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i

UNIVERSIDAD CENTRAL DEL ECUADOR

FACULTAD DE INGENIERÍA EN GEOLOGÍA, MINAS, PETRÓLEOS Y

AMBIENTAL

CARRERA DE INGENIERÍA DE PETRÓLEOS

OPTIMIZACIÓN DE LA PRODUCCIÓN DEL CAMPO PARAHUACU MEDIANTE

TÉCNICAS DE ESTIMULACIÓN

Trabajo de Titulación, Modalidad Proyecto de Investigación previo a la obtención del

título de Ingeniera de Petróleos

AUTOR:

Denisse Michelle Ayala Piña

TUTOR:

Ing. Petr. Gustavo Raúl Pinto Arteaga. Msc.

Julio 2017

Quito - Ecuador

ii

DEDICATORIA

Porque cada uno de ellos ha contribuido de manera significativa a mi vida

Porque sin ellos no sería quien soy y no estaría en donde estoy.

A mis padres Luis y Pilar, por todo el amor que de manera

incondicional siempre supieron mostrarme, por formarme con valores,

por cuidarme y guiarme para ordenar mis prioridades, por apoyarme

en cada decisión que he tomado y en cada proyecto del que he sido

parte, por brindarme los recursos necesarios y la confianza

para llegar aquí y por hacer de mí la persona que soy.

A mis hermanas Alexandra y Verónica que tuvieron siempre

las palabras adecuadas para alentarme a seguir adelante.

A mi hermano Emilio por ser mi motor constante y motivarme siempre

a ser mejor, a mis sobrinas Dominique y Doménica, y a mi sobrino

Rafael por sus hermosas sonrisas y los tantos cálidos abrazos

que me reconfortan y para quienes espero ser un buen ejemplo.

A mi mejor amigo y novio Sebastián, por estar desde hace

tantos años siempre a mi lado y por apoyarme sin juzgarme,

por animarme a continuar cuando pensaba rendirme;

gracias por el esfuerzo, el amor y sobre todo la comprensión.

iii

AGRADECIMIENTO

A Dios en primer lugar, porque aún tengo a mis padres y

familia, porque me ha permitido vivir y disfrutar del día a

día; por los obstáculos, pero principalmente por darme la fuerza

para salir adelante y la inteligencia para aprender de ellos.

A mi tutor, Ing. Gustavo Pinto, por su paciencia y

dedicación, por su conocimiento, por orientarme y

motivarme durante el desarrollo de mi proyecto.

A Santiago León y Petroamazonas, por abrirme las puertas

y confiar en mi predisposición e hicieron posible este proyecto;

y a Mauro Sarango quien me asesoró durante la elaboración.

A la que fue mi casa durante mi periodo de estudios, la Facultad

de Ingeniería en Geología, Minas, Petróleos y Ambiental. A quienes

fueron mis profesores y al personal de la facultad.

iv

DERECHOS DE AUTOR

Yo, Denisse Michelle Ayala Piña en calidad de autor y titular de los derechos morales y

patrimoniales del trabajo de titulación “OPTIMIZACIÓN DE LA PRODUCCIÓN DEL

CAMPO PARAHUACU MEDIANTE TÉCNICAS DE ESTIMULACIÓN”, modalidad

Estudio Técnico, de conformidad con el Art. 114 del CÓDIGO ORGÁNICO DE LA

ECONOMÍA SOCIAL DE LOS CONOCIMIENTOS, CREATIVIDAD E INNOVACIÓN,

concedo a favor de la Universidad Central del Ecuador una licencia gratuita, intransferible y

no exclusiva para el uso no comercial de la obra, con fines estrictamente aca démicos.

Conservo a mi favor todos los derechos de autor sobre la obra, establecidos en la normativa

citada.

Asimismo, autorizo a la Universidad Central del Ecuador para que realice la digitalización y

publicación de este trabajo de titulación en el repositorio virtual, de conformidad a lo

dispuesto en el Art. 144 de la Ley Orgánica de Educación Superior.

El autor declara que la obra objeto de la presente autorización es original en su forma de

expresión y no infringe el derecho de autor de terceros, asumiendo la responsabilidad por

cualquier reclamación que pudiera presentarse por esta causa y liberando a la Universidad de

toda responsabilidad.

Firma:

Denisse Michelle Ayala Piña

CI: 0704708973

[email protected]

v



AMBIENTAL


APROBACIÓN DEL TRABAJO DE TITULACIÓN POR PARTE DEL TUTOR

Yo, Gustavo Raúl Pinto Arteaga en calidad de Tutor he leído el Trabajo de Titulación:

“OPTIMIZACIÓN DE LA PRODUCCIÓN DEL CAMPO PARAHUACU MEDIANTE

TÉCNICAS DE ESTIMULACIÓN”, elaborado por la señorita DENISSE MICHELLE

AYALA PIÑA, estudiante de la carrera de Ingeniería de Petróleos, Facultad de Ingeniería en

Geología , Minas, Petróleos y Ambiental de la Universidad Central del Ecuador, considero

que el mismo reúne los requisitos y méritos necesarios para optar por el Título de Ingeniera

de Petróleos, y ha superado en control antiplagio, para ser sometido a la evaluación del jurado

examinador que se designe, por lo que lo APRUEBP, a fin que el trabajo Proyecto Integrador

(Investigativo) sea habilitado para continuar con el proceso de titulación determinado por la

Universidad Central del Ecuador.

En la ciudad de Quito a los 23 días del mes de junio de 2017.

Ing. Petr. Gustavo Raúl Pinto Arteaga. Msc.

C.I. 1703991529

TUTOR

vi



AMBIENTAL


APROBACIÓN DEL TRABAJO DE TITULACIÓN POR PARTE DEL TRIBUNAL

El Delegado del Subdecano y los Miembros del proyecto integrador denominado:

“OPTIMIZACIÓN DE LA PRODUCCIÓN DEL CAMPO PARAHUACU

MEDIANTE TÉCNICAS DE ESTIMULACIÓN”, preparado por la señorita DENISSE

MICHELLE AYALA PIÑA, egresada de la carrera de Ingeniería de Petróleos, declaran

que el presente proyecto ha sido revisado, verificado y evaluado detenida y legalmente, por

lo que lo califican como original y auténtico del autor.

En la ciudad de Quito DM a los 7 días del mes de julio de 2017.

Dr. Jorge Daniel Ortiz

DELEGADO DEL SUBDECANO

Ing. Atahualpa Mantilla Ing. Nelson Suquilanda

MIEMBRO MIEMBRO

vii

ÍNDICE DE CONTENIDOS

ÍNDICE DE FIGURAS___________________________________________________ XIV

ÍNDICE DE TABLAS___________________________________________________ XVII

ÍNDICE DE ANEXOS ___________________________________________________ XIX

RESUMEN______________________________________________________________ XX

ABSTRACT ____________________________________________________________ XXI

CAPÍTULO I. GENERALIDADES ___________________________________________ 1

1.1. ENUNCIADO DEL PROBLEMA. ______________________________________________ 1

1.2. OBJETIVOS. ___________________________________________________________ 1

1.2.1. Objetivo General. __________________________________________________ 1

1.2.2. Objetivos Específicos. _______________________________________________ 1

1.3. JUSTIFICACIÓN E IMPORTANCIA. ___________________________________________ 1

1.4. ENTORNO DEL ESTUDIO. _________________________________________________ 2

1.4.1. Marco institucional._________________________________________________ 2

1.4.2. Marco ético _______________________________________________________ 2

1.4.3. Marco Legal ______________________________________________________ 2

CAPÍTULO II. MARCO TEÓRICO __________________________________________ 3

2.1. ASPECTOS GENERALES __________________________________________________ 3

2.1.1. Ubicación geográfica _______________________________________________ 3

2.1.2. Reseña histórica ___________________________________________________ 3

2.1.3. Estado actual del campo _____________________________________________ 4

2.1.4. Descripción geológica del campo ______________________________________ 5

2.1.4.1. Mapas estructurales del campo _____________________________________ 5

2.2. PRINCIPALES RESERVORIOS PRODUCTORES __________________________________ 10

viii

2.2.1. Areniscas U y T ___________________________________________________ 10

2.2.2. Basal Tena _______________________________________________________ 10

2.3. PROPIEDADES PETROFÍSICAS DE LA ROCA ___________________________________ 10

2.4. PROPIEDADES DE LOS HIDROCARBUROS LÍQUIDOS _____________________________ 10

2.5. HISTÓRICOS DE PRODUCCIÓN ____________________________________________ 10

2.5.1. Basal Tena _______________________________________________________ 10

2.5.2. T inferior ________________________________________________________ 11

2.5.3. T superior _______________________________________________________ 11

2.5.4. U inferior ________________________________________________________ 12

2.6. RESERVAS DEL CAMPO _________________________________________________ 13

2.7. FACILIDADES DE PRODUCCIÓN ___________________________________________ 14

2.8. TRABAJOS DE REACONDICIONAMIENTO _____________________________________ 15

2.9. TÉCNICAS DE ESTIMULACIÓN_____________________________________________ 15

2.9.1. Consideraciones para verificar la factibilidad técnica de la estimualción______ 15

2.9.2. Criterios para selección del método de estimulación ______________________ 16

2.9.3. Acidificación matricial de areniscas ___________________________________ 16

2.9.3.1. Ácido clorhídrico (HCl) _________________________________________ 17

2.9.3.2. Ácido fluorhídrico (HF) _________________________________________ 17

2.9.3.3. Ácido acético _________________________________________________ 17

2.9.3.4. Ácido fórmico _________________________________________________ 17

2.9.4. Fractura hidráulica ________________________________________________ 18

2.9.4.1. Factores para el diseño de una fractura ______________________________ 19

CAPÍTULO III. DISEÑO METODOLÓGICO _________________________________ 20

3.1. TIPO DE ESTUDIO ______________________________________________________ 20

3.2. UNIVERSO Y MUESTRA _________________________________________________ 20

ix

3.3. MÉTODOS Y TÉCNICAS DE RECOPILACIÓN DE DATOS. __________________________ 20

CAPÍTULO IV. ANÁLISIS E INTERPRETACIÓN DE INFORMACIÓN _________ 23

4.1. PRESENTACIÓN DE INFORMACIÓN DE POZOS CERRADOS. ________________________ 23

4.1.1. PRH_04 _________________________________________________________ 23

4.1.1.1. Estado inicial de perforación y completación _________________________ 23

4.1.1.2. Historial de Producción__________________________________________ 23

4.1.1.3. Historial de Reacondicionamiento _________________________________ 23

4.1.1.4. Última Intervención ____________________________________________ 24

4.1.1.5. Registros de pozos _____________________________________________ 24

4.1.1.6. Resultados Build Up ____________________________________________ 25

4.1.1.7. Estado completación actual_______________________________________ 26

4.1.1.8. Registro de cemento ____________________________________________ 27

4.1.1.9. Análisis nodal _________________________________________________ 28

4.1.2. PRH_05D________________________________________________________ 29









4.1.2.9. Análisis nodal _________________________________________________ 33

4.1.3. PRH_08 _________________________________________________________ 35


x








4.1.3.9. Análisis nodal _________________________________________________ 40

4.1.4. PRH_09 _________________________________________________________ 41









4.1.4.9. Análisis nodal _________________________________________________ 46

4.1.5. PRH_21D________________________________________________________ 48







xi



4.1.5.9. Análisis nodal _________________________________________________ 52

4.2. PRESENTACIÓN DE INFORMACIÓN DE POZOS ABIERTOS. _________________________ 54

4.2.1. PRH_02 _________________________________________________________ 54









4.2.1.9. Análisis nodal _________________________________________________ 61

4.2.2. PRH_13 _________________________________________________________ 62









4.2.2.9. Análisis nodal _________________________________________________ 68

4.2.3. PRH_18 _________________________________________________________ 69

xii









4.2.3.9. Análisis nodal _________________________________________________ 73

4.2.4. PRHN_01 ________________________________________________________ 75









4.2.4.9. Análisis nodal _________________________________________________ 80

4.4. RESUMEN DE INFORMACIÓN DE POZOS _____________________________________ 82

4.5 PERFIL DE PRODUCCIÓN _________________________________________________ 83

CAPÍTULO V. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES ____________________ 85

5.1. CONCLUSIONES _______________________________________________________ 85

5.2. RECOMENDACIONES ___________________________________________________ 86

CAPÍTULO VI. GLOSARIO Y REFERENCIAS _______________________________ 87

xiii

6.1. GLOSARIO DE TÉRMINOS ________________________________________________ 87

6.2. REFERENCIAS ________________________________________________________ 91

CAPÍTULO VII. ANEXOS _________________________________________________ 93

xiv

ÍNDICE DE FIGURAS

FIGURA 2.1. UBICACIÓN DEL CAMPO PARAHUACU___________________________________ 3

FIGURA 2.2. ÁREA CAMPO PARAHUACU __________________________________________ 4

FIGURA 2.3. MAPA ESTRUCTURAL EN PROFUNDIDAD BT, CAMPO PRH ___________________ 6

FIGURA 2.4. MAPA ESTRUCTURAL EN PROFUNDIDAD TS, CAMPO PRH ___________________ 7

FIGURA 2.5. MAPA ESTRUCTURAL EN PROFUNDIDAD TI, CAMPO PRH ___________________ 8

FIGURA 2.6. MAPA ESTRUCTURAL EN PROFUNDIDAD UI, CAMPO PRH ___________________ 9

FIGURA 2.7. HISTÓRICO DE PRODUCCIÓN BT DEL CAMPO PARAHUACU __________________ 11

FIGURA 2.8. HISTÓRICO DE PRODUCCIÓN TI DEL CAMPO PARAHUACU ___________________ 11

FIGURA 2.9. HISTÓRICO DE PRODUCCIÓN TS DEL CAMPO PARAHUACU __________________ 12

FIGURA 2.10. HISTÓRICO DE PRODUCCIÓN UI DEL CAMPO PARAHUACU _________________ 12

FIGURA 2.111. FRACTURA HIDRÁULICA __________________________________________ 18

FIGURA 4.1. HISTORIAL DE PRODUCCIÓN BT PRH_04_______________________________ 23

FIGURA 4.2. REGISTRO ELÉCTRICO ZONA BT, PRH_04 ______________________________ 24

FIGURA 4.3. ESTADO MECÁNICO W.O. #24 PRH_04 ________________________________ 26

FIGURA 4.4. REGISTRO DE CEMENTO ZONA BT, PRH_04_____________________________ 27

FIGURA 4.5. CURVAS IPR ZONA BT, PRH_04 _____________________________________ 28

FIGURA 4.6. HISTORIAL DE PRODUCCIÓN DE TI PRH_05D ___________________________ 29

FIGURA 4.7. REGISTRO ELÉCTRICO ZONA TI, PRH_05 _______________________________ 30

FIGURA 4.8. ESTADO MECÁNICO W.O. #11 PRH_05D ______________________________ 32

FIGURA 4.9. REGISTRO DE CEMENTO ZONA TI, PRH_05D ____________________________ 33

FIGURA 4.10. CURVA IPR ZONA TI, PRH_05D ____________________________________ 34

FIGURA 4.11. HISTORIAL DE PRODUCCIÓN DE TI PRH_08 ____________________________ 35

FIGURA 4.12. REGISTRO ELÉCTRICO ZONA TI, PRH_08 ______________________________ 36


xv

FIGURA 4.14. REGISTRO DE CEMENTO ZONA TI, PRH_08 ____________________________ 39

FIGURA 4.15. CURVA IPR ZONA TI, PRH_08 ______________________________________ 40

FIGURA 4.16. HISTORIAL DE PRODUCCIÓN TS PRH_09 ______________________________ 41

FIGURA 4.17. HISTORIAL DE PRODUCCIÓN UI PRH_09 ______________________________ 42

FIGURA 4.18. REGISTRO ELÉCTRICO ZONA UI, PRH_09______________________________ 43


FIGURA 4.20. REGISTRO DE CEMENTO UI, PRH_09 _________________________________ 46

FIGURA 4.21. CURVA IPR TI, PRH_09 __________________________________________ 47

FIGURA 4.22. HISTORIAL DE PRODUCCIÓN UI PRH_21D _____________________________ 48

FIGURA 4.23. REGISTRO ELÉCTRICO UI, PRH_21D _________________________________ 49

FIGURA 4.24. ESTADO MECÁNICO W.O. #2 PRH_21D ______________________________ 51

FIGURA 4.25. REGISTRO DE CEMENTO ZONA UI, PRH_21D ___________________________ 52

FIGURA 4.26. CURVA IPR ZONA UI, PRH_21D ____________________________________ 53

FIGURA 4.27. HISTORIAL DE PRODUCCIÓN BT PRH_02______________________________ 54

FIGURA 4.28. HISTORIAL DE PRODUCCIÓN TI PRH_02 ______________________________ 55

FIGURA 4.29. HISTORIAL DE PRODUCCIÓN UI PRH_02 ______________________________ 55


FIGURA 4.31. ESTADO MECÁNICO W.O. #15 PRH_02 _______________________________ 59

FIGURA 4.32. REGISTRO DE CEMENTO ZONA UI, PRH_02 ____________________________ 60

FIGURA 4.33. CURVA IPR ZONA UI, PRH_02 _____________________________________ 61

FIGURA 4.34. HISTORIAL DE PRODUCCIÓN DE TI PRH_13 ____________________________ 62

FIGURA 4.35. HISTORIAL DE PRODUCCIÓN DE UI PRH_13 ____________________________ 63



FIGURA 4.38. REGISTRO DE CEMENTO UI, PRH_13 _________________________________ 67

xvi


FIGURA 4.40. HISTORIAL DE PRODUCCIÓN DE TI, PRH_08 ___________________________ 69

FIGURA 4.41. HISTORIAL DE PRODUCCIÓN DE UI PRH_18 ____________________________ 70

FIGURA 4.42. REGISTROS ELÉCTRICOS ZONA UI, PRH_18 ____________________________ 71


FIGURA 4.44. REGISTRO DE CEMENTO ZONA UI, PRH_18 ____________________________ 73


FIGURA 4.46. HISTORIAL DE PRODUCCIÓN TI PRHN_01 _____________________________ 75

FIGURA 4.47. HISTORIAL DE PRODUCCIÓN UI PRHN_01 _____________________________ 76

FIGURA 4.48. REGISTRO ELÉCTRICO ZONA UI, PRHN_01 ____________________________ 77

FIGURA 4.49. ESTADO MECÁNICO W.O. #01 PRHN_01 _____________________________ 79

FIGURA 4.50. REGISTRO DE CEMENTO ZONA UI, PRHN_01 ___________________________ 80

FIGURA 4.51. CURVA IPR ZONA UI, PRHN_01 ____________________________________ 81

FIGURA 4.52. PERFIL DE PRODUCCIÓN PRH _______________________________________ 84

xvii

ÍNDICE DE TABLAS

TABLA 2.1. ESTADO DE LOS POZOS DEL CAMPO PARAHUACU __________________________ 5

TABLA 2.2. PROPIEDADES PETROFÍSICAS DE LA ROCA, CAMPO PARAHUACU ______________ 10

TABLA 2.3. PROPIEDADES DE LOS HIDROCARBUROS LÍQUIDOS, CAMPO PARAHUACU________ 10

TABLA 2.4. PROPIEDADES Y RESERVAS DEL CAMPO PARAHUACU ______________________ 13

TABLA 2.5. PRODUCCIÓN ACUMULADA Y RESERVAS REMANENTES, CAMPO PRH __________ 14

TABLA 4.1. RESULTADOS BUILD UP ZONA BT, PRH_04 _____________________________ 25

TABLA 4.2. RESULTADOS BUILD UP ZONA TI, PRH_05 ______________________________ 31

TABLA 4.3. RESULTADOS BUILD UP ZONA TI, PRH_08 ______________________________ 37

TABLA 4.4. RESULTADOS BUILD UP ZONA UI, PRH_09 _____________________________ 44

TABLA 4.5. RESULTADOS BUILD UP UI, PRH_21 __________________________________ 50




TABLA 4.9. RESULTADOS BUILD UP ZONA UI, PRHN_01 ____________________________ 78

TABLA 4.10. SELECCIÓN DE MÉTODO DE ESTIMULACIÓN EN POZOS CERRADOS ____________ 82

TABLA 4.11. SELECCIÓN DE MÉTODO DE ESTIMULACIÓN EN POZOS ABIERTOS _____________ 82

TABLA 4.12. PERFIL DE PRODUCCIÓN ___________________________________________ 83

TABLA 7.1. HISTORIAL DE REACONDICIONAMIENTOS PRH_04 ________________________ 93



TABLA 7.4. HISTORIAL DE REACONDICIONAMIENTOS PRH_09 _______________________ 100

TABLA 7.5. HISTORIAL DE REACONDICIONAMIENTOS PRH_21D ______________________ 101



xviii


TABLA 7.9. HISTORIAL DE REACONDICIONAMIENTOS PRHN_01 ______________________ 107

TABLA 7.10. HISTORIAL DE REACONDICIONAMIENTOS PRH_04 ______________________ 108

TABLA 7.11. HISTORIAL DE REACONDICIONAMIENTOS PRH_05D _____________________ 109



TABLA 7.14. HISTORIAL DE REACONDICIONAMIENTOS PRH_21D _____________________ 111




TABLA 7.18. HISTORIAL DE REACONDICIONAMIENTOS PRHN_01 _____________________ 112

xix

ÍNDICE DE ANEXOS

ANEXO 1. HISTORIALES DE PRODUCCIÓN DE LOS POZOS. _________________________ 93

ANEXO 2. HISTORIALES DE REACONDICIONAMIENTO DE LOS POZOS. _______________ 108

xx

TEMA: “Optimización de producción del campo Parahuacu mediante técnicas de

estimulación”

Autor: Denisse Michelle Ayala Piña

Tutor: Ing. Gustavo Raúl Pinto Arteaga

RESUMEN

El presente estudio técnico tiene como objetivo la optimización de la productividad del

campo Parahuacu es posible mediante técnicas de estimulación tales como fractura hidráulica

y acidificación de areniscas, puesto que el campo presenta un declive de producción y un

potencial de productividad bastante significativos. Se determinó el estado actual de 9 pozos

que fueron seleccionados pertenecientes al campo, de los cuales 5 pozos están cerrados y 4

abiertos, de manera que sea posible identificar si cumplen las condiciones mecánicas

necesarias para la intervención, si sus reservorios son aún capaces de producir, se analizaron

las curvas IPR con el fin de determinar cuan beneficiosa resultaría la intervención, estas

curvas se presentaron en función de las características más relevantes de los reservorios, tales

como: Pr, Pwf, Pb, k y s.

Palabras clave: ESTIMULACIÓN / OPTIMIZACIÓN DE PRODUCCIÓN / FRACTURA

HIDRÁULICA / ACIDIFICACIÓN MATRICIAL DE ARENISCAS / CAMPO

PARAHUACU.

xxi

TITLE: “Optimization of Parahuacu field production using stimulation techniques”

Autor: Denisse Michelle Ayala Piña

Tutor: Ing. Gustavo Raúl Pinto Arteaga

ABSTRACT

This technical study has as aim the optimization of Parahuacu field productivity is possible

using stimulation techniques such as hydraulic fracture and sandstone acidizing, since the

field shows a production drop and high productivity potential. The current status of 9 wells

that were selected and belong to the field were determined, of which 5 are closed and 4 are

open, so is possible to identify if they satisfy the mechanical conditions needed for the

intervention, if their reservoirs are still able to produce, the IPR curves were analyzed with

the purpose of determinate how beneficial would be the intervention, this curves were

presented in function of the most relevant characteristics of the reservoirs, such as: Pr, Pwf,

Pb, k and s.

Keywords: STIMULATION / PRODUCTION OPTIMIZATION / HYDRAULIC

FRACTURE / SANDSTONE ACIDIZING / PARAHUACU FIELD.

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

document in Spanish.

