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UNIVERSIDAD CENTRAL DEL ECUADOR

FACULTAD DE INGENIERÍA EN GEOLOGÍA, MINAS, PETRÓLEOS Y

AMBIENTAL

CARRERA DE INGENIERÍA DE PETRÓLEOS

Análisis técnico-económico de la implementación de una completación dual con control de

arena para producir de las areniscas M-1 y M-2 del pozo Apaika Sur 3D A-001-Bloque 31

Estudio Técnico presentado como requisito para optar el Título de Ingeniero de Petróleos

AUTOR:

Franklin Gustavo Caiza Aymara

TUTOR:

Ing. Richard Hugo Torres Villacis

Quito 2019

ii

DERECHOS DE AUTOR

Yo, Franklin Gustavo Caiza Aymara, en calidad de autor y titular de los derechos morales y

patrimoniales del trabajo de titulación “ANÁLISIS TÉCNICO-ECONÓMICO DE LA

IMPLEMENTACIÓN DE UNA COMPLETACIÓN DUAL CON CONTROL DE

ARENA PARA PRODUCIR DE LAS ARENISCAS M-1 Y M-2 DEL POZO APAIKA

SUR 3D A-001-BLOQUE 31” modalidad Estudio Técnico, de conformidad con el Art. 114

del CÓDIGO ORGÁNICO DE LA ECONOMÍA SOCIAL DE LOS CONOCIMIENTOS,

CREATIVIDAD E INNOVACIÓN, concedo a favor de la Universidad Central del Ecuador

una licencia gratuita, intransferible y no exclusiva para el uso no comercial de la obra, con fines

estrictamente académicos. Conservo a mi favor todos los derechos de autoría sobre la obra,

establecidos en la normativa citada.

Así mismo, autorizo a la Universidad Central del Ecuador para que realice la digitalización y

publicación de este trabajo de titulación en el repositorio virtual, de conformidad a lo dispuesto

en el Art. 144 de la Ley Orgánica de Educación Superior.

Declaro que esta obra objeto de la presente autorización es original en su forma de expresión

y no infringe el derecho de autoría de terceros, asumiendo la responsabilidad por cualquier

reclamación que pudiera presentarse por esta causa y liberando a la Universidad de toda

responsabilidad.

En la ciudad de Quito a los 13 días del mes de Febrero de 2019.

FIRMA


CC: 1724933393

E-mail: [email protected]

mailto:[email protected]

iii



AMBIENTAL

CARRERA DE INGENIERÍA DE PETRÓLEOS

APROBACIÓN DEL TUTOR Y COTUTOR

Por la presente dejamos en constancia que en nuestra calidad de Tutor y Cotutor hemos

supervisado la realización del Trabajo de Titulación cuyo tema es: “ANÁLISIS TÉCNICO-

ECONÓMICO DE LA IMPLEMENTACIÓN DE UNA COMPLETACIÓN DUAL CON

CONTROL DE ARENA PARA PRODUCIR DE LAS ARENISCAS M-1 Y M-2 DEL

POZO APAIKA SUR 3D A-001-BLOQUE 31”, presentado por el señor Franklin Gustavo

Caiza Aymara para optar el Título de Ingeniero de Petróleos, considero que reúne los

requisitos y méritos suficientes para ser sometido a la evaluación y presentación pública por

parte del Tribunal que se designe.

En la ciudad de Quito a los 13 días del mes de Febrero de 2019.

Firma Firma

Richard Hugo Torres Villacis Fernando Andrés Lucero Calvache

CC: 1714559521 CC: 1720160272

TUTOR COTUTOR

iv



AMBIENTAL

CARRERADE INGENIERÍA DE PETRÓLEOS

APROBACIÓN DEL TRIBUNAL LECTOR-EVALUADOR

Por la presente dejamos constancia que en nuestra calidad de Tribunal Lector - Evaluador

hecha por el Consejo de Carrera de Ingeniería de Petróleo para el Trabajo de Titulación cuyo

tema es: “ANÁLISIS TÉCNICO-ECONÓMICO DE LA IMPLEMENTACIÓN DE UNA

COMPLETACIÓN DUAL CON CONTROL DE ARENA PARA PRODUCIR DE LAS

ARENISCAS M-1 Y M-2 DEL POZO APAIKA SUR 3D A-001-BLOQUE 31”, presentado

por el señor Franklin Gustavo Caiza Aymara, para optar el Título de Ingeniero de Petróleos,

hemos evaluado el mismo y consideramos que reúne los requisitos y méritos suficientes para

ser sometido a presentación pública.

En la ciudad de Quito a los 15 días del mes de Febrero del 2019.

Firma Firma

Ing. Sergio Lira Ing. Javier Romo Estrella

CC: 1757065261 CC: 1711294593

TRIBUNAL TRIBUNAL

LECTOR-EVALUADOR LECTOR-EVALUADOR

v

DECLARATORIA DE ORIGINALIDAD

Los abajo firmantes declaramos que el presente Trabajo de Titulación para optar al título de

Ingeniero de Petróleos de la Facultad de Ingeniería de Geología, Minas, Petróleos y Ambiental

de la Universidad Central del Ecuador denominado “ANÁLISIS TÉCNICO-ECONÓMICO

DE LA IMPLEMENTACIÓN DE UNA COMPLETACIÓN DUAL CON CONTROL DE

ARENA PARA PRODUCIR DE LAS ARENISCAS M-1 Y M-2 DEL POZO APAIKA

SUR 3D A-001-BLOQUE 31”, es original y no ha sido realizado con anterioridad o empleado

para el otorgamiento de calificación alguna, ni de título o grado diferente al actual. El presente

trabajo es el resultado de las investigaciones del autor, excepto de donde se indiquen las fuentes

de información consultadas.

Firma


CC: 172493339-3

Firma Firma

Ing. Richard Hugo Torres Villacis Ing. Fernando Andrés Lucero Calvache

CC: 171455952-1 CC: 172016027-2

TUTOR COTUTOR

vi

DEDICATORIA

A Dios por darme la vida y la salud para poder alcanzar esta meta, de igual manera de tener

siempre a mi lado a mis padres y a mi hermana que estuvieron presentes en esta etapa

estudiantil.

A mis padres por haberme dado siempre su apoyo y acompañarme en cada paso de mi vida,

guiándome siempre con paciencia y amor.

A mi madre por enseñarme a ser una persona de bien, por sus oraciones y bendiciones que

siempre me cuidan y me ayudan a conseguir mis propósitos.

A mi padre por ser estricto y a su vez responsable con su familia, enseñándome que el regalo

más grande es el tiempo que se comparte con cada uno.

A mi hermana por ser una ayuda y apoyo, dándome ánimos y siendo una compañía en las

noches de deberes.

A toda mi familia; tíos y tías, que siempre me han apoyado y han confiado en mí, que

alcanzaría esta meta en mi vida, que ayudan a mis padres y nos apoyan en cualquier

dificultad.

A Mónica, por ser una compañía en toda mi vida estudiantil, ayudarme y levantarme cuando

sentía que no podía seguir y alcanzar mi meta profesional. Además, de ser una guía para este

trabajo, que siempre estuvo atenta, escuchándome y corrigiéndome.

En general, toda la gente que Dios ha puesto en mi camino y formó parte de mi vida.


vii

AGRADECIMIENTOS

A Dios, por cuidarme siempre, por tener a mi lado a toda mi familia y enseñarme a través de

mis errores que siempre hay un futuro mejor, y que las cosas pasan por algo.

A todo el personal de oficina y de campo de Petroamazonas EP, que se desempeñan en el

Activo Edén-Yuturi, ITT, correspondiente al Bloque 12 y 31, en especial al Ing. Jonny Lomas,

que me sugirió el tema de estudio, ayudó con información y guía para elaborar mi proyecto

de titulación, adquiriendo conocimientos para tener un concepto más amplio tanto en mi vida

profesional como personal. Además, agradecer al personal de Schlumberger, especialmente

al Ing. Víctor Tates que fue una guía para el trabajo de reacondicionamiento para dicho

pozo, con información y explicación del mismo, dándose el tiempo para colaborar.

Finalmente, al Ing. Andrés Vascones que ayudó con el diseño del equipo de bombeo eléctrico

sumergible y explicaciones adicionales del mismo.

A mi tutor Ing. Richard Torres y cotutor Ing. Fernando Lucero, por ser guías en el

transcurso de la elaboración de mi tesis, que apoyó desde el inicio con su aprobación y

ayuda.

A la gloriosa Universidad Central, a la FIGEMPA, y todos los docentes de la Escuela de

Petróleos que me brindaron el conocimiento necesario para crecer en mi vida estudiantil y

formar un futuro profesional.

Finalmente agradezco a toda mi familia, a mi padre, mi madre y mi hermana, que ellos

vieron la dedicación y el empeño que ponía en los estudios, así como me veían pasar por

malos momentos pero siempre ellos ahí presentes para decirme que confían en mí y que pase

lo que pase siempre me apoyaran y verán lo mejor para mi vida tanto profesional como

personal.


viii

TABLA DE CONTENIDOS

CAPÍTULO I ............................................................................................................................. 1

GENERALIDADES .................................................................................................................. 1

1.1 Introducción ................................................................................................................ 1

1.2 Planteamiento del problema ........................................................................................ 2

1.3 Objetivos ..................................................................................................................... 2

1.3.1 Objetivo general ................................................................................................... 2

1.3.2 Objetivos específicos ........................................................................................... 2

1.4 Justificación e importancia .......................................................................................... 3

1.5 Entorno de estudio ....................................................................................................... 4

1.5.1 Marco institucional .............................................................................................. 4

1.5.2 Marco ético .......................................................................................................... 4

1.5.3 Marco legal .......................................................................................................... 4

CAPÍTULO II ............................................................................................................................ 5

MARCO CONTEXTUAL Y TEÓRICO ................................................................................... 5

2.1 Introducción del bloque 31 .......................................................................................... 5

2.2 Ubicación geográfica................................................................................................... 6

2.2.1 Estructura del campo............................................................................................ 8

2.3 Geología ...................................................................................................................... 8

2.4 Facilidades de producción de Apaika Central (Bloque 31)......................................... 9

2.5 Sistema de levantamiento artificial ............................................................................. 9

2.6 Completación dual concéntrica con sistema electrosumergible .................................. 9

2.6.1 Características ...................................................................................................... 9

2.6.2 Beneficios .......................................................................................................... 10

2.6.3 Descripción y operación del sistema .................................................................. 10

2.6.4 Sub ensamblajes de la completación .................................................................. 12

ix

2.7 Sistema de bombeo eléctrico sumergible .................................................................. 15

2.7.1 Equipos de superficie ......................................................................................... 16

2.7.2 Equipo de fondo ................................................................................................. 17

2.8 Empaque con grava ................................................................................................... 19

2.8.1 Definición .......................................................................................................... 19

2.8.2 Objetivos del Empaque con Grava .................................................................... 20

2.8.3 Técnica de colocación de la grava en hoyo revestido ........................................ 20

2.8.4 Selección de la arena de empaque con grava ..................................................... 21

2.8.5 Longitud de la rejilla .......................................................................................... 21

2.8.6 Longitud de la tubería lisa (Blank pipe) ............................................................. 21

2.8.7 Componentes de un ensamblaje de empaque con grava .................................... 21

2.8.8 Equipo de completación de empaque con grava ................................................ 22

2.9 Fracturamiento hidráulico ......................................................................................... 23

2.9.1 Definición .......................................................................................................... 23

2.9.2 Objetivo de la fractura ....................................................................................... 24

2.10 Cementación forzada (Squezze) ............................................................................. 24

2.10.1 Introducción ....................................................................................................... 24

2.10.2 Definición .......................................................................................................... 24

2.10.3 Equipo usado para realizar una cementación forzada ........................................ 25

CAPÍTULO III ......................................................................................................................... 26

DISEÑO METODOLÓGICO .................................................................................................. 26

3.1 Tipo de estudio .......................................................................................................... 26

3.2 Universo y muestra.................................................................................................... 27

3.3 Métodos y técnicas de recopilación de datos ............................................................ 27

3.4 Procesamiento y análisis de información del pozo Apaika Sur 3D-001 ................... 28

3.4.1 Introducción ....................................................................................................... 28

3.4.2 Columna estratigráfica ....................................................................................... 29

x

3.4.3 Correlación estratigráfica ................................................................................... 29

3.4.4 Registros petrofísicos ......................................................................................... 32

3.4.5 Registros de cemento ......................................................................................... 34

3.4.6 Descripción litológica ........................................................................................ 35

3.4.7 Yacimientos ....................................................................................................... 36

3.4.8 Cálculo del POES .............................................................................................. 39

3.4.9 Factor de recobro ............................................................................................... 41

3.4.10 Estimación de reservas ....................................................................................... 41

3.4.11 Completación inicial .......................................................................................... 42

3.4.12 Pruebas de Producción – Presión ....................................................................... 43

3.4.13 Estado actual del pozo ....................................................................................... 44

3.5 Dimensionamiento básico del equipo eléctrico sumergible (Base Of Desing, BOD)

44

3.5.1 Datos requeridos (Input) .................................................................................... 44

3.5.2 Conceptos teóricos para el diseño ...................................................................... 47

3.5.3 Especificaciones del equipo BES ....................................................................... 55

3.5.4 Selección del equipo BES para las areniscas ..................................................... 61

3.6 Empaque con grava ................................................................................................... 64

3.6.1 Tipo y longitud de la rejilla ................................................................................ 64

3.6.2 Cálculo de volumen de grava teórica ................................................................. 64

3.7 Proyecto de facilidades de producción ...................................................................... 65

CAPÍTULO IV......................................................................................................................... 68

4.1 Análisis técnico económico ....................................................................................... 68

4.2 Conceptos teóricos .................................................................................................... 68

4.2.1 Flujo de caja ....................................................................................................... 68

4.2.2 El valor actual neto (VAN) ................................................................................ 68

4.2.3 Tasa interna de rentabilidad (TIR) ..................................................................... 69

xi

4.2.4 Relación beneficio/costo .................................................................................... 69

4.2.5 Tiempo de recuperación de la inversión ............................................................ 70

4.3 Perfil de producción .................................................................................................. 70

4.4 Precio de exportación ................................................................................................ 70

4.5 Costos de operación .................................................................................................. 72

4.6 Inversión .................................................................................................................... 73

4.7 Tasa de descuento...................................................................................................... 75

4.8 Ingresos ..................................................................................................................... 75

4.9 Cálculo del flujo de caja ............................................................................................ 75

4.10 Análisis y evaluación del proyecto ........................................................................ 79

4.11 Resultados del pozo APSA-001 ............................................................................ 82

CAPÍTULO V .......................................................................................................................... 84

5.1 CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES ........................................................ 84

5.1.1 Conclusiones ...................................................................................................... 84

5.1.2 Recomendaciones .............................................................................................. 85

REFERENCIAS ....................................................................................................................... 86

GLOSARIO DE TÉRMINOS.................................................................................................. 88

ANEXOS ................................................................................................................................. 91

xii

ÍNDICE DE FIGURAS

Figura 1: Mapa de Ubicación del Campo Apaika – Nenke ...................................................... 7

Figura 2: Mapa de ubicación del Bloque 31, campo Apaika Sur 3D ....................................... 7

Figura 3: Análisis granulométrico de Apaika ........................................................................... 8

Figura 4: Análisis granulométrico de Nenke ............................................................................ 9

Figura 5: Diagrama general de la completación dual concéntrica .......................................... 11

Figura 6: Componentes de la etapa de la bomba .................................................................... 18

Figura 7: Empaque con grava en hoyo revestido y abierto .................................................... 20

Figura 8: Herramientas de completación y de servicio para el empaque con grava .............. 22

Figura 9: Cementación Con Packer ........................................................................................ 25

Figura 10: Corte estructural estratigráfico de M-1 ................................................................. 30

Figura 11: Corte estructural estratigráfico de M-2b ............................................................... 31

Figura 12: Registro petrofísico de la arenisca M-1 ................................................................ 32

Figura 13: Registro petrofísico de la arenisca M-2 ................................................................ 33

Figura 14: Registro de Cemento de la Arenisca M-1 ............................................................. 34

Figura 15: Registro de Cemento de la Arenisca M-2b ........................................................... 35

Figura 16: Gráfica de IP de la arenisca M-2 del pozo APKA-014 ......................................... 50

Figura 17: Carta de correlación para perdida por fricción ...................................................... 53

Figura 18: Componentes del TDH.......................................................................................... 54

Figura 19: Curva de desempeño de la bomba seleccionada para M-1 ................................... 56

Figura 20: Curva de desempeño de la bomba seleccionada para M-2b ................................. 56

Figura 21: Gráfica de corriente vs temperatura del pozo ....................................................... 58

Figura 22: Gráfica de caída de voltaje del cable .................................................................... 59

Figura 23: Etapa de flujo mixto .............................................................................................. 61

xiii

Figura 24: Etapa de flujo radial .............................................................................................. 63

Figura 25: Facilidades existentes de Bloque 31 ..................................................................... 66

Figura 26: Facilidades propuestas de Bloque 31 .................................................................... 66

Figura 27: Distancia aproximada desde Apaika Sur 3D hasta Apaika ................................... 67

Figura 28: Operaciones realizadas en el pozo APSA ............................................................. 74

Figura 29: Tiempo de recuperación del proyecto del pozo APSA-001 .................................. 79

Figura 30: Flujo de caja actualizado del proyecto del pozo APSA-001 ................................. 79

Figura 31: Tiempo de recuperación optimista del proyecto del pozo APSA-001 .................. 80

Figura 32: Flujo de caja optimista actualizado del proyecto del pozo APSA-001 ................. 80

Figura 33: Tiempo de recuperación pesimista del proyecto del pozo APSA-001 .................. 81

Figura 34: Flujo de caja pesimista actualizado del proyecto del pozo APSA-001 ................. 81

xiv

ÍNDICE DE TABLAS

Tabla 1: Pozos productores del campo Apaika – Nenke .......................................................... 6

Tabla 2: Datos PVT para la arenisca M-1 del campo Apaika Sur .......................................... 37

Tabla 3: Datos PVT para la arenisca M-2 del campo Apaika Sur .......................................... 38

Tabla 4: Parámetros petrofísicos del pozo Apaika Sur 1, arenisca M-1. ................................ 39

Tabla 5: Parámetros petrofísicos del pozo Apaika Sur 1, arenisca M-2b. .............................. 39

Tabla 6: Cálculo del volumen total de la roca y POES de M-1 .............................................. 40

Tabla 7: Cálculo del volumen total de la roca y POES de M-2b ............................................ 40

Tabla 8: POES de las arenas M-1 y M-2 ................................................................................ 41

Tabla 9: Factores de Recobro para las arenas M-1 y M-2 ...................................................... 41

Tabla 10: Recursos del Campo Apaika Sur 3D por Petroamazonas EP ................................. 42

Tabla 11: Pruebas Iniciales de Producción del pozo Apaika Sur-001, arenisca M-1. ............ 43

Tabla 12: Correlaciones que se usan para el fluido ................................................................ 45

Tabla 13: Prueba de producción final estabilizada ................................................................. 49

Tabla 14: Factor multiplicador a diferentes temperaturas ...................................................... 58

Tabla 15: Parámetros para selección de los sellos .................................................................. 62

Tabla 16: Valores de declinación de los pozos de APKA ...................................................... 70

Tabla 17: Precio del crudo Napo y WTI ................................................................................. 71

Tabla 18: Proyección del precio WTI .................................................................................... 72

Tabla 19: Precio del costo del barril en 1, 6 y 12 meses ......................................................... 73

Tabla 20: Costos del pozo APSA-001 .................................................................................... 74

Tabla 21: Costos de facilidades del pozo APSA-001 ............................................................. 74

Tabla 22: Flujo de caja actualizado del pozo APSA-001 ....................................................... 76

Tabla 23: Flujo de caja optimista actualizado del pozo APSA-001 ....................................... 77

xv

Tabla 24: Flujo de caja pesimista actualizado del pozo APSA-001 ....................................... 78

Tabla 25: Comparación de VAN, TIR y relación Beneficio/Costo en los diferentes escenarios

.................................................................................................................................................. 82

xvi

ÍNDICE DE ANEXOS

ANEXO A: MAPA ESTRUCTURAL EN PROFUNDIDAD AL TOPE DE M-1 ................ 91

ANEXO B: MAPA ESTRUCTURAL EN PROFUNDIDAD AL TOPE DE M-2b .............. 92

ANEXO C: COLUMNA ESTRATIGRÁFICA ...................................................................... 93

ANEXO D: DIAGRAMA ACTUAL DEL POZO APSA-001 ............................................... 94

ANEXO E: INPUT DE LA ARENISCA M-1 ........................................................................ 95

ANEXO F: INPUT DE LA ARENISCA M-2b ...................................................................... 96

ANEXO G: SELECCIÓN DEL EQUIPO BES DE LA ARENA M-1................................... 97

ANEXO H: SELECCIÓN DEL EQUIPO BES DE LA ARENA M-2b............................... 105

ANEXO I: EXCEL PARA COMPARAR LOS RESULTADOS OBTENIDOS EN EL

SOFTWARE DE SELECCIÓN DEL EQUIPO BES DE M-1 .............................................. 112

ANEXO J: EXCEL PARA COMPARAR LOS RESULTADOS OBTENIDOS EN EL

SOFTWARE DE SELECCIÓN DEL EQUIPO BES DE M-2b ............................................ 113

ANEXO K: PERFIL DE PRODUCCIÓN DE LAS ARENISCAS M-1 Y M-2b ................ 114

ANEXO L: COSTOS DEL REACONDICIONAMIENTO #1 DEL POZO APSA-001 ..... 116

ANEXO M: PROGRAMA DE REACONDICIONAMIENTO #1 DEL POZO APSA-001 118

ANEXO N: DIAGRAMA PROPUESTO DEL REACONDICIONAMIENTO DEL POZO

APSA-001 .............................................................................................................................. 129

xvii

ABREVIATURAS Y SIGLAS

APSA: Apaika Sur 3D Plataforma A

BES: Bombeo Eléctrico Sumergible

BHA: Bottom Hole Assembly (Ensamblaje de fondo)

BHP: Bottom Hole Pressure (Presión de fondo)

BOD: Base Of Design (Base del diseño del sistema BES)

BSW: Basic Sediment and Water (Porcentaje de sedimentos y agua)

CAP: Contacto Agua Petróleo

CBL: Cement Bond Log (Registro de adherencia del cemento)

CHP: Casing Head Pressure (Presión del casing)

CMR: Combinable Magnetic Resonance (Resonancia magnética combinable)

DLS: Dog Leg Severity (Severidad de la curva)

ECB: Estación Central de Bombeo

EIA: Energy Information Administration (Administración de información de la energía)

ESP: Electric Submersible Pump (Bombeo Eléctrico Sumergible)

FMI: Formation Micro Imager (Micro imagen de la formación)

FR: Factor de Recuperación

FT: Foot (Pies, corresponde a una unidad de medida de longitud)

FWD: Forward (Sentido de la rotación, hacia adelante)

GOR: Gas – Oil Ratio (Relación gas – petróleo)

GR: Gamma Ray (Rayos gamma, tipo de registro eléctrico)

ID: Internal Diameter (Diámetro interno)

IP: Índice de Productividad

LIP: Límite Inferior de Petróleo

MD: Measured Depth (Profundidad medida)

MDT: Modular Formation Dynamics Tester (Probador modular de la dinámica de la

formación)

NDL: Net Dynamic Lift (Levantamiento dinámico neto)

NNKB: Nenke Plataforma B

OD: Outside Diameter (Diámetro externo)

PIP: Pump Intake Pressure (Presión de entrada a la bomba)

POES: Petróleo Original In – Situ

PVT: Pressure – Volume – Temperature (Presión – volumen – temperatura)

xviii

PWF: Pressure Well Flowing (Presión de fondo fluyente)

RPM: Revolutions Per Minute (Revoluciones por minuto)

SDT: Step Down Transformer (Transformador reductor)

SUT: Step Up Transformer (Transformador elevador)

TDH: Total Dymanic Head (Cabeza dinámica total)

TIR: Tasa Interna de Retorno

TVD: True Vertical Depth (Profundidad vertical verdavera)

VAC: Volts Alternating Current (Voltaje de corriente alterna)

VAN: Valor Actual Neto

VDL: Variable Density Log (Registro de densidad variable)

VSD: Variable Speed Drive (Variador de velocidad)

VSP: Vertical Seismic Profile (Perfil sísmico vertical)

WHP: Well Head Pressure (Presión de cabeza del pozo)

WHT: Well Head Temperature (Temperatura de cabeza del pozo)

xix

Tema: Análisis técnico-económico de la implementación de una completación dual con control

de arena para producir de las areniscas M-1 y M-2 del pozo Apaika Sur 3D A-001-Bloque 31

Autor: Franklin Gustavo Caiza Aymara

Tutor: Ing. Richard Hugo Torres Villacis

Cotutor: Ing. Fernando Andrés Lucero Calvache

RESUMEN

El presente estudio técnico tiene como objetivo poner en producción el pozo exploratorio

Apaika Sur 3D A-001, mediante la implementación de una completación dual con control de

arena para M-1 y fracturamiento hidráulico para M-2b.

