ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL

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

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

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

AGRADECIMIENTOS IV

DEDICATORIA V

DEDICATORIA VI

VII CONTENIDO GENERAL CAPÍTULO 1 DESCRIPCIÓN GEOLÓGICA Y ESTADO ACTUAL DE LOS CAMPOS AUCA - AUCA SUR 1.1 RESEÑA HISTORICA... 1 1.2 UBICACIÓN DEL CAMPO... 1 1.3 GEOLOGÍA DEL CAMPO... 4 1.3.1 CARACTERÍSTICAS GEOLÓGICAS... 4 1.3.2 ESTRUCTURA DE LOS YACIMIENTOS... 5 1.3.2.1 Estratigrafía de los Yacimientos... 5 1.3.2.2 Litología de los Yacimientos... 6 1.3.2.3 Ambientes de Depositación de los Yacimientos... 7 1.3.3 COLUMNA ESTRATIGRÁFICA DE LA CUENCA ORIENTE... 8 1.3.4 TOPES Y BASES PROMEDIOS DE LAS FORMACIONES... 9 1.4 ESTADO ACTUAL DEL CAMPO... 9 1.4.1 CARACTERÍSTICAS DE LOS POZOS... 9 1.4.1.1 Pozos Productores... 10 1.4.1.1.1 Sistemas de Producción de los Pozos... 10 1.4.1.2 Pozos Abandonados... 11 1.4.1.3 Pozos Reinyectores... 11 1.4.1.4 Pozos Inyectores... 11 1.4.1.5 Pozos Cerrados... 11 1.5 PRODUCCIÓN ACUMULADA DE PETRÓLEO Y AGUA... 12 1.6 RESERVAS DEL CAMPO AUCA - AUCA SUR... 13 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... 17 2.1.1 PROPIEDADES DE LAS ROCAS... 17

VIII 2.1.2 PROPIEDADES DE LOS FLUIDOS... 18 2.1.2.1 Análisis PVT... 18 2.2 PRESIONES... 19 2.2.1 HISTORIAL DE PRESIÓN... 19 2.2.1.1 Basal Tena... 19 2.2.1.2 Arenisca ''U''... 20 2.2.1.3 Arenisca ''T''... 20 2.2.1.4 Hollín... 21 2.2.1.4.1 Hollín Superior... 21 2.2.1.4.2 Hollín Inferior... 22 2.2.2 MAPA ISOBÁRICO... 24 2.3 UBICACIÓN DE POZOS... 25 2.3.1 PARÁMETROS PARA LA UBICACIÓN DE POZOS... 26 2.4 CÁLCULO DE RESERVAS... 38 2.4.1 MÉTODO DE CURVAS DE DECLINACIÓN... 38 2.4.1.1 Declinación Exponencial... 39 2.4.2 MÉTODO VOLUMÉTRICO... 45 2.4.1.1 Fórmulas para el Cálculo de Reservas... 45 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... 53 3.1.1 EVALUACIÓN DEL CAUDAL DEL POZO UBICADO AUS - D... 54 3.1.2 EVALUACIÓN DEL CAUDAL DEL POZO UBICADO AUC - A... 55 3.1.3 EVALUACIÓN DEL CAUDAL DEL POZO UBICADO AUC - D... 56 3.1.4 EVALUACIÓN DEL CAUDAL DEL POZO UBICADO AUC - I... 57 3.1.5 EVALUACIÓN DEL CAUDAL DEL POZO UBICADO AUC - L... 58 3.1.6 EVALUACIÓN DEL CAUDAL DEL POZO UBICADO AUC - M... 59 3.1.7 EVALUACIÓN DEL CAUDAL DEL POZO UBICADO AUC - N... 60 3.1.8 EVALUACIÓN DEL CAUDAL DEL POZO UBICADO AUC - U... 61

IX 3.2 PRUEBAS DE INTERFERENCIA... 63 3.3 RADIO DE DRENAJE... 65 3.4 ANÁLISIS DE INTERFERENCIA DE POZOS... 65 3.5 PREDICCIÓN DE LA PRODUCCIÓN DE PETRÓLEO... 70 CAPÍTULO 4 PROGNOSIS DE LA PERFORACIÓN DE LOS POZOS A PERFORAR 4.1 PROGRAMAS DE PERFORACIÓN DEL POZO AUS - D... 79 4.1.1 PROGRAMA DE PERFORACIÓN DIRECCIONAL... 79 4.1.1.1 Conceptos Generales... 79 4.1.1.2 Tipos de Pozos Direccionales... 82 4.1.1.3 Análisis del Plan Direccional de los Pozos... 84 4.1.1.4 Herramientas a utilizar en la Perforación Direccional... 84 4.1.1.5 Diseño del Programa de Perforación Direccional... 88 4.1.2 PROGRAMA DE BROCAS... 94 4.1.2.1 Conceptos Generales... 94 4.1.2.2 Clasificación de las Brocas... 94 4.1.2.3 Diseño del Programa de Brocas... 97 4.1.3 PROGRAMA DE LODOS... 99 4.1.3.1 Conceptos Generales... 99 4.1.3.2 Funciones de los Lodos de Perforación... 99 4.1.3.3 Clasificación de los Lodos de Perforación... 100 4.1.3.4 Propiedades de los Lodos de Perforación... 101 4.1.3.5 Factores que rigen en la selección de los fluidos... 101 4.1.3.6 Diseño del Programa de Lodos... 102 4.1.4 PROGRAMA DE HIDRÁULICA... 102 4.1.4.1 Conceptos Generales... 102 4.1.4.2 Parámetros Hidráulicos... 103 4.1.4.3 Diseño del Programa Hidráulico... 105 4.1.5 PROGRAMA DE TUBERÍA DE REVESTIMIENTO... 105 4.1.5.1 Conceptos Generales... 105 4.1.5.2 Funciones de la Tubería de Revestimiento... 106 4.1.5.3 Clasificación de las Tuberías de Revestimiento... 107

X 4.1.5.4 Diseño del Programa de Tubería de Revestimiento... 109 4.1.6 PROGRAMA DE CEMENTACIÓN... 110 4.1.6.1 Conceptos Generales... 110 4.1.6.2 Clasificación de las Cementaciones... 110 4.1.6.3 Tipos de Cemento... 112 4.1.6.4 Diseño del Programa de Cementación... 114 CAPÍTULO 5 ANÁLISIS ECONÓMICO DEL PROYECTO 5.1 ANÁLISIS ECONÓMICO... 115 5.2 COSTOS DE PERFORACIÓN... 116 5.3 COSTOS DE PRODUCCIÓN... 117 5.4 INGRESOS DEL PROYECTO... 117 5.5 DEFINICIONES ECONÓMICAS... 118 5.5.1 DEPRECIACIONES... 118 5.5.2 UTILIDADES... 118 5.5.3 FLUJO NETO DE CAJA... 118 5.6 CALCULO DEL VAN Y TIR... 119 5.6.1 VALOR ACTUAL NETO (VAN)... 119 5.6.2 TASA INTERNA DE RENDIMIENTO (TIR)... 120 5.7 HIPÓTESIS EN LA QUE SE BASÓ EL ANÁLISIS ECONÓMICO... 121 5.8 RESUMEN DEL ANÁLISIS ECONÓMICO... 122 5.9 TIEMPO DE RECUPERACIÓN DE LA INVERSIÓN... 124 CAPÍTULO 6 CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES 6.1 CONCLUSIONES... 128 6.2 RECOMENDACIONES... 130 REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS... 131 ABREVIATURAS... 133 ANEXOS... 134

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... 10 Tabla 1.4: Estado actual de los pozos del Campo Auca - Auca Sur... 12 Tabla 1.5: Producción acumulada de petróleo y agua... 12 Tabla 1.6: Petróleo Original En Sitio, Reservas Probadas Recuperables, Producción Acumulada y Reservas Remanentes del Campo Auca Auca Sur... 14 CAPÍTULO 2 Tabla 2.1: Datos Petrofísicos... 17 Tabla 2.2: Análisis PVT... 18 Tabla 2.3: Datos de Presión... 23 Tabla 2.4: Producción de los Pozos Aledaños al AUS - D... 36 Tabla 2.5: Comportamiento de Producción del Pozo AUS 1 para la Arena T... 43 Tabla 2.6: Comportamiento de Producción del Pozo AUS 2 para la Arena U... 44 Tabla 2.7: Cálculo de Reservas para el Pozo AUS - D... 47 Tabla 2.8: Cálculo de Reservas para el Pozo AUC - A... 47 Tabla 2.9: Cálculo de Reservas para el Pozo AUC - D... 48 Tabla 2.10: Cálculo de Reservas para el Pozo AUC - I... 48 Tabla 2.11: Cálculo de Reservas para el Pozo AUC - L... 49 Tabla 2.12: Cálculo de Reservas para el Pozo AUC - M... 49 Tabla 2.13: Cálculo de Reservas para el Pozo AUC - N... 50 Tabla 2.14: Cálculo de Reservas para el Pozo AUC - U... 50 Tabla 2.15: Reservas Totales de los Pozos Ubicados... 51 Tabla 2.16: Reservas Principales de los Pozos Ubicados... 51 Tabla 2.17: Ubicación de Coordenadas de los Pozos Ubicados y Well Pad... 52 CAPÍTULO 3 Tabla 3.1: Coordenadas y Reservas de los Pozos Ubicados... 53 Tabla 3.2: Cálculo de Caudal Diario de Petróleo para el Pozo AUS - D... 55

