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i UNIVERSIDAD CENTRAL DEL ECUADOR FACULTAD DE INGENIERÍA EN GEOLOGÍA, MINAS, PETRÓLEOS Y AMBIENTAL CARRERA DE INGENIERÍA DE PETRÓLEOS ESTUDIO DEL DESEMPEÑO Y ANÁLISIS ECONÓMICO DE LOS ICD´S IMPLEMENTADOS EN EL CAMPO COCA-PAYAMINO Estudio Técnico presentado para optar por el Título de Ingeniero de Petróleos AUTOR: Alex Sebastián Palacios Arboleda TUTOR: Ing. Marco Guerra Diciembre del 2017 QUITO – ECUADOR
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UNIVERSIDAD CENTRAL DEL ECUADOR
FACULTAD DE INGENIERÍA EN GEOLOGÍA, MINAS, PETRÓLEOS Y AMBIENTAL
CARRERA DE INGENIERÍA DE PETRÓLEOS
ESTUDIO DEL DESEMPEÑO Y ANÁLISIS ECONÓMICO DE LOS ICD´S
IMPLEMENTADOS EN EL CAMPO COCA-PAYAMINO
Estudio Técnico presentado para optar por el Título de Ingeniero de Petróleos
AUTOR:
Alex Sebastián Palacios Arboleda
TUTOR:
Ing. Marco Guerra
Diciembre del 2017
QUITO – ECUADOR
i
DEDICATORIA
A Dios
Por haberme permitido llegar hasta este punto y haberme dado salud para lograr mis
objetivos, además de su infinita bondad y amor.
A mis padres Yolanda y Jesús
Por haberme apoyado en todo momento, por sus consejos, sus valores, por la motivación
constante que me ha permitido ser una persona de bien.
A mis hermanos John y Jenny
Por ser el ejemplo de hermanos mayores de los cuales aprendí que la perseverancia y la
constancia nos llevan a ser mejores personas, por el valor mostrado para salir adelante y
por su amor.
A mis familiares
A mi hermana Miryam por ser esa persona que siempre estuvo a mi lado, mis hermanos
Jorge, Patricio, a mis primos Andrés, David y a todos ellos que participaron directa o
indirectamente en la elaboración de esta tesis.
A Claudia y Hanz
Por su gran apoyo y motivación en mi formación profesional, por compartir los buenos y
malos momentos, gracias por su amistad todos estos años.
Todos aquellos familiares y amigos que no recordé al momento de escribir esto. Ustedes
saben quiénes son.
Alex
ii
AGRADECIMIENTOS
A la Universidad Central del Ecuador, en especial a la Carrera de Petróleos por todos los
conocimientos brindados que nos han permitido crecer human y profesionalmente.
Un agradecimiento especial al Ing. Atahualpa Mantilla quien como profesor y amigo
dirigió mi trabajo de titulación con dedicación y énfasis para poder culminar con éxito mi
carrera.
Alex
iii
AUTORIZACIÓN DE AUTORÍA INTELECTUAL
Yo, Alex Sebastián Palacios Arboleda en calidad de autor del Estudio Técnico realizado
sobre “ESTUDIO DEL DESEMPEÑO Y ANÁLISIS ECONÓMICO DE LOS ICD`S
IMPLEMENTADOS EN EL CAMPO COCA-PAYAMINO” por la presente autorizo a la
UNIVERSIDAD CENTRAL DEL ECUADOR, a hacer uso de todos los contenidos que
pertenecen o de parte de los que contienen esta obra con fines estrictamente académicos
o de investigación.
Los derechos que como autor me corresponden, con excepción de la presente
autorización, seguirán vigentes a mi favor de conformidad con lo establecido en los
artículos 5, 6, 8, y 19 y demás pertinentes de la Ley de Propiedad Intelectual y su
reglamento.
Quito, a 30 de Agosto de 2017
Alex Sebastián Palacios Arboleda
C.I: 1716395577
iv
DECLARATORIA DE ORIGINALIDAD
Yo, ALEX SEBASTIÁN PALACIOS ARBOLEDA, declaro que el presente Trabajo de
Titulación para optar al título de Ingeniera de Petróleos de la Universidad Central del Ecuador de
la Facultad de Ingeniería de Geología, Minas, Petróleos y Ambiental, es original y no ha sido
realizado con anterioridad o empleado para el otorgamiento de calificación alguna, ni de título o
grado diferente al actual. El presente trabajo es el resultado de las investigaciones del autor,
excepto de donde se indiquen las fuentes de información consultadas.
Alex Sebastián Palacios Arboleda
C.I: 1716395577
Autor
Ing. Marco Guerra
C.C: 0600870687
Tutor
v
UNIVERSIDAD CENTRAL DEL ECUADOR
FACULTAD DE INGENIERÍA EN GEOLOGÍA, MINAS, PETRÓLEOS Y AMBIENTAL
CARRERA DE INGENIERÍA DE PETRÓLEOS
APROBACIÓN DEL TUTOR
Por la presente dejo constancia que en mi calidad de Tutor he leído el Trabajo de Titulación,
presentado por el señor ALEX SEBASTIÁN PALACIOS ARBOLEDA para optar el Título de
Ingeniera de Petróleos cuyo tema es: “ESTUDIO DEL DESEMPEÑO Y ANÁLISIS
ECONÓMICO DE LOS ICD´S IMPELMENTADOS EN EL CAMPO COCA PAYAMINO”,
considero que reúne los requisitos y méritos suficientes para ser sometido a la evaluación y
presentación pública por parte del Tribunal que se designe.
En la ciudad de Quito a los, 04 días del mes de agosto del 2017.
_______________________________
Ing. Marco Guerra
CI: 0600870687
TUTOR
vi
UNIVERSIDAD CENTRAL DEL ECUADOR
FACULTAD DE INGENIERÍA EN GEOLOGÍA, MINAS, PETRÓLEOS Y AMBIENTAL
CARRERA DE INGENIERÍA DE PETRÓLEOS
APROBACIÓN DEL TRABAJO DE TITULACIÓN POR PARTE DEL TRIBUNAL
El Tribunal constituido por los Ingenieros: Ing. Jaime Romo, Ing. Atahualpa Mantilla y Ing.
Héctor Marcial, luego de evaluar y calificar el informe final del trabajo de titulación denominado
“ESTUDIO DEL DESEMPEÑO Y ANÁLISIS ECONÓMICO DE LOS ICD´S
IMPELMENTADOS EN EL CAMPO COCA PAYAMINO”, previo a la obtención del título de
INGENIERO DE PETRÓLEOS presentado por el señor Alex Sebastián Palacios Arboleda, emite
el veredicto de APROBADO para su presentación oral.
Por constancia de lo actuado firman los miembros del tribunal.
En la ciudad de Quito, a los 11 días del mes de diciembre del 2017.
_______________________________
Ing. Jaime Romo
PRESIDENTE
(Delegado del Subdecano)
__________________________ _________________________
Ing. Atahualpa Mantilla Ing. Héctor Marcial
MIEMBRO MIEMBRO
vii
ÍNDICE
1 CAPÍTULO I: GENERALIDADES ......................................................................................................... 1
1.1 PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA ..................................................................................................... 1
1.2 OBJETIVOS: ........................................................................................................................................ 2
1.2.1 Objetivo General: ...................................................................................................................... 2
1.2.2 Objetivos Específicos ................................................................................................................ 2
1.3 JUSTIFICACIÓN E IMPORTANCIA ......................................................................................................... 3
1.4 FACTIBILIDAD Y ACCESIBILIDAD ....................................................................................................... 3
1.4.1 Factibilidad ............................................................................................................................... 3
1.4.2 Accesibilidad ............................................................................................................................. 3
1.5 ENTORNO DE ESTUDIO ....................................................................................................................... 3
1.5.1 Marco Institucional ................................................................................................................... 3
1.5.2 Marco ético ............................................................................................................................... 4
1.5.3 Marco legal ............................................................................................................................... 5
2 CAPÍTULO II: MARCO TEÓRICO Y CONTEXTUAL ...................................................................... 6
2.1 MARCO TEÓRICO ............................................................................................................................... 6
2.1.1 Pozos Horizontales .................................................................................................................... 6
2.1.1.1 Principios de perforación horizontal ................................................................................. 6
2.1.1.2 Consideraciones que se debe tener para el diseño de un pozo horizontal ........................ 7
2.1.1.3 Ventajas y desventajas de la perforación de pozos horizontales ...................................... 8
2.1.1.3.1 Ventajas ........................................................................................................................ 8
2.1.1.3.2 Desventajas .................................................................................................................. 9
2.1.1.4 Tipos de Técnicas de perforación horizontal .................................................................... 9
2.1.1.4.1 Pozos de radio de curvatura ultra corto ...................................................................... 10
2.1.1.4.2 Pozos de radio de curvatura corto .............................................................................. 11
2.1.1.4.3 Pozos de radio de curvatura medio ............................................................................ 11
2.1.1.4.4 Pozos de radio de curvatura largo .............................................................................. 11
viii
2.1.2 Índice de productividad en pozos horizontales ....................................................................... 12
2.1.2.1 Métodos para determinar el índice de productividad en pozos horizontales. ................. 14
2.1.2.1.1 Método de Borisov ..................................................................................................... 14
2.1.2.1.2 Método de Giger-reiss-Jourdan .................................................................................. 14
2.1.2.1.1 Método de Joshi ......................................................................................................... 15
2.1.2.1.2 Método de Renard Dupuy .......................................................................................... 16
2.1.3 Regímenes de flujo en pozos horizontales ............................................................................... 17
2.1.3.1 Flujo radial...................................................................................................................... 17
2.1.3.2 Flujo lineal ...................................................................................................................... 18
2.1.4 Caídas de presión en la sección horizontal ............................................................................ 19
2.1.4.1 Efecto de ensanchamiento .............................................................................................. 20
2.1.4.2 Efecto en reducciones ..................................................................................................... 21
2.1.4.3 Caídas de presión en la completación ............................................................................. 22
2.1.4.4 Perdidas de presión en la formación y por el ICD .......................................................... 22
2.1.5 Agua en los yacimientos .......................................................................................................... 25
2.1.6 Clasificación de agua producida ............................................................................................ 25
2.1.6.1 Agua de barrido .............................................................................................................. 25
2.1.6.2 Agua buena ..................................................................................................................... 25
2.1.6.3 Agua mala ....................................................................................................................... 25
2.1.7 Producción de Agua ................................................................................................................ 26
2.1.7.1 Disminución de la producción de petróleo ..................................................................... 26
2.1.7.2 Incremento en los costos operacionales .......................................................................... 26
2.1.7.3 Problemas ambientales ................................................................................................... 27
2.1.8 Dispositivos de control de influjo (ICD) ................................................................................. 27
2.1.8.1 Reseña del desarrollo tecnológico del dispositivo. ......................................................... 27
2.1.8.2 Principio de funcionamiento de los dispositivos de control de influjo (ICD) ................ 33
2.1.8.3 Beneficios que brinda la utilización de la tecnología ICD ............................................. 33
2.1.8.4 Descripción del dispositivo de control de influjo (ICD) ................................................ 34
ix
2.1.8.4.1 ICD tipo tubo capilar .................................................................................................. 35
2.1.8.4.2 ICD tipo orificio o boquilla ........................................................................................ 36
2.1.8.4.3 ICD tipo canal helicoidal o tortuoso .......................................................................... 37
2.1.8.4.4 Comparación de los tipos de control de influjo ICD .................................................. 38
2.1.8.5 Dispositivos de control de influjo autónomos (AICD´s) ................................................ 39
2.1.8.5.1 Introducción de la herramienta ................................................................................... 39
2.1.8.5.2 Características del dispositivo de control de influjo autónomo (AICD) .................... 40
2.1.8.5.3 Beneficios que ofrece esta tecnología ........................................................................ 41
2.1.8.5.4 Principio de funcionamiento del dispositivo de control de influjo autónomo AICD . 41
2.1.9 Softwares de simulación .......................................................................................................... 43
2.1.9.1 Softwares de simulación ................................................................................................. 43
2.1.9.1.1 QuikLooK .................................................................................................................. 43
2.1.9.1.2 Netool ......................................................................................................................... 44
2.1.10 Opciones de completaciones y diseño de la completación ................................................. 47
2.1.10.1 Opciones de completaciones .......................................................................................... 47
2.1.10.2 Diseño de la completación .............................................................................................. 48
2.1.10.2.1 Diseño del pozo basado en la respuesta de producción.............................................. 48
2.1.10.3 Empacadores Hinchables o expandibles (swell packers) ............................................... 48
2.2 MARCO CONTEXTUAL ...................................................................................................................... 51
2.2.1 Ubicación del área de estudio ................................................................................................. 51
2.2.2 Características de los yacimientos del Campo ....................................................................... 52
2.2.2.1 Basal Tena ...................................................................................................................... 53
2.2.2.2 Napo “U” ........................................................................................................................ 53
2.2.2.3 Napo “T” ........................................................................................................................ 53
2.2.2.4 Hollín Superior y Principal ............................................................................................. 54
2.2.3 Propiedades Petrofísicas......................................................................................................... 54
2.2.3.1 Porosidad ........................................................................................................................ 54
2.2.3.1.1 Porosidad absoluta (Øa) ............................................................................................. 55
x
2.2.3.1.2 Porosidad efectiva (Øe) .............................................................................................. 55
2.2.3.1.3 Porosidad residual (Ør) .............................................................................................. 55
2.2.3.2 Permeabilidad ................................................................................................................. 55
2.2.3.2.1 Permeabilidad Absoluta (K) ....................................................................................... 56
2.2.3.2.2 Permeabilidad Efectiva (Ke) ...................................................................................... 56
2.2.3.2.3 Permeabilidad Relativa (Kr) ...................................................................................... 56
2.2.3.3 Mojabilidad..................................................................................................................... 57
2.2.3.3.1 Roca Hidrófila ............................................................................................................ 57
2.2.3.3.2 Roca Oleófila ............................................................................................................. 57
2.2.4 Propiedades de los fluidos del yacimiento productor ............................................................. 57
2.2.4.1 Saturación ....................................................................................................................... 57
2.2.4.2 Viscosidad ...................................................................................................................... 58
2.2.4.3 Movilidad ....................................................................................................................... 58
2.2.5 Análisis PVT ............................................................................................................................ 59
3 CAPÍTULO III: DISEÑO METODOLÓGICO .................................................................................... 60
3.1 TIPO DE ESTUDIO .............................................................................................................................. 60
3.2 UNIVERSO Y MUESTRA .................................................................................................................... 60
3.3 MÉTODOS Y TÉCNICAS DE RECOLECCIÓN DE DATOS ....................................................................... 61
3.3.1 Tabulación de datos ................................................................................................................ 61
3.3.2 Procesamiento y selección de información ............................................................................. 61
3.3.3 Sistematización de Datos ........................................................................................................ 62
3.3.3.1 Descripción del Pozo COCA-057H ................................................................................ 62
3.3.3.1.1 Antecedentes .............................................................................................................. 62
3.3.3.1.2 Ubicación ................................................................................................................... 62
3.3.3.1.3 Descripción litológica arenisca Hollín Superior (Objetivo Principal) ....................... 63
3.3.3.1.4 Ensamble y Corrida de la completación con control de flujo .................................... 63
3.3.3.1.5 Historial de Producción .............................................................................................. 64
3.3.3.1.6 Diagrama de Completación ........................................................................................ 65
xi
4 CAPÍTULO IV: ANÁLISIS E INTERPRETACIÓN DE DATOS ..................................................... 66
4.1 ANÁLISIS DE PRODUCCIÓN ............................................................................................................... 66
4.1.1 Pozo COCA-057H ................................................................................................................... 66
4.1.1.1 Información para el diseño de la completación .............................................................. 66
4.1.1.2 Potencial del Pozo .......................................................................................................... 69
4.1.1.1 Diseño de la completación para el pozo COCA-057H .................................................. 71
4.2 COMPARACIÓN DE LA PRODUCCIÓN DE LOS FLUIDOS (AGUA, PETRÓLEO) EN EL POZO COCA-057H
CON Y SIN ICD .......................................................................................................................................... 73
4.2.1 Producción de petróleo ........................................................................................................... 73
4.2.2 Producción de agua ................................................................................................................ 75
4.2.3 Acumulado de petróleo............................................................................................................ 75
4.2.4 Acumulado de agua ................................................................................................................. 76
5 CAPÍTULO V: ANÁLISIS ECONÓMICO DEL PROYECTO .......................................................... 79
5.1 INTRODUCCIÓN ................................................................................................................................ 79
5.2 FLUJO NETO DE CAJA ........................................................................................................................ 79
5.3 VALOR ACTUAL NETO (VAN) ......................................................................................................... 80
5.4 TASA INTERNA DE RETORNO (TIR) ................................................................................................. 81
5.5 ANÁLISIS ECONÓMICO DEL POZO COCA-057H .............................................................................. 81
5.5.1 Ingresos del Proyecto .............................................................................................................. 81
5.5.2 Inversión del Proyecto ............................................................................................................ 83
5.5.3 Calculo del Flujo Neto de Caja ............................................................................................... 87
5.5.1 Resultados ............................................................................................................................... 88
6 CAPÍTULO VI: CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES ........................................................ 89
6.1 CONCLUSIONES ................................................................................................................................ 89
6.2 RECOMENDACIONES ........................................................................................................................ 90
7 CAPÍTULO VII: BIBLIOGRAFÍA ....................................................................................................... 92
8 ANEXOS ................................................................................................................................................... 94
9 GLOSARIO ............................................................................................................................................ 114
xii
Índice Tablas
Tabla 1: Porosidad promedia de las arenas productoras (Banco de Información Petrolera, 2006) ............. 55
Tabla 2: Permeabilidades promedias de las arenas productoras (Banco de Información petrolera, 2006) .. 57
Tabla 3: Saturaciones de agua en la zona de pago de las arenas productoras (Banco de Información
Petrolera, 2006) ............................................................................................................................................. 58
Tabla 4: Propiedades de los fluidos del Campo Coca-Payamino (Banco de información Petrolera) .......... 59
Tabla 5: Historial de producción pozo COCA-57H. Banco de información petrolera (BIPE), 2017 .......... 64
Tabla 6: Información básica del pozo. (Banco de información petrolera) ................................................... 66
Tabla 7: Datos PVT del reservorio (Banco de Información Petrolera) ........................................................ 67
Tabla 8: Diseño de la completación final del pozo COCA-057H, obtenidos de acuerdo a los parámetros
que influyen en el comportamiento del reservorio. ....................................................................................... 72
Tabla 9: Pronóstico de producción con tecnología ICD .............................................................................. 77
Tabla 10: Pronóstico de producción del pozo COCA-057H ........................................................................ 82
Tabla 11: Costos Reales de Perforación del pozo COCA-057H. Reporte final de perforación pozo COCA-
057H .............................................................................................................................................................. 83
Tabla 12: Costos de Completación con tecnología del pozo COCA-057H ................................................. 84
Tabla 13: Costos de Completación sin tecnología ICD del pozo COCA-057H .......................................... 85
Tabla 14: Costo total de Inversión pozo COCA-057H con y sin tecnología ICD ....................................... 86
Tabla 15: Costos Adicionales para producir un barril de petróleo. ............................................................. 86
Tabla 18: Flujo Neto de Caja con tecnología ICD ....................................................................................... 87
Tabla 19: Flujo Neto de Caja sin tecnología ICD ........................................................................................ 87
Tabla 18: Resultado del análisis económico del pozo COCA-057H ........................................................... 88
xiii
Índice Figuras
Figura 1: Diagrama de Pozo horizontal. (CELPICS, 2014) .......................................................................... 7
Figura 2: Conificación de agua en un pozo horizontal y un pozo convencional (Guevara J., 2013) ............ 9
Figura 3: Técnicas de perforación horizontal. (http;//www.ptolomeo.nam.mx, 2010) ............................... 10
Figura 4: Tipos de flujo radial en pozos verticales y horizontales (http://www.ptolomeo.unam.mx, 2013)
...................................................................................................................................................................... 17
Figura 5: Tipos de regímenes de flujo lineal en pozos verticales y horizontales.
(http://www.ptolomeo.unam mx, 2013) ........................................................................................................ 18
Figura 6: Fluido en un ensanchamiento brusco. (Crane Co. Flujo de fluidos en válvulas accesorios y
tuberías, 1985)............................................................................................................................................... 20
Figura 7: Fluido en una reducción. (Crane Co. Flujo de fluidos en válvulas accesorios y tuberías, 1985) . 21
Figura 8: Caídas de presión en la vista de planta y lateral de un pozo. (Halliburton, 2013) ....................... 22
Figura 9: Diseño con completación ICD´s para un pozo determinado (Halliburton, 2015) ........................ 29
Figura 10: Ingreso de fluidos en reservorios heterogéneos sin tecnología de control de influjo (Halliburton,
2013) ............................................................................................................................................................. 30
Figura 11: Ingreso de fluidos en reservorios heterogéneos con tecnología de control de influjo
(Halliburton, 2013) ....................................................................................................................................... 31
Figura 12: Ingreso de fluidos en reservorios homogéneos sin tecnología de control de influjo (Halliburton,
2015) ............................................................................................................................................................. 32
Figura 13: Ingreso de fluidos en reservorios homogéneos con tecnología de control de influjo.
