UNIVERSIDAD CENTRAL DEL ECUADOR
FACULTAD DE INGENIERÍA EN GEOLOGÍA, MINAS, PETRÓLEOS Y AMBIENTAL
CARRERA DE INGENIERÍA DE PETRÓLEOS
Estudio técnico-económico para la reactivación de pozos inactivos que presentan
problemas mecánicos en el campo Edén Yuturi
Estudio técnico presentado para optar por el título de Ingeniero de Petróleos
AUTOR:
Darwin Alexis Reinoso Topa
TUTOR:
Ing. Fernando Andrés Lucero Calvache
Quito 2019
ii
DERECHOS DE AUTOR
Yo Darwin Alexis Reinoso Topa, en calidad de autor y titular de los derechos morales y
patrimoniales del trabajo de titulación “ESTUDIO TÉCNICO ECONÓMICO PARA LA
REACTIVACIÓN DE POZOS INACTIVOS QUE PRESENTAN PROBLEMAS
MECÁNICOS EN EL CAMPO EDÉN YUTURI”, modalidad Estudio Técnico, de conformidad
con el Art.114 del CÓDIGO ORGÁNICO DE LA ECONOMÍA SOCIAL DE LOS
CONOCIMIENTOS, CREATIVIDAD E INNOVACIÓN, concedo a favor de la Universidad
Central del Ecuador un licencia gratuita, intransferible y no exclusiva para el uso no comercial de
la obra, con fines estrictamente académicos. Conservo a mi favor todos los derechos de autoría
sobre la obra, establecidos en la normativa citada.
Así mismo, autorizo a la Universidad Central del Ecuador para que realice la digitalización y
publicación de este trabajo de titulación en repositorio virtual, de conformidad a lo dispuesto en el
Art. 144 de la Ley Orgánica de Educación Superior.
Declaro que esta obra objeto de la presente autorización es original en su forma de expresión y
no infringe el derecho de autoría de terceros, asumiendo la responsabilidad por cualquier
reclamación que pudiera presentarse por esta causa y liberando a la Universidad de toda
responsabilidad
En la ciudad de Quito a los 13 días del mes de febrero de 2019.
E-mail: [email protected]
iii
UNIVERSIDAD CENTRAL DEL ECUADOR
FACULTAD DE INGENIERÍA EN GEOLOGÍA, MINAS, PETRÓLEOS Y AMBIENTAL
CARRERA DE INGENIERÍA DE PETRÓLEOS
APROBACIÓN DEL TUTOR Y COTUTOR
Por la presente dejamos constancia que en mi calidad de Tutor hemos supervisado la realización
del Trabajo de Titulación cuyo tema es: “ESTUDIO TÉCNICO-ECONÓMICO PARA LA
REACTIVACIÓN DE POZOS INACTIVOS QUE PRESENTAN PROBLEMAS
MECÁNICOS EN EL CAMPO EDÉN YUTURI”, presentado por el señor Reinoso Topa
Darwin Alexis para optar el Título de Ingeniero de Petróleos,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 13 días del mes de febrero de 2019
iv
UNIVERSIDAD CENTRAL DEL ECUADOR
FACULTAD DE INGENIERÍA EN GEOLOGÍA, MINAS, PETRÓLEOS Y AMBIENTAL
CARRERA DE INGENIERÍA DE PETRÓLEOS
APROBACIÓN DEL TRIBUNAL LECTOR-EVALUADOR
Por la presente dejamos constancia que en nuestra calidad de Tribunal Lector-Evaluador hecha por
el Consejo de Carrera de Ingeniería de Petróleos para el Trabajo de Titulación cuyo tema es:
“ESTUDIO TÉCNICO-ECONÓMICO PARA LA REACTIVACIÓN DE POZOS
INACTIVOS QUE PRESENTAN PROBLEMAS MECÁNICOS EN EL CAMPO EDÉN
YUTURI”, presentado por el señor Reinoso Topa Darwin Alexis para optar el Título de Ingeniero
de Petróleos,considero que reúne los requisitos y méritos suficientes para ser sometido a
presentación pública.
En la ciudad de Quito a los 7 días del mes de marzo del 2019
v
DECLARATORIA DE ORIGINALIDAD
Yo, Darwin Alexis Reinoso Topa, declaro que el presente Proyecto de Trabajo de Titulación
para optar al título de Ingeniero de Petróleos de la Universidad Central del Ecuador de la Facultad
de Ingeniería de Geología, Minas, Petróleos y Ambiental, es original, no ha sido realizado con
anterioridad en ningún trabajo de la industria ni aceptado o empleado para el otorgamiento de
calificación alguna, ni de título o grado diferente al actual. El trabajo a realizarse será el resultado
de los estudios del autor, excepto de donde se indiquen las fuentes de información consultadas
vi
DEDICATORIA
A Dios, con cariño y profundo amor
a mis padres, siendo mi pilar
fundamental, dándome el apoyo y
fuerza que necesité y a mi hermana
por sus consejos y paciencia.
Darwin Alexis Reinoso Topa
vii
AGRADECIMIENTOS
Mis más sinceros agradecimientos a
todas las personas que colaboraron en todas
las formas posibles para la realización de
esta tesis, a Petroamazonas Ep, por
otorgarme la información para realizar este
estudio.
Darwin Alexis Reinoso Topa
viii
ÍNDICE DE CONTENIDO
CAPITULO I: INTRODUCCIÓN E INFORMACIÓN GENERAL .................................................. 1
1.1. Introducción ...................................................................................................................... 1
1.2. Planteamiento del problema ............................................................................................... 1
1.3. Objetivos ........................................................................................................................... 2
1.3.1. Objetivo general ......................................................................................................... 2
1.3.2. Objetivos específicos .................................................................................................. 2
1.4. Justificación e importancia................................................................................................. 2
1.5. Entorno del estudio ............................................................................................................ 3
1.5.1. Marco institucional ..................................................................................................... 3
1.5.2. Marco ético: ............................................................................................................... 3
1.5.3. Marco legal: ............................................................................................................... 3
CAPITULO II: MARCO TEÓRICO ................................................................................................ 4
2. CARACTERÍSTICAS DEL CAMPO EDÉN YUTURI ............................................................. 4
2.1. Área de estudio .................................................................................................................. 4
2.2. Generalidades .................................................................................................................... 4
2.3. Geología regional .............................................................................................................. 5
2.4. Estratigrafía ....................................................................................................................... 6
2.5. Principales reservorios ....................................................................................................... 6
2.5.1. Yacimiento M-1 ......................................................................................................... 6
2.5.2. Yacimiento M-2 ......................................................................................................... 7
2.5.3. Yacimiento U Superior ............................................................................................... 7
2.5.4. Yacimiento U Inferior ................................................................................................ 7
2.5.5. Yacimiento T ............................................................................................................. 8
2.6. Reservas. ........................................................................................................................... 9
ix
2.6.1. Petróleo original en situ (POES) ................................................................................10
2.6.2. Reservas probadas .....................................................................................................10
2.6.3. Reservas probables ....................................................................................................10
2.6.4. Reservas posibles ......................................................................................................10
2.7. Estado actual del campo Edén Yuturi ................................................................................11
2.7.1. Estado de los pozos ...................................................................................................11
2.8. Propiedades de reservorio del campo Edén Yuturi ............................................................12
2.9. Pozos inactivos .................................................................................................................13
2.10. Cálculo de reservas .......................................................................................................14
2.11. Curvas de Chan .............................................................................................................14
2.11.1. Interpretación de las curvas de Chan ..........................................................................14
2.12. Trabajos que se realizan para la reactivación de los pozos inactivos. .............................16
2.13. Levantamiento artificial ................................................................................................18
2.13.1. Clasificación de los sistemas de levantamiento artificial ............................................19
2.14. Aplicación de los sistemas de levantamiento artificial ...................................................24
2.15. Sistema de Levantamiento Artificial en el Campo Edén Yuturi .....................................24
CAPÍTULO III: DISEÑO METODOLÓGICO ................................................................................25
3.1. Tipo de estudio .................................................................................................................25
3.2. Universo y Muestra ..........................................................................................................25
3.3. Instrumentos de recopilación de información y datos ........................................................25
3.4. ANÁLISIS TÉCNICO DE LOS POZOS INACTIVOS .....................................................26
3.4.1. Criterio de selección de los pozos inactivos con problemas mecánicos a ser
rehabilitados ............................................................................................................................27
3.4.2. Análisis de la producción de los pozos inactivos seleccionados .................................29
3.5. ANÁLISIS TÉCNICO DE LOS POZOS SELECCIONADOS. .........................................33
3.5.1. Procedimiento para realizar el cálculo de reservas .....................................................33
x
3.5.2. Procedimiento para realizar las curvas de Chan .........................................................33
3.5.3. Pozo EDYD-089 .......................................................................................................34
3.5.4. Pozo EDYJ-071.........................................................................................................49
3.5.5. Pozo EDYJ-072.........................................................................................................69
CAPITULO IV: ANÁLISIS ECONÓMICO ....................................................................................90
4. Análisis Económico..............................................................................................................90
4.1. Producción Estimada ........................................................................................................90
4.2. Criterios para la evaluación Económica ............................................................................91
4.2.1. Valor Actual Neto (VAN) .........................................................................................91
4.2.2. Tasa Interna de Retorno (TIR) ...................................................................................92
4.2.3. Relación Beneficio - Costo ........................................................................................92
4.2.4. Ingresos.....................................................................................................................93
4.2.5. Egresos .....................................................................................................................94
4.2.6. Inversión ...................................................................................................................95
4.2.7. Costos de trabajos de reacondicionamientos ..............................................................95
4.2.8. Período de Recuperación de la Inversión. ..................................................................95
4.2.9. Hipótesis para el Análisis. .........................................................................................96
4.3. ANÁLISIS ECONÓMICO POZO EDYD-089M-2 ...........................................................97
4.3.1. Análisis de la declinación del pozo EDYD-089 en el reservorio M-2 .........................97
4.3.2. Proyección de la producción del Pozo EDYD-089 del reservorio M-2 .......................98
4.3.3. Realizando Adquisición de los equipos RDPCP para el pozo EDYD-089M-2 ............99
4.3.4. Realizando Alquiler de los equipos RDPCP para el pozo EDYD-089 ...................... 102
4.4. ANÁLISIS ECONÓMICO POZO EDYJ-071M-2 .......................................................... 105
4.4.1. Análisis de la declinación del pozo EDYJ-071 en el reservorio M-2 ........................ 105
4.4.2. Proyección de la producción del Pozo EDYJ-071 del reservorio M-2 ...................... 106
4.4.3. Realizando Adquisición de los equipos RDPCP para el pozo EDYJ-071M-2 ........... 107
xi
4.4.4. Realizando Alquiler de los equipos RDPCP para el pozo EDYJ-071M-2 ................. 110
4.5. ANÁLISIS ECONÓMICO POZO EDYJ-072M-2 .......................................................... 113
4.5.1. Análisis de la declinación del pozo EDYJ-072 en el reservorio M-2 ........................ 113
4.5.2. Proyección de la producción del Pozo EDYJ-072 del reservorio M-2 ...................... 114
4.5.3. Realizando Adquisición de los equipos RDPCP para el pozo EDYJ-072M-2 ........... 115
4.5.4. Realizando Alquiler de los equipos RDPCP para el pozo EDYJ-072M-2 ................. 118
CAPÍTULO V: CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES ..................................................... 122
5.1. Conclusiones .................................................................................................................. 122
5.2. Recomendaciones ........................................................................................................... 123
BIBLIOGRAFÍA .......................................................................................................................... 124
GLOSARIO DE TÉRMINOS........................................................................................................ 126
ANEXOS ...................................................................................................................................... 127
xii
ÍNDICE DE FIGURAS
Figura 1: Ubicación del campo Edén Yuturi Bloque 12 .................................................................... 4
Figura 2: Columna estratigráfica generalizada del Campo Edén Yuturi ............................................. 9
Figura 3: Canalización .....................................................................................................................15
Figura 4: Conificación .....................................................................................................................15
Figura 5: Problemas Mecánicos .......................................................................................................16
Figura 6: Producción Normal ..........................................................................................................16
Figura 7: Historial de producción pozo EDYD-089M-2 ...................................................................34
Figura 8: Curvas de Chan pozo EDYD-089M-2 ..............................................................................35
Figura 9: Curvas de Saturación de agua pozo EDYD-089M-2 .........................................................35
Figura 10: Registros Eléctricos del pozo EDYD-089M-2 .................................................................36
Figura 11: Índice de Productividad actual y proyectado para el pozo EDYD-089M-2 ......................37
Figura 12: Análisis de las curvas de declinación de EDYD-089M2 ..................................................37
Figura 13: Registros de Cemento del pozo EDYD-089M-2 ..............................................................38
Figura 14: Historial de producción pozo EDYD-089US ...................................................................39
Figura 15: Curvas de Chan del pozo EDYD-089M-2 .......................................................................39
Figura 16: Corte de agua del pozo EDYD-089US ............................................................................40
Figura 17: Registros Eléctricos del pozo EDYD-089US y UI ..........................................................40
Figura 18: Análisis de las curvas de declinación de EDYD-089US ..................................................41
Figura 19: Registros Eléctricos del pozo EDYD-089US y UI ..........................................................42
Figura 20: Diagrama mecánico propuesto para el pozo EDYD-089 ..................................................48
Figura 21: Historial de producción pozo EDYJ-071M-2 ..................................................................49
Figura 22: Curvas de Chan pozo EDYJ-071M-2 ..............................................................................50
Figura 23: Curvas del corte de agua pozo EDYJ-071M-2 ................................................................50
Figura 24: Registros Eléctricos del pozo EDYJ-071M-2 ..................................................................51
Figura 25: Índice de Productividad actual y proyectado para el pozo EDYJ-071M-2 .......................52
Figura 26: Análisis de las curvas de declinación de EDYJ-071M-2 ..................................................52
Figura 27: Registros de Cemento del pozo EDYJ-071M-2 ...............................................................53
Figura 28: Registros Eléctricos del pozo EDYJ-071US ....................................................................54
Figura 29: Historial de producción pozo EDYJ-071UI .....................................................................55
Figura 30: Curvas de Chan del pozo EDYJ-071UI ...........................................................................55
Figura 31: Corte de agua del pozo EDYJ-071UI ..............................................................................56
xiii
Figura 32: Registros Eléctricos del pozo EDYJ-071UM ..................................................................57
Figura 33. Registros Eléctricos del pozo EDYJ-071UI .....................................................................58
Figura 34: Análisis de las curvas de declinación de EDYJ-071UI ...................................................59
Figura 35: Historial de producción pozo EDYJ-071T ......................................................................60
Figura 36: Curvas de Chan del pozo EDYJ-071T.............................................................................60
Figura 37: Corte de agua del pozo EDYJ-072T ................................................................................61
Figura 38: Registros Eléctricos del pozo EDYJ-071T ......................................................................61
Figura 39: Análisis de las curvas de declinación de EDYJ-071T ......................................................62
Figura 40: Diagrama mecánico propuesto para el pozo EDYJ-071 ...................................................68
Figura 41: Historial de producción pozo EDYJ-072M-2 ..................................................................69
Figura 42: Curvas de Chan pozo EDYJ-072M-2 ..............................................................................70
Figura 43: Corte de agua pozo EDYJ-072M-2 .................................................................................70
Figura 44: Registros Eléctricos del pozo EDYJ-120M-2 ..................................................................71
Figura 45: Índice de Productividad actual y proyectado para el pozo EDYD-089 .............................72
Figura 46: Análisis de las curvas de declinación de EDYJ-072M-2 ..................................................72
Figura 47: Registros de Cemento del pozo EDYJ-072M-2 ...............................................................73
Figura 48: Historial de producción pozo EDYJ-072US ....................................................................74
Figura 49: Curvas de Chan del pozo EDYJ-072US ..........................................................................74
Figura 50: Corte de agua del pozo EDYJ-072US .............................................................................75
Figura 51: Registros Eléctricos del pozo EDYJ-072US ....................................................................76
Figura 52: Análisis de las curvas de declinación de EDYJ-072US ...................................................76
Figura 53: Historial de producción pozo EDYJ-072UI .....................................................................77
Figura 54: Curvas de Chan del pozo EDYJ-072UI ...........................................................................78
Figura 55: Corte de agua del pozo EDYJ-072UI ..............................................................................78
Figura 56: Registros Eléctricos del pozo EDYJ-072UI ....................................................................79
Figura 57: Análisis de las curvas de declinación de EDYJ-072UI ....................................................80
Figura 58: Historial de producción pozo EDYJ-072T ......................................................................81
Figura 59: Curvas de Chan del pozo EDYJ-072T.............................................................................81
Figura 60: Corte de agua del pozo EDYJ-072T ................................................................................82
Figura 61: Registros Eléctricos del pozo EDYJ-072T ......................................................................82
Figura 62: Análisis de las curvas de declinación de EDYJ-072T ......................................................83
Figura 63: Diagrama mecánico propuesto para el pozo EDYJ-072 ...................................................89
Figura 64: Proyección de producción del Pozo EDYD-089M-2 .......................................................98
xiv
Figura 65: Período de recuperación de inversión del pozo EDYD-089M-2 considerando la
adquisición de los equipos RDPCP. ............................................................................................... 100
Figura 66: Período de recuperación de inversión del pozo EDYD-089M-2 considerando el alquiler de
los equipos RDPCP. ...................................................................................................................... 103
Figura 67: Proyección de producción del Pozo EDYJ-071M-2 ...................................................... 106
Figura 68: Período de recuperación de inversión del pozo EDYJ-071M-2 considerando la adquisición
de los equipos RDPCP................................................................................................................... 108
Figura 69: Período de recuperación de inversión del pozo EDYJ-071M-2 considerando el alquiler de
los equipos RDPCP. ...................................................................................................................... 111
Figura 70: Proyección de producción del Pozo EDYJ-072M-2 ...................................................... 114
Figura 71: Período de recuperación de inversión del pozo EDYJ-072M-2 considerando la adquisición
de los equipos RDPCP................................................................................................................... 116
Figura 72: Período de recuperación de inversión del pozo EDYJ-072M-2 considerando el alquiler de
los equipos RDPCP. ...................................................................................................................... 119
xv
ÍNDICE DE TABLAS
Tabla 1: Reservas por arena del campo Edén Yuturi ........................................................................11
Tabla 2: Estado de los pozos del campo Edén Yuturi .......................................................................11
Tabla 3: Propiedades de reservorio del campo Edén Yuturi .............................................................12
Tabla 4: Ventajas y desventajas del bombeo mecánico ....................................................................20
Tabla 5: Ventajas y desventajas del gas lift ......................................................................................20
Tabla 6: Ventajas y desventajas del bombeo hidráulico (pistón y jet) ...............................................21
Tabla 7: Ventajas y desventajas del bombeo de cavidades progresivas .............................................22
Tabla 8: Ventajas y desventajas del bombeo electrosumergible ........................................................23
Tabla 9: Análisis comparativos de la aplicabilidad entre los diferentes sistemas de levantamiento
artificial en función de las condiciones más relevantes. ....................................................................24
Tabla 10: Status pozos inactivos del campo Edén Yuturi .................................................................26
Tabla 11: Pozos pre seleccionados con problemas mecánicos para su reactivación ...........................28
Tabla 12: Pozos seleccionados para el análisis técnico-económico ...................................................29
Tabla 13: Análisis de eventos del pozo EDYD-089..........................................................................30
Tabla 14: Análisis de eventos del pozo EDYJ-071 ...........................................................................31
Tabla 15: Análisis de eventos del pozo EDYJ-072 ...........................................................................32
Tabla 16: Resumen de reservas estimadas del Pozo EDYD-089M-2 ................................................38
Tabla 17: Resumen de reservas estimadas del Pozo EDYD-089US ..................................................41
Tabla 18: Características del pozo EDYD-089 y de la arena a producir M-2 ....................................43
Tabla 19: Análisis de las características del pozo EDYD-089M-2 en relación a los diferentes sistemas
de levantamiento artificial ...............................................................................................................44
Tabla 20. Resumen del Diseño de la bomba PCP para el pozo EDYD-089M-2 ................................45
Tabla 21: Resumen de reservas estimadas del Pozo EDYJ-071M-2 .................................................53
Tabla 22: Resumen de reservas estimadas del Pozo EDYJ-071UI ....................................................59
Tabla 23: Resumen de reservas estimadas del Pozo EDYJ-071T ......................................................62
Tabla 24: Características del pozo EDYJ-072 y de la arena a producir M-2 .....................................63
Tabla 25. Análisis de las características del pozo EDYJ-071M-2 en relación a los diferentes sistemas
de levantamiento artificial ...............................................................................................................64
Tabla 26: Diseño de la bomba PCP para el pozo EDYJ-071M-2 ......................................................65
Tabla 27: Resumen de reservas estimadas del Pozo EDYJ-072M-2 .................................................73
Tabla 28: Resumen de reservas estimadas del Pozo EDYJ-072US ...................................................77
Tabla 29: Resumen de reservas estimadas del Pozo EDYJ-072UI ....................................................80
Tabla 30: Resumen de reservas estimadas del Pozo EDYJ-072T ......................................................83
Tabla 31: Características del pozo EDYJ-072 y de la arena a producir M-2 .....................................84
Tabla 32: Análisis de las características del Pozo EDYJ-072M-2 en relación a los diferentes sistemas
de levantamiento artificial ...............................................................................................................85
Tabla 33: Diseño de la bomba PCP para el pozo EDYJ-072M-2 ......................................................86
Tabla 34: Precio del barril de Petróleo .............................................................................................94
Tabla 35: Costo por barril Producido ...............................................................................................94
Tabla 36: Detalle de Costos Operacionales ......................................................................................96
xvi
Tabla 37: Análisis de declinación del pozo EDYD-089M-2 .............................................................97
Tabla 38: Costos del reacondicionamiento con la adquisición de los equipos RDPCP pozo EDYD-
089M-2 ...........................................................................................................................................99
Tabla 39: Análisis Económico del pozo EDYD-089M-2 realizando la adquisición de los equipos
RDPCP ......................................................................................................................................... 101
Tabla 40: Resultados análisis económico pozo EDYD-089M-2 realizando la adquisición de los
equipos RDPCP............................................................................................................................. 102
Tabla 41: Costos del reacondicionamiento con el alquiler de los equipos RDPCP pozo EDYD-089M-
2 .................................................................................................................................................... 102
Tabla 42: Análisis Económico del pozo EDYD-089M-2 realizando el alquiler de los equipos RDPCP
...................................................................................................................................................... 104
Tabla 43: Resultados análisis económico pozo EDYD-089M-2 realizando el alquiler de los equipos
RDPCP ......................................................................................................................................... 105
Tabla 44: Análisis de declinación del pozo EDYJ-071M-2 ............................................................ 105
Tabla 45: Costos del reacondicionamiento con la adquisición de los equipos RDPCP pozo EDYJ-
071M-2 ......................................................................................................................................... 107
Tabla 46: Análisis Económico del pozo EDYJ-071M-2 realizando la adquisición de los equipos
RDPCP ......................................................................................................................................... 109
Tabla 47: Resultados análisis económico pozo EDYJ-071M-2 realizando la adquisición de los
equipos RDPCP............................................................................................................................. 110
Tabla 48: Costos del reacondicionamiento con el alquiler de los equipos RDPCP pozo EDJY-071M-2
...................................................................................................................................................... 110
Tabla 49: Análisis Económico del pozo EDYJ-071M-2 realizando el alquiler de los equipos RDPCP
...................................................................................................................................................... 112
Tabla 50: Resultados análisis económico pozo EDYJ-071M-2 realizando el alquiler de los equipos
RDPCP. ........................................................................................................................................ 113
Tabla 51: Análisis de declinación del pozo EDYJ-072M-2 ............................................................ 113
Tabla 52: Costos del reacondicionamiento con la adquisición de los equipos RDPCP pozo EDYJ-
072M-2 ......................................................................................................................................... 115
Tabla 53: Análisis Económico del pozo EDYJ-072M-2 realizando la adquisición de los equipos
RDPCP ......................................................................................................................................... 117
Tabla 54: Resultados análisis económico pozo EDYJ-072M-2 realizando la adquisición de los
equipos RDPCP............................................................................................................................. 118
Tabla 55: Costos del reacondicionamiento con el alquiler de los equipos RDPCP pozo EDJY-072M-2
...................................................................................................................................................... 118
Tabla 56: Análisis Económico del pozo EDYJ-072M-2 realizando el alquiler de los equipos RDPCP
...................................................................................................................................................... 120
Tabla 57: Resultados análisis económico pozo EDYJ-072M-2 realizando el alquiler de los equipos
RDPCP. ........................................................................................................................................ 121
xvii
ANEXOS
ANEXO No 1 .............................................................................................................................. 128
ANEXO No 2 .............................................................................................................................. 132
ANEXO No 3 .............................................................................................................................. 136
xviii
Tema: “Estudio técnico-económico para la reactivación de pozos inactivos que presentan
problemas mecánicos en el campo Edén Yuturi”
Autor: Darwin Alexis Reinoso Topa
Tutor: Ing. Fernando Andrés Lucero Calvache
Cotutor: Ing. Richard Hugo Torres Villacís
RESUMEN
El trabajo de investigación muestra una selección de pozos idóneos para ser rehabilitados entre
todos los pozos inactivos existentes en el Campo Edén Yuturi, a fecha 1 de octubre del 2018, que
presentan problemas mecánicos. Para lo cual se realizó un análisis del historial de producción y
reacondicionamiento, estado mecánico, reservas remanentes de las arenas productoras y estudio
técnico de nuevas oportunidades a cada uno de los pozos seleccionados. Mediante el estudio
técnico se buscará soluciones a problemas mecánicos en los pozos idóneos para su reapertura y se
plantearán el tipo de trabajo de reacondicionamiento a realizarse que sean económicamente
rentables.
El análisis económico contempla la rentabilidad de la rehabilitación de los pozos seleccionados
idóneos para tal, en el Campo Edén Yuturi, basándose en costos establecidos por
PETROAMAZONAS E.P.: ingresos (producción de petróleo estimada después de su
rehabilitación), egresos de capital (costo operativo por barril producido, costo de operaciones por
reacondicionamiento), flujo neto de caja, valor actual neto, la tasa interna de retorno y relación
costo beneficio.
PALABRAS CLAVES: IDÓNEOS / INACTIVOS / PROBLEMAS MECÁNICOS /
REACONDICIONAMIENTO / RESERVAS / RENTABILIDAD / EDÉN YUTURI
xix
Topic: "Technical economic study for the reactivation of inactive wells that present mechanical
problems in the Edén Yuturi oil field"
Author: Darwin Alexis Reinoso Topa
Tutor: Ing. Fernando Andrés Lucero Calvache
Cotutor: Ing. Richard Hugo Torres Villacís
ABSTRACT
The research project analyzed all inactive wells in the Edén Yuturi oil field to select wells with
mechanical problems that are suitable for rehabilitation at the cutoff date of October 1, 2018. The
wells were selected based on analysis of production and workover reports, mechanical state,
remaining reserves of the producing sands and a technical study of new opportunities for each of
the selected wells.
The technical study aimed to find solutions to the mechanical problems in the wells selected to be
reopened. Subsequently the type of workover work was established to be carried out under the
condition that they are economically profitable
The economic analysis considers the profitability of the proposed works for the wells of the Edén
Yuturi Oil Field. The economic parameters were established by PETROAMAZONAS E.P. and
these are: income (estimated oil production after rehabilitation), capital outflows (operating cost
per barrel produced, cost of workover operations), net cash flow, net present value, internal rate of
return and benefit-cost ratio.
