1 trabajo final de petroleos grupo 1 octubre 2011
DESCRIPTION
perforacion de pozosTRANSCRIPT
7/17/2019 1 Trabajo Final de Petroleos Grupo 1 Octubre 2011
http://slidepdf.com/reader/full/1-trabajo-final-de-petroleos-grupo-1-octubre-2011 1/45
1
2011
BUENOS AIRES - 2011
“UNIVERSIDAD DE BUENOS AIRES”
FACULTAD DE INGENIERÍA IGPUBA
ESPECIALIZACIÓN DE PETRÓLEOS
TRABAJO FINAL DE ESPECIALIZACION
“PLAN DE DESARROLLO DE LAS ESTRUCTURAS: A, B, C, DE LA CUENCA ORIENTE DEL ECUADOR”
COORDINACIÓN
ING. VÍCTOR GOROSITOING. JOSÉ ESTRADA
INTEGRANTESSIGMAR CRUZLUCIA CORAL
EDINSON JIMÉNEZVÁSQUEZ JUAN CARLOS
7/17/2019 1 Trabajo Final de Petroleos Grupo 1 Octubre 2011
http://slidepdf.com/reader/full/1-trabajo-final-de-petroleos-grupo-1-octubre-2011 2/45
2
ÍNDICE.
CAPITULO I ............................................................................................................................................. 4
1. GENERALIDADES ................................................................ .............................................................. 4
1.1 INTRODUCCION ............................................................. .............................................................. 4
1.2 OBJETIVOS ........................................................... .............................................................. .......... 5
1.3 UBICACIÓN ............................................................................................................. ..................... 5
1.4 MAPA DE UBICACIÓN .................................................................................. ................................ 6
1.5 ESTRATIGRAFIA POZO EXPLORATORIO, ESTRUCTURA A ........................................ ..................... 9
1.6 CALCULO DE RESERVAS .......................................................................................... ..................... 9
CAPITULO II .......................................................................................................................................... 10
2. PERFORACIÓN Y COMPLETACION DEL POZO EXPLORATORIO ............................................... ........ 10
2.1 PLAN DE PERFORACIÓN DEL POZO EXPLORATORIO UBA-1. ...................................................... 10 2.2 SOLICITUD DE PERFORACIÓN ............................................................................................ ........ 10
2.3 SUMARIO DE PERFORACION. .................................................................................................... 15
2.4 DIAGRAMA DE PERFORACION ................................................................................................... 16
2.5 COMPLETACION Y PRUEBAS INICIALES DEL POZO UBA-1 .......................................................... 17
2.6 DISEÑO DE LA BOMBA ELECTROSUMERGIBLE........................................................................... 20
2.7 DIAGRAMA DE PRUEBA INICIALES Y COMPLETACION ....................................................... ........ 23
2.8 PROYECCIONES DE PRODUCCION DE LA ARENISCA T INFERIOR, UBA-1 .................................... 24
2.9 FACILIDADES DE SUPERFICIE PARA EL POZO EXPLORATORIO UBA-1 ......................................... 25
CAPITULO III ......................................................................................................................................... 26
3. PLAN DE DESARROLLO ........................................................................................................... ........ 26 3.1 DESARROLLO DE LA ESTRUCTURA A .............................................................. ........................... 26
3.2 UBICACIÓN DE POZOS DE AVANZADA Y DE DESARROLLO, ESTRUCTURA A ............................... 27
3.3 COLUMNA ESTRATIGRÁFICA GENERALIZADA DE LA ESTRUCTURA A, ......... .............................. 28
3.4 CORRELACIÓN DE POZOS EXPLORATORIOS DE AREAS A, B, C............................................ ........ 29
3.5 RESERVAS DE POZOS DE LA ESTRUCTURA A ...................................................................... ........ 30
3.6 CRONOGRAMA DE PERFORACION ............................................................................................ 31
3.7 CRONOGRAMA DE COMPLETACIONES Y PRUEBAS INICIALES ........................................... ........ 32
3.8 PROYECCIONES DE PRODUCCIÓN, DESARROLLO DE LA ESTRUCTURA: ............................. ........ 32
3.9 FACILIDADES DE SUPERFICIE DE LA ESTRUCTURA A. .............................................. ................... 34
CAPITULO IV ........................................................................................................................................ 36
4. ANÁLISIS ECONÓMICO .................................................................................................................. 36
4.1 VARIABLES ECONOMICAS ......................................................................................................... 36
4.2 PRODUCCION DE POZOS DE LA ESTRUCTURA A. ......................................... .............................. 37
4.3 COSTOS ..................................................................................................................................... 38
4.4 FLUJO DE CAJA ............................................................... ............................................................ 38
CAPITULO V ......................................................................................................................................... 43
5. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES. ....................................................................................... 43
7/17/2019 1 Trabajo Final de Petroleos Grupo 1 Octubre 2011
http://slidepdf.com/reader/full/1-trabajo-final-de-petroleos-grupo-1-octubre-2011 3/45
3
ÍNDICES.
Tabla 1-1: COORDENADAS UTM, ESTRUCTURA A ..................................... ................................................... 5
Tabla 1-2 : REFERENCIA DEL DATUM, POZO EXPLORATORIO UBA-1 .............................. ............................. 5
Tabla 1-3: TOPES Y BASES ESTIMADOS POZO EXPLORATORIO UBA-1 ......................................................... 9 Tabla 1-4 : CALCULO DE RESERVAS .............................................................................................................. 9
Tabla 2-1: CALCULO DE CAUDAL MAXIMO POZO UBA-1..... ............................................................... ........ 22
Tabla 2-2: PROYECCIÓN DE PRODUCCIÓN POZO UBA-1 ................ ............................................................ 24
Tabla 3-1: RESERVAS POZO DE AVANZADA UBA-1A .................................................................................. 30
Tabla 3-2: RESERVAS POZO DE DESARROLLO UBA-1B ............................................................ ................... 30
Tabla 3-3 : RESERVAS POZO DE DESARROLLO UBA-1C ........................................................... ................... 30
Tabla 3-4: PROYECCIONES DE PRODUCCIÓN, ESTRUCTURA: A, ARENISCA T ............................................ 33
Tabla 4-1 : VARIABLES ECONOMICAS ................................................................................................. ........ 36
Tabla 4-2 : PRODUCCION POZOS, ESTRUCTURA A .......................................................... ........................... 37
Ilustración 1-1: LINEA SÍSMICA 319 .............................................................................................................. 8
Ilustración 2-1: DISEÑO DE FACILIDADES UBA-1 ........................................................................................ 25
Ilustración 3-1: LINEA SISMICA 2096 W-E, POZOS AVANZADA Y DESARROLLO, ........................................ 27
Ilustración 3-2 : FACILIDADES DE SUPERFICIE DE LA ESTRUCTURA A. ........................................................ 35
Mapa 1-1 : UBICACION DE LA ESTRUCTURA: A ................................................................................. .......... 6
Mapa 1-2: MAPA ESTRUCTURAL TOPE ARENISCA T ................................................................ .................... 7
Mapa 3-1: POZOS AVANZADA y DESARROLLO, ESTRUCTURA AL TOPE T INFERIOR. .............................. 26
Formulario 2-1 : LA SOLICITUD DE PERFORACIÓN. .......................................................... ........................... 10
Formulario 2-2 : COMPLETACION Y PRUEBAS INICIALES DEL POZO UBA-1 ................................................ 17
Diagrama 2-1: DE PERFORACIÓN UBA-1 .................................................................................................... 16
Diagrama 2-2: CURVA DE FUNCIONAMIENTO DE UNA BOMBA .......................... ...................................... 21
Diagrama 2-3: PRUEBAS INICIALES Y COMPLETACION, UBA-1 .................................... .............................. 23
Diagrama 2-4: PROYECCIÓN DE PRODUCCIÓN POZO UBA-1 ............................... ...................................... 24
Diagrama 3-1 : COLUMNA ESTRATIGRÁFICA GENERALIZADA, POZO UBA-1, ............................................. 28
Diagrama 3-2: CORRELACIÓN DE POZOS EXPLORATORIOS DE AREAS A, B, C ............................................ 29
Diagrama 3-3 : CRONOGRAMA DE PERFORACIÓN, ESTRUCTURA A .................... ...................................... 31
Diagrama 3-4: CRONOGRAMA DE COMPLETACIONES Y PRUEBAS INICIALES ............................................ 32
Diagrama 3-5 PROYECCION DE PRODUCCION, ESTRCUTURA A, ARENISCA T .................................... ........ 34
Diagrama 4-1 FLUJO DE CAJA EN FUNCION DE TIEMPO ..................................................... ................... 40
Diagrama 4-2 SENSIBILIDAD DEL PROYECTO ............................................................ ........................... 42
7/17/2019 1 Trabajo Final de Petroleos Grupo 1 Octubre 2011
http://slidepdf.com/reader/full/1-trabajo-final-de-petroleos-grupo-1-octubre-2011 4/45
4
CAPITULO I
1. GENERALIDADES
1.1 INTRODUCCION
Para la fase inicial de un Plan de Desarrollo de la Estructura A, de la Cuenca Oriente,
que cuenta con información sísmica 2D, es necesario recopilar información geofísica,
geológica y de reservorio, de estructuras o cuencas productivas cercanas, que ayuden
a determinar reservas iniciales de petróleo, que justifiquen la perforación del pozoexploratorio: UBA-1.
Con la existencia de petróleo en el pozo exploratorio, el siguiente paso es de
interpretar la información (registros eléctricos, VSP, núcleos, análisis PVT, pruebas de
presión y producción), que ayuden a obtener datos reales de: porosidad,
permeabilidad, saturaciones, factores volumétricos, viscosidades, presiones iniciales
de reservorio, punto de burbuja, radio de drenaje y producción acumulada. Con estos
parámetros se determinará reservas originales, remanentes, probadas y probables,
para recomendar la perforación de pozos de avanzada y de desarrollo.
Adicionalmente definida el área de la estructura A, contacto agua-petróleo y reservas
remanentes probadas, se debe establecer la estrategia de producción, para lo cual se
debe definir el Plan de Desarrollo de la Estructura A, en base a la extrapolación de la
tendencia de la historia de producción del pozo exploratorio.
Desarrollar la Estructura A, consiste en realizar un análisis económico, que permita
poner en marcha un proyecto y que tenga una buena rentabilidad económica; en esteanálisis se debe tomar en cuenta la perforación de pozos de relleno, producción de
nuevos reservorios productores, el reacondicionamiento de los pozos existentes, la
construcción y montaje de facilidades de superficie.
En este trabajo, se describirá de la forma más objetiva y realista posible, todas las
actividades de un Plan de Desarrollo, acorde a la realidad de la cuenca Oriente del
Ecuador, considerando, corte de agua, producción y tasas de declinación razonables;
y los flujos de caja que justifique la rentabilidad del proyecto.