El análisis técnico – económico para producir de las areniscas productoras del pozo APSA-

001, se basó en analizar la información disponible a la actualidad como: mapas estructurales,

registros petrofísicos y de cemento de cada arenisca productora, correlaciones estratigráficas

con pozos cercanos, descripción litológica de cada reservorio, propiedades petrofísicas y PVT

de roca – fluido, cálculo de POES, correlación de los factores de recobro, estimación de

reservas, correlación de los valores de declinación de producción y perfiles de producción de

cada arenisca. Además, el presente proyecto está sujeto a ajustes y mejoras en un futuro, debido

a la actualización de información o de trabajos adicionales para obtener mayor información del

pozo que contribuya a una mejor eficiencia del proyecto.

Con este análisis se identificó todos los trabajos necesarios que se implementarán en cada

arenisca para tener una producción por 3 años. Se realizó el análisis económico tomando como

indicador el tiempo de recuperación de la inversión, donde el proyecto es rentable con el precio

actual, los escenarios optimista y pesimista.

PALABRAS CLAVES: BLOQUE 31 / CAMPO APAIKA SUR 3D / COMPLETACIÓN

DUAL CONCÉNTRICA / EMPAQUE CON GRAVA / PERIODO DE RECUPERACIÓN DE

LA INVERSIÓN.

xx

Topic: Technical-economic analysis of the implementation of a dual completion with sand

control to produce the M-1 and M-2 sandstones of the Apaika Sur 3D A-001 well-Block 31

Author: Franklin Gustavo Caiza Aymara

Tutor: Ing. Richard Hugo Torres Villacis

Cotutor: Ing. Fernando Andrés Lucero Calvache

ABSTRACT

The objective of this technical study is to put the Apaika Sur 3D A-001 exploratory well into

production through the implementation of a dual completion with sand control for M-1 and

hydraulic fracturing for M-2b.

The technical - economic analysis to produce the sandstones producing well APSA-001, was

based on analyzing the information available to the present as: structural maps, petrophysical

and cement logs of each producing sandstone, stratigraphic correlations with nearby wells,

lithological description of each reservoir, petrophysical properties and PVT of rock - fluid,

calculation of POES, correlation of recovery factors, estimation of reserves, correlation of

declination values of production and production profiles of each sand. In addition, this project

is hold to adjustments and improvements in the future, due to the update of information or

additional work to obtain more information of the well that contributes to a better efficiency of

the project.

With this analysis we identified all the necessary works that will be implemented in each

sandstone to have a production for 3 years. The economic analysis was carried out taking as

indicator the recovery time of the investment, where the project is profitable with the current

price, the optimistic and pessimistic scenarios.

Keywords: BLOCK 31 / APAIKA SOUTH 3D FIELD / CONCENTRIC DUAL

COMPLETION / GRAVEL PACK / THE INVESTMENT RECOVERY PERIOD.

1

CAPÍTULO I

GENERALIDADES

1.1 Introducción

En el siguiente estudio técnico se toma en cuenta al único pozo del campo Apaika Sur 3D,

que se denominará como APSA-001. Con la perforación de este pozo exploratorio se comprobó

la existencia de hidrocarburo en los reservorios M-1 y M-2 en la estructura Apaika Sur 3D, la

cual es parte del tren estructural Apaika.

El campo Apaika Sur 3D, pertenece al Bloque 31 Apaika-Nenke, está considerado en un

plan de desarrollo en conjunto con otros campos aledaños para aumentar la producción de

hidrocarburos en este bloque.

Para producir la mayor cantidad de hidrocarburo de los yacimientos M-1 y M-2b, se

realizarán diferentes trabajos en el Reacondicionamiento del pozo APSA-001, para lo cual se

necesitará información de geología, reservorios, completación, registros y producción.

Debido a que el pozo APSA-001 es un pozo exploratorio, se correlacionará con pozos

cercanos para obtener datos que no se obtuvieron durante las etapas de perforación,

completación y evaluación del pozo, con estos datos se podrá realizar el reacondicionamiento

del pozo APSA-001 de una manera más confiable asegurando los resultados de dicho trabajo.

El trabajo de reacondicionamiento consiste en bajar una completación dual concéntrica

para producir de las dos areniscas de interés, donde se implementará un empaque con grava a

la arenisca M-1 que es una arenisca no consolidada y un trabajo de fracturamiento a la arenisca

M-2b debido a las bajas propiedades petrofísicas que esta tiene; para el trabajo de

fracturamiento se tomará como referencia el pozo Apaika-014 que es el más cercano de la zona.

Los resultados de este trabajo servirán como guía para futuros proyectos que la empresa

pública Petroamazonas podría llevar a cabo dentro del mismo campo o en los campos cercanos.

2

1.2 Planteamiento del problema

El Bloque 31 está constituido por los campos Apaika – Nenke y Apaika Sur 3D, donde los

pozos de Apaika presentan problemas por sólidos debido a que M-1 es una arenisca no

consolidada, y como el campo Apaika Sur 3D se encuentra dentro del mismo tren estructural

existe una alta probabilidad de que tenga el mismo problema de sólidos durante su vida

productiva.

Durante la etapa de completación del pozo Apaika Sur 3D-001 se determinó que la arenisca

M-1 es no consolidada, esto se evidenció con las muestras de pared tomadas durante la

perforación del pozo donde se vio que era una arenisca suelta. Esta característica del reservorio

M-1 puede ocasionar una vez que el pozo esté funcionando, se produzcan pérdidas de

producción por arenamiento del pozo, taponamiento de los intervalos disparados y afectará la

eficiencia del equipo de levantamiento artificial. Actualmente, el pozo se encuentra en

abandono temporal por falta de facilidades de superficie para ponerlo en producción.

1.3 Objetivos

1.3.1 Objetivo general

Analizar los aspectos técnicos y económicos para la implementación de una completación

dual con control de arena para producir de las areniscas M1 y M2 del pozo Apaika Sur 3D A-

001- Bloque 31.

1.3.2 Objetivos específicos

Analizar las características petrofísicas del reservorio, mapas estructurales,

registros eléctricos a hueco abierto y entubado, registros históricos de datos de

pruebas iniciales de producción (pruebas contra tanque), para la arenisca M-1.

Revisar los datos del reservorio o correlacionar con pozos cercanos para obtener

presiones e índices de productividad para el input de las areniscas M-1 y M-2b y

diseñar los equipos de bombeo electrosumergible (BES) para la completación dual

concéntrica, óptimos para el pozo.

3

Elaborar el programa de reacondicionamiento N°1 para el pozo APSA-001, que

permita implementar una completación dual concéntrica, para las areniscas M-1 y

M-2b.

Identificar las facilidades de superficie existentes partiendo del cabezal del pozo y

la necesidad de ejecución de proyectos adicionales para iniciar la producción del

pozo.

Realizar el análisis económico para la ejecución del proyecto de

reacondicionamiento del pozo APSA-001 y plan de facilidades del pozo

(plataforma).

1.4 Justificación e importancia

Para la industria petrolera, los costos en las operaciones de reacondicionamiento y la

producción de los pozos influyen en la toma de decisiones sobre la intervención de los mismos;

por esta razón, la inversión para poner en funcionamiento un pozo debe ser recuperada con los

ingresos de la producción del mismo.

Actualmente, el pozo exploratorio APSA-001 es el único pozo del campo Apaika Sur 3D,

por lo tanto, es necesario hacer un programa de reacondicionamiento detallado paso a paso,

teniendo en cuenta el método de completación más óptimo y los trabajos necesarios para alargar

la vida útil del pozo y poder recuperar las inversiones realizadas en las etapas: constructiva, de

facilidades, perforación y evaluación del pozo.

El siguiente estudio se realizará para determinar el periodo de recuperación de la inversión

para completar el pozo de manera dual con control de arena y esto dará la pauta para que otros

pozos con las mismas características sean completados de la misma forma, lo que representará

mayores ingresos a la empresa Operadora y por ende al país.

Para cuantificar el volumen de petróleo del campo Apaika Sur 3D, se calculó un valor de

POES alrededor de 19 millones de barriles de petróleo para M-1 y 3 millones de barriles de

petróleo para M-2b (Valores obtenidos por parte de la empresa pública Petroamazonas EP),

siendo un campo de interés económico para el desarrollo y producción del mismo.

4

1.5 Entorno de estudio

1.5.1 Marco institucional

El siguiente estudio técnico será utilizado para obtener el Título de Ingeniero de Petróleos

en la Facultad de Ingeniería en Geología, Minas, Petróleos y Ambiental de la Universidad

Central del Ecuador. Además, el presente estudio se realizará con el apoyo y la información de

las diferentes áreas de la Empresa Pública Petroamazonas EP y soporte de información de otras

empresas prestadoras de servicios.

1.5.2 Marco ético

La información entregada por la Empresa Pública Petroamazonas EP será de total

confidencialidad por parte del Tesista, toda la información será precisa y sin ninguna alteración

para la elaboración del estudio. Además, la confiabilidad de los resultados obtenidos se

entregará a la empresa, se hará uso de referencias bibliográficas y el uso de las licencias de los

programas que utiliza la empresa.

1.5.3 Marco legal

El siguiente estudio técnico se lo realizará de acuerdo al Convenio de Marco de

Cooperación técnico-científico suscrito entre Petroamazonas EP y la Universidad Central del

Ecuador y el Convenio de Confidencialidad entre la Empresa y el Tesista.

5

CAPÍTULO II

MARCO CONTEXTUAL Y TEÓRICO

2.1 Introducción del bloque 31

El Bloque 31 abarca los campos: Apaika – Nenke, Apaika Sur 3D, Minta, Obe y Nashiño.

Los yacimientos productores de petróleo son:

Campo Apaika – Nenke: M1 y M2.

Campo Apaika Sur 3D: M1 y M2.

Campo Minta: M1.

Campo Obe: M1, M2, U y T.

Campo Nashiño: Basal Tena y M1.

La empresa Ryder Scott se encargó de la certificación de reservas realizado en los campos

Apaika – Nenke, además, certificó volúmenes para los campos Apaika Sur, Minta, Nashiño y

Obe, los cuales se encuentran descubiertos por pozos exploratorios en cada uno de ellos pero

debido a que en la actualidad no cuenta con de vías de acceso, nuevas plataformas de

perforación, permisos ambientales, etc., su volumen se lo ha catalogado como Recursos

Contingentes.

Los volúmenes fueron estimados por métodos de volumetría y de analogía; estos análisis

se los realizaron con información de los pozos exploratorios perforados en cada uno de los

campos, así como también de la información sísmica disponible a la fecha. El método por

analogía utilizó la información de los pozos, campos o áreas vecinas con pozos existentes con

características similares. La información que se usó para el método de analogía, como la data

de los pozos y sísmica incorporada en el análisis volumétrico fue considerado suficiente para

el propósito de determinar volúmenes. (PetroamazonasEP, 2017)

En la actualidad se encuentra en producción solo el campo Apaika – Nenke, a continuación

se detalla los pozos productores:

6

POZOS TIPO DE COMPLETACIÓN ARENA

APKA-02 Gravel Pack M-1

APKA-03H Mallas Premium M-1


APKA-05H Mallas Premium y AICD'S M-1

APKA-06 Simple con BES M-1








NNKB-01 Simple con BES M-1








Tabla 1: Pozos productores del campo Apaika – Nenke

Elaborado por: Franklin Caiza

Fuente: Petroamazonas EP

2.2 Ubicación geográfica

El campo Apaika – Nenke se encuentra localizado dentro del Bloque 31 en el Oriente

ecuatoriano, provincia de Orellana, a 296 Km al Este de la ciudad de Quito. Los campos en

producción más cercanos son Edén Yuturi a 35 Km al NE, Amo, Daimi, Dabo y Ginta a 35

Km. al SE. (PetroamazonasEP, 2017)

7

Figura 1: Mapa de Ubicación del Campo Apaika – Nenke


El Campo Apaika Sur 3D se encuentra ubicado en la provincia de Orellana, cantón

Francisco de Orellana, dentro del Bloque 31 Apaika – Nenke. Se localiza al noroeste del campo

Apaika Sur, al oeste del campo Minta Sur y al sur del campo Apaika – Nenke, como se observa

en la Fig. 2:

Figura 2: Mapa de ubicación del Bloque 31, campo Apaika Sur 3D

Fuente: Petroamazonas EP (Modificado)

SÍSMICA 3D (2002)

SÍSMICA 3D (2014)

MINTA

APAIKA-NENKE

APAIKA SUR 3D

OBE

NASHIÑO

Zona de

Amortiguamiento

Zona

Zona intangible

BLOQUE 31ÁREA NENKE

ÁREA APAIKA

8

2.2.1 Estructura del campo

La estructura del campo Apaika Sur 3D a nivel del reservorio M-1, está representado por

un anticlinal alargado de dirección norte sur, atravesado por una falla inversa de alto ángulo en

su flanco este. El hidrocarburo entrampado en este reservorio está limitado por el contacto agua

petróleo localizado a la profundidad de -5332’, el tamaño del cierre efectivo es de 2.9 Km de

largo y 1 Km de ancho; con un cierre vertical de 67’. (PetroamazonasEP, 2016)

En el Anexo A se muestra el mapa estructural en profundidad al tope de M-1, como

yacimiento principal; y en el Anexo B se muestra el mapa estructural en profundidad al tope

de M-2b como yacimiento secundario del campo Apaika Sur 3D.

2.3 Geología

Las características petrográficas indican una arenisca no consolidada (Apaika) a

moderadamente consolidada (Nenke) cuyos componentes detríticos comprenden un 76%,

contiene un 8% de minerales diagenéticos y una porosidad visible de 14%; el tamaño de grano

se distribuye indistintamente en todo el reservorio de arena muy fina a muy gruesa, se identifica

también un 8% de limo y arcilla. La composición mineralógica indica que el 88% es cuarzo y

el 9% es arcilla prevaleciendo la caolinita con un 5%; esta característica ha ocasionado perforar

y completar con mucha precaución para evitar daños al reservorio y producción de arena.

(PetroamazonasEP, 2017). En la Fig. 3 y 4 se muestran los análisis granulométricos del campo

Apaika y Nenke.

Figura 3: Análisis granulométrico de Apaika


85

83

60 0 0

7

0 0 2

11

0

20

40

60

80

100

1

MINERALES

Quartz

K-Feldspar

Micas

Calcite

Dolomite

Siderite

Pyrite

Sales

Barite

Gypsum

Metamorfico

Total Clay

1

4

15

00

5

10

15

20

1

ARCILLAS

Mullita

Dickita & Kaolin

Kaolinite

Chlorite

88

1 1 0 0 0 0 0 0 0 0

9

0

20

40

60

80

100

1

MINERALES

Quartz

K-Feldspar

Plagioclase

Calcite

Dolomite

Siderite

Pyrite

Halite

Barite

Gypsum

Anatase

Total Clay

1

0

5

2

0

1

2

3

4

5

6

1

ARCILLAS

Illite/Smect.

Illite & Mica

Kaolinite

Chlorite

APAIKA NENKE

PETROFÍSICA

GRANULOMETRÍA

MINERALOGÍA

9

Figura 4: Análisis granulométrico de Nenke


2.4 Facilidades de producción de Apaika Central (Bloque 31)

La producción de los pozos de Apaika – Nenke se envía a través de una tubería de 18”

hasta la Estación Central de Bombeo (ECB) con una distancia aproximada de 23 Km.

2.5 Sistema de levantamiento artificial

Como mecanismo de levantamiento artificial para los yacimientos productores del bloque

31 se ha escogido el Bombeo eléctrico sumergible (BES), principalmente por la versatilidad de

las tasas de flujo acorde a las condiciones del reservorio y eficiencia de operación.

(PetroamazonasEP, 2016)

2.6 Completación dual concéntrica con sistema electrosumergible

2.6.1 Características

Proporciona dos vías de producción separadas.

Sartas de tuberías concéntricas (2-7/8” y 5-1/2”).

Equipos BES de fondo y superficie independientes para cada arenisca.

(Schlumberger, 2009)

85

83

60 0 0

7

0 0 2

11

0

20

40

60

80

100

1

MINERALES

Quartz

K-Feldspar

Micas

Calcite

Dolomite

Siderite

Pyrite

Sales

Barite

Gypsum

Metamorfico

Total Clay

1

4

15

00

5

10

15

20

1

ARCILLAS

Mullita

Dickita & Kaolin

Kaolinite

Chlorite

88

1 1 0 0 0 0 0 0 0 0

9

0

20

40

60

80

100

1

MINERALES

Quartz

K-Feldspar

Plagioclase

Calcite

Dolomite

Siderite

Pyrite

Halite

Barite

Gypsum

Anatase

Total Clay

1

0

5

2

0

1

2

3

4

5

6

1

ARCILLAS

Illite/Smect.

Illite & Mica

Kaolinite

Chlorite

APAIKA NENKE

PETROFÍSICA

GRANULOMETRÍA

MINERALOGÍA

10

2.6.2 Beneficios

No existe mezcla entre los fluidos producidos de cada arenisca.

Aumento de producción y de ingresos.

Control en superficie de cada arenisca de forma independiente.

Reducción de costos: no se necesita perforar pozos adicionales. (Schlumberger,

2009)

2.6.3 Descripción y operación del sistema

El Sistema Dual Concéntrico produce de dos intervalos de reservorios diferentes en un

mismo pozo usando bombas eléctricas sumergibles. El fluido de cada zona se produce

independientemente y llega a superficie por medio de dos sartas de tubería instaladas de forma

concéntrica. Las zonas pueden producir de forma individual o simultánea, mientras se

encuentren en funcionamiento los equipos BES superior e inferior. Los fluidos producidos de

cada intervalo de reservorio pueden medirse independientemente en la superficie.

(Schlumberger, 2009)

El equipo BES inferior va instalado en una cápsula (POD) de 7”. Debajo de la cápsula, se

instala un ensamblaje de Tubería de Cola (Tailpipe) constituido por un Localizador con

unidades de sello y una pata de mula, las mismas que se ubicarán en una Empacadura (Packer

Seal Bore) que separa las zonas disparadas. El fluido de la zona inferior fluye hacia el POD y

luego es producido por el equipo BES inferior. (Schlumberger, 2009)

El equipo BES superior incluye un sistema de bypass. La tubería de bypass permite que el

flujo de la arenisca inferior pase a lado de la BES superior, donde llega a la herramienta de

cruce de flujo que incluye un perfil de orificio de sellado. El ensamblaje Stinger, que se

encuentra en el extremo de la sarta de tubería de producción interna de 2-7/8”, se corre dentro

de la sarta de tubería exterior de 5-1/2”, y asienta en un perfil diseñado para separar los fluidos

de las areniscas productoras. El fluido de la zona inferior fluye hacia la superficie a través del

Stinger y la sarta de la tubería interna, y está completamente aislado del fluido de la zona

superior. (Schlumberger, 2009)

11

El fluido de la zona superior es producido por el equipo BES superior. La misma

herramienta de cruce de flujo por encima del equipo BES superior permite que el fluido

producido vaya hacia la tubería de producción externa por el anular formado por esta tubería y

la tubería interna donde fluye hacia la superficie. (Schlumberger, 2009). A continuación, en la

Fig. 5 se muestra el diagrama general de la completación dual concéntrica:

Figura 5: Diagrama general de la completación dual concéntrica

Fuente: Schlumberger

12

2.6.4 Sub ensamblajes de la completación

2.6.4.1 Completación inferior (Lower completion assembly)

Ensamblaje de la Empacadura

El packer recuperable será asentado entre las dos areniscas productoras a una distancia

adecuada de la base del intervalo disparado de la arena superior que permite la instalación del

Ensamblaje Tailpipe (Localizador con Sellos). (Ruiz, 2007; pp. 16)

2.6.4.2 Ensamblaje de tubería de cola (Tailpipe assembly)

Localizador de sellos (Locator seal assembly)

Este ensamblaje tiene unidades de sello el mismo que sirve para ingresar en la parte interna

del packer haciendo sello para que la producción de la arena inferior fluya a través de este.

(Ruiz, 2007; pp.17)

Junta de seguridad (Shear sub assembly)

Está diseñada para cortar la tubería si se aplica una fuerza de ruptura (tensión). Se utiliza

cuando existen problemas mecánicos dentro del pozo. (Ruiz, 2007; pp. 18)

2.6.4.3 Encapsulado POD

Se utiliza el ensamblaje POD para contener el equipo BES inferior dentro de una tubería

sellada. Los fluidos se desvían hacia el anular creado por el revestimiento del POD.

