ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL

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1 ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL FACULTAD DE INGENIERÍA EN GEOLOGÍA Y PETRÓLEOS UBICACIÓN Y PROGNOSIS DE POZOS A PERFORAR EN LOS CAMPOS AUCA AUCA SUR PROYECTO PREVIO A LA OBTENCIÓN DEL TÍTULO DE INGENIEROS EN PETRÓLEOS ALEX XAVIER GUERRERO LÓPEZ PABLO FERNANDO VALENCIA MARTÍNEZ axavierguerrerol@gmail.com pablo_valencia@live.com DIRECTOR: ING. VLADIMIR CERÓN. Msc. ivcghoy@yahoo.es Quito, Junio 2010

2 II DECLARACIÓN Nosotros, Alex Xavier Guerrero López y Pablo Fernando Valencia Martínez, declaramos bajo juramento que el trabajo aquí descrito es de nuestra autoría; que no ha sido previamente presentada para ningún grado o calificación personal; y que hemos consultado las referencias bibliográficas que se incluyen en este documento. A través de la presente declaración cedemos nuestros derechos de propiedad intelectual correspondientes a este trabajo, a la Escuela Politécnica Nacional, según lo establecido por la Ley de Propiedad Intelectual, por su Reglamento y por normatividad institucional vigente Alex Xavier Guerrero López Pablo Fernando Valencia Martínez

3 III CERTIFICACIÓN Certifico que el presente trabajo fue desarrollado por Alex Xavier Guerrero López y Pablo Fernando Valencia Martínez bajo mi supervisión Ing. Vladimir Cerón. G. DIRECTOR DE PROYECTO

4 AGRADECIMIENTOS IV

5 DEDICATORIA V

6 DEDICATORIA VI

7 VII CONTENIDO GENERAL CAPÍTULO 1 DESCRIPCIÓN GEOLÓGICA Y ESTADO ACTUAL DE LOS CAMPOS AUCA - AUCA SUR 1.1 RESEÑA HISTORICA UBICACIÓN DEL CAMPO GEOLOGÍA DEL CAMPO CARACTERÍSTICAS GEOLÓGICAS ESTRUCTURA DE LOS YACIMIENTOS Estratigrafía de los Yacimientos Litología de los Yacimientos Ambientes de Depositación de los Yacimientos COLUMNA ESTRATIGRÁFICA DE LA CUENCA ORIENTE TOPES Y BASES PROMEDIOS DE LAS FORMACIONES ESTADO ACTUAL DEL CAMPO CARACTERÍSTICAS DE LOS POZOS Pozos Productores Sistemas de Producción de los Pozos Pozos Abandonados Pozos Reinyectores Pozos Inyectores Pozos Cerrados PRODUCCIÓN ACUMULADA DE PETRÓLEO Y AGUA RESERVAS DEL CAMPO AUCA - AUCA SUR CAPÍTULO 2 ANÁLISIS DE LOS PARÁMETROS PETROFÍSICOS, DE FLUIDOS, PRESIONES DE LOS YACIMIENTOS Y CÁLCULO DE RESERVAS POR POZO POR EL MÉTODO DE CURVAS DE DECLINACIÓN 2.1 PROPIEDADES PETROFÍSICAS PROPIEDADES DE LAS ROCAS... 17

8 VIII PROPIEDADES DE LOS FLUIDOS Análisis PVT PRESIONES HISTORIAL DE PRESIÓN Basal Tena Arenisca ''U'' Arenisca ''T'' Hollín Hollín Superior Hollín Inferior MAPA ISOBÁRICO UBICACIÓN DE POZOS PARÁMETROS PARA LA UBICACIÓN DE POZOS CÁLCULO DE RESERVAS MÉTODO DE CURVAS DE DECLINACIÓN Declinación Exponencial MÉTODO VOLUMÉTRICO Fórmulas para el Cálculo de Reservas CAPÍTULO 3 ANÁLISIS DE LA UBICACIÓN DE LOS POZOS EN EL CAMPO A PERFORAR, PRUEBAS DE INTERFERENCIA Y RADIO DE DRENAJE 3.1 EVALUACIÓN DEL CAUDAL DE LOS POZOS PROPUESTOS EVALUACIÓN DEL CAUDAL DEL POZO UBICADO AUS - D EVALUACIÓN DEL CAUDAL DEL POZO UBICADO AUC - A EVALUACIÓN DEL CAUDAL DEL POZO UBICADO AUC - D EVALUACIÓN DEL CAUDAL DEL POZO UBICADO AUC - I EVALUACIÓN DEL CAUDAL DEL POZO UBICADO AUC - L EVALUACIÓN DEL CAUDAL DEL POZO UBICADO AUC - M EVALUACIÓN DEL CAUDAL DEL POZO UBICADO AUC - N EVALUACIÓN DEL CAUDAL DEL POZO UBICADO AUC - U... 61

9 IX 3.2 PRUEBAS DE INTERFERENCIA RADIO DE DRENAJE ANÁLISIS DE INTERFERENCIA DE POZOS PREDICCIÓN DE LA PRODUCCIÓN DE PETRÓLEO CAPÍTULO 4 PROGNOSIS DE LA PERFORACIÓN DE LOS POZOS A PERFORAR 4.1 PROGRAMAS DE PERFORACIÓN DEL POZO AUS - D PROGRAMA DE PERFORACIÓN DIRECCIONAL Conceptos Generales Tipos de Pozos Direccionales Análisis del Plan Direccional de los Pozos Herramientas a utilizar en la Perforación Direccional Diseño del Programa de Perforación Direccional PROGRAMA DE BROCAS Conceptos Generales Clasificación de las Brocas Diseño del Programa de Brocas PROGRAMA DE LODOS Conceptos Generales Funciones de los Lodos de Perforación Clasificación de los Lodos de Perforación Propiedades de los Lodos de Perforación Factores que rigen en la selección de los fluidos Diseño del Programa de Lodos PROGRAMA DE HIDRÁULICA Conceptos Generales Parámetros Hidráulicos Diseño del Programa Hidráulico PROGRAMA DE TUBERÍA DE REVESTIMIENTO Conceptos Generales Funciones de la Tubería de Revestimiento Clasificación de las Tuberías de Revestimiento

10 X Diseño del Programa de Tubería de Revestimiento PROGRAMA DE CEMENTACIÓN Conceptos Generales Clasificación de las Cementaciones Tipos de Cemento Diseño del Programa de Cementación CAPÍTULO 5 ANÁLISIS ECONÓMICO DEL PROYECTO 5.1 ANÁLISIS ECONÓMICO COSTOS DE PERFORACIÓN COSTOS DE PRODUCCIÓN INGRESOS DEL PROYECTO DEFINICIONES ECONÓMICAS DEPRECIACIONES UTILIDADES FLUJO NETO DE CAJA CALCULO DEL VAN Y TIR VALOR ACTUAL NETO (VAN) TASA INTERNA DE RENDIMIENTO (TIR) HIPÓTESIS EN LA QUE SE BASÓ EL ANÁLISIS ECONÓMICO RESUMEN DEL ANÁLISIS ECONÓMICO TIEMPO DE RECUPERACIÓN DE LA INVERSIÓN CAPÍTULO 6 CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES 6.1 CONCLUSIONES RECOMENDACIONES REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS ABREVIATURAS ANEXOS

11 XI ÍNDICE DE TABLAS CAPÍTULO 1 Tabla 1.1: Espesor y Área de cada una de las Formación... 7 Tabla 1.2: Topes y Bases Promedios de las Formaciones... 9 Tabla 1.3: Sistemas de producción de los pozos Tabla 1.4: Estado actual de los pozos del Campo Auca - Auca Sur Tabla 1.5: Producción acumulada de petróleo y agua Tabla 1.6: Petróleo Original En Sitio, Reservas Probadas Recuperables, Producción Acumulada y Reservas Remanentes del Campo Auca Auca Sur CAPÍTULO 2 Tabla 2.1: Datos Petrofísicos Tabla 2.2: Análisis PVT Tabla 2.3: Datos de Presión Tabla 2.4: Producción de los Pozos Aledaños al AUS - D Tabla 2.5: Comportamiento de Producción del Pozo AUS 1 para la Arena T Tabla 2.6: Comportamiento de Producción del Pozo AUS 2 para la Arena U Tabla 2.7: Cálculo de Reservas para el Pozo AUS - D Tabla 2.8: Cálculo de Reservas para el Pozo AUC - A Tabla 2.9: Cálculo de Reservas para el Pozo AUC - D Tabla 2.10: Cálculo de Reservas para el Pozo AUC - I Tabla 2.11: Cálculo de Reservas para el Pozo AUC - L Tabla 2.12: Cálculo de Reservas para el Pozo AUC - M Tabla 2.13: Cálculo de Reservas para el Pozo AUC - N Tabla 2.14: Cálculo de Reservas para el Pozo AUC - U Tabla 2.15: Reservas Totales de los Pozos Ubicados Tabla 2.16: Reservas Principales de los Pozos Ubicados Tabla 2.17: Ubicación de Coordenadas de los Pozos Ubicados y Well Pad CAPÍTULO 3 Tabla 3.1: Coordenadas y Reservas de los Pozos Ubicados Tabla 3.2: Cálculo de Caudal Diario de Petróleo para el Pozo AUS - D... 55

12 XII Tabla 3.3: Cálculo de Caudal Diario de Petróleo para el Pozo AUC - A Tabla 3.4: Cálculo de Caudal Diario de Petróleo para el Pozo AUC - D Tabla 3.5: Cálculo de Caudal Diario de Petróleo para el Pozo AUC - I Tabla 3.6: Cálculo de Caudal Diario de Petróleo para el Pozo AUC - L Tabla 3.7: Cálculo de Caudal Diario de Petróleo para el Pozo AUC - M Tabla 3.8: Cálculo de Caudal Diario de Petróleo para el Pozo AUC - N Tabla 3.9: Cálculo de Caudal Diario de Petróleo para el Pozo AUS - U Tabla 3.10: Caudal de los Pozos Ubicados Tabla 3.11: Radios de Drenaje de los Pozos Aledaños Tabla 3.12: Distancia de los pozos nuevos con respecto a sus aledaños Tabla 3.13: Análisis de la Interferencia entre los Pozos Propuestos y Aledaños. 70 Tabla 3.14: Predicción de la Producción de Petróleo AUC - A Tabla 3.15: Predicción de la Producción de Petróleo AUC - D Tabla 3.16: Predicción de la Producción de Petróleo AUC - I Tabla 3.17: Predicción de la Producción de Petróleo AUC - L Tabla 3.18: Predicción de la Producción de Petróleo AUC - M Tabla 3.19: Predicción de la Producción de Petróleo AUC - N Tabla 3.20: Predicción de la Producción de Petróleo AUC - U Tabla 3.21: Predicción de la Producción de Petróleo AUS - D CAPÍTULO 4 Tabla 4.1: Coordenadas de Superficie Y Llegada del Pozo AUS D Tabla 4.2: Información adicional Tabla 4.3: Información Primaria Objetivo Principal Tabla 4.4: Información Secundaria Objetivo Secundario Tabla 4.5: Diseño del BHA Tabla 4.6: Survey Definitivos Tabla 4.7: Programa del BHA #1 Sección 12 ¼" Tabla 4.8: Programa del BHA #2 Sección 8 ½ Tabla 4.9: Programa de Brocas Tabla 4.10: Programa de Lodos de Perforación Tabla 4.11: Programa de Hidráulica

13 XIII Tabla 4.12: Programa de Tubería de Revestimiento para el hoyo de Tabla 4.13: Programa de Tubería de Revestimiento para el hoyo de 12 ¼" Tabla 4.14: Programa de Tubería de Revestimiento para el hoyo de 8 ½ Tabla 4.15: Programa de Cementación para el hoyo de Tabla 4.16: Programa de Cementación para el hoyo de 12 ¼" Tabla 4.17: Programa de Cementación para el hoyo de 8 ½ CAPÍTULO 5 Tabla 5.1: Costos de Perforación Direccional Tabla 5.2: Cronograma de Perforaciones Direccionales Tabla 5.3: Interpretación del Valor Actual Neto (VAN) Tabla 5.4: Interpretación de la Tasa Interna de Retorno (TIR) Tabla 5.5: Resumen de los resultados del VAN y TIR, Precio $ Tabla 5.6: Resumen de los resultados del VAN y TIR, Precio $73, Tabla 5.7: Resumen de los resultados del VAN y TIR, Precio $

14 XIV ÍNDICE DE FIGURAS CAPÍTULO 1 Figura 1.1: Ubicación del Campo Auca - Auca Sur... 2 Figura 1.2: Mapa de Ubicación de los Pozos Campo Auca - Auca Sur...3 Figura 1.3: Columna Estratigráfica de la Cuenca Oriente...8 Figura 1.4: Historial de Producción Campo Auca - Auca Sur...13 Figura 1.5: Reservas Remanentes del Campo Auca Auca Sur...14 Figura 1.6: Reservas Remanentes de la Arena Basal Tena...15 Figura 1.7: Reservas Remanentes de la Arena U...15 Figura 1.8: Reservas Remanentes de la Arena T...15 Figura 1.9: Reservas Remanentes de la Arena Hollín Superior...16 Figura 1.10: Reservas Remanentes de la Arena Hollín Inferior...16 CAPÍTULO 2 Figura 2.1: Historial de Presión Basal Tena Figura 2.2: Historial de Presión Arena ''U'' Figura 2.3: Historial de Presión Arena T'' Figura 2.4: Historial de Presión Hollín Superior Figura 2.5: Historial de Presión Hollín Inferior Figura 2.6: Mapa Isobárico de la Arena U inferior del Campo Auca Auca Sur.. 24 Figura 2.7: Ubicación del Pozo AUS D en un Mapa Estructural Figura 2.8: Ubicación del Pozo AUS D en Mapas de Ambiente para U y T Inferior respectivamente Figura 2.9: Bubble Map del Campo Auca - Auca Sur Figura 2.10: Grid Map de Agua del Campo Auca - Auca Sur Figura 2.11: Grid Map de Petróleo del Campo Auca - Auca Sur Figura 2.12: Mapa de Contorno de Acumulado de Agua Figura 2.13: Ubicación del Pozo AUS D en un Mapa Isobárico Arena U y T Figura 2.14: Historial de Producción del AUS Figura 2.15: Historial de Producción del AUS Figura 2.16: Historial de Producción del AUS

15 XV Figura 2.17: Mapa de Secuencia entre el Pozo AUS 1 y el AUS Figura 2.18: Cálculo de Reservas por Curvas de Declinación Pozo AUS Figura 2.19: Cálculo de Reservas por Curvas de Declinación Pozo AUS CAPÍTULO 3 Figura 3.1: Presión Promedia del Reservorio T Inferior para el AUS - D Figura 3.2: Presión Promedia del Reservorio T Inferior para el AUC - A Figura 3.3: Presión Promedia del Reservorio U Inferior para el AUC - D Figura 3.4: Presión Promedia del Reservorio U Inferior para el AUC - I Figura 3.5: Presión Promedia del Reservorio U Inferior para el AUC - L Figura 3.6: Presión Promedia del Reservorio U Inferior para el AUC - M Figura 3.7: Presión Promedia del Reservorio U Inferior para el AUC - N Figura 3.8: Presión Promedia del Reservorio U Inferior para el AUC - U Figura 3.9: Pozo activo y de observación en la prueba de interferencia Figura 3.10: Región aproximada de influencia en una Prueba de Interferencia Figura 3.11: Radio de Drenaje (r e ) y Radio del Pozo (r w ) Figura 3.12: Predicción de la Producción de Petróleo AUC - A Figura 3.13: Predicción de la Producción de Petróleo AUC - D Figura 3.14: Predicción de la Producción de Petróleo AUC - I Figura 3.15: Predicción de la Producción de Petróleo AUC - L Figura 3.16: Predicción de la Producción de Petróleo AUC - M Figura 3.17: Predicción de la Producción de Petróleo AUC - N Figura 3.18: Predicción de la Producción de Petróleo AUC - U Figura 3.19: Predicción de la Producción de Petróleo AUS - D CAPÍTULO 4 Figura 4.1: Profundidad Vertical Verdadera vs. Profundidad Medida Figura 4.2: Diseño Tipo S y sus Características Figura 4.3: Diseño Tipo J y sus Características Figura 4.4: Diseño Tipo Horizontal y sus Características Figura 4.5: Arreglo de un Motor de Fondo Figura 4.6: Gráfica del Survey Programado Figura 4.7: Broca Tricónica... 95

16 XVI Figura 4.8: Brocas de Cortadores Fijos Figura 4.9: Brocas Especiales Figura 4.10: Diseño de Tubería de Revestimiento CAPÍTULO 5 Figura 5.1: Tiempo de recuperación de la inversión para un barril de $ Figura 5.2:.Tiempo de recuperación de la inversión para un barril de $ Figura 5.3: Tiempo de recuperación de la inversión para un barril de $ Figura 5.4: Tiempo de recuperación de la inversión para un barril de $73, Figura 5.5:.Tiempo de recuperación de la inversión para un barril de $ Figura 5.6: Tiempo de recuperación de la inversión para un barril de $

17 XVII ÍNDICE DE ANEXOS CAPÍTULO 1 Anexo 1.1: Ubicación de Pozos Anexo 1.2: Ubicación en coordenadas geográficas de los pozos Anexo 1.3: Mapa Estructural de Hollín Anexo 1.4: Mapa Estructural de la Arena ''T'' Anexo 1.5: Mapa Estructural de la Arena ''U'' Anexo 1.6: Mapa Estructural de Basal Tena Anexo 1.7: Topes y Bases de las Formaciones de cada pozo Anexo 1.8: Pozos Productores del Campo Auca - Auca Sur Anexo 1.9: Sistemas de producción por pozos Anexo 1.10: Pozos Abandonados del Campo Auca - Auca Sur Anexo 1.11: Pozos Reinyectores del Campo Auca - Auca Sur Anexo 1.12: Pozos Inyectores del Campo Auca - Auca Sur Anexo 1.13: Pozos Cerrados del Campo Auca - Auca Sur CAPÍTULO 2 Anexo 2.1: Datos PVT por Arenas Anexo 2.2: Ubicación de los Pozos Propuestos en el Mapa Estructural..154 Anexo 2.3: Ubicación de los Pozos Propuestos en el Mapa de Ambiente de la Arena U Inferior Anexo 2.4: Ubicación de los Pozos Propuestos en el Mapa de Ambiente de la Arena T Inferior Anexo 2.5: Ubicación de los Pozos Propuestos en el Mapa Isobárico Arena U Inferior Anexo 2.6: Ubicación de los Pozos Propuestos en el Mapa Isobárico Arena T Inferior Anexo 2.7: Producción de los Pozos Aledaños al AUC A Anexo 2.8: Producción de los Pozos Aledaños al AUC D Anexo 2.9: Producción de los Pozos Aledaños al AUC I Anexo 2.10: Producción de los Pozos Aledaños al AUC L

18 XVIII Anexo 2.11: Producción de los Pozos Aledaños al AUC M Anexo 2.12: Producción de los Pozos Aledaños al AUC N Anexo 2.13: Producción de los Pozos Aledaños al AUC U Anexo 2.14: Mapa de Secuencia pozo AUC-4 y AUC-40 para el AUC - A Anexo 2.15: Mapa de Secuencia pozo AUC-2 y AUC-52 para el AUC - D Anexo 2.16: Mapa de Secuencia pozo AUC-10 y AUC-6 para el AUC - I Anexo 2.17: Mapa de Secuencia pozo AUC-31 y AUC-32 para el AUC - L Anexo 2.18: Mapa de Secuencia pozo AUC-31 y AUC-32 para el AUC - M Anexo 2.19: Mapa de Secuencia pozo AUC-32 y AUC-9 para el AUC - N Anexo 2.20: Mapa de Secuencia pozo AUC-20 y AUC-21 para el AUC - U Anexo 2.21: Cálculo de Reservas por Curvas de Declinación AUC Anexo 2.22: Cálculo de Reservas por Curvas de Declinación AUC Anexo 2.23: Cálculo de Reservas por Curvas de Declinación AUC Anexo 2.24: Cálculo de Reservas por Curvas de Declinación AUC Anexo 2.25: Cálculo de Reservas por Curvas de Declinación AUC Anexo 2.26: Cálculo de Reservas por Curvas de Declinación AUC Anexo 2.27: Cálculo de Reservas por Curvas de Declinación AUC Anexo 2.28: Cálculo de Reservas por Curvas de Declinación AUC Anexo 2.29: Cálculo de Reservas por Curvas de Declinación AUC Anexo 2.30: Cálculo de Reservas por Curvas de Declinación AUC Anexo 2.31: Cálculo de Reservas por Curvas de Declinación AUC Anexo 2.32: Cálculo de Reservas por Curvas de Declinación AUS CAPÍTULO 5 Anexo 5.1: Detalle de Producción e Ingresos por el costo de barril de 80$ Anexo 5.2: Resultados obtenidos del VAN y TIR para un de barril de 80$ Anexo 5.3: Detalle de Producción e Ingresos por el costo de barril de 73,65$ Anexo 5.4: Resultados obtenidos del VAN y TIR para un de barril de 73,65$ Anexo 5.5: Detalle de Producción e Ingresos por el costo de barril de 60$ Anexo 5.6: Resultados obtenidos del VAN y TIR para un de barril de 60$

19 XIX RESUMEN Petroproducción ha visto la necesidad de incrementar la producción de petróleo en los diferentes campos del Oriente Ecuatoriano, por lo que se ha propuesto realizar un estudio de la factibilidad de ubicar pozos que vayan a desarrollar los campos. El proyecto consta de seis capítulos. En el primer capítulo se detalla la descripción geológica, ubicación general, geología, estratigrafía, litología, ambiente sedimentario, características estructurales de los objetivos, topes y bases. En el segundo capítulo se realiza la petrofísica de la roca como de los fluidos, presiones de yacimiento, cálculo de reservas remanentes; petróleo original in-situ (POES) de cada pozo, reservas del campo por medio de los métodos volumétrico y curvas de declinación del Campo Auca Auca sur. En el tercer capítulo se realiza el análisis de la ubicación de los pozos anteriormente propuestos, así como el estudio de pruebas de interferencias y radios de drenaje. En el cuarto capítulo se diseña la prognosis de un pozo direccional con sus respectivos programas de perforación. En el quinto capítulo se realiza el análisis económico del proyecto; según los costos estimados de las perforaciones para los nuevos pozos y el posible incremento de producción que se obtendrá al ejecutar las perforaciones de pozos. Y, en el sexto capítulo se presentan las conclusiones y recomendaciones derivadas del presente estudio.