___________________________

Pinto Arteaga Gustavo Raúl

Certified Translator

ID: 1703991529

1

“OPTIMIZACIÓN DE LA PRODUCCIÓN DEL CAMPO PARAHUACU MEDIANTE

TÉCNICAS DE ESTIMULACIÓN”

CAPÍTULO I. GENERALIDADES

1.1. Enunciado del problema.

En el campo Parahuacu, la perforación y producción de pozos se inició en el último

trimestre de 1968, después de 5 décadas de explotación contínua de un total de 23 pozos, se

hace palpable la declinación de la producción de crudo, acompañado del aumento del corte de

agua. Por tal motivo se vuelve necesaria la implementación de nuevas técnicas tales como

fracturamiento hidráulico y acidificación de areniscas en pozos tanto activos como cerrados,

planteadas como alternativa a la perforación para generar un incremento de producción de

petróleo.

1.2. Objetivos.

1.2.1. Objetivo General.

Realizar un estudio técnico para la optimización de la producción del campo

Parahuacu mediante técnicas de estimulación de pozos.

1.2.2. Objetivos Específicos.

- Diagnosticar el estado actual de los pozos del campo Parahuacu.

- Determinar la factibilidad técnica de la rehabilitación de pozos del campo Parahuacu.

- Proponer la técnica de estimulación adecuada para la optimización de la producción

de los pozos del campo Parahuacu.

- Establecer una proyección del comportamiento de producción del campo Parahuacu

acorde con las técnicas y trabajos propuestos.

1.3. Justificación e importancia.

El desarrollo de este estudio permite definir los trabajos de estimulación adecuados en

el campo Parahuacu, siendo el fracturamiento hidráulico o acidificación matricial de

2

areniscas, como mecanismo técnicamente factible para mejorar la producción actual del

campo.

Actualmente Petroamazonas Ep, operadora pública a cargo del Activo Lago Agrio,

requiere una alternativa a las operaciones de perforación con la que se logre elevar la

productividad, por lo que se propone la estimulación como una intervención posible; y a su

vez se plantea como base para el estudio de la aplicación de dichas técnicas de estimulación

en diferentes pozos para diferentes campos.

1.4. Entorno del estudio.

1.4.1. Marco institucional.

El presente estudio se realizó como requerimiento de la Universidad Central del

Ecuador para la obtención del título de Ingeniera de Petróleos, con el auspicio y respaldo de

Petroamazonas Ep, al amparo del Convenio de Cooperación Interinstitucional suscrito entre

ambas instituciones.

1.4.2. Marco ético

El presente estudio respeta los principios y valores de la Universidad Central del

Ecuador (Uce) y de Petroamazonas Ep. está basado en el cumplimiento de las normativas

pertinentes, el respeto de los derechos intelectuales de otras investigaciones y el respeto a la

política propia de Petroamazonas Ep. Los resultados obtenidos se han respetado y no se han

alterado bajo ninguna circunstancia y son para el beneficio del área de estudio.

1.4.3. Marco Legal

El presente estudio se realizó bajo la normativa de titulación del Sistema de

Educación Superior del país y en cumplimiento de lo establecido en la Ley de Hidrocaruros.

3

CAPÍTULO II. MARCO TEÓRICO

2.1. Aspectos generales

2.1.1. Ubicación geográfica

El campo Parahuacu está localizado en la provincia de Sucumbíos, 16 km al Sur-Este

del campo Lago Agrio, al Norte del río Aguarico, en la Cuenca Oriente entre los campos

Atacapi y Guanta-Dureno como se observa en la Figura 2.1.

Figura 2.1. Ubicación del campo Parahuacu

Fuente: Petroamazonas EP

El campo, se encuentra entre las coordenadas UTM 309.000 a 310.000 Este y

10'002.000 a 10'013.000 Norte, y/o en las coordenadas geográficas:

Latitud: 00° 01’ 00” Norte a 00° 07’ 00”

Longitud: 76° 41’ 00” Oeste a 76° 43’ 00”

2.1.2. Reseña histórica

Este campo fue descubierto por el consorcio Texaco-Gulf con la perforación del pozo

Parahuacu 1, perforado en octubre y completado en noviembre de 1968, alcanzando 10.173'

de profundidad y una producción de 448 BPPD de 31° API del reservorio T.

4

2.1.3. Estado actual del campo

El campo Parahuacu tiene un área aproximada de 2,5 Km de ancho por 15 Km de

largo como se observa en la Figura 2.2, en el área se han perforado 23 pozos que producen de

la arenisca Basal Tena y las areniscas U y T superior e inferior, con una densidad entre 21° y

33°API.

Figura 2.2. Área campo Parahuacu


De acuerdo a la información de Petroamazonas EP, en diciembre de 2016:

- La producción de petróleo acumulada del campo es 24’886.000 bls.

- La producción promedio del campo fue 3.109,20 BPPD, 200,82 BAPD y 2.114,93

MCFPD de gas.

- 12 pozos produciendo

- 10 pozos están cerrados

- 1 pozo abandonado

5

El estado actual, la arena productora y el promedio de densidad API de los pozos se

detalla en la Tabla 2.1.

Tabla 2.1. Estado de los pozos del campo Parahuacu

POZO BPPD ARENA

PRODUCTORA °API ESTADO

PRNA-001 124.94 Ui 29.6 Produciendo

PRH-01 - BT + Ti + Ts - Cerrado

PRH-02 240.71 Ui 32.4 Produciendo

PRH-03 - - - Abandonado

PRH-03B - Ti + Ui 30,1 Cerrado

PRH-04 - BT 21.5 Cerrado

PRH-05 - Ti 31 Cerrado

PRH-07 287.85 Ts + i 32.4 Produciendo

PRH-08 - Ti 31.9 Cerrado

PRH-09 - Ts + Ui 33.6 Cerrado


PRH-11 94.07 BT + Ti + Ui 31.6 Produciendo

PRH-12 484.98 Ti 32.2 Produciendo

PRH-13 168.85 Ti + Ui 31,5 Produciendo

PRHC 15 167.00 Ti 32.0 Produciendo

PRHC 16 - Ti 33 Cerrado

PRHB 17 297.27 Ui 32.1 Produciendo

PRHB-18 148.46 Ui 32.0 Produciendo


PRH-21 - Ui 30.9 Cerrado

PRHC-22 - Ui + Ti - Cerrado

PRHA-24 - Ti 32.5 Cerrado

PRH-40 181.55 Ti 32,4 Produciendo

Elaborado por: Michelle Ayala Piña Fuente: Petroamazonas EP

2.1.4. Descripción geológica del campo

“La estructura Parahuacu, es un anticlinal alargado de dirección N-S, se encuentra

controlada en su parte oriental por una falla inversa, cuyos saltos de falla para los yacimientos

productivos, tienen en el sur, centro y norte del campo un promedio de 50, 185 y 60 pies

respectivamente.

Estructuralmente el campo Parahuacu, conforme a la interpretación de datos sísmicos

2D y 3D y pozos perforados, muestra cierres verticales promedio de 168 y 185 pies, para U

inferior y T inferior respectivamente.” (Departamento de Reservorios Petroamazonas Ep,

2016)

2.1.4.1. Mapas estructurales del campo

En las Figura 2.3, Figura 2.4, Figura 2.5 y Figura 2.6, se muestran los mapas

estructurales en profundidad de los reservorios del campo.

6

Figura 2.3. Mapa estructural en profundidad BT, Campo PRH


7

Figura 2.4. Mapa estructural en profundidad Ts, Campo PRH


8

Figura 2.5. Mapa estructural en profundidad Ti, Campo PRH


9

Figura 2.6. Mapa estructural en profundidad Ui, Campo PRH


10

2.2. Principales reservorios productores

2.2.1. Areniscas U y T

“Caracterizadas por un ambiente deltaico con influencia f1uvial y marina. El ancho de

los canales varía entre 130 – 420’ para T y 900’ para U. Las areniscas T y U son cuarzosas en

sus bases y con abundante glauconita en sus topes.” (Baby, Rivadeneira, & Barragán, 2004)

2.2.2. Basal Tena

“Está depositada en un canal erosionado donde la sección lutítica está bien definida

tanto por encima como por debajo de la arenisca, con un espesor de reservorio promedio de

8,79’.” (Baby, Rivadeneira, & Barragán, 2004)

2.3. Propiedades petrofísicas de la roca

Las propiedades petrofísicas de la roca por reservorio se observan en la Tabla 2.2.

Tabla 2.2. Propiedades petrofísicas de la roca, campo Parahuacu

RESERVORIO Φ (%) Sw (%) k (mD)

Basal Tena 14,93 35,77 175

U Inferior 12,68 29,16 180

T Superior 11,9 39,1 140

T Inferior 16,93 15,43 120


2.4. Propiedades de los hidrocarburos líquidos

Las propiedades de los hidrocarburos por reservorio se observan en la Tabla 2.3.

Tabla 2.3. Propiedades de los hidrocarburos líquidos, campo Parahuacu

RESERVORIO γ˳ °API CRUDO Pb (psi) BO (By/Bn) µ˳ (cp)

Basal Tena 0,93215 20,3 Pesado 844 1,12 1,31

Arenisca U 0,86386 32,3 Ligero 1.293 1,21 0,68

Arenisca T 0,86175 32,7 Ligero 1.050 1,3 1,14


2.5. Históricos de producción

2.5.1. Basal Tena

En la Figura 2.7 se indica el historial de producción de la arena, en el cual la

producción acumulada es 1’490.375 bls de petróleo y 112.500 bls de agua, y la producción

11

promedio es 146,3 BPPD.

Figura 2.7. Histórico de producción BT del campo Parahuacu


2.5.2. T inferior

En la Figura 2.8 se indica el historial de producción de la arena, en el cual la

producción acumulada es 15’974.099 bls de petróleo y 800.000 bls de agua, y la producción

promedio es 1606,9 BPPD y 150 BAPD.

Figura 2.8. Histórico de producción Ti del campo Parahuacu


2.5.3. T superior

En la Figura 2.9 se indica el histórico de producción de la arena T superior, en el cual

1978 79 80 81 82 83 84 85 86 87 88 89 90 91 92 93 94 95 96 97 98 99 2000 01 02 03 04 05 06 07 08 09 10 11 12 13 14 15 16 170

150

300

450

600

750

0

300

600

900

1200

1500

FECHA

PE

TR

OLE

O P

RO

M D

IA C

AL

( b

bl/d

)

AG

UA

P

RO

M D

IA C

AL

( b

bl/d

)

+ Q

w C

UM

(MB

ls)

+ Q

o C

UM

(MB

ls)

RESERVORIO: BT

HISTORIAL DE PRODUCCIÓN

CAMPO PARAHUACU

1978 79 80 81 82 83 84 85 86 87 88 89 90 91 92 93 94 95 96 97 98 99 2000 01 02 03 04 05 06 07 08 09 10 11 12 13 14 15 16 170

600

1200

1800

2400

3000

0

4000

8000

12000

16000

20000

FECHA

PE

TR

OLE

O P

RO

M D

IA C

AL

( b

bl/d

)

AG

UA

P

RO

M D

IA C

AL

( b

bl/d

)

+ Q

w C

UM

(MB

ls)

+ Q

o C

UM

(MB

ls)

RESERVORIO: TI


CAMPO PARAHUACU

12

la producción acumulada es 1’638.945 bls de petróleo y 100 bls de agua, y la producción

promedio es 44 BPPD.

Figura 2.9. Histórico de producción Ts del campo Parahuacu


2.5.4. U inferior

En la Figura 2.10 se indica el histórico de producción de la arena U inferior, en el

cual la producción acumulada es 5’782.329 bls de petróleo y 356.250 bls de agua, y la

producción promedio es 1312 BPPD y 50,8 BAPD.

Figura 2.10. Histórico de producción Ui del campo Parahuacu


1978 79 80 81 82 83 84 85 86 87 88 89 90 91 92 93 94 95 96 97 98 99 2000 01 02 03 04 05 06 07 08 09 10 11 12 13 14 15 16 170

100

200

300

400

500

0

400

800

1200

1600

2000

FECHA

PE

TR

OLE

O P

RO

M D

IA C

AL

( b

bl/d

)

AG

UA

P

RO

M D

IA C

AL

( b

bl/d

)

+ Q

w C

UM

(MB

ls)

+ Q

o C

UM

(MB

ls)

RESERVORIO: TS


CAMPO PARAHUACU

1978 79 80 81 82 83 84 85 86 87 88 89 90 91 92 93 94 95 96 97 98 99 2000 01 02 03 04 05 06 07 08 09 10 11 12 13 14 15 16 170

500

1000

1500

2000

2500

0

1500

3000

4500

6000

FECHA

PE

TR

OLE

O P

RO

M D

IA C

AL

( b

bl/d

)

AG

UA

P

RO

M D

IA C

AL

( b

bl/d

)

+ Q

w C

UM

(MB

ls)

+ Q

o C

UM

(MB

ls)

RESERVORIO: U-I


CAMPO PARAHUACU

13

2.6. Reservas del campo

“Reservas Probadas (P1) son los volúmenes de petróleo que se encuentran en los

yacimientos y que han sido probadas con la perforación de pozos y se pueden recuperar hasta

un límite de rentabilidad.

Reservas Probables (P2) son los volúmenes de petróleo con un alto grado de

certidumbre que aún no han sido probadas y que se encuentran en áreas cercanas a las

reservas probadas de una misma estructura o en áreas de estructuras vecinas.

Reservas Posibles (P3) son los volúmenes estimados de petróleo que podrían

recuperarse de yacimientos que se cree pueden existir, en áreas que la información geológica

y sísmica disponible al momento de realizarse la estimación, no permite clasificarlas con

mayor grado de certeza.

Reservas Remanentes son los volúmenes de petróleo recuperables, cuantificadas a

cualquier fecha posterior al inicio de la producción comercial que todavía permanece en el

yacimiento.” (Secretaria de Hidrocarburos del Ecuador, 2015)

Las reservas probadas, probables y posibles del campo Parahuacu se indican en la

Tabla 2.4.

Tabla 2.4. Propiedades y reservas del campo Parahuacu

CAMPO RESERVORIO ϕ Sw BOI POES FR

ACTUAL 12-2016

RESERVAS PROBABLES

RESERVAS POSIBLES

RESERVAS PROBADAS

PA

RA

HU

AC

U

% % By/Bn Bls ( % ) Bls Bls Bls

Basal Tena 14,93 35,77 1,12 86’994.062 1,713 - - 1’543.271

U Inferior 12,68 29,16 1,21 138’867.085 4,164 4’499.990 8’499.997 9’117.847

T Superior 11,9 39,1 1,3 31’524.180 5,199 - - 1’676.459

T Inferior 16,93 15,43 1,29 96’481.793 16,557 4’999.999 5’288.299 20’698.612

Subtotal Parahuacu

353’867.121 7,03 9’499.989 13’788.296 33’036.189

Elaborado por: Michelle Ayala Piña Fuente: SHE y Petroamazonas EP

En la Tabla 2.5 se presentan las reservas remanentes por reservorio del campo, en la

que se puede observar que aún existe aproximadamente el 25% de hidrocarburo recuperable

14

de las reservas probadas del campo.

Tabla 2.5. Producción acumulada y reservas remanentes, Campo PRH

YACIMIENTO RESERVAS PROBADAS

PRODUCCIÓN ACUMULADA

RESERVAS REMANENTES

Bls Bls Bls

Basal Tena 1’543.271 1’490.375 52.896

U inferior 9’117.847 5’782.329 3’335.518

T superior 1’676.459 1’638.945 37.514

T inferior 20’698.612 15’974.099 4’724.513

TOTAL 33’036.189 24’885.748 8’150.441

Elaborado por: Michelle Ayala Piña Fuente: SHE y Petroamazonas EP

2.7. Facilidades de producción

La estación Parahuacu está conformada por:

- Sistema contra incendios.

- 1 múltiple de producción.

- 1 múltiple de prueba.

- 1 separador de prueba bifásico de 5.000 BPD.

- 2 separadores de producción: uno de 10.000 BPD y uno de 15.000 BPD.

- 1 bota de gas de 20.000 BPD.

- 1 tanque de lavado de 5.140 BPD.

- 1 tanque de reposo de 12.090 BDP.

- 2 bombas Power Oil - DURCO MARK III.

- 2 bombas P.O. REDA, (Potencia=250 HP, capacidad=3.200 BPD).

- 3 bombas de transferencia de incremento de presión TRIPLEX.

- 2 bombas centrífugas de transferencia DURCO MARK.

En la estación Parahuacu no existen facilidades para la reinyección de agua, debido a la

baja producción diaria de agua a diciembre de 2016 es 200,82 BAPD.

El agua que es producida por los reservorios del campo es llevada en vacuum hasta la

estación Lago Agrio Norte. 9.000 bls del volumen total de crudo producido en el campo es

15

almacenado en el tanque de reposo, mientras el restante es bombeado a la estación Lago

Agrio Central.

2.8. Trabajos de reacondicionamiento

Reacondicionamiento de pozos son las actividades que se realizan en el pozo después

de su completación y pruebas de producción iniciales con el propósito de limpiar el

yacimiento, recuperar pescados, realizar cementación forzada, cambiar de tubería por fisuras,

acidificar, cambiar de bombas, etc.

Estas operaciones son realizadas con equipos de wireline, slickline o coiled tubing,

usados para recuperar equipo temporalmente y realizar operaciones menores tales como

corrida o sacada de tubería de producción, de varillas, cambios de bomba, pesca de

herramientas, recañoneo de zonas, recuperación de bombas, cambio de arena de producción.

En este estudio es importante conocer qué trabajos de reacondicionamiento y cuántos

se han realizado en cada pozo candidato, con el fin de saber si las intervenciones de

estimulación ejecutadas con anterioridad tuvieron resultados satisfactorios y de esta manera

identificar si una nueva acidificación o fracturamiento hidráulico pueden ser realizadas en

dicho pozo o en pozos con características estructurales y petrofísicas.

2.9. Técnicas de estimulación

El propósito de la estimulación de pozos es el incremento de la productividad, cuya

disminución se debe a una baja permeabilidad y/o alto efecto del daño de formación; depende

básicamente de las condiciones en que se encuentren los pozos, por lo que es necesario

conocer a precisión los parámetros que controlan la productividad de dichos pozos, tales

como: 1) existencia de hidrocarburo, 2) que se tenga la energía adecuada para promover el

fluido hacia el pozo y 3) que la roca sea permeable y porosa.

2.9.1. Consideraciones para verificar la factibilidad técnica de la estimualción

- Evaluación del daño

16

- Historial de producción y reservas

- Sensibilidad de la formación

- Petrofísica

- Temperatura de la formación

- Estado inicial del pozo

- Historial de reacondicionamientos

- Registros de cementos

- Pruebas de presión

- Estado mecánico del pozo

- Registros eléctricos

- Análisis nodal

2.9.2. Criterios para selección del método de estimulación

Los criterios para la selección del método de estimulación son resultado de las

pruebas de presión (Build Up):

- Permeabilidad

- Daño de la formación

2.9.3. Acidificación matricial de areniscas

Consiste en inyectar soluciones químicas a la formación a presiones inferiores a la

presión de fractura de la roca, estas soluciones reaccionan disolviendo material extraño a la

formación alrededor del pozo. La finalidad de este método es remover el daño ocasionado por

las perforaciones en las cercanías del pozo, la acumulación o invasión de partículas sólidas, y

a la dispersión, migración, floculación o hinchamiento de las arcillas y eliminar obstrucciones

en el mismo con el propósito de mejorar la permeabilidad natural del pozo.

Los ácidos más utilizados son los inorgánicos: el ácido clorhídrico y el ácido

fluorhídrico, y los orgánicos: el ácido acético y el ácido fórmico. El ácido fluorhídrico es el

17

único que disuelve materiales silícicos, los demás se usan en formaciones calcáreas.

2.9.3.1. Ácido clorhídrico (HCl)

En acidificación matricial es el ácido más utilizado, cuya ventaja es que al ser un

ácido fuerte permite un mayor volumen disuelto de roca calcárea, misma condición que

deriva a la desventaja de su uso, siendo esta los grandes daños por corrosión que causa a las

tuberías y componentes de acero, lo que involucra el uso de inhibidores de corrosión; este

ácido reacciona principalmente con calcita y dolomita. Se usa para temperaturas por debajo

de los 300 °F.

2.9.3.2. Ácido fluorhídrico (HF)

Es el único que disuelve materiales silícicos (arcillas, feldespatos, cuarzo). La

reacción de este ácido con materiales calcáreos resulta en compuestos insolubles, que se debe

evitar para impedir el taponamiento de los canales de producción provocando un efecto

contrario al buscado (aumentar la producción). Por lo tanto, se usa una mezcla con HCl para

disolver las insolubilidades producidas; caso contrario, es sumamente importante limitar el

uso de este ácido únicamente a formaciones silícicas con un contenido menor al 20% de

material calcáreo.

2.9.3.3. Ácido acético

Es un ácido orgánico utilizado para la disolución de minerales calcáreos como calizas

y dolomitas, con altas temperaturas y a tiempos de exposición prolongados (175 °F / 7 días o

250 °F / 3 días). Usualmente se utiliza como fluido de limpieza previo al cañoneo por su fácil

inhibición; cuando se utiliza para mejorar la productividad, se lo hace en mezcla con HCl o

HF en pozos con altas temperaturas.

2.9.3.4. Ácido fórmico

Ácido orgánico, cuyo uso principal es la disolución de minerales calcáreos en pozos

de temperaturas hasta 350 F, se puede utilizar sólo o en mezcla con HCl o HF.

18

2.9.4. Fractura hidráulica

La técnica radica en producir una o más fracturas en la formación inyectando un

fluido viscoso a una presión mayor a la presión de fracturamiento de la formación, de manera

que se creen fisuras con una permeabilidad mayor a la permeabilidad natural de la formación

Figura 2.16 (a), esta fractura se mantiene abierta colocando un agente apuntalante dentro de

la misma Figura 2.16 (b), este agente generalmente es arena, luego se inyecta fluido de

desplazamiento Figuras 2.16 (c y d).

Las fisuras suelen ser considerablemente largas y muy angostas, alcanzan una

longitud aproximada de 300 pies de extremo a extremo y un ancho aproximado de 0,25

pulgadas.

La geometría de la fractura dependerá de las propiedades mecánicas de la roca del

reservorio para su crecimiento en altura y longitud.

Figura 2.111. Fractura hidráulica

Fuente: Halliburton 2015

Los propósitos de la fractura hidráulica son:

a b

c d

19

- Crear un sendero de mejor conductividad que la matriz de la formación.

- Controlar el flujo de arena en formaciones no consolidadas.

- Generar nuevas reservas.

- Aumentar la permeabilidad natural de la formación.

- Sobrepasar la zona de daño.

- Extiende la vida productiva del reservorio.

- Contacta mayor área de reservorio incrementando la productividad.

- Cambiar el patrón de flujo del reservorio.

2.9.4.1. Factores para el diseño de una fractura

- Esfuerzos de la roca: Se debe conocer la geometría natural de la formación y los

esfuerzos que ejerce, de modo que se conozca la dirección que tomará la fractura.

- Presión de fractura: Se debe conocer la presión que debe aplicarse a la formación para

producir una fractura.

- Fluido de fracturamiento: Una parte líquida para producir la fractura, debe tener una

viscosidad y una densidad adecuadas, la viscosidad para mantener la capacidad de arrastre

óptima y la densidad para evitar que la parte sólida se asiente. Una parte sólida como agente

apuntalante que debe tener un empaque impermeable y ser granulométricamente seleccionada

para mantener la fractura abierta.

Pueden ser base agua, base petróleo o base ácido, en el caso del campo Parahuacu las

fracturas hidráulicas se realizan con fluido base agua.

20

CAPÍTULO III. DISEÑO METODOLÓGICO

3.1. Tipo de estudio

El presente estudio técnico es de carácter analítico porque se refiere al estudio de las

características de los pozos del campo Parahuacu, de manera que se determine si son

adecuados para estimulación y optimizar la producción de los pozos.

3.2. Universo y muestra

Para realizar el presente estudio, el universo está constituido por los 23 pozos del

campo Parahuacu, de los cuales 12 son productores, 1 está abandonado y 10 están cerrados,

cuyas arenas productoras son: Basal Tena, Areniscas T inferior y superior, Arenisca U

inferior.