KEY WORDS: IDEALLY / INACTIVE / MECHANICAL PROBLEMS / WORKOVER /
RESERVES / PROFITABILITY / EDEN YUTURI
xx
ABREVIATURAS Y SIGLAS
UI: U Inferior
UM: U Media
US: U Superior
BSW: Contenido de agua y sedimentos (Basic sediment and water)
BY: Barriles de yacimiento
BN: Barriles normales
Bls: Barriles
°API: Instituto Americano del Petróleo (American Petroleum Institute)
LPCA: Libras por pulgada cuadrada
cP: Centipoise
mD: Milidarcys
Ppm: Partes por millón
Pi: Presión Inicial
Pb: Presión de burbuja
Pr: Presión de reservorio
GOR: Relación gas petróleo
MD: Profundidad medida (Measure Depth)
TVD: Profundidad vertical verdadera (True Vertical Depth)
DL: Dog leg (Pata de perro)
SDL: Dog leg severity (Severidad de la pata de perro)
EDY: Edén Yuturi
PWF: Presión de fondo fluyente (Pressure well flow)
IP: Índice de productividad
PCP: Bomba de cavidades progresivas (Pump cavity progressive)
1
CAPITULO I: INTRODUCCIÓN E INFORMACIÓN GENERAL
1.1. Introducción
La Amazonía Ecuatoriana tiene una gran riqueza energética, que debe explotarse de
manera eficiente y responsable evitando así el cierre de los pozos productores por ineficiencia
o mala práctica en trabajos de perforación o reacondicionamientos de pozos. Es de suma
importancia operar bajo criterio con el fin de incrementar la producción de petróleo y reservas
al más bajo costo, mediante el uso de modernas tecnologías y además operar con respeto para
la conservación ambiental y cultural. El desarrollo del presente estudio técnico, está
planificado para el campo Edén Yuturi perteneciente al bloque 12, operado por
Petroamazonas E. P., localizado al nororiente de la Región Amazónica en la provincia de
Orellana.
1.2. Planteamiento del problema
Durante la vida productiva de un campo maduro, con el pasar del tiempo la producción
del mismo va disminuyendo, ya sea por la depletación del campo o por problemas
operacionales en los pozos, lo que genera pérdidas económicas no solo para las empresas
operadoras o consorcios, sino también al estado ecuatoriano. El campo Edén Yuturi cuenta
con 173 pozos productores de petróleo, de los cuales hasta el mes de octubre del 2018 se
encuentran inactivos 45 pozos, 30 pozos por problemas en su completación y 15 pozos para
control de agua, representando así una disminución en la producción de petróleo en el campo
Edén Yuturi y por lo tanto pérdidas económicas.
2
1.3. Objetivos
1.3.1. Objetivo general
Reactivar pozos inactivos del campo Edén Yuturi planteando soluciones a los problemas
mecánicos.
1.3.2. Objetivos específicos
• Realizar el diagnóstico de las diferentes causas que generaron problemas mecánicos
en los pozos inactivos del campo Edén Yuturi.
• Seleccionar los pozos inactivos idóneos con problemas mecánicos, para realizar un
estudio técnico de nuevas oportunidades y plantear trabajos de reactivación o
abandono.
• Analizar los historiales de producción, historial de reacondicionamiento, estado
mecánico y las reservas remanentes de las arenas productoras a los pozos
seleccionados.
• Proponer un plan de reactivación, para reincorporar los pozos analizados a la
producción de petróleo, mediante un estudio económico.
1.4. Justificación e importancia
Este trabajo titulado: “ESTUDIO TÉCNICO-ECONÓMICO PARA LA
REACTIVACIÓN DE POZOS INACTIVOS QUE PRESENTAN PROBLEMAS
MECÁNICOS EN EL CAMPO EDÉN YUTURI”, planteará soluciones a los problemas
mecánicos, permitiendo así reincorporar a la producción pozos inactivos que presentan
problemas mecánicos, para incrementar la producción del campo Edén Yuturi y garantizar el
mejor aprovechamiento de las reservas disponibles en los pozos analizados.
3
1.5. Entorno del estudio
1.5.1. Marco institucional
El presente estudio técnico es un requisito para obtener el Título de Ingeniero de Petróleos
en la Facultad de Ingeniería en Geología, Minas, Petróleos y Ambiental de la Universidad
Central del Ecuador. El estudio fue desarrollado con información y apoyo profesional por
parte de la Universidad y la Empresa Estatal Petroamazonas E. P.
1.5.2. Marco ético:
El estudio técnico está inmerso en los principios éticos profesionales de la Universidad,
empresa y del autor aportando a la comunidad con planes de mejora para minimizar costos
en la industria petrolera. Toda la información otorgada por la empresa Petroamazonas
E.P. será de total confidencialidad por parte del autor, no se utilizará información alterada
para la elaboración de este estudio y se respetarán los resultados obtenidos.
Las licencias de los programas que se utilizarán serán las propias que Petroamazonas E.
P. maneja obtenidas bajo la autorización de las empresas propietarias.
1.5.3. Marco legal:
El estudio técnico se lo realizará de acuerdo al Reglamento de Régimen Académico con
base en el Art. 21 Inciso 3, acerca de la unidad de titulación. El cual contempla el Convenio
Marco Cooperación técnica–científica suscrito entre Petroamazonas E. P. y la FIGEMPA de
la Universidad Central del Ecuador, y su respectiva suscripción del Convenio de
Confidencialidad entre la Empresa y el tesista.
4
CAPITULO II: MARCO TEÓRICO
2. CARACTERÍSTICAS DEL CAMPO EDÉN YUTURI
2.1. Área de estudio
“El campo Edén Yuturi operado por Petroamazonas EP, está ubicado dentro del Bloque
12, en la provincia de Orellana (figura 1). Las principales rutas de acceso son la vía
Shushufindi-Limoncocha-Pompeya y mediante la vía fluvial, el río Napo. Sus coordenadas
geográficas son las siguientes:
Latitud: 0°,16´,32´´ Norte.
Longitud: 76°,04´,47´´ Oeste” (Males Fátima, 2013, p. 11).
Figura 1: Ubicación del campo Edén Yuturi Bloque 12
Fuente: (Geoportal Petroamazonas E. P., 2018)
2.2. Generalidades
“El campo Edén Yuturi fue descubierto en 1970 con el pozo exploratorio Yuturi-01,
perforado por la empresa Minas y Petróleos. En el año 1996 la Empresa Occidental, perforó
5
el pozo Edén-01. Inicia sus actividades de producción en 2002 a cargo de la Empresa
Occidental, en la actualidad existen pozos productores de petróleo de las arenas de las
formaciones Napo. Así como también es importante mencionar la existencia de pozos
inyectores de agua”. (Guachamín Daisy, 2012, p. 2).
Al mes de septiembre del 2018 el campo edén Yuturi ha producido un acumulado de 300
millones de barriles de petróleo con 1,429 millones de barriles de agua y 41,594 MMCF de
gas. El campo cuenta con 13 PADS con un total de 202 pozos, 173 productores de petróleo
de 6 arenas productoras las cuales son: M-1, M-2, U Superior, U Inferior, T Superior y T
Principal y 29 pozos inyectores de agua.
2.3. Geología regional
“La Cuenca Oriente del Ecuador se encuentra ubicada al Este de la Cordillera de los
Andes. Su actividad geodinámica está relacionada a la subducción de la placa oceánica de
Nazca y al levantamiento de la placa continental Suramericana. La cuenca se divide en dos
zonas:
• Zona Sub-andina: conformada por el alto Napo, la depresión de Pastaza y el alto
Cúcuta.
• Zona extensiva: que consiste en una extensa llanura influenciada por sistemas
fluviales.
La última zona corresponde a la cadena de cuencas sucesivas que se desarrollan desde
Venezuela hasta Bolivia entre la Cordillera de las Andes y el escudo guyanés, formando parte
de la gran provincia geológica Putumayo en Colombia, Oriente en Ecuador y Marañón en
Perú, conformando una gran zona sedimentaria con alto potencial de hidrocarburos”.
(Obando Sandra, 2012, p. 5)
6
2.4. Estratigrafía
“Las arenas del área de Edén Yuturi tienen influencia marina, lo que indica que la retirada
del nivel del mar no llegó al quiebre de la plataforma, son caracterizadas por ser generalmente
de grano variable, siendo de mayor presencia el grano fino a medio con intercalaciones de
lutitas y limolitas con algunas zonas de grano grueso”. (Carvajal Eduardo, 2011, p. 7).
La estratigrafía del campo Edén Yuturi se muestra en la figura 2.
2.5. Principales reservorios
“El campo Edén Yuturi produce de la formación Napo con un espesor aproximado de
1,300 pies y está representado por una secuencia de lutitas, calizas y areniscas. Las areniscas
de la formación Napo constituyen los principales reservorios hidrocarburíferos del campo,
dentro de la formación Napo se encuentran los yacimientos “M-1”, “M-2”, “U Superior”, “U
Inferior” y “T” que son arenas productoras”. (Guachamin Daisy, 2012, p.7).
2.5.1. Yacimiento M-1
“Esta arenisca cuarzosa, con espesores que varían de 0 a 120 pies, de grano fino a medio,
con clasificación de grano regular, cemento silíceo, a veces caolinítica, presenta un ambiente
de deposición que se considera como deltaico en su parte inferior tiene presencia de
remanentes de secuencia deltaica, tidal y marino somero hacia el tope”. (Carvajal Eduardo,
2011, p. 6,7)
“Para este reservorio se considera que las areniscas de marea erosionaron a la secuencia
deltaica subyacente observándose en algunos casos la ausencia total de ciclo deltaico. En
otros casos se observa un remanente de ciclo deltaico por debajo del ciclo tidal y del mismo
modo algunos pozos han encontrado solo el ciclo deltaico, existiendo la posibilidad de que
el ciclo tidal haya sido totalmente erosionado en áreas cercanas a la cresta de la estructura o
7
simplemente que el ciclo tidal no haya sido depositado. Presenta porosidades que varían entre
10% a 35% y permeabilidades hasta de 14 darcys”. (Mosquera Oscar, 2008).
2.5.2. Yacimiento M-2
“Esta arenisca presenta propiedades petrofísicas regulares debido a que posee un
ambiente marino de baja energía lo que dio lugar al depósito de un material fino, el mismo
que obstruye la porosidad y afecta a la permeabilidad. En este tipo de ambiente, los cuerpos
arenosos no tienen gran continuidad lateral debido al limitado aporte de granos de arena hacia
estas áreas”. (Males Fátima, 2013, p. 15).
2.5.3. Yacimiento U Superior
“Es una arenisca cuarzosa de grano fino, bien clasificada, con valores promedios de
porosidad de 19%, permeabilidad de 1,7 darcys y el corte de agua de 22%. Presenta cemento
caolinítico hacia la base. El ambiente de esta arena es tidal. Posee un aproximado de 40 pies,
la continuidad lateral de este reservorio a través de todo el campo es bastante buena”. (Males
Fátima, 2013, p. 15).
2.5.4. Yacimiento U Inferior
“Es una arenisca cuarzosa de grano medio a grueso, de mala clasificación con una
porosidad promedio de 20% y una permeabilidad de 1,2 darcys. En la parte inferior y media
se presenta como una arenisca con una estratificación cruzada (canales de marea) y hacia la
parte superior aumenta el contenido de intercalaciones de arcilla, lo que indica mayor
influencia marina y ambiente de depósito más tranquilo (marino somero)”. (Obando Sandra,
2012, p. 11)
“Debido a que el tipo de roca observado hacia la parte superior de esta secuencia muestra
más influencia marina y por lo tanto sus características petrofísicas son diferentes de la
8
sección inferior (Tidal), se ha subdividido este reservorio en dos cuerpos: U superior (Marino
Somero) y U inferior (Tidal). El espesor promedio de este reservorio en Edén Yuturi es de
120 pies”. (Carvajal Eduardo, 2011, p. 8)
2.5.5. Yacimiento T
“Este yacimiento se presenta como una secuencia transgresiva, depósitos con influencia
de mareas hacia la base con estratificación cruzada (canales de marea) y para secuencias de
grano decreciente hacia el tope. La permeabilidad vertical como la horizontal está afectada
por la presencia de capas de arcilla que actúan como barreras al flujo de los fluidos”.
(Carvajal Eduardo, 2011, p. 8).
“Es una arenisca cuarzosa de grano medio a grueso, mal clasificada, algunas veces con
matriz caolinítica y presencia de glauconita en la parte superior. Al igual que en la U Inferior
se observa dos intervalos, cada uno con características petrofísicas diferentes: la parte inferior
de mejor calidad y que ha sido descrita como ambiente tidal y el intervalo superior de menor
calidad, presenta muchas intercalaciones arcillosas y cemento calcáreo, arcilloso y
glauconita, definido como marino somero”. (Carvajal Eduardo, 2011, p. 8).
“Posee una porosidad promedio de 21%, una permeabilidad aproximada de 1 darcy y un
corte de agua de 29,5 % en el ambiente tidal, en el intervalo marino somero su porosidad
promedio es de 14,2%, permeabilidad de 200 milidarcys”. (Carvajal Eduardo, 2011, p. 8)
9
Figura 2: Columna estratigráfica generalizada del Campo Edén Yuturi
Fuente: (Departamento de Geología Petroamazonas E. P.)
2.6. Reservas.
“Las reservas son cantidades de petróleo que se consideran pueden ser recuperadas
comercialmente a partir de acumulaciones conocidas a una fecha futura. Todos los cálculos
de reservas involucran algún grado de incertidumbre. La incertidumbre depende
principalmente de la cantidad de datos de ingeniería y geología, confiables y disponibles a la
fecha de cálculo y de la interpretación de esos datos”. (Pinta Marco, 2017 p. 7, 8)
La estimación de reservas para el campo Edén Yuturi, se basa en los análisis de curvas
de declinación de producción por pozo, porque se dispone de la información necesaria y la
data para poder hacerlo.
10
2.6.1. Petróleo original en situ (POES)
De acuerdo a la información otorgada por la empresa PETROAMAZONAS E P., el
POES ha sido calculado, utilizando el método volumétrico, el área cero y el volumen total de
roca se obtienen de los mapas estructurales en PETREL.
2.6.2. Reservas probadas
“Las reservas probadas son la cantidad de petróleo que, por análisis de datos de geología
e ingeniería, pueden ser determinados con “razonable certeza” que serán recuperables
comercialmente. A partir de una fecha dada, de reservorios conocidos y bajo las condiciones
económicas actuales, métodos de operación y regulaciones”. (Pinta Marco, 2017 p. 7, 8).
A diciembre del 2018 el campo Edén Yuturi tiene 28.5 millones de petróleo en reservas
probadas. (Departamento de Reservorios PAM, 2018).
2.6.3. Reservas probables
“Las reservas probables son las reservas no probadas que el análisis de datos de geología
e ingeniería sugieren que son menos ciertas que las probadas. En este contexto, cuando se
usen métodos probabilísticos, debe existir al menos una probabilidad de 50% de que la
cantidad a ser recuperada será igual o excederá a la suma del cálculo de reservas probadas
más las reservas probables”. (Pinta Marco, 2017 p. 10).
2.6.4. Reservas posibles
“Las reservas probables son las reservas no probadas que el análisis de datos de geología
e ingeniería sugieren que son menos ciertas que las probables. En este contexto, cuando se
usen métodos probabilísticos, debe existir al menos una probabilidad del 10% de que la
cantidad a ser recuperada sean iguales o excederá a la suma del cálculo de reservas probadas
11
más las reservas probables y más las reservas posibles”. (Pinta Marco, 2017 p. 10). A
diciembre del 2018 se tiene los siguientes datos de reservas:
Tabla 1: Reservas por arena del campo Edén Yuturi
Elaborado por: Darwin Reinoso
Fuente: (Departamento de Operaciones Petroamazonas E. P., 2018)
2.7. Estado actual del campo Edén Yuturi
El estado y datos de los pozos del Campo Edén Yuturi para el presente estudio fueron
obtenidos con una fecha corte a octubre del 2018 del área de ingeniería de la empresa
Petroamazonas E. P.
2.7.1. Estado de los pozos
En la tabla 2 se indica el estado actual de los pozos perforados en el Campo Edén Yuturi
al mes de octubre del 2018.
Tabla 2: Estado de los pozos del campo Edén Yuturi
ESTADOS DE LOS POZOS DEL CAMPO EDÉN YUTURI
ESTADO NÚMERO DE POZOS PORCENTAJE (%)
PRODUCIENDO 127 62.9
INACTIVOS 45 22.3
RE-INYECTORES 29 14.3
EN W. O. 1 0.5
TOTAL 202 100
PADS 13
Elaborado por: Darwin Reinoso
Fuente: (Departamento de Operaciones Petroamazonas E. P., 2018)
POES
PROD
ACUMULADA
31/12/2017
PROB
PRODUCIENDO
31/12/2017
PROBADAS PROBABLES POSIBLES RECURSOSRESERVAS TOTALES
(MM)
Bls Bls Bls Bls Bls Bls Bls Bls
M-1 283,395,132 50,937,835 1,679,705 6,587,887 1,748,903 2,625,648 376,345 63,579,979
M-2 87,950,695 4,613,835 2,395,404 5,565,328 491,399 3,485,103 278,772 16,551,069
T 298,709,368 47,383,761 4,320,554 8,497,666 123,377 2,029,149 1,175,311 62,354,507
U-I 167,344,705 55,502,461 8,110,331 6,267,163 1,285,334 1,877,486 1,651,783 73,042,775
U-S 256,419,091 100,938,639 4,179,662 7,857,376 3,067,785 1,754,996 1,833,225 117,798,459
1,093,818,991 259,376,531 20,685,656 34,775,421 6,716,799 11,772,382 5,315,436 333,326,788Total EDEN YUTURI
EDEN YUTURI
CAMPO RESERVORIO
12
2.8. Propiedades de reservorio del campo Edén Yuturi
Tabla 3: Propiedades de reservorio del campo Edén Yuturi
RESERVORIO
VOLUMEN
TOTAL DE
ROCA
AREA CERO
ESPESOR
PROMEDIO
NETO
VOLUMEN
NETO DE ROCA POROSIDAD
SATURACIÓN
DE AGUA
FACTOR
VOLUMÉTRICO
INICIAL (Boi)
PETRÓLEO
ORIGINAL EN
SITIO (POES)
acre-pie Acres Pies acre-pie % % By/Bn Bls
M1 349,519.26 11,408.12 22.52 256,905.65 23.888 35.715 1.080 283,395,132
M2 531,380.00 13,289.00 10.18 135,248.58 14.820 43.442 1.000 87,950,695
U Superior 400,910.76 14,022.72 21.98 308,263.80 19.695 28.336 1.130 298,709,368
U Inferior 269,637.62 6,633.04 25.89 171,750.60 18.212 22.073 1.130 167,344,705
T 527,315.86 9,492.28 30.38 288,360.37 18.531 30.104 1.130 256,419,091
Elaborado por: Darwin Reinoso
Fuente: (Departamento de reservorios Petroamazonas E P., 2018)
Tabla 3 continuación: Propiedades de reservorio del campo Edén Yuturi
RESERVORIO PERMEABILIDAD °API
PRESIÓN
INICIAL
PRESIÓN
ACTUAL
PRESIÓN
DE
BURBUJA
VISCOSIDAD
PETRÓLEO
A Pi.
VISCOSIDAD
PETRÓLEO
A Pb.
TEMPERATURA
DE
YACIMIENTO
SALINIDAD
Md @ 60ºF Lpca Lpca Lpca cP Cp °F ppm Cl-
M1 2500-5000 17-19 2,750 1,500 270 26.78 19.73 187 7,425
M2 100-400 14.8 - 17 3,000 3000-2600 637 27.9 20 198 49,500
U Superior 800-1800 18-20 3,090 2,700 545 13.90 10.30 198 12,500
U Inferior 900-2000 20-21 3,050 3,000 683 4.35 3.81 203 11,550
T 250-1400 17-21 3,170 3,050 298 8.60 6.98 206 1,700
Elaborado por: Darwin Reinoso
Fuente: (Departamento de reservorios Petroamazonas E P., 2018)
13
2.9. Pozos inactivos
Se consideran pozos inactivos a aquellos pozos que han alcanzado su límite económico
o tuvieron problemas operacionales, estos pozos serán reabiertos a producción cuando,
producir de ellos sea económicamente rentable o se realice los trabajos de
reacondicionamiento respectivos.
Los problemas presentes en los pozos para su cierre temporal se desarrollan en el
transcurso del tiempo de actividad del pozo que pueden ser causados por factores
operacionales o naturales tales como:
• Daño de formación: “Es la reducción del flujo natural de los fluidos de formación
debido a la disminución de la permeabilidad original. Este daño puede ocurrir de
manera natural o puede ser provocado artificialmente”. (Carrión M., 2012)
• Emulsiones agua-petróleo: “Las emulsiones de petróleo y agua son un problema de
producción común. Bajo ciertas condiciones el petróleo y el agua pueden formar
emulsiones que no se separan en sus fases correspondientes hasta las facilidades de
producción sin un tratamiento adecuado”. (Huilca F., 2014).
• Trabajos que intervienen en el reservorio: Se destacan los cambios de intervalos
de completaciones existentes, estimulaciones, fracturamientos, aperturas de nuevos
intervalos productores.
• Problemas mecánicos: “Se tiene a los cambios de bombas, cambios de sistemas de
levantamiento artificial, roturas en la tubería de revestimiento y control de problemas
de producción de arena (incorporación de mallas)”. (Huilca F., 2014)
“Los pozos pueden presentar causas irremediables para su reactivación por lo cual se
procede a realizar trabajos para terminar con su vida activa, bien sea, de producción o
14
capacidad de inyección, debido al agotamiento de las reservas, problemas mecánicos y daños
de formación”. (Huilca F., 2014).
MARCO TEÓRICO PARA EL ANÁLISIS TÉCNICO DE LOS POZOS
SELECCIONADOS.
2.10. Cálculo de reservas
“Para la cuantificación de las reservas son utilizadas distintas metodologías, de acuerdo
al desarrollo de los yacimientos, a la información geológica y de ingeniería disponible. Entre
los métodos determinísticos se tiene el método volumétrico, balance de materiales, curvas de
declinación de producción y simulación de yacimientos”. (Manual Definiciones y Normas
de Reservas de Hidrocarburos, Ministerio de Energía y Petróleo, 2009).
2.11. Curvas de Chan
Este método permite de una forma sencilla y rápida diagnosticar el avance de agua
perjudicial en los pozos, mediante una gráfica log-log del RAP (relación agua petróleo) y su
derivada con respecto al tiempo (RAP´).
2.11.1. Interpretación de las curvas de Chan
En las siguientes figuras se puede observar los diferentes casos según la interpretación
que propone Chang, determinando si es que en los pozos existe: canalización, conificación,
problema mecánico o producción normal.
2.11.1.1. Canalización
“Es cuando se forman pequeños canales de agua en la formación, llevando el agua desde
el reservorio hasta el pozo y se lo identifica cuando la curva de RAP´ muestra una pendiente
constante y positiva (figura 3)”. (PDVSA documento OFM, 2009).
15
Figura 3: Canalización
Fuente: (PDVSA DOCUMENTO OFM, 2009)
2.11.1.2. Conificación
“Es cuando la capa de agua en la parte inferior del reservorio empieza a elevarse
formando un cono y obstruyendo los punzados del pozo esto provoca que el pozo produzca
únicamente agua. La conificación se identifica cuando la curva de RAP´ muestra una
pendiente no constante y negativa”. (PDVSA documento OFM, 2009). Como se observa en
la figura 4.
Figura 4: Conificación
Fuente: (PDVSA DOCUMENTO OFM, 2009)
2.11.1.3. Problemas mecánicos
“Esto generalmente se presenta en pozos que tienen comunicación entre la tubería de
producción y la tubería de revestimiento y se lo identifica cuando las Curvas RAP y RAP´
16
indican un incremento abrupto que muestran la existencia de agua proveniente de las
cercanías del pozo”. (PDVSA documento OFM, 2009)
Figura 5: Problemas Mecánicos
Fuente: (PDVSA DOCUMENTO OFM, 2009)
2.11.1.4. Producción normal.
“Ambas curvas son paralelas con pendientes positivas no constantes” (PDVSA
documento OFM, 2009), como se puede observar en la figura 6.
Figura 6: Producción Normal
Fuente: (PDVSA DOCUMENTO OFM, 2009)
2.12. Trabajos que se realizan para la reactivación de los pozos inactivos.
Por medio del estudio del problema se pueda plantear diferentes trabajos en los pozos
inactivos para poder intervenir en su reactivación como son los siguientes:
17
• Reacondicionamiento con taladro: “Se pueden realizar trabajos en el pozo tales
como: cambios del yacimiento, cambios de equipo de bombeo, fracturamientos
hidráulicos, estimulaciones matriciales, limpieza mecánica del pozo, reparaciones de
tubería de revestimientos, registros eléctricos en general. Se utiliza todo el equipo de
control del taladro como BOP”. (Huilca F., 2014).
• Reacondicionamiento sin torre: “Son aquellos trabajos adicionales que se realizan
en el pozo mediante dispositivos mecánicos tales como: shifting tool, pulling tool y
coiled tubing que permiten la apertura o cierre de intervalos e incluso re-disparos de
baja penetración. Generalmente se lo realiza con cabezal de producción instalado a
través de Y-Tool”. (Huilca F., 2014).
• Estimulaciones: “Son aquellos trabajos efectuados al pozo con la finalidad de
restaurar o aumentar la producción de hidrocarburos mediante el uso de algún
dispositivo mecánico o mediante estímulo a la formación ocasionando un incremento
en la permeabilidad efectiva de los fluidos que se producen o se inyectan”. (Huilca
F., 2014).
• Cementación forzada: “Los trabajos de cementación a presión están definidos, como
el proceso de inyectar una lechada de cemento a base de presión, a través de los
agujeros o ranuras que existen en el revestidor y comunican al espacio anular del pozo”.
(Hurtado J. y Alba E., 2009, p. 37, 38).
• Fracturamiento hidráulico: “La fractura hidráulica es un método de estimulación,
donde se fractura aplicando presión al reservorio a intervenir, con el fin de mejorar la
productividad y el recobro final de un pozo por el extendimiento y ensanchamiento
18
(área) de canales de flujo a mayor distancia en el interior de la formación, como
solución a problemas de daños de formación”. (Hurtado J. y Alba E., 2009, p. 47).
• Fracturamiento ácido: “La fractura ácida es inyectada a presiones mayores que las
requeridas para fracturar la formación, para ampliar los canales de flujo existentes y
crear nuevos canales. Este tipo de tratamiento es recomendado principalmente para
reservorios de carbonatos”. (Hurtado J. y Alba E., 2009, p. 56).
• Reparación de completaciones: “Dentro de los trabajos que comúnmente se
encuentra en un pozo, es una completación averiada por muchos factores como:
comunicación entre tubing y casing, empacaduras desasentadas y daño mecánico en el
tipo de levantamiento. Cuando se produce este tipo de problema necesariamente se
debe cambiar la completación del pozo y reparar el daño que se tenga, ya sea
cambiando la empacadura, la bomba dañada o la tubería”. (Hurtado J. y Alba E., 2009,
p. 37).
2.13. Levantamiento artificial
“Al finalizar la producción por Flujo Natural, la presión en el yacimiento disminuye, es
decir, la producción del pozo baja hasta el momento en el cual deja de producir por sí mismo.
