ESCUELA POLITECNICA NACIONAL - EPN: Página de...

1

ESCUELA POLITECNICA NACIONAL

FACULTAD DE GEOLOGÍA Y PETRÓLEOS

DEPARTAMENTO DE PETRÓLEOS

ALTERNATIVAS PARA LA OPTIMIZACIÓN DE LA PRODUCCIÓN DE

UN CAMPO MADURO DE LA CUENCA ECUATORIANA:

FRACTURAMIENTO HIDRÁULICO Y/O ESTIMULACIÓN MATRICIAL

TRABAJO PREVIO A LA OBTENCIÓN DEL TITULO DE INGENIERO EN

PETRÓLEOS

SERGIO DANIEL GUAIGUA VILLAMARÍN [email protected]

DIRECTOR: MSc. FRANKLIN GÓMEZ SOTO [email protected]

Quito, Noviembre 2016

I

DECLARACIÓN

Yo, Sergio Daniel Guaigua Villamarín, declaro bajo juramento que el trabajo aquí

escrito es de mi autoría; que no ha sido previamente presentado 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 los 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 normativa

institucional vigente.

SERGIO DANIEL GUAIGUA VILLAMARÍN

II

CERTIFICACIÓN

Certifico que el presente trabajo fue desarrollado por Sergio Daniel Guaigua Villamarín,

bajo mi supervisión.

__________________________

MSc. Franklin Gómez

Soto

III

AGRADECIMIENTOS

Agradezco a Dios por haberme guiado y protegido durante toda mi vida, por no

permitirme rendir nunca, por sus infinitas bendiciones.

A mis padre por haberme apoyado siempre, por sus consejos y enseñanzas, por

guiarme por el camino de la honestidad, responsabilidad y humildad.

A mi madre por su amor inacabable y su paciencia inagotable, por ser una luz en mi

vida.

A mi hermana por todos los momentos y experiencias vividas.

A la Lcda. Denisse por su comprensión, paciencia y apoyo incondicional.

A la MSc. Rubys Hernández por su ayuda y guía, por su paciencia y espíritu de

colaboración desinteresada.

Al MSc. Franklin Gómez por haberme ayudado, supervisado y enseñado durante este

proyecto.

A mis amigos, compañeros y a todos quienes hicieron de esta experiencia

universitaria, una experiencia única.

IV

DEDICATORIA

Este proyecto lo dedico a mis padres que siempre han estado apoyándome

incondicionalmente, brindándome su amor y sabiduría, a ustedes quienes son la razón

para esforzarme, a ustedes que lo son todo para mí.

A mi hermana y abuelos, Luz y Ángel, que han sido pilares fundamentales en mi vida.

A mi abuelo Luis, quien fue todo en mi vida, para ti mi viejo que desde el cielo me

cuidas, lo logramos.

V

CONTENIDO

DECLARACIÓN ........................................................................................................... I

CERTIFICACIÓN ........................................................................................................ II

AGRADECIMIENTOS ................................................................................................ III

CONTENIDO ............................................................................................................... V

ÍNDICE DE FIGURAS ............................................................................................... VII

ÍNDICE DE GRÁFICOS ........................................................................................... VIII

ÍNDICE DE TABLAS ................................................................................................... X

ÍNDICE DE ANEXOS ................................................................................................ XII

RESUMEN ............................................................................................................... XIII

PRESENTACIÓN ...................................................................................................... XV

1. CAPITULO I INTRODUCCIÓN ................................................................................................. 1

1.1. GENERALIDADES DEL CAMPO AMARGO ..................................................... 1

1.1.1. RESEÑA HISTÓRICA ................................................................................ 1

1.1.2. UBICACIÓN ............................................................................................... 1

1.1.3. DESCRIPCIÓN ESTRUCTURAL ............................................................... 2

1.1.4. DESCRIPCIÓN LITOLÓGICA .................................................................... 4

1.1.5. HISTORIAL DE PRODUCCIÓN ................................................................. 6

2. CAPITULO II DESCRIPCIÓN TÉCNICAS DE ESTIMULACIÓN Y FRACTURAMIENTO HIDRÁULICO .................................................................... 9

2.1. INTRODUCCIÓN A LAS TÉCNICAS DE ESTIMULACIÓN .............................. 9

2.2. GENERALIDADES Y CONCEPTOS BÁSICOS .............................................. 10

2.2.1. DAÑO DE FORMACIÓN .......................................................................... 10

2.3. ESTIMULACIÓN MATRICIAL NO REACTIVA ................................................ 14

2.3.1. SURFACTANTES: ................................................................................... 17

2.3.2. PLANEACIÓN Y DISEÑO DE UNA ESTIMULACIÓN MATRICIAL NO REACTIVA: ............................................................................................. 19

2.4. ESTIMULACIÓN MATRICIAL REACTIVA: ..................................................... 20

2.4.1. ÁCIDOS ................................................................................................... 20

2.4.2. SELECCIÓN DEL FLUIDO PARA ACIDIFICACIÓN MATRICIAL ............ 22

2.4.3. PROCESO DE UNA ESTIMULACIÓN MATRICIAL REACTIVA .............. 23

2.4.4. ESTIMULACIÓN ÁCIDA EN ARENISCAS ............................................... 24

2.4.5. PLANEACIÓN Y DISEÑO DE UNA ESTIMULACIÓN MATRICIAL REACTIVA .............................................................................................. 25

2.5. FRACTURAMIENTO HIDRÁULICO ................................................................ 27

VI

2.5.1. MECÁNICA DEL FRACTURAMIENTO HIDRÁULICO ............................. 28

2.5.2. MATERIALES EN LA FRACTURA .......................................................... 29

2.5.3. CRITERIOS GENERALES PARA LA SELECCIÓN DE POZOS PARA UN TRATAMIENTO DE FRACTURA: ........................................................... 29

3. CAPITULO III DESARROLLO Y APLICACIÓN ........................................................................ 32

3.1. HISTORIAL DE TRABAJOS DE REACONDICIONAMIENTO ........................ 32

3.2. ANÁLISIS DE LOS DATOS OBTENIDOS....................................................... 45

3.3. DETERMINACIÓN DE PERCENTILES DE PROBABILIDAD ......................... 47

3.4. DETERMINACIÓN DE POZOS APTOS PARA LA APLICACIÓN ................... 49

3.5. APLICACIÓN DE LAS TÉCNICAS A LOS POZOS ÓPTIMOS ....................... 52

3.6. ANÁLISIS DE LA CAPACIDAD DE OFERTA DE LOS POZOS CANDIDATOS ................................................................................................. 61

3.7. ANÁLISIS ECONÓMICO................................................................................. 68

4. CAPITULO IV CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES ..................................................... 76

4.1. CONCLUSIONES ........................................................................................... 76

4.2. RECOMENDACIONES ................................................................................... 79

5. REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS ................................................................... 80

6. ANEXOS ............................................................................................................ 82

VII

ÍNDICE DE FIGURAS

FIGURA 1.1 UBICACIÓN DEL CAMPO "AMARGO" .................................................. 2

FIGURA 1.2 MAPA ESTRUCTURAL I CAMPO "AMARGO" ....................................... 3

FIGURA 1.3 CORTE ESTRUCTURAL - LÍNEA SÍSMICA II CAMPO "AMARGO" ...... 3

FIGURA 1.4 COLUMNA ESTRATIGRÁFICA GENERALIZADA CAMPO "AMARGO" 6

FIGURA 2.1 PRUEBA DE ADMISIÓN A LA FORMACIÓN ......................................... 9

FIGURA 2.2 REPRESENTACIÓN DEL DAÑO DE FORMACIÓN ............................. 11

FIGURA 2.3 PRESIÓN DE FONDO FLUYENTE (IDEAL VS REAL) ........................ 14

FIGURA 2.4 ESQUEMA REPRESENTATIVO DE LA TENSIÓN INTERFACIAL ...... 15

FIGURA 2.5 ESQUEMA REPRESENTATIVO DE LA MOJABILIDAD ...................... 16

FIGURA 2.6 ESQUEMA REPRESENTATIVO DE UN SURFACTANTE ................... 17

FIGURA 2.7 PLANEACIÓN Y DISEÑO DE UNA ESTIMULACIÓN MATRICIAL NO REACTIVA ........................................................................................... 19

FIGURA 2.8 TREN DE FLUIDOS UTILIZADOS EN UNA ESTIMULACIÓN ÁCIDA . 24

FIGURA 2.9 DISEÑO GENERAL DE UNA ESTIMULACIÓN ÁCIDA EN ARENISCAS ........................................................................................................................... 26

FIGURA 2.10 AUMENTO DE PRODUCCIÓN CON FRACTURAMIENTO HIDRÁULICO EN UN RESERVORIO DE BAJA PERMEABILIDAD .... 27

FIGURA 2.11 CUADRO ILUSTRATIVO DE UNA FRACTURA TÍPICA CON LOS PASOS PARA FRACTURAR A UN POZO .......................................... 28

VIII

ÍNDICE DE GRÁFICOS

GRÁFICO 1.1 PRODUCCIÓN ACUMULADA CAMPO “AMARGO” ............................ 6

GRÁFICO 1.2 PRODUCCIÓN ACUMULADA RESERVORIO "BASAL TENA" ........... 7

GRÁFICO 1.3 PRODUCCIÓN ACUMULADA RESERVORIO ARENA "U" ................. 7

GRÁFICO 1.4 PRODUCCIÓN ACUMULADA RESERVORIO ARENA "T" ................. 8

GRÁFICO 1.5 PRODUCCIÓN ACUMULADA RESERVORIO ARENA "HOLLÍN" ....... 8

GRÁFICO 3.1 TRABAJOS DE REACONDICIONAMIENTO, PARA ESTIMULAR LA PRODUCCIÓN, LLEVADOS A CABO EN EL CAMPO "AMARGO" . 32

GRÁFICO 3.2 VALORES DE AUMENTO DE PRODUCCIÓN POR ESTIMULACIÓN MATRICIAL NO REACTIVA [%] ......................................................... 45

GRÁFICO 3.3 VALORES DE AUMENTO DE PRODUCCIÓN ESTIMULACIÓN MATRICIAL REACTIVA [%] ............................................................... 46

GRÁFICO 3.4 VALORES DE AUMENTO DE PRODUCCIÓN - FRACTURAMIENTO HIDRÁULICO ..................................................................................... 46

GRÁFICO 3.5 PERCENTILES DE PROBABILIDAD ESTIMULACIÓN MATRICIAL NO REACTIVA ......................................................................................... 47

GRÁFICO 3.6 PERCENTILES DE PROBABILIDAD ESTIMULACIÓN MATRICIAL REACTIVA ......................................................................................... 48

GRÁFICO 3.7 PERCENTILES DE PROBABILIDAD FRACTURAMIENTO HIDRÁULICO ..................................................................................... 48

GRÁFICO 3.8 CUADRO DE SELECCIÓN DE POZOS EN BASE AL PROMEDIO DE PRODUCCIÓN DE AGUA Y PETRÓLEO DEL CAMPO "AMARGO" 50

GRÁFICO 3.9 DECLINACIONES POZO 35HS NO REACTIVA ................................ 53

GRÁFICO 3.10 DECLINACIONES POZO 40HS NO REACTIVA .............................. 53



GRÁFICO 3.13 DECLINACIONES POZO 35HS REACTIVA .................................... 55




GRÁFICO 3.17 DECLINACIONES POZO 35HS FRACTURAMIENTO .................... 58



IX


GRÁFICO 3.21 CURVA IPR POZO 35HS................................................................. 62


GRÁFICO 3.23 CRUVA IPR POZO 44HS................................................................. 65


GRÁFICO 3.25 VAN POZO 35HS ............................................................................. 69

GRÁFICO 3.26 TIR POZO 35HS .............................................................................. 70

GRÁFICO 3.27 RELACION C/B POZO 35HS ........................................................... 70



GRÁFICO 3.30 RELACION C/B PZOO 40HS ........................................................... 72







X

ÍNDICE DE TABLAS

TABLA 2-1 DIFERENTES TIPOS DE DAÑO ............................................................ 11

TABLA 2-2 GENERALIDADES TIPOS DE SURFACTANTES .................................. 18

TABLA 2-3 REACCIONES QUÍMICAS PRIMARIAS EN ACIDIFICACIÓN CON HCL ........................................................................................................................... 20

TABLA 2-4 REACCIONES QUÍMICAS PRIMARIAS EN ACIDIFICACIÓN CON HF/HCL .................................................................................................. 21

TABLA 2-5 PRINCIPALES CARACTERÍSTICAS DE LOS ÁCIDOS MÁS COMÚNMENTE USADOS ..................................................................... 21

TABLA 2-6 GUÍA GENERAL DE SELECCIÓN DE FLUIDOS EN UN SISTEMA DE ACIDIFICACIÓN MATRICIAL PARA ARENAS ...................................... 25

TABLA 3-1 TRABAJOS DE REACONDICIONAMIENTO POZO 001 ........................ 33







TABLA 3-8 TRABAJOS DE REACONDICIONAMIENTO POZO 011A ..................... 36

TABLA 3-9 TRABAJOS DE REACONDICIONAMIENTO POZO 011B ..................... 36

TABLA 3-10 TRABAJOS DE REACONDICIONAMIENTO POZO 013 ...................... 37












XI






TABLA 3-27 POZOS PRODUCTORES DE LA ARENA HOLLÍN .............................. 49

TABLA 3-28 POZOS DEL CUADRANTE III APTOS PARA TRABAJOS DE REACONDICIONAMIENTO ................................................................. 51

TABLA 3-29 DATOS DE LOS POZOS APTOS PARA LAS ESTIMULACIONES ...... 52

TABLA 3-30 DATOS CORRESPONDIENTES AL POZO 35HS ................................ 61


TABLA 3-32 DATOS CORRESPOMDIENTES AL POZO 44HS ............................... 64

TABLA 3-33 DATOS CORRESPOMDIENTES AL POZO 44HS CONTINUACIÓN ... 65


XII

ÍNDICE DE ANEXOS

ANEXO No 1 ............................................................................................................. 83

ANEXO No 2 ............................................................................................................. 95

ANEXO No 3 ........................................................................................................... 106

ANEXO No 4 ........................................................................................................... 117

ANEXO No 5 ........................................................................................................... 119

ANEXO No 6 ........................................................................................................... 121

ANEXO No 7 ........................................................................................................... 123

ANEXO No 8 ........................................................................................................... 125

ANEXO No 9 ........................................................................................................... 127

ANEXO No 10 ......................................................................................................... 129

XIII

RESUMEN

El presente trabajo fue realizado con la finalidad de realizar un análisis comparativo

entre las técnicas de estimulación de la producción (estimulación matricial no reactiva,

estimulación matricial reactiva y fracturamiento hidráulico) que han sido aplicadas en

un campo maduro de la cuenca oriente.

El primer capítulo presenta una descripción del campo detallando características

principales del mismo como: historia, ubicación, descripción litológica y estructural,

detalles generales de producción, y una descripción detallada de sus formaciones

productoras.

El segundo capítulo consiste en la descripción de las técnicas de estimulación. Fue

dividido en tres partes principales correspondientes a cada técnica: estimulación

matricial no reactiva, estimulación matricial reactiva o ácida y finalizando con el

fracturamiento hidráulico. En cada una de estas partes se da una descripción detallada

de las características principales de cada técnica de estimulación, junto a detalles de

requerimientos técnicos, conceptos básicos y procedimientos de diseño y aplicación

de cada técnica.

El tercer capítulo corresponde al análisis técnico económico, el cual comprende un

compilado de los trabajos de reacondicionamiento que involucraban la aplicación de

estimulaciones, el detalle de su producción antes y después de realizar el trabajo; y el

porcentaje de incremento de la producción. También se realiza un análisis de los pozos

candidatos a estimulación con base en la producción actual de agua y petróleo

(método de los cuatro cuadrantes), siendo considerados potenciales candidatos

XIV

aquellos pozos que muestran una producción de hidrocarburo y agua menor al

promedio del campo.

Los pozos candidatos, se evaluaron mediante un análisis estadístico para estimar los

valores de producción más probables que se esperarían en caso de aplicar

nuevamente una de estas técnicas de estimulación. Para cada pozo se estimó las

reservas remanentes utilizando curvas de declinaciones de producción y el valor más

probable de tasa inicial posterior al trabajo de estimulación.

Finalmente, los valores de reservas remanentes estimadas para un periodo de una

año y seis meses fueron un dato de entrada para realizar el análisis económico

considerando tres indicadores, VAN (Valor Actual Neto), TIR (Tasa Interna de Retorno)

y Relación Costo-Beneficio del proyecto.

El cuarto capítulo corresponde a las conclusiones y recomendaciones dadas con base

en los resultados del análisis técnico-económico del tercer capítulo.

XV

PRESENTACIÓN

Las técnicas de estimulación, ya sean estimulación matricial no reactiva, estimulación

matricial reactiva o fracturamiento hidráulico, son técnicas que se aplican en un

reservorio con la finalidad de buscar mejorar la producción del mismo.

A pesar de que su objetivo final es el mismo, ellas difieren mucho una de la otra. Cada

una implica diseños y formas de aplicación diferentes y sus resultados pueden variar

mucho a pesar de ser llevadas a cabo en un mismo reservorio, esto se debe a que

cada una está sujeta a las condiciones de subsuelo y las mismas pueden interactuar

de manera diferente con los productos propios de cada técnica.

La estimulación matricial no reactiva junto con la matricial reactiva se caracterizan por

ser inyectadas en la formación a caudales y presiones menores a la presión y caudal

de fractura, mientras que el fracturamiento hidráulico es aplicado a presiones y

caudales mayores.

La estimulación matricial no reactiva se caracteriza principalmente por utilizar

productos como surfactantes o solventes que no reaccionan con la formación.

La estimulación matricial reactiva usa principalmente ácidos cuya función principal es

disolver materiales que dañan a la formación.

El fracturamiento hidráulico tiene como objetivo principal generar espacios de mayor

permeabilidad al inyectar fluidos en la formación y fracturar la misma.

En el campo maduro analizado en este trabajo se han aplicado todas estas técnicas

de estimulación durante su etapa de explotación, generando una base de datos a lo

largo del tiempo que permitió realizar una comparación entre los resultados obtenidos

con cada técnica y determinar cuál de ellas es la más óptima para este campo. El

XVI

análisis realizado puede servir como referencia para aplicarlo en campos en pleno

desarrollo con características similares al analizado.

1

1. CAPITULO I

INTRODUCCIÓN

1.1. GENERALIDADES DEL CAMPO AMARGO

1.1.1. RESEÑA HISTÓRICA

El Campo Amargo, Bloque 56 de PETROAMAZONAS EP, se encuentra ubicado en la

provincia de Sucumbíos. Fue descubierto en el año de 1967 con la perforación del

pozo exploratorio Amargo 1(febrero – abril), realizado por la empresa Texaco.

Fue el primer campo en producción en el Ecuador, alcanzando una producción máxima

promedio de 53.618 BPPD en noviembre de 1973. A partir del año de 1980 empezó a

declinar paulatinamente. (Baby & Rivadeneira, 2004).

En el campo se han perforado un total de 62 pozos, todos ellos productores de

petróleo, exceptuando el pozo 019 y el 05, considerados pozos secos.

1.1.2. UBICACIÓN

El Campo Amargo se encuentra ubicado hacia el extremo NW de la provincia de

Sucumbíos, limitado al Norte por el Campo Charapa (frontera con Colombia), al Oeste

por los Campos del Bloque-11, al Este por el Campo Guanta - Dureno y al Sur por el

Bloque-18 Campo Palo Azul. (Ver Figura 1.1).

2

1.1.3. DESCRIPCIÓN ESTRUCTURAL

El Campo Amargo es una estructura anticlinal de alto relieve, de dirección aproximada

NE – SO de 15 Km de largo por 6 Km de ancho (en su eje más ensanchado) (Ver

figura 1.2), limitado hacia el Este por una falla inversa de la misma dirección (Ver Figura

1.3) y contra la cual cierra la estructura, de aproximadamente 500 pies de

desplazamiento vertical y afecta hasta por encima del tope de la formación Napo.

U

D

Fuente: Base de datos Halliburton. Elaboración: Sergio Guaigua V.

FIGURA 1.1 UBICACIÓN DEL CAMPO "AMARGO"

3

FIGURA 1.2 MAPA ESTRUCTURAL I CAMPO "AMARGO"

FIGURA 1.3 CORTE ESTRUCTURAL - LÍNEA SÍSMICA II CAMPO "AMARGO"


Falla Inversa


NE - SO

4

1.1.4. DESCRIPCIÓN LITOLÓGICA

Los principales reservorios se encuentran en las Areniscas de la formación Hollín y los

reservorios secundarios corresponden a las Areniscas U y T de la formación Napo y la

Arenisca Basal Tena de la formación Tena (Ver Figura 1.4).

Formación Hollín

Contiene dos reservorios con características propias: Hollín inferior y Hollín superior.