20 XX PRESENTACIÓN La producción de petróleo es la principal actividad económica que sustenta el desarrollo sostenible de los ecuatorianos, por tal motivo las empresas productoras de hidrocarburos deben estar a la vanguardia en el desarrollo de los campos y para esto es muy importante conocer la situación de los mismos. La empresa estatal productora de hidrocarburos PETROPRODUCCIÓN requiere conocer el estado de cada uno de sus campos, y en el caso del campo Auca- Auca Sur que es un campo maduro, se busca estimar la capacidad productiva que aun disponen los yacimientos, debido a que el campo se ha expandido en los años posteriores a su descubrimiento. El presente proyecto tiene como objetivo incrementar la producción en el campo Auca Auca Sur, mediante la ubicación de 8 pozos de desarrollo los mismos que están basados en: análisis de parámetros petrofísicos, continuidad estructural de las arenas, historiales de producción del campo y actualización de reservas. Además se determina las coordenadas de ubicación de los pozos ubicados en la parte superior del eje del anticlinal del campo, así como la prognosis de perforación de pozos direccionales, posteriormente se determina la evaluación económica basada en tres escenarios de inversión, los cuales demuestran la ventaja de ejecutar el proyecto.

21 CAPITULO 1 DESCRIPCIÓN GEOLÓGICA Y ESTADO ACTUAL DE LOS CAMPOS AUCA - AUCA SUR 1.1 RESEÑA HISTÓRICA El Campo Auca fue descubierto por la Compañía Texaco - Gulf con la perforación del pozo Auca 1, que se inició el 16 de febrero y fue completado el 30 de marzo de Alcanzó una profundidad de pies con una producción de 3,072 BPPD de las arenas Hollín (31 API) y Napo "T" (27 API). La explotación de los yacimientos comenzó en Abril de 1974 con 9 pozos de los cuales 7 produjeron de Hollín, 1 pozo de "U" y 1 pozo de "T". Las presiones iniciales fueron de 3536 psia para Basal Tena, 4141 psia para la arena U, 4213 psia para la arena T y 4500 psia para Hollín, después de 39 de años de producción la presión ha caído a 1500 psia llegando en algunos casos a 1200 psia. Este campo se considera como el cuarto de mayor importancia en función de la producción nacional. 1.2 UBICACIÓN DEL CAMPO El Campo Auca se encuentra localizado en la Provincia de Orellana, Cantón Francisco de Orellana, Parroquia Dayuma (Cuenca Oriente del Ecuador), 260 Km al oeste de la ciudad de Quito, 20 Km al sur-este del campo Sacha y a 100 Km al sur de la frontera con Colombia; ver figura 1.1 El Campo se encuentra geográficamente dentro de las siguientes coordenadas:

22 2 Latitud: Longitud: 0⁰ 34 S - 0⁰ 48 S 76⁰ 50 W - 76⁰ 54 W Dicho campo se halla constituido por un área de 92 Km 2 al sur de la ciudad del Coca. Figura 1.1: Ubicación del Campo Auca - Auca Sur Fuente: Departamento de Yacimientos. Petroproducción

23 3 La ubicación en unidades métricas de los pozos del Campo Auca - Auca Sur, se encuentran en el (ANEXO 1.1) mientras que en coordenadas geográficas se detallan en el (ANEXO 1.2). La ubicación de los pozos en el Campo Auca Auca Sur se ilustra en la figura 1.2 Figura 1.2: Mapa de Ubicación de los Pozos Campo Auca Auca Sur Fuente: Departamento de Yacimientos Petroproducción

24 4 1.3 GEOLOGÍA DEL CAMPO CARACTERÍSTICAS GEOLÓGICAS El período de depositación para las formaciones Napo T, U y una parte de Hollín fueron depositadas en ambientes variando de marino a estuario y dominado por un régimen de mareas. Las variaciones relativas y lentas del nivel del mar han permitido la alternancia de ciclos sedimentarios de depósitos con niveles arcillosos o niveles de caliza de gran extensión en régimen marino que constituyen buenos marcadores estratigráficos y de depósitos de niveles areniscos de extensión variable. La formación Hollín del Campo Auca Auca Sur está subdividida por 2 unidades de roca, mientras que las formaciones napo T y Napo U están subdivididas en 4 o 6 unidades de roca respectivamente. Los marcadores más confiables del campo son: Base Basal Tena Base Caliza A Tope de Napo U Tope de Caliza B Tope y base de Napo T Tope Hollín Superior Las zonas productoras más importantes de petróleo del Campo Auca Auca Sur son las arenas U y T, por tener un buen espesor y una buena continuidad de la arena. Hollín es también un buen reservorio pero en menor proporción que las zonas anteriormente dichas. Con respecto a Basal Tena es un yacimiento poco común en el sector, con un espesor relativamente pequeño pero con un buen potencial

25 ESTRUCTURA DE LOS YACIMIENTOS Estratigrafía de los Yacimientos La estructura del yacimiento constituye un anticlinal fallado en dirección norte-sur, limitado al sur por una barrera estratigráfica como se observa en el mapa estructural al tope de la arenisca U que es la más continua en el campo. La estructura del Campo Auca Auca Sur se presenta como un anticlinal de 23Km por 4Km, alongado según el eje Norte-Sur. Durante el Cretácico, la cuenca estaba caracterizada por una subsidencia débil y los depósitos someros han ocurrido en un ambiente marino aislado del mar abierto. La sedimentación fue principalmente marina depositado en ambiente de agua poco profunda o de tipo de estuario, excepto por la parte basal que parece más fluvial. La dirección principal de los aportes durante esta fase de sedimentación llegaba al Este. Las variaciones del nivel del mar han controlado los ciclos de sedimentación y de erosión en la plataforma marina adonde se acumularon los depósitos antes de ser recubiertos durante la transgresión siguiente. En la secuencia estratigráfica se tienen niveles de lutitas que jugaron el papel de roca - madre durante la historia de la cuenca y de sello parcial o completo de los reservorios. Las fallas principales de dirección principal N-S tienen una extensión longitudinal de más de 100 Km. Con salto variable a lo largo de este eje, como por ejemplo la falla que sigue los flancos de los yacimientos Auca, Sacha y Dureno. Los mapas estructurales donde se indican las fallas que están atravesando el campo se muestran en los (ANEXOS 1.3 al 1.6)

26 Litología de los Yacimientos Las formaciones cretácicas Tena, Napo y Hollín aparecen en Auca con presencia de hidrocarburos y los yacimientos productores son: Basal Tena, Napo U, Napo T y Hollín. Estas arenas se caracterizan por ser compactas. La formación Hollín está conformada por areniscas tanto de Hollín Inferior de origen volcánico como de Hollín Superior de origen marino somero con sedimentos de depositación de zona de playa. Además, esta formación está presente en todo el campo sin presencia de fallas. Hollín Superior también conocida como Hollín Principal, está constituido de una arena cuarzosa limpia con algunas intercalaciones arcillosas. Las arenas tienen un grano de fino a grueso que contiene poco o nada de glauconita. Hollín Inferior es una formación interestratificada de arenisca cuarzosa de grano fino a medio y glauconita cuarzosa que contiene abundante capas de lutita. La formación Napo consta de dos areniscas, la formación Napo U y la formación Napo T ; las que están separadas por intervalos gruesos de calizas y lutitas. La calidad de los reservorios es variable, además se evidencian marcados cambios del tamaño del poro que a veces disimulan el contacto agua-petróleo; debido a la existencia de una gran zona de transición entre el petróleo y el agua en la formación. La arenisca T se caracteriza por no ser continua, que contiene granos finos ricos en arcillas, areniscas cuarzosas discontinuas y lutitas. T Superior contiene arenisca cuarzosa de grano fino y glauconita en mayor proporción, con intercalaciones de arenisca con lutita y limonita. T Inferior es una arenisca cuarzosa de grano fino a medio, el máximo espesor se encuentra en la parte sur del campo.

27 7 La arenisca U al igual que Hollín se caracteriza por ser continua y estar presente en todo el campo, contiene arenas similares a las encontradas en la arenisca T, es decir granos finos ricos en arcillas, areniscas cuarzosas y lutitas. U Superior está formada por una arenisca cuarzosa, variando de gris claro a verde claro, así como también el tamaño del grano. U Inferior es una arenisca cuarzosa, variando de gris clara a blanca, de grano fino a medio. La formación Basal Tena se caracteriza por no ser continua, se encuentra principalmente formada por un cuerpo arenisco delgado de 10 a 20 pies de espesor y descansa en discordancia sobre las lutitas de Napo Superior. A continuación en la Tabla 1.1 se muestra los valores de los espesores de las formaciones así como también sus respectivas áreas. Tabla 1.1: Espesor y Área de cada una de las Formación Formación Espesor (pies) Área (acres) Hollín T U Fuente: PPR-YAC Basal Tena Ambientes de Depositación de los Yacimientos Los sedimentos que conforman la roca reservorio en el campos Auca Auca Sur corresponden principalmente a depósitos de canales mareales, barras mareales, depósitos de planicie arenosa de marea, y en menor proporción arenas glauconíticas de plataforma. Las facies no reservorio corresponden a depósitos de ambientes de planicie mareal lodosa y las facies asociadas a ambientes marinos abiertos y de plataforma carbonatada.

28 8 Para determinar los diferentes canales arenosos presentes en las formaciones, así como también la continuidad de las arenas y el tipo de roca que la conforma, utilizamos los mapas de ambientes COLUMNA ESTRATIGRÁFICA DE LA CUENCA ORIENTE Figura 1.3: Columna Estratigráfica de la Cuenca Oriente COLUMNA ESTRATIGRAFICA CUENCA ORIENTE CENOZOICO C Z W E EDAD LITOLOGIA PLIOCENO FM. MESA PALEOGENO NEOGENO MIOCENO OLIGOCENO EOCENO PALEOCENO FASE OROGENICA FASE OROGENICA TEMPRANA ANDINA TARDIO ANDINA FM CHAMBIRA FM CURARAY F M ARAJUNO HIATO FM ORTEGUAZA HIATO FM TIYUYACU HIATO PRODUC... AMBIENTE CONTINENTAL FLUVIAL CONT BREVE DESCRIPCION LITOLOGICA ARENAS AMARILLAS Y ARCILLAS ROJAS, MESETAS DE MATERIAL VOLCANICO CONGLOMERADOS, ARENAS Y ARCILLAS ARENISCAS PARDUZCAS INTERCALADAS CON ARCILLAS MULTICOLORES, CONGLOMERADOS ARCILLAS ROJAS LUTITAS GRIS VERDOSAS CONCGLOMERADOS, ARENISCAS, ARENISCAS ARCILLOSAS MESOZOICO MZ CRETACICO JURASICO MAESTRICHTIANO CAMPANIANO SANTONIANO CONIACIANO TURONIANO CENOMANIANO ALBIANO APTIANO NEOCOMIANO SUPERIOR MEDIO INFERIOR ARN BT HIATO CLZ A CLZ B CLZ C Armadillo/Auca FM TENA M1 / VIVIAN CLZ M-1 CLZ M-2 ARN M-2 ARENISCAS "U" ARENISCAS " T " HIATO MIEMBRO VOLCANICO MISAHUALLI FM SANTIAGO Yuralpa/Dayuno Puma JIVINO/LAGUNA Auca Vista ZONA HOLLÍN SUPERIOR FM HOLLIN FM CHAPIZA HIATO Tapi FORMACION NAPO Napo Basal. Napo Inf. Napo Med. Napo Sup. MARINO DE AGUA SOMERO CONTINE CONTINENT MARINO MARINO CONTIN A MARINO ARCILLAS ROJAS ARENISCAS CONCLOMERADOS LUTITAS NEGRAS, CALIZAS ORGANOGENAS,E INTERCALACIONES DE ARENISCAS Y LUTITAS ARENISCAS CUARZOSAS ARENISCAS ROJAS, CONGLOMERADOS MANTOS VOLCANICOS ARENISCAS Y LUTITAS INTERCALADAS CON ANHIDRITA. CALIZAS INTERCALADAS CON ARENISCAS CUARCITAS Y ARCILLAS ESQUISTOSAS PALEOZOICO PZ PERMICO CARBONIFERO (PENSILVIANO) DEVONICO SILURICO ORDOVICICO/CAMBRICO PRECAMBRICO PE FM MACUMA MODIFICADO DE DASHWOOD Y ABBOTTS FM PUMBUIZA HIATO METAMORFICOS MARINO Colaboracion: Pierre Kummert CALIZAS, LUTITAS Y DOLOMITAS ESQUISTOS GRAFITICOS, ARENISCAS CUARCITICAS BASAMENTO CRISTALINO Realizado por: Juan Chiriboga / Omar Corozo Fuente: Departamento de Yacimientos. Petroproducción.

29 TOPES Y BASES PROMEDIOS DE LAS FORMACIONES Los datos correspondientes a los topes y bases de cada arena fueron determinados por el Departamento de Geología de Petroproducción ver (ANEXO 1.7). En la tabla 1.2 se observan los valores correspondientes a los topes y bases promedios de las formaciones; los que fueron determinados de cada uno de los pozos. Tabla 1.2: Topes y Bases Promedios de las Formaciones Arenas Topes y Bases (pies) BT U Inferior T Superior T Inferior HS HI Fuente: Departamento de Yacimientos. Petroproducción Elaborado por: Xavier Guerrero, Pablo Valencia 1.4 ESTADO ACTUAL DEL CAMPO CARACTERÍSTICAS DE LOS POZOS En la actualidad, el campo Auca - Auca Sur está conformado por 73 pozos perforados, de los cuales: 51 pozos están produciendo, 3 pozos se encuentran abandonados, 4 pozos son reinyectores, 2 pozos son inyectores y 13 pozos se encuentran cerrados.

30 Pozos Productores Pozos que se perforaron con el fin de incrementar la producción del campo y que hasta la fecha se encuentran aportando cantidades comerciales de hidrocarburos, por lo que se consideran económicamente rentables. Los pozos productores del Campo Auca - Auca Sur se detallan en el ANEXO Sistemas de Producción de los Pozos Debido a la producción constante del Campo durante varios años los yacimientos han experimentado pérdidas de presión, quedando casi en su totalidad incapaces de producir a flujo natural. Por esta razón se encuentran produciendo bajo los siguientes sistemas de producción: Bombeo Hidráulico Bombeo Electrosumergible De estos sistemas de levantamiento artificial, el bombeo hidráulico tipo pistón predomina en la mayor parte de pozos productores del Campo. En la Tabla 1.3 consta el número de pozos bajo cada sistema de producción. Tabla 1.3: Sistemas de Producción de los Pozos Sistemas de Producción # de pozos Bombeo tipo pistón (HP) 15 Bombeo tipo jet (HJ) 17 Bombeo Electrosumergible (S) 19 Fuente: Departamento de Yacimientos. Petroproducción

31 11 Los pozos de acuerdo al sistema de producción en forma más detallada se encuentran en el ANEXO Pozos Abandonados Son aquellos pozos que se perforaron con el fin de incrementar la producción pero que no tuvieron aporte alguno de hidrocarburos, o el aporte existente no justifica el costo de producción. Algunos pozos no se pudieron concluir por razones de fuerza mayor, debiendo ser declarados abandonados. En estos pozos se coloca un tapón de cemento en la parte superficial del casing para evitar que sean abiertos por accidente. Ver ANEXO Pozos Reinyectores Estos pozos fueron perforados con el fin de procesar el agua producida de los demás pozos productores y reinyectarla en las formaciones Tiyuyacu y Orteguaza Algunos pozos por tener un bajo aporte no pudieron continuar en producción y fueron destinados como pozos reinyectores. Ver ANEXO Pozos Inyectores Estos pozos fueron perforados con fines de recuperación mejorada, ya sea para presurizar los yacimientos o para mejorar las eficiencias de barrido del petróleo dentro de las arenas productoras. Ver ANEXO Pozos Cerrados Un pozo se cierra cuando no existen las facilidades para continuar con la producción, ya sea por problemas mecánicos como atascamientos, colapsos y otros daños en las completaciones de los mismos. Ver ANEXO 1.13.

32 12 La Tabla 1.4 muestra un resumen de la información anteriormente descrita. Tabla 1.4: Estado actual de los pozos del Campo Auca - Auca Sur Campo Auca Auca Sur Estado Pozos Productores 51 Abandonados 3 Reinyectores 4 Inyectores 2 Cerrados 13 Total Pozos 73 Fuente: Departamento de Yacimientos. Petroproducción. 1.5 PRODUCCIÓN ACUMULADA DE PETRÓLEO Y AGUA Se puede observar en la Tabla 1.5 la producción acumulada de petróleo y agua para el Campo Auca - Auca Sur desde el año 1975 hasta diciembre del 2008 y a partir de este a junio del Tabla 1.5: Producción acumulada de petróleo y agua Fecha Petróleo (BLS) Producción Acumulada Agua (BLS) Diciembre Diciembre Junio TOTAL Fuente: Departamento de Yacimientos. Petroproducción.

33 13 Figura 1.4: Historial de Producción Campo Auca - Auca Sur Fuente: Departamento de Yacimientos. Petroproducción. En la Figura 1.5, se representan las producciones anuales de petróleo, agua y fluido del Campo Auca - Auca Sur desde el inicio de sus operaciones hasta la fecha de corte (junio del 2009). 1.6 RESERVAS DEL CAMPO AUCA AUCA SUR Reservas es todo el hidrocarburo que se puede ser recuperado mediante condiciones técnicas y que sea económicamente rentable. Se lo obtiene mediante la multiplicación del POES (petróleo original en situ) con el FR (factor de recobro). El factor de recobro es la fracción de petróleo en el yacimiento que se puede recuperar.

34 14 Tabla 1.6: Petróleo Original En Sitio, Reservas Probadas Recuperables, Producción Acumulada y Reservas Remanentes del Campo Auca Auca Sur Reservas Producción Reservas Yacimiento POES FR Probadas Recuperables Acumulada a Jun Remanentes a Jun BLS % BLS BLS BLS BT U T , Hs , Hi TOTAL Fuente: Departamento de Yacimientos. Petroproducción. Figura 1.5: Reservas Remanentes del Campo Auca Auca Sur. 57% 43% Reservas Remantes Producción Acumulada Fuente: Departamento de Yacimientos. Petroproducción.

35 15 Figura 1.6: Reservas Remanentes de la Arena Basal Tena. 43% 57% Reservas Remantes Producción Acumulada Fuente: Departamento de Yacimientos. Petroproducción. Figura 1.7: Reservas Remanentes de la Arena U. 54% 46% Reservas Remantes Producción Acumulada Fuente: Departamento de Yacimientos. Petroproducción. Figura 1.8: Reservas Remanentes de la Arena T. 31% 69% Reservas Remantes Producción Acumulada Fuente: Departamento de Yacimientos. Petroproducción.