7/17/2019 1 Trabajo Final de Petroleos Grupo 1 Octubre 2011
http://slidepdf.com/reader/full/1-trabajo-final-de-petroleos-grupo-1-octubre-2011 5/45
5
842’
21’
863’
ELEVACION TALADRO (ET)
ELEVACION MESA ROTARIA (EMR)
DATUM
ELEVACION NIVEL DEL SUELO (ENS)
PUNTO X (m) Y (m)NW 300000 10020000
SW 300000 9995000
NE 320000 10020000
SE 320000 9995000
1.2 OBJETIVOS
1.2.1 GENERAL
Desarrollar un proyecto para las fases de: exploración y explotación de
petróleo.
1.2.2 GEOLÓGICOS
Adquirir información que permita calibrar la interpretación de la sísmica 3D.
Adquirir información que permita actualizar el Modelo Geológico del Campo.
1.2.3 PRODUCCION
Realizar el plan de desarrollo de la estructuras A, de la Cuenca Oriente del
Ecuador.
Perforar y probar la existencia de acumulaciones de petróleo, y dejar en
producción los Reservorios: Arenisca “U” y “T”.
1.2.4 ECONOMICOS
Realizar el análisis económico del desarrollo de la estructura “A”, en la
explotación y comercialización de petróleo.
1.3 UBICACIÓN
Las estructuras A, está ubicada en la cuenca Oriente del Ecuador, parte Norte del
Ecuador, provincia de Sucumbíos y se encuentra entre las siguientes coordenadas
UTM, tabla 1-1, tabla 1-2 y mapa1-1.
Tabla 1-1: COORDENADAS UTM, ESTRUCTURA A
Tabla 1-2 : REFERENCIA DEL DATUM, POZO EXPLORATORIO UBA -1
7/17/2019 1 Trabajo Final de Petroleos Grupo 1 Octubre 2011
http://slidepdf.com/reader/full/1-trabajo-final-de-petroleos-grupo-1-octubre-2011 6/45
6
1.4 MAPA DE UBICACIÓN
Mapa 1-1 : UBICACION DE LA ESTRUCTURA: A
7/17/2019 1 Trabajo Final de Petroleos Grupo 1 Octubre 2011
http://slidepdf.com/reader/full/1-trabajo-final-de-petroleos-grupo-1-octubre-2011 7/45
7
1.4.1 MAPA ESTRUCTURAL AL TOPE DE LA ARENISCA “T”.
De la interpretación de la sísmica 2D, se ha elaborado el mapa estructural al tope de la
arenisca “T”, mapa 1-2; en este mapa, se ha ubicado los pozos exploratorios: UBA-1
(ESTRUCTURA A ESTUDIO GRUPO 1), UBA-2 (GRUPO 2), UBA-3 (GRUPO3).
Mapa 1-2: MAPA ESTRUCTURAL TOPE ARENISCA T
UBA-3
UBA-1
LINE 319
N
EST. PROD.(CONCESIONARIO)
UBA-2
7/17/2019 1 Trabajo Final de Petroleos Grupo 1 Octubre 2011
http://slidepdf.com/reader/full/1-trabajo-final-de-petroleos-grupo-1-octubre-2011 8/45
8
1.4.2 LINEA SISMICA (LINE-319)
I lust ración 1-1: LINEA SÍSMICA 319
El estudio de la Cuenca Oriente del Ecuador, se inicia en base a correlaciones con
otras cuencas productoras de petróleo o de otros estudios geológicos o geofísicos, se
procede a determinar el sistema petrolífero existente, determinando rocas: madre,
reservorio, sello, trampa estructural o estratigráfica y sus procesos de generación,
migración y entrampamiento de hidrocarburos.
Con esta información y previa obtención de la información sísmica 2D o geoquímica de
superficie en el área A, se explorará con la perforación del pozo exploratorio: UBA-1.
UBA-1 UBA-2 UBA-3
10 KM 10 KMSW NE
U
T
ESTRUCTURA A
7/17/2019 1 Trabajo Final de Petroleos Grupo 1 Octubre 2011
http://slidepdf.com/reader/full/1-trabajo-final-de-petroleos-grupo-1-octubre-2011 9/45
9
1.5 ESTRATIGRAFIA POZO EXPLORATORIO, ESTRUCTURA A
A partir de la interpretación de la sísmica 2D, datos de cuencas y estructuras enproducción vecinas; se obtuvo los topes y bases estimadas, tabla1-3, para la
perforación del pozo exploratorio: UBA-1.
1.5.1 CUADRO DE TOPES ESTIMADOS.
EMR= 842
FORMACION/MIEMBRO REGISTROS
MD (PIES) TVD (PIES)TVD BNM
(pies)
CASING CONDUCTOR 800 42
CASING SUPERFICIAL 2700 -1858
BASAL TENA 2900 -2058
ARENISCA U 3850 -3008
BASE U 3890 -3048
ARENISCA T 6320 -5478
EXPLORATORIO UBA-1
Tabla 1-3: TOPES Y BASES ESTIMADOS POZO EXPLORATORIO UBA-1
1.6 CALCULO DE RESERVAS
En base a datos de pozos de estructuras o de cuencas cercanas, se ha estimado
reservas probables por el método volumétrico, mediante resolución determinística de
sus parámetros petrofísicos, tabla 1-4.
Tabla 1-4 : CALCULO DE RESERVAS
ESTRUCTURA A
POZO EXPLORATORIO: UBA-1
ARENISCAS: "U" y "T"
CALCULO DE PETROLEO EN SITIO Y RESERVAS
Np= 7758 * A * Ho * (1-Sw) * Porosidad / Boi.
ARENAS F.Conv.BL AREA Ho Sw PORO. Boi V.IN S. FR RESERVAS INICIALES
(ACRES) (Pies) (%) (%) (BR/BS) (STB) (%) (BN)
U 7.758 539 20 38 18 1,102 8.470.968 15% 1.270.645
T 7.758 539 50 30 19 1,013 27.455.706 15% 4.118.356
TOTAL 35.926.674 5.389.001
FR= 15% DE ACUERDO A M ECANISMO DE PRODUCCION "GAS EN SOLUCION"
7/17/2019 1 Trabajo Final de Petroleos Grupo 1 Octubre 2011
http://slidepdf.com/reader/full/1-trabajo-final-de-petroleos-grupo-1-octubre-2011 10/45
10
CAPITULO II
2. PERFORACIÓN Y COMPLETACION DEL POZO EXPLORATORIO
2.1 PLAN DE PERFORACIÓN DEL POZO EXPLORATORIO UBA-1.
Calculada las reservas probables de una estructura, resultado del análisis geológico y
sísmico 2D, se inicia estudios de impacto ambiental, acuerdos comunitarios del lugar
donde perforará el pozo exploratorio; obtenido los respectivos permisos ambientales y
gubernamentales se inicia con el programa de perforación, formulario 2-1 (Ecuador).
2.2 SOLICITUD DE PERFORACIÓN
En el programa de perforación para el pozo exploratorio UBA-1, se desglosa: equipo
de perforación, brocas, lodos de perforación, cementación, registros eléctricos, casing,
control litológico y núcleos.
Form ulario 2-1 : LA SOLICITUD DE PERFORACIÓN.
DNH-00EEEPE01
POZO : BLOQUE : CAMPO :
OBJETIVO : MD 6493 TVD 6493
PROVINCIA : CANTÓN : Azimut :
X Y
309,666.91 10,007,477.74
309,666.91 10,007,477.74
CLASIFICACIÓN DEL POZO : Desarrollo Oriente
6499 TIPO DE POZO : Vertical
DIRECCI N NACIONAL DE HIDROCARBUROS
SOLICITUD DE PERFORACI N
1.1 DATOS GENERALES
EXPLORACIÓN Y EXPLOTACIÓN
ENCABEZADO
COMPAÑIAS CONTRATISTAS
CPEB
CONTROL GEOLOGICOPETROKEM
BRANDT
Elevación de la mesa rotaria (pies):
10000Distancia mas corta al limite del area de contrato (pies): Espaciamiento entre pozos :
Posición Geológica : Alto Estructural863
Putumayo
CUENCA DEL POZO :
Posición con respecto a la trampa :3°
LONGITUD CONDUCTOR
LATITUD CONDUCTOR
00° 04' 03.44" N
76° 42' 36.55" W
00° 04' 03.44" N
CEPHI 18-NW- 4b
Angulo Máximo de Desviación :
10
AnticlinalTIPO DE TRAMPA :FECHA INICIO PERFORACION :
PROFUNDIDAD PROGRAMADA :
Yacimientos T (Inf.) y U( Inf.); BT (Sec.)
Sucumbíos
TRATAMIENTO Y DISPOSICION DE DESECHOS
OBJETIVO :
Superficie
Inicio de Sección Horizontal
Parahuacu
LATITUD
1.2. LOCAL IZACION DEL POZO
COMPAÑIA OPERADORA
BAKER ATLAS
COMPAÑÌA/TORRE
PERFORACIÓN
SERVICIO
CEMENTACIÓN
FLUIDOS DE PERFORACIÓN
1. DATOS GENERALES
BAKER/FLUIDS
30 de agosto de 2011
No
FECHA DE PRESENTACION
842 Distancia al pozo mas cercano (pies) : 720' de PRH-2Elevación del Terreno (pies):
LONGITUD
PETROPRODUCCIÓN
REGISTROS ELÉCTRICOS
SCHLUMBERGER WELL SERVICES
Coordenadas UTM 76° 42' 36.55" W
7/17/2019 1 Trabajo Final de Petroleos Grupo 1 Octubre 2011
http://slidepdf.com/reader/full/1-trabajo-final-de-petroleos-grupo-1-octubre-2011 11/45
11
Terrestre X Marino Torre Mastil
Marca : Tipo Taladro Capacidad(pies)
2000 NO.1347442
Mesa rotaria: Marca Modelo
D.I. (pulgs.) 37 1/2"
Top drive y sus características VARCO
máximo mínimo
HP rotarios :
5000
5000
5000
1 Anular BS CHINA FH35-35 13 5/8
1 Anular Diverter CHINA ST 13 5/81 Ram Preventor BS CHINA 2FZ35-70 13 5/8
0
0
15
1
20
7
3
2
7 5000
5000
500010000
5000
3000
Capacidad máxima de operación (PSI)
Terrestre (kms):
Aéreo (kms):
Marítimo (kms):
Tipo de arreglo
2.1 EQUIPO DE PERFORACION
ZI50D / 31500 50D 16400
3.2 PREVENTORES DE REVENTONES
Tipo Tamaño (pulg)
3 1/2
6360
800
6493 6493
Número Clase Marca
Construcción de Locación
Fluvial (kms):
No. De líneas al bloque viajero :
Carga crítica sobre el gancho (Mlbs) :
6320
6360
Año de fabricación de la torre : No. De permiso de importación de la torre
Transporte
Perforación
6320
3850
Desarmada
2700
3850
2900
38903890
2900
4.2 DIAS ESTIMADOS DE OPERA CIÓN
4. EQUIPO / DIAS ESTIMADOS
Armada del equipo
2700
Capacidad de carga estática, 1000 lbs :
3.1 CABEZAL DE CONTROL
10 3/4
2. EQUIPO DE PERFORACION
708
12
Capacidad nominal bruta : 708,620 lbs
Rango de RPM 228 60
TDS-11SA
707.7
BS China ZP375 DL 37.5"
Brida (pulg)
Capacidad torque (lbs/pies) : 24,354
Formación / Reservorio MD (pies) TVD (pies)
800 Transmis. a la rotaria, tipo : Electrica
3. VALVULAS DE SEGURIDAD
Diámetro (pulg) Presión de trabajo (PSI) Capacidad máxima de operación (PSI)
11
11
7 1/6
4.1 TRANSPORTE DEL EQUIPO
Completación
5.1 ESTRATIGRAFIA ESPERADA
1650 1650
5. ESTRATIGRAFIA ESPERADA (Topes)
800
Total (kms):
CASING CONDUCTOR
CASING SUPERFICIAL
BASAL TENA
ARENISCA U
BASE U
ARENISCA T
BASE T
PT
TIYUYACU
7/17/2019 1 Trabajo Final de Petroleos Grupo 1 Octubre 2011
http://slidepdf.com/reader/full/1-trabajo-final-de-petroleos-grupo-1-octubre-2011 12/45
12
CADA
TVD (Pies) MD (Pies) TVD (Pies) MD (Pies) (pies)
2625 2625 3850 3850 30
3850 3850 6493 6493 10
TVD (Pies) MD (Pies) TVD (Pies) MD (Pies)
3850 3850 3910 3910
6320 6320 6380 6380
TVD (Pies) MD (Pies) TVD (Pies) MD (Pies)
TVD (Pies) MD (Pies) TVD (Pies) MD (Pies)
6493 6493 3000 3000
6493 6493 2625 2625
6493 6493 3000 3000
1:200 / 1:500 6493 6493 3000 3000
1:200 6493 6493 2625 2625
1:200 6493 6493 3000 3000
No. Diámetro (PIES) Tipo Boquillas Intervalo (pies)Peso
(1000 lbs)RPM
1 17 1/2 TRICONICA 0-1000 5/15 100/190
2 12 1/4 HC605S 7 X 10 1000-2600 10/25 80/190
3 12 1/4 HC606S 6 X 11 2600-5000 10/30 80/120
4 8 1/2 HC606S 7 X 11 5000-6500 10/20 100/180
Junta Peso (lbs/pie) Grado
NC-50 19.5 G-105
Externo Interno
3 8 3 150 Espiral
12 7 2 7/8 105 Espiral
Número Diámetro Tipo
Número Diámetro Herramientas
18 5 HWDP
Hughes Christensen
Diámetro Ext. (pulg.)
