 22800

dic-14 0 0 0

ene-15 0 0 0

feb-15 1460 36713 26718

mar-15 3714 122717 67950

abr-15 2413 79787 44160

may-15 2291 75540 41777

jun-15 1051 40490 19012

jul-15 3702 185059 67370

ago-15 3779 188816 68644

sep-15 2628 131492 48032

oct-15 2675 133803 48810

nov-15 1860 93056 33890

dic-15 2819 140959 51404

ene-16 2860 142753 51990

Tabla 7: Historial de producción diaria promedio por mes pozo OSO A 57HS2. (BIPE, 2011-2016)

50

Pozo OSO A 59H






Tubería -----------------

ICD’s 27 unidades

Tipo ICDs Nozzle de 4 ½” Halliburton

Oil swell packers 5

Water swell packers -


Compartimentos 1 2 3 4 5 6

# de ICD’s por compartimento 8 7 3 3 3 3


Longitud de la completación ICD’s 1200 ft

Tabla 8: Componentes de la completación del pozo OSO A 59H. (BIPE, 2011-2014)

Figura 35: Diagrama de completación pozo OSO A 59H con referencia a la Tabla 9 y Anexo 3. (BIPE, 2012-2014)

51

Tabla 9: Componentes de la completación del pozo con ICD’s pozo OSO A 59H. (BIPE, 2011-2014)

52

La producción del pozo inicio en julio 2012 y su historial se reporta hasta el mes de enero

del 2016.

DATE PRODUCCIÓN

PETRÓLEO bbl/m

PRODUCCIÓN

AGUA bbl/m

PRODUCCIÓN

GAS cf/m

jul-12 106666 30639 748970

ago-12 87917 69177 1947510

sep-12 73874 91597 1860480

oct-12 71579 140144 1930600

nov-12 65078 165008 1848240

dic-12 57342 185112 1787200

ene-13 47572 193990 1758180

feb-13 40345 178670 1568910

mar-13 41129 200087 1608760

abr-13 36810 195651 1492860

may-13 33919 203207 1388570

jun-13 29534 200201 1286360

jul-13 21510 215195 1193610

ago-13 20741 214636 1151105

sep-13 20188 209098 1121560

oct-13 20509 212189 1463480

nov-13 19795 204859 1701900

dic-13 17384 214448 685710

ene-14 13653 218707 309125

feb-14 11546 185384 262041

mar-14 13736 221518 313160

abr-14 13335 213909 302500

may-14 12801 219820 291498

jun-14 8714 212306 187570

jul-14 9033 222125 169465

ago-14 9384 230659 176201

sep-14 9148 224527 171436

oct-14 9438 231574 176961

nov-14 9174 222944 171656

dic-14 10380 201779 194678

ene-15 7961 214995 149486

feb-15 4222 139409 79138

mar-15 59 1966 1115

abr-15 0 0 0

may-15 0 0 0

jun-15 5600 238615 104931

jul-15 4729 236389 88624

ago-15 5103 254964 95606

sep-15 2041 102211 30391

oct-15 1982 70154 36910

nov-15 2084 68802 39140

dic-15 2379 68681 44504

ene-16 3195 61839 59839

Tabla 10: Historial de producción pozo OSO A 59H. (BIPE, 2011-2016)

53

Pozo OSO A 71HS1






Tubería -----------------

ICD’s 20 unidades


Oil swell packers 5



Compartimentos 1 2 3 4 5

# de ICD’s por compartimento 6 4 3 4 3




Figura 36: Diagrama de completación pozo OSO A 71HS1 con referencia a la Tabla 12 y Anexo 4. (BIPE, 2012-

2014)

54

Tabla 12: Componentes de la completación del pozo con ICD’s pozo OSO A 71HS1. (BIPE, 2011-2014)

55

La producción del pozo inicio en enero 2013 y su historial se reporta hasta el mes de

febrero del 2016.

DATE

PRODUCCIÓN

PETRÓLEO

bbl/m

PRODUCCIÓN

AGUA bbl/m

PRODUCCIÓN

GAS cf/m

ene-13 104819 53689 1252280

feb-13 63589 70738 1650508

mar-13 50063 100318 1165865

abr-13 37822 110348 971377

may-13 38465 123417 1005160

jun-13 33323 123379 889845

jul-13 29561 126025 853950

ago-13 29067 128310 886425

sep-13 26894 123492 770814

oct-13 23673 131618 790570

nov-13 31805 205259 453001

dic-13 28013 211642 446596

ene-14 26222 208025 490191

feb-14 19058 206989 273561

mar-14 15493 227587 263280

abr-14 14323 224617 258687

may-14 14660 228324 265724

jun-14 11141 223953 213208

jul-14 12128 232764 222011

ago-14 12073 233069 220140

sep-14 9653 228877 172937

oct-14 9986 236505 178874

nov-14 8318 230921 153357

dic-14 6861 234046 121966

ene-15 7863 231286 103542

feb-15 8612 211934 147691

mar-15 9513 218273 172801

abr-15 9193 220569 166778

may-15 7516 229880 101466

jun-15 6579 231288 79381

jul-15 6733 236404 87461

ago-15 5887 231520 95542

sep-15 5941 236636 103623

oct-15 5695 241752 111704

nov-15 5709 246868 119790

dic-15 5468 246868 119681

ene-16 5423 252894 127668

feb-16 5398 256133 136669

Tabla 13: Historial de producción pozo OSO A 71HS1. (BIPE, 2011-2016)

56

3.5.2 Pozos horizontales con completación AICD

Pozo OSO A 75H

El tipo de completación del pozo fue simple. (Ver Anexo 5)

En la corrida e implementación de los AICD, se utilizó lodo libre de sólidos (flow thru) de



Completación Hidráulico

Tubería -----------------

AICD 13 de 4 ½” Halliburton

Oil swell packers 4




# de AICD por compartimento 2 4 5 2


Longitud de la completación AICD 988,19 ft



57

OSO A 75H - Diseño Completación con AICD

Seg Segment Segment Inflow Inflow Control

# Top MD Length Control OD

[ft] [ft] - [in]

C1 10,224.66 16.15 ZXPN PACKER 5” x 7”, 26-29 LBS/FT 5.630

C2 10,240.81 9.56 5” 18#, BTC BOX x PIN, PUP JOINT 5.000

C3 10,250.37 1.13 X-OVER 5” BTC PIN x 4-1/2” SEC BOX 5.000

C4 10,251.50 155.87 BLANCK PIPE, 4-1/2” SEC 4 ½

C5 10,407.37 0.95 X-OVER 5” BTC PIN x 4-1/2” SEC BOX 4 ½

C6 10,407.37 11.80 WATERPACKER WBM 4.5 IN x 4.7 IN x 2.3M 5.700

C7 10,420.12 11.80 X-OVER 4-1/2” BTC PIN x 5” BTC BOX 4 ½

C8 10,421.07 16.10 AUTO ICD, 4-1/2” BTC (7 INSERTOS) 5.670

C9 10,437.17 2.55 X-OVER 4-1/2” BTC BOX x 4-1/2” SEC PIN 4 ½

C10 10,439.72 31.26 BLANCK PIPE, 4-1/2” SEC 4 ½

C11 10,470.98 2.61 X-OVER 4-1/2” SEC BOX x 4-1/2” BTC PIN 4 ½

C12 10,473.59 16.10 AUTO ICD, 4-1/2” BTC 5.670

C13 10,489.69 10.18 SWELLPACKER OBM 4.5 IN x 5.7 IN x 2.3M 5.700

C14 10,499.87 16.11 AUTO ICD, 4-1/2” BTC 5.670


C16 10,518.48 31.27 BLANCK PIPE, 4-1/2” SEC 4 ½


C18 10,552.38 16.11 AUTO ICD, 4-1/2” BTC 5.670


C20 10,570.81 30.56 BLANCK PIPE, 4-1/2” SEC 4 ½


C22 10,603.76 32.22 AUTO ICD, 4-1/2” BTC 5.670


C24 10,638.54 31.29 BLANCK PIPE, 4-1/2” SEC 4 ½


C26 10,672.22 16.10 AUTO ICD, 4-1/2” BTC 5.670


C28 10,698.27 16.10 AUTO ICD, 4-1/2” BTC 5.670

C29 10,714.37 16.11 AUTO ICD, 4-1/2” BTC 5.570


C31 10,732.84 31.22 BLANCK PIPE, 4-1/2” SEC 4 ½


C33 10,766.59 32.22 AUTO ICD, 4-1/2” BTC 4.670


C35 10,801.29 31.27 BLANCK PIPE, 4-1/2” SEC 4 ½


C37 10,835.11 16.10 AUTO ICD, 4-1/2” BTC 4.670


C39 10,853.79 31.31 BLANCK PIPE, 4-1/2” SEC 4 ½


C41 10,887.64 16.11 AUTO ICD, 4-1/2” BTC 5.670


C43 10,913.75 16.10 AUTO ICD, 4-1/2” BTC 5.670


C45 10,932.36 31.22 BLANCK PIPE, 4-1/2” SEC 4 ½

C46 10,963.58 2.63 X-OVER 4-1/2” SEC BOX x 4-1/2” BTC PIN 4.600

C47 10,966.21 16.10 AUTO ICD, 4-1/2” BTC 5.670


C49 10,992.19 2.59 X-OVER 4-1/2” BTC BOX x 4-1/2” SEC PIN 5.030

C50 10,994.78 184.47 BLANCK PIPE, 4-1/2” SEC 4 ½


C52 11,180.40 0.00 5” PACK OFF 5.000

C53 11,180.40 20.05 PUP JOINT EXTENSION 5.020

C54 11,200.45 1.55 ROTARY SHOE 5” BTC 5.575

Length

[ft]

988.19

Tabla 15: Componentes de la completación del pozo con AICD pozo OSO A 75H. (BIPE, 2011-2014)

58

La producción del pozo inicio en julio 2013 y se realizó un trabajo de Workover el 01 de

noviembre del 2015, su historial se reporta hasta el mes de febrero del 2016.

DATE PRODUCCIÓN

PETRÓLEO bbl/m

PRODUCCIÓN

AGUA bbl/m

PRODUCCIÓN

GAS cf/m

jul-13 55594 192826 345590

ago-13 48622 191094 356570

sep-13 39387 192492 465810

oct-13 35596 198875 459405

nov-13 31805 205259 453001

dic-13 28013 211642 446596

ene-14 24222 218025 440191

feb-14 15058 202989 273561

mar-14 14539 227785 264028

abr-14 14110 221061 256287

may-14 14592 228664 265120

jun-14 11769 223616 213802

jul-14 12228 232368 222110

ago-14 12040 234089 220340

sep-14 9536 228877 172937

oct-14 9855 236505 178874

nov-14 8372 230921 153357

dic-14 6618 234604 120696

ene-15 4863 238286 88034

feb-15 8126 211452 147196

mar-15 9513 228273 172801

abr-15 9193 220569 166778

may-15 7516 229880 101466

jun-15 4579 221288 79381

jul-15 4733 226404 87461

ago-15 4887 231520 95542

sep-15 5041 236636 103623

oct-15 5195 241752 111704

nov-15 5349 246868 119790

dic-15 5586 246868 119785

ene-16 5823 251984 127866

feb-16 5938 257100 135947


59

Pozo OSO A 92H






Tubería -----------------


Oil swell packers 5









60




[ft] [ft]

[in]

C1 11,347.14 16.20 ZXPN PACKER 5” x 7”, 26-29 LBS/FT 5.630


C3 11,372.99 1.16 X-OVER 5” BTC PIN x 4-1/2” SEC BOX 5.000

C4 11,374.15 91.66 BLANK PIPE, 4-1/2” SEC 4 ½

C5 11,465.81 31.30 OIL SWELL PACKER + WATER SWELL PACKER SYSTEM 4.5” X 5.75” 5.700

C6 11,497.11 31.25 BLANK PIPE, 4-1/2” SEC 4 ½


C8 11,529.29 45.91 AUTO ICD, 4-1/2” BTC 5.670


C10 11,576.13 30.63 BLANK PIPE, 4-1/2” SEC 4 ½

C11 11,606.76 30.26 OIL SWELL PACKER SYSTEM 4.5” X 5.75” 5.700

C12 11,637.02 30.55 BLANK PIPE, 4-1/2” SEC 4 ½


C14 11,668.50 16.17 AUTO ICD, 4-1/2” BTC 5.670


C16 11,685.60 30.92 BLANK PIPE, 4-1/2” SEC 4 ½


C18 11,717.45 32.34 AUTO ICD, 4-1/2” BTC 5.670


C20 11,750.72 31.30 BLANK PIPE, 4-1/2” SEC 4 ½


C22 11,782.95 32.34 AUTO ICD, 4-1/2” BTC 5.670


C24 11,816.22 31.26 BLANK PIPE, 4-1/2” SEC 4 ½


C26 11,848.41 32.34 AUTO ICD, 4-1/2” BTC 5.670


C28 11,881.68 31.24 BLANK PIPE, 4-1/2” SEC 4 ½


C30 11,944.24 31.20 BLANK PIPE, 4-1/2” SEC 4 ½


C32 11,976.37 32.34 AUTO ICD, 4-1/2” BTC 5.670


C34 12,009.64 31.26 BLANK PIPE, 4-1/2” SEC 4 ½


C36 12,041.83 32.34 AUTO ICD, 4-1/2” BTC 5.670


C38 12,075.10 31.29 BLANK PIPE, 4-1/2” SEC 4 ½



C41 12,137.86 16.17 AUTO ICD, 4-1/2” BTC 5.670


C43 12,154.96 31.26 BLANK PIPE, 4-1/2” SEC 4 ½


C45 12,187.15 32.34 AUTO ICD, 4-1/2” BTC 5.670


C47 12,220.42 31.24 BLANK PIPE, 4-1/2” SEC 4 ½


C49 12,252.59 32.34 AUTO ICD, 4-1/2” BTC 5.670


C51 12,285.86 31.32 OIL SWELL PACKER + WATER SWELL PACKER SYSTEM 4.5” X 5.75 5.700

C52 12,317.18 1.10 X-Over 4.5” SEC Box x 5” BTC Pin 5.000

C53 12,318.28 0.77 Pack Off 5.000


C55 12,338.45 1.55 Shoe Rotating Nose 5.000

Length

[ft]

991.31


61

La producción del pozo inicio en septiembre 2013 y su historial se reporta hasta el mes de

febrero del 2016.

DATE PRODUCCIÓN

PETRÓLEO bbl/m

PRODUCCIÓN

AGUA bbl/m

PRODUCCIÓN

GAS cf/m

nov-13 105250 18925 1769350

dic-13 89788 59086 1558010

ene-14 75016 110182 1317706

feb-14 52125 123501 1043790

mar-14 59132 134618 1028570

abr-14 35951 152839 626200

may-14 29173 165313 507461

jun-14 26349 161869 458095

jul-14 25927 173517 450485

ago-14 25593 174946 444664

sep-14 21427 173356 372508

oct-14 20076 180714 349192

nov-14 19010 175328 330855

dic-14 16003 184040 278380

ene-15 16140 185616 280722

feb-15 15708 166949 275031

mar-15 13292 189049 231953

abr-15 12150 177597 215377

may-15 11009 166144 198802

jun-15 9867 154692 182226

jul-15 10985 154335 190772

ago-15 11497 152741 199950

sep-15 10634 150847 185654

oct-15 9840 154193 171387

nov-15 8133 153176 141585

dic-15 6631 158832 115138

ene-16 5129 164488 112389

feb-16 3627 170144 107571


62

Pozo OSO A 93H






Tubería -----------------


Oil swell packers 6




# de AICD por compartimento 1 2 2 0 1





63




[ft] [ft]

[in]

C1 10,691.14 16.35 ZXPN 5” x 7” 18 ppf, BTC, L-80, CSG.