- Hollín Inferior: Las areniscas son cuarzosas, de grano medio a grueso1. Las

facies sedimentarias corresponden a canales fluviales2 en la parte inferior,

profundizándose hacia el tope con una ligera influencia mareal. Su porosidad

promedio es del orden de 14.5%. (Base de datos Halliburton)

- Hollín Superior: Las areniscas son cuarzosas, de grano medio a fino3, matriz

arcillosa, cemento calcáreo y abundante glauconita4. El tipo de ambiente

corresponde a plataforma con areniscas glauconíticas. Las areniscas son

discontinuas verticalmente pero tienen una gran continuidad lateral en el Campo

Amargo. Su porosidad promedio es del orden de 12.9%. (Base de datos

Halliburton)

Formación Napo

Arenisca T: Se divide en dos miembros: T Inferior y T Superior.

T Inferior: En el Campo Amargo se describe como una arenisca cuarzosa, de

grano fino a medio. Las facies sedimentarias para este ciclo van de canales y

barras mareales5, planicie arenosa de marea hasta planicie lodosa. Su

porosidad promedio es del orden de 12.2%. (Base de Datos Halliburton)

1. Grano medio a grueso: Arenas cuyo grano varía entre 1 mm a 2 mm de diámetro. 2. Canales fluviales: Ambiente sedimentario correspondiente a canales de río, llanuras aluviales. 3. Grano medio a fino: Arenas cuyo grano varía entre 1 mm a 1/16 mm de diámetro. 4. Glauconita: Mineral silíceo verde presente en rocas sedimentarias con tasa de sedimentación lenta. 5. Barras Mareales: Ambiente de depositación sedimentario generado por el movimiento de las mareas.

5

T Superior: Presenta desarrollo de cuerpo de arenisca glauconítica con

intercalaciones de lutitas. Su porosidad promedio es del orden de 12.1%. (Base

de datos Halliburton)

Arenisca U: Se divide en dos cuerpos: U Inferior y U Superior.

U Inferior:

Es una arenisca cuarzosa6, de grano fino a medio. En este ciclo se desarrollan

predominantemente facies de canales y barras mareales, planicies arenosas de

marea y planicie lodosa. Su porosidad promedio es del orden de 13.0%. (Base

de datos Halliburton)

U Superior: Presenta intervalos poco desarrollados de arenisca cuarzosa de

grano fino a medio, matriz arcillosa, cemento calcáreo y abundante glauconita.

Su porosidad promedio es del orden de 10.9%. (Base de datos Halliburton)

Formación Tena

Arenisca Basal Tena: Es una arenisca cuarzosa, de grano fino, matriz arcillosa,

con fuerte variación lateral de facies. Corresponde a facies fluviales que

evolucionan también a un ambiente con influencia mareal. Las facies

sedimentarias varían de canales o barras fluviales y planicie lodosa. Su

porosidad promedio es del orden de 14.6%. (Base de datos Halliburton)

6. Arenisca cuarzosa: Arenas que contienen el 90% o más de granos de arena de cuarzo detrítico.

6

FIGURA 1.4 COLUMNA ESTRATIGRÁFICA GENERALIZADA CAMPO "AMARGO"

1.1.5. HISTORIAL DE PRODUCCIÓN

El Campo Amargo inició producción con 2955 BPPD y alcanzó su máximo pico de

producción en el año de 1973 con 53618 BPPD. Para Octubre del 2016 su producción

es cercana los 3391 BPPD, proveniente de 22 pozos productores, con una producción

acumulada cercana a los 167 MMBPPD (Ver Gráfico 1.1) y un corte de agua del

47,1%.

GRÁFICO 1.1 PRODUCCIÓN ACUMULADA CAMPO “AMARGO”

Basal Tena 4% Napo U

3%

Napo T3%

Hollín 90%


Fuente: Base de datos Halliburton. Elaboración: Halliburton Ecuador.

7

Basal Tena: La producción actual de este reservorio es 709 BPPD, con un corte de

agua de 67% y una producción acumulada de petróleo de 6,73 MMBP (Ver Gráfico1.2).

GRÁFICO 1.2 PRODUCCIÓN ACUMULADA RESERVORIO "BASAL TENA"

Napo U: La producción actual de Napo U es 372 BPPD, con un corte de agua de 5,14%

y una producción acumulada de petróleo de 4,74 MMBP (Ver Gráfico 1.3).

GRÁFICO 1.3 PRODUCCIÓN ACUMULADA RESERVORIO ARENA "U"

95 00 05 10

290

580

870

1160

1740

2030

2320

2610

0

1450

2900(L1)

0.680

1.36

2.04

2.72

4.08

4.76

5.44

6.12

0

3.40

6.80(L2)

130

260

390

520

780

910

1040

1170

0

650

1300(L1)

0.480

0.960

1.44

1.92

2.88

3.36

3.84

4.32

2.40

4.80(L2)



Qo / Qw

Cum O-W

2900

6.80

2610

6.12

2320

5.44

2030

4.76

1740

4.08

1460

3.40

1160

2.72

870

2.04

580

1.36

290

0.680

0

100

90

80

70

60

50

40

30

20

10

0

BSW

Qo / Qw

Cum O-W

1300

4.80

1170

4.32

1040

3.84

910

3.36

780

2.88

650

2.40

920

1.92

390

1.44

260

0.960

130

0.480

0

100

90

80

70

60

50

40

30

20

10

0

BSW

8

Napo T: La producción actual de este reservorio es 523 BPPD, con un corte de agua

de 8,92% y una producción acumulada de petróleo de 5,44 MMBP (Ver Gráfico 1.4).

GRÁFICO 1.4 PRODUCCIÓN ACUMULADA RESERVORIO ARENA "T"

Hollín: La producción actual de Hollín es 1787 BPPD, con un corte de agua del 46,2%

y una producción acumulada de petróleo de 150 MMBP (Ver Gráfico 1.5).

GRÁFICO 1.5 PRODUCCIÓN ACUMULADA RESERVORIO ARENA "HOLLÍN"

110

220

330

440

660

770

880

990

0

550

1100(L1)

0.550

1.10

1.65

2.20

3.30

3.85

4.40

4.95

2.75

5.50(L2)

10.0

20.0

30.0

40.0

60.0

70.0

80.0

90.0

0

50.0

100(R2)

70 75 80 85 90 95 00 05 10

5400

10800

16200

21600

32400

37800

43200

48600

0

27000

54000(L1)

15.0

30.0

45.0

60.0

90.0

105

120

135

0

75.0

150(L2)

10.0

20.0

30.0

40.0

60.0

70.0

80.0

90.0

0

50.0

100(R2)



Qo / Qw

Cum O-W

1100

5.50

990

4.95

880

4.40

770

3.85

660

3.30

550

2.75

420

2.20

330

1.65

220

1.10

110

0.550

0

100

90

80

70

60

50

40

30

20

10

0

BSW

Qo / Qw

Cum O-W

54000

150

48600

135

43200

120

37800

105

32400

90

27000

75

21600

60

16200

45

10800

30

5400

15

0

100

90

80

70

60

50

40

30

20

10

0

BSW

9

2. CAPITULO II

DESCRIPCIÓN TÉCNICAS DE ESTIMULACIÓN Y

FRACTURAMIENTO HIDRÁULICO

2.1. INTRODUCCIÓN A LAS TÉCNICAS DE ESTIMULACIÓN

Dentro de los procesos de estimulación a los que puede ser sometido un reservorio,

existen diversas técnicas que se pueden resumir en dos grupos principales que son:

estimulación matricial y fracturamiento hidráulico. La primera técnica se subdivide en

estimulación matricial reactiva y no reactiva, y se caracteriza por presiones de

inyección menores a la presión de fractura de la formación, mientras que en el

fracturamiento hidráulico las presiones de inyección son mayores a la presión de

fractura de la formación (Ver Figura 2.1).

FIGURA 2.1 PRUEBA DE ADMISIÓN A LA FORMACIÓN

Fuente: Manual de Estimulación (Islas, 1991) Elaboración: Sergio Guaigua V.

10

2.2. GENERALIDADES Y CONCEPTOS BÁSICOS La aplicación de las estimulaciones (reactiva o no reactiva) y/o fracturamiento

hidráulico en una formación se realiza con el objetivo principal de mejorar la producción

o inyectabilidad de un pozo, sin embargo; para poder aplicar cualquiera de estas

técnicas es necesario conocer varios parámetros pozo-reservorio que determinarán la

factibilidad técnica de su aplicación. (Islas, 1991)

Con el fin de conocer ciertos parámetros en un pozo se puede realizar un análisis nodal

al mismo, lo que nos dará una evaluación del sistema completo de producción de un

pozo. (Islas, 1991)

El análisis nodal permitirá optimizar el sistema, determinar la contribución de cada

componente del sistema de producción y las posibles restricciones al flujo que se

pueden presentar a lo largo del mismo. Generalmente para aplicar un análisis nodal a

cualquier pozo, se divide al mismo en secciones de flujo: el flujo del yacimiento hacia

el pozo, el flujo desde fondo hasta superficie, y finalmente el flujo desde el cabezal al

separador. (Islas, 1991)

2.2.1. DAÑO DE FORMACIÓN

El daño de formación es un factor determinante en cuanto a técnicas de estimulación

y su aplicación se refiere, esto debido a que uno de los objetivos de las estimulaciones

es disminuir o remover el daño existente en un reservorio y así lograr un mejoramiento

en su producción.

El daño de formación es una medida adimensional de la pérdida de producción

generada por una disminución de la permeabilidad de la formación en las cercanías

del pozo (Ver figura 2.2), puede ser parcial o total, natural o inducida, y fue introducida

por Van Everdingen and Hurst en 1949. (Economides, 2014)

11

FIGURA 2.2 REPRESENTACIÓN DEL DAÑO DE FORMACIÓN

El factor de daño de un reservorio puede ser positivo o negativo, donde un daño

positivo se traduce en una disminución de la permeabilidad y por ende de la producción

de un reservorio, mientras que un daño negativo representa un aumento de la

permeabilidad. Es por ello que es necesario conocer los orígenes del daño para poder

darle un tratamiento adecuado al mismo. (Economides, 2014)

Existen varios tipos de daño (Ver Tabla 2-1), entre ellos: el daño propio de la formación,

daño por completación parcial, daño por cambio de fases, daño por turbulencia, etc.

(Economides, 2014)

TABLA 2-1 DIFERENTES TIPOS DE DAÑO

Tipo de Daño Descripción

Por Invasión de Fluidos

Se genera cuando un fluido (de perforación, de cementación, de terminación o reparación, de limpieza y/o estimulación) entra en la formación productora. Generalmente el radio de invasión es de 2 pies.

Fuente: Petroleum Production Systems (Economides, 2014) Elaboración: Sergio Guaigua V.

12

TABLA 2.1 – DIFERENTES TIPOS DE DAÑO CONTINUACIÓN

Por Arcillas

En general la mayor parte de formaciones productoras de petróleo contienen en mayor o menor cantidad arcillas, las más comunes son: caolinita, illita, esméctica, clorita. A las arcillas se les asocia al daño generado al migrar o al hincharse las mismas.

Por Bloqueo de Agua

La invasión de fluidos base agua genera una alta saturación de la misma en la zona cercana del pozo, reduciendo la permeabilidad relativa a los hidrocarburos y por ende su producción.

Por Bloqueo de Aceite

Se refiere al daño generado por la invasión de fluidos tipo aceite, generando una reducción en la permeabilidad relativa al gas.

Por Bloqueo por Emulsiones

Los diferentes tipos de fluidos al mezclarse con los fluidos de la formación pueden generar emulsiones altamente viscosas evitando el flujo normal del hidrocarburo.

Por Cambios de Mojabilidad

Los fluidos que invaden a la formación pueden tender a mojar la roca por aceite, lo cual desemboca en una permeabilidad relativa menor al crudo.

Por Películas o Membranas Interfaciales

Al dispersarse un líquido inmiscible en otro se pueden generar membranas rígidas en las interfaces agua-aceite causando un taponamiento severo en la formación.

Por Precipitación Secundaria

Cuando los sólidos precipitados resultantes de reacciones entre fluidos incompatibles taponan el espacio poral.

Por Invasión de Sólidos

Se da cuando cualquier tipo de sólido (arcillas, barita, recortes de barrena, agentes de pérdida, etc.) es forzado a través del camino tortuoso de los poros de la roca causando una obturación parcial o total de los mismos y por ende disminuyendo el flujo de fluidos.

Asociado con la Producción

Al entrar en producción un pozo, se dan alteraciones en su presión y temperatura en las cercanías (pared) del mismo, dichas alteraciones pueden llevar a un desequilibrio de los fluidos, con la consecuente precipitación y acumulación de sólidos orgánicos generando un obturamiento de los canales porosos.


13

Existen varias maneras de determinar el daño presente en una formación, una de ellas

es mediante la aplicación de la fórmula de Hawkins (Ver Ecuación 2.1). (Economides,

2014)

! = "# $$! % &' ()*!*+

(2,1)

En donde:

k = permeabilidad [md]

ks = permeabilidad de la zona dañada [md]

s = daño

rs = radio de la zona dañada [ft]

rw = radio del pozo [ft]

Una vez determinado el daño, la caída de presión generada por dicho daño se puede

determinar mediante la ecuación de Darcy (Ver Ecuación 2.2), la caída de presión

generada por ese daño (Ver Figura 2,3), (Economides, 2014):

,-. = " #/0/12"3"45"4678"49 % :' . (2,2)

En donde:

,Ps = Caída de presión generada por el daño [psi]

q = Caudal de Petróleo [BPPD]

u = Viscosidad [cp]

Bo = Factor volumétrico del Petróleo.

k = Permeabilidad [md]

h = Espesor del reservorio [ft]

14

FIGURA 2.3 PRESIÓN DE FONDO FLUYENTE (IDEAL VS REAL)

2.3. ESTIMULACIÓN MATRICIAL NO REACTIVA

Este tipo de estimulación es aquella en la cual los fluidos de tratamiento no reaccionan

químicamente con los materiales o sólidos de la roca. En este caso se utilizan

principalmente soluciones oleosas o acuosas, alcoholes o solventes mutuales, con

aditivos, principalmente los surfactantes. Estas estimulaciones se utilizan

comúnmente para remover daños por bloqueos de agua, aceite o emulsión, daños por

pérdida de lodo, por depósitos orgánicos, etc. (Islas, 1991)

Al momento de realizar una estimulación, es primordial conocer ciertos parámetros de

la formación. Cuando hablamos de estimulación matricial no reactiva los principales

parámetros a tomar en cuenta son tensión superficial, mojabilidad, y capilaridad, estos

fenómenos se denominan de superficie y son sobre los que los fluidos no reactivos

trabajan. (Islas, 1991)

rw rs

re

Ks

Ps


15

TENSIÓN INTERFACIAL: Cuando se habla de sistemas multifásicos, como es

el caso en un reservorio (agua, petróleo, gas) es importante considerar el efecto

de las fuerzas en la interfase de dos fluidos inmiscibles que se encuentran en

contacto, dicha fuerza se la denomina tensión interfacial. (Tarek Hamed, 2006)

Se la define como la fuerza que se requiere por unidad de longitud para crear

una nueva superficie (Ver Figura 2.4), se expresa normalmente en dinas/cm y

viene dada por la siguiente fórmula (Ver Ecuación 2,3). (Manual Recopilación

Técnica Ingeniería en Yacimientos, Halliburton)

;< =">?@AB."CDE (2.3)

En donde:

TA = tensión de adhesión

>?@ = tensión interfacial entre los fluidos

D = ángulo de contacto interfase

FIGURA 2.4 ESQUEMA REPRESENTATIVO DE LA TENSIÓN INTERFACIAL

Fuente: Manual de Recopilación Técnica de Halliburton Elaboración: Sergio Guaigua V.

16

MOJABILIDAD: Se define como la tendencia de un fluido para separarse o

adherirse a una superficie sólida en la presencia de otros fluidos inmiscibles

(Ver Figura 2.5). La tendencia de un líquido a esparcirse sobre una superficie

sólida es un indicador de las características de mojabilidad favorables de dicho

fluido con esa superficie sólida. (Tarek Ahmed, 2006).

FIGURA 2.5 ESQUEMA REPRESENTATIVO DE LA MOJABILIDAD

CAPILARIDAD (Presión Capilar): Las fuerzas capilares en un reservorio de

petróleo son el resultado de la combinación de efectos de tensión superficial

entre roca y fluidos, tensión interfacial, el tamaño del poro, su geometría, y las

características de mojabilidad del sistema.

Se define como la diferencia de presión generada por la discontinuidad creada

cuando dos fluidos inmiscibles entran en contacto. La presión capilar depende

de la curvatura de la interfase que se encuentra separando los fluidos. (Manual

Recopilación Técnica Ingeniería en Yacimientos, Halliburton).

El ángulo de contacto α es menor de 90° è Superficie mojada por agua.

El ángulo de contacto α es igual a 90° è Superficie mojada igualmente por agua y por aceite.

El ángulo de contacto α es mayor de 90° è Superficie mojada por aceite.


17

2.3.1. SURFACTANTES:

Los surfactantes son los principales artífices en una estimulación matricial no reactiva.

Estos son compuestos formados por moléculas orgánicas, con la particularidad de

estar constituidos por dos grupos químicos: uno afín al agua (polar - hidrofílico) y otro

afín al aceite (no polar – tipofílico) (Ver Figura 2.6). (Islas, 1991)

FIGURA 2.6 ESQUEMA REPRESENTATIVO DE UN SURFACTANTE

Existen diversos tipos de surfactantes (Ver Tabla 2-2) y los mismos pueden afectar de

manera positiva o negativa a la formación, es por ello que es esencial conocer las

características básicas de la formación para no generar un daño mayor. (Islas, 1991).

Entre los diferentes tipos de surfactantes están:

- Aniónicos,

- Catiónicos,

- No Iónicos

- Anfotéricos.


18

TABLA 2-2 GENERALIDADES TIPOS DE SURFACTANTES Tipos Descripción Gráfico Principales Aplicaciones

Anió

nico

s

Surfactantes cuyo grupo soluble en agua tiene una carga negativa y el ion inorgánico es positivo.

-Mojarán de agua la arena, la lutita o la arcilla, cargadas negativamente. - Mojarán de aceite a la caliza o dolomita cuando su pH sea menor a 8. - Mojarán de agua a la caliza o dolomita si su pH es mayor a 9.5. - Romperán emulsiones de agua en aceite. - Emulsionarán el aceite en agua. - Dispersarán las arcillas o finos en agua.

Catió

nic

os

Surfactantes cuyo grupo soluble en agua tiene carga positiva, y el ion inorgánico es negativo.

- Mojarán de aceite la arena, lutita o arcilla. - Mojarán de agua la caliza o dolomita si el pH es menor a 8. - Mojarán de aceite a la caliza o dolomita si el pH es mayor a 9.5. - Romperán emulsiones de aceite en agua. - Emulsificarán el agua en aceite. - Dispersarán las arcillas o finos en aceite.

No I

óni

cos

Surfactantes de moléculas no ionizables.

Son los más versátiles, ya que no se ionizan, cumpliendo de esta manera funciones de aniónicos o catiónicos, dependiendo el caso.

Anfo

térico

s

Surfactantes cuyo grupo soluble en agua puede estar cargado negativa o positivamente o no tener carga, dependiendo del pH del sistema.

En un pH ácido, la parte básica se ioniza y proporciona actividad superficial en la molécula, en un pH básico la parte ácida de la molécula se neutraliza. No tienen mucha aplicación pero se pueden utilizar como inhibidores de corrosión.

Na+

K-

Cl-

+ / -


19

2.3.2. PLANEACIÓN Y DISEÑO DE UNA ESTIMULACIÓN MATRICIAL NO

REACTIVA:

FIGURA 2.7 PLANEACIÓN Y DISEÑO DE UNA ESTIMULACIÓN MATRICIAL NO

REACTIVA

Evaluación del Daño: Se debeidentificar correctamente el tipode daño, en caso de no tenerclaro que tipo de daño se trata laestimulación matricial no reactivano se recomienda.

Selección de la Solución deTratamiento: Los fluidos detratamiento y sus aditivos(surfactantes) deberán serseleccionados.

Gasto y Presión de Inyección:Se obtiene a través de unaprueba de inyectividad omediante la aplicación defórmulas matemáticas, para nosuperar las presiones y gastos defractura.

Volumen: La determinación delvolumen depende del intervalo aser tratado y de la penetración dela zona dañada, generalmente serecomienda valores de 50 piescomo máximo para la longitud delintervalo y de 2 a 3 pies depenetración de la zona dañada.

Incremento de laProductividad: En caso de serposible se debe estimar elaumento de producción que seespera lograr con la aplicacióndel tratamiento.

Programa de estimulación:Realizar un plan considerando lafase previa a la estimulación, lafase durante y despúes de lamisma, datos de la estimulacióna realizarse y planes decontingencia.