36 16 Figura 1.9: Reservas Remanentes de la Arena Hollín Superior. 47% 53% Reservas Remantes Producción Acumulada Fuente: Departamento de Yacimientos. Petroproducción. Figura 1.10: Reservas Remanentes de la Arena Hollín Inferior. 60% 40% Reservas Remantes Producción Acumulada Fuente: Departamento de Yacimientos. Petroproducción.

37 17 CAPITULO 2 ANÁLISIS DE LOS PARÁMETROS PETROFÍSICOS, DE FLUIDOS, PRESIONES DE LOS YACIMIENTOS Y CÁLCULO DE RESERVAS POR POZO POR EL MÉTODO DE CURVAS DE DECLINACIÓN 2.1 PROPIEDADES PETROFÍSICAS PROPIEDADES DE LAS ROCAS Los principales parámetros petrofísicos de la roca son: permeabilidad (K), porosidad (Ø), saturación de fluidos (S), y el espesor neto (ho) que dependen del grado de compactación, tipo de cementación, grado de impurezas y otras características propias de la arena. La Tabla 2.1 muestra los datos promedios correspondientes a cada arena. Tabla 2.1: Datos Petrofísicos Reservorio Ø (%) K (md) Sw (%) ho (pies) Basal Tena U Superior U Inferior T Superior T Inferior H Superior H Inferior Fuente: Departamento de Yacimientos. Petroproducción. Elaborado por: Xavier Guerrero, Pablo Valencia

38 PROPIEDADES DE LOS FLUIDOS Para los fluidos es necesario determinar los siguientes parámetros: factores volumétricos de agua y petróleo (ß w, ß o ) respectivamente, viscosidades de agua y petróleo (µ w, µ o ), saturación de fluidos y salinidad del agua de formación de cada arena respectivamente, esto se obtiene a partir de un análisis PVT Análisis PVT Los análisis PVT se utilizan principalmente para determinar las propiedades de los fluidos contenidos dentro de la arena. Estos análisis son realizados en laboratorio simulando las condiciones del reservorio; sus resultados son más confiables que los obtenidos en las pruebas de campo. Los datos fueron obtenidos de pruebas PVT disponibles, realizadas a las muestras tomadas de los pozos en las respectivas arenas (ANEXO 2.1) Tabla 2.2: Análisis PVT Datos PVT Basal Tena Napo-U Napo-T Hollín Pi (psia) Pb (psia) Boi (bls/bs) Bob (bls/bs) Coi (1/psia 10-6 ) Cob (1/psia 10-6 ) Uoi (cp) Uob (cp) RGP (PC/bls) Uw (cp) API Fuente: Departamento de Yacimientos. Petroproducción.

39 PRESIONES El estudio del comportamiento de la presión en un reservorio es un factor fundamental en la caracterización del mismo, así como el análisis e interpretación de pruebas de presión (Build Up), permitiendo así conocer suss características y poder determinar cuáles son las zonas potenciales para la perforación de nuevos pozos HISTORIAL DE PRESIÓN Basal Tena Este yacimiento fue puesto en producción por primera vez en el año de 1980 dando una presión inicial de 3536 psi, en la actualidad (2009), una presión de 900 psi. En consecuencia, se tiene un decremento de 2636 psi ( psi por año) La producción diaria para este reservorio, al 31 de junio de 2009, es de 1304 BPPD, 729 BAPD y 89 BGPD. Figura 2.1: Historial de Presión de Basal Tena Fuente: Departamento de Yacimientos. Petroproducción.

40 Arenisca U Este yacimiento fue puesto en producción por primera vez en el año de 1975 dando una presión inicial de 4141 psi, en la actualidad (2009), una presión de 1600 psi. En consecuencia, se tiene un decremento de 2541 psi (74.73 psi por año), tal como se ilustra en la figura 2.2. La producción diaria para este reservorio, al 31 de junio de 2009, es de 8503 BPPD, 4114 BAPD y 452 BGPD. Figura 2.2: Historial de Presión de la Arena U Fuente: Departamento de Yacimientos. Petroproducción Arenisca T Este yacimiento fue puesto en producción por primera vez en el año de 1974 dando una presión inicial de 4213 psi, en la actualidad (2009), una presión de 1700 psi. En consecuencia, se tiene un decremento de 2513 psi (71.8 psi por año), tal como se ilustra en la figura 2.3.

41 21 La producción diaria para este reservorio, al 31 de junio de 2009, es de 6984 BPPD, 1178 BAPD y 815 BGPD. Figura 2.3: Historial de Presión de la Arena T Fuente: Departamento de Yacimientos. Petroproducción Hollín Hollín Superior Este yacimiento fue puesto en producción por primera vez en el año de 1974 dando una presión inicial de 4500 psi, en la actualidad (2009), una presión de 3300 psi. En consecuencia, se tiene un decremento de 1200 psi (34.29 psi por año), tal como se ilustra en la figura 2.4. La producción diaria para este reservorio, al 31 de junio de 2009, es de 2658 BPPD, 3118 BAPD y 109 BGPD.

42 22 Figura 2.4: Historial de Presión de Hollín Superior Fuente: Departamento de Yacimientos. Petroproducción Hollín Inferior Al igual que Hollín Superior este yacimiento fue puesto en producción por primera vez en el año de 1974 dando una presión inicial de 4500 psi, en la actualidad (2009), una presión de 4200 psi. En consecuencia, se tiene un decremento de 300 psi (8.57 psi por año), tal como se ilustra en la figura 2.5. Esta mínima la declinación de presión se debe a que en este yacimiento se tiene la presencia de un acuífero activo. La producción diaria para este reservorio, al 31 de junio de 2009, es de 1763 BPPD, 5568 BAPD y 139 BGPD.

43 23 Figura 2.5: Historial de Presión de Hollín Inferior Fuente: Departamento de Yacimientos. Petroproducción A continuación se resume en la tabla 2.3 los datos de presión inicial (Pi), presión de burbuja (Pb) y presión actual (2009) para las diferentes arenas en estudio Tabla 2.3: Datos de Presión Parámetros Basal Tena Napo U Napo T Hs Hi Pi (psi) Pb (psi) P(2009) (psi) Fuente: Departamento de Yacimientos. Petroproducción. La producción mensual para el mes de Junio de 2009 del Campo Auca Auca Sur fue de BPPD, BAPD Y 1604 BAPD.

44 MAPA ISOBÁRICO Mediante este mapa, se puede visualizar si nuestros pozos a ser ubicados se en encuentran en una zona de alta o baja presión respectivamente. Figura 2.6: Mapa Isobárico de la Arena U inferior del Campo Auca Auca Sur. Fuente: Departamento de Yacimientos. Petroproducción.

45 UBICACIÓN DE LOS POZOS Para la ubicación de los pozos propuestos se recopiló la información de los pozos perforados, así como también los mapas estructurales, mapas de ambiente, y mapas de presión correspondientes a cada una de las arenas, una vez que establecimos nuestro objetivo principal (ARENA U inferior) y secundaria (ARENA T inferior), consideramos los pronósticos geológicos que consisten en: 1. La columna geológica esperada. 2. Los bloques fallados de la estructura para seleccionar los pozos vecinos. 3. La identificación de las anomalías geológicas que pueden encontrarse durante la perforación del pozo. 4. Contar con mapas geológicos para seleccionar los pozos que se revisarán para programar el nuevo pozo. 5. Contar con mapas de ambiente para obtener una continuidad de arena de los pozos nuevos con respecto a sus vecinos PARÁMETROS PARA LA UBICACIÓN DE POZOS Los criterios más importantes que se requiere para la ubicación de un pozo son los siguientes: 1. Que el nuevo pozo ubicado se encuentre en un alto estructural, que este dentro del límite del LIP (Límite Inferior de Petróleo) o CAP (Contacto Agua Petróleo), así como también que no esté muy cerca de los pozos ya perforados en el campo. Para esto utilizamos un mapa estructural de la arena objetivo (ARENA U inferior) que es el que nos permite visualizar lo dicho anteriormente.

46 26 2. Que exista una continuidad de la arena, los mapas de ambiente así como también las correlaciones mediante el software I.P (Interactive Petrophysic) permiten conocer si el nuevo pozo ubicado tiene o no continuidad de arena con respecto a sus pozos vecinos y además permite visualizar un espesor promedio para el cálculo de reservas. 3. Que el pozo se encuentre en una zona de petróleo y no en una zona de agua, para esto, se utiliza el software O.F.M (Oil File Manager). 4. Que los nuevos tengan una buena presión, para esto es importante conocer los Build-up realizados a los pozos aledaños para saber en qué valor se encuentra la presión de reservorio actualmente. 5. Que los pozos vecinos se encuentren produciendo, para esto es necesario contar con los historiales de producción de dichos pozos. Además con esta información se puede conocer la arena que actualmente produce y también si tiene una buena producción o no. 6. Una vez analizado todos los pasos anteriores, se procede a calcular las reservas. 7. Finalmente se hace una predicción de la producción para saber en cuántos años los nuevos pozos ubicados producirán. Los mapas estructurales, de ambientes, de presión, las propiedades petrofísicas de los pozos, los Buid-up, fueron facilitados por el Departamento de Yacimientos de PETROPRODUCCIÓN, los mapas de avance de agua y petróleo, así como los historiales de producción obtuvimos del O.F.M (Oil File Manager), las correlaciones de pozos mediante el I.P (Interactive Petrofhysics) A continuación se describe los pasos a seguir para la ubicación de los pozos propuestos:

47 27 1. Ubicamos los pozos propuestos en el mapa estructural (ARENA U), con el programa AutoCad se obtuvo las coordenas x y y de los pozos a proponer, se respetó el espaciamiento entre pozos de aproximadamente 500m tal como determina la DNH (Dirección Nacional de Hidrocarburos), además se consideró los altos estructurales (anticlinales) y que se encuentren dentro del límite inferior de petróleo (LIP) ya que en esta zona no hay contacto agua petróleo (CAP). ubicando 20 pozos en Auca - Auca Sur. En la figura 2.7 se tomó como ejemplo el pozo AUS D. Figura 2.7: Ubicación del Pozo AUS D en un Mapa Estructural Fuente: Departamento de Yacimientos. Petroproducción. El mapa completo se presenta en el ANEXO 2.2.

48 28 2. Los pozos ubicados en el paso 1, fueron llevados a un mapa de ambiente para saber si existe continuidad de arena con respecto a los pozos vecinos. En la figura 2.8 se hace el análisis para el pozo ubicado AUS-D. Figura 2.8: Ubicación del Pozo AUS D en los Mapas de Ambiente para U y T Inferior respectivamente Fuente: Departamento de Yacimientos. Petroproducción. Los mapas completos con todos los pozos ubicados se encuentran en los ANEXOS 2.3 al 2.4.

49 29 Mediante estos mapas se pudo observar que el pozo ubicado AUS-D, se encuentra en una arena limpia en U Inferior, y en una arena sucia para T Inferior, con una continuidad de arena limpia al AUS 1 y una discontinuidad de una arena limpia a sucia (arcillosa) al AUS 2, respectivamente. Esto quiere decir que tanto en el primer como en el segundo, caso, el pozo si es de interés hidrocarburífero. 3. Mediante el uso del programa O.F.M ubicamos las coordenadas obtenidas anteriormente, con este software se conocerá si se encuentran los nuevos pozos en una zona con alto corte de agua o buena acumulación de hidrocarburo. Los mapas utilizados para nuestro objetivo fueron: Bubble Map: Permite visualizar como se encuentra el agua y el petróleo en cada una de las arenas productoras, ver figura 2.9. Figura 2.9: Bubble Map del Campo Auca Auca Sur

50 30 Fuente: O.F.M. Petroproducción Grid Map: Por medio de este mapa se puede explicar de una mejor manera el avance del agua y de petróleo respectivamente que existe dentro del yacimiento, obteniendo un diagnóstico del campo para la ubicación de nuevos pozos a perforar, ver figura 2.10 y Figura 2.10: Grid Map de Agua del Campo Auca Auca Sur

51 31 Fuente: O.F.M. Petroproducción Figura 2.11: Grid Map de Petróleo del Campo Auca Auca Sur

52 32 Fuente: O.F.M. Petroproducción Mapa de Contornos: Se puede conocer si los pozos propuestos se encuentran en zonas con alta producción de agua, ver figura Figura 2.12: Mapa de Contorno de Acumulado de Agua

53 33 Fuente: O.F.M. Petroproducción

54 34 4. Una vez hecho todos los pasos anteriores, se ubicaron los pozos en un mapa isobárico, con el fin de visualizar si éstos se encuentran en una zona de alta o baja presión. Cualitativamente los datos de presión se obtendrán de los Buid-up, para así poder calcular el caudal. Este análisis se lo realizará más adelante. Figura 2.13: Ubicación del Pozo AUS D en un Mapa Isobárico Arena U y T Fuente: Departamento de Yacimientos. Petroproducción. Para los demás pozos ver ANEXO 2.5 y 2.6. Después de analizar todos estos mapas se descartaron 8 pozos ya que se evidenció que el avance de agua era muy alto, que no existía continuidad de arena y que había presencia de lutita en la mayoría de las arenas de interés, quedando así 12 pozos. 5. Posteriormente se observó los historiales de producción de los pozos aledaños para concretar si los nuevos pozos ubicados van a tener una buena producción.

55 35 Para el AUS - D los pozos aledaños son: AUS 1 con un Q = 320 BPPD, AUS- 2 con un Q = 182 BPPD y finalmente el AUS - 4 con un Q = 543 BPPD. Ver figuras 2.14, 2.15, Figura 2.14: Historial de Producción del Pozo AUS 1. Fuente: O.F.M. Petroproducción Figura 2.15: Historial de Producción del Pozo AUS 2. Fuente: O.F.M. Petroproducción

56 36 Figura 2.16: Historial de Producción del Pozo AUS 4. Fuente: O.F.M. Petroproducción Para el resto de pozos, los historiales se encuentran en los ANEXOS 2.7 al En la tabla 2.4 se resume la producción de dichos pozos. Tabla 2.4: Producción de los Pozos Aledaños del AUS D. Campo Pozo Yacimiento Promedio de Pruebas de Producción BPPD API Petróleo Mensual Petróleo Agua Gas BLS BLS PCS AUS 1 T AUS 2 U AUS 4 T TOTAL Fuente: Departamento de Yacimientos. Petroproducción.

57 37 6. Mediante el software I.P (Interactive Petrophysic) realizamos las correlaciones con el fin de saber la continuidad de las arenas, los topes y bases esperados, y también para calcular el espesor promedio, dato que es necesario para el cálculo de las nuevas reservas. Ver figura 2.17, para el pozo AUS D. Figura 2.17: Mapa de Secuencia entre el Pozo AUS 1 y el AUS 2. Fuente: I.P. Petroproducción Para los demás pozos, ver ANEXOS 2.14 al 2.20

58 38 7. Recopilada toda esta información se procedió a obtener las reservas de los pozos aledaños mediante el método de curvas de declinación. Para esto nos basamos del software O.F.M. 2.4 CALCULO DE RESERVAS Las reservas se consideran como el volumen de hidrocarburo existente en un yacimiento, que son factibles de recuperar y que sea técnica y económicamente rentable. Para el cálculo de las reservas que se realizan en los yacimientos de un campo petrolero, se emplea el Método Volumétrico, Curvas de Declinación, Simulación Matemática, entre otras. Sin embargo, de acuerdo a los intereses y operaciones desarrolladas en los campos se empleara el método Volumétrico y las Curvas de Declinación; debido a que los modelos de producción en base a las estadísticas de los mismos, han reflejado valores más aproximados MÉTODO DE CURVAS DE DECLINACIÓN Debido al comportamiento productivo que presentan los pozos se considera que se está tratando con un sistema de depletación. La representación gráfica de la información de producción enseña curvas que disminuyen con el tiempo y cuya extrapolación es útil para estimar proyecciones futuras de producción. Las dos cantidades que usualmente se pueden determinar son las reservas remanentes y la vida de producción cumulativa. Para generar la curva tienen que reunir dos aspectos: primero, el valor tiene que ser una función más o menos continua de la variable dependiente y cambiar de una manera uniforme y, segundo, debe haber un punto final conocido. El proceso de extrapolación es por lo tanto estrictamente de naturaleza empírica, y una expresión matemática de la tendencia de la curva basada en una consideración física del reservorio pueden ser puestos para un pequeño caso.

59 39 Los dos tipos más importantes de curvas son caudal/tiempo (Historia de Producción) y curva de declinación (Predicción de Producción); que, sabiendo los costos de operación, usualmente se hace posible determinar exactamente la rata del límite económico y éste es el punto final de la curva. El límite económico es cuando los costos de producción se igualan al valor de hidrocarburo producido. Los cambios en la rata de producción pueden ser afectados por las siguientes causas. 1. Decrecimiento en la eficiencia de los equipos de levantamiento. 2. Reducción del Índice de Productividad como resultado de los cambios físicos alrededor del pozo. 3. Cambios en el fondo del pozo como: presión, BSW, GOR, etc Declinación Exponencial La expresión matemática general para la taza de producción puede ser expresada como: dq qt 1 = q α (2.1) La tasa de declinación en esta ecuación puede ser constante o variable con el tiempo y, por ser simple en su uso se representa como una línea recta fácil de extrapolar. Si se integra esta expresión (2.1) y asumiendo la declinación constante, se tiene:

60 40 dq q dq q dq q 1 = dt α = 1 = α 1 dt α dt 1 ln q = t + c α Si las condiciones iniciales son a 0, entonces, y reemplazando en la ecuación anterior, se encuentra el valor de la constante de integración. Lnq Lnq 0 1 = (0 α = c 0 ) + c Reemplazando el valor de la constante de integración se deduce: 1 Lnq = t + Lnq0 α 1 Lnq Lnq0 = t α q 1 Ln = t q 0 α q q 0 = e q = q 0 1 t α e 1 t α La ecuación para la declinación exponencial está expresada de la siguiente forma. 1 q = qo e, Donde = D α t α. 1 q = qo. e Dt (2.2)

61 41 Donde: q = Tasa de producción al tiempo t (BPPD) qo = Tasa de producción al tiempo t=0 (BPPD) D = Declinación exponencial (1/año) t = tiempo en años. Se determina también una tasa de declinación d a partir de la ecuación: d d q = t q q q = 1 q t t+ 1 t t+ 1 (2.3) Siendo q t y qt+ 1 las tasas de producción medidos en un intervalo de tiempo de un año. En esta tasa de declinación, d no es igual a D, pero están relacionados de la siguiente forma. d = 1 e D (2.4) La ecuación para encontrar la tasa de producción a un tiempo t, reemplazando la ecuación 2.4 en la ecuación 2.2, queda expresado como: q = q (1 d) 0 t (2.5) Para obtener la producción acumulada desde el inicio de producción hasta un tiempo t, se utiliza la siguiente ecuación. q0 q Np = + q d (2.6)

62 42 Las gráficas obtenidas muestran la determinación de las reservas, la cual se basa en la tendencia estadística que presenta la tasa de producción diaria de petróleo para cada arena, mientras que las Reservas Remanentes se calculan mediante la diferencia entre las Reservas Probadas y la Producción Acumulada. Para obtener información confiable del cálculo de reservas realizadas por este método, es importante contar con un historial de producción largo (2 ó 3 años de producción mínima). En la figuras 2.18 y 2.19 se muestran los cálculos de reservas para el pozo AUS 1 y AUS 2 respectivamente. Figura 2.18: Cálculo de Reservas por Curvas de Declinación para el Pozo AUS - 1 Fuente: O.F.M. Petroproducción

63 43 Tabla 2.5: Comportamiento de Producción del Pozo AUS 1 para la Arena T Año Producción Diaria (BLS) Producción Mensual (BLS) abr Fuente: O.F.M. Petroproducción Figura 2.19: Cálculo de Reservas por Curvas de Declinación para el pozo AUS- 2 Fuente: O.F.M. Petroproducción

64 44 Tabla 2.6: Comportamiento de Producción del Pozo AUS 2 para la Arena U Año Producción Diaria (BLS) Producción Mensual (BLS) mar Fuente: O.F.M. Petroproducción Para los demás pozos, ver ANEXOS 2.21 al Finalmente procedimos a calcular las reservas de los nuevos pozos ubicados mediante el método volumétrico.