XII Tabla 3.3: Cálculo de Caudal Diario de Petróleo para el Pozo AUC - A... 56 Tabla 3.4: Cálculo de Caudal Diario de Petróleo para el Pozo AUC - D... 57 Tabla 3.5: Cálculo de Caudal Diario de Petróleo para el Pozo AUC - I... 58 Tabla 3.6: Cálculo de Caudal Diario de Petróleo para el Pozo AUC - L... 59 Tabla 3.7: Cálculo de Caudal Diario de Petróleo para el Pozo AUC - M... 60 Tabla 3.8: Cálculo de Caudal Diario de Petróleo para el Pozo AUC - N... 61 Tabla 3.9: Cálculo de Caudal Diario de Petróleo para el Pozo AUS - U... 62 Tabla 3.10: Caudal de los Pozos Ubicados... 62 Tabla 3.11: Radios de Drenaje de los Pozos Aledaños... 68 Tabla 3.12: Distancia de los pozos nuevos con respecto a sus aledaños... 69 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... 71 Tabla 3.15: Predicción de la Producción de Petróleo AUC - D... 72 Tabla 3.16: Predicción de la Producción de Petróleo AUC - I... 73 Tabla 3.17: Predicción de la Producción de Petróleo AUC - L... 74 Tabla 3.18: Predicción de la Producción de Petróleo AUC - M... 75 Tabla 3.19: Predicción de la Producción de Petróleo AUC - N... 76 Tabla 3.20: Predicción de la Producción de Petróleo AUC - U... 77 Tabla 3.21: Predicción de la Producción de Petróleo AUS - D... 78 CAPÍTULO 4 Tabla 4.1: Coordenadas de Superficie Y Llegada del Pozo AUS D.... 88 Tabla 4.2: Información adicional.... 88 Tabla 4.3: Información Primaria Objetivo Principal.... 89 Tabla 4.4: Información Secundaria Objetivo Secundario.... 89 Tabla 4.5: Diseño del BHA... 90 Tabla 4.6: Survey Definitivos... 91 Tabla 4.7: Programa del BHA #1 Sección 12 ¼"... 93 Tabla 4.8: Programa del BHA #2 Sección 8 ½... 93 Tabla 4.9: Programa de Brocas... 99 Tabla 4.10: Programa de Lodos de Perforación... 102 Tabla 4.11: Programa de Hidráulica... 105

XIII Tabla 4.12: Programa de Tubería de Revestimiento para el hoyo de 26... 109 Tabla 4.13: Programa de Tubería de Revestimiento para el hoyo de 12 ¼"... 109 Tabla 4.14: Programa de Tubería de Revestimiento para el hoyo de 8 ½... 109 Tabla 4.15: Programa de Cementación para el hoyo de 26... 114 Tabla 4.16: Programa de Cementación para el hoyo de 12 ¼"... 114 Tabla 4.17: Programa de Cementación para el hoyo de 8 ½... 114 CAPÍTULO 5 Tabla 5.1: Costos de Perforación Direccional... 116 Tabla 5.2: Cronograma de Perforaciones Direccionales... 118 Tabla 5.3: Interpretación del Valor Actual Neto (VAN)... 120 Tabla 5.4: Interpretación de la Tasa Interna de Retorno (TIR)... 121 Tabla 5.5: Resumen de los resultados del VAN y TIR, Precio $80... 122 Tabla 5.6: Resumen de los resultados del VAN y TIR, Precio $73,65... 123 Tabla 5.7: Resumen de los resultados del VAN y TIR, Precio $60... 123

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... 19 Figura 2.2: Historial de Presión Arena ''U''... 20 Figura 2.3: Historial de Presión Arena T''... 21 Figura 2.4: Historial de Presión Hollín Superior... 22 Figura 2.5: Historial de Presión Hollín Inferior... 23 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... 27 Figura 2.8: Ubicación del Pozo AUS D en Mapas de Ambiente para U y T Inferior respectivamente... 28 Figura 2.9: Bubble Map del Campo Auca - Auca Sur... 29 Figura 2.10: Grid Map de Agua del Campo Auca - Auca Sur... 31 Figura 2.11: Grid Map de Petróleo del Campo Auca - Auca Sur... 32 Figura 2.12: Mapa de Contorno de Acumulado de Agua... 33 Figura 2.13: Ubicación del Pozo AUS D en un Mapa Isobárico Arena U y T... 34 Figura 2.14: Historial de Producción del AUS - 1... 35 Figura 2.15: Historial de Producción del AUS - 2... 35 Figura 2.16: Historial de Producción del AUS - 4... 36

XV Figura 2.17: Mapa de Secuencia entre el Pozo AUS 1 y el AUS 2... 37 Figura 2.18: Cálculo de Reservas por Curvas de Declinación Pozo AUS - 1... 42 Figura 2.19: Cálculo de Reservas por Curvas de Declinación Pozo AUS - 2... 43 CAPÍTULO 3 Figura 3.1: Presión Promedia del Reservorio T Inferior para el AUS - D... 54 Figura 3.2: Presión Promedia del Reservorio T Inferior para el AUC - A... 55 Figura 3.3: Presión Promedia del Reservorio U Inferior para el AUC - D... 56 Figura 3.4: Presión Promedia del Reservorio U Inferior para el AUC - I... 57 Figura 3.5: Presión Promedia del Reservorio U Inferior para el AUC - L... 58 Figura 3.6: Presión Promedia del Reservorio U Inferior para el AUC - M... 59 Figura 3.7: Presión Promedia del Reservorio U Inferior para el AUC - N... 60 Figura 3.8: Presión Promedia del Reservorio U Inferior para el AUC - U... 61 Figura 3.9: Pozo activo y de observación en la prueba de interferencia... 64 Figura 3.10: Región aproximada de influencia en una Prueba de Interferencia... 64 Figura 3.11: Radio de Drenaje (r e ) y Radio del Pozo (r w )... 65 Figura 3.12: Predicción de la Producción de Petróleo AUC - A... 71 Figura 3.13: Predicción de la Producción de Petróleo AUC - D... 72 Figura 3.14: Predicción de la Producción de Petróleo AUC - I... 73 Figura 3.15: Predicción de la Producción de Petróleo AUC - L... 74 Figura 3.16: Predicción de la Producción de Petróleo AUC - M... 75 Figura 3.17: Predicción de la Producción de Petróleo AUC - N... 76 Figura 3.18: Predicción de la Producción de Petróleo AUC - U... 77 Figura 3.19: Predicción de la Producción de Petróleo AUS - D... 78 CAPÍTULO 4 Figura 4.1: Profundidad Vertical Verdadera vs. Profundidad Medida... 81 Figura 4.2: Diseño Tipo S y sus Características... 82 Figura 4.3: Diseño Tipo J y sus Características... 83 Figura 4.4: Diseño Tipo Horizontal y sus Características... 84 Figura 4.5: Arreglo de un Motor de Fondo.... 87 Figura 4.6: Gráfica del Survey Programado... 92 Figura 4.7: Broca Tricónica... 95

XVI Figura 4.8: Brocas de Cortadores Fijos... 95 Figura 4.9: Brocas Especiales... 97 Figura 4.10: Diseño de Tubería de Revestimiento... 108 CAPÍTULO 5 Figura 5.1: Tiempo de recuperación de la inversión para un barril de $80.... 124 Figura 5.2:.Tiempo de recuperación de la inversión para un barril de $80... 125 Figura 5.3: Tiempo de recuperación de la inversión para un barril de $73.65.... 125 Figura 5.4: Tiempo de recuperación de la inversión para un barril de $73,65... 126 Figura 5.5:.Tiempo de recuperación de la inversión para un barril de $60... 126 Figura 5.6: Tiempo de recuperación de la inversión para un barril de $60... 127

XVII ÍNDICE DE ANEXOS CAPÍTULO 1 Anexo 1.1: Ubicación de Pozos... 135 Anexo 1.2: Ubicación en coordenadas geográficas de los pozos... 136 Anexo 1.3: Mapa Estructural de Hollín... 138 Anexo 1.4: Mapa Estructural de la Arena ''T''... 139 Anexo 1.5: Mapa Estructural de la Arena ''U''... 140 Anexo 1.6: Mapa Estructural de Basal Tena... 141 Anexo 1.7: Topes y Bases de las Formaciones de cada pozo... 142 Anexo 1.8: Pozos Productores del Campo Auca - Auca Sur... 146 Anexo 1.9: Sistemas de producción por pozos... 148 Anexo 1.10: Pozos Abandonados del Campo Auca - Auca Sur... 149 Anexo 1.11: Pozos Reinyectores del Campo Auca - Auca Sur... 150 Anexo 1.12: Pozos Inyectores del Campo Auca - Auca Sur... 151 Anexo 1.13: Pozos Cerrados del Campo Auca - Auca Sur.... 152 CAPÍTULO 2 Anexo 2.1: Datos PVT por Arenas... 153 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... 155 Anexo 2.4: Ubicación de los Pozos Propuestos en el Mapa de Ambiente de la Arena T Inferior... 156 Anexo 2.5: Ubicación de los Pozos Propuestos en el Mapa Isobárico Arena U Inferior... 157 Anexo 2.6: Ubicación de los Pozos Propuestos en el Mapa Isobárico Arena T Inferior... 158 Anexo 2.7: Producción de los Pozos Aledaños al AUC A... 159 Anexo 2.8: Producción de los Pozos Aledaños al AUC D... 161 Anexo 2.9: Producción de los Pozos Aledaños al AUC I... 164 Anexo 2.10: Producción de los Pozos Aledaños al AUC L... 167

