ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL

ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL FACULTAD DE INGENIERÍA EN GEOLOGÍA Y PETRÓLEOS ESTUDIO TÉCNICO ECONÓMICO PARA DISMINUIR LA PRODUCCIÓN DE AGUA MEDIANTE LA APLICACIÓN DE LA TECNOLOGÍA HYDROSEP EN EL CAMPO SHUARA PROYECTO PREVIO A LA OBTENCIÓN TÍTULO DE INGENIERO EN PETRÓLEOS JUAN PABLO SARANGO SÁNCHEZ juanpablo_sarango@yahoo.com DIRECTOR: ING. JORGE VELÁSQUEZ, MSC. jorge_velasquezt@yahoo.com Quito, Enero del 2012

II DECLARACIÓN Yo Juan Pablo Sarango Sánchez, declaro bajo juramento que el trabajo aquí descrito es de mi autoría que no ha sido previamente presentada para ningún grado o calificación profesional y que he consultado las referencias bibliográficas que se incluyen en este documento. A través de la presente declaración cedo mis 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 la normatividad institucional vigente. Sr. Juan Pablo Sarango Sánchez

III CERTIFICACIÓN Certifico que el presente trabajo fue desarrollado por el señor: Juan Pablo Sarango Sánchez, bajo mi supervisión. Ing. Jorge Velásquez, Msc. DIRECTOR DE PROYECTO

IV AGRADECIMIENTOS Expreso mis más sinceros agradecimientos, al Ingeniero Jorge Velásquez, director del proyecto. A la carrera de ingeniería de Petróleos en especial a todos sus ingenieros, que la conforman, gracias por compartir sus conocimientos brindados durante mi carrera estudiantil. Agradezco a la empresa de petróleos del Ecuador EP PETROECUADOR, por prestar todas las facilidades en especial a los Ingenieros: Omar Corozo y Omar Carrera. Como Ecuatoriano me siento orgulloso que nuestro país posea tan preciado recurso que nos regalo DIOS. A la empresa Baker Hughes, a los ingenieros: Luis Constante, Álvaro Díaz y Freddy Carrillo, por brindarme su colaboración para la elaboración de este proyecto. Pablo

V DEDICATORIA Este trabajo dedico a DIOS, por darme la oportunidad de hacer que esto sea una realidad y a mi familia que siempre está conmigo, en especial a mi hermano Mauro por ser el mentor del cambio. Pablo

VI CONTENIDO DECLARACIÓN. II CERTIFICACIÓN... III AGRADECIMIENTOS... IV DEDICATORIA... V CONTENIDO.. VI INDICE DE FIGURAS.. XII INDICE DE TABLAS.. XV RESUMEN... XVII INTRODUCCIÓN XVIII CAPÍTULO 1 DESCRIPCIÓN Y CARACTERIZACIÓN DEL CAMPO SHUARA. 1 1.1 UBICACIÓN... 1 1.2 DESCUBRIMIENTO 1 1.3 ESTRUCTURA DEL CAMPO 2 1.4 PROPIEDADES PETROFÍSICAS DE LA ROCA Y FLUIDOS 4 1.4.1 POROSIDAD 4 1.4.2 SATURACIÓN... 4 1.4.3 PERMEABILIDAD 5 1.4.4 VISCOSIDAD 5 1.4.5 CARACTERIZACIÓN DE LOS RESERVORIOS 5 1.5 DESCRIPCIÓN LITOLÓGICA DE LOS RESERVORIOS. 6 1.5.1 FORMACIÓN TENA... 6 1.5.1.1 Arenisca Tena Basal BT. 6 1.5.2 FORMACIÓN NAPO.. 6 1.5.2.1 U Superior Us... 6 1.5.2.2 U Media Um... 7 1.5.2.3 U Inferior Ui.. 7 1.5.2.4 T Superior Ts... 7

VII 1.5.2.5 T Inferior Ti 8 1.5.3 FORMACIÓN HOLLÍN 8 1.6 PRODUCCIÓN DEL CAMPO SHUARA... 10 1.7 ESTADO ACTUAL DEL CAMPO.. 12 1.7.1 POZOS EN PRODUCCIÓN... 13 1.7.2 POZOS CERRADOS Y ABANDONADOS... 14 1.7.3 POZOS DE REINYECCIÓN... 14 1.8 RESERVAS DEL CAMPO. 16 1.9 FACILIDADES DE SUPERFICIE 16 1.9.1 SISTEMA DE REINYECCIÓN DE AGUA.. 18 CAPÍTULO 2 ANÁLISIS DE PRODUCCIÓN DE AGUA EN POZOS SELECCIONADOS. 19 2.1 ORÍGEN DE AGUA DEL CAMPO 20 2.1.1 YACIMIENTO Us. 20 2.1.2 YACIMIENTO Ui... 20 2.1.3 YACIMIENTO Ts Y Ti 21 2.2 HISTORIA DE PRESIÓN... 21 2.3 MECANISMOS DE EMPUJE DE LOS RESERVORIOS. 23 2.3.1 YACIMIENTO Us, y Ui 23 2.3.2 YACIMIENTO Ts y Ti... 23 2.3.3 CARACTERÍSTICAS DE RESERVORIO CON IMPULSIÓN DE AGUA... 23 2.4 UBICACIÓN DE POZOS... 24 2.5 SELECCIÓN DE POZOS... 26 2.5.1 TIPO DE YACIMIENTO.. 26 2.5.2 RESERVAS POR POZO.. 27 2.5.3 HISTORIAL DE REACONDICIONAMIENTOS... 29 2.5.3.1 Análisis por pozo... 29 2.6 GRÁFICOS DE DIAGNOSTICO ESPECÍFICOS... 32 2.7 HERRAMIENTAS DE DIAGNOSTICO 35

VIII 2.7.1 REGISTROS A HUECO ABIERTO... 35 2.7.1.1 Salinidad y saturación de agua inicial... 35 2.7.2 REGISTROS DE CONTROL DE CEMENTO 39 2.7.3 DIAGRAMAS DE COMPLETACIÓN 40 CAPÍTULO 3 DESCRIPCIÓN DE LA TECNOLOGÍA HYDROSEP... 41 3.1 FUNCIONAMIENTO DEL HIDROCICLÓN 42 3.1.1 GEOMETRIA DEL HIDROCICLÓN. 42 3.1.1.1 Cámara de entrada y sección de reducción. 43 3.1.1.2 Sección de separación.. 44 3.1.1.3 Sección de longitud final... 47 3.2 FENOMENO FÍSICO DE LA SEPARACIÓN.. 47 3.3 REQUERIMIENTOS BÁSICOS PARA LA APLICACIÓN. 48 3.3.1 CONDICIONES Y LIMITACIONES... 49 3.3.1.1 Condiciones. 49 3.3.1.2 Limitaciones 50 3.4 REQUERIMIENTOS PARA LA REINYECCIÓN. 50 3.5 COMPLETACIÓN DE FONDO.. 50 3.5.1 BOMBA DE RELEVO.. 52 3.5.2 MOTOR. 52 3.5.3 SELLO... 52 3.5.4 BOMBA DE INYECCIÓN 52 3.5.5 SEPARADOR HIDROCICLÓN.. 52 3.5.6 SENSOR DE FONDO 54 3.6 VENTAJAS Y DESVENTAJAS DEL SISTEMA.. 54 3.7 FUNCIONAMIENTO DEL SISTEMA... 54 3.8 SISTEMAS ADICIONALES 55 CAPÍTULO 4 REDUCCIÓN DE PRODUCCIÓN DE AGUA EMPLEANDO LA TECNOLOGÍA HYDROSEP EN POZOS SELECCIONADOS 56

IX 4.1 DISEÑO DE SISTEMA HYDROSEP 56 4.1.1 INFORMACIÓN NECESARIA PARA REALIZAR DISEÑO. 56 4.1.1.1 Datos del pozo 56 4.1.1.2 Datos de producción... 56 4.1.1.3 Condiciones del fluido en el pozo 57 4.1.1.4 Fuente de poder. 57 4.1.1.5 Problemas posibles 57 4.1.2 CÁLCULOS UTILIZADOS.. 57 4.1.2.1 Índice de productividad. 57 4.1.2.2 Correlaciones de Standing para cálculo de gas 58 4.1.2.3 Factor volumétrico de gas. 58 4.1.2.4 Factor volumétrico del petróleo 59 4.1.2.5 Volumen total de fluidos 59 4.1.2.6 Nivel de fluido dinámico TDH... 59 4.1.3 DATOS GENERALES PARA DISEÑO 60 4.2 EQUIPO DE FONDO Y SUPERFICIE. 61 4.2.1 CABLE Y VARIADOR 61 4.2.2 MOTOR 62 4.2.3 SELLO.. 62 4.2.4 BOMBA. 62 4.2.5 HIDROCICLÓN 63 4.3 CONFIGURACIÓN DE HIDROCICLÓNES. 64 4.3.1 CRITERIO DE ELECCIÓN. 66 4.3.1.1 Primera alternativa. 66 4.3.1.2 Segunda alternativa... 67 4.3.1.3 Tercera alternativa. 67 4.3.1.4 Elección 67 4.3.1.5 Cuerpo de encapsulado (Black Box).. 67 4.3.1.5.1 Dimensiones de encapsulado 67 4.4 REDUCCIÓN DE AGUA 68

X 4.5 PRESIONES Y CAUDALES DE REINYECCIÓN... 69 4.5.1 PRESIÓN DE INYECCIÓN [Piny]. 69 4.5.2 PRESIÓN DE DESCARGA DEL HIDROCICLÓN [Pds]... 70 4.5.3 PRESIÓN DE FRACTURA. 71 4.5.4 ESPACIAMIENTO PRODUCCIÓN / REINYECCIÓN 72 4.6 RADIO DE AVENCE DEL AGUA DE REINYECCIÓN... 72 4.7 VOLUMEN POROSO. 73 4.8 PRUEBA DE RATAS MÚLTIPLES... 74 4.9 UBICACIÓN DE SISTEMA DE SEPARACIÓN.. 74 4.10 DAÑO DE FORMACIÓN.. 76 4.10.1 TIPO INORGÁNICO.. 76 4.10.1.1 Precipitación inorgánica... 76 4.10.2 TIPO ORGÁNICO.. 77 4.10.2.1 Precipitación orgánica... 77 4.10.3 DAÑO DE ORIGEN BIOLÓGICO... 77 CAPÍTULO 5 ANÁLISIS TÉCNICO ECONÓMICO DEL PROYECTO.. 78 5.1 ANÁLISIS TÉCNICO... 78 5.2 ANÁLISIS ECONÓMICO 79 5.3 VALOR ACTUAL NETO. 79 5.4 TASA INTERNA DE RETORNO... 79 5.5 DECLINACIÓN EXPONENCIAL DE PRODUCCIÓN 80 5.6 COSTOS ESTIMADOS PARA INSTALAR EL SISTEMA 80 5.7 BASES PARA EL ANÁLISIS ECONÓMICO... 81 5.8 RESULTADOS DE ANÁLISIS ECONÓMICO. 89 CAPÍTULO 6 CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES 90 6.1 CONCLUSIONES 90 6.2 RECOMENDACIONES.. 91 REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS 93

XI GLOSARIO DE TERMINOS UTILIZADOS 95 ANEXOS.. 98 ANEXO No.1... 99 ANEXO No.2... 118

XII INDICE DE FIGURAS FIGURA 1.1 UBICACIÓN DEL CAMPO SHUARA... 3 FIGURA 1.2 COLUMNA ESTRATIGRÁFICA DEL CAMPO LIBERTADOR. 9 FIGURA 1.3 HISTORIA DE PRODUCCIÓN DEL CAMPO SHUARA. 10 FIGURA 1.4 HISTORIA DE CORTE DE AGUA... 11 FIGURA 1.5 HISTORIAL DE PRODUCCIÓN ACUMULADO POR POZO... 12 FIGURA 1.6 HISTORIA DE REACONDICIONAMIENTO DE POZOS... 15 FIGURA 1.7 CURVA DE DECLINACIÓN DE PRODUCCIÓN DEL CAMPO... 16 FIGURA 2.1 PRODUCCIÓN ACUMULADA DE AGUA POR YACIMIENTO... 19 FIGURA 2.2 ACUIFERO Us. 20 FIGURA 2.3 ACUIFERO Ui.. 21 FIGURA 2.4 ACUIFERO Ts y Ti.. 21 FIGURA 2.5 PRESIÓN ARENA Us Y Um. 22 FIGURA 2.6 PRESIÓN ARENA Ui.. 22 FIGURA 2.7 PRESIÓN ARENA Ts Y Ti. 23 FIGURA 2.8 UBICACIÓN DE POZOS.. 25 FIGURA 2.9 PRODUCCIÓN ACUMULADO DE AGUA. 28 FIGURA 2.10 CURVA CHANG POZO SHU-4.. 33 FIGURA 2.11 CURVA CHANG POZO SHU-8.. 34 FIGURA 2.12 CURVA CHANG POZO SHU-12 34 FIGURA 2.13 CURVA CHANG POZO SHU-26 35 FIGURA 2.14 REGISTROS SP, GR, MNOR, MINV, ILD, MSFL, RHOB Y NPHI. 36 FIGURA 3.1 ESQUEMA BÁSICO DE FUNCIONAMIENTO... 41 FIGURA 3.2 MODELOS DE HIDROCICLÓN 43 FIGURA 3.3 CONFIGURACIONES DE ENTRADA DEL HIDROCICLÓN 44 FIGURA 3.4 RADIO REVERSO Y ÁREAS DE SEPARACIÓN.. 46 FIGURA 3.5 MOVIMIENTOS DE GIRO DENTRO DEL HIDROCICLÓN... 47 FIGURA 3.6 FUERZAS DE VÓRTICE Y MOVIMIENTO DE FLUJO 48

XIII FIGURA 3.7 SISTEMAS DE LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL CON DHOWS. 49 FIGURA 3.8 TECNOLOGÍA HYDROSEP... 51 FIGURA 3.9 TIPOS DE CONFIGURACIÓN.. 53 FIGURA 3.10 SISTEMAS DWS Y DWL. 55 FIGURA 4.1 DIMENSIONES DEL HIDROCICLÓN.. 64 FIGURA 4.2 CONFIGURACIÓN PARA DOS HIDROCICLÒNES. 65 FIGURA 4.3 CONFIGURACIÓN PARA TRES HIDROCICLÓNES 66 FIGURA 4.4 VISTA SUPERIOR E INFERIOR DE ENCAPSULADO... 68 FIGURA 4.5 SISTEMA HYDROSEP EN POZO SHU-12 75 FIGURA 5.1 TIEMPO DE RECUPERACIÓN POZO SHU-4... 87 FIGURA 5.2 TIEMPO DE RECUPERACIÓN POZO SHU-8... 87 FIGURA 5.3 TIEMPO DE RECUPERACIÓN POZO SHU-12... 88 FIGURA 5.4 TIEMPO DE RECUPERACIÓN POZO SHU-26... 88 ANEXO No.1... 98 A1.1 CURVAS TIPO CHANG.. 100 A1.2 CURVA DE DECLINACIÓN DE PRODUCCIÓN POZO SHU-4 101 A1.3 CURVA DE DECLINACIÓN DE PRODUCCIÓN POZO SHU-8 101 A1.4 CURVA DE DECLINACIÓN DE PRODUCCIÓN POZO SHU-12. 102 A1.5 CURVA DE DECLINACIÓN DE PRODUCCIÓN POZO SHU-26. 102 A1.7 REGISTRO POZO SHU-4 ARENA HOLLÍN... 106 A1.8 REGISTRO POZO SHU-8 ARENA HOLLÍN... 106 A1.9 REGISTRO POZO SHU-26 ARENA HOLLÍN.. 107 A1.10 SP-3 107 A1.11 SP-2 108 A1.12 GEN -9 109 A1.13 REGISTRO DE CEMENTO POZO SHU-4.. 110 A1.14 REGISTRO DE CEMENTO POZO SHU-8 111 A1.15 REGISTRO DE CEMENTO POZO SHU-12. 112 A1.16 REGISTRO DE CEMENTO POZO SHU-26. 113 A1.17 DIAGRAMA DE COMPLETACIÓN POZO SHU-4... 114

XIV A1.18 DIAGRAMA DE COMPLETACIÓN POZO SHU-8 115 A.19 DIAGRAMA DE COMPLETACIÓN POZO SHU-12.. 116 A1.20 DIAGRAMA DE COMPLETACIÓN POZO SHU-26.. 117 ANEXO No.2... 118 A2.1 INGRESO DE DATOS A SOFTWARE AUTOGRAPH -POZO SHU-12.. 119 A2.2 SELECCIÓN DE BOMBA 119 A2.3 MOTOR. 120 A2.4 SELLO 120 A2.5 CABLE 120 A2.6 VARIADOR 121

XV INDICE DE TABLAS TABLA 1.1 COORDENADAS UTM DE UBICACIÓN DEL CAMPO.. 1 TABLA 1.2 POROSIDAD.. 4 TABLA 1.3 SATURACIÓN DE AGUA INICIAL.. 4 TABLA 1.4 PERMEABILIDAD PROMEDIA... 5 TABLA 1.5 VISCOSIDAD PROMEDIA... 5 TABLA 1.6 CARACTERIZACIÓN DE LOS RESERVORIOS.. 5 TABLA 1.7 POZOS DEL CAMPO SHUARA.. 13 TABLA 1.8 POZOS EN PRODUCCIÓN DEL CAMPO... 13 TABLA 1.9 PRODUCCIÓN ACUMULADA DE PETRÓLEO DEL CAMPO. 14 TABLA 1.10 POZOS CERRADOS Y ABANDONADOS.. 14 TABLA 1.11 POZOS REINYECTORES... 15 TABLA 1.12 FACILIDADES DE SUPERFICIE.. 17 TABLA 1.13 EQUIPO DE REINYECCIÓN DE AGUA.. 18 TABLA 2.1 CARACTERÍSTICAS DE RESERVORIO CON IMPULSIÓN DE AGUA... 24 TABLA 2.2 POZOS SELECCIONADOS. 26 TABLA 2.3 IDENTIFICACIÓN DE TIPO DE YACIMIENTO 27 TABLA 2.4 RESERVAS POR POZO.. 27 TABLA 2.5 HISTORIAL DE REACONDICIONAMIENTOS. 30 TABLA 2.6 TIPO DE PROBLEMA POR POZO. 33 TABLA 2.7 PROSIDAD Y RESISTIVIDAD. 36 TABLA 2.8 SALINIDAD Y SATURACIÓN DE AGUA... 39 TABLA 2.9 ESTADO DE CEMENTO.. 40 TABLA 2.10 CONDICIONES DE CSG Y TBG.. 40 TABLA 4.1 DATOS DE PRODUCCIÓN. 60 TABLA 4.2 DATOS ZONA DE REINYECCIÓN... 61 TABLA 4.3 CABLE Y VARIADOR... 61 TABLA 4.4 MOTOR... 62

XVI TABLA 4.5 SELLO. 62 TABLA 4.6 BOMBA 62 TABLA 4.7 NÚMERO DE HIDROCICLÓNES POR POZO. 65 TABLA 4.8 ESTIMADO DE REDUCCIÓN DE AGUA.. 69 TABLA 4.9 PRESIÓN Y CAUDAL DE REINYECCIÓN. 72 TABLA 4.10 ESPACIAMIENTOS 72 TABLA 4.11 RADIO DE AVANCE DE AGUA DE REINYECCIÓN 73 TABLA 4.12 VOLUMEN POROSO. 74 TABLA 4.13 PRUEBA DE RATAS MÚLTIPLES... 74 TABLA 5.1 TRABAJOS A REALIZAR. 78 TABLA 5.2 COSTOS ESTIMADOS. 81 TABLA 5.3 INGRESOS, EGRESOS, V.A.N, T.I.R CON PRECIO DE CRUDO DE 91,17 USD/BL POZO SHU-4. 83 TABLA 5.4 INGRESOS, EGRESOS, V.A.N, T.I.R CON PRECIO DE CRUDO DE 91,17 USD/BL POZO SHU-8. 84 TABLA 5.5 INGRESOS, EGRESOS, V.A.N, T.I.R CON PRECIO DE CRUDO DE 91,17 USD/BL POZO SHU-12.. 85 TABLA 5.6 INGRESOS, EGRESOS, V.A.N, T.I.R CON PRECIO DE CRUDO DE 91,17 USD/BL POZO SHU-26. 86 TABLA 5.7 RESULTADOS DEL ANÁLISIS ECONÓMICO 89 ANEXO No.1... 99 A1.6 TOPES Y BASES. 103 ANEXO No.2... 118 A 2.7 ANÁLISIS FÍSICO QUÍMICO DEL AGUA DE FORMACIÓN... 121

XVII RESUMEN En la actualidad los campos maduros de petróleo de la empresa EP PETROECUADOR, presentan alta producción de agua debido a diferentes factores como: conificación, entrada lateral, fallas no sellantes en los reservorios, etc. Uno de estos es el campo SHUARA, que actualmente tiene una producción diaria de 2000 Bls de petróleo con 11000 Bls de agua. Tomando en cuenta esta problemática y considerando que, hoy en día existen varios métodos para disminuir esta excesiva cantidad de agua que se tiene en superficie, se plantea la aplicación de la tecnología Hydrosep desarrollada por la empresa Baker Hughes. La tecnología Hydrosep, es una completación de fondo que trabaja con el sistema de bombeo electro sumergible (BES), el cual permite controlar la producción de agua a superficie mediante la utilización de separadores de fondo. Estos separadores basados en Hidrociclones, que son elementos cilíndricos cónicos producen la separación de los fluidos, agua y petróleo en el fondo del pozo. Una vez obtenida la separación, el petróleo con pequeñas cantidades de agua sale por la parte superior del hidrociclón hacia la superficie y por la parte inferior sale el agua para ser reinyectada, mediante una bomba de inyección hacia la formación de depósito o de reinyección, la cual puede estar sobre o bajo la zona de producción del mismo pozo. Para el presente estudio se ha seleccionado cuatro pozos del campo Shuara, en los cuales se puede utilizar a la formación Hollín como zona de reinyección, la que se encuentra bajo las arenas productoras del campo. De acuerdo a la literatura existente sobre la tecnología Hydrosep, la reducción de agua que se obtiene una vez instalado el sistema está sobre el 80 %, del agua de formación que sale a superficie, con lo cual esto ayuda a reducir principalmente los problemas ambientales, a más de lo que significa el manejo del agua en superficie, tales como instalaciones de superficie y pozos de reinyección.