65 MÉTODO VOLUMÉTRICO Este método se emplea para calcular el volumen de petróleo presente en el yacimiento y se basa en: 1. Información obtenida de Registros eléctricos y análisis de núcleos de donde se determina el volumen total, porosidad y saturación de los fluidos. 2. Análisis del fluido donde se determina el factor volumétrico del petróleo. El área de drenaje circular del reservorio, generalmente se obtiene a partir del radio entre los pozos, los mismos que se encuentran en los mapas estructurales; ubicando el punto medio de un segmento de recta que une a los mismos. Posteriormente se grafica una área circular, la que limita a cada una de los pozos; donde se determina el radio de drenaje de un pozo medido en centímetros; luego multiplicar por un factor de conversión 1640, lo que transformamos a pies; y, finalmente la fórmula del área circular π x r2. Al dividir por el factor de conversión se obtiene el área de drenaje. El límite de reservorio no será exactamente circular y no estará en la mitad de la distancia entre los pozos cuando estos drenan un área infinita. Por ejemplo, en el caso de un yacimiento con empuje hidráulico, el radio de drenaje se extiende en el acuífero hasta alcanzar un límite impermeable Fórmulas para el Cálculo de Reservas ( ) * A * ho * φ * 1 S Reservas iniciales (BLS) = Boi w * F r (2.7) Donde: k: Permeabilidad (md) A: Área (acres)

66 46 φ: Porosidad (%) h o : Espesor neto (ft) S : Saturación de Agua (%) w Reservas Remanentes (BLS) = N r = N N (2.8) p Recuperación de petróleo inicial F r φ * = * B ( 1 S ) oi w k * µ * µ oi wi * ( S ) wi Pi * Pa (2.9) Donde: P : i Presión inicial (Psi) k: Permeabilidad (md) µ : Viscosidad del agua (cp) wi h: Espesor neto (ft) µ oi : Viscosidad del petróleo (cp) S : Saturación de agua inicial (%) wi φ : Porosidad (%) B oi : Factor volumétrico del Petróleo P a: Presión de abandono equivalente al 10% de la presión inicial Np Recuperación de Petróleo actual Fr = * 100 (2.10) N 9. Se calculó las reservas de los 12 pozos ubicados, pero de éstos solo 8 obtuvieron reservas mayores al BLS, los pozos restantes fueron descartados por tener un menor potencial de hidrocarburo.

67 47 Tabla 2.7: Cálculo de Reservas para el Pozo AUS D. Fuente: Departamento de Yacimientos. Petroproducción. Tabla 2.8: Cálculo de Reservas para el Pozo AUC A. Fuente: Departamento de Yacimientos, Petroproducción.

68 48 Tabla 2.9: Cálculo de Reservas para el Pozo AUC D. Fuente: Departamento de Yacimientos, Petroproducción. Tabla 2.10: Cálculo de Reservas para el Pozo AUC I. Fuente: Departamento de Yacimientos, Petroproducción.

69 49 Tabla 2.11: Cálculo de Reservas para el Pozo AUC L. Fuente: Departamento de Yacimientos, Petroproducción. Tabla 2.12: Cálculo de Reservas para el Pozo AUC M. Fuente: Departamento de Yacimientos, Petroproducción.

70 50 Tabla 2.13: Cálculo de Reservas para el Pozo AUC N. Fuente: Departamento de Yacimientos, Petroproducción. Tabla 2.14: Cálculo de Reservas para el Pozo AUC U. Fuente: Departamento de Yacimientos, Petroproducción.

71 51 Los resultados de las reservas de los nuevos pozos se presentan a continuación en la siguiente tabla: Tabla 2.15: Reservas Totales de los Pozos Ubicados Reservas Totales Pozo (BLS) AUS D AUC A AUC D AUC I AUC L AUC M AUC N AUC U Total Tabla 2.16: Reservas Principales de los Pozos Ubicados Pozo Reservas Principales (BLS) Arena AUS D T Inferior AUC A T Inferior AUC D U Inferior AUC I U Inferior AUC L U Inferior AUC M U Inferior AUC N U Inferior AUC U T Inferior

72 Todo este proceso de ubicación que se siguió en el AUS-D se lo realizó para los demás pozos, ver en ANEXOS. Justificativo de la Ubicación de pozos propuestos a Perforar Siendo el objetivo de PETROPRODUCCION mantener o incrementar de ser posible la producción de petróleo en sus campos, se ha propuesto la perforación de pozos direccionales de desarrollo en el campo Auca Auca Sur, los cuales son (AUS - D, AUC A, AUC D, AUC I, AUC L, AUC M, AUC N, AUC-U) La tabla 2.17 muestra las coordenadas de los pozos ubicados, así como también la plataforma de salida. Tabla 2.17: Ubicación de Coordenadas de los Pozos Ubicados y Well Pad Well Pad Pozos Ubicados (Target) Pozo X (m) Y (m) Pozo X (m) Y (m) AUS , ,6800 AUS D , ,5182 AUC , ,5120 AUC A , ,0790 AUC , ,0470 AUC D , ,9323 AUC , ,0150 AUC I , ,8129 AUC , ,7947 AUC L , ,7840 AUC , ,7947 AUC M , ,2500 AUC , ,7947 AUC N , ,0742 AUC , ,0600 AUC U , ,2500 Fuente: Departamento de Yacimientos. Petroproducción.

73 53 CAPITULO 3 ANÁLISIS DE LA UBICACIÓN DE LOS POZOS EN EL CAMPO A PERFORAR, PRUEBAS DE INTERFERENCIA Y RADIO DE DRENAJE 3.1 EVALUACIÓN DEL CAUDAL DE LOS POZOS PROPUESTOS En los capítulos anteriores se analizó los pozos propuestos mediante mapas estructurales, de ambiente, de presión, de saturación, de acumulación de agua y de petróleo con el fin obtener una excelente ubicación de los pozos a ubicar. Con el programa O.F.M. (Oil File Manager) analizamos los historiales de producción, las reservas producidas por curvas de declinación de los pozos aledaños, mientras que con el software I.P. (Interactive Petrophysics) las correlaciones así como las continuidades de las arenas. Posteriormente se calculó las reservas de cada pozo propuesto mediante un análisis volumétrico. A continuación se presentan todos los resultados en la tabla 3.1 Tabla 3.1: Coordenadas y Reservas de los Pozos Ubicados Pozo X (m) Y (m) Reservas Totales Reservas Principales Arena (BLS) (BLS) AUS D , , T Inferior AUC A , , T Inferior AUC D , , U Inferior AUC I , , U Inferior AUC L , , U Inferior AUC M , , U Inferior AUC N , , U Inferior AUC U , , T Inferior

74 54 Una vez realizado todo este procedimiento (Capítulo 2) se procedió hacer el cálculo del caudal de la arena principal o de mayor reserva para cada pozo ubicado. Con la ayuda de los B Up de los pozos vecinos se determinó la permeabilidad, presión de reservorio y presión de fondo fluyente de nuestros pozos propuestos, datos primordiales para poder determinar el caudal de los nuevos pozos mencionados y así poder realizar una predicción de la producción de petróleo. Finalmente se calculó los radios de drenaje de las pozos adjuntos con el fin se saber si nuestros pozos pueden producir de esa arena EVALUACIÓN DEL CAUDAL PARA EL POZO UBICADO AUS - D El pozo propuesto AUS D, tiene como arena objetivo la T inferior por tener el mayor volumen de reservas y como arena secundaria la U Inferior. En la Figura 3.1 se analizó la presión de los pozos vecinos que produzcan de la arena T Inferior. Figura 3.1: Presión Promedia del Reservorio T Inferior para el AUS D. Fuente: Departamento de Yacimientos. Petroproducción.

75 55 Tabla 3.2: Cálculo de Caudal Diario de Petróleo para el Pozo AUS - D Parámetros para el AUS D K (d) Numerador H (pies) 54 Denominador U (cp) 5.05 Q= 396 BPPD Bo (bl/bls) Re (m) 500 Rw (m) 0.3 Pi (psi) 3800 Pwf (psi) 2100 ln(re/rw) Pi-Pwf (psi) 1700 Fuente: Departamento de Yacimientos. Petroproducción EVALUACIÓN DEL CAUDAL DEL POZO UBICADO AUC A El pozo propuesto AUC - A tiene como arena objetivo la T inferior por tener el mayor volumen de reservas y como arena secundaria Basal Tena. En la Figura 3.2 se analizó la presión de los pozos vecinos que produzcan de la arena T Inferior. Figura 3.2: Presión Promedia del Reservorio T Inferior para el AUS D. Fuente: Departamento de Yacimientos. Petroproducción.

76 56 Tabla 3.3: Cálculo del Caudal Diario de Petróleo para el Pozo AUC A Fuente: Departamento de Yacimientos. Petroproducción EVALUACIÓN DEL CAUDAL DEL POZO UBICADO AUC D El pozo propuesto AUC - D tiene como arena objetivo la U inferior por tener el mayor volumen de reservas y como arena secundaria Hollín inferior. En la Figura 3.3 se analizó la presión de los pozos vecinos que produzcan de la arena U Inferior. Figura 3.3: Presión Promedia del Reservorio U Inferior para el AUC D. Fuente: Departamento de Yacimientos. Petroproducción.

77 57 Tabla 3.4: Cálculo del Caudal Diario de Petróleo para el AUC D Parámetros para el AUC D K (d) Numerador H (pies) 30 Denominador U (cp) 4.76 Q= 819 BPPD Bo (bl/bls) Re (m) Rw (m) 0.3 Pi (psi) 3300 Pwf (psi) ln(re/rw) Pi-Pwf (psi) Fuente: Departamento de Yacimientos. Petroproducción EVALUACIÓN DEL CAUDAL DEL POZO UBICADO AUC I El pozo propuesto AUC - I tiene como arena objetivo la U inferior por tener el mayor volumen de reservas y como arena secundaria Hollín superior. En la Figura 3.4 se analizó la presión de los pozos vecinos que produzcan de la arena U Inferior. Figura 3.4: Presión Promedia del Reservorio U Inferior para el AUC I. Fuente: Departamento de Yacimientos. Petroproducción.

78 58 Tabla 3.5: Cálculo del Caudal Diario de Petróleo para el AUC - I Parámetros para el AUC I K (d) Numerador H (pies) 27 Denominador U (cp) 4.76 Q= 256 BPPD Bo (bl/bls) Re (m) Rw (m) 0.3 Pi (psi) 1200 Pwf (psi) 600 ln(re/rw) Pi-Pwf (psi) 600 Fuente: Departamento de Yacimientos. Petroproducción EVALUACIÓN DEL CAUDAL DEL POZO UBICADO AUC L El pozo propuesto AUC L tiene como arena objetivo la U inferior por tener el mayor volumen de reservas y como arena secundaria Basal Tena. En la Figura 3.5 se analizó la presión de los pozos vecinos que produzcan de la arena U Inferior. Figura 3.5: Presión Promedia del Reservorio U Inferior para el AUC L. Fuente: Departamento de Yacimientos. Petroproducción.

79 59 Tabla 3.6: Cálculo del Caudal Diario de Petróleo para el AUC L Parámetros para el AUC L K (d) Numerador H (pies) 40 Denominador U (cp) 4.76 Q= 361 BPPD Bo (bl/bls) Re (m) Rw (m) 0.3 Pi (psi) 1100 Pwf (psi) 676 ln(re/rw) Pi-Pwf (psi) 424 Fuente: Departamento de Yacimientos. Petroproducción EVALUACIÓN DEL CAUDAL DEL UBICADO AUC M El pozo propuesto AUC - M tiene como arena objetivo la U inferior por tener el mayor volumen de reservas y como arena secundaria Basal Tena. En la Figura 3.6 se analizó la presión de los pozos vecinos que produzcan de la arena U Inferior. Figura 3.6: Presión Promedia del Reservorio U Inferior para el AUC M. Fuente: Departamento de Yacimientos. Petroproducción.

80 60 Tabla 3.7: Cálculo del Caudal Diario de Petróleo para el Pozo AUC - M Parámetros para el AUC M K (d) Numerador H (pies) 40 Denominador U (cp) 4.76 Q= 374 BPPD Bo (bl/bls) Re (m) Rw (m) 0.3 Pi (psi) 1100 Pwf (psi) 676 ln(re/rw) Pi-Pwf (psi) 424 Fuente: Departamento de Yacimientos. Petroproducción EVALUACIÓN DEL CAUDAL DEL UBICADO AUC N El pozo propuesto AUC - N tiene como arena objetivo la U inferior por tener el mayor volumen de reservas y como arena secundaria Basal Tena. En la Figura 3.7 se analizó la presión de los pozos vecinos que produzcan de la arena U Inferior. Figura 3.7: Presión Promedia del Reservorio U Inferior para el AUC N. Fuente: Departamento de Yacimientos. Petroproducción.

81 61 Tabla 3.8: Cálculo del Caudal Diario de Petróleo para el AUC N Parámetros para el AUC N K (d) 0.46 Numerador H (pies) 30 Denominador U (cp) 4.76 Q= 943 BPPD Bo (bl/bls) Re (m) Rw (m) 0.3 Pi (psi) 1300 Pwf (psi) 902 ln(re/rw) Pi-Pwf (psi) 398 Fuente: Departamento de Yacimientos. Petroproducción EVALUACIÓN DEL CAUDAL DEL POZO UBICADO AUC - U El pozo propuesto AUC - U tiene como arena objetivo la T inferior por tener el mayor volumen de reservas y como arena secundaria Basal Tena En la Figura 3.8 se analizó la presión de los pozos vecinos que produzcan de la arena T Inferior. Figura 3.8: Presión Promedia del Reservorio U Inferior para el AUC U. Fuente: Departamento de Yacimientos. Petroproducción.

82 62 Tabla 3.9: Cálculo del Caudal diario de Petróleo para el AUC U Fuente: Departamento de Yacimientos. Petroproducción. A continuación, en la tabla 3.9 se resumen los resultados anteriormente obtenidos Tabla 3.10: Caudal de los Pozos Ubicados Pozos Arena Objetivo Caudal (BPPD) AUS D T Inferior 396 AUC - A T Inferior 453 AUC D U Inferior 819 AUC I U Inferior 256 AUC L U Inferior 361 AUC M U Inferior 374 AUC N U Inferior 943 AUC - U T Inferior 344 Fuente: Departamento de Yacimientos. Petroproducción.

83 PRUEBAS DE INTERFERENCIA Son pruebas en la que normalmente involucra dos pozos: un pozo activo (que está produciendo o inyectando) y un pozo cerrado o de observación de presión. Las pruebas de interferencia tienen dos objetivos fundamentales: 1. Determinar si dos o más pozos tienen comunicación de presión en el mismo yacimiento. 2. Si la comunicación existe, proporcionar estimaciones de la capacidad, k*h, y del producto porosidad-compresibilidad, Φ*Ct, en la vecindad de los pozos probados. El término interferencia es usado cuando la producción de un pozo particular causa una caída de presión detectable en un pozo adyacente. En una prueba de inferencia un caudal modificado de larga duración en un pozo activo crea una inferencia de presión en un pozo de observación. Estas pruebas requieren al menos un pozo activo (productor o inyector) y al menos un pozo de observación que por lo general está cerrado. En la figura 3.9 se ilustra esquemáticamente el caso típico de una prueba de inferencia que se realiza en un yacimiento de gran extensión. Para medir las presiones se baja un elemento registrador y luego se cierra el pozo de observación. Una prueba de interferencia se efectúa inyectando o produciendo fluidos desde uno o más pozos (pozo activo) y observando la respuesta de la presión de fondo en otro u otros pozos (pozo de observación).

84 64 Figura 3.9: Pozos activo y de observación en la prueba interferencia Fuente: Fundamentos de Prueba de Presión. Ing. Raúl Valencia Las pruebas de inferencia presentan la ventaja de tener una mayor área de investigación en un reservorio que una prueba de pozos simple (prueba de incremento o decremento de presión); aunque es una creencia común que las pruebas de inferencia proveen solo información de la región entre los pozos, los resultados de la prueba son influenciados por una región mucho más grande. Vela y McKinley muestran la región influenciada por la prueba (un rectángulo con lados de longitud 2r inf y 2r inf + r) indicada en la figura 3.10, donde, r inf, es el radio de influencia alcanzado por el pozo activo durante la prueba, y r, es la distancia entre el pozo de observación y el pozo activo. Figura 3.10: Región aproximada de influencia en una Prueba de Interferencia Fuente: Fundamentos de Prueba de Presión. Ing. Raúl Valencia

85 65 En conclusión, la finalidad del análisis de una prueba de interferencia es medir la presión a una distancia r del pozo; siendo r la distancia entre el pozo observador y el pozo activo. 3.3 RADIO DE DRENAJE (r e ) Es la distancia comprendida desde el centro del pozo y el límite de volumen de roca permeable. Se lo llama radio de drenaje, ya que en la mayoría de los casos se asume un flujo radial desde el reservorio hacia el pozo, ver figura Figura 3.11: Radio de Drenaje (r e ) y Radio del Pozo (r w ) Fuente: Productividad de Pozos. Ópica Consultores 3.4 ANÁLISIS DE INTERFERENCIA DE POZOS Para realizar el análisis de interferencia de los pozos nuevos con respecto a sus vecinos, se procedió a calcular los radios de drenaje de los pozos aledaños con el fin de saber que distancia ya han drenado y con eso, saber si hay no área de drenaje para los nuevos pozos ubicados en el campo Auca Auca Sur. A continuación se muestra un ejemplo de cálculo para el pozo ubicado AUC- A

86 66 Ejemplo de Cálculo del Radio de Drenaje AUS D. Para obtener la ecuación de nos permita calcular el radio de drenaje, partimos de la ecuación de reservas. Re 7758* φ * S * A* h = Fr (3.1) β o servas * o 2 * r e A = π (3.2) 1 acre = 4046,856 m 2 Remplazando la ecuación 3.2 en 3.1 y despejando, se obtiene la ecuación de radio de drenaje (3.3) o 2 e π * r 7758 * φ * So * * h 4046,856 Reservas = * F β r 2 e Reservas * β o * 4046,856 = 7758 * φ * S * h * F o r r r e Re servas * β * 4046,856 o = (3.3) 7758 * φ * S o * h * F r Donde: φ = Porosidad S o = Saturación de Petróleo β o = Factor Volumétrico del Petróleo F r = Factor de recobro h = Espesor r e = Radio de drenaje

87 67 AUS 1 Datos: N p = MBLS φ = % S o = % β o = F r = 29.4% h = 54 ft Arena Productora = Ti r e = Re servas * β * 4046,856 o 7758 * φ * S o * h * F r r e = * * 4046, * * * 54 * r e = m AUS 4 Datos: N p = MBLS φ = % S o = % β o = F r = 29.4% h = 50 ft Arena Productora = Ti

88 68 r e = Re servas * β * 4046,856 o 7758 * φ * S o * h * F r r e = * * 4046, * * * 50 * r e = m A continuación en la tabla 3.11 se muestran todos los resultados de los radios de drenaje de los pozos vecinos con respecto a los pozos propuestos. Tabla 3.11: Radios de Drenaje de los Pozos Aledaños Pozo Pozos Arena r e Propuesto Aledaños Productora m AUS - D AUS - 1 AUS - 4 Ti Ti AUC - A AUC -4 AUC-40 Ti Ti AUC - D AUC-52 Ui AUC - I AUC - 10 Ui AUC - L AUC - 31 Ui AUC - M AUC - 31 Ui AUC - N AUC - 9 Ui AUC - 20 AUC - U AUC -21 Ti Ti En la tabla 3.12 se analiza las distancias que tienen los pozos nuevos con respecto a sus vecinos.

89 69 Tabla 3.12: Distancia de los pozos nuevos con respecto a sus aledaños Distancia Pozo Propuesto Pozos Aledaños entre Pozos Arena Productora m AUS Ti AUS - D AUS Ui AUS Ti AUC - A AUC Ti AUC Ti AUC Ti AUC - D AUC Ui AUC Hs AUC - I AUC - L AUC Ui AUC Ui AUC Hs AUC Ui AUC - M AUC Hs AUC BT AUC - N AUC Hs AUC Ui AUC Ti AUC - U AUC Ti AUC Hs

90 70 Analizando los resultados de radio de drenaje de los pozos ubicados con respecto a los vecinos, se concluyó que en algunos existe interferencia y en otros no. Ver Tabla 3.13 Tabla 3.13: Análisis de la Interferencia entre los Pozos Propuestos y los Pozos Aledaños Pozo Propuesto Pozos Aledaños Distancia entre Pozos Arena Productora re Pozos Aledaños re Pozos Propuestos Interferencia m m m AUS D AUC A AUS Ti SI AUS Ti NO AUC Ti SI AUC Ti SI AUC D AUC Ui NO AUC I AUC Ui NO AUC L AUC Hs NO AUC M AUC Ui SI AUC N AUC Ui SI AUC U AUC Ti SI AUC Ti SI 3.5 PREDICCIÓN DE LA PRODUCCIÓN DE PETRÓLEO A continuación se muestra el análisis de predicción de producción de petróleo que se obtuvo a partir de los datos calculados de reservas y caudales para los pozos propuestos, diaria, anual y acumulada, reservas remanentes y el porcentaje de reservas recuperadas. Los resultados de este análisis y las graficas de la predicción de producción de petróleo en función del tiempo se presentan a continuación.