(Halliburton, 2015) ....................................................................................................................................... 32
Figura 14: ICD tipo tubo capilar (Halliburton-“EquiFlow Autonomous ICD´s, 2013) .............................. 35
Figura 15: Estructura del ICD tipo tubo capilar (Elis; Erkal & Goh, 2010) ................................................ 36
Figura 16: ICD tipo orificio (Ellis; Erkal & Goh, 2010) ............................................................................. 36
Figura 17: ICD tipo boquilla (Ellis; Erkal & Goh, 2010) ............................................................................ 37
Figura 18: ICD tipo helicoidal o tortuoso (Ellis; Erkal & Goh, 2010) ........................................................ 38
Figura 19: Teoría de restricción de presión creada por los ICD´s (Halliburton, 2009) ............................... 39
Figura 20: Dispositivo de control de influjo autónomo (AICD), (Halliburton, 2009)................................. 40
xiv
Figura 21: Flujo del aceite a través de AICD. (Halliburton, 2015) ............................................................. 42
Figura 22: Flujo de agua y gas a través de AICD. (Halliburton, 2015) ....................................................... 43
Figura 23: Vista en 3D de la distribución de agua en reservorio. (Halliburton, Software de simulación para
completación de EquiFlow ICD Completions; 2013) ................................................................................... 44
Figura 24: Avance de agua en el reservorio. (Simulador QuikLook, 2017) ................................................ 44
Figura 25: Vista de planta y sección trasversal de un pozo. (Halliburton software de simulación para
completaciones; 2013) .................................................................................................................................. 46
Figura 26: Software de simulación NETool con sus respectivos conjuntos de parámetros del reservorio.
(Halliburton, Software de simulación para completaciones de EquiFlow ICD Completions, 2013) ........... 47
Figura 27: Empacador hinchable (swell packer). (Halliburton Completion Tools, 2010) .......................... 49
Figura 28: Ubicación geográfica del Bloque 7. (Banco de Información Petrolera del Ecuador, 2006) ..... 51
Figura 29: Diagrama de completación del pozo COCA-57H. Banco de información petrolera (BIPE), 2017
...................................................................................................................................................................... 65
Figura 30: Datos PVT del reservorio (Banco de información Petrolera, 2016) .......................................... 68
Figura 31: Trayectoria del pozo en la sección horizontal, COCA-057H ..................................................... 68
Figura 32: Permeabilidad (mD) con relación a la longitud horizontal (ft), COCA-057H ........................... 69
Figura 33: IPR y well test simulado con Liner ranurado, COCA-057H ...................................................... 70
Figura 34: IPR completación ICD vs SL y well test simulado, COCA-057H ............................................. 71
Figura 35: Diseño de distribución de juntas ICD y Swell Packers, COCA-057H ....................................... 72
Figura 36: Perfil de Producción de petróleo COCA-057H .......................................................................... 74
Figura 37: Producción de Agua COCA-057H ............................................................................................. 75
Figura 38: Perfil de Acumulado de petróleo del pozo COCA-057H ........................................................... 76
Figura 39: Acumulado de Agua del pozo COCA-057H .............................................................................. 76
Figura 40: Producción Acumulada del pozo COCA-057H al 31/12/2017 .................................................. 78
Figura 41: Producción Anual de petróleo del pozo COCA-057H con y sin ICD ........................................ 82
Figura 42: Producción Anual de agua del pozo COCA-057H con y sin ICD ............................................. 83
xv
TEMA: Estudio del desempeño y análisis económico de los ICD´s implementados en el campo
Coca-Payamino.
Autor: Palacios Arboleda Alex Sebastián
Tutor: Ing. Marco Guerra
RESUMEN
En este estudio técnico se evaluó el desempeño de los dispositivos de control de influjo (ICD´s)
del pozo COCA 057H localizado en el Campo Coca-Payamino, estos dispositivos nos permiten
restringir el paso de agua y gas al sistema de producción aumentando la producción de petróleo y
así alargar la vida productiva del pozo, con estos dispositivos se pretende evitar la conificación de
agua causado por el efecto talón-punta. Al momento de implementar esta tecnología se debe tener
en cuenta varias variables pero una de la principales se basa en el perfil de permeabilidades
relativas, al momento de implementar dicha tecnología se realizará una comparación del
funcionamiento de la misma con respecto a una completación con liner ranurado, además de un
análisis técnico económico que nos permitirá identificar los diferentes escenarios, con y sin esta
tecnología, iniciando con la recopilación de información proporcionada por el Banco de
Información Petrolera Ecuatoriana (BIPE). Se pudo comprobar que el pozo COCA-057H aumento
un 35% la producción de hidrocarburo con la tecnología ICD comparando si se hubiese
completado con liner ranurado, para implementar esta tecnología se necesita tener una buena base
de datos donde debe caracterizarse el reservorio con sus propiedades petrofísicas además de las
propiedades de los fluidos y una buena interpretación de los registros eléctricos.
Palabras Clave: DISPOSITIVOS DE CONTROL DE INFLUJO, ICD, AICD, POZOS
HORIZONTALES, VIDA PRODUCTIVA DE POZOS HORIZONTALES, HISTORIAL DE
PRODUCCIÓN, CONTROL DE AGUA, GEOLOGÍA DE LA CUENCA ORIENTE.
xvi
TITLE: Study of the performance and economic analysis of the ICD´s implemented in the
Campo Coca-Payamino.
Author: Palacios Arboleda Alex Sebastián
Tutor: Ing. Marco Guerra
ABSTRACT
The problem worldwide is the increase of indiscriminate water in the reservoirs. The present study
was carried out to evaluate the performance of the ICD technology implemented in horizontal
wells of the Coca-Payamino field, this technology has the purpose of restricting the entrance of
water to the production line in order to increase the productive life of the well and try to recover
The greater amount of hydrocarbons. The development of the research was descriptive and
comparative in which we are going to study variables, parameters that we must take into account
at the moment of implementing this technology will be made a comparison of the operation of this
technology with respect to a completion with Slotted Liner, besides a Economic technical analysis
that will allow us to identify the different scenarios, with and without this technology, starting
with the collection of information provided by the Ecuadorian Petroleum Information Bank
(BIPE). It was verified that the COCA-057H well increased 35% hydrocarbon production with the
ICD technology comparing if it had been completed with Slotted Liner, to implement this
technology it is necessary to have a good database where the reservoir with its properties must be
characterized Petrophysical properties in addition to the properties of fluids and a good
interpretation of electrical records..
Key words: INFLUENCE CONTROL DEVICES, ICD, IACD, HORIZONTAL WELLS,
PRODUCTIVE LIFE OF HORIZONTAL WELLS, PRODUCTION HISTORY, WATER
CONTROL, GEOLOGY OF THE EASTERN BASIN.
1
1 CAPÍTULO I: GENERALIDADES
1.1 Planteamiento del Problema
La industria petrolera en el Ecuador es uno de los grandes negocios y por ende generador
de economía, con lo que analizar el procedimiento de una técnica para optimizar la
producción en pozo es muy importante. Teniendo en cuenta este antecedente, se tiene una
idea clara de utilizar las mejores estrategias y tecnologías de producción para la operación
con el fin de obtener una mayor cantidad de reservas de una manera eficiente y
económicamente sustentable.
El acelerado desarrollo en la industria petrolera ha permitido la innovación de pozos
horizontales y multilaterales, los cuales nos permiten tener una mayor área de contacto
con el yacimiento.
La problemática a nivel mundial es la creciente producción de agua en: yacimientos
depletados, campos maduros y crudos pesados, los yacimientos de Ecuador no están
exentos de este invasor existe una alta tasa de producción de agua es así que se tiene en
arenas productoras de crudos pesados una relación de 9 a 1(agua-petróleo) y en crudos
medianos de 6 a 1(agua-petróleo), por lo que es imperativo el uso de tecnologías
innovadoras para el control de agua que nos ayudará a tener una mayor recuperación de
hidrocarburos.
Debido a esto es importante evaluar el sistema de completación con dispositivo de control
de influjo (ICD), este sistema ayuda a equilibrar la entrada de fluidos a lo largo de la
completación, ayuda a mejorar la productividad de petróleo para lograr un flujo uniforme
y constante de líquido a lo largo de cada intervalo del reservorio. Los Dispositivos de
2
control de influjo (ICD) retardan la entrada de agua y gas especialmente en yacimientos
con variación de permeabilidad (yacimientos heterogéneos) y petróleo viscoso.
En el país se han perforado varios pozos horizontales, no solamente por el beneficio de
una mayor área de drenaje, sino también porque se genera un menor impacto ambiental,
usando esta técnica se puede perforar múltiples pozos desde una sola plataforma.
1.2 Objetivos:
1.2.1 Objetivo General:
Estudiar el desempeño de los ICD´s implementados en los pozos horizontales en
el Campo Coca-Payamino.
1.2.2 Objetivos Específicos
Conocer el comportamiento de la producción de los fluidos del pozo completado
con dispositivos de control de influjo (ICD).
Describir a la tecnología de los dispositivos de control de influjo (ICD),
utilizados en la completación del pozo horizontal.
Comparar el desempeño de un pozo horizontal implementado con tecnología
ICD con respecto a un pozo horizontal completado con liner ranurado.
Efectuar un análisis económico del pozo horizontal con el implemento de la
tecnología ICD y comparar con la completación de un pozo horizontal con liner
ranurado.
3
1.3 Justificación e importancia
Al existir un sin número de nuevas tecnologías se hace imprescindible realizar un
estudio de una de estas, al analizar la completación con tecnología ICD tenemos que nos
ayuda a controlar el ingreso de fluidos no deseados como agua y gas especialmente por
las zonas de mayor permeabilidad, esto nos permitirá comparar el funcionamiento y
beneficios de implementar estos dispositivos.
1.4 Factibilidad y Accesibilidad
1.4.1 Factibilidad
El presente estudio es factible ya que se cuenta con el talento humano del investigador,
así mismo, con los recursos económicos suficientes de parte de quien va a realizar el
presente trabajo, de la información técnica, bibliografía pertinente y con el tiempo
suficiente para la realización del mismo.
1.4.2 Accesibilidad
Este trabajo de investigación es accesible ya que cuenta con el apoyo del Banco de
Información Petrolera Ecuatoriana (BIPE), quien brindará las facilidades necesarias
para recolectar la información para la elaboración de este estudio técnico.
1.5 Entorno de estudio
1.5.1 Marco Institucional
Facultad de Ingeniería en Geología, Minas, Petróleos y Ambiental
4
Misión: Buscar la excelencia en la formación de profesionales y en la investigación
para el aprovechamiento sustentable de los recursos naturales y energéticos del Ecuador.
Visión: Convertirse en una institución líder en el aprovechamiento sustentable de los
recursos naturales y energéticos del Ecuador, mediante la excelencia académica en la
investigación y los servicios.
Banco de Información Petrolera Ecuatoriana (BIPE).
Los principales objetivos del Banco de Información Petrolera del Ecuador (BIPE) son:
Proporcionar a la industria, asociados y potenciales inversionistas del sector
petrolero de un ambiente conveniente y eficaz para el almacenamiento y la
recuperación de la información de Exploración y Producción de los
hidrocarburos en el Ecuador y así poder apoyar a la toma de decisiones.
Preservar el patrimonio hidrocarburífero del país mediante la organización,
administración, mantenimiento y provisión de información técnica generada
durante las actividades de exploración y producción de hidrocarburos.
El BIPE permitirá preservar el conocimiento del subsuelo y por ende incentivar la
inversión nacional e internacional en nuevos proyectos de Exploración y Producción
Hidrocarburífera.
1.5.2 Marco ético
El investigación respeta los principios y valores del Banco de Información Petrolera
Ecuatoriana (BIPE), se acató todas las normas ambientales pertinentes, además, se
respetó los derechos intelectuales de otras investigaciones, utilizadas como guía en el
presente estudio, la integridad de las personas inmersas en la investigación y las
políticas intelectuales de las empresas o instituciones involucradas y fuentes. No existe
5
plagio en el presente trabajo y los resultados obtenidos serán para el beneficio del sector
de estudio.
1.5.3 Marco legal
Reforma del Reglamento de Régimen Académico mediante Resolución RPC-SO-18
No.206-2015 de seis de mayo de dos mil quince. (Consejo de Educación Superior,
2013)
Los estudiantes que actualmente están cursando sus estudios y han cumplido el 80% de
la malla curricular, integran directamente la Unidad de Titulación Especial. Las
suficiencias como idiomas, informática, educación física, vinculación con la
colectividad no son un requisito para ingresar a la UDTE, pero si para la graduación.
Estos estudiantes tienen plazo hasta terminar el proceso de titulación para culminar las
suficiencias. (Unidad Académica de Titulación de la Universidad Central, 2015).
Reglamento Ambiental de Operaciones Hidrocarburíferas del Ecuador (RAOHE)
decreto 1215, en su artículo 29 del literal (b) de la tabla 4 del anexo 2, publicado en el
Registro Oficial No. 265 del 13 de Febrero de 2001 que son leyes nacionales.(Asamblea
Nacional del Ecuador, 2010).
6
2 CAPÍTULO II: MARCO TEÓRICO Y CONTEXTUAL
En este capítulo se podrá observar las características de los pozos horizontales, que tipos
de pozos existen, beneficios y desventajas de utilizar este tipo de perforación, también
se detalla la problemática que existe con el incremento de producción de agua para
evitar la producción de la misma se describe la tecnología de los dispositivos de control
de influjo (ICD).
Se describe las características del campo Coca-Payamino, ubicación propiedades
petrofísicas, arenas productoras.
2.1 Marco Teórico
2.1.1 Pozos Horizontales
2.1.1.1 Principios de perforación horizontal
La perforación horizontal es una derivación directa de la perforación direccional con la
aplicación de esta técnica se puede perforar un pozo direccionalmente hasta lograr un
rango entre 80 y 90 grados de desviación con respecto a la vertical y en sentido del
objetivo a alcanzar a partir del cual se iniciara la sección horizontal.
En la realidad existen pocos pozos horizontales debido a que los yacimientos casi
siempre presentan buzamiento, esto refleja en un incremento de la productividad del
pozo con respecto a un pozo vertical, antes de introducir los motores de fondo, se
utilizan otras técnicas para desviar un pozo como cucharas y barrenas desviadoras
(jetting), las herramientas y tecnologías han evolucionado en los últimos años donde se
puede observar que para desviar un pozo se emplea una amplia variedad de
herramientas.
7
Se define como pozos horizontales aquellos en los cuales se perfora el yacimiento en
forma paralela a los planos de estratificación, un pozo horizontal no solo se refiere a
pozos con 90° de inclinación con respecto a la vertical puesto que también son
considerados como pozos horizontales aquellos que son perforados paralelos a los
buzamientos del estrato. Los casos de estudio actual han mostrado que dependiendo del
hoyo, los parámetros geológicos y petrofísicos pueden mejorar la productividad de 2 a 5
veces que de un pozo vertical.
Figura 1: Diagrama de Pozo horizontal. (CELPICS, 2014)
2.1.1.2 Consideraciones que se debe tener para el diseño de un pozo
horizontal
El principal criterio o consideración que se debe tener es la capacidad del equipo de
perforación, se debe interpretar de manera adecuada los registros eléctricos, mantener
una adecuada limpieza del hoyo controlando la geología y los sólidos, además estar
pendiente del torque arrastre y la capacidad de torsión y tensión de la sarta, diseño
correcto del BHA.
Los yacimientos donde se va a realizar una perforación horizontal deben tener ciertas
características como son:
8
La formación debe tener espesores mayores a 15 pies.
Dependiendo de las características del yacimiento las reservas remanentes deben
ser mayores a 500 Mbls.
La profundidad debe ser 10.000 pies. o menos.
Debe existir una buena caracterización del yacimiento.
Se debe tener los mecanismos de producción bien definidos.
2.1.1.3 Ventajas y desventajas de la perforación de pozos horizontales
2.1.1.3.1 Ventajas
Aumenta el IP de tres a cinco veces tomando en cuenta la misma caída de
presión.
En el yacimiento por cada pozo se incrementa el área de drenaje.
Reduce la conificación y canalización de agua y/o gas en formaciones con
problemas de interface de fluidos y de los problemas de producción de arena,
por lo que es probable que aumente el recobro final de los yacimientos ver figura
16
El crudo producido es mayor al final de la vida del pozo, por lo que se tiene
menor número de pozos en el desarrollo de un yacimiento.
En el caso de formaciones con fracturas este tipo de pozos las pueden conectar.
Se logra una reducción muy importante del impacto ambiental.
9
Figura 2: Conificación de agua en un pozo horizontal y un pozo convencional (Guevara J., 2013)
2.1.1.3.2 Desventajas
Se incrementa el riesgo de presentar problemas durante las operaciones los que
aumente el costo de perforación.
Las opciones de completación son limitadas en casos en los casos en que se
desee controlar los problemas ocasionados por altos corte de agua o alta relación
gas/petróleo.
Requieren fluidos especiales además controlando el contenido de sólidos para
evitar los daños de formación.
Se presenta una dificultad al correr los registros para corregir el rumbo de la
perforación.
2.1.1.4 Tipos de Técnicas de perforación horizontal
Las técnicas para perforar pozos horizontales se clasifican en cuatro categorías (ver
figura 3), dependiendo del radio de curvatura, que es el radio que se necesita para
cambiar la orientación vertical a la horizontal.
Los tipos son:
a) Radio de curvatura ultracorto.
10
b) Radio de curvatura corto.
c) Radio de curvatura medio.
d) Radio de curvatura largo.
Figura 3: Técnicas de perforación horizontal. (http;//www.ptolomeo.nam.mx, 2010)
2.1.1.4.1 Pozos de radio de curvatura ultra corto
Son aquellos pozos horizontales que poseen un radio de curvatura de 1 y 2 pies, con
grados de desviación entre 45 y 60 grados por pie y un desplazamiento horizontal de
100 pies. Esta técnica facilita la forma de drenaje de yacimientos multicapa y
formaciones poco consolidadas.
Esta tipo de técnica es muy apropiada en la aplicación de inyección de agua en
formaciones no consolidadas y despresurizadas, la aplicación más común de la
perforación de radio ultra corto se usa para reducir la despresurización de yacimientos
por segregación gravitacional o para la inyección de vapores dentro del yacimiento que
tiene recuperación de energía no natural.
11
2.1.1.4.2 Pozos de radio de curvatura corto
Estos pozos tienen un radio de curvatura entre 20 y 45 pies, con un ángulo de
desviación de 1 a 3 grados por pie y un desplazamiento horizontal entre 100 y 500 pies,
una de las variables que limitan la aplicación del sistema es el diámetro del hoyo. Una
de las ventajas es que tiene una curva corta y se lo utiliza en yacimientos poco
profundos, dentro de sus desventajas tenemos que se necesitan múltiples viajes y se
requiere rotación.
2.1.1.4.3 Pozos de radio de curvatura medio
Estos pozos tienen un radio de curvatura entre 100 y 1000 pies, con un máximo de
desviación de 20/100 pies cuando se perfora en forma orientada, debido a su reducida
profundidad vertical se requiere menos espacio de localizaciones para alcanzar un
objetivo horizontal comparativamente con pozos de radio largo. Esta técnica es la más
usada en perforación de pozos la curvatura tiene la función de proteger la ubicación del
agujero cuando se tiene formaciones con fallamientos y estratos muy pronunciados.
Se aplica principalmente en yacimientos fracturados, ambientes marinos y cuando se
tiene problemas de conificación de agua y gas.
2.1.1.4.4 Pozos de radio de curvatura largo
Este tipo de técnica de perforación se utiliza para pozos de desarrollo, es básicamente
con fines de estudio, el radio de curvatura oscila entre 1000 y 3000 pies con un ángulo
de desviación entre 1 y 7 grados por cada 100 pies. La longitud del radio determina la
profundidad a la cual se debe perforar para alcanzar la inclinación deseada, sin
embargo, sería necesario incrementar el diámetro del hoyo para asentar revestidores
intermedios en la sección desviada del pozo.
En este pozo se puede utilizar los métodos de levantamiento artificial, pero
considerando el riesgo operacional. Si se colocan en la sección superior del pozo se
12
puede arriesgar la producción si no se tiene una presión de formación mínima para
levantar la columna de fluido por encima del equipo de levantamiento.
Esta tipo de técnica es la más utilizada en pozos costa afuera, es conocida como largo
alcance o alcance extendido.
2.1.2 Índice de productividad en pozos horizontales
El IP es una medida del potencial del pozo o de su capacidad de producir, después de un
periodo de cierre del pozo suficientemente largo para obtener equilibrio en la presión
del yacimiento, empleando un medidor de presión de fondo se determina la presión
estática (Pe), luego que el pozo haya producido a una rata estabilizada por un tiempo
determinado se mide la presión fluyente del fondo (Pwf), empleando el mismo medidor.
La diferencia de presiones (Pe - Pwf) presión diferencial o caída de presión.
La rata de flujo se determina por medio de medidas en el tanque de almacenamiento o
en algunos casos de medidas de los separadores o con medidores de desplazamiento
positivo.
Varias investigaciones para el cálculo del índice de productividad han sido presentadas
por diferentes autores a través de los años para pozos horizontales, estas han sido
enfocadas al estudio de las características y condiciones que se presentan en el
yacimiento y su respectiva producción
Es una relación entre el drawdown y la rata de flujo además es el punto de partida para
el análisis de comportamiento del pozo.
𝐽 = 𝐼𝑃 =𝑄𝑜
∆𝑃
Ec 1
∆𝑃 = 𝑃𝑒 − 𝑃𝑤𝑓 Ec 2
13
Dónde:
Pe: Presión estática, Psi
Pwf: Presión de fondo fluyente, Psi
∆𝑃:Drawdow, Psi
Qo: Tasa de petróleo, BND
J: Índice de productividad, BND/Psi
El valor de J calculado para diferentes pozos pertenecientes al mismo yacimiento
(operando bajo las mismas condiciones de tasa de producción y presión de fondo
fluyente) puede constituir una herramienta muy poderosa para determinar si existe daño
en los pozos en cuestión, ya que dichos valores deberían coincidir.
El comportamiento de afluencia de un pozo horizontal se caracteriza por la combinación
de un flujo radial y lineal, que se extiende a lo largo de los límites del yacimiento.
Un factor preponderante en dichos pozos es la diferencia de permeabilidad horizontal y
vertical de la formación conocida como anisotropía, la cual incide significativamente en
la productividad de los mismos.