XVIII INTRODUCCIÓN El proyecto está dividido en seis capítulos los cuales se concentran en el estudio a detalle para tratar la producción de agua del campo Shuara, y especialmente en los pozos: SHU-4, SHU-8 y SHU-12, que son los que presentan la mayor cantidad de producción de agua y el pozo SHU-26 que fue cerrado por este problema. En el capítulo uno se presenta una breve descripción del campo Shuara, que incluye la ubicación del campo y su estructura geológica, también se analiza las propiedades petrofísicas de rocas y de fluidos, descripción litológica de cada una de las arenas productoras, así como de la arena Hollín que se utilizará para la reinyección del agua, finalmente se analiza la historia de producción del campo, estado actual de pozos, reservas por recuperar y facilidades de superficie. Para el capítulo dos se realiza un análisis, de la producción de agua, donde se identifica el origen de agua del campo, mecanismo de empuje de los reservorios, tipo de problema que presenta cada pozo mediante el análisis de curvas tipo Chan, registros a hueco abierto, cemento y diagramas de completación. El capítulo tres describe la tecnología Hydrosep, se detalla el funcionamiento de los componentes del Hidrociclón, modelos que son aplicados para el diseño, fenómeno físico de la separación, también se presenta los condicionantes para la aplicación de este sistema, por último la función que realiza cada elemento que integra la completación de fondo. La reducción de producción de agua que se obtiene con esta tecnología, trata el capítulo cuatro, en el cual se presenta los diseños de los equipos de fondo y superficie a utilizar, así como los arreglos de los Hidrociclónes empleados para obtener la separación de los fluidos en el fondo del pozo los cuales van encapsulados y colocados en la parte final de la completación. Por último se

XIX presenta, presiones y caudales de reinyección, radio de avance del agua de reinyección para diferentes periodos de tiempo, volumen poroso disponible que presenta la arena Hollín para el campo, daño de formación y la ubicación de la completación de fondo con este sistema. El capítulo cinco está orientado para la parte económica del proyecto, en el cual se evalúan por pozo mediante el análisis del V.A.N y T.I.R. Por último el capítulo seis presenta las conclusiones y recomendaciones del proyecto.

CAPÍTULO 1 DESCRIPCIÓN Y CARACTERIZACIÓN DEL CAMPO SHUARA 1.1 UBICACIÓN El campo Shuara se encuentra ubicado en la parte Sur - Oriental del campo Libertador, teniendo por límites, el campo Pacayacu en la parte Norte, al Sur el campo Pichincha, en sentido Oeste limitado por los campos Shushuqui, Secoya y al Oriente limitado por la falla Shuara, su ubicación en coordenadas UTM (Universal Transversal de Mercator), se presenta en la tabla 1.1 y en la figura 1.1 se presenta la ubicación dentro del área Libertador. TABLA1.1 COORDENADAS UTM DE UBICACIÓN DEL CAMPO COORDENDAS X Y MÍNIMO 324758 9999602 MÁXIMO 326993 10007400 Fuente: Gerencia de Exploración y Producción, EP PETROECUADOR. 1.2 DESCUBRIMIENTO El campo SHUARA fue descubierto en Abril de 1980 por la Corporación Estatal Petrolera Ecuatoriana (CEPE), con la perforación del pozo exploratorio SHU-01, obteniendo una producción de 9964 BPPD con un grado API del crudo de 28 a 33, a una profundidad 9810 pies. Las primeras interpretaciones sísmicas, mostraban a los campos Shushuqui, Secoya, Pichincha, Carabobo, Pacayacu y Shuara como estructuras independientes, sin embargo, interpretaciones posteriores, sustentadas

2 con nueva sísmica y datos de nuevos pozos perforados, permitieron elaborar un nuevo modelo estructural que integra las estructuras Shushuqui, Pacayacu, Shuara y Secoya en un solo campo. Esta hipótesis se confirmó con la perforación del pozo Guarumo-01 posteriormente denominado Pichincha-01 y se lo bautizó como campo LIBERTADOR en honor al Libertador Simón Bolívar. El campo LIBERTADOR es el tercer campo más grande en la Cuenca Oriente de Ecuador, está ubicado en la región Amazónica del Ecuador, a 400 Km en línea recta de la ciudad de Quito, al Noroeste del Campo Shushufindi y a 25 Km de la frontera con Colombia. 1.3 ESTRUCTURA DEL CAMPO El alineamiento Oriental Pacayacu-Shuara se presenta como una sola estructura alargada, significativamente más estrecha que el alineamiento Secoya Shushuqui con 1,2 Km de ancho, una longitud de 9,5 Km y 60 pies de cierre estructural vertical. Los cierres efectivos de Norte y Sur son 60 pies y 5 pies, respectivamente a 8350 pies. El campo está limitado por dos fallas con rumbo N-E, las cuales se definen como falla Shushuqui-Secoya y falla Shuara. La falla Shushuqui - Secoya es una falla inversa, que tiene una extensión aproximada de 10 km y dirección paralela al eje de la estructura, salto de falla de 80 pies que afecta la zona de interés desde la discordancia pre cretácica hasta la Caliza A. La Falla Shuara es inversa y tiene una extensión aproximada de 12 km, en dirección paralela al eje de la estructura, un salto de falla de 80 pies y afecta a la zona de interés del campo desde la discordancia pre cretácica hasta la Caliza A.

3 FIGURA 1.1 UBICACIÓN DEL CAMPO SHUARA Fuente: Gerencia de Exploración y Producción, EP PETROECUADOR.

4 1.4 PROPIEDADES PETROFÍSICAS DE LA ROCA Y FLUIDOS Los reservorios productores del campo Shuara son Basal Tena BT, U superior Us, U media Um, U inferior Ui, T superior Ts y T inferior Ti, cuyas propiedades petrofísicas, como porosidad, permeabilidad, saturación y viscosidad se presentan en las tablas: 1.2, 1.3, 1.4 y 1.5. Datos tomados de interpretaciones de registros a hueco abierto, pruebas de restauración de presión B UPs y análisis PVT. 1.4.1 POROSIDAD TABLA 1.2 POROSIDAD ARENA Ø [%] BT 17,81 Us 13,30 Um 13,40 Ui 13,10 Ts 11,23 Ti 13,29 Fuente: Gerencia de Exploración y Producción, EP PETROECUADOR. Elaborado por: Juan Pablo Sarango 1.4.2 SATURACIÓN TABLA 1.3 SATURACIÓN DE AGUA INICIAL ARENA Swi [%] So [%] BT 35,00 65,00 Us 22,50 77,50 Um 23,16 76,84 Ui 22,05 77,95 Ts 26,76 73,24 Ti 22,31 77,69 Fuente: Gerencia de Exploración y Producción, EP PETROECUADOR. Elaborado por: Juan Pablo Sarango

5 1.4.3 PERMEABILIDAD TABLA 1.4 PERMEABILIDAD PROMEDIA ARENA K [md] Us 150 Ui 300 Ts 100 Ti 100 Fuente: Gerencia de Exploración y Producción, EP PETROECUADOR. Elaborado por: Juan Pablo Sarango 1.4.4 VISCOSIDAD TABLA 1.5 VISCOSIDAD PROMEDIA ARENA µ o [cp ] Us 1,39 Ui 1,40 Ts 2,22 Ti 2,22 Fuente: Gerencia de Exploración y Producción, EP PETROECUADOR. Elaborado por: Juan Pablo Sarango 1.4.5 CARACTERIZACIÓN DE LOS RESERVORIOS TABLA 1.6 CARACTERIZACIÓN DE LOS RESERVORIOS ARENA Pi [psi] Pb [psi] TF [ F] Βoi [BY/BN] ϒgas [Aire=1] Rsi [PCN/BN] BT 3100 807-1,1700 1,42 150 19,80 Us 3692 595 212 1,2631 1,22 162 28,70 API Ui 3788 1245 217 1,2043 1,62 291 26,90 Ts 3899 900 220 1,2657 1,43 360 31,00 Ti 3900-222 1,2657 1,43 402 31,10 Fuente: Gerencia de Exploración y Producción, EP PETROECUADOR. Elaborado por: Juan Pablo Sarango

6 La tabla 1.6 presenta información que permite caracterizar a los reservorios, BT, Us, Um, Ui, Ts y Ti, con datos de presión inicial, de burbuja, temperatura de yacimiento, factor volumétrico, gravedad especifica del gas, razón de solubilidad y grado API. 1.5 DESCRIPCIÓN LITOLÓGICA DE LOS RESERVORIOS Los principales reservorios productores del Campo SHUARA son: Arenisca Basal Tena BT, Arenisca inferior Ui, Arenisca media Um, Arenisca superior Us, Arenisca Ts y Arenisca Ti. 1.5.1 FORMACIÓN TENA 1.5.1.1 Arenisca Tena Basal BT Arenisca cuarzosa con un espesor promedio de 8,21 pies con porosidad media de 17,81 %, la cual presenta una litología, con granos de cuarzo traslúcidos a semitraslúcidos, de grano fino a muy fino, en partes medio, subangular a subredondeados, con selección regular, arcillolita café oscura, café amarillentas, café claras, gris-verdosas, café rojizas, cremas. El tipo de crudo que presenta el reservorio es de 19,80 API. 1.5.2 FORMACIÓN NAPO La secuencia U se desarrolla entre la superficie de máxima inundación a la base de la caliza B y base de la caliza A, tiene 209 pies de espesor aproximadamente. 1.5.2.1 U Superior Us El reservorio Us presenta un espesor promedio de 48,40 pies con un volumen de arcilla de 27,90 % y porosidad media de 13,30 %. La litología consiste en arenisca cuarzosa, café clara, con inclusiones de glauconita, con granos transparentes a

7 traslúcidos, friable a suelta, de grano muy fino a fino, subangular a subredondeados, de regular selección. Lutita gris oscura, ligeramente calcárea, gris a gris oscura y negra ocasionalmente. El tipo de crudo que presenta el reservorio esta en el rango de 26 a 28 API. El yacimiento presenta mecanismo de producción por expansión volumétrica y empuje lateral de agua. 1.5.2.2 U Media Um La arena Um presenta un espesor promedio de 48,37 pies con 29,52 % de arcilla, y 13,40 % de porosidad promedio, la descripción litológica detalla a este reservorio como, arenisca cuarzosa blanca, ligeramente calcárea con granos de cuarzo transparente a traslúcidos, consolidada a friable, de grano fino a medio, subangular a subredondeados, de regular selección, con matriz arcillosa. Lutita gris oscura, en partes negra, ligeramente calcárea, algo dura, subfísil a físil, sublaminar, en partes masiva (arcillolita), con inclusiones de pirita. 1.5.2.3 U Inferior Ui Esta arena tiene un espesor promedio de 48,88 pies con porcentaje de arcilla de 28% y 13,10 % de porosidad. Arenisca cuarzosa gris clara, translúcida. Friable a suelta, grano fino a medio, subredondeada a subangular, selección regular. Lutita gris-oscura a gris, ocasionalmente negra, moderadamente dura, subfísil a físil, con inclusiones de micropirita. Tiene presencia de crudo liviano de 27 a 29 API. El mecanismo de empuje que presenta esta arena es lateral activo. Las arenas Ts y Ti, pertenecen a la secuencia T que se desarrolla entre las superficies de máxima inundación caliza C a la base y caliza B al techo, tiene 219 pies de espesor promedio. 1.5.2.4 T Superior Ts El reservorio Ts tiene un espesor promedio de 48,38 pies con un porcentaje de arcilla de 31,90 % y una porosidad media de 11,20 %. La litología es arenisca

8 cuarzosa, en partes con glauconita, café clara a gris clara, con cuarzo translúcido, friable a suelta, grano fino a muy fino y ocasionalmente medio, granos subangulares a subredondeados, de pobre selección, con cemento calcáreo. Lutita gris-oscura, moderadamente dura. El crudo presente en esta arena fluctúa entre 27 y 30 API. El mecanismo de producción que presenta el reservorio es por expansión volumétrica debido a la caída de presion muy pronunciada para el tiempo de producción de esta arena. 1.5.2.5 T Inferior Ti Esta arena posee un espesor promedio de 46,57 pies con un volumen de arcilla de 18 % y una porosidad promedio de 13,29 %. La litología de la arena Ti es, arenisca cuarzosa, café clara, translúcida, friable a suelta, grano fino a muy fino, variando en menor grado a medio, subangular a subredondeado, pobre selección. Crudo caféclaro. Lutita gris oscura a gris y en partes negra, moderadamente dura. El crudo presente en esta arena está entre 28 y 31 API. El tipo de empuje que presenta la arena es hidráulico de fondo. 1.5.3 FORMACIÓN HOLLÍN La formación Hollín para el campo Shuara es considerada una zona de reinyección. Comprendida entre la base erosional Hollín y el máximo de inundación de la caliza C, tiene un espesor total de 122 pies con una porosidad promedio de 12,84 %, con permeabilidad que va desde los 100 a 200 md. La litología consiste en arenisca cuarzosa, gris-clara, transparente a traslúcida, en partes blanco-lechosa, suelta, hacia arriba moderadamente consolidada, grano medio a grueso, variando hacia arriba de grueso-medio a fino, ocasionalmente muy grueso, los granos son subangulares a subredondeados y la selección es regular, cambiando a pobre hacia el techo.

9 FIGURA 1.2 COLUMNA ESTRATIGRÁFICA DEL CAMPO LIBERTADOR Fuente: Gerencia de Exploración y Producción, EP PETROECUADOR.

10 1.6 PRODUCCIÓN DEL CAMPO SHUARA La figura 1.3, muestra la historia de producción de agua, petróleo y gas del campo desde los inicios de los años ochenta hasta Enero de 2011, con una producción actual de 2000 BPPD con 11000 BAPD y 900 Mcf/d de gas. FIGURA 1.3 HISTORIA DE PRODUCCIÓN DEL CAMPO SHUARA Fuente: Gerencia de Exploración y Producción, EP PETROECUADOR. La historia de corte de agua se presenta en la figura 1.4, la cual está en aumento, hasta Enero de 2011 el campo presenta un corte de agua del 90 %.

11 FIGURA 1.4 HISTORIA DE CORTE DE AGUA Fuente: Gerencia de Exploración y Producción, EP PETROECUADOR. En la figura 1.5 se observa la producción acumulada por pozo al 31 de Enero del 2011 fecha de cierre de toma de información. El pozo SHU-12, presenta la mayor cantidad de producción de agua, acumulando 12 MM de Bls con 7 MM de Bls de petróleo. Los pozos con mayor producción de petróleo son: SHU-6 acumulando 7,80 MM Bls con 2 MM Bls de agua, el pozo SHU-11 con 7,70 MM Bls de petróleo y 6,20 MM Bls de agua.

12 FIGURA 1.5 HISTORIAL DE PRODUCCIÓN ACUMULADO POR POZO Fuente: Gerencia de Exploración y Producción, EP PETROECUADOR. 1.7 ESTADO ACTUAL DEL CAMPO El campo presenta a Enero del 2011, un total de 31 pozos perforados de los cuales 28 son verticales y 3 desviados, actualmente 12 están produciendo, 10 pozos con sistema de bombeo electrosumergible PPS y los pozos SHU-3 con bombeo neumático PPG, SHU- 34D con bombeo hidráulico PPH. El restante de pozos, están divididos en 6 reinyectores, 7 cerrados y 6 abandonados. La tabla 1.7 presenta el número total de pozos del campo. Mediante el estudio de historiales de reacondicionamiento se determina que la principal causa de cierre y abandono de los pozos es por alto corte de agua, baja producción de petróleo y por rotura de casing.