Un sistema de Levantamiento Artificial consiste en extraer los fluidos del yacimiento
mediante la implementación de fuerzas o energías ajenas al pozo, es necesario seleccionar un
sistema de Levantamiento Artificial que permita seguir produciendo eficientemente del
yacimiento”. (Narváez, A., 2016, p. 20)
Según Narváez A. existen algunos parámetros que son importantes en la selección del
equipo de Levantamiento Artificial tales como:
• Costo por inversión inicial
19
• Gastos operacionales / ingresos mensuales
• Vida útil del equipo / pozo
• Número de pozos con levantamiento artificial
• Disponibilidad del equipo
2.13.1. Clasificación de los sistemas de levantamiento artificial
Los sistemas de levantamiento se los puede clasificar de acuerdo a su mayor número de
uso en los pozos dentro de la industria del petróleo y son:
Sistemas convencionales
• Bombeo Mecánico (Balancín)
• Gas Lift (Inyección de Gas)
Sistemas no convencionales
• Bombeo Hidráulico (Bombas de pistón y Jet)
• Bombeo de cavidades progresivas
• Bombeo Electrosumergible
2.13.1.1. Sistemas de levantamiento artificial convencionales
Son aquellos sistemas con mayor aplicación en la industria petrolera, siendo los más
utilizados el Bombeo Mecánico y Gas Lift.
Bombeo mecánico
“El bombeo mecánico no es más que un procedimiento de succión y transferencia casi
continúa del petróleo hasta la superficie que consiste fundamentalmente en una bomba de
subsuelo de acción reciprocante, abastecida de energía a través de una sarta de varillas”.
(Narváez, A., 2016, p. 22).
20
2.13.1.1.1.1. Ventajas y desventajas del bombeo mecánico
Tabla 4: Ventajas y desventajas del bombeo mecánico
VENTAJAS DESVENTAJAS
• Diseño es poco complejo.
• Es eficiente, simple y fácil de operar.
• Puede operar a temperatura elevadas.
• Efectividad del sistema, se afecta
severamente por la presencia del gas.
• En presencia de arenas, ocasionan el
desgaste severo del equipo.
• Requiere altos costos de
mantenimiento.
• Posee profundidades limitadas.
• El equipo es pesado y ocupa mucho
espacio.
• La taza de producción declina
rápidamente.
Elaborado por: Darwin Reinoso
Fuente: (Narváez, A., 2016)
Gas lift
“El Levantamiento Artificial por Inyección de Gas es un método de producción que
utiliza gas comprimido a alta presión como fuente externa de energía. El gas es inyectado en
un punto de la columna de fluidos en la tubería de producción. Además, el gas inyectado
tiene como propósito aligerar o desplazar la columna de fluidos, reduciendo su peso. De esta
manera, la energía del yacimiento será suficiente para transportar los fluidos desde el fondo
hasta la superficie”. (Narváez, A., 2016, p. 24).
2.13.1.1.2.1. Ventajas y desventajas del gas lift
Tabla 5: Ventajas y desventajas del gas lift
VENTAJAS DESVENTAJAS
• Flexibilidad para producir con
diferentes tasas.
• Factible producir varios pozos desde
una sola plataforma.
• Equipo del subsuelo sencillo y de bajo
costo.
• Costo de operación bajo.
• Requiere fuente de gas de alta
presión.
• Instalaciones con revestidores viejos,
líneas de flujo muy largas y de
pequeño diámetro, no es
recomendable.
• Pozos de crudo viscoso y/o
parafinoso, no es recomendable.
Elaborado por: Darwin Reinoso
Fuente: (Narváez, A., 2016)
21
2.13.1.2. Sistemas de Levantamiento Artificial No Convencionales
Son aquellos que han sido desarrollados y/o mejorados en los últimos años.
Bombeo Hidráulico
“Es tipo de sistema permite trasmitir presión desde un sitio centralizado o individual en
la superficie a través de una tubería llena de líquido o fluido motriz, que se dirige al fondo
del pozo para activar la bomba Hidráulica de manera mecánica acoplada a una camisa”.
(Narváez, A., 2016, p. 26).
Es sistema de Bombeo Hidráulico se puede aplicar en dos tipos: pistón y Jet.
2.13.1.2.1.1. Ventajas y desventajas del bombeo hidráulico
Tabla 6: Ventajas y desventajas del bombeo hidráulico (pistón y jet)
PISTÓN JET
VENTAJAS DESVENTAJAS VENTAJAS DESVENTAJAS
• Factible para
pozos
verticales y
desviados.
• Facilidad de
manejo para
crudos de 8
°API.
• Opera
caudales entre 1000 a 5 000
bpd.
• Ideal para
manejo de
bajos
caudales.
• Requiere fluido
limpio.
• Mantenimiento
no tal fácil
como el tipo
Jet.
• Factible para
pozos verticales
y desviados.
• Factible para
alta o bajo
presión de
fondo.
• Buen índice de
productividad.
• Baja eficiencia
mecánica (30%).
• Elevados costos
de operación.
• Necesita una
fuente cercana
de fluido.
Elaborado por: Darwin Reinoso
Fuente: (Narváez, A., 2016)
Bombeo de Cavidades Progresivas (PCP)
La bomba de cavidades progresivas, es una bomba volumétrica de desplazamiento
positivo, compuesta esencialmente de un rotor y un estator.
22
“El rotor es una pieza de acero la cual es la parte móvil de la bomba, torneada como una
hélice con “n” lóbulos. La geometría es tal, que forma una serie de cavidades idénticas y
separadas entre sí”. (Pinta Marco, 2017, pág. 18).
2.13.1.2.2.1. Tipos de Sistemas de Bombas de Cavidades Progresivas
“En la industria petrolera existen dos tipos de bombas de cavidades progresivas, una de
ellas posee un motor eléctrico en superficie, el cual genera el movimiento necesario a la sarta
de varillas para el funcionamiento de la bomba denominado sistema RDPCP (Rod pump
cavity progressive) y el otro sistema posee el motor eléctrico en el fondo del pozo, este motor
es el que se utiliza en el sistema de bombeo electro sumergible”. (Pinta M., 2017, pág. 21).
2.13.1.2.2.2. Ventajas y desventajas del bombeo de cavidades progresivas
Tabla 7: Ventajas y desventajas del bombeo de cavidades progresivas
VENTAJAS DESVENTAJAS
• Se considera el método de levantamiento
artificial de mayor eficiencia.
• Excelente para la producción de crudos
altamente viscosos debido a que
representan pocas pérdidas de presión.
• Posee una gran capacidad para manejar
altos contenidos de sólidos y moderado
contenido de gas libre.
• Buena Resistencia a la abrasión
• Desde el punto de vista económico,
representa un consume de energía
continuo, además de un bajo costo de
inversión inicial y de mantenimiento.
• Manejar tasas de producción de hasta
4000 BPD, lo cual no es factible en
pozos con alto IP.
• Posee una limitación en su operación ya
que el levantamiento neto real es de
máximo (11,000 pies)
• Temperatura de operación de hasta 210
°F o un máximo de 350 °F.
• Este Sistema está propenso a altas
vibraciones en el caso de operar a altas
velocidades, lo que ocasiona el uso de
anclas de tubería y estabilizadores.
Elaborado por: Darwin Reinoso
Fuente: (Narváez, A., 2016)
Bombeo electrosumergible (BES)
“El sistema de bombeo electrosumergible, es un medio efectivo y económico para lograr
recuperar considerables volúmenes de fluidos a grandes profundidades. Su aplicación es
mayor en yacimientos con altos volúmenes de fluido, porcentajes de agua y una baja relación
23
gas-petróleo (GOR), sin embargo, en la actualidad estos equipos han obtenido excelentes
resultados en la producción de fluidos de alta viscosidad, en pozos con fluidos abrasivos,
altas temperaturas y que disponen de un diámetro reducido”. (Narváez, A, 2016, p. 31)
2.13.1.2.3.1. Principales fallas en el equipo BES
BOMBA. Las fallas en la bomba generalmente ocurren por producción de arena.
Específicamente se observa:
• Desgaste de las etapas a causa de la producción de material abrasivo como la arena.
• Taponamiento de las etapas por depósito de arena.
• Rotura del eje, por mala operación al tratar de desbloquear la bomba cuando se
presenta una condición de “bomba pegada”.
MOTOR ELÉCTRICO. Las fallas en el motor ocurren habitualmente por falla eléctrica
causada generalmente por:
• Insuficiente fluido en movimiento para refrigerar el motor.
• Fallas en los equipos de superficie que controlan el motor eléctrico.
CABLE DE POTENCIA. Las fallas en los cables suceden por daño mecánico de su
protección exterior causando corto eléctrico entre sus fases.
2.13.1.2.3.2. Ventajas y desventajas del bombeo electrosumergible.
Tabla 8: Ventajas y desventajas del bombeo electrosumergible
VENTAJAS DESVENTAJAS
• Puede levantar altos volúmenes de
fluido.
• Maneja altos cortes de agua.
• Su vida útil puede ser larga.
• Alta confiabilidad.
•
• Inversión inicial muy alta.
• Alto consumo de potencia.
• No es recomendable en pozo de baja
producción.
• Los cables se pueden deteriorar al estar
expuestos a temperaturas elevadas
Elaborado por: Darwin Reinoso
Fuente: (Narváez, A., 2016)
24
2.14. Aplicación de los sistemas de levantamiento artificial
Tabla 9: Análisis comparativos de la aplicabilidad entre los diferentes
sistemas de levantamiento artificial en función de las condiciones más
relevantes.
Elaborado por: Darwin Reinoso
Fuente: Departamento de levantamiento artificial, PAM E.P., 2018
2.15. Sistema de Levantamiento Artificial en el Campo Edén Yuturi
En el campo Edén Yuturi, el sistema de levantamiento artificial que se ha implementado
es el bombeo electrosumergible (BES). El cual está dentro de la clasificación de las bombas
como dinámicas.
SISTEMA/CONSIDERACIONESPozos
direccionales
Pozos
profundos
Crudo
pesado
Crudo
viscoso
Producción
de gas
Producción de
arenaBajo Caudal
MECÁNICO NO APTO NO APTO NO APTO APTO NO APTO APTO APTO
GAS LIFT APTO APTO APLICA NO APTO APTO APTO APTO
HIDRÁULICO APTO APTO APTO NO APTO APTO NO APTO APTO
PCP APTO APTO APTO APTO APTO APTO APTO
BES APTO APTO APTO NO APTO APTO NO APTO NO APTO
25
CAPÍTULO III: DISEÑO METODOLÓGICO
3.1. Tipo de estudio
El presente estudio es de tipo descriptivo, transversal y prospectivo porque se necesitará
de revisión bibliográfica y de campo.
• Estudio descriptivo. – Describe la situación de la variable a investigar, que es el
análisis y soluciones a los problemas mecánicos presentes en los pozos inactivos del
Campo Edén Yuturi.
• Estudio transversal. – El estudio se realizará en un periodo de tiempo de seis meses.
• Estudio prospectivo. – Los resultados provenientes de este estudio servirán como base
para futuros proyectos a realizarse en el campo.
3.2. Universo y Muestra
El universo está formado por 30 pozos del campo Edén Yuturi con problemas
operacionales en la completación del pozo. La muestra se estima alrededor de 3 a 5 pozos y
serán seleccionados posteriormente en base a los objetivos planteados.
3.3. Instrumentos de recopilación de información y datos
Para el desarrollo de esta investigación se utilizó herramientas y materiales tales como:
• Paquetes computacionales para realizar el análisis del historial de producción, Lowis
(Life of well information software), para los eventos e historial de toda la vida del
pozo desde su perforación, Open Wells, para el cálculo de reservas y análisis de las
curvas de Chan, OFM (Oil field manager) y para la optimización del sistema de
levantamiento artificial, PIPESIM.
• Registros eléctricos y de cemento.
• Disponibilidad de oficina y equipo de computación con acceso a la red de la empresa.
26
3.4. ANÁLISIS TÉCNICO DE LOS POZOS INACTIVOS
Tabla 10: Status pozos inactivos del campo Edén Yuturi
ULTIMO APAGADO
POZO PETRÓLEO
Bls AGUA
Bls FLUIDO
Bls BSW
% PWF PSI
MOTIVO DE INACTIVIDAD DEL POZO
10-sep-15 EDYJ-120UI 226 2034 2260 90 2882 PROBLEMA MECÁNICO: EJE ROTO
05-may-16 EDYH-149HUS 213 18 231 8 818 PROBLEMA MECÁNICO: PESCADO/COLAPSO CSG NO TIENE EQUIPO DE SUPERFICIE
20-mar-17 EDYJ-071M2 27 18 45 40 1165 PROBLEMA MECÁNICO: POSIBLE TAPONAMIENTO DE LA BES
21-mar-17 EDYJ-072M2 114 10 124 8 698 PROBLEMA MECÁNICO: POSIBLE TAPONAMIENTO INTAKE / EJE ROTO
10-ene-17 EDYD-089M2 81 31 112 28 1033 PROBLEMA MECÁNICO: POSIBLE ROTURA DEL EJE
29-ago-17 EDYD-183M2 28 1 29 3 829 PROBLEMA MECÁNICO: POSIBLE COMUNICACIÓN COLAPSO CSG PESCADO
05-ene-17 EDYC-028M2 60 1948 2008 97 2105 PROBLEMA MECÁNICO: PESCADO SARTA DE SLICK LINE, EN BLANKING PLUG PESCADO, BAJO APORTE DE CRUDO Y ALTO CORTE DE AGUA
15-abr-18 EDYA-060US 175 2014 2189 92 1816 PROBLEMA ELÉCTRICO: DESBALANCE DE FASES
04-may-16 EDYA-057HM1 157 7,688 7845 98 1428 PROBLEMA ELÉCTRICO: DESBALANCE DE FASES
10-mar-17 EDYG-034T 83 954 1037 92 2392 PROBLEMA ELÉCTRICO: FASE A TIERRA
20-mar-18 EDYD-113UI 28 903 931 97 2281 PROBLEMA ELÉCTRICO: FASE A TIERRA
12-abr-14 EDYD-176US 60 1148 1208 95 1194 PROBLEMA ELÉCTRICO: FASE A TIERRA
20-ago-17 EDYD-183T 168 391 559 70 772 PROBLEMA ELÉCTRICO: DESBALANCE DE FASES
28-ene-16 EDYF-035US 48 2341 2389 98 2408 PROBLEMA ELÉCTRICO: REQUIRE CAMBIO DE VARIADOR PROPIEDAD DE PAM MARCA CTL
06-jul-16 EDYD-067UI 85 4149 4234 98 2518 BAJO APORTE DE CRUDO-ALTO CORTE DE AGUA
10-jul-16 EDYC-009UI 1 1188 1189 100 2353 BAJO APORTE DE CRUDO-ALTO CORTE DE AGUA
28-jul-16 EDYK-142UI 67 2173 2240 97 2650 BAJO APORTE DE CRUDO-ALTO CORTE DE AGUA
25-nov-16 EDYA-004UI 66 3252 3318 98 2187 BAJO APORTE DE CRUDO-ALTO CORTE DE AGUA
05-feb-17 EDYJ-120T 76 2444 2520 97 2683 BAJO APORTE DE CRUDO-ALTO CORTE DE AGUA
23-mar-17 EDYC-020T 85 2,036 2121 96 2648 BAJO APORTE DE CRUDO-ALTO CORTE DE AGUA
27-ene-17 EDYD-017US 93 2232 2325 96 2465 BAJO APORTE DE CRUDO-ALTO CORTE DE AGUA
28-ene-17 EDYJ-121UI 58 1093 1151 95 2556 BAJO APORTE DE CRUDO-ALTO CORTE DE AGUA
28-ene-17 EDYC-131T 62 1183 1245 95 2836 BAJO APORTE DE CRUDO-ALTO CORTE DE AGUA
29-ene-17 EDYK-168US 65 1567 1632 96 1664 BAJO APORTE DE CRUDO-ALTO CORTE DE AGUA
03-ene-16 EDYD-178M2 3 10 13 77 1752 BAJO APORTE DE CRUDO-ALTO CORTE DE AGUA
09-ene-17 EDYA-103US 48 1537 1585 97 1348 BAJO APORTE DE CRUDO-ALTO CORTE DE AGUA
09-ene-17 EDYD-090US 80 1913 1993 96 2347 BAJO APORTE DE CRUDO-ALTO CORTE DE AGUA
12-ago-17 EDYT-164UI 12 1193 1205 99 1045 CANDIDATO PARA POZO CISTERNA
30-abr-16 EDYK112HM1 77 3796 3873 98 1371 PARA POZO REINYECTOR
05-ene-17 EDYF-033US 61 1456 1517 96 2172 PARA POZO REINYECTOR
Fuente: (Departamento de Reservorios Petroamazonas E. P., 2018)
27
En la tabla 10 se indican los pozos cerrados esperando workover del Campo Edén Yuturi
con sus principales características con datos obtenidos de la empresa Petroamazonas E. P.
del área de reservorios al 1 de octubre de 2018.
3.4.1. Criterio de selección de los pozos inactivos con problemas mecánicos a ser
rehabilitados
Para el presente estudio técnico se consideró varios parámetros para justificar el
procedimiento más correcto a seguir para la selección preliminar de los pozos inactivos con
problemas mecánicos que pueden ser rehabilitados.
Los parámetros considerados para la selección son los siguientes:
• Daños u obstrucciones en el casing: Es riesgoso intervenir en pozos que presentan
estos problemas, debido a que al momento de realizar un trabajo de
reacondicionamiento las herramientas de trabajo no pasen o estas queden pescadas
generando así pérdidas económicas para la empresa.
• Pescados irrecuperables: Estos pescados obstruyen las arenas productoras
impidiendo la producción de las mismas.
• Pozos que solo producen agua: Estos pozos no dieron resultados satisfactorios por
el motivo que solo produjeron agua y están siendo analizados para convertirlos en
pozos re-inyectores.
• Alto BSW y bajo aporte de petróleo: Cuando las arenas tienen mayor producción
de agua que de petróleo provocan que el pozo se conifique por el avance excesivo de
agua. Son analizados para convertir en pozos re-inyectores.
• Sin BHA “Bottom Hole Assembly”: Existen pozos a los cuales se les ha dejado sin
BHA de producción ya que sus arenas no tienen las características necesarias para
28
producir o se han agotado las reservas de estas, por lo cual los equipos fueron pasados
a pozos con mejor expectativas de producción.
• Problemas mecánicos en configuración del pozo: Son pozos que presentan
problemas como empacaduras desasentadas, comunicación casing-tubing, deficiente
cementación primaria (causa de un rápido aumento del BSW), daño en el equipo de
levantamiento artificial. A estos pozos es factible intervenirlos y son idóneos para un
reacondicionamiento si sus reservas remanentes lo ameritan.
Los pozos que han sido seleccionados mediante estos criterios de selección se muestran
en la siguiente tabla.
Tabla 11: Pozos pre seleccionados con problemas mecánicos para su reactivación
ULTIMO
APAGADO POZO
PETRÓLEO
Bls
AGUA
Bls
FLUIDO
Bls
BSW
%
PWF
PSI MOTIVO DE INACTIVIDAD DEL POZO
10-sep-15 EDYJ-120UI 226 2034 2260 90 2882 PROBLEMA MECÁNICO: EJE ROTO
05-may-16 EDYH-
149HUS 213 18 231 8 818
PROBLEMA MECÁNICO: PESCADO/COLAPSO
CSG NO TIENE EQUIPO DE SUPERFICIE
20-mar-17 EDYJ-071M2 27 18 45 40 1165 PROBLEMA MECÁNICO: POSIBLE TAPONAMIENTO DE LA BES
21-mar-17 EDYJ-072M2 114 10 124 8 698 PROBLEMA MECÁNICO: POSIBLE
TAPONAMIENTO INTAKE / EJE ROTO
10-ene-17 EDYD-089M2 81 31 112 28 1033 PROBLEMA MECÁNICO: POSIBLE ROTURA DEL EJE
29-ago-17 EDYD-183M2 28 1 29 3 829 PROBLEMA MECÁNICO: POSIBLE
COMUNICACIÓN COLAPSO CSG PESCADO
05-ene-17 EDYC-028M2 60 1948 2008 97 2105
PROBLEMA MECÁNICO: PESCADO SARTA DE
SLICK LINE, EN BLANKING PLUG PESCADO,
BAJO APORTE DE CRUDO Y ALTO CORTE DE AGUA
Elaborado por: Darwin Reinoso
Fuente: (Departamento de Reservorios Petroamazonas E. P., 2018)
Los pozos EDYD-183M-2 y EDYH-149HUS si bien presentan problemas mecánicos es
riesgoso intervenirlos, debido a que presentan colapso de casing y al realizar el
reacondicionamiento las herramientas de trabajo no pasen o estas queden pescadas generando
así pérdidas económicas para la empresa y por otra parte los pozos EDYC-028M-2 y EDYJ-
120UI presenta un excesivo corte de agua (BSW) razón por la cual los costos de producción
29
aumentan y no se considera rentable, descartando estos tres pozos con problemas mecánicos
para el propósito del presente estudio técnico y justificando así la selección definitiva de los
pozos que se realizará el estudio técnico y económico. Los pozos seleccionados se detallan
en la tabla 12.
Tabla 12: Pozos seleccionados para el análisis técnico-económico
ULTIMO
APAGADO POZO
PETRÓLEO
Bls
AGUA
Bls
FLUIDO
Bls
BSW
%
PWF
PSI MOTIVO DE INACTIVIDAD DEL POZO
10-ene-17 EDYD-089M2 81 31 112 28 1033 PROBLEMA MECÁNICO: POSIBLE ROTURA
DEL EJE
20-mar-17 EDYJ-071M2 27 18 45 40 1165 PROBLEMA MECÁNICO: POSIBLE
TAPONAMIENTO DE LA BES
21-mar-17 EDYJ-072M2 114 10 124 8 698 PROBLEMA MECÁNICO: POSIBLE
TAPONAMIENTO INTAKE / EJE ROTO
Elaborado por: Darwin Reinoso
Fuente: (Departamento de Reservorios Petroamazonas E. P., 2018)
Los pozos seleccionados, EDYD-089, EDYJ-072 Y EDYJ-071 dependiendo de sus
características mecánicas, petrofísicas, reservas y de facilidades serán analizados de tal
manera que puedan ser rehabilitados mediante un trabajo de reacondicionamiento a cada
pozo.
3.4.2. Análisis de la producción de los pozos inactivos seleccionados
Para la primera etapa del proyecto fue necesario realizar un análisis completo de cada
intervención de los pozos seleccionados, desde su completación hasta la inactividad del
mismo, especificando los intervalos disparados, re-disparados, cementados, los datos de
producción antes y después del Workover, el equipo de levantamiento artificial y el motivo
del problema mecánico el cual conllevó a su inactividad, análisis que se detalla en la tabla 13
para el pozo EDYD-089, tabla 14 para el pozo EDYJ-071 y tabla 15 para el pozo EDYJ-072.
30
Tabla 13: Análisis de eventos del pozo EDYD-089
Elaborado por: Darwin Reinoso
Fuente: (Departamento de Operaciones Petroamazonas E. P., 2018)
PETRÓLEO BSW PETRÓLEO BSW
BNPD % BNPD %
EDYD-089 CI 31/05/2009 07/06/2009 Completación inicial - - - US 978 6 8382´-8396´ X BESQueda completación de fondo para la
arenisca US
EDYD-089 W1 01/09/2010 20/09/2010Pulling Bes + SQZ a US + Re-disparar US +
Disparar M-2US 520 73 US 514 73 8382´-8390´ X BES
Queda completado para US
(produciendo) y para M-2 (disparado)
en los intervalos 8230´-8246´, 8254´-
8266´, 8282´-8288´
EDYD-089 RLO 29/10/2010 29/10/2010 Cerrar camisa de US y abrir camisa de M-2 US 170 83 M-2 241 82
8230´-8246´
8254´-8266´
8282´-8288´
8382´-8390´
X BES
EDYD-089 RLO 23/06/2011 23/06/2011 Cerrar camisa de M-2 y abrir camisa de US M-2 88 93 US 97 90,1
8230´-8246´
8254´-8266´
8282´-8288´
8382´-8390´
X BES
EDYD-089 W2 29/09/2011 16/10/2011 Pulling BES + SQZ y Re-disparar M-2 US 93 93 M-2 165 19,9 8230´-8246´ X BESSE baja completación de fondo para la
arenisca M-2
EDYD-089 W3 19/03/2016 26/03/2016 Limpieza del pozo M-2 203 31,9 M-2 159 41,1 8230´-8246´ X BES
EDYD-089 W4 07/12/2016 16/12/2016 Pulling BES + Re-disparar M-2 M-2 93 30,1 M-2 352 40 8230´-8246´ X BESCompletación de fondo con 2 packers
para M-2 y US
EDYD-089 RLO 13/01/2017 13/01/2017Abrir camisa de US y Cerrar camisa de M-
2M-2 81 27,7 - - -
8230´-8246´
8382´-8390´X BES
Se incrementa PIP y baja el f lujo (se
tiene baja corriente se considera
posible rotura del eje) Se apaga el pozo
el 1/10/2017
OBSERVACIONESARENA MÉTODO INTERVALO M1 M2 US UM UI
PRUEBA DESPUES DEL TRABAJO
C5 TS TITRABAJO
FECHA
FINOBJETIVO
ARENA
PRUEBA ANTES DEL TRABAJOFECHA
INICIOPOZO
31
Tabla 14: Análisis de eventos del pozo EDYJ-071
Elaborado por: Darwin Reinoso
Fuente: (Departamento de Operaciones Petroamazonas E. P., 2018)
PETRÓLEO BSW PETRÓLEO BSW
BNPD % BNPD %
- - - UI 2471 38454´-8474´
8480´-8486´X
- - - T 1230 24
8696´-8716´
8730´-8742´
8752´-8760´
X
UI 105 92 UI 2471 3 8454´-8474´ X
T 85 94 T 1230 248730´-8742´
8752´-8770´X
UI 175 88 UI 496 60
T 42 96 - - -
EDYJ-071 RLO 06/23/2011 06/23/2011Cambio de zona, cerrar camisa de UI abrir camisa de
TUI 15 98 T 102 90
8630´-8642´
8730´-8742´
8752´-8770´
X BES
EDYJ-071 W3 09/15/2011 10/10/2011Pulling BES + SQZ en UI y T + Tapón CIBP a 8600 +
Disparar M-2T 102 94 M-2 71 92
8248´-8264´
8290´-8304´X BES
EDYJ-071 W4 03/18/2012 03/27/2012 Pulling BES + disparar y re-disparar M-2 M-2 120 92 M-2 115.8 1
8228´-8233´
8248´-8264´
8290´-8304´
X BES se deja abierto el intervalo 8290´-8304´
EDYJ-071 W5 11/10/2013 10/24/2013Pulling BES + Completación de fondo + fracturamiento
hidráulico a M-2M-2 68 5.7 M-2 149 52.1
8228´-8233´
8248´-8264´
8290´-8304´
X BES
EDYJ-071 W6 10/28/2014 6/11/2014 Pulling BES + cambio de bomba M-2 197 40.1 M-2 170 56.1
8228´-8233´
8248´-8264´
8290´-8304´
X BES
EDYJ-071 W7 04/26/2016 2/5/2016 Pulling BES + cambio de bomba M-2 32 40.7 M-2 194 44
8228´-8233´
8248´-8264´
8290´-8304´
X BESSe paga el pozo el 3/20/2017 por bajo aporte posible taponamiento
de la BES
EDYJ-071 CI 8/10/2007 10/20/2007
X BES Se deja produciendo por camisas a UI y camisa de T cerrada.