91 71 Tabla 3.14: Predicción de la Producción de Petróleo AUC A. Reservas Originales (BLS) Periodo De Producción (Años) Producción Máxima Diariaa (BLS) Producción Producción Producción Reservas Reservas Año Diaria Anual Acumulada Remanentes Recuperadas BPPD BLS BLS BLS % Figura 3.12: Predicción de la Producción de Petróleo AUC A. PRODUCCION DE PETROLEO (BF) TIEMPO (AÑOS)

92 72 Tabla 3.15: Predicción de la Producción de Petróleo AUC D. Reservas Originales (BLS) Periodo De Producción (Años) Producción Máxima Diaria (BLS) Producción Producción Producción Reservas Reservas Año Diaria Anual Acumulada Remanentes Recuperadas BPPD BLS BLS BLS % Figura 3.13: Predicción de la Producción de Petróleo AUC D PRODUCCION DE PETROLEO (BF) TIEMPO (AÑOS)

93 73 Tabla 3.16: Predicción de la Producción de Petróleo AUC I. Reservas Originales (BLS) Periodo De Producción (Años) Producción Máxima Diaria (BLS) Año Producción Diaria BPPD Producción Anual BLS Producción Acumulada BLS Reservas Remanentes BLS Reservas Recuperadas % Figura 3.14: Predicción de la Producción de Petróleo AUC I. PRODUCCION DE PETROLEO (BF) TIEMPO (AÑOS)

94 74 Tabla 3.17: Predicción de la Producción de Petróleo AUC L Reservas Originales (BLS) Periodo De Producción (Años) Producción Máxima Diaria (BLS) Producción Producción Producción Reservas Reservas Año Diaria Anual Acumulada Remanentes Recuperadas BPPD BLS BLS BLS % Elaborado por: Xavier Guer errero, Pablo Valencia Figura 3.15: Predicción de la Producción de Petróleo AUC L. PRODUCCION DE PETROLEO (BF) TIEMPO (AÑOS)

95 75 Tabla3.18: Predicción de la Producción de Petróleo AUC M. Reservas Originales (BLS) Periodo De Producción (Años) Producción Máxima Diariaa (BLS) Producción Producción Producción Reservas Reservas Año Diaria Anual Acumulada Remanentes Recuperadas BPPD BLS BLS BLS % Elaborado por: Xavier Guerrero, Pablo Valencia Figura 3.16: Predicción de la Producción de Petróleo AUC M. PRODUCCION DE PETROLEO (BF) TIEMPO (AÑOS)

96 76 Tabla 3.19: Predicción de la Producción de Petróleo AUC N. Reservas Originales (BLS) Periodo De Producción (Años) Producción Máxima Diaria (BLS) Producción Producción Producción Reservas Reservas Año Diaria Anual Acumulada Remanentes Recuperadas BPPD BLS BLS BLS % Figura 3.17: Predicción de la Producción de Petróleo AUC N PRODUCCION DE PETROLEO (BF) TIEMPO (AÑOS)

97 77 Tabla 3.20: Predicción de la Producción de Petróleo AUC U. Reservas Originales (BLS) Periodo De Producción (Años) Producción Máxima Diaria (BLS) Año Producción Diaria BPPD Producción Anual BLS Producción Acumulada BLS Reservas Remanentes BLS Reservas Recuperadas % Figura 3.18: Predicción de la Producción de Petróleo AUC U. PRODUCCION DE PETROLEO (BF) TIEMPO (AÑOS)

98 78 Tabla 3.21: Predicción de la Producción de Petróleo AUS D. Reservas Originales (BLS) Periodo De Producción (Años) Producción Máxima Diaria (BLS) Producción Producción Producción Reservas Reservas Año Diaria Anual Acumulada Remanentes Recuperadas BPPD BLS BLS BLS % Figura 3.19: Predicción de la Producción de Petróleo AUC N. PRODUCCION DE PETROLEO (BF) TIEMPO (AÑOS)

99 79 CAPITULO 4 PROGNOSIS DE LA PERFORACIÓN DE LOS POZOS A PERFORAR En este capítulo se presenta los diferentes programas de perforación que se requiere para realizar la respectiva prognosis de perforación, los cuales son: Programa de Perforación Direccional Programa de Brocas Programa de Lodos Programa de Hidráulica Programa de Tubería de Revestimiento Programa de Cementación Para cada uno de estos programas, se analizará conceptos generales básicos para mayor entendimiento. 4.1 PROGRAMAS DE PERORACIÓN DEL POZO AUS-D PROGRAMA DE PERFORACIÓN DIRECCIONAL Conceptos Generales La perforación direccional es el proceso de dirigir el pozo a lo largo de una trayectoria hacia un objetivo predeterminado, ubicado a determinada distancia lateral de la localización lateral del equipo de perforación. Al principio, esta tecnología surgió como una operación que remedió y se desarrollo de tal manera que ahora se considera una herramienta de optimización de yacimientos.

100 80 Comprende aspectos tales como: Tecnología de pozos horizontales, de alcances extendidos y multilaterales, El uso de herramientas que permiten determinar la dirección e inclinación de un pozo durante la perforación del mismo (MWD), Estabilizadores y motores de fondo de calibre ajustable, Brocas bicéntricas, por mencionar algunos. El control de desviación se define como el proceso de mantener al agujero dentro de algunos límites predeterminados, relativos al ángulo de inclinación, o al desplazamiento horizontal con respecto a la vertical o ambas. La terminología de las mediciones direccionales se ha desarrollado y cambiado con el tiempo. Los siguientes términos son los que se emplean en estas operaciones para evitar confusiones, pero no necesariamente son de uso generalizado. Muchos de estos términos tienen nombres alternativos. Profundidad Medida (MD) Es la longitud de la trayectoria que sigue el pozo direccional desde el inicio del pozo hasta el punto final perforado, que se lo determina por la longitud de toda la sarta de perforación. Profundidad Vertical Verdadera (TVD) Es la distancia vertical medida desde el inicio del pozo hasta la máxima profundidad que alcanza sin tomar en cuenta ningún tipo de desviación. En la figura 4.1 se representa estos tipos de profundidades.

101 81 Figura 4.1: Profundidad Vertical Verdadera vs. Profundidad Medida Fuente: Diseño de la Perforación de Pozos Tomo 8. Desplazamiento Horizontal (DH) Es la máxima distancia horizontal entre dos puntos del pozo, proyectados sobre el plano horizontal o, en otras palabras visto en planta. Punto de Arranque Kick Off Point (KOP) Es el punto a una profundidad determinada donde el pozo se empieza a desviar de la vertical, es decir es el final de la sección vertical. Azimut Es el ángulo que forma la componente horizontal del hoyo o eje del instrumento de medición con un norte conocido de referencia. Esta referencia es el norte verdadero, norte magnético, o norte de la cuadrícula (grid north), y se mide en sentido horario por convención. La dirección del hoyo se mide en grados y se expresa ya sea en forma de azimut (de 0 a 360º) o en forma de cuadrante (NE, SE, NW, SW).

102 82 Inclinación Es el ángulo (en grados) entre la vertical local, dada por el vector local de gravedad como lo indica una plomada, y la tangente del eje del pozo en un punto determinado. Por convención 0 corresponde a la vertical y 90 a la horizontal Tipos de Pozos Direccionales Los perfiles de pozos direccionales pueden ser de tres formas en general: Tipo S Son pozos en los cuales primero se mantienen vertical, luego se desvían de la vertical hasta un ángulo máximo y esta inclinación se mantiene hasta cierta profundidad, para luego hacer que esta inclinación decaiga hasta que se llega casi a la vertical alcanzando al objetivo final. Su nombre lo lleva porque la forma final del pozo es como de una S, así como se puede apreciar en la figura 4.2. Figura 4.2: Diseño Tipo S y sus Características. Fuente: Fundamentos de Perforación Direccional Schlumberger.

103 83 Tipo J También conocido como SLANT. Este tipo de trayectoria es parecida a la anterior con la diferencia de que no tiene la parte final de caída del ángulo, lo que se hace es que con el ángulo máximo de desviación de la vertical se llega al objetivo final, como se puede apreciar en la figura 4.3. Figura 4.3: Diseño Tipo J y sus Características Fuente: Fundamentos de Perforación Direccional Schlumberger. Tipo Horizontal Este tipo de perfil se diferencia de los anteriores en su parte final, por que igualmente se desvía el pozo de la vertical hasta cierto ángulo (el cual ya no es el máximo de desviación) y este se mantiene hasta cierta profundidad. Luego este ángulo se lo va incrementando hasta llegar a los 90 de desviación de la vertical, es decir la horizontal, de donde se deriva su nombre, lo cual se muestra en la figura 4.4. Este penetra el yacimiento con 90 o más; este tipo de pozos puede llegar a producir más que varios pozos verticales juntos, debido a que el parámetro espesor h, que intervienen en las ecuaciones de flujo y que es directamente proporcional al caudal q, es mayor en los pozos horizontales que en los verticales, en los cuales podría ser como máximo el espesor de la arena.

104 84 Figura 4.4: Diseño Tipo Horizontal y sus Características. Fuente: Fundamentos de Perforación Direccional Schlumberger Análisis del Plan Direccional de Pozos El primer paso en la planeación de cualquier proyecto direccional es diseñar la trayectoria del pozo para alcanzar el objetivo propuesto. El diseño inicial debe proponer los diferentes tipos de trayectoria que pueden ser perforados económicamente. El segundo paso o diseño final debe incluir los efectos de las condiciones geológicas sobre los aparejos de fondo que serán utilizados y otros factores que pudieran influenciar la trayectoria del pozo, por lo tanto, podemos decir que la selección del tipo de trayectoria dependerá principalmente de los siguientes factores: Características de la estructura geológica Espaciamiento entre pozos Profundidad vertical Herramientas a utilizar en la Perforación Direccional Entre las principales herramientas a utilizarse en una perforación direccional tenemos:

105 85 Herramientas MWD Permiten obtener información en el fondo del pozo durante las operaciones de perforación, recopilan la información direccional en pulsos de presión, que son enviados a superficie a través del lodo por el interior de la sarta de perforación, luego se decodifica la información para el concerniente procesamiento y transmisión. De esta manera, la información de survey puede recibirse en tiemporeal y usarse para tomar decisiones durante la perforación direccional. Los sensores para la toma de surveys y el direccionamiento son: Acelerómetros y magnetómetros triaxiales para obtener la inclinación y dirección del hoyo, así como el toolface magnético y gravitacional. ABI TM (at-bit inclination). Acelerómetros triaxiales en la caja de la broca del motor de lodo, inmediatamente encima de la broca. Con el propósito de mejorar el control de la trayectoria. Los sistemas MWD pueden dividirse en los equipos de superficie y los equipos de fondo. Los equipos de superficie son los que reciben y decodifican la información de survey y envían dicha información al taladro para que pueda ser usada por el perforador direccional entre los equipos de superficie tenemos: un transductor de presión en el standpipe, un sistema de recepción y decodificación, una computadora. Los equipos de fondo son los responsables de obtener la información de survey y enviarla a superficie entre los equipos de fondo tenemos: los sensores, el pulser o transmisor, un microprocesador. Una de las consideraciones operaciones a tomar en cuenta, al usar herramienta MDW es que los surveys se obtienen en la conexión de cada parada (89ft a 94ft), apagando durante 35s las bombas y luego prendiéndolas, la herramienta entiende la orden y toma los datos de survey mientras se mantiene estática la sarta durante 1 minuto con las bombas prendidas.

106 86 Motor de Fondo Direccional Los motores de fondo constituyen el último desarrollo en herramientas desviadoras. Son operados hidráulicamente por medio del lodo de perforación bombeado desde la superficie a través de la tubería de perforación. Pueden utilizarse para perforar tanto pozos verticales como direccionales. Entre las principales ventajas proporcionadas por el empleo de los motores de fondo podemos mencionar los siguientes: Proporcionan un mejor control de desviación. Posibilidad de desviar en cualquier punto de la trayectoria del pozo. Ayudan a reducir la fatiga de la tubería de perforación. Generan arcos de curvatura suaves durante la perforación. Se pueden obtener mejores ritmos de penetración. Analizando las ventajas anteriores podemos concluir que el uso de los motores de fondo, reduce los riesgos de pescados, hacer óptima la perforación y en consecuencia, disminuye los costos totales de perforación. Cabe aclarar que el motor de fondo no se realiza la desviación por si solo, requiere del empleo de un codo desviador (bent sub.). El ángulo del codo es el que determina la severidad en el cambio de ángulo. Los motores de fondo pueden trabajar (en mayoría de los casos) con cualquier tipo de fluido de perforación (base agua aceite), lodos con aditivos e incluso con materiales obturantes. Aunque los fluidos con alto contenido de sólidos reduce en forma significativa la vida de la herramienta. El contenido de gas o aire en el fluido pueden provocar daños por cavilación en el hule del estator. El tipo de diámetro del motor a utilizar depende de los siguientes factores:

107 87 Diámetro del agujero. Programa hidráulico. Angulo del agujero al comenzar la operación de desviación. Accesorios (estabilizadores, lastrabarrenas, codos, etc.). La vida útil del motor depende en gran medida de las siguientes condiciones: Tipo de fluido. Altas temperaturas. Caídas de presión en el motor. Peso sobre barrena. Tipo de formación. Los motores de fondo pueden ser de turbina o helicoidales. En la figura 4.5 se muestra un diagrama de un motor dirigible, el cual es la herramienta más utilizada para perforar pozos direccionales y se caracteriza por tener la versatilidad de poder perforar tanto en el modo rotatorio, como deslizando. Ambos motores pueden dividirse en los siguientes componentes: conjunto de válvula de descarga o de paso, conjunto de etapas (rotor-estator, hélices parciales), conjunto de conexión, conjunto de cojinetes y flecha impulsora, unión sustituta de rotación para barrena. Figura 4.5: Arreglo de un Motor de Fondo. Fuente: Perforación Direccional de Drilling Consulting. C.A

108 Diseño del Programa de Perforación Direccional Objetivo General del Pozo El AUS D es un pozo tipo S que será perforado para alcanzar el objetivo principal: La arena T Inferior Coordenadas de Superficie y de Llegada Las coordenadas tanto de superficie como de llegada se presentan a continuación en la tabla 4.1 Tabla 4.1: Coordenadas de Superficie Y Llegada del Pozo AUS D. Coordenadas De Superficie Coordenadas de Llegada Pozo X (m) Y (m) Pozo X (m) Y (m) AUS , ,6800 AUS D , ,5182 Fuente: Departamento de Perforación. Petroproducción. Con respecto a la información de profundidades que se requiere para el respectivo diseño se presenta en la tabla 4.2 Tabla 4.2 Información adicional Pozo Tipo de Pozo Elevación Nivel del Terreno Elevación Mesa Rotaria (E.M.R) Profundidad Total MD Profundidad Total TVD AUS D Direccional 855 pies 880 pies pies pies Fuente: Departamento de Perforación. Petroproducción.

109 89 Información del Pozo Tanto el objetivo principal como el secundario para el diseño se presentan en las tablas 4.3 y 4.4. Tabla 4.3: Información Primaria Objetivo Principal. Objetivo Principal T Inferior TVD (pies) MD (pies) Inclinación 0.00 Azimut X ,7008 m Y ,5182 m Fuente: Departamento de Perforación. Petroproducción. Tabla 4.4: Información Secundaria Objetivo Secundario. Objetivo Principal U Inferior TVD (pies) MD (pies) Inclinación 0.00 Azimut X ,7008 m Y ,5182 m Fuente: Departamento de Perforación. Petroproducción. Servicios Direccionales Las brocas que se recomendará usar son dos de 12 ¼ hasta una profundidad de 6588 pies y una de 8 ½ hasta pies, en la tabla 4.5 se presenta toda la información.

110 90 Tabla 4.5: Diseño del BHA Tamaño del Hoyo De (pies) Hasta (pies) BHA/Tool Denominación 12 ¼ Convencional Convencional 12 ¼ Power Pak A962M6735XP 8 ½ Power Pak A675M7850XP Fuente: Departamento de Perforación. Petroproducción. Surveys Definitivos El método usado para el cálculo de la trayectoria del pozo es el de curvatura mínima. Para el diseño del survey, primero se hará una perforación vertical hasta los 700 pies, a esta profundidad tenemos el primer KOP, punto en el cual inicia la direccional con un dogleg de 1,8º/100 pies y un azimut de º hasta los 2255 pies, De aquí hasta 3705 pies mantenemos la tangente con una inclinación de º, además a esta profundidad se encuentra el segundo KOP, nuevamente el pozo empieza a desviarse con un dogleg 0,9º/100 pies hasta 6588 pies, lugar donde termina la perforación con broca 12 ¼ y tubería de revestimiento de 9 5/8. A partir de los 6815 pies se perfora verticalmente con una broca de 8 ½ y se inserta un liner de 7, hasta nuestra profundidad objetivo de pies. A continuación en la tabla 4.6 se presenta el programa del survey para el pozo AUS D, realizado por la compañía Schumberger, así como también la curva de diseño del survey. Figura 4.6 Para la realización del pozo direccional, Schlumberger sugiere el siguiente programa del BHA tanto para primera sección de 12¼ como para la segunda sección de 8½, que se presentan a continuación en las tablas 4.7 y 4.8.

111 91 Tabla 4.6: Survey Definitivos Measured Vertical Sub-Sea UTM Coordinates Vertical Dogleg Depth Incl. Azim. Depth Depth Northings Eastings Section Rate Comments (ft) (ft) (ft) (m) (m) (ft) ( /100ft) , , , , , , ' MD 900 3,6 32, ,87-95, , ,814 6,28 1, ,2 32, ,95 103, , ,883 25,1 1, ,8 32, ,45 300, , ,984 56,38 1, ,4 32, ,6 496, , , , , ,63 688, , , ,79 1, ,6 32, ,78 876, , ,24 223,53 1, , ,1 1149, , , ,94 1,8 2255,06 27,991 32, , , , , ,35 1,8 Start Hold ? Inc ,991 32, , , , , , ,991 32, , , , , , ,991 32, , , , , , ,991 32, , , , , , ,991 32, , , , , , ,991 32, , , , , , ,991 32, , , , , , ,991 32, , , , , , ,09 27,991 32, , , , , ,9 0 Start Drop -0.90?/100' ,237 32, , , , , ,73 0, ,437 32, , , , , ,32 0, ,637 32, , , , , ,18 0, ,837 32, , , , , ,25 0, ,037 32, , , , , ,44 0, ,237 32, , , , , ,7 0, ,437 32, , , , , ,95 0, ,637 32, , , , , ,15 0, ,837 32, , , , , ,24 0, ,037 32, ,7 4357, , , ,18 0, ,237 32, , , , , ,94 0, ,437 32, , , , , ,48 0,9 6287,88 4,746 32, , , , ,79 0,9 Orteguaza ,637 32, , , , , ,78 0, ,837 32, , , , , ,81 0,9 6587,88 2,046 32, , , , , ,56 0,9 95/8" ,037 32, , , , , ,57 0,9 6815, , , , , ,61 0,9 Start Hold Vertical 7217, , , , ,61 0 Tiyuyacu 8441, , , , ,61 0 Conglom. Tiyuyacu Inf 8699, , , , ,61 0 Tena 9470, , , , ,61 0 Basal Tena 9485, , , , ,61 0 Napo 9656, , , , ,61 0 Tope Caliza M , , , , ,61 0 Base Caliza M , , , , ,61 0 Tope Caliza M , , , , ,61 0 Base Caliza M , , , , ,61 0 Tope Caliza A 10143, , , , ,61 0 Base Caliza A - Tope U Sup , , , , ,61 0 Tope U Inferior 10249, , , , ,61 0 Base u Inferior 10365, , , , ,61 0 Tope Caliza B 10406, , , , ,61 0 Tope T Superior 10467, , , , ,61 0 Tope T Inferior 10506, , , , ,61 0 Base T Inferior 10631, , , , ,61 0 Caliza C 10653, , , , ,61 0 Hollin Superior 10695, , , , ,61 0 Hollin Inferior 10825, , , , ,61 0 TD at ' MD Fuente: Departamento de Perforación. Petroproducción y Schlumberger

112 Figura 4.6: Gráfica del Survey Programado 92

113 93 Tabla 4.7: Programa del BHA #1 Sección 12 ¼ N Descripción OD ID Longitud 1 12 ¼ Broca A962M6735XP (1.5 deg) Float Sub ¼ Pony Mone Estabilizador ¼ Pony Mone MWD Power Pulse HF ¼ Monel X 8 Drill Collars (2 joints) Crossover X 5 HWDP (9 joints) /8 Martillo Hidráulico X 5 HWDP (11 joints) Fuente: Departamento de Perforación. Petroproducción. Tabla 4.8: Programa del BHA #2 Sección 8 ½ N Descripción OD ID Longitud 1 8 1/2 Broca PDC A675M7850XP (1.15 deg) ½ Float Sub ¾ Pony Mone /8 Estabilizador ¾ Pony Mone MWD ¾ Monel X 5 HWDP (9 joints) Martillo Hidráulico X 5 HWDP (11 joints) Fuente: Departamento de Perforación. Petroproducción.