20

2.4. ESTIMULACIÓN MATRICIAL REACTIVA:

La estimulación matricial reactiva o también denominada acidificación matricial, es una

técnica en la cual una solución ácida es inyectada dentro de la formación a tasas y

presiones inferiores a la presión de fractura, con el objetivo de disolver algunos de los

minerales presentes e incrementar la permeabilidad en las cercanías del pozo y con

ello mejorar la producción al eliminar las restricciones al flujo que existían.

(Economides, 2014)

Los ácidos son el elemento básico en una acidificación matricial y los más

comúnmente usados son: ácido clorhídrico, usado principalmente para disolver

minerales carbonatados, y mezclas de los ácidos fluorhídrico y clorhídrico para atacar

minerales de silicato tales como feldespatos y arcillas. (Economides, 2014)

2.4.1. ÁCIDOS

Son los principales componentes en un sistema de estimulación matricial reactiva. Se

emplean con el objetivo de disolver algunos minerales presentes en la formación

productora y con ello eliminar posibles restricciones en la garganta poral y facilitar el

flujo de fluidos de la formación hacia el pozo.

Se denomina ácido a las sustancias que se ionizan en cationes de hidrógeno y

aniones, cuando están en solución en el agua. Los iones hidrógeno son los elementos

activos que reaccionan con los minerales disolviéndolos. (Ver Tablas 2-3, 2-4). (Islas,

1991)

TABLA 2-3 REACCIONES QUÍMICAS PRIMARIAS EN ACIDIFICACIÓN CON HCL HCl

Calcita: 2HCl + CaCO3 è CaCl2 + CO2 + H2O

Dolomita: 4HCl + CaMg(CO3)2 è CaCl2 + MgCl2 + 2CO2 + 2H2O

Siderita: 2HCl + FeCO3 è FeCl2 + CO2 + H2O Fuente: Petroleum Production Systems (Economides, 2014) Elaboración: Sergio Guaigua V.

21

TABLA 2-4 REACCIONES QUÍMICAS PRIMARIAS EN ACIDIFICACIÓN CON HF/HCL

HF/HCl

Cuarzo: 4 HF + SiO2 çè SiF4 + 2H2O

SiF4 + 2HF ç è H2SiF6

Feldespatos de Sodio: NaAlSi3O8 + 14 HF + 2H+ çè Na+ + AlF+2 + 3SiF4 + 8H2

Feldespatos de Potasio: KAlSi3O8 + 14HF +2H+ çè K+ + AlF+2 + 3SiF4 + 8H2O

Caolinita: Al4Si4O10(OH)8 + 24 HF + 4H+ çè 4AlF+2 + 18 H2O

Montmorillonita: Al4Si8O20(OH)4 + 40HF + 4H+ çè 4AlF+2 + 8SiF4 + 24H2O

Los principales ácidos usados (ver Tabla 2-5) en la estimulación matricial reactiva son:

el ácido clorhídrico, el ácido fluorhídrico, el ácido acético y el ácido fórmico :

TABLA 2-5 PRINCIPALES CARACTERÍSTICAS DE LOS ÁCIDOS MÁS

COMÚNMENTE USADOS

Ácido Clorhídrico

Es el ácido más utilizado en estimulación de pozos. Es una solución del gas cloruro de hidrógeno en agua, este gas se disocia en agua rápidamente y completamente hasta un límite del 43% en peso a condiciones estándar. Se considera un ácido fuerte y su amplio uso se debe a que es el ácido que disuelve mayor volumen de roca calcárea y su mayor desventaja es su alta corrosividad.

Ácido Fluorhídrico

Es el único ácido que permite la disolución de minerales silícicos como las arcillas, los feldespatos, el cuarzo, etc., además también reacciona con los minerales calcáreos generando precipitados insolubles. Dentro de la industria petrolera se utiliza en solución con ácido clorhídrico.


22

TABLA 2.5 PRINCIPALES CARACTERÍSTICAS DE LOS ÁCIDOS MÁS COMÚNMENTE USADOS CONTINUACIÓN

Ácido Acético

Se trata de un ácido orgánico débil, se utiliza como ácido retardado y es indicado en la remoción de incrustaciones calcáreas y en la estimulación de calizas y dolomías con alta temperatura. Es fácil y seguro de inhibir por lo que es utilizado como fluido de limpieza o terminación antes del disparo.

Ácido Fórmico

Ácido orgánico es más fuerte que el ácido acético, se emplea como ácido retardado y en concentraciones de hasta el 10% en peso. Su empleo principal es en la acidificación de rocas calcáreas en pozos de alta temperatura.

2.4.2. SELECCIÓN DEL FLUIDO PARA ACIDIFICACIÓN MATRICIAL

Se trata del paso más importante previo a la estimulación matricial ácida, pues la

correcta selección del ácido a inyectarse en el reservorio definirá la efectividad del

sistema y el grado de mejora de la permeabilidad en la zona dañada y el mejoramiento

de la producción. (Islas, 1991)

Los principales factores a tomar en cuenta son:

- Sensibilidad de la Formación: Hace referencia a cuan probable es que una vez

implementado el proceso de acidificación, la formación y sus fluidos muestre

compatibilidad con los fluidos del tratamiento. (Islas, 1991)

- Mineralogía de la Formación: Es un factor clave al momento de diseñar el fluido

puesto que el mismo deberá ser capaz de poder disolver los minerales que

generan el daño y a su vez no generar resultados de la reacción que al final

perjudiquen a la formación. (Islas,1991)


23

- Petrofísica: Formaciones de alta permeabilidad pueden estar dañadas

severamente por invasión de sólidos o fluidos, mientras que formaciones de

baja permeabilidad la zona dañada probablemente se restrinja a la vecindad

del pozo. (Islas,1991)

- Temperatura y Presión de la Formación: Esto debido a que en el caso de los

inhibidores de corrosión, la temperatura jugará un papel importante en el

correcto desempeño de los mismos, mientras que la presión influye en la

remoción de los fluidos de la formación y productos de la reacción. (Islas,1991)

- Fluidos de la Formación: En general los fluidos de la formación deberán ser

compatibles con los fluidos de la estimulación ácida. (Islas,1991)

- Condiciones del pozo y del intervalo en explotación: Es importante conocer estos

factores debido a que el fluido deberá ajustarse a las limitaciones de presión,

geometría, etc., del pozo. (Islas,1991)

2.4.3. PROCESO DE UNA ESTIMULACIÓN MATRICIAL REACTIVA

Cualquier sistema de estimulación que se busque implementar en un reservorio es con

el objetivo de mejorar las condiciones que no permiten al pozo aportar con su mayor

potencial. Es por ello que en el caso particular de una estimulación ácida no se

implementa únicamente el sistema de tratamiento ácido, sino que también se emplean

un grupo de fluidos (Ver Figura 2,8) que buscan asegurar la mayor efectividad del

sistema principal ácido.

24

FIGURA 2.8 TREN DE FLUIDOS UTILIZADOS EN UNA ESTIMULACIÓN ÁCIDA

2.4.4. ESTIMULACIÓN ÁCIDA EN ARENISCAS

En la cuenca oriente ecuatoriana la mayoría de reservorios, son de litología areniscas,

es por ello que es importante conocer cómo aplicar una estimulación matricial ácida

(Ver Tabla 2-6) en este tipo de formaciones de acuerdo con los minerales presentes

en las mismas.

Como guía general para una estimulación ácida en areniscas tenemos la siguiente

tabla:

Fluido de lavado o PreflujoPreflujo

• Su principalfunción es deacondicionara laformaciónpara que, enel caso deemplear HF,no entre encontacto conagua deformaciónpara evitargenerarprecipitadosinsolubles.

Sistema Ácido Principal

• Se trata del sistema principal de estimulación, es el encargado de disolver la mayor cantidad de minerales perjudiciales para el flujo de hidrocarburo.

Fluido de desplazamiento o

PostflujoPostflujo

• Susprincipalesfuncionesson las dedesplzar losprecipitadosdañinos de lavecindad delpozo,asegurar lareacción totaldel sistemaprincipalácido yfacilitar laremoción delos productosde lareación.


25

TABLA 2-6 GUÍA GENERAL DE SELECCIÓN DE FLUIDOS EN UN SISTEMA DE ACIDIFICACIÓN MATRICIAL PARA ARENAS

Fluido de Preflujo

Mineralogía Permeabilidad

> 100 md 20 - 100 md < 20 md < 10% limo y <10% arcilla

15% HCl 10% HCl 7,5% HCl

> 10% limo y >10% arcilla

10% HCl 7,5% HCl 5% HCl

> 10% limo y <10% arcilla

10% HCl 7,5% HCl 5% HCl

< 10% limo y >10% arcilla

10% HCl 7,5% HCl 5% HCl

Fluido Ácido Principal

Mineralogía Permeabilidad

> 100 md 20 - 100 md < 20 md < 10% limo y <10% arcilla

12% HCl - 3% HF 8% HCl - 2% HF 6% HCl - 1,5% HF

> 10% limo y >10% arcilla

13,5% HCl - 1,5% HF

9% HCl - 1% HF 4,5% HCl - 0,5% HF

> 10% limo y <10% arcilla

12% HCl - 2% HF 9% HCl - 1,5% HF 6% HCl - 1% HF

< 10% limo y >10% arcilla

12% HCl - 2% HF 9% HCl - 1,5% HF 6% HCl - 1% HF

2.4.5. PLANEACIÓN Y DISEÑO DE UNA ESTIMULACIÓN MATRICIAL REACTIVA

Al realizar una estimulación matricial ácida es necesario realizar un diseño que

considere todos los factores necesarios para que sea la más óptima. En el caso de

una acidificación matricial se debe tener en cuenta que se implemente un tren de

fluidos, por lo que cada uno de estos fluidos deberá tener su adecuada planificación

(Ver Figura 2.9).


26

FIGURA 2.9 DISEÑO GENERAL DE UNA ESTIMULACIÓN ÁCIDA EN ARENISCAS

Selección de los fluidos de

estimulación:

De acuerdo a laminearalogía presentey pruebas previamenterealizadas seselecciona el fluido queestimulará de mejormanera la formación.

Presiones y gastos máximos de inyección:

Identificar las presionesy caudales deinyección máximos alos cuales eltratamiento nofracturará la formación.

Volumen y concentración del fluido de preflujo:

Se determina el volumen del fluido que

acondiconará la formación antes de la acidificación principal.

Tiempo de inyección del fluido de prelavado:

Tiempo en el que fluidode prelavado actuará ycumplirá su fiunción.

Volumen del sistema ácido:

Volumen del fluidoprincipal, determinadoen base a lapenetración necesariaen la formación.

Tiempo de inyección del sistema ácido HF-

HCl:

Tiempo óptimo en elcual la acidificación(elminación demienrales que obturanla formación) se llevaráa cabo sin generarprecipitados dañinos.

Volumen de desplazamiento:

Volumen del fluido paradesplazar al sistemaácido principal una vezque este haya cumplidosu función.

Tiempo de Inyección del volumen de

desplazamiento:

Tiempo de inyeccióndel fluido dedesplazamiernto pararetirar el sistema ácidoprincipal de laformación.

Volumen de sobre desplazamiento:

Volumen de lastuberías hasta la basedel intervalo aestimular.

Incremento de productividad

estimado:

Análisis previo delvolumen incrementalen la producción quese espera lograr con laestimulación matricial.

Programa de estimulación:

Programa final contodos los valorespreviamentedeterminados, asicomo diseños decontingencia.


27

2.5. FRACTURAMIENTO HIDRÁULICO

El fracturamiento hidráulico se puede definir como el proceso de crear una fractura o

sistema de fracturas en un medio poroso al inyectar dentro de la formación un fluido a

presión a través del pozo. (Howard y Fast, 1970)

El fracturamiento hidráulico es considerado uno de los métodos de estimulación más

eficiente en cuanto a eliminación del daño se refiere, puesto que la creación de un

sistema de fracturas en la formación no solo recupera la permeabilidad propia de la

roca sino que también la mejora a valores mayores y con ello se incrementa la

producción y recuperación de hidrocarburos de manera significativa (Ver Figura 2.10).

(Economides, 2014)

FIGURA 2.10 AUMENTO DE PRODUCCIÓN CON FRACTURAMIENTO HIDRÁULICO EN UN RESERVORIO DE BAJA PERMEABILIDAD

Una fractura hidráulica se puede caracterizar por su longitud, conductividad y efecto

de daño equivalente relacionado. La longitud de una fractura se relaciona con el largo

de la ruptura propagada durante su ejecución, mientras que la longitud de una fractura

con conductividad se refiere al largo de una fractura que permanece abierta cuando el


28

pozo entra en producción, creando efectivamente un espacio con mayor permeabilidad

y conductividad. (Economides, 2014)

Un fracturamiento hidráulico se lleva a cabo al inyectar fluido en varias etapas para

maximizar la eficiencia del mismo (Ver Figura 2.11).

FIGURA 2.11 CUADRO ILUSTRATIVO DE UNA FRACTURA TÍPICA CON LOS PASOS PARA FRACTURAR A UN POZO

2.5.1. MECÁNICA DEL FRACTURAMIENTO HIDRÁULICO

Para generar fracturas en la formación mediante fracturamiento hidráulico es necesario

inyectar un fluido a valores superiores a la presión de fractura. Este valor se estima a

partir de conocer conceptos como esfuerzos principales, propiedades mecánicas de la

formación, y la resistencia de la formación a la tracción. (Daneshy, 2010)

La presión requerida para la iniciación de la fractura depende de los valores de las tres

tensiones principales in-situ, propiedades mecánicas de la formación, y resistencia a

Fuente: Hydraulic to Improve Production (Daneshy, 2010) Elaboración: Daneshy, 2010

29

la tracción de la formación. La presión requerida para llevar a cabo la extensión de la

fractura está predominantemente controlada por el mínimo esfuerzo principal in situ.

Mientras que la orientación de la fractura es perpendicular a la dirección del mismo

esfuerzo principal. (Daneshy, 2010)

2.5.2. MATERIALES EN LA FRACTURA

Es importante saber que existen dos principales materiales para llevar a cabo un

fracturamiento hidráulico, estos son: fluido y apuntalante. En el caso de carbonatos el

apuntalante no es necesario. (Daneshy, 2010)

Los fluidos más comunes usados son una mezcla de agua y aditivos (viscosificantes,

reductores de fricción, rompedores, estabilizadores de arcilla, biosidas, agentes

buffers, surfactantes y agentes no emulsificantes) y su función principal es transmitir

la presión desde superficie y generar la fractura en el sub suelo. (Daneshy, 2010)

Mientras que el apuntalante es el encargado que una vez terminado el proceso de

fractura, la misma se mantenga abierta con el fin de mejorar la permeabilidad de la

zona tratada. (Daneshy, 2010)

2.5.3. CRITERIOS GENERALES PARA LA SELECCIÓN DE POZOS PARA

UN TRATAMIENTO DE FRACTURA:

ESTADO DE DEPLETACIÓN DE LA FORMACIÓN PRODUCTORA:

Generalmente cuando un reservorio o formación se encuentra en un estado de

depletación de su energía, los tratamientos de fractura no incrementarán lo suficiente

la producción de hidrocarburos como para justificar el gasto de la fractura. (Howard y

Fast, 1970)

30

COMPOSICIÓN Y CONSOLIDACIÓN DE LA FORMACIÓN:

Los reservorios formados por calizas, dolomías, areniscas y conglomerados

generalmente son buenos candidatos para una fractura. En cuanto a la consolidación

de la formación, formaciones poco o no consolidadas generalmente no son prospectos

para un fracturamiento. (Howard y Fast, 1970)

PERMEABILIDAD DE LA FORMACIÓN:

Un alto incremento de producción se esperará en formaciones con baja

permeabilidad, solo si la permeabilidad de la misma mejora significativamente con la

fractura. (Howard y Fast, 1970)

AISLAMIENTO DE LA ZONA A SER TRATADA:

En formaciones que no se encuentren debidamente aisladas o limitadas no se puede

esperar un aumento de la producción debido a que el fluido podrá ir por las formaciones

contiguas a la de interés en el caso de que estas formaciones presenten menor

resistencia a la de la formación objetivo. (Howard y Fast, 1970)

CONDICIÓN DEL EQUIPAMIENTO DEL POZO:

Es importante que la completación del pozo se encuentre en condiciones lo

suficientemente buenas para soportar las presiones de trabajo de un fracturamiento

hidráulico, para determinar esto se realizan registros de inspección de casing y se

hacen análisis de stress check de estallido y colapso en las tuberías y revestidores

expuestos durante el trabajo de fracturamiento. (Howard y Fast, 1970)

COMPARACIÓN DE LA PRODUCCIÓN:

Si un pozo produce en menor caudal que los demás pozos ubicados en el mismo

campo, se puede esperar un aumento de la producción del mismo al llevar a cabo un

fracturamiento hidráulico, si la baja productividad está relacionada con pobres

propiedades de roca y/o alto daño de formación. (Howard y Fast, 1970)

31

LOCALIZACIÓN DE LOS CONTACTOS AGUA-PETRÓLEO Y/O GAS-PETRÓLEO:

Al crear una fractura en zonas de agua o gas no se podrá esperar un aumento de la

producción de petróleo, es por ello que es imperante saber la ubicación de los mismos

para no incurrir en zonas de no pago (agua o gas). (Howard y Fast, 1970)

En el caso de los contactos agua-petróleo, si se estima que la fractura crecerá hacia

la zona de agua se pueden utilizar métodos químicos de control de agua, como los

modificadores de permeabilidad relativa.

32

3. CAPITULO III DESARROLLO Y APLICACIÓN

3.1. HISTORIAL DE TRABAJOS DE REACONDICIONAMIENTO

En el Campo Amargo se han perforad 62 pozos, los cuales a lo largo de su explotación

han sido sometidos a trabajos de reacondicionamiento para mantener y/o incrementar

la producción.

A continuación se detallan los trabajos de reacondicionamiento realizados en los

diferentes pozos del campo Amargo (Ver Gráfico 3.1), considerando únicamente los

trabajos de reacondicionamiento en los que se han aplicado una de las técnicas de

estimulación vistas en el capítulo II y en los cuales las mismas hayan obtenido

resultados positivos.

GRÁFICO 3.1 TRABAJOS DE REACONDICIONAMIENTO, PARA ESTIMULAR LA PRODUCCIÓN, LLEVADOS A CABO EN EL CAMPO "AMARGO"

24%

37%

39%

Trabajos de Reacondicionamiento Campo

"Amargo"

Estimualción matricial

Reactiva

Estimulación matricial No

Reactiva

Fracturamiento Hidráulico


33

A continuación se tiene el detalle de los trabajos de reacondicionamiento que

involucran estimulaciones (reactiva o no reactiva) y fracturamiento hidráulico en el

Campo “Amargo” (Ver tablas 3.1 a 3.26); con su respectivo incremento de producción.

Con fines explicativos se define la siguiente simbología:

PA: Producción anterior al trabajo de reacondicionamiento.

PP: Producción posterior al trabajo de reacondicionamiento.

AP: Aumento de producción.

TABLA 3-1 TRABAJOS DE REACONDICIONAMIENTO POZO 001

Workover #: 9 Fecha de

Realización: 05/12/1982

Tipo de trabajo:

Estimulación ácida a la formación Hollín Tipo de

Estimulación Reactiva

PA [bppd] 1179 PP [bppd] 1386 AP: 17,6 %




Tipo de trabajo:

Acidificar Hollín Tipo de


PA [bppd] 175 PP [bppd] 1221 AP: 597,7%


Realización: 25/10/2012 No se lleva a cabo.

Tipo de trabajo:

Fracturamiento hidráulico a Hollín Tipo de

Estimulación Frac.

Hidráulico

PA [bppd] - PP [bppd] - AP: -




34




Tipo de trabajo:

Estimulación ácida a la formación Hollín Tipo de


PA [bppd] 84 PP [bppd] 936 AP: 1014,3%



Tipo de trabajo:

Estimulación ácida a la formación Hollín Superior

Tipo de Estimulación

Reactiva

PA [bppd] 0 PP [bppd] 522 AP: + 522 bppd



Tipo de trabajo:

Estimular Hollín con solventes. Tipo de

Estimulación No

Reactiva

PA [bppd] 170 PP [bppd] 270 AP: 58,8%




Tipo de trabajo:

Estimulación con solventes a Hollín. Tipo de

Estimulación No

Reactiva

PA [bppd] 17 PP [bppd] 30 AP: 76,5%





35



Tipo de trabajo:

Fracturamiento hidráulico a Hollín. Tipo de

Estimulación Frac.

Hidráulico

PA [bppd] 112 PP [bppd] 160 AP: 42,9%




Tipo de trabajo:

Estimulación con solventes a Hollín Tipo de

Estimulación No

Reactiva

PA [bppd] 1018 PP [bppd] 1075 AP: 5,6%




Tipo de trabajo:

Acidificación Hollín Tipo de


PA [bppd] 0 PP [bppd] 693 AP: +693 bppd




Tipo de trabajo:

Estimulación ácida a Hollín. Tipo de


PA [bppd] 2190 PP [bppd] 2712 AP: 23,8%





36



Tipo de trabajo:

Fracturamiento a Hollín. Tipo de

Estimulación Frac.