C2 10,707.49 14.38 PUP JOINT 5” 18 ppf, BTC, P-110, CSG.

C3 10,721.87 9.87 PUP JOINT 5” 18 ppf, BTC, P-110, CSG.

C4 10,731.74 1.87 CROSSOVER 4 ½” SEC PIN x 5” BTC BOX

C5 10,733.61 62.54 BLANK PIPE 4 ½” x 12.6 # SEC L-80

C6 10,796.15 30.58 SWPACKER HALLIBURTON WATER+SW HALLIBURTON PACKER OIL 4 ½

C7 10,826.73 0.85 X-OVER 4 ½” SEC BOX x 4 ½” BTC PIN 4 ½

C8 10,827.58 64.34 ICD 4 ½” 11.6 ppf, BTC, L-80 EQUIFLOW 4 ½

C9 10,891.92 0.86 X-OVER 4 ½” BTC BOX x 4 ½” SEC PIN 4 ½

C10 10,892.78 29.31 SW HALLIBURTON PACKER OIL 4 ½

C11 10,922.09 60.06 BLANK PIPE 4 ½” x 12.6 # SEC L-80 4 ½




C15 11,064.29 26.81 PUP JOINT 4 ½” SEC ( 15,94 + 10,87 ) 4 ½

C16 11,091.10 31.18 BLANK PIPE 4 ½” x 12.6 # SEC L-80 4 ½





C21 11,263.82 30.56 SW HALLIBURTON PACKER OIL


C23 11,322.58 0.85 X-OVER 4 ½” SEC BOX x 4 ½” BTC PIN

C24 11,323.43 48.21 ICD 4 ½” 11.6 ppf, BTC, L-80 EQUIFLOW

C25 11,371.64 0.86 X-OVER 4 ½” BTC BOX x 4 ½” SEC PIN

C26 11,372.50 26.63 PUP JOINT 4 ½” SEC ( 15,83 + 10,80 )





C31 11,496.42 26.39 PUP JOINT 4 ½” SEC ( 15,65 + 10.74 )









C40 11,773.94 30.59 SWPACKER HALLIBURTON WATER+SW HALLIBURTON PACKER OIL

C41 11,804.53 0.87 CROSSOVER 5” BTC PIN x 4 ½” SEC BOX 12.6#

C42 11,805.40 20.10 5” 18 #, BTC, P-110, CON PACKOFF INSERT

C43 11,825.50 1.50 Zapato Giratorio Weatherford 5”

Length

[ft]

1135.86


64

La producción del pozo inicio en diciembre 2013 y su historial se reporta hasta el mes de

febrero del 2016.

DATE PRODUCCIÓN

PETRÓLEO bbl/m

PRODUCCIÓN

AGUA bbl/m

PRODUCCIÓN

GAS cf/m

dic-13 36929 76192 598860

ene-14 71672 61583 1169730

feb-14 74445 94512 1200140

mar-14 76091 107789 1225600

abr-14 50331 117974 812330

may-14 38629 136956 619510

jun-14 34662 141437 557638

jul-14 33196 149963 534332

ago-14 30696 153369 494490

sep-14 24045 154921 386920

oct-14 21315 163438 342650

nov-14 20510 163497 329744

dic-14 19705 163556 316837

ene-15 18900 163615 303931

feb-15 16449 148030 264560

mar-15 18085 162743 290769

abr-15 14102 157877 226454

may-15 16452 160380 262007

jun-15 16700 154536 268449

jul-15 15234 161271 244900

ago-15 17278 160719 279160

sep-15 14116 159824 227086

oct-15 13598 161681 272330

nov-15 11956 158847 192300

dic-15 12377 163614 198780

ene-16 12285 162861 195617

feb-16 12191 160641 193451


65

Pozo OSO A 94H






Tubería -----------------


Oil swell packers 5









66




[ft] [ft]

[in]

C1 10,955.60 16.12 ZXP TOP PACKER 5 ¼

C2 10,971.72 9.66 Pup Joint 5” 18 ppf, BTC, N-80 4 ½

C3 10,981.38 2.00 X-over 5”, BTC Box X 4 ½” SEC Pin 4 ½

C4 10,983.38 92.57 Blank Pipe 4 ½”, 12.6#, L-80, WSP 4 ½

C5 11,075.95 31.00 SW PACKER OIL + SW PACKER WATER + BLACK PIPE 4 ½” WSP 5 ¾

C6 11,106.95 62.42 Blank Pipe 4 ½”, 12.6#, L-80, WSP 4 ½

C7 11,169.37 1.00 X-over 4 ½”, TSH SEC Box x BTC Pin 4 ½

C8 11,170.37 16.24 Autonomous ICD HALLIBURTON 4 ½” BTC PIN X BOX 5.680

C9 11,186.61 0.86 X-over 4 ½”,BTC Box x SEC Pin 4 ½

C10 11,187.47 61.55 Blank Pipe 4 ½”, 12.6#, L-80, WSP 4 ½

C11 11,249.02 31.17 SW PACKER OIL + BLANK PIPE 4 ½” PIN/BOX WSP 5 ¾

C12 11,280.19 62.15 Blank Pipe 4 ½”, 12.6#, L-80, WSP 4 ½

C13 11,342.34 31.41 SW PACKER OIL+ BLANK PIPE 4 ½” PIN/BOX WSP 5 ¾




C17 11,424.22 15.44 PUP JOINT 4 ½” PIN/BOX WSP 4 ½




C21 11,473.97 31.44 Blank Pipe 4 ½”, 12.6#, L-80, WSP 4 ½


C23 11,506.41 32.42 Autonomous ICD HALLIBURTON 4 ½” BTC PIN X BOX 4 ½


C25 11,539.69 31.14 Blank Pipe 4 ½”, 12.6#, L-80, WSP 4 ½

C26 11,570.83 29.86 SW PACKER OIL+ BLANK PIPE 4 ½” PIN/BOX WSP 5 ¾




C30 11,634.96 15.49 PUP JOINT 4 ½” PIN/BOX WSP 4 ½




C34 11,684.69 31.44 Blank Pipe 4 ½”, 12.6#, L-80, WSP 4 ½




C38 11,750.38 30.79 Blank Pipe 4 ½”, 12.6#, L-80, WSP 4 ½


C40 11,782.17 32.47 Autonomous ICD HALLIBURTON 4 ½” BTC PIN X BOX 5680


C42 11,815.50 30.80 Blank Pipe 4 ½”, 12.6#, L-80, WSP 4 ½




C46 11,880.56 31.10 SW PACKER OIL + SW PACKER WATER +BLANK PIPE 4 ½” PIN/BOX WSP 6

C47 11,911.66 9.36 4 ½” PIN/BOX WSP PUP JOINT 4 ½

C48 11,921.02 183.78 Blank Pipe 4 ½”, 12.6#, L-80, WSP 4 ½

C49 12,104.80 2.00 X- over 5”BTC PIN x 4 ½” WSP BOX 5.000

C50 12,106.80 20.65 Pup Joint 5” BTC PIN x BOX 5.000

C51 12,127.45 1.55 WTF.5” BTC. FLOAT SHOE 5.000

Length

[ft]

1173.4


67

La producción del pozo inicio en enero 2014 y su historial se reporta hasta el mes de enero

del 2016.

DATE PRODUCCIÓN

PETRÓLEO bbl/m

PRODUCCIÓN AGUA bbl/m

PRODUCCIÓN GAS cf/m

ene-14 4519 4854 79370

feb-14 55448 46174 961812

mar-14 88116 142124 1510708

abr-14 51651 169988 883469

may-14 39128 196861 665860

jun-14 34402 193378 588931

jul-14 33664 197798 574492

ago-14 31929 201187 543826

sep-14 26012 202010 442399

oct-14 20583 215000 353130

nov-14 18172 208941 310846

dic-14 12500 220722 216810

ene-15 12875 220845 220885

feb-15 9817 200947 169445

mar-15 9401 225633 160852

abr-15 9332 222627 159699

may-15 9264 219621 158546

jun-15 9195 216615 157393

jul-15 9126 213609 156240

ago-15 8662 207866 148085

sep-15 8352 200466 142834

oct-15 10144 206736 173993

nov-15 8398 201560 143700

dic-15 8906 209312 152114

ene-16 8834 205457 148782


68

3.5.3 Pozos horizontales con completación con liner ranurado

Pozo OSOA 47H




Tubería Liner ranurado 5”

ICD’s ------------

Oil swell packers 4


Blank pipe 4 ½” -

Compartimentos 4


Longitud de la completación liner 1179,78 ft


Figura 41: Diagrama de completación pozo OSO A 47H con referencia al Anexo 9. (BIPE, 2012-2014)

La producción del pozo inicio en octubre del 2011 y su historial se reporta hasta el mes de

marzo del 2016.

69

DATE

PRODUCCIÓN

PETRÓLEO

bbl/m

PRODUCCIÓN

AGUA bbl/m

PRODUCCIÓN

GAS cf/m

oct-11 103585 10592 1742136

nov-11 118487 34385 2336472

dic-11 112327 55945 2265145

ene-12 99618 76863 1979988

feb-12 81911 88904 1738310

mar-12 79188 104395 1778550

abr-12 65597 114156 1844990

may-12 54858 131081 1968118

jun-12 47992 133089 1877800

jul-12 34172 131926 1962430

ago-12 25761 123771 1950290

sep-12 24355 122531 1918020

oct-12 25013 130846 1989750

nov-12 20527 133421 1903730

dic-12 18527 140468 1740560

ene-13 17439 140309 1620520

feb-13 15240 126622 1432020

mar-13 17153 142409 1593870

abr-13 13553 141402 1522760

may-13 12531 147704 1084000

jun-13 12082 142467 1239440

jul-13 12588 148314 1220810

ago-13 12077 148589 1063660

sep-13 9103 146098 557250

oct-13 9344 149787 562530

nov-13 7801 146570 159740

dic-13 7801 151395 147120

ene-14 7792 151378 146917

feb-14 6436 125303 121827

jul-14 1012 19650 19121

ago-14 487 9555 9300

sep-14 671 13041 12688

oct-14 7529 146244 141980

nov-14 7153 138807 134434

dic-14 7326 142404 138163

ene-15 6194 137840 117151

feb-15 5300 129927 99933

mar-15 6548 148373 123560

abr-15 7065 139472 133706

may-15 4302 105290 80993

jun-15 5716 139809 107556

jul-15 5674 145079 106876

ago-15 5424 149414 102190

sep-15 4463 147359 84090

oct-15 4399 150196 82910

nov-15 3143 145408 59220

dic-15 3192 125002 60186

ene-16 3520 86049 66160

feb-16 3145 77002 59226

mar-16 3694 90393 69530


70

Pozo OSO A 49H





ICD’s ------------

Oil swell packers 1



Compartimentos -





La producción del pozo inicio en abril del 2012 y su historial se reporta hasta el mes marzo

del 2016.

71

DATE

PRODUCCIÓN

PETRÓLEO

bbl/m

PRODUCCIÓN

AGUA bbl/m

PRODUCCIÓN

GAS cf/m

abr-12 136647 48067 1825379

may-12 113260 93796 2011666

jun-12 92152 111252 1937880

jul-12 76040 133018 1972640

ago-12 62925 149574 1988650

sep-12 66900 168773 1927070

oct-12 71868 193737 1947530

nov-12 61868 206631 1877320

dic-12 50083 229520 1894420

ene-13 43612 244471 1800770

feb-13 35997 224409 1629810

mar-13 37668 248665 1729540

abr-13 32692 246372 1617290

may-13 27022 260440 1393490

jun-13 23787 253855 1208220

jul-13 22503 265141 1241860

ago-13 22264 264350 1232309

sep-13 19139 260477 1061790

oct-13 19775 268839 1096270

nov-13 19295 262380 712860

dic-13 19746 271877 366420

ene-14 16853 269958 312987

feb-14 12581 218626 234080

mar-14 14301 279704 267480

abr-14 13949 271366 259150

may-14 14266 278646 265840

jun-14 13918 270819 258910

jul-14 14162 275663 263564

ago-14 14142 275174 263234

sep-14 13790 267948 256000

oct-14 14261 277021 264530

nov-14 13861 268983 256800

dic-14 13786 267966 256208

ene-15 13953 271536 259714

feb-15 12756 247597 236740

mar-15 13589 269443 252388

abr-15 10803 265619 201091

may-15 11917 275658 220880

jun-15 11210 262718 207630

jul-15 11226 274859 208063

ago-15 11262 275615 208700

sep-15 10657 261151 197720

oct-15 10565 258803 195960

nov-15 10270 251640 190550

dic-15 10563 258688 195870

ene-16 10439 255212 192970

feb-16 10677 237791 197770

mar-16 12978 251398 240190


72

Pozo OSO A 55H

El tipo de completación del pozo fue simple sin Y-TOOL. (Ver Anexo 11)




ICD’s ------------

Oil swell packers -



Compartimentos -

Profundidad MD 10977,53 ft




La producción del pozo inicio en mayo del 2012 y su historial se reporta hasta el mes de

marzo del 2016.

73

DATE

PRODUCCIÓN

PETRÓLEO

bbl/m

PRODUCCIÓN

AGUA bbl/m

PRODUCCIÓN

GAS cf/m

may-12 8844 1781 102187

jun-12 14227 2883 195300

jul-12 14359 3035 201500

ago-12 16738 3539 207410

sep-12 6707 2418 145937

oct-12 10920 3708 193450

nov-12 10163 3917 190320

dic-12 9608 4408 206600

ene-13 9599 2474 198459

feb-13 8154 2093 195020

mar-13 8437 2164 234170

abr-13 8016 2059 227040

may-13 8058 2065 232300

jun-13 7734 1982 227600

jul-13 7847 2010 238430

ago-13 7971 2064 245876

sep-13 6673 2911 227907

oct-13 5881 3827 208880

nov-13 5178 3838 107880

dic-13 5005 3702 97962

ene-14 4814 3564 93950

feb-14 4247 3152 83160

mar-14 4681 3489 92070

abr-14 4466 3311 87020

may-14 3785 3955 74320

jun-14 2465 5126 48300

jul-14 2475 5148 48438

ago-14 2493 5184 48890

sep-14 2459 5105 48300

oct-14 1866 3655 54670

nov-14 3753 3332 353273

dic-14 3602 2738 333053

ene-15 4954 3188 96490

feb-15 4548 2614 88260

mar-15 4387 3375 85150

abr-15 4252 3423 82700

may-15 4052 3383 78520

jun-15 3916 3400 75834

jul-15 4192 3643 81050

ago-15 4145 3601 79985

sep-15 3698 3217 71450

oct-15 3853 3350 74690

nov-15 3291 3787 63570

dic-15 3185 3973 61498

ene-16 3096 3997 59710

feb-16 2619 3844 50520

mar-16 2812 4126 54270


74

Pozo OSO A 95HS1

El tipo de completación del pozo fue simple hidráulico. (Ver Anexo 12)


Completación Hidráulico


ICD’s ------------

Oil swell packers -



Compartimentos -


Longitud de la completación liner 1128 ft


Figura 44: Diagrama de completación pozo OSO A 95HS1 con referencia al Anexo 10. (BIPE, 2012-2014)

75

La producción del pozo inicio en abril 2014 y su historial se reporta hasta el mes de enero

del 2016.