114 PROGRAMA DE BROCAS Conceptos Generales Las brocas son herramientas de corte, localizada en el extremo inferior de la sarta de perforación, utilizada para cortar o triturar la formación durante el proceso de la perforación rotaria. Su función es perforar los estratos de la roca mediante el vencimiento de su esfuerzo de compresión y de la rotación de la barrena Clasificación de las Brocas En la actualidad existen varios tipos de brocas para la perforación de pozos petroleros que difieren entre sí, ya sea en su estructura de corte o por su sistema de rodamiento, por ejemplo, cuando son de tres conos o por los materiales usados en su construcción. De acuerdo con lo anterior, las brocas se clasifican en: Brocas Tricónicas Brocas de Cortadores Fijos Brocas Especiales Brocas Tricónicas Las brocas tricónicas tienen 3 conos cortadores que giran sobre su eje. Por su estructura de corte se fabrican de dientes y de inserto de carburo de tungsteno. Actualmente las brocas tricónicas sólo son usadas en las primeras etapas de la perforación.

115 95 Figura 4.7: Broca Tricónica Fuente: Manual de Perforación de Pozos Brocas de Cortadores Fijos Las brocas de cortadores fijos son cuerpos compactos, sin partes móviles, con diamantes naturales o sintéticos, incrustados parcialmente en su superficie inferior y lateral que trituran la formación por fricción o arrastre. Figura 4.8: Brocas de Cortadores Fijos Fuente: Manual de Perforación de Pozos Estas brocas se dividen en: Brocas de Diamante Natural Brocas de Diamante Térmicamente Estable (TSP) Brocas Compactas de Diamante Policristalino (PDC)

116 96 Brocas de Diamante Natural Las brocas de diamante natural tienen un cuerpo fijo cuyo material puede ser de matriz o de acero. Su tipo de corte es de diamante natural (el diamante es el material más duro hasta ahora conocido) incrustado en el cuerpo de la barrena. El uso de estas brocas es limitado en la actualidad, salvo en casos especiales para perforar formaciones muy duras y abrasivas. Brocas de Diamante Térmicamente Estable (TCP) Las brocas térmicamente estable (TSP), son usadas para perforar rocas duras, por ejemplo caliza dura, basalto y arenas finas duras, entre otras. Brocas Compactas de Diamante Policristalino (PDC) Las barrenas PDC pertenecen al conjunto de barrenas de diamante con cuerpo sólido y cortadores fijos. Su diseño de cortadores está hecho con diamante sintético en forma de pastillas (compacto de diamante), montadas en el cuerpo de los cortadores de la barrena, pero a diferencia de las brocas de diamante natural y las STP, su diseño hidráulico se realiza con sistema de toberas para lodo, al igual que las barrenas tricónicas. Este tipo de barrenas es la más utilizada en la actualidad para la perforación de pozos petroleros. Brocas Especiales Las brocas especiales pueden ser de dos tipos: ampliadoras o bicéntricas y se utilizan para operaciones tales como: la ampliación del diámetro del agujero, ya sea desde la boca del pozo (superficial) o desde una profundidad determinada.

117 97 Figura 4.9: Brocas Especiales Fuente: Manual de Perforación de Pozos La selección del grupo de brocas que ha de utilizarse en la perforación en un determinado sitio, depende de los diámetros de las sartas de revestimientos requeridas. Por otra parte, las características y grado de solidez de los estratos que conforman la columna geológica en el sitio, determinarán el tipo de brocas más adecuado que debe elegirse. Generalmente, la elección de barrenas se fundamenta en la experiencia y resultados obtenidos en la perforación de formaciones muy blandas, blandas, semi-duras, duras y muy duras en el área u otras áreas. Uno de los objetivos en la selección de las brocas es la de reducir los costos de perforación Diseño del Programa de Brocas Se utilizará una broca tricónica de 26 para construir el hueco donde se bajará la tubería conductora a una profundidad de 180 pies. A continuación se requerirá otra broca tricónica de 12 ¼ en un intervalo desde pies (MD) para atravesar las zonas someras tales como el gumbo y las chalcanas.

118 98 Para la siguiente sección se utilizará una broca PDC con el fin de evitar el embolamiento en las arcillas de Orteguaza. A una profundidad de 6588 pies se ha planificado el asentamiento de la tubería de revestimiento de 9 5/8 en la formación Orteguaza. Para la última sección se usará dos brocas PDC de 8 ½. La primera atravesará lo que queda de la formación Orteguaza, Tiyuyacu y avanzará lo más que se pueda en la formación Tena. Sin embargo para nuestro programa y dependiendo de las operaciones propias de la perforación hemos visto técnicamente necesario realizar un cambio de broca por otra PDC a los 8700 pies. Con esta última broca franquearemos las siguientes formaciones: Formaciones MD Pies TVD Pies Basal Tena 9470, ,49 Napo 9485, ,49 Tope Caliza M , ,49 Base Caliza M , ,49 Tope Caliza M , ,49 Base Caliza M , ,49 Tope Caliza A 9969, ,49 Base Caliza A 10143, ,49 Tope U Inferior 10198, ,49 Base U Inferior 10249, ,49 Tope Caliza B 10365, ,49 Tope T Superior 10406, ,49 Tope T Inferior 10467, ,49 Base T Inferior 10506, ,49 Caliza C 10,631, ,49 Hollín Superior 10653, ,49 Hollín Inferior 10695, ,49

119 99 Es lógico que al atravesar las formaciones duras como las calizas se recomienda un control de parámetros de perforación (bajo RPM, peso y control de caudal) con esto, este es el programa propuesto de brocas. Ver Tabla 4.9 Tabla 4.9: Programa de Brocas No. Diámetro Tipo Boquillas Intervalo (pies) Peso (1000 lbs.) RPM 1 26 CR1 3 X ¼ XT1-GSX 4 X ¼ FM3566Z 4 X ½ FMH3565ZR 6 X ½ FM3565C 5 X Fuente: Departamento de Perforación. Petroproducción PROGRAMA DE LODOS Conceptos Generales Este fluido de circulación (usualmente lodo), cumple con los requisitos de eficiencia de limpieza y seguridad durante la perforación de un pozo Funciones de los Fluidos de Perforación Entre las principales funciones que tienen los lodos de perforación son: Mantener la perforación libre de escombros de canal. Ejercer suficiente presión hidrostática sobre la formación. Impedir que las paredes se derrumben.

120 100 Enfriar y lubricar la sarta de perforación. Reducir la fricción entre el hoyo y la sarta de perforación. Contribuir a suspender el peso de la sarta y revestimiento de perforación. Entregar energía hidráulica a la formación bajo el taladro. Observar y detectar información acerca del pozo. Impedir la corrosión de la sarta de perforación. Limitar el daño a la formación. Minimizar problemas de canal como sobre tensión, circulación de pérdida, tubería atascada e inestabilidad del hoyo del pozo Clasificación de los Fluidos de Perforación En el siguiente esquema, se muestra la clasificación de los fluidos de perforación, siendo el más utilizado el fluido base agua.

121 Propiedades de los Fluidos de Perforación Dentro de las propiedades de los lodos de perforación, se destacan dos categorías: las físicas y las químicas. Propiedades Físicas Densidad de lodo Propiedades reológicas (viscosidad, rendimiento y gel) Pérdida de filtración y espesor de torta Contenidos (sólidos y líquidos) Propiedades Químicas ph, capacidad de intercambio de cationes, dureza total Contenido de cal, calcio y sulfato Resistividad y estabilidad eléctrica si es líquido a base de aceite Factores que rigen la selección de los fluidos Tipos de formación: solidez y permeabilidad de la roca. Rango de temperatura. Presión del fluido de poro de formación. Evaluación de los registros de pozo a realizarse. Calidad de agua disponible (agua dulce o salada). Consideraciones ambientales y ecológicas. COSTO Costo total de los fluidos de perforación es aproximadamente 10-12% del costo total de perforación y aumenta de manera exponencial con una profundidad mayor a pies.

122 Diseño del Programa de Lodos En la primera sección se recomendará usar un lodo base agua con bentonita hasta 180 pies. En la segunda sección se propondrá el uso del lodo tipo ALPLEX que es un fluido inhibidor de arcillas recomendado para estas zonas donde predominan las arcillas y lutitas, hasta 8700 pies. En la tercera sección se utilizará un lodo tipo DRILL IN que es un carbonato para puentear las zonas de interés previniendo una pega diferencial y tomando los respectivos controles para no invadir la formación. Ver Tabla 4.10 Tabla 4.10: Programa de Lodos de Perforación Tipo de lodo Profundidad (pies) Peso(lbs./gal) Visc.(seg.) VP/YP Filtrado (c.c.) Sólidos (%) AGUA. BENT /15-14/20 N.C. <12.0 ALPLEX PHPA /16-15/22 N.C. <10 DRILL IN <23/22-30 <5 <8 Fuente: Departamento de Perforación. Petroproducción PROGRAMA DE HIDRÁULICA Conceptos Generales El objetivo principal en el diseño del programa hidráulico es: Incrementar la velocidad de penetración, derivada de la efectiva limpieza en el fondo del agujero.

123 103 Evitar o disminuir la erosión excesiva de las paredes del agujero y no provocar derrumbes o deslaves. Control en las pérdidas de presión en el sistema de circulación para evitar variaciones de presión en el agujero por la densidad equivalente de circulación, limitar la presión disponible en la barrena y los HP hidráulicos para la circulación. Los factores involucrados son: Peso específico del fluido de perforación (gr/cc). Gasto y presión máxima de bombeo. Diámetro de brocas. Velocidad de perforación. Profundidad del pozo. Características geométricas de la sarta de perforación Parámetros Hidráulicos Con el fin de lograr la mayor optimización hidráulica se tienen las siguientes alternativas: Impacto hidráulico. Cabellos de fuerza hidráulica (HPH). HPH/pg 2 en la barrena Velocidad del fluido de perforación en las toberas. Velocidad anular óptima entre TP y agujero Una consideración importante son las propiedades del fluido de perforación en un cálculo hidráulico. Si se tienen altas densidades o viscosidades, los efectos sobre las pérdidas de presión por fricción son altas.

124 104 Impacto Hidráulico Ps = 0.51 * Pm Pb = 0.49 * Pm Pm = Perdida de presión par fricción total en el sistema de circulación (presión de bombeo). Ps = Perdida de presión por fricción por el interior y fuera de la sarta de perforación. Ph = Perdida de presión por fricción en la broca. Establece que el 51% de la presión limitada en la superficie debe ser para Ps y el restante 49% de la presión disponible se aplica a la broca. Caballos de fuerza hidráulicos Ps = 0.35 * Pm Pb = 0.65 * Pm En este caso, la presión Pm es 35 % para Ps y el 65% restante para la broca. El presente parámetro es aplicable cuando la caída de presión por fricción por dentro y fuera de la sarta es baja, par ejemplo al inicio de la perforación. Velocidad del fluido de perforación en las toberas La velocidad del fluido en las toberas recomendable es de 200 a 300 pies/seg. HP Hidráulico por pg 2 en la broca (HPH/pg2) Velocidad anular Elegir condiciones de flujo y presiones bajas en el espacio anular, de preferencia flujo laminar. Este causa menos lavado y erosión de la pared del pozo, menores pérdidas de fluido y mejor transporte de los recortes que el flujo turbulento.

125 Diseño del Programa Hidráulico Este programa fue diseñado por el personal de Petroproduccion. La Tabla 4.11 sugiere los valores a ser utilizados en nuestro pozo tomando en cuenta: motor de fondo, brocas, lodo y tubería de revestimiento. Tabla 4.11: Programa de Hidráulica Profundidad (pies) Diámetro broca (pulg) Boquilla (1/32") Caudal (gpm) Peso lodos lbs./gal Velocidad boquilla (pies/seg) Velocidad Anular DP (pies/min) Velocidad Anular DC (pies/min) Presión superficie (psi) Presión JETS (psi) Potencia Fondo (hp) X ¼ 4 X ¼ 4 X ½ 6 X ½ 5 X Fuente: Departamento de Perforación. Petroproducción PROGRAMA DE TUBERÍA DE REVESTIMIENTO Conceptos Generales Uno de los aspectos de primer orden dentro de las operaciones que se efectúan para perforar un pozo, es el que se refiere a la protección de las paredes del agujero para evitar derrumbes y aislar manifestaciones de líquidos o gas. Dicha protección se Ileva a cabo mediante tuberías de revestimiento, las cuales se introducen al pozo en forma telescopiada. Es decir, que los diámetros de las tuberías utilizadas van del mayor al menor, por razones fundamentalmente técnicas y económicas. Durante la perforación de los pozos se atraviesan formaciones con situaciones y problemáticas diferentes, entre las que se tienen:

126 106 Zonas de bajos gradientes de fractura, Intervalos con presiones anormalmente altas, Formaciones inestables, yacimientos depresionados, etc. Esto origina que a medida que se profundiza, se tengan que ir aislando intervalos con características diferentes mediante la introducción y cementación de tuberías de revestimiento. El objetivo de un diseño, es seleccionar una tubería de revestimiento con un cierto grado, peso y junta, la cual sea la más económica, y que además resista sin falla, las fuerzas a las que estará sujeta Funciones de la Tubería de Revestimiento Las funciones de las tuberías de revestimiento son: Evitar derrumbes y concavidades. Prevenir la contaminación de los acuíferos. Confinar la producción del intervalo seleccionado. Dar un soporte para la instalación del equipo de control superficial. Facilitar la instalación del equipo de terminación, así como los sistemas artificiales de producción. Las tuberías de revestimiento representan alrededor del 18% del costo total del pozo. De aquí la importancia de optimizar los diseños a fin de seleccionar las menos costosas, que garanticen la integridad del pozo durante la perforación y terminación del mismo. Al ser colocada dentro de un pozo, la tubería de revestimiento está sujeta a tres fuerzas significantes durante las operaciones de perforación, terminación, reparación o vida productiva del pozo, por lo que en su selección deben soportar las siguientes cargas:

127 107 Presión externa (colapso). Presión interna. Carga axial y longitudinal (tensión y compresión) Clasificación de las Tuberías de Revestimiento En general, las tuberías de revestimiento se pueden clasificar en conductora, superficial, intermedia, de explotación y de revestimiento corto (liners). Tubería Superficial La introducción de esta tubería tiene por objeto instalar conexiones superficiales de control y al mismo tiempo proteger al agujero descubierto, aislando así flujos de agua y zonas de pérdida de lodo cercanas a la superficie del terreno. Como ejemplo tenemos que para las diferentes zonas de trabajo, actualmente se emplean tuberías superficiales de 20" para pozos exploratorios o pozos de desarrollo que son perforados a profundidades mayores de 4500 m. Estas tuberías se introducen a profundidades que varían entre 500 y 1000 m., cabe aclarar que los diámetros se seleccionan de acuerdo a la profundidad total del pozo. Tubería Intermedia Estas tuberías se introducen con la finalidad de aislar zonas que contengan presiones normales de formación, flujos de agua, derrumbes y perdidas de circulación: en si se utiliza como protección del agujero descubierto, para tratar, en la mayoría de los casos, de incrementar la densidad de los fluidos de perforación y controlar las zonas de alta presión. Dependiendo de la profundidad del pozo o de los problemas que se encuentren durante la perforación, será necesario colocar una o unas sagas de tuberías de revestimiento intermedio, que aislarán la zona problema.

128 108 Tubería de Explotación Estas tuberías tienen como meta primordial aislar el yacimiento de los fluidos indeseables en la formación productora y de otras zonas del agujero, también para la instalación de empacadores de producción y accesorios utilizados en la terminación del mismo. En el diseño de esta tubería se deberá tener especial atención, considerando todos los elementos que intervienen en su programación. Tubería de Revestimiento Corta (Liners) Constituye una instalación especial que evita utilizar una sarta de la superficie al fondo del pozo; la longitud de esta tubería permite cubrir el agujero descubierto, quedando una parte traslapada dentro de la última tubería que puede variar de 164 a 490 pies, y en ocasiones se emplea una longitud mayor, dependiendo del objetivo de su introducción. La figura 4.10 representa un ejemplo de distribución de tuberías de revestimiento Figura 4.10 Diseño de Tuberías de Revestimiento Fuente: Diseño de Perforación de Pozos, Tomo 8

129 Diseño del Programa de Tubería de Revestimiento Para la sección de 26 (tubería conductora) se utilizará un casing de 20, para la segunda sección de 12 ¼ (tubería intermedia) se usará un revestimiento 9 5/8 y por último para la sección de 8 ½ (tubería de explotación) se recomendará usar un liner de 7. Los grados de acero fueron diseñados de acuerdo principalmente al stock de las bodegas de Petroproducción considerando los aspectos técnicos que son necesarios para cumplir la completación de la tubería de revestimiento de este pozo. Ver Tabla 4.12, 4.13 y Tabla 4.12: Programa de Tubería de Revestimiento para el hoyo de 26 No. Juntas Diámetro Profundidad H. (pulg) REV. (pulg) MD (Pies) TVD (Pies) Grado Peso (lbs./pie) ID (Pies) H ,124 Fuente: Departamento de Perforación. Petroproducción. Tabla 4.13: Programa de Tubería de Revestimiento para el hoyo de 12 ¼ No. Juntas Diámetro Profundidad H. (pulg) REV. (pulg) MD (Pies) TVD (Pies) Grado Peso (lbs./pie) ID (Pies) /4 9 5/ C Fuente: Departamento de Perforación. Petroproducción. Tabla 4.14: Programa de Tubería de Revestimiento para el hoyo de 8 ½ No. Juntas Diámetro Profundidad H. (pulg) REV. (pulg) MD (Pies) TVD (Pies) Grado Peso (lbs./pie) ID (Pies) / C Fuente: Departamento de Perforación. Petroproducción.

130 PROGRAMA DE CEMENTACIÓN Conceptos Generales La cementación de pozos petroleros es el proceso mediante el cual se bombea una lechada de cemento al fondo del pozo a través de la tubería de revestimiento, con el propósito de obtener una buena adherencia entre las fases formacióncemento-tubería y asegurar el sello efectivo que aísle las capas geológicas y soporte la tubería. Para diseñar el programa de cementación se requiere información del pozo y de la formación. Para llevar a cabo la cementación del pozo se debe seguir los siguientes procedimientos: Después de que el liner esté ubicado en profundidad, arman el cabezal de cementación Circulamos Presurizamos las líneas Bombeamos dispersantes Bombeamos agua fresca Bombeamos espaciadores Bombeamos lechadas de cemento Soltamos tapón Bombeamos fluido de desplazamiento Sacamos tubería y damos por terminadas las operaciones Clasificación de las Cementaciones Se clasifican de acuerdo con los objetivos que se persiguen en: Cementación primaria, cementación forzada, y tapones de cemento

131 111 Cementación Primaria La cementación primaria es el proceso que consiste en colocar cemento en el espacio anular, entre la tubería de revestimiento y la formación expuesta del agujero, asegurando un sello completo y permanente. Entre los principales objetivos de las cementaciones primarias están: Proporcionar aislamiento entre las zonas del pozo que contienen gas, aceite y agua. Soportar el peso de la propia tubería de revestimiento. Reducir el proceso corrosivo de la tubería de revestimiento con los fluidos del pozo y con los fluidos inyectados de estimulación. Evitar derrumbes de la pared de formaciones no consolidadas. El reto principal es obtener sellos hidráulicos efectivos en las zonas que manejan fluidos a presión. Para lograrlo es indispensable mejorar el desplazamiento del lodo de perforación del tramo de espacio anular que se va a cementar consiguiendo así una buena adherencia sobre las caras de la formación y de la tubería de revestimiento, sin canalizaciones en la capa de cemento y con un Ilenado completo. Se ha vuelto práctica común que para cumplir con el segundo y tercer objetivo, el cemento debe desarrollar un esfuerzo compresivo mínimo de 500 psi (35 kg/cm 2 ) dentro de las primeras 8 horas. Este valor es producto de la práctica. Cementación Forzada Es el proceso que consiste en inyectar cemento a presión a través de disparos o ranuras en la tubería de revestimiento al espacio anular. Esta es una medida correctiva a una cementación primaria defectuosa. Entre los principales objetivos de las cementaciones forzadas están:

132 112 Mejorar el sello hidráulico entre dos zonas que manejan Corregir la cementación primaria en la boca de una tubería corta, o en la zapata de una tubería cementada. Eliminar la intrusión de agua al intervalo productor. Reducir la relación gas-aceite. Sellar un intervalo explotado. Sellar parcialmente un intervalo que se seleccionado incorrectamente. Corregir una canalización en la cementación primaria. Corregir una anomalía en la tubería de revestimiento. Tapones de Cemento Los tapones comprenden un cierto volumen de lechada de cemento, colocado en el agujero o en el interior de la tubería de revestimiento. Entre los principales objetivos de los tapones de cemento están: Desviar la trayectoria del pozo arriba de un pescado o para iniciar la perforación direccional. Taponar una zona del pozo o taponar el pozo. Resolver un problema de pérdida de circulación en la etapa de perforación Tipos de Cemento Cemento clase A o tipo I Está diseñado para emplearse a 6000 pies de profundidad como máximo, con temperatura de 77 C, y donde no se requieran propie dades especiales. Cemento clase B o tipo II Diseñado para emplearse hasta a 6000 pies de profundidad, con temperatura de hasta 77 C, y en donde se requiere moderada resiste ncia a los sulfatos.