XVIII Anexo 2.11: Producción de los Pozos Aledaños al AUC M... 169 Anexo 2.12: Producción de los Pozos Aledaños al AUC N... 172 Anexo 2.13: Producción de los Pozos Aledaños al AUC U... 174 Anexo 2.14: Mapa de Secuencia pozo AUC-4 y AUC-40 para el AUC - A... 177 Anexo 2.15: Mapa de Secuencia pozo AUC-2 y AUC-52 para el AUC - D... 178 Anexo 2.16: Mapa de Secuencia pozo AUC-10 y AUC-6 para el AUC - I... 179 Anexo 2.17: Mapa de Secuencia pozo AUC-31 y AUC-32 para el AUC - L... 180 Anexo 2.18: Mapa de Secuencia pozo AUC-31 y AUC-32 para el AUC - M... 181 Anexo 2.19: Mapa de Secuencia pozo AUC-32 y AUC-9 para el AUC - N... 182 Anexo 2.20: Mapa de Secuencia pozo AUC-20 y AUC-21 para el AUC - U... 183 Anexo 2.21: Cálculo de Reservas por Curvas de Declinación AUC-4... 184 Anexo 2.22: Cálculo de Reservas por Curvas de Declinación AUC-40... 185 Anexo 2.23: Cálculo de Reservas por Curvas de Declinación AUC-52... 186 Anexo 2.24: Cálculo de Reservas por Curvas de Declinación AUC-10... 187 Anexo 2.25: Cálculo de Reservas por Curvas de Declinación AUC-31... 188 Anexo 2.26: Cálculo de Reservas por Curvas de Declinación AUC-32... 189 Anexo 2.27: Cálculo de Reservas por Curvas de Declinación AUC-26... 190 Anexo 2.28: Cálculo de Reservas por Curvas de Declinación AUC-9... 191 Anexo 2.29: Cálculo de Reservas por Curvas de Declinación AUC-21... 192 Anexo 2.30: Cálculo de Reservas por Curvas de Declinación AUC-20... 193 Anexo 2.31: Cálculo de Reservas por Curvas de Declinación AUC-2... 194 Anexo 2.32: Cálculo de Reservas por Curvas de Declinación AUS-4... 195 CAPÍTULO 5 Anexo 5.1: Detalle de Producción e Ingresos por el costo de barril de 80$... 196 Anexo 5.2: Resultados obtenidos del VAN y TIR para un de barril de 80$.... 197 Anexo 5.3: Detalle de Producción e Ingresos por el costo de barril de 73,65$.. 198 Anexo 5.4: Resultados obtenidos del VAN y TIR para un de barril de 73,65$... 199 Anexo 5.5: Detalle de Producción e Ingresos por el costo de barril de 60$... 200 Anexo 5.6: Resultados obtenidos del VAN y TIR para un de barril de 60$... 201

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.

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.

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 1970. Alcanzó una profundidad de 10578 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:

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

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

4 1.3 GEOLOGÍA DEL CAMPO 1.3.1 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

5 1.3.2 ESTRUCTURA DE LOS YACIMIENTOS 1.3.2.1 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)

6 1.3.2.2 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.

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 400 450 20844.09 T 120 13621.87 U 200 21471.49 Fuente: PPR-YAC 510 1-5 Basal Tena 40 16460.09 1.3.2.3 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.

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 1.3.3 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 5 4 3 2 1 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.

9 1.3.4 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 8946 8975 U Inferior 9742 9853 T Superior 9923 9970 T Inferior 9982 10057 HS 10153 10285 HI 10667 10710 Fuente: Departamento de Yacimientos. Petroproducción Elaborado por: Xavier Guerrero, Pablo Valencia 1.4 ESTADO ACTUAL DEL CAMPO 1.4.1 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.

10 1.4.1.1 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 1.8 1.4.1.1.1 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

11 Los pozos de acuerdo al sistema de producción en forma más detallada se encuentran en el ANEXO 1.9 1.4.1.2 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 1.10 1.4.1.3 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 1.11. 1.4.1.4 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 1.12. 1.4.1.5 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.

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 2009. Tabla 1.5: Producción acumulada de petróleo y agua Fecha Petróleo (BLS) Producción Acumulada Agua (BLS) 1975 - Diciembre 2008 203054887 75685000 Diciembre 2008- Junio 2009 3295800 2597400 TOTAL 206350687 78282400 Fuente: Departamento de Yacimientos. Petroproducción.

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.

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. 2009 Remanentes a Jun. 2009 BLS % BLS BLS BLS BT 141.006.079 15 21.150.912 9.121.469 12.029.443 U 324.891.563 25 81.222.891 43.675.727 37.547.164 T 351.726.117 29,4 103.407.478 70.981.856 32.425.622 Hs 200.120.852 44,8 89.654.142 42.043.018 47.611.124 Hi 207.423.783 32 66.375.611 40.528.617 25.846.994 TOTAL 3.092.168.394 361.811.034 206.350.687 155.460.347 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.

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.

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.

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 2.1.1 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 17.09 260 26.59 13.86 U Superior 11.38 760 30.16 26.87 U Inferior 15.65 760 16.16 23.4 T Superior 11.35 250 39.24 12.39 T Inferior 12.96 250 31.79 20.45 H Superior 12.54 500 37.06 17.08 H Inferior 15.15 500 29.86 25.52 Fuente: Departamento de Yacimientos. Petroproducción. Elaborado por: Xavier Guerrero, Pablo Valencia

18 2.1.2 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. 2.1.2.1 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) 3536 4141 4213 4500 Pb (psia) 645 231 640 195 Boi (bls/bs) 1.23 1.034 1.139 1.113 Bob (bls/bs) 1.154 1.09 1.121 1.069 Coi (1/psia 10-6 ) 6.2 5.21 6.75 6.48 Cob (1/psia 10-6 ) 6.2 8.77 9.03 8.18 Uoi (cp) 21.34 13.8 5.05 4.76 Uob (cp) 14.29 2.82 2.6 2.66 RGP (PC/bls) 116 116 110 2 Uw (cp) 0.3 0.3 0.3 0.267 API 21.1 19.90 29 31.6 Fuente: Departamento de Yacimientos. Petroproducción.

19 2.2 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. 2.2.1 HISTORIAL DE PRESIÓN 2.2.1.1 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 (90.900 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.

20 2.2.1.2 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. 2.2.1.3 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.

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. 2.2.1.4 Hollín 2.2.1.4.1 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.

22 Figura 2.4: Historial de Presión de Hollín Superior Fuente: Departamento de Yacimientos. Petroproducción. 2.2.1.4.2 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.

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) 3536 4141 4213 4500 4500 Pb (psi) 630 880 478 57 57 P(2009) (psi) 900 1600 1700 3300 4200 Fuente: Departamento de Yacimientos. Petroproducción. La producción mensual para el mes de Junio de 2009 del Campo Auca Auca Sur fue de 19388 BPPD, 14708 BAPD Y 1604 BAPD.

24 2.2.2 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.

25 2.3 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. 2.3.1 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.

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:

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.

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.

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

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 2.11. Figura 2.10: Grid Map de Agua del Campo Auca Auca Sur

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

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 2.12. Figura 2.12: Mapa de Contorno de Acumulado de Agua

33 Fuente: O.F.M. Petroproducción

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.

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, 2.16. 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

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 2.13. 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 320 23.8 9966 3876 435 AUS 2 U 182 32.2 5670 3780 33 AUS 4 T 543 19 14226 749 0 TOTAL 29862 8404 468 Fuente: Departamento de Yacimientos. Petroproducción.

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

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. 2.4.1 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.

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. 2.4.1.1 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:

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)

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)

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

43 Tabla 2.5: Comportamiento de Producción del Pozo AUS 1 para la Arena T Año Producción Diaria (BLS) Producción Mensual (BLS) 1997 643 19.556 1998 453 13.767 1999 383 11.631 2000 352 10.724 2001 425 12.927 2002 387 11.765 2003 222 6.740 2004 394 12.016 2005 342 10.391 2006 316 9.590 2007 334 10.178 2008 260 7.938 abr-09 290 8.715 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

44 Tabla 2.6: Comportamiento de Producción del Pozo AUS 2 para la Arena U Año Producción Diaria (BLS) Producción Mensual (BLS) 1985 381 11618 1986 421 12787 1987 329 9969 1988 377 11495 1989 294 8946 1990 310 9444 1991 391 11924 1992 238 7262 1993 345 10498 1994 275 8347 1995 273 8288 1996 242 7360 1997 372 11316 1998 346 10516 1999 321 9773 2000 347 10582 2001 294 8986 2002 298 9052 2003 313 9516 2004 296 9036 2005 274 8334 2006 300 9113 2007 301 9164 2008 319 9745 mar-09 197 5833 Fuente: O.F.M. Petroproducción Para los demás pozos, ver ANEXOS 2.21 al 2.32. 8. Finalmente procedimos a calcular las reservas de los nuevos pozos ubicados mediante el método volumétrico.

45 2.4.2 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 43560 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. 2.4.1.1 Fórmulas para el Cálculo de Reservas ( ) 7.758 * A * ho * φ * 1 S Reservas iniciales (BLS) = Boi w * F r (2.7) Donde: k: Permeabilidad (md) A: Área (acres)

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 * = 41.815* B ( 1 S ) oi w 0.1611 k * µ * µ oi wi 0.0979 * ( S ) wi 0.3722 Pi * Pa 0.1741 (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 1200000 BLS, los pozos restantes fueron descartados por tener un menor potencial de hidrocarburo.

