UNIVERSIDAD TECNOLÓGICA EQUINOCCIAL

FACULTAD DE CIENCIAS DE LA INGENIERÍA

CARRERA DE TECNOLOGÍA EN PETRÓLEOS

“ANÁLISIS DE LAS PRUEBAS DE BUILD UP DE POZOS QUE

ESTÁN BAJO EL PUNTO DE BURBUJA EN UN CAMPO DE

EP. PETROECUADOR”

TRABAJO PREVIO A LA OBTENCIÓN DEL TÍTULO

DE TECNÓLOGA EN PETRÓLEOS

LISBETH VERÓNICA PUPIALES AMAGUAÑA

DIRECTOR: ING. JAIME GUERRA

Quito, abril 2012

© Universidad Tecnológica Equinoccial. 2012

Reservados todos los derechos de reproducción

DECLARACIÓN

Yo LISBETH VERÓNICA PUPIALES AMAGUAÑA, declaro que el trabajo aquí

descrito es de mi autoría; que no ha sido previamente presentado para ningún

grado o calificación profesional; y, que he consultado las referencias

bibliográficas que se incluyen en este documento.

La Universidad Tecnológica Equinoccial puede hacer uso de los derechos

correspondientes a este trabajo, según lo establecido por la Ley de Propiedad

Intelectual, por su Reglamento y por la normativa institucional vigente.

_________________________ Lisbeth V. Pupiales A.

C.I.1722369103

CERTIFICACIÓN

Certifico que el presente trabajo que lleva por título “Análisis de las pruebas

de build up de pozos que están bajo el punto de burbuja en un campo de

EP. Petroecuador”, que, para aspirar al título de Tecnóloga en Petróleos fue

desarrollado por Lisbeth Verónica Pupiales Amaguaña, bajo mi dirección y

supervisión, en la Facultad de Ciencias de la Ingeniería; y cumple con las

condiciones requeridas por el reglamento de Trabajos de Titulación artículos 18

y 25.

___________________

Ing. Jaime Guerra DIRECTOR DEL TRABAJO

C.I.

DEDICATORIA

Desde que tengo uso de razón todo lo dedico a MIS PADRES: José y

Clemencia y ésta no será la excepción, pues son ellos y mi ñaño la razón de

mi existir.

Mi mami que con el mejor amor del mundo me ha inculcado los valores

desde siempre; mujer de carácter fuerte pero alma gemela de Dios, mi única

y mejor amiga.

Mi papi, con su carácter dócil pero siempre firme en sus consejos, es el

hombre que alguna vez me dijo: “Nunca digas, no puedo”, así lo haré papi,

así lo haré…

A mi hermano Jhony porque el también ha sido mi inspiración y mi apoyo en

cada momento de mi vida.

A mi ñañito que desde el cielo me ves y cuidas de nuestra familia.

Y por último pero no con menos importancia a la Danita que llegó para

brindarnos alegría, mi chiquita linda a ti también te dedico cada uno de mis

logros.

AGRADECIMIENTO

Mi profundo agradecimiento a Dios por permitirme obtener un logro más en

mi vida.

A mis padres por la dedicación, comprensión y el apoyo incondicional, todo

lo que soy, sin excepción alguna es gracias a ustedes.

A Jhony gracias por tu cariño y preocupación.

Al Ing. Jaime Guerra por sus consejos en mis desaciertos, su guía en éste

proyecto y en las clases impartidas me han sido y serán útiles a la hora de

responder como profesional.

Y a todos quienes de una u otra manera estuvieron conmigo a lo largo de mi

carrera.

MIL GRACIAS POR TODO

i

ÍNDICE DE CONTENIDOS

RESUMEN ix

SUMMARY xi

CAPÍTULO I 1

1.- INTRODUCCIÓN 1

1.1.- PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA 1

1.2.- OBJETIVO GENERAL 2

1.3.- OBJETIVOS ESPECÍFICOS 2

1.4.- JUSTIFICACIÓN 2

1.5.- UBICACIÓN DEL ÁREA PICHINCHA EN EL CAMPO LIBERTADOR.