5
Hughes Christensen
Formación / Reservorio
Escala
HDIL-DAL-SP-CAL-GR (Open Hole)
DE A
*-ZLD-CN-* (Open Hole)
CBL-VDL-GR-CCL-SBT (Cased Hole)
Longitud (pies)
DE A
Ubicación sobre la broca (pies)
283.57, 280.98
Diámetro (pulg)No. de Juntas
Hughes Christensen
Marca
Hughes Christensen
5.5 PROGRAMA DE PERFILAJE DE POZO
Registro
Peso (lbs/pie) Tipo Longitud (pies)
5.2 PROGRAMA DE MUESTREO
Formación / ReservorioDE A
ORTEGUAZA/ TIYUYACU/ TENA
NAPO / HOLLIN
7000
5.4 TESTIGOS LATERAL ES
Formación / Reservorio DE
5.3 TESTIGOS DE CORONA
A
ARENISCA U
ARENISCA T
CBL-VDL-GR-CCL-SBT (Cased Hole)
*-ZLD-CN-* (Open Hole)
Ubicación sobre la broca (pies)
94
376
6.1.1 BROCA S*
6.1.2 TUBERIA DE PERFORACION
6.1.3 TUBERIA PESA NTE
6.1.4 ESTAB ILIZADORES
6.1.5 OTRAS HERRAMIENTAS
6. PROCESO DE PERFORACION
6.1 BROCA S
PRESENTACION
HDIL-DAL-SP-CAL-GR (Open Hole)
7/17/2019 1 Trabajo Final de Petroleos Grupo 1 Octubre 2011
http://slidepdf.com/reader/full/1-trabajo-final-de-petroleos-grupo-1-octubre-2011 13/45
13
Peso(lbs/gal) Visc.(seg.) VP/YP Filtrado (c.c.) Sólidos (%)
9.2-9.8 40 - 45 10-12 / 13-15 N.C. <12.0
9.8-10.4 45 - 55 <20 / 15-25 10-<6 <10
TIPO CAMISA pulg.
PERFORACION PESANTE
1 0-1000 17 1/2 0 900 5 7 1/4 9.2-9.8 0.884
2 1000-2600 12 1/4 7 X 10 795 5 7 1/4 9.8-10.1 0.65
3 2600-5000 12 1/4 6 X 11 680 5 7 1/4 10.1-10.1 0.838
4 5000-6500 8 1/2 7 X 11 649 5 7 1/4 10-10.4 0.663
5 0.00 0 0 660 5 7 10.1-10.5 0.663
HHP/Area
SUP. (psi) JETS (psi)
345 140 164 2450 931
471 218 328 2551 1628
352 218 328 2375 1009
337 224 338 2666 937
326 221 333 2657 910
OBJETIVO :
H. (pulgs) REV. (pulgs) MD (Pies) TVD (Pies)
1 26 20 50 50 H-40 94
74 16 10 3/4 3200 3200 C-95 47
Método a utilizarse CONVENCIONAL
No. DE SACOS A PESO LECHADA ADITIVOS
H. (pulgs) REV. (pulgs) SER UTILIZADOS (LBS/GL)
1 Cola 16 10 3/4 3200 300 A 15.6 espumante, retardador
2 Relleno 16 10 3/4 2400 350 A 13.5 espumante, retardador
MD TVD CANTIDAD
Zapata Tipo: 3190 Centralizadores BISAGRA 10
Collarines: 3147 Raspadores:
Tapones Tipo: Otros:
GEL BENEX SYSTEM
PHPA-CO3Ca
Tipo de lodo
MARCA DE BOMBA
ANILLOS DE TOPE 2
PROFUNDIDAD (pies)DIAMETRO
BROCA (pulg.)BOQUILLAS (1/32")
Cada Cambio de Broca 1650' - P.T.
Frecuencia de medida
No. De medidas Profundidad (pies)Superficie -2702'Cada 800'
PRESION
511
748
Tipo instrumento a utilizar TOTCO 0° - 8°
6.1.8 CONTROL DE LA VERTICAL IDAD
Veloc. AnularDC (pies/min)
Veloc.boquil.(pies/seg.)
Veloc. Anular DP(pies/min)
388
POTENCIA FONDO (hp)
4.86
4.67
5.06
372
CAUDAL (GPM)DIAMETRO
Profundidad (pies)
0-1000
1000-P.T.
OILWELL-1100 PT-TRIPLEX (3)
NÚMEROPESO LODOS
Lbs/gal
6.1.7 PROGRAMA HIDRAULICO
PRIMERA ETAPA
TFA
358
TUBERIA DE REVESTIMIENTO
6.2 REVESTIMIENTO Y CEMENTACIÓN6.2.1 PROGRAMA DE TUBERIAS DE REVESTIMIENTO Y CEMENTACION
No. LECHADADIAMETRO INTERVALO A
CEMENTAR(PIES)CLASE
PROFUNDIDAD
GUIA
FLOTADOR
9.2-9.8
CEMENTACION
No. JUNTAS DIAMETRO DENSIDAD LODO(Lbs/gln)
PROFUNDIDAD GRADO PESO (lbs/pie)
STANDARD 9 5/8
6.1.6 PROGRAMA DE LODOS
MATERIALES A UTILIZARSE
Aislar acuíferos y asegurar revestimiento superficial.
9.77
3.44
7/17/2019 1 Trabajo Final de Petroleos Grupo 1 Octubre 2011
http://slidepdf.com/reader/full/1-trabajo-final-de-petroleos-grupo-1-octubre-2011 14/45
14
OBJETIVO :
H. (pulgs) REV. (pulgs) MD (Pies) TVD (Pies)
77 8 1/2 7 6493-3200 6493-3200 C-95 26
Método a utilizarse CONVENCIONAL
No. DE SACOS A PESO LECHADA ADITIVOS
H. (pulgs) REV. (pulgs) SER UTILIZADOS (LBS/GL)
1 Cola 8 1/2 7 6493-2702 100 G 15.8 espumante, retardador
2 Relleno 8 1/2 7 2702-3200 800 G 13.5 nte, dispersante, perd. Fluido
MD TVD CANTIDAD
Zapata Tipo: 6486 Centralizadores BISAGRA 20Collarines: 6443 Raspadores:
Tapones Tipo: Otros:
X
DOLARES
250,000
95,000
80,000
490,000
100,000
110,000
0
0
0
60,000
15,000
0
0
0
0
0
0
0
0
240,000
0
0
0
0
0
80,0000
0TOTAL 1,520,000
ANILLOS DE TOPE 2
PROFUNDIDAD
No. JUNTASPROFUNDIDAD
FLOTADOR
CEMENTACION
MATERIALES A UTILIZARSE
PESO (lbs/pieGRADODIAMETRO DENSIDAD LODO
(Lbs/gln)
No. LECHADA /ETAPAS
Localización. (Plataforma y piscinas)
10.4
DIAMETRO INTERVALO ACEMENTAR(PIES)
CLASE
6.3 COSTOS ESTIMADOS
GUIA
STANDARD
PERFORACIÓN
SEGUNDA ETAPA
Aislar zonas de producción e intervalos acuíferos
TUBERIA DE REVESTIMIENTO Prod uccio n
Trabajo de cementación y cemento
Estudio ambiental; Contro de efluentes;Mitigación social
Material:Lodos y químicos.
VERTICAL DIRIGIDA "SLANT" DIRIGIDA "S" HORIZONTAL
Brocas
Vías de acceso
Movilización del taladro
Costo por perforación
Registros eléctricos
Completación y pruebas:
Fluídos de completación
Torre de reacondicionamiento del pozo
Punzonamientos
Toma de cores
Analisis de ripios
Servicios de perforación direccional
Supervisión de trabajos
Arbol de navidad
Tubería de producción 3 1/2"
Línea de flujo 4 1/2"
Instalación de línea de flujo
Trabajos de cementación (squeesse en la completación).
Trabajo contratado y de la compañía
Levantamiento artificial Eléctrico
Tubería de revestimiento
Completación de fondo. (Instalación).
Contingencias.
Combustibles
Control de sólidos
6.3.1 COSTOS ESTIMADOS DEL POZO
7/17/2019 1 Trabajo Final de Petroleos Grupo 1 Octubre 2011
http://slidepdf.com/reader/full/1-trabajo-final-de-petroleos-grupo-1-octubre-2011 15/45
15
2.3 SUMARIO DE PERFORACION.
POZO : UBA-01: 02826
COSTO ESTIMADO : USD. $ 1'600.000,00
1 .- Taladro SINOPEC - 169 inicia operaciones el 05 de junio de 2011 a las 06H00.
2 .- Perforan con 1 broca Tricónica de 17-1/2" desde la superficie hasta 803' ( tope de casing conductor de 13-3/8" a 800' )
BROC A N o. T AM AÑO PROFUNDIDA D BA JA DA [PIES]PROFUDIDAD.