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.

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.

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.

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.

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 1.396.727 AUC A 1.798.217 AUC D 2.098.125 AUC I 1.471.769 AUC L 2.268.355 AUC M 1.479.731 AUC N 1.732.333 AUC U 1.206.389 Total 13.451.646 Tabla 2.16: Reservas Principales de los Pozos Ubicados Pozo Reservas Principales (BLS) Arena AUS D 889.365 T Inferior AUC A 813.556 T Inferior AUC D 849.125 U Inferior AUC I 901.132 U Inferior AUC L 1.201.060 U Inferior AUC M 844.187 U Inferior AUC N 775.437 U Inferior AUC U 805.940 T Inferior

52 10. 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 1 290252,0650 9912644,6800 AUS D 290502,7008 9913158,5182 AUC 4 290167,5150 9935249,5120 AUC A 290455,0441 9934371,0790 AUC 2 289448,8900 9933120,0470 AUC D 288252,1802 9933136,9323 AUC 10 290048,0150 9929418,0150 AUC I 290141,9221 9929939,8129 AUC 32 290923,8305 9926852,7947 AUC L 290265,7833 9927051,7840 AUC 32 290923,8305 9926852,7947 AUC M 290973,1563 9927373,2500 AUC 32 290923,8305 9926852,7947 AUC N 290487,3225 9926530,0742 AUC 21 291134,2350 9920625,0600 AUC U 291746,2368 9920556,2500 Fuente: Departamento de Yacimientos. Petroproducción.

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 290502,7008 9913158,5182 1.396.727 889.365 T Inferior AUC A 290455,0441 9934371,0790 1.798.217 813.556 T Inferior AUC D 288252,1802 9933136,9323 2.098.125 849.125 U Inferior AUC I 290141,9221 9929939,8129 1.471.769 901.132 U Inferior AUC L 290265,7833 9927051,7840 2.268.355 1.201.060 U Inferior AUC M 290973,1563 9927373,2500 1.479.731 844.187 U Inferior AUC N 290487,3225 9926530,0742 1.732.333 775.437 U Inferior AUC U 291746,2368 9920556,2500 1.206.389 805.940 T Inferior

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. 3.1.1 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.

55 Tabla 3.2: Cálculo de Caudal Diario de Petróleo para el Pozo AUS - D Parámetros para el AUS D K (d) 0.026 Numerador 16898.544 H (pies) 54 Denominador 42.67 U (cp) 5.05 Q= 396 BPPD Bo (bl/bls) 1.139 Re (m) 500 Rw (m) 0.3 Pi (psi) 3800 Pwf (psi) 2100 ln(re/rw) 7.418580903 Pi-Pwf (psi) 1700 Fuente: Departamento de Yacimientos. Petroproducción. 3.1.2 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.

56 Tabla 3.3: Cálculo del Caudal Diario de Petróleo para el Pozo AUC A Fuente: Departamento de Yacimientos. Petroproducción. 3.1.3 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.

57 Tabla 3.4: Cálculo del Caudal Diario de Petróleo para el AUC D Parámetros para el AUC D K (d) 0.115359 Numerador 33769.73822 H (pies) 30 Denominador 41.24 U (cp) 4.76 Q= 819 BPPD Bo (bl/bls) 1.113 Re (m) 720.205 Rw (m) 0.3 Pi (psi) 3300 Pwf (psi) 1921.77 ln(re/rw) 7.783508698 Pi-Pwf (psi) 1378.23 Fuente: Departamento de Yacimientos. Petroproducción. 3.1.4 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.

58 Tabla 3.5: Cálculo del Caudal Diario de Petróleo para el AUC - I Parámetros para el AUC I K (d) 0.094 Numerador 10781.424 H (pies) 27 Denominador 42.16 U (cp) 4.76 Q= 256 BPPD Bo (bl/bls) 1.113 Re (m) 856.80 Rw (m) 0.3 Pi (psi) 1200 Pwf (psi) 600 ln(re/rw) 7.957173939 Pi-Pwf (psi) 600 Fuente: Departamento de Yacimientos. Petroproducción. 3.1.5 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.

59 Tabla 3.6: Cálculo del Caudal Diario de Petróleo para el AUC L Parámetros para el AUC L K (d) 0.363707 Numerador 14832.26243 H (pies) 40 Denominador 41.06 U (cp) 4.76 Q= 361 BPPD Bo (bl/bls) 1.113 Re (m) 697.29675 Rw (m) 0.3 Pi (psi) 1100 Pwf (psi) 676 ln(re/rw) 7.751183878 Pi-Pwf (psi) 424 Fuente: Departamento de Yacimientos. Petroproducción. 3.1.6 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.

60 Tabla 3.7: Cálculo del Caudal Diario de Petróleo para el Pozo AUC - M Parámetros para el AUC M K (d) 0.363707 Numerador 14832.26243 H (pies) 40 Denominador 39.66 U (cp) 4.76 Q= 374 BPPD Bo (bl/bls) 1.113 Re (m) 535.2451667 Rw (m) 0.3 Pi (psi) 1100 Pwf (psi) 676 ln(re/rw) 7.486697702 Pi-Pwf (psi) 424 Fuente: Departamento de Yacimientos. Petroproducción. 3.1.7 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.

61 Tabla 3.8: Cálculo del Caudal Diario de Petróleo para el AUC N Parámetros para el AUC N K (d) 0.46 Numerador 38886.192 H (pies) 30 Denominador 41.24 U (cp) 4.76 Q= 943 BPPD Bo (bl/bls) 1.113 Re (m) 720.205 Rw (m) 0.3 Pi (psi) 1300 Pwf (psi) 902 ln(re/rw) 7.783508698 Pi-Pwf (psi) 398 Fuente: Departamento de Yacimientos. Petroproducción. 3.1.8 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.

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.

63 3.2 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).

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

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 3.11. 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

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

67 AUS 1 Datos: N p = 1956.04 MBLS φ = 12.96 % S o = 68.21 % β o = 1.139 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 = 1956040 * 1.139 * 4046,856 7758 * 0.1296 * 0.6821* 54 * 0.294 r e = 513.41 m AUS 4 Datos: N p = 702.218 MBLS φ = 12.96 % S o = 68.21 % β o = 1.139 F r = 29.4% h = 50 ft Arena Productora = Ti

68 r e = Re servas * β * 4046,856 o 7758 * φ * S o * h * F r r e = 702218 * 1.139 * 4046,856 7758 * 0.1296 * 0.6821* 50 * 0.294 r e =319.69 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 513.41 319.69 AUC - A AUC -4 AUC-40 Ti Ti 732.06 537.12 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 266.58 211.59 157.29 157.29 396.65 AUC - 20 AUC - U AUC -21 Ti Ti 490.14 363.30 En la tabla 3.12 se analiza las distancias que tienen los pozos nuevos con respecto a sus vecinos.

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 - 1 875.20 Ti AUS - D AUS - 2 554.10 Ui AUS - 4 1076.49 Ti AUC - A AUC - 4 924.29 Ti AUC - 40 1052.03 Ti AUC - 40 1052.03 Ti AUC - D AUC - 52 704.271 Ui AUC - 2 596.95 Hs AUC - I AUC - L AUC - 10 530.10 Ui AUC - 31 707.12 Ui AUC - 32 694.34 Hs AUC - 31 707.12 Ui AUC - M AUC - 32 694.34 Hs AUC - 26 554.32 BT AUC - N AUC - 32 694.34 Hs AUC - 9 736.08 Ui AUC - 20 700.55 Ti AUC - U AUC - 21 615.86 Ti AUC - 36 897.97 Hs

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 1 875.20 Ti 437.6 513.41 SI AUS 4 1076.49 Ti 538.26 319.69 NO AUC 4 924.29 Ti 462.15 732.06 SI AUC - 40 1052.03 Ti 526.02 537.12 SI AUC D AUC - 52 704.271 Ui 352.14 266.58 NO AUC I AUC - 10 530.10 Ui 265.05 211.59 NO AUC L AUC - 32 694.34 Hs 347.17 157.29 NO AUC M AUC - 31 707.12 Ui 353.56 157.29 SI AUC N AUC 9 736.08 Ui 368.04 396.65 SI AUC U AUC - 20 700.55 Ti 350.278 490.14 SI AUC - 21 615.86 Ti 307.93 363.30 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.