Adaptador de encapsulado (POD adapter assembly)

Es la parte inferior del encapsulado donde se acumula la producción de la arena inferior y

se instala el equipo BES inferior y aísla la producción de la arena superior. (Ruiz, 2007; pp.

19)

13

Camisa del encapsulado (POD sleeve sub assembly)

Es la parte superior del encapsulado en donde va instalado el colgador (Hanger). (Ruiz,

2007; pp. 20)

Colgador del encapsulado (POD hanger assembly)

Sirve para colgar el localizador con sellos, la tubería de cola, el encapsulado y el equipo

BES inferior. Va instalada dentro de la camisa del encapsulado. (Ruiz, 2007; pp.21)

2.6.4.4 Ensamblaje del sistema dual de flujo

Soporte de la bomba (Pump support assembly)

Permite instalar el equipo BES superior sobre el Spear. La producción de la arena inferior

fluye a través del Handling sub y el bypass tubing. (Ruiz, 2007; pp.23)

Ensamblaje de Cruce de Flujos (Flow cross over assembly)

Permite que el fluido de la arena inferior fluya a través del bypass tubing, el mismo que se

conecta a la tubería interna de 2-7/8” que se encuentra dentro del handling sub de 5-1/2” lo que

permite que el fluido llegue a superficie. La descarga de la bomba superior se conecta al Pump

sub, lo cual permite que la producción superior fluya entre el anular de la tubería interna de 2-

7/8” y la tubería externa de 5-1/2”. Este ensamblaje nos ayuda a llevar a superficie la

producción de las dos areniscas de manera independiente sin mezclarse. (Ruiz, 2007; pp.24)

2.6.4.5 Tubería de producción interna (Inner production tubing)

Ensamblaje de Stinger (Inner stinger assembly)

Se conecta dentro del sistema dual de flujo, lo cual permite que la producción inferior fluya

a la superficie. (Ruiz, 2007; pp.26)

14

2.6.4.6 Herramientas

SEAL BORE: Tubería pulida diseñada para aceptar un anclaje de sellos.

TAILPIPE: Tubería de cola que permite el flujo de la producción inferior.

PREMIUN SEAL UNIT: Un arreglo de sellos que entran a un Seal Bore Packer que

permite aislar y tener un cierto movimiento en el interior del packer manteniendo un sello

eficiente.

SPECIAL MULE SHOE: Pata de mula que permite ingresar el localizador en el

ensamblaje intermedio.

BLAST JOINT: Tubería resistente a la erosión de los fluidos del reservorio.

PUP JOINT: Tuberías de 2, 4, 4, 8, 10, 15 y 20 pies que dan espaciamiento a los sub-

ensamblajes.

SHEAR SUB: Herramienta de seguridad que tiene corte de ruptura cuando se aplica

tensión, el número de tornillos proporciona las libras de tensión necesarias.

CROSSOVER: Herramienta para unir tuberías de diferente diámetro

NIPPLE: Herramienta que sirve para asentar tapones y válvulas, y realizar pruebas de

presión en tuberías.

STANDING VALVE: Válvula que se asienta en el nipple.

SPEAR: Herramienta donde se instala el sensor del equipo BES

PUMP SUB: Herramienta donde se enrosca la descarga de la bomba superior

15

UNIÓN AJUSTABLE: Herramienta ajustable que proporciona un mejor trabajo al

momento de instalar el equipo BES.

STINGER ASSEMBLY: Herramienta con sellos que se adapta a la tubería de producción

interna. (Ruiz, 2007; pp. 27)

2.7 Sistema de bombeo eléctrico sumergible

El Bombeo electrosumergible es un sistema de levantamiento artificial, es considerado

como económico y efectivo para levantar altos volúmenes de fluido desde grandes

profundidades en una variedad de condiciones de pozo. Es más aplicable en yacimientos con

altos porcentajes de agua y baja relación gas-aceite; sin embargo en la actualidad estos equipos

han obtenido excelentes resultados en la producción de fluidos de alta viscosidad, en pozos con

fluidos abrasivos, con altas temperaturas, con diámetro reducido, etc. (Schlumberger, 2008; pp.

50)

Los componentes del equipo de bombeo eléctrico sumergible se clasifican en dos partes:

Equipos de superficie

Equipos de fondo

El equipo de fondo cuelga de la tubería de producción y cumple la función de elevar la

columna de fluido necesaria para producir el pozo, consiste principalmente de un sensor, un

motor eléctrico, sellos, un separador de gas o intake y una bomba electro centrífuga. Un cable

de poder transmite la energía eléctrica desde superficie hasta el motor. El equipo de superficie

provee de energía eléctrica al motor electrosumergible y controla su funcionamiento. Los

principales componentes de superficie son los transformadores, el tablero o variador de

frecuencia y la caja de venteo. (Schlumberger, 2008; pp. 50)

16

2.7.1 Equipos de superficie

2.7.1.1 Alimentación de energía

Es la línea de alta tensión necesaria para la operación del equipo de fondo, el voltaje

primario es de 13800 VAC. (Ruiz, 2007; pp. 30)

2.7.1.2 Transformador reductor (SDT)

Se encarga de reducir el voltaje de la línea de alta tensión al voltaje requerido en la entrada

del variador de velocidad, el voltaje es de 480 VAC. (Ruiz, 2007; pp. 30)

2.7.1.3 Variador o controlador de frecuencia (VSD)

Es el equipo encargado de controlar la frecuencia de trabajo del motor. Su funcionamiento

permite operar las bombas a diferentes frecuencias dependiendo de la producción deseada.

(Ruiz, 2007; pp. 30)

2.7.1.4 Transformador elevador (SUT)

Se encarga de incrementar el voltaje que sale del controlador de frecuencia (VSD) al

nominal requerido por el motor, para que opere eficientemente. (Ruiz, 2007; pp. 31)

2.7.1.5 Caja de conexión

Es una caja que se instala cerca del cabezal del pozo donde se une el cable de potencia con

el equipo de superficie, cumple con las siguientes funciones:

Proveer un punto para conectar el cable eléctrico del tablero de control al cable de

energía.

Ventear a la atmósfera cualquier gas que migre hacia el cable de energía.

Proveer puntos de prueba fácilmente accesibles para chequeo eléctrico. (Ruiz,

2007; pp. 31)

17

2.7.1.6 Cabezal dual del pozo

Soporta todo el equipo de fondo y la tubería de producción. Además sella alrededor del

cable y la tubería de producción, para evitar fugas de gas o reventones del pozo. También,

permite el flujo de las dos areniscas para dirigirlas al Medidor de Flujo Multifásico y dar

seguimiento por separado. (Ruiz, 2007; pp. 32)

2.7.2 Equipo de fondo

2.7.2.1 Cable de potencia

Transmite la potencia eléctrica hacia el motor por medio de tres conductores. Existen de

varios tamaños, materiales y configuraciones como redondas o planas, y pueden ser instalados

en pozos con altas temperaturas (300°F). (Ruiz, 2007; pp. 33)

2.7.2.2 Bomba centrífuga

Este tipo de bomba utiliza fuerza centrífuga para desplazar los fluidos que se encuentran

en subsuelo hasta superficie. La bomba más utilizada es de multi – etapas, y se caracterizan

por:

Tener diámetro reducido

Poseer una gran cantidad de etapas

Estar diseñado para altas cargas (Ruiz, 2007; pp. 33)

Cada etapa consiste de un impulsor rotatorio y un difusor estacionario (Fig. 6), se

superponen varias etapas para obtener la altura de columna deseada. La bomba centrífuga

trabaja por medio de la transferencia de energía del impulsor (parte móvil) al fluido desplazado.

El impulsor, genera fuerzas centrífugas que aumentan la velocidad del fluido (energía potencial

más energía cinética). La parte inmóvil, el difusor, dirige el fluido de la forma adecuada al

siguiente impulsor. Transforma parte de la energía cinética de alta velocidad y baja presión en

energía potencial de baja velocidad y alta presión. (Schlumberger, 2008; pp. 62)

18

Figura 6: Componentes de la etapa de la bomba

Fuente: PRINCIPIOS DE BOMBEO ELECTROSUMERGIBLE

2.7.2.3 Intake o separador de gas

El intake es por donde el fluido entra para ir a superficie. En pozos con elevada relación

gas – aceite (alto GOR de producción), es necesario emplear separadores de gas debido al

limitado manejo del gas de la bomba. Si el gas presente en la bomba está en solución, es decir

que la presión existente se encuentra por encima de la presión de burbuja, la bomba operará

normalmente como si estuviese bombeando un líquido de baja densidad. (Schlumberger, 2008;

pp. 67)

Un exceso superior al 10% de la cantidad de gas libre disminuye el rendimiento de la

bomba. Por lo tanto, se provoca:

Reducción de la eficiencia de la bomba.

Erosión de los componentes de las etapas.

2.7.2.4 Sello o protector

Sirve para conectar la parte superior del motor con la parte inferior de la bomba, puede ser

instalado como una unidad sencilla o en tándem. Su función principal es aislar el motor de los

fluidos provenientes del pozo, permitiendo un equilibrio de presiones entre el interior del motor

y los fluidos del pozo a través de cámaras laberínticas. (Ruiz, 2007; pp. 35)

19

2.7.2.5 Motor electrosumergible

Es un motor eléctrico de inducción, bipolar y trifásica de corriente alterna (AC). Está

constituido de rotores superpuestos que se alojan dentro de un estator bobinado. Una corriente

alterna de tres fases crea campos magnéticos que giran en el estator. Estos campos magnéticos

inducen al rotor y al eje a girar dentro del estator. El motor opera a una velocidad

aproximadamente de 3,500 RPM a 60 HZ, además, el número de revoluciones se puede

controlar en superficie con el variador de frecuencia. (Ruiz, 2007; pp. 35)

La causa más común de falla en el funcionamiento del motor se debe al sobrecalentamiento

del mismo como resultado del insuficiente aporte de fluidos por parte del pozo. El motor está

conectado al cable de potencia que viene desde superficie, a través de un acople. (Ruiz, 2007;

pp. 36)

2.7.2.6 Sensor

La función es monitorear continuamente la presión y la temperatura en el fondo del pozo

a la profundidad de operación de la bomba. Esto con el objetivo de detectar problemas

operacionales tanto como: atascamiento, aumento de temperatura del motor, sobre o baja carga

del sistema, presencia de gas libre en la bomba, bajo nivel de fluido, presencia de sólidos y

evitar posibles fallas eléctricas.

No requiere de cables especiales, ya que todas las señales son enviadas a los instrumentos

de superficie a través de los cables de potencia. (Ruiz, 2007; pp. 36)

2.8 Empaque con grava

2.8.1 Definición

Es un filtro para formaciones con arena no consolidada diseñado para prevenir la

producción no deseada de la misma. Esta arena de formación se mantiene en su lugar por un

empaque con grava debidamente dimensionada, y a su vez una rejilla o malla con medidas

adecuadas mantiene la grava en su sitio. (Sánchez, 2014; pp. 11)

20

Figura 7: Empaque con grava en hoyo revestido y abierto

Fuente: Baker Completion Systems

2.8.2 Objetivos del Empaque con Grava

Los objetivos se basan en empacar las perforaciones, el espacio anular entre la rejilla y el

revestimiento y parte del anular del blank pipe.

Primero se debe empacar cada perforación con grava para obtener una elevada

productividad del pozo. En una formación no consolidada, toda perforación que no se llene con

grava se llenara de arena de formación y restringirá la productividad del pozo, debido a que la

arena se acumularía en el disparo disminuyendo la permeabilidad y por lo tanto su

productividad. Después, se debe empacar con grava el espacio anular existente entre la rejilla

y la tubería de revestimiento. Llenar el espacio anular con grava de tamaño adecuado garantiza

que la arena de formación se mantenga en el fondo y no fluya hasta superficie. Finalmente, se

llena parte del espacio anular entre el blank pipe y el revestimiento para tener un exceso que

garantice el empaque total en la rejilla. (Sánchez, 2014; pp. 33-34)

2.8.3 Técnica de colocación de la grava en hoyo revestido

Pre-empaque del revestimiento

Se lleva a cabo inmediatamente después de disparar y antes de desplazar el ensamblaje de

completación en el hoyo. Esta técnica colocará más grava en las perforaciones que cualquier

otro método y debe estar por debajo de la presión de fractura. El volumen recomendado de

21

grava a ser bombeado en un pre-empaque del revestimiento incluye: volumen del espacio

anular entre pozo y las rejillas + volumen del espacio anular entre el pozo y 12 ft de blank pipe

+ 0.25 – 0.50 ft3/volumen de pie perforado (asumiendo que el pozo no será fracturado).

(Sánchez, 2014; pp. 35)

2.8.4 Selección de la arena de empaque con grava

Para determinar el tamaño de arena de empaque con grava se necesita evaluar muestras de

la arena de formación mediante un Análisis de Distribución de Tamaño de Partícula, con el fin

de determinar el tamaño de los granos de dichas muestras. Mediante este análisis es posible

conocer las mallas de arena presentes, es decir, el tamaño de las partículas en micrones, y la

distribución porcentual de cada tamaño de grano, determinando también los coeficientes de

uniformidad y sorteo de la arena. (Sánchez, 2014; pp. 17)

2.8.5 Longitud de la rejilla

En las completaciones en hoyo revestido, la longitud de la rejilla debe escoger de manera

tal que se obtenga 5 a 10 ft de recubrimiento por debajo y por arriba del intervalo disparado.

Esto garantizará que la totalidad del intervalo disparado este cubierto por la rejilla y además

compensa cualquier pequeña diferencia de espaciamiento. (Sánchez, 2014; pp. 20)

2.8.6 Longitud de la tubería lisa (Blank pipe)

Para un empaque debe ser mínimo de 60 ft. Por consistencia, el diámetro de la tubería lisa

debe ser del mismo tamaño que la base de la tubería de la rejilla. Esto previene un cambio

drástico en el área de flujo anular en la unión tubería lisa/rejilla. (Sánchez, 2014; pp. 20)

2.8.7 Componentes de un ensamblaje de empaque con grava

En la Fig. 8 se presenta las diferentes herramientas de completación y servicio de Empaque

con Grava.

22

Figura 8: Herramientas de completación y de servicio para el empaque con grava

Fuente: Baker Completion Systems

2.8.8 Equipo de completación de empaque con grava

Se define como el equipo que permanece en el pozo como parte de la completación después

de finalizar las operaciones de colocación de la grava. (Sánchez, 2014; pp. 24)

2.8.8.1 Empacaduras para empaque con grava

Se encuentra en la parte superior del ensamblaje, permite que todas las operaciones básicas

del empaque con grava sean llevadas a cabo simplemente elevando o bajando la herramienta

de cruce. (Sánchez, 2014; pp. 24)

2.8.8.2 Extensión del empaque con grava (Gravel pack extensión)

Las extensiones se utilizan en conjunto con la Empacadura y las herramientas de servicio

para crear un recorrido de flujo desde la tubería de trabajo por encima de la Empacadura hasta

el espacio anular entre la rejilla y la tubería de revestimiento. (Sánchez, 2014; pp. 25)

23

2.8.8.3 Juntas de seguridad de corte (Shear-out safety joint)

Sobre la tubería lisa esta una junta de seguridad de corte, que consiste de una conexión que

está unida mediante pernos rompibles. Nos permite recuperar la empacadura y la extensión

dejando la tubería lisa y la rejilla. (Sánchez, 2014; pp. 25)

2.8.8.4 Rejillas para empaque de grava (Gravel pack screen)

La rejilla crea un anular que retiene la arena del empaque de grava. El calibre (screen

gauge) de la rejilla es determinado por el tamaño de la grava. La longitud de la rejilla se

recomienda 5 ft por encima y por debajo del intervalo perforado, y su diámetro recomendado

es mantener 0.75 – 1” de espacio entre el OD de la rejilla y el ID del revestimiento. (Sánchez,

2014; pp. 26)

2.8.8.5 Ensamblaje de sellos (Snap latch seal assembly)

Es usado como componente de sello que entra y se localiza en el Sump Packer. Impide que

la arena del empaque con grava llene el fondo del pozo durante el empaque. (Sánchez, 2014;

pp. 27)

2.8.8.6 Empacadura sumidero (Sump packer)

Establece la base del empaque con grava en aplicaciones de hoyo revestido. Además,

provee acceso al fondo del pozo para usar este como colector de residuos, es colocada 35 ft por

debajo de la última perforación. (Sánchez, 2014; pp. 28)

2.9 Fracturamiento hidráulico

2.9.1 Definición

El fracturamiento hidráulico es la inyección de fluidos dentro de la formación a un caudal

y presión mayor a la presión de reservorio para crear una fractura dentro de la roca.

24

El fracturamiento tiene los siguientes beneficios:

Mejora la productividad (IP)

Interconecta la permeabilidad de la formación. (Cevallos, 2009; pp. 15)

El fracturamiento hidráulico cambia la permeabilidad efectiva de la formación y el daño

de la misma. Por lo tanto la permeabilidad absoluta no cambia solo se crean canales por donde

el fluido puede movilizarse.

2.9.2 Objetivo de la fractura

El objetivo principal del fracturamiento es incrementar el radio efectivo del pozo para crear

una fractura que dará una longitud cuya conductividad será mayor que la de la formación.

Además, permite conectar con las zonas inferiores y superiores en la arena para tener mayor

aporte del pozo. (Cevallos, 2009; pp. 14)

2.10 Cementación forzada (Squezze)

2.10.1 Introducción

Desafortunadamente, los resultados de una cementación no son siempre exitosos y durante

la vida de muchos pozos se han requerido de ciertos trabajos de corrección. Las operaciones

de cementación forzada pueden ser desarrolladas durante la perforación, completación de un

pozo o para su reparación. (SCRIBD, 2011; pp. 1)

2.10.2 Definición

La cementación forzada es el proceso donde se usa presión hidráulica para inyectar la

lechada de cemento a través de los disparos y dentro del espacio anular y la formación. Cuando

la lechada es forzada a través de una zona permeable, las partículas sólidas y la fase acuosa,

entran a la matriz de ésta. Un trabajo de cementación forzada, tiene como resultado la

colocación de una mezcla sobre los intervalos abiertos entre la formación y el revestimiento;

dicha mezcla forma un sólido casi impermeable. (SCRIBD, 2011; pp. 1)

25

2.10.3 Equipo usado para realizar una cementación forzada

2.10.3.1 Cementación con packer

El uso de packer hace posible ubicar de manera más precisa el cemento y además aplicar

mayores presiones. El packer sella el espacio anular, pero permite la comunicación entre la

tubería de perforación y la pared del pozo debajo del packer. Existen dos tipos de packers que

pueden ser usados para realizar este tipo de operación:

Packer perforable o fijo

Packer recuperable (SCRIBD, 2011; pp. 8)

Figura 9: Cementación Con Packer

Fuente: Cementación Forzada (Squezze)

Packer Fijo o perforable

Este tipo de packer contiene una válvula de contrapresión la cual previene el retorno del

cemento después de realizar la operación de cementación forzada. Es principalmente usado

para trabajos de remediación de cementación primaria o para cerrar zonas de producción de

agua. El packer se corre con una tubería de perforación o cable (wireline) y es colocado sobre

los disparos. (SCRIBD, 2011; pp. 9)

26

CAPÍTULO III

DISEÑO METODOLÓGICO

3.1 Tipo de estudio

El presente estudio técnico es de tipo proyectivo, debido a que el objetivo general del

mismo es proponer, plantear y diseñar sobre la completación óptima para el pozo APSA-001.

(Hurtado, 2000; pp. 19). Se desarrollará cada uno de los objetivos específicos donde se

analizará la parte petrofísica de los reservorios y la completación mecánica del pozo para la

elaboración del programa de reacondicionamiento para APSA-001, se revisará las facilidades

existentes y planificadas, y los trabajos necesarios para poner el pozo en producción y

finalmente tener el periodo de recuperación de la inversión para la completación propuesta para

este pozo exploratorio.

Se calculará el IP de las areniscas productoras para obtener el potencial del pozo, se

correlacionará con pozos cercanos para validar los parámetros obtenidos y de ser necesario se

tomará esos datos para las simulaciones necesarias; y finalmente seleccionar la bomba óptima

para cada arenisca. Para el trabajo de empaque con grava se seleccionarán los equipos de

completación como rejilla, tubería lisa (blank pipe), etc. (dimensiones). Se calculará el

volumen de grava teórica para las perforaciones, las rejillas y la tubería lisa.

El proyecto de facilidades se basará en trabajos realizados en el área de Apaika-Nenke,

cubriendo aspectos de construcción de vías, tendido eléctrico, facilidades de producción,

tubería de transporte, cabezal del pozo, etc.

En el aspecto económico se tomara en consideración todos y cada uno de los trabajos y

servicios a realizarse para poner en producción el pozo así como los materiales utilizados en la

intervención del pozo.

27

3.2 Universo y muestra

El universo de estudio es el campo Apaika Sur 3D – A – Bloque 31 mientras que la muestra

y punto de estudio objetivo es el único pozo exploratorio APSA – 001 que presenta el problema

de arenisca no consolidada (arenisca M-1) y la ausencia de facilidades de superficie.

3.3 Métodos y técnicas de recopilación de datos

El siguiente estudio se basa la parte teórica de diversos documentos como Trabajos de

grado, manuales operacionales e informes técnicos de operaciones en pozos con trabajos

similares efectuados en el Bloque 12 y 31.

La información para la implementación de la completación dual concéntrica para las

areniscas M-1 y M-2b es adquirida de un trabajo similar efectuado en el pozo Pañacocha B-

037; para la aplicación del trabajo de empaque con grava a la arenisca M-1 se correlaciona con

el pozo APKA-002; por otro parte, para la aplicación del trabajo de fracturamiento hidráulico

se adquirió información del pozo Apaika-014, el cuál es el único pozo en Apaika donde se

disparó y continúa produciendo de la arenisca M-2.

Debido a que el pozo APSA-001 es exploratorio se tiene una información limitada con

respecto a reservorios y producción, se realizará correlaciones para el input del diseño de los

equipos BES, para M-1 y M-2b; así como los trabajos para el empaque con grava a M-1 y el

fracturamiento a M-2b que serán propuestas para diseño a futuro por parte de las empresas de

servicio.

Además, este pozo se encuentra sin ningún tipo de acceso y conexiones para su producción,

se utilizará información por parte de las áreas de Gerencia de Proyectos, de Facilidades y

Construcciones, relacionado a los trabajos realizados en Apaika-Nenke.