EDYJ-071 W1
OBSERVACIONESARENA MÉTODO INTERVALO M1 M2 US UM UI
PRUEBA DESPUES DEL TRABAJO
C5 TS TITRABAJO
FECHA
INICIO
(MM/DD/AA)
Completación Inicial
FECHA FIN
(MM/DD/AA)OBJETIVO
ARENA
PRUEBA ANTES DEL TRABAJO
Pulling BES + SQZ + Re-cañonea UI y T
8630´-8642´
8730´-8742´
8752´-8770´
POZO
Pulling BES + Cambio de completación +
Cementación forzada a UI + Re-disparar UI
05/30/2009 9/7/2009
Completación dual concéntrica para UI y T
EDYJ-071 07/25/2010 08/13/2010W2
BES
BES
32
Tabla 15: Análisis de eventos del pozo EDYJ-072
Elaborado por: Darwin Reinoso
Fuente: (Departamento de Operaciones Petroamazonas E. P., 2018)
PETRÓLEO BSW PETRÓLEO BSW
BNPD % BNPD %
- - - UI 1036 12 8363´-8382´ X
- - - T 918 20
8615´- 8627´
8638´-8644´
8651´-8660´
X X
UI 39 96
T 62 34,7
EDYJ-072 RLO 03/08/2011 03/08/2011 Cerrar camisa de T abrir camisa de US T 24 97 US 308 558310´-8322´
8651´-8660´X BES
EDYJ-072 W2 04/01/2012 21/01/2012Pulling BES + SQZ a T + Re-disparar T + disparar
M-2 + aislar mecánicamente US y UIUS 36 96 M-2 328 0,9
8130´-8140´
8651´-8660´X BES Completación de fondo para T y M-2
EDYJ-072 RLO 03/04/2012 03/04/2012 Cerrar camisa de M-2 abrir camis a de T M-2 210 0,5 T 318 59,98130´-8140´
8650´-8664´X BES
EDYJ-072 W3 27/06/2013 09/07/2013Pulling BES + Aislar con CIBP US, UI y T + Fracking
a M-2 T 84 94 M-2 292 7
8130´-8140´
8651´-8664´X BES
EDYJ-072 W4 19/07/2016 24/07/2016 Pulling RUN BES M-2 166 6,2 M-2 167 10,2 8130´-8140´ X BES
EDYJ-072 W5 12/10/2017 22/10/2017 Pulling RUN BES + Disparar M-2 M-2 166 7,3 M-2 114 19,7
8130´-8140´
8145´-8151´
8156´-8162´
8162´-8182´
X BESApagado el 1/1/2018 por posbible tapomamiento intake/eje
roto
BES
X BESCompletación de fondo con camisas para US y T se deja
produciendo T
FECHA
INICIO
01/12/200717/11/2007EDYJ-072
EDYJ-072
POZO
Completación Inicial
Pulling BES + Cambio de completación +Tapón
balanceado a UI y T + Disparar US y Re-disparar
T
T 30 94,18310´-8322´
8651´-8660´
FECHA FIN OBJETIVOARENA
PRUEBA ANTES DEL TRABAJO
W1 04/07/2011 30/07/2011
OBSERVACIONESARENA MÉTODO INTERVALO M1 M2 US UM UI
PRUEBA DESPUES DEL TRABAJO
C5 TS TITRABAJO
Completación dual concéntrica para UI y TCI
33
Para llevar esto a cabo se revisó los archivos existentes en donde se contiene la información
geológica de los pozos, posteriormente se utilizó el programa OpenWells el cual contiene toda
la información de la vida del pozo desde su perforación hasta su abandono, trabajos realizados,
reacondicionamientos, químicos inyectados, problemas operacionales y diagramas mecánicos
de los pozos y finalmente una revisión del programa Lowis (Life of well information software),
el cual contiene toda la información de las pruebas de los pozos de producción, parámetros de
bomba y propiedades del fluido. Los pozos seleccionados en este trabajo presentaron daños
mecánicos en las bombas a nivel de eje y taponamiento (EDYJ-072 y EDYD-089) y
taponamiento a la entrada de la bomba (EDYJ-071), por lo cual se desarrolló un análisis de estos
problemas mecánicos para tener un indicio del grado de complejidad que presenta cada uno para
su respectivo trabajo de rehabilitación.
3.5. ANÁLISIS TÉCNICO DE LOS POZOS SELECCIONADOS.
Para la segunda etapa del proyecto los pozos seleccionados en la tabla 12 serán analizados
cada uno por arena productora mediante la evaluación de historiales producción, curvas de
Chan, registros eléctricos, índice de productividad, reservas y estado mecánico de los pozos con
el fin de reincorporar los pozos a la producción.
3.5.1. Procedimiento para realizar el cálculo de reservas
El método que se utilizará en este trabajo es el de curvas de declinación de producción con
el programa OFM (Oil field manager), debido a que Petroamazonas E. P. cuenta con la data
necesaria para cuantificar reservas en este programa.
3.5.2. Procedimiento para realizar las curvas de Chan
Para el diseño de las gráficas de las curvas de Chan se ha optado por realizarlas en el
34
programa OFM (Oil field manager), debido a que Petroamazonas EP. tiene la data necesaria
para poder hacerlo.
3.5.3. Pozo EDYD-089
Este pozo se encuentra ubicado al nor-este del EPF (Edén-Yuturi Processing Facilities).
Estuvo activo en el período 2009 hasta el 2017, es un pozo direccional tipo “S” el cual fue
perforado el 15 de mayo del 2009, alcanzando una profundidad total de 8,912 pies con una
inclinación máxima de 38.32° a 4,624 ft (MD) y un Máximo DLS de 4.11°/100ft a 7,824 ft
(MD).
3.5.3.1. ARENA M-2
Historial de producción de la arena M-2 del pozo EDYD-089
Figura 7: Historial de producción pozo EDYD-089M-2
Fuente: (Petroamazonas EP., 2018)
35
Curvas de Chan para la arena M-2 del pozo EDYD-089
Figura 8: Curvas de Chan pozo EDYD-089M-2
Fuente: (Petroamazonas EP., 2018)
Las curvas de chan muestran un comportamiento normal en el avance del agua para la arena
M-2
Corte de agua arena M-2 del pozo EDYD-089
Figura 9: Curvas de Saturación de agua pozo EDYD-089M-2
Fuente: (Petroamazonas EP., 2018)
La saturación de agua se mantiene alrededor de 40% en promedio, por lo que se concluye
que el crudo de esta arena tiene un bajo BSW.
36
Registros eléctricos de la arena M-2 del pozo EDYD-089
Analizando el registro eléctrico para este reservorio (figura 10), el intervalo que se propone
intervenir para la reactivación del pozo es el intervalo de: 8,230´-8,246´en MD, con una
porosidad de 16% y una permeabilidad de 416 mD.
Figura 10: Registros Eléctricos del pozo EDYD-089M-2
Fuente: (Departamento de Geología PAM, 2018)
37
3.5.3.2. Índice de Productividad actual y proyectado para el pozo EDYD-089 M-2
En la última prueba el pozo reportó 112 BFPD @ Pwf = 1,033 Psi, de producción. El ajuste
permite estimar un potencial de producción de 302 BFPD @ Pwf = 1,027 Psi, partiendo del
historial de producción observado del pozo.
Figura 11: Índice de Productividad actual y proyectado para el pozo EDYD-089M-2
Fuente: (Departamento de operaciones Petroamazonas E. P., 2018)
Reservas de la arena M-2 del pozo EDYD-089
Figura 12: Análisis de las curvas de declinación de EDYD-089M2
Fuente: (Petroamazonas EP., 2018)
0
500
1000
1500
2000
2500
3000
0 50 100 150 200 250 300 350 400 450 500
P(P
SI)
Q(BFPD)
EDYD-089CURVA PRESION vs. CAUDAL
Tasa proyectada 302 bfpd, 196 bopd
Pb=637 psi
Tasa actual 112 bfpd, 81 bopd
38
Con el análisis de las curvas de declinación en OFM (oild field manager), se tiene que, para
esta arena existen reservas potencialmente atractivas para ser intervenidas.
Tabla 16: Resumen de reservas estimadas del Pozo EDYD-089M-2
POZO
RESERVORIO
PROD ACUMULADA
31/12/2017
(BLS)
RESERVAS
PROBADAS
(BLS)
RESERVAS
TOTALES
(BLS)
EDYD-089 M-2 305,862 143,523 449,385
Elaborado por: Darwin Reinoso
Fuente: (Petroamazonas E. P., 2018)
Registro de cemento en la arena M-2 del pozo EDYD-089
Para el pozo EDYD-089 en primera instancia se procedió a tomar el registro de cemento
para verificar la calidad del cemento en esta zona, con el cual se observó que la adherencia
revestidor-cemento y el cemento se encuentra en buenas condiciones (Figura 13).
Figura 13: Registros de Cemento del pozo EDYD-089M-2
Fuente: (Departamento de Geología Petroamazonas E. P., 2018)
39
3.5.3.3. ARENA U SUPERIOR
Historial de producción de la arena U-Superior del pozo EDYD-089
Figura 14: Historial de producción pozo EDYD-089US
Fuente: (Petroamazonas EP., 2018)
Curvas de Chan para la arena U-Superior del pozo EDYD-089
Figura 15: Curvas de Chan del pozo EDYD-089M-2
Fuente: (Petroamazonas EP., 2018)
Las curvas de chan indican que al principio de la producción se tiene un comportamiento
normal y en los últimos el pozo empieza a tener un comportamiento de conificación.
40
Corte de agua arena U-Superior del pozo EDYD-089
Figura 16: Corte de agua del pozo EDYD-089US
Fuente: (Petroamazonas EP., 2018)
El corte de agua para esta arena indica siempre un incremento, esto debido al avance del
agua, concluyendo que el pozo se está conificando, como muestran en las curvas de chan.
Registros eléctricos de la arena U-Superior del pozo EDYD-089
Figura 17: Registros Eléctricos del pozo EDYD-089US y UI
Fuente: (Departamento de Geología PAM, 2018)
41
En base a la interpretación del registro eléctrico (figura 17), las zonas de pago de
hidrocarburos ya han sido disparadas en su totalidad, por lo que el siguiente paso es verificar si
se tiene reservas potencialmente atractivas para intervenir en este reservorio.
Reservas de la arena U-Superior del pozo EDYD-089
Figura 18: Análisis de las curvas de declinación de EDYD-089US
Fuente: (Petroamazonas EP., 2018)
Con el análisis de las curvas de declinación en OFM (oil field manager), da como resultado
que las reservas de petróleo para esta arena se han recuperado totalmente y el avance del agua
tiene un incremento muy significativo, como se puede observas en las curvas de Chan (figura
15).
Tabla 17: Resumen de reservas estimadas del Pozo EDYD-089US
POZO
RESERVORIO
PROD.
ACUMULADA
31/12/2017
(BLS)
RESERVAS
PROBADAS
(BLS)
RESERVAS
TOTALES
(BLS)
EDYD-089 US 171,415.6 14,562.4 185,978
Elaborado por: Darwin Reinoso
Fuente: (Petroamazonas EP., 2018)
42
3.5.3.4. ARENA U INFERIOR Y T
Registros eléctricos de la arena UI y T del pozo EDYD-089
Figura 19: Registros Eléctricos del pozo EDYD-089US y UI
Fuente: (Departamento de Geología PAM, 2018)
Como se puede observar en el registro eléctrico (figura 19), no hay zonas de pagos en los
reservorios de U Inferior y T y además estas arenas están inundadas de agua, por lo que para
esta investigación no se intervendrá en estas arenas.
43
3.5.3.5. Características del pozo EDYD-089 y de la arena a producir M-2
Tabla 18: Características del pozo EDYD-089 y de la arena a producir M-2
Elaborado por: Darwin Reinoso
Fuente: Departamento de operaciones Petroamazonas EP., 2018
3.5.3.6. ANÁLISIS DE RESULTADOS
El pozo EDYD-089 la última vez se encontraba produciendo del reservorio M.2, cuya última
prueba realizada el 5 de enero del 2017 registró 81 BPPD y 31 BAPD (BSW de 27.7%),
operando el equipo BES a 65 Hz. Desde el 29 de diciembre del 2016 se tiene un aumento de la
PIP y decae la presión de descarga en el equipo BES lo que refleja una disminución de flujo
Datos Unidades
M-2 -
27.7 -
35 -
2400 psi
637 psi
202 psi
10 psi
198 °F
112 (IP=0,08192) BFPD
302 (IP=0,22) BFPD
1033 psi
112 (IP=0,06882) BFPD
13.6 °API
1.01 -
1.2 -
49.38 PCS/BF
17.95 @ 198°F cp
13 3/8 pg
54.5/68 lb/pie
9 5/8 pg
47 lb/pie
7 pg
26 lb/pie
3 1/2 pg
9.2 lb/pie
8230-8246 MD pie
7076.04-7090.19 TVD pie
8238 MD y 7083.115 TVD pie
38.32° @ 4624.33 MD pie
4.11° / 100 pies @ 7824.32 MD pie
6954.87 MD pie
Presión de tubing
Arenisca Productora
% BSW realizada
Presión de reservorio
Presión de Burbuja
% BSW requerida
GOR
Viscosidad
Presión de casing
Temperatura de reservorio
Tasa de flujo prueba
Presión de fondo fluyente de prueba
Tasa de flujo de prueba
Gravedad API
Tasa de flujo deseada
Prof. De Bomba
Parámetro
Casing
Superficial
Intermedio
Producción
Tubing
Mitad de Perforaciones
Máxima Inclinación
Máximo Dog Leg
Intervalo de producción
Gravedad específica del agua
Gravedad específica del gas
44
debido al taponamiento al ingreso de la bomba, provocado por el arrastre de arena que conlleva
producir de este reservorio. El 13 de enero del 2017 se procede a cerrar la camisa de M-2 y se
abre camisa de U Superior, pero se registra baja corriente, por lo que se consideró que el
problema fue rotura a nivel del eje de la BES.
En base a las curvas de declinación y los registros eléctricos del pozo EDYD-089 se
concluye que la arena M-2 tiene zona de pago potencialmente atractiva, con bajo corte de agua,
a diferencia de la arena U Superior cuyas reservas se han recuperado casi en su totalidad y
además el corte de agua va incrementando; las arenas U Inferior y T no son atractivas a ser
intervenidas para el propósito de reactivación del pozo EDYD-089, puesto que no poseen
buenas zonas de pago y se encuentran inundadas de agua. Para la reactivación del pozo se
propone re-disparar el intervalo: 8,230´-8,246´en MD de la arena M-2 únicamente.
Al ser el problema mecánico causante de la inactividad del pozo a nivel del equipo BES y
que la única arena productora será M-2, arena de crudo pesado, viscoso (tabla 18) y con arrastre
de sólidos, se analizó los pros y contras del bombeo electrosumergible en relación a los
diferentes sistemas de bombeo para determinar si es el óptimo para producir de esta arena o si
se necesita un cambio del sistema de levantamiento, dando como resultado lo siguiente:
Tabla 19: Análisis de las características del pozo EDYD-089M-2 en relación a los
diferentes sistemas de levantamiento artificial
Elaborado por: Darwin Reinoso
Fuente: Departamento de levantamiento artificial, PAM E.P., 2018
Considerando que al producir de M-2 la tasa de producción disminuirá, el bombeo electro
sumergible representa gastos operaciones innecesarios en pozos que manejan bajos caudales en
SISTEMA/CONSIDERACIONES
POZO EDYD-089M-2
Pozos
direccionales
Pozos
profundos
Crudo
pesado
Crudo
viscoso
Producción
de gas
Producción
de arenaBajo caudal
MECÁNICO NO APLICA NO APLICA NO APLICA APLICA NO APLICA APLICA APLICA
GAS LIFT APLICA APLICA APLICA NO APLICA APLICA APLICA APLICA
HIDRÁULICO APLICA APLICA APLICA NO APLICA APLICA NO APLICA APLICA
PCP APLICA APLICA APLICA APLICA APLICA APLICA APLICA
BES APLICA APLICA APLICA NO APLICA APLICA NO APLICA NO APLICA
45
la producción de crudo y debido a los cambios en las propiedades del fluido a producir, tomando
en cuenta principalmente el manejo de sólidos, el sistema de levantamiento más apto para estas
condiciones es el bombeo de cavidades progresivas (tabla 19), sumándole a su favor que la
implementación y el mantenimiento es económico a comparación a los demás sistemas de
levantamiento.
El diseño del sistema de levantamiento PCP se encuentra detallado en el anexo 3 y resumida
en la tabla 20 y el análisis económico se analizará en el siguiente capítulo para determinar si es
o no factible.
Se recomendó además aislar definitivamente la arena U Superior y dejar que los pozos
aledaños al pozo EDYD-089 drenen las reservas remanentes de las arenas U Superior, U Inferior
y T.
Tabla 20. Resumen del Diseño de la bomba PCP para el pozo EDYD-089M-2
Elaborado por: Darwin Reinoso
Fuente: Área de levantamiento artificial Sertecpet
3.5.3.7. PROGRAMA DE REACTIVACIÓN DEL POZO EDYD-089
Objetivos:
• Recuperar equipo BES SN-2600 de 114 etapas con un motor de 188 HP, 47.4 AMP y
2424 VOLT.
• Aislar la arenisca U Superior en el intervalo de 8,382´-8,390´ MD.
• Re-disparar la arenisca M-2 en el intervalo 8,230´-8,246´en MD.
• Bajar un equipo de cavidad progresiva para la arenisca M-2
POZO BOMBA CABEZAL
PUMP
SETTING
DEPTH (FT)
VARILLA Condición BFPDVelocidad
(RPM)HZ Pwf (psi) PIP (psi)
Potencia
requerida
(HP)
Actual 300 107 32 1036 585 27
1 año 500 178 51 971 512 45
EDYD-089M2NTZ 400
180ST58
NDH100D
HX50,
Motor 75
HP
6900
Tenaris
Hollow rod
TM1500
46
PROCEDIMIENTO
MOVIMIENTO DE TORRRE Y CONTROL DE POZO
1. Mover torre de reacondicionamiento al pozo EDYD-089
2. Filtrar y mezclar 1,000 bbls. agua fresca, con KCL hasta alcanzar un peso de 8.4 lpg.,
adicionar inhibidor de corrosión 1 galón por cada 100 barriles de agua fresca, surfactante 2
galones por cada 100 barriles de agua fresca y bactericida 4 galones por cada 100 barriles
de agua fresca.
3. Con unidad de Slick Line desasentar el blanking plug asentado a +/- 6,894’ (MD).
4. Circular en reversa agua de matado de 8.4 lpg enviando los retornos a la estación de EPF
verificar retornos limpios.
RETIRO DE EQUIPO BES
5. Instalar BPV en tubing hanger, retirar cabezal.
6. Instalar y probar BOP’s solo funcionamiento.
7. Desasentar tubing hanger.
8. Cortar el empate bajo el hanger, tomar medidas eléctricas y reportar.
9. Instalar polea API de 60” y carrete vacío para recuperar cable.
10. Sacar quebrando la tubería de TUBING 3-1/2" EUE, 9.3 lb/ft, L-80 (226 JOINTS CLASE
"B"), utilizando las normas recomendadas para desenroscar la tubería. Observar tubería por
presencia de: aplastamiento, sobre-torque, corrosión, arena, parafina, escala o impurezas y
reportar a Operaciones.
11. Recuperar equipo BES instalado, bomba SN-2600 de 114 etapas, desarmar y reportar el
estado mecánico y eléctrico del equipo. Chequear presencia de corrosión, incrustaciones y/o
sólidos. Reportar al departamento de Operaciones.
47
TRABAJOS PARA AISLAR LA ARENISCA U-SUPERIOR
12. Con unidad de cable eléctrico armar y bajar tapón CIBP 7” y asentarlo a +/- 8,270 ft (MD)
para aislar la arenisca U-Superior.
TRABAJOS PARA RE-DISPAR LA ARENISCA M-2
13. Armar y bajar cañones para re-disparar la arena M-2 a la profundidad de 8,230´ en MD
hasta 8,246´ en MD, disparar y realizar trabajos de limpieza del pozo.
INSTALACIÓN DE EQUIPO DE LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL DE CAVIDAD
PROGRESIVA
14. Armar la siguiente completación de cavidades progresivas (PCP):
3 1/2" EUE PATA DE MULA
3 1/2" EUE (3) TUBOS
7" x 3 1/2" ANCLA ANTI-TORQUE
4" UN x 3 1/2" EUE PIN NIPLE DE PARO
4" UN PIN x 4" UN PIN ESTATOR NTZ (180 ST 58 SH)
4" UN PIN x 4" UN PIN TUBO DE EXTENSION
4" UN BOX x 3 1/2" EUE BOX CROSS OVER
15. Bajar completación para Bombeo con cavidad progresiva (PCP) en tubería de 3 1/2" EUE
clase "B" hasta +/- 7,001' (MD). Anclan completación a +/- 6902' (MD).
16. Instalan tubing hanger. Asientan en sección "B" del cabezal. Desarman BOP.
17. Bajan rotor NTZ 400 acoplado en 232 Varillas de ID = 1.394" y OD = 1.921", con
centralizadores hasta 5900' (MD). Arman Sección C del cabezal
18. Realizar espaciamiento del rotor NTZ 400 en el estator, instala Cabezal de Rotación con
motor eléctrico.
19. Realizar Prueba de Producción a la Arena M-2
48
3.5.3.8. Diagrama Mecánico Propuesto
Figura 20: Diagrama mecánico propuesto para el pozo EDYD-089
Fuente: (Departamento de operaciones PAM, 2018)
49
3.5.4. Pozo EDYJ-071
Este pozo fue completado inicialmente con una dual concéntrica para producir
simultáneamente de las arenas U Inferior y T, se encuentra ubicado al nor-oeste del EPF (Edén-
Yuturi Processing Facility). Estuvo activo en el período 2007 hasta el 2017, es un pozo
direccional tipo “J” el cual fue perforado el 08 de octubre del 2007, alcanzando una profundidad
total de 8,865´ (MD) con una inclinación máxima de 38.53° a 3,978´ (MD) y un Máximo DLS
de 2.99°/100ft a 1,625´(MD). Antes de su inactividad únicamente producía de la arena M-2.
3.5.4.1.ARENA M-2
Historial de producción de la arena M-2 del pozo EDYJ-071
Figura 21: Historial de producción pozo EDYJ-071M-2
Fuente: (Petroamazonas EP., 2018
Las curvas muestran una producción histórica constante de 200 barriles de petróleo.
Curvas de Chan para la arena M-2 del pozo EDYJ-071
Las curvas de chan muestran una producción normal para la arena M-2
50
Figura 22: Curvas de Chan pozo EDYJ-071M-2
Fuente: (Petroamazonas EP., 2018)
Corte de agua arena M-2 del pozo EDYJ-071
Figura 23: Curvas del corte de agua pozo EDYJ-071M-2
Fuente: (Petroamazonas EP., 2018)
El corte de agua se mantiene alrededor de 45% en promedio, por lo que se concluye que el
crudo de esta arena tiene un bajo BSW.
51
Registros eléctricos de la arena M-2 del pozo EDYJ-071
Figura 24: Registros Eléctricos del pozo EDYJ-071M-2
Fuente: (Departamento de Geología PAM, 2018)
En base a la interpretación del registro eléctrico (figura 24) los intervalos que se propone
intervenir para la reactivación del pozo son los siguientes: 8228´-8233´, 8248´-8264´ y 8290´-
8304´ profundidades en (MD), con una porosidad de 15% y una permeabilidad de 450 mD.
52
3.5.4.2.Índice de Productividad actual y proyectado para el pozo EDYJ-071 M-2
Actualmente el pozo reporta 150 BFPD @ Pwf = 1,165 Psi, de producción. El ajuste permite
estimar un potencial de producción de 425 BFPD @ Pwf = 800 Psi, partiendo del historial de
producción observado del pozo.
Figura 25: Índice de Productividad actual y proyectado para el pozo EDYJ-071M-2
Fuente: (Departamento de operaciones Petroamazonas E. P., 2018)
Reservas de la arena M-2 del pozo EDYJ-071
Figura 26: Análisis de las curvas de declinación de EDYJ-071M-2
Fuente: (Petroamazonas EP., 2018)
0
500
1000
1500
2000
2500
3000
0 100 200 300 400 500 600
P(P
SI)
Q(BFPD)
EDYJ-071 CURVA PRESION vs. CAUDAL
Pb=637 psi
Tasa actual 150 bfpd, 90 bopd
Tasa proyectada 425 bfpd, 200
53
Con el análisis de las curvas de declinación en OFM (oil field manager), se tiene que para
la arena M.2 presenta reservas potencialmente atractivas para ser intervenidas.
Tabla 21: Resumen de reservas estimadas del Pozo EDYJ-071M-2
POZO
RESERVORIO
PROD
ACUMULADA
31/12/2017
(BLS)
RESERVAS
PROBADAS
(BLS)
RESERVAS
TOTALES
(BLS)
EDYJ-071 M-2 231,874 79,152 311,026
Elaborado por: Darwin Reinoso
Fuente: (Petroamazonas EP., 2018)
Registro de cemento en la arena M-2 del pozo EDYJ-071
En el pozo EDYJ-071 en primera instancia se procedió a tomar el registro de cemento para
verificar la calidad del cemento en esta zona, con el cual se observó que la adherencia revestidor-
cemento y el cemento se encuentra en buenas condiciones (Figura 27).
Figura 27: Registros de Cemento del pozo EDYJ-071M-2
Fuente: (Departamento de Geología PAM, 2018)
54
3.5.4.3. ARENA U SUPERIOR
Registros eléctricos de la arena U Superior del pozo EDYJ-071
Figura 28: Registros Eléctricos del pozo EDYJ-071US
Fuente: (Petroamazonas EP., 2018)
Como se puede observar en los registros eléctricos de la arena U Superior (figura 28), no
existen zonas de pago, sino más bien, se encuentra inundada de agua, por lo que, para la
reactivación del pozo EDYJ-071, se descarta intervenir en este reservorio.
55
3.5.4.4. ARENA U INFERIOR
Historial de producción de la arena U-Inferior del pozo EDYJ-071
Figura 29: Historial de producción pozo EDYJ-071UI
Fuente: (Petroamazonas EP., 2018)
Curvas de Chan para la arena U Inferior del pozo EDYJ-071
Figura 30: Curvas de Chan del pozo EDYJ-071UI
Fuente: (Petroamazonas EP., 2018
56
Las curvas de chan indican que al principio de la producción se tiene un comportamiento
normal y en los últimos días de producción el pozo empieza a tener un comportamiento de
conificación.
Corte de agua arena U Inferior del pozo EDYJ-071
El corte de agua para esta arena indica siempre un incremento, esto debido al avance del
agua, el pozo se está conificando como muestran las curvas de chan (figura 30)
Figura 31: Corte de agua del pozo EDYJ-071UI
Fuente: (Petroamazonas EP., 2018)
Registros eléctricos de la arena U Media e Inferior del pozo EDYJ-071
En base a la interpretación del registro eléctrico para la arena U media e inferior (figura 32
y 33), se ha disparado en todo el intervalo productor y además el avance del agua tiene un
incremento significativo, como lo indican las curvas de Chan (figura 33), reflejado en las curvas
del historial del corte de agua para esta arena, indicando que el pozo se está conificando, por lo
que, en el programa de reactivación del pozo EDYJ-071, se consideró apropiado no intervenir
en esta arena.