71 Tabla 3.14: Predicción de la Producción de Petróleo AUC A. Reservas Originales (BLS) Periodo De Producción (Años) Producción Máxima Diariaa (BLS) 1798217.099 16 453 Producción Producción Producción Reservas Reservas Año Diaria Anual Acumulada Remanentes Recuperadas BPPD BLS BLS BLS % 2010 422 152055 152055 1646162 2011 394 141775 293830 1504387 2012 367 132190 426020 1372197 2015 298 107151 533171 1026872 2016 278 99907 633078 926965 2017 259 93153 726231 833812 2018 241 86855 813086 746957 2019 225 80983 894069 665974 2020 210 75508 969577 590466 2021 196 70403 1039981 520063 2022 182 65644 1105624 454419 2023 170 61206 1166830 393213 2024 159 57068 1223898 336146 2025 148 53210 1277108 282936 2026 138 49612 1326720 233323 2027 128 46258 1372978 187065 8.46 16.34 23.69 42.89 48.45 53.63 58.46 62.96 67.16 71.08 74.73 78.13 81.31 84.27 87.02 89.60 Figura 3.12: Predicción de la Producción de Petróleo AUC A. PRODUCCION DE PETROLEO (BF) 200000 160000 120000 80000 40000 0 2010 2012 2014 2016 2018 2020 2022 2024 2026 2028 TIEMPO (AÑOS)

72 Tabla 3.15: Predicción de la Producción de Petróleo AUC D. Reservas Originales (BLS) Periodo De Producción (Años) Producción Máxima Diaria (BLS) 2098125.337 9 819 Producción Producción Producción Reservas Reservas Año Diaria Anual Acumulada Remanentes Recuperadas BPPD BLS BLS BLS % 2010 764 2011 712 2012 664 2013 619 2014 577 2015 538 2016 502 2017 468 274907 274907 1823218 256322 531229 1566897 238993 770221 1327904 222835 993057 1105069 207770 1200827 897299 193724 1394550 703575 180627 1575177 522948 168415 1743592 354533 13.10 25.32 36.71 47.33 57.23 66.47 75.08 83.10 2018 436 157029 1900622 197503 90.59 Figura 3.13: Predicción de la Producción de Petróleo AUC D. 400000 PRODUCCION DE PETROLEO (BF) 300000 200000 100000 0 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 TIEMPO (AÑOS)

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 2010 239 85929 85929 1385840 2011 223 80120 166049 1305720 2012 208 74703 240753 1231016 2013 193 69653 310406 1161363 2014 180 64944 375350 1096419 2015 168 60553 435903 1035866 2016 157 56460 492363 979406 2017 146 52643 545006 926764 2018 136 49084 594089 877680 2019 127 45765 639855 831915 2020 119 42671 682526 789243 2021 111 39786 722312 749457 2022 103 37097 759409 712360 2023 96 34589 793998 677772 2024 90 32250 826248 645521 1471769.229 15 256 Reservas Recuperadas % 5.84 11.28 16.36 21.09 25.50 29.62 33.45 37.03 40.37 43.48 46.37 49.08 51.60 53.95 56.14 Figura 3.14: Predicción de la Producción de Petróleo AUC I. PRODUCCION DE PETROLEO (BF) 100000 80000 60000 40000 20000 0 2010 20122 2014 2016 2018 2020 2022 TIEMPO (AÑOS) 2024 2026

74 Tabla 3.17: Predicción de la Producción de Petróleo AUC L Reservas Originales (BLS) Periodo De Producción (Años) Producción Máxima Diaria (BLS) 2267033.501 23 361 Producción Producción Producción Reservas Reservas Año Diaria Anual Acumulada Remanentes Recuperadas BPPD BLS BLS BLS % 2010 337 2011 314 2012 293 2013 273 2014 254 2015 237 2016 221 2017 206 2018 192 2019 179 2020 167 2021 156 2022 145 2023 135 2024 126 2025 118 2026 110 2027 102 2028 95 2029 89 2030 83 2031 77 2032 72 Elaborado por: Xavier Guer 121174 121174 2145860 112982 234156 2032878 105344 339499 1927534 98222 437721 1829313 91581 529302 1737731 85390 614692 1652342 79617 694309 1572725 74234 768543 1498490 69216 837759 1429275 64536 902295 1364738 60173 962468 1304565 56105 1018573 1248460 52312 1070885 1196148 48775 1119661 1147373 45478 1165139 1101895 42403 1207542 1059491 39537 1247079 1019955 36864 1283942 983091 34371 1318314 948720 32048 1350362 916672 29881 1380243 886791 27861 1408104 858930 25977 1434081 832952 errero, Pablo Valencia. 5.35 10.33 14.98 19.31 23.35 27.11 30.63 33.90 36.95 39.80 42.45 44.93 47.24 49.39 51.39 53.27 55.01 56.64 58.15 59.57 60.88 62.11 63.26 Figura 3.15: Predicción de la Producción de Petróleo AUC L. PRODUCCION DE PETROLEO (BF) 150000 100000 50000 0 2010 2015 2020 2025 2030 2035 TIEMPO (AÑOS)

75 Tabla3.18: Predicción de la Producción de Petróleo AUC M. Reservas Originales (BLS) Periodo De Producción (Años) Producción Máxima Diariaa (BLS) 1480354.033 18 374 Producción Producción Producción Reservas Reservas Año Diaria Anual Acumulada Remanentes Recuperadas BPPD BLS BLS BLS % 2010 349 125538 125538 1354817 2011 325 117050 242588 1237766 2012 303 109137 351725 1128629 2013 283 101759 392384 1026870 2014 264 94879 420982 931991 2015 246 88465 440190 843526 2016 229 82484 522674 761042 2017 214 76908 599581 684135 2018 199 71708 671290 612427 2019 186 66860 738150 545566 2020 173 62340 800490 483226 2021 161 58126 858615 425101 2022 151 54196 912811 370905 2023 140 50532 963343 320373 2024 131 47116 1010459 273257 2025 122 43930 1054389 229327 2026 114 40960 1095349 188367 2027 106 38191 1133541 150176 Elaborado por: Xavier Guerrero, Pablo Valencia 8.48 16.39 23.76 30.63 37.04 43.02 48.59 53.79 58.63 63.15 67.36 71.28 74.94 78.36 81.54 84.51 87.28 89.86 Figura 3.16: Predicción de la Producción de Petróleo AUC M. PRODUCCION DE PETROLEO (BF) 140000 120000 100000 80000 60000 40000 20000 0 2010 2012 2014 2016 2018 2020 2022 2024 2026 2028 TIEMPO (AÑOS)

76 Tabla 3.19: Predicción de la Producción de Petróleo AUC N. Reservas Originales (BLS) Periodo De Producción (Años) Producción Máxima Diaria (BLS) 1732333.26 6 943 Producción Producción Producción Reservas Reservas Año Diaria Anual Acumulada Remanentes Recuperadas BPPD BLS BLS BLS % 2010 879 316529 316529 1415804 18.27 2011 820 295130 611659 1120674 35.31 2012 764 275177 886836 845497 51.19 2013 713 256573 1143409 588924 66.00 2014 665 239228 1382637 349696 79.81 2015 620 223054 1605691 126642 92.69 Figura 3.17: Predicción de la Producción de Petróleo AUC N. 400000 PRODUCCION DE PETROLEO (BF) 300000 200000 100000 0 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 TIEMPO (AÑOS)

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 2010 321 115468 115468 1090922 2011 299 107661 223129 983260 2012 279 100383 323512 882878 2013 260 93596 417108 789281 2014 242 87269 504377 702013 2015 226 81369 585745 620644 2016 211 75868 661613 544776 2017 196 70739 732351 474038 2018 183 65956 798308 408082 2019 171 61497 859805 346585 2020 159 57340 917144 289245 2021 149 53463 970607 235782 2022 138 49849 1020456 185933 2023 129 46479 1066934 139455 1206389.379 14 344 Reservas Recuperadas % 9.57 18.50 26.82 34.57 41.81 48.55 54.84 60.71 66.17 71.27 76.02 80.46 84.59 88.44 Figura 3.18: Predicción de la Producción de Petróleo AUC U. PRODUCCION DE PETROLEO (BF) 140000 120000 100000 80000 60000 40000 20000 0 2010 2012 2014 2016 2018 2020 TIEMPO (AÑOS) 2022 2024

78 Tabla 3.21: Predicción de la Producción de Petróleo AUS D. Reservas Originales (BLS) Periodo De Producción (Años) Producción Máxima Diaria (BLS) 1396726.803 15 396 Producción Producción Producción Reservas Reservas Año Diaria Anual Acumulada Remanentes Recuperadas BPPD BLS BLS BLS % 2010 369 132922 132922 1263805 2011 344 123936 256858 1139869 2012 321 115557 372415 1024312 2013 299 107745 480159 916568 2014 279 100460 580620 816107 2015 260 93669 674288 722439 2016 243 87336 761624 635103 2017 226 81432 843056 553671 2018 211 75926 918982 477745 2019 197 70793 989775 406952 2020 183 66007 1055782 340944 2021 171 61545 1117327 279400 2022 159 57384 1174711 222016 2023 149 53504 1228215 168512 2024 139 49887 1278102 118624 9.52 18.39 26.66 34.38 41.57 48.28 54.53 60.36 65.80 70.86 75.59 80.00 84.10 87.94 91.51 Figura 3.19: Predicción de la Producción de Petróleo AUC N. PRODUCCION DE PETROLEO (BF) 160000 120000 80000 40000 0 2010 20122 2014 2016 2018 2020 2022 TIEMPO (AÑOS) 2024 2026

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 4.1.1 PROGRAMA DE PERFORACIÓN DIRECCIONAL 4.1.1.1 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.

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.

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).

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. 4.1.1.2 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.

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.

84 Figura 4.4: Diseño Tipo Horizontal y sus Características. Fuente: Fundamentos de Perforación Direccional Schlumberger. 4.1.1.3 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 4.1.1.4 Herramientas a utilizar en la Perforación Direccional Entre las principales herramientas a utilizarse en una perforación direccional tenemos:

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.

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:

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

88 4.1.1.5 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 1 290252,0650 9912644,6800 AUS D 290502,7008 9913158,5182 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 10825 pies 10472 pies Fuente: Departamento de Perforación. Petroproducción.