28

3.4 Procesamiento y análisis de información del pozo Apaika Sur 3D-001

3.4.1 Introducción

El pozo Apaika Sur A-001 fue perforado desde la plataforma Apaika Sur A-001, es un

pozo exploratorio planeado como un direccional tipo “S”, para recuperar reservas de la

Arenisca “M-1 Principal” como objetivo primario. Como objetivos secundarios probar reservas

de las areniscas “M2”, “U” y “T”. (PetroamazonasEP, 2013)

El pozo Apaika Sur A-001 se comenzó a perforar el día 20 de Enero del 2013, se terminó

de perforar el 13 de Febrero del 2013, alcanzando una profundidad total de 8,650 ft MD / 7,402

ft TVD.

La primera Fase fue la de 26” y se perforó desde superficie hasta 272’ MD, asentando el

revestidor de 20” @ 263’ MD / 263’ TVD.

La segunda Fase fue la de 16” y se perforó desde 263’ MD hasta 2,494’ MD / 2,238’ TVD,

asentando el revestidor de 13 3/8” @ 2485’ MD / 2232’ TVD.

La tercera Fase fue de 12 1/4” y se perforó desde 2,494’ MD hasta la profundidad de 7,080’

MD / 5,866’ TVD, asentando el revestidor de 9 5/8” @ 7,080’ MD / 5,866’ TVD.

La cuarta Fase fue la de 8 1/2” y se perforó desde 7,080’ MD hasta la profundidad de

8,650’ MD / 7,402’ TVD, asentando el Liner de 7” @ 8,612’ MD en la Formación

PRECRETÁCICO, quedando colgado dentro del revestidor de 9 5/8” @ 6,845’ MD.

(PetroamazonasEP, 2013)

Los valores de gas total y cromatografía que se presentaron en superficie fueron detectados

por el Cromatógrafo Varian CP-4900; en arenisca “M-1” el valor máximo de total gas fue de

1.9660 % (175.36 unidades) @ 7,232’ MD, en la Arenisca “M-2” el máximo valor de total gas

fue de 1.0918 % (103.19 unidades) @ 7,734’ MD, en la Arenisca “U” Superior el máximo

valor de total gas fue de 0.1418 % (11.21 unidades) @ 7,830’ MD, en la Arenisca “U” Media

el máximo valor de total gas fue de 0.1137 % (5.46 unidades) @ 7,916’ MD, en la Arenisca

29

“U” Inferior el máximo valor de total gas fue de 0.1314 % (5.57 unidades) @ 8,017’ MD, en

la Base de la Arenisca “U” inferior el máximo valor de total gas fue 0.1044% (0.75 unidades)

@ 8,067’ MD, en la Arenisca “T” Superior el máximo valor de total gas fue de 0.1229 % (6.05

unidades) @ 8,147’ MD, en la Arenisca “T” Principal el máximo valor de total gas fue de

0.1003 % (2.58 unidades) @ 8,277’ MD, en la Base de la Arenisca “T” Principal el máximo

valor de total gas fue de 0.1288 % (4.22 unidades) @ 8,310’ MD. (PetroamazonasEP, 2013)

El pozo fue evaluado a Hueco abierto:

Registros de evaluación petrofísica

CMR (Resonancia magnética combinable)

Sonic Scanner-FMI (descripción litológica/geología estructural)

MDT (Presiones y Muestras en M-2)

Con la evaluación petrofísica se tiene presencia de hidrocarburos en las areniscas M-1 y

M-2. El Sonic Scanner indica una dirección de máximo esfuerzo N110S. Con el FMI se

identifica claramente el “Free Water Level” en la arenisca M-1. Con MDT (Probador Modular

de la Dinámica de la Formación), se corrobora presencia de hidrocarburo en la arenisca M-2 y

se toma muestra @ 7,775 ft en MD.

3.4.2 Columna estratigráfica

Nivel del Terreno 670.10’

Elevación de la Mesa Rotaria 701.40’

La columna se encuentra en el Anexo C.

3.4.3 Correlación estratigráfica

Para el reacondicionamiento del pozo se utilizará el corte estructural con los pozos Apaika-

002 y Nenke-002 como se muestra en la Fig.10:

30

Figura 10: Corte estructural estratigráfico de M-1


En el corte estructural se observa una gran similitud del pozo APSA-001 con el pozo

NNKB-002 en cada uno de los carriles (tracks), donde la litología y la saturación son similares

aunque se observa más intercalaciones de lutitas en NNKB-002, pero en el track de

permeabilidad los valores de APSA-001 son menores.

31

En el caso del yacimiento M-2, se encuentra correlacionado con el pozo Apaika-014

debido a que es el único pozo disparado en la arenisca M-2 y está a 4.8 Km de distancia;

además, se dividió a esta arenisca en dos cuerpos, M-2b y M-2a. En la Fig.11 se presenta la

arenisca M-2 con sus respectivos cuerpos correlacionados:

Figura 11: Corte estructural estratigráfico de M-2b


Se observa más intercalaciones de lutitas en la arenisca del pozo APKA-014, de ahí existe

variación en la saturación pero se analizará el registro petrofísico de la arenisca del pozo APSA-

001.

32

3.4.4 Registros petrofísicos

En el pozo exploratorio se adquirió información presentada en varios tipos de registros:

Masterlog, Eléctricos (Resistividades), Radioactivos (Gr, Densidad y Neutrón), Sónicos (Onda

compresional y transversal). A continuación se observan en las Fig.12 y 13, los registros

petrofísicos de las areniscas M-1 y M-2, respectivamente:

Figura 12: Registro petrofísico de la arenisca M-1


Se observa una intercalación de lutita @ 7,218’ que ayudaría a que el agua no avance

rápidamente, dejando el mismo intervalo disparado de (7,180’ – 7,215’).

33

Figura 13: Registro petrofísico de la arenisca M-2


Se observa que el intervalo de la arenisca M-2b es pequeño alrededor de 14’, observando

el track de porosidad se decide disparar desde 7,758’ donde existe cruce de las curvas densidad

y neutrón indicando que tiene buenas propiedades petrofísicas, hasta la base de M-2b @ 7,778’.

Además, se observa el cuerpo inferior M-2a que podría estar cerca al contacto agua – petróleo

y se decide dejar ese intervalo para producir a futuro.

34

3.4.5 Registros de cemento

A continuación se observa las gráficas correspondientes a los registros CBL y VDL

(cemento) para las areniscas M-1 y M-2b.

Figura 14: Registro de Cemento de la Arenisca M-1


En el registro de cemento de la arenisca M-1 se observa mal cemento que podría formar

una canalización del pozo, por lo tanto es necesario realizar un trabajo de cementación forzada.

35

Figura 15: Registro de Cemento de la Arenisca M-2b


3.4.6 Descripción litológica

Arenisca M-1 Principal

TOPE: 7,180’ MD / 5,963’ TVD / -5,261’ TVDSS (Cuttings & GR & Survey’s)

7,179’ MD / 5,962’ TVD / -5,261’ TVDSS (Wireline & Survey’s)

Este Nivel Estratigráfico está constituido principalmente por arenisca con delgadas

intercalaciones de lutita.

36

La roca reservorio arenisca M-1 muestra características similares al área Nenke, es una

arenisca de color gris clara, blanca lechosa, transparente a translúcida, suelta, grano medio a

grueso, cuarzosa, subredondeada a subangular, moderado sorteo, matriz no visible, cemento no

visible, porosidad no visible. Regular manifestación de hidrocarburos: 10-20% de la muestra.

Presencia de hidrocarburos en puntos y manchas de color café a café claro. (PetroamazonasEP,

2016)

Arenisca M-2

TOPE: 7,732’ MD / 6,505’ TVD / - 5,804’ TVDSS (Cuttings & GR & Survey’s)

7,734’ MD / 6,506’ TVD / -5,804’ TVDSS (Wireline & Survey’s)

Este Nivel Estratigráfico está constituido por arenisca glauconítica hacia el tope

intercalada por niveles de lutita.

La roca reservorio arenisca M-2b muestra características similares al pozo Apaika 14, es

una arenisca hialina, blanca, café claro, translucida a transparente, suelta, de grano medio a

fino, ocasionalmente grueso, cuarzosa, subangular a subredondeada, moderada clasificación,

matriz no visible, cemento no visible, regular porosidad visible, con inclusiones de glauconita.

Pobre manifestación de hidrocarburo: Trazas - 10% de la muestra, presencia de hidrocarburo

en puntos color café. (PetroamazonasEP, 2013)

Debido a que esta arenisca también es suelta se decide no realizar un trabajo de Empaque

con Grava porque la arena que se pueda producir se acumulará en el fondo del pozo y así tener

un lapso de vida útil de alrededor de 3 años.

3.4.7 Yacimientos

El objetivo es definir, conocer y desarrollar las reservas de petróleo, para luego en forma

óptima seleccionar el mecanismo de producción, que permita una mejor y mayor recuperación

del mismo en base a los siguientes lineamientos generales.

37

3.4.7.1 Propiedades de los fluidos

El campo Apaika Sur presenta los siguientes reservorios productores: Arenisca M-1 y

Arenisca M-2b.

La arenisca M-1 en el campo Apaika Sur no cuenta con análisis PVT, por lo cual se ha

recopilado información PVT del campo más cercano que es Apaika-Nenke (Pozo Apaika-01)

e información disponible al momento de la prueba de producción; cuya información se la

menciona en la siguiente tabla:

APAIKA SUR

Condiciones de reservorio M-1

Presión 2288 PSIA

Temperatura 187 F

Punto de burbuja 268 PSIA

Relación Gas-Petróleo 13 scf/stb

API @ 60 F 18.3 °

Propiedades a condiciones de reservorio

Factor Volumétrico 1.101 -

Viscosidad 23.35 cP

Compresibilidad 2.08 10-6/PSI

Densidad 0.878 g/cc

Propiedades a condiciones de Saturación


Viscosidad 18.71 cP


Densidad 0.874 g/cc

Tabla 2: Datos PVT para la arenisca M-1 del campo Apaika Sur



38

La arenisca M-2b en el campo Apaika Sur cuenta con análisis PVT, el cual fue realizado

en el pozo Apaika Sur-001; cuya información se la menciona en la siguiente tabla:

APAIKA SUR

Condiciones de reservorio M-2

Presión 2735 PSIA

Temperatura 191 F

Punto de burbuja 167 PSIA

Relación Gas-Petróleo 17.5 scf/stb

API @ 60 F 16.15 °

Propiedades a condiciones de reservorio

Factor Volumétrico 1,075 -

Viscosidad 195.641 cP


Densidad 0.9298 g/cc

Propiedades a condiciones de Saturación


Viscosidad 122.014 cP


Densidad 0.9184 g/cc

Tabla 3: Datos PVT para la arenisca M-2 del campo Apaika Sur



3.4.7.2 Parámetros petrofísicos

Para obtener los valores de POES de los reservorios M-1 y M-2b, se utilizó el Método

Volumétrico utilizando los valores de los parámetros petrofísicos de las siguientes tablas:

39

POZO Tope Base CAP/LIP

Esp.

Total

Esp.

Neto NTG

Porosidad

efectiva

Saturación

de agua

inicial

Boi

(pies) (pies) (pies) (pies) (pies) (%) (%) (%) BY/BN

APSA-001 -5260 -5369 -5332 72 68 0.944 0.21 0.36 1.087

Tabla 4: Parámetros petrofísicos del pozo Apaika Sur 1, arenisca M-1.


POZO Tope Base CAP/LIP

Esp.

Total

Esp.

Neto NTG

Porosidad

efectiva

Saturación

de agua

inicial

Boi

(pies) (pies) (pies) (pies) (pies) (%) (%) (%) BY/BN

APSA-001 -5843 -5892 -5892 14 12 0.857 0.20 0.16 1.075

Tabla 5: Parámetros petrofísicos del pozo Apaika Sur 1, arenisca M-2b.


3.4.8 Cálculo del POES

El POES se calculó utilizando el Método Volumétrico. Este es un método determinístico

con el cual se obtiene un valor único de POES. Para su análisis se requiere como información

primaria los mapas estructurales en profundidad y los análisis petrofísicos de los yacimientos.

Si se conoce el tamaño del reservorio, sus características litológicas y las propiedades de los

fluidos presentes, el petróleo original in situ (sin presencia de gas libre) se calcula utilizando la

siguiente ecuación:

𝑃𝑂𝐸𝑆 =7758 ∗ 𝐴 ∗ ℎ𝑜 ∗ ∅ ∗ 𝑆𝑜 ∗ (𝑁/𝐺)

𝐵𝑜𝑖

En donde:

7758 = Factor de conversión, barriles por acre-pie.

A = Área (acres)

ho = Espesor saturado de petróleo (pies)

∅ = Porosidad efectiva (fracción)

So = (1-Sw) = Saturación de petróleo (fracción)

(N/G)= Net to gross, relación del espesor saturado con el espesor total de la arena

Boi = Factor volumétrico inicial del petróleo (BY/BN)

40

3.4.8.1 Método volumétrico

Método trapezoidal V = h/2 ∗ (A1 + A2)

Método piramidal V = h/3 ∗ (A1 + A2 + √(A1 ∗ A2) )

VOLUMEN TOTAL DE ROCA (ACRES - PIE) 21.803

POES = (7758*VTR*NTG*PHIE*So) = 19.751.954 BBL

Boi

Tabla 6: Cálculo del volumen total de la roca y POES de M-1


COTA

AREAS DE

CONTORNOS RELACIÓN DE

AREAS A2/A1 MÉTODO

VOLUMEN

DE ROCA

(ACRES -

PIE) (ACRES)

0 339.36

3 315.02 0.928 Método trapezoidal 981.57




15 0.00 0.000 Piramidal 234.17

VOLUMEN TOTAL DE ROCA (ACRES - PIE) 3.714

POES = (7758*VTR*NTG*PHIE*So) = 3.859.498 BBL

Boi

Tabla 7: Cálculo del volumen total de la roca y POES de M-2b


COTA

AREAS DE

CONTORNOS

(ACRES)

RELACIÓN DE AREAS

A2/A1 MÉTODO

VOLUMEN

DE ROCA

(ACRES - PIE)

0 566.67







70 30.27 0.314 Piramidal 602.00

80 0.00

41

RESERVORIO

VOLUMEN

TOTAL DE

ROCA

(acre-pie)

AREA

CERO

(acres)

ESPESOR

PROMEDIO

NETO

(pies)

Petróleo

Original en

Sitio POES

(Bls)

Profundidad

original del

CAP/LIP

(pies )

M-1 21.803 566,7 68 19.751.954 -5332

M-2b 3.714 339,4 12 3.859.498 -5892

Tabla 8: POES de las arenas M-1 y M-2


3.4.9 Factor de recobro

Para obtener un valor de reservas se utilizará un factor de recobro del único campo en

producción que es Apaika – Nenke:

CAMPO RESERVORIO FR a la Recuperación Final del

Yacimiento ( % )

APAIKA - NENKE M-1 22.9

M-2 14.0

Tabla 9: Factores de Recobro para las arenas M-1 y M-2


Para el campo Apaika Sur se encuentran clasificado como Recursos Contingentes debido

al nivel incertidumbre que presentan en comercializarlas y/o desarrollarlas, los mismos que

después de obtener los permisos ambientales para la construcción de plataformas y carreteras

pasarían de recursos a reservas en sus diferentes categorías.

3.4.10 Estimación de reservas

De acuerdo a los resultados obtenidos por POES y Factor de recobro del campo cercano

en producción Apaika –Nenke se calcula un valor estimado de las posibles reservas del pozo

APSA-001 de cada reservorio que se conocerán aun como recursos debido a que no existen

facilidades de producción:

RECURSOS = 𝑃𝑂𝐸𝑆 ∗ 𝐹𝑅

42

CAMPO RESERVORIO RECURSOS (BLS)

APAIKA - NENKE

M-1 4.523.198

M-2b 540.330

Tabla 10: Recursos del Campo Apaika Sur 3D por Petroamazonas EP



Los valores de recursos obtenidos en Petroamazonas EP son diferentes a los de Ryder

Scott, lo cual se debe a que esta empresa al principio consideró dos estructuras para la arenisca

M-1 por lo tanto el valor es casi el doble al valor de recursos obtenidos por Petroamazonas. Al

final se tomará el valor calculado como dato oficial para este campo.

3.4.11 Completación inicial

Comienza la etapa de completación el 24 de febrero del 2013. Se baja BHA de limpieza

hasta el tope del liner de 7”.

Se baja a correr registro de cemento (6,848’ – 8,506’), se verifica mal cemento. Se asienta

CIBP de 7” @ 7,259’. Se dispara el intervalo 7,238’ – 7,244’ y se realiza squeeze # 1 debido a

la pobre calidad de cemento. Durante la etapa de forzamiento, el pozo admitió 1.3bbl @ 3,800

PSI, se realizó un segundo intento de forzamiento de lechada sin resultados positivos.

Se baja BHA moledor, baja hasta 6,830’ MD y se encuentra con dificultad para rotar y no

se tiene avance para moler el retenedor. Se baja nuevo BHA y se logra moler totalmente el

CIBP.

Se baja a correr registro de cemento (6,848’ – 8,492’), se verifica mal cemento. Se asienta

CIBP de 7” @ 7,249’. Se dispara el intervalo 7,238’ – 7,244’ y se realiza squeeze # 2 debido a

la pobre calidad de cemento en la zona de squeeze anteriormente realizado. Durante la etapa

de forzamiento, el pozo admitió 8bbl @ 1800 PSI pero la presión se mantuvo con tendencia a

la baja hasta que se decidió detener la operación con 950 PSI.

43

Baja BHA moledor y perfora tapón superior @ 7,229’, realiza prueba de hermeticidad del

squeeze realizado sin éxito. Se baja registro de cemento (6,848’ – 7,246’) y se observa mala

calidad de cemento. Se baja nuevo BHA para moler CIBP completamente.

El 11 de marzo, se decide realizar tapón balanceado presurizado para reforzar la zona

cementada de los squeeze anteriores en los intervalos (7,250’ – 7,256’) (7,238’ – 7,244’). Se

asienta CIBP @ 7,265’ y se bombea una longitud de 450’ de cemento. Durante la etapa de

forzamiento, el pozo admitió 4bbl y se alcanza la presión de cierre requerida de 2400 PSI, se

deja presurizado el pozo por 8 horas y luego se espera por tiempo de frague de 24 horas. Los

registros de Wireline (CBL) fueron satisfactorios. Se baja BHA moledor, muele cemento duro

desde 6,806’ hasta 7,265’ (CIBP).

El 13 de marzo, se realiza evaluación de cemento (6,876’ -7,280’), no se efectúa pasada

con presión. Se dispara la arenisca M-1 el intervalo (7,180’ – 7,215’) a 5DPP.

3.4.12 Pruebas de Producción – Presión

Se baja equipo BES con bomba P-23 para probar hidrocarburos en la arenisca M-1.

Inicia las pruebas de producción el día 16 de marzo del 2013, se arranca el equipo en

sentido FWD (sentido horario), siendo este el giro correcto, a una frecuencia de 30 Hz, estando

el pozo alineado al tanque del Rig (Pozo no dispone de facilidades de producción). Se

incrementa frecuencia hasta 34 Hz quedando el pozo alineado a los tanques de prueba de la

Cia. Sertecpet en operación, obteniendo los siguientes resultados:

Tabla 11: Pruebas Iniciales de Producción del pozo Apaika Sur-001, arenisca M-1.


M-1 7,180-7,215 16-Mar-13 97 87 N/A N/A N/A N/A 10

M-1 7,180-7,215 17-Mar-13 4 533 18.8 @ 74 F 18 N/A N/A 24

M-1 7,180-7,215 18-Mar-13 4 208 18.9 @ 71 F 18.3 N/A N/A 9

M-1 7,180-7,215 19-Mar-13 2 161 18.9 @ 71 F 18.3 6.93 12.61 7

Q (GAS)

MSCFPD

GOR

(SCF/STB)

HORAS

EVALUADAS

INTERVALO

(ft)YACIMIENTO FECHA BSW (%)

TOTAL BLS

RECUPERADOS

API

(OBSERVADO)API @ 60 °F

44

Posterior a estos días de evaluación se da inicio a la reinyección de fluidos al pozo. Se

asienta CIBP de 7” @ 7,000’ y se baja tubería de 3-1/2” @ 2,027’.

Se procede a abandonar el pozo ya que no se disponía de facilidades para almacenar y

bombear el fluido resultante de las pruebas de producción. (PetroamazonasEP, 2016)

3.4.13 Estado actual del pozo

El diagrama actual del pozo se encuentra en el Anexo D.

3.5 Dimensionamiento básico del equipo eléctrico sumergible (Base Of Desing, BOD)

Para el diseño de una bomba eléctrico sumergible se necesita de datos confiables y

disponibles. Si la información relativa a la capacidad del pozo es deficiente, el diseño

generalmente será pobre. Los datos incorrectos a menudo dan como resultado una bomba mal

aplicada y una operación costosa. Una bomba mal aplicada puede operar fuera del rango

recomendado, sobrecargar el motor o extraer del pozo a una velocidad rápida. Esto puede

provocar daños en la formación. En el otro extremo, la bomba puede no ser lo suficientemente

grande como para proporcionar la tasa de producción deseada. (Baker Hughes, 1975-2011; pp.

165)

Por lo general, en pozos nuevos se usan datos de otros pozos en el mismo campo o en un

área cercana, donde los pozos tendrán características similares al pozo productor.

Desafortunadamente para dimensionar los equipos, los pozos de petróleo son diferentes uno

del otro, teniendo así un nivel medio de incertidumbre. (Baker Hughes, 1975-2011; pp. 165)

A continuación se muestra una lista de los datos necesarios para el dimensionamiento

adecuado:

3.5.1 Datos requeridos (Input)

Existe un formato encargado específicamente para el diseño del equipo electrosumergible,

donde se colocan los datos necesarios, los cuales son:

45

3.5.1.1 Descripción de los trabajos y correlaciones

Primero, se detalla todos los trabajos que se van a realizar en el pozo o en las diferentes

areniscas. Además, se coloca las correlaciones a utilizar como se muestra en la siguiente tabla:

Tabla 12: Correlaciones que se usan para el fluido


3.5.1.2 Datos de la característica del fluido a producir

Presión de burbuja (𝑃𝑏)

Relación gas/aceite (GOR)

Gravedad API

Gravedad específica del gas (𝑆𝐺𝐺)

Gravedad específica del agua (𝑆𝐺𝑊)

Viscosidad del petróleo (𝜇𝑂)

Datos PVT

3.5.1.3 Estado Mecánico e información del Pozo

Diámetro del revestimiento y características

Diámetro de la tubería de producción y características

Tope de los intervalos abiertos o disparados

Profundidad de asentamiento de la bomba

Temperatura de fondo (BHT)

Temperatura de cabeza (WHT)

Survey del pozo (MD, TVD, DLS)

Dead Oil Viscosity Beggs and Robinson Oil FVF Standing Gas Z Factor Standing

Saturated Oil Viscosity Beggs and Robinson Solution GOR / Pb Standing

Vert Flow Correl Hagedorn & Brown Horiz Flow Correl Beggs & Brill Revised

CORRELACIONES A UTILIZAR

46

3.5.1.4 Datos de producción para el dimensionamiento

Los datos deben ser actuales del pozo o información de los pozos correlacionados, los

cuales son:

Índice de productividad (IP)

Presión del yacimiento

Tasa de flujo deseado

Presión de fondo fluyente (Pwf)

Frecuencia de operación

Corte de agua (BSW)

Tasa de petróleo

Presión de cabeza (WHP)

Presión del revestimiento (CHP)

3.5.1.5 Proyección (años de vida útil de la bomba)

Depende directamente del comportamiento que tenga cada yacimiento, en este caso la

proyección será de 3 años, y son las mismas variables de los datos actuales.