Con el fin de predecir el rendimiento de este tipo de pozos se han desarrollado
numerosos modelos los cuales ayudan para la construcción de la gráfica IPR asumiendo
una presión constante sobre la sección horizontal lo que implica que el hoyo presenta
una conductividad infinita.
Estos estudios cuantifican el comportamiento de afluencia tomando en cuenta un flujo
monofásico o bifásico dentro del reservorio.
14
2.1.2.1 Métodos para determinar el índice de productividad en pozos
horizontales.
Las investigaciones realizadas por diferentes autores sobre el IP para pozos horizontales
que producen en estado seudoestable nos presentan las siguientes correlaciones:
2.1.2.1.1 Método de Borisov
En 1984 Borisov propuso la siguiente expresión para predecir el IP en un pozo
horizontal en un reservorio isotrópico teniendo en cuenta que la permeabilidad
horizontal y la vertical son iguales kv=Kh
𝐽ℎ =0,00708 ∗ h ∗ kh
μo ∗ βo [ln ∗ (4reh
L) + (
h
l) ln (
h
2πrw)]
Ec 3
Dónde:
0,00708 = constante para transformar a barriles
h = espesor, ft
kh = permeabilidad horizontal, md
L = longitud del pozo horizontal, ft
reh = radio de drenaje del pozo horizontal, ft
rw = radio de la cara del pozo, ft
Βo = factor volumétrico del petróleo, BY/BN
µo = viscosidad del petróleo, cp
2.1.2.1.2 Método de Giger-reiss-Jourdan
Para un reservorio isotrópico donde la permeabilidad vertical (kv) es igual a la
permeabilidad horizontal (kh), Giger propuso en 1984 la siguiente expresión para
determinar el IP en pozos horizontales.
𝐽ℎ =0,00708 ∗ h ∗ kh
μo ∗ βo [(L
h) ln(x) + ln (
h
2rw)]
Ec 4
15
𝑥 =1 + √1 − (
L
2reh)2
2𝑎 Ec 5
Para reservorios anisotrópicos los autores propusieron las siguientes ecuaciones:
𝐽ℎ =0,00708 ∗ kh
μo ∗ βo [(L
h) ln(x) + (
B2
L) ln (
h
2rw)]
Ec 6
Donde B está definida por:
𝐵 = √kh
kv Ec 7
2.1.2.1.1 Método de Joshi
Joshi (1991) presento la siguiente expresión para estimar el índice de productividad de
un pozo horizontal en un reservorio isotrópico.
𝐽ℎ =0,00708 ∗ kh
μo ∗ βo [ln® + (h
L) ln (
h
2rw)]
Ec 8
Donde R está definida por:
R =a + √a2 − (
L
2)2
(L
2)
Ec 9
a es la mitad de eje principal de drenaje de la elipse y está dada por la siguiente
ecuación:
𝑎 = (𝐿
2) [0,5 + √0,25 + (
2𝑟𝑒ℎ𝐿
)4
]
0,5
Ec 10
16
Joshi consideró para la influencia de reservorio la introducción de la permeabilidad
vertical kv, de acuerdo a la siguiente ecuación:
𝐽ℎ =0,00708 ∗ kh
μo ∗ βo [ln® + (B2h
L) ln (
h
2rw)]
Ec 11
Donde B y R están definidas par las ecuaciones 7 y 9 respectivamente:
2.1.2.1.2 Método de Renard Dupuy
En un reservorio isotrópico Renard y Dupuy en 1990 propusieron la siguiente ecuación:
𝐽ℎ =0,00708 ∗ kh
μo ∗ βo [cosh−1 (2ª
L) + (
h
L) ln (
h
2rw)]
Ec 12
Donde el parámetro (a) es la mitad de eje principal de drenaje de la elipse y está dada
por la ecuación 10.
Para reservorios anisotrópicos, los autores propusieron la siguiente relación:
𝐽ℎ =0,00708 ∗ kh
μo ∗ βo [cosh−1 (
2ª
L) + (
h
L) ln (
h
2rw)]
Ec 13
Dónde:
𝑟𝑤 =(1 + 𝐵)𝑟𝑤
2𝐵 Ec 14
Donde B está definido por la ecuación 7.
Cuando el ICD tipo capilar es introducido dentro del sistema se tiene:
𝐼𝑃𝐶𝐴𝑅𝐴𝐷𝐸𝐿𝐴𝐴𝑅𝐸𝑁𝐴 =𝑄
𝑃𝐷=
𝑄
𝑃𝑅 − (𝐹𝐵𝐻𝑃𝐹𝐼𝐿𝑇𝑅𝑂 − ∆𝑃𝐶𝐴𝑃𝐼𝐿𝐴𝑅)
Ec 15
Dónde:
Q = caudal de petróleo, Bls/día
PD = caída de presión total desde el reservorio hasta el tubing, psi
PR = presión de reservorio, psi
17
FBHPFILTRO = caída de presión entre el filtro y la base del tubo antes de
entrar en los capilares, psi
ΔPCAPILAR = caída de presión a través de los capilares.
2.1.3 Regímenes de flujo en pozos horizontales
Cuando inicia la vida productiva de un pozo experimenta altas taza de producción hasta
que alcance las condiciones seudoestable durante este periodo se pueden observar varios
regímenes de flujo.
2.1.3.1 Flujo radial
El régimen de flujo radial es el más importante para la interpretación de pruebas de
variación de presión, la geometría del flujo radial se describe como líneas de flujo que
convergen a un cilindro circular. En la figura 4 podemos observar los diferentes
regímenes de flujo radial en pozos verticales y horizontales.
Figura 4: Tipos de flujo radial en pozos verticales y horizontales (http://www.ptolomeo.unam.mx, 2013)
18
2.1.3.2 Flujo lineal
La geometría del flujo lineal consiste en vectores lineales de flujo estrictamente
paralelos. En la figura 5 se muestra el por qué este tipo de flujo se presenta en pozos
verticales fracturados y en pozos horizontales, este régimen de flujo también se ha
encontrado en yacimientos alargados debido a que las líneas de flujo convergen a un
plano, los parámetros asociados al régimen de flujo lineal son la permeabilidad del
yacimiento en dirección de las líneas de flujo y el área de flujo normal a estas. El valor
de la capacidad de flujo Kh del yacimiento obtenida de otro régimen de flujo puede
utilizarse para calcular el ancho del área de flujo, esto proporciona el tamaño de la
fractura de un pozo vertical fracturado, la longitud de producción efectiva de un pozo
horizontal o el ancho de un yacimiento alargado.
Figura 5: Tipos de regímenes de flujo lineal en pozos verticales y horizontales. (http://www.ptolomeo.unam mx, 2013)
La combinación de datos que representen el régimen de flujo lineal y radial (sin
importar el orden) puede proveernos los valores de la permeabilidad tanto en x como en
19
y (Kx, Ky). En un yacimiento anisotrópico la productividad de un pozo horizontal es
mejorada al perforar el pozo en dirección normal a la máxima permeabilidad horizontal.
2.1.4 Caídas de presión en la sección horizontal
El comportamiento de la caída de presión en toda la sección horizontal permite
identificar se las diferentes características petrofísicas (Permeabilidad y porosidad) que
poseen dentro de una misma longitud horizontal están directamente relacionadas con la
producción e incremento de agua
Las pérdidas de presión se deben básicamente a cuatro factores:
Rozamiento en las paredes de la tubería, el cual es función del diámetro y de la
rugosidad de la misma, así como de la densidad, velocidad y viscosidad del
fluido.
Cambio de dirección del flujo.
Obstrucciones en el paso del flujo
Cambios repentinos o graduales en la superficie y el área de contacto al paso del
fluido.
Las pérdidas de presión en tuberías se dan primordialmente debido a la fricción es por
esto que todos los cálculos se encaminan a establecer el valor de (hfs), pérdida por
fricción de superficie que está dada por la siguiente ecuación:
Ec 16
Dónde:
L= Longitud de la tubería.
f: Factor de fricción.
20
D: diámetro de la tubería.
v: Velocidad media.
gc: Factor de proporcionalidad
Cuando un fluido se desplaza uniformemente por una tubería recta, larga y de diámetro
constante la configuración del flujo indicada por la distribución de la velocidad sobre el
diámetro de la tubería adopta una forma característica, cualquier obstáculo en la tubería
cambia la dirección del flujo en forma total o parcial alterando el flujo y ocasionando
turbulencia, lo cual genera una pérdida de energía.
2.1.4.1 Efecto de ensanchamiento
Cuando la sección trasversal de la conducción de un fluido, se ensancha bruscamente, la
corriente de éste se separa de la pared y se proyecta en forma de chorro en la sección
ensanchada donde se expande hasta ocupar la totalidad de la sección trasversal, debido a
esto se encuentra un espacio entre el chorro expandido y la pared de la conducción
donde existe fluido en movimiento de vórtice. Este efecto se lo puede observar en la
figura 6
Figura 6: Fluido en un ensanchamiento brusco. (Crane Co. Flujo de fluidos en válvulas accesorios y tuberías, 1985)
21
2.1.4.2 Efecto en reducciones
Cuando se reduce el área trasversal de una conducción el flujo no puede adaptarse
completamente al borde en ángulo recto, perdiendo contacto con la pared de la
conducción formando un chorro que se proyecta al interior de la tubería de menor
diámetro en la cual primero se contrae y luego se expande hasta ocupar totalmente la
sección trasversal de la tubería este fenómeno se puede observar en la figura 7.
Figura 7: Fluido en una reducción. (Crane Co. Flujo de fluidos en válvulas accesorios y tuberías, 1985)
Desde el punto de vista de ingeniería de yacimientos, un pozo horizontal es considerado
una fractura de conductividad infinita, es decir, la caída de presión a lo largo de la
longitud del pozo es muy pequeña y despreciable. Así que el pozo horizontal representa
un pozo largo donde la presión en el pozo en toda extensión es constante.
Si la caída de presión del pozo horizontal es pequeña al compararse con la caída entre la
presión de yacimiento y la de fondo fluyente, para todos los propósitos prácticos, un
pozo horizontal puede ser considerado como un pozo den conductividad infinita, es
decir, un pozo a una presión constante; en contraste con eso, si la presión a través de la
sección horizontal es significativa con respecto al diferencial de presión, entre la presión
del yacimiento y la de fondo fluyente, este diferencial cambiaria también la producción
del pozo. En los pozos horizontales las grandes caídas de presión a través de la sección
horizontal ocurren principalmente en yacimientos con altas permeabilidades.
22
2.1.4.3 Caídas de presión en la completación
La caída de presión depende de algunos parámetros como este completado el pozo
Diámetro del pozo. Si se aumenta el diámetro del pozo, la caída de presión
disminuirá porque el fluido del pozo entrará en una primera etapa consiguiendo
un área más grande de flujo la región de flujo radial es incrementada.
Variaciones en las perforaciones la altura del intervalo perforado y la
profundidad de la penetración.
Equipo de control de arena, es decir, empaquetamientos con grava, filtros o una
combinación de estos
Dispositivos de control de influjo (ICD´s) regulan la caída de presión en la
totalidad de la sección horizontal del pozo.
Figura 8: Caídas de presión en la vista de planta y lateral de un pozo. (Halliburton, 2013)
2.1.4.4 Perdidas de presión en la formación y por el ICD
Usando la ley de Darcy para flujo lineal horizontal y fluido incompresible, se describen
las pérdidas de presión en la formación en la siguiente ecuación que relaciona el caudal
con la diferencia de presión aplicada, aparecen los siguientes factores:
23
Factor geométrico dado por la longitud y el área del sistema poroso.
Factor que depende solo del fluido (la viscosidad)
Factor que depende solo del medio poroso (la permeabilidad)
𝑘 =𝜇 × 𝑣 × 𝐿
∆𝑃𝑓
Ec 17
Y v está definida por
𝑣 =𝑄
𝐴
Ec 18
Remplazando la ecuación 18 en 17 tenemos:
∆𝑃𝑓 =𝑄 × 𝜇 × 𝐿
𝑘 × 𝐴
Ec 19
Dónde:
P: Presión
v: Velocidad del fluido
μ: Viscosidad del fluido
A: Área trasversal
L: Longitud
K: Coeficiente de proporcionalidad
Q: Caudal del fluido
La caída de presión a través del ICD es generado por el fluido que viaja a través de los
capilares. La energía estática del fluido es convertida en energía cinética al pasar
corriente abajo por el capilar, como describe una parte de la Ecuación de Bernoulli:
∆𝑃 = 𝜌𝑣2
2 Ec 20
Dónde:
ΔP: caída de presión
ρ: Densidad del fluido
24
V: Velocidad a través del capilar
Q: caudal del fluido
A: Área total de la sección trasversal del capilar
Los capilares del ICD son independientes de la viscosidad del fluido y la caída de
presión esta descrita por la siguiente ecuación:
∆𝑃𝑁 = 𝐶𝑢𝜌𝑉2
2𝐶𝑣2 Ec 21
Dónde:
ΔPN: Caída de presión a través del capilar
ρ: densidad del fluido
V: Velocidad del fluido
Q: Caudal del fluido
A: Área total de la sección trasversal de los capilares
Cu: Constante de conversión de unidades, determinada por la geometría del
capilar
Cv: Coeficiente adimensional para el capilar
La ecuación de Darcy a la cara de la arena del reservorio:
∆𝑃𝐹 =𝜇𝐿
𝑘(𝑄
𝐴)
Ec 22
𝑉 =𝑘
𝜇𝐿∆𝑃𝐹
Ec 23
Dónde:
ΔPF: Caída de presión en la cara de la arena
μ:Viscosidad del fluido
L: Longitud
k: Permeabilidad
Q: Caudal de fluido
A: Área total de la sección trasversal del capilar
25
2.1.5 Agua en los yacimientos
El agua se encuentra presente en todos los campos petroleros y es el fluido más
abundante que se produce con respecto a la producción de petróleo es importante
distinguir de donde se proviene y clasificarla de acuerdo a la forma de producción.
2.1.6 Clasificación de agua producida
2.1.6.1 Agua de barrido1
Proviene de un pozo inyector o de un acuífero activo y contribuye al barrido de petróleo
en el reservorio. El manejo de este tipo de agua es una parte fundamental en el manejo
del reservorio y puede ser un factor determinante en la productividad del pozo y las
reservas finales.
2.1.6.2 Agua buena2
Este tipo de agua se produce en el pozo, a una tasa inferior del límite económico de la
relación Agua/Petróleo (RAP), y es el agua que inevitablemente se produce junto al
petróleo y gas. Para reducir los costos asociados a la producción de agua, se debería
implementar dispositivos de fondo que permitan eliminar el agua tan pronto como sea
posible y evitar su incremento
2.1.6.3 Agua mala3
Se define como la producción de agua sin petróleo; es decir la producción de petróleo
no es suficiente para compensar el costo con el manejo de agua. En otras palabras, la
producción de agua está por encima del límite económico permitido.
1 Definición tomade de: Schlumberger,Control deAgua, Oilfield review, Verano 2000 2 Definición tomade de: Schlumberger,Control deAgua, Oilfield review, Verano 2000 3 Definición tomada de: Schlumberger, Control de Agua, Oilfield Review, Verano 2000
26
2.1.7 Producción de Agua
La producción de agua prematura es a menudo el resultado de la conificación cerca de
un pozo productor cuando el agua proviene del nivel de agua libre generalmente en la
dirección vertical. Por lo tanto, un cono de agua toma lugar en la parte más baja del
intervalo completado del pozo, la producción de un pozo causa caída de presión en este
punto del yacimiento, si esta presión se da en la cara del pozo es suficiente baja el pozo
esta completado directamente sobre el contacto agua petróleo y no hay barrera de flujo
vertical, entonces habrá conificación.
Cuando el influjo de agua es el resultado de un acuífero de fondo o lateral anexo al
yacimiento la producción de agua debe ser monitoreada y que podría resultar una caída
significativa de volumen total y de la movilidad del petróleo.
Las altas tasas de producción de agua desde una zona, implica que la permeabilidad
relativa al agua y la saturación de agua en esa zona se incrementen; Los valores altos de
estos parámetros hacen más difícil la producción de petróleo en esa zona.
2.1.7.1 Disminución de la producción de petróleo
A medida que se incrementa la producción de agua en un pozo disminuye la producción
de petróleo hasta llegar un momento durante la vida productiva del pozo, donde el corte
de agua es tan elevado que sobrepasa el límite económico de producción o que están
cercanos a una arena que contiene agua.
2.1.7.2 Incremento en los costos operacionales
Cuando el corte de agua se hace cada vez más elevado, los costos de operación también
aumentan, se tiene que destinar más recursos para las plantas de tratamiento también
muchas veces movilizar grandes tanques para su almacenamiento. Otro problema que
ocasiona el influjo excesivo de agua es el que se debe emplear más recursos para el
27
mantenimiento y reparación tanto de los equipos de superficie como los de subsuelo,
debido a que el agua de formación causa terribles problemas en las tuberías, bombas y
otros equipos, esto se debe al alto poder corrosivo lo cual va a desgastar y disminuir la
vida útil de estos dispositivos en el pozo.
2.1.7.3 Problemas ambientales
El agua de formación que se produce en los campos petroleros es un tipo de agua
sedimentaria producto de millones de años de procesamiento natural por lo que tiene
niveles muy altos de cloruros y metales pesados, puede contener concentraciones que
sobrepasan los 100.000 ppm. Por su composición, el agua de formación una vez
extraída a la superficie, resulta sumamente tóxica para el medio ambiente.
El agua de formación puede ser dañina para los suelos hasta el punto que los puede
esterilizar los suelos utilizados para la agricultura, estos suelos en presencia de una
cantidad razonable de agua de formación se degradan o pierden su equilibrio debido a la
presencia de sales y metales pesados.
2.1.8 Dispositivos de control de influjo (ICD)
2.1.8.1 Reseña del desarrollo tecnológico del dispositivo.
La necesidad de producir petróleo y tener control sobre el volumen de agua y gas
(fluidos no deseados), nos lleva a investigar el desarrollo de esta tecnología, se requiere
producir de manera más eficiente, económica y de forma amigable con el ambiente, lo
que han promovido un mayor alcance en el desarrollo de pozos horizontales y
multilaterales los cuales permiten un mayor contacto con el yacimiento. En pozos
verticales generalmente se utiliza tapones de cemento, empacaduras y químicos para
tratar de controlar el influjo de agua pero en secciones largas perforadas en sentido
horizontal a través de un solo yacimiento se plantea otro tipo de desafío.
28
Se da algunos problemas en la producción debido al aumento de la longitud del pozo
como por ejemplo perdidas en los costos operacionales y disminución en la producción
de petróleo. Una reducción de presión alrededor de la sección del talón, como
consecuencia de la caída de presión por fricción del flujo de fluidos en el mismo que no
es uniforme a lo largo del pozo y causa mayores tasas de producción en el talón. Esto a
menudo da lugar a principios de conificación de agua o gas, lo que provoca una
reducción en la recuperación de petróleo y un barrido desigual de la zona donde se
encuentra el petróleo.
En completaciones tradicionales, la solución para contrarrestar el incremento del corte
de agua o gas consiste en reducir el diámetro del estrangulador en el cabezal (crear un
choque) del pozo. Esto reduce la caída de presión, lo cual se traduce en tasas de
producción más bajas pero niveles más altos de recuperación acumulada de petróleo,
esta solución simple por lo que general no funciona en los pozos perforados con altos
ángulos de inclinación.
En pozos terminados con tecnología inteligente o completaciones inteligentes, los
operadores pueden aislar o reducir el flujo proveniente de zonas problemáticas,
utilizando válvulas de fondo de pozo accionadas en forma remota. Pero los pozos
horizontales, diseñados para la optimizar la exposición del yacimiento, a menudo no son
candidatos adecuados para dichas estrategias.
Para pozos horizontales se han desarrollado dispositivos de control de influjo (ICD) con
el propósito de maximizar la recuperación de reservas retardando el avance de agua y
gas esta técnica se lo realiza en conjunto con swell packers (empacadores hinchables),
los objetivos principales de esta tecnología son: homogenizar el flujo teniendo un perfil
de flujo uniforme a lo largo de la sección horizontal en cualquier punto del trayecto del
pozo para obtener altas tasas de flujo de fases altamente móviles mientras se favorece a
29
la menor movilidad que es el petróleo alcanzando una caída de presión controlada. (Ver
figura 9)
Se debe tener en cuenta dos componentes claves para la implementación de esta
tecnología las cuales son:
La selección apropiada de los ICD´s para un tipo de reservorio.
La colocación correcta de los ICD´s seleccionados del sistema con Swell
Packers (empacadores hinchables) a través de la sección horizontal.
Figura 9: Diseño con completación ICD´s para un pozo determinado (Halliburton, 2015)
Es necesario segmentar el pozo con swell packers para implementar los dispositivos de
control de influjo para poder controlar la entrada de fluidos a lo largo de la sección
horizontal en función de la permeabilidad. Es decir el pozo separa las zonas más
permeables de las menos permeables. En las zonas más permeables los dispositivos de
influjo son diseñados para restringir la entrada de fluido (mayor choque, menor
diámetro, mayor variación de presión a través de la completación). Frente a las zonas
menos permeables los dispositivos de control de influjo ICD son diseñados para
provocar la menor restricción posible. De esta manera el drenaje de fluidos tiene un
perfil más regular a lo largo de la sección horizontal y la entrada de agua se retrasa en el
transcurso del tiempo es descripción corresponde a un yacimiento heterogéneo. La
figura 2 muestra un yacimiento heterogéneo con variaciones de permeabilidad en la
30
sección horizontal del pozo y completado de forma convencional (liner ranurado o
mallas) sin tecnología de control de influjo (ICD), el mayor aporte de fluidos será por la
zona más permeable y por allí ingresara el agua.