57
Registros eléctricos de la arena U Media-Inferior del pozo EDYJ-071
Figura 32: Registros Eléctricos del pozo EDYJ-071UM
Fuente: (Departamento de Geología PAM, 2018)
58
Registros eléctricos de la arena U Inferior del pozo EDYJ-071
Figura 33. Registros Eléctricos del pozo EDYJ-071UI
Fuente: (Departamento de Geología PAM, 2018)
59
Reservas de la arena U Inferior del pozo EDYJ-071
Figura 34: Análisis de las curvas de declinación de EDYJ-071UI
Fuente: (Petroamazonas EP., 2018
Con el análisis de las curvas de declinación en OFM (oil field manager), se tiene los
siguientes datos de reservas del pozo EDYJ-071UI, dando como resultado que las reservas
disponibles se han recuperado en su totalidad.
Tabla 22: Resumen de reservas estimadas del Pozo EDYJ-071UI
POZO
RESERVORIO
PROD
ACUMULADA
31/12/2017
(BLS)
RESERVAS
PROBADAS
(BLS)
RESERVAS
TOTALES
(BLS)
EDYJ-071 UI 443,287 47,093 490,380
Elaborado por: Darwin Reinoso
Fuente: (Petroamazonas EP., 2018
3.5.4.5. ARENA T
Historial de producción de la arena T del pozo EDYJ-071
La arena T del pozo EDYJ-071 muestra un historial de producción de petróleo que ha ido
declinando y con el pasar del tiempo el corte de agua tiene un avance muy significativo.
60
Figura 35: Historial de producción pozo EDYJ-071T
Fuente: (Petroamazonas EP., 2018
Curvas de Chan para la arena T del pozo EDYJ-071
Figura 36: Curvas de Chan del pozo EDYJ-071T
Fuente: (Petroamazonas EP., 2018)
Las curvas de chan indican que al principio de la producción se tiene un comportamiento
normal y en los últimos días de producción el pozo empieza a tener un comportamiento de
conificación.
61
Corte de agua arena T Inferior del pozo EDYJ-071
Figura 37: Corte de agua del pozo EDYJ-072T
Fuente: (Petroamazonas EP., 2018)
El corte de agua para esta arena indica siempre un incremento esto debido al avance del
agua, el pozo se está conificando como muestran las curvas de chan (figura 36).
Registros eléctricos de la arena T del pozo EDYJ-071
Figura 38: Registros Eléctricos del pozo EDYJ-071T
Fuente: (Departamento de Geología PAM, 2018)
62
En base a la interpretación del registro eléctrico para el reservorio de T (figura 38), la zona
de pago en este reservorio ya ha sido disparado en su totalidad, además el avance del agua tiene
un incremento significativo como lo indican las curvas de Chan (figura 36), por lo que en el
programa de reactivación de este pozo se consideró apropiado no intervenir en este reservorio.
Reservas de la arena T del pozo EDYJ-071
Figura 39: Análisis de las curvas de declinación de EDYJ-071T
Fuente: (Petroamazonas EP., 2018
Con el análisis de las curvas de declinación en OFM (oil field manager), se tiene los
siguientes datos de reservas del pozo EDYJ-071T, dando como resultado que las reservas
disponibles se han recuperado en su totalidad.
Tabla 23: Resumen de reservas estimadas del Pozo EDYJ-071T
POZO
RESERVORIO
PRODUCCIÓN
ACUMULADA
31/12/2017
(BLS)
RESERVAS
PROBADAS
(BLS)
RESERVAS
TOTALES
(BLS)
EDYJ-071 T 236,153 29,804 265,957
Elaborado por: Darwin Reinoso
Fuente: (Petroamazonas EP., 2018)
63
3.5.4.6. Características del pozo EDYJ-072 y de la arena a producir M-2
Tabla 24: Características del pozo EDYJ-072 y de la arena a producir M-2
Elaborado por: Darwin Reinoso
Fuente: Departamento de operaciones Petroamazonas EP., 2018
3.5.4.7. ANÁLISIS DE RESULTADOS
El pozo EDYJ-071 antes de su inactividad se encontraba produciendo del reservorio M-2
únicamente, la última prueba para este reservorio, realizada el 01 de enero del 2018, registró
114 BPPD y 10 BAPD (BSW de 8.1%) operando el equipo BES a 57 Hz. Antes de su
inactividad se comienza a tener una diminución de la producción y de la presión de descarga de
la bomba, además de un aumento de la PIP, manteniéndose el BSW y la salinidad constante, por
lo que se concluyó que el problema mecánico es taponamiento en el intake de la BES.
Datos Unidades
M-2 -
40 -
53 -
2500 psi
637 psi
250 psi
5 psi
198 °F
150 (IP=0,1124) BFPD
425 (IP=0,25) BFPD
1165 psi
150 (IP=0,1124) BFPD
17.2 °API
1.03 -
1.02 -
44.44 PCS/BF
17.95 @ 198°F cp
13 3/8 pg
54.5/68 lb/pie
9 5/8 pg
47 lb/pie
7 pg
26 lb/pie
2 7/8 pg
7.8 lb/pie
8228-8233 MD pie
8248-8264 MD pie
8290-8304 MD pie
8230.5 MD pie
8256 MD pie
8297 MD pie
38.53° @ 3978.42 MD pie
2,99° / 100 pies @ 1625.07 MD pie
6921 MD pie
Intervalo de producción
Máxima Inclinación
Máximo Dog Leg
Prof. De Bomba
Mitad de Perforaciones
Viscosidad
Casing
Superficial
Intermedio
Producción
Tubing
Presión de fondo fluyente de prueba
Tasa de flujo de prueba
Gravedad API
Gravedad específica del agua
Gravedad específica del gas
GOR
Presión de Burbuja
Presión de tubing
Presión de casing
Temperatura de reservorio
Tasa de flujo prueba
Tasa de flujo deseada
Parámetro
Arenisca Productora
% BSW realizada
% BSW requerida
Presión de reservorio
64
En base a los registros eléctricos y las curvas de declinación, se concluyó que, la arena M-2
tiene reservas que son potencialmente extraíbles, con bajo cote de agua, a diferencia de la arenas
U Inferior y T, cuyas reservas se han recuperado en su totalidad y que además el corte de agua
va incrementando; el reservorio U Superior no presenta zonas de pago y se encuentra inundado
de agua. Por lo que para el propósito de reactivación del pozo EDYJ-071 no es atractivo
intervenir en las arenas U Superior, U Inferior y T. Se propone re-disparar los intervalos: 8228´-
8233´, 8248´-8264´ y 8290´-8304´ profundidades en (MD) de la arena M-2.
Al ser el problema mecánico causante de la inactividad del pozo a nivel de la bomba BES y
que la única arena productora será M-2, arena que presenta características de crudo pesado,
viscoso (tabla 24) y con arrastre de sólidos, se analizó los pros y contras del bombeo
electrosumergible en relación a los diferentes sistemas de bombeo, para determinar si es el
óptimo para producir de esta arena o si se necesita un cambio del sistema de levantamiento,
dando como resultado lo siguiente:
Tabla 25. Análisis de las características del pozo EDYJ-071M-2 en relación a los
diferentes sistemas de levantamiento artificial
Elaborado por: Darwin Reinoso
Fuente: Departamento de levantamiento artificial, PAM E.P., 2018
Considerando que al producir de M-2 la tasa de producción disminuirá, el bombeo
electrosumergible representa gastos operaciones innecesarios en pozos que manejan bajos
caudales en la producción de crudo y debido a los cambios en las propiedades del fluido a
producir tomando en cuenta principalmente el manejo de sólidos, el sistema de levantamiento
más apto para estas condiciones es el bombeo de cavidades progresivas (tabla 25), sumándole a
SISTEMA/CONSIDERACIONES
POZO EDYJ-071M-2
Pozos
direccionales
Pozos
profundos
Crudo
pesado
Crudo
viscoso
Producción
de gas
Producción
de arenaBajo caudal
MECÁNICO NO APLICA NO APLICA NO APLICA APLICA NO APLICA APLICA APLICA
GAS LIFT APLICA APLICA APLICA NO APLICA APLICA APLICA APLICA
HIDRÁULICO APLICA APLICA APLICA NO APLICA APLICA NO APLICA APLICA
PCP APLICA APLICA APLICA APLICA APLICA APLICA APLICA
BES APLICA APLICA APLICA NO APLICA APLICA NO APLICA NO APLICA
65
su favor que la implementación y el mantenimiento es económico a comparación a los demás
sistemas de levantamiento.
El diseño del sistema de levantamiento PCP se encuentra detallado en el anexo 3 y resumida
en la tabla 26, y el análisis económico se analizará en el siguiente capítulo para determinar si es
o no factible.
Se recomienda además no intervenir en los reservorios U Superior, U Inferior y T y dejar
que los pozos aledaños al pozo EDYJ-071 drenen las reservas remanentes de estas arenas.
Tabla 26: Diseño de la bomba PCP para el pozo EDYJ-071M-2
Elaborado por: Darwin Reinoso
Fuente: Área de levantamiento artificial Sertecpet
3.5.4.8. PROGRAMA DE REACTIVACIÓN DEL POZO EDYJ-071
Objetivos:
• Recuperar equipo BES D460N (152 etapas) con motor de 120 HP, 35.8 AMP y 2192
VOLT.
• Moler CIBP a 8280´ MD e instalar un nuevo tapón CIBP a 8320´ MD
• Re-disparar a la arenisca M-2 en los intervalos: 8228´-8233´ MD, 8248´-8264´ MD y
8290´-8304´ MD.
• Bajar un equipo de cavidades progresivas para la arenisca M-2
PROCEDIMIENTO
MOVIMIENTO DE TORRRE Y CONTROL DE POZO
1. Mover torre de reacondicionamiento al pozo EDYJ-071
POZO BOMBA CABEZAL
PUMP
SETTING
DEPTH (FT)
VARILLA Condición BFPDVelocidad
(RPM)HZ Pwf (psi) PIP (psi)
Potencia
requerida
(HP)
Actual 425 152 44 800 357 41
1 año 550 195 55 1125 671 47
EDYD-071M2NTZ 400
180ST58
NDH100D
HX50,
Motor 75
HP
6921
Tenaris
Hollow rod
TM1500
66
2. Filtrar y mezclar 1,000 bls agua fresca, con KCL hasta alcanzar un peso de 8.4 lpg, adicionar
inhibidor de corrosión 1 galón por cada 100 barriles de agua fresca, surfactante 2 galones
por cada 100 barriles de agua fresca y bactericida 4 galones por cada 100 barriles de agua
fresca.
3. Circular en reversa agua de matado de 8.4 lpg enviando los retornos a la estación de EPF
verificar retornos limpios.
RETIRO DE EQUIPO BES
4. Instalar BPV en tubing hanger, retirar cabezal.
5. Instalar y probar BOP’s solo funcionamiento.
6. Desasentar tubing hanger.
7. Cortar el empate bajo el hanger, tomar medidas eléctricas y reportar.
8. Instalar polea API de 60” y carrete vacío para recuperar cable.
9. Sacar quebrando la tubería de TUBING 2-7/8" EUE, 7.8 #/FT, L-80 (237 JOINTS CLASE
"B"), utilizando las normas recomendadas para desenroscar la tubería. Observar tubería por
presencia de: aplastamiento, sobre-torque, corrosión, arena, parafina, escala o impurezas y
reportar a Operaciones.
10. Recuperar equipo BES instalado, bomba NHV-250 (103+103+13 etapas), desarmar y
reportar el estado mecánico y eléctrico del equipo. Chequear presencia de corrosión,
incrustaciones y/o sólidos. Reportar al departamento de Operaciones. Enviarlo a Coca para
inspección.
TRABAJOS DE MOLIENDA Y ASENTAMIENTO DE TAPÓN CIBP
11. Moler tapón a 8280´ MD e instalar un nuevo tapón CIBP a +/- 8320´MD y proceder a
realizar limpieza del pozo.
67
TRABAJOS DE RE-DISPAROS PARA LA ARENISCA M-2
12. Armar y bajar cañones para re-disparar la arena M-2 a las profundidades de: 8228´-8233´
(MD), 8248´-8264´ (MD) y 8290´-8304´ (MD), disparar y realizar trabajos de limpieza del
pozo. INSTALACIÓN DE EQUIPO DE LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL DE
CAVIDAD PROGRESIVA
13. Armar la siguiente completación de cavidades progresivas (PCP):
2 7/8" EUE PATA DE MULA
2 7/8" EUE (3) TUBOS
7" x 2 7/8" ANCLA ANTI-TORQUE
4" UN x 2 7/8" EUE PIN NIPLE DE PARO
4" UN PIN x 4" UN PIN ESTATOR NTZ (180 ST 58 SH)
4" UN PIN x 4" UN PIN TUBO DE EXTENSION
4" UN BOX x 2 7/8" EUE BOX CROSS OVER
14. Bajar completación para Bombeo con cavidad progresiva (PCP) en tubería de 2 7/8" EUE
clase "B" hasta +/- 7,022' (MD). Anclan completación a +/- 6,923' (MD).
15. Instalan tubing hanger. Asientan en sección "B" del cabezal. Desarman BOP.
16. Bajan rotor NTZ 400 acoplado en 232 Varillas de ID = 1.394" y OD = 1.921", con
centralizadores hasta 5900'. Arman Sección C del cabezal
17. Realizar espaciamiento del rotor NTZ 400 en el estator, instala Cabezal de Rotación con
motor eléctrico.
18. Realizar Prueba de Producción a la Arena M-2
68
3.5.4.9. Diagrama Mecánico Propuesto
Figura 40: Diagrama mecánico propuesto para el pozo EDYJ-071
Fuente: (Departamento de operaciones PAM, 2018)
69
3.5.5. Pozo EDYJ-072
En primera instancia el pozo EDYJ-072 tuvo una completación dual concéntrica para
producir simultáneamente de las arenas U Inferior y T, se encuentra ubicado al nor-oeste del
EPF (Central Processing Facility de Edén Yuturi). Estuvo activo en el período 2007 hasta el
2017, es un pozo direccional tipo “J” el cual fue perforado el 14 de noviembre del 2007,
alcanzando una profundidad total de 8,855 pies con una inclinación máxima de 39.21° a 6719
ft (MD) y un Máximo DLS de 3.63°/100 ft a 7838 ft (MD). Actualmente únicamente produce
de la arena M-2.
3.5.5.1.ARENA M-2
Historial de producción de la arena M-2 del pozo EDYJ-072
Figura 41: Historial de producción pozo EDYJ-072M-2
Fuente: (Petroamazonas EP., 2018)
Curvas de Chan para la arena M-2 del pozo EDYJ-072
Las curvas de chan muestran una producción normal para la arena M-2 con conificación
leve al final de los días de producción.
70
Figura 42: Curvas de Chan pozo EDYJ-072M-2
Fuente: (Petroamazonas EP., 2018)
Corte de agua arena M-2 del pozo EDYJ-072
Figura 43: Corte de agua pozo EDYJ-072M-2
Fuente: (Petroamazonas EP., 2018)
El corte de agua se mantiene siempre baja alrededor de 14% en promedio, se presentan picos
altos, pero se debe a datos de BSW de las pruebas iniciales después que el pozo sale del
workover donde el BSW no se estabiliza; como se observa en la figura 43 durante toda la vida
de producción de la arena M-2 registra un bajo BSW, por lo que se concluye que este reservorio
maneja un bajo corte de agua.
71
Registros eléctricos de la arena M-2 del pozo EDYJ-072
Figura 44: Registros Eléctricos del pozo EDYJ-120M-2
Fuente: (Departamento de Geología PAM, 2018)
En base a la interpretación del registro eléctrico (figura 44), se propone intervenir para la
reactivación del pozo los intervalos: 8145´-8151´ (MD), 8156´-8162´ (MD) y 8162´-8182´ ft
(MD) con una porosidad de 13% y una permeabilidad de 200 mD. de confirmarse reservas
potencialmente atractivas.
72
3.5.5.2.Índice de Productividad actual y proyectado pozo EDYJ-072 M-2
Actualmente el pozo reporta 124 BFPD @ Pwf = 700 Psi, de producción. El ajuste permite
estimar un potencial de producción de 201 BFPD @ Pwf = 1540 Psi, partiendo del historial de
producción observado del pozo.
Figura 45: Índice de Productividad actual y proyectado para el pozo EDYD-089
Fuente: (Departamento de operaciones Petroamazonas E. P., 2018)
Reservas de la arena M-2 del pozo EDYJ-072
Figura 46: Análisis de las curvas de declinación de EDYJ-072M-2
Fuente: (Petroamazonas EP., 2018)
0
500
1000
1500
2000
2500
3000
0 50 100 150 200 250 300 350 400 450 500
P(P
SI)
Q(BFPD)
EDYJ-072CURVA PRESION vs. CAUDAL
Tasa proyectada 201 bfpd, 149
Pb=637 psi
Tasa actual 124 bfpd, 114 bopd
73
Con el análisis de las curvas de declinación en OFM (oil field manager), se tiene como
resultado que para el reservorio M-2, existen reservas de petróleo que son potencialmente
atractivas.
Tabla 27: Resumen de reservas estimadas del Pozo EDYJ-072M-2
POZO
RESERVORIO
PROD
ACUMULADA
31/12/2017
(BLS)
RESERVAS
PROBADAS
(BLS)
RESERVAS
TOTALES
(BLS)
EDYJ-072 M-2 275,528 84,128 359,656
Elaborado por: Darwin Reinoso
Fuente: (Petroamazonas E. P., 2018)
Registro de cemento en la arena M-2 del pozo EDYJ-072
Figura 47: Registros de Cemento del pozo EDYJ-072M-2
Fuente: (Departamento de Geología PAM, 2018)
74
Para el pozo EDYJ-072 se tomó el registro de cemento para verificar la calidad del cemento
en esta zona con el cual se observó que la adherencia revestidor-cemento y el cemento se
encuentra en buenas condiciones como se muestra en la figura 47.
3.5.5.3.ARENA U SUPERIOR
Historial de producción de la arena U-Superior del pozo EDYJ-072
Figura 48: Historial de producción pozo EDYJ-072US
Fuente: (Petroamazonas EP., 2018)
Curvas de Chan para la arena U Superior del pozo EDYJ-072
Figura 49: Curvas de Chan del pozo EDYJ-072US
Fuente: (Petroamazonas EP., 2018)
75
Las curvas de chan indican que al principio de la producción se tiene un comportamiento
normal y en los últimos días de producción el pozo empieza a tener un comportamiento de
conificación.
Corte de agua arena U Superior del pozo EDYJ-072
El corte de agua para esta arena indica siempre un incremento esto debido al avance del agua
concluyendo que el pozo se está conificando como se muestra en las curvas de chan (figura 49).
Figura 50: Corte de agua del pozo EDYJ-072US
Fuente: (Petroamazonas EP., 2018)
Registros eléctricos de la arena U Superior del pozo EDYJ-072
En base a la interpretación del registro eléctrico (figura 50), para el reservorio de U Superior,
la zona de pago en este reservorio ya ha sido disparado en su totalidad y se ha recuperado todas
las reservas disponibles, por lo que en el programa de reactivación para este pozo se consideró
no intervenir en este reservorio.
76
Figura 51: Registros Eléctricos del pozo EDYJ-072US
Fuente: (Departamento de Geología PAM, 2018)
Reservas de la arena U Superior del pozo EDYJ-072
Figura 52: Análisis de las curvas de declinación de EDYJ-072US
Fuente: (Petroamazonas EP., 2018)
77
Con el análisis de las curvas de declinación en OFM (oil field manager), se tiene los
siguientes datos de reservas del pozo EDYJ-072US, dando como resultado que las reservas
disponibles se han recuperado en su totalidad.
Tabla 28: Resumen de reservas estimadas del Pozo EDYJ-072US
POZO
RESERVORIO
PROD
ACUMULADA
31/12/2017
(BLS)
RESERVAS
PROBADAS
(BLS)
RESERVAS
TOTALES
(BLS)
EDYJ-072 US 9,920.76 7,958 17,879
Elaborado por: Reinoso Darwin
Fuente: (Petroamazonas E. P., 2018)
3.5.5.4. ARENA U INFERIOR
Historial de producción de la arena U-Inferior del pozo EDYJ-072
Figura 53: Historial de producción pozo EDYJ-072UI
Fuente: (Petroamazonas EP., 2018)
Curvas de Chan para la arena U Inferior del pozo EDYJ-072
Las curvas de chan indican que al principio de la producción se tiene un comportamiento
normal y que en los últimos días de producción, el pozo tiene un comportamiento de
conificación.
78
Figura 54: Curvas de Chan del pozo EDYJ-072UI
Fuente: (Petroamazonas EP., 2018)
Corte de agua arena U Inferior del pozo EDYJ-072
Figura 55: Corte de agua del pozo EDYJ-072UI
Fuente: (Petroamazonas EP., 2018)
El corte de agua para esta arena indica siempre un incremento esto debido al avance del agua
concluyendo que el pozo se está conificando como muestra en las curvas de chan (figura 54)
79
Registros eléctricos de la arena U Inferior del pozo EDYJ-072
En base a la interpretación del registro eléctrico (figura 56), la zona de pago en este
reservorio ya ha sido disparado en su totalidad y se ha recuperado todas las reservas disponibles,
por lo que en el programa de reactivación para este pozo se consideró no intervenir en este
reservorio.
Figura 56: Registros Eléctricos del pozo EDYJ-072UI
Fuente: (Departamento de Geología PAM, 2018)
80
Reservas de la arena U Inferior del pozo EDYJ-072
Figura 57: Análisis de las curvas de declinación de EDYJ-072UI
Fuente: (Petroamazonas EP., 2018)
Con el análisis de las curvas de declinación en OFM (oil field manager), se tiene los
siguientes datos de reservas del pozo EDYJ-072UI, dando como resultado que las reservas
disponibles se han recuperado en su totalidad.
Tabla 29: Resumen de reservas estimadas del Pozo EDYJ-072UI
POZO
RESERVORIO
PROD
ACUMULADA
31/12/2017
(BLS)
RESERVAS
PROBADAS
(BLS)
RESERVAS
TOTALES
(BLS)
EDYJ-072 UI 1,117,487 17,167 1,134,650
Elaborado por: Darwin Reinoso
Fuente: (Petroamazonas E. P., 2018)
81
3.5.5.5. ARENA T
Historial de producción de la arena T del pozo EDYJ-072
Figura 58: Historial de producción pozo EDYJ-072T
Fuente: (Petroamazonas EP., 2018)
Curvas de Chan para la arena T del pozo EDYJ-072
Figura 59: Curvas de Chan del pozo EDYJ-072T
Fuente: (Petroamazonas EP., 2018)
Las curvas de chan indican que al principio de la producción se tiene un comportamiento
normal y en los últimos el pozo empieza a tener un comportamiento de conificación.
82
Corte de agua arena T del pozo EDYJ-072
Figura 60: Corte de agua del pozo EDYJ-072T
Fuente: (Petroamazonas EP., 2018)
El corte de agua para esta arena indica siempre un incremento, esto debido al avance del
agua concluyendo que el pozo está conificado, como muestran las curvas de chan (figura 59).
Registros eléctricos de la arena T del pozo EDYJ-072
Figura 61: Registros Eléctricos del pozo EDYJ-072T
Fuente: (Departamento de Geología PAM, 2018)
83
En base a la interpretación del registro eléctrico (figura 61), la zona de pago en este
reservorio ya ha sido disparado en su totalidad y se ha recuperado todas las reservas disponibles,
por lo que en el programa de reactivación para este pozo se consideró no intervenir en este
reservorio.
Reservas de la arena T del pozo EDYJ-072
Figura 62: Análisis de las curvas de declinación de EDYJ-072T
Fuente: (Petroamazonas EP., 2018)
Con el análisis de las curvas de declinación en OFM (oil fiel manger) se tiene los siguientes
datos de reservas del pozo EDYJ-072T, dando como resultado que las reservas para esta arena
se han recuperado en su totalidad.
Tabla 30: Resumen de reservas estimadas del Pozo EDYJ-072T
POZO
RESERVORIO
PROD
ACUMULADA
31/12/2017
RESERVAS
PROBADAS
(BLS)
RESERVAS
TOTALES
(BLS)
EDYJ-072 T 259,664 100,184 359,847
Elaborado por: Darwin Reinoso
Fuente: (Petroamazonas E. P., 2018)
84
3.5.5.6. Características del pozo EDYJ-072 y de la arena a producir M-2
Tabla 31: Características del pozo EDYJ-072 y de la arena a producir M-2
Elaborado por: Darwin Reinoso
Fuente: Departamento de operaciones Petroamazonas EP., 2018
3.5.5.7. ANÁLISIS DE RESULTADOS
El pozo la última vez se encontraba produciendo del reservorio M-2 desde el último
Workover, 22 de octubre del 2017, hasta que el 1 de enero del 2018 se tiene un aumento drástico
de la PIP y la presión de descarga en el equipo BES tiende a bajar, se concluye que el problema
mecánico es un taponamiento a nivel de intake y además rotura del eje de la bomba; la última
prueba de esta arena registrada se reportó con 114 BPPD y 10 BAPD (BSW de 8.1%) operado
con el equipo BES a 57 Hz.
Datos Unidades
M-2 -
40 -
53 -
2500 psi
637 psi
250 psi
5 psi
198 °F
150 (IP=0,1124) BFPD
425 (IP=0,25) BFPD
1165 psi
150 (IP=0,1124) BFPD
17.2 °API
1.03 -
1.02 -
44.44 PCS/BF
17.95 @ 198°F cp
13 3/8 pg
54.5/68 lb/pie
9 5/8 pg
47 lb/pie
7 pg
26 lb/pie
2 7/8 pg
7.8 lb/pie
8228-8233 MD pie
8248-8264 MD pie
8290-8304 MD pie
8230.5 MD pie
8256 MD pie
8297 MD pie
38.53° @ 3978.42 MD pie
2,99° / 100 pies @ 1625.07 MD pie
6921 MD pie
Intervalo de producción
Máxima Inclinación
Máximo Dog Leg
Prof. De Bomba
Mitad de Perforaciones
Viscosidad
Casing
Superficial
Intermedio
Producción
Tubing
Presión de fondo fluyente de prueba
Tasa de flujo de prueba
Gravedad API
Gravedad específica del agua
Gravedad específica del gas
GOR
Presión de Burbuja
Presión de tubing
Presión de casing
Temperatura de reservorio
Tasa de flujo prueba
Tasa de flujo deseada
Parámetro
Arenisca Productora
% BSW realizada
% BSW requerida
Presión de reservorio
85
En base a los registros eléctricos el pozo y las curvas de declinación, se concluye que, la
arena M-2 tiene reservas que son potencialmente extraíbles, con bajo cote de agua a diferencia
de la arenas U Superior, U Inferior y T cuyas reservas se han recuperado en su totalidad y el
corte de agua va incrementando. Por lo que para la reactivación del pozo se propone re-disparar
los intervalos: 8130´-8140´ MD, 8145´-8151´ MD y 8156´-8182´ MD de la arena M-2.