3

1.6.- POES, FACTOR DE RECOBRO Y RESERVAS DEL ÁREA

PICHINCHA 4

1.6.1.- POES: 4

1.6.2.- FACTOR DE RECOBRO: 6

1.6.3.- RESERVAS DEL ÁREA PICHINCHA 7

1.7.- ESTADO ACTUAL DE LOS POZOS 8

1.8. - CARACTERÍSTICAS DE LOS FLUIDOS PRODUCIDOS 9

1.9.- MECANISMOS DE PRODUCCIÓN 9

CAPÍTULO II 13

2. MARCO TEÓRICO 13

2.1.- PROPIEDADES DE LA ROCA 13

2.1.1.- POROSIDAD 13

2.1.2.- PERMEABILIDAD 14

ii

2.1.3.- SATURACIÓN 16

2.1.4.- EFECTO DE LA PRESIÓN SOBRE LA ROCA 17

2.2.- PROPIEDADES DEL FLUIDO 18

2.2.1.-PROPIEDADES FÍSICAS DEL PETRÓLEO 18

2.2.1.1.- Gravedad api 18

2.2.1.2.- Peso específico 19

2.2.1.3.- Viscosidad del petróleo 19

2.2.2.- PROPIEDADES FÍSICAS DEL GAS 20

2.2.2.1.- Viscosidad 20

2.2.2.2.- Gravedad específica 20

2.2.2.3.-Transmisibilidad 21

2.3.- TIPOS DE FLUJO 21

2.3.1.- FLUJO ESTABLE 21

2.3.2.- FLUJO INESTABLE 22

2.3.3.- FLUJO PSEUDOESTABLE 22

2.4.- DIAGRAMA DE FASES DE FLUJO 23

2.5.- MECANISMOS DE PRODUCCIÓN DE LOS YACIMIENTOS 27

2.5.1.- EMPUJE DE AGUA 28

2.5.2.- POR GAS EN SOLUCIÓN 29

2.5.3.- POR SEGREGACIÓN GRAVITACIONAL 30

2.5.4.- EMPUJE POR EXPANSIÓN LÍQUIDA 32

2.6.- PRUEBAS DE PRODUCCIÓN 32

2.7.- PRUEBAS DE PRESIÓN 32

2.7.1.- ANÁLISIS DE PRUEBAS DE PRESIÓN 33

2.7.2.- ANÁLISIS DE LA CURVA DE PRESIÓN BUILD UP 34

2.7.3.-DESARROLLO DEL ANÁLISIS DE LA PRUEBA DE

RESTAURACIÓN DE PRESIÓN MEDIANTE EL MÉTODO HORNER 39

2.7.4.- RESULTADO DEL ANÁLISIS DE LAS PRUEBAS DE

RESTAURACIÓN EN BASE AL ÍNDICE DE PRODUCTIVIDAD (IPR) 41

2.8.- PRUEBA DE RESTAURACIÓN DE PRESIÓN (BUILD UP TEST) 44

iii

CAPÍTULO III 51

3.- METODOLOGÍA 51

3.1.- HISTORIAL DE PRODUCCIÓN DEL ÁREA PICHINCHA 51

3.2.- PRESIONES 51

3.2.1.- HISTORIAL DE LAS PRUEBAS DE PRESIÓN (BUILD UP) 52

3.3.1.1.- Comportamiento de la presión del Reservorio “U” inferior 53

3.3.1.2.- Comportamiento de la presión del Reservorio “T” 54

3.4.- SELECCIÓN DE POZOS 55

3.4.1.-HISTORIAL DE PRODUCCIÓN DEL POZO PICHINCHA – 05 56

3.4.2.- HISTORIAL DE PRODUCCIÓN DEL POZO PICHINCHA-12 56

CAPÍTULO IV 59

4.- ANÁLISIS DE RESULTADOS 59

4.1.- ANÁLISIS E INTERPRETACIÓN DE DATOS DE LAS PRUEBAS DE

BUILD UP 59

4.1.1.- ANÁLISIS DEL POZO PICHINCHA- 05 60

4.1.1.1.- Interpretación de la prueba de restauración de presión 63

4.1.2.- ANÁLISIS DEL POZO PICHINCHA 12 T 68

4.1.2.1-Interpretación de la prueba de restauración de presión 69

CAPÍTULO V 74

5.- CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES 74

5.1.- CONCLUSIONES 74

5.2.- RECOMENDACIONES 76

GLOSARIO DE TÉRMINOS 77

BIBLIOGRAFÍA 79 

iv

ÍNDICE DE FIGURAS

Figura 1.1.- Ubicación del Campo Libertador en el Ecuador 4 

Figura 1.2.- Mecanismo de Producción - Reservorio T 10 

Figura 1.3.- Mecanismo de Producción - Reservorio Ui 11 

Figura 2.1.- Permeabilidad 15 

Figura 2.2.- Compresibilidad de la roca 17 

Figura 2.3.- Flujo Inestable 22 

Figura 2.4.- Diagrama de fases 25 

Figura 2.5- Empuje de agua 28 

Figura 2.6- Empuje por expansión de fluidos 30 

Figura 2.7.- Empuje por Segregación Gravitacional 31 

Figura 2.8.- Etapas de la prueba de restauración 35 

Figura 2.9.- Comportamiento de tasas de producción en una prueba de

restauración. 36 

Figura: 2.10.- Región de tiempos Intermedios. Gráfica de Horner 37 

Figura 2.11.- Forma de la región de tiempos tardíos 38 

Figura 2.12.- Comportamiento del radio de Investigación 39 

Figura 2.13.- Gráfica de la Ecuación de Horner 41 

Figura 2.14.- Prueba de Restauración de Presión 44 

Figura 2.15.- Factor de Daño Skin 46 

Figura 3.1.- Comportamiento de la presión del yacimiento “U” inferior 53 

v

Figura 3.2.- Comportamiento de la presión del yacimiento “T” 54 

Figura 3.3.- Ubicación de los pozos seleccionados 55 

Figura 3.4.- Historial de producción del pozo Pich-05 56 

Figura 3.5.- Historial de producción del pozo Pich-012 57 

Figura 4.1.- Prueba de producción del pozo Pich-05 UI 61 

Figura 4.2.- Prueba de restauración de presión 66 

Figura 4.3.- Curvas IPR del pozo Pichincha 05 66 

Figura 4.4. – Prueba de restauración de presión del pozo Pichincha-12 71 

Figura 4.5.- IPR Pichincha 12 “T” 72 

vi

INDICE DE TABLAS

Tabla 1.1.- Reservas y factor de recobro del campo Libertador 7 

Tabla 1.2.- Pozos cerrados del área Pichincha 8 

Tabla 1.3.- Pozos productores del área Pichincha 9 

Tabla 1.4.- Características de los fluidos 9 

Tabla 2.1.- Reservorios de gas disuelto 30 

Tabla 3.1.- Historial de Build Up por pozo 52 

Tabla 4.1.- Datos de prueba de Producción 60 

Tabla 4.2.- Parámetros del reservorio 62 

Tabla 4.3.- Propiedades de los fluidos 62 

Tabla 4.4.- Datos Mecánicos 63 

Tabla 4.5.- Resultados de análisis de Build Up de pozo Pichincha 05 64 

Tabla 4.6.- Datos de IPR del pozo Pichincha 05 64 

Tabla 4.7.- Resultados de IPR del pozo Pichincha 05 65 

Tabla 4.8.- Resultados del análisis de Build Up del pozo Pichincha 12 69 

Tabla 4.9.- Datos para calcular el IPR del pozo Pichincha 12 70 

vii

ÍNDICE DE ECUACIONES

Ecuación 1.1.- Cálculo del POES 5 

Ecuación 1.2.- Ecuación de Arps 6

Ecuación 2.1.- Porosidad 13

Ecuación 2.2.- Saturación 16

Ecuación 2.3.- Compresibilidad 17

Ecuación 2.4.- Transmisibilidad 21