Hidráulico


TABLA 3-8 TRABAJOS DE REACONDICIONAMIENTO POZO 011A



Tipo de trabajo:

Solventes a la formación Hollín. Tipo de

Estimulación No

Reactiva

PA [bppd] 183 PP [bppd] 300 AP: 63,9%



Tipo de trabajo:

Fracturamiento hidráulico a Hollín Tipo de

Estimulación Frac.

Hidráulico

PA [bppd] 241 PP [bppd] 500 AP: 107,5%

TABLA 3-9 TRABAJOS DE REACONDICIONAMIENTO POZO 011B



Tipo de trabajo:

Estimulación con ácido a Hollín. Tipo de


PA [bppd] 580 PP [bppd] 801 AP: 38,1%





37



Tipo de trabajo:


Estimulación No

Reactiva





Tipo de trabajo:


Estimulación No

Reactiva

PA [bppd] 183 PP [bppd] 793 AP: 333,3%



Tipo de trabajo:


Estimulación No

Reactiva

PA [bppd] 152 PP [bppd] 341 AP: 124,3%



Tipo de trabajo:

Estimulación con metanol, JP1 a Hollín. Tipo de

Estimulación No

Reactiva

PA [bppd] 172 PP [bppd] 273 AP: 58,7%





38



Tipo de trabajo:



PA [bppd] 174 PP [bppd] 365 AP: 109,8%




Tipo de trabajo:






Realización: 04/04/1977 El pozo no produce.

Tipo de trabajo:

Fracturar arena Hollín. Tipo de

Estimulación Frac.

Hidráulico

PA [bppd] - PP [bppd] - AP: -



Tipo de trabajo:

Acidificación a Hollín. Tipo de



Pozo 017





39



Tipo de trabajo:


Estimulación No

Reactiva

PA [bppd] 1298 PP [bppd] 1668 AP: 28,5%



Tipo de trabajo:

Fractura arena T Tipo de

Estimulación Frac.

Hidráulico





Tipo de trabajo:

Acidificar Hollín. Tipo de


PA [bppd] 264 PP [bppd] 1668 AP: 531,8%




Tipo de trabajo:

Acidificar a Hollín. Tipo de







40



Tipo de trabajo:

Fracturar a Hollín. Tipo de

Estimulación Frac.

Hidráulico



Workover #:

2 Fecha de


Tipo de trabajo: Fracturar a Hollín. Tipo de

Estimulación Frac.

Hidráulico

PA [bppd] 516 PP [bppd] 697 AP: 35,1%



Tipo de trabajo:


Estimulación Frac.

Hidráulico


Workover #: Sin

Torre Fecha de


Tipo de trabajo:

Tratamiento con solventes a Hollín. Tipo de

Estimulación No

Reactiva

PA [bppd] 217 PP [bppd] 397 AP: 82,9%





41




Tipo de trabajo:

Fracturar Arenas U y T Tipo de

Estimulación Frac.

Hidráulico





Tipo de trabajo:



PA [bppd] 1414 PP [bppd] 2535 AP: 79,3%



Tipo de trabajo:

Tratamiento con solventes a Hollín. Tipo de

Estimulación No

Reactiva

PA [bppd] 12 PP [bppd] 246 AP: 1950%




Tipo de trabajo:



PA [bppd] 106 PP [bppd] 999 AP: 842,5%





42

Workover #: Sin

Torre Fecha de


Tipo de trabajo:



PA [bppd] 57 PP [bppd] 234 AP: 310,5%




Tipo de trabajo:


Estimulación Frac.

Hidráulico





Tipo de trabajo:

Estimular con ácido a Hollín. Tipo de


PA [bppd] 415 PP [bppd] 856 AP: 106,6%



Tipo de trabajo:



PA [bppd] 329 PP [bppd] 855 AP: 160%





43



Tipo de trabajo:

Fracturar arena U. Tipo de

Estimulación Frac.

Hidráulico

PA [bppd] 122 PP [bppd] 351 AP: 187,7%




Tipo de trabajo:


Estimulación Frac.

Hidráulico

PA [bppd] 84 PP [bppd] 101 AP: 20,2%




Tipo de trabajo:


Estimulación Frac.

Hidráulico





Tipo de trabajo:


Estimulación Frac.

Hidráulico






44




Tipo de trabajo:


Estimulación Frac.

Hidráulico

PA [bppd] 116 PP [bppd] 280 AP: 241%




Tipo de trabajo:


Estimulación Frac.

Hidráulico

PA [bppd] 66 PP [bppd] 135,7 AP: 285%




Tipo de trabajo:


Estimulación Frac.

Hidráulico





45

3.2. ANÁLISIS DE LOS DATOS OBTENIDOS

ESTIMULACIÓN MATRICIAL NO REACTIVA

Se aplicaron un total de 10 trabajos de estimulación con solventes, en la arena

Hollín de los diferentes pozos del Campo Amargo (Ver Gráfico 3.2). El promedio

de aumento de producción fue de 278,5%.

GRÁFICO 3.2 VALORES DE AUMENTO DE PRODUCCIÓN POR ESTIMULACIÓN MATRICIAL NO REACTIVA [%]

ESTIMULACIÓN MATRICIAL REACTIVA

Se aplicaron un total de 12 trabajos de estimulación con ácido, en la arena Hollín

de los diferentes pozos del Campo Amargo (Ver Gráfico 3.3). El valor promedio

de aumento de la producción fue de 319,33%.

Es importante indicar que la estimulación matricial reactiva es la técnica con

mejor promedio de las tres en cuanto a porcentaje de incremento de la

producción.

P003; 58,8

P004; 76,5

P006; 5,6

P011A; 63,9

P013; 333,3

P013; 124,3

P013; 58,7

P015; 28,5P022 82,9

P025; 1950

0

500

1000

1500

2000

2500

0 2 4 6 8 10 12

Au

me

nto

de

la P

rod

ucc

ión

[%

]


46

GRÁFICO 3.3 VALORES DE AUMENTO DE PRODUCCIÓN ESTIMULACIÓN MATRICIAL REACTIVA [%]


Se aplicaron un total de 13 trabajos con resultados positivos de fracturamiento

hidráulico, en la arena Hollín de los diferentes pozos del Campo Amargo (Ver

Gráfico 3.4). El aumento de producción promedio con esta técnica fue de 285

bppd.

GRÁFICO 3.4 VALORES DE AUMENTO DE PRODUCCIÓN - FRACTURAMIENTO HIDRÁULICO

P001; 17,6

P002; 597,7

P003; 1014,3

P010; 23,8P011B; 38,1

P013; 109,8

P020 531,8

P026; 79,3

P027; 842,5

P027; 310,5

P030; 160

P030; 106,60

200

400

600

800

1000

1200

0 2 4 6 8 10 12 14Au

me

nto

de

la P

rod

ucc

ión

[%

]

P004; 48

P010; 826

P011A; 259

P022; 181

P022; 266

P035; 17

P040; 529

P041; 163

P028; 17

P043; 164

P044; 69,7

P048; 790

P021; 372

0

100

200

300

400

500

600

700

800

900

0 2 4 6 8 10 12 14

Au

me

nto

de

la P

rod

ucc

ión

[b

pp

d]



47

3.3. DETERMINACIÓN DE PERCENTILES DE PROBABILIDAD

Mediante la utilización del software estadístico Crystal Ball se realizó una distribución

triangular con una simulación de 5000 iteraciones se determinaron los percentiles de

probabilidad con base en los valores mostrados en el literal 3.2, obteniendo así tres

valores representativos, el p10, el p50 y el p90, en donde el p90 es el valor que tiene

90% de probabilidad de ocurrencia, el p50 el valor medio con el 50% de probabilidad

de ocurrencia y el p10 el valor con 10% de probabilidad de ocurrencia.

ESTIMULACIÓN MATRICIAL NO REACTIVA Valores correspondientes a los percentiles (Ver Gráfico 3.5)

P10= 1383, 87% P50= 664, 87% P90= 233,83 %

GRÁFICO 3.5 PERCENTILES DE PROBABILIDAD ESTIMULACIÓN MATRICIAL NO REACTIVA

ESTIMULACIÓN MATRICIAL REACTIVA Valores correspondientes a los percentiles (Ver Gráfico 3.6)

P10= 744, 30% P50= 417, 85% P90= 188, 99%


[%]

48

GRÁFICO 3.6 PERCENTILES DE PROBABILIDAD ESTIMULACIÓN MATRICIAL REACTIVA

FRACTURAMIENTO HIDRÁULICO Valores correspondientes a los percentiles (Ver Gráfico 3.7).

P10= 614,83 [bppd] P50= 356,78 [bppd] P90= 163,04 [bppd]

GRÁFICO 3.7 PERCENTILES DE PROBABILIDAD FRACTURAMIENTO HIDRÁULICO



[%]

[BPPD]

49

3.4. DETERMINACIÓN DE POZOS APTOS PARA LA APLICACIÓN

POZOS ACTIVOS EN EL CAMPO “AMARGO”

Para Octubre del 2016 se encuentran activos 22 pozos, los cuales aportan cerca de

3391 bppd y 2251 bapd. De estos 22 pozos, fueron considerados 13 para la selección

de los pozos analizados (Ver Tabla 3.27), puesto que los mismos producen de la arena

Hollín la cual ha sido objetivo en el mayor número de veces de trabajos de

reacondicionamiento.

TABLA 3-27 POZOS PRODUCTORES DE LA ARENA HOLLÍN (Octubre, 2016)

POZO N°

BFPD

BPPD

BAPD

BSW

13H 151 72,48 78,52 52

18HI 265 43,46 221,54 83,6

18HS 50 8,2 41,8 83,6

27HS 282 45,12 236,88 84

35HS 165 121,77 43,23 26,2

37HS 538 494,96 43,04 8

11HS 302 166,1 135,9 45

40HS 105 103,95 1,05 1

47HI 185 173,9 11,1 6

47HS 55 51,7 3,3 6

44HS 97 72,56 24,44 25,2

43HS 238 148,04 89,96 37,8

39HS 729 600,7 128,3 17,6

Promedio 243,23 161,76 81,47 36,61

Para la selección de los pozos para realizar el análisis de aumento de producción

con las diferentes técnicas de estimulación, se consideraron los pozos que


50

producían petróleo en menor cantidad que el promedio del campo y a su vez menor

cantidad de agua que el promedio del campo. (Ver Gráfico 3.8)

GRÁFICO 3.8 CUADRO DE SELECCIÓN DE POZOS EN BASE AL PROMEDIO DE PRODUCCIÓN DE AGUA Y PETRÓLEO DEL CAMPO "AMARGO"

Cuadrante I: Pozos con mayor producción de petróleo que el promedio del campo y

mayor producción de agua que el promedio del campo.

0

50

100

150

200

250

0 100 200 300 400 500 600 700

BA

RR

ILES

DE

AG

UA

PO

R D

ÍA

BARRILES DE PETROLEO POR DÍA

13H

18HI

18HS

27HS

35HS

37HS

11HS

III

III IV


51

Cuadrante II: Pozos con menor producción de petróleo y mayor producción de agua

que el promedio del campo.

Cuadrante III: Pozos con menor producción de agua y menor producción de petróleo


Cuadrante IV: Pozos con mayor producción de petróleo y menor producción de agua


Con base en la Gráfico 3,8, en una etapa inicial de selección, se pueden considerar

que los pozos más adecuados para aplicar las técnicas de mejoramiento de producción

son los pertenecientes al cuadrante III (Ver Tabla 3.28), ya que si el sistema de

levantamiento esta optimizado, su baja producción de fluido o bajo índice de

productividad se le puede atribuir a propiedades de rocas más pobres con respecto al

resto de los pozos del campo.

Sin embargo los pozos 13HS y 18HS no serán considerados ya que tienen un alto

corte de agua.

TABLA 3-28 POZOS DEL CUADRANTE III APTOS PARA TRABAJOS DE REACONDICIONAMIENTO

POZO N°

13HS

35HS

18HS 44HS 47HS 40HS

Pozos descartados por alto corte de agua


52

DATOS DE LOS POZOS CANDIDATOS

Datos de producción y completación de los pozos candidatos para la aplicación de las

técnicas de estimulación. (Tabla 3.29)

TABLA 3-29 DATOS DE LOS POZOS APTOS PARA LAS ESTIMULACIONES

Pozo N°

Tipo de Levantami

ento BPPD BAPD MSCF BSW GOR GLR WGR API

13HS BES 72,48 78,52 50 52 698,9 331,1 636,8 24,9

18HS Hidráulico 8,2 41,8 0 83,6 0 0 0 28,2

35HS Hidráulico 121,77 43,23 50 26,2 410,6 303 1156,6 26,6 40HS BES 103,95 1',05 65 1 625,3 619,1 61905 28,9 47HS BES 51,7 3,3 13 6 251,5 236,4 3939,4 28,5 44HS Hidráulico 72,56 24,44 61 25,2 840,7 628,9 2495,5 28,5

3.5. APLICACIÓN DE LAS TÉCNICAS A LOS POZOS ÓPTIMOS

La aplicación de las técnicas de estimulación en los 4 pozos candidatos (35HS, 44HS.

40 HS, 47HS) fue analizada mediante el aumento de la producción que las mismas

generarían para cada una de las técnicas. Una vez determinado el incremento de

producción se estimaron las reservas remanentes utilizando curvas de declinación en

cada uno de los casos.

Se aplicó una declinación exponencial, por ser la que históricamente se ajusta más al

campo, con un valor anual del 45%.

ESTIMULACIÓN MATRICIAL NO REACTIVA

POZO 35HS (Ver Gráfico 3.9)

actual p10 p50 p90

1383,3 664,87 233,33

35HS [bppd] 121,7 1805,176 930,8468 405,6626 @ oct -

16


53

GRÁFICO 3.9 DECLINACIONES POZO 35HS NO REACTIVA

Np [Mbp] 84.515 318.994 752.686 1.475.052 Np Ganado [Mbp] 234.479 668.171 1.390.537


actual p10 p50 p90

1383,3 664,87 233,33

40HS [bppd] 103,95 1541,89 795,0824 346,4965 @ oct -

16




54

Np [Mbp] 69.976 270.248 640.673 1.257.105 Np Ganado [Mbp] 200.271 570.697 1.187.128

POZO 44HS (Ver Gráfico3.11)

actual p10 p50 p90

1383,3 664,87 233,33

44HS [bppd] 72,56 1076,282 554,9897 241,8642 @ oct -

16


Np [Mbp] 43.801 183.576 442.115 872.888

Np Ganado [Mbp] 139.775 398.314 829.087


actual p10 p50 p90

1383,3 664,87 233,33

47HS [bppd] 51,7 766,8661 395,4378 172,3316 @ oct -

16


55


Np [Mbp] 26.595 126.168 310.355 617.346 Np Ganado [Mbp] 99.573 283.760 590.750

ESTIMULACIÓN MATRICIAL REACTIVA


actual p10 p50 p90

744,3 417,85 188,99

35HS [bppd] 121,7 1027,513 630,2235 351,7008 @ oct -

16

GRÁFICO 3.13 DECLINACIONES POZO 35HS REACTIVA



56



actual p10 p50 p90

744,3 417,85 188,99

40HS [bppd] 103,95 877,6499 538,3051 300,4051 @ oct -

16




actual p10 p50 p90

744,3 417,85 188,99

44HS [bppd] 72,56 612,6241 375,752 209,6911 @ oct -

16


57




actual p10 p50 p90

744,3 417,85 188,99

47HS [bppd] 51,7 436,5031 267,7285 149,4078 @ oct -

16




58

Np [Mbp] 26.595 107.116 205.115 344.495

Np Ganado [Mbp] 80.521 178.519 317.900


POZO 35HS (ver Gráfico 3.17)

actual p10 p50 p90

614,83 356,78 163,04

35HS [bppd] 121,7 736,53 478,48 284,74 @ oct -

16

GRÁFICO 3.17 DECLINACIONES POZO 35HS FRACTURAMIENTO

Np [Mbp] 84.564 218.828 378.949 592.391

Np Ganado [Mbp] 134.265 294.386 507.827


59


actual p10 p50 p90

614,83 356,78 163,04

40HS [bppd] 103,95 718,78 460,73 266,99 @ oct -

16




actual p10 p50 p90

614,83 356,78 163,04

44HS [bppd] 72,56 687,39 429,34 235,6 @ oct -

16


60


Np [Mbp] 43.801 178.219 338.239 551.652

Np Ganado [Mbp] 134.417 294.437 507.850


actual p10 p50 p90

614,83 356,78 163,04

47HS [bppd] 51,7 666,53 408,48 214,74 @ oct -

16




61

Np [Mbp] 26.595 161.277 321.209 534.314

Np Ganado [Mbp] 134.681 294.614 507.719

3.6. ANÁLISIS DE LA CAPACIDAD DE OFERTA DE LOS POZOS CANDIDATOS

Mediante el uso del software Prosper se realizó un análisis de la curva de oferta (IPR

– Inflow Performance Relationship) (Ver Gráficos 3.21 a 3.24) de los pozos candidatos

para determinar su capacidad de aporte en base a características de reservorio

(permeabilidad, presión de reservorio, presión de burbuja, espesor de los reservorios,

API del crudo, factor volumétrico del petróleo, etc.) y relacionarlo con los diferentes

valores obtenidos en los percentiles en cada una de las estimulaciones.

Se debe mencionar que dentro del análisis se consideró que el daño de la formación

tiene un valor de cero, esto debido a que para obtener el máximo potencial de aporte

del pozo no debe existir daño que interfiera en la producción.

POZO 35HS

A continuación se detallan los datos de entrada para la generación de la curva IPR

(Ver Gráfico 3.21) del pozo 35HS correspondientes al reservorio Hollín (Var Tabla 3-

30).

TABLA 3-30 DATOS CORRESPONDIENTES AL POZO 35HS

P. Reservorio 4300 psi

Espesor del Reservorio

22 ft

P. Burbuja 750 psi Área de Drenaje 58 acres

Permeabilidad 16.95 md Gravedad Específica

del Gas 0.89

GOR 188 scf/STB Corte de Agua 26 %

Viscosidad del Petróleo

1.57 cp Temperatura del

Reservorio 230 °F

Factor Volumétrico Oil

1.157 RB/STB Gravedad API 29 °API

Prod. Acumulada 227000 Bp

Radio del Pozo 0.333 ft Reservas Remanentes 224767,32 Bp


62

GRÁFICO 3.21 CURVA IPR POZO 35HS

Con base en la curva IPR se determinó que el máximo potencial de aporte del pozo

35HS es de 859 [BFD], sin embargo debido a que la presión de burbuja es de 750 psi

se recomienda trabajar a un caudal máximo de 760 [BFD] para no generar gas.

ANÁLISIS DE LOS PERCENTILES

- ESTIMULACIÓN MATRICIAL NO REACTIVA

Para el caso de esta estimulación, los percentiles coincidentes con el aporte máximo

del pozo son los correspondientes al p90 = 405,66 [bppd] o 511,13 [BFD].

- ESTIMULACIÓN MATRICIAL RECTIVA


del pozo son los correspondientes al p90 = 351[bppd] o 442 [BFD].

- FRACTURAMIENTO HIDRÁULICO

Para el fracturamiento hidráulico, los percentiles coincidentes con el aporte máximo

del pozo son los correspondientes al p50 = 478 [bppd] o 602[BFD] y al p90 = 285 [bppd]

o 360 [BFP].


63

POZO 40HS



31).




30 ft


Permeabilidad 60 md Gravedad Específica

del Gas 1.4143




Reservorio 241 °F


1.157 RB/STB Gravedad API 28.90 °API

Prod. Acumulada 431000 Bp

Radio del Pozo 0.29 ft Reservas Remanentes 611212,92 Bp




64







del pozo son los correspondientes al p10 = 1541 [bppd] o 1602 [BFD], p50 = 795 [bppd]

o 806 [BFD] y al p90 = 346 [bppd] o 360 [BFP].







del pozo son los correspondientes al p10 = 718 [bppd] o 746[BFD], p50 = 460 [bppd]


POZO 44HS



32).

TABLA 3-32 DATOS CORRESPOMDIENTES AL POZO 44HS



32 ft



del Gas 1.25

65

TABLA 3-33 DATOS CORRESPOMDIENTES AL POZO 44HS CONTINUACIÓN

GOR 189 scf/STB

Corte de Agua 6 %



Reservorio 232 °F


1.118 RB/STB Gravedad API 28.80 °API

Prod. Acumulada 225000 Bp Radio del Pozo 0.29 ft Reservas Remanentes 436017 Bp

GRÁFICO 3.23 CRUVA IPR POZO 44HS






66














POZO 47HS



33).