Al ser el problema mecánico causante de la inactividad del pozo a nivel del equipo BES y
que la única arena productora será M-2, arena que presenta características de crudo pesado,
viscoso (tabla 31) y con arrastre de sólidos, se analizó los pros y contras del bombeo
electrosumergible, en relación a los diferentes sistemas de bombeo para determinar si es el
óptimo para producir de esta arena o si se necesita un cambio del sistema de levantamiento,
dando como resultado lo siguiente:
Tabla 32: Análisis de las características del Pozo EDYJ-072M-2 en relación a los
diferentes sistemas de levantamiento artificial
Elaborado por: Darwin Reinoso
Fuente: Departamento de levantamiento artificial, PAM E.P., 2018
Considerando que al producir de M-2 la tasa de producción disminuirá, el bombeo electro
sumergible representa gastos operaciones innecesarios en pozos que manejan bajos caudales en
la producción de crudo y debido a los cambios en las propiedades del fluido a producir, tomando
en cuenta principalmente el manejo de sólidos, el sistema de levantamiento más apto para estas
condiciones es el bombeo de cavidades progresivas (tabla 32), sumándole a su favor que la
SISTEMA/CONSIDERACIONES
POZO EDYJ-072M-2
Pozos
direccionales
Pozos
profundos
Crudo
pesado
Crudo
viscoso
Producción
de gas
Producción
de arenaBajo caudal
MECÁNICO NO APLICA NO APLICA NO APLICA APLICA NO APLICA APLICA APLICA
GAS LIFT APLICA APLICA APLICA NO APLICA APLICA APLICA APLICA
HIDRÁULICO APLICA APLICA APLICA NO APLICA APLICA NO APLICA APLICA
PCP APLICA APLICA APLICA APLICA APLICA APLICA APLICA
BES APLICA APLICA APLICA NO APLICA APLICA NO APLICA NO APLICA
86
implementación y el mantenimiento es económico a comparación a los demás sistemas de
levantamiento.
El diseño del sistema de levantamiento PCP se encuentra detallado en el anexo 3 y resumida
en la tabla 33, posteriormente el análisis económico se analizará en el siguiente capítulo para
determinar si es o no factible.
Se recomienda además no intervenir en los reservorios U Superior, U Inferior y T y dejar
que los pozos aledaños al pozo EDYJ-072 drenen las reservas remanentes de estas arenas.
Tabla 33: Diseño de la bomba PCP para el pozo EDYJ-072M-2
Elaborado por: Darwin Reinoso
Fuente: Área de levantamiento artificial Sertecpet
3.5.5.8. PROGRAMA DE REACTIVACIÓN DEL POZO EDYD-072
Objetivos:
• Recuperar equipo BES NHV250 SCMP-AR2 S14 (103+103+13 etapas) y con un motor
de 135 HP, 21.3 AMP y 3150 VOLT.
• Re-disparar a la arenisca M-2 en los intervalos: 8130´-8140´ MD, 8145´-8151´ MD y
8156´-8182´ MD
• Bajar un equipo de cavidad progresiva para la arenisca M-2
PROCEDIMIENTO
MOVIMIENTO DE TORRRE Y CONTROL DE POZO
1. Mover torre de reacondicionamiento al pozo EDYJ-072
POZO BOMBA CABEZAL
PUMP
SETTING
DEPTH (FT)
VARILLA Condición BFPDVelocidad
(RPM)HZ Pwf (psi) PIP (psi)
Potencia
requerida
(HP)
Actual 200 119 35 1547 1309 12
1 año 300 177 51 1643 1396 18EDYJ-072M2
NTZ 400
240ST33
NDH060
DH33,
Motor 50
7479
1"
GRADO
D
87
2. Filtrar y mezclar 1,000 bls agua fresca, con KCL hasta alcanzar un peso de 8.4 lpg,
adicionar inhibidor de corrosión 1 galón por cada 100 barriles de agua fresca, surfactante 2
galones por cada 100 barriles de agua fresca y bactericida 4 galones por cada 100 barriles
de agua fresca.
3. Circular en reversa agua de matado de 8.4 lpg enviando los retornos a la estación de EPF
verificar retornos limpios.
RETIRO DE EQUIPO BES
4. Instalar BPV en tubing hanger, retirar cabezal.
5. Instalar y probar BOP’s solo funcionamiento.
6. Desasentar tubing hanger.
7. Cortar el empate bajo el hanger, tomar medidas eléctricas y reportar.
8. Instalar polea API de 60” y carrete vacío para recuperar cable.
9. Sacar quebrando la tubería de TUBING 2-7/8" EUE, 7.8 lb/ft, L-80 (237 JOINTS CLASE
"B"), utilizando las normas recomendadas para desenroscar la tubería. Observar tubería por
presencia de: aplastamiento, sobre-torque, corrosión, arena, parafina, escala o impurezas y
reportar a Operaciones.
10. Recuperar equipo BES instalado, bomba NHV-250 (103+103+13 etapas), desarmar y
reportar el estado mecánico y eléctrico del equipo. Chequear presencia de corrosión,
incrustaciones y/o sólidos. Reportar al departamento de Operaciones. Enviarlo a Coca para
inspección.
TRABAJOS DE RE-DISPAROS PARA LA ARENISCA M-2
11. Armar y bajar cañones para re-disparar la arena M-2 a las profundidades de: 8130´-8140´
MD, 8145´-8151´ MD y 8156´-8182´ MD, disparar y realizar trabajos de limpieza del pozo.
88
INSTALACIÓN DE EQUIPO DE LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL DE CAVIDAD
PROGRESIVA
12. Armar la siguiente completación de cavidades progresivas (PCP):
2 7/8" EUE PATA DE MULA
2 7/8" EUE (3) TUBOS
7" x 2 7/8" ANCLA ANTI-TORQUE
4" UN x 2 7/8" EUE PIN NIPLE DE PARO
4" UN PIN x 4" UN PIN ESTATOR NTZ (180 ST 58 SH)
4" UN PIN x 4" UN PIN TUBO DE EXTENSION
4" UN BOX x 2 7/8" EUE BOX CROSS OVER
13. Bajar completación para Bombeo con cavidad progresiva (PCP) en tubería de 2 7/8" EUE
clase "B" hasta +/- 7,022' (MD). Anclan completación a +/- 6,923' (MD).
14. Instalan tubing hanger. Asientan en sección "B" del cabezal. Desarman BOP.
15. Bajan rotor NTZ 400 acoplado en 232 Varillas de ID = 1.394" y OD = 1.921", con
centralizadores hasta 5900'. Arman Sección C del cabezal
16. Realizar espaciamiento del rotor NTZ 400 en el estator, instala Cabezal de Rotación con
motor eléctrico.
17. Realizar Prueba de Producción a la Arena M-2
89
3.5.5.9.Diagrama Mecánico Propuesto
Figura 63: Diagrama mecánico propuesto para el pozo EDYJ-072
Fuente: (Departamento de operaciones PAM, 2018)
90
CAPITULO IV: ANÁLISIS ECONÓMICO
4. Análisis Económico
El objetivo de realizar la evaluación económica es analizar la rentabilidad de la
rehabilitación de los pozos EDYD-089M-2, EDYJ-071M-2 y EDYJ-072M-2, mediante un
estudio económico, el cual se basa en costos establecidos por PETROAMAZONAS E. P. al año
2018-2019.
Este análisis se basa principalmente en el estudio de los ingresos y egresos de capital, así
como el valor actual neto y la tasa interna de retorno.
4.1. Producción Estimada
Para estimar la producción de un pozo que se planea reabrir, se debe tomar en cuenta tres
puntos importantes:
• Potencial productivo del pozo: Es un factor muy importante que nos permite saber la
capacidad de producción del pozo después del reacondicionamiento basándonos en las
reservas remanentes del pozo y nos permite pronosticar el caudal del mismo.
• Historial de producción: Es importante observar la producción del pozo ya que se podría
estimar una producción similar si es que solo se realiza un trabajo mecánico de W.O.
• Tasa asignada por la ARCH: Es un factor importante ya que se debe regir a esta tasa de
producción que se imponga.
Ya obtenidas las producciones estimadas para cada uno de los pozos a ser rehabilitados, es
importante el tiempo de estabilización de los pozos y depende de la declinación del pozo y el
tipo de trabajo realizado.
Se utilizó la declinación exponencial para los pozos a ser rehabilitados porque todos los
pozos de Edén Yuturi se ajustan a esta declinación y se utilizó la siguiente formula:
91
𝑞 = 𝑞𝑖 𝑒−𝐷𝑖 𝑡 (4.1)
Donde:
𝑞 = tasa de producción a cualquier período (BPPD, BPPM, BPPA)
𝑞𝑖 = tasa inicial de producción (BPPD, BPPM, BPPA)
𝐷𝑖 = tasa de declinación ( 𝑑í𝑎𝑠−1, 𝑚𝑒𝑠𝑒𝑠−1, 𝑎ñ𝑜𝑠−1)
𝑡 = periodo de tiempo de producción (días, mese, años)
4.2. Criterios para la evaluación Económica
4.2.1. Valor Actual Neto (VAN)
“El valor actual neto de una inversión es igual a la suma algebraica de los valores
actualizados del flujo neto de caja, es decir los valores actuales de los ingresos menos los egresos
a una respectiva tasa de actualización”. (Pinta M, 2017, pág. 53, 54) se lo define mediante la
siguiente ecuación:
𝑉𝐴𝑁 = ∑𝐹𝑁𝐶
(1+𝑖)𝑡 − 𝐼𝑜𝑛𝑡=0 (4.2)
Donde:
𝑉𝐴𝑁 = Valor actual neto
𝐹𝑁𝐶 = Flujo neto de caja
𝑖 = Tasa de actualización (%)
𝑡 = Período de tiempo
𝐼𝑜 = Inversión Inicial
Para determinar si el proyecto es viable se considerarán los siguientes aspectos:
• VAN > 0, el proyecto es viable
• VAN = 0, el proyecto es indiferente
• VAN < 0, el proyecto no es viable
92
4.2.2. Tasa Interna de Retorno (TIR)
“La tasa interna de retorno, es la tasa de actualización que anula al valor actual neto, se
evalúa en base a un valor fijado”. (Pinta M, 2017, pág. 54), el cálculo se lo realiza por:
𝑉𝐴𝑁 = ∑𝐹𝑁𝐶
(1+𝑇𝐼𝑅)𝑡 − 𝐼𝑜 = 0𝑛𝑡=0 (4.3)
Donde:
TIR = Tasa interna de retorno (%)
d = Tasa de actualización
Para determinar si el proyecto es viable se considerarán los siguientes criterios:
• TIR > d, el proyecto es viable
• TIR = d, el proyecto es indiferente
• TIR < d, el proyecto no es viable
4.2.3. Relación Beneficio - Costo
“La relación beneficio – costo a determinada tasa de actualización, está representada por el
cociente de la división entre la suma total de los egresos y egresos”. (Pinta M, 2017, pág. 54,
55). Se calcula mediante la siguiente ecuación:
𝐵
𝐶=
𝐼𝑛𝑔𝑟𝑒𝑠𝑜 𝑇𝑜𝑡𝑎𝑙 𝐴𝑐𝑡𝑢𝑎𝑙𝑖𝑧𝑎𝑑𝑜
𝐸𝑔𝑟𝑒𝑠𝑜 𝑇𝑜𝑡𝑎𝑙 𝐴𝑐𝑡𝑢𝑎𝑙𝑖𝑧𝑎𝑑𝑜 (4.4)
Para determinar si el proyecto es viable se considerarán los siguientes criterios:
• 𝐵
𝐶 > 1, el proyecto es viable
• 𝐵
𝐶 = 1, el proyecto es indiferente
• 𝐵
𝐶 < 1, el proyecto no es viable
93
4.2.4. Ingresos
Los ingresos del presente estudio son el resultado de multiplicar el número de barriles de
petróleo producidos por el precio del barril del petróleo del campo Edén Yuturi corregido con
su respectivo castigo por el grado API.
• Si el API > 25°
𝑃𝑟𝑒𝑐𝑖𝑜 𝑑𝑒𝑙 𝑏𝑎𝑟𝑟𝑖𝑙 = (1 + ((𝐴𝑃𝐼𝑐𝑟𝑢𝑑𝑜 𝐸𝑑é𝑛 𝑌𝑢𝑡𝑢𝑟𝑖 − 𝐴𝑃𝐼𝑐𝑟𝑢𝑑𝑜 𝑟𝑒𝑓) 𝑥 1.1
100 )) 𝑥 (𝑃𝑟𝑒𝑐𝑖𝑜 𝑊𝑇𝐼 − 𝐶𝑎𝑠𝑡𝑖𝑔𝑜) (4.5)
Donde:
𝐴𝑃𝐼𝑐𝑟𝑢𝑑𝑜 𝐸𝑑é𝑛 𝑌𝑢𝑡𝑢𝑟𝑖 (M-2) = 16
𝐴𝑃𝐼𝑐𝑟𝑢𝑑𝑜 𝑟𝑒𝑓 = 24.64
Precio del WTI al mes de marzo del 2019 = 55.27 ($)
Castigo = 6.05 ($)
• Si el API < 25°
𝑃𝑟𝑒𝑐𝑖𝑜 𝑑𝑒𝑙 𝑏𝑎𝑟𝑟𝑖𝑙 = (1 + ((𝐴𝑃𝐼𝑐𝑟𝑢𝑑𝑜 𝐸𝑑é𝑛 𝑌𝑢𝑡𝑢𝑟𝑖 − 𝐴𝑃𝐼𝑐𝑟𝑢𝑑𝑜 𝑟𝑒𝑓) 𝑥 1.3
100 )) 𝑥 (𝑃𝑟𝑒𝑐𝑖𝑜 𝑊𝑇𝐼 − 𝐶𝑎𝑠𝑡𝑖𝑔𝑜) (4.6)
Donde:
𝐴𝑃𝐼𝑐𝑟𝑢𝑑𝑜 𝐸𝑑é𝑛 𝑌𝑢𝑡𝑢𝑟𝑖 (M-2) = 16
𝐴𝑃𝐼𝑐𝑟𝑢𝑑𝑜 𝑟𝑒𝑓 = 24.64
Precio del WTI al mes de marzo 2019 = 55.27 ($)
Castigo = 6.05 ($)
Como el API de la arena M-2 en el campo Edén Yuturi es menor a 25° el precio del barril
al mes de marzo del 2019 es de 43.69 USD, valor que se utilizó para el análisis económico del
presente estudio técnico.
En la tabla 34 se muestran los diferentes escenarios que se utilizó, considerando la
incertidumbre que presenta actualmente en el mercado y el sondeo en la página del pronóstico
94
del precio del crudo WTI para un escenario pesimista (-10% del valor probable) y otro escenario
optimista (+10% del valor probable).
Tabla 34: Precio del barril de Petróleo
Elaborado por: Darwin Reinoso
Fuente: (Departamento de Operaciones, PAM EP, 2018)
4.2.5. Egresos
Los egresos son considerados los costos que conlleva la producción de un barril de petróleo,
considerando valores operativos, administrativos y pago por transporte del fluido producido.
Para el análisis se hará uso de la información de la tabla 35.
Tabla 35: Costo por barril Producido
ITEM VALOR ($) Tarifa Ley 10 1 Tarifa Ley 40 0.05 Tratamiento de agua 0.02 Tratamiento de crudo 0.24 Transporte 1.539 Soporte 1.38 Seguridad física 0.53 Contingencias 0.97 Ing. De operaciones 0.66 Indirectos 1.83
TOTAL 8.219 Elaborado por: Darwin Reinoso
Fuente: (Departamento de Operaciones, PAM EP, 2018)
4.2.5.1. Ley 10
La Comisión de Legislación y Codificación del Congreso Nacional de la República del
Ecuador resuelve que:
ESCENARIO Costo del barril (USD)
Pesimista 39.32
Probable 43.69
Optimista 48.06
95
“Créase el Fondo para el Ecodesarrollo Regional Amazónico que se incrementará con los
ingresos provenientes del impuesto equivalente a un dólar de los Estados Unidos de América
(USD 1.00), por cada barril de petróleo que se extraiga en la Región Amazónica, y se
comercialice en los mercados interno y externo”. (Ley 10, 2008)
4.2.5.2. Ley 40
En el artículo 1 de la ley 40 o ley de creación de rentas sustitutivas para las provincias de
Napo, Esmeraldas y Sucumbíos dice que:
“Créase el gravamen de cinco centavos de dólar por cada barril de petróleo crudo que se
transporte por el oleoducto Transecuatoriano” (Ley 40, 2001)
4.2.5.3. Costo de Transporte
“La tarifa de transporte por el Sistema de Oleoducto Transecuatoriano es de 0,59 $/bls;
mientras que para el OCP es de 1,539 $/bls”. (Departamento de Operaciones PAM, 2018). Para
el análisis del presente estudio se utiliza la tarifa de transporte por el OCP.
4.2.6. Inversión
Es importante considerar los costos que involucran la instalación de los sistemas propuestos,
tomando en cuenta el costo de reacondicionamiento e instalación de los respectivos equipos.
4.2.7. Costos de trabajos de reacondicionamientos
En la tabla 36 se muestran los costos promedio de las diferentes operaciones de
reacondicionamiento ejecutadas a los pozos cerrados del activo Edén Yuturi durante el año
2017, los mismos que servirán de referencia para el análisis económico del presente estudio.
4.2.8. Período de Recuperación de la Inversión.
Es el tiempo necesario para recuperar la inversión inicial del proyecto, considerando los
ingresos y egreso totales acumulativos actualizados y su determinación se hace en base al grafico
96
del VAN en función del período.
Tabla 36: Detalle de Costos Operacionales
COSTOS OPERACIONALES
DETALLE VALOR ($)
Movilización torre de reacondicionamiento $ 7,570.00
Servicio de torre de reacondicionamiento (6 días) $ 50,000.00
Fluido de control 1,000 bls. (química + preparación) $ 20,000.00
Unidad de slick line (cierre de camisa + recuperación de
std. Valve + operaciones varias)
$ 1,000.00
Alquiler de herramientas para BHA de limpieza $ 17,333.00
Alquiler de herramientas para BHA moledor $ 18,807.00
Alquiler de herramientas para BHA de pesca $ 19,300.00
Corrida de conjunto TCP + CAÑONES (1 corrida) $ 110,602.00
Equipo de fracturamiento hidráulico $ 250,000.00
Evaluación del pozo (MTU + Bomba Jet) $ 30,000.00
Herramientas para BHA de evaluación y producción
(camisa + No-go + std. Valve) $ 12,500.00
7" CIBP $ 21,566.00
Unidad de Wire Line $ 2,000.00
Completación de fondo RDPCP (equipo de fondo y
superficie + técnico + cable eléctrico) venta $ 259,000.00
Completación de fondo RDPCP (equipo de fondo y
superficie + técnico + cable eléctrico) alquiler/mes $ 1,200.00
Servicio de spoler $ 2,500.00
Contingencias (30%) 30% del total
Elaborado por: Darwin Reinoso
Fuente: (Catálogo Máster del Oracle de PAM, 2018)
4.2.9. Hipótesis para el Análisis.
El análisis económico se lo realiza tomando en cuenta lo siguiente:
• Petroamazonas EP, fija una tasa de actualización anual del 12% siendo de esta manera
la tasa de actualización mensual del 1%
• Se considera una declinación exponencial para la determinación de la producción
mensual de cada pozo.
• “El costo estimado de compra e instalación del sistema RDPCP es de 259,000 USD”.
(Pinta M, 2017, p. 56)
97
• “El costo de arrendamiento mensual de equipos del sistema RDPCP es de 1,200 USD
incluyendo mantenimiento por alguna falla eventual”. (Pinta M, 2017, p. 56)
• El costo de producción por barril es de 8.22 USD, mismo que se consideró parte del
egreso ya sea mediante el arrendamiento o adquisición de los equipos.
• Costos Operativos determinados por la empresa Petroamazonas EP. (tabla 36), para los
diferentes trabajos de cada pozo dependiendo de su programa de reacondicionamiento,
mismos que se sumaron al costo de compra o arrendamiento del sistema RDPCP.
4.3. ANÁLISIS ECONÓMICO POZO EDYD-089M-2
4.3.1. Análisis de la declinación del pozo EDYD-089 en el reservorio M-2
Tabla 37: Análisis de declinación del pozo EDYD-089M-2
MESES FLUIDO AGUA PETRÓLEO BSW MENSUAL ACUMULADO
BFPD BAPD BPPD % MB/MES MBARRILES
1 302 105 197.43 35% 5.53 5.53
2 307 114 192.61 37% 5.97 11.50
3 311 123 187.92 40% 5.64 17.14
4 316 133 183.18 42% 5.68 22.82
5 321 142 178.57 44% 5.36 28.17
6 326 152 174.07 47% 5.40 33.57
7 331 161 169.68 49% 5.26 38.83
8 336 171 165.34 51% 4.96 43.79
9 341 180 161.17 53% 5.00 48.78
10 346 189 157.11 55% 4.71 53.50
11 352 199 153.15 56% 4.75 58.25
12 357 208 149.29 58% 4.63 62.87
13 363 217 145.47 60% 4.22 67.09
14 368 226 141.86 61% 4.40 71.49
15 374 235 138.35 63% 4.15 75.64
16 379 245 134.86 64% 4.18 79.82
17 385 254 131.46 66% 3.94 83.77
18 391 263 128.15 67% 3.97 87.74
19 397 272 124.92 69% 3.87 91.61
20 403 282 121.72 70% 3.65 95.26
21 409 291 118.66 71% 3.68 98.94
22 416 300 115.67 72% 3.47 102.41
98
23 422 309 112.75 73% 3.50 105.91
24 429 319 109.91 74% 3.41 109.31
25 435 328 107.1 75% 3.00 112.31
26 442 337 104.48 76% 3.24 115.55
27 449 347 101.94 77% 3.06 118.61
28 455 356 99.37 78% 3.08 121.69
29 462 365 96.86 79% 2.91 124.60
30 469 375 94.42 80% 2.93 127.52
31 476 384 92.04 81% 2.85 130.38
32 484 394 89.69 81% 2.69 133.07
33 491 404 87.43 82% 2.71 135.78
34 499 413 85.23 83% 2.56 138.33
35 506 423 83.08 84% 2.58 140.91
36 514 433 80.98 84% 2.51 143.42
Elaborado por: Darwin Reinoso
Fuente: (Departamento de Operaciones, PAM EP, 2018)
4.3.2. Proyección de la producción del Pozo EDYD-089 del reservorio M-2
Figura 64: Proyección de producción del Pozo EDYD-089M-2
Fuente: (Departamento de Operaciones, PAM EP, 2018)
Elaborado por : Darwin Reinoso
0%
10%
20%
30%
40%
50%
60%
70%
80%
90%
100%
10
100
1,000
ene-19 abr-19 jul-19 oct-19 ene-20 abr-20 jul-20 oct-20 ene-21 abr-21 jul-21 oct-21 ene-22
PROYECCIÓN DE LA PRODUCCIÓN EDYD-089M2
BFPD BAPD BPPD BSW
99
4.3.3. Realizando Adquisición de los equipos RDPCP para el pozo EDYD-089M-2
En la tabla 38 se muestran los gastos del reacondicionamiento y el sistema RDPCP
realizando su adquisición.
Tabla 38: Costos del reacondicionamiento con la adquisición de los equipos RDPCP pozo
EDYD-089M-2
Elaborado por: Darwin Reinoso
Fuente: (Catálogo Máster del Oracle de PAM, 2018)
En la tabla 39 se muestran los cálculos realizados con los ingresos y egresos generados,
considerando una declinación mensual de 2.2%.
La Figura 65 muestra el flujo de caja actualizado con respecto al tiempo, para los tres
escenarios propuestos, mediante el cual se determina el período estimado de la recuperación de
la inversión.
DETALLE VALOR ($)
Movilización torre de reacondicionamiento 7,570.00$
Servicio de torre de reacondicionamiento (6 días) 50,000.00$
Fluido de control 1,000 bls (química + preparación) 20,000.00$
Unidad de slick line cierre de camisa + recuperación de std.
Valve + operaciones varias)1,000.00$
Alquiler de herramienats para BHA de limpieza 17,333.00$
Corrida de conjunto TCP + Cañones (1 corrida) 110,602.00$
7" CIBP 21,566.00$
Unidad de Wire Line 2,000.00$
Completación de fondo PCP (equipo de fondo y superficie
+ técnico + cable eléctrico) VENTA 259,000.00$
Contingencias (30%) 146,721.30$
TOTAL 635,792.30$
COSTOS OPERACIONALES
100
Figura 65: Período de recuperación de inversión del pozo EDYD-089M-2 considerando
la adquisición de los equipos RDPCP.