Como muestra se tomaron 5 pozos cerrados (PRH_04, PRH_05, PRH_08, PRH_09 y

PRH_21) y 4 pozos abiertos (PRH_02, PRH_13, PRH_18 y PRHN_01), los pozos

seleccionados por el departamento de Producción de Petroamazonas EP. son los que

mostraron potencial para ser rehabilitados según el historial de producción; además de la

ubicación de los pozos en la arena de los reservorios: T superior, T inferior, U inferior y

Basal Tena; de acuerdo a los mapas estructurales. Se debe considerar que para la selección de

estos pozos se tomó únicamente en cuenta los que contaban con la información disponible de

pruebas de presión (B’up).

3.3. Métodos y técnicas de recopilación de datos.

El presente estudio se fundamentó en el análisis de la información proporcionada por

PAM, tales como: historiales de producción, mapas estructurales, mapas de producción

acumulada, saturación de agua, porosidad, permeabilidad, historiales de

reacondicionamiento, diagramas de pozos, pruebas iniciales, pruebas de build up, análisis de

curvas IPR.

Las tablas de recopilación de datos fueron tabuladas en Microsoft Excel, adicional se

21

analizaron bases de datos, fuentes bibliográficas y teóricas que permitieron definir si los

pozos de la muestra cumplían con las características para ser estimulados.

Se estudió como técnica de estimulación la acidificación matricial de areniscas, puesto

que los reservorios productores de Parahuacu son arenas, y fractura hidráulica porque es el

mecanismo de estimulación para el incremento de producción más severo y con los mejores

resultados.

Los criterios para verificar la factibilidad técnica del estudio son:

- Estado inicial del pozo: Cuánto produjo en un inicio y cuáles son sus arenas

punzonadas en un inicio.

- Historial de producción y reservas: Determinará el potencial del pozo para seguir

produciendo, producción acumulada de agua y de petróleo.

- Historial de reacondicionamientos: Determinar las intervenciones que se han realizado

y cuantas han sido de estimulación.

- Registros eléctricos: Determinar las zonas de pago, CAP, arenas sucias, petróleo

móvil e inmóvil y agua.

- Pruebas de presión: Permeabilidad de la formación y el valor del daño.

- Estado mecánico del pozo: Determinar las arenas perforadas y en producción, la

existencia de pescados o tapones que obstruyan la intervención de la arena.

- Registros de cementos: El cemento debe estar en óptimas condiciones, mínimo 12’

hacia arriba y hacia abajo, la lectura en el CBL debe estar entre 0 y 10 mV para

considerarlo buen sello.

- Análisis nodal: Permite diferenciar la producción con la permeabilidad actual y la

permeabilidad luego de la estimulación.

Los criterios para definir el tipo de estimulación son: cuando la permeabilidad es baja

(< 10 md) o el valor del daño de formación es mayor a 15 es poco probable obtener un

22

aumento de productividad considerable mediante acidificación, el modo de incrementar la

productividad en estos casos es mediante fracturamiento hidráulico. Por otro lado, cuando el

valor del daño es menor a 15 se puede remediar mediante una estimulación matricial con el

propósito de reducir este valor a cero o a un valor negativo.

En cuanto a las curvas de análisis nodal se consideraron valores de daño de 0 ± 2, es

decir s= 2 cuando el pozo aún está dañado, s= 0 cuando el pozo no tiene daño ni estimulación

y s= -2 cuando el pozo está estimulado; y para permeabilidad, el valor tomado de la prueba de

presión se multiplicó por los factores 1,25; 1,5 y 2, que son el aumento de permeabilidad que

se espera obtener después la estimulación. Se toma a s= 0 y 1,5k como caso ideal para la

proyección de producción, por ser el que refleja las condiciones esperadas.

Los resultados de las pruebas de presión fueron proporcionados por Petroamazonas

EP., es decir, las pruebas de presión no fueron interpretadas en este estudio.

23

CAPÍTULO IV. ANÁLISIS E INTERPRETACIÓN DE INFORMACIÓN

4.1. Presentación de información de pozos cerrados.

4.1.1. PRH_04

4.1.1.1. Estado inicial de perforación y completación

Perforado y completado en noviembre de 1978. Profundidad final alcanzada fue

9.850’. Se punzó y probó el intervalo 8.821’-8.849’ parte de la formación Basal Tena y se

obtuvo 2.265 BPPD con 0,2% de BSW.

4.1.1.2. Historial de Producción

En la Figura 4.1 encontramos el historial de producción de la arena Basal Tena del

pozo PRH_04, donde la producción acumulada es 1’350.000 bls de petróleo y 15.000 bls de

agua. En la Tabla 7.1 del ANEXO 1, se observa el historial los BFPD, BPPD, BAPD, BSW,

°API, contenido de gas, RGP y algunas observaciones del PRH_04.

Figura 4.1. Historial de producción BT PRH_04


4.1.1.3. Historial de Reacondicionamiento

Las intervenciones realizadas en PRH_04 se detallan en la Tabla 7.10 del ANEXO 2.

El pozo PRH_04 se ha intervenido en 24 ocasiones:

1978 79 80 81 82 83 84 85 86 87 88 89 90 91 92 93 94 95 96 97 98 99 2000 01 02 03 04 05 06 07 08 09 10 11 12 13 14 15 16 170

150

300

450

600

750

0

300

600

900

1200

1500

Date

Qo (

BP

PD

)

Qw

(B

WP

D)

+ Q

w C

UM

(MB

ls)

+ Q

o C

UM

(MB

ls)

PRH-004BT


24

- 14 acidificaciones con HCl.

- 4 cambios de completación.

- 2 reparaciones de completación.

- 3 redisparos a BT.

- 1 redisparo Ui.

4.1.1.4. Última Intervención

En junio 23 de 2016 se inicia el reacondicionamiento número 24, en el que se intenta

sacar pescado. Operación sin éxito. Se realiza cambio de completación, se repunzona los

intervalos 9.532' – 9.538', 9.544' – 9.556' y 9.572' – 9.576' de la arena Ui y se evalúa, como

resultado se obtiene un aporte de fluido de 11,04 BFPD con BSW= 100%; se hace cambio de

arena a BT y se evalúa, como resultado se obtiene un aporte de 11,04 BFPD y 100% de

BSW. Operación sin éxito, no hay aporte de crudo de Ui ni de BT. La operación finaliza en

julio 5 de 2016.

4.1.1.5. Registros de pozos

Figura 4.2. Registro eléctrico zona BT, PRH_04


25

En la Figura 4.2 se muestra el registro eléctrico de la arena BT de PRH_04. Se

observa el petróleo presente en la arena.

4.1.1.6. Resultados Build Up

En la Tabla 4.1, se muestran los datos de prueba, perfil de presiones y resultados de la

prueba Build Up de PRH_04, tomada en junio de 2010.

Tabla 4.1. Resultados Build Up zona BT, PRH_04

DATOS PRUEBA

Qo 24 BPPD Φ 15 %

Qw 0,12 BAPD Rw 0,29 ft

BSW 0, % Bo 1,1 By/Bn

API 21,5 ° µo 1,31 cp

ESPESOR 19 Ft RGP 60 scf/bls

PERFIL DE PRESIONES

Pwf 380 Psi Pr 639 Psi

Pb 323 Psi

RESULTADOS

k 10,9 Md Skin 3,63

IP actual 0,092 bpd/psi IP ideal 0,101 bpd/psi

Qmax 46 Bpd DrawDown 259 Psi


26

4.1.1.7. Estado completación actual

Figura 4.3. Estado mecánico W.O. #24 PRH_04


COMPLETACION ORIGINAL: 22-nov-78

GLS 962,72

RTE 947,24

EMR 15,48

10 3/4" CASING SUPERFICIALK-55, 40.5 L/P, 66 JTS.

ZAPATO GUIA

CEMENTADO CON 755 SxS "A"

7" CASING

30 JTS, N-80, 26 L/P, LT&C @ 9850'

100 JTS, K-55, 23 L/P, LT&C @ 8691'

50 JTS, K-55, 26 L/P, LT&C @ 4539'

61 JTS, C-95, 23 L/P, LT&C @ 2472'

3 1/2" TUBERIA EUE (284) + 1 PUP JOINT 3 1/2",

9.3 L/P, L-80, CLASE "A"

8600'

8601'

8631'

8632'

8661'

8664'

8693'

8694'

8726'

8731'

ARENA "BT" (8 DPP) 8761'

8821' - 8840' (19') 8762'

8765'

8766'

9436'

9441'

9470'

9471'

9474'

9475'

9505'

ARENA "Uinf", W.O # 24

9532'- 9538' (6') @ 5 D.P.P

9544'- 9556' (12') @ 5 D.P.P

9572'- 9576' (4') @ 5 D.P.P

9587' 7" TAPON CIBP, W.O # 24

CORTE RCT

9589' 5 FT DE TUBO DE 2 7/8" EUE

2 7/8" x 3 1/2" CROSSOVER

ARENA "T" (5 DPP) 7" x 3 1/2" PACKER HYDRO I

3 1/2" x 2 7/8" CROSSOVER

9722' - 9726' (4') 2 7/8" TUBERIA EUE (3)

9734' - 9742' (8') 2 7/8" x 2 3/8" X-OVER,

2 3/8" CAMISA

2 3/8" x 2 7/8" X-OVER

2 7/8" TUBO EUE (1)

2 7/8" TAPON CIEGO

LONGITUD TOTAL DE PESCADO: 143.35 FT

9796' 7" COLLAR FLOTADOR

9818' COTD. (SCHLUMBERGER)

9850'

ZAPATO GUIA CEMENTADO CON 300 SxS "A"

2 3/8" BOX x 2 7/8" PIN X-OVER

2 7/8" TUBO EUE, CLASE "A", 6.5 #, L-80

2 7/8" TAPON CIEGO

PTL=9839'

PTD=9850'

2 3/8" BOX x 2 7/8 PIN X-OVER

2 7/8" TUBO EUE (22), CLASE "A", 6.5 #, L-80

7" x 2 7/8" PKR HIDRAULICO HYDROW I, KJP-

1430 (PAM-PETROTECH)

2 7/8" TUBO EUE, CLASE "A", 6.5 #, L-80

2 7/8" BOX x 2 3/8" PIN X-OVER

2 3/8" CAMISA, SAA-0095

2 7/8" TUBO EUE, CLASE "A", 6.5 #, L-80

7" x 2 7/8" PKR MECANICO ARROW SET, KXP-

0018 (PAM-PETROTECH)

2 7/8" TUBO EUE, CLASE "A", 6.5 #, L-80


2 3/8" CAMISA, SAA-0087

3 1/2" TUBO EUE, CLASE "A", L-80


2 7/8" TUBO EUE, CLASE "A", 6.5 #, L-80

2 7/8" CAMISA, SWB-0005

2 7/8" TUBO EUE, CLASE "A", 6.5 #, L-80

2 7/8" NOGO, NAB-0056, CON STD.VALVE

W.O. N° 22: 05-may-12

W.O. N° 23: 21-ago-2012

W.O. N° 24: 06-julio-2016

2126'

3 1/2" NIPLE DE ASIENTO, STL CUP, N11-30

PRH-004W.O. # 24

7 1/16" x 5M PSI CABEZAL

W.O. N° 20: 10-nov-96

W.O. N° 21: 21-ene-97

FECHA: 6-Jul-16

TBG-102 COMPLETACION HIBRIDA PARAHUACU 4 FIRMA:

DIAGRAMA DEL POZO PARAHUACU 04

W.O # 24

ELABORADO POR: Ing. Jairo Bolaños

CARGO Company Man

EQUIPO SISTEMA CAMPO POZO

8010'

8028'

c

27

En la Figura 4.3 se puede ver el estado mecánico actual del pozo, en el que se muestra el

espesor de cada arena: BT (8821’ – 8840’), Ui (9632’ – 9678’) y Ti (9722’ – 9742’), la profundidad

total del pozo 9850’. En la figura se puede notar la presencia de un pescado desde los 9689’ y el tapón

2’ más arriba (9687’), que obstruyen a Ti. Se observa que el packer se encuentra a 102,5’ de distancia

de la arena BT.

4.1.1.8. Registro de cemento

Figura 4.4. Registro de cemento zona BT, PRH_04


En la Figura 4.4 se muestra el registro de cemento para la arena BT. Se puede

28

observar cemento sello bueno en el tope y entre medio y bueno en la base de la arena.

4.1.1.9. Análisis nodal

En la Figura 4.5 se muestra el análisis nodal para la arena BT. Se observan las curvas

para daño y permeabilidad actual (s= 3,63; k= 10,9 md) y a daño y permeabilidad luego de la

estimulación (s= 2; k= 13,625 md), (s= 0; k= 16,35 md) y (s= -2; k= 21,8 md); en las que se

observan un incremento de producción de 24 BPPD a 35, 53 y 98 BPPD respectivamente. La

producción a condiciones actuales del pozo representa el 41% de la producción proyectada

con estimulación a condiciones (s=0 y k= 16,35 md).

Figura 4.5. Curvas IPR zona BT, PRH_04


s actual= 3,63, k=10,9

s= 2 k= 13,625

s= 0 k= 16,35

s= -2 k=21,8

29

4.1.2. PRH_05D


Perforado y completado en octubre de 1979. Profundidad final alcanzada fue 11162’.

No existen datos iniciales disponibles de perforación ni de completación.


En la Figura 4.6 encontramos el historial de producción de la arena T inferior del pozo

PRH_05D, donde la producción acumulada es 3’280.000 bls de petróleo y 112.500 bls de



Figura 4.6. Historial de producción de Ti PRH_05D





- 1 punzonado BT y Ti.


1980 81 82 83 84 85 86 87 88 89 90 91 92 93 94 95 96 97 98 99 2000 01 02 03 04 05 06 07 08 09 10 11 12 13 14 15 16 170

200

400

600

800

1000

0

750

1500

2250

3000

3750

FECHA

PE

TR

OLE

O P

RO

M D

IA C

AL

( b

bl/d

)

AG

UA

P

RO

M D

IA C

AL

( b

bl/d

)

+ Q

w C

UM

(MB

ls)

+ Q

o C

UM

(MB

ls)

PRH-005TI


30

- 1 reparación de completación de fondo.

- 4 tratamientos de acidificación.

- 1 redisparo a Ti.


Inicia operaciones de reacondicionamiento el 8 de febrero de 2012, intentan recuperar

pescado, realizan corte químico a la tubería para facilitar el trabajo, tras varios intentos y sin

éxito se da por concluida la intervención y como medida alternativa se evalúa arena T pero

esta no produce. Finaliza operaciones el 22 de mayo de 2012.

Nota: Pescado desde los 8260’.


Figura 4.7. Registro eléctrico zona Ti, PRH_05


En la Figura 4.7 se muestra el registro eléctrico de la arena Ti de PRH_05D. Se

observa el petróleo acumulado en la arena Ti.

11075

11125

PRH-005

31



prueba Build Up de PRH_05, tomada en diciembre de 2010.

Tabla 4.2. Resultados Build Up zona Ti, PRH_05

DATOS PRUEBA

Qo 70 BPPD Φ 14 %

Qw 28 BAPD rw 0,29 ft

BSW 29 % Bo 1,3 By/Bn

API 32,5 ° µo 0,6382 cp

Espesor 18 Ft

PERFIL DE PRESIONES

Pwf 1694 Psi Pr 1986 psi

Pb 1050 Psi

RESULTADOS

k 103 Md Skin 4,6


Qmax 364 Bpd DrawDown 292 psi


32


Figura 4.8. Estado mecánico W.O. #11 PRH_05D


500'

2205'

ZAPATO GUIA DE FONDO CEMENTADO CON 600 Sxs

REALIZADO POR: LUIS TITE TIPO "G" + 2160 Sxs TIPO "A".

PRH-005

PT = 11165' MD

20'

PT = 11162' TD

PARAHUACU-5

W.O. - 11

COMP. ORIGINAL: 25-OCT-1979W.O. No. 08 : 06-ENE-2001. W.O. No. 09 : 08-ENE-2007

W-O. No. 10 : 03-NOV-2008W-O. No. 11 : suspendidio 22-MAY-2012

16" CASING SUPERFICAL J-55, 40,5 #/P, 85 TUBOS.

ZAPATO GUIA SUPERFICIAL CON 1255 Sxs, TIPO "A".

E.M.R. 909'E.S. 893'

10 3/4" CSG SUPERFICIAL. K-55, 40,5 #/P, 49 TUBOS.

10 TUBOS 3 1/2" EUE, N-80

PUNTO DE DESVIACION(INCREMENTO ANGULAR 2° 30'-00"/100')ANGULO DE DESVIACIÓN 33.3°

33

En la Figura 4.8 se puede ver el estado mecánico actual del pozo, en el que se muestra

el espesor de cada arena: BT (10156’ – 10168’), Ui (10684’ – 10923’), Ts (11074 – 11094) y

Ti (11106’ – 11124’), la profundidad total del pozo 11200’. En la figura se puede notar la

presencia de un pescado desde los 8227’, obstruye las 4 arenas perforadas. No hay registro de

posición de packer.


Figura 4.9. Registro de cemento zona Ti, PRH_05D


En la Figura 4.9 se muestra el registro de cemento para la arena Ti. Se puede observar

cemento sello bueno tanto en el tope y la base de la arena.


En la Figura 4.10 se muestra el análisis nodal para la arena Ti. Se observan las curvas

para daño y permeabilidad actual (s= 4,6; k= 103 md) y a daño y permeabilidad luego de la

estimulación (s= 2; k= 128,75 md), (s= 0; k= 154,5 md) y (s= -2; k= 206 md); en las que se

34

observan un incremento de producción de 70 BPPD a 156, 234 y 301 BPPD respectivamente.

La producción a condiciones actuales del pozo representa el 30% de la producción

proyectada con estimulación a condiciones (s=0 y k= 154,5 md).

Figura 4.10. Curva IPR zona Ti, PRH_05D


s actual= 4,6, k=103

s= 2, k= 128,75

s= 0, k= 154,5

s= -2, k= 206

35

4.1.3. PRH_08


Perforado y completado en diciembre de 1997. Profundidad final alcanzada fue

9.970’. Se punzó y probaron los intervalos 9.716’- 9.746’ y 9.750’ – 9.766’ parte de la

formación T inferior, además 9.520’ – 9.558’ parte de la formación U; se obtuvieron 790

BPPD con 30% de BSW y 374 BPPD con 22% de BSW respectivamente.


En la Figura 4.11 encontramos el historial de producción de la arena T inferior del

pozo PRH_08, donde la producción acumulada es 2’150.000 bls de petróleo y 12.500 bls de



Figura 4.11. Historial de producción de Ti PRH_08






1998 99 2000 01 02 03 04 05 06 07 08 09 10 11 12 13 14 15 16 170

200

400

600

800

0

500

1000

1500

2000

2500

FECHA

PE

TR

OLE

O P

RO

M D

IA C

AL

( b

bl/d

)

AG

UA

P

RO

M D

IA C

AL

( b

bl/d

)

+ Q

w C

UM

(MB

ls)

+ Q

o C

UM

(MB

ls)

PRHC-008TI


36


Inicia operaciones de reacondicionamiento el 28 de enero de 2008, realizan cambio de

completación y realizan prueba de producción a la arena Ti, se obtuvo: BPPD= 404, BSW= 1

%. Finaliza operaciones el 2 de febrero de 2008.


Figura 4.12. Registro eléctrico zona Ti, PRH_08


En la Figura 4.12 se muestra el registro eléctrico de la arena Ti de PRH_08. Se

observa la lectura de petróleo presente en la arena Ti.



prueba Build Up de PRH_08, tomada en febrero de 2008.

37

Tabla 4.3. Resultados Build Up zona Ti, PRH_08

DATOS PRUEBA

Qo 192 BPPD φ 15 %


Bsw 3,6 % Bo 1,1949 By/Bn

API 32 ° µo 0,69 cp

Espesor 46 ft RGP 396 Scf/bls

PERFIL DE PRESIONES

Pwf 1230 psi Pr 1583 psi

Pb 1283 psi

RESULTADOS

k 10,5 Md Skin 1,7


Qmax 552 Bpd Drawdown 353 psi


38




W.0. No.04EMR 1004.70' WO#1 15-ENE-2001

ES 987.74' WO#2 17-JUL-2006

MR 16.96 WO#3 02-AGO-2007

WO#4 28-ENE-2008

CALSE "A" WO N° 03

Preparado por: Ing. Luis H. Andrade Y. / 90398

PARAHUACU-8PRHC-008

ZAPATO GUIA SUPERFICIAL, CEMENTADO CON 900 Sxs, CEMENTO "A" + 400 Sxs."G"

TUBERIA DE REVESTIMIENTO SUPERFICIAL10-3/4", K-55, 40.5 LBS/FT, 8RD, R-3, 69 TUBOS

2-7/8" x 3-1/2" EUE, CROSS OVER

COMP. ORIGINAL: 19-DIC-1997

ZAPATO GUIA DE FONDOCEMENTADO CON 500 Sxs. "G"

COLLAR FLOTADOR

PT(D) = 9970'PT(L) = 9972'

3-1/2" EUE, N-80, 9.3 LBS/FT, 301 TUBOS

ARENA "U Inf." ( 8 DPP )

9520' - 9558' ( 38' )

3077'

9366'

9537'

9970'

7" CASING, C-95, 26,0 LBS/FT, 227 TUBOS

ARENA "T Inf." ( 12 DPP )

9716' - 9746' ( 30' )

9750' - 9766' ( 16' )

9923'

9703'

9347'

9531'

9436'

9437'

2-7/8", EUE, N-80, 6.5 LBS/FT, 1 TUBO

2-7/8", CAVIDAD GUIBERSON PL-II

9701'

COTD ( WO-04 )

9398'

9429'

DV TOOL CEMENTADO CON 1200 Sxs."G"8200'

9348'

9397'

9434'

9430'

9533'

9535'

9630'

9636'

9634'

9631'

9637'

9705'

9738'

9707'

9739'

9915'

2-7/8", EUE, N-80, 6.5 LBS/FT, 1 TUBO

2-7/8", SAFETTY JOINT

7" x 3-1/2", PACKER ARROW

3-1/2" X 2-7/8", CROSS OVER

2-7/8 X 3-1/2", CROSS OVER

2-7/8", EUE, N-80, 6.5 LBS/FT, 3 TUBOS

2-7/8", EUE, N-80, 6.5 LBS/FT, 3 TUBOS

2-3/8", CAMISA DESLIZABLE, ID = 1.87"

2-3/8" x 2-7/8", CROSS OVER

2-7/8" x 2-3/8", CROSS OVER

7" x 3-1/2", PACKER ARROW

3-1/2" X 2-7/8", CROSS OVER

2-7/8 X 3-1/2", CROSS OVER

2-7/8", EUE, N-80, 6.5 LBS/FT, 2 TUBOS

2-3/8", CAMISA DESLIZABLE, ID = 1.87"

2-3/8" x 2-7/8", CROSS OVER

2-7/8" x 2-3/8", CROSS OVER

2-7/8", EUE, N-80, 6.5 LBS/FT, 1 TUBO

2-7/8", TAPON CIEGO

39

En la Figura 4.13 se puede ver el estado mecánico actual del pozo, en el que se

muestra el espesor de cada arena: Ui (9.520’ – 9.558’) y Ti (9.716’ – 9.766’), la profundidad

total del pozo 9.970’. Se observa que el packer se encuentra a 107’ de distancia de la arena

Ti.


Figura 4.14. Registro de cemento zona Ti, PRH_08


En la Figura 4.14 se muestra el registro de cemento para la arena Ti. Se puede

observar cemento sello bueno tanto en el tope y la base de la arena.

40


En la Figura 4.15 se muestra el análisis nodal para la arena Ti. Se observan las curvas



observan un incremento de producción de 192 BPPD a 295, 485 y 1028 BPPD

respectivamente. La producción a condiciones actuales del pozo representa el 39% de la

producción proyectada con estimulación a condiciones (s=0 y k= 15,75 md).