También se toma en consideración los siguientes aspectos:

3.5.1.6 Fuentes de energía

Voltaje disponible en superficie

Capacidad de fuente de energía – Sistema permanente

3.5.1.7 Posibles problemas

Producción de arena

Corrosión

Producción de gas

47

Los inputs respectivos de cada arenisca se encuentran en el Anexo E para M-1 y en el

Anexo F para M-2b.

Al final se tiene los intervalos de las areniscas productoras:

Intervalo disparado M-1: (7,180’ – 7,215’) (35’) a 5DPP

Intervalo propuesto M-2: (7,758’ – 7,778’) (30’) a 5DPP

3.5.2 Conceptos teóricos para el diseño

3.5.2.1 Carga

La presión del líquido se puede considerar al peso de su columna en un punto dado. Esta

columna de líquido se llama carga estática y generalmente se expresa en ft de líquido.

Los pies de carga y la presión son formas diferentes de expresar el mismo valor. En el

bombeo eléctrico sumergible cuando se usa el término presión se refiere a las unidades en psi

y cuando se usa el término carga o cabeza se refiere a las unidades en pies. (Ruiz, 2007; pp.

50)

Para convertir de un valor a otro se utiliza la siguiente formula:

𝐶𝑎𝑟𝑔𝑎 = 𝑝𝑟𝑒𝑠𝑖ó𝑛 (𝑝𝑠𝑖) ∗ 2,31 (

𝑓𝑡𝑝𝑠𝑖)

𝑆𝐺𝐿

3.5.2.2 Gravedad específica

Es la relación entre la densidad de una sustancia con la de otra sustancia de referencia.

(Ruiz, 2007; pp. 51)

48

La ecuación que se utiliza para calcular la gravedad específica del petróleo es:

𝑆𝐺𝑂 = 141,5

131,5 + 𝐴𝑃𝐼

Para M-1:

𝑆𝐺𝑂 = 141,5

131,5 + 18,3= 0,9446

Para M-2b:

𝑆𝐺𝑂 = 141,5

131,5 + 16,2= 0,9580

3.5.2.3 Gravedad específica de la mezcla

Se calcula a partir del corte de agua y de las gravedades específicas de las sustancias puras

con la siguiente ecuación: (Ruiz, 2007; pp. 51)

𝑆𝐺𝐿 = 𝑆𝐺𝑊 ∗ 𝐵𝑆𝑊 + 𝑆𝐺𝑂 ∗ (1 − 𝐵𝑆𝑊)

Donde:

𝑆𝐺𝐿 = Gravedad específica de la mezcla

𝑆𝐺𝑊 = Gravedad específica del agua

𝑆𝐺𝑂 = Gravedad específica del petróleo

BSW = Porcentaje de sedimentos y agua

Para M-1:

𝑆𝐺𝐿 = 1 ∗ 0,55 + 0,9446 ∗ (1 − 0,55) = 0,9751

Para M-2b:

𝑆𝐺𝐿 = 1 ∗ 0,45 + 0,9580 ∗ (1 − 0,45) = 0,9769

49

3.5.2.4 Índice de productividad (IP) y Presión de fondo fluyente (Pwf)

El Índice de Productividad es importante para conocer la capacidad de producción que

tiene el pozo a medida que se va generando una caída de presión en la cara de la formación.

(Ruiz, 2007; pp. 56)

Para estimar el índice de productividad de la arenisca M-1 se utilizó los datos de las

pruebas de producción con la siguiente formula:

𝐼𝑃 = 𝑄

𝑃𝑟 − 𝑃𝑤𝑓

Donde:

Q: Caudal del fluido (BFPD)

Pr: Presión del reservorio (PSI)

Pwf: Presión de fondo fluyente (PSI)

DATE

FLUID

(BFPD)

OIL

(BOPD)

WATER

(BWPD) BS&W

WHP

(PSI)

API

(60°F) HZ

PWF

(PSI)

17-mar-13 552 530 22 4 64 18 34 1997

Tabla 13: Prueba de producción final estabilizada



𝐼𝑃 = 559

2288 − 1997= 1,9

𝐵𝐹𝑃𝐷

𝑃𝑆𝐼

Al analizar la data del input realizado para la prueba de producción del pozo se observa un

valor de IP de 1,7 por esta razón se utilizará este input para el diseño del equipo BES de la

arenisca M-1.

Para el cálculo de IP de la arenisca M-2b se utilizara la Ley de Darcy para flujo en medio

poroso con flujo radial, que se presenta con la siguiente ecuación:

50

𝐼𝑃 = 𝑄

𝑃𝑟 − 𝑃𝑤𝑓=

0,00708 ∗ 𝑘 ∗ ℎ

𝑢𝑜 ∗ 𝐵𝑜 ∗ [ ln 𝑟𝑒

𝑟𝑤 + 𝑆 ]

Donde:

0,00708 = Factor de conversión.

K: Permeabilidad efectiva (mD)

h: Intervalo disparado (ft)

Uo: Viscosidad del petróleo (cP)

Re: Radio de drenaje (ft)

Rw: Radio del pozo (ft)

Bo: Factor volumétrico del petróleo (BY/BN)

S: Daño de la formación

Se realizó con las muestras (plugs) un análisis de permeabilidad donde se obtuvo alrededor

de 700 mD y se utilizará una permeabilidad efectiva de 500 mD para el cálculo de IP:

𝐼𝑃 =0,00708 ∗ 500 ∗ 30

196 ∗ 1,013 ∗ [ ln250

0,354 + 0 ]

= 0,08 𝐵𝐹𝑃𝐷

𝑃𝑆𝐼

La Fig. 16 muestra el Índice de Productividad del pozo APKA-014 de la arenisca M-2:

Figura 16: Gráfica de IP de la arenisca M-2 del pozo APKA-014


0

0,05

0,1

0,15

0,2

0,25

0,3

0,35

27/12/2014 06/04/2015 15/07/2015 23/10/2015 31/01/2016 10/05/2016 18/08/2016 26/11/2016

51

Se observa de la gráfica que al inicio indica valores alrededor de 0,07; después del

fracturamiento presenta un valor promedio de 0,2 y finalmente cae debido a problemas de

producción de arena. Como el valor inicial de IP del pozo APKA-014 es similar al IP calculado

para el pozo APSA-001, se estima que tendrá una productividad similar, por lo tanto se utilizará

el input de esa arenisca para el diseño del equipo BES después del fracturamiento.

Con la siguiente fórmula se obtiene la Presión de fondo fluyente al caudal deseado:

𝑃𝑤𝑓 = Pr − 𝑄

𝐼𝑃

Dónde:

Q = Tasa de flujo deseada (BFPD)

Pr = Presión Reservorio (PSI)

Pwf = Presión de fondo fluyente @ caudal deseado (PSI)

Para M-1:

𝑃𝑤𝑓 = 2288 − 1700

2,1= 1478 𝑃𝑆𝐼

Para M-2b:

𝑃𝑤𝑓 = 2735 − 400

0,21= 872 𝑃𝑆𝐼

3.5.2.5 Presión de entrada a la bomba (PIP)

La presión de admisión de la bomba se puede determinar corrigiendo la presión de flujo

del pozo para determinar la diferencia entre la profundidad de asentamiento de la bomba y el

tope del intervalo disparado. (Baker Hughes, 1975-2011; pp. 169)

𝑃𝐼𝑃 = 𝑃𝑤𝑓 − ((𝐷𝑝 − 𝐷𝑏) ∗ 𝑆𝐺𝐿

2.31)

52

Donde:

PIP: presión de entrada a la bomba (PSI)

Dp: profundidad tope de los perforados (ft)

Db: profundidad de la bomba (ft)

Nota: Las profundidades se encuentran en TVD

Para M-1:

𝑃𝐼𝑃 = 1478 − ((5963 − 4954) ∗ 0,9751

2,31) = 1052,1 𝑃𝑆𝐼

Para M-2b:

𝑃𝐼𝑃 = 872 − ((6529 − 5475) ∗ 0,9769

2,31) = 426,3 𝑃𝑆𝐼

3.5.2.6 Cálculo de Levantamiento Dinámico Neto (Net Dynamic Lift, NDL)

Es el levantamiento neto vertical y es la cabeza en pies que requiere levantar la bomba

desde el nivel dinámico del fluido. (Ruiz, 2007; pp. 63)

𝑁𝐷𝐿 = 𝑃𝑟𝑜𝑓. 𝑏𝑜𝑚𝑏𝑎 − (𝑃𝐼𝑃 ∗ 2,31

𝑆𝐺𝐿)

Para M-1:

𝑁𝐷𝐿 = 4954 − (1052,1 ∗ 2,31

0,9751) = 2461,5 𝑓𝑡

Para M-2b:

𝑁𝐷𝐿 = 5475 − (426,3 ∗ 2,31

0,9769) = 4467,1 𝑓𝑡

53

3.5.2.7 Cálculo de Pérdidas por fricción

La presión es una pérdida de energía debido al esfuerzo de un fluido para moverse a través

de un medio (tuberías), y se conoce como pérdidas de presión. Para calcular las pérdidas por

fricción se utiliza gráficas o ecuaciones, por ejemplo: (Ruiz, 2007; pp. 53)

Figura 17: Carta de correlación para perdida por fricción

Fuente: Basic Sizing, Baker Hughes

𝐹

1000′= 2,083 ∗ (

100

𝐶)

1,85

∗𝑄1,85

𝐼. 𝐷.4,8655

Donde, en la ecuación se utiliza:

Q = Tasa de flujo deseado en GPM

C = 120 (Tubería nueva) o 94 (Tubería vieja, 10 años)

I.D. = Diámetro interno de la tubería de producción de 2-7/8” = 2,441”

Nota: se seleccionó el mismo diámetro para las dos areniscas.

54

Para M-1:

𝐹

1000′= 2,083 ∗ (

100

120)

1,85

∗(1700 ∗ 0,0292)1,85

2,4414,8655= 26,48

𝑃é𝑟𝑑𝑖𝑑𝑎𝑠 𝑝𝑜𝑟 𝑓𝑟𝑖𝑐𝑐𝑖ó𝑛 =26,48

1000′∗ 4954 = 131,2 𝑓𝑡

Para M-2b:

𝐹

1000′= 2,083 ∗ (

100

120)

1,85

∗(400 ∗ 0,0292)1,85

2,4414,8655= 1,82

𝑃é𝑟𝑑𝑖𝑑𝑎𝑠 𝑝𝑜𝑟 𝑓𝑟𝑖𝑐𝑐𝑖ó𝑛 =1,82

1000′∗ 5475 = 10,0 𝑓𝑡

3.5.2.8 Cálculo de la cabeza dinámica total en pies (Total Dynamic Head, TDH)

Es el valor que la bomba necesita vencer para que el fluido llegue a superficie, se calcula

con la siguiente ecuación: (Ruiz, 2007; pp. 62)

𝑇𝐷𝐻 = 𝑁𝐷𝐿 + 𝑃é𝑟𝑑𝑖𝑑𝑎𝑠 𝑝𝑜𝑟 𝑓𝑟𝑖𝑐𝑐𝑖ó𝑛 + 𝑊𝐻𝑃 (𝑓𝑡)

WHP = Presión de cabeza requerida para que el fluido se desplace desde superficie hasta

la estación de bombeo o el campo más cercano (APKA). Se debe pasar de unidades psi a ft.

(Ruiz, 2007, pág. 63)

Figura 18: Componentes del TDH

Fuente: Schlumberger

55

Para M-1:

𝑇𝐷𝐻 = 2461,5 + 131,2 + 236,9 = 2829,6 𝑓𝑡

Para M-2b:

𝑇𝐷𝐻 = 4467,1 + 10,0 + 354,7 = 4831,7 𝑓𝑡

Para el diseño de los equipos BES para cada una de las areniscas se omitió los cálculos del

gas debido a que la PIP es mayor a la Pb, por lo tanto, no se producirá gas en la producción.

3.5.3 Especificaciones del equipo BES

Cada empresa que se encarga del diseño del equipo BES, tiene tablas para seleccionar la

serie de la bomba, el motor y el sello con las unidades de mayor diámetro para adaptarse al

casing de 9-5/8 " y 47 lb / pie. Las unidades de mayor diámetro generalmente son la primera

selección y si la tasa de producción deseada se encuentra dentro del rango operativo de la

bomba. (Baker Hughes, 1975-2011; pp. 172)

3.5.3.1 Selección del tipo de bomba

Para la selección se utiliza los catálogos de la empresa, con el caudal deseado y el TDH

calculado, se podrá seleccionar el tipo de bomba que tenga la mayor eficiencia para producir

dicho caudal dentro del rango operativo. (Ruiz, 2007; pp. 63)

3.5.3.2 Determinar el tamaño óptimo de los componentes (etapas, motor, sello)

Para la selección del número de etapas se utiliza la siguiente fórmula:

𝑁ú𝑚𝑒𝑟𝑜 𝑑𝑒 𝑒𝑡𝑎𝑝𝑎𝑠 =𝑇𝐷𝐻

𝐶𝑎𝑏𝑒𝑧𝑎 𝑝𝑜𝑟 𝑒𝑡𝑎𝑝𝑎

Para el valor de cabeza por etapa se obtiene de las curvas de desempeño de la bomba

seleccionada por parte de la empresa que realiza el diseño, y se muestra a continuación:

56

Para M-1:

Figura 19: Curva de desempeño de la bomba seleccionada para M-1


𝑁ú𝑚𝑒𝑟𝑜 𝑑𝑒 𝑒𝑡𝑎𝑝𝑎𝑠 =2829,6 𝑓𝑡

23 𝑓𝑡/𝑒𝑡𝑎𝑝𝑎= 123 𝑒𝑡𝑎𝑝𝑎𝑠

Para M-2b:

Figura 20: Curva de desempeño de la bomba seleccionada para M-2b


𝑁ú𝑚𝑒𝑟𝑜 𝑑𝑒 𝑒𝑡𝑎𝑝𝑎𝑠 =4831,7 𝑓𝑡

33 𝑓𝑡/𝑒𝑡𝑎𝑝𝑎= 146,4 𝑒𝑡𝑎𝑝𝑎𝑠

57

Para calcular la potencia requerida de la bomba seleccionada se utiliza la siguiente

ecuación, tomado de las anteriores curvas de desempeño para obtener la potencia requerida por

etapa de la bomba seleccionada: (Ruiz, 2007; pp. 64)

𝐻𝑃 = (𝑁ú𝑚𝑒𝑟𝑜 𝑑𝑒 𝑒𝑡𝑎𝑝𝑎𝑠) ∗ (𝐻𝑃 𝑝𝑜𝑟 𝑒𝑡𝑎𝑝𝑎) ∗ 𝑆𝐺𝐿

Para M-1:

𝐻𝑃 = 0,57𝐻𝑃

𝑒𝑡𝑎𝑝𝑎∗ 123 𝑒𝑡𝑎𝑝𝑎𝑠 ∗ 0,9751 = 68,4

Para M-2b:

𝐻𝑃 = 0,19𝐻𝑃

𝑒𝑡𝑎𝑝𝑎∗ 146,4 𝑒𝑡𝑎𝑝𝑎𝑠 ∗ 0,9769 = 27,2

La potencia de frenado del sello (BHP) tiene un impacto mínimo en los requisitos de

potencia. Generalmente es menos de 1 BHP por sección de sello. (Baker Hughes, 1975-2011;

pp. 174)

Refiriéndose a la tabla de cada empresa, se puede seleccionar el motor indicado para la

serie especificada. Se debe tener cuidado al seleccionar un motor que se sobrecarga durante el

funcionamiento normal. Esta condición de sobrecarga a menudo dará como resultado una vida

útil reducida. (Baker Hughes, 1975-2011; pp. 175)

3.5.3.3 Selección del cable

Para la selección se toma en cuenta el tamaño, tipo y longitud. El tamaño del cable depende

de factores como caída de voltaje, amperaje y espacio disponible en el anular. La selección del

tipo de cable se basa principalmente en las condiciones del fluido y la temperatura de

funcionamiento. La temperatura de funcionamiento se puede determinar utilizando la Fig.21,

la corriente del motor y la temperatura del fondo del pozo determinan la temperatura de

operación del cable y se selecciona el cable según esta temperatura de operación. (Baker

Hughes, 1975-2011; pp. 175)

58

Figura 21: Gráfica de corriente vs temperatura del pozo


LEYENDA

_________ Arenisca M-1

_________ Arenisca M-2b

Para M-1: Con 28 amperios y 187 °F se tiene 198 °F de temperatura de operación del cable.

Para M-2b: Con 18,5 amperios y 191 °F se tiene 198 °F de temperatura de operación del

cable.

Se seleccionó el cable#4 Cu para las dos areniscas porque es estándar y está dentro de la

temperatura de operación, además, debido a los costos del mismo y el amperaje de operación.

De la siguiente tabla se obtiene para las dos areniscas un factor multiplicador de 1,288.

Tabla 14: Factor multiplicador a diferentes temperaturas


59

Las pérdidas del cable se obtienen con la siguiente figura:

Figura 22: Gráfica de caída de voltaje del cable


Para M-1: Con 28 amperios y cable#4 se tiene una caída de voltaje de 13 voltios cada 1000

ft.

Para M-2b: Con 18,5 amperios y cable#4 se tiene una caída de voltaje de 9 voltios cada

1000 ft.

La longitud del cable es según la profundidad de asentamiento de la bomba. Generalmente

se adicionan 200 ft de cable, para conectar el equipo de subsuelo con el equipo eléctrico de

superficie. (Ruiz, 2007; pp. 64)

El voltaje en superficie se calcula conociendo el voltaje de operación del motor y las

pérdidas en el cable, se obtiene con la siguiente ecuación:

60

𝑉𝑠𝑢𝑝𝑒𝑟𝑓𝑖𝑐𝑖𝑒 =𝑉𝑝é𝑟𝑑𝑖𝑑𝑎 ∗ 𝐿𝑐𝑎𝑏𝑙𝑒 ∗ 𝐹𝑎𝑐𝑡𝑜𝑟 𝑀𝑢𝑙𝑡𝑖𝑝𝑙𝑖𝑐𝑎𝑑𝑜𝑟

1000 𝑓𝑡+ 𝑉𝑚𝑜𝑡𝑜𝑟

Para M-1:

𝑉𝑠𝑢𝑝𝑒𝑟𝑓𝑖𝑐𝑖𝑒 =13 ∗ (4954 + 200) ∗ 1,288

1000 𝑓𝑡+ 1871 = 1957,3 𝑣𝑜𝑙𝑡𝑖𝑜𝑠

Para M-2b:

𝑉𝑠𝑢𝑝𝑒𝑟𝑓𝑖𝑐𝑖𝑒 =9 ∗ (5475 + 200) ∗ 1,288

1000 𝑓𝑡+ 1544 = 1609,8 𝑣𝑜𝑙𝑡𝑖𝑜𝑠

3.5.3.4 Determinación de la capacidad del equipo eléctrico

Para seleccionar el variador y transformadores que serán usados, es necesario calcular la

potencia eléctrica que requieren los equipos con el fin de escoger el que mejor se ajuste a las

condiciones de operación del equipo de subsuelo. (Ruiz, 2007; pp. 65)

La potencia eléctrica se calcula con la siguiente fórmula:

𝐾𝑉𝐴𝑠𝑢𝑝𝑒𝑟𝑓𝑖𝑐𝑖𝑒 =1,732 ∗ 𝑉𝑠𝑢𝑝𝑒𝑟𝑓𝑖𝑐𝑖𝑒 ∗ 𝐴𝑚𝑜𝑡𝑜𝑟

1000

Donde:

KVA: kilovatios (kVA)

Amp: amperios (A)

Vs: Voltaje en el motor + caída de voltaje (volts)

Para M-1:

𝐾𝑉𝐴𝑠𝑢𝑝𝑒𝑟𝑓𝑖𝑐𝑖𝑒 =1,732 ∗ 1957,3 ∗ 28

1000= 94,8

Para M-2b:

𝐾𝑉𝐴𝑠𝑢𝑝𝑒𝑟𝑓𝑖𝑐𝑖𝑒 =1,732 ∗ 1609,8 ∗ 18,5

1000= 51,5

61

3.5.4 Selección del equipo BES para las areniscas

Para la selección del equipo BES de la arenisca M-1 se encuentra en el Anexo G y para la

arenisca M-2b se encuentra en el Anexo H, los cuales fueron provistos por una empresa de

diseño. Además, se realizó en el programa Excel los cálculos del dimensionamiento para

comparar los resultados obtenidos en el software de selección del equipo BES que se

encuentran en el Anexo I para la arenisca M-1 y el Anexo J para la arenisca M-2b.

3.5.4.1 Arenisca M-1

Selección de la bomba electrosumergible y etapas

La bomba seleccionada es WSP-400 WD-3000 donde WSP-400 corresponde la serie del

catálogo de la empresa que manufactura la bomba; WD-3000 representa el punto de mayor

eficiencia de la bomba para el caudal de 3000 barriles.

Las etapas calculadas en el programa en Excel son alrededor de 123 pero la bomba consta

de 2 cuerpos de 96 etapas cada una, con un total de 192 etapas. Esta diferencia solo afectará en

la frecuencia de operación.

Cuando las bombas electrosumergibles alcanzan flujos de diseño de aproximadamente

1,000 BPD la etapa es de flujo mixto. La Fig.23 muestra esta configuración. El impulsor en

este tipo de diseño de etapa le imparte una dirección al fluido que contiene una componente

axial considerable, a la vez que mantiene una dirección radial. (Schlumberger, 2008; pp. 63)

Figura 23: Etapa de flujo mixto


62

Selección del motor y el sello

El motor seleccionado es WSP 450 XT1 (para temperatura de fondo hasta 325°F) de 120

HP /2245 V / 35 A que corresponde a la potencia requerida en la bomba y la sección de sello.

Como el valor de potencia está en función del número de etapas, trabajará de manera más

suave.

Para la selección del sello se basa en la siguiente tabla:

Tabla 15: Parámetros para selección de los sellos


La selección de la configuración del sello depende principalmente de la desviación del

pozo, por lo general se utiliza en tándem, donde el sello superior es BPBSL (bolsa-paralelo-

bolsa-serie-laberinto) y el sello inferior LSBPB (laberinto-serie-bolsa-paralelo-bolsa), además

verificando con la tabla los dos sellos son excelentes para cualquier parámetro.