133 113 Cemento clase C o tipo III Está diseñado para emplearse hasta 6000 pies de profundidad como máximo, con temperatura de 77 C, donde se requiere alta resiste ncia a la compresión temprana; se fabrica en moderada y alta resistencia a los sulfatos Cemento clase D Este cemento se emplea de 6000 hasta pies de profundidad con temperatura de hasta 110 C y presión moderada. Se f abrica en moderada y alta resistencia a los sulfatos. Cemento clase E Este cemento se usa de 6000 hasta pies de profundidad con temperatura de 143 C y alta presión. Se fabrica en moderada y a lta resistencia a los sulfatos. Cemento clase F Este cemento se use de hasta pies de profundidad con temperatura de 160 C, en donde exista alta presión. Se fabrica en moderada y alta resistencia a los sulfatos. Cementos clase G Y H Comúnmente conocidos como cementos petroleros, son básicos para emplearse desde la superficie hasta 7500 pies tal como se fabrican. Pueden modificarse con aceleradores y retardadores pare usarlos en un amplio rango de condiciones de presión y temperatura. En cuanto a su composición química son similares al cemento API Clase B. Están fabricados con especificaciones más rigurosas tanto físicas como químicas, por ello son productos más uniformes.

134 Diseño del Programa de Cementación Para el diseño del programa de cementación se lo realizó conjuntamente con el Departamento de Perforación de Petroproducción, con el fin de realizar una estimación de la cantidad y calidad del cemento a utilizarse en las diferentes secciones. Ver Tabla 4.15, 4.16 y 4.17 Tabla 4.15: Programa de Cementación para el hoyo de 26 No. Lechada Diámetro H. (pulg) REV. (pulg) Intervalo a Cementar (Pies) No. de Sacos a ser utilizados Clase Peso Lechada (lbs./gal) Top job A 13,5 Fuente: Departamento de Perforación. Petroproducción. Tabla 4.16: Programa de Cementación para el hoyo de 12 ¼ No. Lechada Diámetro H. (pulg) REV. (pulg) Intervalo Cementar (Pies) No. de Sacos a ser utilizados Clase Peso Lechada (lbs./gal) Aditivos 1 Cola 12 1/4 9 5/ G 16,5 2 Relleno 12 1/4 9 5/ G 13,5 Fuente: Departamento de Perforación. Petroproducción. Antiespumante retardador Antiespumante retardador Tabla 4.17: Programa de Cementación para el hoyo de 8 ½ No. Lechada Diámetro H. (pulg) REV. (pulg) Intervalo Cementar (Pies) No. De Sacos a ser utilizados Clase Peso Lechada (lbs./gal) Aditivos 1 Cola 8 1/ G 17,5 2 Relleno 8 1/ G 14,5 Fuente: Departamento de Perforación. Petroproducción. Antiespumante, desinfectante retardador Antiespumante dispersante

135 115 CAPITULO V ANÁLISIS ECONÓMICO DEL PROYECTO. 5.1 ANÁLISIS ECONÓMICO La propuesta de ubicar nuevos pozos en el campo Auca - Auca Sur se realiza con la finalidad de recuperar los BLS de reservas y de esta manera obtener una buena depletación y producción del campo. Para la evaluación de estas reservas se realizó una predicción de producción (Capitulo II); pero sin el conocimiento de la factibilidad económica que representa la perforación y producción de este campo, no podría haber factibilidad en el proyecto, es por eso que se realiza el análisis económico del mismo. El análisis económico se lo realiza con el fin de establecer la factibilidad de la perforación de los pozos propuestos, como ya se menciono anteriormente, considerando la producción de los mismos. Para ello se necesita conocer tanto los costos de perforación de pozos y como los costos de producción. La evaluación económica se basa, principalmente, en el criterio del valor actual neto (V.A.N.) y la tasa interna de retorno (T.I.R.); parámetros que determinarán la puesta en marcha o abandono del proyecto. Un proyecto es económicamente rentable cuando: El valor actual neto (V.A.N.) es mayor que cero La tasa interna de retorno (T.I.R.) es mayor a la tasa de actualización. La tasa de actualización que el Departamento Financiero de PETROPRODUCCIÓN contempla en sus proyectos es del 12.00% anual (1% mensual).

136 COSTOS DE PERFORACIÓN Como se mencionó en el Capítulo IV (Prognosis), se ubicaron y analizaron ocho pozos direccionales, para estos pozos se consideraron los siguientes rubros que se muestra en la Tabla 5.1. Tabla 5.1: Costos de Perforación Direccional. COSTOS ESTIMADOS DEL POZO DOLARES Localización. (Plataforma y piscinas) 221,000 Vías de acceso 359,480 Movilización del taladro 138,000 Costo por perforación 1,050,000 Registros eléctricos 120,000 Trabajo de cementación y cemento 150,000 Estudio ambiental; Contro de efluentes;mitigación social 15,000 Material:Lodos y químicos. 200,000 Brocas 150,000 Toma de cores 0 Analisis de ripios 50,000 Servicios de perforación direccional 330,000 Supervisión de trabajos 0 Completación y pruebas: 50,000 Fluídos de completación 0 Torre de reacondicionamiento del pozo 120,000 Punzonamientos 40,000 Trabajos de cementación (squeeze en la completación). 0 Trabajo contratado y de la compañía 0 Levantamiento artificial Eléctrico 478,000 Tubería de revestimiento 831,196 Árbol de navidad 50,000 Tubería de producción 3 1/2" 142,998 Línea de flujo 4 1/2" 10,411 Instalación de línea de flujo 9,840 Colgadores 0 Completación de fondo. (Instalación). 80,000 Bomba de inyecccion de químicos 20,000 Control de sólidos 150,000 Combustibles 0 Contingencias. 409,958 TOTAL 5,175,884 Fuente: Departamento de Perforación-Petroproducción. Elaborado por: Xavier Guerrero y Pablo Valencia.

137 COSTOS DE PRODUCCIÓN Los costos de producción se refieren a la cantidad que la empresa debe pagar por un barril producido; estos costos incluyen el valor operativo, de depreciación y de transporte. Los costos varían en cada campo, para Auca - Auca Sur el costo de producción de un barril es de aproximadamente 6.92 USD; costo de operación asumidos por PETROPRODUCCIÓN. 5.4 INGRESOS DEL PROYECTO Los ingresos del proyecto se refieren al resultado de multiplicar el número de Bls de petróleo producidos por el precio de cada barril. La producción anual de cada pozo fue determinada en el capítulo II, esto nos indicaría los Bls. de petróleo que se obtendría en caso de que los pozo produjeran durante los 365 días del año. Sin embargo se debe considerar el tiempo de perforación, de cambio de bomba o reacondicionamiento de cada pozo. La perforación de los pozos propuestos se lo hará en un tiempo de uno por mes, y los trabajos de cambio de bomba cada año. En la Tabla 5.2 se muestra un ejemplo de la secuencia operativa de perforación. En este proyecto se asumen tres escenarios: Cuando el precio del barril de petróleo es de 60 dólares Cuando el precio del barril de petróleo es de 80 dólares Valor actual del barril de petróleo del oriente ecuatoriano. En la actualidad el precio de exportación de Petróleo en el mercado internacional se encuentra en dólares por barril, incluida su penalidad.

138 118 Tabla 5.2: Cronograma de Perforaciones Direccionales. Mes Pozo Abr- Feb- Mar- May- Jun- Jul- Ago- Sep AUC - A X AUC - D X AUC - I X AUC - L X AUC - M X AUC - N X AUC - U X AUS - D X Elaborado por: Xavier Guerrero y Pablo Valencia. 5.5 DEFINICIONES ECONÓMICAS DEPRECIACIONES La depreciación es la disminución del valor o precio de algo, ya con relación al que antes tenía, ya comparándolos con otras cosas de su clase UTILIDADES Es el beneficio monetario que se obtiene de una inversión en un determinado tiempo, se podrá observar en un grafico más adelante las utilidades que obtiene de este proyecto después del cálculo del VAN y TIR FLUJO NETO DE CAJA El flujo neto de caja llamado también flujo de fondos es la ordenación sistemática de los desembolsos de las entradas que tiene una relación directa con la inversión, no solamente es un método que permite visualizar las diferencias

139 119 etapas por las cuales pasa un proyecto, sino que también facilita su evaluación, con otras alternativas de inversión, se calcula de la siguiente manera. El flujo neto de caja para el mes es la suma de todos los ingreso menos todos los egresos de ese mes. 5.6 CÁLCULO DEL VAN Y TIR VALOR ACTUAL NETO (VAN) Se podría decir que es la ganancia extraordinaria que genera el proyecto, esto medido en valores al día de hoy; vendría a ser la sumatoria de los flujos de caja netos actualizados. El valor actual neto es afectado generalmente por los costos de instalación y operación; la tasa de actualización y los precios de venta. El Valor Actual Neto de un proyecto en la suma algébrica de los valores actualizados de cada mes. VAN = n Fnck K = 0 ( 1+ i ) k (5.1) Donde: Fnck = Flujo Neto de Caja del año k i = Tasa de Actualización de la empresa (i = 12.00%) La interpretación del valor actual neto puede apreciar en la siguiente tabla:

140 120 Tabla 5.3: Interpretación del Valor Actual Neto (VAN) Interpretación Valor Actual Neto Valor Significado Decisión a tomar La inversión produciría VAN >0 ganancias por encima de la rentabilidad exigida. La inversión produciría VAN <0 perdidas por encima de la rentabilidad exigida. La inversión no produciría ni VAN =0 ganancias ni perdidas. Elaborado por: Xavier Guerrero y Pablo Valencia. Se acepta el proyecto. No se acepta el proyecto. Dado que el proyecto no agrega valor monetario por encima de la rentabilidad exigida, la decisión debería basarse en otros criterios TASA INTERNA DE RENDIMIENTO (TIR) Es una característica propia del proyecto y es la medida más adecuada para determinar la rentabilidad de un proyecto. La tasa interna de retorno de un proyecto es la tasa de actualización que hace que el valor actual neto del proyecto sea igual a cero Para ello se emplea la siguiente ecuación: Fnck VAN = 0 (5.2) n = K = 0 ( 1+ TIR) k La interpretación de la tasa interna de retorno se puede apreciar en la siguiente tabla:

141 121 Tabla 5.4: Interpretación de la Tasa Interna de Retorno (TIR) Interpretación de la Tasa Interna de Retorno Valor Decisión a tomar TIR > Tasa de actualización (i) Proyecto rentable TIR = Tasa de actualización (i) El proyecto no tiene perdidas ni ganancias. TIR < Tasa de actualización (i) Proyecto no rentable. Elaborado por: Xavier Guerrero y Pablo Valencia. 5.7 HIPÓTESIS EN LA QUE SE BASÓ EL ANÁLISIS ECONÓMICO Se considera una tasa de actualización anual para el proyecto del 12,00%. Valor sugerido por el Departamento de Ingeniería Económica de Petroproducción. No se considera depreciación contable de los equipos por cuanto no intervienen en impuestos fiscales. Dentro de los costos operativos no está incluido el costo de reparación de los pozos en el evento de que alguno se pare. La estimación del costo operativo es de 6.92 $/BPPD. Se consideró una declinación de producción de 7,00% AE. Por lo que el proyecto se establece una declinación mensual de 0,583%, siendo el mensual de 30 días. No se consideró devaluación monetaria durante los años de duración del proyecto.

142 122 Los costos de reacondicionamiento son estimados a los resultados de los trabajos anteriormente realizados; cada ocho meses se estima un cambio. 5.8 RESUMEN DEL ANÁLISIS ECONÓMICO Los resultados obtenidos de Valor Actual Neto (V.A.N.) y Tasa Interna de Retorno (T.I.R.) de los ocho pozos propuestos, cumplen con los requisitos que indican la rentabilidad de un proyecto. Así, asumiendo el precio actual del petróleo como consta en el Presupuesto General del Estado (primer escenario), (segundo escenario), el precio actual del crudo del oriente ecuatoriano y el (tercer escenario) que es precio por debajo de los dos valores anteriores se puede considerar la perforación de los ocho pozos aquí propuestos; ver ANEXOS 5.1 al 5.6. Los resultados económicos para los diferentes escenarios continuación en las Tablas siguientes: se resumen a Tabla 5.5: Resumen de los resultados del VAN y TIR, precio 80$ INVERSIÓN TOTAL (USD) 76,618,744 TASA INTERNA DE RETORNO (MENSUAL) (TIRm) % 20.59% TASA INTERNA DE RETORNO (ANUAL) (TIR) % % VALOR ACTUAL NETO (VAN) USD 223,404,118 BENEFICIO/COSTO 4.28 Elaborado por: Xavier Guerrero y Pablo Valencia. En esta Tabla 5.5, se observa un TIR de 20,59% mayor al a la tasa impuesta por PETROECUADOR la cual es del 12%, esto indica que el proyecto es rentable, además el costo beneficio es 4,28 entonces eso quiere decir que se va a obtener 4 veces más de lo que se invierte.

143 123 Tabla 5.6: Resumen de los resultados del VAN y TIR, precio 73.65$ INVERSIÓN TOTAL (USD) 76,618,744 TASA INTERNA DE RETORNO (MENSUAL) (TIRm) % 18.71% TASA INTERNA DE RETORNO (ANUAL) (TIR) % % VALOR ACTUAL NETO (VAN) USD 200,272,562 BENEFICIO/COSTO 3.94 Elaborado por: Xavier Guerrero y Pablo Valencia. En esta Tabla 5.6, se observa un TIR de 18,71% mayor al a la tasa impuesta por PETROECUADOR la cual es del 12%, esto indica que el proyecto es rentable, además el costo beneficio es 3,94 entonces eso quiere decir que se va a obtener 3 veces más de lo que se invierte. Tabla 5.7: Resumen de los resultados del VAN y TIR, precio 60$ INVERSIÓN TOTAL (USD) 76,618,744 TASA INTERNA DE RETORNO (MENSUAL) (TIRm) % 14.66% TASA INTERNA DE RETORNO ( \ANUAL) (TIR) % % VALOR ACTUAL NETO (VAN) USD 150,548,824 BENEFICIO/COSTO 3.21 Elaborado por: Xavier Guerrero y Pablo Valencia. En esta Tabla 5.7, se observa un TIR de 14,66% mayor al a la tasa impuesta por PETROECUADOR la cual es del 12%, esto indica que el proyecto es rentable, además el costo beneficio es 3,21 entonces eso quiere decir que se va a obtener 3 veces más de lo que se invierte.

144 TIEMPO DE RECUPERACIÓN DE LA INVERSIÓN El tiempo de recuperación de la inversión de un proyecto es el tiempo necesario para recuperar la inversión inicial y se lo determina graficando la suma acumulada de flujos netos de caja ( Fnck) vs el tiempo. En la Figura 5.1, se muestra un tiempo de recuperación de la inversión de 8,25 meses para un barril de 80$, 80$, para los ocho pozos propuestos, además en la Figura 5.2, se observa que a mediados del octavo mes hay una elevación de la recta y desde ahí comienza la verdadera recuperación y obtención de las utilidades respectivas. Figura 5.1: Tiempo de Recuperación de la Inversión para un barril de 80$ En la Figura 5.3, se muestra un tiempo de recuperación de la inversión de 8,7 meses para un barril de 73.65$, 73.65$ para los ocho pozos propuestos, además en la Figura 5.4, se observa que a partir del noveno mes hay una elevación de la recta y desde ahí comienza la verdadera recuperación recuperación y obtención de las utilidades respectivas.

145 125 Figura 5.2: Tiempo de Recuperación Recuperación de la Inversión para un barril b de 80$ Figura.5.3:.5.3: Tiempo de Recuperación de la Inversión para un barril de 73.65$

146 126 Figura 5.4: Tiempo de Recuperación de la Inversión para un barril de 73.65$ En la Figura 5.5,, muestra un tiempo de recuperación de la inversión para un barril de 60$ de 9,25 meses,, para ra los ocho pozos propuestos, además en la Figura 5.6,se muestra que a mediados del decimo mes hay una elevación de la recta y desde ahí comienza la verdadera recuperación y obtención de las utilidades respectivas. Figura 5.5: 5: Tiempo de Recuperación de la Inversión para un barril de 60$

147 127 Figura 5.6: Tiempo de Recuperación de la Inversión para un barril de 60$

148 128 CAPITULO 6 CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES 6.1 CONCLUSIONES Del estudio realizado al Campo Auca-Auca Sur, se observa que es un campo maduro y que sin embargo posee un gran potencial productivo a futuro, el cual debe ser desarrollado mediante estudios de simulación y la implementación de proyectos de perforación en las zonas en donde no existe producción. El campo Auca Auca Sur, posee una producción promedia de BPPD proveniente de 51 pozos. Las reservas totales originales esperadas con los pozos propuestos será de de BLS de petróleo. Para la ubicación de los nuevos pozos a perforar se utilizó los mapas: estructurales, isobáricos y de ambiente con el fin de poder estimar cuales de nuestros pozos propuestos son los más idóneos, dando como resultado 8 de 30 pozos ubicados inicialmente. Con la perforación de 8 pozos de desarrollo se espera incrementar la producción en aproximadamente 3946 BPPD. El método volumétrico se basa en un modelo uniforme y constante, suceso que necesariamente no siempre se cumple. Contrario al método por curvas de declinación que se basa en un modelo estadístico y probabilístico.

149 129 Se observa que la arena de mayor interés de acuerdo a los 8 pozos ubicados es U Inferior al presentar un espesor neto de petróleo mayor a las otras arenas; sin embargo, T y Basal Tena no pierden importancia ya que también presentan espesores considerables saturados de hidrocarburo. Con respecto a la prognosis, el tipo de diseño en la perforación direccional que aplicamos fue de tipo S con dos secciones, la primera sección con una tubería de revestimiento de 9 5/8 y la segunda con un liner de 7 El Método de Curvatura Mínima, fue el método utilizado para el diseño del survey para el pozo AUS - D Los programas de brocas, lodos, hidráulica, tubería de revestimiento y cementación fueron realizados conjuntamente con el Departamento de Perforación de PETROPRODUCCIÓN, realizando una estimación mediante el análisis de los pozos vecinos. Se debe definir muy bien los topes y bases secuenciales, son importantes en el asentamiento de las diferentes tuberías de revestimiento, si fallan estos pueden que el casing no se asiente en la profundidad adecuada por problemas de derrumbe. Mediante el estudio de tres escenarios de la perforación de los pozos propuestos con un precio por barril de petróleo de 80, y 60 USD, respectivamente, se determinó la rentabilidad económica para dichos escenarios mediante la obtención de un valor positivo del Valor Actual Neto (VAN , y ) y un valor mayor al 12.00% de la Tasa Interna de Retorno con la que trabaja PETROECUADOR (TIR 20.59%, 18.71% y 14.66%).

150 RECOMENDACIONES Para realizar los trabajos de perforación se debe asegurar que el taladro contratado cumpla con los requerimientos necesarios para llevar a cabo la perforación del pozo. Se debe utilizar taladros estrictamente de perforación para garantizar la potencia requerida durante las operaciones. Realizar pruebas de restauración de presión, tomar muestras de cores, correr registros eléctricos y realizar pruebas PVT para así poder tener una información más acertada de la petrofísica y propiedades de los fluidos presentes en el campo. Probar las arenas Napo U inferior y T inferior en los pozos propuestos, ya que mediante el método volumétrico se determinó la existencia de reservas que no han sido drenadas. Actualizar los mapas estructurales y de isohidrocarburos luego de la perforación de los nuevos pozos de desarrollo, ya que se obtendrán datos petrofísicos y áreas de drenaje reales y, por lo tanto, se podrá calcular las verdaderas reservas probadas de dichos pozos. Se recomienda que los lodos de perforación cumplan las características necesarias para minimizar los daños en la formación y a su vez tener un hueco uniforme.