Figura 4.15. Curva IPR zona Ti, PRH_08


s actual= 1,7, k=10,5

s= 2, k= 13,125

s= 0, k= 15,75

s= -2, k= 21

41

4.1.4. PRH_09


Perforado y completado en septiembre de 1999. Profundidad final alcanzada fue

9.850’. Se punzó y probó los intervalos 9.760’- 9.768’ parte de la formación T inferior,

9.712’ – 9.722’ parte de la formación T superior, además 9.551’ – 9.567’ parte de la

formación U inferior; se obtuvo 42 BPPD con 92% de BSW, 253 BPPD con 52% de BSW y

60 BPPD con 88% de BSW respectivamente.


En la Tabla 7.4 del ANEXO 1, se observa el historial los BFPD, BPPD, BAPD, BSW,


En la Figura 4.16 encontramos el historial de producción de la arena T superior del

pozo PRH_09, donde la producción acumulada es 17.500 bls de petróleo y 500 bls de agua.

Figura 4.16. Historial de producción Ts PRH_09


En la Figura 4.17 encontramos el historial de producción de la arena U inferior del

pozo PRH_09, donde la producción acumulada es 2.125 bls de petróleo y 1.225 bls de agua.

1999 2000 01 02 03 04 05 06 07 08 09 10 11 12 13 14 15 16 170

25

50

75

100

125

0

4

8

12

16

20

FECHA

PE

TR

OLE

O P

RO

M D

IA C

AL

( b

bl/d

)

AG

UA

P

RO

M D

IA C

AL

( b

bl/d

)

+ Q

w C

UM

(MB

ls)

+ Q

o C

UM

(MB

ls)

PRH-009TS


42

Figura 4.17. Historial de producción Ui PRH_09





- 2 redisparos Ti.



En octubre 8 de 2015 se ejecuta un reacondicionamiento en el que se realiza un

cambio de completación, cambio de bomba de hidráulica a jet y se evalúa la arena Ui, con

resultados: BFPD= 149, BPPD= 0, BSW= 100%. Trabajo satisfactorio, drenando agua del

pozo.

2007 08 09 10 11 12 13 14 15 16 170.0

7.5

15.0

22.5

30.0

37.5

0.0

0.5

1.0

1.5

2.0

2.5

FECHA

PE

TR

OLE

O P

RO

M D

IA C

AL

( b

bl/d

)

AG

UA

P

RO

M D

IA C

AL

( b

bl/d

)

+ Q

w C

UM

(MB

ls)

+ Q

o C

UM

(MB

ls)

PRH-009UI


43


Figura 4.18. Registro eléctrico zona Ui, PRH_09


En la Figura 4.18 se muestra el registro eléctrico de la arena Ui de PRH_09. Se

observa el petróleo contenido en la arena.



prueba Build Up para la arena Ui de PRH_09.

44

Tabla 4.4. Resultados Build Up zona Ui, PRH_09

DATOS PRUEBA

Qo 32 BPPD Φ 13 %

Qw 61,3 BAPD Rw 0,29 ft

BSW 65,7 % Bo 1,1904 By/Bn

API 32,5 ° µo 0,73 cp

ESPESOR 16 Ft RGP 396 scf/bls

PERFIL DE PRESIONES

Pwf 2197,2 Psi Pr 2345 psi

Pb 1283 Psi

RESULTADOS

k 14,5 Md Skin 3


Qmax 384 Bpd DrawDown 147,8 psi


45




W.O. No. 01: 27 - ENE - 2004

W.O. No. 02: 26 - SEP - 2007

W.O. No. 03: 05 - JUN - 2015 (SUSPENDIDO)

14 - SEP - 2015 (REINICIO)

23 - SEP - 2015 (FINALIZA)

W.O. No. 04: 08 - OCT - 2015

TUBERIA DE REVESTIMIENTO SUPERFICIAL

2996'

7" CASING:

8005' DV-TOOL CEMENTADO CON 1000 SXS "G"

9332' 3-1/2" CAMISA DE CIA BAKER COD= BHI - 1439

3-1/2" EUE (1) TUBO CLASE "A"

9365' 3-1/2" NO-GO WTF. COD=NAC-0397 CON STD VALVE COD=VSC-0105

9367'


9397' 7' X 2-7/8" PKR SEH-3J WTF 7' X 3-1/2" PKR MECANICO ARROW SET IX. DE CIA WEATHERFORD

9405' COD= KWC - ARR - 0031


9435' 3-1/2" COUPLING (PUNTA)

9660' 7" CIBP

9775' 7'' FLOAT COLLAR

9818' 7" ZAPATO GUIA CEMENTADA C/350 SXS " G"

PT(D)=9850'

PT(L)=9865' Realizado por: Mauro sarango

PESO DE LA SARTA SUBIENDO 80,000 LBS

PESO DE LA SARTA BAJANDO 80,000 LBS

ZAPATO GUIA SUP. CEMENTADA C/ 1300 SXS TIPO " A"

MATERIALES UTILIZADOS

3-1/2" EUE TBG N-80; 9,3 LB/FT CLASE "A"310

BHA; 3-1/2" EUE TBG CLASE "A". 9.3 LB/FT 3

PARAHUACU-09

E.M.R. : 987' FECHA COMPLETACION INICIAL: 24-SEP- 1999

E.S. : 970'

DIF: 17'

10 3/4"K-55, 40,5 LBS/FT; 74TUBOS

PRH-009 WO#04

FECHA: 30-may-15

TRIBOILGAS-104 POWER OIL PARAHUACU 9 FIRMA:

DIAGRAMA DEL POZO PARAHUACU-9ELABORADO POR: FELIZ COROZO / WILMAN PLACENCIA

CARGO: SUPERVISORES

EQUIPO SISTEMA CAMPO POZO

ARENA " UI " (FRACTURADA W.O.

03)

9551' - 9561' ( 10' ) @ 10 DPP9561'- 9567' ( 6' ) @ 5 DPP

ARENA " TS" @ 10 DPP

9712' - 9722' ( 10')

ARENA " TI " @ 5 DPP

9760' - 9768' (8')

46


muestra el espesor de cada arena: Ui (9.551’ – 9.567’), Ts (9.712’ – 9.722’) y Ti (9.750’ –

9.758’), la profundidad total del pozo 9850’. En la figura se puede notar la existencia de un

tapón CIBP a 9.660’, que impide la intervención a Ts y a Ti. Se observa que el packer se

encuentra a 162’ de distancia de la arena Ui.


Figura 4.20. Registro de cemento Ui, PRH_09


En la Figura 4.20 se muestra el registro de cemento para la arena Ui. Se puede



En la Figura 4.21 se muestra el análisis nodal para la arena Ui. Se observan las curvas

para daño y permeabilidad actual (s= 3; k= 14,5 md) y a daño y permeabilidad luego de la


47



proyectada con estimulación a condiciones (s=0 y k= 21,75 md).

Figura 4.21. Curva IPR Ti, PRH_09


s actual= 3, k=14,5

s= 2, k= 18,125

s= 0, k= 21,75

s= -2 k= 29

48

4.1.5. PRH_21D


Perforado en febrero de 2013 y completado en marzo de 2013. Profundidad final

alcanzada fue 9.927’ y la profundidad medida fue 10.240’. Se punzó y probó el intervalo

9.760’- 9.774’ parte de la formación U inferior; se obtuvo 324 BPPD con 50% de BSW.



pozo PRH_21D, donde la producción acumulada es 202.500 bls de petróleo y 200.000 bls de



Figura 4.22. Historial de producción Ui PRH_21D





- 1 cambio de completación.

2013 14 15 16 170

150

300

450

600

0

50

100

150

200

250

FECHA

PE

TR

OLE

O P

RO

M D

IA C

AL

( b

bl/d

)

AG

UA

P

RO

M D

IA C

AL

( b

bl/d

)

+ Q

w C

UM

(MB

ls)

+ Q

o C

UM

(MB

ls)

PRHA-021UI


49

- 1 punzonado a Ti.


Se inició el 18 febrero de 2015, punzonan los intervalos de Ti: 9.926' – 9.936' y 9.944'

– 9.956', bajan completación híbrida y evalúan la arena Ti con resultados: BFPD= 288,

BPPD= 0, BSW=100%, Salinidad= 9.250 ppm. Finalizan operaciones el 11 de marzo de

2015. Intervención no satisfactoria, Ti da BSW de 100%.


Figura 4.23. Registro eléctrico Ui, PRH_21D


50

En la Figura 4.23 se muestra el registro eléctrico de la arena Ui de PRH_21D. Se

observa la lectura de petróleo móvil en la arena Ui.




Tabla 4.5. Resultados Build Up Ui, PRH_21

DATOS PRUEBA

Qo 38 BPPD Φ 12,68 %



API 30 ° µo 0,68 cp

ESPESOR 14 ft

PERFIL DE PRESIONES


Pb 1050 psi

RESULTADOS

k 12 md Skin 3,25

IP actual 0,16 bpd/psi Qmax 223 bpd


51


Figura 4.24. Estado mecánico W.O. #2 PRH_21D


Código:

Rev isión:

Fecha:

Elaborado por:

Rev isado por:

Aprobado por:

FECHA DE PERFORACION:

FECHA DE COMPLETACION:

APE:3310201 W.O N° 01 :

RTE: PIES W.O N° 02 :

GLE: PIES

MR: PIES

284´ 20" ZAPATO

KOP @ 400'

DESVIACIÓN MAXIMA 26,47° @ 2419'

13 3/8", CASING SUPERFICIAL

155 TUBOS C-95, 72 LBS FT, BTC R-3

CEMENTADO CON 2045 SXS CEMENTO TIPO "A"

ZAPATO GUIA DE 13 3/8"

9 5/8 CASING INTERMEDIO

TOPE DEL COLGADOR 7" @ 9450' (MD) 253 TUBOS C-95, 47 LBS/ FT , BTC, R-3

X PAK HANGER PACKER 7 5/8" X 9 5/8" CEMENTADO CON 1006 SXS CEMENTO TIPO "G " @ 16.5 LPG

9597' MD 9 5/8'' ZAPATO GUIA

7" LINER DE PRODUCCION

P-110, 26 LBS/FT, BTC, R-3, 19 TUBOS

9582'

3-1/2" EUE, NEPLO DE ASIENTO 2.76" ID

9614' 3 1/2" EUE BOX x 2 7/8" EUE PIN, X-OVER

2 7/8" EUE CAMISA DE CIRCULACION 2.31" ID

2 7/8" EUE (1) TUBOS; N-80, 6.5 LBS/FT, N-80 CLASE "B"

9649' 2 7/8" EUE NO-GO 2.25" ID

2 7/8" EUE (1) TUBO; N-80, 6.5 LBS/FT, N-80 CLASE "B"

9684' 7" x 2 7/8" EUE DLH PACKER HIDRAULICO PAM (PETROTECH)

2 7/8" EUE (1) TUBO; 6.5 LBS/FT, N-80 CLASE "B"

2 7/8" EUE BOX x 2 3/8" EUE PIN, X-OVER

ARENA "U INF" @ (5) DPP 9720'

9760' - 9774' (14') @ 5 DPP 2 3/8" EUE BOX x 2 7/8" EUE PIN, X-OVER

2 7/8" EUE (4) TUBOS; N-80, 6.5 LBS/FT, N-80 CLASE "B"

9852' 7" x 2 7/8" EUE DLH PACKER HIDRAULICO PAM (PETROTECH)

2 7/8" EUE (1) TUBO; 6.5 LBS/FT, N-80 CLASE "B"

2 7/8" EUE BOX x 2 3/8" EUE PIN, X-OVER

9887'

ARENA "T INF" @ (5) DPP 2 3/8" EUE 1 TUBO N-80 CLASE "B"

9926' - 9936' (10') 2 3/8" EUE, TAPON CIEGO

9944' - 9956' 12' ) 9922'

10120'

MAX-R - SCHLUMBERGER

10151' 7" LANDING COLLAR

10235' ZAPATO GUIA

PT (O) - 10240'

2 3/8" EUE CAMISA , 1.87" ID

2 3/8" EUE CAMISA , 1.87" ID

3-1/2" EUE, N-80, 9.3 LB/PIE, (307) TUBOS) CLASE "B"

3-1/2" EUE, (1) TUBO 9.3 LB/FT, EUE, N-80, CLASE "B"

862,00 20" CSG, CONDUCTOR. 6 TUBOS, J-55, 94 LPP, 8 RD R-3

36,60 CEMENTADO CON 379 SXS CEMENTO TIPO "A" 15.5 LPG

5848'

9450'

PRHA - 021 9-mar-13

W.O - 02 14-sep-14

898,60 11-mar-15

GEOPETSA RIG -01 9-mar-15 BHA HIBRIDA ING. WALTER CHIRIBOGA S. 0900192394

1-mar-13

COMPLETACIÓN HIBRIDAASISTENTE DE PERFORACIÓN

Distribución: Intranet JEFE DE PERFORACIÓN

EQUIPO FECHA SISTEMA AUTOR CODIGO

DIAGRAMA DEL POZO PARAHUACU 021 10-3-15

52



total del pozo 10.255’. En la figura se puede notar la existencia de un pescado a 10.120’, que

no impide la intervención a las arenas. Se observa el packer se encuentra a 83’ de distancia de

la arena Ui.


Figura 4.25. Registro de cemento zona Ui, PRH_21D

Fuente: PetroamazonasEP






estimulación (s= 2; k= 15 md), (s= 0; k= 18 md) y (s= -2; k= 24 md); en las que se observan

un incremento de producción de 38 BPPD a 69, 113 y 239 BPPD respectivamente. La

producción a condiciones actuales del pozo representa el 34% de la producción proyectada

con estimulación a condiciones (s=0 y k= 18 md).

53

Figura 4.26. Curva IPR zona Ui, PRH_21D


s actual= 3,25 k=12

s= 2, k= 15

s= 0, k= 18

s= -2, k= 24

54

4.2. Presentación de información de pozos abiertos.

4.2.1. PRH_02


Perforado y completado en mayo de 1978. Profundidad final alcanzada fue 9.740’. Se

punzó y probó los intervalos 9.613’- 9.626’y 9.633’- 9.654 parte de la formación T inferior,

además de 9.431’- 9.441’ y 9.448’- 9.462’ parte de la formación U inferior; se obtuvo 1.232

BPPD con 0,2% de BSW con 34,8° API y 254 BPPD con 1% de BSW con 28,4° API

respectivamente.




En la Figura 4.27 encontramos el historial de producción de la arena Basal Tena del

pozo PRH_02, donde la producción acumulada es 18.000 bls de petróleo y 19.200 bls de

agua.

Figura 4.27. Historial de producción BT PRH_02



1987 88 89 90 91 92 93 94 95 96 97 98 99 2000 01 02 03 04 05 06 07 08 09 10 11 12 13 14 15 16 170

100

200

300

400

500

0

4

8

12

16

20

Date

Qo (

BP

PD

)

Qw

(B

WP

D)

+ Q

w C

UM

(MB

ls)

+ Q

o C

UM

(MB

ls)

PRH-002BT


55

pozo PRH_02, donde la producción acumulada es 800.000 bls de petróleo y 100.000 barriles

de agua.

Figura 4.28. Historial de producción Ti PRH_02



pozo PRH_02, donde la producción acumulada es 1’690.000 bls de petróleo y 200 bls de

agua; y la producción promedio de la arena en diciembre de 2016 es 260 BPPD y 1,7 BAPD.

Figura 4.29. Historial de producción Ui PRH_02


1979 80 81 82 83 84 85 86 87 88 89 90 91 92 93 94 95 96 97 98 99 2000 01 02 03 04 05 06 07 08 09 10 11 12 13 14 15 16 170

150

300

450

600

750

0

200

400

600

800

1000

FECHA

PE

TR

OLE

O P

RO

M D

IA C

AL

( b

bl/d

)

AG

UA

P

RO

M D

IA C

AL

( b

bl/d

)

+ Q

w C

UM

(MB

ls)

+ Q

o C

UM

(MB

ls)

PRH-002TI


1979 80 81 82 83 84 85 86 87 88 89 90 91 92 93 94 95 96 97 98 99 2000 01 02 03 04 05 06 07 08 09 10 11 12 13 14 15 16 170

75

150

225

300

375

0

400

800

1200

1600

2000

FECHA

PE

TR

OLE

O P

RO

M D

IA C

AL

( b

bl/d

)

AG

UA

P

RO

M D

IA C

AL

( b

bl/d

)

+ Q

w C

UM

(MB

ls)

+ Q

o C

UM

(MB

ls)

PRH-002UI


56




- 1 fractura Ui.

- 3 acidificaciones Ui.


- 1 fractura BT.

- 1 cementación forzada BT.

- 1 cementación forzada Ti.

- 2 reparaciones de completación.

- 1 punzonado Ti.


Se inició en marzo 08 de 2007, para realizar cambio de completación por packer

desasentado, se evalúa U y se obtiene: 164 BPPD, 4,65% de BSW y 29° API. Finaliza

operaciones en marzo 19 de 2007.

57




En la Figura 4.30 se muestra los registros eléctricos de las arenas Ui de PRH_02. Se

observa el petróleo móvil contenido en la arena.




58


DATOS PRUEBA

Qo 260 BPPD Φ 12 %

Qw 1,7 BAPD rw 0,29 ft

BSW 0,7 % Bo 1,28 By/Bn

API 31,3 ° µo 1,98 cp

ESPESOR 26 Ft Sw 24 %

PERFIL DE PRESIONES

Pwf 2412 Psi Pr 3174 psi

Pb 1264 Psi

RESULTADOS

k 13,94 Md Skin 0,28


Qmax 891 Bpd DrawDown 762 psi


59




COMPLETACION ORIGINAL: 21-MAY-78

EMR = 867' W.O. N° 13: 14-MAR-92

E S = 852' W.O. N° 14: 27-FEB-97

MR = 15' W.O. N° 15: 08-MAR-07

CASING SUPERFICIAL

10 3/4", K-55; 40,5 #/P; 66 TUBOS.

2112' ZAPATO GUÍA SUPERFICIAL

CEMENTADO CON: 850 SXS TIPO "A"

C-95, 26 #/P @ 9738', 3 TUBOS

C-95, 23 #/P @ 9647.24', 67 TUBOS

K-55, 26 #/P @ 7007.40', 47 TUBOS

K-55, 23 #/P @ 5029.05', 96 TUBOS

N-80, 26 #/P @ 1071.48', 29 TUBOS

3 1/2", EUE, N-80, 9.3 #/P, 274 TUBOS

8418' 3 1/2" x 2 7/8" EUE, X OVER

2 7/8" CAVIDAD GUIBERSON PL - I

8428'2 7/8" EUE, N-80, 1 TUBO

8457'

2 7/8" EUE, TUBO DE SEGURIDAD

8489' 2 7/8" EUE, N-80, 1 TUBO

8492' 7"x 2 7/8" EUE, PACKER "ARROW"

8497' 2 7/8" x 2 3/8" EUE, X OVER

2 3/8" EUE, N-80, 4 TUBOS

2 3/8"EUE, CAMISA DESLIZABLE (ID = 1.87")

ARENA "BT" ( 4 DPP) 2 3/8" EUE, N-80, 17 TUBOS

8708' - 8720' (12') 9162' 2 3/8" x 2 7/8" X OVER


9170' 2 7/8" x 2 3/8" EUE, X OVER

ARENA "UI" (4 DPP ) 2 3/8" EUE, N-80, 4 TUBOS

9390' - 9392' (2') SQZ CYP 9298'

9431' - 9441' (10') 9448' - 9462' (14')

2 3/8" EUE ; N-80, 6 TUBOS

9489' 2 3/8" x 2 7/8" EUE, X OVER


9497' 2 7/8" x 2 3/8" EUE, X OVER

2 3/8" EUE, N-80, 1 TUBO

2 3/8" EUE, CAMISA DESLIZABLE (ID=1.87")

ARENA "T" (4 DPP) 2 3/8" EUE, N-80, 1 TUBO

9508' - 9510' (2') SQZ CYPCaliza B9564'

9550' - 9552' (2') SQZ Ts 2 3/8" EUE, TAPON CIEGO.

9595' - 9598' (3') SQZ W.O. N°8Ts

9602' - 9605' (3') SQZ W.O. N°8Ts 9676' C.O.T.D

9612' - 9654' (42') Ti

7" COLLAR FLOTADOR

9738' ZAPATO GUIA DE FONDO

NOTA: Por falla en correlación se punzona: CEMENTADO CON: 500 SXS TIPO "G"

9612' - 9633' (21') W.O.N° 12

PARAHUACU-2

PT(L)=9740'

PT(D)=9740'

PRH-002

W.O. N° 15

7" CASING DE PRODUCCION

8624'

9529'

9678'

2 3/8"EUE, CAMISA DESLIZABLE (ID = 1.87")

60


muestra el espesor de cada arena: BT (8.708’ – 8.720’), Ui (9.390’ – 9.462’), Ts (9.550’ –

9.605’) y Ti (9.612’ – 9.654’), la profundidad total del pozo 9.740’. En la figura se puede

notar la existencia de un COTs a 9.676’, que no impide la intervención a las arenas. Se

observa que el packer se encuentra a 261’ de distancia de la arena Ui.


Figura 4.32. Registro de cemento zona Ui, PRH_02


En las Figura 4.32 se muestra los registros de cemento para las arenas Ui. Se observa

que la calidad del cemento en tope y base es buena.

61



para daño y permeabilidad actual (s= 0,28; k= 13,94 md) y a daño y permeabilidad luego de

la estimulación (s= 2; k= 17,425 md), (s= 0; k= 20,91 md) y (s= -2; k= 27,88 md); en las que

se observan un incremento de producción de 260 BPPD a 337, 55 y 1175 BPPD



Figura 4.33. Curva IPR zona Ui, PRH_02


s actual= 0,28 k=13,94

s= 2, k= 17,425

s= 0 k= 20,91

s= -2 , k= 27,88

62

4.2.2. PRH_13


Perforado en septiembre de 2008 y completado en octubre del mismo año.

Profundidad final alcanzada fue 10.120’. Se punzó y probó los intervalos 9.512’- 9.524’ y

9.529’- 9.534’ parte de la formación U inferior, además de 9.702’- 9.728’ parte de la

formación T inferior; se obtuvo 188 BPPD con 73% de BSW con 37 °API y 197 BPPD con

37% de BSW con 33 °API respectivamente.





pozo PRH_13, donde la producción acumulada es 106.000 bls de petróleo y 12.500 bls de

agua; y la producción promedio de la arena a diciembre de 2016 es 171 BPPD y 14 BAPD.

Figura 4.34. Historial de producción de Ti PRH_13



pozo PRH_13, donde la producción acumulada es de 532.500 bls de petróleo y 3000 bls de

MAR APR MAY JUN JUL AUG SEP OCT NOV DEC JAN FEB MAR APR MAY JUN JUL AUG SEP OCT NOV DEC JAN

2015 2016 2017

0

40

80

120

160

200

0

25

50

75

100

125

FECHA

PE

TR

OLE

O P

RO

M D

IA C

AL

( b

bl/d

)

AG

UA

P

RO

M D

IA C

AL

( b

bl/d

)

+ Q

w C

UM

(MB

ls)

+ Q

o C

UM

(MB

ls)

PRH-013TI


63

agua.

Figura 4.35. Historial de producción de Ui PRH_13





- 1 fractura Ti.

- 1 cambio de completación.

- 1 redisparo Ti.

- 1 redisparo Ui.


Se inició en junio 26 de 2015, se cambió de completación por daño, se prueba el pozo

y se obtiene 264 BFPD con 100% de BSW. Finaliza operaciones el 31 de julio de 2015.

Nota: Pescado desde los 8.260’.

2008 09 10 11 12 13 14 15 16 170

200

400

600

800

1000

0

150

300

450

600

FECHA

PE

TR

OLE

O P

RO

M D

IA C

AL

( b

bl/d

)

AG

UA

P

RO

M D

IA C

AL

( b

bl/d

)

+ Q

w C

UM

(MB

ls)

+ Q

o C

UM

(MB

ls)

PRH-013UI


64




En las Figura 4.36 se muestran los registros eléctricos de las arenas Ui de PRH_13.