DATE

PRODUCCIÓN

PETRÓLEO

bbl/m

PRODUCCIÓN

AGUA bbl/m

PRODUCCIÓN

GAS cf/m

abr-14 41651 199988 838492

may-14 39128 186861 625951

jun-14 38402 163378 582771

jul-14 36664 157798 577215

ago-14 35929 151187 545751

sep-14 34152 150981 529610

oct-14 33991 147593 506134

nov-14 33852 145287 498512

dic-14 32976 140151 483101

ene-15 30961 136101 476431

feb-15 29561 131091 469111

mar-15 28145 129615 459411

abr-15 26012 123986 442399

may-15 25499 110995 451616

jun-15 21849 106677 386594

jul-15 23634 109898 417684

ago-15 20294 113124 358959

sep-15 18222 111935 322350

oct-15 18275 114209 324913

nov-15 19113 108309 338035

dic-15 19648 111340 347520

ene-16 19531 113081 357612

Tabla 33: Historial de producción pozo OSO A 95HS1. (BIPE, 2011-2016)

3.6 Descripción de los pozos horizontales PAD B

Los pozos fueron perforados desde la plataforma B del Campo Oso, son pozos de desarrollo

tipo horizontal, para recuperar reservas remanentes del reservorio de la arenisca Hollín

principal como objetivo primario.

76

3.6.1 Pozos horizontales con completación ICD’s

Pozo OSO B 52HS1






Tubería --------------

ICD’s 20 unidades


Oil swell packers 5




# de ICD’s por compartimento 5 5 5 5


Longitud de la completación ICD’s 885 ft

Tabla 34: Componentes de la completación del pozo OSO B 52HS1. (BIPE, 2011-2014)

Figura 45: Diagrama de completación pozo OSO B 52HS1 con referencia a la Tabla 35 y Anexo 13. (BIPE, 2012-

2014)

77

ICD’S COMPLETION (INFLOW CONTROL DEVICE)

ITE

M DESCRIPTION OD Length

Top

Depth

1 ZXPN Liner Top Packer (Provisto por Baker Hughes) 5.65 8 9711

2 5” 18# BTC BLANK LINER PUP JOINT 5 31 9719

3 X-Over 5” BTC Box up x 4-1/2” SEC Pin down 5 ½ 2 9750 4 4-1/2” 12.6# SEC BLANK PIPE JOINT 4.5 403 9752

5 4-1/2” 5.65” OD Water Swell Packer Type SLIP ON

With Spirolizer OD 5.75” 5.65 3 10148

6 4-1/2” 5.65” OD OIL Swell Packer Type SLIP ON With Spirolizer

OD 5.75” 5.65 3 10151

7 4-1/2” 12.6# SEC Box x Pin, Nozzle Based ICD 5.65 18 10155



10 4-1/2” 12.6# SEC BLANK PIPE JOINT 5.65 15 10209




OD 5.75”

5.65 3 10256 14 4-1/2” 12.6# SEC Box x Pin, Nozzle Based ICD 5.65 18 10260






OD 5.75” 5.65 3 10346







OD 5.75” 5.65 3 10436







OD 5.75” 5.65 3 10531

32 4-1/2” 5.65” OD Water Swell Packer Type SLIP ON With

Spirolizer OD 5.75” 5.65 3 10534

33 4-1/2” 12.6# SEC BLANK PIPE JOINT 5.65 9 10530

34 X-Over 4-1/2” 12.6# SEC Box up x 5” 18# BTC Pin Down 5 ½ 2 10537

35 5” 18# BTC BLANK LINER PUP JOINT WITH O’RING SEAL

SUB) 5 31 10539

36 5” 18# BTC Box Up_ROUND FLOAT VALVE SHOE 5 ½ 3 10570

Tabla 35: Componentes de la completación del pozo con ICD’s pozo OSO B 52HS1. (BIPE, 2011-2014)

78

La producción del pozo inicio en febrero del 2012 y su historial se reporta diariamente

hasta el 21 de agosto del 2015.

DATE

PRODUCCIÓN

PETRÓLEO

bbl/m

PRODUCCIÓN

AGUA bbl/m

PRODUCCIÓN

GAS cf/m

feb-12 23268 2918 319980

mar-12 30430 7030 841620

abr-12 18362 7821 295391

may-12 31828 15238 131300

jun-12 22709 22110 127500

jul-12 18237 27987 122500

ago-12 13546 32349 137500

sep-12 8484 34456 116220

oct-12 6084 37694 103200

nov-12 5558 35165 102000

dic-12 5706 36240 105117

ene-13 5370 37871 103090

feb-13 4724 35577 91000

mar-13 4791 40726 93480

abr-13 4292 39699 78570

may-13 4458 41124 66560

jun-13 4357 40209 64500

jul-13 3562 42662 60840

ago-13 3198 43488 66657

sep-13 2282 42599 60820

oct-13 2259 43919 64110

nov-13 2193 42653 47500

dic-13 2290 44436 43180

ene-14 2294 44561 43335

feb-14 759 14778 14378

oct-14 2005 38956 38140

nov-14 2269 44034 42960

dic-14 2358 45828 44630

ene-15 2362 45963 44640

feb-15 2131 41361 40200

mar-15 1698 36373 32140

abr-15 2276 44314 43208

may-15 2332 45184 43860

jun-15 2269 43946 42740

jul-15 1901 45395 35900

ago-15 1132 31707 21302

Tabla 36: Historial de producción pozo OSO B 52HS1. (BIPE, 2011-2016)

79

Pozo OSO B 54H






Tubería --------------

ICD’s 26 unidades


Oil swell packers 3




# de ICD’s por compartimento 3 7 11 5



Tabla 37: Componentes de la completación del pozo OSO B 54H. (BIPE, 2011-2014)

Figura 46: Diagrama de completación pozo OSO B 54H con referencia a la Tabla 38 y Anexo 14. (BIPE, 2012-

2014)

80

Tabla 38: Componentes de la completación del pozo con ICD’s pozo OSO B 54H. (BIPE, 2011-2014)

81

La producción del pozo inicio en junio del 2012 y su historial se reporta hasta el mes de

mayo del 2015.

DATE

PRODUCCIÓN

PETRÓLEO

bbl/m

PRODUCCIÓN

AGUA bbl/m

PRODUCCIÓN

GAS cf/m

jun-12 163528 18500 1452373

jul-12 155216 45396 1550375

ago-12 134651 67241 1514430

sep-12 119703 74856 1365520

oct-12 113422 105338 1245780

nov-12 104442 119868 1073220

dic-12 99263 153281 1027520

ene-13 85917 174438 989450

feb-13 73437 162907 877920

mar-13 75487 187017 951330

abr-13 58096 196869 840690

may-13 47308 221937 829580

jun-13 36483 226753 738270

jul-13 35109 240730 734930

ago-13 36224 242583 733671

sep-13 33822 239615 702411

oct-13 31058 257133 705840

nov-13 26111 254053 541140

dic-13 17427 264756 321810

ene-14 20107 260142 371740

feb-14 15483 235167 286860

mar-14 16230 261740 302020

abr-14 15723 252214 291000

may-14 14112 263128 262290

jun-14 13040 253734 241480

jul-14 13499 262770 250022

ago-14 13491 262508 249720

sep-14 11755 253172 217380

oct-14 10711 262811 198090

nov-14 10453 256213 193150

dic-14 10954 268953 202871

ene-15 10789 265206 200150

feb-15 9027 221329 167090

mar-15 10831 265658 200590

abr-15 9847 242161 182830

may-15 9869 265825 182380

Tabla 39: Historial de producción pozo OSO B 54H. (BIPE, 2011-2016)

82

Pozo OSO B 60H

El tipo de completación del pozo fue bombeo hidráulico JET. (Ver Anexo 15)




Completación Hidráulico Jet

Tubería --------------

ICD’s 25 unidades


Oil swell packers 4









2014)

83


Seg Segment Segment Inflow Well Liner LinerInflow

Control

Inflow

Control

# Top MD Length Control Hole Size OD ID OD ID

[ft] [ft] [in] [in] [in] [in] [in]

1 10177 2 - 8.5 8.5 6.26

2 10179 13.4 Blank Pipe 6.125 5.65 4

3 10192.4 3.28 Packer Water SWP 6.125 6.125 4

4 10195.68 13.4 Blank Pipe 6.125 5.65 4

5 10209.08 30 Blank Pipe 6.125 5.65 4

6 10239.08 10 Halliburton Adjustable ICD 6.125 5.65 4

7 10249.08 30 Blank Pipe 6.125 5.65 4


9 10289.08 30 Blank Pipe 6.125 5.65 4


11 10329.08 30 Blank Pipe 6.125 5.65 4


13 10369.08 30 Blank Pipe 6.125 5.65 4

14 10399.08 23.4 Blank Pipe 6.125 5.65 4

15 10422.48 3.28 Packer Oil SWP 6.125 6.125 4

16 10425.76 3.4 Blank Pipe 6.125 5.65 4

17 10429.16 30 Blank Pipe 6.125 5.65 4


19 10469.16 30 Blank Pipe 6.125 5.65 4


21 10509.16 30 Blank Pipe 6.125 5.65 4

22 10539.16 30 Blank Pipe 6.125 5.65 4


24 10579.16 30 Blank Pipe 6.125 5.65 4


26 10619.16 30 Blank Pipe 6.125 5.65 4


28 10659.16 30 Blank Pipe 6.125 5.65 4


30 10699.16 23.4 Blank Pipe 6.125 5.65 4

31 10722.56 3.28 Packer Oil SWP 6.125 6.125 4

32 10725.84 3.4 Blank Pipe 6.125 5.65 4

33 10729.24 30 Blank Pipe 6.125 5.65 4


35 10769.24 30 Blank Pipe 6.125 5.65 4


37 10809.24 30 Blank Pipe 6.125 5.65 4

38 10839.24 30 Blank Pipe 6.125 5.65 4


40 10879.24 30 Blank Pipe 6.125 5.65 4


42 10919.24 30 Blank Pipe 6.125 5.65 4


44 10959.24 30 Blank Pipe 6.125 5.65 4

45 10989.24 13.4 Blank Pipe 6.125 5.65 4

46 11002.64 3.28 Packer Oil SWP 6.125 6.125 4

47 11005.92 13.4 Blank Pipe 6.125 5.65 4

48 11019.32 30 Blank Pipe 6.125 5.65 4


50 11059.32 30 Blank Pipe 6.125 5.65 4


52 11099.32 30 Blank Pipe 6.125 5.65 4


54 11139.32 30 Blank Pipe 6.125 5.65 4

55 11169.32 30 Blank Pipe 6.125 5.65 4


57 11209.32 30 Blank Pipe 6.125 5.65 4


59 11249.32 30 Blank Pipe 6.125 5.65 4

60 11279.32 13.4 Blank Pipe 6.125 5.65 4

61 11292.72 3.28 Packer Oil SWP 6.125 6.125 4

62 11296 13.4 Blank Pipe 6.125 5.65 4

63 11309.4 30 Blank Pipe 6.125 5.65 4


65 11349.4 30 Blank Pipe 6.125 5.65 4


67 11389.4 30 Blank Pipe 6.125 5.65 4


69 11429.4 30 Blank Pipe 6.125 5.65 4


71 11469.4 30 Blank Pipe 6.125 5.65 4


73 11509.4 30 Blank Pipe 6.125 5.65 4

74 11539.4 13.4 Blank Pipe 6.125 5.65 4

75 11552.8 3.28 Packer Water SWP 6.125 6.125 4

76 11556.08 13.4 Blank Pipe 6.125 5.65 4

77 11569.48 15 Blank Pipe 6.125 5.65 4

78 11584.48 1.49 Blank Pipe 6.125 5.65 4

TOE 11585.97

OSO B-060H - Diseño Completacion con ICDs Ajustables

84

La producción del pozo inicio en noviembre del 2012 y su historial se reporta hasta el

mes de abril del 2016.

DATE

PRODUCCIÓN

PETRÓLEO

bbl/m

PRODUCCIÓN

AGUA bbl/m

PRODUCCIÓN

GAS cf/m

nov-12 71799 59797 717080

dic-12 72985 107400 820420

ene-13 56965 131799 701900

feb-13 40830 126052 579940

mar-13 34826 143712 615460

abr-13 30187 153940 550970

may-13 25670 166081 572120

jun-13 21934 168119 550980

jul-13 20190 181709 558670

ago-13 18647 183471 555086

sep-13 17290 179088 534300

oct-13 15963 188749 488890

nov-13 10854 188449 208060

dic-13 9980 193671 190780

ene-14 13277 190486 254046

feb-14 12675 172572 243030

mar-14 13909 190221 268050

abr-14 13528 184028 259200

may-14 12357 191320 237920

jun-14 11488 184315 220800

jul-14 10819 192282 207632

ago-14 9969 193977 190970

sep-14 8778 187554 168250

oct-14 7963 195386 152660

nov-14 7739 189691 148240

dic-14 7024 172453 134680

ene-15 1865 48189 32025

feb-15 4781 80367 75500

mar-15 5665 90697 75500

abr-15 5558 89203 0

may-15 5861 93662 0

jun-15 5801 92633 0

jul-15 6035 96458 0

ago-15 6045 96577 0

sep-15 5797 92741 0

oct-15 5984 95687 0

nov-15 5743 91847 0

dic-15 5918 94603 0

ene-16 5918 94449 0

feb-16 5578 89136 0

mar-16 5975 95437 0


85

Pozo OSO B 64H

El tipo de completación del pozo fue simple con BES. (Ver Anexo 16)




Completación BES

Tubería --------------

ICD’s 17 unidades


Oil swell packers 6









2014)

86

OSO B 64H - Diseño Completación con ICDs



[ft] [ft]

[in]

C1 9,928.42 16.20 TOP PACKER 5.65

C2 9,944.62 9.91 PUP JOINT 5”, 18 ppf, BTC, P-110 5.65

C3 9,954.53 1.17 X-OVER 5” BTC Box up x 4 ½” SEC PIN 5.50

C4 9,955.70 185.07 4 ½” 12.6 ppf, SEC BLANK PIPE 4.50

C5 10,140.77 0.00 4 ½” WATER SWELL PACKER TYPE SLIP ON 5.65

C6 10,140.77 0.00 4 ½” OIL SWELL PACKER TYPE SLIP ON 5.65


C8 10,172.02 3.50 X-OVER 4 ½” SEC Box x VAM Top Pin 5.03

C9 10,175.52 41.20 4 ½” 12.6 ppf, VAM TOP BOX x PIN, NOZZLE BASED ICD 5.42


C11 10,257.90 2.81 X-OVER 4 ½” 12.6 ppf VAM TOP x SEC PIN 5.50








C19 10,418.54 40.68 4 ½” 12.6 ppf, VAM TOP BOX x 4 ½” SEC PIN, NOZZLE BASED ICD 5.42

C20 10,459.22 24.24 4 ½” 12.6 ppf, SEC BOX x PIN, NOZZLE BASED ICD 5.42








C28 10,634.41 3.08 X-OVER 4 ½” 12.6 ppf VAM TOP x SEC PIN 5.50













C41 10,883.91 0.00 4 ½” WATER SWELL PACKER TYPE SLIP ON 5.65



C44 10,946.33 1.12 X-OVER 4 ½” 12.6ppf SEC BOX x 5” BTC PIN. 5.03

C45 10,947.45 1.19 COUPLING PACKOFF 5.03

C46 10,948.64 19.80 5” 18 ppf BTC PUP JOINT 5.00

C47 10,968.44 1.56 5” 18 ppf BTC Box Up_ ROTARY SHOE 5.50

Length

[ft]

1041.58


87

La producción del pozo inicio en febrero del 2013 y su historial se reporta hasta el mes de

febrero del 2016.