Espesor del Reservorio 27 ft



del Gas 0.98




Reservorio 241 °F


1,11 RB/STB Gravedad API 25 °API

Prod. Acumulada 175000 Bp Radio del Pozo 0.29 ft Reservas Remanentes 128502 Bp


67








del pozo son los correspondientes al p90 = 172 [bppd] o 215 [BFP].



del pozo son los correspondientes al p50 = 268 [bppd] o 335 [BFD] y al p90 = 150

[bppd] o 187 [BFP].


68



del pozo son los correspondientes al p90 = 214 [bppd] o 268 [BFD].

3.7. ANÁLISIS ECONÓMICO El análisis económico permitió determinar la rentabilidad de aplicar las técnicas de

estimulación que se acercaban más a la capacidad de aporte del pozo trabajando

sobre el punto de burbuja, en cada pozo candidato. Se utilizaron tres indicadores

económicos que son:

- El VAN (Valor Actual Neto)

- El TIR (Tasa Interna de Retorno)

- Relación C/B (Costo – Beneficio)

Así mismo se tomaron en cuenta las siguientes premisas para realizar el análisis

económico:

- El valor de producción de un barril de petróleo en el campo Amargo es de

aproximadamente $8 (ocho dólares americanos).

- El valor de venta de un barril de petróleo para el análisis será de $ 40 (cuarenta

dólares americanos), con base en el indicador WTI y tras haber sido reducido el valor

del castigo al crudo ecuatoriano.

- Los costos aproximados de la implementación de las técnicas de estimulación son:

Estimulación Matricial No Reactiva…………………………...$ 55 000 (cincuenta

y cinco mil dólares americanos).

Estimulación Matricial Reactiva……………………………...…$ 75 000 (setenta y

cinco mil dólares americanos).

Fracturamiento Hidráulico……………………………………..$ 250 000

(doscientos cincuenta mil dólares americanos).

69

- Adicionalmente se tiene una inversión referente a costos de taladro, combustibles,

corrida de tubería, inspección de la tubería, agua de matado, logística de materiales,

adecuaciones en locación, mantenimiento de herramientas, etc., de:

Estimulación Matricial No Reactiva y Estimulación Matricial

Reactiva…………...$ 180 000 (ciento ochenta mil dólares americanos).

Fracturamiento Hidráulico……………$ 230 000 (doscientos treinta mil dólares

americanos).

- Para el caso de la tasa interna de retorno se tomó una tasa de interés del 12% anual.

POZO 35HS

A continuación tenemos los indicadores económicos correspondientes al pozo 35HS

con un fracturamiento hidráulico en su percentil p50. (Ver Gráficos 3.25 a 3.27).

GRÁFICO 3.25 VAN POZO 35HS

VAN P50

Series1 $952.214,49

$0,00

$100.000,00

$200.000,00

$300.000,00

$400.000,00

$500.000,00

$600.000,00

$700.000,00

$800.000,00

$900.000,00

$1.000.000,00

VAN POZO 35HS


70

GRÁFICO 3.26 TIR POZO 35HS

GRÁFICO 3.27 RELACION C/B POZO 35HS

POZO 40HS


con una estimulación matricial no reactiva en su percentil p10. (Ver Gráficos 3.28 a

3.30).

TIR P50

Series1 93%

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

100%

Títu

lo d

el e

je

TIR POZO 35HS

C/B P50

Series1 25,29

0,00

5,00

10,00

15,00

20,00

25,00

30,00

Títu

lo d

el e

je

Relación C/B POZO 35HS



71



VAN P10

Series1 $1.742.610,38

$0,00

$200.000,00

$400.000,00

$600.000,00

$800.000,00

$1.000.000,00

$1.200.000,00

$1.400.000,00

$1.600.000,00

$1.800.000,00

$2.000.000,00

Títu

lo d

el e

je

VAN POZO 40HS

TIR P10

Series1 634%

0%

100%

200%

300%

400%

500%

600%

700%

Títu

lo d

el e

je

TIR POZO 40HS



72

GRÁFICO 3.30 RELACION C/B PZOO 40HS

POZO 44HS


con una estimulación matricial no reactiva en su percentil p10. (Ver Gráficos 3.31 a

3.33).


C/B P10

Series1 77,14

0,00

10,00

20,00

30,00

40,00

50,00

60,00

70,00

80,00

90,00

Títu

lo d

el e

je

RelaciónC/B POZO 40HS

VAN P10

Series1 $1.297.196,44

$0,00

$200.000,00

$400.000,00

$600.000,00

$800.000,00

$1.000.000,00

$1.200.000,00

$1.400.000,00

Títu

lo d

el e

je

VAN POZO 44HS



73



POZO 47HS


con una estimulación matricial reactiva en su percentil p50. (Ver Gráficos 3.34 a 3.36).

TIR P10

Series1 442%

0%

50%

100%

150%

200%

250%

300%

350%

400%

450%

500%

Títu

lo d

el e

je

TIR POZO 44HS

C/B P10

Series1 67,96

0,00

10,00

20,00

30,00

40,00

50,00

60,00

70,00

80,00

Títu

lo d

el e

je

Relación C/B POZO 44HS



74



VAN P50

Series1 $519.221,53

$0,00

$100.000,00

$200.000,00

$300.000,00

$400.000,00

$500.000,00

$600.000,00

VAN POZO47HS

TIR P50

Series1 98%

0%

20%

40%

60%

80%

100%

120%

TIR POZO 47HS



75


C/B P50

Series1 26,36

0,00

5,00

10,00

15,00

20,00

25,00

30,00

Relación C/B POZO 47Hs


76

4. CAPITULO IV CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES

4.1. CONCLUSIONES

- En el campo Amargo se han llevado a cabo 46 trabajos de

reacondicionamiento correspondientes a técnicas de estimulación de la

producción, de los cuales 11 corresponden a estimulación matricial no

reactiva, 17 a estimulación matricial reactiva y 18 a fracturamiento hidráulico,

indicando valores cercanos en cuanto a cantidad de trabajos realizados por

cada técnica.

- La mayor ganancia en cuanto a porcentaje de producción de manera individual

(por pozo) se obtuvo con la estimulación matricial no reactiva (pozo 026) con

un valor de 1950% y así mismo con esta técnica se dio el menor aumento en

cuanto a porcentaje con un valor del 5,6% (pozo 06).

- En cuanto al fracturamiento hidráulico el mejor aumento de producción fue de

826 bppd (pozo 10) y el peor caso en pozos que su producción no tuvo

aumento.

- El mayor valor de producción acumulada se obtuvo en el pozo 35HS (p10=

1390,537 [Mbp], p50= 668,171 [Mbp] y p90=234,479 [Mbp]) con estimulación

matricial no reactiva. Mientras que el menor valor de ganancia de producción

acumulada resultó en el pozo 47HS (p10= 317,900 [Mbp], p50= 178,519

[Mbp], p90= 805,21 [Mbp]) tras haberse realizado una estimulación matricial

reactiva.

77

- En general la técnica que demostró mejores resultados en promedio en cuanto

al aumento de producción en el Campo Amargo fue la de estimulación matricial

reactiva con un valor de 319,99%. Sin embargo una vez aplicada la distribución

triangular y su respectiva simulación, la estimulación matricial no reactiva fue

la que obtuvo mejores resultados en sus percentiles (p10= 1383,87%, p50=

664,87%, p90=233,83%).

- Como es de esperarse, la estimulación matricial no reactiva fue la que generó

también mayor tiempo de producción de los diferentes pozos, con valores

promedios para el p90= 2,67 años, para el p50=4,5 años y para el p10= 6 años.

Tanto el fracturamiento hidráulico como la estimulación matricial reactiva

tuvieron valores similares en cuanto a ganancia de años de vida del pozo

(p90= 2,4 años, p50= 3,7 años, p10= 4,7 años) (Ver anexo 8).

- En cuanto al análisis individual por pozos (Ver Anexo 10) se obtuvo los

siguientes resultados al comparar los valores obtenidos con el incremento de

producción en los diferentes percentiles con el análisis de la capacidad de

aporte del pozo en base a sus características de reservorio:

- Para el pozo 35Hs la técnica que más se adapta es el fracturamiento

hidráulico en su percentil 90 (Qmáx= 602 [BFD] = 478,48 [bppd]).

- Para el pozo 40HS se obtuvo que la estimulación matricial no reactiva

es la más adecuada, en su percentil 10 (Qmáx= 1603 [BFD] = 1541

[bppd]).

- Para el pozo 44HS la técnica que más se adapta es la estimulación

matricial no reactiva en su percentil p10 (Qmáx= 1140 [BFD] = 1076

[bppd]).

- Para el pozo 47HS la estimulación matricial reactiva es la más adecuada

aplicarse, en su percentil 50 (Qmáx= 334 [BFD] = 267,72 [bppd]).

- En lo que refiere al análisis económico proyectado para un año y medio, el

pozo que mejores indicadores tiene es el 40HS con la estimulación matricial

no reactiva (p90 è VAN= $1.742.610,38, TIR=634%, C/B= 77,14), y el peor

78

caso se da con el pozo 47hs con estimulación matricial ácida (p50 è

VAN=$519.221,53 TIR= 98%, C/B= 26,36).

- De manera global el análisis económico indica que caso de aplicar cualquier

técnica los indicadores son positivos para cualquier valor de los percentiles

analizados que concuerdan con la capacidad de aporte del pozo en base a sus

características de reservorio (análisis IPR).

- En base a las anteriores conclusiones la técnica que tiene mejores indicadores

tanto de producción como económicos es la estimulación matricial no reactiva

(pozos 40HS y 44HS) seguida del fracturamiento hidráulico (pozo 35HS) y

finalmente la estimulación matricial reactiva (pozo 47HS).

- A continuación se detalla una tabla con los resultados y principales indicadores

para los pozos seleccionados:

POZO Producción

Anterior [BPPD]

Técnica a Aplicar

Producción lograda

con a técnica [BPPD]

Tiempo extra de

Producción [años]

Tasa Interna de

Retorno [%]

35HS 121,77 Fracturamiento

Hidráulico 478,48 3,16 93

40HS 103,95 Estimulación Matricial

No Reactiva 1541 6 634


No Reactiva 1076 6 442


Reactiva 267,72 3,7 98

79

4.2. RECOMENDACIONES

- Se debe realizar el respectivo estudio de las condiciones del subsuelo en cada

pozo que se considere aplicar una las técnicas de estimulación. Variables como

permeabilidad, porosidad, tipo de crudo existente, saturación de agua, contacto

agua-petróleo, etc., deben analizarse con detalle para optimizar los resultados

de las estimulaciones.

- Es importante también tomar en cuenta el tipo de completación así como el

sistema de levantamiento artificial instalado en cada pozo, ya que los mismos

si no está diseñados para los nuevos volúmenes de fluido, no se reflejará

adecuadamente el incremento de producción.

- El trabajo puede servir de base para aplicarlo en campos con características

similares que el campo objeto de este estudio, sin embargo se debe considerar

la heterogeneidad del subsuelo y entender que los resultados pueden variar

significativamente.

- Las instalaciones de superficie deben contar con la capacidad para manejar los

nuevos volúmenes de fluido, y en el caso de realizarse reinyección de agua,

se debe considerar la saturación de la formación receptora o en su defecto

hacer los estudios necesarios para inyectarla en otra formación.

- A pesar de que los indicadores económicos han sido favorables para el

proyecto es importante considerar la fluctuación del precio del crudo, el cual

puede beneficiar o perjudicar a estos indicadores pudiendo resultar en una

aplicación no rentable.

- Es importante llevar a cabo pruebas de compatibilidad del crudo de los nuevos

pozos y para el caso de fracturamiento hidráulico, pruebas de admisión de

fluidos en la formación para determinar la aplicabilidad de una u otra técnica.

80

5. REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS

1. Carrión J., Herrera M., Chuc E., Chapa J., Hernández R., (2016), Successful

First Multistage Hydrajet Assisted Fracturing Process in an Ecuadorian Mature

Field, Ecuador(SPE-180152-MS)

2. Coulter G., (1976), Hydraulic Fracturing-New Developments, Canadá, SPE of

Canada (PETSOC-7604-03)

3. Craft B. (1968), Applied Petroleum Reservoir Engineering, New Jersey, Estado

Unidos, Prentice-Hall

4. Daneshy A., (2010), Hydraulic Fracturing to Improve Production, Estados

Unidos, Daneshy Consultants International (SPE-0310-014-TWA)

5. Economides N., (2014), Petroleum Production Systems, Massachusetts,

Estados Unidos, Prentice-Hall

6. Erasmus J., (2005), Critical Success Factors foe Well Stimulation, Abuja,

Nigeria, SPE (SPE-98823-MS)

7. Flickinger D., (1963), The Engineering Design of Well Stimulation Treatments,

Canadá, Petroleum Society of Canada (PETSOC-63-03-04)

8. Halliburton, Manual de Recopilación Técnica de Halliburton

9. Hernández R. y Bustillos S., (2016), Integrated Productivity for Revitalizing a

Mature Fieid in Ecuador, Ecuador (SPE-180093-MS)

81

10. Hernández R., Medina D., Calderon F. y Enrique N., (2016), First Sealant

Application in a Multi-Layered Reservoir with Water Entry in One Zone, in Lago

Agrio Field, Ecuador, Ecuador, (SPE-180091-MS)

11. Howard G. y Fast R., (1970), Hydraulic Fracturing, Nueva York, Estados

Unidos, Miller the Printer

12. Islas C., (1991), Manual de Estimulación de Pozos Petroleros, México D.F.,

México, Colegio de Ingenieros Petroleros de México A.C.

13. Jones R. y Britt K., (2009), Design and appraisal of Hydraulic Fractures,

Estados Unidos, Society of Petroleum Engineers

14. King H., (1957), Mechanics Of Hydraulic Fracturing, Texas, Estados Unidos,

SPE (SPE-686-G)