SACADA [PIES] PIES
PERFORADOS1 17-1/2" 0 803 803
3.- Bajan casing de 13-3/8", C-95, 72 LBS/FT, BTC, 19 tubos hasta 800'. Zapato a 800'
4.- Realizan cementación del casing de 13-3/8" con 200 Sxs de cemento tipo " A ". 55 BLS de lechada de 15,2 LPG. Aditivos: ( 7 GLS de D047 + 21 GLS de D080 + 660 LBS de S001 ).
5.- Perforan con 2 brocas de 12-1/4" desde 803' hasta 2702' ( tope de casing superficial de 10-3/4" a 2700' ). Como s igue:
BROC A N o. T AM AÑO PROFUNDIDA D BA JA DA [PIES]PROFUDIDAD.
SACADA [PIES] PIES
PERFORADOS
2 (TRICONICA) 12-1/4" 803 1650 8473 (PDC) 12-1/4" 1650 2702 1052
Registro de desviación tipo "totco" señala desviación máxima de 0.2º a 800' y 0.5º a 2700'
6.- Bajan casing de 10-3/4", K-55, 40.5 LBS/FT, BTC, 54 tubos hasta 2701'. Zapato guía a 2700', Collar flotador a 2660'. Utili-zan 6 Centralizadores.
7.- Realizan cementación de casing de 10-3/4" con 700 Sxs de cemento tipo " A ". 210 BLS de lechada de 13,5 LPG + Aditivos:( 20 GLS de D047 + 15 GLS de D080 + 80 GLS de D197 ). Asientan tapón con 2200 PSI. Back Flow 4 BLS
8.- Perforan con broca PDC de 8-1/2" desde 2702' hasta 6493' ( tope de casing de 7" a 6476' ). Como sigue:
BROC A N o. T AM AÑO PROFUNDIDA D BA JA DA [PIES]PROFUDIDAD.
SACADA [PIES] PIES
PERFORADOS
4 8-1/2" 2702 6493 3791
Registro de desviación tipo "totco" señala desviación máxima de 0.3º a 6493'
9.- SCHLUMBERGER corre Registros Eléctricos con: AIT-MSFL-MLL-TLD-CNL-CAL-SP-GR, y FMI-DSI-GR, registra
desde 6400' hasta 2702' (3699').
10.- Bajan casing de producción de 7", C-95, 26 LBS/FT, LTC, 8RD, 135 tubos hasta 6476'. Zapato guía a 6476'', Collar flotador
a 6410'. Utilizaron 10 Centralizadores.
17.- Realizan cementacion de casing de 7" en dos etapas:
Primera etapa: 450 Sxs de cemento tipo " G ". 210 bls de lechada de 13,5 LPG y Aditivos: ( 17 GLS de D047 + 1000 LBS
de D020 + 12 GLS de D080) + 35 bls de lechada principal de 15,8 LPG y Aditivos: (3 GLS de D 047 + 4 GLS de D 080 +
18 GLS de D197). Asientan tapón con 1700 PSI. Back Flow 6 BLS.
Segunda etapa (DV-Tool localizado a 4000'): 410 Sxs de cemento tipo "G": 230 bls de lechada de 13,5 LPG y Aditivos
( 17 Gls de D047 + 800 LBS de D020 + 12 GLS de D080). Back Flow: 10 BLS.
18.- Esperan fraguado de cemento. Desarman BOP, adaptador e instalan cabezal.
19.- Finalizan operaciones de perforación el 01 de julio de 2011 a las 21:00 horas
ESTIMATIVO
SUMARIO DE PERFORACION
7/17/2019 1 Trabajo Final de Petroleos Grupo 1 Octubre 2011
http://slidepdf.com/reader/full/1-trabajo-final-de-petroleos-grupo-1-octubre-2011 16/45
7/17/2019 1 Trabajo Final de Petroleos Grupo 1 Octubre 2011
http://slidepdf.com/reader/full/1-trabajo-final-de-petroleos-grupo-1-octubre-2011 17/45
17
2.5 COMPLETACION Y PRUEBAS INICIALES DEL POZO UBA-1
A continuación se detalla los resultados de terminación y pruebas iniciales del pozo
exploratorio UBA-1, perforado en la Estructura A, en los formatos que solicita el
gobierno del Ecuador.
Formu lar io 2-2 : COMPLETACION Y PRUEBAS INICIALES DEL POZO UBA -1
DNH-00EEEPR02
BAKER ATLAS
SUBTOTAL
TOTAL
MATERIAL
U. DE EVALUACION (MTU)
0
QUICK CONECTOR
841,600
HALLIBURTON U. BOMBEO + HERRM.(SQZ)
GASTOS
2,000
20,000150,000
4,500
13,500
VERTICAL
PRUEBA1. PRUEBA DE PRODUCCION
ANTICLINAL26-ago-11 EXPLORATORIO 863'
OBJETIVO
PROFUNDIDAD (Pies)
6234'ASENTAMIENTO BES
HASTA
6499'
COMPLETACION Y PRUEBAS INICIALES
UBA-01
FECHACOMPLETACION
BLOQUE CAMPO
UBA
TIPO POZO CLASIFICACIÓN ELEVACIÓN DE LA MESA ROTARIA (Pies)ESTRUCTURA
1
6332'
3871'4 ½" 5 DPP
" U sup "
TOTAL MEDIDA
DIRECCIÓN NACIONAL DE HIDROCARBUROS
EXPLORACIÓN Y EXPLOTACIÓN
RESULTADO DE TERMINACION Y PRUEBAS INICIALES E INYECTIVIDAD
PENETRACIÓN DIÁMETRO ORIFICOARENA DIÁMETRO CAÑÓN CARGA TIPO
1
POZO
"U"
Nº Solicitud Aprobada
DATOS GENERALES
EPPETROECUADOR
ARENACOMPAÑÍA
CONTRA TANQUE BOTA CON ELEMENTOSTCP, TUBERIA, EMPACADURA
OBSERVACIONESHERRAMIENTAS DE PRUEBA TIPO DE SISTEMA DE PRUEBA
DESDE
EXTRA DPHMX
10-ago-2011 6347'" U inf "62.63"
HIDRAULICO JET
3881'
INSTALACION DESUPERFICIE PARA ELCONTROL DE PRUEBA
0,478"
2. HERRAMIENTAS
110-ago-2011
PRUEBA
FECHANº
DISPAROS
INTERVALO(pies)
6,000CENTRILIFT
UNIDAD DE WIRE LINE
EQUIPO DE SUBSUELO Y SUPERFICIE
TRIBOILGAS-06 MOVIMIENTO DE LA TORRE (20 KMT)
INVERSIÓNCOMPAÑÍA SERVICIO3. COSTOS REALES DE OPERACIÓN
TRIBOILGAS-066,500
15,000250,000TRABAJO DE LA TORRE (25 D+ 0 HR)
QUIMICOS (CONTROL DE POZO) 1,600350,000
DYGOIL
U. BOMBEO (PRUEBA DE ADMIS)
TRIBOILGAS-06 SUPERVISION Y TRANSPORTE
BAKER ATLAS
SOLIPET SERVICIO DE SPOOLER
ADRIAL PETROCENTRILIFT
UNIDAD DE CABLE ELECTRICO
TCP + HERRAMIENTAS
HALLIBURTON
SUPERVICION E INSTALACION BES
2,000
SERTECPET
841,600
2,500
18,000
7/17/2019 1 Trabajo Final de Petroleos Grupo 1 Octubre 2011
http://slidepdf.com/reader/full/1-trabajo-final-de-petroleos-grupo-1-octubre-2011 18/45
18
1.- Rig Triboilgas-06, inicia operaciones el 01 de agosto de 2011 a las 06H00.
2.- Retiran cabezal. Arman BOP 11" x 5000 PSI, prueban con 1500 PSI, OK.
3.- Bajan broca de 6-1/8" y canasta de 7". Muelen restos de cemento desde 3995' hasta 4002' (7') y bajan libre hasta 6395'.Limpian desde 6395' hasta 6408' (13'). Collar Flotador localizado a 6410'. Circulan. Sacan.
4.- Bajan junk mill de 6-1/8" en drill pipe de 3-1/2" hasta 6408' sin dificultad. Circulan. Sacan.
5.- Cía. Baker Atlas toma Registro de Cemento (SBT-GR-CCL) desde 6408' hasta 2700' (3708') sin presión. Existe malcemento desde 6360' hasta 6320' (40'). Se toma registro de cemento con 500 psi de presión, se confirma mal cementoen el intervalo descrito.
6.- Cía. Baker Atlas con cable eléctrico baja cañones de squeeze y punzona el siguiente intervalo:
7.- Bajan conjunto de prueba con Retrieve Matic de 7" x 2-7/8" en tubing de 3-1/2". Asientan R. Matic a 6300'. Prueban anular con 800 PSI, ok. Wire Line recupera std. Valve desde Nogo.
8.- Cía. Halliburton realiza prueba de admisión de arena "Tinf" ( 6353' - 6357' ) con 3450 PSI a 0,3 BPM. ( formaciónno admite ). Cía. Halliburton preparan químicos e inyecta HCl al 15% a las formación. Presión inicial = 3100 PSI a0,4 BPM. Presión final = 2500 PSI a 1,2 BPM. Desasientan packer. Sacan Conjunto de prueba.
9.- Bajan retenedor de cemento EZ-Drill de 7" y setting tool en tubing de 3-1/2". Técnico de Cía. Halliburton asienta retenedorde cemento a 6300', prueban con 900 PSI, OK. Realizan prueba de admisión con 2620 PSI a 3,5 BPM. Preparan lechadade cemento con 150 Sxs (31 BLS). Realizan cementación forzada a la arena "Tinf". Camara=1 BLS. Formación = 25 BLS,Reversan = 5 BLS. Sacan drill pipe de 2-7/8" con setting tool.
10.- Bajan broca de 6-1/8" en drill pipe de 2-7/8" hasta 6300'. Muelen cemento desde 6290' hasta 6300' (10'). Muelen EZ-Drillde 7" desde 6300' hasta 6303' (3'). Muelen cemento desde 6303' hasta 6353' (50'), bajan libre hasta 6468'. Circulan.Sacan broca de 6-1/8".
11.- Bajan broca de 6-1/8" y raspatubos de 7" hasta 6468'. Circulan. Limpian. Sacan quebrando drill pipe.
12.- Cía. Baker Atlas registra SBT-CBL-GR-CCL, desde 6465' hasta 6260' (205'), cemento bueno en zona de interés.
13.- Cía. Baker Atlas arma y baja conjunto TCP con cargas Extra DP HMX de alta penetración en tubería SEC de 3-1/2"clase "A" hasta 6360' (colchón de agua: 2500'). Correlacionan profundidad de cañones con Registro Gamma Ray. Asientan Retrieve Matic de 7" a 6260'. Prueban anular con 800 PSI, OK. Sueltan barra detonadora y punzonan elsiguiente intervalo de la arena "T inf":
Arena "T Inf." : 6332' - 6347' (15') a 5 DPP
Soplo fuerte. Cía. Dygoil slick line asienta std valve de NO-GO de 3-1/2". Abren camisa de circulación con cable3/16", ok. Cía. Sertecpet desplaza bomba Jet-10J de camisa. Evalúan arena "Tinf.":
14.- Reversan bomba Jet-10J. Garganta y nozzle, ok. Cía. Dygoil Slick line baja elementos de presión acoplados a std valve de
NO-GO de 3-1/2". Cía. Sertecpet desplaza bomba Jet-9J de camisa. Continúan evaluando arena "Tinf" con unidad MTUde Cía. Sertecpet al tanque del rig:
Cierran pozo por 18 horas para restauración de presión (Build up). Recuperan bomba jet y elementos de presión.Datos de B ui ld up : Pws = 2255 psi ; Pwf = 1887 psi para un caud al de 543 Bls/día.