Selección del cable

Se seleccionó el cable #4 Cu y la forma Flat (Plana) debido a la disposición de espacio al

bajar la completación dual.

63

3.5.4.2 Arenisca M-2b

Selección de la bomba electrosumergible y etapas

La bomba seleccionada es WSP-400 WD-650 que representa el punto de mayor eficiencia

de la bomba para el caudal de 650 barriles.

Las etapas calculadas en el programa en Excel son alrededor de 147 pero la bomba consta

de 3 cuerpos de 83 etapas cada una, con un total de 249 etapas. Esta diferencia solo afectará en

la frecuencia de operación.

Las bombas electrosumergibles con etapas de flujo radial, son por lo general de bajo caudal

y sin presencia de sólidos. La Fig.24 muestra la configuración de este tipo de etapa. Se puede

observar que el impulsor descarga la mayor parte del fluido en una dirección radial.

(Schlumberger, 2008; pp. 63)

Figura 24: Etapa de flujo radial


Selección del motor y el sello

El motor seleccionado es WSP 450 XT1 de 90 HP /1930 V / 31 A que corresponde a la

potencia requerida en la bomba y la sección de sello. Como el valor de potencia está en función

del número de etapas, trabajará de igual manera más suave.

Con las consideraciones de la arenisca M-1, sería la misma configuración del sello y el

mismo cable para la arenisca M-2b.

64

3.6 Empaque con grava

La arenisca M-1 del campo Apaika se caracteriza por ser no consolidada debido a los pozos

que han sido completados y después van presentando problemas por producción de arena.

3.6.1 Tipo y longitud de la rejilla

La apertura de la rejilla no debe ser mayor al 80% del diámetro de grano del Empaque con

Grava, para prevenir que la grava entre dentro del pozo. El diámetro de la partícula más

pequeña de la grava recomendada Carbolite 20/40, correlacionado con el pozo APAIKA-002.

(Sánchez, 2014; pp. 108)

Se obtiene el tamaño de la grava para realizar un valor estimado para el volumen de grava

teórica que se empaquetará en el pozo, pero se debe realizar una adquisición de núcleos de la

arena M-1 para realizar el análisis granulométrico.

3.6.2 Cálculo de volumen de grava teórica

Para el cálculo de grava total se necesita el volumen de grava del espacio anular entre

casing/rejilla, más 12 ft de anular entre casing/blank pipe sobre la rejilla, más la cantidad de

grava para empacar las perforaciones y el espacio detrás del liner. (Sánchez, 2014; pp. 109)

Capacidad =𝐼𝐷2 − 𝑂𝐷2

183,35

Donde:

ID: Es el diámetro interno del liner.

OD: Es el diámetro externo de la rejilla y del blank pipe.

183,35: Es el valor de conversión de pulg a ft.

En el espacio anular entre el casing – tubos ranurados y el casing – tubería lisa son

similares debido a que son del mismo diámetro:

65

Capacidad =6,2762 − 4,52

183,35= 0,1044

ft3

ft

Para el total de Carbolita 20/40 en lb se utilizó la fórmula:

Cantidad de Carbolita20

40(lb) = 𝐿𝑜𝑛𝑔𝑖𝑡𝑢𝑑 ∗ 𝐶𝑎𝑝𝑎𝑐𝑖𝑑𝑎𝑑 ∗ 𝐷𝑒𝑛𝑠𝑖𝑑𝑎𝑑

Donde la densidad de la carbolita es de 97 lbs/ft3

En el espacio anular entre el casing – rejillas (2 tuberías de 38 ft cada una):


40(lb) = 76 ∗ 0,1044 ∗ 97 = 769,5 𝑙𝑏𝑠

En el espacio anular entre el casing – tubería lisa:


40(lb) = 12 ∗ 0,1044 ∗ 97 = 121,5 𝑙𝑏𝑠

En el intervalo de la arenisca disparada (7180’ – 7215’):


40(lb) = 35 ∗ 0,5 ∗ 97 = 1697,5 𝑙𝑏𝑠

Finalmente se obtiene el volumen total de 2588,5 libras de Carbolita 20/40 a ser bombeado

teóricamente.

3.7 Proyecto de facilidades de producción

El pozo se encuentra en abandono temporal debido a la falta de vías de acceso y facilidades

de producción. En la Fig.25 se observa las vías existentes desde el campo Apaika – Nenke

hasta la Estación Central de Bombeo.

66

Figura 25: Facilidades existentes de Bloque 31

Fuente: Petroamazonas EP.

De acuerdo a planes de desarrollo para el Bloque 31 se muestra en la Fig. 26 la vía de

acceso propuesta que serviría como guía para la construcción de la misma y extensión de la

tubería de transporte de 18”. Además, se observa una plataforma propuesta debido a que la

zona donde se encuentra el pozo APSA-001 es pantanosa y no es factible ampliarla.

Figura 26: Facilidades propuestas de Bloque 31

Fuente: Petroamazonas EP.

67

LEYENDA

- - - - - - - - Vías existentes

_________ Vía propuesta

Plataformas existentes

Plataforma propuesta

Pozo exploratorio

La distancia necesaria para construir la vía de acceso, tendido eléctrico y extensión de la

tubería de 18” es aproximadamente de 7 Km, como se observa en la siguiente Fig. 27.

Figura 27: Distancia aproximada desde Apaika Sur 3D hasta Apaika


Fuente: Geoportal interno de Petroamazonas EP

En el Campo Apaika Sur 3D se desea perforar 5 pozos adicionales al ya existente desde la

nueva plataforma A’, la cual debe ser construida y ampliada con la línea de los cellars de

orientación noreste suroeste.

A continuación se detalla los trabajos necesarios a realizar:

Construcción de las vías de acceso al pozo APSA-001.

Extensión de la tubería de transporte y el tendido eléctrico.

Reacondicionamiento al pozo APSA-001.

Construcción de una nueva plataforma APKSA’ para 5 pozos.

68

CAPÍTULO IV

4.1 Análisis técnico económico

Para conocer si el siguiente proyecto de implementación de una completación dual con

control de arena es viable se realizará una evaluación económica con el tiempo de recuperación

de la inversión.

4.2 Conceptos teóricos

Los métodos a usarse son los siguientes:

Valor Actual Neto (VAN)

Tasa Interna de Rentabilidad (TIR)

Relación Beneficio/Costo

Tiempo de recuperación de la inversión (Ruiz, 2007; pp. 99)

4.2.1 Flujo de caja

El flujo de caja es la suma de todos los ingresos menos todos los egresos efectuados durante

la vida útil del proyecto. Es considerado como el método más simple de todos. (Ruiz, 2007;

pp. 99)

Se calcula con la siguiente ecuación:

Flujo de caja = Ingresos – Egresos

4.2.2 El valor actual neto (VAN)

Es la suma de los valores actualizados de todos los flujos netos de caja esperados del

proyecto, restando el valor de la inversión inicial. (Ruiz, 2007, pág. 100)

Se calcula con la ecuación:

69

𝑉𝐴𝑁 = −𝐶𝑜 +𝐶1

1 + 𝑖+

𝐶2

(1 + 𝑖)2+

𝐶3

(1 + 𝑖)3+. . . . . . . . . +

𝐶𝑛

(1 + 𝑖)𝑛

Donde:

Co: capital inicial para iniciar el proyecto

Cn: diferencia entre cobros y pagos en el periodo n

i: tasa de descuento ajustada al riesgo

n: número de años en los que se calcula la inversión

4.2.3 Tasa interna de rentabilidad (TIR)

Se denomina a la tasa de descuento que hace que el Valor Actual Neto de una inversión

sea igual a cero (VAN = 0) (Ruiz, 2007; pp. 100)

La ecuación del TIR es la siguiente:

𝑉𝐴𝑁 = −𝐶𝑜 +𝐶1

1 + 𝑇𝐼𝑅+

𝐶2

(1 + 𝑇𝐼𝑅)2+

𝐶3

(1 + 𝑇𝐼𝑅)3+. . . . . . . . . +

𝐶𝑛

(1 + 𝑇𝐼𝑅)𝑛= 0

Para que el proyecto sea rentable el VAN debe ser positivo y el TIR debe ser mayor a la

Tasa de Descuento.

4.2.4 Relación beneficio/costo

Consiste en la comparación de beneficios y costos del proyecto, con el propósito de que

esta relación sea mayor a 1.

La ecuación es la siguiente:

Beneficio

Costo=

Ingresos

Costos + Inversión

70

4.2.5 Tiempo de recuperación de la inversión

Es el periodo de tiempo o número de años que necesita una inversión para que el valor

actualizado de los Flujos de Caja, igualen al capital invertido. (Ruiz, 2007, pág. 101)

Para el análisis económico, se necesitaron variables que influyen en el proyecto, las cuales

se mencionan a continuación:

4.3 Perfil de producción

El volumen de petróleo que se puede recuperar fue obtenido a través del valor de reservas

estimadas por Petroamazonas EP y los perfiles de producción para cada arena se basa en las

declinaciones de las arenas M-1 y M-2 de los pozos correlacionados.

POZOS DECLINACIÓN

Petróleo Tipo Fluido

APAIKA A002 M-1 0,0366 Hiperbólica

b=0,5

-0,0004

APAIKA A014 M-2 0,0169 Hiperbólica

b=0,3

-0,0019

Tabla 16: Valores de declinación de los pozos de APKA


Agrupando la producción de las dos arenas se tiene el perfil de producción, que se detalla

en el Anexo K.

4.4 Precio de exportación

Para el análisis del proyecto se utilizó el precio promedio del crudo Napo de los 2 años

futuros con una proyección de la EIA (Energy Information Administration), cuyo valor fue de

$ 53/barril y se lo utilizó como un precio fijo para toda la vida útil del proyecto. Además, se

realiza dos escenarios donde se ve un precio pesimista y optimista (+/- 10 USD del precio fijo

considerado), debido a que el precio del crudo varía de manera independiente y variable.

71

A continuación se calcula el Precio de Exportación con la siguiente fórmula:

𝑃𝑟𝑒𝑐𝑖𝑜 𝐸𝑥𝑝𝑜𝑟𝑡𝑎𝑐𝑖ó𝑛 = (1 + ((−API PEC + API CAMPO) ∗1,3

100)) ∗ (𝑁𝑎𝑝𝑜 − 𝐶𝑎𝑠𝑡𝑖𝑔𝑜)

Donde:

Napo = Es el valor del precio del Crudo Napo con la proyección a 2 años.

Grado API PEC = Es el grado API de referencia, Napo con un valor de 16,9 dólares.

Grado API Campo = Es el valor API promedio del pozo de las dos arenas.

Castigo = Es el descuento que se da al crudo por efecto de la oferta y demanda, con un

valor de 7,68 dólares.

En la siguiente tabla se observa el precio del crudo Napo y WTI con su valor de diferencia:

Precio del Crudo (USD/bbl)

Fecha Napo WTI Diferencia

Enero 57,74 63,7 5,96

Febrero 54,66 62,23 7,57

Marzo 53,27 62,73 9,46

Abril 55,99 66,25 10,26

Mayo 59,56 69,98 10,42

Junio 57,94 67,87 9,93

Julio 64,02 70,98 6,96

Agosto 57,54 68,06 10,52

Septiembre 61,38 70,23 8,85

Octubre 65,11 70,75 5,64

Noviembre 52,63 56,96 4,33

Diciembre 43,32 49,52 6,2

Enero 45,71 51,38 5,67

Febrero 51,75 54,95 3,2

Tabla 17: Precio del crudo Napo y WTI

Fuente: EP Petroecuador

72

También, se tiene la siguiente tabla con la proyección del crudo WTI para relacionar con

el crudo Napo para aplicar a todo el análisis económico:

Tabla 18: Proyección del precio WTI

Fuente: EIA

Finalmente se obtiene el valor del precio de exportación con los valores proporcionados

por Petroamazonas EP.

𝑃𝑟𝑒𝑐𝑖𝑜 𝑑𝑒 𝐸𝑥𝑝𝑜𝑟𝑡𝑎𝑐𝑖ó𝑛 = (1 + ((−16,9 + 17,8) ∗1,3

100)) ∗ (53 − 7,68)

Precio de Exportación = 45,85 USD/bbl

4.5 Costos de operación

Los costos de operación involucrados en este análisis comprenden varios indicadores que

fueron cambiando en el tiempo de la vida útil del proyecto, los cuales se describe a

continuación:

Tratamiento de crudo y agua: Para crudo es 0,24 (usd/bbl) y para agua es 0,02 (usd/bbl)

Renta del equipo BES: Costo por día de los equipos de fondo y de superficie. La renta

del equipo BES para una arena es aproximadamente de 350 – 370 dólares.

Energía BES: Se obtiene del producto del Costo de energía (usd/kwh), Consumo de

energía BES (kw/bbl) y producción de fluido.

Energía Reinyección: Se obtiene del producto del Costo de energía (usd/kwh), Consumo

de energía Reinyección (kw/bbl) y producción de agua.

73

Ingeniería de operaciones: Se obtiene del Costo de Ingeniería de 0,66 (usd/bbl crudo).

Operación de producción de fluido: Se obtiene del Costo del fluido de 0,10

Indirectos: Se obtiene del Costo Indirecto de 1,83 (usd/bbl crudo). Se relaciona a la parte

administrativa y otros.

Tarifas: Se tiene dos variables que son:

Ley Amazónica: Corresponde un valor de 2,00 (usd/bbl crudo).

Transporte y Comercialización: Corresponde un valor de 2,25 (usd/bbl crudo).

Regalías: Se obtiene del 18,5% de todo el volumen de crudo producido, el cual es

destinado para proyectos sociales en la Amazonía. El crudo restante se aplica las tarifas

anteriores.

Se tomó 3 intervalos de tiempo para determinar el cambio del precio del barril:

TIEMPO (meses) Costo de Barril (USD)

1 8,83

6 8,89

12 8,95

Tabla 19: Precio del costo del barril en 1, 6 y 12 meses


Se observa un cambio de aproximadamente 0,12 dólares en 1 año, por lo que se decidió

tomar un valor de 9 dólares.

4.6 Inversión

La inversión realizada al pozo APSA-001 se toma en consideración desde las operaciones

realizadas antes del presente trabajo de reacondicionamiento. Como se observa en la Fig. 28

obtenida de la aplicación de Petroamazonas, Open Wells – Well Explorer.

74

Figura 28: Operaciones realizadas en el pozo APSA


A continuación se observa la siguiente tabla con los costos de cada una de las operaciones:

Movilización 4.716.500

Perforación 4.417.000

Completación y pruebas 1.311.400

TOTAL 10.444.900

Tabla 20: Costos del pozo APSA-001



Este costo será distribuido para los 5 pozos que se perforarán en la plataforma futura,

debido a que el costo es elevado para que pague únicamente el pozo APSA-001.

El costo de la inversión necesaria para la ejecución de los trabajos para el

reacondicionamiento es aproximadamente de 1.345.370 de dólares y se encuentra detallada en

el Anexo L.

Debido a la falta de facilidades se debe tomar el costo de la construcción de las mismas,

que se encuentra detallada en la siguiente tabla:

TRABAJOS Costo por Km Costo total

Plataforma

2.410.517

Vías de acceso 800.000 5.600.000

Tendido y tubería 1.000.000 7.000.000

TOTAL 15.010.517

Tabla 21: Costos de facilidades del pozo APSA-001



75

El costo total aproximado será descontado a los 5 pozos futuros y al pozo exploratorio

existente, además, se pagará a un tiempo determinado de 5 años. Dando como resultado un

valor de 41.708 dólares que se descontará mensualmente para el análisis económico del pozo.

4.7 Tasa de descuento

Para la evaluación económica del Bloque 31 se tiene una tasa de descuento de 12% anual.

Para el análisis económico del pozo APSA-001 se utilizará la tasa de descuento mensual de

1%.

4.8 Ingresos

Los ingresos por la producción de crudo se obtienen del perfil de producción estimado del

pozo restando las regalías por el precio de exportación por barril.

4.9 Cálculo del flujo de caja

El cálculo del flujo de caja actualizado se desarrolló en el programa Excel, el cual se

encuentra en la tabla 22 el precio actual, en la tabla 23 el escenario optimista y la tabla 24 el

escenario pesimista.

76

APSA-001 M1

Costo por barril producido 9 $

Inversión Total 3150000 $

Venta del crudo 45,85 $

FECHA Período

Ingresos

Total

Mensual

Ingreso

Total

Acumulado

Egreso

Total

Mensual

Egreso

Total

Acumulado

Flujo de Caja

Actualizado

con 1%

Flujo de

Caja

Actualizado

Acumulado

(USD) (USD) (USD) (USD) (USD) (USD)

0 0 0 3.150.000 3.150.000 -3.150.000 -3.150.000

ene-20 1 1.332.160 1.332.160 303.201 3.453.201 1.018.771 -2.131.229

feb-20 2 1.164.356 2.496.516 270.262 3.723.463 876.476 -1.254.752

mar-20 3 1.247.536 3.744.052 286.590 4.010.053 932.684 -322.068

abr-20 4 1.168.442 4.912.494 271.064 4.281.118 862.362 540.294

may-20 5 1.168.620 6.081.114 271.099 4.552.217 853.960 1.394.254

jun-20 6 1.094.688 7.175.802 256.587 4.808.804 789.529 2.183.783

jul-20 7 1.095.016 8.270.817 256.651 5.065.456 781.957 2.965.741

ago-20 8 1.060.089 9.330.906 249.796 5.315.251 748.292 3.714.033

sep-20 9 993.245 10.324.151 236.675 5.551.926 691.762 4.405.795

oct-20 10 993.766 11.317.917 236.777 5.788.703 685.293 5.091.088

nov-20 11 931.247 12.249.163 224.505 6.013.208 633.469 5.724.557

dic-20 12 931.879 13.181.043 224.629 6.237.837 627.649 6.352.206

Tabla 22: Flujo de caja actualizado del pozo APSA-001


77

APSA-001 M1




FECHA Período

Ingresos

Total

Mensual

Ingreso

Total

Acumulado

Egreso

Total

Mensual

Egreso

Total

Acumulado

Flujo de Caja

Actualizado

con 1%

Flujo de

Caja

Actualizado

Acumulado


0 0 0 3.150.000 3.150.000 -3.150.000 -3.150.000

ene-20 1 1.622.708 1.622.708 303.201 3.453.201 1.306.442 -1.843.558

feb-20 2 1.418.305 3.041.013 270.262 3.723.463 1.125.422 -718.136

mar-20 3 1.519.626 4.560.639 286.590 4.010.053 1.196.773 478.637

abr-20 4 1.423.282 5.983.921 271.064 4.281.118 1.107.258 1.585.895

may-20 5 1.423.499 7.407.420 271.099 4.552.217 1.096.469 2.682.364

jun-20 6 1.333.442 8.740.862 256.587 4.808.804 1.014.446 3.696.810

jul-20 7 1.333.841 10.074.703 256.651 5.065.456 1.004.714 4.701.525

ago-20 8 1.291.297 11.366.000 249.796 5.315.251 961.809 5.663.333

sep-20 9 1.209.874 12.575.874 236.675 5.551.926 889.835 6.553.168

oct-20 10 1.210.509 13.786.383 236.777 5.788.703 881.507 7.434.675

nov-20 11 1.134.354 14.920.737 224.505 6.013.208 815.519 8.250.194

dic-20 12 1.135.125 16.055.861 224.629 6.237.837 808.019 9.058.213

Tabla 23: Flujo de caja optimista actualizado del pozo APSA-001


78

APSA-001 M1




FECHA Período

Ingresos

Total

Mensual

Ingreso

Total

Acumulado

Egreso

Total

Mensual

Egreso

Total

Acumulado

Flujo de Caja

Actualizado

con 1%

Flujo de

Caja

Actualizado

Acumulado


0 0 0 3.150.000 3.150.000 -3.150.000 -3.150.000

ene-20 1 1.041.613 1.041.613 303.201 3.453.201 731.101 -2.418.899

feb-20 2 910.407 1.952.020 270.262 3.723.463 627.531 -1.791.368

mar-20 3 975.445 2.927.465 286.590 4.010.053 668.596 -1.122.772

abr-20 4 913.602 3.841.066 271.064 4.281.118 617.466 -505.306

may-20 5 913.741 4.754.808 271.099 4.552.217 611.452 106.145

jun-20 6 855.934 5.610.741 256.587 4.808.804 564.612 670.757

jul-20 7 856.190 6.466.931 256.651 5.065.456 559.200 1.229.957

ago-20 8 828.881 7.295.812 249.796 5.315.251 534.775 1.764.733

sep-20 9 776.616 8.072.428 236.675 5.551.926 493.690 2.258.422

oct-20 10 777.023 8.849.451 236.777 5.788.703 489.078 2.747.500

nov-20 11 728.139 9.577.590 224.505 6.013.208 451.420 3.198.920

dic-20 12 728.634 10.306.224 224.629 6.237.837 447.279 3.646.199

Tabla 24: Flujo de caja pesimista actualizado del pozo APSA-001


79

4.10 Análisis y evaluación del proyecto

El proyecto como se puede observar en la Fig.29 se recupera la inversión en un tiempo de

4 meses, se tiene este tiempo debido a los altos costos de inversión antes mencionados.

Figura 29: Tiempo de recuperación del proyecto del pozo APSA-001


En la siguiente figura se observa como los egresos van disminuyendo hasta llegar al

periodo de recuperación.

Figura 30: Flujo de caja actualizado del proyecto del pozo APSA-001


80

En el escenario optimista la inversión se recupera en un periodo de 4 meses como se

observa en la siguiente Fig.31 y el flujo de caja actualizado en la Fig.32:

Figura 31: Tiempo de recuperación optimista del proyecto del pozo APSA-001


Figura 32: Flujo de caja optimista actualizado del proyecto del pozo APSA-001


81

En el escenario pesimista se recupera en un periodo de 8 meses como se observa en la

siguiente Fig.33 y el flujo de caja actualizado en la Fig.34:

Figura 33: Tiempo de recuperación pesimista del proyecto del pozo APSA-001


Figura 34: Flujo de caja pesimista actualizado del proyecto del pozo APSA-001


A continuación se observa la tabla donde se compara los resultados de VAN, TIR y

relación Beneficio/Costo en los diferentes escenarios:

82

Tabla 25: Comparación de VAN, TIR y relación Beneficio/Costo en los diferentes escenarios


4.11 Resultados del pozo APSA-001

Como resultados, además de la parte económica se tiene el programa de

reacondicionamiento para el pozo que se encuentra en el Anexo M y en el programa Visio se

realizó el diagrama propuesto del pozo que esta detallado en el Anexo N.