Figura 10: Ingreso de fluidos en reservorios heterogéneos sin tecnología de control de influjo (Halliburton, 2013)
La figura 11 muestra un completación con (ICD) en un pozo horizontal heterogéneo, el
pozo esta segmentado con swell packers de acuerdo a las permeabilidades, los
dispositivos de control de influjo se encuentran frente a las zonas más permeables para
restringir el flujo en esas zonas.
31
Figura 11: Ingreso de fluidos en reservorios heterogéneos con tecnología de control de influjo
(Halliburton, 2013)
En yacimientos homogéneos no hay rangos de contraste en permeabilidad, sin embargo
se produce el efecto talón-punta, esto quiere decir que existe un mayor diferencial de
presión del pozo-yacimiento en la sección del talón, los fluidos son favorablemente
producidos por esta sección y si existe agua lateral o de fondo también irrumpirá por
esta sección, esto se muestra en la figura 12.
32
Figura 12: Ingreso de fluidos en reservorios homogéneos sin tecnología de control de influjo (Halliburton, 2015)
En la figura 13 se observa el pozo completado con tecnología de control de influjo los
cuales son diseñados para crear una mayor restricción en la zona del talón
obstruyéndose a lo largo de la sección horizontal para asegurar un flujo equitativo en
dicha sección
Figura 13 Ingreso de fluidos en reservorios homogéneos con tecnología de control de influjo. (Halliburton, 2015)
33
Esta estrategia combate los fenómenos de conificación de agua o formación de crestas
de gas o a través de las zonas más permeables, detiene el flujo anular entre los
compartimentos y permite el aislamiento de zonas potencialmente con agua.
2.1.8.2 Principio de funcionamiento de los dispositivos de control de influjo
(ICD)
Los dispositivos de control de influjo ICD están diseñados para balancear el perfil de
influjo del pozo minimizando el flujo anular a expensas de una caída de presión
adicional, limitada entre la formación y el pozo, esta caída de presión se logra por
medio de orificios, tubos capilares y caminos tortuosos sea el diseño del ICD que se
requiera.
2.1.8.3 Beneficios que brinda la utilización de la tecnología ICD
Expande la recuperación de las reservas de petróleo.
Aísla las zonas de producción con mayor permeabilidad.
Incrementa la vida productiva del pozo retardando la intrusión de agua y gas.
Mejora la eficiencia de drenaje balanceando los fluidos de altas zonas de
productividad.
Crea un perfil de producción homogénea.
Se puede corregir el flujo irregular causado por los efectos de talón-punta y
permeabilidad heterogénea.
Combate los fenómenos de conificación de agua o formación de crestas a través
de las zonas fracturadas.
Se puede aplicar en pozos horizontales, desviados y en diversos tipos de
yacimientos.
34
2.1.8.4 Descripción del dispositivo de control de influjo (ICD)
Los dispositivos de control de influjo están estructurados por canales de flujo que varían
en número, longitud y superficie trasversal basada en requerimientos de producción y
conocimiento del reservorio, el manejo de la fracción de flujo a los agujeros del sistema
de control de influjo (ICD) es logrado por un direccionamiento del flujo a través de la
trayectoria de flujo con una dimensión y longitud conocidas, la longitud y la forma de la
trayectoria del flujo crean un incremento en la resistencia para fluir mientras que el flujo
aumenta. Si aumenta la resistencia como incrementa el caudal sobre el caudal de diseño
se evita que un solo segmento del dispositivo de control de flujo produzca a velocidades
mucho más altas que otros segmentos, regulando el caudal de flujo en cada sistema del
dispositivo de control de influjo y acompañado con restricciones en el anular
(empacadore hinchable), se logra una buena segmentación del pozo y control del flujo
en cada zona dependiendo de su permeabilidad en primera instancia.
Este sistema de completación con canales restringe el flujo de fluidos de la sección del
filtro, para tener un buen diseño y obtener resultados teniendo un equilibrio homogéneo
en el perfil de producción se debe analizar el tamaño y el número de canales que tiene el
dispositivo de control de influjo (ICD).
Actualmente los diseños de dispositivos de control de influjo (ICD) más utilizados en el
mercado de la industria petrolera son:
ICD tipo tubo capilar
ICD tipo orificio o boquilla
ICD tipo canal helicoidal o tortuoso
La función de los ICD es producir una caída de presión con cada uno de estos
dispositivos utiliza un principio operativo diferente para lograr esta caída.
35
2.1.8.4.1 ICD tipo tubo capilar
Consiste en una cámara anular sobre una tubería estándar, el fluido del reservorio es
producido desde la formación a través del filtro de arena a la cámara interior del capilar
de flujo, la caída de presión requerida es creada por un juego de capilares después de
fluir a través de estos el flujo procede dentro de la tubería a través de un juego de
entradas. La longitud y diámetro está diseñado para producir la presión diferencial
necesitada para la eficiencia óptima de la completación.
Figura 14: ICD tipo tubo capilar (Halliburton-“EquiFlow Autonomous ICD´s, 2013)
La configuración del diseño de la caída de presión en los tubos está dada por:
Longitud del tubo (estándar de 4” de largo)
Tubo ID (Depende el requerimiento de caída de presión)
Número de tubos (Normalmente 3-6 tubos de cada ICD)
En la figura 15 observamos cuando el fluido que proviene de la formación ingresa por el
filtro que se encuentran montado en una camisa a lo largo el espacio anular entre el tubo
base y las mallas, sigue en dirección a los ICD donde atraviesa un juego de capilares
para finalmente salir a la tubería de producción.
36
Figura 15: Estructura del ICD tipo tubo capilar (Elis; Erkal & Goh, 2010)
2.1.8.4.2 ICD tipo orificio o boquilla
Los dispositivos de control de influjo (ICD) tipo orificio se basa en utilizar pequeños
diámetros para producir la caída de presión la cual se produce mediante el ajuste del
número de orificios de diámetro conocido y las características de flujo de cada
herramienta, estos orificios se insertan en una camisa colocada alrededor de una tubería
base; otra opción puede ser la de colocar en una cámara anular ubicada en la base en la
que se construyó el dispositivo de control de influjo (ICD).
Figura 16: ICD tipo orificio (Ellis; Erkal & Goh, 2010)
La caída de presión producida en el orificio está en función de la tasa de flujo a medida
que el flujo atraviesa los orificios de restricción insertados en la tubería base o en el
alojamiento exterior a la tubería base, esto se basa en el principio de Bernoulli, el cual
dice la caída de presión producida a través de un orificio se incrementa en función del
37
cuadrado de la velocidad de flujo, es decir que la caída de presión aumentara cuando se
reduce el diámetro de apertura del orificio.
Como se puede observar en la Figura 17 el fluido primero ingresa a por un filtro que son
básicamente mallas para evitar que pasen al interior de la herramienta partículas de la
formación, posteriormente el fluido ingresa a la cámara de flujo donde se encuentran los
orificios, aquí se produce la caída de presión para posteriormente ingresa a la tubería de
producción.
Figura 17: ICD tipo boquilla (Ellis; Erkal & Goh, 2010)
2.1.8.4.3 ICD tipo canal helicoidal o tortuoso
Este tipo de ICD usa un tubo helicoidal (ver figura. 18) para generar la caída de presión,
lo que hace es que el fluido fluya a través de canales cuyo diámetro y longitud varían, la
caída de presión generada está determinada por la fricción producida contra la superficie
de los canales la cual esta una función de la tasa de flujo y de las propiedades de los
fluidos. Al estar basados en la fricción que produce un fluido al pasar por el tubo largo
de diámetro reducido, este tipo de dispositivo es muy sensible a los cambios de
viscosidad y pude producir ineficiencias provocando la misma caída de presión debido a
alto flujo o al influjo de petróleo o agua.
Sin embargo por ser muy dependientes de la viscosidad tampoco permiten realizar
modificaciones en la herramienta lo que dificulta realizar cambios en la completación,
38
además por el hecho de ser un tubo largo enrollado alrededor de la tubería base ante
cualquier paro de producción se puede taponar con finos en las partes bajas de los tubos.
Figura 18: ICD tipo helicoidal o tortuoso (Ellis; Erkal & Goh, 2010)
2.1.8.4.4 Comparación de los tipos de control de influjo ICD
En la figura 19 se puede observar una comparación donde se muestran las caídas de
presión por la geometría y fricción en los diferentes tipos de control de influjo (ICD)
descritos, dependiendo del área de influjo que estos ofrecen.
Se pude observar que el dispositivo de boquilla tiene una mayor caída de presión
debido a su geometría mientras que presenta una menor caída por fricción.
El dispositivo que utiliza un tubo capilar tiene una mayor caída de presión por
geometría que por fricción.
El dispositivo que utiliza canales tortuosos (Helix) alrededor de la tubería de
producción tiene mayor caída de presión por fricción.
39
Figura 19: Teoría de restricción de presión creada por los ICD´s (Halliburton, 2009)
2.1.8.5 Dispositivos de control de influjo autónomos (AICD´s)
2.1.8.5.1 Introducción de la herramienta
El dispositivo Autónomo de control de influjo fue desarrollado específicamente para
reducir la producción desigual de los fluidos dentro del tramo horizontal, esta tecnología
puede reducir significativamente la producción de líquidos no deseados, esta reducción
en los fluidos no deseados se produce automáticamente utilizando una tecnología
innovadora de la dinámica de los fluidos con el fin de diferenciar entre los fluidos
deseados y no deseados.
Los dispositivos autónomos de control de influjo no tienen partes móviles, no requieren
orientación de fondo de pozo y no contienen sellos elastométricos lo cual nos da como
resultado una solución simple, factible y rentable cuando se los compara con los
dispositivos de control de influjo.
El dispositivo AICD es una válvula de estado sólido que permite el flujo de fluidos
deseables (petróleo) y restringe el flujo de fluidos indeseables (agua, gas), estos
dispositivos realizan dos funciones principales mediante el selector de viscosidad que
identifica el fluido y el restrictor de flujo lo que nos permite restringir el flujo del fluido
40
cuando no es deseado, estas funciones se crean por canales de flujo especialmente
diseñados dentro de una válvula de carburo sólido. El aceite al ser más viscoso tiene a
tomar el camino más corto a la salida entrando a la boquilla de salida radialmente, al
seguir una vía directa la restricción para el aceite es mínima en cambio el agua al ser
menos viscosa tiende a evitar los canales que conducen directamente a la boquilla de
salida por el contrario sigue una trayectoria tangencial por la boquilla de salida; esta
trayectoria tangencial hace que el agua comience a girar rápidamente a medida que se
acerca a la boquilla de salida por lo tanto al realizar giros en la misma posición crea una
caída de presión reduciendo significativamente la velocidad de flujo del fluido no
deseado a través del dispositivo.
Figura 20: Dispositivo de control de influjo autónomo (AICD), (Halliburton, 2009)
2.1.8.5.2 Características del dispositivo de control de influjo autónomo
(AICD)
Es una nueva generación de dispositivos de control de influjo que tiene la habilidad de
restringir automáticamente el flujo en pozos horizontales, basado en las propiedades del
fluido que fluye a través de este, entre las principales características tenemos:
41
No contiene partes móviles.
No hay líneas de control.
No requiere orientación en el fondo del pozo.
Se empalma con todas las configuraciones de mallas comunes.
En gran medida restringe el agua o gas.
Funciona como un dispositivo de control de influjo (ICD) pasivo tradicional
durante la producción de petróleo.
2.1.8.5.3 Beneficios que ofrece esta tecnología
Uno de los principales beneficios es la restricción de agua en un 72% con respecto a los
dispositivos de control de influjo (ICD) tradicional dentro de los principales beneficios
tenemos:
Si existe alguna incertidumbre, es decir si se tiene fracturas naturales la AICD
solo funcionara cuando sea necesario.
Si el agua retrocede el AICD no restringe la producción de petróleo.
El diferencial de presión a través de la AICD aumenta drásticamente con la
irrupción de agua.
En la válvula AICD existirá una pequeña caída de presión que ayudara a corregir
el efecto punta talón.
El resto de la sección horizontal está libre de caídas de presión mayores.
El delta de presión ocurre solamente a través de la zona de irrupción o avance de
agua.
2.1.8.5.4 Principio de funcionamiento del dispositivo de control de influjo
autónomo AICD
Los dispositivos de control de influjo autónomo funcionan dirigiendo los diferentes
fluidos a través de vías, la elección del camino se determina por la geometría del AICD
42
y por las propiedades del fluido, las propiedades de los fluidos más importantes para el
funcionamiento de estos dispositivos son la densidad, la viscosidad, y la velocidad del
flujo del fluido.
La densidad y la velocidad del flujo se utilizan para describir las fuerzas de inercia
mientras que la viscosidad y la velocidad nos permiten describir las fuerzas viscosas, los
AICD operan mediante el uso de un equilibrio entre las fuerzas de inercia y las fuerzas
viscosas en el fluido, al ajustar la geometría de flujo pueden ser muy sensibles a las
propiedades de los fluidos. La elección de la vía se determina por el equilibrio de las
fuerzas de inercia y las fuerzas viscosas en el fluido al ajustar la geometría del flujo
pueden ser muy sensibles a las propiedades de los fluidos.
La elección de la vía se determina por el equilibrio de las fuerzas de inercia y las fuerzas
viscosas, cuando las fuerzas de inercia son dominantes, el flujo tiende a mantener la
dirección original y se ira por la vía recta.
Figura 21: Flujo del aceite a través de AICD. (Halliburton, 2015)
Cuando las fuerzas viscosas son dominantes el flujo tiende a extenderse a través de
todas las vías, y el flujo se divide entre la ruta divergente y la vía recta. El agua y el gas
que tiene menor viscosidad evita los canales laterales e ingresan al vortex en forma
43
tangencial, entonces el fluido gira alrededor del orificio de salida, el resultado es una
presión diferencial más alta y menor tasa de flujo.
Figura 22: Flujo de agua y gas a través de AICD. (Halliburton, 2015)
2.1.9 Softwares de simulación
2.1.9.1 Softwares de simulación
2.1.9.1.1 QuikLooK
Quiklook es una herramienta de simulación que se utiliza para estudiar los efectos a
largo plazo de una completación con ICD´s en el reservorio esta herramienta es versátil
y fácil de ejecutar con una gran gama de visualización de resultados, estos datos se les
puede importar a otras herramientas si se los requiere.
En la figura 23 se muestra un ejemplo de este software, se puede visualizar como se
encuentra distribuida el agua en un reservorio desde un pozo inyector a un pozo
productor a través de una zona de alta permeabilidad en la parte superior del reservorio.
44
Figura 23: Vista en 3D de la distribución de agua en reservorio. (Halliburton, Software de simulación para completación de EquiFlow ICD Completions; 2013)
Este software combina el poder de los simuladores numéricos de reservorios con una
interfaz de usuario más simple capaz de procesar un modelo de 1.000.000 celdas, su
herramienta de manejo de fluidos de reservorio tiene una interfaz, en la parte superior
del gráfico para incorporar datos complejos del pozo, chuequear la consistencia de
datos, generar diagramas suplementarios además de pantallas gráficas interactivas e
iniciar y monitorear las corridas de simulación y analizar resultados.
Figura 24: Avance de agua en el reservorio. (Simulador QuikLook, 2017)
2.1.9.1.2 Netool
Es un simulador hidráulico que evalúa diferentes completaciones en los pozos
horizontales permitiendo restringir la producción en zonas con alta saturación de agua,
45
esta es una herramienta muy utilizada por los equipos de planeamiento, completación y
optimización de producción.
Este software está basado en ecuaciones de pérdida de presión en el reservorio, en el
espacio anular y en la tubería de producción, en este software se puede modelar
cualquier geometría del pozo, simular diferentes tipos de completaciones y analizar sus
resultados por estas razones es usado para seleccionar una combinación correcta de los
capilares del ICD. El flujo de las cercanías del pozo es representado por un número
específico de nodos que pueden ser conectados de maneras diferentes para simular que
el flujo atraviesa el espacio anular a través de cualquier tipo de completación tal como
ICD o a través de tubería de producción, también puede anticipar el flujo estacionario.
Para ubicar una completación, sean necesarios los datos de la trayectoria de los pozos, y
las condiciones del reservorio como presión y permeabilidad, el factor de daño puede
ser determinado manualmente o ser calculado de los datos del reservorio. Tendrán que
ser incluidas las propiedades de los fluidos como permeabilidad relativa presión
volumen y temperatura, además permite ingresar diferentes rangos de los parámetros,
que pueden ser cambiados por el usuario para evaluar diferentes escenarios.
Los efectos de usar una completación con ICD pueden ser estimados introduciendo
parámetros básicos del pozo en el software y corriendo diferentes diseños de
completación con variaciones de parámetros de flujo tales como corte de agua,
permeabilidad, modelos de daño, etc. El software permite la corrida de numerosos
escenarios muy rápidamente para comparar resultados y optimizar la completación.
46
Figura 25: Vista de planta y sección trasversal de un pozo. (Halliburton software de simulación para completaciones; 2013)
En la figura 25, en la parte izquierda podemos observar la sección trasversal del pozo,
en la parte derecha se muestra la sección horizontal del pozo con sus respectivas caídas
de presión.
Uno de los beneficios del software NETool es evaluar el impacto en la producción para
la nueva perforación y tecnología de completación.
En la figura 26 se muestra la pantalla principal del software NETool con el conjunto de
datos del reservorio, los diversos parámetros de yacimientos se pueden ver gráficamente
como son: porosidad, permeabilidad, saturación, etc. La visualización revela los puntos
óptimos para la colocación de los dispositivos de control de influjo en los pozos.
47
Figura 26: Software de simulación NETool con sus respectivos conjuntos de parámetros del reservorio. (Halliburton, Software de simulación para completaciones de EquiFlow ICD
Completions, 2013)
2.1.10 Opciones de completaciones y diseño de la completación
2.1.10.1 Opciones de completaciones
Tubo de blanco
Orificio abierto
Revestimiento perforado
Revestimiento ranurado
Envuelto mallas de alambre
Empaques de grava y gravilla pozo entubado
ICD´s y Packers
En las válvulas de la tubería
Anillo Colapsados
Uniones Multilaterales
48
2.1.10.2 Diseño de la completación
Simular de forma precisa los patrones complejos de flujo en la producción del
pozo
Mejorar el diseño del pozo y las acciones basadas en el rendimiento de la
producción
Adaptar a la completación las propiedades encontradas durante la perforación
NETool
Simulación Hidráulica de una región vecina a la completación del pozo.
2.1.10.2.1 Diseño del pozo basado en la respuesta de producción
Evaluando los efectos de los componentes de completaciones avanzadas como la
posición y la longitud del pozo se tiene las siguientes características:
Petróleo-gas-agua como fluidos no newtonianos (varían la viscosidad con la
temperatura).
Presión, Volumen, Temperatura (PVT) del modelo del reservorio, pasando a
través del punto de burbuja, al condensado.
Tubería simultánea y el flujo anular.
Completación de las correlaciones específicas del flujo.
Especificación de Presión de fondo (BPH), temperatura de fondo (THP) o el
caudal como objetivo de la simulación.
Modelos de productividad: en relación a heterogeneidades locales, variaciones
de daños skin, la permeabilidad relativa y los efectos de PVT.
Definición interactiva de la trayectoria del pozo y los detalles de completación.
2.1.10.3 Empacadores Hinchables o expandibles (swell packers)
En la actualidad los yacimientos petrolíferos exigen a los operadores encontrar
tecnologías más simples y seguras para las tareas que se utilizan en el fondo del pozo, el
49
sistema de aislamiento swell packers es un sistema innovador que cumple con todos
estos criterios. Esta tecnología se basa en las propiedades de dilatación del elastómero
inmerso en hidrocarburos, en agua, o en ambos. El sistema se dilata hasta un 200% y de
esta manera sella el espacio anular alrededor del tubo para lograr un aislamiento
efectivo de la zona.
Una vez usado, el elastómero mantiene la flexibilidad y así permite que el sistema de
aislamiento swell packer se adapte a los cambios de forma y retenga la integridad del
sello dentro del transcurso del tiempo.
Sus propiedades autorreparables hacen que esta tecnología sea verdaderamente
innovadora para todas las aplicaciones de aislamiento de zona, es un producto adherido
al tubo y se puede fabricar con elementos de cualquier longitud, según la longuitud del
tubo base.
Debido a que el elastómero está unido al tubo base se es extremadamente sólida y puede
soportar altas presiones diferenciales.
Figura 27: Empacador hinchable (swell packer). (Halliburton Completion Tools, 2010)
Los empacadores hinchables constan de un tubo base (base pipe), una goma (rubber) o
elemento elastométrico y anillos finales de protección de la goma (end rings). La goma
posee una barrera de difusión que protege a las capas de hinchamiento baja y alta, los
50
swell packers comienzan sus procesos de hinchamiento al contacto con agua o petróleo
según sea el diseño de completación.
El objetivo de los swell packers es el de forzar al fluido que viene del medio poroso a
pasar directamente a la tubería, para esto evitamos que el fluido se desplace en todo el
espacio anular dividiendo la sección horizontal, creando compartimientos con los
empacadores hinchables.
Al incrementar el número de swell packers en la sección horizontal vamos a restringir el
flujo en la dirección lineal dentro del espacio anular, independientemente si se mueve en
dirección hacia el talón o la punta del pozo, con esto el fluido pasa directamente del
medio poroso al espacio anular (entre el medio poroso y el liner de producción) después
el flujo pasará por el ICD.
En un pozo horizontal, al no utilizar swell packers, los ICD´s van a controlar el fluido
que se desplaza en espacio anular más no el fluido que viene del medio poroso, es decir
si solo utilizamos los ICD´s pero sin colocar los swell packers, entonces no estaríamos
aislando al medio poroso del liner de producción, y solo controlaríamos el fluido que
ingresa directamente desde la formación y se desplaza en el anular, como consecuencia
no tendríamos el control adecuado de la entrada del flujo del fluido.