15. Schechter R., (1992), Oil Well Stimulation, New Jersey, Estados Unidos,

Prentice-Hall

82

6. ANEXOS

83

ANEXO No 1

DATOS DECLINACIONES ESTIMULACIÓN MATRICIAL NO

REACTIVA

84

POZO 35HS

BOPD BOPD BOPD BOPD

qi 121,7 405,66261 930,84679 1805,1761

Decl. Anual 45 45 45 45

Decl. Mensual 0,0375 0,0375 0,0375 0,0375

oct-16 1 122 406 931 1.805

nov-16 2 117,2 390,7 896,6 1738,7

dic-16 3 112,9 376,4 863,6 1674,7

ene-17 4 108,8 362,5 831,8 1613,1

feb-17 5 104,7 349,2 801,2 1553,7

mar-17 6 100,9 336,3 771,7 1496,5

abr-17 7 97,2 323,9 743,3 1441,5

may-17 8 93,6 312,0 715,9 1388,4

jun-17 9 90,2 300,5 689,6 1337,3

jul-17 10 86,8 289,5 664,2 1288,1

ago-17 11 83,6 278,8 639,8 1240,7

sep-17 12 80,6 268,5 616,2 1195,0

oct-17 13 77,6 258,7 593,5 1151,0

nov-17 14 74,7 249,1 571,7 1108,7

dic-17 15 72,0 240,0 550,6 1067,9

ene-18 16 69,3 231,1 530,4 1028,6

feb-18 17 66,8 222,6 510,9 990,7

mar-18 18 64,3 214,4 492,1 954,2

abr-18 19 62,0 206,5 473,9 919,1

may-18 20 59,7 198,9 456,5 885,3

jun-18 21 57,5 191,6 439,7 852,7

jul-18 22 55,4 184,6 423,5 821,3

ago-18 23 53,3 177,8 407,9 791,1

sep-18 24 51,4 171,2 392,9 762,0

oct-18 25 49,5 164,9 378,5 733,9

nov-18 26 47,7 158,9 364,5 706,9

dic-18 27 45,9 153,0 351,1 680,9

ene-19 28 44,2 147,4 338,2 655,8

feb-19 29 42,6 142,0 325,7 631,7

mar-19 30 41,0 136,7 313,7 608,4

abr-19 31 39,5 131,7 302,2 586,1

may-19 32 38,1 126,9 291,1 564,5

jun-19 33 36,7 122,2 280,4 543,7

85

jul-19 34 35,3 117,7 270,0 523,7

ago-19 35 34,0 113,4 260,1 504,4

sep-19 36 32,8 109,2 250,5 485,9

oct-19 37 31,5 105,2 241,3 468,0

nov-19 38 30,4 101,3 232,4 450,8

dic-19 39 29,3 97,6 223,9 434,2

ene-20 40 28,2 94,0 215,6 418,2

feb-20 41 27,2 90,5 207,7 402,8

mar-20 42 26,2 87,2 200,1 388,0

abr-20 43 25,2 84,0 192,7 373,7

may-20 44 24,3 80,9 185,6 359,9

jun-20 45 23,4 77,9 178,8 346,7

jul-20 46 22,5 75,0 172,2 333,9

ago-20 47 21,7 72,3 165,9 321,6

sep-20 48 20,9 69,6 159,7 309,8

oct-20 49 20,1 67,1 153,9 298,4

nov-20 50 64,6 148,2 287,4

dic-20 51 62,2 142,7 276,8

ene-21 52 59,9 137,5 266,6

feb-21 53 57,7 132,4 256,8

mar-21 54 55,6 127,6 247,4

abr-21 55 53,5 122,9 238,3

may-21 56 51,6 118,3 229,5

jun-21 57 49,7 114,0 221,1

jul-21 58 47,8 109,8 212,9

ago-21 59 46,1 105,8 205,1

sep-21 60 44,4 101,9 197,5

oct-21 61 42,8 98,1 190,3

nov-21 62 41,2 94,5 183,3

dic-21 63 39,7 91,0 176,5

ene-22 64 38,2 87,7 170,0

feb-22 65 36,8 84,4 163,8

mar-22 66 35,4 81,3 157,7

abr-22 67 34,1 78,3 151,9

may-22 68 32,9 75,5 146,3

jun-22 69 31,7 72,7 141,0

jul-22 70 30,5 70,0 135,8

ago-22 71 29,4 67,4 130,8

sep-22 72 28,3 64,9 126,0

oct-22 73 27,3 62,6 121,3

nov-22 74 26,3 60,3 116,9

dic-22 75 25,3 58,0 112,6

ene-23 76 24,4 55,9 108,4

feb-23 77 23,5 53,8 104,4

mar-23 78 22,6 51,9 100,6

abr-23 79 21,8 50,0 96,9

86

jul-19 34 35,3 117,7 270,0 523,7

ago-19 35 34,0 113,4 260,1 504,4

sep-19 36 32,8 109,2 250,5 485,9

oct-19 37 31,5 105,2 241,3 468,0

nov-19 38 30,4 101,3 232,4 450,8

dic-19 39 29,3 97,6 223,9 434,2

ene-20 40 28,2 94,0 215,6 418,2

feb-20 41 27,2 90,5 207,7 402,8

mar-20 42 26,2 87,2 200,1 388,0

abr-20 43 25,2 84,0 192,7 373,7

may-20 44 24,3 80,9 185,6 359,9

jun-20 45 23,4 77,9 178,8 346,7

jul-20 46 22,5 75,0 172,2 333,9

ago-20 47 21,7 72,3 165,9 321,6

sep-20 48 20,9 69,6 159,7 309,8

oct-20 49 20,1 67,1 153,9 298,4

nov-20 50 64,6 148,2 287,4

dic-20 51 62,2 142,7 276,8

ene-21 52 59,9 137,5 266,6

feb-21 53 57,7 132,4 256,8

mar-21 54 55,6 127,6 247,4

abr-21 55 53,5 122,9 238,3

may-21 56 51,6 118,3 229,5

jun-21 57 49,7 114,0 221,1

jul-21 58 47,8 109,8 212,9

ago-21 59 46,1 105,8 205,1

sep-21 60 44,4 101,9 197,5

oct-21 61 42,8 98,1 190,3

nov-21 62 41,2 94,5 183,3

dic-21 63 39,7 91,0 176,5

ene-22 64 38,2 87,7 170,0

feb-22 65 36,8 84,4 163,8

mar-22 66 35,4 81,3 157,7

abr-22 67 34,1 78,3 151,9

may-22 68 32,9 75,5 146,3

jun-22 69 31,7 72,7 141,0

jul-22 70 30,5 70,0 135,8

ago-22 71 29,4 67,4 130,8

sep-22 72 28,3 64,9 126,0

oct-22 73 27,3 62,6 121,3

nov-22 74 26,3 60,3 116,9

dic-22 75 25,3 58,0 112,6

ene-23 76 24,4 55,9 108,4

feb-23 77 23,5 53,8 104,4

mar-23 78 22,6 51,9 100,6

abr-23 79 21,8 50,0 96,9

87

POZO 40HS

BOPD BOPD BOPD BOPD

qi 103,95 346,496535 795,082365 1541,89035

Decl. Anual 45 45 45 45

Decl. Mensual 0,0375 0,0375 0,0375 0,0375

oct-16 1 104 346 795 1.542

nov-16 2 100,1 333,7 765,8 1485,1

dic-16 3 96,4 321,5 737,6 1430,5

ene-17 4 92,9 309,6 710,5 1377,8

feb-17 5 89,5 298,2 684,3 1327,1

mar-17 6 86,2 287,3 659,1 1278,3

abr-17 7 83,0 276,7 634,9 1231,2

may-17 8 80,0 266,5 611,5 1185,9

jun-17 9 77,0 256,7 589,0 1142,3

jul-17 10 74,2 247,2 567,3 1100,2

ago-17 11 71,4 238,1 546,5 1059,7

sep-17 12 68,8 229,4 526,3 1020,7

oct-17 13 66,3 220,9 507,0 983,2

nov-17 14 63,8 212,8 488,3 947,0

dic-17 15 61,5 205,0 470,3 912,1

ene-18 16 59,2 197,4 453,0 878,5

feb-18 17 57,0 190,2 436,4 846,2

mar-18 18 54,9 183,2 420,3 815,1

abr-18 19 52,9 176,4 404,8 785,1

may-18 20 51,0 169,9 389,9 756,2

jun-18 21 49,1 163,7 375,6 728,3

jul-18 22 47,3 157,6 361,7 701,5

ago-18 23 45,6 151,8 348,4 675,7

sep-18 24 43,9 146,3 335,6 650,8

oct-18 25 42,3 140,9 323,3 626,9

nov-18 26 40,7 135,7 311,4 603,8

dic-18 27 39,2 130,7 299,9 581,6

ene-19 28 37,8 125,9 288,9 560,2

feb-19 29 36,4 121,3 278,2 539,6

mar-19 30 35,0 116,8 268,0 519,7

abr-19 31 33,7 112,5 258,1 500,6

may-19 32 32,5 108,4 248,6 482,2

jun-19 33 31,3 104,4 239,5 464,4

jul-19 34 30,2 100,5 230,7 447,3

ago-19 35 29,0 96,8 222,2 430,9

sep-19 36 28,0 93,3 214,0 415,0

oct-19 37 26,9 89,8 206,1 399,7

nov-19 38 26,0 86,5 198,5 385,0

dic-19 39 25,0 83,3 191,2 370,8

88

dic-19 39 25,0 83,3 191,2 370,8

ene-20 40 24,1 80,3 184,2 357,2

feb-20 41 23,2 77,3 177,4 344,0

mar-20 42 22,3 74,5 170,9 331,4

abr-20 43 21,5 71,7 164,6 319,2

may-20 44 20,7 69,1 158,5 307,4

jun-20 45 20,0 66,5 152,7 296,1

jul-20 46 64,1 147,1 285,2

ago-20 47 61,7 141,7 274,7

sep-20 48 59,5 136,4 264,6

oct-20 49 57,3 131,4 254,9

nov-20 50 55,2 126,6 245,5

dic-20 51 53,1 121,9 236,5

ene-21 52 51,2 117,4 227,8

feb-21 53 49,3 113,1 219,4

mar-21 54 47,5 109,0 211,3

abr-21 55 45,7 104,9 203,5

may-21 56 44,1 101,1 196,0

jun-21 57 42,4 97,4 188,8

jul-21 58 40,9 93,8 181,9

ago-21 59 39,4 90,3 175,2

sep-21 60 37,9 87,0 168,7

oct-21 61 36,5 83,8 162,5

nov-21 62 35,2 80,7 156,5

dic-21 63 33,9 77,7 150,8

ene-22 64 32,6 74,9 145,2

feb-22 65 31,4 72,1 139,9

mar-22 66 30,3 69,5 134,7

abr-22 67 29,2 66,9 129,8

may-22 68 28,1 64,5 125,0

jun-22 69 27,1 62,1 120,4

jul-22 70 26,1 59,8 116,0

ago-22 71 25,1 57,6 111,7

sep-22 72 24,2 55,5 107,6

oct-22 73 23,3 53,4 103,6

nov-22 74 22,4 51,5 99,8

dic-22 75 21,6 49,6 96,1

ene-23 76 20,8 47,7 92,6

feb-23 77 20,0 46,0 89,2

mar-23 78 44,3 85,9

abr-23 79 42,7 82,7

may-23 80 41,1 79,7

jun-23 81 39,6 76,8

jul-23 82 38,1 73,9

ago-23 83 36,7 71,2

sep-23 84 35,4 68,6

oct-23 85 34,1 66,1

89

POZO 44HS

nov-23 86 32,8 63,6

dic-23 87 31,6 61,3

ene-24 88 30,4 59,0

feb-24 89 29,3 56,9

mar-24 90 28,2 54,8

abr-24 91 27,2 52,8

may-24 92 26,2 50,8

jun-24 93 25,2 48,9

jul-24 94 24,3 47,1

ago-24 95 23,4 45,4

sep-24 96 22,6 43,7

oct-24 97 21,7 42,1

nov-24 98 20,9 40,6

dic-24 99 20,2 39,1

ene-25 100 37,6

feb-25 101 36,3

mar-25 102 34,9

abr-25 103 33,6

may-25 104 32,4

jun-25 105 31,2

jul-25 106 30,1

ago-25 107 29,0

sep-25 108 27,9

oct-25 109 26,9

nov-25 110 25,9

dic-25 111 24,9

ene-26 112 24,0

feb-26 113 23,1

mar-26 114 22,3

abr-26 115 21,5

may-26 116 20,7

BOPD BOPD BOPD BOPD

qi 72,56 241,864248 554,989672 1076,28248

Decl. Anual 45 45 45 45

Decl. Mensual 0,0375 0,0375 0,0375 0,0375

90

oct-16 1 73 242 555 1.076

nov-16 2 69,9 233,0 534,6 1036,7

dic-16 3 67,3 224,4 514,9 998,5

ene-17 4 64,8 216,1 495,9 961,8

feb-17 5 62,5 208,2 477,7 926,4

mar-17 6 60,2 200,5 460,1 892,3

abr-17 7 57,9 193,1 443,2 859,4

may-17 8 55,8 186,0 426,9 827,8

jun-17 9 53,8 179,2 411,1 797,3

jul-17 10 51,8 172,6 396,0 768,0

ago-17 11 49,9 166,2 381,4 739,7

sep-17 12 48,0 160,1 367,4 712,5

oct-17 13 46,3 154,2 353,9 686,3

nov-17 14 44,6 148,5 340,9 661,0

dic-17 15 42,9 143,1 328,3 636,7

ene-18 16 41,3 137,8 316,2 613,2

feb-18 17 39,8 132,7 304,6 590,7

mar-18 18 38,4 127,9 293,4 568,9

abr-18 19 36,9 123,1 282,6 548,0

may-18 20 35,6 118,6 272,2 527,8

jun-18 21 34,3 114,2 262,2 508,4

jul-18 22 33,0 110,0 252,5 489,7

ago-18 23 31,8 106,0 243,2 471,7

sep-18 24 30,6 102,1 234,3 454,3

oct-18 25 29,5 98,3 225,6 437,6

nov-18 26 28,4 94,7 217,3 421,5

dic-18 27 27,4 91,2 209,3 406,0

ene-19 28 26,4 87,9 201,6 391,0

feb-19 29 25,4 84,6 194,2 376,6

mar-19 30 24,5 81,5 187,1 362,8

abr-19 31 23,6 78,5 180,2 349,4

may-19 32 22,7 75,6 173,5 336,6

jun-19 33 21,9 72,8 167,2 324,2

jul-19 34 21,1 70,2 161,0 312,2

ago-19 35 20,3 67,6 155,1 300,7

sep-19 36 65,1 149,4 289,7

oct-19 37 62,7 143,9 279,0

nov-19 38 60,4 138,6 268,7

dic-19 39 58,2 133,5 258,9

ene-20 40 56,0 128,6 249,3

feb-20 41 54,0 123,8 240,2

mar-20 42 52,0 119,3 231,3

abr-20 43 50,1 114,9 222,8

may-20 44 48,2 110,7 214,6

jun-20 45 46,5 106,6 206,7

jul-20 46 44,7 102,7 199,1

ago-20 47 43,1 98,9 191,8

sep-20 48 41,5 95,2 184,7

oct-20 49 40,0 91,7 177,9

nov-20 50 38,5 88,4 171,4

dic-20 51 37,1 85,1 165,1

ene-21 52 35,7 82,0 159,0

feb-21 53 34,4 79,0 153,1

mar-21 54 33,1 76,1 147,5

91

abr-21 55 31,9 73,3 142,1

may-21 56 30,7 70,6 136,8

jun-21 57 29,6 68,0 131,8

jul-21 58 28,5 65,5 126,9

ago-21 59 27,5 63,1 122,3

sep-21 60 26,5 60,7 117,8

oct-21 61 25,5 58,5 113,4

nov-21 62 24,6 56,3 109,3

dic-21 63 23,7 54,3 105,2

ene-22 64 22,8 52,3 101,4

feb-22 65 21,9 50,3 97,6

mar-22 66 21,1 48,5 94,0

abr-22 67 20,4 46,7 90,6

may-22 68 45,0 87,2

jun-22 69 43,3 84,0

jul-22 70 41,7 80,9

ago-22 71 40,2 78,0

sep-22 72 38,7 75,1

oct-22 73 37,3 72,3

nov-22 74 35,9 69,7

dic-22 75 34,6 67,1

ene-23 76 33,3 64,6

feb-23 77 32,1 62,3

mar-23 78 30,9 60,0

abr-23 79 29,8 57,8

may-23 80 28,7 55,6

jun-23 81 27,6 53,6

jul-23 82 26,6 51,6

ago-23 83 25,6 49,7

sep-23 84 24,7 47,9

oct-23 85 23,8 46,1

nov-23 86 22,9 44,4

dic-23 87 22,1 42,8

ene-24 88 21,3 41,2

feb-24 89 20,5 39,7

mar-24 90 38,2

abr-24 91 36,8

may-24 92 35,5

jun-24 93 34,2

jul-24 94 32,9

ago-24 95 31,7

sep-24 96 30,5

oct-24 97 29,4

nov-24 98 28,3

dic-24 99 27,3

92

POZO 47HS

ene-25 100 26,3

feb-25 101 25,3

mar-25 102 24,4

abr-25 103 23,5

may-25 104 22,6

jun-25 105 21,8

jul-25 106 21,0

ago-25 107 20,2

Decl. Mensual 0,0375 0,0375 0,0375 0,0375

oct-16 1 52 172 395 767

nov-16 2 49,8 166,0 380,9 738,6

dic-16 3 48,0 159,9 366,9 711,5

ene-17 4 46,2 154,0 353,4 685,3

feb-17 5 44,5 148,3 340,4 660,0

mar-17 6 42,9 142,9 327,8 635,8

abr-17 7 41,3 137,6 315,8 612,4

may-17 8 39,8 132,5 304,1 589,8

jun-17 9 38,3 127,7 292,9 568,1

jul-17 10 36,9 123,0 282,2 547,2

ago-17 11 35,5 118,4 271,8 527,1

sep-17 12 34,2 114,1 261,8 507,7

oct-17 13 33,0 109,9 252,1 489,0

nov-17 14 31,8 105,8 242,9 471,0

dic-17 15 30,6 101,9 233,9 453,6

ene-18 16 29,5 98,2 225,3 436,9

feb-18 17 28,4 94,6 217,0 420,9

mar-18 18 27,3 91,1 209,0 405,4

abr-18 19 26,3 87,7 201,3 390,5

may-18 20 25,4 84,5 193,9 376,1

jun-18 21 24,4 81,4 186,8 362,2

jul-18 22 23,5 78,4 179,9 348,9

ago-18 23 22,7 75,5 173,3 336,1

sep-18 24 21,8 72,7 166,9 323,7

oct-18 25 21,0 70,1 160,8 311,8

nov-18 26 20,2 67,5 154,9 300,3

dic-18 27 65,0 149,2 289,3

ene-19 28 62,6 143,7 278,6

93

feb-19 29 60,3 138,4 268,4

mar-19 30 58,1 133,3 258,5

abr-19 31 55,9 128,4 249,0

may-19 32 53,9 123,7 239,8

jun-19 33 51,9 119,1 231,0

jul-19 34 50,0 114,7 222,5

ago-19 35 48,2 110,5 214,3

sep-19 36 46,4 106,4 206,4

oct-19 37 44,7 102,5 198,8

nov-19 38 43,0 98,7 191,5

dic-19 39 41,4 95,1 184,4

ene-20 40 39,9 91,6 177,6

feb-20 41 38,5 88,2 171,1

mar-20 42 37,0 85,0 164,8

abr-20 43 35,7 81,9 158,7

may-20 44 34,4 78,8 152,9

jun-20 45 33,1 75,9 147,3

jul-20 46 31,9 73,1 141,9

ago-20 47 30,7 70,5 136,6

sep-20 48 29,6 67,9 131,6

oct-20 49 28,5 65,4 126,8

nov-20 50 27,4 63,0 122,1

dic-20 51 26,4 60,6 117,6

ene-21 52 25,5 58,4 113,3

feb-21 53 24,5 56,3 109,1

mar-21 54 23,6 54,2 105,1

abr-21 55 22,7 52,2 101,2

may-21 56 21,9 50,3 97,5

jun-21 57 21,1 48,4 93,9

jul-21 58 20,3 46,6 90,5

ago-21 59 44,9 87,1

sep-21 60 43,3 83,9

oct-21 61 41,7 80,8

nov-21 62 40,1 77,9

dic-21 63 38,7 75,0

ene-22 64 37,2 72,2

feb-22 65 35,9 69,6

mar-22 66 34,6 67,0

abr-22 67 33,3 64,5

may-22 68 32,1 62,2

jun-22 69 30,9 59,9

jul-22 70 29,7 57,7

ago-22 71 28,6 55,6

sep-22 72 27,6 53,5

oct-22 73 26,6 51,5

94

nov-22 74 25,6 49,6

dic-22 75 24,7 47,8

ene-23 76 23,7 46,1

feb-23 77 22,9 44,4

mar-23 78 22,0 42,7

abr-23 79 21,2 41,2

may-23 80 20,4 39,6

jun-23 81 38,2

jul-23 82 36,8

ago-23 83 35,4

sep-23 84 34,1

oct-23 85 32,9

nov-23 86 31,7

dic-23 87 30,5

ene-24 88 29,4

feb-24 89 28,3

mar-24 90 27,2

abr-24 91 26,2

may-24 92 25,3

jun-24 93 24,3

jul-24 94 23,4

ago-24 95 22,6

sep-24 96 21,8

oct-24 97 21,0

nov-24 98 20,2

95

ANEXO No 2

DATOS DECLINACIONES ESTIMULACIÓN MATRICIAL

REACTIVA

96

POZO 35HS

BOPD BOPD BOPD BOPD

qi 121,77 351,903123 630,585945 1028,10411

Decl. Anual 45 45 45 45

Decl. Mensual 0,0375 0,0375 0,0375 0,0375

oct-16 1 122 352 631 1.028

nov-16 2 117,3 339,0 607,4 990,3

dic-16 3 113,0 326,5 585,0 953,8

ene-17 4 108,8 314,5 563,5 918,7

feb-17 5 104,8 302,9 542,8 884,9

mar-17 6 101,0 291,7 522,8 852,3

abr-17 7 97,2 281,0 503,5 821,0

may-17 8 93,7 270,7 485,0 790,7

jun-17 9 90,2 260,7 467,1 761,6

jul-17 10 86,9 251,1 450,0 733,6

ago-17 11 83,7 241,9 433,4 706,6

sep-17 12 80,6 233,0 417,4 680,6

oct-17 13 77,6 224,4 402,1 655,5

nov-17 14 74,8 216,1 387,3 631,4

dic-17 15 72,0 208,2 373,0 608,2

ene-18 16 69,4 200,5 359,3 585,8

feb-18 17 66,8 193,1 346,1 564,2

mar-18 18 64,4 186,0 333,3 543,5

abr-18 19 62,0 179,2 321,1 523,5

may-18 20 59,7 172,6 309,2 504,2

jun-18 21 57,5 166,2 297,9 485,6

jul-18 22 55,4 160,1 286,9 467,8

ago-18 23 53,4 154,2 276,3 450,6

sep-18 24 51,4 148,5 266,2 434,0

oct-18 25 49,5 143,1 256,4 418,0

nov-18 26 47,7 137,8 246,9 402,6

dic-18 27 45,9 132,7 237,9 387,8

ene-19 28 44,2 127,8 229,1 373,5

feb-19 29 42,6 123,1 220,7 359,8

mar-19 30 41,0 118,6 212,5 346,5

abr-19 31 39,5 114,2 204,7 333,8

may-19 32 38,1 110,0 197,2 321,5

jun-19 33 36,7 106,0 189,9 309,7

jul-19 34 35,3 102,1 182,9 298,3

ago-19 35 34,0 98,3 176,2 287,3

97