Ecuación 2.5.- Horner para cálculo de daño 40

Ecuación 2.6.- Índice de Productividad 41

 

viii

ÍNDICE DE ANEXOS

ANEXO N°1.- Fotografías de los pozos pich-05 y pich-12 II 

ANEXO N°3.- Historial de producción y workover V 

ANEXO 3.1.- Historial de producción del pozo pichincha 05 V 

ANEXO 3.2.- Historial de workover del pozo pichincha 05 XIII 

ANEXO 3.3.- Historial de producción del pozo Pichincha 12 XIV 

ANEXO 3.4.- Historial de workover del pozo Pichincha 12 XX 

ANEXO N° 4.- Well Test XXI 

ANEXO 4.1.- Aplicaciones del software “Well test” XXI 

ANEXO 4.2.- Análisis de Build Up aplicado con Well Test XXII 

ix

RESUMEN

La caracterización de los yacimientos se realiza mediante diferentes

técnicas como interpretación de pruebas de presión, registros, análisis

de núcleos, sismicidad, interpretación de pruebas de pozo, entre otras.

Las pruebas de presión constituyen una herramienta clave para la

obtención de los parámetros característicos de los yacimientos de

hidrocarburos.

La prueba más comúnmente usada es la prueba de restauración de presión

o Buildup, que registra valores de presiones mientras el pozo se encuentra

sin flujo, habiendo sido cerrado luego de un periodo de tiempo de haber

producido mientras se realizaba una prueba de producción. Con los datos de

presión, tiempo y temperatura capturados por un sensor de fondo, se

realizan un sin número de procedimientos matemáticos que tendrán como

finalidad encontrar parámetros característicos del yacimiento productor que

alimenta al pozo, tales como permeabilidad, factor de daño, presión inicial o

estática del reservorio, área de drenaje, modelo de reservorio, tipo de flujo,

entre otros.

Este proyecto está basado en realizar un: “Análisis de las pruebas de

build up de pozos que están bajo el punto de burbuja en un campo

de EP. Petroecuador”

En este estudio se prestará atención a los pozos que producen de

yacimientos con gas libre, los cuales necesitan de procedimientos

matemáticos distintos a los de yacimientos no saturados (sobre el punto de

burbuja), para encontrar las distintas características del yacimiento.

x

En el capítulo I, se muestra las generalidades del Área Pichincha. Se

presenta la ubicación geográfica, POES, factor de recobro, reservas, estado

actual de los pozos, características de los fluidos y mecanismos de

producción con los que los pozos producen de manera natural sin tomar en

cuenta métodos de recuperación secundaria ó mejorada.

El capítulo II, corresponde a la parte teórica de esta tesis, se presentan las

principales propiedades de las rocas y de los fluidos, tales como son la

porosidad, la permeabilidad, saturación de la roca con los distintos fluidos, la

compresibilidad de la roca. Se explica el diagrama de fases del petróleo

indicando las características de un fluido ubicado en los distintos puntos

dentro y fuera de la envolvente. Se presenta un instructivo y procedimiento

de la prueba de Buildup y el método de Horner.

En el capítulo III, se hace referencia a los historiales de producción,

comportamiento de la presión, historial de las pruebas de presión (build up),

selección de pozos y a los historiales de producción de los pozos

seleccionados.

El capítulo IV, muestra un análisis de cada uno de los resultados generados

por el software computacional Well Test, para cada uno de los pozos que se

eligieron por encontrarse por debajo del punto de saturación (punto de

burbuja)

Por último en el capítulo V, se presentan las conclusiones y

recomendaciones.

xi

SUMMARY

The reservoir characterization is performed using different techniques such

as interpretation of pressure tests, logs, core analysis, seismicity, well test

interpretation, among others.

Pressure tests are a key tool for obtaining the characteristic parameters of

reservoir hydrocarbon.

The most commonly test used is the test restoration pressure or Buildup,

which records values of pressure while the well is no flow, having been

closed after a period of time to have occurred while performing a production

test. With the pressure data, time and temperature captured by a sensor

fund, made a number of mathematical procedures that will to find

characteristic parameters of the producing reservoir that feeds the well, such

as permeability, skin factor, initial pressure or static reservoir, drainage area,

reservoir model, type of flow, among others.

This project is based on performing an "ANALYSIS OF BUILD UP TEST OF

WELLS THAT ARE UNDER THE BUBBLE POINT IN A FIELD OF EP.

PETROECUADOR"

In this study analyzed focus on producing wells with free gas deposits, which

require different mathematical procedures to those of unsaturated sites (on

the bubble point), to find the different features of the reservoir.

In Chapter I, shows the general area of Pichincha, indicated the geographic

location, POES, recovery factor, reserves, current status of the wells, fluid

characteristics and production mechanisms with which the wells produce

naturally without taking into account secondary recovery methods or

improved.