Se observa el petróleo contenido en la arena.


En la Tabla 4.7, se muestran los datos de prueba, perfil de presiones y los resultados

de la prueba Build Up de PRH_13.

65


DATOS PRUEBA

Qo 95 BPPD Φ 16 %


BSW 2 % Bo 1,2652 By/Bn

API 32,9 ° µo 0,767 cp

ESPESOR 22 ft RGP 463 scf/bls

PERFIL DE PRESIONES


Pb 1293 psi

RESULTADOS

k 34 md Skin 1,96


Qmax 780 bpd DrawDown 129 psi


66




PRH-013

W.O. No. 01: 27 - APR - 2012

W.O. No. 02: 23 - OCT - 2012

W.O. No. 03: 20 - DIC - 2012

W.O. No. 04: 30 - JUL - 2015

1 TUBO DE 20'' PILOTEADO

PESO DE LA SARTA 130,000 LBS

2998'

7" CASING:

8022' DV-TOOL CEMENTADO CON 920 SXS "G"

3 1/2'' EUE L-80, 297 TUBOS CLASE "B"

9330' 3-1/2" EUE CAMISA DE CIRCULACION TIPO "L" SERTECPET COD:SSC-0167

3-1/2" EUE (1) TUBO CLASE "A" L-80 , 9.3 LBS/FT

9364' 3-1/2" NO-GO PETROTECH COD: NAC-0266 CON STD VALVE COD: VCS-0614

9398' 7" x 3-1/2" EUE PKR HS BAKER COD: PER-HS-002

2-7/8" EUE PIN x 3-1/2" EUE BOX X-OVER

ARENA "U.INF"@ 10 DPP

9512'-9524' (12') 9466' 2-7/8" EUE CAMISA DE PR0DUCCION TIPO "L" BAKER COD: UB-15-SS-637

9529'-9534' (5')

2-7/8" EUE (4) TUBOS CLASE "A" N-80, 6.4 LBS/FT


9595' 7" x 3-1/2" EUE PKR HS BAKER COD: BHI-1734


2-7/8" EUE (1) TUBO CLASE "A" N-80, 6.4 LBS/FT

9631' 2-7/8" EUE CAMISA DE PRODUCCION TIPO "L" BAKER COD: UB-15-SS-672

2-7/8" EUE (1) TUBO CLASE "A" N-80, 6.4 LBS/FT

ARENA "T.INF" @ 10 DPP 9665' 2-7/8" TAPON CIEGO

9750' ARENA DE FRACTURA W.O # 03

10063' COTD C&P

10066' FLOAT COLLAR

10115' 7" ZAPATO GUIA CEMENTADA C/1300 SXS " G"

PT(D)=10120'

PT(L)=10142'

30-jul-15TRIBOILGAS-104 HIDRAULICO PARAHUACU 13

EQUIPO SISTEMA CAMPO POZO FECHA:

FIRMA:

9702'-9728' (26')

PARAHUACU-13

W.O. # 4E.M.R. : 988' FECHA COMPLETACION INICIAL: 13-SEP- 2005

E.S. : 956'DIF: 32'

DIAGRAMA DEL POZO PARAHUACU 13ELABORADO POR: ING: HUGO CHAVEZ

CARGO: CO. MAN

10 3/4"K-55, 40,5 LBS/FT; 73TUBOSZAPATO GUIA SUP. CEMENTADA C/ 880 SXS TIPO " A"

3-1/2" EUE (1) TUBO CLASE "A" L-80 , 9.3 LBS/FT

2-7/8" EUE (2) TUBOS CLASE "A" N-80, 6.4 LBS/FT

67



total del pozo 10.142’. En la figura se puede notar la existencia de arena de fractura a 9.750’

y de un COTs a 10.063’, que no impide la intervención a las arenas. Se observa que el packer

se encuentra a 125’ de distancia de la arena Ui.


Figura 4.38. Registro de cemento Ui, PRH_13


68


observar cemento sello bueno en el tope y de calidad media en la base de la arena.




estimulación (s= 2; k= 42,5 md), (s= 0; k= 51 md) y (s= -2; k= 68 md); en las que se



proyectada con estimulación a condiciones (s=0 y k= 51 md).



s actual= 1,96 k= 34

s= 2, k= 42,5

s= 0 , k= 51

s= -2, k= 68

69

4.2.3. PRH_18


Perforado en octubre de 2010 y completado en diciembre del mismo año. Profundidad

final alcanzada fue 10.240’. Se punzó y probó el intervalo 9.855’- 9.914’ parte de la

formación T inferior, se obtuvo 96 BPPD con 60% de BSW y 32° API.





pozo PRH_18, donde la producción acumulada es 27.750 bls de petróleo y 1.650 barriles de

agua.

Figura 4.40. Historial de producción de Ti, PRH_08



pozo PRH_18, donde la producción acumulada es 337.500 bls de petróleo y 9375 bls de

agua; y la producción promedio es 158 BPPD y 8 BAPD.

2010 11 12 13 14 15 16 170

40

80

120

160

200

0

6

12

18

24

30

FECHA

PE

TR

OLE

O P

RO

M D

IA C

AL

( b

bl/d

)

AG

UA

P

RO

M D

IA C

AL

( b

bl/d

)

+ Q

w C

UM

(MB

ls)

+ Q

o C

UM

(MB

ls)

PRHB-018TI


70

Figura 4.41. Historial de producción de Ui PRH_18





- 1 fractura Ui.

- 1 acidificación Ti.

- 1 redisparo Ti y Ui.


Se inició el 29 de agosto de 2015, intentan recuperar pescado a 9604’, operación

exitosa, fracturan Ui y bajan bomba, con resultados: 301 BPPD, 31,8° API y 11,8% BSW.

Suspenden operaciones el 13 de septiembre de 2015.

2012 13 14 15 16 170

100

200

300

400

500

0

75

150

225

300

375

FECHA

PE

TR

OLE

O P

RO

M D

IA C

AL

( b

bl/d

)

AG

UA

P

RO

M D

IA C

AL

( b

bl/d

)

+ Q

w C

UM

(MB

ls)

+ Q

o C

UM

(MB

ls)

PRHB-018UI


71


Figura 4.42. Registros eléctricos zona Ui, PRH_18


En la Figura 4.42 se muestra el registro eléctrico de la arena Ui de PRH_18. Se

observa la lectura de petróleo móvil en la arena Ui.


En la Tabla 4.8, se muestran los datos de prueba, los perfiles de presión y los

resultados de la prueba Build Up de PRH_18.


DATOS PRUEBA

Qo 138 BPPD Φ 12 %


BSW 1,4 % Bo 1,21 By/Bn

API 32 ° µo 0,68 cp

Espesor 17 ft RGP 710 scf/bls

PERFIL DE PRESIONES


Pb 1293 psi

RESULTADOS

K 73,1 md Skin 17,7



72




EQUIPO CIA ARENA SISTEMA CAMPO POZO FECHA:

102 TBG U INF LAGOAGRIO PRHB-018D FIRMA:

FECHA DE PERFORACIÓN: 27-MAY-2010.

RTE= 983' COMPLETACIÓN INICIAL: 28-MAY-2011.

GLE = 947' W. O. # 1: 28-MAY-2011

KBC = 36' W. O. # 2: 20-DIC-2011

W. O. # 3: 29-AGO-2015

20" OD CASING CONDUCTOR, K-55, 94 LB/FT.

188' ZAPATO GUIA DE 20" CEMENTADO CON 413 SXS TIPO A.

13 3/8" OD CASING SUPERFICIAL, C-95, 72 LB/FT BTC, 148 TUBOS.

INCLINACIÓN MAXIMA 24,3º @ 2326'

1 PUP JOINT BAJO EL CABEZAL

308

4

118000 LBS

88000 LBS 6039' 13 3/8" ZAPATO GUIA CEMENTADO CON 1900 SXS CEMENTO TIPO A

9 5/8" OD CASING INTERMEDIO, 207 TUBOS, C- 95 , 47 LB/FT

8472' TOPE 7" LINER

8903' ZAPATO GUIA DE 9 5/8" CEMENTADO CON 742 SXS CEMENTO TIPO G

7" LINER, C-95, 26 LB/FT, 32 JUNTAS

3 1/2" SEC TUBING TN-70, 9.3 LPP

3 1/2" EUE PIN x 3 1/2" SEC BOX CROSS-OVER

3 1/2" EUE (1) TUBING, 9.3 LBS/FT, N-80

9246'

3-1/2” EUE CAMISA TIPO "L" (2.81)


9280'

3-1/2” EUE NO-GO (2.75”) C/ 2.75” STD. VALVE.


9317' 7" x 3 1/2" EUE PACKER ARROW SET (MÉCANICO)


9352'

9773' 7" CIBP

ARENA "T Inf "

9855' - 9880' (25') @ 5 DPP SQZ W.O. #01

9880' - 9902' (22') @ 5 DPP WO-02

9902' - 9910' ( 8' ) @ 10 DPP

9910' - 9915' ( 5' ) @ 10 DPP WO.01

7" COLLAR FLOTADOR MOLIDO

9965' 7" CIBP

COTD

10014' 7'' ZAPATO GUIA DE 7'' CEMENTADO CON 238 SXS TIPO G

PT (RIG): 10240'

9692' - 9709' (17') @ 10 DPP

ARENA "U Inf" (FRACTURADA)

PESO SARTA BAJANDO

MATERIALES UTILIZADOS

3 1/2" EUE TUBO, N-80, 9.3 LPP

3 1/2" SEC TUBING TN-70, 9.3 LPP

BHA: 3 1/2" TUBING EUE, N-80, 9.3 LPP

PESO SARTA SUBIENDO

PRHB-018DCABEZAL SOLID BLOCK MISSION PETROLEUM

7 1/16" x 3 1/2" EUE x 5000 PSI

ELABORADO: ING. FRANCISCO ANAGUANO

DIAGRAMA DE POZO REVISADO:

PARAHUACU-018

W.O. # 03 APROBADO:

73



total del pozo 10014’. En la figura se puede notar la existencia de un tapón CIBP a 9.773’,

que no permite la intervención a la arena Ti. Se observa que el packer se encuentra a 383,5’

de distancia de la arena Ui.


Figura 4.44. Registro de cemento zona Ui, PRH_18


En la Figura 4.44 se muestra el registro de cemento para la arena Ui. Se observa

cemento sello con calidad entre media y buena tanto en el tope como en la base de la arena.




estimulación (s= 2; k= 91,375 md), (s= 0; k= 109,65 md) y (s= -2; k= 109,65 md); en las que

se observan un incremento de producción de 138 BPPD a 249, 337 y 517 BPPD

74





s actual= 17,7 k= 73,1

s= 2, k= 91,375

s= 0 k= 109,65

s= -2, k= 146,2

75

4.2.4. PRHN_01


Perforado en julio de 2015 y completado en octubre del mismo año. Profundidad final

alcanzada fue 10.500’. Se punzó y probó los intervalos 9.696’- 9.709’ y 9.730’- 9.735’ parte

de la formación U inferior, además de 9.882’- 9.898’ parte de la formación T inferior; se

obtuvo 1.030 BPPD con 50% de BSW con 29,7° API y 426 BPPD con 3% de BSW con 33,7°

API respectivamente.





pozo PRHN_01, donde la producción acumulada es 14.250 bls de petróleo y 750 bls de agua;

y la producción promedio de la arena a diciembre de 2016 es 173 BPPD y 4 BAPD.

Figura 4.46. Historial de producción Ti PRHN_01


En la Figura 4.47 encontramos el historial de producción de la arena Ui del pozo

PRHN_01, donde la producción acumulada es 190.000 bls de petróleo y 20.000 bls de agua.

OCT NOV DEC JAN FEB MAR APR MAY JUN JUL AUG SEP OCT NOV DEC JAN

2015 2016 2017

0

50

100

150

200

250

0

3

6

9

12

15

FECHA

PE

TR

OLE

O P

RO

M D

IA C

AL

( b

bl/d

)

AG

UA

P

RO

M D

IA C

AL

( b

bl/d

)

+ Q

w C

UM

(MB

ls)

+ Q

o C

UM

(MB

ls)

PRNA-001TI


76

Figura 4.47. Historial de producción Ui PRHN_01



Las intervenciones realizadas en PRHN_01 se detallan en la Tabla 7.18 del ANEXO 2.

El pozo PRHN_01 se ha intervenido en 1 ocasión:

- 1 cambio de zona productiva.


Se inició el 3 de noviembre de 2016, sacan, limpian y bajan bomba de producción y

evalúan las arenas con resultados: BPPD= 244, BSW=24% y 32,1° API para U inferior y

BPPD= 380, BSW= 12% y 32,1° API para T inferior. Finalizan operaciones el 13 de

noviembre de 2015. Trabajo satisfactorio, se cambió de zona con éxito.

OCT NOV DEC JAN FEB MAR APR MAY JUN JUL AUG SEP OCT NOV DEC JAN

2015 2016 2017

0

200

400

600

800

1000

0

40

80

120

160

200

FECHA

PE

TR

OLE

O P

RO

M D

IA C

AL

( b

bl/d

)

AG

UA

P

RO

M D

IA C

AL

( b

bl/d

)

+ Q

w C

UM

(MB

ls)

+ Q

o C

UM

(MB

ls)

PRNA-001UI


77


Figura 4.48. Registro eléctrico zona Ui, PRHN_01


En la Figura 4.48 se muestra el registro eléctrico para la arena Ui. Se observa el

petróleo contenido en la arena.


En la Tabla 4.9, se muestran los resultados de la prueba Build Up de PRHN_01.

78

Tabla 4.9. Resultados Build Up zona Ui, PRHN_01

DATOS PRUEBA

Qo 219 BPPD Φ 15 %

Qw 69 BAPD Rw 0,29 ft


API 32,1 ° µo 0,68 cp

Espesor 20 ft RGP 447 scf/bls

PERFIL DE PRESIONES


Pb 1293 psi

RESULTADOS

k 20,8 md Skin 16,5



79


Figura 4.49. Estado mecánico W.O. #01 PRHN_01


EQUIPO CIA ARENA SISTEMA CAMPO POZO FECHA: 2016-11-13

104 TBG "Tinf" BES PARAHUACU PRNA-01 FIRMA:

PERFORACIÓN : 19-AGO-2015

RTE= 936.50' COMPLETACIÓN INICIAL: 21-OCT-2015

GLE= 905.50' W.O # 1 : 2016-11-13

MR= 31'

20" OD CASING CONDUCTOR, XX TUBOS K-55 133 LB/FT

276'

ZAPATO GUIA DE 20" CEMENTADO CON XXX SXS TIPO "XXX"

13 3/8" OD CASING CONDUCTOR, XX TUBOS K-55, 54.5 LB/FT

5715' ZAPATO GUIA DE 13 3/8" CEMENTADO CON XXX SXS TIPO "XXX"

9 5/8" OD CASING INTERMEDIO, XX TUBOS N-80, 47 LB/FT

3 1/2" TUBERIA EUE (311 JTS), CLASE "B", 9.3 #

9396'

3 1/2'' CAMISA, SAC-0177

3 1/2'' TUBO EUE (1), 9.3 #, CLASE "B"

9428' 3 1/2 NOGO, NAC-121, CON 2.72" STD. VALVE VSC-0373

3 1/2'' TUBO EUE (1), 9.3 #, CLASE "B"

3-1/2 SUB, TRANSFER DISCHARGE PRESSURE

9460' HEAD,PUMP BO TR4 3 1/2" 8RD EUE 4SS

PUMP,TD1000 AR MDLR 133/28B #15, HSS, MNL, SST H&B

PUMP,TD1000 AR MDLR 133/28B #15, HSS, MNL, SST H&B

9505' SEPARADOR DE GAS,400 LT ACE+3 T9 4SS HSS, FER HSG

KIT,ADAPTER TR5 SEAL/ TR4 SEP GAS

SEAL,TR538-AR L/2BP HL-HT AFL HSS, FER HSG

9529' SEAL,TR538-AR L/2BP HL-HT AFL HSS, FER HSG

MTR,DURA+562 188\2679\46 UT HTI, FER HSG

9541' SENSOR, SMARTGUARD TYPE E7 ZENITH

CENTRALIZER, MOTOR 6" OD TR5

9551' 2 3/8" GUIA DE EQUIPO PATA DE MULA

9612' 5-1/2” X 3-1/2” ON-OFF TOOL,GIRO DERECHO (PIN ON OFF PETROTECH)

9645' 7” X 2-7/8” EUE PACKER HIDRAÚLICO FH

9647' GOMAS

9658'

2-3/8” EUE CAMISA TIPO "L" (CERRADA)

9783' 7” X 2-7/8” EUE PACKER HIDRAÚLICO FH

9785' GOMAS

9823' 2-3/8” EUE CAMISA TIPO "L" (ABIERTA)

9890'

7" OD LINER DE PRODUCCIÓN, XX TUBOS P-110, 26 LB/FT

10384'

10495' 7'' ZAPATO GUIA DE 7'' CEMENTADO CON XXX SXS TIPO "XXXX"

P T (MD) = 10500'

PROFUNDIDAD LIMPIADA (C.&P.I.)

P T (TVD) = 10497,66'

13 5/8" x 5000 PSI CABEZAL MULTIBOWL ELECTRICO

DIAGRAMA DE POZO ELABORADO: ING. JAIRO BOLAÑOS

REVISADO: ING. FÉLIX ROBLEDOPARAHUACU NORTE A-001

WORKOVER 01 APROBADO:

ARENA "U INF" @ 5 DPP9696’ - 9709’ (13’)9730 -9735' (05')

ARENA "TINF" @ 5 DPP9882’ - 9898’ (16’)

CONECTOR DE SUPERFICIE: SCORPION

PROTECTORES GRIPPY: 310 EAMID JOINT GRIPPY: 311 EA

GUARDACABLES: 10 EAPROTECTORES LIZER: 4 EA

BANDAS EN BES: 53 EABHA: 6 BANDAS

EN TUBERIA: 10 BANDASMLE: 85 FTCABLE 4/1: 9449 FT

PESO DE LA SARTASUBIENDO Y BAJANDO: 110 KLBS

80


muestra el espesor de cada arena: Ui (9696’ – 9735’) y Ti (9882’ – 9898’), la profundidad

total del pozo 10500’. Se observa que el packer se encuentra a 70,5’ de distancia de la arena

Ui.


Figura 4.50. Registro de cemento zona Ui, PRHN_01


En las Figura 4.50 se muestra el registro de cemento para la arena Ui. Se observa una

calidad de cemento mala tanto en tope como en base de la arena.




estimulación (s= 2; k= 26 md), (s= 0; k= 31,2 md) y (s= -2; k= 41,6 md); en las que se

observan un incremento de producción de 80 BPPD a 323, 531 y 1125 BPPD

81



Figura 4.51. Curva IPR zona Ui, PRHN_01


s actual= 16,5 k= 20,8

s= 2, k= 26

s= 0 k= 31,2

s= -2, k= 41,6

82

4.4. Resumen de información de pozos

La Tabla 4.10 resume los criterios expuestos para determinar la factibilidad técnica

para estimular los pozos cerrados, y el método de estimulación más adecuado.

(1) PRH_04 ha tenido 24 intervenciones de reacondicionamiento de las cuales 14 han

sido acidificaciones, se considera que el revestidor no está en condiciones óptimas para

intervenir en primera instancia, se puede estimular luego de remediar.

(2) PRH_05 presenta pescado desde los 8227’ por lo que en primera instancia no es

factible estimular.

PRH_08, PRH_09 y PRH_ 21 presentan condiciones óptimas para estimular.

Tabla 4.10. Selección de método de estimulación en pozos cerrados

POZO ARENA DAÑO k (md) CEMENTO ESTADO

MECÁNICO OBSTRUCCIÓN

ARENA ESTIMULACIÓN

PRH_04 BT 3,63 10,9 Bueno Tapón 9587' Ti (1) No viable / Fractura

PRH_05D Ti 4,6 103 Bueno Pescado 8227' BT - Ui - Ts - Ti (2) No viable / Acidificación

PRH_08 Ti 1,7 10,5 Bueno Libre - Fractura

PRH_09 Ui 3 14,5 Bueno Tapón 9660' Ts - Ti Fractura

PRH_21D Ui 3,25 12 Bueno Libre - Acidificación

Elaborado por: Michelle Ayala Piña

La Tabla 4.11 expresa de forma más simple los criterios expuestos para determinar la

factibilidad técnica para estimular los pozos abiertos, y el método de estimulación más

adecuado.

(3) PRHN_01 presenta mala calidad sello en tope y en base, por lo tanto, la

estimulación no es factible en primera instancia.

PRH_02, PRH_13 y PRH_18 presentan condiciones óptimas para estimular.

Tabla 4.11. Selección de método de estimulación en pozos abiertos

POZO ARENA DAÑO k (md) CEMENTO ESTADO

MECÁNICO OBSTRUCCIÓN

ARENA ESTIMULACIÓN

PRH_02 Ui 0,28 13,94 Bueno Tapón 9676' - Fractura

PRH_13 Ui 1,96 34 Bueno - - Acidificación

PRH_18 Ui 17,7 73,1 Bueno Tapón 9773' Ti Fractura

PRHN_01 Ui 16,5 20,8 Malo - - (3) No viable / Fractura

Elaborado por: Michelle Ayala Piña

83

4.5 Perfil de producción

En la Tabla 4.12 se observa la producción actual por día de los pozos expuestos (573

BPPD), la producción proyectada luego de la estimulación (2647 BPPD) y el incremento de

producción por influencia de la estimulación de 2074 BPPD, incremento que se puede

evidenciar en la Figura 4.52.

Tabla 4.12. Perfil de producción

POZO #WO/ FECHA ESTADO TRABAJO A REALIZAR

PROD ACTUAL

BPPD

PROD. ESPERADA

BPPD

INCREMENTO BPPD

PRH_02 WO#15 (08-mar-07) Productor

Ui Fractura 260 555 295

PRH_04 WO#24 (05-jul-16) Cerrado Acidificación 0 53 53

PRH_05 WO#11 (22-may-12) Cerrado Pesca +

acidificación 0 234 234

PRH_08 WO#4 (28-ene-08) Cerrado Fractura 0 485 485

PRH_09 WO#13 (4-oct-15) Cerrado Fractura 0 92 92

PRH_13 WO#4 (31-jul-15) Productor

Ui Fractura 95 247 152

PRH_18 WO#3(29-ago-15) Productor

Ui Acidificación 138 337 199

PRH_21 WO#3 (2-mar-15) Cerrado Acidificación 0 113 113

PRHN_01 WO#1 (13-Nov-16) Productor

Ui Squeeze + Fractura 80 531 451

TOTAL 573 2647 2074


84

2013

14

15

16

17

18

19

20

21

22

23

24

25

26

27

100

500

1000

5000

9000

PETROLEO PROM DIA CAL, bbl/d

Da

te

PE

RF

IL D

E P

RO

DU

CC

IÓN

CA

MP

O P

AR

AH

UA

CU

Work

ing fore

cast

Para

mete

rsP

hase

: O

ilC

ase N

am

e: P

AR

AH

UA

CU

b: 0

Di

: 0.1

62 A

.n.

qi

: 3453.7

1 b

bl/d

ti: 07/2

9/2

017

te: 07/3

1/2

027

Fin

al R

ate

: 683.0

31 b

bl/d

Cum

. P

rod.

: 25341.6

Mbbl

Cum

. D

ate

: 05/0

1/2

017

Reserv

es

: 6246.8

6 M

bbl

Reserv

es D

ate

: 07/3

1/2

027

EU

R: 31588.5

Mbbl

Fore

cast E

nded B

y: T

ime

DB

Fore

cast D

ate

: 06/2

0/2

017

Reserv

e T

ype

: P

rove

n-D

eve

loped

PE

RF

IL D

E P

RO

DU

CC

IÓN

CA

MP

O P

AR

AH

UA

CU

Perf

il d

e p

rod

ucció

n e

stim

ada

P

erf

il d

e p

rod

ucció

n c

ond

icio

ne

s

actu

ale

s

Fig

ura

4.5

2. P

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l d

e p

rodu

cció

n P

RH

Fu

ente

: P

etro

am

azo

nas

EP

85

CAPÍTULO V. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES

5.1. Conclusiones

- Los pozos seleccionados para este estudio representan las características de los pozos

y zonas aledañas de acuerdo a su distribución en el mapa de profundidad de la arena en

estudio (BT, Ti, Ui).