sep-19 36 32,8 94,7 169,7 276,7

oct-19 37 31,6 91,2 163,5 266,5

nov-19 38 30,4 87,9 157,5 256,7

dic-19 39 29,3 84,6 151,7 247,3

ene-20 40 28,2 81,5 146,1 238,2

feb-20 41 27,2 78,5 140,7 229,4

mar-20 42 26,2 75,6 135,5 221,0

abr-20 43 25,2 72,8 130,5 212,8

may-20 44 24,3 70,2 125,7 205,0

jun-20 45 23,4 67,6 121,1 197,4

jul-20 46 22,5 65,1 116,6 190,2

ago-20 47 21,7 62,7 112,4 183,2

sep-20 48 20,9 60,4 108,2 176,4

oct-20 49 20,1 58,2 104,2 169,9

nov-20 50 56,0 100,4 163,7

dic-20 51 54,0 96,7 157,7

ene-21 52 52,0 93,1 151,9

feb-21 53 50,1 89,7 146,3

mar-21 54 48,2 86,4 140,9

abr-21 55 46,4 83,2 135,7

may-21 56 44,7 80,2 130,7

jun-21 57 43,1 77,2 125,9

jul-21 58 41,5 74,4 121,3

ago-21 59 40,0 71,6 116,8

sep-21 60 38,5 69,0 112,5

oct-21 61 37,1 66,5 108,4

nov-21 62 35,7 64,0 104,4

dic-21 63 34,4 61,7 100,5

ene-22 64 33,1 59,4 96,8

feb-22 65 31,9 57,2 93,3

mar-22 66 30,7 55,1 89,8

abr-22 67 29,6 53,1 86,5

may-22 68 28,5 51,1 83,3

jun-22 69 27,5 49,2 80,3

jul-22 70 26,5 47,4 77,3

ago-22 71 25,5 45,7 74,5

sep-22 72 24,6 44,0 71,7

oct-22 73 23,6 42,4 69,1

nov-22 74 22,8 40,8 66,6

dic-22 75 21,9 39,3 64,1

ene-23 76 21,1 37,9 61,7

feb-23 77 20,4 36,5 59,5

mar-23 78 35,1 57,3

abr-23 79 33,8 55,2

may-23 80 32,6 53,1

98

POZO 40HS

jun-23 81 31,4 51,2

jul-23 82 30,2 49,3

ago-23 83 29,1 47,5

sep-23 84 28,1 45,7

oct-23 85 27,0 44,1

nov-23 86 26,0 42,4

dic-23 87 25,1 40,9

ene-24 88 24,1 39,4

feb-24 89 23,3 37,9

mar-24 90 22,4 36,5

abr-24 91 21,6 35,2

may-24 92 20,8 33,9

jun-24 93 20,0 32,6

jul-24 94 31,4

ago-24 95 30,3

sep-24 96 29,2

oct-24 97 28,1

nov-24 98 27,1

dic-24 99 26,1

ene-25 100 25,1

feb-25 101 24,2

mar-25 102 23,3

abr-25 103 22,4

may-25 104 21,6

jun-25 105 20,8

jul-25 106 20,0

BOPD BOPD BOPD BOPD

qi 103,95 300,405105 538,305075 877,64985

Decl. Anual 45 45 45 45

Decl. Mensual 0,0375 0,0375 0,0375 0,0375

oct-16 1 104 300 538 878

nov-16 2 100,1 289,3 518,5 845,3

dic-16 3 96,4 278,7 499,4 814,2

ene-17 4 92,9 268,4 481,0 784,3

feb-17 5 89,5 258,6 463,3 755,4

mar-17 6 86,2 249,0 446,3 727,6

abr-17 7 83,0 239,9 429,8 700,8

may-17 8 80,0 231,0 414,0 675,0

jun-17 9 77,0 222,5 398,8 650,2

jul-17 10 74,2 214,4 384,1 626,2

99

ago-17 11 71,4 206,5 370,0 603,2

sep-17 12 68,8 198,9 356,4 581,0

oct-17 13 66,3 191,5 343,2 559,6

nov-17 14 63,8 184,5 330,6 539,0

dic-17 15 61,5 177,7 318,4 519,2

ene-18 16 59,2 171,2 306,7 500,1

feb-18 17 57,0 164,9 295,4 481,7

mar-18 18 54,9 158,8 284,6 463,9

abr-18 19 52,9 153,0 274,1 446,9

may-18 20 51,0 147,3 264,0 430,4

jun-18 21 49,1 141,9 254,3 414,6

jul-18 22 47,3 136,7 244,9 399,3

ago-18 23 45,6 131,6 235,9 384,6

sep-18 24 43,9 126,8 227,2 370,5

oct-18 25 42,3 122,1 218,9 356,8

nov-18 26 40,7 117,6 210,8 343,7

dic-18 27 39,2 113,3 203,0 331,0

ene-19 28 37,8 109,1 195,6 318,9

feb-19 29 36,4 105,1 188,4 307,1

mar-19 30 35,0 101,3 181,4 295,8

abr-19 31 33,7 97,5 174,8 284,9

may-19 32 32,5 93,9 168,3 274,4

jun-19 33 31,3 90,5 162,1 264,3

jul-19 34 30,2 87,2 156,2 254,6

ago-19 35 29,0 83,9 150,4 245,2

sep-19 36 28,0 80,9 144,9 236,2

oct-19 37 26,9 77,9 139,6 227,5

nov-19 38 26,0 75,0 134,4 219,1

dic-19 39 25,0 72,2 129,5 211,1

ene-20 40 24,1 69,6 124,7 203,3

feb-20 41 23,2 67,0 120,1 195,8

mar-20 42 22,3 64,6 115,7 188,6

abr-20 43 21,5 62,2 111,4 181,7

may-20 44 20,7 59,9 107,3 175,0

jun-20 45 20,0 57,7 103,4 168,6

jul-20 46 55,6 99,6 162,3

ago-20 47 53,5 95,9 156,4

sep-20 48 51,6 92,4 150,6

oct-20 49 49,7 89,0 145,1

nov-20 50 47,8 85,7 139,7

dic-20 51 46,1 82,6 134,6

ene-21 52 44,4 79,5 129,6

feb-21 53 42,7 76,6 124,9

mar-21 54 41,2 73,8 120,3

abr-21 55 39,7 71,1 115,8

may-21 56 38,2 68,4 111,6

jun-21 57 36,8 65,9 107,5

jul-21 58 35,4 63,5 103,5

100

ago-21 59 34,1 61,2 99,7

sep-21 60 32,9 58,9 96,0

oct-21 61 31,7 56,7 92,5

nov-21 62 30,5 54,6 89,1

dic-21 63 29,4 52,6 85,8

ene-22 64 28,3 50,7 82,7

feb-22 65 27,3 48,8 79,6

mar-22 66 26,2 47,0 76,7

abr-22 67 25,3 45,3 73,9

may-22 68 24,4 43,6 71,1

jun-22 69 23,5 42,0 68,5

jul-22 70 22,6 40,5 66,0

ago-22 71 21,8 39,0 63,6

sep-22 72 21,0 37,6 61,2

oct-22 73 20,2 36,2 59,0

nov-22 74 34,8 56,8

dic-22 75 33,6 54,7

ene-23 76 32,3 52,7

feb-23 77 31,1 50,8

mar-23 78 30,0 48,9

abr-23 79 28,9 47,1

may-23 80 27,8 45,4

jun-23 81 26,8 43,7

jul-23 82 25,8 42,1

ago-23 83 24,9 40,5

sep-23 84 23,9 39,0

oct-23 85 23,1 37,6

nov-23 86 22,2 36,2

dic-23 87 21,4 34,9

ene-24 88 20,6 33,6

feb-24 89 32,4

mar-24 90 31,2

abr-24 91 30,0

may-24 92 28,9

jun-24 93 27,9

jul-24 94 26,8

ago-24 95 25,8

sep-24 96 24,9

oct-24 97 24,0

nov-24 98 23,1

dic-24 99 22,2

ene-25 100 21,4

feb-25 101 20,6

101

POZO 44HS

BOPD BOPD BOPD BOPD

qi 72,56 209,691144 375,75196 612,62408

Decl. Anual 45 45 45 45

Decl. Mensual 0,0375 0,0375 0,0375 0,0375

oct-16 1 73 210 376 613

nov-16 2 69,9 202,0 361,9 590,1

dic-16 3 67,3 194,5 348,6 568,4

ene-17 4 64,8 187,4 335,8 547,4

feb-17 5 62,5 180,5 323,4 527,3

mar-17 6 60,2 173,8 311,5 507,9

abr-17 7 57,9 167,4 300,0 489,2

may-17 8 55,8 161,3 289,0 471,2

jun-17 9 53,8 155,3 278,4 453,8

jul-17 10 51,8 149,6 268,1 437,1

ago-17 11 49,9 144,1 258,3 421,0

sep-17 12 48,0 138,8 248,7 405,6

oct-17 13 46,3 133,7 239,6 390,6

nov-17 14 44,6 128,8 230,8 376,2

dic-17 15 42,9 124,0 222,3 362,4

ene-18 16 41,3 119,5 214,1 349,1

feb-18 17 39,8 115,1 206,2 336,2

mar-18 18 38,4 110,8 198,6 323,8

abr-18 19 36,9 106,8 191,3 311,9

may-18 20 35,6 102,8 184,3 300,4

jun-18 21 34,3 99,1 177,5 289,4

jul-18 22 33,0 95,4 171,0 278,7

ago-18 23 31,8 91,9 164,7 268,5

sep-18 24 30,6 88,5 158,6 258,6

oct-18 25 29,5 85,3 152,8 249,1

nov-18 26 28,4 82,1 147,1 239,9

dic-18 27 27,4 79,1 141,7 231,1

ene-19 28 26,4 76,2 136,5 222,6

feb-19 29 25,4 73,4 131,5 214,4

mar-19 30 24,5 70,7 126,7 206,5

abr-19 31 23,6 68,1 122,0 198,9

may-19 32 22,7 65,6 117,5 191,6

jun-19 33 21,9 63,2 113,2 184,5

jul-19 34 21,1 60,8 109,0 177,7

ago-19 35 20,3 58,6 105,0 171,2

sep-19 36 56,4 101,1 164,9

oct-19 37 54,4 97,4 158,8

nov-19 38 52,4 93,8 153,0

102

dic-19 39 50,4 90,4 147,3

ene-20 40 48,6 87,0 141,9

feb-20 41 46,8 83,8 136,7

mar-20 42 45,1 80,8 131,7

abr-20 43 43,4 77,8 126,8

may-20 44 41,8 74,9 122,2

jun-20 45 40,3 72,2 117,7

jul-20 46 38,8 69,5 113,3

ago-20 47 37,4 66,9 109,2

sep-20 48 36,0 64,5 105,1

oct-20 49 34,7 62,1 101,3

nov-20 50 33,4 59,8 97,5

dic-20 51 32,2 57,6 93,9

ene-21 52 31,0 55,5 90,5

feb-21 53 29,8 53,5 87,2

mar-21 54 28,7 51,5 84,0

abr-21 55 27,7 49,6 80,9

may-21 56 26,7 47,8 77,9

jun-21 57 25,7 46,0 75,0

jul-21 58 24,7 44,3 72,3

ago-21 59 23,8 42,7 69,6

sep-21 60 22,9 41,1 67,0

oct-21 61 22,1 39,6 64,6

nov-21 62 21,3 38,1 62,2

dic-21 63 20,5 36,7 59,9

ene-22 64 35,4 57,7

feb-22 65 34,1 55,6

mar-22 66 32,8 53,5

abr-22 67 31,6 51,6

may-22 68 30,5 49,7

jun-22 69 29,3 47,8

jul-22 70 28,3 46,1

ago-22 71 27,2 44,4

sep-22 72 26,2 42,7

oct-22 73 25,3 41,2

nov-22 74 24,3 39,7

dic-22 75 23,4 38,2

ene-23 76 22,6 36,8

feb-23 77 21,7 35,4

mar-23 78 20,9 34,1

abr-23 79 20,2 32,9

may-23 80 31,7

jun-23 81 30,5

jul-23 82 29,4

103

POZO 47HS

ago-23 83 28,3

sep-23 84 27,3

oct-23 85 26,3

nov-23 86 25,3

dic-23 87 24,4

ene-24 88 23,5

feb-24 89 22,6

mar-24 90 21,8

abr-24 91 21,0

may-24 92 20,2

BOPD BOPD BOPD BOPD

qi 51,7 149,40783 267,72845 436,5031

Decl. Anual 45 45 45 45

Decl. Mensual 0,0375 0,0375 0,0375 0,0375

oct-16 1 52 149 268 437

nov-16 2 49,8 143,9 257,9 420,4

dic-16 3 48,0 138,6 248,4 405,0

ene-17 4 46,2 133,5 239,2 390,1

feb-17 5 44,5 128,6 230,4 375,7

mar-17 6 42,9 123,9 222,0 361,9

abr-17 7 41,3 119,3 213,8 348,6

may-17 8 39,8 114,9 205,9 335,7

jun-17 9 38,3 110,7 198,3 323,4

jul-17 10 36,9 106,6 191,0 311,5

ago-17 11 35,5 102,7 184,0 300,0

sep-17 12 34,2 98,9 177,2 289,0

oct-17 13 33,0 95,3 170,7 278,3

nov-17 14 31,8 91,8 164,4 268,1

dic-17 15 30,6 88,4 158,4 258,2

ene-18 16 29,5 85,1 152,5 248,7

feb-18 17 28,4 82,0 146,9 239,6

mar-18 18 27,3 79,0 141,5 230,7

abr-18 19 26,3 76,1 136,3 222,2

may-18 20 25,4 73,3 131,3 214,1

jun-18 21 24,4 70,6 126,5 206,2

jul-18 22 23,5 68,0 121,8 198,6

ago-18 23 22,7 65,5 117,3 191,3

sep-18 24 21,8 63,1 113,0 184,3

oct-18 25 21,0 60,7 108,9 177,5

nov-18 26 20,2 58,5 104,8 170,9

dic-18 27

104

dic-18 27 56,4 101,0 164,6

ene-19 28 54,3 97,3 158,6

feb-19 29 52,3 93,7 152,7

mar-19 30 50,4 90,2 147,1

abr-19 31 48,5 86,9 141,7

may-19 32 46,7 83,7 136,5

jun-19 33 45,0 80,6 131,5

jul-19 34 43,3 77,7 126,6

ago-19 35 41,7 74,8 122,0

sep-19 36 40,2 72,1 117,5

oct-19 37 38,7 69,4 113,2

nov-19 38 37,3 66,9 109,0

dic-19 39 35,9 64,4 105,0

ene-20 40 34,6 62,0 101,1

feb-20 41 33,3 59,7 97,4

mar-20 42 32,1 57,5 93,8

abr-20 43 30,9 55,4 90,4

may-20 44 29,8 53,4 87,0

jun-20 45 28,7 51,4 83,8

jul-20 46 27,6 49,5 80,7

ago-20 47 26,6 47,7 77,8

sep-20 48 25,6 45,9 74,9

oct-20 49 24,7 44,3 72,2

nov-20 50 23,8 42,6 69,5

dic-20 51 22,9 41,1 66,9

ene-21 52 22,1 39,5 64,5

feb-21 53 21,3 38,1 62,1

mar-21 54 20,5 36,7 59,8

abr-21 55 35,3 57,6

may-21 56 34,0 55,5

jun-21 57 32,8 53,5

jul-21 58 31,6 51,5

ago-21 59 30,4 49,6

sep-21 60 29,3 47,8

oct-21 61 28,2 46,0

nov-21 62 27,2 44,3

dic-21 63 26,2 42,7

ene-22 64 25,2 41,1

feb-22 65 24,3 39,6

mar-22 66 23,4 38,1

abr-22 67 22,5 36,7

may-22 68 21,7 35,4

jun-22 69 20,9 34,1

jul-22 70 20,1 32,8

105

ago-22 71 31,6

sep-22 72 30,5

oct-22 73 29,3

nov-22 74 28,3

dic-22 75 27,2

ene-23 76 26,2

feb-23 77 25,2

mar-23 78 24,3

abr-23 79 23,4

may-23 80 22,6

jun-23 81 21,7

jul-23 82 20,9

ago-23 83 20,2

106

ANEXO No 3

DATOS DECLINACIONES FRACTURAMIENTO

HIDRAÚLICO

107

POZO 35HS

BOPD BOPD BOPD BOPD

qi 121,77 284,81 478,55 736,6

Decl. Anual 45 45 45 45

Decl. Mensual 0,0375 0,0375 0,0375 0,0375

oct-16 1 122 285 479 737

nov-16 2 117,3 274,3 460,9 709,5

dic-16 3 113,0 264,2 444,0 683,4

ene-17 4 108,8 254,5 427,6 658,2

feb-17 5 104,8 245,1 411,9 634,0

mar-17 6 101,0 236,1 396,7 610,7

abr-17 7 97,2 227,4 382,1 588,2

may-17 8 93,7 219,1 368,1 566,5

jun-17 9 90,2 211,0 354,5 545,7

jul-17 10 86,9 203,2 341,5 525,6

ago-17 11 83,7 195,7 328,9 506,3

sep-17 12 80,6 188,5 316,8 487,6

oct-17 13 77,6 181,6 305,1 469,7

nov-17 14 74,8 174,9 293,9 452,4

dic-17 15 72,0 168,5 283,1 435,7

ene-18 16 69,4 162,3 272,7 419,7

feb-18 17 66,8 156,3 262,6 404,3

mar-18 18 64,4 150,6 253,0 389,4

abr-18 19 62,0 145,0 243,7 375,0

may-18 20 59,7 139,7 234,7 361,2

jun-18 21jun-18 21 57,5 134,5 226,1 347,9

jul-18 22 55,4 129,6 217,7 335,1

ago-18 23 53,4 124,8 209,7 322,8

sep-18 24 51,4 120,2 202,0 310,9

oct-18 25 49,5 115,8 194,6 299,5

nov-18 26 47,7 111,5 187,4 288,5

dic-18 27 45,9 107,4 180,5 277,8

ene-19 28 44,2 103,5 173,9 267,6

feb-19 29 42,6 99,7 167,5 257,8

mar-19 30 41,0 96,0 161,3 248,3

abr-19 31 39,5 92,5 155,4 239,1

may-19 32 38,1 89,1 149,6 230,3

jun-19 33 36,7 85,8 144,1 221,9

jul-19 34

108

jun-19 33 36,7 85,8 144,1 221,9

jul-19 34 35,3 82,6 138,8 213,7

ago-19 35 34,0 79,6 133,7 205,8

sep-19 36 32,8 76,7 128,8 198,3

oct-19 37 31,6 73,8 124,1 191,0

nov-19 38 30,4 71,1 119,5 183,9

dic-19 39 29,3 68,5 115,1 177,2

ene-20 40 28,2 66,0 110,9 170,6

feb-20 41 27,2 63,5 106,8 164,4

mar-20 42 26,2 61,2 102,8 158,3

abr-20 43 25,2 59,0 99,1 152,5

may-20 44 24,3 56,8 95,4 146,9

jun-20 45 23,4 54,7 91,9 141,5

jul-20 46 22,5 52,7 88,5 136,3

ago-20 47 21,7 50,7 85,3 131,2

sep-20 48 20,9 48,9 82,1 126,4

oct-20 49 20,1 47,1 79,1 121,8

nov-20 50 45,3 76,2 117,3

dic-20 51 43,7 73,4 113,0

ene-21 52 42,1 70,7 108,8

feb-21 53 40,5 68,1 104,8

mar-21 54 39,0 65,6 100,9

abr-21 55 37,6 63,2 97,2

may-21 56 36,2 60,8 93,6

jun-21 57 34,9 58,6 90,2

jul-21 58 33,6 56,4 86,9

ago-21 59 32,4 54,4 83,7

sep-21 60 31,2 52,4 80,6

oct-21 61 30,0 50,4 77,6

nov-21 62 28,9 48,6 74,8

dic-21 63 27,8 46,8 72,0

ene-22 64 26,8 45,1 69,4

feb-22 65 25,8 43,4 66,8

mar-22 66 24,9 41,8 64,4

abr-22 67 24,0 40,3 62,0

may-22 68 23,1 38,8 59,7

jun-22 69 22,2 37,4 57,5

jul-22 70 21,4 36,0 55,4

ago-22 71 20,6 34,7 53,4

sep-22 72 33,4 51,4

oct-22 73 32,2 49,5

nov-22 74 31,0 47,7

dic-22 75 29,8 45,9

ene-23 76 28,7 44,2

feb-23 77 27,7 42,6

mar-23 78 26,7 41,0

abr-23 79

109

POZO 40HS

mar-23 78 26,7 41,0

abr-23 79 25,7 39,5

may-23 80 24,7 38,1

jun-23 81 23,8 36,7

jul-23 82 22,9 35,3

ago-23 83 22,1 34,0

sep-23 84 21,3 32,8

oct-23 85 20,5 31,6

nov-23 86 30,4

dic-23 87 29,3

ene-24 88 28,2

feb-24 89 27,2

mar-24 90 26,2

abr-24 91 25,2

may-24 92 24,3

jun-24 93 23,4

jul-24 94 22,5

ago-24 95 21,7

sep-24 96 20,9

oct-24 97 20,1

BOPD BOPD BOPD BOPD

qi 103,95 266,99 460,73 718,78

Decl. Anual 45 45 45 45

Decl. Mensual 0,0375 0,0375 0,0375 0,0375

oct-16 1 104 267 461 719

nov-16 2 100,1 257,2 443,8 692,3

dic-16 3 96,4 247,7 427,4 666,8

ene-17 4 92,9 238,6 411,7 642,3

feb-17 5 89,5 229,8 396,6 618,7

mar-17 6 86,2 221,3 382,0 595,9

abr-17 7 83,0 213,2 367,9 574,0

may-17 8 80,0 205,3 354,4 552,8

110

may-17 8 80,0 205,3 354,4 552,8

jun-17 9 77,0 197,8 341,3 532,5

jul-17 10 74,2 190,5 328,8 512,9

ago-17 11 71,4 183,5 316,7 494,0

sep-17 12 68,8 176,7 305,0 475,8

oct-17 13 66,3 170,2 293,8 458,3

nov-17 14 63,8 164,0 283,0 441,4

dic-17 15 61,5 157,9 272,5 425,2

ene-18 16 59,2 152,1 262,5 409,5

feb-18 17 57,0 146,5 252,9 394,5

mar-18 18 54,9 141,1 243,5 380,0

abr-18 19 52,9 135,9 234,6 366,0

may-18 20 51,0 130,9 225,9 352,5

jun-18 21 49,1 126,1 217,6 339,5

jul-18 22 47,3 121,5 209,6 327,0

ago-18 23 45,6 117,0 201,9 315,0

sep-18 24 43,9 112,7 194,5 303,4

oct-18 25 42,3 108,6 187,3 292,2

nov-18 26 40,7 104,6 180,4 281,5

dic-18 27 39,2 100,7 173,8 271,1

ene-19 28 37,8 97,0 167,4 261,1

feb-19 29 36,4 93,4 161,2 251,5

mar-19 30 35,0 90,0 155,3 242,3

abr-19 31 33,7 86,7 149,6 233,4

may-19 32 32,5 83,5 144,1 224,8

jun-19 33 31,3 80,4 138,8 216,5

jul-19 34 30,2 77,5 133,7 208,5

ago-19 35 29,0 74,6 128,7 200,8

sep-19 36 28,0 71,9 124,0 193,5

oct-19 37 26,9 69,2 119,4 186,3

nov-19 38 26,0 66,7 115,0 179,5

dic-19 39 25,0 64,2 110,8 172,9

ene-20 40 24,1 61,8 106,7 166,5

feb-20 41 23,2 59,6 102,8 160,4

mar-20 42 22,3 57,4 99,0 154,5

abr-20 43 21,5 55,3 95,4 148,8

may-20 44 20,7 53,2 91,9 143,3

jun-20 45 20,0 51,3 88,5 138,0

jul-20 46 49,4 85,2 133,0

ago-20 47 47,6 82,1 128,1

sep-20 48 45,8 79,1 123,4

oct-20 49 44,1 76,2 118,8

nov-20 50 42,5 73,4 114,4

dic-20 51 40,9 70,7 110,2