Chapter II, correspond to the theoretical part of this thesis, present the main

properties of rocks and fluids, such as are the porosity, permeability,

saturation of the rock with different fluids, the compressibility of the rock.

Explain the oil phase diagram indicating the characteristics of a fluid located

xii

in the various points within and outside the enclosure. Present an instructive

and test procedure Buildup and Horner method.

In Chapter III, refers to the production history, pressure behavior, a history of

pressure tests (build up), selection of wells and production history of the

selected wells.

Chapter IV presents an analysis of each of the results generated by

computer software Well Test, for each of the wells were chosen because

they were below the saturation point (bubble)

Finally in Chapter V, presents the conclusions and recommendations.

CAPÍTULO I

1

CAPÍTULO I

1.- INTRODUCCIÓN

El objetivo principal de ésta tesis es, analizar las pruebas de Build Up de

pozos que están bajo el punto de burbuja, en pozos pertenecientes al campo

Libertador.

Este análisis permitirá determinar alternativas de producción para pozos con

la característica mencionada anteriormente, ya que los datos de presión y

temperatura obtenidos de las pruebas de Build Up, darán la idea de cómo se

encuentra el pozo en tiempo presente, por lo que se podrá definir mediante

el respectivo análisis cuál es la realidad de los yacimientos del campo

Libertador. Al contar con los resultados del análisis de las pruebas de Build

Up, de los pozos seleccionados, finalmente se considera generar

recomendaciones que permitan mejorar la recuperación de petróleo en

pozos que están bajo el punto de burbuja.

La gran necesidad de incrementar la producción en el Distrito Amazónico, ha

llevado a proponer éste análisis ya que el caudal que un pozo puede

producir depende de las condiciones en que se encuentre el yacimiento.

1.1.- PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA

Inicialmente en el campo Libertador, la mayoría de pozos producían a flujo

natural, porque la presión del yacimiento era (3710psi, 3805 psi y 3910psi

para “U” sup., “U” inf. y “T” respectivamente), óptima para producir y

trasladar el fluído hacia la superficie.

Con el transcurso del tiempo la presión ha ido declinando, por lo cual ha sido

necesario implementar los sistemas de levantamiento artificial, ya que el

2

pozo no cuenta con la energía suficiente para levantar el fluido hacia la

superficie.

En este caso se tiene dos pozos donde la presión del yacimiento se

encuentra bajo la presión de burbuja, por consiguiente esto implica que se

trabaje con nuevos sistemas de producción para manejar el gas libre y el

petróleo porque, mientras haya una caída de la presión del yacimiento, el

gas seguirá liberándose sin tener una apropiada recuperación del petróleo,

llegando al límite de cerrar el pozo, considerando que aún quedaría mucho

petróleo por recuperar.

1.2.- OBJETIVO GENERAL

Realizar el análisis de las pruebas de Build Up, de pozos que están bajo el

punto de burbuja en el campo Libertador.

1.3.- OBJETIVOS ESPECÍFICOS

Analizar el comportamiento de la presión de los pozos que están bajo

el punto de burbuja en el campo Libertador

Identificar los valores de la permeabilidad del yacimiento, factor de

daño, la presión a la que está fluyendo el pozo y la presión estática.

Considerar recomendaciones que aporten al desarrollo productivo de

los pozos en mención, y a mejorar su factor de recobro, en base a las

pruebas de presión.

1.4.- JUSTIFICACIÓN

El campo Libertador tiene 440.227,136 Bls como reservas originales del

campo, con una producción acumulada de 326.740,048 y 113.487,088 de

reservas remanentes; las mismas que están en proceso de declinación, ya

3

que hasta octubre del presente año continua produciendo 10754.73 bls/d

(Con el aporte del Área Pichincha de 3435.74 bls/d).

Este campo es uno de los más importantes del país, la presión del mismo ha

ido declinando con el transcurso del tiempo, hasta alcanzar la presión de

saturación o punto de burbuja (“Ui” 1240; “T” 900, según reportes de PVT

realizados por EP. PETROECUADOR) en casos como los pozos Pichincha

05 y Pichincha 12, por lo cual se considera imprescindible analizar los pozos

que se encuentran bajo el punto de burbuja, ya que el tener pozos que están

bajo el punto de burbuja significa que no se cuenta con una producción

apropiada de petróleo.

Para esto se realizará un análisis de build Up en el que se va a aplicar el

método Horner, el mismo que permitirá predeterminar los parámetros del

yacimiento y dependiendo de los datos obtenidos en las pruebas de

restauración de presión, se determinará las posibles soluciones y

recomendaciones para mejorar la recuperación de petróleo en pozos donde

la presión del yacimiento está bajo el punto de burbuja.

1.5.- UBICACIÓN DEL ÁREA PICHINCHA EN EL CAMPO

LIBERTADOR.

El área Pichincha, está localizada en la región amazónica del Ecuador, en la

provincia de Sucumbíos, sector Pacayacu, al sur del campo Libertador

(Figura 1.1), con las siguientes coordenadas geográficas:

Latitud: 00º 06‟ 00‟‟ Norte - 00º 04 “00” Sur

Longitud: 76° 33 “00” Este-76° 36 “30” Oeste

Limitando, Al Norte con el Campo Secoya; al Sur, Campo Carabobo y al

Este-Oeste con los campos Cuyabeno y Atacapi respectivamente.

El área Pichincha al igual que las áreas Secoya, Carabobo, Shuara y

Shushuqui conforman el campo Libertador.