13 TABLA 1.7 POZOS DEL CAMPO SHUARA PERFORADOS EN PRODUCCIÓN REINYECTORES CERRADOS No V D TOTAL PPH PPS PPG PPM PR CR PC ABAND 31 28 3 12 1 10 1 0 2 4 7 6 Fuente: Gerencia de Exploración y Producción, EP PETROECUADOR. Elaborado por: Juan Pablo Sarango 1.7.1 POZOS EN PRODUCCIÓN La tabla 1.8 presenta la producción acumulada de los pozos que se encuentran en producción hasta el 31 de Enero del 2011, sumando un total de 35,27 MM Bls de petróleo y 17,23 MM Bls de agua. TABLA 1.8 POZOS EN PRODUCCIÓN DEL CAMPO POZO MM Bls de Petróleo MM Bls de Agua MM Mcf de gas BSW METODO API SHU-3 2,27 2,86 0,41 50 PPG 29 SHU-4 5,34 2,97 3,79 92 PPS 31 SHU-6 7,77 2,18 2,04 72 PPS 29,60 SHU-8 2,66 1,06 1,56 94 PPS 29,10 SHU-9 1,76 0,83 1,56 92 PPS 27,80 SHU-12 6,89 2,55 12,19 92 PPS 27 SHU-14B 3,06 1,27 3,13 98 PPS 27 SHU-15 2,80 1,71 1,15 1 PPS 30,30 SHU-20 0,57 0,64 2,74 0 PPS 29 SHU-22 0,36 0,09 0,45 80 PPS 23,80 SHU-25 1,79 1,08 0,94 80 PPS 29,50 SHU-34D 0,0004 0,00 0,0012 43 PPH - Fuente: Gerencia de Exploración y Producción, EP PETROECUADOR. Elaborado por: Juan Pablo Sarango

14 La producción total del campo hasta el 31 de Enero del 2011, se muestra en la tabla 1.9, la cual se obtiene sumando el volumen producido de los pozos en producción y los que fueron cerrados y abandonados obteniendo un total de 59,57 MM de Bls de petróleo. TABLA 1.9 PRODUCCIÓN ACUMULADA DE PETRÓLEO DEL CAMPO Pozos en Producción MM Bls Pozos Cerrados y abandonados MM Bls Total MM Bls 35,27 24,30 59,57 Fuente: Gerencia de Exploración y Producción, EP PETROECUADOR. Elaborado por: Juan Pablo Sarango 1.7.2 POZOS CERRADOS Y ABANDONADOS TABLA 1.10 POZOS CERRADOS Y ABANDONADOS POZO FECHA DE CIERRE MOTIVO DE CIERRE / ABANDONO ESTADO SHU-5 10/03/1999 Daño en Casing Abandonado SHU-7 01/01/1991 Daño de Casing Abandonado SHU-11 23/07/2007 Alto BSW Cerrado SHU-14 07/05/2005 Daño de casing Abandonado SHU-13 -/02/2010 Daño de casing Cerrado SHU-16 18/02/2008 Alto BSW Cerrado SHU-17 23/11/2007 Daño de casing Cerrado SHU-19 06/08/1998 Daño de Casing Abandonado SHU-23 11/02/2009 Daño de casing Abandonado SHU-24D 09/07/2009 Suspendida Perforación Abandonado SHU-26 23/09/2009 Alto BSW Cerrado SHU-27 23/01/2007 Alto BSW Cerrado SHU-33D 11/10/2010 Bajo aporte de fluidos Cerrado Fuente: Gerencia de Exploración y Producción, EP PETROECUADOR. Elaborado por: Juan Pablo Sarango 1.7.3 POZOS DE REINYECCIÓN Los pozos de reinyección: SHU-RW1, SHU-1, SHU-2, SHU-10, SHU-18 y SHU-21, son usados para reinyectar el agua separada que se obtiene en superficie, los pozos

15 SHU-21 y SHU-RW01 son utilizados actualmente para reinyectar el agua producida de todo el campo, los demás se encuentran cerrados. TABLA 1.11 POZOS REINYECTORES POZO ZONA DE REINYECCIÓN FECHA BIPD SHU-RW01 SHU-1 HOLLIN ORTEGUAZA 31/01/2011 03/08/2003 7750 2880 SHU-2 ORTEGUAZA 03/07/2006 2745 SHU-10 ORTEGUAZA 19/02/2005 0 SHU-18 ORTEGUAZA 17/07/2005 10930 SHU-21 HOLLIN 31/01/2011 2755 Fuente: Gerencia de Exploración y Producción, EP PETROECUADOR. Elaborado por: Juan Pablo Sarango OBSERVACIÓN Activo Cerrado Cerrado Cerrado Cerrado Activo La figura 1.6 muestra el número de W.O realizados por pozo hasta la actualidad, los pozos: SHU-4, SHU-6 y SHU-12, son los que presentan mayor número de intervenciones. FIGURA 1.6 HISTORIA DE REACONDICIONAMIENTO DE POZOS Fuente: Gerencia de Exploración y Producción, EP PETROECUADOR.

16 1.8 RESERVAS DEL CAMPO El cálculo de reservas para el campo SHUARA, se determino aplicando el método de curva de declinación de producción, método que se aplico mediante la ejecución del software OFM (Oil Field Manager), simulación que se observa en la figura 1.7, dando un volumen de reservas a recuperar de 5,62 MMbls de petróleo. FIGURA 1.7 CURVA DE DECLINACIÓN DE PRODUCCIÓN DEL CAMPO Fuente: Gerencia de Exploración y Producción, EP PETROECUADOR. 1.9 FACILIDADES DE SUPERFICIE Las facilidades de superficie se presentan a detalle en la tabla 1.12. La estación SHUARA cuenta con dos separadores de 20000 Bls de capacidad cada unidad y un separador de prueba de 10000 Bls. Posee un tanque de lavado de 10590 Bls y un tanque de surgencia con capacidad de 18130 Bls.

17 TABLA 1.12 FACILIDADES DE SUPERFICIE ELEMENTO DESCRIPCION ESTADO TRABAJOS EQUIPO O GENERAL ACTUAL REALIZADOS UBICACIÓN COMPONENTE EN EL PERIODO - 2 COMPRESORES AJAX - COMPRESORES O.K. TRABAJAN ALTERNADAMENTE SIZE 15 X 11 400 MWP DE GAS - COMPRESOR SULLAIR ELECT. - COMPRESORES DE AIRE O. K. NINGUNO AREA DE - COMPRESOR MECANICO LISTER - COMPRESORES DE AIRE O.K. RSV NINGUNO OMPRESORES GAS LIFT - 3 BOMBAS MAX -BOMBAS DE INYECCION O. K. NINGUNO MOTOR ELECTRICO 1/4 HP DE QUÍMICO - DESHIDRADRATADOR ELEC. - DESHIDRATADOR F/S NINGUNO 1028 LIBRS. ARANAUE ELECT. DE GAS - TANQUE DE AGUA 200 BLS. - SISTEMA DE LIMPIEZA O. K. NINGUNO CON BOMBA DE 5 HP DE COMPRESOR 01 TK. CON BOTA INCORP. 500 BL. 1 TK. ALMACENAMIENTO REGULAR NINGUNO 01 TK.. 750 BL. EMPERNADO 1 TK. ALMACENAMIENTO REGULAR NINGUNO 02 TK. DE COMBUSTIBLES. 1 TK. DIESEL 10 BLS. REGULAR NINGUNO 01 BOMBA GARDEN DENVER TRANSF. CRUDO A EST. SHU REGULAR NINGUNO MOD: FG-FXR 126 GLS/MIN. 01 BOMBA ELECTRICA CON MOTOR HP100 BUENO NINGUNO MINI ESTACION BOMBA DURCO 2K3X2 BUENO NINGUNO SHUARA 09 01 MOTOR CATERPILLAR 78HP. REGULAR NINGUNO 01. BATERIA DE 5 POZOS LLEGADA DE POZOS REGULAR NINGUNO - SEPARADOR DE PRODUCCION 15000 BLS BUENO NINGUNO - SEPARADOR DE PRUEBA 5000 BLS BUENO NINGUNO 1 COMPRENSOR DE AIRE QUINSY BUENO NINGUNO 01BOMBA SUMIDERO CON COM BOMBA BUENO NINGUNO COOPRO-DURY 3HP - TANQUE EMPERNADO TANQUE DE AGUA PARA O. K. NINGUNO DE 3000 BARRILES SIST. CONTRAINCENDIO ISTEMA CONTRA - TK. DIESEL 6903 gls TANQUE COMBUSTIBLE O.K. NINGUNO INCENDIO - 2 BOMBAS DETROIT A DIESEL BOMBAS DEL S.C.I. FUNCIONAN MANUALMENTE NINGUNO - TK 2300 BLS. HORIZONTAL TANQUE DE ESPUMA SCI O. K. NINGUNO - TK VERTICAL DE SURGENCIA DE 2882,13 m3 TANQUE DE SURGENCIA MAL ESTADO LIQUEO X FONDO MAS ACUMULACION DE SEDIMENT OS - TK. EMPERNADO 5000 bls TANQUE EMPERNADO O.K. ESPERA TABLAS DE CALIBRACION - TK. DE LAVADO 2001,43 m3 TANQUE DE LAVADO O. K. NINGUNO TANQUES - TK. DE REINYECCION 476,91 m3 TANQUE SOLDADO O.K. NINGUNO - BOMBA ELECTRICA DE 5 HP BOMBAS DE SUMIDERO O. K. SUMIDERO GAS LIFT NO HAY BOMBA - BOMBA ELECTRICA DE 20 HP DE RECIRCULACIÓN O. K. NINGUNO - 2 BOMBAS ELECTRICAS 150HP DE TRANSFERENCIA O. K. CAMBIO VALVULA DE TRES VIAS - SEPARADOR DE PRODUCCION 20000 BLS O. K. NINGUNO - SEPARADOR DE PRODUCCION 20000 BLS REGULAR ESPERA CAMBIO DE NIPLES DE DESCARGA AREA DE - SEPARADOR DE PRUEBA 5000 BLS F/S ACERO DELOS ANDES SEPARADORES - SEPARADOR DE PRUEBA 10000 BLS O. K. MANTENIMINETO ANUAL - 5 BATERIAS DE 5 POZOS MANIFOLDS REGULAR REALIZAN INSPECCION TECNICA EN TODOS LOS TKS EXISTEN SURGENCIA MAL ESTADO SISTEMAS DE MUROS DE CEMENTO LAVADO O. K. CONTENSION NINGUNO Fuente: Gerencia de Exploración y Producción, EP PETROECUADOR.

18 1.9.1 SISTEMA DE REINYECCIÓN DE AGUA Las facilidades que posee el campo para la reinyección de agua constan de un sistema de bombeo horizontal de las siguientes características, y en la tabla 1.13 se indica el tipo de equipo, capacidad y estado en el que se encuentran. Potencia de 25 a 1000 [HP] Maneja un flujo de 4000 a 50000 [BAPD] Presión de descarga desde 250 a 4300 [psi] Presión de succión de 1 a 3000 [psi] TABLA 1.13 EQUIPO DE REINYECCIÓN DE AGUA EQUIPO CAPACIDAD ESTADO OBSERVACIÓN 1 Bomba gn5600 172 etapas 6200 Bls o. k. Operación normal diaria 1 Bomba g6200n 130 etapas 6670 Bls o.k. En reserva para operación de emergencia 1 Bomba hj200n 65 etapas 7050 Bls o.k. Operación normal diaria 1 Bomba hj200n 65 etapas 7050 Bls o. k. Operación normal diaria 2 Bombas booster 10" x 6"x 4" De Succión o.k. En buen estado 4 Variadores 518-390-600 kva o.k. 1 Tanque empernado de stock 3000 Bls o.k Pozos de reinyección SHU-RW1, y SHU- 21 En buen estado de funcionamiento En buen estado falta capacidad 13960 Bls +/- o.k. Arena hollín 2 Generadores de roth - o.k. De alquiler Fuente: Gerencia de Exploración y Producción, EP PETROECUADOR. Elaborado por: Juan Pablo Sarango

19 CAPÍTULO 2 ANÁLISIS DE PRODUCCIÓN DE AGUA EN POZOS SELECCIONADOS La excesiva producción de agua es el principal problema que presenta en la actualidad el campo SHUARA, alcanzando un volumen de 110000 Bls de agua por dia y un corte de agua del 90% a Enero del 2011. La figura 2.1 muestra los porcentajes producidos, de los pozos en producción por arena, con un total de 17,23 MM Bls de agua, se identifica la arena Ui con 49% la cual representa la mayor cantidad, seguido de la arena Us con 21 % y con menor cantidad de producción las arenas T. FIGURA 2.1 PRODUCCIÓN ACUMULADA DE AGUA POR YACIMIENTO Fuente: Gerencia de Exploración y Producción, EP PETROECUADOR. Elaborado por: Juan Pablo Sarango

20 2.1 ORÍGEN DE AGUA DEL CAMPO El campo SHUARA está limitado por un sistema de fallas las cuales se ubican en la parte Este y Oeste, como se muestran en la figura 2.8. Las figuras 2.2, 2.3 y 2.4, representa la simulación matemática del campo Libertador realizada en 2009, el área SHUARA se ubica en la parte sureste, donde se muestra los acuíferos de los yacimientos Us, Ui, Ts y Ti, representados por colores. 2.1.1 YACIMIENTO Us En la parte sureste se aprecia el acuífero en color rojo, donde ingresa el agua hacia el yacimiento. Debido que la falla que limita al campo no es sellante, este acuífero representa el segundo yacimiento con mayor producción de agua del campo. FIGURA 2.2 ACUIFERO Us Fuente: Gerencia de Exploración y Producción, EP PETROECUADOR. 2.1.2 YACIMIENTO Ui El aporte de agua para el yacimiento Ui, proviene del acuífero que está ubicado en la parte sureste, el cual es de gran espesor y está representado con color turquesa.

21 FIGURA 2.3 ACUIFERO Ui Fuente: Gerencia de Exploración y Producción, EP PETROECUADOR. 2.1.3 YACIMIENTO Ts Y Ti Los acuíferos de los reservorios Ts y Ti están representados por color verde y actualmente aportan con el 19 % de la producción de agua. FIGURA 2.4 ACUIFERO Ts y Ti Fuente: Gerencia de Exploración y Producción, EP PETROECUADOR. 2.2 HISTORIA DE PRESIÓN La historia de presión del campo registrada desde 1982 hasta los inicios del 2009 para las arenas: Us, Um, Ui, Ts y Ti, están representadas en las figuras 2.5, 2.6 y 2.7. La presión inicial para los reservorios esta en 3800 psi y las presiones hasta el 2009 se encuentran en 2600 psi, con lo cual se determinó que el campo presenta

22 una declinación de presión anual de 44,44 psi/año, declinándose 24 psi por cada millón de barriles de petróleo producido. En la figura 2.7 los puntos en el círculo azul corresponden a presiones de los pozos SHU-4, SHU-13, SHU-22 y SHU-26, registran valores altos por que se encuentran cerca de la falla principal. FIGURA 2.5 PRESIÓN ARENA Us Y Um Fuente: Gerencia de Exploración y Producción, EP PETROECUADOR. FIGURA 2.6 PRESIÓN ARENA Ui Fuente: Gerencia de Exploración y Producción, EP PETROECUADOR.

23 FIGURA 2.7 PRESIÓN ARENA Ts Y Ti Fuente: Gerencia de Exploración y Producción, EP PETROECUADOR. 2.3 MECANISMOS DE EMPUJE DE LOS RESERVORIOS 2.3.1 YACIMIENTO Us y Ui Son reservorios de tipo estructural, con presencia de un contacto agua-petróleo inicial para las arenas Us a -8185 pies y para Ui a -8300 pies. 2.3.2 YACIMIENTO Ts y Ti Reservorios tipo estructural, con presencia de un contacto agua-petróleo inicial para Ts a -8359 pies y a -8471pies para Ti. 2.3.3 CARACTERÍSTICAS DE RESERVORIO CON IMPULSIÓN DE AGUA En la tabla 2.1 se presentan algunas características que deben cumplir los yacimientos cuyo mecanismo de producción es por empuje de agua, sea este lateral o de fondo.

24 TABLA 2.1 CARACTERÍSTICAS DE RESERVORIO CON IMPULSIÓN DE AGUA Características Presión de reservorio GOR de superficie Comportamiento del pozo Fuente de energía Tamaño de la fuente Tipos de acuífero Proceso del mecanismo Tendencia Permanece alta Permanece bajo Fluye hasta que la producción de agua es excesiva Proporcionada por la entrada de agua, desde un acuífero conectado hacia la zona de petróleo Generalmente la zona con agua (acuífero) es mucho más grande que la zona de petróleo Fondo y Lateral Como resultado de la producción, el agua del acuífero se expande y se mueve para reemplazar el petróleo producido y mantener la presión Factor de recuperación Entre 20-60 % Fuente: Lucio Carrillo Barandiaran - 2006 Elaborado por: Juan Pablo Sarango Los yacimientos Us, Um, Ui, Ts y Ti, que tiene el campo Shuara tienen características similares a las mostradas en la tabla 2.1, por lo que se los podrían ser considerados yacimientos con mecanismo de producción por empuje de agua. 2.4 UBICACIÓN DE POZOS Los pozos activos del campo con mayor producción de agua son: SHU-3, SHU-4, SHU-6, SHU-8, SHU-14, y SHU-34D. Los que se encuentran ubicados cerca de la falla principal, siendo afectados directamente por los acuíferos, los cuales inundan los yacimientos de producción. En cambio los pozos: SHU-9, SHU-20, SHU-22 y SHU-25, están ubicados en el parte central del campo y no presentan comunicación directa con los acuíferos por lo cual no son afectados gravemente y no presentan elevada producción de agua. Los pozos SHU-12 y SHU-15, se encuentran en la parte central del campo y presentan elevada producción de agua, ya que están ubicados cerca de los pozos SHU-4 y SHU-8. Estos se observan en la figura 2.8.

25 FIGURA 2.8 UBICACIÓN DE POZOS Fuente: Gerencia de Exploración y Producción, EP PETROECUADOR

26 2.5 SELECCIÓN DE POZOS La selección de pozos se realiza mediante el análisis de historiales de producción, reacondicionamiento, diagramas de completación, registros a hueco abierto y de cemento juntamente con los condicionamientos 1 presentados por: Jhon A. Veil - 1999, para la aplicación de la tecnología Hydrosep. Es decir, el pozo candidato presenta, una zona de reinyección bajo la zona de producción, tener un RAP superior a 8, BSW superior a 85 %, la producción de fluidos superior 1260 BFPD. I tabla 2.2 presenta los pozos seleccionados que cumplen todos los condicionamientos y la figura 2.8 muestra la ubicación de estos pozos encerrados con un círculo de color rojo. TABLA 2.2 POZOS SELECCIONADOS FECHA POZO BFPD BSW BAPD BPPD RAP ARENA 11/05/2011 SHU-4 2064 92 1899 165 11,51 T 27/02/2011 SHU-8 2078 96 1995 83 24,04 Ui 12/05/2011 SHU-12 4310 96 4138 172 24,06 Ui 26/09/2009 SHU-26 1984 98 1944 40 48,60 Ui Fuente: Gerencia de Exploración y Producción, EP PETROECUADOR Elaborado por: Juan Pablo Sarango 2.5.1 TIPO DE YACIMIENTO En la tabla 2.3 se indica pruebas de restauración de presión B UP registradas hasta el 2009, en la cual se identifica que para todos los pozos la presión de burbuja esta bajo la presión de fondo fluyente por lo cual a estos yacimientos se los categoriza como subsaturados en los cuales la presencia de gas esta en solución con el petróleo. 1 Feasibility Evaluation of Downhole (DOWS) oil water Separation, Jhon A. Veil 1999, Chapter 2, pp: 11.