ene-21 52 39,4 68,1 106,2

feb-21 53 38,0 65,5 102,3

mar-21 54 36,6 63,1 98,5

abr-21 55 35,2 60,8 94,9

111

may-21 56 33,9 58,6 91,4

jun-21 57 32,7 56,4 88,0

jul-21 58 31,5 54,3 84,8

ago-21 59 30,3 52,3 81,7

sep-21 60 29,2 50,4 78,7

oct-21 61 28,1 48,6 75,8

nov-21 62 27,1 46,8 73,0

dic-21 63 26,1 45,1 70,3

ene-22 64 25,1 43,4 67,7

feb-22 65 24,2 41,8 65,2

mar-22 66 23,3 40,3 62,8

abr-22 67 22,5 38,8 60,5

may-22 68 21,6 37,3 58,3

jun-22 69 20,8 36,0 56,1

jul-22 70 20,1 34,7 54,1

ago-22 71 33,4 52,1

sep-22 72 32,1 50,2

oct-22 73 31,0 48,3

nov-22 74 29,8 46,5

dic-22 75 28,7 44,8

ene-23 76 27,7 43,2

feb-23 77 26,7 41,6

mar-23 78 25,7 40,0

abr-23 79 24,7 38,6

may-23 80 23,8 37,2

jun-23 81 22,9 35,8

jul-23 82 22,1 34,5

ago-23 83 21,3 33,2

sep-23 84 20,5 32,0

oct-23 85 30,8

nov-23 86 29,7

dic-23 87 28,6

ene-24 88 27,5

feb-24 89 26,5

mar-24 90 25,5

abr-24 91 24,6

may-24 92 23,7

jun-24 93 22,8

jul-24 94 22,0

ago-24 95 21,2

sep-24 96 20,4

112

POZO 44HS

BOPD BOPD BOPD BOPD

qi 72,56 235,6 429,34 687,39

Decl. Anual 45 45 45 45

Decl. Mensual 0,0375 0,0375 0,0375 0,0375

oct-16 1 73 236 429 687

nov-16 2 69,9 226,9 413,5 662,1

dic-16 3 67,3 218,6 398,3 637,7

ene-17 4 64,8 210,5 383,7 614,2

feb-17 5 62,5 202,8 369,5 591,6

mar-17 6 60,2 195,3 355,9 569,9

abr-17 7 57,9 188,1 342,8 548,9

may-17 8 55,8 181,2 330,2 528,7

jun-17 9 53,8 174,5 318,1 509,2

jul-17 10 51,8 168,1 306,4 490,5

ago-17 11 49,9 161,9 295,1 472,4

sep-17 12 48,0 156,0 284,2 455,0

oct-17 13 46,3 150,2 273,8 438,3

nov-17 14 44,6 144,7 263,7 422,2

dic-17 15 42,9 139,4 254,0 406,6

ene-18 16 41,3 134,2 244,6 391,7

feb-18 17 39,8 129,3 235,6 377,2

mar-18 18 38,4 124,5 227,0 363,4

abr-18 19 36,9 120,0 218,6 350,0

may-18 20 35,6 115,5 210,6 337,1

jun-18 21 34,3 111,3 202,8 324,7

jul-18 22 33,0 107,2 195,3 312,7

ago-18 23 31,8 103,2 188,2 301,2

sep-18 24 30,6 99,4 181,2 290,2

oct-18 25 29,5 95,8 174,6 279,5

nov-18 26 28,4 92,3 168,1 269,2

dic-18 27 27,4 88,9 161,9 259,3

ene-19 28 26,4 85,6 156,0 249,7

feb-19 29 25,4 82,4 150,2 240,5

mar-19 30 24,5 79,4 144,7 231,7

abr-19 31 23,6 76,5 139,4 223,2

may-19 32 22,7 73,7 134,3 214,9

jun-19 33 21,9 71,0 129,3 207,0

jul-19 34 21,1 68,3 124,6 199,4

ago-19 35 20,3 65,8 120,0 192,1

sep-19 36

113

sep-19 36 63,4 115,6 185,0

oct-19 37 61,1 111,3 178,2

nov-19 38 58,8 107,2 171,6

dic-19 39 56,7 103,3 165,3

ene-20 40 54,6 99,5 159,2

feb-20 41 52,6 95,8 153,4

mar-20 42 50,6 92,3 147,7

abr-20 43 48,8 88,9 142,3

may-20 44 47,0 85,6 137,1

jun-20 45 45,2 82,5 132,0

jul-20 46 43,6 79,4 127,2

ago-20 47 42,0 76,5 122,5

sep-20 48 40,4 73,7 118,0

oct-20 49 38,9 71,0 113,6

nov-20 50 37,5 68,4 109,4

dic-20 51 36,1 65,8 105,4

ene-21 52 34,8 63,4 101,5

feb-21 53 33,5 61,1 97,8

mar-21 54 32,3 58,8 94,2

abr-21 55 31,1 56,7 90,7

may-21 56 30,0 54,6 87,4

jun-21 57 28,9 52,6 84,2

jul-21 58 27,8 50,6 81,1

ago-21 59 26,8 48,8 78,1

sep-21 60 25,8 47,0 75,2

oct-21 61 24,8 45,3 72,5

nov-21 62 23,9 43,6 69,8

dic-21 63 23,0 42,0 67,2

ene-22 64 22,2 40,4 64,7

feb-22 65 21,4 38,9 62,4

mar-22 66 20,6 37,5 60,1

abr-22 67 36,1 57,9

may-22 68 34,8 55,7

jun-22 69 33,5 53,7

jul-22 70 32,3 51,7

ago-22 71 31,1 49,8

sep-22 72 30,0 48,0

oct-22 73 28,9 46,2

nov-22 74 27,8 44,5

dic-22 75 26,8 42,9

ene-23 76 25,8 41,3

feb-23 77 24,8 39,8

mar-23 78 23,9 38,3

abr-23 79 23,0 36,9

may-23 80 22,2 35,5

jun-23 81 21,4 34,2

jul-23 82 20,6 33,0

ago-23 83 31,8

sep-23 84 30,6

114

POZO 47HS

oct-23 85 29,5

nov-23 86 28,4

dic-23 87 27,3

ene-24 88 26,3

feb-24 89 25,4

mar-24 90 24,4

abr-24 91 23,5

may-24 92 22,7

jun-24 93 21,8

jul-24 94 21,0

ago-24 95 20,2

BOPD BOPD BOPD BOPD

qi 51,7 214,74 408,48 666,53

Decl. Anual 45 45 45 45

Decl. Mensual 0,0375 0,0375 0,0375 0,0375

oct-16 1 52 215 408 667

nov-16 2 49,8 206,8 393,4 642,0

dic-16 3 48,0 199,2 379,0 618,4

ene-17 4 46,2 191,9 365,0 595,6

feb-17 5 44,5 184,8 351,6 573,7

mar-17 6 42,9 178,0 338,6 552,6

abr-17 7 41,3 171,5 326,2 532,2

may-17 8 39,8 165,2 314,2 512,6

jun-17 9 38,3 159,1 302,6 493,8

jul-17 10 36,9 153,2 291,5 475,6

ago-17 11 35,5 147,6 280,7 458,1

sep-17 12 34,2 142,2 270,4 441,2

oct-17 13 33,0 136,9 260,5 425,0

nov-17 14 31,8 131,9 250,9 409,4

dic-17 15 30,6 127,0 241,6 394,3

ene-18 16 29,5 122,4 232,7 379,8

feb-18 17 28,4 117,9 224,2 365,8

mar-18 18 27,3 113,5 215,9 352,3

abr-18 19 26,3 109,3 208,0 339,4

may-18 20 25,4 105,3 200,3 326,9

jun-18 21 24,4 101,4 193,0 314,8

jul-18 22 23,5 97,7 185,9 303,3

ago-18 23 22,7 94,1 179,0 292,1

sep-18 24 21,8 90,6 172,4 281,3

oct-18 25 21,0 87,3 166,1 271,0

115

nov-18 26 20,2 84,1 160,0 261,0

dic-18 27 81,0 154,1 251,4

ene-19 28 78,0 148,4 242,2

feb-19 29 75,1 142,9 233,2

mar-19 30 72,4 137,7 224,7

abr-19 31 69,7 132,6 216,4

may-19 32 67,1 127,7 208,4

jun-19 33 64,7 123,0 200,8

jul-19 34 62,3 118,5 193,4

ago-19 35 60,0 114,1 186,2

sep-19 36 57,8 109,9 179,4

oct-19 37 55,7 105,9 172,8

nov-19 38 53,6 102,0 166,4

dic-19 39 51,6 98,2 160,3

ene-20 40 49,7 94,6 154,4

feb-20 41 47,9 91,1 148,7

mar-20 42 46,2 87,8 143,2

abr-20 43 44,5 84,6 138,0

may-20 44 42,8 81,4 132,9

jun-20 45 41,2 78,4 128,0

jul-20 46 39,7 75,6 123,3

ago-20 47 38,3 72,8 118,8

sep-20 48 36,9 70,1 114,4

oct-20 49 35,5 67,5 110,2

nov-20 50 34,2 65,0 106,1

dic-20 51 32,9 62,6 102,2

ene-21 52 31,7 60,3 98,5

feb-21 53 30,6 58,1 94,8

mar-21 54 29,4 56,0 91,3

abr-21 55 28,3 53,9 88,0

may-21 56 27,3 51,9 84,7

jun-21 57 26,3 50,0 81,6

jul-21 58 25,3 48,2 78,6

ago-21 59 24,4 46,4 75,7

sep-21 60 23,5 44,7 72,9

oct-21 61 22,6 43,1 70,3

nov-21 62 21,8 41,5 67,7

dic-21 63 21,0 39,9 65,2

ene-22 64 20,2 38,5 62,8

feb-22 65 37,1 60,5

mar-22 66 35,7 58,2

abr-22 67 34,4 56,1

may-22 68 33,1 54,0

jun-22 69 31,9 52,0

jul-22 70 30,7 50,1

ago-22 71 29,6 48,3

sep-22 72 28,5 46,5

oct-22 73 27,5 44,8

116

nov-22 74 26,4 43,1

dic-22 75 25,5 41,6

ene-23 76 24,5 40,0

feb-23 77 23,6 38,6

mar-23 78 22,8 37,1

abr-23 79 21,9 35,8

may-23 80 21,1 34,5

jun-23 81 20,3 33,2

jul-23 82 32,0

ago-23 83 30,8

sep-23 84 29,7

oct-23 85 28,6

nov-23 86 27,5

dic-23 87 26,5

ene-24 88 25,5

feb-24 89 24,6

mar-24 90 23,7

abr-24 91 22,8

may-24 92 22,0

jun-24 93 21,2

jul-24 94 20,4

117

ANEXO No 4

DESGLOSE ANÁLISIS ECONÓMICO FRACTURAMIENTO

HIDRÁULICO POZO 35HS

118

Inversión inicial [$] 430000Tasa de interés

anual [%]12

Costo deproducción un

barrril de petróleo [$]8

Tasa de interés

mensual [%]0,9489

Costo de venta de un


Fecha [mensual] N° de Periodo Tasa de producción

P90 [bp]

Acumulado

Mensual [bp]

Total de Egeresos

por producción [$]

Total de Ingresos

por Venta [$]Flujo Neto [$]

Inversión Inicial 480000 -480000

oct-16 1 478,48 14545,79 116366,34 581831,68 465465,34

nov-16 2 460,87 14010,45 112083,58 560417,92 448334,34

dic-16 3 443,91 13494,86 107958,91 539794,56 431835,65

ene-17 4 427,57 12998,13 103985,02 519925,12 415940,10

feb-17 5 411,83 12519,63 100157,06 500785,28 400628,22

mar-17 6 396,67 12058,77 96470,14 482350,72 385880,58

abr-17 7 382,07 11614,93 92919,42 464597,12 371677,70

may-17 8 368,01 11187,50 89500,03 447500,16 358000,13

jun-17 9 354,47 10775,89 86207,10 431035,52 344828,42

jul-17 10 341,42 10379,17 83033,34 415166,72 332133,38

ago-17 11 328,85 9997,04 79976,32 399881,60 319905,28

sep-17 12 316,75 9629,20 77033,60 385168,00 308134,40

oct-17 13 305,09 9274,74 74197,89 370989,44 296791,55

nov-17 14 293,86 8933,34 71466,75 357333,76 285867,01

dic-17 15 283,05 8604,72 68837,76 344188,80 275351,04

ene-18 16 272,63 8287,95 66303,62 331518,08 265214,46

feb-18 17 262,60 7983,04 63864,32 319321,60 255457,28

mar-18 18 252,93 7689,07 61512,58 307562,88 246050,30

$ 306.867,27 $ 7.759.368,96

VAN P50 $ 952.214,49

TIR P50 93%

C/B P50 25,29

Total de Egresos

por producción [$]

119

ANEXO No 5

DESGLOSE ANÁLISIS ECONÓMICO ESTIMULACIÓN

MATRICIAL NO REACTIVA POZO 40HS

120


anual [%]12



Tasa de interés

mensual [%]0,9489




P10 [bp]

Acumulado

Mensual [bp]

Total de Egeresos

por producción [$]

Total de Ingresos



oct-16 1 1541,00 46846,400 374771,200 1873856,000 1499084,800

nov-16 2 1485,30 45153,120 361224,960 1806124,800 1444899,840

dic-16 3 1377,80 41885,120 335080,960 1675404,800 1340323,840

ene-17 4 1327,10 40343,840 322750,720 1613753,600 1291002,880

feb-17 5 1278,30 38860,320 310882,560 1554412,800 1243530,240

mar-17 6 1231,20 37428,480 299427,840 1497139,200 1197711,360

abr-17 7 1185,90 36051,360 288410,880 1442054,400 1153643,520

may-17 8 1142,30 34725,920 277807,360 1389036,800 1111229,440

jun-17 9 1100,30 33449,120 267592,960 1337964,800 1070371,840

jul-17 10 1059,70 32214,880 257719,040 1288595,200 1030876,160

ago-17 11 1020,70 31029,280 248234,240 1241171,200 992936,960

sep-17 12 983,20 29889,280 239114,240 1195571,200 956456,960

oct-17 13 947,00 28788,800 230310,400 1151552,000 921241,600

nov-17 14 912,10 27727,840 221822,720 1109113,600 887290,880

dic-17 15 878,50 26706,400 213651,200 1068256,000 854604,800

ene-18 16 846,20 25724,480 205795,840 1028979,200 823183,360

feb-18 17 815,10 24779,040 198232,320 991161,600 792929,280

mar-18 18 785,10 23867,040 190936,320 954681,600 763745,280

605470,720 $ 313.973,32 $ 24.218.828,80

VAN P10 $ 1.742.610,38

TIR P10 634%

C/B P10 77,14

Total de Egresos

por producción [$]

121

ANEXO No 6


MATRICIAL NO REACTIVA POZO 44HS

122


anual [%]12



Tasa de interés

mensual [%]0,9489




P10 [bp]

Acumulado

Mensual [bp]

Total de Egeresos

por producción [$]

Total de Ingresos



oct-16 1 1076,3 32718,9 261751,3 1308756,5 1047005,2

nov-16 2 1036,7 31515,7 252125,4 1260627,2 1008501,8

dic-16 3 998,5 30354,4 242835,2 1214176,0 971340,8

ene-17 4 961,8 29238,7 233909,8 1169548,8 935639,0

feb-17 5 926,4 28162,6 225300,5 1126502,4 901201,9

mar-17 6 892,3 27125,9 217007,4 1085036,8 868029,4

abr-17 7 859,4 26125,8 209006,1 1045030,4 836024,3

may-17 8 827,8 25165,1 201321,0 1006604,8 805283,8

jun-17 9 797,3 24237,9 193903,4 969516,8 775613,4

jul-17 10 768,0 23347,2 186777,6 933888,0 747110,4

ago-17 11 739,7 22486,9 179895,0 899475,2 719580,2

sep-17 12 712,5 21660,0 173280,0 866400,0 693120,0

oct-17 13 686,4 20866,6 166932,5 834662,4 667729,9

nov-17 14 661,0 20094,4 160755,2 803776,0 643020,8

dic-17 15 636,7 19355,7 154845,4 774227,2 619381,8

ene-18 16 613,2 18641,3 149130,2 745651,2 596521,0

feb-18 17 590,7 17957,3 143658,2 718291,2 574633,0

mar-18 18 568,9 17294,6 138356,5 691782,4 553425,9

436348,8 $ 256.836,73 $ 17.453.953,28

VAN P10 $ 1.297.196,44

TIR P10 442%

C/B P10 67,96

Total de Egresos

por producción [$]

123

ANEXO No 7


MATRICIAL REACTIVA POZO 47HS

124


anual [%]12



Tasa de interés

mensual [%]0,9489




P90 [bp]

Acumulado

Mensual [bp]

Total de Egeresos

por producción [$]

Total de Ingresos



oct-16 1 267,7 8139,0 65111,9 325559,7 260447,7

nov-16 2 257,9 7839,2 62714,0 313569,9 250855,9

dic-16 3 248,4 7550,8 60406,0 302030,1 241624,1

ene-17 4 239,2 7272,9 58183,2 290915,8 232732,7

feb-17 5 230,4 7005,4 56043,0 280215,0 224172,0

mar-17 6 222,0 6747,3 53978,2 269891,2 215913,0

abr-17 7 213,8 6499,2 51993,7 259968,6 207974,9

may-17 8 205,9 6260,0 50079,7 250398,7 200319,0

jun-17 9 198,3 6029,5 48236,3 241181,4 192945,2

jul-17 10 191,0 5807,6 46460,9 232304,6 185843,7

ago-17 11 184,0 5593,9 44751,2 223756,2 179004,9

sep-17 12 177,2 5387,8 43102,3 215511,7 172409,3

oct-17 13 170,7 5189,6 41516,7 207583,4 166066,7

nov-17 14 164,4 4998,7 39989,4 199946,9 159957,5

dic-17 15 158,4 4814,8 38518,0 192590,1 154072,1

ene-18 16 152,6 4637,5 37100,2 185500,8 148400,6

feb-18 17 146,9 4466,7 35733,4 178666,9 142933,5

mar-18 18 141,5 4302,2 34417,7 172088,3 137670,7

$ 164.736,71 $ 4.341.679,36

VAN P50 $ 519.221,53

TIR P50 98%

C/B P50 26,36

Total de Egresos

por producción [$]

125

ANEXO No 8

CÁLCULO DE AÑOS GANADOS CON LAS DIFERENTES

TÉCNICAS DE ESTIMULACIÓN

126

Actu

alp9

0p5

0p1

0

No

Reac

tiva

4981

103

121

3254

722,

674,

56

4577

9911

632

5471

3567

8910

732

5472

2658

8098

3254

72

Reac

tiva

4977

9310

628

4457

2,3

3,7

4,8

4573

8810

128

4356

3563

7992

2844

57

2654

7083

2844

57

Frac

tura

mie

nto

4971

8597

2236

481,

8333

3333

34

4570

8496

2539

512,

0833

3333

3,25

4,25

3566

8295

3147

602,

5833

3333

3,91

6666

675

2664

8194

3855

683,

1666

6667

4,58

3333

335,

6666

6667

2,4

3,7

4,7

Perio

dos

Prom

edio

s

Mes

es

127

ANEXO No 9

VALORES DE PRODUCCIÓN ACUMULADA GANADA CON

LAS TÉCNICAS DE ESTIMULACIÓN

128

p90 p50 p1035hs 234479 668171 139053740hs 200271 570697 118712844hs 139775 398314 82908747hs 99573 283760 590750Prom 168524,5 480235,5 999375,5

35hs 189900 420350 74866440hs 162085 358244 63850844hs 113083 250513 44613947hs 80521 178519 317900Prom 136397,25 301906,5 537802,8

35hs 134265 294386 50782740hs 134572 294262 50748744hs 134417 294437 50785047hs 134681 294614 507719Prom 134483,75 294424,8 507720,8

Fracturamiento H.

np ganado [Mbp]

No Reactiva

Reactiva

129

ANEXO No 10

ANÁLISIS DEL INCREMENTO DE PRODUCCIÓN DE LAS

TÉCNICAS DE ESTIMULACIÓN CON LA CAPACIDAD DE

APORTE DEL POZO CON BASE EN SUS

CARACTERÍSTICAS DE RESERVORIO

130

PO

ZO 3

5H

S

Presión de Burbuja [psi]

750 Qmáx@Pb 760 BFD

Qmáx 859 BFD

p10 [BFD] p50 [BFD] p90 [BFD]

Estimulación Matricial No

Reactiva 2274,5142 1172,8584 511,1316

Estimulación Matricial Reactiva

1294,6626 794,0772 443,142


928,0278 602,8848 358,7724

p10 [BPPD] p50 [BPPD] p90 [BPPD]


Reactiva 1805,17 930,84 405,66


1027,51 630,22 351,7


736,53 478,48 284,74

PO

ZO 4

0H

S



Qmáx 2873 BFD



Reactiva 1603,576 826,8832 360,3496

Estimulación Matricial Reactiva 912,7456 559,832 312,416

Fracturamiento Hidráulico 747,5312 479,1592 277,6696



Reactiva 1541,9 795,08 346,49


877,64 538,3 300,4


718,78 460,73 266,99

131

PO

ZO 4

4H

S



Qmáx 1933 BFD



Reactiva 1140,8568 588,2788 256,3716


649,3772 398,295 222,2714


728,6334 455,1004 249,736



Reactiva 1076,28 554,98 241,86


612,62 375,75 209,69


687,39 429,34 235,6

PO

ZO 4

7H

S



Qmáx 568 BFD



Reactiva 958,575 499,2875 215,4125


545,625 334,65 186,75


833,1625 510,6 268,425



Reactiva 766,86 399,43 172,33


436,5 267,72 149,4


666,53 408,48 214,74

ESCUELA POLITECNICA NACIONAL - EPN: Página de...

Documents

Transcript of ESCUELA POLITECNICA NACIONAL - EPN: Página de...