4

Figura 1.1.- Ubicación del Campo Libertador en el Ecuador

Fuente: EP. PETROECUADOR,(2011). Informe general del Campo Libertador

Las principales arenas productoras de petróleo del área Pichincha,

pertenecen a la formación Napo (Usuperior, Uinferior y T).

1.6.- POES, FACTOR DE RECOBRO Y RESERVAS DEL ÁREA

PICHINCHA

En el campo Libertador se considera los parámetros del POES, del factor de

recobro y de las reservas del informe realizado por el departamento de

yacimientos de EP. PETROECUADOR, denominado: “Actualización de

Mapas y cálculo de Petróleo in Situ" a Mayo 2009.

1.6.1.- POES:

El petróleo original in situ (POES) es el volumen total de petróleo estimado

es de 585.400.000 bls y 458.000.000 bls para los yacimientos “Ui” y “T”,

respectivamente, y se lo ha calculado con la siguiente ecuación:

5

)1(***7758 SwVPOES er 1.1

Fuente: Escobar, F., Análisis moderno de pruebas de presiones, 2009

Donde:

Vr: volumen de la roca (Acre-pie)

: Porosidad efectiva de la roca (%)

Sw: saturación de agua (%)

7758: factor de conversión (Bls/Acre-pie)

Los parámetros para los yacimientos “T” y “Ui” son los siguientes:

Reservorio T

El POES estimado para éste yacimiento es de 458.000.000 Bls y se lo ha

calculado con los datos descritos a continuación:

- Área= 137.400 acres

- Espesor = 23,61’

- Porosidad = 15,03%

- Saturación de agua= 25,13%.

Reservorio “U” inferior

Se estima que el POES para éste yacimiento es de 585.400.000 Bls, en

base a los siguientes datos:

- Área= 177.799,38 acres.

- Espesor = 29,64’.

- Porosidad = 13,37%

- Saturación de agua= 17,56%.

6

1.6.2.- FACTOR DE RECOBRO:

Es la relación expresada en porcentaje que existe, entre el hidrocarburo que

puede ser recuperado de un yacimiento y el hidrocarburo original insitu, que

en los yacimientos de “T” es 31% y “Ui” es 41% respectivamente, y fueron

calculados con la ecuación 1.2:

1741.03722.0

0979.01611.0)1(

815,41%

Pa

PbSw

o

SwRE

1.2

Fuente: Escobar, F., Análisis moderno de pruebas de presiones, 2009

Donde:

%RE: Eficiencia de recuperación, porcentaje

: Porosidad, fracción

Sw: Saturación de agua connata, fracción

Βob: FVF al punto de burbuja, bl/STB

Κ: Permeabilidad promedio de la formación, Darcys

µ: Viscosidad del petróleo al punto de burbuja, cp

Pb: Presión al punto de burbuja, psi

Pa: Presión de abandono

Para cada reservorio se han realizado las siguientes consideraciones:

Reservorio T

Con los siguientes datos, el factor de recobro calculado es de 31%

- =15,03%

- Sw= 25,13%

- Βob= 1,2307 bl/STB

- K= 600 mD

- µ= 4,49 cp; Pb= 900 psi

7

Reservorio “U” inferior

Con los datos siguientes, el factor de recobro calculado es de 41%.

- = 13,37%

- Sw= 17,56%

- Βob= 1,2362 bl/STB

- K= 641 mD

- µ= 4,98 cp; Pb= 1240 psi

1.6.3.- RESERVAS DEL ÁREA PICHINCHA

Las reservas son volúmenes de hidrocarburos existentes en el yacimiento y

factibles de recuperación. En base a la definición expuesta en el párrafo

anterior y a los datos obtenidos del archivo técnico de EP.

PETROECUADOR del Informe denominado: “Actualización de mapas y

cálculo de reservas” a Mayo 2009, se estima que las reservas Originales del

campo Libertador ascienden a 440.227,136 Bls, de las cuales para este

proyecto se tomará en cuenta las reservas de los yacimientos “Ui” y “T”.

Como se indicará en la tabla 1.1.

Tabla 1.1.- Reservas y factor de recobro del campo Libertador

Fuente: EP. PETROECUADOR, (2011). Informe general del Campo Libertador

RESERVAS DEL CAMPO LIBERTADOR

YACIMIENTO POES FR

(INICIAL) API

RESERVAS ORIGINALES

PRODUCCIÓN ACUMULADA

BLS

RESERVAS

REMANENTES BLS

PROBADAS BLS

TOTALES BLS

T 458.000.000 31,00% 31,80 141.980.000 141.980.000 93.944.389 48.035.611

U INF 585.400.000 41,00% 27,90 263.430.000 263.430.000 199.096.743 64.333.257

TOTAL 1043.400.000 405.410.000 405.410.000 293.041.132 112.368.868

8

1.7.- ESTADO ACTUAL DE LOS POZOS

En base a las reservas originales expuestas en la tabla 1.1, en el área

Pichincha se han perforado 14 pozos (12 verticales y 2 direccionales),

iniciando su vida productiva con el pozo PICH 01, el 6 de enero de 1985,

cabe indicar que, la completación inicial para cada pozo fue la siguiente:

En el reservorio “T”, inicialmente se completaron para producir los pozos:

Pich-03, Pich-06, Pich-10, Pich-11, Pich-12.

En el reservorio “Ui”, fueron completados inicialmente los pozos Pich-01,

Pich-02, Pich-04, Pich-05, Pich-07, Pich-08, Pich-09, Pich-13D, Pich-14D.

Los pozos Pich-01 y Pich-11 correspondientes a los reservorios “Ui” y “T”

respectivamente, han sido rediseñados su completación para convertirlos

en reinyectores de la arena Tiyuyacu, por su alto corte de agua.