27 TABLA 2.3 IDENTIFICACIÓN DE TIPO DE YACIMIENTO Pozo SHU-4 SHU-8 SHU-12 SHU-26 P inicial [psi] 3457 3071 3788 2920 Pwf [psi] 1745 2662 1701 2445 Pb [psi] 1120 1100 1245 1100 Fuente: Gerencia de Exploración y Producción, EP PETROECUADOR Elaborado por: Juan Pablo Sarango 2.5.2 RESERVAS POR POZO El cálculo de reservas por pozo se muestra en la tabla 2.4, se calculó mediante el método de curvas de declinación hasta Enero 2011, las cuales se realizaron en el software OFM (Oil Field Manager), las que se indican en anexo No.1 y en la figura 2.9 la producción acumulada de agua por arena. Ni = EUR (Estimate Ultimate Recovery) [Bls] Np = Reservas acumuladas producidas [Bls] Reservas remanentes = Ni Np [Bls] TABLA 2.4 RESERVAS POR POZO POZO SHU-4 POZO SHU-8 PRODUCCION TOTAL ARENA PRODUCCION TOTAL ARENA Ni [Bls] Np [Bls] REMANENTE 5870380 5382600 487776 REMANENTE POR ARENA Us 47300 4286,37 Ui 3670700 332642,10 Ts 62600 5672,87 Ts+Ti 86500 7838,71 T 1515500 137335,96 Ni [Bls] Np [Bls] REMANENTE 160100 2824930 2664830 REMANENTE POR ARENA Us 14700 883,16 Ui 137600 8266,85 Ts 900 54,07 T 2511700 150900,12

28 CONTINUACIÓN TABLA 2.4 POZO SHU-12 POZO SHU-26 PRODUCCION TOTAL ARENA PRODUCCION TOTAL ARENA Ni [Bls] Np [Bls] REMANENTE 7727540 6945230 782310 REMANENTE POR ARENA Us 4098800 461688,41 Ui 2846400 320618,21 Ni [Bls] Np [Bls] REMANENTE 331750 819290 487540 REMANENTE POR ARENA Ui 46500 31641,25 T 441100 300149,58 Fuente: Gerencia de Exploración y Producción, EP PETROECUADOR Elaborado por: Juan Pablo Sarango FIGURA 2.9 PRODUCCIÓN ACUMULADO DE AGUA 14000000 12000000 10000000 Bls 8000000 6000000 4000000 SHU-4 SHU-8 SHU-12 SHU-26 2000000 0 US UI TS TS+TI T Yacimiento Fuente: Gerencia de Exploración y Producción, EP PETROECUADOR Elaborado por: Juan Pablo Sarango

29 2.5.3 HISTORIAL DE REACONDICIONAMIENTOS Los historiales de reacondicionamiento se presentan en resumen en la tabla 2.5, con el objetivo de conocer la evolución del pozo, evaluar el avance de corte de agua, métodos de levantamiento aplicados, trabajos realizados para mantener el pozo en producción y causas para la intervención. 2.5.3.1 Análisis por pozo Así el pozo SHU-4, empieza a producir desde el 8 de Febrero de 1981, de las arenas Us y Ui, con cortes de agua de 0,1 % y 0,4 %, alcanzando 90% de corte de agua en W.O. # 17. Las causas para las intervenciones fueron para cambiar tubería por obstrucción de escala y por comunicación csg - tbg. El pozo SHU-8, inicia a producir el 21 de Febrero de 1986, de las arenas Us, Ui y T, con cortes de agua de 3%, 1,5% y 0,5%, alcanzando corte de agua del 92% en W.O. # 6. Todas las intervenciones han sido para evitar la entrada de agua de formación hacia las arenas de producción a excepción del W.O # 6 que fue utilizado para tomar registro de saturación. La completacion inicial para el pozo SHU-12 se la realiza el 21 de Febrero de 1990, produciendo de la arena Ui con corte de agua de 0,7 % y en W.O. # 13 alcanza el 92 % de corte de agua. Las intervenciones fueron principalmente realizadas para cambiar de sistema de levantamiento a excepción del W.O. # 2 que fue realizado para aislar la entrada de agua hacia la arena Us. El 8 de Abril de 1992 el pozo SHU-26, presenta su completacion inicial, produciendo de las arena T, con un corte de agua de 0,5%, alcanzando el 92 % de corte de agua en W.O # 8 correspondiente a la arena T. Los reacondicionamientos realizados al pozo fueron principalmente para tratar, rotura de csg-tbg y avance de

30 agua de formación hacia las arenas de produccion. Del análisis de los historiales de reacondicionamiento que se presenta en la tabla 2.5, el sistema empleado para evitar el avance de agua es mediante la aplicación de cementaciones forzadas (Squeeze), los que se realizan con frecuencia para cementar la entrada de agua. Los métodos de levantamiento que fueron aplicados son PPF, PPG y finalmente a PPS. TABLA 2.5 HISTORIAL DE REACONDICIONAMIENTOS INTERVENCIÓN Completación inicial (08-Feb-81) W.O. # 01 (04-Octubre-82) W.O. # 02 (10-Agosto-84) W.O. # 03 (11-Febrero-86) W.O. # 04 (14-Agosto-88) W.O. # 05 (28-Octubre-89) W.O. # 06 (10-Octubre-91) W.O. # 07 (09-Febrero-94) W.O. # 08 (30-Septiembre-96) W.O. # 09 (18-Agosto-97) W.O. # 10 (17-Marzo-98) W.O. # 11 (02-Julio-02) W.O. # 12 (27-Septiembre-04) W.O. # 13 (11-Enero-08) W.O. # 14 (11-Abril-08) W.O. # 15 (16-Junio-08) W.O.No.16 (08-jul-06) W.O.No.17 (19-nov-09) POZO SHUARA-4 MOTIVO Ui 8978-8990, 8995-9001, 9006-9020, 9024-9052, BPPD=1898, BSW=0,1 %, API=27 Us 8906-8917, 8920-8934, BPPD=1761, BSW=0,4 %, API= 30,5 Bajan completación para producir a Flujo Natural. Aislar arena Ui de arena Us para producir por camisas diferentes. Recuperación de tapón RZR y pescado, para producir de arenisca T. Bajan nueva completación para Flujo Natural. Acidificación arena Ui. Reparar válvula máster, aislar entrada de agua en T. Evaluar arena Ui, salinidad = 37000 38000 ppm. Repunzona intervalos: Arena T 9190 9208 (18 ), 8978-9001 (23 ), Arena Ui 9006-9020 (14 ), 9024-9040 (16 ). Aislar agua de T y cambio de completación para producir con Bombeo Neumático. Repunzonan el siguiente intervalo: Arena T 9190-9202 (12 ) a 4 DPP. Cambio de tubería con obstrucción de escala a 7040. Evaluar arenas Ui y Us con BH jet. Cambio de completación por posible hueco en tubería. Cambio de completación por posible hueco en tubería y liqueo de gas en cabezal. Repunzonan el siguiente intervalo con cañones de 4 ½. Arena Ui 8978-9001 (23 ) a 4 DPP. Arena Us 8906-8917 (11 ) a 4 DPP. Cambio de completación por posible hueco en la tubería Cambio de completación válvula máster no cierra, posible hueco en tubería @ + / - 1400'. Evaluar arenas "Ui" y "Us" por separado. Diseñar BES. Desasientan empacaduras a 8851' y 8954'. Sacan completación de gas lift. Arman y bajan equipo BES: 1 bomba fc-1200 (209 etapas), sello serie 513, separador de gas serie 513, motor: 130 hp, 2145 volts, 35 amp. Realizan empate a 4500'. Bajan hasta 8537'. Desarman BOP. Arman cabezal. Realizan prueba de rotación, ok. Realizan prueba de producción arena "Ui" a la estación. BFPD=1440, BPPD=288, BSW= 80%, Salinidad=12000 ppm Cl. SQZ en arena Ui. Repunzonar arenas T y Ui. Evaluar arenas por separado. Diseñar BES. Punzonan los siguientes intervalos: arena Ui : 8978 9001 (23 ) a 5 dpp (repunzonan) arena T : 9162 9176 (10 ) a 5 dpp. BPPD=338, BSW=60%. Estimular arena T, evaluar, diseñar BES. BFPD=1574, BSW=77%, BPPD=364. Cambiar completación por comunicación tbg-csg. Repunzonar arena Ts. Evaluar. Rediseñar BES. Inician evaluación de arena Ts+Ti. BFPD=768, BSW=82 %, BPPD=138, inician evaluación de arena Ui BFPD=576, BSW=85%, BPPD=86. Reparar BES, bajan BES reda con 2 bombas px8h6 (276) etapas; motor de 132 hp, 1370 voltios, 64 amp. En tubing de 3-1/2 hasta 8040. BPPD=150, BSW=88, API=29. Evaluar arena T. Estimular con tratamiento modificador de permeabilidad. Rediseñar BES. BPPD=221, BSW=90, API=29.

31 CONTINUACIÓN TABLA 2.5 INTERVENCIÓN Completación inicial: 20 Enero 1986 W.O. # 01 (11-Noviembre-88) W.O. # 02 (11-Noviembre-90) W.O. # 03 (07-Mayo-91) W.O. # 04 (17-Noviembre-93) W.O. # 05 (21-Octubre-94) W.O. # 06 (19-Octubre-09) INTERVENCIÓN Completación inicial: 21 Febrero 90 W.O. # 1 (24 -Noviembre 93) W.O. # 2 ( 07 - Junio 95 ) W.O. # 3 ( 12-Abril-99 ) W.O. # 4 ( 5-Diciembre-99 ) W.O. #5 ( 21-Junio-00) W.O. #6 (15-Diciembre00) W.O. # 7 (12-Diciembre-01) W.O. #8 ( 23-Marzo-02 ) W.O. # 9 ( 17-Oct-02 ) W.O. #10 ( 17-Mayo-03) W.O. #11 ( 21-Enero-04) POZO SHUARA- 8 MOTIVO Us 8892-8897, 8902-8926, BPP=984, BSW [%]=3,0, API = 26,8 Ui 8994-9002, 9008-9032, BPP=2253, BSW [%]=1,5, API = 28,3 T 9182-9189, 9195-9224, BPP=3312, BSW [%]=0,5 API = 33 Evaluación de Ui. Disminución del corte de agua con cementación forzada, recañoneo y evaluación de la arena T. Repunzonan el siguiente intervalo con cañones. Arena T 9182 9189 (7 ) 9195-9208 (13 ). Arena Ui 9012 9032 (20 ). Realizan prueba de producción a T. BFPD = 516, BSW = 1.7%, BPPD = 507. Realizan prueba de producción a Ui : BFPD = 871, BSW = 8%, BPPD = 801. Bajan completación definitiva para PPF. Aislar corte de agua en T y bajar completación definitiva para producir independientemente de arenas T, Ui y Us. Realizan prueba de producción a Ui. Con elementos de presión: BFPD = 806, BPPD = 443, BSW = 45 %. Realizan prueba de producción a T. BFPD = 1590, BPPD = 1336, BSW = 16%. Aislar corte de agua en arena T, bajar completación para producir independientemente de T, Ui y Us por Gas Lift. Evalúan arena T con elementos de fondo. BFPD = 1273, BPPD = 1260, BSW = 1%. Aislar entrada de agua en arenas T y U con sqz. Evaluar y completar pozo según resultados. Repunzonan el siguiente intervalo: Arena Ui 8994 9002 (8 ) a 4 DPP 9008-9018 (10 ) a 4 DPP. Evalúan arena Ui con bomba jet 10A y elementos de presión: BFPD = 880, BSW = 15.4 %, Salinidad = 14 000 ppmcl. Cementar Ui, squeeze a Us de acuerdo a GR. Redisparar y evaluar T y Us, completar para GL con nuevo rediseño. Evalúan arena T con bomba jet y elementos de presión: BFPD = 672, API = 28,3 a 93 F, Salinidad = 5 400 ppmcl. Tomar Registro de Saturación. Repunzonar Ui : 9984 9002 (8 ) y 9008 9016 (8 ). Completar para evaluar sin torre (Jet de camisa). Desplazan Bomba Jet 10 J y evalúan arena Ui al tanque: BFPD = 1440, BSW = 92%, BPPD = 115. POZO SHUARA-12 MOTIVO Us 8972-8990, BPPD=1973, BSW%=0.7, API =29.5. Bajan completación definitiva para producir por flujo natural de arena Us. Cambio de completación: de flujo natural a bombeo neumático. (Gas Lift).Evalúan arena Us con bomba jet y elementos de presión: BPPD=869, BSW=28,8 Aislar entrada de agua de Us con cementación forzada. Perforar Ui, Us. Evaluar. Cambiar completación, posible hueco a ± 3800. Repunzonan el siguiente intervalo: Arena Us a 8 DPP. 8972-8984 (12 ), BFPD =1560, BSW= 3%, Salinidad = 6200 ppm Cl, ºAPI = 22,9. Cambio de completación de producción gas lift por posible hueco en tubería. Cambio de BHA por posible segundo mandril defectuoso. Realizan prueba de producción de arena Ui con bomba jet-e8: BFPD = 220, BPPD = 128, BSW = 42%. Cambio de completación por hueco en tubería a 3500 Intentan sacar tubería con completación de fondo, tubería rota a ± 3200, BPPD=1058, BSW %=55. Cambio de tipo de Levantamiento Artificial de PPG a PPS. Realizan prueba de producción de Ui : BFPD = 4536, BPPD = 907, BSW = 80%. Reparar BES. Sacan equipo BES Reda, Bombas con giro suave. Protectores giran libre con desgaste abrasivo en la carcasa. Motor eléctricamente ok. Cable circuitado a nivel del Flat Cable, realizan prueba de producción: BFPD = 4536, BPPD = 907, BSW = 80%. Cambio de BHA electrosumergible por hueco en tubería. Cambio de completación por comunicación tubing-casing. Realizan prueba de producción a arena Ui BFPD = 3360, BPPD = 672, BSW = 80%, Hz= 52, Amp = 85. Cambio de completación por comunicación hueco en tubería. Realizan prueba de producción a arena Ui : BFPD = 3744, BPPD = 150, BSW = 96%, Hz= 55, Amp = 85, Salinidad = 34800 ppm.

32 CONTINUACIÓN TABLA 2.5 W.O. #12 ( 16-Jul-04 ) W.O. #13 ( 28-Dic-06 ) INTERVENCIÓN Completacion inicial 08 Abril 1992 W.O. # 01 (09-Octubre-93) W.O. # 02 (22-Enero-96) W.O. # 03 (31-Diciembre-97) W.O. # 04 (6-Agosto-07) W.O. # 05 (29-Agosto-07) W.O. # 06 (14-Noviembre-07) W.O. # 07 (23-Abril-08) W.O. # 08 (28-Octl-08) Reparar bomba eléctrica sumergible. Reparar bomba eléctrica sumergible, realizan prueba de producción arena "Ui" con equipo BES: BFPD= 3648; BPPD= 291; Bsw= 92%; Amp= 75; Hz= 55. POZO SHUARA-26 MOTIVO T 9237-9256, BPPD=647, BSW=0,5%, API=31. Bajan completación definitiva para Flujo Natural. Controlar avance de agua en arena T. Evaluar Ui, completar pozo para PPG, Sacan completación de fondo, primeros 70 tubos salen con escala y corrosión. BPPD=300, BSW=76%, API=30.6 Realizar cementación forzada en arenas T + Ui. Evaluar las dos arenas por separado, repunzonan los siguientes intervalos con cañones 5 de alta penetración: Arena T 9250-9256 ( 6 ) a 4 DPP 9262-9272 (10 ) a 4 DPP, 9278-9283 ( 5 ) a 4 DPP Arena Ui 9040-9047 ( 7 ) a 4 DPP. Evalúan arena T con bomba jet E8: BFPD = 1680, BSW = 100 %, Salinidad = 12000 ppmcl. Evalúan arena Ui con bomba jet E8: BFPD = 936, BSW= 100 %, Salinidad = 12121 ppmcl. Cambio de completación a Gas Lift. BPPD=451, BSW=75, API=30,5. Repunzonar "T" (9237' - 9250') (13') + Punzonar "BT" (8316' - 8324') (8'). Bajar completación de fondo para evaluar sin torre arenas "BT", "Ui" Y "T" por separado con B'UP. Realizan prueba de producción de arena T contra tanque bota en locación: BFPD=1584, BPPD=127, BSW=73%. Evaluar arena "T" con B'UP. Diseñar BES, Realizan prueba de producción de la arena "T" con equipo BES: BFPD= 2424, BPPD= 121, BSW = 95%, Frec= 50 Hz, Salinidad ppmci- = 6750. Realizar squeeze a "T". Repunzonar arena "T": 9237' - 9246' (09') A 5 DPP. Evaluar arenas "T", "UI" Y "BT". Diseñar BES para la mejor zona. BPPD=315, BSW=80%, API=30.5. Aislar arena "T" con CIBP A 9140'. Evaluar arena "Ui", alternativa "BT". Diseñar BES para la mejor zona. BFPD = 1147, BSW = 92%, BPPD = 92, Amp = 36/38/39, HZ = 55. Cambio de completación por comunicación tubing casing, BPPP=145, BSW=92, API=28. Fuente: Gerencia de Exploración y Producción, EP PETROECUADOR Elaborado por: Juan Pablo Sarango 2.6 GRÁFICOS DE DIAGNÓSTICO ESPECÍFICOS Los gráficos de diagnóstico específico permiten identificar el problema que ocasiona la producción de agua en el fondo del pozo, que son elaborados tomando como base los historiales de producción para obtener la RAP y su derivada RAP, las cuales se grafican con el tiempo de producción acumulado del pozo en escala logarítmica, estas curvas fueron desarrolladas por Chan (SPE 30775). Las ecuaciones 2.1 y 2.2 son empleadas para graficar, que son comparadas con las curvas patrón para identificar el problema, éstas se muestran en el anexo No 1.

33 q RAP Mensual = q w o (2.1) RAP = RAP Mensual RAP Mensual previo Dias de Pr oducción Mensual (2.2) TABLA 2.6 TIPO DE PROBLEMA POR POZO Pozo SHU-4 SHU-8 SHU-12 SHU-26 Elaborado por: Juan Pablo Sarango Problema Desplazamiento normal con alto RAP Canalización multicapa Conificaciónn Desplazamiento normal con alto RAP FIGURA 2.10 CURVA CHANG POZO SHU-4 Elaborado por: Juan Pablo Sarango

34 FIGURA 2.11 CURVA CHANG POZO SHU-8 Elaborado por: Juan Pablo Sarango FIGURA 2.12 CURVA CHANG POZO SHU-12 Elaborado por: Juan Pablo Sarango

35 FIGURA 2.13 CURVA CHANG POZO SHU-26 Elaborado por: Juan Pablo Sarango 2.7 HERRAMIENTAS DE DIAGNOSTICO Mediante el uso de los registros a hueco abierto, de control de cemento y diagramas de completación se analiza aliza las condiciones mecánicas, cemento y estado actual del pozo para la zona de reinyección Hollín. 2.7.1 REGISTROS A HUECO ABIERTO Los registros a hueco abierto son utilizados para determinar las propiedades petrofísicas del reservorio tales como: La porosidad y saturación inicial de agua y petróleo. 2.7.1.1 Salinidad y saturación de agua inicial El método empleado para encontrar la salinidad se realiza mediante el cálculo de la resistividad del agua de formación y con la formula de Archie la saturación de agua inicial. A continuación se detalla un ejemplo de cálculo para el pozo SHU-12.