DATE PRODUCCIÓN

PETRÓLEO

bbl/m

PRODUCCIÓN

AGUA bbl/m

PRODUCCIÓN

GAS cf/m feb-13 28876 65864 329865

mar-13 28651 65953 328754

abr-13 23837 71268 297732

may-13 18479 80202 276439

jun-13 14423 81729 246000

jul-13 13747 86731 241790

ago-13 11337 87742 208702

sep-13 9912 89215 187594

oct-13 7657 97422 158845

nov-13 6000 93998 115297

dic-13 6304 98741 121182

ene-14 5478 97621 105183

feb-14 3965 90543 76145

mar-14 4171 100092 77640

abr-14 4065 97563 78060

may-14 4190 100567 80790

jun-14 4198 100683 80810

jul-14 4200 100798 80835

ago-14 4205 100897 8835

sep-14 4205 100943 80845

oct-14 4489 107731 86126

nov-14 4231 101528 81023

dic-14 4569 109667 87730

ene-15 4608 110494 88412

feb-15 4047 97084 71250

mar-15 4287 95214 75092

abr-15 4451 94321 79610

may-15 4576 90183 83248

jun-15 4765 87531 87428

jul-15 4986 85740 92451

ago-15 5065 83451 96369

sep-15 5136 82967 98040

oct-15 6823 107542 130120

nov-15 5899 109476 112479

dic-15 6055 115044 115231

ene-16 5987 112097 117492

feb-16 5912 110514 117952


88

3.7 Descripción de los pozos horizontales PAD G

Los pozos fueron perforados desde la plataforma G del Campo Oso, son pozos de desarrollo

tipo horizontal, para recuperas reservas de la renisca Hollín principal como objetivo primario.


Pozo OSO G 89H






Tubería --------------


Oil swell packers -







Tabla 46: Componentes de la completación del pozo OSO G 89H. (BIPE, 2011-2014)

89

Figura 49: Diagrama de completación pozo OSO G 89H con referencia a la Tabla 47 y Anexo 17. (BIPE, 2012-

2014)

90

OSO G 89H - Diseño Completación con AICD



[ft] [ft]

[in]

C1 9,950.72 16.15 ZXP TOP PACKER 5 ¼

C2 9,966.87 9.70 Pup Joint 5’’ 18 ppf, BTC, N-80 4 ½

C3 9,976.57 1.18 X-over 5” BTC Box x 4 ½” SEC Pin 4 ½

C4 9,977.75 185.37 Blank Pipe 4 ½”, 12.6#, L-80, SEC 4 ½

C5 10,163.12 10.44 Blank Pipe 4 ½”, 12.6#, L-80, SEC 4 ½

C6 10,173.56 3.28 SWELL PACKER WATER SWELLIING 5 ¾

C7 10,176.84 5.00 Blank Pipe 4 ½”, 12.6#, L-80, SEC 4 ½


C9 10,185.12 9.23 Blank Pipe 4 ½”, 12.6#, L-80, SEC 4 ½

C10 10,194.35 31.60 Blank Pipe 4 ½”, 12.6#, L-80, SEC 4 ½

C11 10,225.95 1.19 X-over 4 ½”, SEC Box x BTC Pin 4 ½


C13 10,259.04 1.16 X-over 4 ½”, SEC Pin x BTC Box 4 ½

C14 10,260.20 31.58 Blank Pipe 4 ½”, 12.6#, L-80, SEC 4 ½




C18 10,326.03 30.18 Blank Pipe 4 ½”, 12.6#, L-80, SEC 4 ½

C19 10,356.21 20.28 Blank Pipe 4 ½”, 12.6#, L-80, SEC 4 ½


C21 10,379.77 6.00 Blank Pipe 4 ½”, 12.6#, L-80, SEC 4 ½

C22 10,385.77 31.28 Blank Pipe 4 ½”, 12.6#, L-80, SEC 4 ½




C26 10,451.30 31.58 Blank Pipe 4 ½”, 12.6#, L-80, SEC 4 ½




C30 10,501.18 31.60 Blank Pipe 4 ½”, 12.6#, L-80, SEC 4 ½

C31 10,532.78 11.20 Blank Pipe 4 ½”, 12.6#, L-80, SEC 4 ½


C33 10,547.26 15.00 Blank Pipe 4 ½”, 12.6#, L-80, SEC 4 ½




C37 10,628.41 24.22 Blank Pipe 4 ½”, 12.6#, L-80, SEC 4 ½


C39 10,655.91 4.00 Blank Pipe 4 ½”, 12.6#, L-80, SEC 4 ½




C43 10,710.18 31.57 Blank Pipe 4 ½”, 12.6#, L-80, SEC 4 ½

C44 10,741.75 19.28 Blank Pipe 4 ½”, 12.6#, L-80, SEC 4 ½


C46 10,764.31 7.00 Blank Pipe 4 ½”, 12.6#, L-80, SEC 4 ½




C50 10,805.47 31.50 Blank Pipe 4 ½”, 12.6#, L-80, SEC 4 ½

C51 10,836.97 15.08 PUP JOINT 4-1/2”, 12.6 LBS/FT, L80, SEC 4 ½

C52 10,852.05 2.00 X- over 5”BTC PIN x 4 ½” SEC BOX 5.000


C54 10,874.45 1.55 WTF.5’’ BTC. FLOAT SHOE 5.000

Length

[ft]

925.28

Tabla 47: Componentes de la completación del pozo con AICD pozo OSO G 89H. (BIPE, 2011-2014)

91

La producción del pozo inicio en febrero del 2014 y su historial se reporta hasta el mes de

febrero del 2016.

DATE

PRODUCCIÓN

PETROLEO

bbl/m

PRODUCCIÓN

AGUA bbl/m

PRODUCCIÓN

GAS cf/m

feb-14 51101 31197 925690

mar-14 55580 34355 992100

abr-14 41825 43218 745830

may-14 31399 57758 558975

jun-14 26640 61917 464560

jul-14 25724 63742 461250

ago-14 22859 67380 407243

sep-14 19883 66713 354030

oct-14 16497 70909 293710

nov-14 15230 69380 270898

dic-14 15605 71871 278500

ene-15 13620 73873 242732

feb-15 12364 66984 219770

mar-15 12259 73517 218250

abr-15 11184 74572 198749

may-15 11678 78169 207529

jun-15 12037 75037 214035

jul-15 11954 77553 212463

ago-15 11022 78686 195832

sep-15 9595 77636 170053

oct-15 10097 81679 178901

nov-15 8181 80887 145880

dic-15 9703 83132 170840

ene-16 9612 85431 176341

feb-16 9586 87978 178904

Tabla 48: Historial de producción pozo OSO G 89H. (BIPE, 2011-2016)

92

Pozo OSO G 96H






Tubería --------------

AICD 5 de 4” Halliburton

Oil swell packers 4



Compartimentos 1 2 3

# de AICD por compartimento 2 1 2



Tabla 49: Componentes de la completación del pozo OSO G 96H. (BIPE, 2011-2014)

Figura 50: Diagrama de completación pozo OSO G 96H con referencia a la Tabla 50 y Anexo 18. (BIPE, 2012-

2014)

93


Seg Segment Segmen

t Inflow Inflow

Control # Top MD Length Control OD

[ft] [ft]

[in]

C1 10,171.45 16.18 ZXPN TOP PACKER 5” x 7”, PROFILR HRD-E 5.950

C2 10,187.63 10.20 Pup Joint 5” 18 ppf, BTC, P-110 5.000

C3 10,197.83 14.32 BAKER SET CONTROL FLEZ LOCK LINER

HANGER 5” x 7” 5.955

C4 10,212.15 1.20 X-Over 4 ½” SEC PIN x 5” BTC BOX 5.562

C5 10,213.35 186.64 Blank Pipe 4 ½”, 12.6#, L-80, SEC 4 ½

C6 10,399.99 1.23 X-Over 4 ½” BTC PIN x 4-1/2” SEC BOX 5.000

C7 10,401.22 14.10 REPACKER 4-1/2” x 13.5 #/FT (OIL) 4 ½

C8 10,415.32 14.25 REPACKER 4-1/2” x 13.5 #/FT (WATER) 4 ½

C9 10,429.57 1.00 X-Over 4 ½” BTC BOX x 4” BTC PIN 4.930

C10 10,430.57 164.05 EQUALIZER ICD MEDIUM 4” x 9.6 #/FT 4.000

C11 10,594.62 1.00 X-Over 4 ½” BTC PIN x 4” BTC BOX 4.760

















C28 11,123.53 14.25 REPACKER 4-1/2” x 13.5 #/FT (WATER) 5


C30 11,151.90 1.16 X- Over 4-1/2” SEC PIN x 4 ½” BTC BOX 5.000

C31 11,153.06 1.18 X- Over 5”BTC PIN x 4 ½” SEC BOX 5.062


C33 11,174.44 1.56 WTF.5” BTC. FLOAT SHOE 5.000

Length

[ft]

1004.55

Tabla 50: Componentes de la completación del pozo con AICD pozo OSO G 96H. (BIPE, 2011-2014)

94

La producción del pozo inicio en julio del 2014 y su historial se reporta hasta el mes de

enero del 2016.

DATE PRODUCCIÓN

PETROLEO

bbl/m

PRODUCCIÓN

AGUA bbl/m

PRODUCCIÓN

GAS cf/m

jul-14 84802 8495 1518530

ago-14 68508 10934 1225430

sep-14 34670 20739 616600

oct-14 24425 27416 433650

nov-14 15257 30103 271352

dic-14 9968 31102 172880

ene-15 7865 29591 135974

feb-15 6632 26531 116997

mar-15 6941 28973 123305

abr-15 6378 28768 113084

may-15 6379 31162 112250

jun-15 5434 31108 96128

jul-15 5050 33192 89416

ago-15 3217 29511 83451

sep-15 3189 28529 82091

oct-15 3091 27123 80159

nov-15 3191 27945 82651

dic-15 2956 26265 80101

ene-16 2842 26194 81078

Tabla 51: Historial de producción pozo OSO G 96H. (BIPE, 2011-2016)

3.8 Descripción de los pozos horizontales PAD H

Los pozos fueron perforados desde la plataforma H del Campo Oso, son pozos de

desarrollo tipo horizontal, para recuperas reservas de la arenisca Hollín principal como

objetivo primario.


Pozo OSO H 114HS1


95





Tubería --------------


Oil swell packers 4







Tabla 52: Componentes de la completación del pozo OSO H 114HS1. (BIPE, 2011-2014)

Figura 51: Diagrama de completación pozo OSO H 114HS1 con referencia a la Tabla 53 y Anexo 19. (BIPE, 2012-

2014)

96

OSO G 114HS1 - Diseño Completación con AICD


# Top MD[ft] Length[ft] Control OD[in]

A1 10,331.62 16.16 5” LINER TOP PACKER ZXPN - BAKER HUGHES 5.000

A2 10,347.78 9.25 PUP JOINT, 5” BTC, 18LB/FT, P-110 5.000

A3 10,357.03 1.10 XOVER 5” BTC BOX x 4-1/2” BTC PIN 4 ½

A4 10,358.13 137.24 BLANK PIPE 4 ½”, 12.6 LB/FT, L-80, SEC 4 ½

A5 10,495.37 3.28 SWELL PACKER OIL - HALLIBURTON 4 ½


A7 10,503.65 3.28 SWELL PACKER WATER - HALLIBURTON 4 ½


A9 10,513.93 1.18 XOVER 4 ½”, SEC BOX x 4 /12” BTC PIN 4 ½

A10 10,515.11 32.00 EQUIFLOW AUTONOMOUS ICD 4 ½

A11 10,547.11 1.20 XOVER 4 ½” BTC BOX x 4 /2” SEC PIN 4 ½


A13 10,578.24 1.18 XOVER 4 ½” SEC BOX x 4 ½” BTC PIN 4 ½


A15 10,595.42 1.20 XOVER 4 ½”, BTC BOX x 4 /12” SEC PIN 4 ½










A25 10,968.50 1.20 XOVER 4 ½” BTC BOX x 4 /2” SEC PIN 4 ½



A28 10,982.13 19.00 BLANK PIPE 4 ½”, 12.6 LB/FT, SEC 4 ½




A32 11,019.51 20.30 PUP JOINT, BLANK PIPE 4 ½”, 12.6 LB/FT, SEC 4 ½




















A52 11,281.75 1.20 XOVER 4 ½” BTC BOX x 4 ½” SEC PIN 4 ½
















A68 11,489.23 20.00 PUP JOINT 5” BTC, 18 LB/FT, N-80, 4 ½

A69 11,509.23 1.77 ROTARY FLOAT SHOE, 5” BTC – WEATHERFORD 4 ½

Length 1179.38ft

Tabla 53: Componentes de la completación del pozo con AICD pozo OSO H 114HS1. (BIPE, 2011-2014)

97

La producción del pozo inicio en marzo del 2014 y su historial se reporta hasta el mes de

febrero del 2016.