15.- Controlan pozo con agua filtrada y tratada con agentes densificantes a 8.9 LPG. Desasientan Packer y sacan conjuntoTCP en tubería de 3-1/2". Cañones salen disparados 100%.
16.- Cía. Baker Atlas asienta con cable eléctrico tapón CIBP @ 3980' para aislar arena "Tinf".
17.- Cía. Baker Atlas arma y baja conjunto TCP con cargas Extra DP HMX de alta penetración en tubería SEC de 3-1/2"clase "A" hasta 3895' (colchón de agua: 2000'). Correlacionan profundidad de cañones con Registro Gamma Ray.
Asientan Retrieve Matic de 7" a 3800'. Prueban anular con 800 PSI, OK. Sueltan barra detonadora y punzonan elsiguiente intervalo de la arena "U inf":
Arena "U Inf." : 3871' - 3881' (10') a 5 DPP
TBR = 16290, BFPD = 543, BSW = 30 %, BPPD = 380, THE = 30, SALINIDAD = 6900 ppm Cl- , °API = 29.3
Arena "T Inf." : 6353' - 6357' (4') a 5 DPP para SQZ
4. PROCEDIMIENTO DE OPERACIÓN DE LA PRUEBA
TBR = 24435, BFPD = 543, BSW = 20 %, BPPD = 434, THE = 45, SALINIDAD = 7100 ppm Cl- , °API = 29.3
Bsw se estabiliza en 20% luego de 45 horas de evaluación con bombeo hidráulico.
7/17/2019 1 Trabajo Final de Petroleos Grupo 1 Octubre 2011
http://slidepdf.com/reader/full/1-trabajo-final-de-petroleos-grupo-1-octubre-2011 19/45
19
Soplo débil. Cía. Dygoil slick line asienta std valve de NO-GO de 3-1/2". Abren camisa de circulación con cable3/16", ok. Cía. Sertecpet desplaza bomba Jet-10J de camisa. Evalúan arena "Uinf.":
Cierran pozo por 16 horas para restauración de presión (Build up). Recuperan bomba jet y elementos de presión.Datos de B ui ld u p: Pws = 1050 psi ; Pwf = 710 psi para un c audal d e 120 Bls /día.
18.- Reversan bomba Jet-10J. Controlan pozo con agua filtrada y tratada de 8.3 LPG. Desasientan packer. Sacan conjunto TCP.Cañones salen disparados 100%.
19.- Bajan Setting tool (Retenedor de cemento + Stinger) en tubería de 3-1/2" hasta 3830'. Asientan Retenedor @ 3830'. AcoplanStinger y prueban admisión de arena "Uinf" con 1000 psi @ 1.5 BPM (buena admisión). Proceden a realizar cementaciónforzada de la arena "Uinf" con 200 sacos de cemento ultrafino tipo "G" (18 Bls de lechada). Presión de cierre: 2500 psi.Bls a la formación: 13 bls. En cámara: 2 bls. Reversan: 3 bls.
20.- Sacan Stinger en tubería de 3-1/2". Esperan 12 horas para fraguado de cemento.
21.- Bajan broca de 6-1/8" y canasta en tbg de 3-1/2" hasta 3830'. Muelen retenedor de cemento @ 3830' y continúan moliendocemento duro hasta 3890'. Bajan libre hasta 3980' (profundidad de CIBP). Circulan, limpian y sacan.
22.- Bajan nuevo BHA moledor con broca de 6-1/8" en tbg de 3-1/2". Muelen CIBP a 3980'. Bajan libre hasta 6408'. Circulan,limpian y sacan.
23.- Bajan BHA de limpieza con broca de 6-1/8" y raspatubos en tbg de 3-1/2" hasta 6408'. Circulan, limpian y sacan.
24.- Técnico CENTRILIFT arma equipo BES:
1 Centralizador de 6-1/8"1 Sensor Centinel, Serie 4501 Motor 114 HP / 2330 Volt / 30 Amp, Serie 5401 Protector, Serie 5131 Separador de Gas , Serie 5131 Bomba Centrilift GC-1700 ( 98 Etapas ), Serie 5131 Descarga 2-3/8", Serie 400
Se utiliza Cable Eléctrico Plano No. 5 AWG con capilar de 3/8"
25.- Bajan equipo BES Centrilift GC-1700 en tubing de 3-1/2" SEC clase "A", midiendo, calibrando y probando con 3000 psicada 20 paradas hasta 4100', realizan empate de cable y continúan bajando hasta 6310'. Se conecta tubo capilar de3/8" bajo el hanger. Retiran BOP y casing spool. Asientan tubing hanger, prueban, OK.
26.- Técnico de Adrialpetro realiza paso y asilamiento del cable y capilar a través del donut hanger. Asientan en sección "B",instalan cabezal BES. Instalan quick conector y capilar sobre el hanger tubing. Se realiza prueba de rotación, OK.
27.- Realizan prueba de funcionamiento de BES y producción de las arenas "Tinf" durante 10 hrs hacia el tanque bota:
28.- Finalizan operaciones el 26 de agosto del 2011 a las 20H00.
Nomen clatura ut i l izada:
BFPD = Barriles de Fluido por díaBPPD = Barriles de Petróleo por díaBSW = Corte de agua (Basic Sediment & Water)TBR = Total Barriles de Fluido RecuperadosTHE = Total Horas EvaluadasSQZ = Cementación Forzada (Squezze)PWS = Presión Estática de Reservorio (Pressure Well Static)PWF = Presión de Fondo Fluyente (Pressure Well Flow)
Ing. Ju an Carlo s Vásqu ez
Preparado por Ing. Sigmar Cruz
Nombre Firma
GRUPO 1
7. ANEXOS
TBR = 17800, BFPD = 1780, BSW = 20%, BPPD = 1424, Horas = 10, Frec = 60 Hz, °API = 29.3
No. Registro
Revisado y de Acuerdo Ing . Lu cía Co ral
Superintendente de Operaciones Ing . Edis on Jim énez
Coordinador Senior de Ing. Petroleos
TBR = 2640, BFPD = 120, BSW = 80 %, BPPD = 24, THE = 22, SALINIDAD = 12500 ppm Cl- , °API = 18.5
Bsw se estabiliza en 80% luego de 22 horas de evaluación con bombeo hidráulico.
7/17/2019 1 Trabajo Final de Petroleos Grupo 1 Octubre 2011
http://slidepdf.com/reader/full/1-trabajo-final-de-petroleos-grupo-1-octubre-2011 20/45
20
2.6 DISEÑO DE LA BOMBA ELECTROSUMERGIBLE
2.6.1 CONSIDERACIONES PARA EL DISEÑO DE LA BOMBA
1) Se considera al pozo exploratorio UBA-1, como productor de un yacimiento queposee un punto de burbuja medianamente alto (aprox. 700 psi) que es lo más
común en los pozos del Ecuador, para lo cual se incrementó la carga de fluido
sobre el intake de la bomba con el fin de evitar que se produzca gas en la succión,
lo que significó por cierto, sacrificar algo de producción.
2) El diseño de la bomba, procura flujo monofásico en la succión de la bomba todo el
tiempo. Habrá flujo multifásico (producción de gas con el fluido) en el instante en
que la carga de fluido sobre el intake sea menor al punto de burbuja.
3) En la construcción de la curva IPR (Inflow Performance Relationship) se aplicó la
fórmula del Indice de Productividad (J) para Pwf mayores al Pb, y la ecuación de
Vogel para flujo multifásico (Pwf menores al Pb), diagrama 2-2.
4) En nuestro diseño se colocó el intake de la bomba a 30 mts por sobre el segundo
punzado para asegurarnos la velocidad mínima de fluido por entrecaños y
maximizar la producción. Esto nos permite además que la temperatura del fluido no
afecte el funcionamiento de la bomba, es decir, el equipo no necesariamente debeir "encamisado" (protegido).
5) Para evitar la producción de gas en el intake, y con el fin de no adicionar un
separador centrífugo, se trabajará con un nivel de fluido dinámico por sobre el
intake de 686 mts que equivalen a 71.1 kg/cm2 ó 1011 psi (es decir 21.1 kg/cm2 ó
300 psi por sobre el punto de burbuja). Este nivel de fluido sobre la bomba nos
asegura dos cosas: A) Que no se produzca "pump off" por pérdida de nivel, y B)
Que no haya conificación prematura en caso de que el contacto agua-petróleo se
encuentre cerca a los punzados, recuperación de petróleo a largo plazo.
6) Con las consideraciones anteriores, el nivel dinámico por sobre el segundo
punzado será de 716 mts, es decir 1214 mbbdp.
7) La profundidad del intake de la bomba quedará a 1900 metros bajo boca de pozo.
8) Existe una distancia razonable de 30 m. entre el "intake" y el "punzado inferior".
9) Nivel estático (Pws) y Niveles dinámicos (Pwf) del pozo, están referenciados alpunzado inferior.
7/17/2019 1 Trabajo Final de Petroleos Grupo 1 Octubre 2011
http://slidepdf.com/reader/full/1-trabajo-final-de-petroleos-grupo-1-octubre-2011 21/45
21
Diagrama 2-2: CURVA DE FUNCIONAMIENTO DE UNA BOMBA
CENTRILIFT GC-1700 SERIE 513 (PARA 1 ETAPA )
2.6.2 CAUDAL MÁXIMO DE EXTRACCIÓN (IPR)
Para el diseño de equipo de BES, para fluido multifásico (Pwf1 < Pb < Pwf2), es decirse toma en cuenta un tipo de yacimiento subsaturado y saturado, detallado en lossiguientes cálculos:
7/17/2019 1 Trabajo Final de Petroleos Grupo 1 Octubre 2011
http://slidepdf.com/reader/full/1-trabajo-final-de-petroleos-grupo-1-octubre-2011 22/45
22
2.6.2.1 CALCULO DE CAUDAL MÁXIMO DE EXTRACCIÓN (IPR)
Tabla 2-1: CALCULO DE CAUDAL MAXIMO POZO UBA-1
2.6.2.2 GRAFICO IPR
Diagrama 2-3: CURVA IPR, POZO EXPLORATORIO UBA -1
7/17/2019 1 Trabajo Final de Petroleos Grupo 1 Octubre 2011
http://slidepdf.com/reader/full/1-trabajo-final-de-petroleos-grupo-1-octubre-2011 23/45
23
2.7 DIAGRAMA DE PRUEBA INICIALES Y COMPLETACION
El pozo queda produciendo del reservorio arenisca “T” Inferior, diagrama 2-3.