- En las curvas de análisis nodal se seleccionó el intervalo intermedio (s= 0 y 1,5k) pues

se considera como el caso que representa condiciones reales para determinar la influencia de

la estimulación en la producción en los pozos expuestos en el estudio.

- La optimización de producción mediante técnicas de estimulación se hace factible al

obtener un incremento proyectado de producción de 2074 BPPD (760.000BPPA).

- La aplicación de técnicas de estimulación es técnicamente factible para los pozos

PRH_02, PRH_08, PRH_09, PRH_13, PRH_18, PRH_21.

- La aplicación de técnicas de estimulación no es técnicamente factible para los pozos:

PRH_04 por las numerosas intervenciones de reacondicionamiento, PRH_05 por presencia de

pescado y PRHN_01 por mala calidad del cemento sello.

86

5.2. Recomendaciones

- Se recomienda realizar la estimulación como medida para la optimización de

producción del campo Parahuacu.

- En los pozos PRH_13 y PRH_21 debido a las condiciones expuestas se propone

realizar acidificación de areniscas como técnica de optimización de producción.

- En los pozos PRH_02, PRH_08, PRH_09 y PRH_18 debido a las condiciones

expuestas se propone realizar fracturamiento hidráulico como técnica de optimización de

producción.

- En el pozo PRH_04 se propone realizar una prueba de presión al revestidor para

determinar su integridad y luego realizar una fractura hidráulica como técnica de

optimización de producción.

- En el pozo PRH_05 se propone retirar el pescado que impide la intervención a las

zonas productoras, luego de este procedimiento realizar acidificación de areniscas como

técnica de optimización de producción.

- En el pozo PRHN_01 se propone realizar una fractura hidráulica como técnica de

optimización de producción con la previa revisión y reparación del cemento sello.

- Se recomienda realizar pruebas de presión después de una estimulación o de manera

periódica, la falta de información dificulta la selección de técnicas adecuadas.

- Se recomienda la circulación de limpieza de pozo luego de la estimulación (para

recuperar el ácido o recuperar los ripios) puesto que los finos que se acumulan en el fondo del

pozo, provocan una rápida declinación de la producción del pozo y problemas en las bombas

y en los equipos de superficie.

- Se recomienda realizar pruebas de integridad del revestidor de manera que se logre

identificar si es factible una intervención de estimulación sin riesgo de afectar la

completación.

87

CAPÍTULO VI. GLOSARIO Y REFERENCIAS

6.1. Glosario de términos

Acidificación Inyección de ácido para limpiar las paredes porales para

remover el daño de la formación y aumentar la permeabilidad

de la misma.

Agente apuntalante Agente inyectado en una fractura con el fin de mantener la

fractura abierta.

Ambiente deltaico Estructuras que destacan en una costa frente a la desembocadura

de un río.

Anticlinal Pliegue en forma de arco en el que las capas son convexas hacia

arriba.

Cabezal de pozo Sistema de válvulas, adaptadores y bridas dobles que facilitan el

control de la presión de un pozo de producción, ubicado en la

cabeza del pozo.

Calcáreo Con contenido de calcio.

Cavitación Fenómeno producido por la formación e implosión de burbujas

de gas dentro de la bomba.

Cementación forzada Inyectar cemento a altas presiones con el fin de corregir fallas

en la cementación anterior.

Coiled tubing Tubería continua que no necesita enroscar o desenroscar para

subir o bajar. Permite bombear fluidos en cualquier momento,

independientemente de la posición o la dirección del recorrido.

Daño de formación Alteración de las condiciones iniciales de permeabilidad como

consecuencia de las operaciones de perforación, cementación y

completación del pozo.

88

Densidad API Medida para expresar la calidad del petróleo.

Depleción Disminución del volumen de un fluido.

Difusor Dispositivo que esparce gas en todas las direcciones.

Dispersión Una partícula grande se rompe en partículas pequeñas y se

esparce en un medio líquido.

Emulsión Líquido que tiene en suspensión partículas de otro líquido no

soluble en él.

Espacio anular Espacio entre dos tuberías (tubería de producción – tubería de

revestimiento).

Estructural Referente a la estructura, geometría y disposición espacial de

las rocas.

Factor volumétrico Es la relación entre el volumen de petróleo a condiciones de

yacimiento y el volumen de petróleo a condiciones normales.

Falla inversa Falla formada cuando el bloque de falla se desplaza en forma

ascendente.

Floculación Condición en la que las arcillas se adhieren y forman una

estructura frágil, un grumo.

Fractura Hidráulica Inyección de agua a mayor presión que la presión de fractura de

la roca para aumentar la permeabilidad de la formación y

remover el daño.

Glauconita Mineral caracterizado por contener material orgánico y lenta

sedimentación.

Gravedad específica Relación entre la densidad de un fluido y la densidad del fluido

base. En la fase líquida el fluido base es el agua, mientras que

en la fase gaseosa el fluido base es el aire.

89

Historial de producción Tabulación que muestra el proceso productivo del pozo.

Inhibidor Químico utilizado para retardar o prevenir una reacción entre

fluidos.

Migración Movimiento de partículas finas de arcilla en la formación al

arrastre generado durante la producción.

Permeabilidad Capacidad de la roca para permitir el movimiento o transporte

de fluidos.

Petrofísica Estudio de las propiedades cuantitativas de la roca y del fluido

contenido en la misma.

Porosidad Capacidad de la roca para almacenar fluidos.

Presión de burbuja Presión a la que se produce la primera burbuja de gas al

liberarse el gas en solución.

Presión de fractura Presión necesaria para producir fisuras o grietas en la roca.

Producción acumulada Volumen producido por el pozo, arena o campo desde el inicio

de su vida productiva.

Prueba de integridad de Prueba de presión que determina el estado del revestidor, es

revestidor decir, determina que el csg esté en óptimas condiciones, sin

kanksdasndknajsndj fisuras.

Saltos de falla Distancia neta y dirección en que se ha movido un bloque

respecto del otro.

Saturación de agua Porcentaje de agua contenido en el espacio poral de la

formación.

Sensibilidad de la formación Referente a la reactividad de los minerales de la

formación con el fluido.

Slickline Cable que se utiliza para introducir y recuperar herramientas y

90

equipo de control de flujo en pozos de petróleo y gas.

Tubería de producción Tubería utilizada para producir los fluidos del yacimiento.

Tubería de revestimiento Tubería utilizada para proteger el pozo, se baja a hueco abierto

y se cementa; debe tolerar el aplastamiento, explosión y falla

por tracción, además de las salmueras químicamente agresivas.

Vacuum Camión de vacío que sirve para transportar fluidos y se puede

utilizar para dar presión a la bomba centrífuga o para succionar

fluidos de sumideros.

Viscosidad Resistencia de los fluidos al flujo o al movimiento.

Wireline Alambre o cable para intervenir pozos de petróleo o gas y está

asociado con los registros eléctricos.

91

6.2. Referencias

- Asamblea Nacional del Ecuador. (2010). Ley Orgánica de Educación Superior. Quito

- Ecuador: Lexis.

- Baby, P., Rivadeneira, M., & Barragán, R. (2004). La cuenca Oriente: Geología y

Petróleo (1° ed., Vol. 144).

- Collaguazo, C. (septiembre de 2011). SlideShare. Obtenido de

https://www.slideshare.net/jcsz_fob/epn-bombeo-hidraulico

- Consejo de Educación Superior. (2015). Reglamento de Régimen Académico. Quito -

Ecuador: Consejo de Educación Superior.

- Escuela de Petróleo de la Patagonia. (2016). Blog Petrolero de la Escuela de Petróleo

de la Patagonia. (E. d. Patagonia, Editor) Obtenido de http://blog-

petrolero.blogspot.com/2009/08/reservas-probadas-probables-y-posibles.html

- Garaicochea, F. (s.f.). Apuntes Estimulación de Pozos. Universidad Nacional

Autónoma de México, Facultad de Ingeniería.

- Garzón, D. (mayo de 2012). SlideShare. Obtenido de

https://es.slideshare.net/gabosocorro/bombeo-tipo-jet-gr-1

- Llerena, H. (junio de 2015). Fracturamiento Hidráulico. Quito: Halliburton.

- Mazapanta, J., & Revelo, S. (2013). Optimizacion de la producción mediante cambios

de sistema de extracción a PCP, PL, LRP en pozos con baja productividad, alta producción

de gas y problemas mecánicos en el Bloque Bermejo (BN, BS, ER).

- Pazmiño, J. (2004). Fundamentos de la teoría del fracturamiento hidráullico. Quito:

Petroecuador.

- Petroamazonas Ep. (2016). Aspectos genereales del campo Parahuacu y sus

características principales. Quito.

- Petroamazonas Ep. (2016). Rendición de cuentas 2015.

92

- Petróleos Mexicanos. (25 de Marzo de 2015). Pemex. Obtenido de

http://www.pemex.com/ayuda/preguntas_frecuentes/Paginas/reservas_hidrocarburos.aspx

- Pinto Arteaga, G. (2016). Guía de procedimientos para titulación en la modalidad de

Estudio Técnico. Quito: Carrera de Ingeniería de Petróleos, Universidad Central del Ecuador.

- Pozo, D. (2001). Estudio del sistema de bombeo hidráulico en el campo Parahuacu.

- Secretaria de Hidrocarburos del Ecuador. (2014). Reservas de petróleo crudo y gas del

país., (pág. 5). Quito.

- Sertecpet. (2015). Manual de operaciones Jet Claw.

- Silva, C. (1991). Manual de Estimulación Matricial de Pozos Petroleros. Ciudad de

México: Colegio de Ingenieros Petroleros de Méxicos.

- Terán, A., & Silva, V. (2015). Estimulación de pozos. Barinas: Universidad Nacional

Experimental de los Llanos Occidentales "Ezequiel Zamora", Ministerio de Educación de la

República Bolivariana de Venezuela.

- Unidad Académica de Titulación de la Universidad Central. (2015). Unidad de

titulación especial para carreras y programas de la Universidad Central de Ecuador. Quito -

Ecuador: Unidad Académica de Titulación de la Universidad Central.

- Universidad Central. (2010). Estatuto Universitario.

- Vistín, J. (2013). Análisis de causa-raíz en los trabajos de reacondicionamiento de

pozos del bloque Pindo, valoración de resultados y lecciones aprendidas. Quito: Universidad

Central del Ecuador.

93

CAPÍTULO VII. ANEXOS

ANEXO 1. Historiales de producción de los pozos.

PRH_04

Tabla 7.1. Historial de reacondicionamientos PRH_04

FECHA

PRODUCCION REAL

ARENA

OBSERVACIONES

BFPD BPPD BAPD BSW API

2013

Ene-13 48 47 1 2,8 30,1 BT 13-Ene: Engrasan rodamientos de balancín

Feb-13 47 46 1 2,8 30,2 BT

Mar-13 45 44 1 2,8 30,2 BT

Abr-13 40 39 1 2,8 30,2 BT

May-13 39 38 1 2,8 30,5 BT 28-May: Salinidad= 37000 ppmCL-

Jun-13 38 37 1 2,8 30,1 BT

Jul-13 40 39 1 2,8 30,5 BT 04-Jul: Pozo cerrado en TOW. 22-Jul: Reinicia operaciones

Aug-13 37 36 1 2,8 21,2 BT 12-Ago: Salinidad= 37000 ppmCl-

Sep-13 40 39 1 2,8 20,7 BT

Oct-13 39 38 1 2,8 20,6 BT 30-Oct: Salinidad= 11100 ppmCl-

Nov-13 41 40 1 2,8 20,7 BT 26-Nov: Prueba hidrostática pozo. Baja 30 psi

Dic-13 36 35 1 2,8 20,9 BT

2014

Ene-14 39 38 1 2,8 21,3 BT

Feb-14 36 35 1 2,8 21,5 BT

Mar-14 37 36 1 2,8 21,6 BT

Abr-14 36 35 1 2,8 21,8 BT 13 - Abr: Salinidad= 11100 ppm Cl

May-14 37 36 1 2,8 21,5 BT

Jun-14 39 38 1 2,8 21,5 BT

Jul-14 40 39 1 2,8 21,5 BT 11-Jul: Pozo en observación, chequear parámetros de producción.

Ago-14 37 36 1 2,8 22 BT

Sep-14 36 35 1 2,8 21,1 BT

Oct-14 38 37 1 2,8 21 BT

Nov-14 40 39 1 2,8 21 BT

Dic-14 35 34 1 2,8 21,5 BT

2015

Ene-15 39 38 1 2,8 21,2 BT

Feb-15 46 45 1 2,8 21,4 BT

Mar-15 40 39 1 2,8 21,6 BT 19-Mar: Prueba baja.

Abr-15 42 41 1 2,8 21,6 BT

May-15 37 36 1 2,8 21,6 BT

Jun-15 31 30 1 2,8 21,5 BT 03-Jun: Escurrimiento en válvula viajera y golpe de fluido. Producción persiste baja.

Jul-15 25 24 1 2,8 21,3 BT 27-Jul: Golpe de fluido

Ago-15 25 24 1 2,8 21,2 BT 24-Ago: Pozo cerrado en TOW. 26-Ago: Leve atascamiento del pulltube al ingresar a la bomba. 27-30 Ago: Slick line asienta std-valve nogo. Intentan recuperar std-valve nogo, sin éxito a 8688’.

Sep-15 Con unidad de slick line de Schlumberger, intentan pescar std valve y sarta de slick line, sin éxito.

Oct-15 Pozo cerrado

Nov-15 25-Nov: con wire line y con herramienta de la Cía. Welltec (wellstroker) se intenta recuperar pescado, sin éxito. 27-Nov: Bajan herramienta para pescar sarta Tripoint a 8608'. Sin éxito

Dic-15 Slick line Equipetrol bajan a pescar sarta de Tripoint, recuperan exitosamente sarta de Tripoint con herramienta welltec. Intentan pescar sarta de Petrotech a 8630' sin éxito.

2016

Ene-16 Pozo cerrado. Intentan pescar sin éxito. En espera de WO.

Feb-16 Pozo cerrado. Intentan pescar sin éxito.

94

Mar-16 Pozo cerrado con pescado.

Abr-16 Pozo cerrado con pescado.

May-16 Rig Triboilgas 102 incia operaciones de WO# 24 el 23-may. Objetivo: Punzonar arena Ui 9532'-9538', 9544'-9556' y 9572'-9576'. Evaluar.

Jun-16 Operaciones de WO.

Jul-16 Rig Triboilgas 102, finaliza operaciones de WO# 24 el 5-Jul. Evaluan arena BT. 06-Jul: Pozo cerrado en TOW. 11-Jul: W/L DYGOIL Se cierra camisa de BT a 8762' y abre camisa de UI a 9470'.

Fecha de cierre: Julio 2016


PRH_05


FECHA

PRODUCCION REAL

ARENA

GAS

RGP

OBSERVACIONES

BFPD BPPD BAPD BSW API

1997

sep-97 540 518 22 4,0% 31,6 Ti

oct-97 528 522 6 1,2% 31,6 Ti 118 226 01-oct: Separador fuera de servicio

nov-97 542 541 1 0,1% 33,4 Ti 458 847

dic-97 550 549 1 0,1% 33,1 Ti

1998

ene-98 548 547 1 0,1% 33,3 Ti

feb-98 554 553 1 0,1% 33,5 Ti 486 878

mar-98 549 548 1 0,1% 33,1 Ti 614 1120

abr-98 547 546 1 0,1% 33,3 Ti 345 631

may-98 541 540 1 0,1% 33,1 Ti 513 949

jun-98 544 543 1 0,1% 32,6 Ti 544 1001

jul-98 538 537 1 0,1% 32,9 Ti 590 1098

ago-98 545 544 1 0,1% 32,8 Ti 743 1365

sep-98 533 532 1 0,1% 32,9 Ti 258 485

oct-98 533 532 1 0,1% 33,2 Ti 240 451

nov-98 536 535 1 0,1% 33,3 Ti 250 467

dic-98 543 542 1 0,1% 33,3 Ti 365 673

1999

ene-99 530 529 1 0,1% 33,2 Ti

feb-99 528 527 1 0,1% 33,5 Ti 440 834

mar-99 526 525 1 0,1% 33,7 Ti 352 670

abr-99 523 522 1 0,1% 33 Ti 242 463

may-99 527 526 1 0,1% 33,3 Ti 258 490

jun-99 523 522 1 0,1% 34 Ti 298 570

jul-99 522 521 1 0,1% 33,7 Ti 279 535

ago-99 522 521 1 0,1% 33,3 Ti 274 525

sep-99 518 517 1 0,1% 33,7 Ti 267 516

oct-99 521 520 1 0,1% 33,4 Ti 291 559

nov-99 512 511 1 0,1% 33,1 Ti 274 536

dic-99 515 514 1 0,1% 33,2 Ti 275 535

2000

ene-00 516 515 1 0,2% 33 Ti 304 590

feb-00 513 512 1 0,1% 33 Ti

mar-00 493 492 1 0,3% 33,4 Ti 485 987

abr-00 495 494 1 0,3% Ti

may-00 503 500 3 0,5% Ti

jun-00 486 484 2 0,4% Ti

jul-00 510 508 2 0,4% 33,4 Ti

ago-00 490 489 1 0,3% 33,2 Ti 176 360

95

sep-00 486 485 1 0,3% 33,4 Ti 297 613

oct-00 490 489 1 0,3% 33,1 Ti 294 602

nov-00 490 489 1 0,2% 33,4 Ti 281 575

dic-00 405 404 1 0,3% 33,5 Ti 291 721

2001

ene-01 253 243 10 4,0% 33,4 Ti 186 766

feb-01 283 281 2 0,6% 33,4 Ti 171 608

mar-01 287 286 1 0,4% Ti 309 1081

abr-01 296 295 1 0,3% Ti 248 840

may-01 305 304 1 0,4% 33,3 Ti 268 882

jun-01 310 309 1 0,3% 33,4 Ti 242 783

jul-01 285 284 1 0,2% 32,3 Ti 255 897

ago-01 314 313 1 0,2% Ti

sep-01 316 315 1 0,2% 33,9 Ti 261 828

oct-01 314 313 1 0,2% 33,4 Ti 257 820

nov-01 316 315 1 0,2% 32,3 Ti 253 802

dic-01 319 318 1 0,3% 32.7 Ti 269 846

2002

ene-02 318 317 1 0,3% 33 Ti 255 804

feb-02 315 314 1 0,2% 32,9 Ti 274 872

mar-02 319 318 1 0,3% 32,4 Ti 249 783

abr-02 322 321 1 0,3% 32,4 Ti 268 835

may-02 325 324 1 0,3% 32,7 Ti 253 781

jun-02 308 307 1 0,3% 32,3 Ti 261 850

jul-02 331 330 1 0,3% 32,8 Ti 268 812

ago-02 310 309 1 0,3% 32,9 Ti 264 854

sep-02 314 313 1 0,2% 33,3 Ti 280 894

oct-02 311 310 1 0,3% 33,2 Ti 292 942

nov-02 307 306 1 0,3% 33,5 Ti 280 915

dic-02 310 308 2 0,5% 33,3 Ti 283 917

2003

ene-03 318 316 2 0,6% 33,4 Ti 270 854

feb-03 313 310 3 0,8% 32,4 Ti 275 886

mar-03 308 306 2 0,7% 33,4 Ti

abr-03 310 308 2 0,7% 33,6 Ti 254 825

may-03 315 312 3 1,0% 33,5 Ti 277 888

jun-03 312 308 4 1,2% 33,4 Ti 277 899

jul-03 310 305 5 1,5% 33,4 Ti 279 914

ago-03 307 301 6 2,0% 33,4 Ti 284 944

sep-03 310 303 7 2,2% 33,4 Ti 286 943

oct-03 296 289 7 2,2% 33,4 Ti 276 953

nov-03 297 290 7 2,2% 33,4 Ti 279 961

dic-03 319 312 7 2,2% 33,4 Ti 283 907

2004

ene-04 321 315 6 2,0% 33,4 Ti 284 903

feb-04 325 317 8 2,4% 33,4 Ti 271 854

mar-04 332 322 10 3,1% 33,4 Ti 269 836

abr-04 360 348 12 3,4% 33,4 Ti 279 802

may-04 335 324 11 3,2% 33,4 Ti 283 873

jun-04 339 323 16 4,6% 33,4 Ti 274 847

jul-04 334 319 15 4,5% 33,4 Ti 280 878

ago-04 343 328 15 4,5% 33,4 Ti 284 867

sep-04 343 328 15 4,5% 33,4 Ti 267 815

oct-04 343 328 15 4,5% 33,4 Ti 287 876

nov-04 341 326 15 4,5% 33,4 Ti 285 875

dic-04 338 323 15 4,5% 33,4 Ti 288 892

2005

ene-05 293 282 11 3,7% 33,4 Ti 495 1754

feb-05 317 305 12 3,8% 33,4 Ti 280 918

mar-05 320 306 14 4,5% 33,4 Ti 302 988

abr-05 322 308 14 4,5% 33,4 Ti 261 849

96

may-05 330 315 15 4,5% 33,4 Ti 290 920

jun-05 311 297 14 4,5% 33,4 Ti 288 970

jul-05 333 318 15 4,5% 33,4 Ti 291 915

ago-05 288 275 13 4,5% 33,4 Ti 291 1058

sep-05 290 277 13 4,5% 33,4 Ti 295 1065

oct-05 291 278 13 4,5% 33,4 Ti 288 1036

nov-05 291 278 13 4,5% 33,4 Ti 310 1115

dic-05 299 286 13 4,5% 33,4 Ti 298 1044

2006

ene-06 311 297 14 4,5% 33,4 Ti 278 936

Sin datos desde febrero 2006 hasta diciembre 2008

2009

ene-09 141 98 43 30,8% 32,3 Ti

feb-09 S/D Ti

mar-09 141 100 41 28,8% 30,1 Ti 02 - mar: Salinidad= 24800 ppmCl-

abr-09 153 108 45 29,1% 32,6 Ti

may-09 151 108 43 28,5% 32,4 Ti

jun-09 171 127 44 25,7% 30,9 Ti

jul-09 160 116 44 27,2% 31,2 Ti

ago-09 126 79 47 37,0% 31,8 Ti

sep-09 155 111 44 28,5% 31,7 Ti

oct-09 165 121 44 26,8% 32,1 Ti

nov-09 172 128 44 25,5% 30,9 Ti

dic-09 167 123 44 26,5% 32,7 Ti

2010

ene-10 136 94 42 30,6% 31,9 Ti

feb-10 195 151 44 22,4% 31,2 Ti

mar-10 207 164 43 21,0% 32,1 Ti

abr-10 143 100 43 30,2% 32,8 Ti

may-10 232 186 46 19,7% 31,4 Ti

jun-10 198 153 45 22,5% 31,6 Ti 25-jun: Salinidad= 15200 ppmCl-

jul-10 188 143 45 23,7% 31,6 Ti

ago-10 129 83 46 35,6% 31,6 Ti 15-ago: Salinidad= 15200 ppmCl-

sep-10 136 94 42 31,0% 31,1 Ti

oct-10 119 84 35 29,2% 30,1 Ti

nov-10 93 71 22 24,0% 33,4 Ti

dic-10 114 87 27 23,9% 32,8 Ti

2011

ene-11 74 47 27 36,3% 32,1 Ti

feb-11 112 82 30 26,4% 30,8 Ti

mar-11 84 45 39 47,0% 32,1 Ti

abr-11 86 67 19 22,6% 32,5 Ti

may-11 183 159 24 13,2% 32,1 Ti

jun-11 101 60 41 40,8% 32,7 Ti

jul-11 151 106 45 29,9% 32,4 Ti

ago-11 127 107 20 15,5% 32,6 Ti

sep-11 133 112 21 15,8% 32,9 Ti

oct-11 129 108 21 16,3% 32,7 Ti

nov-11 126 103 23 18,3% 33,1 Ti

dic-11 131 90 41 31,0% 33,1 Ti 148,5 1643

2012

ene-12 118 86 32 27,0% 32,8 Ti 148,5 1724

Sin datos desde febrero 2006 hasta diciembre 2008


97

PRH_08


FECHA PRODUCCION REAL

OBSERVACIONES BFPD BPPD BAPD BSW API GAS RGP ARENA

1998

ene-98 796 794 2 0,3%

Ti

feb-98 412 410 2 0,5%

Ti

S/D desde marzo 1998 hasta agosto 1998

ago-98 477 476 1 0,3%

Ti

sep-98 566 564 2 0,4%

Ti

S/D desde septiembre 1998 hasta junio 1999

1999

jul-99 684 679 5 0,7%

Ti

ago-99 S/D

sep-99 592 586 6 1,0%

Ti

oct-99 S/D

nov-99 490 479 11 2,3%

Ti

dic-99 560 558 2 0,4%

Ti

2000

ene-00 308 308 0 0,0%

Ti

feb-00 252 250 2 0,8%

Ti

mar-00 296 294 2 0,6%

Ti

S/D desde abril 2000 hasta septiembre 2000

oct-00 362 360 2 0,6%

Ti

nov-00 453 451 2 0,4%

Ti

dic-00 455 454 1 0,2%

Ti

2001

ene-01 305 304 1 0,2%

Ti 11-ene: Inicia WO# 1.