DATE PRODUCCIÓN

PETROLEO

bbl/m

PRODUCCIÓN

AGUA bbl/m

PRODUCCIÓN

GAS cf/m

mar-14 69402 10855 939360

abr-14 58981 37079 886239

may-14 41980 66055 747440

jun-14 28963 75153 515080

jul-14 24954 87163 443634

ago-14 25163 94428 447572

sep-14 26832 106171 476939

oct-14 21627 112864 383740

nov-14 16597 113159 294937

dic-14 15887 119951 281808

ene-15 12218 123536 216241

feb-15 12322 110898 218416

mar-15 13285 119567 235744

abr-15 13870 114395 246141

may-15 12534 120535 221625

jun-15 11840 117257 210018

jul-15 10565 121506 187523

ago-15 9553 126530 169515

sep-15 9163 122742 162683

oct-15 8080 126595 143233

nov-15 8013 121945 141766

dic-15 7311 126437 129265

ene-16 7267 127902 127461

feb-16 7201 128145 125782

Tabla 54: Historial de producción pozo OSO H 114HS1. (BIPE, 2011-2016)

98

Pozo OSO H 117H

El tipo de completación del pozo fue equipo BES con Y-TOOL. (Ver Anexo 20)





Tubería --------------


Oil swell packers 5







Tabla 55: Componentes de la completación del pozo OSO H 117H. (BIPE, 2011-2014)

Figura 52: Diagrama de completación pozo OSO H 117H con referencia a la Tabla 56 y Anexo 20. (BIPE, 2012-

2014)

99



# Top MD[ft] Length[ft] Control OD[in]

A1 10,316.72 23.15 Colgador 5.000

A2 10,339.87 10.15 PAM TOOLS, TUBERIA PRODUCCION, 5.000 in, ppf, , , 76 5.000

A3 10,350.02 1.23 PAM TUBING, CROSSOVER, 5.000 in, ppf, , , 75 5.000

A4 10,351.25 25.65 Blank Pipe 4 ½”, 12.6#, SEC 4 ½

A5 10,376.90 27.14 Blank Pipe 4 ½”, 12.6#, SEC 4 ½

A6 10,404.04 28.54 Blank Pipe 4 ½”, 12.6#, SEC 4 ½

A7 10,432.58 27.69 Blank Pipe 4 ½”, 12.6#, SEC 4 ½

A8 10,460.27 27.49 Blank Pipe 4 ½”, 12.6#, SEC 4 ½

A9 10,487.76 27.97 Blank Pipe 4 ½”, 12.6#, SEC 4 ½

A10 10,515.73 29.17 Blank Pipe 4 ½”, 12.6#, SEC 4 ½

A11 10,544.90 1.03 PAM TUBING, CROSSOVER, 4 ½ in, ppf, , , 67 4 ½

A12 10,545.93 14.61 PAM TOOLS, SWELLABLE PACKER, 4 ½ in, ppf, , , 66 4 ½

A13 10,560.54 1.03 PAM TUBING, CROSSOVER, 4 ½ in, ppf, , , 64 4 ½

A14 10,561.57 15.09 PAM TOOLS, SWELLABLE PACKER, 4 ½ in, ppf, , , 65 4 ½

A15 10,576.66 27.17 Blank Pipe 4 ½”, 12.6#, SEC 4 ½

A16 10,603.83 0.94 X-over 4 ½”, SEC Box x BTC Pin 4 ½

A17 10,604.77 1.03 X-over 4 ½”,BTC Box x SEC Pin 4 ½

A18 10,605.80 25.25 EquiFlow® Autonomous ICD 4 ½” BTC B-P 4 ½

A19 10,631.05 29.66 Blank Pipe 4 ½”, 12.6#, SEC 4 ½


A21 10,661.64 31.63 Blank Pipe 4 ½”, 12.6#, SEC 4 ½



A24 10,719.59 31.60 Blank Pipe 4 ½”, 12.6#, SEC 4 ½


A26 10,752.26 15.15 Swellpacker Oil Swelling 5 ¾




A30 10,794.69 31.52 Blank Pipe 4 ½”, 12.6#, SEC 4 ½



A33 10,852.49 10.05 Blank Pipe CRB 4 ½”, 12.6#, BTC B X P 4 ½




A37 10,904.31 10.15 Blank Pipe CRB 4 ½”, 12.6#, BTC B X P 4 ½





A42 10,981.00 10.55 Blank Pipe CRB 4 ½”, 12.6#, BTC B X SEC P 5 ¾




A46 11,043.05 10.12 Blank Pipe 4 ½”, 12.6#, SEC 4 ½

A47 11,053.17 27.96 Blank Pipe 4 ½”, 12.6#, SEC 4 ½





A52 11,133.67 31.60 Blank Pipe 4 ½”, 12.6#, SEC 4 ½


A54 11,166.31 25.22 Blank Pipe 4 ½”, 12.6#, SEC 4 ½

A55 11,191.53 25.25 Blank Pipe 4 ½”, 12.6#, SEC 4 ½


A57 11,217.80 31.00 Blank Pipe 4 ½”, 12.6#, SEC 4 ½

A58 11,248.80 15.05 Swellpacker Oil Swelling 4 ½


A61 11,264.86 25.83 Blank Pipe 4 ½”, 12.6#, SEC 4 ½




A65 11,318.04 29.10 Blank Pipe 4 ½”, 12.6#, SEC 4 ½

A66 11,347.14 10.05 Blank Pipe CRB 4 ½”, 12.6#, SEC B X BTC P 4 ½



A69 11,383.42 28.34 Blank Pipe 4 ½”, 12.6#, SEC 4 ½

A70 11,411.76 10.48 Blank Pipe CRB 4 ½”, 12.6#, SEC B X BTC P 4 ½


A72 11,447.48 14.90 Swellpacker Water Swelling 4 ½

A73 11,462.38 15.42 Swellpacker Oil Swelling 4 ½


A75 11,478.83 58.39 Blank Pipe 4 ½”, 12.6#, SEC 4 ½

A76 11,537.22 1.23 X-over 4 ½” SEC Box x 5”, BTC Pin 4 ½

A77 11,538.45 20.05 Blank Pipe 4 ½”, 12.6#, SEC 4 ½

A78 11,558.50 1.50 Float Shoe 5” BTC 5.000

Length 1243.28 ft

Tabla 56: Componentes de la completación del pozo con AICD pozo OSO H 117H. (BIPE, 2011-2014)

100

La producción del pozo inicio en julio del 2014 y su historial se reporta hasta el mes de

febrero del 2016.

DATE PRODUCCIÓN

PETROLEO

bbl/m

PRODUCCIÓN

AGUA bbl/m

PRODUCCIÓN

GAS cf/m

jul-14 53836 74237 1005020

ago-14 60636 70831 1066098

sep-14 35200 98126 566464

oct-14 25420 113765 447303

nov-14 20379 115573 358456

dic-14 19255 123257 339199

ene-15 15805 127878 278083

feb-15 14353 116132 252596

mar-15 14629 128314 257530

abr-15 12295 123649 216419

may-15 9536 135032 167651

jun-15 9478 125925 166540

jul-15 10661 134349 187672

ago-15 7023 140235 134451

sep-15 5898 141562 103805

oct-15 7071 145901 124413

nov-15 6189 142996 108498

dic-15 9149 143334 161090

ene-16 9010 144562 158516

feb-16 8912 145074 155098

Tabla 57: Historial de producción pozo OSO H 117H. (BIPE, 2011-2016)

Pozo OSO H 118H




101



Tubería --------------

AICD 6 de 4” Halliburton

Oil swell packers 7



Compartimentos 1 2 3 4 5 6

# de AICD por compartimentos 1 1 1 1 1 1



Tabla 58: Componentes de la completación del pozo OSO H 118H. (BIPE, 2011-2014)

Figura 53: Diagrama de completación pozo OSO H 118H con referencia a la Tabla 59 y Anexo 21. (BIPE, 2012-

2014)

102




[ft] [ft]

[in]

A1 10,260.04 36.57 5” x 7” FLEX LOCK IV LINER HANGER WITH ZXP TOP PACKER 5’’ x 7’’, 5” BTC PIN DOWN. 5.950

A2 10,296.61 1.19 X-OVER 5” BTC BOX UP X 4-1/2” SEC PIN DOWN 5.563

A3 10,297.80 31.59 BLANCK PIPE 4-1/2” 11.6# SEC CASING 4 ½





A8 10,453.06 1.00 X-OVER 4-1/2” SEC BOX X 4 ½” BTC PIN 4.980

A9 10,454.06 14.10 4-1/2” OIL REPACKER, 5.5” OD SEAL, 6 FT SEAL, 4-1/2” 13.5# BTC 5.740

A10 10,468.16 14.30 4-1/2” WATER REPACKER, 5.5” OD SEAL, 6 FT SEAL, 4-1/2” 13.5# BTC. 5.740

A11 10,482.46 1.02 X-OVER 4-1/2” BTC BOX X 4-1/2” SEC PIN 4.980


A13 10,515.07 1.02 X-OVER 4-1/2” SEC BOX X 4” BTC PIN 5.000

A14 10,516.09 40.80 4” EQUALIZER SELECT INFLOW CONTROL DEVICES, 4” 9.5# BTC. FRIR 6,4 5.490

A15 10,556.89 1.05 X-OVER 4” BTC BOX X 4-1/2” SEC PIN 4.740







A22 10,668.88 1.02 X-OVER 4-1/2” SEC BOX X 4” BTC PIN 5.000


A24 10,751.30 0.95 X-OVER 4” BTC BOX X 4-1/2” BTC PIN 4.764


A26 10,764.70 0.95 X-OVER 4-1/2” BTC BOX X 4” BTC PIN 4.992










A36 11,085.75 1.05 X-OVER 4” BTC BOX X 4-1/2” SEC PIN 4.740






A42 11,214.54 0.95 X-OVER 4” BTC BOX X 4-1/2” BTC PIN. 4.764

A43 11,215.49 14.30 4-1/2” WATER REPACKER, 5.5” OD SEAL, 6 FT SEAL, 4-1/2” 13.5# BTC. 5.740

A44 11,229.79 15.00 4-1/2” OIL REPACKER, 5.5” OD SEAL, 6 FT SEAL, 4-1/2” 13.5# BTC. 5.813


A46 11,245.87 5.81 PUP JOINT BLANCK PIPE 4-1/2” 11.6# SEC CASING 4 ½

A47 11,251.68 9.85 PUP JOINT BLANCK PIPE 4-1/2” 11.6# SEC CASING 4 ½



A50 11,324.32 1.12 X-OVER 4-1/2” 11.6# SEC BOX X 5” BTC PIN 5.031

A51 11,325.44 21.01 PUP JOINT 5” 18# BTC BXP, WITH INSERT PACK OFF INSTALLED 5.000

A52 11,346.45 1.55 5” FLOAT SHOE LIP NOSE - 5” 18# BTC BOX 5 ½

Length

[ft]

1087.96

Tabla 59: Componentes de la completación del pozo con AICD pozo OSO H 118H. (BIPE, 2011-2014)

103

La producción del pozo inicio en agosto del 2014 y su historial se reporta hasta el mes de

febrero del 2016.

DATE PRODUCCIÓN

PETROLEO

bbl/m

PRODUCCIÓN

AGUA bbl/m

PRODUCCIÓN

GAS cf/m

ago-14 29887 83712 527090

sep-14 26693 89301 457403

oct-14 16995 109101 289870

nov-14 10620 112001 178797

dic-14 7672 120199 130694

ene-15 6888 120104 117256

feb-15 5819 110564 99224

mar-15 5269 126445 89703

abr-15 5212 125085 88866

may-15 5463 131107 93017

jun-15 4530 127134 77036

jul-15 4119 133180 69898

ago-15 4076 131766 70706

sep-15 4703 130100 80096

oct-15 5197 137336 88594

nov-15 5133 134823 88319

dic-15 5021 133945 88102

ene-16 4986 131289 80712

feb-16 4891 130834 78516

Tabla 60: Historial de producción pozo OSO H 118H. (BIPE, 2011-2016)

3.9 Presentación de resultados

Con los datos obtenidos de la producción de los pozos se desarrollaron varios gráficos, en

los que se visualizan la producción de petróleo, producción de agua y producción de fluidos

total en relación al tiempo, y se lo resumió con la información más importante de cada uno de

los pozos en las Tablas 81 y 82 y se analizó e infirió los posibles eventos que pudieron ocurrir

para que exista un incremento o disminución de la producción.

104

3.9.1 Pozos horizontales con completación ICD’s PAD A

Pozo OSO A 57HS2

Bls Bls Fecha Observación

Prod. Petróleo máx. Prod. Agua Días de prod. Incremento en la frecuencia de la BES, los ICD’s comenzaron a funcionar. BSW(86,35%). 815 5160 114

Prod. Petróleo min. Prod. Agua Días de prod. Desde el día 0 al día 39 el pozo no aportó petróleo, la producción inicial obtenida fue fluido de completación y posteriormente agua de formación, luego se cerró el pozo por 24 días y se lo arrancó con una frecuencia muy alta para que pueda producir más fluido, luego del día 64 se evidencia el funcionamiento de los ICD’s con producción de petróleo y agua.

0 782 0-39

Prod. Agua máx. Prod. Petróleo Días de prod. Incremento del BSW (98,04) posiblemente por conificación o por canalización. 6204 124 1020

BWS min. Prod. Petróleo Días de prod. Luego del incremento de frecuencia, se produce 5160 BWPD en una producción estabilizada que corresponde al mínimo BSW. 86% 815 115

BSW máx. Prod. Petróleo Días de prod. Se incrementa al máximo BSW posiblemente por conificación o canalización, con una producción de 4744 BWPD. 99,5% 23 1240

Prod. Fluidos máx. Días de prod. Esta máxima producción de fluido corresponde a la máxima frecuencia o al mínimo choque del pozo, con 124 BPPD y 6204 BWPD y un BSW de 98,04%. 6328 1020

Prod. Fluidos min. Días de prod. En la producción estabilizada, la producción mínima es de 186 BPPD y 3623 BWPD con un BSW de 95,12%, existe variaciones de producción total en el transcurso del tiempo, posiblemente por variaciones de frecuencia o choque de pozo.

3809 640

Tabla 61: Resumen de la producción de petróleo, agua y fluidos pozo OSO A 57HS2. (BIPE, 2011-2016)

Gráfico 1: Curvas de producción diaria de petróleo, agua y fluido total vs tiempo pozo OSO A 57HS2. (BIPE, 2011-

2016)

0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

7000

0

200

400

600

800

1000

1200

Pro

du

cció

n d

iari

a (B

ls)

Tiempo (dias)

BPPD BWPD BFPD

105

Pozo OSO A 59H


Prod. Petróleo máx. Prod. Agua Días de prod. Después de 3 días de iniciar la producción del pozo, este este se estabilizo e incremento la producción de petróleo, ICD’s comenzaron a funcionar. BSW (53,79%) 2480 2886 65

Prod. Petróleo min. Prod. Agua Días de prod Luego de iniciar su producción al estabilizarse, su BSW fue 95,10% antes de cerrar en pozo, posiblemente por mantenimiento del mismo, se observa en la gráfica que los ICD’s funcionaron controlando la producción de agua. 142 2770 885

Prod. Agua máx. Prod. Petróleo Días de prod. Incremento del BSW (96,09%) posiblemente por conificación o por canalización.

7609 309 788

BSW min. Prod. Petróleo Días de prod. Luego iniciar la producción, se produce 5224 BWPD en una producción estabilizada que corresponde al mínimo BSW. 69,51% 2291 188

BSW máx. Prod. Petróleo Días de prod. Se incrementa al máximo BSW posiblemente por conificación o canalización con 7454 BWPD, antes del cierre del pozo por dos días. 96,14% 299 862

Prod. Fluidos máx. Días de prod. Esta máxima producción de fluido corresponde a la máxima frecuencia o al mínimo choque del pozo, con 381 BPPD y 7387 BWPD y un BSW de 9510%.

7767 881

Prod. Fluidos min. Días de prod. En la producción estabilizada, la producción mínima es de 92 BPPD y 1483 BWPD con un BSW de 94,13%, existe variaciones de producción total en el transcurso del tiempo, posiblemente por variaciones de frecuencia o choque de pozo.

1575 583

Tabla 62: Resumen de la producción de petróleo, agua y fluidos pozo OSO A 59H. (BIPE, 2011-2016)

Gráfico 2: Curvas de producción diaria de petróleo, agua y fluido total vs tiempo pozo OSO A 59H. (BIPE, 2011-

2016)

0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

7000

8000

9000

0

200

400

600

800

1000

1200

Pro

du

cció

n d

iari

a (B

ls)

Tiempo (dias)

BPPD BWPD BFPD

106

Pozo OSO A 71HS1


Prod. Petróleo máx. Prod. Agua Días de prod. Se incrementó la frecuencia de la BES y se logró un incremento considerable en la producción de petróleo, los ICD’s comenzaron a funcionar. BSW (61%) 5093 7965 59

Prod. Petróleo min. Prod. Agua Días de prod. Luego de que se estabilizo la producción, su declinación considerable el día 303, se evidencia el funcionamiento de los ICD’s con producción de petróleo, agua y un BSW de 87,98 % 607 4442 303

Prod. Agua máx. Prod. Petróleo Días de prod. Incremento del BSW (88,32%) posiblemente por conificación o por canalización y aumento de la frecuencia de BES para producir más fluidos. 6827 903 335

BSW min. Prod. Petróleo Días de prod. Luego de que se estabilizo la producción, se produce 3715 BWPD que corresponde al mínimo BSW. 75% 1238 101

BSW máx. Prod. Petróleo Días de prod. Se incrementa al máximo BSW posiblemente por conificación o canalización, y el BSW empieza aumentar con el tiempo con una producción de 6827 BWPD, los ICD’s están controlando la producción de agua.