51
2.2 Marco Contextual
2.2.1 Ubicación del área de estudio
El Campo Coca-Payamino se encuentra ubicado en el sector Noreste del Bloque 7, en el
centro occidente de la Cuenca Oriente.
El Campo Coca-Payamino está localizado a 18 Km. De las estribaciones orientales de la
Cordillera de los Andes, a unos 200 Km. Hacia el sur-Este de Quito y a 5 Km. Al
Noroeste del campo Lobo.
Varios ríos fluyen con dirección predominante Noreste, siendo el principal de ellos el
río Payamino, el cual atraviesa la estructura del Campo en sentido E-O. El río Punino,
afluente del río Payamino, fluye hacia el margen occidental de la estructura Coca-
Payamino mientras que hacia la parte Este del campo fluye el río Coca
Figura 28: Ubicación geográfica del Bloque 7. (Banco de Información Petrolera del Ecuador, 2006)
52
2.2.2 Características de los yacimientos del Campo
El Campo Coca-Payamino está localizado en la parte centro-occidental de la Cuenca
Oriente del ecuador, cerca de la transición entre la planicie selvática de la Amazonia y
la zona Subandina con presencia de fallas y levantamientos tectónicos, tiene una
extensión de 11 km. de largo por 2 Km. de ancho y configuración de pliegue anticlinal
alargado con una dirección preferencial NO-SE, limitado al este por una falla inversa de
ángulo pronunciado, el cual se encuentra en el frente orogénico, la geometría de este
campo se denomina flor positiva, que son una serie de bloques corridos verticalmente
entre sí, donde sobresalen los bloques del centro con respecto a los de los extremos lo
que origina a anticlinales con acumulaciones de hidrocarburos.
La estructura Coca-Payamino tiene su origen en el Pre-Cretácico, formada por la
combinación de una compactación diferencial sobre un paleoalto al nivel de la
discordancia en la base de la formación Hollín y subsecuente movimiento de la falla que
limita el Campo.
El entrampamiento es estructural, combinado de falla al este y el pliegue anticlinal, la
estructura del campo Coca-Payamino presenta un buzamiento suave hacia el Oeste
mucho más pronunciado y variable hacia el este.
Los yacimientos característicos del Campo son:
Basal Tena
Napo “U”
Napo “T”
Hollín Superior y Principal
Siendo la Hollín Superior el principal yacimiento en términos de producción.
53
En el Anexo 1 se muestra el mapa estructural al tope de Hollín superior, el mapa de
espesores totales al tope de Hollín Superior y el corte de la sección estructural (SO-NE)
2.2.2.1 Basal Tena
Este miembro está compuesto Principalmente por arenisca con intercalaciones de
arcillolita, los mapas estructurales indican que la estructura es un anticlinal asimétrico
dispuesto en dirección Noroeste-Sureste, con una longitud aproximada de 12 Km. un
ancho de 5 Km. y un espesor variable de 11 pies en el Campo coca mientras que en el
Campo Payamino el espesor está entre los 7 pies.
Es un objetivo secundario donde se encuentra petróleo de 17° API aproximadamente.
2.2.2.2 Napo “U”
Está compuesta por una secuencia de lutitas con intercalaciones de areniscas y caliza,
los mapas estructurales indican que la estructura de entrampamiento es un anticlinal
asimétrico dispuesto en dirección Noroeste-Sureste, con longitud aproximada de 12
Km. un ancho de 5 Km. y un espesor variable entre los 16 pies en el campo coca y 32
pies en el Campo Payamino en la arenisca U Superior, mientras que en la arenisca Napo
U Principal de 62 pies en el Campo coca y entre 8 pies en el Campo Payamino.
Es un objetivo secundario donde se encuentra hidrocarburo de 21° API
aproximadamente.
2.2.2.3 Napo “T”
Está compuesta por una secuencia de lutitas con intercalaciones de areniscas y caliza,
los estudios muestran una estructura asimétrica y con dirección preferencial Noroeste-
Sureste, dicha estructura tiene una longitud aproximada de 12 Km. un ancho de 5 Km.
Y un espesor variable entre los 46 y 96 pies en el campo coca para la arena T Superior,
entre 44 y107 para la arena T Principal mientras que en el Campo Payamino varía entre
54
51 y 83 pies en la arena T Superior mientras que en la arena T Principal varía de 40 a 71
pies.
Es un objetivo secundario donde se encuentra hidrocarburo de 27° API
aproximadamente.
2.2.2.4 Hollín Superior y Principal
La formación hollín está compuesta principalmente por arenisca con intercalaciones de
lutita, seta formación descansa en forma discordante sobre los sedimentos de la
formación Misahuallí de edad Jurásico e infrayace en forma concordante a la Formación
Napo. El cierre estructural del campo Coca-Payamino tiene una elongación preferencial
Norte-Sur, con una longitud aproximadade 12 Km. de largo y en dirección Este-Oeste
con un ancho de 5 Km, en donde el límite al Noreste de la estructura está cortado por
una falla en sentido Noroeste-Sureste.
La arenisca Hollín Superior es un objetivo principal, con un espesor promedio de 67
pies y con presencia de hidrocarburos de 22.4° API.
2.2.3 Propiedades Petrofísicas
2.2.3.1 Porosidad
Es la capacidad que tiene la roca para contener un fluido (petróleo, agua o gas) y está
definida matemáticamente como la relación entre el volumen poroso respecto al
volumen total de la roca del yacimiento.
∅ =𝑉𝑜𝑙𝑢𝑚𝑒𝑛𝑝𝑜𝑟𝑜𝑠𝑜
𝑉𝑜𝑙𝑢𝑚𝑒𝑛𝑡𝑜𝑡𝑎𝑙𝑑𝑙𝑎𝑟𝑜𝑐𝑎=𝑉𝑝
𝑉𝑡 Ec 24
De pendiendo a la interconexión de los poros, la porosidad se puede definir como:
Porosidad absoluta
Porosidad efectiva
55
Porosidad no efectiva o residual
2.2.3.1.1 Porosidad absoluta (Øa)
Esta porosidad considera el volumen poroso de la roca esté o no interconectado, es
decir, es la suma de la porosidad efectiva más la porosidad residual.
2.2.3.1.2 Porosidad efectiva (Øe)
Es la relación de volumen poroso interconectado con el volumen bruto de la roca,
también conocida como porosidad útil, ya que es el porcentaje de volumen poroso que
considera todos los espacios porosos conectados entre sí.
2.2.3.1.3 Porosidad residual (Ør)
Es el porcentaje de volumen poroso que considera todos los poros que no están
conectados entre sí, en estos poros no puede existir flujo de fluidos.
Tabla 1: Porosidad promedia de las arenas productoras (Banco de Información Petrolera, 2006)
Arena Porosidad (%)
Basal Tena 17,931
“U” Principal 15,042
Hollín Superior 13,614
Hollín Principal 16,173
2.2.3.2 Permeabilidad
La permeabilidad se define como la capacidad que tiene la roca medio poroso del
yacimiento para permitir el flujo de fluido a través de la red de poros intercomunicados
del mismo, al aplicar una fuerza de empuje (Gradiente de presión), es decir, cuando la
permeabilidad tiene valores altos se tendría un óptimo desplazamiento del fluido, por
consecuencia cuando se tenga valores bajos se presentaría dificultad del movimiento de
los fluidos.
56
2.2.3.2.1 Permeabilidad Absoluta (K)
Se la considera cuando un solo fluido está saturando un ciento por ciento el espacio
poroso, normalmente el fluido de prueba es aire o agua.
2.2.3.2.2 Permeabilidad Efectiva (Ke)
Se la define cuando un fluido que se encuentra en presencia de otro u otros fluidos
saturan el medio poroso. Es decir, la permeabilidad de un fluido se determina en la
presencia de otros fluidos inmiscibles bajo ciertas condiciones de saturación del mismo.
Las permeabilidades efectivas pueden ser para el petróleo (Ko), para el agua (Kw), y
para el gas (Kg).
2.2.3.2.3 Permeabilidad Relativa (Kr)
La permeabilidad relativa es la relación entre la permeabilidad efectiva a un fluido
específico y la permeabilidad absoluta.
𝐾𝑟 =𝐾𝑒
𝐾
Ec 25
A esta permeabilidad se la considera como una medida directa del comportamiento de
un fluido se desplaza en medio poroso o en presencia de dos o más fluidos.
Además esta relación permite saber que la permeabilidad relativa a un fluido siempre es
menor que la unidad.
Como se puede observar en la Ec. 26, la sumatoria de todas las permeabilidades
relativas en un yacimiento es igual a la unidad.
𝐾𝑟𝑜 + 𝐾𝑟𝑔 +𝐾𝑟𝑤 = 1 Ec 26
57
Tabla 2: Permeabilidades promedias de las arenas productoras (Banco de Información petrolera, 2006)
Arena Permeabilidad promedia
(Milidarcys mmD)
Basal Tena 800
“U” Principal 500
Hollín Superior 500
Hollín Principal 800
2.2.3.3 Mojabilidad
A la mojabilidada se la define como la tendencia de un fluido a extenderse o adherirse a
una superficie sólida en presencia de otros fluidos inmiscibles, de acuerdo a esta
definición se define dos tipos de roca:
2.2.3.3.1 Roca Hidrófila
La roca es hidrófila cuando su superficie es mojada por agua, el agua se adhiere a la
roca.
2.2.3.3.2 Roca Oleófila
Se dice que una roca es oleófila cuando el petróleo moja la superficie de esta, es decir el
petróleo se adhiere a la mayor parte de la roca expulsando al agua.
2.2.4 Propiedades de los fluidos del yacimiento productor
El tipo de fluido en el reservorio influye en el comportamiento de la producción es de
vital importancia que el ingeniero de yacimientos pueda entender los cambios en las
propiedades de los fluidos del reservorio durante el tiempo de producción.
2.2.4.1 Saturación
La saturación se define como la relación que expresa el volumen de fluido que satura el
medio poroso, expresada en la EC. 27:
𝑆𝑓 =𝑉𝑜𝑙𝑢𝑚𝑒𝑛𝑑𝑒𝑓𝑙𝑢𝑖𝑑𝑜𝑒𝑛𝑒𝑙𝑚𝑒𝑑𝑖𝑜𝑝𝑜𝑟𝑜𝑠𝑜
𝑉𝑜𝑙𝑢𝑚𝑒𝑛𝑝𝑜𝑟𝑜𝑠𝑜=𝑉𝑓
𝑉𝑝 Ec 27
58
Conociendo el volumen de fluido y la extensión del volumen poroso en la roca se puede
determinar volumétricamente que cantidad de fluido existe en una roca, este fluido
puede ser petróleo (So), gas (Sg) y agua (Sw), donde nos da como resultado la unidad
sumando todas las saturaciones.
𝑆𝑜 + 𝑆𝑤 + 𝑆𝑔 = 1 Ec 28
Tabla 3: Saturaciones de agua en la zona de pago de las arenas productoras (Banco de Información Petrolera, 2006)
Arena Saturación Promedia
de Agua (Sw) %
Basal Tena 29,059
“U” Principal 24,556
Hollín Superior 1,08
Hollín Principal 1,1
2.2.4.2 Viscosidad
La viscosidad está definida como la medida de la resistencia de un fluido al flujo, la
unidad de medida más usada es el centipoise (cp) que es equivalente a (gr/cm*seg). Esta
resistencia al flujo es causada por la fricción interna generada cuando las moléculas del
fluido tratan de desplazarse unas sobre otras.
La viscosidad de los fluidos (µo, µw, µg) nos permitirá estudiar el comportamiento que
tienen estos fluidos en el reservorio.
2.2.4.3 Movilidad
Es la relación que existe entre la permeabilidad efectiva y la viscosidad de un fluido.
𝜆𝑓 =𝐾𝑓
𝜇𝑓
Ec 29
En el reservorio tenemos un proceso multifásico, donde existe relación entre las
movilidades de klos fluidos a esto se lo conoce como relación de movilidad (M),
normalmente se expresa como la relación entre el fluido desplazante con el desplazado.
59
𝑀 =𝑚𝑜𝑣𝑖𝑙𝑖𝑑𝑎𝑑𝑑𝑒𝑙𝑎𝑓𝑎𝑠𝑒𝑑𝑒𝑠𝑝𝑙𝑎𝑧𝑎𝑛𝑡𝑒(𝑎𝑔𝑢𝑎)
𝑚𝑜𝑣𝑖𝑙𝑖𝑑𝑎𝑑𝑑𝑒𝑙𝑎𝑓𝑎𝑠𝑒𝑑𝑒𝑠𝑝𝑙𝑎𝑧𝑎𝑑𝑎(𝑝𝑒𝑡𝑟ó𝑙𝑒𝑜)
Ec 30
𝑀 =𝐾𝑤𝜇𝑜𝜇𝑤𝐾𝑜
=𝐾𝑟𝑤𝜇𝑜𝜇𝑤𝐾𝑟𝑜
=𝜆𝑤
𝜆𝑜
Ec 31
Si
M<1 el crudo se mueve más fácilmente que el agua.
M=1 ambos fluidos tiene igual movilidad.
M>1 el agua se mueve más fácilmente que el crudo
2.2.5 Análisis PVT
En la tabla 4 se detalla las propiedades de los fluidos de las arenas productoras del
campo Coca-Payamino.
Tabla 4: Propiedades de los fluidos del Campo Coca-Payamino (Banco de información Petrolera)
Arena
Factor
Volumétrico
Inicial (Boi)
°API
Presión
Inicial
(psia)
Presión de
Burbuja
(psia)
Viscosidad del
petróleo a Pi
(cp)
Viscosidad del
petróleo a Pb
(cp)
Basal
Tena 1,09 19,2 2874 205 10 8
“U”
Principal 1,09 20,8 3865 1100 14 9
Hollín
Superior 1,08 24,7 4140 172 4 3
Hollín
Principal 1,1 24,2 4200 55 6 4
60
3 CAPÍTULO III: DISEÑO METODOLÓGICO
En este capítulo se describe el tipo de estudio, el método con el cual se recolecto y
tabulo los datos, además de una descripción geográfica y litológica del pozo a
analizarse, también un historial de producción.
3.1 Tipo de estudio
Este estudio técnico, es de carácter descriptivo y comparativo donde vamos a estudiar
variables, los parámetros que debemos considerar en la implementación de la tecnología
ICD, las cuales buscan disminuir el incremento del corte de agua en pozos horizontales
del Campo Coca-Payamino, a las cuales se realizará una comparación de acuerdo a su
desempeño.
Este estudio técnico es de tipo transversal por que se desarrollara entre los meses de
Agosto/2016 y Agosto/2017.
Este estudio técnico es prospectivo porque los resultados servirán a futuro.
3.2 Universo y Muestra
El universo de estudio es el Campo Coca-Payamino, se tomará la muestra de un pozo el
cual fue seleccionado por cumplir con los siguientes parámetros:
Pozos Horizontales.
Pozos con alto corte de Agua (BSW).
Pozos con producción temprana de Agua.
Pozos implementados con la tecnología ICD.
61
3.3 Métodos y técnicas de recolección de datos
La técnica aplicada será la recolección de datos de los pozos completados con
tecnología ICD para posteriormente realizar el análisis y evaluación de los mismos.
3.3.1 Tabulación de datos
La tabulación de los datos recopilados se la realizará a través de los software de
simulación: Netool, Quiklook y Microsoft Excel de office.
Netool es un software que nos permitirá modelar la geometría del pozo para simular
diferentes tipos de completaciones y analizar sus resultados.
Quiklook nos permitirá analizar los datos que se generen a largo plazo cuando se haya
implementado una completación en este caso de la tecnología ICD generando gráficos
complementarios e interactivos.
Microsoft Excel proporcionara gráficas adicionales a través de cálculos simples.
3.3.2 Procesamiento y selección de información
La información procesada se la utilizara en predicciones de producciones,
permeabilidades y porosidades equivalentes además de cuantificar los valores de
conificación de agua al reservorio, los cuales al realizarlos con software obtendremos
resultados los cuales serán resumidos mediante graficas que nos facilitaran el análisis e
interpretación de resultados.
En cuanto al análisis económico se utilizara una hoja Excel que permitirá optimizar el
tiempo en cuanto a cálculos se refiere, los datos obtenidos para cada propuesta serán
tabulados para su respectiva comparación.
62
3.3.3 Sistematización de Datos
Para la recopilación de datos en el desarrollo del presente proyecto de utilizará la
técnica de sistematización de información primaria.
Fuentes primarias:
Datos de producción esta información fue proporcionada por el Banco de
Información Petrolera.
Propiedades mecánicas de la roca.
Diagramas de completación, esquema mecánico, informe final de geología,
registros LAS.
En cuanto a las fuentes secundarias fue toda la información bibliográfica
disponible, así como también información de la red.
3.3.3.1 Descripción del Pozo COCA-057H
3.3.3.1.1 Antecedentes
El pozo COCA-57H localizado en el campo Coca-Bloque 07, es un pozo horizontal,
inicia su perforación en marzo del 2015; el pozo alcanzo una profundidad total de
9495,43´ TVD el 28 de marzo del mismo año, fueron necesarios 28 días de
perforación con el taladro CCDC-66.
3.3.3.1.2 Ubicación
Coordenadas UTM de Superficie
9954500 m. Norte
270494 m. Este
63
El Pozo COCA-057H, se perforó desde la plataforma COCA “A”, el perfil del pozo es
un tipo “Horizontal”. Se diseñó en cinco secciones el perfil direccional para alcanzar la
Arena Hollín Superior, como objetivo principal.
3.3.3.1.3 Descripción litológica arenisca Hollín Superior (Objetivo Principal)
Se encuentra comprendida por intercalaciones de arenisca con lutita
Arenisca: café clara, hialina, translucida a transparente, suelta ocasionalmente friable,
grano fino a medio, cuarzosa, subredondeada.
3.3.3.1.4 Ensamble y Corrida de la completación con control de flujo
1. Levantar el equipo de manipuleo y torque.
2. Realizar reunión pre-operacional y de seguridad antes de realizar el trabajo
con todo el personal involucrado.
3. Levantar el ensamble de zapato flotador.
a) Float Shoe 4 ½ ” BTC 11.6 lb/ft Box.
b) Pup Join 4 ½” BTC 11.6 lb/ft Box x Pin.
c) O-ring Seal Sub 4 ½ BTC 11.6 lb/ft Box x Pin.
4. Levantar el sistema ICD de 4 ½ BTC, cuidando de no golpearlas. Conectar
Tubos lisos 4 ½ SEC según se necesiten al sistema ICD 4 ½ BTC, asegurar la
sarta con cuña de 4 ½ y collarín. Instalar 4 ½ Swell Packers de acuerdo al
diseño final hasta cubrir toda la longitud de la sección horizontal.
5. Levantar blank pipe 4 ½ SEC. Asegurar con cuña y collarin de seguridad en
la mesa rotaria la última junta de tubería Blank Pipe de 4 172 SEC.
64
6. Instalar mesa falsa para el armado de la sarta interna de wash pipes.4
3.3.3.1.5 Historial de Producción
Tabla 5: Historial de producción pozo COCA-57H. Banco de información petrolera (BIPE), 2017
Fecha Agua BSW Fluido
Día/mes/año BAPM % BFPM
31/03/2015 15910 996 49294
30/04/2015 16572 1044 47927
31/05/2015 18384 1085 52526
30/06/2015 16878 1044 48495
31/07/2015 16578 1023 50250
31/08/2015 11774 960 37923
29/09/2015 10068 696 41961
31/10/2015 11877 696 52948
30/11/2015 11296 660 51322
31/12/2015 8728 682 39685
31/01/2016 8165 682 37096
29/02/2016 9921 640,11 44936
31/03/2016 12302 753,76 50608
30/04/2016 13409 833,23 48284
31/05/2016 15603 977,19 49513
30/06/2016 17012 1065,79 47883
31/07/2016 19797 1232,05 49810
31/08/2016 22342 1369,96 50548
30/09/2016 24353 1459,85 50033
31/10/2016 28345 1647,76 53310
30/11/2016 30890 1727,8 53625
31/12/2016 35956 1919,35 58057
4 Reporte Final del Pozo COCA-57H-Banco de Información Petrolera
65
3.3.3.1.6 Diagrama de Completación
Figura 29: Diagrama de completación del pozo COCA-57H. Banco de información petrolera (BIPE), 2017
66
4 CAPÍTULO IV: ANÁLISIS E INTERPRETACIÓN DE DATOS
En este capítulo se realiza una descripción de las propiedades del yacimiento necesarias
para la operación del pozo, se describe el máximo potencial con y sin tecnología ICD ,
en base al perfil de permeabilidades se establece los arreglos de los dispositivos de
control de influjo y las producciones obtenidas tanto con ICD como con liner ranurado.
4.1 Análisis de producción
Cuando se implementa un dispositivo de control de influjo (ICD) se espera recuperar la
mayor cantidad de hidrocarburos restringiendo el paso de fluidos no deseados como son
agua o gas lo cual permitirá reducir costos de producción.
4.1.1 Pozo COCA-057H
4.1.1.1 Información para el diseño de la completación
La información necesaria para el diseño de una completación con dispositivos de
control de influjo (ICD), comienza con la recopilación de datos del yacimiento y las
expectativas de producción del mismo.
En la tabla 6 se muestra la información básica necesaria para realizar el diseño de una
completación con dispositivos de control de influjo.