15-ene: Finaliza WO# 1.

feb-01 300 300 0 0,0%

Ti

mar-01 312 310 2 0,6%

Ti

abr-01 310 310 0 0,0%

Ti

may-01 427 424 3 0,7%

Ti

jun-01 358 356 2 0,5%

Ti 7-jun: Tratamiento con solventes y HCl

jul-01 S/D Ti

ago-01 312 310 2 0,5%

Ti

sep-01 441 440 1 0,2%

Ti

oct-01 S/D Ti

nov-01 445 444 1 0,3%

Ti

dic-01 S/D Ti

2002

ene-02 389 388 1 0,3%

Ti

feb-02 402 401 1 0,3%

Ti

mar-02 S/D Ti

abr-02 445 444 1 0,4%

Ti

may-02 511 510 1 0,2%

Ti

jun-02 498 497 1 0,2%

Ti

jul-02 350 349 1 0,4%

Ti

ago-02 S/D Ti

sep-02 277 277 0 0,0%

Ti

oct-02 S/D Ti

nov-02 285 283 2 0,7%

Ti

dic-02 306 304 2 0,6%

Ti

2003

ene-03 278 276 2 0,7%

Ti

feb-03 353 351 2 0,5%

Ti

mar-03 245 243 2 1,0%

Ti

S/D desde abril 2003 hasta junio 2003

jul-03 288 286 2 0,7%

Ti

S/D desde agosto 2003 hasta abril 2004

98

2004

may-04 230 230 0 0,0%

Ti

jun-04 193 193 0 0,0%

Ti

jul-04 190 189 1 0,5%

Ti

ago-04 204 203 1 0,5%

Ti

sep-04 196 196 0 0,0%

Ti

oct-04 189 188 1 0,5%

Ti

nov-04 176 176 0 0,0%

Ti

dic-04 187 186 1 0,5%

Ti

2005

ene-05 230 230 0 0,0%

Ti

feb-05 193 193 0 0,0%

Ti 25-feb: Se toma Build up

mar-05 190 189 1 0,5%

Ti

abr-05 204 203 1 0,5%

Ti

S/D desde mayo 2005 hasta agosto 2005

sep-05 371 370 1 0,3%

Ti

oct-05 345 344 1 0,2%

Ti

nov-05 356 355 1 0,2%

Ti

dic-05 425 424 1 0,2%

Ti

2006

ene-06 450 449 1 0,2%

Ti

feb-06 S/D Ti 25-feb: Se toma Build up

mar-06 423 422 1 0,2%

Ti Cambio de bomba

abr-06 438 437 1 0,2%

Ti 25-abr: Recuperan bomba Jet-8H + Intentan recuperar st-valve sin éxito.

Presencia de cauchos. Desplazan Jet-8H

may-06 S/D Ti

jun-06 451 450 1 0,2%

Ti

jul-06 399 358 41 10,2%

Ti 13-jul: Inicia WO #2. 17-jul: Finaliza WO

#2

ago-06 395 393 2 0,5%

Ti

sep-06 410 408 2 0,5%

Ti

oct-06 457 455 2 0,5%

Ti

nov-06 475 472 3 0,6%

Ti

dic-06 441 440 1 0,2%

Ti

2007

ene-07 458 456 2 0,5%

Ti

feb-07 458 457 1 0,2%

Ti

mar-07 452 451 1 0,2%

Ti

abr-07 459 458 1 0,2%

Ti

may-07 386 383 3 0,9%

Ti

jun-07 341 339 2 0,5%

Ti 29-jun: Cambio de bomba mismo tipo Jet

8H (bomba taponada con escoria metálica)

jul-07 367 365 2 0,6%

Ti

Problemas con limallas y escorias metálicas, se coloca filtro en la línea de

inyección. 27-jul: Inicia WO #3

ago-07 392 355 37 9,4%

Ti 2-ago: Finaliza operaciones WO #3

sep-07 398 397 1 0,2%

Ti

oct-07 357 356 1 0,2%

Ti

nov-07 362 361 1 0,4%

Ti

dic-07 346 343 3 0,9%

Ti

2008

ene-08 357 353 4 1,0%

Ti

20-ene: Pescan bomba jet. 21-24 ene: Intentan pescar std valve, sin

éxito. 25-ene: Inicia operaciones WO #4.

28-ene: Finaliza operaciones WO #4.

feb-08 358 356 2 0,6%

Ti 17-feb: Pescan cable de W/L, se recupera

el 100% del pescado.

mar-08 314 312 2 0,5%

Ti

abr-08 290 288 2 0,6%

Ti

99

may-08 347 345 2 0,6%

Ti

jun-08 321 319 2 0,6%

Ti

jul-08 309 307 2 0,6%

Ti

ago-08 387 385 2 0,5%

Ti

sep-08 393 391 2 0,5%

Ti

oct-08 399 397 2 0,5%

Ti 22-oct: Salinidad= 29250 ppmCl-

nov-08 399 397 2 0,5%

Ti

dic-08 360 357 3 0,9%

Ti

2009

ene-09 283 282 1 0,5%

Ti

feb-09 241 240 1 0,3%

Ti

mar-09 235 233 2 1,0%

Ti 7-8 mar: Se pesca y recupera bomba y

std valve. 10- mar: Cambio de bomba por cavidad dañada.

abr-09 225 223 2 1,1%

Ti

may-09 216 216 0 0,2%

Ti

jun-09 163 163 0 0,3%

Ti

S/D desde agosto 2009 hasta diciembre 2009

2010

ene-10 180 180 0 0,2%

Ti

feb-10 237 237 0 0,2%

Ti

mar-10 227 227 0 0,2%

Ti

abr-10 223 223 0 0,2%

Ti

may-10 230 230 0 0,2%

Ti

jun-10 263 262 1 0,2%

Ti

jul-10 213 213 0 0,2%

Ti

ago-10 212 212 0 0,2%

Ti

sep-10 178 178 0 0,2%

Ti

oct-10 127 127 0 0,2%

Ti

nov-10 199 199 0 0,2%

Ti

dic-10 315 313 2 0,7%

Ti

2011

ene-11 223 221 2 0,9%

Ti

feb-11 303 300 3 1,1%

Ti

mar-11 184 182 2 1,1%

Ti

abr-11 175 173 2 1,1%

Ti

may-11 174 170 4 2,1%

Ti

jun-11 171 167 4 2,1%

Ti

jul-11 146 144 2 1,6%

Ti

ago-11 188 183 5 2,6%

Ti

sep-11 214 209 5 2,4%

Ti

oct-11 206 201 5 2,4%

Ti

nov-11 213 205 8 3,6%

Ti

dic-11 218 213 5 2,4%

Ti

2012

ene-12 230 227 3 1,5%

Ti

feb-12 227 223 4 1,8%

Ti

S/D desde marzo 2012 hasta febrero 2013

2013

mar-13 194 192 2 1,1% 32,2 159 829 Ti

abr-13 137 135 2 1,6% 32,2 146 1083 Ti

may-13 150 148 2 1,3% 32,3 157 1060 Ti

jun-13 142 140 2 1,4% 32,3 172 1228 Ti

jul-13 127 125 2 1,8% 32,4 198 1588 Ti

ago-13 160 158 2 1,3% 32,2 153 969 Ti 19-ago: Limpieza tubería. 28-ago: Prueba

alta

sep-13 212 207 5 2,2% 31,8 130 627 Ti

oct-13 202 200 2 1,0% 32,2 123 615 Ti

nov-13 199 197 2 1,0% 32,2 164 832 Ti 29-nov: Limpieza turbine

dic-13 206 204 2 1,0% 32,4 145 711 Ti

2014

100

ene-14 202 200 2 1,2% 31,8 148 742 Ti

feb-14 210 208 2 0,9% 31,9 119 572 Ti

mar-14 230 228 2 0,9% 31,9 125 548 Ti

abr-14 224 222 2 0,9% 32,5 126 568 Ti

may-14 200 198 2 1,1% 32,2 144 728 Ti 5-may: Pozo a prueba. 8-may: Prueba

baja

jun-14 187 185 2 1,0% 32,2 152 821 Ti

jul-14 183 181 2 1,1% 32,3 155 856 Ti

ago-14 175 172 3 1,8% 32,3 155 902 Ti 17-ago: Prueba baja, cambio de bomba

sep-14 146 142 4 2,4% 32,2 155 1088 Ti

oct-14 175 168 7 4,1% 32,3 155 924 Ti

nov-14 158 151 7 4,3% 32,7 155 1025 Ti

dic-14 186 179 7 3,8% 32,5 155 866 Ti

2015

ene-15 166 159 7 4,2% 32,5 155 975 Ti

feb-15 161 154 7 4,4% 32 155 1007 Ti

mar-15 116 109 7 6,4% 31,4 155 1428 Ti 31-mar: Bajo aporte de 160 BFPD a 130

BFPD

abr-15 130 125 5 3,6% 31,4 155 1237 Ti

may-15 151 144 7 4,9% 31,5 155 1079 Ti

jun-15 168 162 6 3,4% 31,4 155 955 Ti

jul-15 162 157 5 3,2% 31,6 194 1237 Ti 31-jul: Prueba baja

ago-15 135 126 9 6,8% 31,8 191 1518 Ti

sep-15 180 171 9 4,9% 32,1 188 1098 Ti

oct-15 175 167 8 4,8% 32,1 186 1116 Ti

nov-15 169 161 8 4,8% 31,8 184 1144 Ti

dic-15 176 171 5 2,9% 31,8 183 1071 Ti

2016

ene-16 205 198 7 3,4% 31,6 280 1414 Ti 15-ene: Prueba alta

feb-16 206 199 7 3,5% 32,1 299 1504 Ti

mar-16 167 149 18 10,5% 31,8 296 1980 Ti 21-mar: Prueba baja, cambio de bomba

abr-16 195 188 7 3,5% 31,9 190 1010 Ti

may-16 230 223 7 3,0% 31,9 155 695 Ti

jun-16 249 243 6 2,3% 32 129 530 Ti 8-jun: Se programa cambiar de zona a Ui,

(posible incremento: 120 bppd)

jul-16 245 235 10 3,9% 32,1 145 616 Ti 11-jul: Se programa abrir arena UI para

producir de UI+TI

ago-16 229 222 7 2,9% 32 142 639 Ti

sep-16 218 211 7 3,3% 32 140 664 Ti

oct-16 222 216 6 2,9% 32 204 946 Ti

nov-16 234 184 50 21,5%

197 1072 Ti

14-nov: Rig Triboilgas 104, inicia operaciones de WO #5: fracturar

intervalos 9716' - 9746´ y 9750' - 9766' de arena Ti. Completar.

29-nov: Finaliza operaciones WO #5 Elaborado por: Michelle Ayala Piña Fuente: Petroamazonas EP

PRH_09



ARENA OBSERVACIONES BFPD BPPD BAPD BSW API

2013

may-13 36 31 5 14,0% 30,4 Ts 19-may: Pozo cerrado por bajo nivel de fluido.

jun-13 31 31 0 1,6% 30,5 Ts 23 jun: Pozo cerrado por bajo aporte

jul-13 35 30 5 13,0% 31,4 Ts 7 sep: Pozo cerrado por bajo aporte, queda

pescado.

ago-13 29 29 0 1,5% 30,5 Ts

S/D desde septiembre 2013 hasta mayo 2015

101

2015

may-15 24- may: Rig Triboilgas 104 inicia operaciones de WO #3, objetivo: sacar completación hidráulica, correr registro de

saturación, cañonear o recañonear mejor zona de interés, evaluar y completar.

jun-15 34 0 34 100,0% 30,1 Ts 5 jun: Pozo queda cerrado, sin bomba, pero queda

std valve en no-go a 9438'.

Cerrado julio y agosto 2015

sep-15 153 89 64 41,8% 33,1 Ui

14 sep: Rig TBG-102 reinicia operaciones de WO #3, objetivo: fractura hidráulica Ui.

20 sep: Pozo cerrado 30 hrs para build up. 23 sep: Finaliza WO #3.

oct-15 77 35 42 54,0% 34,1 Ui 3 oct: Rig TBG-104 inicia operaciones de WO #4,

objetivo: cambio de completación. 8 oct: Rig TBG-104 finaliza WO #4.

Pozo cerrado hasta 2016

2016

ene-16 74 44 30 40,8%

Ui 23 ene: Pozo cerrado, no aporta

Pozo cerrado hasta junio 2016

jun-16 100 34 66 65,7% 31,4 Ui

7 jun: Pozo cerrado por bajo aporte, queda pescado. 8 jun: Evaluación suspendida por falta de unidades MTU. 18 jun: S/L recupera bomba y std

valve. 24 jun: Se cierra en TOW.

Pozo cerrado


PRH_21D

Tabla 7.5. Historial de reacondicionamientos PRH_21D

FECHA

PRODUCCION REAL

ARENA GAS RGP Observaciones BFPD BPPD BAPD BSW API

2013

mar-13 614 558 56 9,2% 31,4 Ui

abr-13 567 561 6 1,0% 31,6 Ui

may-13 468 461 7 1,6% 32,1 Ui

jun-13 470 455 15 3,2% 32,3 Ui 171 376

jul-13 426 383 43 10,0% 32,0 Ui 196 511

ago-13 424 365 59 14,0% 32,2 Ui 196 538

sep-13 408 319 89 21,7% 32,3 Ui 196 614

oct-13 403 263 140 34,7% 31,0 Ui 173 657

nov-13 393 236 157 40,0% 30,4 Ui 157 666

dic-13 346 208 138 40,0% 30,5 Ui 161 776

2014

ene-14 352 211 141 40,0% 30,9 Ui 158 748

feb-14 314 188 126 40,0% 30,8 Ui 164 870 22 feb: Se realiza prueba de tubería con BES. Pozo arranca con problema de atascamiento,

W/L pesca std valve. Arrancan pozo.

mar-14 260 156 104 40,0% 30,3 Ui 164 1051

abr-14 296 167 129 43,6% 30,5 Ui 154 922 25 abr: Incremento de BSW de 40 a 58%.

may-14 280 115 165 59,0% 30,5 Ui 170 1481

jun-14 275 110 165 60,0% 30,5 Ui 176 1600 4 jun: Desgasificar pozo.

jul-14 273 109 164 60,0% 30,2 Ui 177 1621

ago-14 303 109 194 64,0% 29,1 Ui 183 1678 16 ago: Incremento BSW de 60 a 68%. 17

ago: Posible comunicación tbg-csg. En espera de WO. 31 ago: Inicia operaciones de WO #1

sep-14 339 29 310 91,4% 29,3 Ui 183 6277 14 sep: Finaliza operaciones WO #1.

oct-14 316 88 228 72,0% 30,5 Ui 183 2068

nov-14 302 85 217 72,0% 30,5 Ui 183 2164

dic-14 358 111 247 69,0% 30,5 Ui 183 1649

2015

102

ene-15 233 65 168 72,0% 30,5 Ui 183 2805

feb-15 223 71 152 68,0% 30,5 Ui 179 2508

18 feb: Rig Geopetsa 01 inicia WO #2, objetivo: recuperar Max-R, punzonar arena Ti

9926'-9936' y 9944'-9956'. Evaluar y completar. Cerrado en TOW.

mar-15 227 0 227 100,0%

Ti

2 mar: Registrando datos de Build up. 11 mar: Rig Geopetsa 01 finaliza WO #2,

evalúa arena Ti. 15 mar: Suspenden evaluación por alto corete de agua. 28 mar:

Reinician evaluación.

abr-15 222 0 222 100,0%

Ti

2 abr: Cierran camisa de Ti a 9887', abren camisa de Ui a 9720'. 14 abr: Pozo queda

cerrado con bomba jet 506 49 457 90,3%

Ui

Pozo cerrado durante mayo y junio 2015

jul-15 346 96 250 72,3%

Ui

10 jul: Arman líneas para producir PRH_21 y PRH_20 en conjunto. Evalúan únicamente

arena Ui de PRH_21. Activar en TOW

ago-15 316 84 232 73,4% 30,5 Ui 179 2130 17 ago: Cambio y reparación de bomba.

sep-15 324 85 239 73,9% 30,5 Ui 174 2058 14 sep: Pescan bomba.

oct-15 353 113 240 68,0% 30,5 Ui 172 1523 1-7 oct: Cerrado por control de producción de

agua. Inactivo en TOW.

nov-15 406 110 296 73,0% 29,1 Ui

dic-15 369 115 254 68,7% 30,6 Ui 172 1489 18 dic: Produce en conjunto con PRH_20 a

tanque de locación.

2016

ene-16 305 81 224 73,6% 29,7 Ui 169 2099

feb-16 345 80 265 76,7% 29,7 Ui

mar-16 336 81 255 75,8% 29,5 Ui

abr-16 274 78 196 71,4% 29,5 Ui

may-16 310 77 233 75,2% 29,5 Ui

20 may: S/L DYGOIL pesca bomba jet. 21 may: Producen en conjunto PRH_21 y

PRH_24.

jun-16 283 72 211 74,6% 29,5 Ui

jul-16 277 69 208 75,2% 29,5 Ui 90,3 1314

ago-16 287 80 207 72,0% 29,5 Ui

sep-16 287 80 207 72,0% 29,5 Ui

13 sep: S/L intentan recuperar std valve, sale sólo cabeza de pesca.

15 sep: Pozo no aporta. S/L recupera bomba. hacen prueba de hermeticidad, posible

comunicación tbg-csg. S/L recupera std valve, abren camisa y prueban sin éxito. Pozo no

aporta. Inactivo en TOW.

Pozo Cerrado septiembre 2016


PRH_02



ARENA GAS RGP OBSERVACIONES BFPD BPPD BAPD BSW API

2012

dic-12 213 212 1 0,5% 32,5 Ui

2013

ene-13 191 190 1 0,7% 32,4 Ui 164 865

feb-13 200 199 1 0,5% 32,4 Ui 161 809

mar-13 214 213 1 0,5% 32,6 Ui

abr-13 203 202 1 0,5% 32,1 Ui

may-13 184 183 1 0,6% 32,3 Ui 78 426 19 may: W/L TBG pesca bomba @ 8416',

con éxito.

jun-13 174 173 1 0,6% 32,3 Ui 69 399 12 jun: TBG pesca bomba a 9416', con

103

éxito.

jul-13 148 147 1 0,5% 32,3 Ui 73 496 14 jul: TBG pesca bomba por pérdida de producción, pozo queda en producción.

ago-13 135 134 1 0,7% 31,9 Ui 71 530

sep-13 139 138 1 0,6% 31,5 Ui 110 796 24 sep: TBG pesca bomba a 8804' por pérdida de producción, pozo queda en

producción.

oct-13 142 141 1 0,8% 31,9 Ui 165 1171

nov-13 127 126 1 0,6% 31,7 Ui 180 1426

dic-13 197 195 2 0,8% 32,3 Ui 138 706

2014

ene-14 241 238 3 1,3% 32,4 Ui 149 626

feb-14 230 228 2 0,9% 32,4 Ui 151 662 4 feb: Prueba baja

mar-14 278 277 1 0,3% 32 Ui 118 426 10 may: Prueba baja.

24 may: Cambio de bomba por bajo aporte.

abr-14 251 250 1 0,3% 32 Ui 136 543

may-14 270 269 1 0,4% 31,9 Ui 145 539

jun-14 274 273 1 0,4% 31,9 Ui 118 432

jul-14 255 254 1 0,5% 32,2 Ui 118 465

ago-14 273 268 5 2,0% 32,3 Ui 121 452

sep-14 288 281 7 2,3% 32,3 Ui 121 430

oct-14 289 283 6 2,2% 32,2 Ui 121 428 13 oct: Cambio de bomba y reparación de

std valve.

nov-14 277 270 7 2,4% 32,5 Ui 121 448

dic-14 273 266 7 2,5% 32,5 Ui 121 455

2015

ene-15 264 257 7 2,6% 32,9 Ui 121 471

feb-15 267 260 7 2,6% 32,3 Ui 121 465

mar-15 253 246 7 2,8% 31,9 Ui 106 431 12 mar: Prueba baja.

13 mar: Cambio de bomba.

abr-15 237 231 6 2,6% 31,8 Ui 138 598

may-15 269 262 7 2,5% 32,2 Ui 139 530

jun-15 291 283 8 2,7% 32,2 Ui 141 498

jul-15 304 298 6 1,9% 32,2 Ui 129 433

ago-15 298 291 7 2,2% 32,4 Ui 128 439

sep-15 306 298 8 2,7% 32,7 Ui 128 430

oct-15 270 262 8 3,0% 32,6 Ui 129 493 25 oct: Prueba baja

nov-15 283 275 8 2,7% 31,9 Ui 133 483

dic-15 279 273 6 2,3% 31,6 Ui 122 448 15 dic: Cambio de bomba por bajo aporte

2016

ene-16 285 278 7 2,4% 31,4 Ui 142 510 16 ene: Pozo no aporta, pesca y reparación

de bomba.

feb-16 272 265 7 2,5% 31,5 Ui 145 547 8 feb: Prueba baja

mar-16 256 253 3 1,3% 31,5 Ui 153 606 25 mar: Cambio de bomba por bajo aporte

abr-16 247 244 3 1,3% 31,6 Ui 206 845

may-16 242 239 3 1,4% 31,5 Ui 162 679 6 may: Prueba baja. 8 may: Pozo

sobreinyectado. 9 may: cambio de bomba por sobre inyección.

jun-16 267 265 2 0,9% 31,6 Ui 123 465

jul-16 265 257 8 3,2% 31,5 Ui 135 526

ago-16 274 270 4 1,3% 31,4 Ui 112 414

sep-16 259 257 2 0,7% 31,7 Ui 110 428 11 sep: Cambio de bomba por

sobreinyección

oct-16 265 263 2 0,6% 31,5 Ui 104 395 8 oct: Cambio de bomba por bajo aporte.

nov-16 275 273 2 0,7% 31,3 Ui 117 428

dic-16 262 260 2 0,7% 31,3 Ui 105 404


104

PRH_13



GAS RGP ARENA Observaciones BFPD BPPD BAPD BSW API

2011

nov-11

26 nov: Inicio evaluación Ui luego de fracturamiento. BFPD=144 BPPD=120 BSW=17%

dic-11 204 89 115 56,5%

Ui 12 dic: Pozo cerrado por bajo aporte.