Elaborado por: Darwin Reinoso
Fuente: (Departamento de Operaciones, PAM EP, 2018)
-1000000.00
0.00
1000000.00
2000000.00
3000000.00
4000000.00
5000000.00
0 5 10 15 20 25 30 35 40
FLU
JO D
E C
AJA
($)
PERÍODO DE RECUPERACIÓN DE LA INVERSIÓN (MESES)
PROBABLE PESIMISTA OPTIMISTA
101
Tabla 39: Análisis Económico del pozo EDYD-089M-2 realizando la adquisición de los equipos RDPCP
Elaborado por: Darwin Reinoso
Fuente: (Departamento de Operaciones, PAM EP, 2018)
PERÍODOProducción
Mensual
Ingreso Total
Mensual
Egreso Total
Mensual
Flujo de Caja
Actualizado con
1%
Flujo de Caja
Actualizado
Acumulado
Ingreso Total
Mensual
Flujo de Caja
Actualizado con
1%
Flujo de Caja
Actualizado
Acumulado
Ingreso Total
Mensual
Flujo de Caja
Actualizado con
1%
Flujo de Caja
Actualizado
Acumulado
- (BPPM) (USD) (USD) (USD) (USD) (USD) (USD) (USD) (USD) (USD) (USD)
0 0.00 0.00 635792.30 -635792.30 -635792.30 0.00 -635792.30 -635792.30 0.00 -635792.30 -635792.30
1 4311.00 188347.59 35432.11 151401.47 -484390.83 169508.52 132748.92 -503043.38 207186.66 170054.01 -465738.29
2 5970.91 260869.06 49074.91 207620.97 -276769.87 234776.18 182042.22 -321001.15 286961.93 233199.71 -232538.58
3 5637.60 246306.74 46335.43 194090.18 -82679.68 221670.43 170178.42 -150822.73 270943.06 218001.94 -14536.63
4 5678.58 248097.16 46672.25 193565.38 110885.70 223281.77 169718.27 18895.54 272912.55 217412.49 202875.85
5 5357.10 234051.70 44030.00 180799.12 291684.82 210641.17 158524.81 177420.35 257462.23 203073.44 405949.29
6 5396.17 235758.67 44351.12 180314.57 471999.39 212177.40 158099.95 335520.30 259339.93 202529.18 608478.47
7 5260.08 229812.90 43232.60 174026.81 646026.20 206826.35 152586.84 488107.14 252799.44 195466.78 803945.25
8 4960.20 216711.14 40767.88 162480.64 808506.84 195035.06 142463.15 630570.29 238387.21 182498.13 986443.39
9 4996.27 218287.04 41064.34 162041.77 970548.61 196453.34 142078.34 772648.64 240120.74 182005.19 1168448.58
10 4713.30 205924.08 38738.61 151350.82 1121899.43 185326.96 132704.51 905353.15 226521.20 169997.12 1338445.70
11 4747.65 207424.83 39020.94 150944.40 1272843.83 186677.60 132348.17 1037701.32 228172.06 169540.64 1507986.34
12 4627.99 202196.88 38037.45 145683.16 1418526.99 181972.57 127735.11 1165436.43 222421.20 163631.22 1671617.55
13 4218.63 184311.94 34672.92 131482.21 1550009.21 165876.53 115283.71 1280720.14 202747.36 147680.72 1819298.28
14 4397.66 192133.77 36144.37 135705.00 1685714.21 172915.99 118986.25 1399706.39 211351.54 152423.75 1971722.03
15 4150.50 181335.35 34112.96 126809.92 1812524.13 163197.66 111187.04 1510893.42 199473.03 142432.81 2114154.84
16 4180.66 182653.04 34360.84 126466.73 1938990.86 164383.55 110886.13 1621779.55 200922.52 142047.34 2256202.18
17 3943.80 172304.62 32414.09 118120.41 2057111.28 155070.22 103568.07 1725347.62 189539.03 132672.76 2388874.93
18 3972.65 173565.08 32651.21 117806.43 2174917.71 156204.60 103292.77 1828640.39 190925.56 132320.10 2521195.03
19 3872.52 169190.40 31828.24 113700.14 2288617.85 152267.49 99692.37 1928332.76 186113.31 127707.91 2648902.94
20 3651.60 159538.40 30012.50 106152.24 2394770.09 143580.91 93074.36 2021407.13 175495.90 119230.11 2768133.05
21 3678.46 160711.92 30233.26 105874.32 2500644.41 144637.05 92830.68 2114237.81 176786.79 118917.95 2887051.00
22 3470.10 151608.67 28520.75 98888.37 2599532.77 136444.33 86705.39 2200943.20 166773.01 111071.34 2998122.34
23 3495.25 152707.47 28727.46 98618.88 2698151.66 137433.23 86469.11 2287412.32 167981.72 110768.65 3108890.99
24 3407.21 148861.00 28003.86 95182.99 2793334.65 133971.50 83456.52 2370868.84 163750.51 106909.47 3215800.46
25 2998.80 131017.57 24647.14 82944.31 2876278.96 117912.82 72725.63 2443594.47 144122.33 93162.98 3308963.44
26 3238.88 141506.67 26620.35 88697.74 2964976.70 127352.76 77770.25 2521364.72 155660.57 99625.24 3408588.68
27 3058.20 133612.76 25135.35 82920.56 3047897.26 120248.42 72704.81 2594069.53 146977.09 93136.31 3501724.99
28 3080.47 134585.73 25318.38 82697.42 3130594.68 121124.08 72509.16 2666578.69 148047.39 92885.68 3594610.67
29 2905.80 126954.40 23882.77 77235.92 3207830.60 114256.06 67720.51 2734299.20 139652.75 86751.32 3681361.99
30 2927.02 127881.50 24057.18 77029.65 3284860.24 115090.43 67539.65 2801838.86 140672.58 86519.64 3767881.63
31 2853.24 124658.06 23450.78 74344.55 3359204.80 112189.40 65185.36 2867024.22 137126.71 83503.74 3851385.38
32 2690.70 117556.68 22114.86 69415.23 3428620.02 105798.32 60863.32 2927887.54 129315.04 77967.13 3929352.51
33 2710.33 118414.32 22276.20 69229.35 3497849.38 106570.18 60700.35 2988587.89 130258.46 77758.36 4007110.86
34 2556.90 111710.96 21015.16 64663.69 3562513.06 100537.31 56697.17 3045285.06 122884.61 72630.20 4079741.07
35 2575.48 112522.72 21167.87 64488.69 3627001.75 101267.87 56543.73 3101828.79 123777.57 72433.64 4152174.71
36 2510.38 109678.50 20632.81 62236.25 3689238.00 98708.14 54568.79 3156397.59 120648.86 69903.71 4222078.42
PROBABLE PESIMISTA OPTIMISTA
102
La tabla 40 muestra los resultados obtenidos para el pozo EDYD-089M-2, donde realizando
la evaluación respectiva se puede determinar que el proyecto de implementación del sistema
RDPCP realizando la adquisición de los equipos es considerado económicamente rentable.
Tabla 40: Resultados análisis económico pozo EDYD-089M-2 realizando la adquisición
de los equipos RDPCP.
Adquisición de Equipos Sistema RDPCP
Escenario Pesimista Probable Optimista
Precio del Barril 39.32 43.69 48.06
Inversión Inicial 635,792
TIR 24% 28% 31%
VAN (M) 3,156.4 3,689.2 4,222.1
BENEFICIO-COSTO 3.10 3.44 3.79
PRI 3.83 3.47 3.05
Elaborado por: Darwin Reinoso
Fuente: (Departamento de Operaciones, PAM EP, 2018)
4.3.4. Realizando Alquiler de los equipos RDPCP para el pozo EDYD-089
En la tabla 41 se muestran los gastos del reacondicionamiento y el sistema RDPCP
realizando el alquiler de los equipos.
Tabla 41: Costos del reacondicionamiento con el alquiler de los equipos RDPCP pozo
EDYD-089M-2
Elaborado por: Reinoso Darwin
Fuente: (Catálogo Máster del Oracle de PAM, 2018)
DETALLE VALOR ($)
Movilización torre de reacondicionamiento 7,570.00$
Servicio de torre de reacondicionamiento (6 días) 50,000.00$
Fluido de control 1,000 bls (química + preparación) 20,000.00$
Unidad de slick line cierre de camisa + recuperación de std.
Valve + operaciones varias)1,000.00$
Alquiler de herramienats para BHA de limpieza 17,333.00$
Corrida de conjunto TCP + Cañones (1 corrida) 110,602.00$
Evaluación del pozo (MTU + Bomba Jet) 30,000.00$
7" CIBP 21,566.00$
Unidad de Wire Line 2,000.00$
Completación de fondo PCP (equipo de fondo y superficie
+ técnico + cable eléctrico) ALQUILER POR MES 1,200.00$
Contingencias (30%) 78,381.30$
TOTAL 339,652.30$
COSTOS OPERACIONALES
103
En la tabla 42 se muestran los cálculos realizados con los ingresos y egresos generados,
considerando una declinación mensual de 2.2%.
La figura 66 muestra el flujo de caja actualizado con respecto al tiempo, para los tres
escenarios propuestos, mediante el cual se determina el período estimado de la recuperación de
la inversión.
Figura 66: Período de recuperación de inversión del pozo EDYD-089M-2 considerando
el alquiler de los equipos RDPCP.
Elaborado por: Darwin Reinoso
Fuente: (Departamento de Operaciones, PAM EP, 2018)
-1000000.00
0.00
1000000.00
2000000.00
3000000.00
4000000.00
5000000.00
0 5 10 15 20 25 30 35 40
FLU
JO D
E C
AJA
($
)
PERÍODO DE RECUPERACIÓN DE LA INVERSIÓN (MESES)
PROBABLE OPTIMISTA PESIMISTA
104
Tabla 42: Análisis Económico del pozo EDYD-089M-2 realizando el alquiler de los equipos RDPCP
Elaborado por: Darwin Reinoso
Fuente: (Departamento de Operaciones, PAM EP, 2018)
PERÍODOProducción
Mensual
Ingreso
Total
Mensual
Egreso
Total
Mensual
Flujo de Caja
Actualizado
con 1%
Flujo de Caja
Actualizado
Acumulado
Ingreso
Total
Mensual
Flujo de Caja
Actualizado
con 1%
Flujo de Caja
Actualizado
Acumulado
Ingreso
Total
Mensual
Flujo de Caja
Actualizado
con 1%
Flujo de Caja
Actualizado
Acumulado
- (BPPM) (USD) (USD) (USD) (USD) (USD) (USD) (USD) (USD) (USD) (USD)
0 0.00 0.00 339652.30 -339652.30 -339652.30 0.00 -339652.30 -339652.30 0.00 -339652.30 -339652.30
1 5528.04 241520.07 52504.96 187143.67 -152508.63 217362.53 163225.32 -176426.98 265677.60 211062.02 -128590.28
2 5970.91 260869.06 56144.91 200690.27 48181.64 234776.18 175111.53 -1315.45 286961.93 226269.02 97678.74
3 5637.60 246306.74 53405.43 187228.11 235409.75 221670.43 163316.35 162000.90 270943.06 211139.87 308818.61
4 5678.58 248097.16 53742.25 186771.25 422181.00 223281.77 162924.14 324925.04 272912.55 210618.36 519436.97
5 5357.10 234051.70 51100.00 174072.26 596253.26 210641.17 151797.95 476722.99 257462.23 196346.57 715783.54
6 5396.17 235758.67 51421.12 173654.31 769907.57 212177.40 151439.69 628162.68 259339.93 195868.92 911652.46
7 5260.08 229812.90 50302.60 167432.50 937340.07 206826.35 145992.53 774155.20 252799.44 188872.47 1100524.93
8 4960.20 216711.14 47837.88 155951.62 1093291.68 195035.06 135934.13 910089.33 238387.21 175969.11 1276494.04
9 4996.27 218287.04 48134.34 155577.38 1248869.07 196453.34 135613.96 1045703.29 240120.74 175540.80 1452034.84
10 4713.30 205924.08 45808.61 144950.44 1393819.51 185326.96 126304.14 1172007.43 226521.20 163596.75 1615631.59
11 4747.65 207424.83 46090.94 144607.39 1538426.90 186677.60 126011.16 1298018.59 228172.06 163203.63 1778835.22
12 4627.99 202196.88 45107.45 139408.90 1677835.80 181972.57 121460.84 1419479.43 222421.20 157356.95 1936192.17
13 4218.63 184311.94 41742.92 125270.07 1803105.87 165876.53 109071.56 1528550.99 202747.36 141468.58 2077660.74
14 4397.66 192133.77 43214.37 129554.36 1932660.23 172915.99 112835.61 1641386.60 211351.54 146273.11 2223933.86
15 4150.50 181335.35 41182.96 120720.18 2053380.41 163197.66 105097.30 1746483.90 199473.03 136343.07 2360276.93
16 4180.66 182653.04 41430.84 120437.29 2173817.70 164383.55 104856.68 1851340.58 200922.52 136017.89 2496294.82
17 3943.80 172304.62 39484.09 112150.67 2285968.37 155070.22 97598.32 1948938.90 189539.03 126703.01 2622997.83
18 3972.65 173565.08 39721.21 111895.79 2397864.16 156204.60 97382.13 2046321.03 190925.56 126409.45 2749407.28
19 3872.52 169190.40 38898.24 107848.02 2505712.18 152267.49 93840.25 2140161.28 186113.31 121855.79 2871263.07
20 3651.60 159538.40 37082.50 100358.06 2606070.23 143580.91 87280.18 2227441.47 175495.90 113435.93 2984699.00
21 3678.46 160711.92 37303.26 100137.51 2706207.74 144637.05 87093.87 2314535.34 176786.79 113181.14 3097880.14
22 3470.10 151608.67 35590.75 93208.35 2799416.09 136444.33 81025.38 2395560.72 166773.01 105391.33 3203271.47
23 3495.25 152707.47 35797.46 92995.11 2892411.20 137433.23 80845.34 2476406.06 167981.72 105144.88 3308416.35
24 3407.21 148861.00 35073.86 89614.90 2982026.11 133971.50 77888.43 2554294.49 163750.51 101341.37 3409757.72
25 2998.80 131017.57 31717.14 77431.35 3059457.45 117912.82 67212.67 2621507.16 144122.33 87650.02 3497407.74
26 3238.88 141506.67 33690.35 83239.36 3142696.82 127352.76 72311.87 2693819.03 155660.57 94166.86 3591574.60
27 3058.20 133612.76 32205.35 77516.22 3220213.04 120248.42 67300.47 2761119.50 146977.09 87731.97 3679306.58
28 3080.47 134585.73 32388.38 77346.59 3297559.63 121124.08 67158.33 2828277.84 148047.39 87534.85 3766841.43
29 2905.80 126954.40 30952.77 71938.07 3369497.70 114256.06 62422.66 2890700.50 139652.75 81453.47 3848294.90
30 2927.02 127881.50 31127.18 71784.25 3441281.95 115090.43 62294.26 2952994.76 140672.58 81274.25 3929569.15
31 2853.24 124658.06 30520.78 69151.09 3510433.04 112189.40 59991.90 3012986.66 137126.71 78310.28 4007879.43
32 2690.70 117556.68 29184.86 64273.19 3574706.23 105798.32 55721.28 3068707.94 129315.04 72825.09 4080704.52
33 2710.33 118414.32 29346.20 64138.22 3638844.45 106570.18 55609.22 3124317.16 130258.46 72667.23 4153371.75
34 2556.90 111710.96 28085.16 59622.97 3698467.42 100537.31 51656.45 3175973.61 122884.61 67589.48 4220961.23
35 2575.48 112522.72 28237.87 59497.87 3757965.29 101267.87 51552.92 3227526.53 123777.57 67442.83 4288404.06
36 2510.38 109678.50 27702.81 57294.85 3815260.15 98708.14 49627.40 3277153.92 120648.86 64962.31 4353366.37
OPTIMISTAPROBABLE PESIMISTA
105
En la tabla 43 muestra los resultados obtenidos para el pozo EDYD-089M-2, donde
realizando la evaluación respectiva se considera un proyecto altamente rentable, esto debido a
que no existe una inversión inicial significativa, sino solo el pago mensual por arrendamiento
de los respectivos equipos, mismo que incluye los servicios de mantenimiento por cualquier tipo
de falla eventual.
Tabla 43: Resultados análisis económico pozo EDYD-089M-2 realizando el alquiler de
los equipos RDPCP
Alquiler de Equipos Sistema RDPCP
Escenario Pesimista Probable Optimista
Precio del Barril 39.32 43.69 48.06
Inversión Inicial 339,652
TIR 48% 55% 62%
VAN (M) 3,277.2 3,815.3 4,353.4
BENEFICIO-COSTO 3.18 3.53 3.89
PRI 2.01 1.72 1,5
Elaborado por: Darwin Reinoso
Fuente: (Departamento de Operaciones, PAM EP, 2018)
4.4. ANÁLISIS ECONÓMICO POZO EDYJ-071M-2
4.4.1. Análisis de la declinación del pozo EDYJ-071 en el reservorio M-2
Tabla 44: Análisis de declinación del pozo EDYJ-071M-2
MESES FLUIDO AGUA PETRÓLEO BSW MENSUAL ACUMULADO
BFPD BAPD BPPD % MB/MES MBARRILES
1 421 225 195.78 54% 6.07 6.07
2 424 237 187.14 56% 5.61 11.68
3 426 248 178.6 58% 5.54 17.22
4 429 258 170.46 60% 5.11 22.33
5 431 269 162.69 62% 5.04 27.38
6 434 279 155.27 64% 4.81 32.19
7 436 288 148.08 66% 4.44 36.63
8 439 298 141.32 68% 4.38 41.01
9 442 307 134.88 69% 4.05 45.06
10 444 316 128.73 71% 3.99 49.05
11 447 324 122.86 73% 3.81 52.86
12 449 332 117.17 74% 3.40 56.26
106
13 452 340 111.91 75% 3.47 59.73
14 455 348 106.89 76% 3.21 62.93
15 457 355 102.02 78% 3.16 66.10
16 460 363 97.37 79% 2.92 69.02
17 463 370 92.93 80% 2.88 71.90
18 466 377 88.69 81% 2.75 74.65
19 468 384 84.58 82% 2.54 77.18
20 471 390 80.72 83% 2.50 79.69
Elaborado por: Darwin Reinoso
Fuente: (Departamento de Operaciones, PAM EP, 2018)
4.4.2. Proyección de la producción del Pozo EDYJ-071 del reservorio M-2
Figura 67: Proyección de producción del Pozo EDYJ-071M-2
Fuente: (Departamento de Operaciones, PAM EP, 2018)
Elaborado por: Darwin Reinoso
0%
10%
20%
30%
40%
50%
60%
70%
80%
90%
100%
10
100
1,000
ene-19 abr-19 jul-19 oct-19 ene-20 abr-20 jul-20 oct-20
PROYECCIÓN DE LA PRODUCCIÓN EDYJ-071M2
BFPD BAPD BPPD BSW
107
4.4.3. Realizando Adquisición de los equipos RDPCP para el pozo EDYJ-071M-2
En la tabla 45 se muestran los gastos del reacondicionamiento y el sistema RDPCP
realizando su adquisición.
Tabla 45: Costos del reacondicionamiento con la adquisición de los equipos RDPCP pozo
EDYJ-071M-2
Elaborado por: Darwin Reinoso
Fuente: (Catálogo Máster del Oracle de PAM, 2018)
En la tabla 46 se muestran los cálculos realizados con los ingresos y egresos generados,
considerando una declinación mensual de 3.6%.
La Figura 68 muestra el flujo de caja actualizado con respecto al tiempo, para los tres
escenarios propuestos, mediante el cual se determina el período estimado de la recuperación de
la inversión.
DETALLE VALOR ($)
Movilización torre de reacondicionamiento 7,570.00$
Servicio de torre de reacondicionamiento (6 días) 50,000.00$
Fluido de control 1,000 bls (química + preparación) 20,000.00$
Unidad de slick line cierre de camisa + recuperación de std.
Valve + operaciones varias)1,000.00$
Alquiler de herramienats para BHA de limpieza 17,333.00$
Corrida de conjunto TCP + Cañones (3 corridas) 331,806.00$
7" CIBP 21,566.00$
Unidad de Wire Line 2,000.00$
Alquiler de herramienats para BHA moledor 18,807.00$
Completación de fondo PCP (equipo de fondo y superficie +
técnico + cable eléctrico) VENTA 259,000.00$
Contingencias (30%) 218,724.60$
TOTAL 947,806.60$
COSTOS OPERACIONALES
108
Figura 68: Período de recuperación de inversión del pozo EDYJ-071M-2 considerando la
adquisición de los equipos RDPCP.
Elaborado por: Darwin Reinoso
Fuente: (Departamento de Operaciones, PAM EP, 2018)
-1500000.00
-1000000.00
-500000.00
0.00
500000.00
1000000.00
1500000.00
2000000.00
2500000.00
0 5 10 15 20 25
FLU
JO D
E C
AJA
($)
PERÍODO DE RECUPERACIÓN DE LA INVERSIÓN (MESES)
PROBABLE PESIMISTA OPTIMISTA
109
Tabla 46: Análisis Económico del pozo EDYJ-071M-2 realizando la adquisición de los equipos RDPCP
Elaborado por: Darwin Reinoso
Fuente: (Departamento de Operaciones, PAM EP, 2018)
PERÍODOProducción
Mensual
Ingreso Total
Mensual
Egreso Total
Mensual
Flujo de
Caja
Actualizado
con 1%
Flujo de Caja
Actualizado
Acumulado
Ingreso Total
Mensual
Flujo de Caja
Actualizado con
1%
Flujo de Caja
Actualizado
Acumulado
Ingreso Total
Mensual
Flujo de Caja
Actualizado con
1%
Flujo de Caja
Actualizado
Acumulado
(BPPM) (USD) (USD) (USD) (USD) (USD) (USD) (USD) (USD) (USD) (USD)
0 0.00 0.00 947806.60 -947806.60 -947806.60 0.00 -947806.60 -947806.60 0.00 -947806.60 -947806.60
1 6069.18 265162.47 49882.59 213148.40 -734658.20 238640.16 186888.68 -760917.92 291684.79 239408.12 -708398.48
2 5614.20 245284.40 46143.11 195217.42 -539440.78 220750.34 171166.78 -589751.14 269818.45 219268.05 -489130.43
3 5536.60 241894.05 45505.32 190612.97 -348827.81 217699.11 167129.60 -422621.54 266089.00 214096.35 -275034.08
4 5113.80 223421.92 42030.32 174313.76 -174514.05 201074.62 152838.44 -269783.09 245769.23 195789.08 -79245.00
5 5043.39 220345.71 41451.62 170211.59 -4302.46 198306.09 149241.65 -120541.45 242385.32 191181.52 111936.53
6 4813.37 210296.14 39561.09 160840.14 156537.68 189261.71 141024.76 20483.31 231330.56 180655.52 292592.05
7 4442.40 194088.46 36512.09 146974.33 303512.00 174675.17 128867.20 149350.51 213501.74 165081.45 457673.50
8 4380.92 191402.39 36006.78 143505.24 447017.25 172257.77 125825.51 275176.02 210547.02 161184.98 618858.47
9 4046.40 176787.22 33257.36 131235.06 578252.31 159104.45 115067.00 390243.02 194469.98 147403.12 766261.59
10 3990.63 174350.62 32798.99 128144.85 706397.16 156911.57 112357.50 502600.52 191789.68 143932.20 910193.79
11 3808.66 166400.36 31303.38 121090.63 827487.78 149756.51 106172.35 608772.88 183044.20 136008.90 1046202.69
12 3397.93 148455.56 27927.59 106962.46 934450.24 133606.61 93784.77 702557.64 163304.52 120140.15 1166342.84
13 3469.21 151569.78 28513.44 108125.01 1042575.25 136409.34 94804.09 797361.73 166730.23 121445.93 1287788.77
14 3206.70 140100.72 26355.87 98953.81 1141529.06 126087.44 86762.78 884124.51 154114.00 111144.85 1398933.62
15 3162.62 138174.87 25993.57 96627.30 1238156.36 124354.22 84722.89 968847.40 151995.52 108531.71 1507465.32
16 2921.10 127622.86 24008.52 88364.51 1326520.87 114857.65 77478.07 1046325.47 140388.07 99250.95 1606716.27
17 2880.83 125863.46 23677.54 86283.49 1412804.36 113274.24 75653.43 1121978.90 138452.69 96913.55 1703629.83
18 2749.39 120120.85 22597.24 81531.43 1494335.79 108106.01 71486.82 1193465.72 132135.68 91576.04 1795205.86
19 2537.40 110859.01 20854.89 74500.00 1568835.79 99770.57 65321.66 1258787.38 121947.44 83678.34 1878884.21
20 2502.32 109326.36 20566.57 72742.60 1641578.39 98391.22 63780.77 1322568.14 120261.50 81704.43 1960588.63
PROBABLE PESIMISTA OPTIMISTA
110
La tabla 47 muestra los resultados obtenidos para el pozo EDYJ-071M-2, donde realizando
la evaluación respectiva se puede determinar que el proyecto de implementación del sistema
RDPCP realizando la adquisición de los equipos es considerado económicamente rentable.
Tabla 47: Resultados análisis económico pozo EDYJ-071M-2 realizando la adquisición
de los equipos RDPCP.
Adquisición de Equipos Sistema RDPCP
Escenario Pesimista Probable Optimista
Precio del Barril 39.32 43.69 48.06
Inversión Inicial 947,807
TIR 10% 14% 18%
VAN (M) 1,322.5 1,641.6 1,960.6
BENEFICIO-COSTO 1.95 2.17 2.39
PRI 5.60 5.26 4.73
Elaborado por: Darwin Reinoso
Fuente: (Departamento de Operaciones, PAM EP, 2018)
4.4.4. Realizando Alquiler de los equipos RDPCP para el pozo EDYJ-071M-2
En la tabla 48 se muestran los gastos del reacondicionamiento y el sistema RDPCP
realizando el alquiler de los equipos.
Tabla 48: Costos del reacondicionamiento con el alquiler de los equipos RDPCP pozo
EDJY-071M-2
Elaborado por: Reinoso Darwin
Fuente: (Catálogo Máster del Oracle de PAM, 2018)
DETALLE VALOR ($)
Movilización torre de reacondicionamiento 7,570.00$
Servicio de torre de reacondicionamiento (6 días) 50,000.00$
Fluido de control 1,000 bls (química + preparación) 20,000.00$
Unidad de slick line cierre de camisa + recuperación de std.
Valve + operaciones varias)1,000.00$
Alquiler de herramienats para BHA de limpieza 17,333.00$
Corrida de conjunto TCP + Cañones (3 corridas) 331,806.00$
7" CIBP 21,566.00$
Unidad de Wire Line 2,000.00$
Alquiler de herramienats para BHA moledor 18,807.00$
Completación de fondo PCP (equipo de fondo y superficie +
técnico + cable eléctrico) ALQUILER POR MES 1,200.00$
Contingencias (30%) 141,384.60$
TOTAL 612,666.60$
COSTOS OPERACIONALES
111
En la tabla 49 se muestran los cálculos realizados con los ingresos y egresos generados,
considerando una declinación mensual de 3.6%.
La figura 69 muestra el flujo de caja actualizado con respecto al tiempo, para los tres
escenarios propuestos, mediante el cual se determina el período estimado de la recuperación de
la inversión.
Figura 69: Período de recuperación de inversión del pozo EDYJ-071M-2 considerando el
alquiler de los equipos RDPCP.
Elaborado por: Darwin Reinoso
Fuente: (Departamento de Operaciones, PAM EP, 2018)
-1000000.00
-500000.00
0.00
500000.00
1000000.00
1500000.00
2000000.00
2500000.00
0 5 10 15 20 25
FLU
JO D
E C
AJA
($)
PERÍODO DE RECUPERACIÓN DE LA INVERSIÓN (MESES)
PROBABLE PESIMISTA OPTIMISTA
112
Tabla 49: Análisis Económico del pozo EDYJ-071M-2 realizando el alquiler de los equipos RDPCP
Elaborado por: Darwin Reinoso
Fuente: (Departamento de Operaciones, PAM EP, 2018)
PERÍODOProducción
Mensual
Ingreso
Total
Mensual
Egreso
Total
Mensual
Flujo de Caja
Actualizado
con 1%
Flujo de Caja
Actualizado
Acumulado
Ingreso
Total
Mensual
Flujo de Caja
Actualizado
con 1%
Flujo de Caja
Actualizado
Acumulado
Ingreso
Total
Mensual
Flujo de Caja
Actualizado
con 1%
Flujo de Caja
Actualizado
Acumulado
(BPPM) (USD) (USD) (USD) (USD) (USD) (USD) (USD) (USD) (USD) (USD)
0 0.00 0.00 612666.60 -612666.60 -612666.60 0.00 -612666.60 -612666.60 0.00 -612666.60 -612666.60
1 6069.18 265162.47 56952.59 206148.40 -406518.20 238640.16 179888.68 -432777.92 291684.79 232408.12 -380258.48
2 5614.20 245284.40 53213.11 188286.73 -218231.48 220750.34 164236.09 -268541.83 269818.45 212337.36 -167921.12
3 5536.60 241894.05 52575.32 183750.90 -34480.57 217699.11 160267.53 -108274.30 266089.00 207234.27 39313.16
4 5113.80 223421.92 49100.32 167519.63 133039.06 201074.62 146044.31 37770.01 245769.23 188994.95 228308.11
5 5043.39 220345.71 48521.62 163484.72 296523.78 198306.09 142514.79 180284.79 242385.32 184454.66 412762.77
6 4813.37 210296.14 46631.09 154179.88 450703.66 189261.71 134364.50 314649.29 231330.56 173995.26 586758.03
7 4442.40 194088.46 43582.09 140380.01 591083.67 174675.17 122272.88 436922.18 213501.74 158487.13 745245.16
8 4380.92 191402.39 43076.78 136976.22 728059.88 172257.77 119296.48 556218.66 210547.02 154655.95 899901.11
9 4046.40 176787.22 40327.36 124770.68 852830.56 159104.45 108602.62 664821.28 194469.98 140938.74 1040839.85
10 3990.63 174350.62 39868.99 121744.47 974575.03 156911.57 105957.12 770778.40 191789.68 137531.82 1178371.67
11 3808.66 166400.36 38373.38 114753.62 1089328.65 149756.51 99835.35 870613.75 183044.20 129671.89 1308043.56
12 3397.93 148455.56 34997.59 100688.19 1190016.84 133606.61 87510.50 958124.24 163304.52 113865.88 1421909.44
13 3469.21 151569.78 35583.44 101912.87 1291929.71 136409.34 88591.95 1046716.19 166730.23 115233.78 1537143.23
14 3206.70 140100.72 33425.87 92803.17 1384732.88 126087.44 80612.14 1127328.33 154114.00 104994.21 1642137.44
15 3162.62 138174.87 33063.57 90537.56 1475270.44 124354.22 78633.15 1205961.48 151995.52 102441.97 1744579.40
16 2921.10 127622.86 31078.52 82335.06 1557605.51 114857.65 71448.62 1277410.11 140388.07 93221.50 1837800.91
17 2880.83 125863.46 30747.54 80313.74 1637919.25 113274.24 69683.68 1347093.79 138452.69 90943.80 1928744.71
18 2749.39 120120.85 29667.24 75620.79 1713540.03 108106.01 65576.18 1412669.96 132135.68 85665.40 2014410.11
19 2537.40 110859.01 27924.89 68647.88 1782187.91 99770.57 59469.53 1472139.50 121947.44 77826.22 2092236.33
20 2502.32 109326.36 27636.57 66948.42 1849136.33 98391.22 57986.59 1530126.09 120261.50 75910.25 2168146.58
PROBABLE PESIMISTA OPTIMISTA
113
En la tabla 50 muestra los resultados obtenidos para el pozo EDYJ-071M-2, donde
realizando la evaluación respectiva se considera un proyecto altamente rentable, esto debido a
que no existe una inversión inicial significativa, sino solo el pago mensual por arrendamiento
de los respectivos equipos, mismo que incluye los servicios de mantenimiento por cualquier tipo
de falla eventual.