Tabla 6: Información básica del pozo. (Banco de información petrolera)
Información General
Detalles del Pozo
Fecha marzo 03, 2015
Nombre Compañía Petroamazonas
Ciudad, País Quito, Ecuador
Fecha prevista para la implementación del proyecto Marzo 2015
Información del Pozo
Nombre COCA-057H
Tipo Productor
7" Profundidad del zapato 9,449.63 ft
67
Profundidad Total TVD 9,500.23 ft
Longitud del pozo 407 ft
Diámetro 6 ¼ in
Desviación Max 90 º
Diámetro del tubo base 4 ½ in
Peso del tubo base 11.6 lb/ft
Base ID 4.000 in
Información del reservorio
Tipo de Formación Arena Hollin Superior
Tipo de Fluido (Petróleo/Gas/Agua) Petróleo/Agua
Presión de reservorio 4200 psi
Temperatura de Reservorio 220 °F
La completación fue diseñada en base a un software especializado, el cual debió estar
alimentado con la mayor cantidad de información para que la simulación sea lo más
confiable posible, los análisis PVT del reservorio son muy importantes para conocer el
comportamiento del reservorio en la tabla 7 se muestra dichos datos tomados del pozo
COCA-042.
Tabla 7: Datos PVT del reservorio (Banco de Información Petrolera)
Presión (PSI)
Rs (SCF/STB)
Bo (RB/STB)
Viscosidad (cp)
5000 1,0682 12,73
4500 1,0706 12,19
4000 1,073 11,87
3500 1,0764 11,65
4200 1,07205 11,57
3000 1,0818 11,11
2500 1,0868 10,62
2000 1,0907 10,14
1500 1,0959 9,66
0 0 1,0683 9,27
1000 1,1011 9,2
100 23 1,0768 8,84
520 1,1057 8,74
200 44 1,0981 8,53
390 1,1087 8,51
380 1,1123 8,38
375 1,1161 8,2
365 63 1,1199 8,17
68
Figura 30: Datos PVT del reservorio (Banco de información Petrolera, 2016)
En la figura 31 se muestra la trayectoria del pozo utilizando el survey.
Figura 31: Trayectoria del pozo en la sección horizontal, COCA-057H
69
En la figura 32 se observa la sección horizontal del pozo en el eje de las abscisas y en el
eje de las ordenadas la permeabilidad relativa en mili Darcys, el perfil de
permeabilidades se calcula a partir de los registros de Measurement While Drilling
(MWD), Logging While Drilling (LWD) tomados en el pozo del Anexo 2
Figura 32: Permeabilidad (mD) con relación a la longitud horizontal (ft), COCA-057H
4.1.1.2 Potencial del Pozo
Para calcular el máximo potencial del pozo se utilizó una completación hipotética con
liner ranurado y sin daño. Esta curva de IPR generada por el software se muestra en la
figura 33, el simulador muestra que el pozo puede producir 518 BFPD a una presión de
fondo de PWF= 3000 psi con un IP= 0.4 BFPD/psi.
70
Figura 33: IPR y well test simulado con Liner ranurado, COCA-057H
En la figura 34 podemos apreciar la curva de IPR con completación ICD, comparándola
con la curva IPR con liner ranurado, se puede notar una disminución del IPR en la
completación con ICD debido a caídas de presión en determinados sectores del pozo
para poder estabilizar el fluido a lo largo de la sección horizontal.
Además se muestra un well test con ICD, donde el pozo está en la capacidad de
producir 362 BFPD a una presión de Pwf=3000 psi con un IP=0.3 BFPD/psi
71
Completación Fase
Caudal de
petróleo
(BPPD)
Caudal de
agua
(BAPD)
Corte de
agua
(%)
Caudal
Total
(BPD)
Presión de
Fondo
(PSI)
IP
(BPD/PSI)
Drawdow
(PSI)
ICD Agua/
Petróleo
338 24 7 362 3000 0.3 1300
SL 484 34 7 518 3000 0.4 1300
Figura 34: IPR completación ICD vs SL y well test simulado, COCA-057H
4.1.1.1 Diseño de la completación para el pozo COCA-057H
El pozo COCA-057H se completa con: 6 dispositivos de control de influjo (ICD) en dos
compartimentos de producción aislados con 4 swell packers (1 water-swell packers, 3
oil-swell packers), con el objetivo de crear un perfil de producción homogénea
restringiendo el flujo en las zonas con mayor permeabilidad y retrasando el avance de
agua.
El inicio de producción fue el 03 de marzo del 2015 produciendo de la arena Hollín
Superior.
En la figura 35 se muestra la distribución de las juntas ICD y swell packers a lo largo de
la sección horizontal del pozo.
72
Figura 35: Diseño de distribución de juntas ICD y Swell Packers, COCA-057H
Tabla 8: Diseño de la completación final del pozo COCA-057H, obtenidos de acuerdo a los
parámetros que influyen en el comportamiento del reservorio.
AICDs Qty SWP QtyBlankPipe
JoinsX-Overs BOX - PIN
6 4 7 5
1 11150.00 30 Blank Pipe 1
2 11180.00 1 X-Over 1 SEC Box-BTC Pin
3 11181.00 24 AICD 1
4 11205.00 24 AICD 1
5 11229.00 1 X-Over 1 BTC Box - SEC Pin
6 11230.00 3.18 upper pkr
7 11233.18 3.5 pkr 1
8 11236.68 3.18 middle
9 11239.86 31 Blank Pipe 1
10 11270.86 31 Blank Pipe 1
11 11301.86 31 Blank Pipe 1
12 11332.86 31 Blank Pipe 1
13 11363.86 31 Blank Pipe 1
14 11394.86 31 Blank Pipe 1
15 11425.86 4 upper pkr
16 11429.86 3.5 pkr 1
17 11433.36 4 middle
18 11437.36 1 X-Over 1 SEC Box-BTC Pin
19 11438.36 24 AICD 1
20 11462.36 24 AICD 1
21 11486.36 24 AICD 1
22 11510.36 24 AICD 1
23 11534.36 1 X-Over 1 BTC Box - SEC Pin
24 11535.36 3.8 upper pkr
25 11539.16 3.5 pkr 1
26 11542.66 0.5 middle
27 11543.16 3.5 pkr 1
28 11546.66 3.8 lower pkr
29 11550.46 1 X-Over 1 SEC Box-BTC Pin
30 11551.46 2 O-Ring SUB
31 11553.46 20 O-Ring Extension
32 11573.46 2 Shoe
33 11575.46
Design AICDs 2.2.0 (revision-3)
heel @ 11175 ft; toe @ 11582 ft
Seg #Top MD
(ft)
Segm
Length (ft)Description
73
4.2 Comparación de la producción de los fluidos (agua, petróleo) en el pozo
COCA-057H con y sin ICD
4.2.1 Producción de petróleo
Para este caso se realizaron perfiles y pronósticos de producción para observar el
desempeño de un pozo con dispositivo de control de influjo con respecto a un caso
convencional. Los perfiles y pronósticos de producción al 31/12/2017 fueron elaborados
en base al histórico de producción mediante método de curvas de declinación.
En la figura 37 se muestra el historial y el pronóstico de producción al 31/12/2017 del
pozo COCA-057H con y sin ICD fue obtenido del perfil de producción de la tabla 5
74
Figura 36: Perfil de Producción de petróleo COCA-057H
0
200
400
600
800
1000
1200
1400
1600
1800
15
/02
/20
15
06
/04
/20
15
26
/05
/20
15
15
/07
/20
15
03
/09
/20
15
23
/10
/20
15
12
/12
/20
15
31
/01
/20
16
21
/03
/20
16
10
/05
/20
16
29
/06
/20
16
18
/08
/20
16
07
/10
/20
16
26
/11
/20
16
15
/01
/20
17
06
/03
/20
17
25
/04
/20
17
14
/06
/20
17
03
/08
/20
17
22
/09
/20
17
11
/11
/20
17
31
/12
/20
17
BP
PD
DATE
PRONÓSTICO DE PRODUCCIÓN DE PETRÓLEO 2015-2017 CON LOS POZOS CON & SIN TECNOLOGÍA ICD
COCA-057H CON ICD
COCA-057H SIN ICD
PRODUCCIÓN HISTÓRICA
PROYECCIÓN DE PRODUCCÓN AL 31/12/2017
75
4.2.2 Producción de agua
La figura 38 corresponde a la producción de agua en el pozo COCA-057H en el mismo
lapso de tiempo.
Figura 37: Producción de Agua COCA-057H
4.2.3 Acumulado de petróleo
En la figura 39 se muestra la producción acumulada de petróleo del pozo COCA-057H
con tecnología ICD la cual se incrementó en 304,372 MBls es decir se incrementaría en
un 35%, si se hubiese completado con liner ranurado.
0
200
400
600
800
1000
1200
1400
1600
01
/03
/20
15
01
/05
/20
15
01
/07
/20
15
01
/09
/20
15
01
/11
/20
15
01
/01
/20
16
01
/03
/20
16
01
/05
/20
16
01
/07
/20
16
01
/09
/20
16
01
/11
/20
16
01
/01
/20
17
01
/03
/20
17
01
/05
/20
17
01
/07
/20
17
01
/09
/20
17
01
/11
/20
17
BA
PD
DATE
PERFIL DE PRODUCCIÓN Y PRONOSTICO DE PRODUCCIÓN DE AGUA
COCA-057
76
Figura 38: Perfil de Acumulado de petróleo del pozo COCA-057H
4.2.4 Acumulado de agua
En la figura 40 se muestra la optimización de una excesiva producción de agua la
disminución es de 525,703 MBls en el mismo lapso de tiempo.
Figura 39: Acumulado de Agua del pozo COCA-057H
0
200000
400000
600000
800000
1000000
03
/03
/20
15
03
/07
/20
15
03
/11
/20
15
03
/03
/20
16
03
/07
/20
16
03
/11
/20
16
03
/03
/20
17
03
/07
/20
17
03
/11
/20
17
NP
(B
LS)
DATE
PRONÓSTICO ACUMULADO DE PETRÓLEO
COCA-057H con ICD
COCA-057H SIN ICD
0
300000
600000
900000
1200000
1500000
1800000
2100000
03
/03
/20
15
03
/07
/20
15
03
/11
/20
15
03
/03
/20
16
03
/07
/20
16
03
/11
/20
16
03
/03
/20
17
03
/07
/20
17
03
/11
/20
17
WP
(B
LS)
DATE
PRONÓSTICO ACUMULADO DE AGUA
"COCA-057H CON ICD"
"COCA-057H SIN ICD"
77
En la tabla 9 se detallan los resultados obtenidos de los pronósticos de producción para el pozo COCA-057H con y sin ICD.
Tabla 9: Pronóstico de producción con tecnología ICD
Date
COCA -057H
Petróleo
BLS
Agua
BLS
Fluido
BLS
BSW
%
NP
BLS
Wp
BLS
Con ICD Sin ICD Con ICD Sin ICD Con ICD Sin ICD Con ICD Sin ICD Con ICD Sin ICD Con ICD Sin ICD
2015/06 1060 1046 522 520 1583 1566 33,00 33,20 129.865 139.701 67.742 54.367
2015/12 861 711 643 824 1104 1534 42,00 53,67 334.293 299.207 138.293 175.984
2016/06 999 485 800 1298 1599 1783 57,50 72,80 536.192 406.624 214.702 366.029
2016/12 692 330 1229 2056 1921 2386 63,99 86,18 689.890 480.580 376.387 669.680
2017/06 349 225 1801 3233 2150 3458 83,79 93,48 794.828 530.161 700.234 1´140.937
2017/12 158 153 2421 5121 2579 5274 93,87 97,10 868.896 564.524 1´371.489 1´897.192
78
En la figura 40 se muestra los resultados finales de los pronósticos de producción de
petróleo y agua, detallando el total acumulado al 31 de diciembre de 2017.
Figura 40: Producción Acumulada del pozo COCA-057H al 31/12/2017
CON ICD SIN ICD
868.896,39
564.523,53
1.371.488,68
1.897.192,07
PRODUCCIÓN ACUMULADA AL 31/12/2017
Petróleo Agua
79
5 CAPÍTULO V: ANÁLISIS ECONÓMICO DEL PROYECTO
En este capítulo se describe los costos de perforación y completación, también una
comparación económica de los tipos de completación.
5.1 Introducción
Dentro de la industria petrolera la producción de agua prematura ha obligado al uso de
sistemas para controlar el avance de esta, por lo que el uso de Dispositivos de control de
influjo (ICD), resulta una herramienta muy eficiente para mitigar este problema además de
su capacidad para mejorar la recuperación acumulada de petróleo, se debe analizar muy
bien la situación económica para la implementación de este sistema la cual se basa en la
comparación del análisis de inversiones y producciones que se tiene con el sistema de
completación con tecnología de los dispositivos de control de influjo (ICD) y el sistema de
completación simple o liner ranurado. Por esta razón es necesario realizar una evaluación
de las completaciones la cual es el objeto del estudio para determinar el sistema más
eficiente y rentable.
5.2 Flujo neto de caja
El flujo de caja es la relación entre los ingresos y egresos previstos en un periodo
determinado de tiempo (mensual o anual), el cual nos permite evaluar la inversión.
𝐹𝑁𝐶𝐾 = 𝐼𝐾 − 𝐸𝐾 Ec 32
Donde:
80
FNCK: Flujo Neto de Caja del proyecto correspondiente al periodo K.
IK: Ingresos previstos del proyecto correspondiente al periodo K.
EK: Egresos previstos del proyecto correspondientes al periodo K.
Este cálculo es fundamental para obtener el Valor Actual Neto (VAN) y la Tasa Interna de
Retorno (TIR).
En flujo neto de caja pueden distinguirse tres etapas
1. Se da al inicio de los trabajos (días, meses o años) donde todavía no es posible
recuperar la inversión y el valor del flujo neto es negativo.
2. Cuando el flujo neto de caja toma el valor de cero, es decir la inversión se recuperó.
3. Es la etapa cuando existe ganancias para la compañía, es decir el flujo de caja tiene
valor positivo.
5.3 Valor Actual Neto (VAN)
El Van es un indicador financiero que mide los flujos de futuros ingresos y egresos que
tendrá un proyecto, si el resultado es positivo el proyecto es viable. La tasa de interés con la
que se descuenta el flujo neto proyectado, es el rendimiento o rentabilidad minima, que se
espera para ganar.
𝑉𝐴𝑁 = 𝐴 +∑𝐹𝑁𝐶𝐾
(1 + 𝑟)𝐾
𝑛
𝐾¡1
Ec 33
Donde:
FCNK: Flujo Neto de Caja del proyecto en un periodo de tiempo K.
81
r: Tasa de actualización o descuento (% anual)
A: Inversión inicial (USD)
n: Periodo considerado en el Flujo neto de Caja.
Con el VAN se pueden identificar 3 casos:
1. VAN > 0 El proyecto es rentable.
2. VAN = 0 El proyecto sigue siendo rentable, porque ya está incorporado la ganancia
de la tasa de descuento.
3. VAN < 0 El proyecto no es rentable.
5.4 Tasa Interna de Retorno (TIR)
Se denomina Tasa Interna de Retorno a la tasa de descuento que hace que el valor actual
neto (VAN) de una inversión sea igual a cero, es decir es el punto en el tiempo en que se
recupera la inversión y se comienza a generar ganancias.
La Tasa Interna de Retorno es un indicador de la eficacia de una inversión a través de este
se considera que un proyecto sea o no rentable.
5.5 Análisis Económico del Pozo COCA-057H
5.5.1 Ingresos del Proyecto
El análisis económico se realizó a partir de los perfiles de producción desde el año 2015 al
año 2017, para el pozo COCA-057H se tomaron los perfiles de producción tanto con y sin
completación ICD, esta información se la presenta a continuación:
82
Tabla 10: Pronóstico de producción del pozo COCA-057H
Años Petróleo Acumulado BLS Agua Acumulada BLS
Con ICD Sin ICD Con ICD Sin ICD
2015 334.293 299.207 138.293 175.984
2016 355.597 181.374 238.093 493.695
2017 179.006 83.943 995.102 1´227.512
Total 868.896 564.524 1´371.489 1´897.192
Para una mejor comprensión de la tabla 10 se presenta una comparación de la producción
anual de petróleo y agua en las figuras 41 y 42 respectivamente.
Figura 41: Producción Anual de petróleo del pozo COCA-057H con y sin ICD
0
100000
200000
300000
400000
2015 2016 2017
Pro
du
cció
n (
BLS
)
Años
PRODUCCIÓN ANUAL DE PETRÓLEO
Con ICD Sin ICD
83
Figura 42: Producción Anual de agua del pozo COCA-057H con y sin ICD
5.5.2 Inversión del Proyecto
Para un proyecto de completación de un pozo horizontal hay que tomar en cuenta ciertos
aspectos importantes, a más de los aspectos técnicos en este estudio.
Los costos reales de este trabajo toman en cuenta: perforación y completación, estos costos
se detallan en tablas 11, 12 y 13 mostrando las actividades de operación para dejar el pozo
en condiciones de producción además de los gastos de funcionamiento del mismo.
Tabla 11: Costos Reales de Perforación del pozo COCA-057H. Reporte final de perforación pozo COCA-057H
DESCRIPCIÓN COSTO REAL
Servicio de Camión Vaccum 75.168,00
Permisos DNH 7.000,00
Servicio de Ing. Geología 0,00
Servicio de Base Permanente Obreros y Guardias 5.910,74
Servicio Taladro Perforación 1.154.603,07
Servicio Gerenciamiento de Perforación 103.164,50
Servicio de Direccional 1.450.747,34
Servicio Lodos de Perforación 647.207,46
Servicio de Control de sólidos de Perforación 197.116,32
0
500000
1000000
1500000
2015 2016 2017
Pro
du
cció
n (
BLS
)
Años
PRODUCCIÓN ANUAL DE AGUA
Con ICD Sin ICD
84
Servicio de Mud Logging Perforación 74.556,00
servicios de GYRO 25.000,00
Servicio de Catering Perforación 43.075,50
Servicio Inspección de Tubulares Perforación 8.120,62
Servicio de Corrida de Tubulares de Perforación 132.767,00
Servicio Cementación de Perforación 382.689,66
servicio de Instalación de cabezal y Corte frio
Casing
3.733,20
Servicio de Liner Hanger 111.439,70
Servicio Lump Sum Brocas Perforación 218.000,00
Servicio de Equipo Pesado Perforación 19.465,00
Renta de equipos de perforación 41.315,18
Materiales Cabezal de Pozo Perforación 43.319,27
Ingeniería de Geomecánica 0,00
Materiales generales de la Operación 0,00
Combustible Perforación 76.519,12
Tubería de Revestimiento 931.409,53
Total 5.752.327,21
Tabla 12: Costos de Completación con tecnología del pozo COCA-057H
COMPANÍA SERVICIO MATERIAL INVERSIÓN
OCAÑA SERVICIOS VARIOS 2.800
CONEXPET RENTA DE CAMION
VACCUM
10.368
PETROAMAZONAS
EP
SECRETARIA DE
HIDROCARBUROS
3.000
SINOPEC SERVICIO TALADRO 177.980
HALLIBURTON GERENCIAMIENTO 15.264
HALLIBURTON INFLOW 75.000
GEOSERVICES MUD LOGGING 1.230
CAVES ALIMENTACIÓN
ALOJAMIENTO
9.609
3R RENTA DE CAMPERS DIESEL-
COMBUSTIBLE 1.075
PETROAMAZONAS
EP
KCL 49.300
BAKER RENTA DE
HERRAMIENTAS
COLGADOR 27.620
MISWACO BHA de Limpieza LIMPIEZA
REVESTIDOES 36.000
BJ SERVICES RENTA DE EQUIPOS 23.400
AZUL ASISTENCIA TECNICA 3.892
SAPS INSPECCIÓN DE TUBERIA 2.359
SENAPRO GUARDIANIA 1.120
WEATHERFORD RENTA DE
HERRAMIENTAS
54.200
85
COMPANÍA SERVICIO MATERIAL INVERSIÓN
SUMMAPET UNIDAD DE SLICKLINE 5.700
HALLIBURTON MALLAS ICDS +
SWELL
PACKERS
652.000
PETROAMAZONAS
EP
MATERIALES DE
COMPLETACION 73.664
MISION
PETROLEUM
ASISTENCIA TECNICA 1.140
PETROAMAZONAS
EP
CABEZAL 17.500
PETROAMAZONAS
EP
TUBERIA 75.020
PETROAMAZONAS
EP
PROTECTORES 17.380
BAKER CABLE 62.100
ESP 380.000
TOTAL 1´778.721
Tabla 13: Costos de Completación sin tecnología ICD del pozo COCA-057H
COMPANÍA SERVICIO MATERIAL INVERSIÓN
OCAÑA SERVICIOS VARIOS 2.800
CONEXPET RENTA DE CAMION
VACCUM
6.912
PETROAMAZONAS
EP
SECRETARIA DE
HIDROCARBUROS
3.000
SINOPEC SERVICIO TALADRO 118.653
HALLIBURTON GERENCIAMIENTO 10.176
HALLIBURTON INFLOW 75.000
GEOSERVICES MUD LOGGING 820
CAVES ALIMENTACIÓN
ALOJAMIENTO
6.406
3R RENTA DE CAMPERS DIESEL-
COMBUSTIBLE
717
PETROAMAZONAS
EP
KCL 49.300
BAKER RENTA DE
HERRAMIENTAS
COLGADOR 27.620
MISWACO BHA de Limpieza LIMPIEZA
REVESTIDOES
36.000
BJ SERVICES RENTA DE EQUIPOS 23.400
AZUL ASISTENCIA TECNICA 2.595
SAPS INSPECCIÓN DE TUBERIA 2.359
SENAPRO GUARDIANIA 746
WEATHERFORD RENTA DE
HERRAMIENTAS
54.200
SUMMAPET UNIDAD DE SLICKLINE 3.800
MALLAS 25.000
PETROAMAZONAS
EP
MATERIALES DE
COMPLETACION
73.664
MISION ASISTENCIA TECNICA 1.140
86
COMPANÍA SERVICIO MATERIAL INVERSIÓN
PETROLEUM
PETROAMAZONAS
EP
CABEZAL 17.500
PETROAMAZONAS
EP
TUBERIA 75.020
PETROAMAZONAS
EP
PROTECTORES 17.380
BAKER CABLE 62.100
ESP 380.000
TOTAL 1´076.308
Se debe tener en cuenta que los precios establecidos para la completación con mallas se los
realizo en base a una aproximación.