2012

ene-12 S/D

feb-12 149 82 67 45,0%

Ui 21 feb: Reinicio evaluación de Ui. 26 feb: Suspenden evaluación por bajo aporte.

S/D marzo, abril y mayo 2012

jun-12 414 203 211 51,0% 31,9

Ui 28 jun: Reinicia evaluación de Ui.

jul-12 238 218 20 8,2% 28,4

Ui

ago-12 284 275 9 3,2% 28,3

Ui

sep-12 185 166 19 10,1% 32,1

Ui

4 sep: Finalizan evaluación sin torre. Inicia producción. 13 sep: Cambian bomba por bajo aporte. 15 sep: Pozo cerrado para

B'up durante 24 hrs.

oct-12 119 94 25 20,8% 32,6

Ui 15 y 23 oct: Cambio de bomba. 27 oct:

Pozo cerrado por bajo aporte.

nov-12 115 113 2 2,1% 32,7

Ui 28 nov: Cambio de bomba

dic-12 147 145 2 1,3% 32,6

Ui 28 dic: cambio de bomba

2013

ene-13 124 122 2 1,5% 32,6

Ui

feb-13 73 71 2 2,1% 32,4

Ui

mar-13 54 51 3 5,9% 32,4

Ui 4 mar: Cambio de bomba

abr-13 54 52 2 4,4% 32,2 143 2770 Ui

9 abr: cambio de bomba por pérdida de producción. Pozo cerrado en espera de

tratamiento químico. 20 abr: Limpieza de sólidos.

may-13 68 67 1 2,2% 32,3 162 2436 Ui 9 may: Intentan recuperar bomba, sin éxito, queda pescada. 11 may: Pozo cerrado por

bajo aporte.

jun-13 234 153 81 34,7% 31,5 215 1407 Ui 24 jun: Cerrado por bajo aporte. 29 jun: Pozo no aporta, suspenden bombeo.

Queda desgasificado. Pozo queda cerrado

jul-13 120 2 118 98,0%

Ui 1 jul: Reinicio evaluación Ui.

S/D hasta enero 2014

2014

ene-14 Pozo cerrado por bajo aporte hasta agosto 2014

ago-14 25 0 25 100,0%

Ti

18 ago: Inicio WO #2, objetivo: redisparar Ti. Evaluar y producir. 30 ago: Se suspende WO #2para chequear

completación de fondo.

Pozo cerrado hasta marzo 2015

2015

mar-15 208 12 196 94,1%

Ti

20 mar: Inicia WO #3, objetivo: fracturamiento hidráulico a Ti 9702' - 9730'. 29 mar: Finaliza WO #3. 31 mar: Se activa

en TOW

abr-15 204 128 76 37,4% 30,6

Ti

may-15 161 139 22 13,4% 31,5

Ti 19 may: Prueba baja, repetir.

jun-15 172 151 21 12,4% 31,5

Ti 8 jun: Cambio de bomba por bajo aporte.

16 jun: Prueba alta.

jul-15 136 115 21 15,2% 31,6 111 962 Ti

16 jul: prueba baja. 17 jul: Cambio de bomba por pérdida de producción. 20 jul:

Prueba baja. 21 jul: Nuevo cambio de bomba por pérdida de producción. 26 jul:

Inicia WO #4, objetivo: cambio de completación. 31 jul: Finaliza WO #4.

ago-15 199 133 66 33,0% 31,9 110 825 Ti

105

sep-15 177 150 27 15,0% 32 108 718 Ti

oct-15 129 114 15 11,6% 31,9 107 938 Ti 18 oct: Prueba baja

nov-15 115 104 11 9,8% 31,9 109 1051 Ti 21 nov: Prueba baja

dic-15 128 120 8 6,0% 31,7 112 931 Ti

2016

ene-16 156 147 9 5,7% 31,9 115 782 Ti 7 ene: Prueba alta. 14 ene: Prueba baja. 30 ene: Cambio de bomba. 31: Prueba

baja.

feb-16 166 113 53 31,7% 31,7 210 1852 Ti

mar-16 146 134 12 7,9% 32,1 103 766 Ti 30 mar: Pozo no aporta, cambio de bomba.

abr-16 178 170 8 4,5% 31,8 209 1229 Ti 24 abr: Cambio de bomba.

may-16 177 169 8 4,6% 31,6 124 734 Ti

jun-16 165 157 8 4,9% 32,2 126 803 Ti

jul-16 178 171 7 4,0% 32,2 125 732 Ti

ago-16 157 145 12 7,9% 31,6 122 844 Ti 14 ago: Prueba baja.

sep-16 179 166 13 7,3% 32,0 143 862 Ti

oct-16 181 169 12 6,7% 31,9 228 1350 Ti

nov-16 198 184 14 7,0% 31,5 247 1341 Ti 6 nov: Prueba baja.

dic-16 185 171 14 7,4% 31,5 248 1448 Ti 18 dic: Prueba baja.


PRH_18



GAS RGP ARENA OBSERVACIONES BFPD BPPD BAPD BSW API

2011

dic-11 120 60 60 49,9% 32,4

Ui

2012

ene-12 129 123 6 4,6% 32,3

Ui 14 ene: Suspenden producción. 26 ene:

Reinician producción. 27 y 29 oct: Cambio de bomba.

feb-12 94 86 8 8,3% 32 189 2193 Ui 14-17 feb: Se suspende producción.

27 feb: Cambio de bomba.

mar-12 98 89 9 8,7% 32,3 179 2001 Ui 20 mar: Cambio de bomba

abr-12 221 214 7 3,0% 32,6 176 821 Ui

may-12 176 170 6 3,3% 32,7 176 1034 Ui

jun-12 198 191 7 3,3% 32,8 176 919 Ui

jul-12 196 190 6 3,0% 32,8 176 926 Ui

ago-12 175 169 6 3,6% 32,8 176 1043 Ui

sep-12 220 212 8 3,5% 32,6 176 829 Ui 8 sep: Cambio de bomba.

oct-12 243 236 7 3,0% 32,8 176 747 Ui

nov-12 203 196 7 3,5% 32,7 176 898 Ui

dic-12 181 174 7 4,1% 32,8 178 1025 Ui

2013

ene-13 205 200 5 2,6% 32,5 178 891 Ui 20 ene: Cambio de bomba.

feb-13 188 186 2 1,3% 32,5 178 959 Ui

mar-13 208 206 2 1,0% 32,4 151 733 Ui 9 mar: Cambio de bomba

abr-13 165 163 2 1,2% 32,4 123 755 Ui 14 abr: Cambio de bomba.

may-13 154 152 2 1,3% 32,3 118 776 Ui 18 may: Reversan, reparan y desplazan

bomba.

jun-13 160 158 2 1,2% 32,3 132 835 Ui

jul-13 144 142 2 1,3% 32,3 139 978 Ui 9 jul: Cambio de bomba.

22 jul: Reversan, revisan y asientan bomba. Pozo queda en prueba.

ago-13 139 137 2 1,4% 32,2 109,3 797 Ui 5 ago: Reversan, reparan y desplazan

bomba. 19 ago: Repetir prueba. 20 ago: Cambiar bomba

sep-13 127 125 2 1,5% 32 97 775 Ui 14 sep: Cambio de bomba

106

oct-13 122 120 2 1,7% 31,8 120 1001 Ui 10 oct: Prueba baja, cambio de bomba.

nov-13 151 149 2 1,2% 31,9 145 972 Ui

dic-13 135 133 2 1,4% 32,1 149 1119 Ui

2014

ene-14 138 136 2 1,4% 32,2 123 904 Ui 8 ene: Cambio de bomba. Pozo queda a

prueba. 8 y 10 ene: Prueba alta. 17 y 29 ene: Prueba baja

feb-14 124 122 2 1,7% 32,1 169 1386 Ui 5 feb: Cambio de bomba.

mar-14 141 139 2 1,4% 32,1 115 827 Ui

abr-14 139 137 2 1,4% 31,9 101 737 Ui

may-14 112 109 3 2,4% 32,1 96 878 Ui 16 may: Prueba baja. 26 may: Cambio de

geometría por pérdida de producción. Prueba baja. 27 may: Nuevo cambio de geometría.

jun-14 157 155 2 1,3% 32 84 542 Ui

jul-14 151 148 3 1,8% 32,3 87 587 Ui 1 jul: Prueba baja

ago-14 162 152 10 6,4% 32,1 87 574 Ui 12 ago: Cambio de bomba pozo a prueba

sep-14 155 138 17 10,7% 32 87 629 Ui 13 sep: Cambio de bomba

oct-14 152 143 9 6,0% 32,1 87 609 Ui 12 oct: Cambio de bomba

nov-14 120 98 22 18,7% 32,9 87 892 Ui 13 nov: Prueba baja.

17 nov: Prueba baja, cambio de bomba.

dic-14 144 137 7 5,2% 32,6 87 637 Ui

2015


feb-15 129 122 7 5,7% 32,2 90 740 Ui 14 feb: Pozo con baja inyección y bajo

aporte. Cambio de bomba

mar-15 136 118 18 13,2% 31,1 99 839 Ui 6 y 20 mar: Cambio de bomba

abr-15 127 121 6 5,1% 31,3 95 788 Ui 16 y 30 abr: Cambio de geometría

may-15 166 159 7 4,5% 31,4 81 511 Ui

jun-15 137 115 22 16,4% 31,8 72 629 Ui 6 y 7 jun: Pozo no aporta, cambio de bomba.

jul-15 176 169 7 4,1% 31,9 92 545 Ui 19 jul: Cambio de bomba

ago-15 196 187 9 4,5% 32,1 96 513 Ui

12 ago: Cerrado en TOW. 15 ago: Pozo queda sin bomba.

29 ago: Inicio de WO #3, objetivo: Fractura hidráulica de Ui 9692' - 9709'

sep-15 438 337 101 23,1% 30,7 99 294 Ui 13 sep: Finaliza WO #3. 24 sep: Separador

inundado con exceso de gas. 28 sep: Prueba alta.

oct-15 369 360 9 2,5% 30,6 100 278 Ui 17 oct: Cambio de bomba por bajo aporte.

30 oct: Prueba baja

nov-15 310 302 8 2,7% 32 103 341 Ui 16 nov: Cambio de bomba por bajo aporte.

19 nov: Reparación de bomba. 20 nov: Prueba baja

dic-15 276 268 8 2,8% 31,5 101 376 Ui

2016


13 ene: Prueba alta

feb-16 227 219 8 3,6% 31,8 101 462 Ui 2 feb: Prueba baja. 9 feb: Cambio de bomba

mar-16 192 185 7 3,4% 31,9 151 814 Ui 5 y 13 mar: Prueba baja. 25 mar: Cambio de bomba. 31 mar: Pozo con baja inyección y

bajo aporte, cambio de bomba.

abr-16 228 224 4 1,9% 32,3 164 733 Ui 13 abr: Cambio de bomba

may-16 225 221 4 1,7% 32,2 105 475 Ui

jun-16 215 211 4 1,8% 32 103 488 Ui 11 jun: Cambio de bomba

jul-16 221 213 8 3,4% 31,9 126 590 Ui 30 jul: Prueba baja

ago-16 216 208 8 3,8% 31,7 130 626 Ui 1 ago: Prueba baja.

4 ago: Cambio de bomba.

sep-16 194 190 4 2,1% 31,7 145 763 Ui 2 sep: Cambio de bomba

oct-16 188 184 4 2,2% 31,6 187 1017 Ui

nov-16 176 169 7 3,9% 31,5 298 1762 Ui 5 nov: Cambio de bomba por baja

producción. Prueba baja

dic-16 166 158 8 4,8% 31,8 372 2354 Ui


107

PRHN_01

Tabla 7.9. Historial de reacondicionamientos PRHN_01

FECHA

PRODUCCION REAL

ARENA GAS RGP OBSERVACION BFPD BPPD BAPD BSW API

2015

oct-15

432 372 60 14% 35,2 Ti

871 741 130 14,9% 29,5 Ui

6 oct: W/L Cierran camisa de Ti y abren camisa de Ui. Evaluan Ui.

21 oct: Finalizan operaciones de C&PI.

nov-15 850 848 2 0,2% 29,8 Ui

dic-15 819 817 2 0,2% 29,7 Ui 84 102,8 26 dic: Declina PIP de 1300 a 1009 psi.

2016

ene-16 729 728 1 0,2% 29,8 Ui

26 ene: Prueba baja

feb-16 574 546 28 4,9% 29,8 Ui 176 322,4 3 feb: Incrementa BSW

mar-16 514 453 61 11,9% 29,8 Ui 173 382

abr-16 473 390 83 17,6% 29,6 Ui 159 408 6 abr: Bomba se bloquea por gas, se

desgasifica bomba.

may-16 434 356 78 18,0% 29,8 Ui 147 413,1

jun-16 380 312 68 18,0% 31,2 Ui 155 497,4 10 y 12 jun: Baja el aporte del pozo.

jul-16 355 291 64 18,0% 31,9 Ui 133 456,9

ago-16 316 258 58 18,5% 32,0 Ui 107 415,5

sep-16 307 246 61 20,0% 32,0 Ui 101 411,2

oct-16 289 220 69 24,0% 32,1 Ui 98 446,2 17 oct: Prueba baja

nov-16 398 330 68 17,2% 32,1 Ti 95 288,3 3 nov: Inicia WO #1, objetivo: poner Ti en

producción. 13 nov: Finaliza WO #1

dic-16 176 172 4 2,1% 32,4 Ti 68 394,7 16 dic: Pozo no aporta. Desgasifican.

25 y 27dic: Pozo continúa declinando la producción.


108

ANEXO 2. Historiales de reacondicionamiento de los pozos.

PRH_04


W.O. Fecha Descripción Resultados

1 30-jul-83 Instalación BES Buena recuperación de fluido BPPD= 386 BSW= 1%, API= 23° PC= 10 psi

2 2-jul-84 Reparar e instalar BES. Tratamiento con

solventes.

Buena recuperación de fluido BPPD= 440 BSW= 1%, API= 23° PC= 20 psi

3 17-jun-85 Estimulación con solventes. Reparar e

instalar BES. Acidificación con HCl.

Recuperación de fluido BPPD= 275 BSW= 1%,

API= 23° PC= 125 psi

4 28-sep-85 Tratamiento anti-incrustaciones.

Reparación BES. Acidificación con HCl y NH4F. Tratamiento antiescala.

Buena recuperación de fluido BPPD= 341 BSW= 2%, API= 31.2° PC= 10 psi

5 19-ene-86 Reparación de BES. Tratamiento anti-

incrustaciones. Acidificación HCl. Tratamiento antiescala.

Buena recuperación de fluido BPPD= 432 BSW= 2%, API= 22° PC= 6 psi

6 28-feb-86 Repunzonamiento de BT. Estimular. Bajar

instalación eléctrica.

Recuperación de fluido BPPD= 114 BSW= 0,79%


7 23-jun-86 Acidificar con RMA + N2. Evaluar. Bajar

instalación eléctrica BES

Buena recuperación de fluido BPPD= 392 BSW= 1,6% API= 20,1° PC= 30 psi

8 5-abr-87 Sacan BES. Pozo queda cerrado con

tubería abierta.

9 31-ago-87 Bajan BES. Buena recuperación de fluido BPPD= 471 BSW= 0,6% API= 22,5° PC= 10 psi

10 24-ene-88 Tratamiento acidificación con HCl y

Regular Mud Acid (RMA). Reparar BES.

Recuperación de fluido BPPD= 296 BSW= 12% API= 19,6° PC= 10 psi

11 3-nov-88 Reparación BES y tratamiento de

estimulación con solventes.

Recuperación de fluido BPPD= 285 BSW= 1,2% API= 20,4° PC= 20 psi

12 13-feb-90 Reparación BES y tratamiento de



13 19-jul-90 Reparación BES y tratamiento de


Recuperación de fluido BPPD= 190 BSW= 2,8%

API= 22,5° PC= 5 psi

14 28-feb-91 Reparación BES y tratamiento de


Recuperación de fluido BPPD= 232 BSW= 0%, API= 18,6° PC= 25 psi

15 29-ago-92 Reparación BES y tratamiento de



109

16 31-may-93 Reparación BES y tratamiento de


Recuperación de fluido BPPD= 154 BSW= 1%, API= 21,9° PC= 20 psi

17 25-sep-94 Reparación BES y tratamiento de



18 13-abr-95 Reparación BES y tratamiento de



19 29-nov-95 Reparación BES. Tratamiento de

estimulación con solventes. Tratamiento antiescala.

Recuperación de fluido BPPD= 234 BSW= 12% API= 21° PC= 18 psi

20 10-nov-96 Cambio de BHA de BES a Bombeo hidráulico. Repunzonamiento BT.

Pozo queda cerrado.

21 21-ene-97 Cambio de completación. Evaluar con

Build Up.

Buena recuperación de fluido BPPD= 39 BSW= 0,8% API= 26° PC= 125 psi

22 5-may-12 Cambio de Completación de Bombeo

Hidráulico a Bomba Jet por Comunicación tbg-csg.

Recuperación de fluido BPPD= 122 BSW= 32%

API= 32,1° PC= 180 psi

23 21-ago-12 Cambio de completación.

Repunzonamiento BT. Evaluar. Completar.

Pozo queda cerrado. Bajo aporte de fluido

BPPD= 7 BSW= 92%

24 05-jul-16 Recuperar pescado, repunzonar Ui.

Cambio de completación. Aporte de fluido.

BFPD= 11,04 BSW= 100%


PRH_05D



1 31-dic-79 Perforar Ti y BT. Ti fluye a flujo natural.

BPPD= 645 BSW= 1% API= 32°

2 17-nov-83 Estimulación con solventes. Acidificación e

instalación BES. Repunzonamiento a Ti.

Buena recuperación de fluido. BPPD= 582 BSW= 8%


3 25-oct-85 Estimulación a Ti. Corte químico. Pescado

desde 11143'. Bajar BES.

Recuperación de fluido. BPPD= 114 BSW= 2%

API= 31,3° PC= 70 psi

4 12-sep-86 Estimular Ti con RMA+N2. Muelen y sacan

pescado. Reparar BES. Nuevo pescado desde 6993'.

No bajan BES. Pescado en fondo.

5 3-jul-88 Bajan BES. Recuperación de fluido.

BPPD= 265 BSW= 18% API= 30,6° PC= 110 psi

110

6 26-dic-91 Cambio de BES. Muelen pescado.

Repunzona y estimula Ti con Regular Mud Acid (RMA).

Buena recuperación de fluido. BPPD= 389 BSW= 19%


7 30-sep-97 Cambio de completación. Buena recuperación de fluido. BPPD= 541 BSW= 0,2% API= 33,3° PC= 80 psi

8 6-ene-01 Repara BES. Tratamiento de solventes. Buena recuperación de fluido. BPPD= 320 BSW= 0,7%

PC= 70 psi

9 8-ene-07 Repunzonar Ti. Rediseñar BES. Prueban

con Bomba Jet Bajo aporte de fluido.

BFPD= 48 BSW= 100%

10 3-nov-07 Cambio de completación. Recuperación de fluido.

BPPD= 143 BSW= 24%

11 22-may-12 Intento fractura Ti. Pescado desde 8260'.


PRH_08



1 15-ene-01 Cambio de completación. Buena recuperación de fluido -Ti-. BPPD= 388 645 BSW= 0,1% API= 33,2° PC= 58 psi

2 17-jul-06 Cambio de completación. Asiento de

bomba con corte de fluido.

Buena recuperación de fluido -Ti-. BPPD= 402 BSW= 12,8%

API= 32,9° PC= 50 psi

3 2-ago-07 Cambio de completación. Buena recuperación de fluido -Ti-.

BPPD= 340 BSW= 0,9% API= 32,9° PC= 60 psi

4 28-ene-08 Cambio de completación por pescado. Buena recuperación de fluido -Ti-.



PRH_09



1 27-ene-04 Repunzonar Ts: 9712’ - 9722’. Evaluar. Diseñar tipo de levantamiento artificial.

-Ts- BPPD= 96 BSW= 43% -Ui- BFPD= 48 BSW= 100%

2 26-sep-07 Cambio de Completación. Recuperación de fluido -Ts-.

BPPD= 51 BSW= 4,4% API= 39,2°

3 5-jun-15

Sacar completación hidraúlica, correr registro de saturación, recañonear y

completar -Ts-. Fracturamiento a Ui -sep 2015-.

No hay aporte de fluido de Ts. -Ui- BPPD= 33,6 BSW= 72%

4 8-oct-15 Cambio de completación. Recuperación de fluido de Ui.

BFPD= 149 BSW= 100% Pc= 50 psi


111

PRH_21D



1 14-sep-14 Cambio de equipo BES Recuperación de fluido. Ui

BPPD= 27 BSW= 92% API= 28,1° Pc= 220psi

2 11-mar-15 Recuperar MAX-R. Punzonar arenisca Ti,

evaluar y completar.

Recuperación de fluido. Ti. BFPD= 288 BSW= 100%


PRH_02



1 27-nov-78 Fracturar U. Recuperación de fluido

BPPD= 422 BSW= 12% API= 28,4°

2 5-sep-79 Cementación forzada T. Acidificación U. Pozo muerto. Trabajo no exitoso.

3 18-oct-79 Bajar completación. Recuperación de fluido U + T


4 10-ene-80 Sacar completación. Fracturar BT. Pozo muerto. Trabajo no exitoso.

5 2-jun-84 Bajar completación. Acidificación U.

Evaluación T.

T alto BSW. Recuperación de fluido U BPPD= 318 BSW= 2,8% API= 30° PC= 120 psi

6 27-mar-86 Estimulación U. Reparar BES. Recuperación de fluido U


7 13-sep-87 Acidificar U. Bajar BES. Evaluar BT. Buena recuperación de fluido BT


8 29-dic-87 Squeeze BT. Evaluar BT y U. Bajar BES. Pozo queda con BHA para evaluar U.

9 31-ene-88 Cambio de completación. Pozo en espera de ser completado.

10 12-may-88 Bajar BES. Evaluar U. Recuperación de fluido U


11 25-jul-89 Reparar BES. Evaluar U. Recuperación de fluido U

BPPD= 223 BSW= 48% API= 32° PC= 110 psi

12 20-ene-92 Punzar y evaluar Ti. Bajar BES. Trabajo no exitoso. Error de

correlación.

13 14-mar-92 Revisar obstrucción en tbg - csg. Reparar

árbol de navidad. Evaluar T. Trabajo no exitoso. T no aporta.

112

14 27-feb-97 Cambio de completación. Evaluar U. Recuperación de fluido U

BPPD= 213 BSW= 1,39%

15 8-mar-07 Cambio de completación. Evaluar U. Recuperación de fluido U

BPPD= 164 BSW= 4,65% API= 29° PC= 145 psi


PRH_13



1 19-nov-11 Repunzonar Ui, evaluar. Rediseñar BES Recuperación de fluido Ui

BPPD= 184 BSW= 4%

2 17-nov-83 Redisparar Ti, evaluar. Recuperación de fluido Ti.

BFPD= 192 BSW= 100% PC= 75 psi

3 29-mar-15 Fracturar Ti (9702'- 9730'). Recuperación de fluido.

BFPD= 25 BSW= 100%

4 31-jul-15 Cambio de completación. Recuperación de fluido.

BFPD= 264 BSW= 100%


PRH_18



1 28-may-11 Remover daño de Ti, evaluar. Rediseñar

BES. Pozo cerrado, no aporta.

2 20-dic-11 Repunzonar Ti y Ui, evaluar.

Ti: pozo cerrado, no aporta. Recuperación de fluido Ui.

BPPD= 149 BSW= 4% API= 30,2

3 29-ago-15 Fractura de Ui (9692' - 9709'), evaluar. Recuperación de fluido.

BPPD= 301 BSW= 11,8% API= 31,8 PC=150 psi


PRHN_01

Tabla 7.18. Historial de reacondicionamientos PRHN_01


1 13-nov-16 Sacar BES

Cambiar zona productora

-Ui- BPPD= 244 BSW= 24% API= 32,1° PC= 50 psi -Ti- BPPD= 380 BSW= 12%

API= 32,1° PC= 220 psi


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