Diagrama 2-3: PRUEBAS INICIALES Y COMPL ETACION, UBA-1
EMR = 863' Perforado: 01-Jul-2011ES = 842' Completado : 26-Ago-2011MR = 21'
13 3/8" CASING CONDUCTORCEMENTADO CON 200 SXS TIPO "A"
10 3/4'' CASING SUPERFICIALK-55, 40.5 #/P, 54 TUBOS
ZAPATO GUIA SUPERFICIALCEMENTADO CON 700 SXS TIPO "A"
CABLE ELÉCTRICO PLANO 7" CASINGNo. 05 AWG CON CAPILAR C-95, 26 #/P, LTC, 8 RD, 135 TUBOS
DV-TOOL CEMENTADO CON 910 SXS. TIPO "G"
3 1/2" EUE, N-80, 9.3 #/P, 196 TUBOS + 1 PUP JOINT
3 1/2" CAMISA DE CIRCULACIÓN ( ID=2,81 )
3 1/2" EUE, N-80, 1 TUBO3 1/2" EUE, NO-GO CON ST.VALVE ( ID=2,75 )3 1/2" EUE, N-80, 1 TUBO
3 1/2" x 2 3/8", CROSS OVER 2 3/8" EUE, DESCARGA, SERIE 400
BOMBA CENTRILIFT GC-1700 ( 98 ETAPAS ), SERIE 513
MOTOR 114 HP, 2330 VOLT, 30 AMP, SERIE 540SENSOR CENTINEL, SERIE 4506 1/8" CENTRALIZADOR
COTD
COLLAR FLOTADOR
ZAPATO GUÍA DE FONDOCEMENTADO CON 450 SXS TIPO "A"
PT(D) = 6493'PT(L) = 6496'
6353' - 6357' ( 4' ) SQZ
Grupo No. 1
UBA - 01
Arena Tinf. @ 5 DPP6332' - 6347' ( 15' )
Arena Uinf @ 5 DPP3871' - 3881' ( 10' ) SQZ
Completación & Pruebas Iniciales
SEPARADOR DE GAS, SERIE 513
2700'
6147'
6181'
6215'
6234'
6265'
6310'
6410'
6476'
P
S
PROTECTOR, SERIE 5136286'
6408'
800'
4000'
7/17/2019 1 Trabajo Final de Petroleos Grupo 1 Octubre 2011
http://slidepdf.com/reader/full/1-trabajo-final-de-petroleos-grupo-1-octubre-2011 24/45
24
2.8 PROYECCIONES DE PRODUCCION DE LA ARENISCA T INFERIOR, UBA-1
Del pozo exploratorio UBA-1, se obtuvo reservas probadas de petróleo de alrededorde 4,118,356 barriles. Para drenar dichas reservas se ha realizado la siguiente
proyección de producción, con una declinación anual efectiva del 8%.
Tabla 2-2: PROYECCIÓN DE PRODUCCIÓN POZO UB A -1
Diagram a 2-4: PROYECCIÓN DE PRODUCCIÓN POZO UBA -1
200
300
400
500
600
700
800
900
1000
1100
1200
1300
1400
1500
2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024
P R O D U C C I Ó N
D I A R I A
D E
P E T R Ó L E O
( B P P D )
TIEMPO (AÑOS)
POZO UBA-01DECLINACIÓN DE PRODUCCIÓN DE PETRÓLEO
PETRÓLEO
7/17/2019 1 Trabajo Final de Petroleos Grupo 1 Octubre 2011
http://slidepdf.com/reader/full/1-trabajo-final-de-petroleos-grupo-1-octubre-2011 25/45
25
2.9 FACILIDADES DE SUPERFICIE PARA EL POZO EXPLORATORIO UBA-1
I lustración 2-1: DISEÑO DE FACILIDADES UBA-1
Para el almacenamiento y transporte de la producción de petróleo, del pozo
exploratorio UBA-1, de 1.780 BFPD, (1.424 BPPD, BSW del 20%), y al ser un único
pozo, se debería tener un tanque de almacenamiento de 10.000 barriles y transportar
el petróleo a la estación más cercana ubicada a 20Km de la estructura B, por medio de
un Vacuum.
Adicionalmente previo al plan de desarrollo de la estructura A, se debería iniciar la
construcción de un oleoducto dirigido a la estación más cercana ubicada a 20 Km., de
la estructura B.
7/17/2019 1 Trabajo Final de Petroleos Grupo 1 Octubre 2011
http://slidepdf.com/reader/full/1-trabajo-final-de-petroleos-grupo-1-octubre-2011 26/45
26
CAPITULO III
3. PLAN DE DESARROLLO
3.1 DESARROLLO DE LA ESTRUCTURA A
En el desarrollo de la estructura A, se ha planificado la perforación de 4 pozos, mapa
3-1, con el objetivo de drenar el petróleo existente, detallado a continuación:
TIPO DE POZO AVANZADA DESARROLLO DESARROLLO DESARROLLO
NOMBRE UBA-1A UBA-1B UBA-1C UBA-1D
Mapa 3-1: POZOS AVANZADA y DESARROLLO, ESTRUCTURA AL TOPE T INFERIOR.
POZO AVANZADA UBA-1A
POZO DESARROLLO UBA-1B
POZO DESARROLLO UBA-1C
POZO DESARROLLO UBA-1D
EXPLORATORIOUBA-1
7/17/2019 1 Trabajo Final de Petroleos Grupo 1 Octubre 2011
http://slidepdf.com/reader/full/1-trabajo-final-de-petroleos-grupo-1-octubre-2011 27/45
27
3.2 UBICACIÓN DE POZOS DE AVANZADA Y DE DESARROLLO, ESTRUCTURA A
Para definir el diseno de los pozos a perforarse en la estructura A, de la Cuenca
Oriente del Ecuador, se expone la ilustración 3.1, en el cual se observa los cuatro
pozos direccionales, apartir de la plataforma del pozo exploratorio UBA-1.
I lustración 3-1: LINEA SISMICA 2096 W-E, POZOS AVANZADA Y DESARROL LO,
ESTRUCTURA A
1B 1 1C 1D 1A
7/17/2019 1 Trabajo Final de Petroleos Grupo 1 Octubre 2011
http://slidepdf.com/reader/full/1-trabajo-final-de-petroleos-grupo-1-octubre-2011 28/45
28
0 GR(API) 300
-150 SP( MV) 150
1 LLD( OHM-M) 10000
1 MSFL( OHM-M) 10000
BASAL TENA
CALIZA M2
CALIZA A
U SUPERIOR
U MEDIA
U INFERIOR
CALIZA B
T SUPERIOR
T INFERIOR
Fm. TENA
ALBIANO
CENOMANIANO
TURONIANO
CONIACIANO
SANTONIANO
CAMPANIANO
MAASTRICHTIANO
N A P O B
A S A L
N A P O I
N F E R I O R
N A P O M
E D I O
N A P O S
U P E R I O R
M E S O Z O I C O
C R E T A C I C O
EDAD MIEMBRO LITOLOGIA
I , , I , I
, I I I , I
I , I I ,
I , , I , I
, I I I , I
I , I I , I
I , , , I
I I , , I I
I , I I , I
I , I I , I
, I I I ,
I I , I
I , , ,
I , I I , ,
I I I , I I ,
CALIZA M1 I I I , ,
I , , ,
I I I , I , I ,
ARENISCA
ARENISCA
ARENISCA
ARENISCA
ARENISCA
I , I
,
I I I , ,
I , , ,
,
I I
I I I , ,
I , , ,
,
, I I , I
I I I , I I , I
I I I , I , I ,
I I
I I I , I , I ,
I I
I , , ,
I , I I , ,
I I I , I I ,
I I I , I I , I
I I I , I , I ,
I I
I , , I , I
, I I I , I
I , I I , I
, I I , I
I I , I I
I I I , ,
I , , ,
,
3.3 COLUMNA ESTRATIGRÁFICA GENERALIZADA DE LA ESTRUCTURA A,POZO UBA-1, CON INTERVALOS PUNZADOS
Diagrama 3-1 : COLUMNA ESTRATIGRÁFICA GENERAL IZADA, POZO UBA -1,
CON INTERVALOS PUNZADOS
2900 pies
7/17/2019 1 Trabajo Final de Petroleos Grupo 1 Octubre 2011
http://slidepdf.com/reader/full/1-trabajo-final-de-petroleos-grupo-1-octubre-2011 29/45
29
3.4 CORRELACIÓN DE POZOS EXPLORATORIOS DE AREAS A, B, C
Para el desarrollo de la estructura A, se realizó correlaciones estratigráficasestructurales con pozos cercanos al área.
OESTE ESTE
Diagrama 3-2: CORRELACIÓN DE POZOS EXPLORATORIOS DE AREAS A, B , C
UBA-3UBA-1 UBA-2
U Inferior
ESTRUCTURA A(AREA DE ESTUDIO) ESTRUCTURA B ESTRUCTURA C
T Inferior
7/17/2019 1 Trabajo Final de Petroleos Grupo 1 Octubre 2011
http://slidepdf.com/reader/full/1-trabajo-final-de-petroleos-grupo-1-octubre-2011 30/45
30
3.5 RESERVAS DE POZOS DE LA ESTRUCTURA A
A continuación se expone las reservas de los pozos de avanzada y de desarrollo de la
estructura A, tablas 3-1, 3-2, 3-3 y 3-4 que permitirá realizar el Plan de Desarrollo de la
estructura A.
Tabla 3-1: RESERVAS POZO DE AVANZADA UBA -1A
Tabla 3-2: RESERVAS POZO DE DESARROLLO UBA -1B
Tabla 3-3 : RESERVAS POZO DE DESARROL LO UBA -1C
ESTRUCTURA A
POZO DE AVANZADA: UBA-1A
ARENISCAS: "U" y "T"
CALCULO DE PETROLEO EN SITIO Y RESERVAS
Np= 7758 * A * Ho * (1-Sw) * Porosidad / Boi.
ARENAS F.Conv.BL AREA Ho Sw PORO. Boi V.IN S. FR RESERVAS INICIALES
(ACRES) (Pies) (%) (%) (BR/BS) (STB) (%) (BN)
U 7.758 264 2 45 18 1,102 368.214 15% 55.232
T 7.758 264 45 36 19 1,013 11.070.141 15% 1.660.521
TOTAL 11.438.355 1.715.753
FR= 15% DE ACUERDO A MECANISMO DE PRODUCCION "GAS EN SOLUCION"
ESTRUCTURA A
POZOS: UBA-1B
ARENISCAS: "U" y "T"
CALCULO DE PETROLEO EN SITIO Y RESERVAS
Np= 7758 * A * Ho * (1-Sw) * Porosidad / Boi.
ARENAS F.Conv.BL AREA Ho Sw PORO. Boi V.IN S. FR RESERVAS INICIALES
(ACRES) (Pies) (%) (%) (BR/BS) (STB) (%) (BN)
U 7.758 264 0 - - - - - -
T 7.758 264 50 34 17 1,013 11.349.322 15% 1.702.398
TOTAL 11.349.322 1.702.398
FR= 15% DE ACUERDO A MECANISMO DE PRODUCCION "GAS EN SOLUCION"
ESTRUCTURA A
POZO: UBA-1C
ARENISCAS: "U" y "T"
CALCULO DE PETROLEO EN SITIO Y RESERVAS
Np= 7758 * A * Ho * (1-Sw) * Porosidad / Boi.