Tabla 14: Costo total de Inversión pozo COCA-057H con y sin tecnología ICD
Con tecnología
ICD
Sin tecnología ICD
Costos de Perforación 5´752.327,21
Costos de Completación 1´778.721 1´076.308
Total Invertido 7´531.048,21 6´828.635,21
Para perforar el pozo se invierta la misma cantidad de dinero existe un cambio en la
completación.
Para realizar el Flujo Neto de Caja es necesario conocer los costos adicionales por barril de
petróleo producido, que se detallan en la siguiente tabla.
Tabla 15: Costos Adicionales para producir un barril de petróleo.
Ley 10-20 Contribución por cada barril producido ($/bbl) 1
Ley 40 Contribución por cada barril transportado ($/bbl) 0,05
Costo de comercialización ($/bbl) 0,5
Costo de operación del SOTE ($/bbl) 2,00
Costo para producir un barril de petróleo 10,63
87
Además de estos costos se debe conocer la Tasa de interés anual de 10% (Banco Central del Ecuador)
5.5.3 Calculo del Flujo Neto de Caja
Tabla 16: Flujo Neto de Caja con tecnología ICD
0 2015 2016 2017
INVERSIÓN (USD) -7´531.048,21
PRODUCCIÓN (BLS) 334.293 355.597 179.006
COSTO ESTIMADO
BARRIL (USD)
43,44 33 44,4
INGRESOS (USD) 14.521.687,92 11.734.701 7.947.866,4
COSTO ESTIMADO DE
PRODUCCIÓN (USD)
13,18 13,18 13,18
EGRESOS(USD) 4´405.981,74 4´686.768,46 2´359.299,08
FLUJO DE CAJA (USD) -7´531.048,21 10´115.706,17 7´047.932,54 5´588.567,32
Tabla 17: Flujo Neto de Caja sin tecnología ICD
0 2015 2016 2017
INVERSIÓN (USD) -6´828.635,21
PRODUCCIÓN (BLS) 299.207 181.374 83.943
COSTO ESTIMADO
BARRIL (USD) 43,44 33 44,4
INGRESOS (USD) 12´997.552,08 5´985.342 3´727.069,2
COSTO ESTIMADO DE
PRODUCCIÓN (USD) 16,42 16,42 16,42
EGRESOS(USD) 4´912.978,94 2´978.161,08 1´378.344,06
FLUJO DE CAJA (USD) -6´828.635,21 9´054.003,82 3´594.832,68 2´620.700,46
88
5.5.1 Resultados
En la tabla 18 se presenta los resultados del Valor Actual Neto (VAN), la Tasa Interna de
Retorno (TIR), además en que tiempo se podrá recuperar la inversión.
Tabla 18: Resultado del análisis económico del pozo COCA-057H
COCA-057H Con ICD Sin ICD
Inversión (USD) 7´531.048,21 6´828.635,21
VAN (USD) 11´688.559,29 6´342.184,50
TIR (%) 88,76 75,15
Tiempo de Recuperación de
la Inversión (días) 272 275
89
6 CAPÍTULO VI: CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES
6.1 Conclusiones
Al realizar la comparación de las completaciones en el pozo horizontal COCA-
054H tomado como muestra para este estudio técnico del Campo Coca-Payamino,
se resume que en 33 meses de producción el mejor desempeño se tuvo en la
completación con los dispositivos de control de influjo (ICD), estos controlaron y
disminuyeron la producción de agua, teniendo una producción de 868,896 MBls. de
petróleo lo que representa un 34% durante este periodo. Además de una reducción
en la producción de agua de un 25%.
Los arreglos de fondo para la completación se basan en función del perfil de
permeabilidad, las propiedades del reservorio y la geometría del pozo COCA-057H,
es asi que el pozo fue completado con una combinación correcta de los Dispositivos
de Control de Influjo (ICD) y la correcta utilización de swell packers para lograr
aislar las zonas de producción con alta permeabilidad, dando como resultado para
una sección horizontal de 407 pies completado con liner de producción de 4 ½
donde se utilizó 6 Controladores de Flujo (ICD), 7 Blank Pipe y 3 swell packers con
elastómero hinchables en hidrocarburo y 1 sweell packer con elastómero hinchable
en agua para segmentar el pozo en dos secciones.
En el pozo COCA-057H del Campo Coca-Payamino, se ha establecido que la
completación con la tecnología ICD cumple el propósito de optimizar y regular el
flujo de petróleo obteniendo buenos niveles de producción y controlando el influjo
de agua además de aumentar el recobro de hidrocarburos.
90
Se realizó el análisis económico del pozo COCA-057H del campo Coca-Payamino
del Bloque operado por Petroamazonas EP.
Escenario 1: COCA-057H con tecnología ICD
La inversión total realizada en perforación y completación fue de 7´531.048,21
USD, el pozo resulto ser rentable recuperando la inversión en un periodo de 272
días, el valor del TIR es 88,76% y del VAN es 11´688.559,29 USD los cuales son
valores altos debido a la taza de producción que provee el pozo y la calidad de
crudo que posee.
Escenario 2. COCA-57H sin tecnología ICD
La inversión total realizada en perforación y completación fue de 6´828.635,21 USD
el pozo resulto ser rentable, recuperando la inversión en 275 días con valores de
VAN y TIR de 6´342.184,50 USD; 75,15% respectivamente. En este escenario también se
recuperó la inversión, pero el valor del VAN es menor confirmando así que la tecnología es
económicamente rentable y se recomienda el uso de la misma ya que nos ayuda a mejorar
las ganancias y aumentando el recobro de las reservas en el mismo lapso de tiempo.
6.2 Recomendaciones
Para el diseño de una completación con ICD, se debe tener modelos estáticos y
dinámicos confiables del yacimiento que permita simular con las herramientas de
diseño.
Primordialmente se necesita el perfil de permeabilidades que se obtiene
programando la corrida de registro MWD y LWD, para poder ubicar correctamente
en secciones los ICD y swell acker en la sección horizontal.
91
Una vez esté lista la completación se recomienda realizar pruebas para analizar la
producción de cada fluido y compararlas con las predicciones simuladas que se
utilizaron en la etapa de diseño, lo cual servirá para la toma de decisiones en futuros
proyectos.
Se debe obtener los costos reales para realizar un análisis económico confiable.
92
7 CAPÍTULO VII: BIBLIOGRAFÍA
Borja Jackeline (2010); ―Utilización de dispositivos de control de flujo (ICD) para
retrasar la producción de agua en pozos horizontales a perforarse en el bloque 16‖,
Tesis de Tercer nivel para la obtención del título en Ingeniería en Petróleos ,
Facultad de Ingeniería en Geología, Minas, Petróleos y Ambiental, Universidad
Central del Ecuador, Quito, Ecuador.
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Swellable Elastomer Packers in Fracturing Operations. Paper SPE 116256 presented
at the 2008 SPE Annual Technical Conference and Exhibition, Denver, Colorado,
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Yakeley, S., Foster, T., and Laflin, W. 2007. Swellable Packers for Well Fracturing
and Stimulation. Paper SPE 110621 presented at the SPE Annual Technical
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Antonio, Luiz; Martinez, German; and Barrios, Oscar: “Swellable-Packer
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Reservoir Completion,” paper SPE 108720 presented at the 2007 International Oil
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Beek, W.J.; Mutzall, K. M. K.; van Heuven, J. W.: Transport Phenomena, John
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Cantu, J., Smith, P., Nida, R.: “Expandable liner Hanger Application in Arduous
Well Conditions Improves Reliability: A Case History” SPE 88510 presented at the
93
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Freyer, R.: “Run-and-Forget Completions for Optimal Inflow in Heavy Oil”, paper
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and Heavy Oil Symposium, 1-3 November, Calgary, Alberta, Canada. 2005.
Hembling, Drew; Salamy, Salam; Qatani, Abdullah,; Carter, Neale; Jacob, Suresh:
“Swell Packers: Enabling Openhole Intelligent and Multilateral Well Completions
for Enhanced Oil Recovery”, paper SPE 100824, Presented at the IADC/SPE Asia
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Kleverlaan, Martijn, van Noort, Roger H., Jones, Ian: ‘Deployment of Swelling
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CRAFT B.C y HAWKINS M.F. Ingeniería aplicada de yacimientos
Rodríguez Diego (2012); ―Aplicación de la tecnología inflow control devices
(ICDs) en la completación de pozos horizontales en el campo A de la Cuenca
Ecuatoriana ‖, Tesis de Tercer nivel para la obtención del título en Ingeniería en
Petróleos, Facultad de Ingeniería en Geología, Minas, Petróleos y Ambiental,
Universidad Central del Ecuador, Quito, Ecuador.
94
8 ANEXOS
ANEXO 1
DESCRIPCION ESTRUCTURAL
Anexo 1.1 Mapa estructural al tope de Hollín superior
95
Anexo 1. 2. Mapa de espesores totales Hollín Superior
96
Anexo 1.3. Sección estructural (SO-NE)
97
ANEXO 2
2.1 Registro Petrofísicos interpretados (MWD/LWD) sección Hollín Principal escala
1:200
98
99
ANEXO 3
3.1 Historial de producción pozo COCA-57H. Banco de información petrolera
(BIPE), 2016
Fecha
Día/mes/año
Petróleo
BPPD
Agua
BAPD
BSW
%
Fluido
BFPD
01/03/2015 485 471 34,00 1385
03/03/2015 485 831 60,00 1385
04/03/2015 485 831 60,00 1385
05/03/2015 485 830 60,00 1384
06/03/2015 485 901 65,00 1386
07/03/2015 1562 391 20,00 1953
08/03/2015 1575 394 20,00 1968
09/03/2015 1544 386 20,00 1930
10/03/2015 1469 367 20,00 1837
11/03/2015 1346 336 20,00 1682
12/03/2015 1084 464 30,00 1548
13/03/2015 1139 488 30,00 1626
14/03/2015 1154 495 30,00 1649
15/03/2015 1122 481 30,00 1603
16/03/2015 1061 455 30,00 1516
17/03/2015 1000 429 30,00 1428
18/03/2015 905 603 40,00 1509
19/03/2015 1021 680 40,00 1701
20/03/2015 1344 336 20,00 1680
21/03/2015 1364 341 20,00 1704
22/03/2015 1364 341 20,00 1704
23/03/2015 1364 341 20,00 1705
24/03/2015 1364 341 20,00 1705
25/03/2015 1364 341 20,00 1705
26/03/2015 1363 341 20,00 1703
27/03/2015 630 1072 63,00 1702
28/03/2015 630 1073 63,00 1703
29/03/2015 937 766 45,00 1703
30/03/2015 1260 443 26,00 1702
31/03/2015 1362 341 20,00 1703
01/04/2015 1362 341 20,00 1703
02/04/2015 1361 340 20,00 1701
03/04/2015 1361 340 20,00 1701
04/04/2015 1293 408 24,00 1701
05/04/2015 1292 408 24,00 1700
06/04/2015 1292 408 24,00 1700
07/04/2015 1291 408 24,00 1699
08/04/2015 1076 340 24,00 1416
09/04/2015 1213 383 24,00 1595
100
Fecha
Día/mes/año
Petróleo
BPPD
Agua
BAPD
BSW
%
Fluido
BFPD
10/04/2015 918 665 42,00 1582
11/04/2015 894 675 43,00 1569
12/04/2015 933 622 40,00 1556
13/04/2015 925 617 40,00 1542
14/04/2015 917 612 40,00 1529
15/04/2015 909 606 40,00 1516
16/04/2015 901 601 40,00 1502
17/04/2015 893 596 40,00 1489
18/04/2015 885 590 40,00 1476
19/04/2015 878 585 40,00 1463
20/04/2015 870 580 40,00 1449
21/04/2015 682 454 40,00 1136
22/04/2015 979 652 40,00 1631
23/04/2015 979 653 40,00 1632
24/04/2015 1016 677 40,00 1694
25/04/2015 1002 668 40,00 1670
26/04/2015 1002 668 40,00 1670
27/04/2015 1001 668 40,00 1669
28/04/2015 1047 698 40,00 1746
29/04/2015 1047 698 40,00 1745
30/04/2015 1135 611 35,00 1745
01/05/2015 1135 611 35,00 1745
02/05/2015 1135 611 35,00 1745
03/05/2015 1135 611 35,00 1746
04/05/2015 1135 611 35,00 1746
05/05/2015 1135 611 35,00 1746
06/05/2015 1084 584 35,00 1667
07/05/2015 1102 593 35,00 1695
08/05/2015 1102 594 35,00 1696
09/05/2015 1099 592 35,00 1691
10/05/2015 1053 567 35,00 1620
11/05/2015 1099 592 35,00 1690
12/05/2015 1095 589 35,00 1684
13/05/2015 1106 595 35,00 1701
14/05/2015 1106 595 35,00 1701
15/05/2015 1106 595 35,00 1701
16/05/2015 1106 595 35,00 1701
17/05/2015 1105 595 35,00 1701
18/05/2015 1097 591 35,00 1688
19/05/2015 1097 591 35,00 1688
20/05/2015 1097 591 35,00 1688
21/05/2015 1097 591 35,00 1688
22/05/2015 1097 591 35,00 1688
23/05/2015 1097 591 35,00 1688
24/05/2015 1093 589 35,00 1681
25/05/2015 1093 588 35,00 1681
26/05/2015 1103 594 35,00 1698
101
Fecha
Día/mes/año
Petróleo
BPPD
Agua
BAPD
BSW
%
Fluido
BFPD
27/05/2015 1103 594 35,00 1697
28/05/2015 1103 594 35,00 1698
29/05/2015 1103 594 35,00 1697
30/05/2015 1063 572 35,00 1635
31/05/2015 1063 572 35,00 1635
01/06/2015 1065 574 35,00 1639
02/06/2015 1065 573 35,00 1639
03/06/2015 1065 573 35,00 1638
04/06/2015 1065 573 35,00 1638
05/06/2015 1065 573 35,00 1638
06/06/2015 1056 569 35,00 1624
07/06/2015 1054 568 35,00 1622
08/06/2015 1054 568 35,00 1622
09/06/2015 1081 582 35,00 1664
10/06/2015 1081 582 35,00 1664
11/06/2015 1081 582 35,00 1664
12/06/2015 1050 566 35,00 1616
13/06/2015 1069 575 35,00 1644
14/06/2015 1029 579 36,00 1608
15/06/2015 1022 575 36,00 1596
16/06/2015 1037 559 35,00 1596
17/06/2015 1037 559 35,00 1596
18/06/2015 1037 559 35,00 1596
19/06/2015 1037 559 35,00 1596
20/06/2015 1037 559 35,00 1596
21/06/2015 1048 564 35,00 1613
22/06/2015 1043 562 35,00 1605
23/06/2015 1043 562 35,00 1605
24/06/2015 1021 574 36,00 1596
25/06/2015 1021 575 36,00 1596
26/06/2015 1069 526 33,00 1595
27/06/2015 1069 527 33,00 1595
28/06/2015 1091 537 33,00 1628
29/06/2015 1060 522 33,00 1583
30/06/2015 1060 522 33,00 1583
01/07/2015 1060 522 33,00 1583
02/07/2015 1060 522 33,00 1583
03/07/2015 1060 522 33,00 1583
04/07/2015 1060 522 33,00 1583
05/07/2015 1060 522 33,00 1583
06/07/2015 1060 522 33,00 1583
07/07/2015 1060 522 33,00 1583
08/07/2015 1060 522 33,00 1583
09/07/2015 1061 522 33,00 1583
10/07/2015 1063 523 33,00 1586
11/07/2015 1062 523 33,00 1586
12/07/2015 1062 523 33,00 1586
102
Fecha
Día/mes/año
Petróleo
BPPD
Agua
BAPD
BSW
%
Fluido
BFPD
13/07/2015 1062 523 33,00 1586
14/07/2015 1103 543 33,00 1646
15/07/2015 1103 543 33,00 1646
16/07/2015 1103 543 33,00 1646
17/07/2015 1136 560 33,00 1696
18/07/2015 1136 560 33,00 1696
19/07/2015 1136 560 33,00 1696
20/07/2015 1136 560 33,00 1696
21/07/2015 1136 560 33,00 1696
22/07/2015 1136 560 33,00 1696
23/07/2015 1094 539 33,00 1633
24/07/2015 1092 538 33,00 1631
25/07/2015 1092 538 33,00 1631
26/07/2015 1078 531 33,00 1610
27/07/2015 1078 531 33,00 1610
28/07/2015 1079 531 33,00 1610
29/07/2015 1078 531 33,00 1610
30/07/2015 1075 530 33,00 1605
31/07/2015 1075 530 33,00 1605
01/08/2015 1075 529 33,00 1604
02/08/2015 1123 553 33,00 1676
03/08/2015 1122 553 33,00 1675
04/08/2015 1122 553 33,00 1675
05/08/2015 776 382 33,00 1159
06/08/2015 776 382 33,00 1159
07/08/2015 776 382 33,00 1159
08/08/2015 776 382 33,00 1159
09/08/2015 776 382 33,00 1159
10/08/2015 776 382 33,00 1159
11/08/2015 776 382 33,00 1159
12/08/2015 776 382 33,00 1159
13/08/2015 776 382 33,00 1159
14/08/2015 776 382 33,00 1159
15/08/2015 776 382 33,00 1159
16/08/2015 776 382 33,00 1159
17/08/2015 776 382 33,00 1159
18/08/2015 776 382 33,00 1159
19/08/2015 776 382 33,00 1159
20/08/2015 776 382 33,00 1159
21/08/2015 776 382 33,00 1159
22/08/2015 776 382 33,00 1159
23/08/2015 776 382 33,00 1159
24/08/2015 776 382 33,00 1159
25/08/2015 881 278 24,00 1159
26/08/2015 881 278 24,00 1159
27/08/2015 881 278 24,00 1159
28/08/2015 881 278 24,00 1159
103
Fecha
Día/mes/año
Petróleo
BPPD
Agua
BAPD
BSW
%
Fluido
BFPD
29/08/2015 881 278 24,00 1159
30/08/2015 881 278 24,00 1159
31/08/2015 881 278 24,00 1159
01/09/2015 881 278 24,00 1159
02/09/2015 881 278 24,00 1159
03/09/2015 881 278 24,00 1159
04/09/2015 881 278 24,00 1159
05/09/2015 881 278 24,00 1159
06/09/2015 881 278 24,00 1159
07/09/2015 881 278 24,00 1159
08/09/2015 881 278 24,00 1159
09/09/2015 881 278 24,00 1159
10/09/2015 1258 397 24,00 1655
11/09/2015 1206 381 24,00 1586
12/09/2015 1235 390 24,00 1625
13/09/2015 1213 383 24,00 1596
14/09/2015 1213 383 24,00 1596
15/09/2015 1213 383 24,00 1596
16/09/2015 1213 383 24,00 1597
17/09/2015 1213 383 24,00 1597
18/09/2015 1232 389 24,00 1620
19/09/2015 1231 389 24,00 1620
20/09/2015 1231 389 24,00 1620
21/09/2015 1231 389 24,00 1620
22/09/2015 1231 389 24,00 1620
23/09/2015 1026 324 24,00 1350
24/09/2015 847 267 24,00 1114
25/09/2015 1150 363 24,00 1514
26/09/2015 1255 396 24,00 1651
27/09/2015 1255 396 24,00 1651
28/09/2015 1255 396 24,00 1651
29/09/2015 1255 396 24,00 1651
30/09/2015 680 215 24,00 894
01/10/2015 941 297 24,00 1238
02/10/2015 1255 396 24,00 1651
03/10/2015 1255 396 24,00 1651
04/10/2015 1332 421 24,00 1753
05/10/2015 1332 421 24,00 1753
06/10/2015 1332 421 24,00 1753
07/10/2015 1332 421 24,00 1753
08/10/2015 1367 386 22,00 1753
09/10/2015 1395 393 22,00 1788
10/10/2015 1395 393 22,00 1788
11/10/2015 1395 393 22,00 1788
12/10/2015 1381 389 22,00 1770
13/10/2015 1326 374 22,00 1699
14/10/2015 1317 371 22,00 1688
104
Fecha
Día/mes/año
Petróleo
BPPD
Agua
BAPD
BSW
%
Fluido
BFPD
15/10/2015 1317 371 22,00 1688
16/10/2015 1317 371 22,00 1688
17/10/2015 1317 371 22,00 1688
18/10/2015 1317 371 22,00 1688
19/10/2015 1317 371 22,00 1688
20/10/2015 1336 377 22,00 1713
21/10/2015 1336 377 22,00 1713