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) 10153.49 MD (pies) 10496.94 Inclinación 0.00 Azimut 32.34 X 290502,7008 m Y 9913158,5182 m Fuente: Departamento de Perforación. Petroproducción. Tabla 4.4: Información Secundaria Objetivo Secundario. Objetivo Principal U Inferior TVD (pies) 9845.49 MD (pies) 10188.94 Inclinación 0.00 Azimut 32.34 X 290502,7008 m Y 9913158,5182 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 10798 pies, en la tabla 4.5 se presenta toda la información.

90 Tabla 4.5: Diseño del BHA Tamaño del Hoyo De (pies) Hasta (pies) BHA/Tool Denominación 12 ¼ 0 700 Convencional Convencional 12 ¼ 700 6588 Power Pak A962M6735XP 8 ½ 6588 10798 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 32.344º hasta los 2255 pies, De aquí hasta 3705 pies mantenemos la tangente con una inclinación de 27.991º, 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 10798 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.

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) 0 0 0 0-995,49 9912669,1 290254,79 0 0 700 0 0 700-295,49 9912669,1 290254,79 0 0 KOP @ 700' MD 900 3,6 32,344 899,87-95,63 9912670,717 290255,814 6,28 1,8 1100 7,2 32,344 1098,95 103,45 9912675,563 290258,883 25,1 1,8 1300 10,8 32,344 1296,45 300,96 9912683,619 290263,984 56,38 1,8 1500 14,4 32,344 1491,6 496,11 9912694,852 290271,097 100 1,8 1700 18 32,344 1683,63 688,14 9912709,218 290280,195 155,79 1,8 1900 21,6 32,344 1871,78 876,28 9912726,661 290291,24 223,53 1,8 2200 27 32,344 2145,1 1149,6 9912758,44 290311,364 346,94 1,8 2255,06 27,991 32,344 2193,93 1198,44 9912764,986 290315,509 372,35 1,8 Start Hold 27.991? Inc. 2300 27,991 32,344 2233,62 1238,13 9912770,417 290318,949 393,45 0 2500 27,991 32,344 2410,22 1414,73 9912794,589 290334,255 487,32 0 2700 27,991 32,344 2586,83 1591,33 9912818,761 290349,562 581,18 0 2900 27,991 32,344 2763,43 1767,94 9912842,933 290364,868 675,05 0 3100 27,991 32,344 2940,04 1944,54 9912867,104 290380,175 768,91 0 3300 27,991 32,344 3116,64 2121,15 9912891,276 290395,481 862,78 0 3500 27,991 32,344 3293,25 2297,75 9912915,448 290410,788 956,65 0 3700 27,991 32,344 3469,85 2474,36 9912939,619 290426,095 1050,51 0 3705,09 27,991 32,344 3474,34 2478,85 9912940,235 290426,484 1052,9 0 Start Drop -0.90?/100' 3900 26,237 32,344 3647,83 2652,33 9912963,109 290440,969 1141,73 0,9 4100 24,437 32,344 3828,58 2833,09 9912985,148 290454,925 1227,32 0,9 4300 22,637 32,344 4011,93 3016,44 9913005,714 290467,948 1307,18 0,9 4500 20,837 32,344 4197,71 3202,21 9913024,787 290480,026 1381,25 0,9 4700 19,037 32,344 4385,71 3390,22 9913042,347 290491,146 1449,44 0,9 4900 17,237 32,344 4575,77 3580,27 9913058,379 290501,298 1511,7 0,9 5100 15,437 32,344 4767,68 3772,19 9913072,865 290510,471 1567,95 0,9 5300 13,637 32,344 4961,27 3965,78 9913085,792 290518,657 1618,15 0,9 5500 11,837 32,344 5156,34 4160,85 9913097,146 290525,847 1662,24 0,9 5700 10,037 32,344 5352,7 4357,21 9913106,917 290532,034 1700,18 0,9 5900 8,237 32,344 5550,16 4554,66 9913115,095 290537,213 1731,94 0,9 6100 6,437 32,344 5748,51 4753,02 9913121,671 290541,378 1757,48 0,9 6287,88 4,746 32,344 5935,49 4940 9913126,385 290544,363 1775,79 0,9 Orteguaza 6300 4,637 32,344 5947,57 4952,08 9913126,64 290544,524 1776,78 0,9 6500 2,837 32,344 6147,14 5151,64 9913129,997 290546,65 1789,81 0,9 6587,88 2,046 32,344 6234,94 5239,45 9913130,961 290547,26 1793,56 0,9 95/8" 6700 1,037 32,344 6347,02 5351,52 9913131,737 290547,752 1796,57 0,9 6815,2 0 0 6462,21 5466,72 9913132,006 290547,922 1797,61 0,9 Start Hold Vertical 7217,49 0 0 6864,49 5869 9913132,006 290547,922 1797,61 0 Tiyuyacu 8441,49 0 0 8088,49 7093 9913132,006 290547,922 1797,61 0 Conglom. Tiyuyacu Inf 8699,49 0 0 8346,49 7351 9913132,006 290547,922 1797,61 0 Tena 9470,49 0 0 9117,49 8122 9913132,006 290547,922 1797,61 0 Basal Tena 9485,49 0 0 9132,49 8137 9913132,006 290547,922 1797,61 0 Napo 9656,49 0 0 9303,49 8308 9913132,006 290547,922 1797,61 0 Tope Caliza M-1 9703,49 0 0 9350,49 8355 9913132,006 290547,922 1797,61 0 Base Caliza M-1 9854,49 0 0 9501,49 8506 9913132,006 290547,922 1797,61 0 Tope Caliza M-2 9918,49 0 0 9565,49 8570 9913132,006 290547,922 1797,61 0 Base Caliza M-2 9969,49 0 0 9616,49 8621 9913132,006 290547,922 1797,61 0 Tope Caliza A 10143,49 0 0 9790,49 8795 9913132,006 290547,922 1797,61 0 Base Caliza A - Tope U Sup. 10198,49 0 0 9845,49 8850 9913132,006 290547,922 1797,61 0 Tope U Inferior 10249,49 0 0 9896,49 8901 9913132,006 290547,922 1797,61 0 Base u Inferior 10365,49 0 0 10012,49 9017 9913132,006 290547,922 1797,61 0 Tope Caliza B 10406,49 0 0 10053,49 9058 9913132,006 290547,922 1797,61 0 Tope T Superior 10467,49 0 0 10114,49 9119 9913132,006 290547,922 1797,61 0 Tope T Inferior 10506,49 0 0 10153,49 9158 9913132,006 290547,922 1797,61 0 Base T Inferior 10631,49 0 0 10278,49 9283 9913132,006 290547,922 1797,61 0 Caliza C 10653,49 0 0 10300,49 9305 9913132,006 290547,922 1797,61 0 Hollin Superior 10695,49 0 0 10342,49 9347 9913132,006 290547,922 1797,61 0 Hollin Inferior 10825,49 0 0 10472,49 9477 9913132,006 290547,922 1797,61 0 TD at 10825.485' MD Fuente: Departamento de Perforación. Petroproducción y Schlumberger

Figura 4.6: Gráfica del Survey Programado 92

93 Tabla 4.7: Programa del BHA #1 Sección 12 ¼ N Descripción OD ID Longitud 1 12 ¼ Broca 12.25 8.00 1.15 2 A962M6735XP (1.5 deg) 12.13 9.63 30.38 3 Float Sub 7.88 7.88 1.15 4 8 ¼ Pony Mone 8.13 8.13 9.21 5 12 Estabilizador 12.00 8.00 7.45 6 8 ¼ Pony Mone 8.13 8.13 11.65 7 MWD Power Pulse HF 8.41 8.25 28.54 8 8 ¼ Monel 8.25 8.25 30.35 9 2 X 8 Drill Collars (2 joints) 8.00 8.00 61.76 10 Crossover 8.00 8.00 3.84 11 9 X 5 HWDP (9 joints) 6.50 5.00 271.38 12 6 3/8 Martillo Hidráulico 6.63 6.44 31.81 13 11 X 5 HWDP (11 joints) 5.00 6.50 332.38 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 8.50 5.75 0.90 2 A675M7850XP (1.15 deg) 8.00 6.75 25.23 3 6 ½ Float Sub 6.40 6.40 2.19 4 6 ¾ Pony Mone 6.93 6.93 9.03 5 8 3/8 Estabilizador 8.38 6.50 4.50 6 6 ¾ Pony Mone 6.84 6.84 9.97 7 MWD 6.87 6.75 28.77 8 6 ¾ Monel 6.69 6.69 30.74 9 9 X 5 HWDP (9 joints) 6.50 5.00 271.38 10 Martillo Hidráulico 6.50 6.50 31.81 11 11 X 5 HWDP (11 joints) 6.50 5.00 332.38 Fuente: Departamento de Perforación. Petroproducción.

94 4.1.2 PROGRAMA DE BROCAS 4.1.2.1 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. 4.1.1.1 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.

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)

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.

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 4.1.2.2 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 180 3705 pies (MD) para atravesar las zonas someras tales como el gumbo y las chalcanas.