Tabla 50: Resultados análisis económico pozo EDYJ-071M-2 realizando el alquiler de los
equipos RDPCP. Alquiler de Equipos Sistema RDPCP
Escenario Pesimista Probable Optimista
Precio del Barril 39.32 43.69 48.06
Inversión Inicial 612,667
TIR 22% 27% 31%
VAN (M) 1,530.1 1,849.1 2,168.1
BENEFICIO-COSTO 2.22 2.47 2.72
PRI 3.8 3.3 2.8
Elaborado por: Darwin Reinoso
Fuente: (Departamento de Operaciones, PAM EP, 2018)
4.5. ANÁLISIS ECONÓMICO POZO EDYJ-072M-2
4.5.1. Análisis de la declinación del pozo EDYJ-072 en el reservorio M-2
Tabla 51: Análisis de declinación del pozo EDYJ-072M-2
MESES FLUIDO AGUA PETRÓLEO BSW MENSUAL ACUMULADO
BFPD BAPD BPPD % MB/MES MBARRILES
1 201 53 148.04 26% 4.44 4.44
2 203 59 144.25 29% 4.47 8.91
3 206 65 140.56 32% 4.22 13.13
4 208 71 136.96 34% 4.25 17.38
5 210 77 133.46 37% 4.14 21.51
6 213 83 129.98 39% 3.90 25.41
7 215 89 126.66 41% 3.93 29.34
8 218 94 123.41 43% 3.70 33.04
9 220 100 120.26 45% 3.73 36.77
10 223 105 117.18 47% 3.63 40.40
11 225 111 114.13 49% 3.31 43.71
12 228 116 111.25 51% 3.45 47.16
13 230 122 108.45 53% 3.25 50.41
114
14 233 127 105.68 55% 3.28 53.69
15 235 132 102.97 56% 3.09 56.78
16 238 138 100.34 58% 3.11 59.89
17 241 143 97.77 59% 3.03 62.92
18 243 148 95.23 61% 2.86 65.78
19 246 153 92.79 62% 2.88 68.65
20 249 159 90.41 64% 2.71 71.37
21 252 164 88.1 65% 2.73 74.10
22 255 169 85.84 66% 2.66 76.76
23 258 174 83.61 68% 2.34 79.10
24 260 179 81.54 69% 2.53 81.63
25 263 184 79.52 70% 2.39 84.01
Elaborado por: Darwin Reinoso
Fuente: (Departamento de Operaciones, PAM EP, 2018)
4.5.2. Proyección de la producción del Pozo EDYJ-072 del reservorio M-2
Figura 70: Proyección de producción del Pozo EDYJ-072M-2
Fuente: (Departamento de Operaciones, PAM EP, 2018)
Elaborado por: Darwin Reinoso
0%
10%
20%
30%
40%
50%
60%
70%
80%
90%
100%
10
100
1,000
ene-19 abr-19 jul-19 oct-19 ene-20 abr-20 jul-20 oct-20 ene-21 abr-21
PROYECCIÓN DE LA PRODUCCIÓN EDYJ-072M2
BFPD BAPD BPPD BSW
115
4.5.3. Realizando Adquisición de los equipos RDPCP para el pozo EDYJ-072M-2
En la tabla 52 se muestran los gastos del reacondicionamiento y el sistema RDPCP
realizando su adquisición.
Tabla 52: Costos del reacondicionamiento con la adquisición de los equipos RDPCP pozo
EDYJ-072M-2
Elaborado por: Darwin Reinoso
Fuente: (Catálogo Máster del Oracle de PAM, 2018)
En la tabla 53 se muestran los cálculos realizados con los ingresos y egresos generados,
considerando una declinación mensual de 2.2%.
La Figura 71 muestra el flujo de caja actualizado con respecto al tiempo, para los tres
escenarios propuestos, mediante el cual se determina el período estimado de la recuperación de
la inversión.
DETALLE VALOR ($)
Movilización torre de reacondicionamiento 7,570.00$
Servicio de torre de reacondicionamiento (6 días) 50,000.00$
Fluido de control 1,000 bls (química + preparación) 20,000.00$
Unidad de slick line cierre de camisa + recuperación de std.
Valve + operaciones varias)1,000.00$
Alquiler de herramienats para BHA de limpieza 17,333.00$
Corrida de conjunto TCP + Cañones (3 corridas) 331,806.00$
7" CIBP 21,566.00$
Unidad de Wire Line 2,000.00$
Completación de fondo PCP (equipo de fondo y superficie +
técnico + cable eléctrico) VENTA 259,000.00$
Contingencias (30%) 213,082.50$
TOTAL 923,357.50$
COSTOS OPERACIONALES
116
Figura 71: Período de recuperación de inversión del pozo EDYJ-072M-2 considerando la
adquisición de los equipos RDPCP.
Elaborado por: Darwin Reinoso
Fuente: (Departamento de Operaciones, PAM EP, 2018)
-1500000.00
-1000000.00
-500000.00
0.00
500000.00
1000000.00
1500000.00
2000000.00
2500000.00
0 5 10 15 20 25 30
FLU
JO D
E C
AJA
($)
PERÍODO DE RECUPERACIÓN DE LA INVERSIÓN (MESES)
PROBABLE PESIMISTA OPTIMISTA
117
Tabla 53: Análisis Económico del pozo EDYJ-072M-2 realizando la adquisición de los equipos RDPCP
Elaborado por: Darwin Reinoso
Fuente: (Departamento de Operaciones, PAM EP, 2018)
PERÍODOProducción
Mensual
Ingreso Total
Mensual
Egreso Total
Mensual
Flujo de Caja
Actualizado con
1%
Flujo de Caja
Actualizado
Acumulado
Ingreso Total
Mensual
Flujo de Caja
Actualizado con
1%
Flujo de Caja
Actualizado
Acumulado
Ingreso Total
Mensual
Flujo de Caja
Actualizado con
1%
Flujo de Caja
Actualizado
Acumulado
(BPPM) (USD) (USD) (USD) (USD) (USD) (USD) (USD) (USD) (USD) (USD)
0 0.00 0.00 923357.50 -923357.50 -923357.50 0.00 -923357.50 -923357.50 0.00 -923357.50 -923357.50
1 4441.20 194036.03 36502.22 155974.06 -767383.44 174627.98 136758.18 -786599.32 213444.07 175189.95 -748167.55
2 4471.75 195370.76 36753.31 155492.05 -611891.38 175829.21 136335.55 -650263.77 214912.31 174648.56 -573518.99
3 4216.80 184231.99 34657.88 145175.16 -466716.22 165804.58 127289.69 -522974.08 202659.41 163060.63 -410458.37
4 4245.76 185497.25 34895.90 144724.94 -321991.28 166943.28 126894.94 -396079.14 204051.23 162554.94 -247903.42
5 4137.26 180756.89 34004.14 139630.21 -182361.08 162677.06 122427.87 -273651.27 198836.72 156832.54 -91070.88
6 3899.40 170364.79 32049.17 130299.57 -52061.51 153324.41 114246.76 -159404.51 187405.16 146352.38 55281.49
7 3926.46 171547.04 32271.57 129904.74 77843.23 154388.41 113900.57 -45503.93 188705.67 145908.90 201190.39
8 3702.30 161753.49 30429.20 121275.77 199119.00 145574.44 106334.69 60830.76 177932.54 136216.85 337407.25
9 3728.06 162878.94 30640.93 120910.48 320029.49 146587.32 106014.41 166845.16 179170.56 135806.56 473213.81
10 3632.58 158707.42 29856.18 116647.35 436676.84 142833.05 102276.49 269121.65 174581.79 131018.22 604232.03
11 3309.77 144603.85 27203.00 105229.17 541906.01 130140.16 92265.02 361386.67 159067.55 118193.32 722425.35
12 3448.75 150675.89 28345.28 108562.21 650468.21 135604.85 95187.43 456574.09 165746.93 121936.99 844362.33
13 3253.50 142145.42 26740.52 101401.97 751870.18 127927.62 88909.32 545483.42 156363.21 113894.61 958256.95
14 3276.08 143131.94 26926.10 101094.77 852964.95 128815.47 88639.97 634123.39 157448.40 113549.57 1071806.52
15 3089.10 134962.78 25389.31 94381.05 947346.00 121463.41 82753.37 716876.76 148462.15 106008.72 1177815.24
16 3110.54 135899.49 25565.53 94095.15 1041441.15 122306.43 82502.70 799379.46 149492.55 105687.60 1283502.84
17 3030.87 132418.71 24910.72 90777.33 1132218.48 119173.81 79593.63 878973.09 145663.61 101961.02 1385463.86
18 2856.90 124817.96 23480.86 84719.57 1216938.05 112333.31 74282.18 953255.28 137302.61 95156.96 1480620.82
19 2876.49 125673.85 23641.87 84455.94 1301393.99 113103.59 74051.03 1027306.31 138244.11 94860.85 1575481.67
20 2712.30 118500.39 22292.39 78846.73 1380240.72 106647.64 69132.87 1096439.18 130353.14 88560.59 1664042.25
21 2731.10 119321.76 22446.91 78607.17 1458847.89 107386.85 68922.83 1165362.01 131256.67 88291.52 1752333.77
22 2661.04 116260.84 21871.09 75832.37 1534680.26 104632.09 66489.88 1231851.89 127889.58 85174.86 1837508.63
23 2341.08 102281.79 19241.34 66053.84 1600734.10 92051.27 57916.06 1289767.95 112512.30 74191.63 1911700.25
24 2527.74 110436.96 20775.50 70614.33 1671348.43 99390.74 61914.70 1351682.65 121483.18 79313.96 1991014.22
25 2385.60 104226.86 19607.25 65983.71 1737332.14 93801.79 57854.57 1409537.22 114651.94 74112.85 2065127.07
PROBABLE PESIMISTA OPTIMISTA
118
La tabla 54 muestra los resultados obtenidos para el pozo EDYJ-072M-2, donde realizando
la evaluación respectiva se puede determinar que el proyecto de implementación del sistema
RDPCP realizando la adquisición de los equipos es considerado económicamente rentable.
Tabla 54: Resultados análisis económico pozo EDYJ-072M-2 realizando la adquisición
de los equipos RDPCP.
Adquisición de Equipos Sistema ESPCP
Escenario Pesimista Probable Optimista
Precio del Barril 39.32 43.69 48.06
inversiíon Inicial 923,358
TIR 9% 12% 14%
VAN (M) 1,409.5 1,737.3 2,065.1
BENEFICIO-COSTO 2.05 2.27 2.50
PRI 7.24 6.10 5.30
Elaborado por: Darwin Reinoso
Fuente: (Departamento de Operaciones, PAM EP, 2018)
4.5.4. Realizando Alquiler de los equipos RDPCP para el pozo EDYJ-072M-2
En la tabla 55 se muestran los gastos del reacondicionamiento y el sistema RDPCP
realizando el alquiler de los equipos.
Tabla 55: Costos del reacondicionamiento con el alquiler de los equipos RDPCP pozo
EDJY-072M-2
Elaborado por: Reinoso Darwin
Fuente: (Catálogo Máster del Oracle de PAM, 2018)
DETALLE VALOR ($)
Movilización torre de reacondicionamiento 7,570.00$
Servicio de torre de reacondicionamiento (6 días) 50,000.00$
Fluido de control 1,000 bls (química + preparación) 20,000.00$
Unidad de slick line cierre de camisa + recuperación de std.
Valve + operaciones varias)1,000.00$
Alquiler de herramienats para BHA de limpieza 17,333.00$
Corrida de conjunto TCP + Cañones (3 corridas) 331,806.00$
7" CIBP 21,566.00$
Unidad de Wire Line 2,000.00$
Completación de fondo PCP (equipo de fondo y superficie +
técnico + cable eléctrico) ALQUILER POR MES 1,200.00$
Contingencias (30%) 135,742.50$
TOTAL 588,217.50$
COSTOS OPERACIONALES
119
En la tabla 56 se muestran los cálculos realizados con los ingresos y egresos generados,
considerando una declinación mensual de 2.2%.
La figura 72 muestra el flujo de caja actualizado con respecto al tiempo, para los tres
escenarios propuestos, mediante el cual se determina el período estimado de la recuperación de
la inversión.
Figura 72: Período de recuperación de inversión del pozo EDYJ-072M-2 considerando el
alquiler de los equipos RDPCP.
Elaborado por: Darwin Reinoso
Fuente: (Departamento de Operaciones, PAM EP, 2018)
-1000000.00
-500000.00
0.00
500000.00
1000000.00
1500000.00
2000000.00
2500000.00
0 5 10 15 20 25 30
FLU
JO D
E C
AJA
($)
PERÍODO DE RECUPERACIÓN DE LA INVERSIÓN (MESES)
PROBABLE PESIMISTA OPTIMISTA
120
Tabla 56: Análisis Económico del pozo EDYJ-072M-2 realizando el alquiler de los equipos RDPCP
Elaborado por: Darwin Reinoso
Fuente: (Departamento de Operaciones, PAM EP, 2018)
PERÍODOProducción
Mensual
Ingreso
Total
Mensual
Egreso
Total
Mensual
Flujo de Caja
Actualizado
con 1%
Flujo de Caja
Actualizado
Acumulado
Ingreso
Total
Mensual
Flujo de Caja
Actualizado
con 1%
Flujo de Caja
Actualizado
Acumulado
Ingreso
Total
Mensual
Flujo de Caja
Actualizado
con 1%
Flujo de Caja
Actualizado
Acumulado
(BPPM) (USD) (USD) (USD) (USD) (USD) (USD) (USD) (USD) (USD) (USD)
0 0.00 0.00 588217.50 -588217.50 -588217.50 0.00 -588217.50 -588217.50 0.00 -588217.50 -588217.50
1 4441.20 194036.03 43572.22 148974.06 -439243.44 174627.98 129758.18 -458459.32 213444.07 168189.95 -420027.55
2 4471.75 195370.76 43823.31 148561.36 -290682.07 175829.21 129404.86 -329054.46 214912.31 167717.86 -252309.69
3 4216.80 184231.99 41727.88 138313.09 -152368.99 165804.58 120427.62 -208626.84 202659.41 156198.56 -96111.13
4 4245.76 185497.25 41965.90 137930.81 -14438.18 166943.28 120100.81 -88526.03 204051.23 155760.81 59649.68
5 4137.26 180756.89 41074.14 132903.34 118465.17 162677.06 115701.01 27174.97 198836.72 150105.68 209755.36
6 3899.40 170364.79 39119.17 123639.31 242104.47 153324.41 107586.50 134761.48 187405.16 139692.12 349447.47
7 3926.46 171547.04 39341.57 123310.42 365414.90 154388.41 107306.26 242067.73 188705.67 139314.59 488762.06
8 3702.30 161753.49 37499.20 114746.75 480161.64 145574.44 99805.66 341873.40 177932.54 129687.83 618449.89
9 3728.06 162878.94 37710.93 114446.10 594607.74 146587.32 99550.02 441423.42 179170.56 129342.18 747792.07
10 3632.58 158707.42 36926.18 110246.97 704854.72 142833.05 95876.11 537299.53 174581.79 124617.84 872409.90
11 3309.77 144603.85 34273.00 98892.16 803746.88 130140.16 85928.01 623227.54 159067.55 111856.31 984266.22
12 3448.75 150675.89 35415.28 102287.94 906034.82 135604.85 88913.16 712140.69 165746.93 115662.72 1099928.94
13 3253.50 142145.42 33810.52 95189.82 1001224.64 127927.62 82697.18 794837.87 156363.21 107682.47 1207611.41
14 3276.08 143131.94 33996.10 94944.13 1096168.77 128815.47 82489.34 877327.21 157448.40 107398.93 1315010.34
15 3089.10 134962.78 32459.31 88291.31 1184460.08 121463.41 76663.63 953990.84 148462.15 99918.98 1414929.32
16 3110.54 135899.49 32635.53 88065.70 1272525.78 122306.43 76473.25 1030464.10 149492.55 99658.15 1514587.47
17 3030.87 132418.71 31980.72 84807.58 1357333.36 119173.81 73623.88 1104087.98 145663.61 95991.27 1610578.75
18 2856.90 124817.96 30550.86 78808.93 1436142.29 112333.31 68371.54 1172459.52 137302.61 89246.31 1699825.06
19 2876.49 125673.85 30711.87 78603.82 1514746.11 113103.59 68198.91 1240658.43 138244.11 89008.73 1788833.79
20 2712.30 118500.39 29362.39 73052.55 1587798.66 106647.64 63338.69 1303997.12 130353.14 82766.41 1871600.19
21 2731.10 119321.76 29516.91 72870.36 1660669.02 107386.85 63186.02 1367183.14 131256.67 82554.71 1954154.90
22 2661.04 116260.84 28941.09 70152.36 1730821.38 104632.09 60809.87 1427993.01 127889.58 79494.85 2033649.74
23 2341.08 102281.79 26311.34 60430.07 1791251.45 92051.27 52292.29 1480285.30 112512.30 68567.85 2102217.60
24 2527.74 110436.96 27845.50 65046.24 1856297.69 99390.74 56346.61 1536631.91 121483.18 73745.87 2175963.47
25 2385.60 104226.86 26677.25 60470.74 1916768.43 93801.79 52341.60 1588973.51 114651.94 68599.89 2244563.35
PROBABLE PESIMISTA OPTIMISTA
121
La tabla 57 muestra los resultados obtenidos para el pozo EDYJ-072M-2, donde realizando
la evaluación respectiva se considera un proyecto altamente rentable, esto debido a que no existe
una inversión inicial significativa, sino solo el pago mensual por arrendamiento de los
respectivos equipos, mismo que incluye los servicios de mantenimiento por cualquier tipo de
falla eventual.
Tabla 57: Resultados análisis económico pozo EDYJ-072M-2 realizando el alquiler de los
equipos RDPCP.
Alquiler de Equipos Sistema RDPCP
Escenario Pesimista Probable Optimista
Precio del Barril 39.32 43.69 48.06
Inversión Inicial 588,218
TIR 18% 21% 25%
VAN (M) 1,588.9 1,916.8 2,244.6
BENEFICIO-COSTO 2.27 2.52 2.77
PRI 4.85 4.50 3.90
Elaborado por: Darwin Reinoso
Fuente: (Departamento de Operaciones, PAM EP, 2018)
122
CAPÍTULO V: CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES
5.1. Conclusiones
• Los problemas mecánicos en el Campo Edén Yuturi a nivel de la bomba BES son
taponamientos y rotura del eje de la bomba, esto sucede generalmente al cambiar de
reservorio para producir de M-2, debido a las características que presenta esta arena y el
cambio en las propiedades de los fluidos producidos, tratándose de un crudo pesado,
viscoso y con arrastre de sólidos.
• En los pozos EDYD-089, EDYJ-071 y EDYJ-072, las reservas para los reservorios de
U y T se han recuperado en su totalidad, por consiguiente, no se seguirá produciendo de
estos reservorios.
• El reservorio de M-2 para los pozos EDYD-089, EDYJ-071 y EDYJ-072, presentó
reservas potencialmente atractivas, por tal motivo, se desarrolló un plan de reactivación
para los tres pozos referidos, con lo cual, producirán de la arena M-2 y quedarán activos.
• Considerando que la única arena productora para los pozos EDYD-089, EDYJ-071 y
EDYJ-072, es M-2, el bombeo electro sumergible representa gastos operaciones
innecesarios, que no justifican plenamente su inversión. El levantamiento artificial de
cavidades progresivas se ajusta a las características del reservorio y del fluido, el cual es
el más apropiado para producir de esta arena.
• La rehabilitación de los 3 pozos incrementaría la producción en el activo Edén Yuturi
en 540 barriles de petróleo por día, y tomando en cuenta un precio referencial de $ 44
por barril, se obtendría $ 23,760 diarios adicionales.
• El análisis económico del proyecto de reactivación considerado para los pozos EDYD-
089, EDYJ-071 y EDYJ-072, muestra un escenario completamente favorable para la
123
aplicación del sistema RDPCP, tanto en la adquisición como en el alquiler de los
equipos; sin embargo, es más conveniente alquilar, debido a que se recupera la inversión
en menos tiempo.
5.2. Recomendaciones
• A pozos que tengan elevado BSW, correr registros de cementación e integridad del CSG,
ya que este problema puede originarse porque el agua se filtra de formaciones adyacentes
a la productora.
• Para futuras intervenciones en el campo Edén Yuturi, se recomienda el sistema de
bombeo por cavidades progresivas como sistema de levantamiento para pozos que
únicamente produzcen de la arena M-2, ya que representa un ahorro económico
significativo comparado con el bombeo electrosumergible.
• Realizar pruebas periódicas de producción a los pozos que se implementen el sistema
RDPCP, a fin de evaluar el comportamiento productivo y así conocer un estado real que
permita diagnosticar las condiciones operativas.
• Para el diseño de la bomba se debe tener datos confiables y verídicos para evitar el
sobredimensionamiento de la bomba, debido a que un caudal de extracción que no sea
adecuado, ocasionará el desgate de la bomba.
124
BIBLIOGRAFÍA
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Departamento de Operaciones, Petroamazonas EP. (2018).
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Pinta, M. (septiembre de 2017). Optimización de la producción aplicando la tecnología PCP en
los campos del activo Cuyabeno. Obtenido de Repositorio Escuela Politécnica Nacional:
http://bibdigital.epn.edu.ec/handle/15000/18864
Carvajal, E. (junio de 2011). Determinación de la granulometría adecuada del carbonato de
calcio para optimizar el puenteo de lodo en zonas productoras del campo Edén-Yuturi.
Obtenido de repositorio Escuela Politécnica Nacional:
http://bibdigital.epn.edu.ec/handle/15000/4057
Mosquera, Oscar (2008). “Diagnostico Geológico-Productivo del reservorio M2 del Campo
Edén Yuturi”, Tesis, Universidad Tecnológica Equinoccial, Quito-Ecuador.
Males Fátima (marzo de 2013). “Análisis, interpretación y comparación de las mediciones
petrofísicas obtenidas con la herramienta lwd ecoscope y los registros wireline en el
campo Edén Yuturi. marzo 2013” Obtenido de repositorio Universidad Central del
Ecuador: http://www.dspace.uce.edu.ec/handle/25000/984
Narváez, Andersson (agosto de 2016). “selección del tipo de levantamiento artificial a
implementar después de una estimulación con fracturamiento hidráulico para mejorar la
producción de petróleo del pozo lago agrio 24 en el campo lago agrio bloque 56”
Obtenido del repositorio de la Universidad Tecnológica Equinoccial:
http://repositorio.ute.edu.ec/bitstream/123456789/16784/1/66845_1.pdf
126
GLOSARIO DE TÉRMINOS
BOP: Dispositivo de seguridad colocado en la cabeza del pozo con la finalidad de cerrar el
mismo en casos emergentes
Canalización de agua: Fenómeno en el cual el agua proveniente de una zona no productora se
filtra a través de canales o microanillos en el cemento y se dirige hacia el pozo.
Cañoneo o disparo: Proceso en el cual se crea agujeros al revestidor, cemento y parte de la
formación productora con la finalidad de comunicar el yacimiento con el pozo.
Conificación de agua: Cambio en el perfil normal del contacto agua-petróleo debido a un
ascenso del agua hacia los punzonados del pozo.
Estimulación: Proceso en el cual se mejora la productividad de un pozo mediante la eliminación
del daño de formación. Comprende la inyección de ácidos o fracturamiento hidráulico.
Evaluación petrofísica: Es el resultado de la interpretación cualitativa y cuantitativa de los
registros de pozos.
OFM: Oil field manager
LOWIS: Life of well information software (software de la información de la vida del pozo)
POES: Petróleo original en sitio, corresponde al volumen inicial de hidrocarburo liquido en el
yacimiento.
Pozo cerrado: Tipo de pozo que no se encuentra produciendo debido a problemas mecánicos o
en el reservorio.
Reacondicionamiento de pozos: Proceso de realizar labores de mantenimiento o de tratamiento
correctivo a un pozo.
Saturación de agua: Porcentaje del volumen de agua contenido en los espacios porales de la
roca.
127
ANEXOS
128
ANEXO No 1
CORTES ESTRUCTURALES DE LOS
POZOS SELECCIONADOS
129
Corte Estructural Pozo EDYD-089
Fuente: (Departamento de Geología PAM, 2018)
130
Corte Estructural Pozo EDYJ-071
Fuente: Departamento de Geología PAM, 2018
131
Corte Estructural Pozo EDYJ-072
Fuente: (Departamento de Geología PAM, 2018)
132
ANEXO No 2
DIAGRAMAS MECÁNICOS ACTUALES
DE LOS POZOS SELECCIONADOS
133
Diagrama mecánico pozo EDYD-089
Fuente: (Departamento de operaciones Petroamazonas E. P., 2018)
134
Diagrama mecánico pozo EDYJ-071
Fuente: (Departamento de operaciones PAM, 2018)
135
Diagrama mecánico pozo EDYJ-072
Fuente: (Petroamazonas EP., 2018)
136
ANEXO No 3
DISEÑOS DEL SISTEMA RDPCP PARA
LOS POZOS SELECCIONADOS
137
DISEÑO DEL SISTEMA RDPCP PARA EL POZO EDYD-089
Fuente: Departamento de Levantamiento Artificial Sertecpet
138
Fuente: Departamento de Levantamiento Artificial Sertecpet
Fuente: Departamento de Levantamiento Artificial Sertecpet
139
Fuente: Departamento de Levantamiento Artificial Sertecpet
140
DISEÑO DEL SISTEMA RDPCP PARA EL POZO EDYJ-071
141
Fuente: Departamento de Levantamiento Artificial Sertecpet
Fuente: Departamento de Levantamiento Artificial Sertecpet
Fuente: Departamento de Levantamiento Artificial Sertecpet
142
Fuente: Departamento de Levantamiento Artificial Sertecpet
143
DISEÑO DEL SISTEMA RDPCP PARA EL POZO EDYJ-072
Fuente: Departamento de Levantamiento Artificial Sertecpet
144
Fuente: Departamento de Levantamiento Artificial Sertecpet
Fuente: Departamento de Levantamiento Artificial Sertecpet
145
Fuente: Departamento de Levantamiento Artificial Sertecpet
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