22/10/2015 1336 377 22,00 1713
23/10/2015 1336 377 22,00 1713
24/10/2015 1336 377 22,00 1713
25/10/2015 1336 377 22,00 1713
26/10/2015 1336 377 22,00 1713
27/10/2015 1356 382 22,00 1738
28/10/2015 1356 382 22,00 1738
29/10/2015 1356 382 22,00 1738
30/10/2015 1356 383 22,00 1739
31/10/2015 1356 382 22,00 1738
01/11/2015 1356 382 22,00 1738
02/11/2015 1356 382 22,00 1738
03/11/2015 1339 378 22,00 1717
04/11/2015 1339 378 22,00 1717
05/11/2015 1339 378 22,00 1717
06/11/2015 1339 378 22,00 1717
07/11/2015 1339 378 22,00 1717
08/11/2015 1339 378 22,00 1717
09/11/2015 1339 378 22,00 1717
10/11/2015 1339 378 22,00 1717
11/11/2015 1339 378 22,00 1717
12/11/2015 1328 375 22,00 1702
13/11/2015 1328 375 22,00 1702
14/11/2015 1328 375 22,00 1702
15/11/2015 1338 377 22,00 1715
16/11/2015 1332 376 22,00 1708
17/11/2015 1332 376 22,00 1708
18/11/2015 1327 374 22,00 1701
19/11/2015 1327 374 22,00 1701
20/11/2015 1327 374 22,00 1701
21/11/2015 1327 374 22,00 1701
22/11/2015 1327 374 22,00 1701
23/11/2015 1327 374 22,00 1701
24/11/2015 1332 376 22,00 1708
25/11/2015 1332 376 22,00 1707
26/11/2015 1332 376 22,00 1707
27/11/2015 1332 376 22,00 1707
28/11/2015 1332 376 22,00 1707
29/11/2015 1332 376 22,00 1707
30/11/2015 1332 376 22,00 1707
105
Fecha
Día/mes/año
Petróleo
BPPD
Agua
BAPD
BSW
%
Fluido
BFPD
01/12/2015 1352 381 22,00 1733
02/12/2015 1352 381 22,00 1733
03/12/2015 1352 381 22,00 1733
04/12/2015 1352 381 22,00 1733
05/12/2015 1352 381 22,00 1733
06/12/2015 1352 381 22,00 1733
07/12/2015 1352 381 22,00 1733
08/12/2015 1352 381 22,00 1733
09/12/2015 1014 286 22,00 1300
10/12/2015 794 224 22,00 1018
11/12/2015 894 252 22,00 1147
12/12/2015 894 252 22,00 1147
13/12/2015 894 252 22,00 1147
14/12/2015 876 247 22,00 1123
15/12/2015 876 247 22,00 1123
16/12/2015 876 247 22,00 1123
17/12/2015 876 247 22,00 1123
18/12/2015 876 247 22,00 1123
19/12/2015 876 247 22,00 1123
20/12/2015 876 247 22,00 1123
21/12/2015 876 247 22,00 1123
22/12/2015 876 247 22,00 1123
23/12/2015 876 247 22,00 1123
24/12/2015 861 243 22,00 1104
25/12/2015 861 243 22,00 1104
26/12/2015 861 243 22,00 1104
27/12/2015 861 243 22,00 1104
28/12/2015 861 243 22,00 1104
29/12/2015 861 243 22,00 1104
30/12/2015 861 243 22,00 1104
31/12/2015 861 243 22,00 1104
01/01/2016 861 243 22,00 1104
02/01/2016 861 243 22,00 1104
03/01/2016 861 243 22,00 1104
04/01/2016 861 243 22,00 1104
05/01/2016 861 243 22,00 1104
06/01/2016 861 243 22,00 1104
07/01/2016 861 243 22,00 1104
08/01/2016 861 243 22,00 1104
09/01/2016 861 243 22,00 1104
10/01/2016 861 243 22,00 1104
11/01/2016 861 243 22,00 1104
12/01/2016 861 243 22,00 1104
13/01/2016 861 243 22,00 1104
14/01/2016 861 243 22,00 1104
15/01/2016 861 243 22,00 1104
16/01/2016 861 243 22,00 1104
106
Fecha
Día/mes/año
Petróleo
BPPD
Agua
BAPD
BSW
%
Fluido
BFPD
17/01/2016 861 243 22,00 1104
18/01/2016 861 243 22,00 1104
19/01/2016 861 243 22,00 1104
20/01/2016 861 243 22,00 1104
21/01/2016 861 243 22,00 1104
22/01/2016 861 243 22,00 1104
23/01/2016 861 243 22,00 1104
24/01/2016 1154 326 22,00 1480
25/01/2016 1154 326 22,00 1480
26/01/2016 1184 334 22,00 1518
27/01/2016 1167 329 22,00 1496
28/01/2016 1158 327 22,00 1485
29/01/2016 1148 324 22,00 1472
30/01/2016 1005 283 22,00 1288
31/01/2016 1158 327 22,00 1485
01/02/2016 1158 327 22,00 1485
02/02/2016 1158 327 22,00 1485
03/02/2016 1158 327 22,00 1485
04/02/2016 1122 316 22,00 1438
05/02/2016 1122 316 22,00 1438
06/02/2016 1122 316 22,00 1438
07/02/2016 1122 316 22,00 1438
08/02/2016 1141 322 22,00 1463
09/02/2016 1141 322 22,00 1463
10/02/2016 1141 322 22,00 1463
11/02/2016 1141 322 22,00 1463
12/02/2016 1141 322 22,00 1463
13/02/2016 1141 322 22,00 1463
14/02/2016 1141 322 22,00 1463
15/02/2016 1191 336 22,00 1527
16/02/2016 1190 336 22,00 1526
17/02/2016 1191 336 22,00 1527
18/02/2016 1318 372 22,00 1689
19/02/2016 1318 372 22,00 1689
20/02/2016 1292 364 22,00 1656
21/02/2016 1292 364 22,00 1656
22/02/2016 1292 364 22,00 1656
23/02/2016 1292 364 22,00 1656
24/02/2016 1288 365 22,10 1654
25/02/2016 1286 367 22,20 1653
26/02/2016 1283 368 22,30 1652
27/02/2016 1281 370 22,40 1650
28/02/2016 1278 371 22,50 1649
29/02/2016 1276 373 22,61 1648
01/03/2016 1273 374 22,71 1647
02/03/2016 1271 376 22,81 1646
03/03/2016 1268 377 22,92 1645
107
Fecha
Día/mes/año
Petróleo
BPPD
Agua
BAPD
BSW
%
Fluido
BFPD
04/03/2016 1265 378 23,02 1644
05/03/2016 1263 380 23,13 1643
06/03/2016 1260 381 23,23 1642
07/03/2016 1258 383 23,34 1641
08/03/2016 1255 384 23,44 1640
09/03/2016 1253 386 23,55 1639
10/03/2016 1250 387 23,66 1638
11/03/2016 1248 389 23,76 1637
12/03/2016 1245 390 23,87 1636
13/03/2016 1243 392 23,98 1635
14/03/2016 1240 394 24,09 1634
15/03/2016 1238 395 24,19 1633
16/03/2016 1235 397 24,30 1632
17/03/2016 1233 398 24,41 1631
18/03/2016 1230 400 24,52 1630
19/03/2016 1228 401 24,63 1629
20/03/2016 1226 403 24,74 1628
21/03/2016 1223 404 24,85 1628
22/03/2016 1221 406 24,96 1627
23/03/2016 1218 408 25,07 1626
24/03/2016 1216 409 25,18 1625
25/03/2016 1213 411 25,29 1624
26/03/2016 1211 412 25,40 1623
27/03/2016 1209 414 25,52 1623
28/03/2016 1206 416 25,63 1622
29/03/2016 1204 417 25,74 1621
30/03/2016 1201 419 25,85 1620
31/03/2016 1199 421 25,97 1619
01/04/2016 1197 422 26,08 1619
02/04/2016 1194 424 26,19 1618
03/04/2016 1192 425 26,31 1617
04/04/2016 1189 427 26,42 1616
05/04/2016 1187 429 26,54 1616
06/04/2016 1185 430 26,65 1615
07/04/2016 1182 432 26,77 1614
08/04/2016 1180 434 26,88 1614
09/04/2016 1178 436 27,00 1613
10/04/2016 1175 437 27,12 1612
11/04/2016 1173 439 27,23 1612
12/04/2016 1170 441 27,35 1611
13/04/2016 1168 442 27,47 1611
14/04/2016 1166 444 27,59 1610
15/04/2016 1163 446 27,70 1609
16/04/2016 1161 448 27,82 1609
17/04/2016 1159 449 27,94 1608
18/04/2016 1157 451 28,06 1608
19/04/2016 1154 453 28,18 1607
108
Fecha
Día/mes/año
Petróleo
BPPD
Agua
BAPD
BSW
%
Fluido
BFPD
20/04/2016 1152 455 28,30 1607
21/04/2016 1150 456 28,42 1606
22/04/2016 1147 458 28,54 1605
23/04/2016 1145 460 28,66 1605
24/04/2016 1143 462 28,78 1604
25/04/2016 1140 464 28,90 1604
26/04/2016 1138 465 29,02 1604
27/04/2016 1136 467 29,14 1603
28/04/2016 1134 469 29,27 1603
29/04/2016 1131 471 29,39 1602
30/04/2016 1129 473 29,51 1602
01/05/2016 1127 475 29,63 1601
02/05/2016 1125 476 29,76 1601
03/05/2016 1122 478 29,88 1601
04/05/2016 1120 480 30,00 1600
05/05/2016 1118 482 30,13 1600
06/05/2016 1116 484 30,25 1600
07/05/2016 1113 486 30,38 1599
08/05/2016 1111 488 30,50 1599
09/05/2016 1109 490 30,63 1599
10/05/2016 1107 491 30,75 1598
11/05/2016 1105 493 30,88 1598
12/05/2016 1102 495 31,00 1598
13/05/2016 1100 497 31,13 1597
14/05/2016 1098 499 31,26 1597
15/05/2016 1096 501 31,38 1597
16/05/2016 1094 503 31,51 1597
17/05/2016 1091 505 31,64 1596
18/05/2016 1089 507 31,77 1596
19/05/2016 1087 509 31,89 1596
20/05/2016 1085 511 32,02 1596
21/05/2016 1083 513 32,15 1596
22/05/2016 1080 515 32,28 1596
23/05/2016 1078 517 32,41 1595
24/05/2016 1076 519 32,54 1595
25/05/2016 1074 521 32,67 1595
26/05/2016 1072 523 32,80 1595
27/05/2016 1070 525 32,93 1595
28/05/2016 1068 527 33,06 1595
29/05/2016 1065 529 33,19 1595
30/05/2016 1063 531 33,32 1595
31/05/2016 1061 533 33,45 1595
01/06/2016 1059 536 33,58 1595
02/06/2016 1057 538 33,72 1595
03/06/2016 1055 540 33,85 1595
04/06/2016 1053 542 33,98 1595
05/06/2016 1051 544 34,11 1595
109
Fecha
Día/mes/año
Petróleo
BPPD
Agua
BAPD
BSW
%
Fluido
BFPD
06/06/2016 1049 546 34,24 1595
07/06/2016 1046 548 34,38 1595
08/06/2016 1044 550 34,51 1595
09/06/2016 1042 553 34,64 1595
10/06/2016 1040 555 34,78 1595
11/06/2016 1038 557 34,91 1595
12/06/2016 1036 559 35,05 1595
13/06/2016 1034 561 35,18 1595
14/06/2016 1032 563 35,32 1595
15/06/2016 1030 566 35,45 1595
16/06/2016 1028 568 35,59 1596
17/06/2016 1026 570 35,72 1596
18/06/2016 1024 572 35,86 1596
19/06/2016 1022 574 35,99 1596
20/06/2016 1020 577 36,13 1596
21/06/2016 1018 579 36,26 1597
22/06/2016 1016 581 36,40 1597
23/06/2016 1014 584 36,54 1597
24/06/2016 1011 586 36,67 1597
25/06/2016 1009 588 36,81 1598
26/06/2016 1007 590 36,95 1598
27/06/2016 1005 593 37,09 1598
28/06/2016 1003 595 37,22 1598
29/06/2016 1001 597 37,36 1599
30/06/2016 999 600 37,50 1599
01/07/2016 997 602 37,64 1599
02/07/2016 995 604 37,78 1600
03/07/2016 993 607 37,92 1600
04/07/2016 991 609 38,05 1601
05/07/2016 989 611 38,19 1601
06/07/2016 987 614 38,33 1601
07/07/2016 986 616 38,47 1602
08/07/2016 984 619 38,61 1602
09/07/2016 982 621 38,75 1603
10/07/2016 980 624 38,89 1603
11/07/2016 978 626 39,03 1604
12/07/2016 976 628 39,17 1604
13/07/2016 974 631 39,31 1605
14/07/2016 972 633 39,46 1605
15/07/2016 970 636 39,60 1606
16/07/2016 968 638 39,74 1606
17/07/2016 966 641 39,88 1607
18/07/2016 964 643 40,02 1607
19/07/2016 962 646 40,16 1608
20/07/2016 960 648 40,30 1609
21/07/2016 958 651 40,45 1609
22/07/2016 956 653 40,59 1610
110
Fecha
Día/mes/año
Petróleo
BPPD
Agua
BAPD
BSW
%
Fluido
BFPD
23/07/2016 954 656 40,73 1610
24/07/2016 953 658 40,87 1611
25/07/2016 951 661 41,02 1612
26/07/2016 949 664 41,16 1612
27/07/2016 947 666 41,30 1613
28/07/2016 945 669 41,44 1614
29/07/2016 943 671 41,59 1615
30/07/2016 941 674 41,73 1615
31/07/2016 939 677 41,87 1616
01/08/2016 937 679 42,02 1617
02/08/2016 936 682 42,16 1618
03/08/2016 934 685 42,31 1618
04/08/2016 932 687 42,45 1619
05/08/2016 930 690 42,59 1620
06/08/2016 928 693 42,74 1621
07/08/2016 926 695 42,88 1622
08/08/2016 924 698 43,03 1623
09/08/2016 923 701 43,17 1623
10/08/2016 921 704 43,32 1624
11/08/2016 919 706 43,46 1625
12/08/2016 917 709 43,61 1626
13/08/2016 915 712 43,75 1627
14/08/2016 913 715 43,90 1628
15/08/2016 912 717 44,04 1629
16/08/2016 910 720 44,19 1630
17/08/2016 908 723 44,33 1631
18/08/2016 906 726 44,48 1632
19/08/2016 904 729 44,63 1633
20/08/2016 903 732 44,77 1634
21/08/2016 901 734 44,92 1635
22/08/2016 899 737 45,06 1636
23/08/2016 897 740 45,21 1637
24/08/2016 895 743 45,36 1638
25/08/2016 894 746 45,50 1640
26/08/2016 892 749 45,65 1641
27/08/2016 890 752 45,79 1642
28/08/2016 888 755 45,94 1643
29/08/2016 886 758 46,09 1644
30/08/2016 885 761 46,23 1645
31/08/2016 883 764 46,38 1647
01/09/2016 881 767 46,53 1648
02/09/2016 879 770 46,67 1649
03/09/2016 878 773 46,82 1650
04/09/2016 876 776 46,97 1652
05/09/2016 874 779 47,12 1653
06/09/2016 872 782 47,26 1654
07/09/2016 871 785 47,41 1655
111
Fecha
Día/mes/año
Petróleo
BPPD
Agua
BAPD
BSW
%
Fluido
BFPD
08/09/2016 869 788 47,56 1657
09/09/2016 867 791 47,70 1658
10/09/2016 865 794 47,85 1659
11/09/2016 864 797 48,00 1661
12/09/2016 862 800 48,15 1662
13/09/2016 860 803 48,29 1664
14/09/2016 858 807 48,44 1665
15/09/2016 857 810 48,59 1666
16/09/2016 855 813 48,73 1668
17/09/2016 853 816 48,88 1669
18/09/2016 852 819 49,03 1671
19/09/2016 850 822 49,18 1672
20/09/2016 848 826 49,32 1674
21/09/2016 847 829 49,47 1675
22/09/2016 845 832 49,62 1677
23/09/2016 843 835 49,77 1679
24/09/2016 841 839 49,91 1680
25/09/2016 840 842 50,06 1682
26/09/2016 838 845 50,21 1683
27/09/2016 836 848 50,36 1685
28/09/2016 835 852 50,50 1687
29/09/2016 833 855 50,65 1688
30/09/2016 831 858 50,80 1690
01/10/2016 830 862 50,95 1692
02/10/2016 828 865 51,09 1693
03/10/2016 826 869 51,24 1695
04/10/2016 825 872 51,39 1697
05/10/2016 823 875 51,54 1699
06/10/2016 822 879 51,68 1700
07/10/2016 820 882 51,83 1702
08/10/2016 818 886 51,98 1704
09/10/2016 817 889 52,13 1706
10/10/2016 815 893 52,27 1708
11/10/2016 813 896 52,42 1709
12/10/2016 812 900 52,57 1711
13/10/2016 810 903 52,71 1713
14/10/2016 808 907 52,86 1715
15/10/2016 807 910 53,01 1717
16/10/2016 805 914 53,16 1719
17/10/2016 804 917 53,30 1721
18/10/2016 802 921 53,45 1723
19/10/2016 800 925 53,60 1725
20/10/2016 799 928 53,74 1727
21/10/2016 797 932 53,89 1729
22/10/2016 796 935 54,04 1731
23/10/2016 794 939 54,18 1733
24/10/2016 792 943 54,33 1735
112
Fecha
Día/mes/año
Petróleo
BPPD
Agua
BAPD
BSW
%
Fluido
BFPD
25/10/2016 791 946 54,48 1737
26/10/2016 789 950 54,62 1739
27/10/2016 788 954 54,77 1742
28/10/2016 786 958 54,91 1744
29/10/2016 785 961 55,06 1746
30/10/2016 783 965 55,21 1748
31/10/2016 781 969 55,35 1750
01/11/2016 780 973 55,50 1752
02/11/2016 778 976 55,64 1755
03/11/2016 777 980 55,79 1757
04/11/2016 775 984 55,93 1759
05/11/2016 774 988 56,08 1762
06/11/2016 772 992 56,22 1764
07/11/2016 771 996 56,37 1766
08/11/2016 769 999 56,51 1769
09/11/2016 768 1003 56,66 1771
10/11/2016 766 1007 56,80 1773
11/11/2016 764 1011 56,95 1776
12/11/2016 763 1015 57,09 1778
13/11/2016 761 1019 57,24 1781
14/11/2016 760 1023 57,38 1783
15/11/2016 758 1027 57,53 1786
16/11/2016 757 1031 57,67 1788
17/11/2016 755 1035 57,81 1791
18/11/2016 754 1039 57,96 1793
19/11/2016 752 1043 58,10 1796
20/11/2016 751 1047 58,25 1798
21/11/2016 749 1051 58,39 1801
22/11/2016 748 1056 58,53 1803
23/11/2016 746 1060 58,68 1806
24/11/2016 745 1064 58,82 1809
25/11/2016 743 1068 58,96 1811
26/11/2016 742 1072 59,10 1814
27/11/2016 740 1076 59,25 1817
28/11/2016 739 1081 59,39 1819
29/11/2016 737 1085 59,53 1822
30/11/2016 736 1089 59,67 1825
01/12/2016 734 1093 59,82 1828
02/12/2016 733 1098 59,96 1831
03/12/2016 732 1102 60,10 1833
04/12/2016 730 1106 60,24 1836
05/12/2016 729 1110 60,38 1839
06/12/2016 727 1115 60,52 1842
07/12/2016 726 1119 60,66 1845
08/12/2016 724 1124 60,80 1848
09/12/2016 723 1128 60,94 1851
10/12/2016 721 1132 61,08 1854
113
Fecha
Día/mes/año
Petróleo
BPPD
Agua
BAPD
BSW
%
Fluido
BFPD
11/12/2016 720 1137 61,23 1857
12/12/2016 719 1141 61,37 1860
13/12/2016 717 1146 61,50 1863
14/12/2016 716 1150 61,64 1866
15/12/2016 714 1155 61,78 1869
16/12/2016 713 1159 61,92 1872
17/12/2016 711 1164 62,06 1875
18/12/2016 710 1168 62,20 1878
19/12/2016 709 1173 62,34 1881
20/12/2016 707 1177 62,48 1884
21/12/2016 706 1182 62,62 1888
22/12/2016 704 1187 62,75 1891
23/12/2016 703 1191 62,89 1894
24/12/2016 701 1196 63,03 1897
25/12/2016 700 1201 63,17 1901
26/12/2016 699 1205 63,30 1904
27/12/2016 697 1210 63,44 1907
28/12/2016 696 1215 63,58 1911
29/12/2016 694 1219 63,71 1914
30/12/2016 693 1224 63,85 1917
31/12/2016 692 1229 63,99 1921
114
9 GLOSARIO
ARCH: Agencia de Regulación y Control Hidrocarburifero.
Acuífero: Cuerpo de roca permeable capaz de producir agua subterránea, también se define
como la parte de un reservorio con empuje hidráulico que contiene agua.
API Gravity: Consiste en una unidad de densidad adoptada por el instituto Americano del
Petróleo (API) desde años atrás. Según la escala API, cuanto más alto es el índice, menor la
densidad del crudo.
BHA: Bottom Hole Assembly
BIPE: Banco de Información Petrolera Ecuatoriana.
BSW: Abreviatura de “Basic Sediment and Water”, que se antepone al indicar el porcentaje
de materiales extraños y agua que se producen con el petróleo y que deben ser separados
del mismo antes de su entrega en el punto de venta.
Conificación: Es la presencia prematura de otro fluido no deseado durante la etapa de
producción de petróleo, la cual se debe a un desbalance de fuerzas viscosas y 206
gravitacionales en las cercanías del pozo, dando lugar a una deformación de los contactos
de fluidos en forma de cono y con ello la cono y con ello la consecuente excesiva
producción del fluido no deseado.
Intrusión de agua: Agua que entra en la zona de petróleo de un yacimiento proveniente de
formaciones que rodean el yacimiento, denominadas acuíferos.
Movilidad: Se conoce como el cociente de las relaciones de permeabilidad/viscosidad
(K/µ) de un fluido desplazante con respecto a otro fluido desplazado.
115
Mojabilidad: La preferencia de un sólido por el contacto con un líquido o un gas, conocido
como la fase mojante, en vez de otro.
Permeabilidad: La permeabilidad es la propiedad de un medio de permitir que los fluidos
pasen a través de este sin cambios en la estructura del medio o desplazamiento de sus
partes.
Porosidad: Es el porcentaje del volumen total de espacios vacíos de la roca.
Saturación: La cantidad relativa de agua, petróleo y gas presente en los poros de una roca,
usualmente como un porcentaje del volumen.
Viscosidad: Una propiedad de los fluidos y las lechadas que indica su resistencia al flujo,
definida como la relación entre el esfuerzo cortante y la velocidad de corte.