36 1.- Se identifica las zonas permeables mediante la interpretación de los registros (SP, GR, MNOR, MINV, ILD, MSFL, RHOB Y NPHI). FIGURA 2.14 REGISTROS SP, GR, MNOR, MINV, ILD, MSFL, RHOB Y NPHI Fuente: Gerencia de Exploración y Producción, EP PETROECUADOR TABLA 2.7 PROSIDAD Y RESISTIVIDAD PROFUNDIDAD [pies] ILD [Rt] MSFL [Rxo] NPHI [%] RHOB [grms/cm3] 9430 39,26 45,50 12,54 2,468 9432 24,12 43,55 12,34 2,478 9434 17,14 27,80 12,70 2,461 9436 15,63 19,23 12,66 2,424 9438 18,54 15,42 11,11 2,465 9440 27 19 16 2,441 Fuente: Gerencia de Exploración y Producción, EP PETROECUADOR Elaborado por: Juan Pablo Sarango El promedio de la porosidad del registro de densidad es 11,75 % valor que se promedia con 12,89 % del registro neutrón NPHI se obtiene 12,32 % que representa la porosidad media de la formación de interés. 2.- Datos de registro BHT (Temperatura en fondo del pozo) = 214 F

37 TD (Profundidad del pozo) = 9502 pies Ts (Temperatura de superficie) = 81 F Rm (Resistividad del lodo) = 1,1 ohm-m @ 81 F Rmf (Resistividad del filtrado de lodo) = 0,9 ohm-m @ 81 F 3.- Datos leídos de registro SP (Potencial espontaneo)= -11 mv FD (Profundidad media de zona de interés) = 9435 pies Rs (Resistividad de zona adyacente)= 50 ohm-m dh (Diámetro del hueco)=9,625 pulgadas h (Espesor de zona de interés) = 10 pies 4.- El valor del registro SP debe ser corregido por efectos de invasión y resistividad de la formación. 5% < Ø < 10%, el di=10*dh 10% < Ø < 15%, el di=5*dh 15% < Ø < 20%, el di=2,5*dh La zona de interés presenta una porosidad de 12,32 %, por lo cual el diámetro de invasión es di=5*dh, di=5*9,625=48,13 pulgadas. 5.- Con valores de Rs/Rm=113,85 (Rm a temperatura de formación), di/dh=5, Rxo=Rt, h/dh=12,47 y Rxo/Rm=64,70 se ingresa en la carta SP-3, Log Interpretation Charts Schlumberger. Obteniendo el factor de corrección Espcor=0,75. Con el cual se obtiene el nuevo valor de SP de -14,67 mv. BHT Ts 203 81 F GT ( Gradiente Geotermico ) = = = 0, 013997 (2.4) TD 9502 pies TF ( temperatura de Formación) = Ts + ( GT * FD) = 81+ (0,013997 * 9435) = 213, 06 F (2.5)

38 R 2 R1 ( T1 + 6,77) = T + 6,77 2 (2.6) 1,1*(81 + 6,77) Rm @ 213.06 F = = 0, 4391ohm m (2.7) 213,06 + 6,77 R SP = K * log R mfeq weq (2.8) K 61+ 0,133T = 61+ 0,133* 213,061 = 89,337 (2.9) = F R mfeq 14.667 = 89,337*log (2.10) Rweq R R mfeq weq = 0,685 (2.11) 6.- La resistividad del filtrado de lodo a 75 F se c alcula con la ecuación (2.6) si: Rmf@ 75 F es mayor a 0,1 ohm-m, se tiene que Rfme q=0,85*rfm Rmf@ 75 F es menor que 0,1 ohm-m, se determina de la carta SP-2 Rmf @75 F es 0,966 ohm-m entonces tenemos que Rfmeq =0,85*0,966=0,8211 ohmm, y la Rfmeq @ 213,062 F es 0,3054 ohm-m. R 7.- Remplazando en, mfeq = 0, 685 se tiene Rweq =0,445 ohm-m @ 213,06 F, R weq valor con el que se ingresa en la carta SP-2 y se obtiene la Rw=1,30 @ 213,06 F. 8.- Y con carta GEN-9 se ingresa con Rw=1,30 ohm-m @ 213,06 F, se obtiene el valor de salinidad de 1400 ppm NaCl @ 202,229 F. E n anexo No 1, se muestra las

39 cartas SP-3, SP-2 y GEN-9 que son empleadas para realizar las correlaciones por efecto de invasión y resistividad de formación. 9.- Ecuación de Archie para cálculo de saturación de agua. S n w a * R a * R w w = = (2.12) m m φ * Rt φ * Rt Donde n, a y m, dependen del tipo de litología de la roca, para arenas estos presentan los siguientes valores. n = 2, a = 0,81 y m = 2,15. Rw valor que se obtiene del método descrito para encontrar la salinidad, Rt promedio de la lectura del registro de resistividad ILD y Ø es la porosidad media de los registros de neutrón y densidad. 0,81*1,3 S w = = 147 % (2.13) 2,15 0,1232 *23,61 Los valores de saturación de agua, permiten estimar que la arena Hollín está completamente inundada de agua y con la salinidad identificar la cantidad de ppm de NaCl que se encuentra disuelto en el agua de formación, los que se indican en la tabla 2.8. TABLA 2.8 SALINIDAD Y SATURACIÓN DE AGUA POZO [ppm] NaCl @ TF Sw [%] SHU-4 3500 95 SHU-8 4800 94 SHU-12 1400 147 SHU-26 5500 119 Fuente: Gerencia de Exploración y Producción, EP PETROECUADOR Elaborado por: Juan Pablo Sarango 2.7.2 REGISTROS DE CONTROL DE CEMENTO La tabla 2.9 se indica los resultados del análisis de los registros de control de calidad de cemento (CBL, CCL, VDL y TT), en la zona de reinyección, esta se encuentra en

40 mal estado para el pozo SHU-26 debido que el registro CBL, presenta un valor mayor a 5mV. En el anexo No 1, se muestran los registros de cemento para los intervalos analizados. TABLA 2.9 ESTADO DE CEMENTO INTERVALO ESTADO POZO [pies] [pies] SHU-04 9430-9310 No registra SHU-08 9360-9240 Bueno SHU-12 9490-9380 Bueno SHU-26 9520-9360 Malo Fuente: Gerencia de Exploración y Producción, EP PETROECUADOR Elaborado por: Juan Pablo Sarango 2.7.3 DIAGRAMAS DE COMPLETACIÓN La integridad mecánica de los pozos se encuentra en buenas condiciones donde se analizó el estado de Csg y Tbg, estos se observan en el anexo No 1. TABLA 2.10 CONDICIONES DE CSG Y TBG Pozo SHU-4 SHU-8 SHU-12 SHU-26 Csg OD 7 7 7 7 Condiciones de Csg y Tbg OK OK OK OK Tbg OD 3 ½ 3 ½ 3 ½ 3 ½ Fuente: Gerencia de Exploración y Producción, EP PETROECUADOR Elaborado por: Juan Pablo Sarango

41 CAPÍTULO 3 DESCRIPCIÓN DE LA TECNOLOGÍA HYDROSEP La tecnología Hydrosep se define como una completación inteligente 2, la cual va instalada en el fondo del pozo y monitoreada desde superficie, la que es utilizada para separar el agua del petróleo mediante la aplicación del sistema de separación DOWS (Downhole oil water separation), utilizando Hidrociclones que son diseñados para separar fluidos de diferente densidad. FIGURA 3.1 ESQUEMA BÁSICO DE FUNCIONAMIENTO Fuente: Stefan T. Orszulik 2 Se define a un pozo inteligente como un proceso en el cual es capaz de vigilar, actuar y operar en tiempo real.

42 Una vez instalado el sistema de separación en el fondo del pozo el agua separada es reinyectada en una formación receptora la que puede estar sobre o bajo la zona productora y de esta forma se disminuye la producción de agua en superficie, como muestra la figura 3.1. 3.1 FUNCIONAMIENTO DEL HIDROCICLÓN El hidrociclón es un elemento mecánico que no posee partes móviles el cual separa fluidos de diferente densidad, por efecto de la fuerza centrifuga, esta separación se realiza entre: Liquido Liquido (Hidrociclón) Gas Líquido (Aerociclón) Solido Líquido (Ciclón) El tipo de separador que utiliza la tecnología Hydrosep es del tipo Liquido-Liquido. 3.1.1 GEOMETRIA DEL HIDROCICLÓN La geometría del hidrociclón consiste en un conjunto de elementos cilíndricos y cónicos, el modelo de Colman (1988), detalla el funcionamiento de la separación mediante la división del hidrociclón en cuatro secciones, en la figura 3.2 se identifica estas secciones que son: Cámara de entrada Sección de reducción Sección de separación Sección de longitud final

43 FIGURA 3.2 MODELOS DE HIDROCICLÓN COLMAN YOUNG Fuente: Wesson G. y Petty C. Elaborado por: Juan Pablo Sarango El modelo de Young et al. (1990) se presenta en la figura 3.2 el cual obtuvo resultados similares al de Colman, en este modelo se utiliza tres secciones, se elimina la sección de reducción y el ángulo de la sección de separación, fue cambiado de 20 a un rango en el cual puede variar de 1,5º a 6 º grados. 3.1.1.1 Cámara de entrada y sección de reducción Son las secciones del hidrociclón donde ingresa agua y petróleo, las cuales están diseñadas para aumentar la aceleración tangencial de la mezcla dentro del

44 hidrociclón, en la figura 3.2 se indica la cámara de entrada la cual posee una abertura para que ingresen los fluidos, la misma que está en función del caudal de flujo que ingresa hacia el hidrociclón. FIGURA 3.3 CONFIGURACIONES DE ENTRADA DEL HIDROCICLÓN Fuente: Colin A. Entrada involuta Entradas Paralelas Entrada simple El objetivo de estas configuraciones de entrada es aumentar la velocidad tangencial del fluido que ingresa hacia el hidrociclón y lograr un rompimiento de la emulsión de las partículas que contienen agua, estas configuraciones se muestran en la figura 3.3. 3.1.1.2 Sección de separación Es la sección cónica donde se realiza la separación, el ángulo de inclinación β permite incrementar la intensidad de giro del remolino para que se genere la suficiente fuerza centrifuga y se logre el flujo reverso. La fuerza centrífuga hace que gire el fluido más rápidamente, como resultado de esto, la velocidad de giro

45 incrementa haciendo que las partículas menos densas del fluido, en este caso petróleo, giren hacia el centro, y las más densas, el agua, hacia las paredes del hidrociclón. Este fenómeno causa el flujo reverso alrededor del eje del hidrociclón y permite la separación de los fluidos. Mediante la ecuación 3.1 se calcula la intensidad de giro del remolino Ω presentadas por Mantilla (1998) basadas en simulaciones de Erdal (2001) CFD (Computational Fluid Dynamic). Ω = 0.49 Re 0.118 M M t T I 2 0.93 1 M EXP 2 M 0.15 ( 1+ 1.2 tan( β ) ). t T I 4 0.35 1 Re z 0.16 z D c 0.7 0.12 ( 1+ 2 tan( β ) ) (3.1) Donde: M t / M T.- Es la relación de momento de flujo, la cual relaciona el área de la sección de separación y el área de entrada del hidrociclón. Re.- Número de Reynolds en la cámara de entrada. I.- Factor de entrada hacia el hidrociclón se define como: n I = 1 EXP, n=1,5 para entradas paralelas y n=1 para entrada simple o 2 involuta. β.- Angulo de inclinación de sección de separación (1,5 a 6 ). EXP.- Exponencial. Re z.- Numero de Reynolds en la sección de separación. Z.- Longitud de cámara de entrada más longitud de sección de reducción. D c.- Diámetro del hidrociclón. La figura 3.4 indica los radios cuando el fluido alcanza la inversión de cono y las secciones de: flujo de petróleo, de separación y área de flujo de agua.

46 FIGURA 3.4 RADIO REVERSO Y ÁREAS DE SEPARACIÓN Fuente: Gómez. C, Caldentey. J, Wang. S, Gomes. L, Mohan. R, Shoham. O. Flujo reverso.- Hargreaver (1990), explica que al tener un alto giro a la entrada, se tendrá una presión alta en la pared del hidrociclón y baja en el centro. Como resultado el gradiente de presión que atraviesa el diámetro decrece con la posición aguas abajo, esto hace que la presión al final del remolino sea mayor que en la parte superior, causando un flujo reverso. La ecuación 3.2 permite calcular el radio reverso r rev el cual está en función de la intensidad de giro de remolino Ω. r R rev z = 0.21Ω 0.3 (3.2) r rev.- Radio reverso. R z.- Longitud del remolino que se forma desde la sección de separación hasta la sección de longitud final.

47 3.1.1.3 Sección de longitud final De forma cilíndrica y de estrechez moderada que permite incrementar la eficiencia de separación, la relativa longitud de esta sección provee suficiente tiempo de retención para que las partículas se separen permitiendo que el fluido denso separado salga a través de la salida inferior del hidrociclón. 3.2 FENÓMENO FÍSICO DE LA SEPARACIÓN El hidrociclón, utiliza la fuerza centrifuga para separar la fase dispersa del fluido contínuo. El movimiento de los giros, es producido por la inyección tangencial del fluido presurizado dentro del cuerpo del hidrociclón. El patrón de flujo consiste de una espiral dentro de otro espiral, en la dirección circular (Seyda y Petty, 1991) la figura 3.5 muestra los movimientos de giro, los cuales producen la fuerza de vórtice en la región cerca al eje del hidrociclón y en la región externa, ésta no presenta vórtice cerca de la pared del hidrociclón. FIGURA 3.5 MOVIMIENTOS DE GIRO DENTRO DEL HIDROCICLÓN Fuente: Gómez. C, Caldentey. J, Wang. S, Gomes. L, Mohan. R, & Shoham, O.

48 FIGURA 3.6 FUERZAS DE VÓRTICE Y MOVIMIENTO DE FLUJO Fuente: Gómez. C, Caldentey. J, Wang. S, Gomes. L, Mohan. R, & Shoham, O El fluido se mueve a la salida aguas abajo, la estrechez del diámetro incrementa la velocidad angular del fluido y la fuerza centrifuga, con esta fuerza y la diferencia de densidad entre el petróleo y el agua, hacen que el petróleo se mueva al centro, siendo atrapado por el flujo reverso y llevado aguas arriba a la salida superior, las partículas más densas migran aguas abajo, y son evacuadas por la salida inferior. 3.3 REQUERIMIENTOS BÁSICOS PARA LA APLICACIÓN Para la aplicación de esta tecnología los pozos deben cumplir los siguientes requisitos básicos. 1.- El pozo debe poseer dos zonas: Producción y de Reinyección. 2.- Levantamiento artificial: Esta tecnología es aplicable, a métodos de levantamiento Artificial tales como: Bombeo eléctrico sumergible (BES), bombas de cavidad progresiva y bombeo mecánico.

49 FIGURA 3.7 SISTEMAS DE LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL CON DHOWS Fuente: C-FER, Technologies 3.3.1 CONDICIONES Y LIMITACIONES 3.3.1.1 Condiciones 3 El pozo candidato a instalar el sistema Hydrosep debe estar operando con sistema de bombeo eléctrico sumergible (BES). Relación agua-petróleo (RAP), superior a 8. Presencia de una zona de reinyección bajo o sobre la zona de producción. Compatibilidad química entre el agua de formación y zona de depósito. Integridad mecánica del pozo en buenas condiciones. Producción diaria superior a 1260 BFPD. El reservorio debe tener suficientes reservas. 3 Condicionamientos presentados por Veil Jhon et. Al, 1999

50 Diámetro de casing mínimo de 5 ½ pulgadas. Separación entre zona de producción - reinyección mínima de 80 pies. Zona de depósito mínimo de 10 pies de espesor. Grado API del crudo mayor a 15. Producción de gas menor al 10%. Temperatura limite 325 F. 3.3.1.2 Limitaciones 4 Los pozos en los que se implementa este sistema presenta limitaciones de acuerdo a Veil John et. Al, 1999. El yacimiento debe tener suficiente espaciamiento entre la zona de producción- reinyección. En casos donde no se cumple esto se ocasiona una recirculación del agua separada la cual ingresa por las perforaciones de la zona productora y crea una caída en el caudal de producción y aumento en la producción de agua. 3.4 REQUERIMIENTOS PARA LA REINYECCIÓN Alta densidad de disparos por pie en la formación receptora. Realizar pruebas de inyectividad hacia la formación receptora. La presión de inyección debe ser menor que la presión de fractura. 3.5 COMPLETACIÓN DE FONDO La completación de fondo de la tecnología Hydrosep, utiliza los siguientes elementos: Bomba de relevo Motor Sello 4 Limitaciones presentados por Veil Jhon et. Al, 1999.

51 Bomba de inyección Separador Hidrociclón Sensor de fondo FIGURA 3.8 TECNOLOGÍA HYDROSEP Fuente: Feasibility evaluation of Downhole oil/water separator (DHOWS) Elaborado por: Juan Pablo Sarango

52 La completación que muestra la figura 3.8 es un diseño básico en la cual el agua separada es reinyectada en una zona de depósito bajo la zona de producción. 3.5.1 BOMBA DE RELEVO Esta se utiliza cuando la bomba de inyección no tiene la suficiente energía, tanto para reinyectar el fluido separado, como para levantar el petróleo hasta la superficie, la cual va instalada en la parte superior del motor. 3.5.2 MOTOR El motor está diseñado para que trabaje con corriente alterna trifásica a frecuencias de 60 y 50 Hz, la cual induce el campo magnético para que se genere el movimiento al estator y generar trabajo para el eje del motor, la selección se la realiza en función de la potencia por etapa que se obtienen de las curvas de eficiencia de las bombas. 3.5.3 SELLO Es utilizado para igualar las presiones, el cual balancea la presión dentro del motor y el espacio anular dentro del pozo donde, este elemento cumple las funciones básicas de manejar fluidos fuera del motor y conectar el torque desarrollado en el motor hacia la bomba. 3.5.4 BOMBA DE INYECCIÓN Esta bomba suministra la presión necesaria para que los fluidos ingresen hacia el hidrociclón y salgan con la suficiente presión para la reinyección y para la producción. 3.5.5 SEPARADOR HIDROCICLÓN El hidrociclón el elemento principal de esta tecnología, permite separar el agua del petróleo. Este va colocado en la parte final de la completación de fondo, donde el agua separada sale por la abertura inferior del hidrociclón con la presión de descarga

53 necesaria para ser reinyectada hacia la zona de depósito y por la parte superior sale el petróleo separado con pequeñas cantidades de agua hacia la superficie. Dependiendo del número de Hidrociclónes que se utilicen a estos se los configura en serie o en paralelo. La configuración en serie presenta mejores resultados para disminuir la concentración de sólidos presentes en el agua separada que es reinyectada, en cambio la configuración en paralelo se utiliza para manejar grandes volúmenes de fluido pero se tiene el problema con el agua separada ya que lleva altas concentraciones de sólidos hacia la zona de depósito, la figura 3.9 se muestra los dos tipos de configuración. FIGURA 3.9 TIPOS DE CONFIGURACIÓN Serie Paralelo Fuente: Production Technology II, Peachey Bruce R.

54 3.5.6 SENSOR DE FONDO El sensor de fondo envía señales en tiempo real desde el fondo del pozo, como información básica de presión y caudal de inyección, si estos parámetros están trabajando fuera de rangos de operación estos se pueden manipular desde superficie. 3.6 VENTAJAS Y DESVENTAJAS DEL SISTEMA Ahorro de energía está entre el (30-50%), debido al menor manejo de agua. Controla grandes volúmenes de agua. La reducción de construcción de facilidades de superficie para reinyección de agua y de pozos reinyectores. Disminuye la contaminación al ambiente, debido a derrames de agua. Disminución de los costos de inversión por equipos de superficie. Producción de petróleo con bajo cortes de agua. Pozos cerrados por alta producción de agua pueden ser incorporados a la producción. El costo de instalación del sistema es de dos a tres veces, de un sistema BES normal. 3.7 FUNCIONAMIENTO DEL SISTEMA El funcionamiento hace referencia a la figura 3.8, por las intakes de la bomba de inyección ingresan los fluidos (agua+petróleo), esta bomba genera la presión necesaria para que ingresen al separador hidrociclón, una vez obtenida la separación por la parte inferior del separador sale el agua separada hacia la zona de

55 reinyección, y por la parte superior sale el petroleo con pequeñas cantidades de agua por el conducto de transferencia hacia la bomba de relevo y esta impulza el fluido hacia la superficie. 3.8 SISTEMAS ADICIONALES Los sistemas DWS (Donwhole water sink) y DWL (Donwhole water Loop) son utilizados con el mismo propósito para separar el agua del petróleo en el fondo del pozo, la separación se la realiza mediante la reducción de la altura del cono de agua o inversión de cono, donde esta se logra realizando perforaciones bajo el contacto agua-petróleo (CAP). El sistema DWS, realiza la separación mediante la producción de los fluidos por separado, el agua se produce por la tubería de producción y el petróleo por el espacio anular. El sistema DWL es aplicable para la tecnología Hydrosep para pozos que no presenten una zona de reinyección. FIGURA 3.10 SISTEMAS DWS Y DWL DWS DWL Fuente: Stefan T. Orszulik

56 CAPÍTULO 4 REDUCCIÓN DE PRODUCCIÓN DE AGUA EMPLEANDO LA TECNOLOGÍA HYDROSEP EN POZOS SELECCIONADOS 4.1 DISEÑO DE SISTEMA HYDROSEP El cable de alimentación de energía, variador de potencia, motor, sello y bomba, a estos elementos se los diseña bajo el mismo criterio de un sistema de bombeo eléctrico sumergible (BES), para lo cual se utilizó el software Autograph de Baker Hughes y el modelo de Colman, Young y Thew para el Hidrociclón. 4.1.1 INFORMACIÓN NECESARIA PARA REALIZAR DISEÑO El diseño de la completación para el sistema se considera información del pozo, datos de producción, condiciones del fluido y fuente de alimentación de energía. 4.1.1.1 Datos del pozo Tamaño y peso de casing (csg) Tamaño y tipo de conexiones de la tubería de producción (tbg) Intervalo perforado y profundidad de asentamiento de la bomba 4.1.1.2 Datos de producción Presión de tbg en la cabeza del pozo

57 Caudal de producción Nivel de producción de fluido/presión de entrada hacia la bomba Nivel de fluido estático/presión estática de fondo Temperatura de fondo Caudal de producción deseado, GOR y WOR 4.1.1.3 Condiciones del fluido en el pozo Gravedad especifica del agua, petróleo y gas Presión del punto de burbuja Viscosidad del petróleo y datos PVT 4.1.1.4 Fuente de poder Voltaje primario disponible Frecuencia y capacidad de fuente de poder 4.1.1.5 Problemas posibles Arena, deposición Corrosión, parafina Emulsión Gas, temperatura 4.1.2 CÁLCULOS UTILIZADOS 4.1.2.1 Índice de productividad Índice de productividad PI, cuando la Pwf es mayor a la presión del punto de burbuja es:

58 PI = J = Q P r P wf (4.1) Q =Rata de flujo [Bls] Pwf =Presión de fondo fluyente [psi] Pr = Presión de reservorio [psi] Ecuación de Vogel para el cálculo de la IPR, para yacimientos con presión de burbuja Pb sobre presión de fondo fluyente Pwf Qo Q o max = (4.2) 2 Pwf 1 0,2 Pwf 0,8 Pr Pr 4.1.2.2 Correlaciones de Standing para cálculo de gas API 1,2048 0,0125* 10 * 0,00091* ( ) 18 10 Pb s = g T F R γ (4.3) 4.1.2.3 Factor volumétrico de gas β g Z * T = 5,04* P (4.4) Donde: Z = Factor de compresibilidad del gas (0,81 0,91) T = Temperatura en el fondo del pozo en Rankine (4 60+ F) P =Presión [psi]

59 4.1.2.4 Factor volumétrico del petróleo 1,175 β o = 0,972 + 0,000147 F (4.5) 0,5 γ g F = Rs + 1, 25 T γ o (4.6) T=Temperatura en fondo [ F] γ g γ o =Gravedad especifica del gas =Gravedad especifica del petróleo 4.1.2.5 Volumen total de fluidos Una vez conocidas las tres variables, Rs, β y β, los volúmenes de petróleo, agua y gas libre son determinados con las siguientes formulas. o g Pr oducing GOR * BOPD Gas total = = [ MCF] 1000 (4.7) Rs * BOPD Solution Gas = = [ MCF] 1000 (4.8) El gas libre es igual al gas total menos el gas en solución. 4.1.2.6 Nivel de fluido dinámico TDH Es el nivel dinámico del fluido en pies requerido por la bomba para el caudal de bombeo deseado. TDH = H + F + P d t d (4.9)

60 H d = Levantamiento neto, es la distancia vertical entre la cabeza del pozo y el nivel estimado del fluido producido a la capacidad seleccionada. F t P d = Pérdida de fricción en el tbg. = Presión de descarga en la cabeza del pozo 4.1.3 DATOS GENERALES PARA DISEÑO TABLA 4.1 DATOS DE PRODUCCIÓN Pozo SHU-4 SHU-8 SHU-12 SHU-26 Formación T Ui Ui Ui Pwf [psi] 2417 2936 1701 2444 Profundidad [pies] 9202 9202 9094 9290 GOR [sfc/bn] 383 274 255 274 BAPD 1899 1995 4138 2184 BPPD 165 83 172 139 Pb [psi] 900 1245 1245 1245 API 31 29,10 27 28 BSW [%] 92 96 96 98 ϒ agua 1,02 1,02 1,02 1,02 Pwe [psi] 3899 3788 3788 2920 Pwh [psi] 130 140 160 160 βo [BLY/BLF] 1,2626 1,1947 1,1947 1,314 µo [cp] 0,92 1,20 1,40 1,60 ϒgas 0,65 0,65 0,65 0,65 J [bls/día/psi] 1,39 2,44 2,05 4,88 Fuente: Gerencia de Exploración y Producción, EP PETROECUADOR Elaborado por: Juan Pablo Sarango La tabla 4.1 muestra datos generales utilizados para realizar el diseño de los equipos de fondo y superficie los cuales fueron tomados de registros, diagramas de completación, análisis PVT y B UPs.

61 TABLA 4.2 DATOS ZONA DE REINYECCIÓN Pozo SHU-4 SHU-8 SHU-12 SHU-26 Formación HOLLÍN HOLLÍN HOLLÍN HOLLÍN Profundidad [pies] 9396,5 9336 9435 9430 Pwei [psi] 4083,19 4052,88 4109,32 4142,16 I [bls/dia/psi] 15,19 15,96 33,10 17,47 Fuente: Gerencia de Exploración y Producción, EP PETROECUADOR. Elaborado por: Juan Pablo Sarango La presión de fondo estática para la arena Hollín [Pwei], y el índice de inyectividad [I], son datos correlacionados mediante el gradiente de comportamiento normal de poro 0,433 psi/pie, los que se muestran en la tabla 4.2. 4.2 EQUIPO DE FONDO Y SUPERFICIE El anexo No 2 presenta la ejecución del programa para el diseño de bomba, motor, sello, cable y variador. 4.2.1 CABLE Y VARIADOR TABLA 4.3 CABLE Y VARIADOR Pozos SHU: 4,8,12 y 26 EQUIPO Parámetro Máximo Mínimo CABLE VARIADOR Fuente: Baker Hughes Elaborado por: Juan Pablo Sarango TIPO PLANO Numero #1 #4 S [KVA] 346 206 I [A] 417 154 V [v] 480 479 S: Potencia aparente del variador en Kilowatio amperio.

62 4.2.2 MOTOR TABLA 4.4 MOTOR Pozos SHU: 4,8,12 y 26 Parámetro Máximo Mínimo P [HP] 504 180 V [v] 3022 2266 I [A] 79,63 25,92 Rotores 24 12 Fuente: Baker Hughes Elaborado por: Juan Pablo Sarango 4.2.3 SELLO TABLA 4.5 SELLO Pozos SHU: 4,8,12 y 26 Series 400 FST34B - 513 GST34B Fuente: Baker Hughes Elaborado por: Juan Pablo Sarango 4.2.4 BOMBA TABLA 4.6 BOMBA Pozos SHU: 4,8,12 y 26 Fuente: Baker Hughes Elaborado por: Juan Pablo Sarango Parámetro Máximo Mínimo Etapas 182 123 Pintake [psi] 2073 1785 Pdb [psi] 4267 4192 F [hz] 55,50 52,90 Para los pozos en estudio el sistema utiliza una sola bomba por que la cantidad de fluido a ser levantado es demasiado bajo y la presión de descarga a superficie del hidrociclón, genera la suficiente energía para levantar esta cantidad hasta la superficie. Pintake.- Presión con la que ingresan los fluidos hacia la bomba Pdb.- Es la presión de descarga de la bomba hacia el hidrociclón

63 4.2.5 HIDROCICLÓN Schubert et al., (1991), hace referencia que el hidrociclón de diámetro de 60mm, presenta gran eficiencia de separación y Bowers et al., (2000), indica que cada hidrociclón posee la capacidad de separar 2000 BFPD. Las correlaciones desarrolladas por Colman y Thew, son empleadas para dimensionar el hidrociclón las cuales son detalladas a continuación, las dimensiones se observa en la figura 4.1. D = *0,25 (4.10) u D H D u = 60 *0,25 = 15 mm D = *0,07 (4.11) o D H D o = 60 *0,07 = 4. 2 mm L H = D H * 22 (4.12) L H = 60 * 22 = 1320 mm L = *9 (4.13) u D H L u = 60 *9 = 540 mm L i = D H (4.14) L i = 60 mm D = *0,35 (4.15) i D H D i = 60 * 0,35 = 21mm

64 FIGURA 4.1 DIMENSIONES DEL HIDROCICLÓN Elaborado por: Juan Pablo Sarango 4.3 CONFIGURACIÓN DE HIDROCICLÓNES Los Hidrociclones tienen una capacidad máxima para separar 2000 BFPD, en la tabla 4.7 se presenta el número de Hidrociclónes a ser utilizados por pozo, los cuales se los configura en serie o paralelo dentro del encapsulado o Black Box para ser acoplados en la parte final de la completación.

65 TABLA 4.7 NÚMERO DE HIDROCICLÓNES POR POZO Parámetro SHU-4 SHU-8 SHU-12 SHU-26 # de Hidrociclónes 2 2 3 2 Elaborado por: Juan Pablo Sarango Para los pozos SHU-4, SHU-8 y SHU-26, se muestra en la figura 4.2, tres diferentes alternativas para encapsular dos Hidrociclónes y la figura 4.3 muestra el encapsulado para tres Hidrociclónes para el pozo SHU-12. FIGURA 4.2 CONFIGURACIÓN PARA DOS HIDROCICLÒNES Elaborado por: Juan Pablo Sarango

66 FIGURA 4.3 CONFIGURACIÓN PARA TRES HIDROCICLÓNES Elaborado por: Juan Pablo Sarango 4.3.1 CRITERIO DE ELECCIÓN 4.3.1.1 Primera alternativa Este diseño tiene configuración en paralelo donde la mezcla de fluido agua y petróleo ingresa por cada hidrociclón y por la abertura superior de cada uno sale el petróleo libre de agua y por la abertura inferior sale el agua separada hacia la zona de reinyección.

67 4.3.1.2 Segunda alternativa Toda la mezcla ingresa por el primer hidrociclón y la salida de este alimenta al segundo y por la abertura inferior de este sale el agua separada hacia la zona de depósito y el petróleo libre de agua sale por la parte superior de cada hidrociclón. 4.3.1.3 Tercera alternativa Este arreglo presenta configuración serie la cual es empleada para disminuir la cantidad de sólidos presentes en el agua de formación. Donde la mezcla de fluido ingresa por el primer hidrociclón, la salida de este alimenta al segundo y por la abertura superior sale el agua separada hacia la zona de depósito y por la abertura inferior salen los sólidos los cuales son llevados por un ducto para ser levantados juntamente con el petróleo separado del primer hidrociclón hacia la superficie. 4.3.1.4 Elección Experiencias con aplicaciones de este sistema presentan configuración en paralelo, ya que separa grandes volúmenes de fluido. La mejor alternativa es utilizar la primera propuesta la cual se presenta en las figuras 4.2 y 4.3. 4.3.1.5 Cuerpo de encapsulado (Black Box) El encapsulado es la parte crítica del sistema debido a que la separación se realiza dentro de este cuerpo, la longitud depende del número de Hidrociclónes que se van a utilizar y los diámetros de ingreso y salida de los fluidos están en función del caudal de fluido que se separa y levanta. 4.3.1.5.1 Dimensiones de encapsulado OD del cuerpo de encapsulado de 5 pulgadas.

68 OD de 2 pulgadas, parte superior para el ingreso de la mezcla (agua + petróleo). Capilar de 0,5 pulgada de OD parte superior, este ducto lleva el petróleo separado con algo de agua hasta el tubing de producción con una longitud aproximada de 110 pies. OD de 2 pulgadas, ubicado en la parte inferior para salida de agua hacia zona de reinyección FIGURA 4.4 VISTA SUPERIOR E INFERIOR DE ENCAPSULADO Superior Inferior Elaborado por: Juan Pablo Sarango 4.4 REDUCCIÓN DE AGUA La reducción de agua que se estima obtener se presenta en la tabla 4.8, la cual se determina mediante las ecuaciones 4.16 y 4.17, presentadas en la publicación de la SPE-71538, estas permiten calcular el caudal de agua a separar de igual manera la eficiencia de separación del sistema, un ejemplo de cálculo se presenta para el pozo Shuara-12. Q w@ sep Qo = Qt % S epp (4.16)

69 172 Q w @ sep = 4310 = 3966 BAPD 0,5 ε ff sep = Q w @ sep Q t (4.17) ε ffsep 3966 = = 0,92*100 = 92% 4310 Qw@sep.- Volumen de agua separada [BAPD] Qt.-Volumen total de fluido agua y petróleo (Qw + Qo) %Sepp.-Porcentaje de separación deseado [fracción] Effsep.- Eficiencia de separación [%] TABLA 4.8 ESTIMADO DE REDUCCIÓN DE AGUA Producción deseada a superficie antes y después de instalar la tecnología Hydrosep POZO Arena Productora Antes Después ε ff sep [%] Petróleo [BPPD] Agua [BAPD] Petróleo [BPPD] Agua [BAPD] SHU - 4 T 165 1899 165 165 84 SHU - 8 Ui 83 1995 83 83 92 SHU - 12 Ui 172 4138 172 172 92 SHU - 26 Ui 139 2184 139 139 88 Elaborado por: Juan Pablo Sarango 4.5 PRESIONES Y CAUDALES DE REINYECCIÓN 4.5.1 PRESIÓN DE INYECCIÓN [Piny] La presión de inyección se calcula mediante la ecuación 4.18, la cual es el resultado de la suma de la presión estática de la formación receptora más flujo de agua separado a reinyectar sobre índice de inyectividad.

70 P iny = P wei Q + w @ sep I (4.18) 3966 P iny = 4109,32 + = 4229, 12 psi 33,04 Pwei.-Presión de fondo estática de zona de reinyección I.- Índice de inyectividad de zona de reinyección 4.5.2 PRESIÓN DE DESCARGA DEL HIDROCICLÓN [Pds] Es la presión necesaria para levantar el petróleo que sale por la parte superior del hidrociclón hacia la superficie. La ecuación 4.19, permite calcular la pérdida de presión en la salida inferior del hidrociclón [Pdi]. P 1,96 di = ( Qt /# Hidrociclones /147) (4.19) P di = (4310 / 3/147) 1,96 = 87, 19 psi La ecuación 4.20, calcula la pérdida de presión en la salida superior de hidrociclón (Pdo), la cual está en función de PDR (Relación de diferencia de presión) el cual debe mantener un valor de 2. Pdo = Pdi * PDR (4.20) P do = 87,19 * 2 = 174, 38psi Con la ecuación 4.21 se calcula la presión de descarga del hidrociclón para levantar el petróleo a superficie donde Pdb, es la presión de descarga de la bomba hacia el hidrociclón valor para el pozo Shuara-12 es 4252 psi.

71 P ds = P db P do (4.21) P ds = 4252 174,38 = 4077, 62 psi En la tabla 4.9 se presenta la presión de inyección, arena donde se va a reinyectar el agua separada. 4.5.3 PRESIÓN DE FRACTURA Los cálculos se ilustran para el pozo SHU-4: Mediante la ecuación 4.22, de Hebbert y Willis, se obtiene la presión de fractura, la cual es la máxima presión que soporta el reservorio. F D = S D P + 2 D 3 (4.22) F = D Gradiente de fractura S = Gradiente de Sobrec arg a D P = Gradiente de presion de poro D Los gradientes se muestran a condiciones normales de presión de poro. S = D psi 1 pie 4 P D F D = 0,433 = psi pie 1 4 psi pie + 2*0,433 3 psi pie = 0,622 psi pie

72 El valor de la presión de fractura se obtiene multiplicando el gradiente de fractura por la profundidad de la formación, para este caso se encuentra a 9423 pies. psi F = 0,622 *9423pies = 5861, 11 psi pie TABLA 4.9 PRESIÓN Y CAUDAL DE REINYECCIÓN POZO Arena Presión de Inyección [psi] Pds [psi] Presión de Fractura [psi] Q w @ sep a reinyectar [BAID] SHU-4 Hollín 4197 4118 5861,11 1734 SHU-8 Hollín 4173 4104 5816,94 1912 SHU-12 Hollín 4229 4078 5871,68 3966 SHU-26 Hollín 4171 4049 5880,39 2045 Elaborado por: Juan Pablo Sarango 4.5.4 ESPACIAMIENTO PRODUCCIÓN / REINYECCIÓN El espesor de la arena de reinyección Hollín y espaciamiento que existe entre la arena de producción presenta la tabla 4.10, valores que se identificaron mediante la lectura de los registros eléctricos. TABLA 4.10 ESPACIAMIENTOS Pozo SHU-4 SHU-8 SHU-12 SHU-26 Espesor de Hollín [pies] 53 22 25 48 Espaciamiento producción /reinyección [pies] 168 128 306 116 Elaborado por: Juan Pablo Sarango 4.6 RADIO DE AVANCE DEL AGUA DE REINYECCIÓN El radio de avance del agua a reinyectar dentro de la formación receptora es un parámetro importante el cual indica el avance de agua dentro de la formación para los tiempos de: 1 año y 5 años.

73 r i 650,42* qi * t = φ * s * h 1 2 (4.23) ri = radio de avance de agua reinyección [pies] qi =rata de inyección de agua [BAIPD] t=tiempo de inyección acumulado φ =porosidad [fracción] s=saturación de flujo [fracción] h=espesor de formación receptora [pies] 2 650,42 *1734 *1 r i = = 439, 83 pies 0,11*1* 53 1 TABLA 4.11 RADIO DE AVANCE DE AGUA DE REINYECCIÓN POZO Q [BAIPD] t [años] Ø [fracción] Saturación [%] h [pies] ri [pies] SHU-4 SHU-8 SHU-12 1734 1 0,11 100 53 439,83 1734 5 0,11 100 53 983,49 1912 1 0,14 100 22 637,71 1912 5 0,14 100 22 1425,96 3965 1 0,10 100 25 1015,66 3965 5 0,10 100 25 2271,09 SHU-26 2045 1 0,14 100 48 446,49 2045 5 0,14 100 48 998,39 Elaborado por: Juan Pablo Sarango 4.7 VOLUMEN POROSO El volumen poroso se calcula para determinar el espacio disponible para la zona de reinyección, la tabla 4.12 presenta el volumen disponible en la formación Hollín para el campo SHUARA. V p = 7758* A* h *φ (4.24)

74 Vp= volumen poroso A= Área del campo h= Espesor de la formación hollín φ = Porosidad media TABLA 4.12 VOLUMEN POROSO A [acres] h [pies] Ø [%] Vp [MM Bls] 2817 122 12,84 342,34 Elaborado por: Juan Pablo Sarango 4.8 PRUEBA DE RATAS MÚLTIPLES Las pruebas de ratas múltiples permiten determinar, la rata de flujo que admite la formación a una presión de inyección, para el sistema de separación esta se la realiza antes de instalar el equipo de fondo. La tabla 4.13 muestra una prueba de rata múltiple para la arena Hollín a la profundidad de 9406 9442 pies, realizada en el pozo reinyector SHU-21. TABLA 4.13 PRUEBA DE RATAS MÚLTIPLES BIPM Presión Tiempo TOTAL [psi] [min] [Bls] 4,00 2980 20 80 6,00 3450 20 120 5,00 2960 20 100 3,10 2200 15 47 4,10 2500 15 62 Fuente: Gerencia de Exploración y Producción, EP PETROECUADOR. 4.9 UBICACIÓN DE SISTEMA DE SEPARACIÓN La figura 4.5 representa el diagrama de completación con el sistema de separación para el pozo SHU-12, el cual está asentado sobre el packer a la profundidad de 9340 pies, el que se reviso con el registro CCL para evitar que la empacadura se asiente en un cuello de casing, y separar la zona de depósito Hollín que se encuentra a 306 pies de la arena Ui.

75 FIGURA 4.5 SISTEMA HYDROSEP EN POZO SHU-12 Elaborado por: Juan Pablo Sarango

76 4.10 DAÑO DE FORMACIÓN El daño de formación que tiende a formarse en este tipo de sistema es por la presencia de sólidos en el agua de formación que se reinyecta hacia la zona de depósito y por la incompatibilidad entre los fluidos de formación y la zona de reinyección. Las partículas presentes en el agua de formación y que taponan el medio poroso son las arcillas: caolinita, illita, esméctita y clorita, seguidas por cuarzo, sílice, feldespatos y carbonatos (calcita, dolomita y siderita). La precipitación de los sólidos es causada por la interacción fluido/fluido la cual es generada por tipo inorgánico y por incompatibilidad entre aguas u orgánicos. 4.10.1 TIPO INORGÁNICO El tipo inorgánico se forma por la incompatibilidad entre el agua de formación de la zona de producción y el agua de la zona de reinyección alterando el equilibrio químico y termodinámico, que forman generalmente carbonato de calcio que se precipitan en forma de sólidos conocidos con el nombre de escala. 4.10.1.1 Precipitación inorgánica La incrustación inorgánica que se presenta con mayor frecuencia es la de Carbonato de Calcio. La precipitación del Carbonato de Calcio se genera por la combinación del ion calcio y los iones carbonato o bicarbonato: Ca ++ + CO 3 Ca CO 3 (4.25) La presencia de carbonato de calcio se da por: Incremento de la temperatura Disminución de la presión parcial del CO2 Incremento del ph Disminución de las sales disueltas Disminución de la presión total del sistema

77 4.10.2 TIPO ORGÁNICO Las especies orgánicas más comunes que causan daño a la formación son las parafinas y los asfáltenos, las cuales pueden agregarse, formando partículas lo suficiente grandes como para quedar atrapadas en el medio poroso, causando daño a la formación. 4.10.2.1 Precipitación orgánica La precipitación de productos orgánicos puede ser también natural o inducida. La natural en el caso de las parafinas está asociada a la disminución de la temperatura del crudo, y se da con más frecuencia en las tuberías que en la formación. La precipitación natural de asfáltenos está asociada a cambios en la composición del crudo por liberación de gas, a medida que la presión del yacimiento declina. 4.10.3 DAÑO DE ORIGEN BIOLOGICO Este tipo de daño se presenta de manera particular en pozos de reinyección el cual es causado por las bacterias en la cercanía del pozo especialmente por la formación de bacterias anaeróbicas las cuales se reproducen en el yacimiento las que taponan el espacio poroso con la biomasa de las bacterias muertas.