88,32% 903 335

Prod. Fluidos máx. Días de prod. Esta máxima producción de fluido corresponde a la máxima frecuencia o al mínimo choque del pozo, con 903 BPPD y 6827 BWPD con un BSW de 88,32%

7730 335

Prod. Fluidos min. Días de prod. En la producción estabilizada, la producción mínima es de 795 BPPD y 4171 BWPD con un BSW de 84% , existe variaciones de producción total en el transcurso del tiempo, posiblemente por variaciones de frecuencia o choque de pozo

.

4966 281

Tabla 63: Resumen de la producción de petróleo, agua y fluidos pozo OSO A 71HS1. (BIPE, 2011-2016)

Gráfico 3: Curvas de producción diaria de petróleo, agua y fluido total vs tiempo pozo OSO A 71HS1. (BIPE,

2011-2016)

0

2000

4000

6000

8000

10000

12000

14000

0

200

400

600

800

1000

1200

pro

du

cció

n d

iari

a (B

ls)

Tiempo (dias)

BPPD BWPD BFPD

107

3.9.2 Pozos horizontales con completación AICD PAD A

Pozo OSO A 75H


Prod. Petróleo máx. Prod. Agua Días de prod. La producción de petróleo fue la máxima cuando el pozo estuvo estabilizado, los AICD funcionando estuvieron controlando la producción de fluidos. BSW (89,67%) 805 6989 216

Prod. Petróleo min. Prod. Agua Días de prod. La producción mínima se presentó antes de que el pozo sea cerrado por el incremento del BSW que fue 97%. 241 7793 518

Prod. Agua máx. Prod. Petróleo Días de prod. Incremento del BSW (97%) posiblemente por conificación o por canalización. 7793 241 518

BSW min. Prod. Petróleo Días de prod. El pozo inicio con un BSW bajo el cual fue amentado con el tiempo debido a su producción y posible incremento de frecuencia de la BES, con una producción de 5865 BWPD. 75% 1954 1

BSW máx. Prod. Petróleo Días de prod. Se incrementa al máximo BSW posiblemente por conificación o canalización con producción de 7793 BWPD. 97% 241 518

Prod. Fluidos máx. Días de prod. Esta máxima producción de fluido corresponde a la máxima frecuencia o al mínimo choque del pozo o al incremento del BSW de 97%, 241 BPPD y 7794 BWPD.

8035 509

Prod. Fluidos min. Días de prod. En la producción estabilizada, la producción mínima es de 1320 BPPD y 6380 BWPD con un BSW de 82,85%, existe variaciones de producción total en el transcurso del tiempo, posiblemente por variaciones de frecuencia o choque de pozo, luego del cierre del pozo su producción fue mucho menor debido a problemas de conificación o canalización y una disminución de frecuencia de la BES.

.

7700 80



2016)

0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

7000

8000

9000

0

100

200

300

400

500

600

700

800

900

1000

Pro

du

cció

n d

iari

a (B

ls)

Tiempo (dias)

BPPD BWPD BFPD

108

Pozo OSO A 92H


Prod. Petróleo máx. Prod. Agua Días de prod. Luego de iniciar su producción, el pozo tuvo un comportamiento muy caótico, se realizó disminuciones y aumentos de la frecuencia de la BES para controlar la producción de fluidos durante el día 1 y el 120 hasta que su producción se estabilizo, los AICD comenzaron a funcionar. BSW (67,12%)

2016 4116 121

Prod. Petróleo min. Prod. Agua Días de prod. Se incrementa al máximo BSW (97,92%) posiblemente por conificación o canalización y este comportamiento seguirá con el tiempo 129 6076 851

Prod. Agua máx. Prod. Petróleo Días de prod. Incremento del BSW posiblemente por conificación o por canalización. BSW (94%) 6010 383 527

BSW min. Prod. Petróleo Días de prod. Luego de la estabilización de la producción de fluidos, se produce 4692 BWPD que corresponde al mínimo BSW. 91,75% 450 670

BSW máx. Prod. Petróleo Días de prod. El máximo BSW es posiblemente por conificación o canalización y este comportamiento se incrementara con el tiempo, la producción fue de 6079 BWPD. 97,92% 129 851

Prod. Fluidos máx. Días de prod. Esta máxima producción de fluido corresponde a la máxima frecuencia o al mínimo choque del pozo, con 394 BPPD y 6165 BWPD con un BSW de 94%.

6559 512

Prod. Fluidos min. Días de prod. En la producción estabilizada, la producción mínima es de 216 BPPD y 4995 BWPD con un BSW de 95,85%, existe variaciones de producción total en el transcurso del tiempo, posiblemente por variaciones de frecuencia o choque de pozo

5211 791


Gráfico 5: Curvas de producción diaria de petróleo, agua y fluido total vs tiempo OSO A 92H. (BIPE, 2011-2016)

0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

7000

0

100

200

300

400

500

600

700

800

900

Pro

du

cció

n d

iari

a (B

ls)

Tiempo (dias)

BPPD BWPD BFPD

109

Pozo OSO A 93H


Prod. Petróleo máx. Prod. Agua Días de prod. Luego de iniciar su producción, el pozo tuvo un comportamiento muy caótico, se realizó disminuciones y aumentos de la frecuencia de la BES para controlar la producción de fluidos durante el día 1 hasta el 49 hasta que su producción se estabilizo, los AICD comenzaron a funcionar con un BSW de 78%.

1342 4758 182

Prod. Petróleo min. Prod. Agua Días de prod. Con la producción estabilizada, la declinación se va generando de manera constante, pero existe una disminución de la producción petróleo debido incremento del BSW (94%) por la conificación o canalización o disminución de frecuencia de la BES.

342 5361 751

Prod. Agua máx. Prod. Petróleo Días de prod. Incremento del BSW posiblemente por conificación o por canalización. BSW (88,86%) 5449 683 365

BSW min. Prod. Petróleo Días de prod. Luego de la estabilización de la producción, se produce 5018 BWPD que corresponde al mínimo BSW. 89% 620 547

BSW máx. Prod. Petróleo Días de prod. El máximo BSW es posiblemente por conificación o canalización y este comportamiento se incrementara con el tiempo de producción. 93% 390 820

Prod. Fluidos máx. Días de prod. Esta máxima producción de fluido corresponde a la máxima frecuencia o al mínimo choque del pozo, 1342 BPPD y 4758 BWPD con un BSW de 78%

6100 182

Prod. Fluidos min. Días de prod. En la producción estabilizada, la producción mínima es de 1156 BPPD y 4100 BWPD con un BSW de 78%, existe variaciones de producción total en el transcurso del tiempo, posiblemente por variaciones de frecuencia o choque de pozo.

5226 153



2016)

0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

7000

0

100

200

300

400

500

600

700

800

Pro

du

cció

n d

iari

a (B

ls)

Tiempo (dias)

BPPD BWPD BFPD

110

Pozo OSO A 94H


Prod. Petróleo máx. Prod. Agua Días de prod. Al inicio de la producción el comportamiento del pozo o fue normal, se incrementó la frecuencia de la BES durante el día 1 hasta el 122, luego la producción se estabilizo, los AICD comenzaron a funcionar, con un BSW de 84%.

1363 7156 123

Prod. Petróleo min. Prod. Agua Días de prod. Incremento del BSW (97,18%), posiblemente por conificación o por canalización, se evidencia el funcionamiento de los AICD con producción de petróleo y agua. 212 7302 337

Prod. Agua máx. Prod. Petróleo Días de prod. Incremento del BSW posiblemente por conificación o por canalización. BSW (95,95%) 7420 311 457

BSW min. Prod. Petróleo Días de prod. Luego del incremento de frecuencia, se produce 7156 BWPD en una producción estabilizada que corresponde al mínimo BSW y este va incrementando con tiempo d producción. 84% 1363 123

BSW máx. Prod. Petróleo Días de prod. Se incrementa al máximo BSW con una producción de 7302 BWPD posiblemente por conificación o canalización. 97,18% 211 337

Prod. Fluidos máx. Días de prod. Esta máxima producción de fluido corresponde a la máxima frecuencia o al mínimo choque del pozo, con una producción de 1363 BPPD y 7157 BWPD con un BSW de 84%.

8519 123

Prod. Fluidos min. Días de prod. En la producción estabilizada, la producción mínima es de 277 BPPD Y 6650 BWPD con un BSW de 96%, existe variaciones de producción total en el transcurso del tiempo, posiblemente por variaciones de frecuencia o choque de pozo.

6927 581

Tabla 67: Resumen de la producción de petróleo, agua y fluidos del pozo OSO A 94H. (BIPE, 2011-2016)


2016)

0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

7000

8000

9000

0

100

200

300

400

500

600

700

Pro

du

cció

n d

iari

a (B

ls)

Tiempo (dias)

BPPD BWPD BFPD

111

3.9.3 Pozos horizontales con completación con liner ranurado PAD A

Pozo OSOA 47H


Prod. Petróleo máx. Prod. Agua Días de prod. El pozo inicio con una alta producción de petróleo, después de 42 días empezó a disminuir y luego se estabilizo, la máxima producción se dio al disminuir la producción de agua con un BSW de 80,28% 925 3768 290

Prod. Petróleo min. Prod. Agua Días de prod. Incremento del BSW (95,14%), posiblemente por conificación o por canalización, antes de cierre del pozo. 125 2442 880

Prod. Agua máx. Prod. Petróleo Días de prod. Incremento del BSW (95,11%) posiblemente por conificación o por canalización. 4930 254 768

BSW min. Prod. Petróleo Días de prod. Luego del incremento de frecuencia, se produce 2955 BWPD en una producción estabilizada que corresponde al mínimo BSW el cual va en aumento con el tiempo. 50,74% 2869 125

BSW máx. Prod. Petróleo Días de prod. Se incrementa al máximo BSW posiblemente por conificación o canalización, antes de cerrar el pozo, el BSW va a seguir amentando con el tiempo durante la producción. 95,14 125 880

Prod. Fluidos máx. Días de prod. Esta máxima producción de fluido corresponde a la máxima frecuencia o al mínimo choque del pozo, con una producción de 409 BPPD y 4826 BWPD y un BSW de 92,19%.

5236 639

Prod. Fluidos min. Días de prod. En la producción estabilizada, la producción mínima es de 925 BPPD, 3768 BWPD y un BSW de 80,28%, existe variaciones de producción total en el transcurso del tiempo, posiblemente por variaciones de frecuencia o choque de pozo.

4694 290



2016)

0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

7000

0

200

400

600

800

1000

1200

1400

1600

Pro

du

cció

n d

iari

a (B

ls)

Tiempo (dias)

BPPD BWPD BFPD

112

Pozo OSO A 49H


Prod. Petróleo máx. Prod. Agua Días de prod. El pozo inicio con una alta producción de petróleo, después empezó a disminuir y luego se estabilizo, la máxima producción se dio al disminuir la producción de agua con un BSW de 73,55% 2364 6575 219

Prod. Petróleo min. Prod. Agua Días de prod. Incremento del BSW (95,12%), posiblemente por conificación o por canalización, antes de cierre del pozo. 234 4570 690


BSW min. Prod. Petróleo Días de prod. Luego de la estabilización de la producción, se produce 6575 BWPD en una producción estabilizada que corresponde al mínimo BSW el cual va en aumento con el tiempo. 73,55% 2364 219

BSW máx. Prod. Petróleo Días de prod. Se incrementa al máximo BSW posiblemente por conificación o canalización, con 8943 BWPD, el BSW va a seguir amentando con el tiempo durante la producción. 96,12% 361 1101

Prod. Fluidos máx. Días de prod. Esta máxima producción de fluido corresponde a la máxima frecuencia o al mínimo choque del pozo, con una producción de 465 BPPD y 9090 BWPD y un BSW de 95,13%. 9555 728


4804 686


Gráfico 9: Curvas de producción de petróleo, agua y fluido total vs tiempo pozo OSO A 49H. (BIPE, 2011-2016)

0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

7000

8000

9000

10000

0

200

400

600

800

1000

1200

1400

Pro

du

cció

n d

iari

a (B

ls)

Tiempo (dias)

BPPD BWPD BFPD

113

Pozo OSO A 55H


Gráfico 10: Curvas de producción de petróleo, agua y fluido total vs tiempo pozo OSO A 55H. (BIPE, 2011-2016)

0

100

200

300

400

500

600

700

800

900

1000

0

200

400

600

800

1000

1200

1400

pro

du

cció

n d

iari

a (B

ls)

Tiempo (días)

BPPD BWPD BFPD


Prod. Petróleo máx. Prod. Agua Días de prod. El pozo inicio con una producción alta de fluidos desde l día 1 hasta el día 125en donde se cerró el pozo durante 5 días, luego se estabilizo la producción con un BSW de 26,46% 363 131 156

Prod. Petróleo min. Prod. Agua Días de prod. Luego de la estabilización de la producción de fluidos, esta empezó a disminuir por el aumento del BSW 67,58%, por su conificación a canalización. 82 171 744


BSW min. Prod. Petróleo Días de prod. Luego del incremento de frecuencia, se produce 64 BWPD en una producción estabilizada que corresponde al mínimo BSW. 20,37% 252 442

BSW máx. Prod. Petróleo Días de prod. Se incrementa al máximo BSW posiblemente por conificación o canalización, con 135 BWPD. 59,49% 92 126

Prod. Fluidos máx. Días de prod. Esta máxima producción de fluido corresponde a la máxima frecuencia o al mínimo choque del pozo, con 345 BPPD, 146 BWPD y un BSW de 29,72%.

491 192


227 610

114

Pozo OSO A 95HS1


Prod. Petróleo máx. Prod. Agua Días de prod. El pozo inicio con una producción alta la cual fue disminuyendo con el tiempo, luego de estabilizarse el pozo producción fluidos con un BSW de 81,06%. 1176 5035 100

Prod. Petróleo min. Prod. Agua Días de prod. Luego de la estabilización de la producción de fluidos, esta empezó a disminuir por el aumento del BSW 87,28%, por su conificación a canalización. 541 3710 579


BSW min. Prod. Petróleo Días de prod. Luego del incremento de frecuencia, se produce 3310 BWPD en una producción estabilizada que corresponde al mínimo BSW. 78% 934 276

BSW máx. Prod. Petróleo Días de prod. Se incrementa al máximo BSW posiblemente por conificación o canalización con 3710 BWPD. 87,28% 541 579


6171 154

Prod. Fluidos min. Días de prod. En la producción estabilizada, la producción mínima es de 837 BPPD, 3350 BWPD y un BSW de 80%, existe variaciones de producción total en el transcurso del tiempo, posiblemente por variaciones de frecuencia o choque de pozo.

4187 420


Gráfico 11: Curvas de producción diaria de petróleo, agua y fluido total vs tiempo pozo OSO A 95HS1. (BIPE,

2011-2016)

0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

7000

8000

0

100

200

300

400

500

600

700

Pro

du

cció

n d

iari

a (B

ls)

Tiempo (días)

BPPD BWPD BFPD

115

3.9.4 Pozos horizontales con completación ICD’s PAD B

Pozo OSO B 52HS1


Prod. Petróleo máx. Prod. Agua Días de prod. El pozo inicio con una producción baja, luego se incrementó la frecuencia de la BES con un BSW de 73,61%, los ICD’s comenzaron a funcionar. 390 1089 190

Prod. Petróleo min. Prod. Agua Días de prod. La mínima producción fue antes del cierre del pozo por conificación o canalización, con un BSW de 95,11%. 25 483 732

Prod. Agua máx. Prod. Petróleo Días de prod. Incremento del BSW (95,2%) posiblemente por conificación o por canalización.