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 9117,49 Napo 9485,49 9132,49 Tope Caliza M-1 9656,49 9303,49 Base Caliza M-1 9703,49 9350,49 Tope Caliza M-2 9854,49 9501,49 Base Caliza M-2 9918,54 9565,49 Tope Caliza A 9969,49 9616,49 Base Caliza A 10143,49 9790,49 Tope U Inferior 10198,49 9845,49 Base U Inferior 10249,49 9896,49 Tope Caliza B 10365,49 10012,49 Tope T Superior 10406,49 10053,49 Tope T Inferior 10467,49 10114,49 Base T Inferior 10506,49 10153,49 Caliza C 10,631,49 10278,49 Hollín Superior 10653,49 10300,49 Hollín Inferior 10695,49 10342,49

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 18 0-180 5-8 80 100 2 12 ¼ XT1-GSX 4 X 14 180-3705 5-15 120 160 3 12 ¼ FM3566Z 4 X 14 3705-6588 10-14 150 180 4 8 ½ FMH3565ZR 6 X 10 6588-8700 10-11 80 110 5 8 ½ FM3565C 5 X 11 8700-10825 10-11 90 140 Fuente: Departamento de Perforación. Petroproducción. 4.1.3 PROGRAMA DE LODOS 4.1.3.1 Conceptos Generales Este fluido de circulación (usualmente lodo), cumple con los requisitos de eficiencia de limpieza y seguridad durante la perforación de un pozo. 4.1.3.2 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.

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. 4.1.3.3 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.

101 4.1.3.4 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 4.1.3.5 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 8.500 pies.

102 4.1.3.2 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. 0 180 8.5-9.0 40 45 10/15-14/20 N.C. <12.0 ALPLEX PHPA 180 8700 8.9-10.3 45 55 11/16-15/22 N.C. <10 DRILL IN 8700 10825 9.2-10.4 40 45 <23/22-30 <5 <8 Fuente: Departamento de Perforación. Petroproducción. 4.1.4 PROGRAMA DE HIDRÁULICA 4.1.4.1 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.

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. 4.1.4.2 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.

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.

105 4.1.4.3 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) 0-180 26 3 X 18 600 8.5-9.0 258 23 24 3681 1746 1223 180-3705 12 ¼ 4 X 14 600 8.8-9.5 320 118 151 2058 976 347 3705-6588 12 ¼ 4 X 14 590 9.1-10.2 315 116 149 1727 819 287 6588-8700 8 ½ 6 X 10 420 9.5-10.3 293 218 524 1722 817 281 8700-10825 8 ½ 5 X 11 410 9.8-10.4 284 213 511 1927 914 315 Fuente: Departamento de Perforación. Petroproducción. 4.1.5 PROGRAMA DE TUBERÍA DE REVESTIMIENTO 4.1.5.1 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:

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. 4.5.1.2 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:

107 Presión externa (colapso). Presión interna. Carga axial y longitudinal (tensión y compresión). 4.5.1.3 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.

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

109 4.1.5.3 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 4.14. 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) 4 26 20 180 180 H-40 94 19,124 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) 157 12 1/4 9 5/8 6588 6235 C-95 47 8.681 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) 258 8 1/2 7 10825 10472 C-95 26 6.276 Fuente: Departamento de Perforación. Petroproducción.

110 4.1.6 PROGRAMA DE CEMENTACIÓN 4.1.6.1 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. 4.1.6.2 Clasificación de las Cementaciones Se clasifican de acuerdo con los objetivos que se persiguen en: Cementación primaria, cementación forzada, y tapones de cemento

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:

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. 4.1.6.3 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.

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 10000 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 14000 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 10000 hasta 16000 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.

114 4.1.6.4 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 26 20 180 185 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 5/8 6588 171 G 16,5 2 Relleno 12 1/4 9 5/8 6088 1305 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 1/2 7 10825 71 G 17,5 2 Relleno 8 1/2 7 10325 333 G 14,5 Fuente: Departamento de Perforación. Petroproducción. Antiespumante, desinfectante retardador Antiespumante dispersante

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 13 451.646 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).

116 5.2 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.

117 5.3 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 73.65 dólares por barril, incluida su penalidad.

118 Tabla 5.2: Cronograma de Perforaciones Direccionales. Mes Pozo Abr- Feb- Mar- May- Jun- Jul- Ago- Sep- 2010 2010 2010 2010 2010 2010 2010 2010 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 5.5.1 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. 5.5.2 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. 5.5.3 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

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 5.6.1 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:

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. 5.6.2 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:

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.

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) % 845.52% 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.

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) % 682.80% 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) % 416.12% 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.

124 5.9 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.

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$

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$

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

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 19388 BPPD proveniente de 51 pozos. Las reservas totales originales esperadas con los pozos propuestos será de 13 451.646 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.

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, 73.65 y 60 USD, respectivamente, se determinó la rentabilidad económica para dichos escenarios mediante la obtención de un valor positivo del Valor Actual Neto (VAN 223.404.118, 200.272.562 y 150.548.824) 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%).

130 6.2 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.

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, 2002.. 3. 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, 2007. 7. 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

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

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

ANEXOS 134

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

136 ANEXO 1.2: Ubicación en coordenadas geográficas de los pozos Ubicación Pozo Longitud Latitud Profundidad AUC-001 76 52' 58.85'' W 00 40' 33.81'' S 10578' AUC-002 76 53' 26'' W 00 36' 14'' S 10612' AUC-003 76 52' 57'' W 00 43' 44'' S 10706' AUC-004 76 53' 06'' W 00 35' 13'' S 10430' AUC-005 76 53' 9.33'' W 00 36' 46.83'' S 10330' AUC-006 76 52' 38.17'' W 00 38' 09.38'' S 10329' AUC-007 76 52' 33.96'' W 00 41' 44.18'' S 10117' AUC-008 76 52' 33.75'' W 00 38' 43.67'' S 10350' AUC-009 76 52' 37.12'' W 00 40' 05.74'' S 10295' AUC-010 76 53' 11'' W 00 38' 32'' S 10362' AUC-011 76 52' 34.73'' W 00 41' 20.42'' S 10310' AUC-012 76 53' 07.26'' W 00 42' 05.35'' S 10350' AUC-013 76 53' 07.5'' W 00 42' 43.86'' S 10334' AUC-014 76 53' 06.92'' W 00 43' 22.78'' S 10330' AUC-015 76 53' 02.944'' W 00 44' 07.0036'' S 1029 0' AUC-016 76 52' 36.37'' W 00 42' 25.51'' S 10326' AUC-017 76 52' 47.51'' W 00 40' 12.46'' S 10275' AUC-018 76 52' 01.93'' W 00 41' 25.09'' S 10392' AUC-19B 76 52' 20.209'' W 00 40' 40.96'' S 10155' AUC-020 76 52' 15.863'' W 00 43' 22.018'' S 10567 ' AUC-021 76 52' 35.21'' W 00 43' 04.05'' S 10377' AUC-022 76 52' 34.524'' W 00 44' 26.302'' S 10225 ' AUC-023 76 52' 35.479'' W 00 45' 03.911'' S 10040 ' AUC-024 76 52' 46.2492'' W 00 40' 56.546'' S 1010 0' AUC-025 76 52' 40.939'' W 00 41' 23.037'' S 10197 ' AUC-026 76 52' 46.249'' W 00 40' 56.546'' S 10100 ' AUC-027 76 52' 43.97'' W 00 44' 03.82'' S 10308' AUC-028 76 52' 41.57" W 00 43' 20.69'' S 10262' AUC-029 76 52' 41.40" W 00 39' 41.26'' S 10263' AUC-030 76 52' 49.75" W 00 41' 55.60'' S 10210' AUC-031 76 52' 53.43" W 00 39' 13.74'' S 10230' AUC-033 76 52' 22.80" W 00 39' 56.82'' S 10353' AUC-034 76 52' 45.60" W 00 38' 59.69'' S 10285' AUC-035 76 52' 36.39" W 00 42' 35.51'' S 10238'

137 Ubicación Pozo Longitud Latitud Profundidad AUC-036 76 52' 36.54" W 00 42' 46.14'' S 10260' AUC-037 76 53' 8.80" W 00 37' 21.60'' S 10381' AUC-038 76 52' 15" W 00 37' 41.80'' S 10292' AUC-039 76 52' 39.80" W 00 37' 41.80'' S 10381' AUC-040 76 53' 30.30" W 00 35' 44.77'' S 10362' AUC-041 76 53' 0.61" W 00 41' 4.72'' S 10304' AUC-042 76 52' 10.54" W 00 41' 6.19'' S 10368' AUC-043 76 52' 53.81" W 00 41' 38.64'' S 10320' AUC-044 76 52' 54.03" W 00 43' 1.38'' S 10325' AUC-045 76 52' 12.24" W 00 39' 22.35'' S 10282' AUC-046 76 53' 8.55" W 00 36' 21.05'' S 10280' AUC-047 76 52' 52.56" W 00 42' 23'' S 10301' AUC-048 76 52' 56.84" W 00 41' 21.03'' S 10343' AUC-049 76 52' 54.45" W 00 43' 42.39'' S 10278' AUC-050 76 52' 51.34" W 00 42' 38.35'' S 10289' AUC-051 76 52' 31.21" W 00 36' 16.31'' S 10290.5' AUC-052 76 53' 35.60" W 00 36' 37.63'' S 10408' AUC-053 76 52' 34.16" W 00 40' 48.91'' S 10292' AUC-057D 76º 52' 22.36 W 00º 42' 14.59 S 10610' AUC-059D 76º 52' 22.36 W 00º 42' 34.595 S 10680 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 10873 AUC-067D 76 52' 31.86" W 00 35' 57.71'' S 10809 AUC-070D 76 52' 48.51" W 00 35' 52.13'' S 10861 AUC-075D 76 52' 32.372" W 00 36' 29.987'' S 10556 AUC-076D 76 52' 16.73" W 00 3 6' 56.11'' S 11243 AUC-077D 76 52' 45.19" W 00 36' 54.47'' S 11224 AUS-001 76 53' 4.13" W 00 47' 24.31'' S 10787' AUS-002 76 53' 3.0" W 00 46' 50'' S 10282' AUS-003 76 53' 5.52" W 00 48' 2.93'' S 10493' AUS-004 76 53' 2.23" W 00 47' 41.25'' S 10400' Fuente: Departamento de Yacimientos, Petroproducción