En el cuadro adjunto se detallan los 7 pozos que están cerrados por

motivos diferentes:

Tabla 1.2.- Pozos cerrados del área Pichincha

Fuente: EP. PETROECUADOR, (2011). Informe general del Campo Libertador

POZO CERRADO CAUSA

Pich-03 Cerrado por problemas mecánicos- E. W.O

Pich-04 Cierre de pozo por alto BSW

Pich-05 (Presión bajo el punto de burbuja), E. W.O por bajo aislamiento.

Pich-06 Cierre de pozo por alto BSW (queda sin completación).

Pich-10 Cierran pozo por alto corte de agua

Pich-12 (Presión bajo el punto de burbuja); No hay aporte, suspenden

operaciones después de estimulación sin éxito.

Pich-14 BESS OFF, por fases desbalanceadas

9

Por lo tanto se deduce que actualmente (noviembre 2011) se cuenta con la

producción de 5 pozos como se indica a continuación:

Tabla 1.3.- Pozos productores del área Pichincha

Fuente: EP. PETROECUADOR, (2011). Informe general del Campo Libertador

1.8. – CARACTERÍSTICAS DE LOS FLUIDOS PRODUCIDOS

Las características de los fluidos del Área se presentan en la tabla 3.1, en la

que se puede apreciar los parámetros PVT de los fluidos, bajo los siguientes

rangos:

Tabla 1.4.- Características de los fluidos

Fuente: EP. PETROECUADOR,(2011). Informe general del Campo Libertador

1.9.- MECANISMOS DE PRODUCCIÓN

Los mecanismos de producción del Área Pichincha correspondientes a los

yacimientos “T” y “Ui” se detalla a continuación:

POZO

PRODUCTOR RESERVORIO

SISTEMA DE

LEVANTAMIENTO TIPO DE BOMBA

Pich-02 “Ui” Electrosumergible (BES) DN-725

Pich-07 “T” Electrosumergible (BES) P47X

Pich-08 “Ui” Electrosumergible (BES) P62X

Pich-09 “Ui” Electrosumergible (BES) P12XH6

Pich-13 “Us” Electrosumergible (BES) TD-300

ÁREA ZONA Pb (Psi) Tf (°F) °API GOR

( PCS/BF)

Boi

(BL/BF)

GG(aire

=1)

PICHINCHA U inf 1243 227 28 281 1,22 1,25

T 773 208 31,4 214 1,247 1,045

10

Reservorio T

La Figura 1.2 corresponde al proceso de graficar la relación, presión

promedio actual a presión inicial del yacimiento, contra el factor de recobro

donde se aprecia el comportamiento del pozo Pich-12 que indica estar

dentro de la aglomeración cercana a la curva correspondiente al mecanismo

de empuje de gas en solución (curva de color rojo). Dentro de los estudios y

análisis PVT realizados en el Área Pichincha, se ha determinado que la

presión inicial era mayor que la del punto de burbuja (Pi= 3899; Pb= 900)

como se señala en los informes presentados por EP. Petroecuador,

recalcando que el pozo Pich-12, pertenece a éste yacimiento y está bajo el

punto de burbuja (Pr=1100 Pb=1173).

Figura 1.2.- Mecanismo de Producción - Reservorio T

Fuente: EP. PETROECUADOR, (2011). Informe general del Campo Libertador

Reservorio U inferior

La Figura 1.3 corresponde al proceso de graficar la relación, presión

0

10

20

30

40

50

60

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Relación Py/Pi (%)

FR (%)

Campo Libertador, Reservorio T

Mecanismo de Empuje

Expansión Roca Fluido 

 

 

Drenaje por Gravedad Influjo de Agua

Expansión Capa de Gas Gas en Solución Rersrvorio T Proy. Tendencia de Comportamiento

Pichincha-12

11

promedio actual a presión inicial del yacimiento (Pi= 3320; Pb= 1243), contra

el factor de recobro. En donde el reservorio exhibe la presencia del

mecanismo de producción de expansión de roca-fluido, sin descartar alguna

contribución de gas en solución.

Además la figura indica que el pozo Pichincha-05 está cercano a la curva

correspondiente al mecanismo de empuje de gas en solución (curva de color

rojo), generando datos indicativos de que el pozo está bajo el punto de

burbuja (Pr=906 Pb=1110).

Figura 1.3.- Mecanismo de Producción - Reservorio Ui

Fuente: EP. PETROECUADOR, (2011). Informe general del Campo Libertador

Los reservorios del área Pichincha se encuentran en proceso de saturación,

sometidos a mecanismos de producción tales como: expansión roca-fluido,

gas en solución y, en algún caso en particular, presencia de influjo de agua,

característico de los campos pertenecientes a la Cuenca de Oriente.

0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

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0 10 20 30 40 50 60

Relación Py/Pi (%)

FR (%)

Campo Libertador, Reservorio UMecanismo de Empuje

Expansión Roca Fluido

Drenaje por Gravedad Influjo de Agua Expansión Capa de Gas Gas en Solución Rersrvorio U

Pichincha-05

CAPÍTULO II

2. MAR

A continu

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2.1.- PR

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Donde:

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proceso

14

Inducida o Secundaria: Es aquella que se origina por algunos

procesos naturales o artificiales posteriores al momento en el cual

los sedimentos que dieron origen a la roca fueron depositados.

b.- En base al volumen poroso considerado:

Absoluta o Total: Fracción del volumen total de la roca que no

está ocupado por material denso o matriz.

Efectiva: Fracción del volumen total de la roca que está

compuesto por espacios porosos que se hallan comunicados entre

sí.