78 CAPÍTULO 5 ANÁLISIS TÉCNICO ECONÓMICO DEL PROYECTO 5.1 ANÁLISIS TÉCNICO Del análisis técnico realizado en los capítulos anteriores, nos da como resultado la factibilidad técnica de aplicación de la tecnología Hydrosep en los pozos Shuara-04, Shuara-08, Shuara-12 y Shuara-26, en los cuales es necesario realizar trabajos previos, como se muestra en la tabla 5.1. TABLA 5.1 TRABAJOS A REALIZAR TARBAJO Moler collar flotador de 7 pulgadas Moler zapato guía de fondo Moler cemento Inérvalo [pies] Realizar limpieza en fondo del pozo POZO SHU-4 SHU-8 SHU-12 SHU-26 si no si no si no no no si 9340 9434 (94) no si 9436 9460 (24) si si si si no Realizar disparos en arena Hollín en el intervalo [pies] 9423 9370 (53) 9352 9330 (22) 9400-9408 (8) 9422-9415 (7) 9440-9430 (10) 9454 9406(48) Prueba de ratas múltiples si si si si Completar zona de reinyección con csg [pies] si 9340 9434 (94) no no no Profundidad de asentamiento de equipo de separación [pies] 9235 9215 9188 9336 Elaborado por: Juan Pablo Sarango

79 5.2 ANÁLISIS ECONÓMICO El análisis económico permite evaluar la rentabilidad del proyecto, y se basa en el cálculo de ingresos, egresos, valor actual neto (V.A.N) y la tasa interna de retorno (T.I.R). 5.3 VALOR ACTUAL NETO Se estima que un proyecto es económicamente rentable cuando: V.A.N > 0, proyecto rentable. La siguiente formula permite calcular el valor actual neto (V.A.N). VAN = n FNCK n k = 0 (1 + i) (5.1) FNCK = Flujo neto de caja para el periodo K i = Tasa de actualización (%) n = Tiempo de vida del proyecto 5.4 TASA INTERNA DE RETORNO El T.I.R también se lo denomina como Tasa Interna de rendimiento que es una característica propia del proyecto y es un indicativo para determinar la rentabilidad del proyecto. Si la tasa interna de retorno (T.I.R) es mayor que la tasa de actualización el proyecto es rentable. La fórmula 5.2 permite calcular la Tasa Interna de Retorno (T.I.R).

80 VAN n = k= 0 FNCK (1 + TIR) k = 0 (5.2) El valor actual neto es igual a la suma de los flujos de caja actualizados de cada mes, mientras que la tasa interna de retorno es la tasa de rendimiento por periodo con la cual la totalidad de los beneficios actualizados son exactamente iguales a los desembolsos expresados en moneda actual. 5.5 DECLINACIÓN EXPONENCIAL DE PRODUCCIÓN Tomando en cuenta que el yacimiento tiene una declinación de producción, ésta se calcula mediante el método de declinación exponencial. q = q i e D* t * (5.3) Donde: q = Caudal esperado a cierto período de tiempo [BFPD] qi = Caudal inicial [BFPD] D = porcentaje de declinación del pozo anual t = tiempo al cual se desea calcular el nuevo caudal [años] 5.6 COSTOS ESTIMADOS PARA INSTALAR EL SISTEMA Los costos de instalación del sistema representan las inversiones requeridas y se las puede estimar para cada pozo seleccionado considerando el costo de los equipos de separación y bombeo (sistema Hydrosep) a instalarse en el fondo del pozo y los trabajos previos como se detalló en la tabla 5.1, estos valores se presentan en la tabla 5.2.

81 TABLA 5.2 COSTOS ESTIMADOS POZO SHU-4 SHU-8 SHU-12 SHU-26 OPERACIÓN COSTOS ESTIMADOS (USD) Movimiento de la torre 10000,00 10000,00 10000,00 10000,00 Trabajo de la torre 30 días 258679,00 258679,41 258679,41 258679,41 Equipo de subsuelo y superficie 900000,00 900000,00 900000,00 900000,00 Evaluar con B`UP 27500,00 27500,00 27500,00 27500,00 Prueba de Ratas Múltiples 57677,00 57677,10 57677,10 57677,10 Registros y Disparos 149677,00 149677,00 149677,00 149677,00 BHA de limpieza 15565,00 15565,00 15565,00 15565,00 Cementación y acondicionamiento de zona de reinyección 257191,00 - - - Contingencias +/- 30% 498217,20 421060,05 421060,05 421060,05 TOTAL 2158941,20 1824593,56 1824593,56 1824593,56 Fuente: Gerencia de Exploración y Producción, EP PETROECUADOR. Elaborado por: Juan Pablo Sarango 5.7 BASES PARA EL ANÁLISIS ECONÓMICO Tasa de actualización anual del 12%, valor sugerido por EP PETROECUADOR, para la realización del proyecto. Precio de venta de crudo se estima para tres diferentes escenarios: 91,17 USD/BL precio del barril de petróleo correspondiente al mes de Octubre del 2011 (www.bce.fin.ec), 79,70 USD/BL valor que es utilizado para el presupuesto del estado Ecuatoriano para el año 2012 y un valor de 75 USD/BL para el peor de los casos.

82 Se considera un factor de declinación por pozo con los siguientes valores: SHU-4=8,3%, SHU-8= 9,8%, SHU-12=11,76%, y SHU-26=5,6%, tomado de las curvas de declinación de producción de anexo No.1. Periodo mensual de 30 días. Para determinar los egresos se estima un valor de 10,03 USD/BL el costo de operación del campo Shuara y por consumo de energía del equipo BES, de acuerdo a reportes de EP PETROECUADOR. El tiempo de evaluación del proyecto se realiza para un periodo de un año con el fin de obtener la recuperación de la inversión y ganancias debidas. La recuperación de la inversión, se presenta a partir del segundo mes de haber instalado el sistema. El porcentaje para las contingencias es de +/-30 %. No se considera devaluación monetaria durante el año de ejecución del proyecto. El sistema de separación se considera, un valor de tres veces el costo de un sistema BES convencional. Las tablas 5.3, 5.4, 5.5 y 5.6 presentan los cálculos del análisis económico para los pozos en estudio, se muestra un ejemplo de cálculo con precio de crudo de 91,17 USD/BL y las figuras 5.1, 5.2, 5.3 y 5.4 el tiempo de recuperación de la inversión para el mismo precio anterior.

83 TABLA 5.3 INGRESOS, EGRESOS, V.A.N, T.I.R CON PRECIO DE CRUDO DE 91,17 USD/BL POZO SHU-4 Mes [BPPD] [BPPM] INGRESOS [USD] Instalación del Sistema [USD] Costo de Producción 10,032 USD/bbl Egresos [USD] FNCK [USD] Ingresos Actualizado [USD] Egresos Actualizado [USD] Flujo de Caja Actualizado [USD] 1 0,00 0,00 0,00 2158941,20 0,00 2158941,20-2158941,20 0,00 2158941,20-2158941,20 2 165,00 4950,00 451291,50 0,00 49658,40 49658,40 401633,10 402938,84 49166,73 353772,11 3 163,86 4915,88 448180,84 0,00 49344,89 49344,89 398835,95 443743,40 48856,33 394887,08 4 162,73 4882,00 445091,62 0,00 49033,36 49033,36 396058,26 440684,77 48547,88 392136,89 5 161,61 4848,35 442023,69 0,00 48723,80 48723,80 393299,89 437647,22 48241,38 389405,83 6 160,50 4814,93 438976,91 0,00 48416,19 48416,19 390560,72 434630,60 47936,82 386693,78 7 159,39 4781,74 435951,13 0,00 48110,52 48110,52 387840,60 431634,78 47634,18 384000,60 8 158,29 4748,78 432946,20 0,00 47806,78 47806,78 385139,42 428659,60 47333,45 381326,15 9 157,20 4716,05 429961,99 0,00 47504,96 47504,96 382457,02 425704,94 47034,62 378670,32 10 156,12 4683,54 426998,35 0,00 47205,05 47205,05 379793,30 422770,64 46737,67 376032,97 11 155,04 4651,26 424055,13 0,00 46907,03 46907,03 377148,10 419856,57 46442,60 373413,96 12 153,97 4619,20 421132,20 0,00 46610,89 46610,89 374521,31 416962,58 46149,40 370813,18 V.A.N 2022211,66 T.I.R anual 425,94 % T.I.R mensual 35,50 % Elaborado por: Juan Pablo Sarango

84 TABLA 5.4 INGRESOS, EGREOS, V.A.N, T.I.R CON PRECIO DE CRUDO DE 91,17 USD/BL POZO SHU-8 Mes [BPPD] [BPPM] INGRESOS [USD] Instalación del Sistema [USD] Costo de Producción 10,032 USD/bbl Egresos [USD] FNCK [USD] Ingresos Actualizado [USD] Egresos Actualizado [USD] Flujo de Caja Actualizado [USD] 1 0,00 0,00 0,00 1824593,56 0,00 1824593,56-1824593,56 0,00 1824593,56-1824593,56 2 135,00 4050,00 369238,50 0,00 40629,60 40629,60 328608,90 329677,23 40227,33 289449,91 3 133,90 4017,06 366235,33 0,00 40373,09 40373,09 325862,24 362609,24 39973,36 322635,88 4 132,81 3984,39 363256,59 0,00 40118,20 40118,20 323138,39 359659,99 39720,99 319938,99 5 131,73 3951,98 360302,08 0,00 39864,93 39864,93 320437,15 356734,73 39470,22 317264,56 6 130,66 3919,84 357371,59 0,00 39613,24 39613,24 317758,35 353833,26 39221,04 314612,22 7 129,60 3887,96 354464,94 0,00 39363,15 39363,15 315101,79 350955,39 38973,42 311981,97 8 128,54 3856,33 351581,93 0,00 39114,64 39114,64 312467,29 348100,92 38727,37 309373,56 9 127,50 3824,97 348722,37 0,00 38867,70 38867,70 309854,67 345269,68 38482,87 306786,81 10 126,46 3793,86 345886,07 0,00 38622,31 38622,31 307263,76 342461,46 38239,92 304221,54 11 125,43 3763,00 343072,84 0,00 38378,48 38378,48 304694,36 339676,08 37998,49 301677,58 12 124,41 3732,40 340282,49 0,00 38136,18 38136,18 302146,30 336913,35 37758,60 299154,75 V.A.N 1572504,15 T.I.R anual 446,65 % T.I.R mensual 37,22 % Elaborado por: Juan Pablo Sarango

85 TABLA 5.5 INGRESOS, EGREOS, V.A.N, T.I.R CON PRECIO DE CRUDO DE 91,17 USD/BL POZO SHU-12 Mes [BPPD] [BPPM] INGRESOS [USD] Instalación del Sistema [USD] Costo de Producción 10,032 USD/bbl Egresos [USD] FNCK [USD] Ingresos Actualizado [USD] Egresos Actualizado [USD] Flujo de Caja Actualizado [USD] 1 0,00 0,00 0,00 1824593,56 0,00 1824593,56-1824593,56 0,00 1824593,56-1824593,56 2 172,00 5160,00 470437,20 0,00 51765,12 51765,12 418672,08 420033,21 51252,59 368780,62 3 170,32 5109,68 465849,43 0,00 51438,31 51438,31 414411,12 461237,06 50929,02 410308,04 4 168,66 5059,85 461306,41 0,00 51113,56 51113,56 410192,84 456739,01 50607,49 406131,53 5 167,02 5010,50 456807,68 0,00 50790,87 50790,87 406016,81 452284,83 50287,99 401996,85 6 165,39 4961,64 452352,83 0,00 50470,21 50470,21 401882,62 447874,09 49970,50 397903,59 7 163,78 4913,25 447941,42 0,00 50151,57 50151,57 397789,85 443506,36 49655,02 393851,34 8 162,18 4865,34 443573,04 0,00 49834,95 49834,95 393738,09 439181,23 49341,54 389839,69 9 160,60 4817,89 439247,25 0,00 49520,33 49520,33 389726,93 434898,27 49030,03 385868,24 10 159,03 4770,91 434963,66 0,00 49207,69 49207,69 385755,97 430657,08 48720,48 381936,60 11 157,48 4724,38 430721,83 0,00 48897,03 48897,03 381824,80 426457,26 48412,90 378044,36 12 155,94 4678,31 426521,37 0,00 48588,32 48588,32 377933,05 422298,39 48107,25 374191,14 V.A.N 2464258,43 T.I.R anual 361,54 % T.I.R mensual 30,13 % Elaborado por: Juan Pablo Sarango

86 TABLA 5.6 INGRESOS, EGREOS, V.A.N, T.I.R CON PRECIO DE CRUDO DE 91,17 USD/BL POZO SHU-26 Mes [BPPD] [BPPM] INGRESOS [USD] Instalación del Sistema [USD] Costo de Producción 10,032 USD/bbl Egresos [USD] FNCK [USD] Ingresos Actualizado [USD] Egresos Actualizado [USD] Flujo de Caja Actualizado [USD] 1 0,00 0,00 0,00 1824593,56 0,00 1824593,56-1824593,56 0,00 1824593,56-1824593,56 2 139,00 4170,00 380178,90 0,00 41833,44 41833,44 338345,46 339445,45 41419,25 298026,20 3 138,35 4150,59 378408,87 0,00 41569,33 41569,33 336839,53 374662,24 41157,75 333504,49 4 137,71 4131,26 376647,07 0,00 41306,89 41306,89 335340,18 372917,89 40897,91 332019,98 5 137,07 4112,03 374893,48 0,00 41046,11 41046,11 333847,37 371181,66 40639,71 330541,95 6 136,43 4092,88 373148,05 0,00 40786,97 40786,97 332361,08 369453,52 40383,14 329070,38 7 135,79 4073,83 371410,75 0,00 40529,47 40529,47 330881,28 367733,42 40128,19 327605,23 8 135,16 4054,86 369681,54 0,00 40273,59 40273,59 329407,95 366021,33 39874,85 326146,48 9 134,53 4035,98 367960,38 0,00 40019,33 40019,33 327941,04 364317,21 39623,10 324694,10 10 133,91 4017,19 366247,23 0,00 39766,68 39766,68 326480,55 362621,02 39372,95 323248,07 11 133,28 3998,49 364542,06 0,00 39515,62 39515,62 325026,44 360932,73 39124,38 321808,36 12 132,66 3979,87 362844,83 0,00 39266,14 39266,14 323578,68 359252,30 38877,37 320374,93 V.A.N 1742446,61 T.I.R anual 419,01 % T.I.R mensual 34,92 % Elaborado por: Juan Pablo Sarango

87 FIGURA 5.1 TIEMPO DE RECUPERACIÓN POZO SHU-4 INGRESOS Y INVERSION (DOLARES) 5000000,000 4500000,000 4000000,000 3500000,000 3000000,000 2500000,000 2000000,000 1500000,000 1000000,000 500000,000 0,000 TIEMPO DE RECUPERACIÓN DE CAPITAL Tiempo de recuperación de la inversión al 6to mes INGRESOS ACUMULADOS INVERSION TOTAL 0 2 4 6 8 10 12 14 TIEMPO (MESES) Elaborado por: Juan Pablo Sarango FIGURA 5.2 TIEMPO DE RECUPERACIÓN POZO SHU-8 INGRESOS Y INVERSION (DOLARES) 4000000,000 3500000,000 3000000,000 2500000,000 2000000,000 1500000,000 1000000,000 500000,000 0,000 TIEMPO DE RECUPERACIÓN DE CAPITAL Tiempo de recuperación de la inversión al 6.2 mes INGRESOS ACUMULADOS INVERSION TOTAL 0 2 4 6 8 10 12 14 TIEMPO (MESES) Elaborado por: Juan Pablo Sarango

88 FIGURA 5.3 TIEMPO DE RECUPERACIÓN POZO SHU-12 INGRESOS Y INVERSION (DOLARES) 5000000,000 4500000,000 4000000,000 3500000,000 3000000,000 2500000,000 2000000,000 1500000,000 1000000,000 500000,000 0,000 TIEMPO DE RECUPERACIÓN DE CAPITAL Tiempo de recuperación de la inversión al 4.9to INGRESOS ACUMULADOS INVERSION TOTAL 0 2 4 6 8 10 12 14 TIEMPO (MESES) Elaborado por: Juan Pablo Sarango FIGURA 5.4 TIEMPO DE RECUPERACIÓN POZO SHU-26 INGRESOS Y INVERSION (DOLARES) 4500000,000 4000000,000 3500000,000 3000000,000 2500000,000 2000000,000 1500000,000 1000000,000 500000,000 0,000 TIEMPO DE RECUPERACIÓN DE CAPITAL Tiempo de recuperación de la inversión al 6to mes INGRESOS ACUMULADOS INVERSION TOTAL 0 2 4 6 8 10 12 14 TIEMPO (MESES) Elaborado por: Juan Pablo Sarango

89 5.8 RESULTADOS DEL ANÁLISIS ECÓNOMICO La tabla 5.7 muestra los resultados del análisis económico para tres diferentes escenarios, con precios del petróleo de 75, 79,7 y 91.17 USD/BBL, donde se analiza T.I.R mensual, T.I.R anual, V.A.N y el tiempo de recuperación de la inversión en meses. El pozo Shuara 12, presenta condiciones económicas favorables, posee el V.A.N más alto para los tres escenarios y el menor tiempo de recuperación para la inversión. TABLA 5.7 RESULTADOS DEL ANÁLISIS ECONÓMICO POZO PRECIO DE PETRÓLEO [USD/BBL] T.I.R MENSUAL [%] T.I.R ANUAL [%] V.A.N [USD] TIEMPO RECUPERACIÓN DE INVERSIÓN [MESES] 75 49,06 588,78 1187686,80 7,1 SHU-4 79,7 43,49 521,86 1430251,20 6,7 91,17 35,5 425,94 2022211,66 6 75 53,15 637,83 893940,34 7,4 SHU-8 79,7 46,48 557,75 1091172,90 7 91,17 37,22 446,65 1572504,15 6,2 75 37,51 450,13 1606688,50 6 SHU-12 79,7 34,66 415,94 1855951,30 5,6 91,17 30,13 361,54 2464258,43 4,9 75 47,89 574,68 1031488,30 7,2 SHU-26 79,7 42,58 511 1238136,60 6,7 91,17 34,92 419,01 1742446,61 6 Elaborado por: Juan Pablo Sarango

90 CAPÍTULO 6 CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES 6.1 CONCLUSIONES El campo Shuara produce alrededor de 2000 Bls de petróleo por dia con 11000 Bls de agua a Enero del 2011, y tiene un volumen de reservas originales de 68,19 MM de Bls y una producción acumulada de 62,57 MM Bls y quedando unas reservas remanentes de 5,62 MM de Bls de petróleo. El corte de agua está sobre el 90% lo cual, indica que el campo está al borde de producir totalmente agua. Los yacimientos Us, Um, Ui, Ts y Ti, se consideran con empuje hidráulico lateral ya que cumplen las características mostradas en la tabla 2.1. Sobre la base de los condicionamientos presentados por: John Veil, los pozos SHU-4, SHU-8, SHU-12 y SHU-26, se han seleccionado como candidatos para aplica la tecnología Hydrosep, para lo cual se requiere profundizar y /o acondicionar los pozos en la zona de inyección. Los problemas que generan la excesiva producción de agua en los pozos seleccionados se analizaron mediante las curvas tipo Chan, los resultados se presentan en la tabla 2.6 y en las figuras 2.9, 2.10, 2.11 y 2.12. Del análisis de la interpretación de registros a hueco abierto en el capítulo 2, se determina que la arena Hollín está inundada de agua, lo cual es elegida para la reinyección de agua.