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

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

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

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

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-001 8952 8979 9619 9780 9864 10000 10094 10102 10102 10470 AUC-01R 9011 9026 9752 9772 10006 10046 AUC-002 8972 9006 9659 9840 9920 10048 10134 10139 10184 10505 AUC-003 8926 8952 9677 9850 9942 10085 10176 10190 10228 10559 AUC-004 8993 9021 9694 9865 9946 10082 10170 10208 10208 10256 AUC-005 8996 9037 9691 9871 10022 10180 10149 10231 10231 10300 AUC-006 8998 9030 9687 9860 10011 10075 10191 10232 10232 10300 AUC-007 8878 8904 9553 9724 9821 9942 10037 10088 10088 10123 AUC-008 8935 8970 9632 9810 9893 10043 10150 10190 10190 10350 AUC-009 8936 8970 9602 9787 9882 10010 10092 10146 10146 10299 AUC-010 9028 9059 9711 9898 9973 10112 10214 10249 10249 10368 AUC-011 8900 8924 9556 9729 9816 9953 10058 10104 10104 10262 AUC-012 8985 9005 9606 9773 9916 10007 10126 10177 10177 10349 AUC-013 9003 9037 9690 9857 10006 10200 10218 10266 10266 10328 AUC-014 8988 9016 9676 9857 10017 10109 10216 10251 10251 10328 AUC-015 8882 8907 9649 9818 9917 10060 10159 10202 10202 10283 AUC-016 8944 8972 9616 9780 9942 10048 10150 10202 10202 10317 AUC-017 8909 8939 9585 9741 9822 9963 10073 10122 10122 10274 AUC-018 9053 9079 9708 9896 10041 10114 10213 10273 10273 10388

143 Pozo BT Arena "U" Arena "T" HS HI Tope Base Tope Base Tope Base Tope Base Tope Base AUC-19B 8920 8942 9615 9780 9868 9996 10105 10143 10143 10156 AUC-020 9004 9024 9657 9822 9912 10072 10191 10242 10242 10282 AUC-021 9018 9049 9702 9864 9955 10102 10212 10240 10240 10381 AUC-022 8791 8999 9673 9830 9945 10095 10185 10232 10232 10245 AUC-023 8957 8992 9638 9710 9912 10049 10130 10145 10145 10302 AUC-024 8893 8914 9538 9716 9802 9924 10028 10071 10071 10113 AUC-025 8946 8969 9610 9801 9891 10005 10114 10166 10166 10197 AUC-026 8913 8942 9594 9770 9948 9994 10086 10142 10142 10197 AUC-027 8830 8858 9582 9755 9843 9994 10108 10154 10296 10308 AUC-028 8930 8952 9606 9785 9875 10026 10141 10176 10176 10260 AUC-029 8986 9009 9652 9850 9939 10056 10149 10188 10188 10250 AUC-030 8912 8939 9604 9765 9862 10024 10126 10178 10178 10227 AUC-031 8918 8954 9594 9775 9853 9988 10088 10134 10134 10255 AUC-032 8990 8938 9571 9750 9843 9961 10071 10124 10124 10227 AUC-033 8970 9000 9646 9809 9904 10032 10143 10188 10188 10295 AUC-034 8980 9014 9677 9852 9938 10064 10168 10198 10198 10280 AUC-035 8844 8880 9549 9712 9810 9996 10091 10131 10131 10208 AUC-036 8929 8958 9599 9772 9860 10015 10123 10167 10167 10226 AUC-037 9020 9053 9716 9887 9956 10110 10225 10260 10260 10327 AUC-038 8908 8928 9578 9758 9843 9965 10056 10067 10067 10124 AUC-039 9058 9092 9760 9927 10000 10156 10269 10314 10314 10342 AUC-040 8961 8988 9664 9836 9919 10050 10142 10187 10187 10310

144 Pozo BT Arena "U" Arena "T" HS HI Tope Base Tope Base Tope Base Tope Base Tope Base AUC-041 8987 9013 9651 9836 9924 10060 10167 10214 10214 10290 AUC-042 8993 9012 9662 9833 9918 10044 10146 10208 10208 10300 AUC-043 8991 9019 9677 9845 9936 10062 10171 10182 10182 10280 AUC-044 9008 9044 9716 9882 9970 10115 10227 10268 10268 10292 AUC-045 8940 8979 9653 9818 9974 10118 10128 10164 10164 10263 AUC-046 9032 9062 9728 9904 9986 10102 10216 10276 10276 10368 AUC-047 8934 8960 9600 9778 9865 10016 10127 10177 10177 10283 AUC-048 8995 9023 9666 9852 9940 10054 10170 10208 10208 10338 AUC-049 8912 8930 9596 9770 9862 10020 10134 10184 10184 10260 AUC-050 8964 8990 9648 9810 9906 10060 10170 10218 10218 10290 AUC-051 8953 8974 9657 9702 9904 10044 10128 10138 10138 10290 AUC-052 9029 9050 9716 9894 9959 10144 10216 10270 10270 10420 AUC-055 8990 8996 9644 9840 9920 10056 10163 10198 10198 10330 AUC-057D 9290 9314 9960 10063 10206 10370 10490 10522 10522 10620 AUC-059D 9332 9353 10010 10112 10250 10394 10500 10550 10550 10600 AUC-060D 8930 8966 9652 9828 9916 10038 10135 10177 10177 10332 AUC-061D 8934 8952 9628 9792 9912 10010 10109 10179 10179 10314 AUC-062D 8930 8955 9638 9809 9900 10018 10106 10164 10164 10296 AUC-065D 9428 9458 10138 10318 10426 10526 10616 10660 10660 10905 AUC-067D 9410 9435 10111 10230 10388 10480 10588 10639 10639 10780 AUC-070D 9488 9510 10196 10381 10447 10600 10682 10719 10719 10845 AUC-073D 9510 9535 10823 10876 11032 11171 11339 11468 11468 11438

145 Pozo BT Arena "U" Arena "T" HS HI Tope Base Tope Base Tope Base Tope Base Tope Base AUC-075D 9134 9148 9815 9929 10085 10157 10307 10368 10368 10565 AUC-076D 10586 11084 11128 11128 11240 AUC-077D 9690 9700 10414 10530 10670 10770 10926 10976 10976 11180 AUS-001 9020 9130 9750 9870 9960 10130 10250 10335 10335 10400 AUS-002 9080 9110 9800 9870 10004 10090 10104 10150 10150 10252 AUS-003 9130 9180 9792 9912 10070 10230 10304 10368 10368 10430 AUS-004 9100 9142 9764 9876 10030 10154 10288 10310 10310 10337 Fuente: Departamento de Yacimientos, Petroproducción

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

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

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

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 15/03/1979 30/06/2009 AUC-023 CA FSECO 16/09/1978 30/06/2009 AUC-044 CA FSECO 06/02/1996 30/06/2009 Fuente: Departamento de Yacimientos, Petroproducción

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 21/06/2006 30/06/2009 AUC-017 CS TY 07/07/1997 30/06/2009 AUC-055 PR TY 28/04/2006 30/06/2009 Fuente: Departamento de Yacimientos, Petroproducción

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 24/07/2004 30/06/2009 AUC-041 PI UT 08/05/2007 30/06/2009 Fuente: Departamento de Yacimientos, Petroproducción

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 26/09/2008 30/06/2009 AUC-004 CP T 20/09/2006 30/06/2009 AUC-007 CP H 25/12/2004 30/06/2009 AUC-008 CP U 01/04/2003 30/06/2009 AUC-011 CP BT 22/06/2008 30/06/2009 AUC-029 CP UI 19/07/2009 30/06/2009 AUC-037 CP T 08/08/2004 30/06/2009 AUC-042 CP BT NR 30/06/2009 AUC-046 CP UI 15/12/2001 30/06/2009 AUC-047 CP U 13/08/2006 30/06/2009 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

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-002 1970 3563 630 1.1547 1.0491 14.29 116 0.8833 AUC-011 1974 4490 72 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-002 1970 4091 231 1.066 2.58 47 AUC-008 1989 4104.03 214.7 1.056 1.0776 6.58 EXP-6 8.8499 25 50 0.9083 AUC-024 1988 4091 894.7 1.01215 8.3 141 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-001 1972 4085 638 1.162 2.26 163 AUC-012 1975 4350 890 1.3558 1.3048 3.4 229 AUC-022 1988 4350 492.7 1.131 3.46 127.4 AUC-040 2003 4085 820 1.1333 1.1616 6.19 EXP-6 127 0.8294 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-001 1973 4507 57 1.05335 1.98 12 AUC-011 1975 4504.7 86.7 1.1709 3.8 9 AUC-032 1993 175 1.1525 3.121 4.571 12 0.8042 Fuente: Departamento de Yacimientos, Petroproducción

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

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

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

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

158 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. 159

160

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

162

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

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

165

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

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

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

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

170

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

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

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

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

175

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

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)

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)

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)

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)

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)

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)

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)

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)

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)

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)

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)

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)

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)

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)

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)

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)