La porosidad total siempre va a ser mayor o igual a la efectiva. Para éste

proyecto la porosidad más importante es la efectiva, pues constituye los

canales porosos interconectados, lo que supone que puede haber

importantes saturaciones de hidrocarburos en dichos espacios.

2.1.2.- PERMEABILIDAD

La permeabilidad es la propiedad que tiene la roca para permitir que los

fluidos se muevan a través de los espacios porosos interconectados.

Ley de Darcy

Enuncia una relación lineal que es válida en flujo laminar y no turbulento, es

decir, a bajas velocidades del fluido involucrado, en donde el movimiento de

un fluido monofásico en un medio poroso depende de una propiedad del

medio, llamada permeabilidad.

La unidad de la permeabilidad es el Darcy. Se dice que una roca tiene una

permeabilidad de un darcy cuando un fluido monofásico con una viscosidad

de un centiPoise (cP) y una densidad de 1 gr/cm3 que llena completamente

(100% de saturación) el medio poroso avanza a una velocidad de 1 (cm/seg)

bajo un gradiente de presión de 1 atm.

15

Como es una unidad bastante alta para la mayoría de las rocas productoras,

la permeabilidad generalmente se expresa en milésimas (milidarcys).

La permeabilidad se puede clasificar de la siguiente manera:

a.- Permeabilidad Absoluta.- Es la propiedad que indica la facilidad que

tiene la roca para permitir el flujo de un flujo ideal, por lo tanto ésta

permeabilidad sólo depende de la roca y no depende del fluido que

está en movimiento a través del medio poroso.

b.- Permeabilidad Efectiva.- Es la permeabilidad de una roca a un fluido

en particular cuando la saturación de este es menor al 100%.

c.- Permeabilidad Relativa.- Es la relación entre la permeabilidad

efectiva a la permeabilidad absoluta.

Figura 2.1.- Permeabilidad

Fuente: Cruz, L., Propiedades de las rocas y de los fluidos, 2010

Para desarrollar la sección numérica es conveniente recordar que, las

curvas de permeabilidad relativa son una medida de la capacidad de

flujo del sistema roca-fluidos, en función de la saturación de fluidos (gas,

petróleo y agua).

16

2.1.3.- SATURACIÓN

La saturación de un medio poroso con respecto a un fluido se define como la

fracción del volumen poroso de una roca que está ocupada por dicho fluido y

es expresada en porcentaje (adimensional).

2.2

Fuente: Cruz, L., Propiedades de las rocas y de los fluidos, 2010

Donde:

Sx = Saturación de la fase X.

Vx = Volumen que ocupa la fase X.(pies3)

Vt = Volumen poroso total de la roca. (pies3)

La sumatoria de las saturaciones de todos los fluidos que se encuentran

presentes en el espacio poroso de una roca, debe ser igual a 1.

Si consideramos un medio poroso saturado por petróleo, agua y gas,

tenemos:

2.2

Fuente: Cruz, L., Propiedades de las rocas y de los fluidos, 2010

Donde:

So = Saturación de petróleo.

Sw = Saturación de agua.

Sg = Saturación de gas.

17

2.1.4.- EFECTO DE LA PRESIÓN SOBRE LA ROCA

La roca es afectada por la presión y temperatura soportando variaciones en

las propiedades físicas, a este efecto se lo conoce como compresibilidad de

la roca y es definido como el cambio de volumen causado por una variación

de presión, la misma que no es constante y depende de factores como la

profundidad, naturaleza de la estructura, consolidación de la formación,

tiempo geológico, entre otros.

Figura 2.2.- Compresibilidad de la roca

Fuente: Cruz, L., Propiedades de las rocas y de los fluidos, 2010

Debe señalarse que la compresibilidad total de un yacimiento Ct, se define

como:

Ct=So Co +Sw Cw+Sg Cg+Cf 2.3

Fuente: Cruz, L., Propiedades de las rocas y de los fluidos, 2010

Donde:

So, Sw, Sg = Saturación de petróleo, agua y gas respectivamente.

Co, Cw0, Cg = Compresibilidad del petróleo, agua y gas respectivamente.

18

Cf= Compresibilidad de la formación

Ct= Compresibilidad total del yacimiento

2.2.- PROPIEDADES DEL FLUIDO

Para éste proyecto es preciso describir las propiedades del petróleo y gas.

2.2.1.-PROPIEDADES FÍSICAS DEL PETRÓLEO

Se hará referencia a las siguientes:

2.2.1.1.- Gravedad API

Es la relación de la gravedad específica del petróleo a 60°F, para la

densidad del agua (GE= 1 y en °API es10).

La fórmula usada para obtener la gravedad API es la siguiente:

Gravedad API = (141,5/. a 60 °F) - 131,5

Donde:

: Gravedad específica

60 F: Valor estándar para la medición y reportes de mediciones.

Los crudos se clasifican, según la gravedad API, por la siguiente escala:

Clasificación

Extrapesados

Pesados

Medianos

Livianos

Condensados

API

< 9.9

10-21.9

22,0-29,9

30-39,9

>40

19

2.2.1.2.- Peso específico

Se define como la relación de la densidad del petróleo y el agua en

condiciones normales de presión y temperatura, en el cual el petróleo es más

liviano que el agua y su peso específico es influenciado por factores físicos y

por la composición química del crudo, pudiendo oscilar, entre 0,734 y 0,998

g/cm3 .