1482 76 574



Prod. Fluidos máx. Días de prod. Esta máxima producción de fluido corresponde a la máxima frecuencia o al mínimo choque del pozo, con 76 BPPD, 1482 BWPD y un BSW de 95,2%

1558 574


1244 305

Tabla 72: Resumen de la producción de petróleo, agua y fluidos del pozo OSO B 52HS1. (BIPE, 2011-2016)

Gráfico 12: Curvas de producción diaria de petróleo, agua y fluido total vs tiempo pozo OSO B 52 HS1. (BIPE,

2011-2016)

0

200

400

600

800

1000

1200

1400

1600

1800

0

200

400

600

800

1000

1200

Pro

du

cció

n d

iari

a (B

ls)

Tiempo (días)

BPPD BWPD BFPD

116

Pozo OSO B 54H


Prod. Petróleo máx. Prod. Agua Días de prod. El pozo inicio con una producción baja, luego se incrementó la frecuencia de la BES, con un BSW de 51,71%, los ICD’s comenzaron a funcionar. 3640 3898 144

Prod. Petróleo min. Prod. Agua Días de prod. Luego de tener una producción estabilizada, esta empezó a disminuir por la conificación , los ICD’s empezaron a funcionar y su BSW fue de 96,08% 43 1050 992





9436 534


1092 992

Tabla 73: Resumen de la producción de petróleo, agua y fluidos del pozo OSO B 54H. (BIPE, 2011-2016)

Gráfico 13: Curvas de producción de petróleo, agua y fluido total vs tiempo pozo OSO B 54H. (BIPE, 2011-2016)

0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

7000

8000

9000

10000

0

200

400

600

800

1000

1200

Pro

du

cció

n d

iria

(B

s)

Tíiempo (días)

BPPD BWPD BFPD

117

Pozo OSO B 60H


Prod. Petróleo máx. Prod. Agua Días de prod. El pozo inicio con una producción baja, luego se incrementó la frecuencia de la BES, con un BSW de 71,62%, los ICD’s comenzaron a funcionar. 1740 4390 87

Prod. Petróleo min. Prod. Agua Días de prod. La producción mínima fue antes de cerrar e pozo por mantenimiento o por conificación de agua, con BSW de 96,09% 129 3160 773


BSW min. Prod. Petróleo Días de prod. Luego del incremento de frecuencia, se produce 5685 BWPD en una producción estabilizada que corresponde al mínimo BSW., el cual va incremento con el tiempo de producción. 89,25 685 290


Prod. Fluidos máx. Días de prod. Esta máxima producción de fluido corresponde a la máxima frecuencia o al mínimo choque del pozo, con 391 BPPD, 6254 BWPD con un BSW de 94,13%.

6655 363


6001 296


Gráfico 14: Curvas de producción diaria de petróleo, agua y fluido total vs tiempo pozo OSO B 60H. (BIPE, 2011-

2016)

0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

7000

8000

0

200

400

600

800

1000

1200

Pro

du

cció

n d

iari

a (B

ls)

Tiempo (días)

BPPD BWPD BFPD

118

Pozo OSO B 64H


Prod. Petróleo máx. Prod. Agua Días de prod. El pozo inicio con una producción alta, luego se estabilizo la producción con un BSW de 81,08%, los ICD’s comenzaron a funcionar, la producción empezó a disminuir. 623 2670 151

Prod. Petróleo min. Prod. Agua Días de prod. El pozo empezó con una disminución de la producción de petróleo, por conificación o canalización, con un BSW de 96%, los ICD’s controlan la producción de agua. 133 3197 405

Prod. Agua máx. Prod. Petróleo Días de prod. Incremento del BSW (96%) posiblemente por conificación o por canalización.

3504 146 608


BSW máx. Prod. Petróleo Días de prod. Se incrementa al máximo BSW posiblemente por conificación o canalización, 3197 BWPD. 96% 133 405

Prod. Fluidos máx. Días de prod. Esta máxima producción de fluido corresponde a la máxima frecuencia o al mínimo choque del pozo, 151 BPPD, 3618 BWPD con un BSW de 96%.

3768 700

Prod. Fluidos min. Días de prod. En la producción estabilizada, la producción mínima es de 381 BPPD, 2791 BWPD con un BSW de 88%, existe variaciones de producción total en el transcurso del tiempo, posiblemente por variaciones de frecuencia o choque de pozo.

3172 200


Gráfico 15: Curvas de producción diaria de petróleo, agua y fluido total vs tiempo pozo OSO B 64H. (BIPE, 2011-

2016)

0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

7000

0

200

400

600

800

1000

1200

Pro

du

cció

n d

iari

a (B

ls)

Tiempo (días)

BPPD BWPD BFPD

119

3.9.5 Pozos horizontales con completación AICD PAD G

Pozo OSO G 89H


Prod. Petróleo máx. Prod. Agua Días de prod. El pozo inicio con una producción alta de petróleo, luego esta disminuyo y se estabilizo con un el BSW fue de 67,50%, los AICD comenzaron a funcionar. 938 1948 151

Prod. Petróleo min. Prod. Agua Días de prod. Luego de estabilizarse la producción de fluidos incremento su BSW (93,02%) posiblemente por conificación o canalización. 206 2745 639


BSW min. Prod. Petróleo Días de prod. Luego del incremento de frecuencia se produce 1948 BWPD en una producción estabilizada que corresponde al mínimo BSW. 67,50% 938 151


Prod. Fluidos máx. Días de prod. Esta máxima producción de fluido corresponde a la máxima frecuencia o al mínimo choque del pozo, 965 BPPD, 2050 BWPD con un BSW de 68 %

3015 121


2823 424

Tabla 76: Resumen de la producción de petróleo, agua y fluidos del pozo OSO G 89H. (BIPE, 2011-2016)

Gráfico 16: Curvas de producción diaria de petróleo, agua y fluido total vs tiempo pozo OSO G 89H. (BIPE, 2011-

2016)

0

500

1000

1500

2000

2500

3000

3500

4000

0

10

0

20

0

30

0

40

0

50

0

60

0

70

0

80

0

Pro

du

cció

n d

iari

a (B

ls)

Tiempo (días)

BPPD BWPD BFPD

120

Pozo OSO G 96H


Prod. Petróleo máx. Prod. Agua Días de prod. Incremento en la frecuencia de la BES, luego la producción se estabilizo para después disminuir con un BSW de 77,16%, los AICD comenzaron a funcionar. 299 1011 148

Prod. Petróleo min. Prod. Agua Días de prod. Luego de que el pozo estabilizo su producción de fluidos, este comenzó aumentar el BSW hasta 99,0% por la conificación de agua o canalización, para luego después cerrar el pozo. 12 1166 423

Prod. Agua máx. Prod. Petróleo Días de prod. Incremento del BSW (99%) posiblemente por conificación o por canalización, se procedió a cerrar el pozo. 1166 12 423

BSW min. Prod. Petróleo Días de prod. Los ICD’s funcionaron controlando la producción de agua y manteniéndola constante durante un tiempo, se produjo 1011 BWPD en una producción estabilizada que corresponde al mínimo BSW. 0 0 424

BSW min. Prod. Petróleo Días de prod. Se incrementa al máximo BSW posiblemente por conificación o canalización, con una producción de 1166 BWPD. 99% 12 423

Prod. Fluidos máx. Días de prod. Esta máxima producción de fluido corresponde a la máxima frecuencia o al mínimo choque del pozo, 216 BPPD, 1053 BWPD con un BSW de 83,02%

1269 335


1178 423

Tabla 77: Resumen de la producción de petróleo, agua y fluidos del pozo OSO G 96H. (BIPE, 2011-2016)

Gráfico 17: Curvas de producción de petróleo, agua y fluido total vs tiempo pozo OSO G 96H. (BIPE, 2011-2016)

0

500

1000

1500

2000

2500

3000

3500

0

100

200

300

400

500

600

Pro

du

cció

n d

iari

a (B

ls)

Tiempo (días)

BPPD BWPD BFPD

121

3.9.6 Pozos horizontales con completación AICD PAD H

Pozo OSO H 114HS1




Prod. Agua máx. Prod. Petróleo Días de prod. Incremento del BSW posiblemente por conificación o por canalización, con un BSW de 93,31% 4224 303 549


BSW máx. Prod. Petróleo Días de prod. Se incrementa al máximo BSW posiblemente por conificación o canalización, con 4060 BWPD 95% 214 641

Prod. Fluidos máx. Días de prod. Esta máxima producción de fluido corresponde a la máxima frecuencia o al mínimo choque del pozo, 1131 BPPD, 3427 BWPD con un BSW de 75,18

4558 185

Prod. Fluidos min. Días de prod. En la producción estabilizada, la producción mínima es de 380 BPPD, 3852 BWPD, existe variaciones de producción total en el transcurso del tiempo, posiblemente por variaciones de frecuencia o choque de pozo 4232 426

Tabla 78: Resumen de la producción de petróleo, agua y fluidos del pozo OSO H 114HS1. (BIPE, 2011-2016)

Gráfico 18: Curvas de producción diaria de petróleo, agua y fluido total vs tiempo pozo OSO H 118HS1. (BIPE,

2011-2016)

0

500

1000

1500

2000

2500

3000

3500

4000

4500

5000

0

100

200

300

400

500

600

700

800

Pro

du

cció

n d

iari

a (B

ls)

Tiempo (días)

BPPD BWPD BFPD

122

Pozo OSO H 117H







Prod. Fluidos máx. Días de prod. Esta máxima producción de fluido corresponde a la máxima frecuencia o al mínimo choque del pozo, 275 BPPD, 4873 BWPD con un BSW de 96,53%.

5048 488

Prod. Fluidos min. Días de prod.

En la producción estabilizada, la producción mínima es de 680 BPPD, 3560 BWPD, existe variaciones de producción total en el transcurso del tiempo, posiblemente por variaciones de frecuencia o choque de pozo.

4240 143

Tabla 79: Resumen de la producción de petróleo, agua y fluidos del pozo OSO H 117H. (BIPE, 2011-2016)

Gráfico 19: Curvas de producción diaria de petróleo, agua y fluido total vs tiempo pozo OSO H 117H. (BIPE,

2011-2016)

0

1000

2000

3000

4000

5000

0

100

200

300

400

500

600

Pro

du

cció

n d

iari

a (B

ls)

Tiempo (días)

BPPD BWPD BFPD

123

Pozo OSO H 118H



Prod. Petróleo min. Prod. Agua Días de prod. Luego de que el pozo estabilizo su producción de fluidos, este comenzó aumentar el BSW hasta 98% por la conificación de agua o canalización, para luego después cerrar el pozo. 92 4496 453

Prod. Agua máx. Prod. Petróleo Días de prod. Incremento del BSW (BSW%) posiblemente por conificación o por canalización. 4496 92 453

BSW min. Prod. Petróleo Días de prod. Luego del incremento de frecuencia, se produce 3453 BWPD en una producción estabilizada que corresponde al mínimo BSW, el cual va a incrementar con el tiempo de producción. 81,66% 609 72

BSW máx. Prod. Petróleo Días de prod. Se incrementa al máximo BSW posiblemente por conificación o canalización, con 4496 BWPD 98% 92 453

Prod. Fluidos máx. Días de prod. Esta máxima producción de fluido corresponde a la máxima frecuencia o al mínimo choque del pozo, 171 BPPD, 4494 BWPD y un BSW de 96,33%

4665 487

Prod. Fluidos min. Días de prod. En la producción estabilizada, la producción mínima es de 403 BPPD, 3630 BWPD, existe variaciones de producción total en el transcurso del tiempo, posiblemente por variaciones de frecuencia o choque de pozo.

4033 106

Tabla 80: Resumen de la producción de petróleo, agua y fluidos del pozo OSO H 118H. (BIPE, 2011-2016)

Gráfico 20: Curvas de producción diaria de petróleo, aguay fluido total vs tiempo pozo OSO H 118H. (BIPE,

2011-2016)

0

500

1000

1500

2000

2500

3000

3500

4000

4500

5000

0

100

200

300

400

500

600

Pro

du

cció

n d

iari

a (B

ls)

Tiempo (días)

BPPD BWPD BFPD

124

Con los resultados obtenidos se podrá presentar la información tabulada, y podremos realizar la comparación de cuál fue la mejor tecnología

ICD’s, AICD aplicada en el Campo Oso.

PAD A

Completación Oil swell

packer

Water

swell

packer

Equipo de fondo Longitud

completación

Profundidad

total MD ICD’s AICD

Liner

ranurado

Can

t Tipo OD”

cant OD”

Plg cant cant - Ft ft

OSO A

47H - - - - - - - 5” 4 1 BES - Y TOOL 1179,78 11862,00

OSO A

49H - - - - - - - 5” 1 1 BES - Y TOOL 1729,10 12142,00

OSO A

55H - - - - - - - 5” - - BES – Y TOOL 1130,57 10977,53

OSO A

57HS2 25 Nozzle 4 ½ SLB - - - - 5 - BES - Y TOOL 1247,05 11455,00

OSO A

59H 27 Nozzle 4 ½ HLL - - - - 5 - BES - Y TOOL 1200,00 11921,00

OSO A

71HS1 20 Nozzle 4 ½ SLB - - - - 5 5 BES – Y TOOL 1225,41 12524,00

OSO A

75H - - - - 13 4 ½ HLL - 4 1 HIDRAULICO 988,19 11203,00

OSO A

92H - - - - 10 4 ½ HLL - 5 5 BES - Y TOOL 991,31 12340,00

OSO A

93H - - - - 6 4 ½ HLL - 5 2 BES - Y TOOL 1135,86 11827,00

OSO A

94H - - - - 9 4 ½ HLL - 5 2 BES - Y TOOL 1173,40 12129,00

OSO A

95HS1 - - - - - - - 5” - - HIDRAULICO 1128,00 12356,00

PAD B


packer

Water

swell

packer

Equipo de fondo Longitud

completación

Profundidad


Liner

ranurado

Can

t Tipo OD”

cant OD”

plg cant cant - ft ft

OSO B

52HS1 20 Nozzle 4 ½ SLB - - - - 5 2 BES - Y TOOL 885,00 10548,00

OSO B

54H 26 Nozzle 4 ½ SLB - - - - 3 - BES - Y TOOL 1364,67 11720,00

OSO B

60H 25 Nozzle 4 ½ HLL - - - - 4 2 HIDR. JET 828,92 11586,00

OSO B

64H 17 Nozzle 4 ½ HLL - - - - 6 2 BES 1041,58 10970,00

PAD G


packer

Water

swell

packer

Equipo de

fondo

Longitud

completación

Profundidad


Liner

ranurado

Can

t Tipo OD”

cant OD”

plg cant Cant - ft ft

OSO G

89H - - - - 7 4 ½ HLL - - 5 BES - Y TOOL 925,28 10878,00

OSO G

96H - - - - 4 4 HLL - 6 2 BES - Y TOOL 1004,55 11176,00

PAD H


packer

Water

swell

packer

Equipo

de fondo Longitud completación

Profundidad


Liner

ranurado

can

t Tipo OD”

cant OD”

plg cant cant - ft ft

OSO H

114HS1 - - - - 12 4 ½ HLL - 4 1

BES - Y

TOOL 1179,38 11511

OSO H

117H - - - - 14 4 ½ HLL - 5 1

BES - Y

TOOL 1243,28 11560

OSO H

118H - - - - 6 4 HLL - 7 2

BES - Y TOOL

1087,96 11348

Tabla 81: Resumen de los pozos horizontales del Campo Oso completados con ICD’s, AICD y liner ranurado. (BIPE, 2011-2016)