A continuación se muestra el diagrama de flujo del de reacondicionamiento del APSA-

001:

ESCENARIO PESIMISTA ACTUAL OPTIMISTA

TIR 18% 27% 36%

VAN (MMUSD) 9,93 15,27 20,61

BENEFICIO-COSTO 2,17 2,77 3,38

Disparar y Fracturar la arenisca M-2b

INICIO WO#1 APSA-001

Movilización y control del pozo

Desasentar tubing hanger y quedar tubing 3-1/2”

Moler CIBP y bajar BHA de limpieza

Squeeze a arenisca M-1

Correr registro

de cemento

Squeeze o Tapón

balanceado a M-1

Bajar BHA de limpieza

Exitoso

Deficiente

Disparar la arenisca M-1

83

Asentar Sump packer

Armar completación de Gravel pack

Asentar Quantum packer 7” x 4”

Bajar Service Tool para bombear grava y reversar exceso

Vol. empaquetado Operación de

Re-stres

Bajar BHA de limpieza

Corrida de Completación Dual Concéntrica

Bajar Completación Inferior (POD Sleeve)

Bajar equipo BES Inferior

Bajar Sub ensamblaje para conectar equipo BES Superior

Bajar equipo BES Superior

Bajar Sub ensamblaje del Sistema Dual de flujo

Bajar tubería de 5-1/2” y 2-7/8”

Asentar tubing hanger

Armar cabezal Dual XMT

Arranque del equipo BES Sup, luego equipo BES Inf

FINALIZACIÓN DE WO#1 APSA-001

Exitoso

Deficiente

84

CAPÍTULO V

5.1 CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES

5.1.1 Conclusiones

La completación dual permitirá producir una gran cantidad de hidrocarburos de las

areniscas M-1 y M-2b de forma simultánea, teniendo mayores ingresos que

produciendo por separado cada arenisca, necesarios para pagar todos los trabajos

realizados con anterioridad en el pozo APSA-001, el Reacondicionamiento #1 y las

facilidades de producción.

El valor de los recursos obtenidos por Ryder Scott fueron relevantes aunque no

similares al valor obtenido por Petroamazonas EP (casi el doble, debido a que en el

año 2013 Ryder Scott consideró dos estructuras), al final las reservas de 4MM y

600M que corresponde a la estructura donde se encuentra el pozo APSA-001

convierten a este campo en un buen proyecto de explotación y producción.

Con la información de registros de cemento se realizará Squeeze a la arenisca M-1,

y para el diseño de equipo BES se utilizó información de las pruebas realizadas y

se correlacionó información de reservorios con el pozo APKA-001.

Con la información de registros eléctricos se correlacionó M-2b para realizar

fracturamiento hidráulico y obtener data de productividad del pozo APKA-014,

además se utilizó la data PVT realizada a la arenisca.

En el programa de reacondicionamiento se detalla los pasos para realizar todos los

trabajos necesarios para producir el pozo APSA-001 que se realizó en base a

programas de varios pozos realizados con anterioridad en Petroamazonas EP.

Con información de planes de desarrollo elaborados por Petroamazonas EP. se

planea producir de APSA-001 y construir una nueva plataforma en la parte alta del

85

anticlinal, además se construirá las facilidades de producción (vías de acceso,

tubería) para esta plataforma y el pozo con la completación dual.

En el análisis económico se tiene un periodo de recuperación de la inversión de 4

meses con el precio actual, en el escenario optimista se recupera en 3 meses y en el

escenario pesimista se recupera en 5 meses.

5.1.2 Recomendaciones

Se debe obtener muestras representativas de la arenisca M-1 debido a que se

asemeja a la arenisca del campo Nenke, así seleccionar las dimensiones específicas

de la grava y de la rejilla.

Se debe realizar una prueba de producción a M-2b para tener datos de IP más

representativos debido a que puede tener mayor productividad que el pozo de

Apaika.

Se puede modificar el programa de reacondicionamiento #1 debido a que este

proyecto se puede realizar en el 2020, donde participarán las empresas prestadoras

con sus respectivos softwares y tener los resultados de forma detallada.

Se debe analizar los datos de producción de cada arenisca debido a que el proyecto

se basó en correlaciones para la declinación de producción y posiblemente

aumentaría la producción del pozo.

Se debe buscar alternativas de otro sistema de levantamiento artificial debido a los

altos costos que conlleva utilizar el sistema electrosumergible, de preferencia para

el equipo BES que se encuentra dentro del encapsulado.

Se debe tener en cuenta que el proyecto es una guía general para poner en

producción el pozo, el cual está abierto a posibles cambios a lo largo del tiempo con

la nueva información que se vaya adquiriendo.

86

REFERENCIAS

Baker Hughes. (1975-2011). BASIC SIZING.

Cevallos, Y. (2009). OPTIMIZACIÓN DE LA PRODUCCIÓN MEDIANTE EL

FRACTURAMIENTO HIDRÁULICOAL RESERVORIO M - 1 DEL POZO Y. Disponible

en:

http://bibdigital.epn.edu.ec/handle/15000/1110. [Consultado octubre 2018]

Energy Information Administration (2019). Obtenido de:

https://www.eia.gov/petroleum/reports.php#/T1288,T186

EP Petroecuador (2019). Obtenido de: https://www.eppetroecuador.ec/?p=3721

PetroamazonasEP. (2013). Reporte final de Geología. Quito.

PetroamazonasEP. (2016). PLAN DE DESARROLLO B31_v2. Quito.

PetroamazonasEP. (2017). Justificativo Técnico BLOQUE 31_POES-

Reservas_2017_preliminar. Quito.

Ruiz, C. (2007). PRODUCCIÓN SIMULTÁNEA DE PETRÓLEO DE DOS ARENAS

DIFERENTES MEDIANTE COMPLETACIONES DOBLES CONCÉNTRICAS EN EL

BLOQUE 15. Disponible en:

http://bibdigital.epn.edu.ec/handle/15000/398. [Consultado septiembre 2018]

Sánchez, C. (2014). ESTUDIO TÉCNICO-ECONÓMICO PARA IMPLEMENTAR

SISTEMAS DE CONTROL DE ARENA (GRAVEL PACK Y STAND ALONE) EN POZOS

CON ALTO ÁNGULO DE INCLINACIÓN EN LA ARENA M1, CAMPO GINTA,

BLOQUE 16. Disponible en:

http://bibdigital.epn.edu.ec/handle/15000/7373. [Consultado octubre 2018]

Schlumberger. (2008). PRINCIPIOS DE BOMBEO ELECTROSUMERGIBLE.

87

Schlumberger. (2009). Dual Concentric System.

SCRIBD. (2011). Obtenido de SCRIBD:

https://es.scribd.com/document/50674360/24655222-Cementacion-squeeze-1

88

GLOSARIO DE TÉRMINOS

Análisis granulométrico: Es el análisis que se realiza para conocer la distribución del

tamaño de las partículas de una roca, el método más conocido es del tamizaje.

Arenisca no consolidada: Se denomina así cuando al existir un cambio en la presión o

tensión de la roca se desmoronará y estará como arena suelta.

Bloque: Es el área que comprende varios campos petroleros para su exploración,

explotación y producción.

Componentes detríticos: Son aquellos que provienen de la descomposición de rocas

preexistentes y se depositan para formar sedimentos y a su vez rocas sedimentarias como las

areniscas.

Control de arena: Son los diferentes métodos que se utilizan para prevenir la producción

de arena y así no disminuya la vida productiva del pozo o del sistema de levantamiento

artificial.

Espacio anular: Es el área o volumen que se encuentra entre el diámetro interno de una

tubería o del hoyo con el diámetro externo de una tubería de menor diámetro.

Facilidades de superficie: Son todas las instalaciones y equipos necesarios para que se

pueda extraer las reservas de un campo específico hasta llevarlo a una estación de bombeo.

Factor volumétrico: Es el volumen en barriles ocupado por un barril de petróleo más el

gas en solución.

Frecuencia: Es la variable que se utiliza en los variadores de frecuencia para producir un

pozo donde una mayor frecuencia dará mayor caudal del mismo.

Grava: Es una partícula de roca de tamaño específico que se utiliza para controlar la

producción de arena de una arenisca no consolidada.

89

Hueco abierto: Se define al pozo que se encuentra perforado sin bajar la tubería de

revestimiento, donde se realizan diferentes registros y toma de muestras.

Hueco entubado: Se define al pozo que se encuentra completado con tubería de

revestimiento o liner de 7”, además, se realizan diferentes registros para conocer cómo se

encuentra el pozo.

Índice de productividad: Es el potencial de producción que tiene un pozo o un yacimiento

determinado, que se determina con la relación entre el caudal de producción y la diferencia de

la presión estática y la presión de fondo fluyente.

Input: Es un formato donde se detalla las características PVT del fluido, información del

pozo y criterios para el dimensionamiento del equipo de levantamiento artificial.

Malla: Es una tubería ranurada que se utiliza para la prevención de la producción de arena

el cual esta dimensionado para que la grava colocada en el pozo no ingrese en esta tubería.

Medidor de flujo multifásico: Son equipos que miden en tiempo real el caudal del fluido

(petróleo y agua) para tener pruebas de la producción del pozo.

Minerales Diagenéticos: Son los minerales que han pasado por reacciones físico –

químicas con ayuda del agua y procesos como la cementación y compactación.

Packer recuperable: Es una herramienta que sirve para aislar la producción de dos arenas

y no exista contacto entre estas, además, se puede recuperar al final de la vida de producción

del pozo.

Plan de desarrollo: Es un documento donde se encuentra detallados los proyectos a

realizarse en un campo o bloque determinado para poner en producción a través de perforación

de pozos o ampliación de plataformas.

90

Potencia eléctrica: Es la cantidad de potencia aparente que consume un equipo eléctrico,

por lo general transformadores, motores, etc.

Pozo exploratorio: Es el tipo de pozo que se perfora inicialmente en un campo nuevo

donde se tiene incertidumbre de la geología del subsuelo y de las presiones existentes en el

mismo.

Presión de burbuja: Es la presión a la cual el petróleo libera la primera burbuja de gas

disuelto en el mismo.

Recursos contingentes: Se denominan recursos contingentes debido a que no existen vías

de acceso ni facilidades para ponerlo en producción.

Ryder Scott: Empresa certificadora de reservas de petróleo.

Tándem: Son los equipos que se ubicaran uno a continuación de otro. Por lo general van

de dos en adelante.

Tren estructural: Es una sola estructura geológica donde pueden existir más de 2 campos

petroleros que pueden diferenciarse entre sí en sus propiedades.

Voltaje: Es el valor de energía eléctrica que utiliza para su funcionamiento cualquier

equipo o sistema eléctrico.

Wireline: Es un cable que se utiliza para bajar equipos de medición para intervenir en la

evaluación del yacimiento.

91

ANEXOS

ANEXO A: MAPA ESTRUCTURAL EN PROFUNDIDAD AL TOPE DE M-1


92

ANEXO B: MAPA ESTRUCTURAL EN PROFUNDIDAD AL TOPE DE M-2b


93

ANEXO C: COLUMNA ESTRATIGRÁFICA


94

ANEXO D: DIAGRAMA ACTUAL DEL POZO APSA-001


95

ANEXO E: INPUT DE LA ARENISCA M-1


Índice de productividad de la arenisca M-1


Pb 268 psig Tb 183 ºF FVF 1,087 rb/stb

GOR 40 scf/stb Grav Gas. 0,81 SG(air) Grav Water. 1,00 SG(water)

Densidad del Aceite: 18,3 API Viscosity 19,73 cp @ 187 ºF

Fuente de Datos: Well test & Análisis PVT

Top MD Bottom MD OD ID Weight

ft ft inches inches lb/ft

Casing 0 7200 9 5/8" 8,681 47 Wellhead Temp 180 ºF

Liner 6880 8650 7" 6,276 26 Reservoir Temp 187 ºF

Casing 0 6100Annulus 5.5

& 2.8752.45 (Eq Hid) 8,6

Tubing Input Voltage 480 Volt

MD (ft) TVD (ft) Max DLS 3,31 @' Depth 1205,0 ft (MD)

Profundidad propuesta intake: 6100 4954 DLS @ Prof de la Bomba 0,78 deg/100ft

Tope de Perfs: 7180 5963 Desviación @ Prof de la Bomba 28,10 deg

PBTD 8564 7317 Máxima desviación - "Running " 46,69 deg

Indice de Productividad 1,70 STB/Psig Indice de Productividad 2,10 STB/Psig

Presión de Yacimiento: 2288 Psig Presión de Yacimiento: 2288 Psig

Tasa de Flujo deseado: 1000 BFPD Tasa de Flujo deseado: 1700 BFPD

Presión de Fondo Fluy. 1700 Psig Presión de Fondo Fluy. 1478 Psig

Frecuencia de Oper.: 50 Hz Frecuencia de Oper.: 54 Hz

Corte de Agua (WC): 10 % Corte de Agua (WC): 55 %

Tasa de petroleo 900 BOPD Tasa de petroleo 765 BOPD

Presión en Well Head: 100 Psig Presión en Well Head: 100 Psig

Presión en CSG: 100 Psig Presión en CSG: 150 Psig

REQUERIMIENTOS PARA TRATAMIENTO QUIMICO:

CORROSIÓN N/D EMULSION N/D SCALE SI

CARACTERISTICAS DEL FLUIDO (PVT)

INFORMACION DEL POZO

CRITERIOS PARA EL DIMENSIONAMIENTO DE LA BOMBA ELECTROSUMERGIBLE "M1"

CONDICIONES ACTUALES (caso base) PROYECCION A UN (1) AÑO

0

500

1000

1500

2000

2500

0 1000 2000 3000 4000 5000 6000

Pre

sió

n, p

si

Caudal, BFPD

INDICE DE PRODUCTIVIDAD

96

ANEXO F: INPUT DE LA ARENISCA M-2b


Índice de productividad de la arenisca M-1


Pb 167 psig Tb 180 ºF FVF 1,075 rb/stb

GOR 20 scf/stb Grav Gas. 0,96 SG(air) Grav Water. 1,00 SG(water)

Densidad del Aceite: 16,2 API Viscosity 195,6 cp @ 191 ºF

Fuente de Datos: Well test & Análisis PVT

Top MD Bottom MD OD ID Weight

ft ft inches inches lb/ft

Casing 0 7200 9 5/8" 8,681 47 Wellhead Temp 183 ºF

Liner 6880 8650 7" 6,276 26 Reservoir Temp 191 ºF

Casing 0 6670 2 7/8" 2,259 8,6

Tubing Input Voltage 480 Volt

MD (ft) TVD (ft) Max DLS 3,31 @' Depth 1205,0 ft (MD)

Profundidad propuesta intake: 6670 5475 DLS @ Prof de la Bomba 1,03 deg/100ft

Tope de Perfs: 7774 6546 Desviación @ Prof de la Bomba 20,17 deg

PBTD 8564 7317 Máxima desviación - "Running " 46,69 deg

Indice de Productividad 0,15 STB/Psig Indice de Productividad 0,21 STB/Psig

Presión de Yacimiento: 2735 Psig Presión de Yacimiento: 2735 Psig

Tasa de Flujo deseado: 300 BFPD Tasa de Flujo deseado: 400 BFPD

Presión de Fondo Fluy. 735 Psig Presión de Fondo Fluy. 872 Psig

Frecuencia de Oper.: 41,5 Hz Frecuencia de Oper.: 48,2 Hz

Corte de Agua (WC): 17 % Corte de Agua (WC): 45 %

Tasa de petroleo 250 BOPD Tasa de petroleo 220 BOPD

Presión en Well Head: 150 Psig Presión en Well Head: 500 Psig

Presión en CSG: 30 Psig Presión en CSG: 100 Psig

REQUERIMIENTOS PARA TRATAMIENTO QUIMICO:

CORROSIÓN N/D EMULSION N/D SCALE N/D

CARACTERISTICAS DEL FLUIDO (PVT)

INFORMACION DEL POZO

CRITERIOS PARA EL DIMENSIONAMIENTO DE LA BOMBA ELECTROSUMERGIBLE "M2"

CONDICIONES ACTUALES (caso base) PROYECCION A UN (1) AÑO

0

500

1000

1500

2000

2500

3000

0 100 200 300 400 500 600 700

Pre

sió

n, p

si

Caudal, BFPD

INDICE DE PRODUCTIVIDAD

97

ANEXO G: SELECCIÓN DEL EQUIPO BES DE LA ARENA M-1

Datos requeridos

Survey

Temperatura

98

Información del pozo

Características del fluid (PVT)

99

Correlaciones PVT

Criterios de dimensionamiento de la bomba

100

Resultados obtenidos del Software

Carga dinámica total (TDH).

Separación de gas

101

Selección de bombas (serie, tipo, número de etapas).

102

Selección de los motores (serie, potencia, voltaje).

103

Selección del cable de potencia, tablero y transformadores.

Diseño de equipamiento para usar con variador de frecuencia.

104


Fuente: Empresa prestadora de servicios

TransformerA m p e r a g e : 28 .0 (A m p s)

Kilo vo lt A m p e r : 95 .6 (KV A )

S u r fa ce V o lta g e : 1969 .4 (V o lts )

PumpW S P 400 W D -3000

S ta g e s : 192

P u m p O p e r a t in g P o w e r : 73 .5 (H P )

CableS ch lu m b e r g e r /R e d a R e d a b la ck

S ize : 4 C u

S h a p e : F la t

MotorW S P 450 X T 1

N a m e p la te P o w e r : 120 .0 (H P )

N a m e p la te V o lta g e : 2245 .00 (V o lts )

N a m e p la te C u r r e n t : 35 .0 (A m p s)

D e s ig n F r e q u e n cy : 50 .000 (H z)

N a m e p la te F r e q u e n cy : 60 .000 (H z)

Note: " S u r fa ce " r a te s a r e ca lcu la te d

a t s ta n d a r d co n d it io n s .

Surface Rate (O+W): 1729 .35 (B b l/D )

Wellhead Tubing Pressure: 100 .0 (p s ig )

Wellhead Casing Pressure: 150 .0 (p s ig )

Discharge Pressure: 2187 .3 (p s ig )

Fluid Level [MD]: 3315 .14 (f t )

Free Gas into Pump: 0 .0 %

No Gas Separator Selected

Reservoir Pressure: 2288 .0 (p s ig )

Pump Intake Pressure: 1052 .2 (p s ig )

Bottom Hole Pressure: 1464 .0 (p s ig )

105

ANEXO H: SELECCIÓN DEL EQUIPO BES DE LA ARENA M-2b

Datos requeridos.

Survey

Temperatura

106

Información del pozo

Características del fluido (PVT)

107

Correlaciones PVT

Criterios de dimensionamiento de la bomba

108

Resultados obtenidos del Software

Carga dinámica total (TDH).

Separación de gas

109

Selección de bombas (serie, tipo, número de etapas).

110

Selección de los motores (serie, potencia, voltaje).

Selección del cable de potencia, tablero y transformadores.

111


Fuente: Empresa prestadora de servicios

TransformerA m p e r a g e : 18 .5 (A m p s)

Kilo vo lt A m p e r : 51 .7 (KV A )

S u r fa ce V o lta g e : 1615 .5 (V o lts )

PumpW S P 400 W D -650

S ta g e s : 249

P u m p O p e r a t in g P o w e r : 31 .2 (H P )

CableS ch lu m b e r g e r /R e d a R e d a b la ck

S ize : 4 C u

S h a p e : F la t

MotorW S P 450 X T 1

N a m e p la te P o w e r : 90 .0 (H P )

N a m e p la te V o lta g e : 1930 .00 (V o lts )

N a m e p la te C u r r e n t : 31 .0 (A m p s)

D e s ig n F r e q u e n cy : 48 .000 (H z)

N a m e p la te F r e q u e n cy : 60 .000 (H z)

Note: " S u r fa ce " r a te s a r e ca lcu la te d

a t s ta n d a r d co n d it io n s .