ARENAS F.Conv.BL AREA Ho Sw PORO. Boi V.IN S. FR RESERVAS INICIALES
(ACRES) (Pies) (%) (%) (BR/BS) (STB) (%) (BN)
U 7.758 264 0 - - - - - -
T 7.758 264 45 34 17 1,013 10.214.390 15% 1.532.158
TOTAL 10.214.390 1.532.158
FR= 15% DE ACUERDO A MECANISMO DE PRODUCCION "GAS EN SOLUCION"
7/17/2019 1 Trabajo Final de Petroleos Grupo 1 Octubre 2011
http://slidepdf.com/reader/full/1-trabajo-final-de-petroleos-grupo-1-octubre-2011 31/45
31
Tabla 3-4: RESERVAS POZO DE DESARROLLO UBA -1D
3.6 CRONOGRAMA DE PERFORACION
De acuerdo a la interpretación sísmica y el pozo exploratorio: UBA-1, se ha realizado
un Plan de Desarrollo, que consiste en perforar 4 pozos, 1 de avanzada y 3 de relleno,
detallado en el siguiente cronograma tentativo de perforación, Diagram a 3-3 , espera del
resultado de los pozos de avanzada: UBA-1A.
Diagrama 3-3 : CRONOGRAMA DE PERFORACIÓN, ESTRUCTURA A
Se debe tomar en cuenta que, el pozo exploratorio se evaluará y de acuerdo al análisis
de los resultados de este pozo, se perforará un pozo de avanzada, que limitará la
estructura, hasta donde se extiende la falla.
Si los resultados son positivos del pozo exploratorio y de avanzada, se perforarán los
pozos de desarrollo o de relleno, entre el área de los pozos antes mencionados,
aprovechando la misma plataforma.
ESTRUCTURA A
POZO: UBA-1D
ARENISCAS: "U" y "T"
CALCULO DE PETROLEO EN SITIO Y RESERVAS
Np= 7758 * A * Ho * (1-Sw) * Porosidad / Boi.
ARENAS F.Conv.BL AREA Ho Sw PORO. Boi V.IN S. FR RESERVAS INICIALES
(ACRES) (Pies) (%) (%) (BR/BS) (STB) (%) (BN)
U 7.758 264 0 - - - - - -
T 7.758 264 40 34 17 1,013 9.079.458 15% 1.361.919
TOTAL 9.079.458 1.361.919
FR= 15% DE ACUERDO A MECANISMO DE PRODUCCION "GAS EN SOLUCION"
CRONOGRAMA DE PERFORACION DE LA ESTRUCTURA A
UBA-1
EXPLORATORIO
dic-11oct-11 n ov-11 ene-12
UBA-1D
AVANZADA DESARROLLO DESARROLLO DESARROLLO
feb-12 mar-12 abr-12
UBA-1A UBA-1B UBA-1C
7/17/2019 1 Trabajo Final de Petroleos Grupo 1 Octubre 2011
http://slidepdf.com/reader/full/1-trabajo-final-de-petroleos-grupo-1-octubre-2011 32/45
32
3.7 CRONOGRAMA DE COMPLETACIONES Y PRUEBAS INICIALES
Adicional a la perforación y con el fin de justificar las inversiones del desarrollo de la
estructura A, se expone un crograma tentativo de completación y pruebas iniciales,
diag rama 3-4.
Diagrama 3-4: CRONOGRAMA DE COMPLETACIONES Y PRUEBAS INICIALES
Como se manifestó, se completará el pozo exploratorio con el mismo taladro de
perforación y se moverá el taladro de perforación a otro PAD, en la misma plataforma.
Seguidamente se seguirá armando el taladro de evaluación o de pruebas iniciales,
cuidando con todas las normas de seguridad (Motobomba de agua), ya que se tendrá
operando a la vez dos taladros uno de perforación y uno de completación, los tiempos
de estas operaciones se observa claramente en el diagrama 3-4 .
3.8 PROYECCIONES DE PRODUCCIÓN, DESARROLLO DE LA ESTRUCTURA:
A, DE LA ARENISCA “T” INFERIOR.
De acuerdo a las reservas de la estructura: A, se ha estimado las siguientes
producciones de pozos y la proyección de producción de toda la estructura, detallado
en las tablas: 3-4; 3-5 y el diagrama 3-5; se ha reajustado según datos del pozo
exploratorio UBA-1 la curva de declinación al 10% anual, de acuerdo a datos
promedios de los campos de la Cuenca Oriente del Ecuador.
CRONOGRAMA DE COMPLETACIONES Y PRUEBAS INICIALES
ESTRUCTURA A
UBA-1 UBA-1A UBA-1B UBA-1C UBA-1D
ene-12 feb-12 mar-12 abr-12 may-12nov-11 dic-11
7/17/2019 1 Trabajo Final de Petroleos Grupo 1 Octubre 2011
http://slidepdf.com/reader/full/1-trabajo-final-de-petroleos-grupo-1-octubre-2011 33/45
33
Tabla 3-4: PROYECCIONES DE PRODUCCIÓN, ESTRUCTURA : A, ARENISCA T
Según las proyecciones de producción de 19 años, la puesta en marcha del Plan de
Desarrollo de la estructura A, nos permite obtener un volumen de petróleo de 9
millones de barriles, siendo casi un 95 % de las reservas probadas, con una tasa de
declinación anual reajustada al 10%, promedio que se toma de los campos de la
Cuenca Oriente del Ecuador.
Se observa en el diagr ama 3-5, que en el año 2012, se tendrá la mayor producción,
con 3274 barriles de petróleo por día.
9,924,6773,274
10
PRODUCCIÓN PRODUCCIÓN PRODUCCIÓN RESERVAS
DIARIA ANUAL ACUMULADA REMANENTES
PETRÓLEO PETRÓLEO PETRÓLEO PETRÓLEO
BPPD BLS BLS BLS2012 3,274 1,195,010 198,195 9,726,4822013 2,962 1,081,290 1,279,485 8,645,1922014 2,681 978,391 2,257,876 7,666,8012015 2,425 885,285 3,143,161 6,781,516
2016 2,195 801,039 3,944,201 5,980,4772017 1,986 724,810 4,669,011 5,255,6662018 1,797 655,835 5,324,846 4,599,8312019 1,626 593,424 5,918,271 4,006,4072020 1,471 536,953 6,455,223 3,469,4542021 1,331 485,855 6,941,078 2,983,5992022 1,204 439,620 7,380,698 2,543,9802023 1,090 397,784 7,778,482 2,146,1952024 986 359,930 8,138,412 1,786,2652025 892 325,678 8,464,090 1,460,5872026 807 294,686 8,758,776 1,165,9012027 731 266,643 9,025,419 899,258
2028 661 241,268 9,266,687 657,9902029 598 218,309 9,484,996 439,681* 541 197,534 9,682,530 242,148
FLUIDO BPPD AGUA BSW4677 3,274 1,403 30%4677 541 4,136 88%
PROMEDIO DE POZO ABANDONO 108
* SUPERA EL 88% DE PRODUCCION DE AGUA
RELACION AGUA PETROLEO 8
AÑOS
RESERVAS ORIGINALES DE PETRÓLEOPRODUCCIÓN INICIAL DE PETRÓLEO
DECLINACIÓN
7/17/2019 1 Trabajo Final de Petroleos Grupo 1 Octubre 2011
http://slidepdf.com/reader/full/1-trabajo-final-de-petroleos-grupo-1-octubre-2011 34/45
34
Diagrama 3-5 PROYECCION DE PRODUCCION, ESTRCUTURA A, ARENISCA T
3.9 FACILIDADES DE SUPERFICIE DE LA ESTRUCTURA A.
Una vez perforados los 5 pozos, se construye las siguientes facilidades de superficie
en la estructura-A, teniendo como objetivo principal, el de separar el Gas, Petróleo y el Agua, para luego el petróleo transportar vía oleoducto a un puerto o una refinería.
Entre las principales facilidades de superficie podemos mencionar las siguientes:
- Separador.- Manifold.- Compresor.- Planta de Tratamiento de Gas.- Tanque la Lavado y Reposo.- Unidad LACT.- Tuberías.
300
500
700
900
1100
1300
1500
1700
1900
2100
2300
2500
2700
2900
3100
3300
2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029
P R O D U C C I Ó N
D I A R I A D
E
P E T R Ó L E O
( B P P D )
TIEMPO (AÑOS)
ESTRUCTURAS A
DECLINACIÓN DE PRODUCCIÓN DE PETRÓLEO
PETRÓLEO
7/17/2019 1 Trabajo Final de Petroleos Grupo 1 Octubre 2011
http://slidepdf.com/reader/full/1-trabajo-final-de-petroleos-grupo-1-octubre-2011 35/45
35
Ilustrac ión 3-2 : FACILIDADES DE SUPERFICIE DE LA ESTRUCTURA A .
7/17/2019 1 Trabajo Final de Petroleos Grupo 1 Octubre 2011
http://slidepdf.com/reader/full/1-trabajo-final-de-petroleos-grupo-1-octubre-2011 36/45
7/17/2019 1 Trabajo Final de Petroleos Grupo 1 Octubre 2011
http://slidepdf.com/reader/full/1-trabajo-final-de-petroleos-grupo-1-octubre-2011 37/45
37
4.2 PRODUCCION DE POZOS DE LA ESTRUCTURA A.
Una vez obtenido todos los permisos ambientales, comunitarios y de gobierno, (Licencia
de impacto Ambiental, Solicitud de Perforación aprobada), a continuación se detalla la
fecha de producción de pozos, en la estructura A, tabla 4-2.
Tabla 4-2 : PRODUCCION POZOS, ESTRUCTURA A
UBA-1 UBA-1A UBA-1B UBA-1C UBA-1D
2012 1424 520 480 450 400 3274
2013 1288 471 434 407 362 2962
2014 1166 426 393 368 327 2681
2015 1055 385 356 333 296 2425
2016 955 349 322 302 268 2195
2017 864 315 291 273 243 1986
2018 782 285 263 247 220 17972019 707 258 238 223 199 1626
2020 640 234 216 202 180 1471
2021 579 211 195 183 163 1331
2022 524 191 177 166 147 1204
2023 474 173 160 150 133 1090
2024 429 157 145 136 120 986
2025 388 142 131 123 109 892
4114945 1502648 1387060 1300369 1155883 946090510 (%)
TOTAL
AÑO
PRODUCCIONESTRUCTURA A (Bls/dia)
DECLINACION ANUAL
7/17/2019 1 Trabajo Final de Petroleos Grupo 1 Octubre 2011
http://slidepdf.com/reader/full/1-trabajo-final-de-petroleos-grupo-1-octubre-2011 38/45
38
4.3 COSTOS
En la tabla 4-3, se expone los costos del Plan de Desarrollo, estos costos se generan setenga o no produciendo los pozos de la Estructura A.
Tabla 4-3: COSTOS
4.4 FLUJO DE CAJA
Los resultados del análisis económico del desarrollo de la estructura A de la Cuenca
Oriente del Ecuador, están representadas en la tabla 4-4 Y 4-5.