125

PAD A

Tiempo producción °API Producción petróleo Producción agua Producción gas

Meses - bls bls ft³

OSO A 47H 51 25,1 1.169.996 5.955.919 43.299.926

OSO A 49H 48 24,7 1.397.977 11.545.241 38.838.203

OSO A 55H 47 23,4 278.225 157.559 6.353.369

OSO A 57HS2 37 25 265.386 4.641.144 7.422.998

OSO A 59H 41 25,3 981.590 7.187.188 29.999.980

OSO A 71HS1 38 26,3 752.539 7.516.217 15.644.122

OSO A 75H 32 25 478.300 7.200.572 6.965.648

OSO A 92H 28 23,6 745.464 4.287.038 13.143.822

OSO A 93H 27 21,1 741.951 3.921.826 12.008.574

OSO A 94H 25 22,9 538.431 4.750.330 9.224.221

OSO A 95HS1 22 23,5 627.491 2.963.585 10.340.171

PAD B



OSO B 52HS1 36 23 253.776 1.276.371 3.730.068

OSO B 54H 36 25 1.662.625 7.606.001 22.195.923

OSO B 60H 41 23,7 660.173 5.758.011 10.313.159

OSO B 64H 37 26,1 293.786 3.509.157 4.801.394

PAD G



OSO G 89H 25 23,8 475.235 1.733.574 8.483.065

OSO G 96H 19 23,7 300.794 503.679 5.515.127

PAD H



OSO H 114HS1 24 23,3 473.607 2.530.868 7.952.161

OSO H 117H 20 23,2 354.736 2.490.731 6.254.901

OSO H 118H 19 22,2 163.172 2.318.027 2.793.897

Tabla 82: Resumen de producción los pozos horizontales del Campo Oso. (BIPE, 2011-2016)

126

CAPÍTULO IV: Análisis e interpretación de resultados

4.1 Comparación de la producción de fluidos de los pozos completados con ICD’s,

AICD y liner ranurado de la PAD A

En la completación de estos pozos se utilizó ICD’s tipo nozzle de 4 ½”, AICD de 4” y 4 ½”y

liner ranurado de 5”.

4.1.1 Producción acumulada de petróleo de los pozos completados con ICD’s

La comparación de producción acumulada de petróleo por cada pozo completado con ICD’s en

el PAD A se presenta en la siguiente tabla y gráfica:

POZO ACUMULADO DE PRODUCCIÓN (Bls)

OSO A 59H 971.950

OSO A 71HS1 747.141

OSO A 57HS2 265.386

Tiempo comparativo de producción: 37 meses(115dias)

Tabla 83: Comparación de producción acumulada de petróleo pozos con ICD’s PAD A. (BIPE, 2011-2016)

Gráfico 21: Comparación de producción acumulada de petróleo pozos con ICD’s PAD A. (BIPE, 2011-2016)

127

4.1.2 Producción de agua de los pozos completados con ICD’s

En la siguiente grafica se muestra el comportamiento de la producción diaria de agua (BSW)

comparada entre pozos completados con ICD’s de la PAD A con un tiempo comparativo de

producción de 37 meses (115dias).

Gráfico 22: Comparación de producción diaria de agua BSW pozos con ICD’s PAD A. (BIPE, 2011-2016)

0,00%

10,00%

20,00%

30,00%

40,00%

50,00%

60,00%

70,00%

80,00%

90,00%

100,00%

0 100 200 300 400 500 600 700 800 900 1000 1100

BSW

%

Tiempo (dias)

OSO A 59H OSO A 71HS1 OSO A 57 HS2

128

4.1.3 Producción de petróleo de los pozos completados con AICD

La comparación de producción acumulada de petróleo por cada pozo completado con

AICD en el PAD A se presenta en la siguiente tabla y gráfica:

ACUMULADO DE PRODUCCIÓN (Bls)

OSO A 92H 730.076

OSO A 93H 717.475

OSO A 94H 538.431

OSO A 75H 440.480

Tiempo comparativo de producción: 25 meses(733 días)

Tabla 84: Comparación de producción acumulada de petróleo pozos con AICD PAD A. (BIPE, 2011-2016)

Gráfico 23: Comparación de producción acumulada de petróleo pozos con AICD PAD A. (BIPE, 2011-2016)

129

4.1.4 Producción de agua de los pozos completados con AICD


comparada entre pozos completados con AICD de la PAD A con un tiempo comparativo de

producción de 25 meses (733 días).

Gráfico 24: Comparación de la producción de agua pozos con AICD PAD A. (BIPE, 2011-2016)

0,00%

10,00%

20,00%

30,00%

40,00%

50,00%

60,00%

70,00%

80,00%

90,00%

100,00%

0 100 200 300 400 500 600 700

BSW

%

Tiempo (dias)

OSO A 92H OSO A 93H OSO A 94H OSO A 75H

130

4.1.5 Producción de petróleo de los pozos completados con liner ranurado


liner ranurado en el PAD A se presenta en la siguiente tabla y gráfica:


OSO A 49H 1’072.096

OSO A 47H 1’012.504

OSO A 95H 627.491

OSO A 55H 189.179


Tabla 85: Comparación de producción acumulada de petróleo pozos con liner ranurado PAD A. (BIPE, 2011-2016)

Gráfico 25: Comparación de producción acumulada de petróleo pozos con liner ranurado PAD A. (BIPE, 2011-

2016)

131

4.1.6 Producción de agua de los pozos completados con liner ranurado


comparada entre pozos completados con liner ranurado de la PAD A con un tiempo

comparativo de producción de 22 meses (671 días).

Gráfico 26: Comparación de la producción de agua BSW pozos con liner ranurado PAD A. (BIPE, 2011-2016)

0,00%

10,00%

20,00%

30,00%

40,00%

50,00%

60,00%

70,00%

80,00%

90,00%

100,00%

0 100 200 300 400 500 600

BSW

%

Tiempo (dias)

OSO A 47H OSO A 49H OSO A 95H OSO A 55H

132

4.2 Comparación de la producción de fluidos de los pozos completados con ICD’s de

la PAD B

4.2.1 Producción de petróleo de los pozos completados con ICD’s


ICD’s en el PAD B se presenta en la siguiente tabla y gráfica:


OSO B 54H 1’662.625

OSO B 60H 631.042

OSO B 64H 287.874

OSO B 52HS1 253.776


Tabla 86: Comparación de producción acumulada de petróleo pozos con ICD’s PAD B. (BIPE, 2011-2016)

Gráfico 27: Comparación de producción acumulada de petróleo pozos con ICD´s PAD B. (BIPE, 2011-2016)

133

4.2.2 Producción de agua de los pozos completados con ICD’s


comparada entre pozos completados con ICD’s de la PAD B con un tiempo comparativo de

producción de 36 meses (1090 días).

Gráfico 28: Comparación de la producción de agua BSW pozos con ICD’s PAD B. (BIPE, 2011-2016)

0,00%

10,00%

20,00%

30,00%

40,00%

50,00%

60,00%

70,00%

80,00%

90,00%

100,00%

0 100 200 300 400 500 600 700 800 900 1000

BSW

%

Tiempo (dias)

OSO B 54H OSO B 60H OSO B 64H OSO B 52HS1

134


PAD G



AICD en el PAD G se presenta en la siguiente tabla y gráfica:


OSO G 89H 418.461

OSO G 96H 300.794


Tabla 87: Comparación de producción acumulada de petróleo pozos con AICD PAD G. (BIPE, 2011-2016)

Gráfico 29: Comparación de producción acumulada de petróleo pozos con AICD PAD G. (BIPE, 2011-2016)

135



comparada entre pozos completados con AICD de la PAD G con un tiempo comparativo de

producción de 19 meses (580 días):

Gráfico 30: Comparación de la producción de agua BSW pozos con AICD PAD G. (BIPE, 2011-2016)

0,00%

10,00%

20,00%

30,00%

40,00%

50,00%

60,00%

70,00%

80,00%

90,00%

100,00%

0 100 200 300 400 500

BSW

%

Tiempo (dias)

OSO G 96H OSO G 89H

136

4.4 Comparación de la producción de fluidos de los pozos completados con AICD de

la PAD H


La comparación de producción acumulada de petróleo por cada pozo completado con AICD

en el PAD H se presenta en la siguiente tabla y gráfica:


OSO H 118H 2’793.897

OSO H 114HS1 435.735

OSO H 117H 345.824


Tabla 88: Comparación de producción acumulada de petróleo pozos con AICD PAD H. (BIPE, 2011-2016)

Gráfico 31: Comparación de producción acumulada de petróleo pozos con AICD PAD H. (BIPE, 2011-2016)

137


En la siguiente grafica se muestra el comportamiento de la producción diaria de agua

(BSW) comparada entre pozos completados con AICD de la PAD H con un tiempo

comparativo de producción de 19 meses (580 días):

Gráfico 32: Comparación de la producción de agua pozos BSW con AICD PAD H. (BIPE, 2011-2016)

0,00%

10,00%

20,00%

30,00%

40,00%

50,00%

60,00%

70,00%

80,00%

90,00%

100,00%

0 100 200 300 400 500

BSW

%

Tiempo (dias)

OSO H 118H OSO H 114HS1 OSO H 117H

138

4.5 Comparación de la producción de fluidos de los pozos completados con ICD’s

AICD y liner ranurado de la PAD A, B, G, H

Comparando la producción de fluidos durante un periodo de tiempo de 19 meses,

observamos que los pozos que tienen la mayor producción de agua son: OSO B 54H que fue

completado con ICD’s, OSO A 75H que fue completado con AICD y el OSO A 49H

completado con liner ranurado.

Los pozos que tienen la mayor producción de petróleo son los pozos: OSO H 118H

completado con AICD, OSO B 54H completado con ICD’s y el pozo OSO A 49H completado

con liner ranurado.

139

Gráfico 33: Comparación de la producción de fluidos de los pozos horizontales de Campo Oso. (BIPE, 2011-2016)

140

4.6 Propuesta

La propuesta de este estudio técnico después del desarrollo realizado, se resume a que las

completaciones utilizadas con ICD’s y AICD, controlaron y disminuyeron la producción de

agua en los pozos horizontales del Campo Oso.

En base a las comparaciones realizadas es evidente que la utilización de dispositivos de control

de influjo es necesaria para optimizar la producción de reservas de petróleo

4.7 Conclusiones y recomendaciones

Conclusiones

Al realizar la comparación de todos los pozos horizontales tomados como muestra

para el estudio técnico en el Campo Oso, se identifica que en 19 meses de producción,

el mejor desempeño de los dispositivos fueron los AICD utilizados en la completación

del pozo OSO H 118H , con un acumulado de petróleo de 2’793.897 Bls y un

acumulado de agua de 2’318.027 Bls, que representa cuatro veces más la producción

de petróleo y un 20% menos de producción de agua de la media ponderada de los

pozos de la muestra.

Los pozos completados con ICD´s tipo nozzle de un grupo 1 de la muestra: OSO A

57HS2, OSO A 71HS1, OSO B 52HS1, OSO B 54H, en promedio han acumulado

622.858 Bls de petróleo y 3’469.194 Bls de agua, los completados con ICD´s tipo

nozzle del grupo 2 de la muestra: OSO A 59H, OSO B 60H, OSO B 64H, en

promedio han acumulado 514.369 Bls de petróleo y 4’011.265 Bls de agua, los

completados con AICD: OSO G 89H, OSO G 96H, OSO H 114HS1, OSO H 117H,

OSO H 118H, en promedio han acumulado 719.855 Bls de petróleo y 2’386.545 Bls

de agua, es decir los pozos completados con AICD representan un 14 % adicional de

141

producción de petróleo y un 45 % agua con respecto a los ICD’s del grupo 1 y 28%

adicional de petróleo y un 60 % de agua con respecto a los ICD’s del grupo 2.

Los pozos completados con AICD representa un 5 % adicional a la producción de

petróleo con respecto a los completados con liner ranurado puesto que se debe tomar

en cuenta que se está tomando en los primeros 19 meses, en caso del liner ranurado se

incrementa la producción de agua sin control en el trascurso del tiempo, y en los

pozos completados con los dispositivos de control de influjo en el transcurso del

tiempo se controla el agua con la distribución uniforme de las presiones de fondo.

En los pozos completados con liner ranurado no se tiene un control de las presiones

de fondo por lo cual la producción al inicio se restringe al mínimo drawdown, baja

frecuencia o choque en cabezal para evitar la producción excesiva de agua de una

zona que podría ser la punta o el talón y evitar de esta manera la conificación en el

pozo.

Los dispositivos de control influjo permiten producir volúmenes considerables de

petróleo con grandes volúmenes de agua, lo que no se puede realizar en pozos

completados con liner ranurado puesto que no existen un control en las de presiones

en fondo.

Al utilizar dispositivos de control de influjo se puede optimizar la producción de

petróleo y controlar la producción de agua, con una distribución uniforme de las

presiones de fondo.

Recomendaciones

Los AICD fueron los que tuvieron un mejor desempeño, por lo cual se recomienda que

al diseñar la implementación de estos dispositivos se debe considerar a los AICD como

la primera opción.

142

En los pozos completados con los dispositivos de control de influjo se debe hacer

drawdown altos de acuerdo al diseño realizado parar la distribución de presiones con la

finalidad de maximizar la producción de petróleo y que los dispositivos hagan su

trabajo en el control de producción de agua.

Los dispositivos de control de influjo disponen de una malla interna que permite el flujo

de finos de cierta granulometría, se debe disponer de la información precisa del tamaño

de finos para la fabricación de los dispositivos con la finalidad de evitar el

taponamiento de los nozzle o espirales.

En los objetivos de este estudio técnico no se consideró la realización de un análisis

económico que es importante para conocer el costo beneficio, que se tendría al

implementar estos dispositivos con lo que recomienda realizarlo para futuros trabajos.

En la industria la excesiva producción de agua y baja producción de petróleo, todas las

empresas necesitan optimizar sus inversiones por lo cual el desarrollo tecnológico es

importante conocerlo, estudiarlo e implementarlo de una manera óptima y transparente.

143

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146

ANEXOS

Anexo 1. Columna estratigráfica de los pozos horizontales del Campo Oso

Fuente: (BIPE, 2011-2014)

147

Anexo 2: Diagrama de completación pozo OSO A 57HS2


148

Anexo 3: Diagrama de completación pozo OSO A 59H


149



150



151



152



153



154



155



156



157



158

Anexo 13: Diagrama de completación pozo OSO B 52HS1


159

Anexo 14: Diagrama de completación pozo OSO B 54H


160



161



162

Anexo 17: Diagrama de completación pozo OSO G 89H


163

Anexo 18: Diagrama de completación pozo OSO G 96H


164

Anexo 19: Diagrama de completación pozo OSO H 114HS1


165

Anexo 20: Diagrama de completación pozo OSO H 117H


166

Anexo 21: Diagrama de completación pozo OSO H 118H


universidad central del ecuador … · 2016-09-29 · 2.1.2 historia del desarrollo tecnológico de...

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