Surface Rate (O+W): 405 .18 (B b l/D )

Wellhead Tubing Pressure: 150 .0 (p s ig )

Wellhead Casing Pressure: 100 .0 (p s ig )

Discharge Pressure: 2380 .9 (p s ig )

Fluid Level [MD]: 5890 .89 (f t )

Free Gas into Pump: 0 .0 %

No Gas Separator Selected

Reservoir Pressure: 2735 .0 (p s ig )

Pump Intake Pressure: 418 .3 (p s ig )

Bottom Hole Pressure: 847 .9 (p s ig )

112

ANEXO I: EXCEL PARA COMPARAR LOS RESULTADOS OBTENIDOS EN EL SOFTWARE DE

SELECCIÓN DEL EQUIPO BES DE M-1


DATA REQUERIDA

DATOS VALOR UNIDADES

API 18,3 °

SGw 1 SG

SGg 0,81 SG

BSW 55% %

Tope de perforado 5963 ft (TVD)

Prof. Bomba 4954 ft (TVD)

Pwf 1478 psi

Caudal 1700 BFPD

ID tubería 2,441 plg

WHP 100 psi

Carga 2,31 ft/psi

CÁLCULOS

Sgo 0,9446 SG

SGm 0,9751 SG

PIP 1052,1 psi

NDL 2461,5 ft

F/1000' 26,48

FL 131,2 ft

Head 236,9 ft

TDH 2829,6 ft

Etapa 23 ft/stg

BHP/stg 0,57 BHP/stg

N° Etapas 123,0 stg

BHP 68,4 HP

Voltaje motor 1871 volts

Amperaje motor 28 amps

Caída de Voltaje/1000' 13 volts

Cable adicional 200 ft

Factor multiplicador 1,288

Caída de Voltaje 86,3 volts

Voltaje en superficie 1957,3 volts

Kva del Sistema 94,8

113

ANEXO J: EXCEL PARA COMPARAR LOS RESULTADOS OBTENIDOS EN EL SOFTWARE DE

SELECCIÓN DEL EQUIPO BES DE M-2b


DATA REQUERIDA

DATOS VALOR UNIDADES

API 16,2 °

SGw 1 SG

SGg 0,96 SG

BSW 45% %

Tope de perforado 6529 ft (TVD)

Prof. Bomba 5475 ft (TVD)

Pwf 872 psi

Caudal 400 BFPD

ID tubería 2,441 plg

WHP 150 psi

Carga 2,31 ft/psi

CÁLCULOS

Sgo 0,9580 SG

SGm 0,9769 SG

PIP 426,3 psi

NDL 4467,1 ft

F/1000' 1,82

FL 10,0 ft

Head 354,7 ft

TDH 4831,7 ft

Etapa 33 ft/stg

BHP/stg 0,19 BHP/stg

N° Etapas 146,4 stg

BHP 27,2 HP

Voltaje motor 1544 volts

Amperaje motor 18,5 amps

Caída de Voltaje/1000' 9 volts

Cable adicional 200 ft

Factor multiplicador 1,288

Caída de Voltaje 65,8 volts

Voltaje en superficie 1609,8 volts

Kva del Sistema 51,5

114

ANEXO K: PERFIL DE PRODUCCIÓN DE LAS ARENISCAS M-1 Y M-2b


PETROLEO M-1 MENSUAL ACUMULADO PETROLEO M-2b MENSUAL ACUMULADO

BPPD MB/MES MBARRILES BPPD MB/MES MBARRILES

ene-20 900 27,90 27,90 250 7,75 7,75

feb-20 867 24,28 52,18 246 6,88 14,63

mar-20 835 25,90 78,07 242 7,49 22,12

abr-20 805 24,14 102,22 238 7,13 29,25

may-20 775 24,03 126,25 234 7,24 36,49

jun-20 747 22,41 148,66 230 6,89 43,37

jul-20 720 22,31 170,96 226 7,00 50,37

ago-20 693 21,49 192,46 222 6,88 57,25

sep-20 668 20,04 212,49 218 6,54 63,79

oct-20 643 19,95 232,44 214 6,65 70,44

nov-20 620 18,60 251,03 211 6,32 76,77

dic-20 597 18,51 269,55 207 6,43 83,19

ene-21 575 17,84 287,38 204 6,32 89,51

feb-21 554 15,52 302,90 200 5,61 95,12

mar-21 534 16,55 319,46 197 6,10 101,22

abr-21 514 15,43 334,89 194 5,81 107,03

may-21 496 15,36 350,25 190 5,90 112,93

jun-21 477 14,32 364,58 187 5,61 118,54

jul-21 460 14,26 378,84 184 5,70 124,25

ago-21 443 13,74 392,58 181 5,61 129,85

sep-21 427 12,81 405,39 178 5,33 135,18

oct-21 411 12,75 418,14 175 5,42 140,60

nov-21 396 11,89 430,02 172 5,15 145,76

dic-21 382 11,83 441,86 169 5,24 150,99

ene-22 368 11,40 453,26 166 5,15 156,14

feb-22 354 9,92 463,18 163 4,57 160,71

mar-22 341 10,58 473,76 161 4,98 165,69

abr-22 329 9,87 483,63 158 4,73 170,42

may-22 317 9,82 493,45 155 4,81 175,23

jun-22 305 9,16 502,61 153 4,58 179,81

jul-22 294 9,12 511,72 150 4,65 184,45

ago-22 283 8,78 520,51 147 4,57 189,02

sep-22 273 8,19 528,70 145 4,35 193,37

oct-22 263 8,15 536,85 142 4,42 197,79

nov-22 253 7,60 544,45 140 4,20 201,99

dic-22 244 7,57 552,01 138 4,27 206,26

FECHA

115



0

100

200

300

400

500

600

700

800

900

1.000

may.-19 dic.-19 jun.-20 ene.-21 jul.-21 feb.-22 ago.-22 mar.-23

Cau

dal

de

pet

róle

o, B

PP

D

Fecha, meses

PERFIL DE PRODUCCION M-1

0

50

100

150

200

250

300

may.-19 dic.-19 jun.-20 ene.-21 jul.-21 feb.-22 ago.-22 mar.-23

Cau

dal

de

pet

róle

o, B

PP

D

Fecha, meses

PERFIL DE PRODUCCION M-2b

116

ANEXO L: COSTOS DEL REACONDICIONAMIENTO #1 DEL POZO APSA-001

EVENTO DESCRIPCIÓN VALOR UNIT $ CANTIDAD TOTAL $

SERVICIO MOVILIZACION DE TALADRO WO 73.920,00

Primera Movilización del Taladro 66.000,00 1

SERVICIO TALADRO REACONDICIONAMIENTO 19.712,00

Tarifa diaria de taladro 8.800,00 2

SERVICIO DE CONTROL DE POZO 22.400,00

Preparación de fluido de control de pozo 20.000,00 1

SERVICIO DE LLAVE HIDRAULICA 16.240,00

Renta de llave hidraulica 14.500,00 1



Stand by en operacion servicio de taladro 31.048,00 1



SERVICIO DE REGISTROS ELECTRICOS (CORRELACIONES) 26.880,00

Asentamiento de CIBP 12.000,00 2

SERVICIO DE CEMENTACION 19.600,00

Squeeze 17.500,00 1

RENTAS REACONDICIONAMIENTO 25.200,00

Renta de Drill pipe 1.250,00 18

MATERIALES DE CEMENTACION 9.909,93

CIBP 2.205,43 1

Cement Retainer 2.142,72 1

Broca de 6 1/8" 4.500,00 1



SERVICIOS DE LIMPIEZA MECANICA DE POZO (DISPAROS) 11.760,00

Scraper, canastas, bit sub 10.500,00 1

SERVICIOS DE DISPAROS DE PRODUCCION 80.080,00

Servicio de disparo wire line 1.100,00 65



1 día fractura

+ 2 días gravel

SERVICIO DE ACIDOS, SOLVENTES Y FRACTURAMIENTO 448.000,00

Renta de packer + Gravel pack 80.000,00 1

Servicio de Pickling de tuberia - Fractura - Estimulación 180.000,00 1

PRUEBAS DE ADMISIÓN 140.000,00 1

DISPAROS

ESTIMULACION,

ACIDOS,

SOLVENTES Y

FRACTURAMIEN

TO

MOVILIZACIÓN

PULLING

REGISTROS

CEMENTACIONES

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SERVICIO DE INSTALACION DE COMPLETACION 39.200,00

Corrida de Completación 35.000,00 1

SERVICIO DE SLICK LINE RUN 9.676,80

Camión de Slick line 120,00 72

SERVICIO DE INSPECCION DE TUBERIA 5.600,00

Inspección de tubing 5.000,00 1

SERVICIO DE CORRIDA DE TUBERIA 16.800,00

Servicio de corrida de tubería 15.000,00 1

MATERIALES DE COMPLETACION 254.777,56

Tubing,2 7/8" BGT2; 7.8 Ppf,Grade: L-80 Cr 3% 401,28 200

Bandas 6,95 100

Protectores De Cable 70,37 200

Casing, 5-1/2", 17 Lb/Ft, Grade Tn70Cs, 1% Chrome, Btc 317,12 135

Cabezal (dual), FMC 116.943,27 1

SERVICIO DE TRANSPORTE 14.400,00

Transporte Fluvial (gabarra, bote, canoas) 800,00 18

SERVICIO DE CATERING 8.467,20

Alimentación, hospedaje, lavado de ropa 7,00 1.080

SERVICIO DE CAMION VACUUM 3.536,06

Servicio de camiones al vacío por horas 43,85 72

PERMISOS SH 3.360,00

Permisos de Abandono de pozo 3.000,00 1

MATERIALES GENERALES DE LA OPERACIÓN 9.643,90

Filtros 15,05 240

Absorvente 135,59 15

Geomembrana 1.972,10 2

Brochas 2,28 2

Pega para liner 24,64 2

COMBUSTIBLES, LUBRICANTES SERVICIOS GENERALES 11.949,12

Gasolina para botes 1,34 720

Gasolina para vehiculos 1,34 180

Aceite para ligar 6,08 18

Diesel para Taladro 1,97 5400

MATERIALES QUIMICA DE POZO 26.267,64

Kcl 28,66 150

Surfactante 29,08 60

Biocida 178,54 90

Anticorrosivo 11,47 120

Goma Xántica 231,57 12

TOTAL 1.345.370$

RUN EQUIPOS

GE

NE

RA

LE

S

118

ANEXO M: PROGRAMA DE REACONDICIONAMIENTO #1 DEL POZO APSA-001

OBJETIVO DEL REACONDICIONAMIENTO

Realizar evaluación de producción en las areniscas M-1 y M-2b con Completación dual

con bombeo electrosumergible:

Recuperar tubing 3-1/2” y moler CIBP 7”.

Bajar BHA de limpieza hasta el fondo del pozo.

Realizar cementación forzada a la arenisca M-1.

Disparar la arenisca M-2b el intervalo de 7,758’ - 7,788’ (30’).

Realizar fracturamiento hidráulico a la arenisca M-2b.

Disparar el mismo intervalo de la arenisca M-1 de 7,180’ - 7,215’ (35’)

Bajar Sump Packer para separar las zonas de interés.

Bajar Quantum packer y mallas para trabajo de Gravel Pack en M-1.

Bajar una Completación dual concéntrica y equipos BES para producir de forma

independiente las areniscas M1 y M-2b.

PROCEDIMIENTO

CONTROL DE POZO

1. Mover taladro de reacondicionamiento al pozo APSA-01 y controlar con agua de

matado.

RETIRO DE TUBERÍA Y PRUEBA DE BOP

2. Desasentar tubing hanger.

3. Sacar quebrando tubería en paradas TUBING 3-1/2”, 9.2 LB/FT, L-80.

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TRABAJOS DE MOLIENDA Y DE LIMPIEZA

4. En tubería DP, armar y bajar un BHA de molienda hasta tope de CIBP +/- 6,998.5’,

proceder a moler CIBP. Continuar bajando hasta Float Collar +/-8,564.43’. Luego

bajar un BHA de limpieza

TRABAJO DE CEMENTACIÓN FORZADA A LA ARENISCA M-1

5. Con cable eléctrico armar y bajar un CIBP y un retenedor de cemento para casing

de 7” asentarlo a 7,220’ y 7,175’ respectivamente. Sacar y desarmar unidad.

6. Bajar stinger en tubería 3 1/2” drill pipe hasta el retenedor y realizar prueba de

Inyectividad.

7. Desconectar stinger y reversar el exceso de cemento. Sacar el stinger y tubería en

paradas.

8. Esperar fraguado de cemento por 24 horas. Bajar con broca de 6 1/8” para moler

cemento.

9. Bajar BHA de limpieza, limpiar el pozo hasta el fondo.

10. Con unidad de cable eléctrico bajar a registrar la calidad de la cementación en las

zonas de interés. Correrlo primero sin presión y en caso de dudas respecto a la

calidad de cemento correrlo con 600 psi en la cabeza del pozo. Si es necesario se

preparará un nuevo programa de remediación.

TRABAJO DE DISPARO ARENISCA M-2b

11. Con unidad de cable eléctrico armar y bajar a disparar el siguiente intervalo de la

Arenisca M-2b:

7,758’- 7,788’ (30’) a 5 DPP

120

TRABAJO DE FRACTURA ARENISCA M-2b

12. Con unidad de Wireline, armar y bajar un tapón CIBP a +/- 7,790’.

13. Bajar sarta de fracturamiento, probando con 3,500 psi cada 2,000 pies como sigue:

3-1/2” Tbg EUE

7” x 3-1/2” Packer de fractura SLB (a ser asentado a +/- 200’ sobre el intervalo

disparado y se recomienda sea 10 KPSI de presión diferencial)

3-1/2” Tbg EUE (Recomendado)

3-1/2” EUE NO-GO x 2.75” R

3-1/2” Tbg EUE (Hasta superficie)

14. Asentar packer a +/- 200’ sobre el intervalo disparado.

15. Armar equipo de la empresa a cargo para fracturamiento hidráulico.

NOTA: Para el trabajo de fracturamiento se necesita el diseño del mismo entregado

por la empresa privada que se encuentre a cargo.

16. Esperar cierre de fractura y liberar presión.

17. Sacar quebrando la tubería DP y sarta de fractura.

TRABAJO DE DISPARO ARENISCA M-1

18. Con unidad de cable eléctrico armar y bajar a disparar el siguiente intervalo de la

Arenisca M-1:

7,180’- 7,215’ (35’) a 5 DPP con cargas de alta penetración

121

TRABAJOS DE ASENTAMIENTO DE SUMP PACKER.

NOTA: Para este Pozo es necesario asentar un SUMP PKR 7” X 4.0” Quantum (26-

29#), 4130/4140 (80), Nitrile (90), 7.000-6 Stub Acme-SLB, debajo de los perforados, de

M-1, debido a que se completará el pozo con dual concéntrica y se necesita centralizar la

malla.

19. En tubería DP 3-1/2” IF, armar y bajar a asentar la siguiente Completación de fondo

para casing de 7” 26# @ +/- 7,250 ft:

7” x 4” Quantum Service Tool Type III

7” x 4” Quantum Packer

4.00” Seal Bore concentric coupling

4.00” Seal Bore extension

Wire Line Re- entry guide

20. Usando el GR-CCL del registro de cementación (verificar cuellos de tubería) y

diferencia en media entre Wireline y Tubería. El Packer deberá asentarse +/- 35

por debajo de los perforados de la arena M1.

INSTALACIÓN DE PREMIUM SCREENS CON EMPAQUETAMIENTO DE

GRAVA

NOTA: Para el equipo de completación del empaque con grava se necesita una

muestra representativa para el análisis granulométrico de la arena M-1 o correlacionar

con el equipo utilizado en el pozo APKA-002.

21. Armar los siguientes equipos de Completación:

WIRE-LINE RE-ENTRY GUIDE

2.75" SEAL BORE EXTENSION

X-OVER

4.00" PREMIUM SEAL UNITS

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3-1/2" EUE BOX DOUBLE PREMIUM SEAL LOCATOR

X-OVER

4-1/2" Assure Screen,

4-1/2" Assure Screen,

4-1/2" Blank Pipe,

4-1/2" Blank Pipe,

Continuar con el Rig Up del BHA de completamiento:

Safety Shear Sub 4”

X-OVER

x 4” Quantum Extension, High rate, Check vale indicating

7” x 4” Quantum Packer

7” x 4” Quantum Service Tool High Flow Module

PROCEDIMIENTO DE ASENTAMIENTO DE LA EMPACADURA:

22. Asentar el 7” x 4.00” QUANTUM Packer y levantar el Service Tool.

Nota: Los volúmenes estimados y cronograma de bombeo a inyectarse serán

provistos cuando se realice el trabajo por parte del software de la empresa prestadora del

servicio.

23. Evaluar resultados del empaquetamiento de grava, medir volúmenes bombeados y

reversados y comparar con los volúmenes teóricos. Si el volumen empaquetado es

muy bajo, evaluar la posibilidad de realizar operación de Re-stres.

24. Sacar quebrando la tubería DP 3-1/2” IF con Service Tool + wash pipe 2-3/8” a

superficie.

123

CORRIDA DE LA COMPLETACIÓN DUAL CONCENTRICA SLB.

25. Con la empresa de servicio, armar la siguiente Completación de acuerdo con la

secuencia:

WIRE-LINE RE-ENTRY GUIDE

(8 EA) 2.75" PREMIUM SEAL UNITS

2-3/8' 9.3# EUE BOX DOUBLE PREMIUM SEAL LOCATOR

2-3/8" 9,3# EUE BOX X PIN, 1.81" R PROFILE (Con Standing Valve

Instalada)

X-OVER

2-3/8' EUE BOX X PIN, PRODUCTION TUBING (PAM)

X-OVER

POD BOTTOM X-over, 7" 26.0lbs/ft BTC Box Up x 3-1/2" 9.3lbs/ft EUE Pin

Down

CASING JOINT 7" 26.0lbs/ft BTC Box Up x Pin Down



Sleeve, 7" 26.0lbs/ft BTC Pin Down

26. Levantar y conectar Lower POD X-Over.

27. Levantar y conectar una a una las Juntas de Casing de 7” 26 lb/ft (3 o 4 EA

dependiendo de la longitud del equipo BES). (Que formarán la Cápsula POD).

28. Levanta y Conectar Upper POD Sleeve, Usando Sub de Prueba con un Pup Joints

de 3-1/2” como Junta de manipuleo. Asegurar con Cuña y collarín el Sleeve Upper

POD.

CORRIDA DEL EQUIPO BES INFERIOR.

29. Armar y bajar en el pozo el equipo electrosumergible según los procedimientos

establecidos por la compañía de ESP.

124

EQUIPO BES INFERIOR:

Sensor: 450

Motor WSP 450 XT1 90HP / 1930V / 31A

Protector

Intake 400 @ 6,670’

Bomba WSP 400 WD-650 249 STG

Descarga Sensor 400

Descarga BES 400

Cable: REDA, Size 4 Cu, Flat, @ 6,670FT (MD)

30. Levantar en los elevadores ensamble de Hanger POD, conectar descarga del equipo

ESP.

31. Conectar Descarga + No-go Nipple 2.125” R x 3-1/2” EUE Box x Pin. + Ensamble

POD Hanger al resto del Equipo ESP.

32. Realizar empalme vertical del cable MLE con el Lower Pig Tail del Penetrador

previamente Instalado en el POD Hanger.

33. Bajar lentamente hasta que la sarta del POD hanger se enganche con el tope de la

sección pulida de la encapsula de 7”, (la sección pulida + el POD y unidad de sellos

deben ser proporcionados por la compañía a cargo de la completación dual).

34. Levantar el Cable del equipo BES Inferior con la polea para cable ESP, Realizar un

Empalme entre el Upper Pig tail y el Cable que viene del carreto. Así mismo

conectar las líneas Capilares en la parte superior del POD Hanger.

35. Colocar el primer tubo de 2-7/8” 7.8# SEC y colocar al tope del conjunto del POD

Assembly. Bajar en el pozo a través de la mesa rotaria lentamente.

36. Armar y bajar el siguiente Sub Ensamblaje:

125

En el Pump Support Assembly, Conectar un By-pass Tubing Joint de 2-7/8” 8.6#

x 15ft en la parte Superior.

Conectar el Swivel Nubbing (lifting Sub).

37. Con la compañía de ESP, proceder a armar el Equipo BES SUPERIOR paralelo al

By-pas tubing sobre el pump support.

CORRIDA DEL EQUIPO BES SUPERIOR.

38. Armar el equipo superior electrosumergible y by-pass tubing, instalar las grapas del

by-pass para asegurar el equipo electro sumergible, el by pass tubing y el cable de

poder del equipo BES Superior.

EQUIPO BES SUPERIOR:

Sensor de Fondo 450

Motor WSP 450 XT1 120HP / 2245V / 35A

Protector

Intake 400 @ 6,100’

Bomba WSP 400 WD-3000 192 STG

Descarga Sensor 400

Descarga BES 400

Cable: REDA, Size 4 Cu, Flat, @ 6,100FT (MD)

39. Armar la siguiente sarta:

Sacar el Tubing hanger del Flow X-Over y Conectar a este un by-pass joint de

15 ft.

Levantar el Flow X-Over, en la ratonera en el Pum Sub de 3-1/2” proceder a

conectar y ajustar.

Proceder a bajar el Flow X-Over y proceder a conectar el tubing hanger con el

By-pass tubing Joint.

126

40. Levantar la sarta del Flow-X-Over y conectarla con el tubing by pass y el equipo

BES Superior.

41. Bajar lentamente el ensamble hasta que el Flow X-Over este a una altura de trabajo,

asegurar los cables de los dos equipos BES con el Clip que tiene el Flow X-Over a

cada lado.

42. Proceder a levantar el primer tubo de 5-1/2” y conectarlo al Handling sub de 4-1/2”

CORRIDA DE TUBERÍA DE 5 ½”.

43. Correr tubería de 5-1/2" BTC, realizar pruebas de presión de la sarta cada 3,000 ft.

44. En este punto marcar la tubería en la mesa rotaria, y realizar espaciamiento de la

Sarta de 5-1/2”, instalar el tubing Hanger, con los pup joints que hagan falta.

45. Instalar un BPV en el tubing Hanger, usando un Landing joint de 5-1/2”, Proceder

a bajar lentamente el tubing hanger hasta la sección “B” (o Spool Adapter) del XMT

Dual Concéntrico, Proceder a Asentar el tubing hanger lentamente.

46. Retirar BOP’s y Armar la siguiente sección del XMT, realizar prueba de presión al

Tubing hanger a través del puerto de prueba del XMT @ no menos de 3,000 PSI

(El límite de presión depende de las especificaciones del XMT).

NOTA: Después de Asentar el Tubing Hanger en el XMT, proceder a Megar los

Cables de los Dos Equipos BES para comprobar su correcto funcionamiento.

47. Armar el conjunto BOP’s sobre la sección de XMT Dual Concéntrico y continuar

con el programa de Completación, de la siguiente sección de la Completación Dual

Concéntrica.

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CORRIDA DEL INNER TUBING CON EL STINGER SUB ASSEMBLY

48. Luego de que el BOP haya sido instalado y probado, con la empresa de servicio se

procederá con el armado y corrida de:

Stinger Assembly, 2-3/8" 4.6lbs/ft NV Box Up

Pup Joint, 2-3/8" 4.6lbs/ft NV Box Up x Pin down

X-over, 2-7/8" 6.5lbs/ft EUE Box Up x 2-3/8" 4.6lbs/ft NV Pin Down

Pup Joint, 2-7/8" 6.5 # EUE Box Up x Pin down

2 7/8" 6.5# EUE Sliding Sleeve, ID = 2.125" "SLFU" profile CERRADA

X-Over 2-7/8" 7.8# SEC Box Up x 2-7/8" 6.5# EUE Pin Down

Tubing Joint 2 7/8" 8.6 lbs/ft C-110 , SEC Box x Pin (TO SURFACE)

49. Cuando se tenga el Stinger muy cerca del Flow X-Over Assembly, bajar lentamente.

50. Asentar el Tubing Hanger (con un BPV), Retirar BOP’s, Instalar Sellos en el Tubing

Hanger, Terminar de Armar el XMT.

51. Construcciones debe realizar las líneas de producción e instalar las válvulas y

conexiones de superficie.

ARRANQUE DEL EQUIPO BES Y FINALIZACIÓN DEL TRABAJO

52. Posterior a que facilidades entregue el pozo, se realizará el arranque de los Equipo

Electrosumergibles, siguiendo los Procedimientos y Estándares de la compañía de

Levantamiento Artificial.

53. Es importante realizar el arranque del EQUIPO BES SUPERIOR primero (Arenisca

M-1), ya que de otro modo se genera una diferencial de presión muy elevada lo cual

puede desencadenar en un falla de la integridad de la Completación.

54. Probar giro del equipo BES, desalojar el agua de matado al frack tank, una vez que

se tenga presencia de gas, alinear el pozo a la línea de producción.

128

55. Luego se arrancara el EQUIPO BES inferior (Arenisca M-2b), para este punto la

columna del anular ya habrá bajado lo suficiente como para que la presión

diferencial no sea muy elevada entre el interior de la capsula y el anular o Pwf de

la arenisca Superior.

56. Probar giro del equipo BES, desalojar el agua de matado al frack tank, una vez que

se tenga presencia de gas, alinear el pozo a la línea de producción.

57. Dar por finalizadas las operaciones.

58. Redactar sumario de operaciones de WO y realizar diagrama de Completación del

pozo.

59. Realizar conciliación de materiales con bodegas.

129

ANEXO N: DIAGRAMA PROPUESTO DEL REACONDICIONAMIENTO DEL POZO APSA-001


Flecha azul: Flujo de M-2b

Flecha naranja: Flujo de M-1

Fecha naranja: Flujo de M-1

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