151 131 REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS 1. B. C. CRAFT y M. F. HAWKINS. Ingeniería Aplicada de Yacimientos Petrolíferos. 2. CORELAB, REPORTE FINAL. Estudio de Simulación del Campo Auca-Auca Sur, PETROECUADOR. Glosario de la industria hidrocarburífera. 4. PETROPRODUCCIÓN. ARCHIVO TÉCNICO File del Campo Auca-Auca Sur. 5. PETROPRODUCCIÓN. ARCHIVO TÉCNICO. Files de los Pozos del Campo Auca-Auca Sur. 6. PETROPRODUCCIÓN DEPARTAMENTO DE YACIMIENTOS. Estudio del área Auca, diagnóstico y proyección, PETROPRODUCCIÓN DEPARTAMENTO DE YACIMIENTOS. Reporte de Producción Mensual por Pozo y Yacimiento. 8. PETROPRODUCCIÓN SUBGERENCIA DE EXPLORACIÓN Y DESARROLLO. Departamento de Yacimientos. 9. PETROPRODUCCIÓN SUBGERENCIA DE EXPLORACIÓN Y DESARROLLO. Información general del Campo Auca-Auca Sur. 10. ING. RAÚL VALENCIA. Fundamentos de Pruebas de Presión 11. SCHLUMBERGER. Fundamentos de Perforación Direccional 12. PEMEX. Curso de Perforación. Tomo 8 Diseño de Perforación de Pozos

152 GEOCONSULT. Modelamiento Geoestadístico del Campo Auca Auca Sur de Petroproducción. 14. GITMAN G. Principios de Administración Financiera, 1998.

153 133 ABREVIATURAS µ o : Viscosidad del petróleos. µ w : Viscosidad del agua. API: American Petroleum Institute. AUC: Auca. AUS: Auca Sur BAPD: Barriles de agua por día BF: Barriles fiscales. Bls: Barriles. BPD: Barriles por día. BPPD: Barriles de petróleo por día. BSW: Basic Sediments and water. Bw: Factor volumétrico del agua. Bo: Factor volumétrico de petróleo FR: Factor de recobro. Ho: Espesor de petróleo. K: Permeabilidad. Ø: Porosidad. OFM: Oil Field Management IP: Interactive Petrophysics Pb: Presión de burbuja. Pi: Presión inicial. POES: Petróleo original en sitio. PVT: Presión, volumen y temperatura. Rw: Resistividad del agua. Sg: Saturación de gas. So: Saturación de petróleo. Sw: Saturación de agua. Vsh: Volumen de arcilla. BHA: Bottom Hole Assembly BSW: Basic Sediments and water CBL: Cement Bond Log

154 ANEXOS 134

155 135 ANEXO 1.1: Ubicación de Pozos Fuente: Departamento de Yacimientos, Petroproducción

156 136 ANEXO 1.2: Ubicación en coordenadas geográficas de los pozos Ubicación Pozo Longitud Latitud Profundidad AUC ' 58.85'' W 00 40' 33.81'' S 10578' AUC ' 26'' W 00 36' 14'' S 10612' AUC ' 57'' W 00 43' 44'' S 10706' AUC ' 06'' W 00 35' 13'' S 10430' AUC ' 9.33'' W 00 36' 46.83'' S 10330' AUC ' 38.17'' W 00 38' 09.38'' S 10329' AUC ' 33.96'' W 00 41' 44.18'' S 10117' AUC ' 33.75'' W 00 38' 43.67'' S 10350' AUC ' 37.12'' W 00 40' 05.74'' S 10295' AUC ' 11'' W 00 38' 32'' S 10362' AUC ' 34.73'' W 00 41' 20.42'' S 10310' AUC ' 07.26'' W 00 42' 05.35'' S 10350' AUC ' 07.5'' W 00 42' 43.86'' S 10334' AUC ' 06.92'' W 00 43' 22.78'' S 10330' AUC ' '' W 00 44' '' S ' AUC ' 36.37'' W 00 42' 25.51'' S 10326' AUC ' 47.51'' W 00 40' 12.46'' S 10275' AUC ' 01.93'' W 00 41' 25.09'' S 10392' AUC-19B 76 52' '' W 00 40' 40.96'' S 10155' AUC ' '' W 00 43' '' S ' AUC ' 35.21'' W 00 43' 04.05'' S 10377' AUC ' '' W 00 44' '' S ' AUC ' '' W 00 45' '' S ' AUC ' '' W 00 40' '' S ' AUC ' '' W 00 41' '' S ' AUC ' '' W 00 40' '' S ' AUC ' 43.97'' W 00 44' 03.82'' S 10308' AUC ' 41.57" W 00 43' 20.69'' S 10262' AUC ' 41.40" W 00 39' 41.26'' S 10263' AUC ' 49.75" W 00 41' 55.60'' S 10210' AUC ' 53.43" W 00 39' 13.74'' S 10230' AUC ' 22.80" W 00 39' 56.82'' S 10353' AUC ' 45.60" W 00 38' 59.69'' S 10285' AUC ' 36.39" W 00 42' 35.51'' S 10238'

157 137 Ubicación Pozo Longitud Latitud Profundidad AUC ' 36.54" W 00 42' 46.14'' S 10260' AUC ' 8.80" W 00 37' 21.60'' S 10381' AUC ' 15" W 00 37' 41.80'' S 10292' AUC ' 39.80" W 00 37' 41.80'' S 10381' AUC ' 30.30" W 00 35' 44.77'' S 10362' AUC ' 0.61" W 00 41' 4.72'' S 10304' AUC ' 10.54" W 00 41' 6.19'' S 10368' AUC ' 53.81" W 00 41' 38.64'' S 10320' AUC ' 54.03" W 00 43' 1.38'' S 10325' AUC ' 12.24" W 00 39' 22.35'' S 10282' AUC ' 8.55" W 00 36' 21.05'' S 10280' AUC ' 52.56" W 00 42' 23'' S 10301' AUC ' 56.84" W 00 41' 21.03'' S 10343' AUC ' 54.45" W 00 43' 42.39'' S 10278' AUC ' 51.34" W 00 42' 38.35'' S 10289' AUC ' 31.21" W 00 36' 16.31'' S ' AUC ' 35.60" W 00 36' 37.63'' S 10408' AUC ' 34.16" W 00 40' 48.91'' S 10292' AUC-057D 76º 52' W 00º 42' S 10610' AUC-059D 76º 52' W 00º 42' S AUC-060D 76 52' 31.53" W 00 36' 42.74'' S 10817' AUC-061D 76 52' 31.38" W 00 36' 17.48'' S 10700' AUC-062D 76 52' 31.59" W 00 36' 28.31'' S 10640' AUC-065D 76 52' 14.94" W 00 36' 5.41'' S AUC-067D 76 52' 31.86" W 00 35' 57.71'' S AUC-070D 76 52' 48.51" W 00 35' 52.13'' S AUC-075D 76 52' " W 00 36' '' S AUC-076D 76 52' 16.73" W ' 56.11'' S AUC-077D 76 52' 45.19" W 00 36' 54.47'' S AUS ' 4.13" W 00 47' 24.31'' S 10787' AUS ' 3.0" W 00 46' 50'' S 10282' AUS ' 5.52" W 00 48' 2.93'' S 10493' AUS ' 2.23" W 00 47' 41.25'' S 10400' Fuente: Departamento de Yacimientos, Petroproducción

158 138 ANEXO 1.3: Mapa Estructural de Hollín Fuente: Departamento de Yacimientos, Petroproducción

159 139 ANEXO 1.4: Mapa Estructural de la Arena T Fuente: Departamento de Yacimientos, Petroproducción

160 140 ANEXO 1.5: Mapa Estructural de la Arena U Fuente: Departamento de Yacimientos, Petroproducción

161 141 ANEXO 1.6: Mapa Estructural de Basal Tena Fuente: Departamento de Yacimientos, Petroproducción

162 142 ANEXO 1.7: Topes y Bases de las Formaciones de cada pozo Pozo BT Arena "U" Arena "T" HS HI Tope Base Tope Base Tope Base Tope Base Tope Base AUC AUC-01R AUC AUC AUC AUC AUC AUC AUC AUC AUC AUC AUC AUC AUC AUC AUC AUC AUC

163 143 Pozo BT Arena "U" Arena "T" HS HI Tope Base Tope Base Tope Base Tope Base Tope Base AUC-19B AUC AUC AUC AUC AUC AUC AUC AUC AUC AUC AUC AUC AUC AUC AUC AUC AUC AUC AUC AUC AUC

164 144 Pozo BT Arena "U" Arena "T" HS HI Tope Base Tope Base Tope Base Tope Base Tope Base AUC AUC AUC AUC AUC AUC AUC AUC AUC AUC AUC AUC AUC AUC-057D AUC-059D AUC-060D AUC-061D AUC-062D AUC-065D AUC-067D AUC-070D AUC-073D

165 145 Pozo BT Arena "U" Arena "T" HS HI Tope Base Tope Base Tope Base Tope Base Tope Base AUC-075D AUC-076D AUC-077D AUS AUS AUS AUS Fuente: Departamento de Yacimientos, Petroproducción

166 146 ANEXO 1.8: Pozos Productores del Campo Auca - Auca Sur Pozos Productores del Campo Auca - Auca Sur Pozo Estado Arena Método Fecha de Corte AUC-001 PP BT HP 30/06/2009 AUC-003 PP T HJ 30/06/2009 AUC-005 PP HS HJ 30/06/2009 AUC-006 PP BT HJ 30/06/2009 AUC-009 PP U HP 30/06/2009 AUC-010 PP U S 30/06/2009 AUC-014 PP U S 30/06/2009 AUC-015 PP U S 30/06/2009 AUC-016 PP U HJ 30/06/2009 AUC-018 PP BT HJ 30/06/2009 AUC-19B PP T HP 30/06/2009 AUC-020 PP BT HP 30/06/2009 AUC-021 PP U HJ 30/06/2009 AUC-022 PP TD HJ 30/06/2009 AUC-024 PP U HJ 30/06/2009 AUC-025 PP U HP 30/06/2009 AUC-026 PP BT HP 30/06/2009 AUC-027 PP T HJ 30/06/2009 AUC-028 PP U HJ 30/06/2009 AUC-030 PP U HJ 30/06/2009 AUC-031 PP U HP 30/06/2009 AUC-032 PP HS HP 30/06/2009 AUC-033 PP T HP 30/06/2009 AUC-034 PP HS HP 30/06/2009 AUC-035 PP T HP 30/06/2009 AUC-036 PP HS HP 30/06/2009 AUC-038 PP HI HP 30/06/2009 AUC-039 PP H S 30/06/2009 AUC-040 PP T S 30/06/2009 AUC-043 PP U HP 30/06/2009 AUC-049 PP TI S 30/06/2009

167 147 Pozo Estado Arena Método Fecha de Corte AUC-050 PP UI HP 30/06/2009 AUC-051 PP HS S 30/06/2009 AUC-052 PP UI S 30/06/2009 AUC-053 PP HI HJ 30/06/2009 AUC-057D PP TI S 30/06/2009 AUC-059D PP TI S 30/06/2009 AUC-060D PP HD S 30/06/2009 AUC-061D PP HS S 30/06/2009 AUC-062D PP UI S 30/06/2009 AUC-065D PP UI S 30/06/2009 AUC-067D PP U HJ 30/06/2009 AUC-070D PP HS HJ 30/06/2009 AUC-073D PP U HJ 30/06/2009 AUC-074D PP HS HJ 30/06/2009 AUC-075D PP U HJ 30/06/2009 AUC-076D PP U S 30/06/2009 AUS-001 PP TI S 30/06/2009 AUS-003 PP TS S 30/06/2009 AUS-004 PP TD S 30/06/2009 Fuente: Departamento de Yacimientos, Petroproducción

168 148 ANEXO 1.9: Sistemas de producción por pozos Sistemas de producción de los pozos Bombeo Hidráulico Bombeo Tipo Pistón (HP) Tipo Jet (HJ) Electrosumergible (S) AUC-001 AUC-005 AUC-010 AUC-009 AUC-05W AUC-014 AUC-19B AUC-006 AUC-015 AUC-020 AUC-016 AUC-039 AUC-025 AUC-018 AUC-040 AUC-026 AUC-021 AUC-045 AUC-031 AUC-022 AUC-049 AUC-032 AUC-024 AUC-051 AUC-033 AUC-027 AUC-052 AUC-034 AUC-028 AUC-057D AUC-035 AUC-030 AUC-059D AUC-036 AUC-053 AUC-060D AUC-038 AUC-065D AUC-061D AUC-043 AUC-067D AUC-062D AUC-050 AUC-070D AUC-065D AUC-073D AUC-076D AUC-075D AUS-001 AUS-003 AUS-004 Fuente: Departamento de Yacimientos, Petroproducción

169 149 ANEXO 1.10: Pozos Abandonados del Campo Auca - Auca Sur Pozos Abandonados del Campo Auca - Auca Sur Pozo Estado Causa Fecha de Abandono Fecha de Corte AUC-019 CA BFISH 15/03/ /06/2009 AUC-023 CA FSECO 16/09/ /06/2009 AUC-044 CA FSECO 06/02/ /06/2009 Fuente: Departamento de Yacimientos, Petroproducción

170 150 ANEXO 1.11: Pozos Reinyectores del Campo Auca - Auca Sur Pozos Reinyectores del Campo Auca - Auca Sur Pozo Estado Arena Inicio de Reinyección Fecha de Corte AUC-01R NR NR NR 30/06/2009 AUC-013 PR H 21/06/ /06/2009 AUC-017 CS TY 07/07/ /06/2009 AUC-055 PR TY 28/04/ /06/2009 Fuente: Departamento de Yacimientos, Petroproducción

171 151 ANEXO 1.12: Pozos Inyectores del Campo Auca - Auca Sur. Pozos Inyectores del Campo Auca - Auca Sur Pozo Estado Arena Inicio de Inyección Fecha de Corte AUC-012 PI UT 24/07/ /06/2009 AUC-041 PI UT 08/05/ /06/2009 Fuente: Departamento de Yacimientos, Petroproducción

172 152 ANEXO 1.13: Tabla Pozos Cerrados del Campo Auca Auca Sur. Pozos Cerrados del Campo Auca - Auca Sur Pozo Estado Arena Fecha de Cierre Fecha de Corte AUC-002 CP HS 26/09/ /06/2009 AUC-004 CP T 20/09/ /06/2009 AUC-007 CP H 25/12/ /06/2009 AUC-008 CP U 01/04/ /06/2009 AUC-011 CP BT 22/06/ /06/2009 AUC-029 CP UI 19/07/ /06/2009 AUC-037 CP T 08/08/ /06/2009 AUC-042 CP BT NR 30/06/2009 AUC-046 CP UI 15/12/ /06/2009 AUC-047 CP U 13/08/ /06/2009 AUC-048 CP NR NR 30/06/2009 AUC-77D CP NR NR 30/06/2009 AUC-002 CP U NR 30/06/2009 Fuente: Departamento de Yacimientos, Petroproducción

173 153 Anexo 2.1: Datos PVT por Arena. DATOS PVT ARENA BT TOMA DE Pi Pb Boi Bob Coi Cob Uoi Uob RGP ρo residual POZO PRUEBA (psia) (psia) (rb/stb) (rb/stb) (1/psia 10-6) (1/psia 10-6) (cp) (cp) (stcft/stb) (gr/cm3) AUC AUC ARENA "U" POZO TOMA DE Pi Pb Boi Bob Coi Cob Uoi Uob RGP ρo residual PRUEBA (psia) (psia) (rb/stb) (rb/stb) (1/psia 10-6) (1/psia 10-6) (cp) (cp) (stcft/stb) (gr/cm3) AUC AUC EXP AUC ARENA "T" TOMA DE Pi Pb Boi Bob Coi Cob Uoi Uob RGP ρo residual POZO PRUEBA (psia) (psia) (rb/stb) (rb/stb) (1/psia 10-6) (1/psia 10-6) (cp) (cp) (stcft/stb) (gr/cm3) AUC AUC AUC AUC EXP HOLLÍN TOMA DE Pi Pb Boi Bob Coi Cob Uoi Uob RGP ρo residual POZO PRUEBA (psia) (psia) (rb/stb) (rb/stb) (1/psia 10-6) (1/psia 10-6) (cp) (cp) (stcft/stb) (gr/cm3) AUC AUC AUC Fuente: Departamento de Yacimientos, Petroproducción

174 Anexo 2.2: Ubicación de los Pozos Propuestos en el Mapa Estructural. 154

175 155 Anexo 2.3: Ubicación de los Pozos Propuestos en el Mapa de Ambiente de la Arena U Inferior.

176 156 Anexo 2.4: Ubicación de los Pozos Propuestos en el Mapa de Ambiente de la Arena T Inferior.

177 157 Anexo 2.5: Ubicación de los Pozos Propuestos en el Mapa Isobárico Arena U Inferior.

178 158 Anexo 2.6: Ubicación de los Pozos Propuestos en el Mapa Isobárico Arena T Inferior

179 Anexo 2.7: Producción de los Pozos Aledaños al AUC A. 159

180 160

181 Anexo 2.8: Producción de los Pozos Aledaños al AUC D. 161

182 162

183 163 Fuente: Oil Field Manager (O.F.M) Elaborado por: Xavier Guerrero, Pablo Valencia

184 Anexo 2.9: Producción de los Pozos Aledaños al AUC I. 164

185 165

186 166 Fuente: Oil Field Manager (O.F.M)

187 Anexo 2.10: Producción de los Pozos Aledaños al AUC L. 167

188 168 Fuente: Oil Field Manager (O.F.M)

189 Anexo 2.11: Producción de los Pozos Aledaños al AUC M. 169

190 170

191 171 Fuente: Oil Field Manager (O.F.M)

192 Anexo 2.12: Producción de los Pozos Aledaños al AUC N. 172

193 173 Fuente: Oil Field Manager (O.F.M)

194 Anexo 2.13: Producción de los Pozos Aledaños al AUC U. 174

195 175

196 176 Fuente: Oil Field Manager (O.F.M)

197 177 Anexo 2.14: Mapa de Secuencia entre el pozo AUC 4 y AUC 40 para la ubicación del pozo AUC A. Fuente: Interactive Petrophysic (I.P)

198 178 Anexo 2.15: Mapa de Secuencia entre el pozo AUC 40 y AUC 52 para la ubicación del pozo AUC D. Fuente: Interactive Petrophysic (I.P)

199 179 Anexo 2.16: Mapa de Secuencia entre el pozo AUC 10 y AUC 39 para la ubicación del pozo AUC I Fuente: Interactive Petrophysic (I.P)

200 180 Anexo 2.17: Mapa de Secuencia entre el pozo AUC 31 y AUC 32 para la ubicación del pozo AUC L Fuente: Interactive Petrophysic (I.P)

201 181 Anexo 2.18: Mapa de Secuencia entre el pozo AUC 31 y AUC 32 para la ubicación del pozo AUC M. Fuente: Interactive Petrophysic (I.P)

202 182 Anexo 2.19: Mapa de Secuencia entre el pozo AUC 32 y AUC 9 para la ubicación del pozo AUC N. Fuente: Interactive Petrophysic (I.P)

203 183 Anexo 2.20: Mapa de Secuencia entre el pozo AUC 20 y AUC 21 para la ubicación del pozo AUC U. Fuente: Interactive Petrophysic (I.P)

204 184 Anexo 2.21: Cálculo de Reservas por el Método de Curva de Declinación del Pozo AUC-4 Fuente: Oil Field Manager (O.F.M)

205 185 Anexo 2.22: Cálculo de Reservas por el Método de Curva de Declinación del Pozo AUC-40 Fuente: Oil Field Manager (O.F.M)

206 186 Anexo 2.23: Cálculo de Reservas por el Método de Curva de Declinación del Pozo AUC-52 Fuente: Oil Field Manager (O.F.M)

207 187 Anexo 2.24: Cálculo de Reservas por el Método de Curva de Declinación del Pozo AUC- 10 Fuente: Oil Field Manager (O.F.M)

208 188 Anexo 2.25: Cálculo de Reservas por el Método de Curva de Declinación del Pozo AUC- 31 Fuente: Oil Field Manager (O.F.M)

209 189 Anexo 2.26: Cálculo de Reservas por el Método de Curva de Declinación del Pozo AUC- 32 Fuente: Oil Field Manager (O.F.M)

210 190 Anexo 2.27: Cálculo de Reservas por el Método de Curva de Declinación del Pozo AUC- 26 Fuente: Oil Field Manager (O.F.M)

211 191 Anexo 2.28: Cálculo de Reservas por el Método de Curva de Declinación del Pozo AUC- 9 Fuente: Oil Field Manager (O.F.M)

212 192 Anexo 2.29: Cálculo de Reservas por el Método de Curva de Declinación del Pozo AUC- 21 Fuente: Oil Field Manager (O.F.M)