TOTAL 6
WORKOVERS (PULLING)
ENERGIA ELECTRICA
COSTOS VARIABLES
(US $ / Bl)
QUIMICOS
TOTAL 1,000
PERSONAL
PERSONAL ADMINISTRATIVOS
CATERING
COSTOS FIJOS (M US $/AÑO)
EQUIPOS
CAMIONETAS
ESTRUCTURAS
7/17/2019 1 Trabajo Final de Petroleos Grupo 1 Octubre 2011
http://slidepdf.com/reader/full/1-trabajo-final-de-petroleos-grupo-1-octubre-2011 39/45
39
Tabla 4-4: FLUJO DE CAJ A
Oil INGRESOS NETOS Royalty Provincial TaxOperatingExpenses INVERSIONES
FLUJO DECAJA 10% VAN
BPPD M US$ M US$ M US$ M US$ M US$ M US$ MUS$ 10%
2011 1,000 44,100 -45,100 -45,100 1.000
2012 3,274 77,676 9,321 1,554 8,170 10,500 48,131 45,891 0.953
2013 2,962 70,284 8,434 1,406 7,488 52,956 45,902 0.867
2014 2,681 63,595 7,631 1,272 6,870 47,822 37,683 0.788
2015 2,425 57,544 6,905 1,151 6,312 43,176 30,929 0.716
2016 2,195 52,068 6,248 1,041 5,806 38,972 25,380 0.651
2017 1,986 47,113 5,654 942 5,349 500 34,668 20,524 0.592
2018 1,797 42,629 5,116 853 4,935 31,726 17,075 0.538
2019 1,626 38,573 4,629 771 4,561 28,612 13,999 0.489
2020 1,471 34,902 4,188 698 4,222 25,794 11,473 0.445
2021 1,331 31,581 3,790 632 3,915 500 22,744 9,197 0.404
2022 1,204 28,575 3,429 572 3,638 20,937 7,696 0.368
2023 1,090 25,856 3,103 517 3,387 18,849 6,299 0.334
2024 986 23,395 2,807 468 3,160 16,961 5,153 0.304
2025 892 21,169 2,540 423 2,954 15,251 4,212 0.276
2026 0 0 0 0 1,000 -1,000 NO RENTABLE
Total 21,748 515,963 61,916 10,319 57,627 55,600 401,499 236,313
ANO
7/17/2019 1 Trabajo Final de Petroleos Grupo 1 Octubre 2011
http://slidepdf.com/reader/full/1-trabajo-final-de-petroleos-grupo-1-octubre-2011 40/45
40
Diagram a 4-1 FLUJO DE CAJA EN FUNCION DE TIEMPO, PRECIO DE BA RRIL DE PETROLEO = 65 US$
-50,000
-45,000
-40,000
-35,000
-30,000
-25,000
-20,000
-15,000
-10,000
-5,000
0
5,000
10,000
15,000
20,000
25,000
30,000
35,00040,000
45,000
50,000
55,000
60,000
2011 2013 2015 2017 2019 2021 2023 2025
FLUJO DE CAJA VS TIEMPO
FLUJO DE CAJA VS TIEMPO
PAY OUT
7/17/2019 1 Trabajo Final de Petroleos Grupo 1 Octubre 2011
http://slidepdf.com/reader/full/1-trabajo-final-de-petroleos-grupo-1-octubre-2011 41/45
41
Tabla 4-5: RESULTADOS DE SENSIBILIDAD EN FUNCION DEL PRECIO DEL PETROLEO
PRECIO BARRIL COSTO GANANCIA FLUJO DE CAJA VAN 10%
US$ / Bl US $ / Bl M US$ M US$
65 4.3 401,499 236,313 107%
20 0.1 35,362 3,920 11%
30 1.0 116,726 55,563 32%
40 1.9 198,090 107,206 53%
50 2.9 279,453 158,849 75%
60 3.8 360,817 210,492 96%
70 4.7 442,181 262,135 118%
80 5.6 523,545 313,778 140%
90 6.6 604,909 365,421 162%100 7.5 686,272 417,063 184%
110 8.4 767,636 468,706 207%
TIR
7/17/2019 1 Trabajo Final de Petroleos Grupo 1 Octubre 2011
http://slidepdf.com/reader/full/1-trabajo-final-de-petroleos-grupo-1-octubre-2011 42/45
42
Diagram a 4-2 SENSIBILIDAD DEL PROYECTO, TIR, INVERSIONES, EN FUNCION DEL PRECIO DEL BARRIL DE PETROLEO
10%
30%
50%
70%
90%
110%
130%
150%
170%
190%
210%15,000
115,000
215,000
315,000
415,000
515,000
615,000
715,000
15 20 25 30 35 40 45 50 55 60 65 70 75 80 85 90 95 100 105 110 115
FLUJO DE CAJA
TIR
ANALISIS DE SENSIBILIDAD
M US$
US$
7/17/2019 1 Trabajo Final de Petroleos Grupo 1 Octubre 2011
http://slidepdf.com/reader/full/1-trabajo-final-de-petroleos-grupo-1-octubre-2011 43/45
43
CAPITULO V
5. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES.
ESTRUCTURA Y RESERVORIOS:
- De los resultados del pozo exploratorio UBA-1 de la estructura A, de la cuenca
Oriente del Ecuador, se ha confirmado reservas probadas de petróleo de alrededor
de cinco millones trescientos mil barriles y BSW promedio del 30% que permite el
desarrollo de la mencionada estructura.
- El reservorio principal de la estructura A, luego de la perforación del pozoexploratorio y de sus pozos de relleno, fue la arenisca “T” Inferior y que para el
plan de desarrollo en la estructura “A”, de a cuerdo a las pruebas de producción se
proyecta una producción de 3274 barriles.
PERFORACIÓN:
- Los registros eléctricos determinaron zonas de: permeables, porosas y con
presencia de hidrocarburos, en los intervalos: 3860’-3900’ (40’) para la arena “Ui”,
y 6320’-6370’ (50’) para la arena “Ti”.
- El diseño de tuberías de revestimiento contemplaron tres tipos de casing:
conductor de 13-3/8” a 800’; superficial de 10-3/4” hasta 2700’ (que nos aseguró el
aislamiento de zonas freáticas que pudiesen dificultar la perforación); y un casing
productor de 7” que nos permitió completar el pozo con una tubería de 3-1/2”.
- La cementación fue realizada en dos etapas utilizando DV-tool. Esto permitió cubrirde mejor forma la cementación del casing de 7” en las zonas correspondientes a
las arenas “Ui” y “Ti”
COMPLETACION Y PRUEBAS:
- Registros de cementación determinaron mal cemento en la zona de “Ti”, por lo que
fue necesario realizar una cementación forzada (squeeze) en esta arena para su
posterior evaluación.
7/17/2019 1 Trabajo Final de Petroleos Grupo 1 Octubre 2011
http://slidepdf.com/reader/full/1-trabajo-final-de-petroleos-grupo-1-octubre-2011 44/45
44
- Ambas arenas (“Ti” y “Ui”) fueron punzonadas con TCP y evaluadas por separado
con elementos de presión (electrónicas) para determinar su potencial productor, laarena “Ti” fue punzonada en el intervalo 6332’-6347’ (15’), el mismo que se
encuentra a una distancia prudencial de 20’ por sobre el contacto agua-petróleo
(CAP).
- Los datos de la evaluación de la arena “Ti” arrojaron 543 barriles de fluido por día,
con un corte de agua de 20%, lo que da 434 barriles de petróleo neto por día. La
restauración de presión (prueba de Build up) demostró excelentes presiones de
reservorio y fondo (Pws = 2255 psi; Pwf = 1887 psi). La interpretación del Build updemostró que el pozo se encuentra estimulado (S = -5).
- Los datos de la evaluación de la arena “Ui” arrojaron 120 barriles de fluido por día,
con un corte de agua de 80%, lo que da 24 barriles de petróleo neto por día. Los
datos de restauración de presión fueron: Pws = 1050 psi y Pwf = 710 psi, lo que ya
de por sí nos demuestra una zona de bajo potencial (probablemente un pequeño
lente productor). La interpretación del Build up demostró que el pozo no se
encuentra dañado (S = 0), por lo que no ameritó realizar una estimulación matricial.La arena “Ui” quedó descartada como arena comercialmente productora.
- Los datos de la evaluación de la arena “Ti” arrojaron buenas presiones de fondo y
reservorio, alto caudal, bajo corte de agua, no producción de finos (arena), lo que
nos permitió decidir por el bombeo electrosumergible como mejor opción de
sistema de levantamiento artificial, se consideró un punto de burbuja de 711 psi.
En la construcción del IPR (Inflow Performance Relationship) se aplicó la fórmula
del Indice de Productividad (J) para Pwf mayores al Pb, y la ecuación de Vogel
para flujo multifásico (Pwf menores al Pb).
- El intake de la bomba se encuentra a 120’ por sobre el segundo punzado, lo que
asegura una velocidad mínima de fluido por entrecaños y maximiza la producción.
La bomba electrosumergible que mejor se adaptó a estas consideraciones fue la
GC-1700 de la Cía. Centrilift, la cual logró una eficiencia del 63% al trabajar a una
frecuencia de 60 Hz para extraer un caudal de 1780 barriles de fluido por día. El
corte de agua está en 20%, lo que da 1424 barriles de petróleo neto por día.
7/17/2019 1 Trabajo Final de Petroleos Grupo 1 Octubre 2011
http://slidepdf.com/reader/full/1-trabajo-final-de-petroleos-grupo-1-octubre-2011 45/45
PRODUCCIÓN:
- Para el Plan de Desarrollo de la estructura A, se tiene previsto perforar 5 pozos, 1
exploratorio, 1 de avanzada y 3 de relleno.
- Las proyecciones de producción de los 5 pozos de este proyecto lo realizado para
19 años y la puesta en marcha del Plan de Desarrollo de la estructura A, nos
permite obtener un volumen de petróleo de 19 millones barriles, siendo casi un 95
% de las reservas probadas.
ECONÓMICOS:
- Se realizaron las corridas económicas para 10 valores de precio de petróleo y sedetermino los siguientes resultados:
- Si tomamos en cuenta el precio de barril de petróleo a 65 USD, se obtiene una
rentabilidad de alrededor de 401 millones de dólares (TIR= 107%), con una
ganancia de 4.3 US$ / US $ INVERTIDO.
- Finalmente si tenemos un precio de 20 US $ por barril de petróleo, la TIR es de
11% y la rentabilidad es muy baja sería mejor invertir en ese caso en un Banco y
PRECIO BARRIL COSTO GANANCIA FLUJO DE CAJA VAN 10%
US$ / Bl US $ / Bl M US$ M US$
65 4.3 401,499 236,313 107%
20 0.1 35,362 3,920 11%
30 1.0 116,726 55,563 32%
40 1.9 198,090 107,206 53%
50 2.9 279,453 158,849 75%
60 3.8 360,817 210,492 96%
70 4.7 442,181 262,135 118%
80 5.6 523,545 313,778 140%
90 6.6 604,909 365,421 162%
100 7.5 686,272 417,063 184%
110 8.4 767,636 468,706 207%
TIR