91 De acuerdo a los diseños realizados en el capítulo cuatro no se requiere bomba de relevo en ningún de los pozos seleccionados. La producción total de agua del campo es de 11000 Bls por dia, los cuales son reinyectados en los pozos SHU-21 y SHU-RW01, una vez instalado el sistema en los pozos SHU-4, SHU-8 y SHU-12, se estima que disminuya a 3388 Bls de agua dia. Sin considerar el pozo SHU-26 que se encuentra cerrado. De las tres configuraciones diseñadas para en capsular a los Hidrociclónes presentadas en el capítulo 4, se elije la primera alternativa, debido a que separa grandes volúmenes de fluido. Para el diseño de los equipos en el capítulo cuatro se considera, que la producción de petróleo permanece constante antes y después de la separación. El estudio económico se lo realizó en base al análisis del V.A.N y T.I.R, para tres escenarios diferentes con precios de petróleo de 75, 79,7 y 91,17 USD/BBL, los resultados se presentan en la tabla 5.7, obteniendo un tiempo de recuperación de la inversión al 4,9 mes en el escenario más óptimo para el pozo SHU-12 y al 7,4 mes para el peor de los casos en el pozo SHU-8. La aplicación de la tecnología Hydrosep permite la reducción de agua en superficie, lo que redunda en beneficios económicos, por concepto de tratamiento del agua, construcción de nuevas facilidades de superficie para la reinyección y lo más importante, evitar posibles daños ambientales. 6.2 RECOMENDACIONES Se recomienda punzonar los siguientes intervalos para la reinyección de agua dentro de la formación Hollín: SHU-4: 9423-9370 (53 ), SHU-8: 9352-9330

92 (22 ), SHU-12: 9400-9408 (8 ), 9422-9415 (7 ), 9440-9430 (10 ) y SHU- 26: 9454 9406 (48 ). Se recomienda aplicar la tecnología Hydrosep para los cuatro pozos en el siguiente orden de intervención: SHU-12, SHU-4, SHU-26 y el SHU-8. Se recomienda empezar a instalar el sistema con el pozo SHU-12 como pozo piloto, por los siguientes aspectos: El volumen de reservas a recuperar es 782310 Bls de petróleo, reducción de volumen de agua, antes 4138 Bls y después 172 Bls dia, eficiencia de separación de 92 %, espaciamiento producción/reinyección de 306 pies, tiempo de recuperación de la inversión al 4,9to mes y V.A.N de 2464258,43 USD. El pozo SHU-4, con 487776 Bls a recuperar, reducción de volumen de agua, antes 1995 Bls después 83 Bls dia, eficiencia de separación de 84 %, espaciamiento producción/reinyección de 168 pies, tiempo de recuperación de inversión al 6to mes y V.A.N de 2022211,66 USD. SHU-26 será el tercer pozo a intervenir, y ser habilitado para la producción, ya que fue cerrado en W.O #9, el 23 de Septiembre del 2009 por alto corte de agua. Presenta reservas a recuperar de 331750 Bls, reducción de volumen de agua antes 2184 Bls después 139 Bls dia, eficiencia de separación de 88 %, espaciamiento producción/reinyección de 116 pies, tiempo de recuperación de inversión al 6to mes y V.A.N de 1742446,61 USD. Se recomienda realizar los disparos en la arena T para la zona de producción. Por último SHU-8, volumen de reservas a recuperar 160100 Bls, reducción de volumen de agua antes 1995 Bls después 83 Bls dia, eficiencia de separación 92%, espaciamiento producción/reinyección de 128 pies, tiempo de recuperación de inversión 6,2 mes y V.A.N de 1572504,15 USD.

93 REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS Baker Hughes., Autograph 9 steps, Centrilift. Bowers et al., (2000), Downhole Cyclone Separator Assembly, US Patent 6,080,312, Baker Hughes, London, United Kingdom. Centro Internacional de Educación y Desarrollo, CIED., (1997), Daño a la Formación, PDVSA. Fox, M., (2011), personal communication, Centrilift Applications Engineering, Baker Hughes, August 02. Gomes, C., Caldentey J., Wang, S., Gomes, L., Moham, R., & Shoham, O., (2001), Oil-Water separation in Liquid Liquid (LLHC) - Experiment and Modeling, University of Tulsa, SPE 71538. Inikori, S., (2002), Numerical Study of Water Coning Control with Downhole Water Sink (DWS) Well Completions in Vertical and Horizontal Wells, PhD dissertation, Louisiana State University, Baton Rouge. Joshi, S., (1991), Horizontal Well Technology, Pennwell Publishing Company, Tulsa, OK, Chapter 8. Muskat, M., (1946), The Flow of homogeneous fluid through porous media, J.W. Edwards, Inc, Ann Arbor, Michigan. Orszulik, S., (2008), Environmental Technology in the Oil Industry, 2nd Edition, Springer. Ospar Commission., (2002), Background Document concerning Techniques for the Management of Produced Water from Offshore Installations. Peachey, B., (1995), Multiple Cyclone Apparatus for Downhole Cyclone oil/water Separation, U.S Patent 5, 456, 837, Center for Frontier Engineering Research Institute. Petroproducción., (2011), Historiales de reacondicionamiento, Petroproducción-Quito. Petroproducción., (2011), Historiales de producción, Petroproducción-Quito.

94 Rodríguez, R., (2007), Ingeniería Básica de Yacimientos, Universidad de Oriente. Sarango, M., (2009), Implementación de la Separación Agua-Petróleo en el Fondo del Pozo Mediante Hidrociclones Para el Control del Agua de formación en el Área Libertador de Petroproducción, Tesis Maestría, E.P.N. Scaramuzza, J., (2003), Análisis del Rendimiento del Separador de Petróleo- Agua en el Fondo de Pozo (DOWS) Aplicando al Bombeo Electrosumergible Yacimientos la Ventana y Vizcacheras Mendoza Argentina, Repsol YPF. Schubert et al., (1991), Liquid/Liquid Hydrocyclone, US Patent 5,071,557, Comoco Specialty Products Inc, Houston, Texas. Shaw, C., (1998), Apparatus and methods for Downhole Fluid Separation and Control of Water Production, U.S Patent 6, 131, 655, Baker Hughes Ltd. Shaw, C., & Thompson, P., (2000), Oil separation and pumping system, U.S Patent 6,082,452, Baker Hughes Ltd. Shirman, E., & Wojtanowicz, A., (1997), Water Coning Reversal Using Downhole Water Sink Theory and Experimental Study, SPE 38792, Proceedings of the SPE ATCE, San Antonio, TX. Valencia, R., (2007), Fundamentos de Interpretación de registros eléctricos convencionales, Carrera de Ingeniería en Petróleos, EPN. Veil, J., (1999), Feasibility Evaluation of Downhole Oil/Water Separator (DOWS) Technology, U.S Department of Energy. Veil, J., & Quinn, J., (2004), Downhole Separation Technology Performance: Relationship to Geologic Conditions, Argonne National Laboratory. Wojtanowicz, A., & Shirman, E., (2004), Reversal of water coning in wells with downhole water sink completion experimental analysis, Lousiana State University, Dept of Petroleum Engineering. Wesson, G., & Petty C., (1994), Process Engineering of Produced Water Treatment Facility Based on Hydrocyclone Technology, Department of Chemical Engineering Michigan State University.

95 GLOSARIO DE TÉRMINOS UTILIZADOS ABREVIATURAS API = Grado del petróleo A = Amperios ABND = Abandonado Bls = Barriles BAPD = Barriles de agua por día BES = Bombeo eléctrico sumergible BFPD = Barriles de fluido por dia BIPD = Barriles de agua inyección por día BIPM = Barriles inyectados por minuto BN = Barriles a condiciones normales (superficie) BPPD = Barriles de petróleo por día BSW = Porcentaje de agua y sedimentos BT = Arena Basal Tena B UP = Prueba de restauración de presión cp = Centipoise CR = Pozo convertido en reinyector csg = Casing DHOWS = Downhole oil water separation ºF = Grados Fahrenheit F = Frecuencia FR = Factor de recobro ft = Pies GOR = Relación gas petróleo GR = Gamma Ray J = Índice de productividad HP = Horse power NaCl = Cloruro de sodio

96 K Km KVA md = Permeabilidad = Kilómetros = Kilo voltio amperio = Milidarcys Mcf/d = Miles de pies cúbicos de gas por día OD P = Diámetro externo = Potencia PC = Pozo cerrado PCN POES PPG PPH ppm PPS Pb Pi = Pies cúbicos normales = Petróleo original en sitio = Producción por bombeo neumático = Producción por bombeo hidráulico = Partes por millón = Producción por bombeo electro sumergible = Presión de burbuja = Presión inicial Pwe = Presión de fondo estática Pwf = Presión de fondo fluyente Pwh = Presión en la cabeza del pozo psi = Libras por pulgada cuadrado PR = Pozo Reinyector RAP RAP = Relación agua petróleo = Derivada de relación agua petróleo Rsi = Razón de solubilidad del gas SCF = Pies cúbicos estándar SEC SHU So SSQ = Secoya = Shuara = Saturación de petróleo = Shushuqui Swi = Saturación de agua inicial

97 T tbg Ti T.I.R TF Ts Ui Um Us V.A.N V = Tubing = Temperatura = Arena T inferior = Tasa interna de retorno = Temperatura de formación = Arena T superior = Arena U inferior = Arena U media = Arena U superior = Valor actual neto = Voltaje v = Voltios W.O = Work over WOR = Water oil ratio γagua γgas φ = Gravedad especifica del agua = Gravedad especifica del gas = Porosidad µ o = Viscosidad del petróleo β o i = Factor volumétrico del petróleo

ANEXOS 98

ANEXO No.1 99

A1.1 CURVAS TIPO CHANG 100

101 A1.2 CURVA DE DECLINACIÓN DE PRODUCCIÓN POZO SHU-4 A1.3 CURVA DE DECLINACIÓN DE PRODUCCIÓN POZO SHU-8

102 A1.4 CURVA DE DECLINACIÓN DE PRODUCCIÓN POZO SHU-12 A1.5 CURVA DE DECLINACIÓN DE PRODUCCIÓN POZO SHU-26

103 A1.6 TOPES Y BASES POZO UNIDAD TOPE BASE GROSS PAY VSH PHIE SW Us 8911 8945 34 6,5 0,294 0,109 0,245 shu-1 shu-2 shu-3 shu-4 shu-5 shu-6 shu-7 shu-8 Um 8945 8983,56 38,56 Ui 8983,56 9065 81,44 63 0,275 0,128 0,132 Ts 9167 9210 43 Ti 9210 9250 40 16 0,159 0,14 0,207 Us 8929 8963 34 3,5 0,247 0,082 0,177 Um 8963 8998,38 35,38 Ui 8998,38 9068,58 70,2 19,5 0,207 0,087 0,111 Ts 9165 9206 41 Ti 9206 9253 47 Us 8863 8905 42 10 0,338 0,104 0,202 Um 8905 8948,31 43,31 Ui 8948 9017 68,69 42 0,231 0,13 0,132 Ts 9126 9160 34 Ti 9160 9203 43 11 0,244 0,122 0,226 Us 8889 8949 60 21 0,35 0,106 0,151 Um 8949 8983,64 34,64 Ui 8983,64 9054 70,36 36 0,261 0,128 0,099 Ts 9153 9198,85 45,85 4 0,334 0,109 0,265 Ti 9198,85 9240 41,15 28 0,218 0,133 0,092 Us 8868 8902 34 Um 8902 8938,01 36,01 Ui 8938,01 9015 76,99 44,5 0,192 0,163 0,11 Ts 9113 9155 42 Ti 9155 9206 51 9,5 0,247 0,119 0,3 Us 8949 8991,05 42,05 15,5 0,281 0,101 0,181 Um 8991,05 9032,25 41,2 4 0,389 0,135 0,27 Ui 9032,35 9097,68 65,33 32,5 0,319 0,121 0,141 Ts 9202 9234 32 Ti 9234 9276 Us 9002 9048 46 15 0,249 0,123 0,311 Um 9048 9085,56 37,56 4,5 0,351 0,131 0,28 Ui 9085,56 9157 71,44 38,5 0,201 0,137 0,254 Ts 9249 9295 46 Ti 9295 9342 47 4,5 0,314 0,1 0,382 Us 8875 8928 53 21,5 0,38 0,095 0,253 Um 8928 8960,6 32,6 5 0,35 0,119 0,292 Ui 8960,6 9032,29 71,69 30,5 0,193 0,15 0,128

104 CONTINUACIÓN A1.6 Ts 9145 9193 48 6,5 0,269 0,124 0,239 Ti 9193 9237 44 40 0,102 0,142 0,152 Us 9040 9082 42 8,5 0,355 0,107 0,32 shu-9 shu-10 shu-11 shu-12 shu-13 shu-14 shu-15 shu-17 Um 9082 9126,06 44,06 10,5 0,371 0,146 0,251 Ui 9126,06 9192 65,94 31,5 0,198 0,174 0,129 Ts 9284 9324 40 Ti 9324 9376 52 14,5 0,152 0,152 0,322 Us 8940 8972 32 5 0,453 0,129 0,268 Um 8972 9013,61 41,61 13 0,382 0,193 0,264 Ui 9013,61 9085 71,39 49 0,21 0,175 0,086 Ts 9176,37 9211,71 35,34 Ti 9211,71 9263 51,29 36,5 0,175 0,166 0,188 Us 8926 8952 26 Um 8952 9002,03 50,03 4,5 0,417 0,146 0,283 Ui 9002,03 9066 63,97 29 0,355 0,138 0,163 Ts 9162 9220 58 Ti 9220 9257 37 36 0,139 0,175 0,065 Us 8953 9011 58 21,5 0,341 0,103 0,242 Um 9011 9050,22 39,22 Ui 9050,22 9115 64,78 36 0,316 0,127 0,146 Ts 9209 9261 52 7 0,354 0,104 0,299 Ti 9261 9311 50 15 0,195 0,135 0,357 Us 8897 8929,81 32,81 Um 8929,81 8967,58 37,77 Ui 8967,58 9043,34 75,76 25 0,387 0,113 0,198 Ts 9146 9196 50 Ti 9196 9234 38 29,5 0,388 0,102 0,228 Us 8945 9006 61 18,5 0,384 0,103 0,159 Um 9006 9028,52 22,52 Ui 9028,52 9120 91,48 67,5 0,232 0,155 0,071 Ts 9220 9264 44 Ti 9264 9311 47 24 0,258 0,12 0,293 Us 8905 8947 42 6 0,335 0,099 0,302 Um 8947 9005,43 58,43 Ui 9005,43 9065,45 60,02 18 0,288 0,141 0,165 Ts 9162 9215 53 Ti 9215 9257 42 24 0,234 0,133 0,223 Us 8933 8976 43 9,5 0,237 0,113 0,25 Um 8976 9017,17 41,17 3 0,393 0,135 0,321

105 CONTINUACIÓN A1.6 Ui 9017,17 9081 63,83 44 0,297 0,121 0,16 Ts 9183 9229 46 Ti 9229 9280 51 19,5 0,161 0,13 0,261 Us 8943 8970 27 shu-18 shu-19 shu-22 shu-23 shu-25 shu-26 shu-27 Um 8970 9011,83 41,83 Ui 9011,83 9062,29 50,46 17 0,291 0,144 0,154 Ts 9169 9215 46 Ti 9215 9267 52 12,5 0,198 0,123 0,379 Us 8900 8930 30 5 0,414 0,193 0,219 Um 8930 8969 39 5 0,37 0,155 0,261 Ui 8969 9035 66 21 0,328 0,122 0,274 Ts 9136 9178 42 Ti 9178 9232 54 30,5 0,318 0,125 0,232 Us 8886 8963 77 39,5 0,351 0,115 0,235 Um 8963 8982,21 19,21 Ui 8982,21 9059 76,79 35,5 0,328 0,115 0,118 Ts 9149 9182 33 Ti 9182 9244 62 50,5 0,219 0,132 0,232 Us 8950 8975 25 Um 8975 9028,52 53,52 Ui 9028,52 9074,89 46,37 25,5 0,239 0,141 0,07 Ts 9169 9227 58 Ti 9227 9272 45 24 0,135 0,144 0,266 Us 9020 9065 45 18,5 0,271 0,122 0,233 Um 9065 9102,48 37,48 Ui 9102,48 9183 80,77 44,5 0,271 0,135 0,238 Ts 9276 9313 37 Ti 9313 9375 62 17,5 0,166 0,144 0,354 Us 8950 8981 31 Um 8981 9027,61 46,61 Ui 9027,61 9086 58,39 16,5 0,167 0,165 0,249 Ts 9190 9236 46 Ti 9236 9285 49 34 0,211 0,123 0,295 Us 9031 9077 46 7 0,302 0,12 0,282 Um 9077 9107,43 30,43 Ui 9107,43 9202 94,57 24,5 0,293 0,153 0,256 Ts 9313 9340 27 Ti 9340 9375 35 3,5 0,366 0,118 0,254

106 A1.7 REGISTRO POZO SHU-4 ARENA HOLLÍN A1.8 REGISTRO POZO SHU-8 ARENA HOLLÍN

107 A1.9 REGISTRO POZO SHU-26 ARENA HOLLÍN A1.10 SP-3

A1.11 SP-2 108

A1.12 GEN -9 109

A1.13 REGISTRO DE CEMENTO POZO SHU-4 110

A1.14 REGISTRO DE CEMENTO POZO SHU-8 111

A1.15 REGISTRO DE CEMENTO POZO SHU-12 112

A1.16 REGISTRO DE CEMENTO POZO SHU-26 113

A1.17 DIAGRAMA DE COMPLETACIÓN POZO SHU-4 114

A1.18 DIAGRAMA DE COMPLETACIÓN POZO SHU-8 115

A1.19 DIAGRAMA DE COMPLETACIÓN POZO SHU-12 116

A1.20 DIAGRAMA DE COMPLETACIÓN POZO SHU-26 117

ANEXO No.2 118

119 A2.1 INGRESO DE DATOS A SOFTWARE AUTOGRAPH POZO SHU-12 A2.2 SELECCIÓN DE BOMBA

120 A2.3 MOTOR A2.4 SELLO A2.5 CABLE

121 A2.6 VARIADOR A 2.7 ANÁLISIS FÍSICO QUÍMICO DEL AGUA DE FORMACIÓN ESTACIÓN SHUARA Dureza cálcica (ppm CaCO3) 6200 Dureza total (ppm CaCO3) 7200 Dureza magnésica (ppm CaCO3) 1000 Alcalinidad total (ppm CaCO3) 800 Cloruros (ppm Cl ) 25500 Sulfatos (ppm SO4++) 250 Hierro (ppm Fe total) 21,8 Turbidez NTU 12 Co2 en el agua (ppm) 250 ph - 7,3 PTB (LibrasCaCO3/1000 barriles) 198 Problema: Moderadas dificultades por formación de incrustaciones POZO SHU-RW01 Dureza cálcica (ppm CaCO3) 4900 Dureza total (ppm CaCO3) 7400 Dureza magnésica (ppm CaCO3) 2500 Alcalinidad total (ppm CaCO3) 720 Cloruros (ppm Cl ) 22000 Sulfatos (ppm SO4++) 200 Hierro (ppm Fe total) 16,5 Turbidez NTU 0,5 Co2 en el agua (ppm) 180 ph 7 PTB (LibrasCaCO3/1000 barriles 209 Problema: Moderadas dificultades por formación de incrustaciones