2.2.1.3.- Viscosidad del petróleo

Es la resistencia al movimiento que un líquido opone al flujo, producto del

efecto combinado de la cohesión y la adhesión. Se clasifica de la siguiente

manera:

a.- Viscosidad absoluta (μ): Representa la viscosidad dinámica del

líquido y es medida por el tiempo en que tarda en fluir a través de un

tubo capilar a una determinada temperatura. Sus unidades son el

Poise pero en fines prácticos es utilizado el centiPoise (gr/Seg Cm). b.- Viscosidad Cinemática: Es la relación entre el cociente de

viscosidad dinámica por la densidad del fluido. Se expresa en stokes

(St), pero en la práctica generalmente se utiliza el centistoke (cSt)

La unidad de viscosidad generalmente utilizada en el área petrolera es el

poise, en la práctica es usado el centiPoise (cP) el cual es definido como la

fuerza requerida en dinas para mover un plano de un centímetro cuadrado

de área, sobre otro de igual área y separado un centímetro de distancia

entre sí y con el espacio relleno del líquido investigado, para obtener un

desplazamiento a una velocidad de un centímetro por segundo.

Efecto de la temperatura sobre la viscosidad del petróleo: En

el caso de los líquidos, esta disminuye al elevarse la temperatura.

Al aumentar la temperatura del crudo se disminuye su viscosidad

debido al incremento de la velocidad de las moléculas y, por ende,

se manifiesta la disminución de la fuerza de cohesión como

20

también la disminución de la resistencia molecular al

desplazamiento.

Efecto de la presión sobre la viscosidad del petróleo: el efecto

de la presión aumenta la viscosidad. Por ésta razón, las viscosidad

de los líquidos se incrementan en el yacimiento según la presión

disminuya debajo de la presión del punto de burbuja.

2.2.2.- PROPIEDADES FÍSICAS DEL GAS

Se detallará a continuación:

2.2.2.1.- Viscosidad

Es una propiedad que permite determinar la resistencia al flujo que presenta

el gas durante su producción y transporte.

Efecto de la temperatura sobre la viscosidad de un gas: Es

notablemente diferente del efecto sobre un líquido ya que en el caso

de los gases la viscosidad aumenta con la temperatura.

Efecto de la presión en la viscosidad del gas: Implica que al

incrementar la presión la viscosidad aumente. Este comportamiento

obedece a que está disminuyendo la distancia entre moléculas y, en

consecuencia, se está aumentando la resistencia de las moléculas a

desplazarse.

2.2.2.2.- Gravedad Específica

Es la relación de la densidad de una sustancia de referencia (gas seco) con

respecto a la densidad del gas en estudio tomadas a la misma temperatura y

presión del gas. Se denota como g.

21

2.2.2.3.-Transmisibilidad

Es considerada como la facilidad con que fluye el fluido en el medio poroso y

es proporcional a la permeabilidad y al espesor del yacimiento e

inversamente proporcional a la viscosidad.

La transmisibilidad nos indica la facilidad que tiene el medio poroso para

transmitir fluidos, por lo tanto también nos indicará la capacidad de

flujo y la caída de presión entre dos bloques aplicando fundamentalmente la

Ley de Darcy.

La ecuación que rige la transmisibilidad es:

m

QKh

6.162

2.4

Fuente: Escobar, F., Análisis moderno de pruebas de presiones, 2009

Donde:

Caudal (Q), Barriles/Día

Viscosidad (u), cPoise

Permeabilidad (k), mDarcy

Pendiente (m), Psi/t

Espesor (h), ft

2.3.- TIPOS DE FLUJO

El flujo está definido como el movimiento de los fluidos (gases y líquidos)

ante la presencia de presión ya que si no hay presión no hay flujo.

2.3.1.- FLUJO ESTABLE

En este estado se presenta que la presión del yacimiento no varía con el

tiempo en un punto dado indicando que cada unidad de masa retirada está

siendo reemplazada por la misma cantidad que se adiciona al sistema.

Este toma

2.3.2.- FLU

En este

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2.3.3.- FLU

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23

que haber una caída de presión, todos los yacimientos tienen ese

comportamiento. En el estado pseudoestable el caudal en el fondo del pozo

se mantiene constante.

El principio es similar al estado inestable con la diferencia que cuando la

presión afecta las fronteras en todo punto del yacimiento el diferencial de

la presión con respecto al diferencial del tiempo (dP/dt) es el mismo. El

dP/dt es constante y entonces la rata será constante hasta que la presión de

fondo fluyente no se pueda mantener.

El estado estable se da cuando se toca la frontera y un barril de petróleo se

reemplaza por uno de agua, si los factores volumétricos son iguales a 1.

2.4.- DIAGRAMA DE FASES DE FLUJO

Un diagrama de fases de flujo representa el estado de los fluidos de un

yacimiento y su comportamiento en el tiempo, conforme va decayendo su

presión a medida que el yacimiento está produciendo. Esto se representa

mediante una gráfica de presión versus temperatura del yacimiento, en el

cual se considera lo siguiente:

Punto de burbujeo: Punto donde se encuentra una fase líquida con

una cantidad infinitesimal de gas (Burbuja).

Punto de rocío: Punto donde se encuentra una fase gaseosa con una

cantidad infinitesimal de líquido (Gota).

Temperatura cricondentérmica: Máxima temperatura a la cual

coexisten en equilibrio vapor y líquido.

Presión cricondenbárica: Máxima presión a la cual coexisten en

equilibrio vapor y líquido.

Razón gas en solución-petróleo (Rs):

Se define como el volumen de petróleo a condiciones del yacimiento

equivalente a un barril a condiciones de tanque. Rs es una función de la

presión a la temperatura del yacimiento.

24

Rs es una constante sobre la presión del punto de burbuja y disminuye

debajo del punto de burbuja.

Se toman muestras de petróleo del fondo del pozo por varios métodos y

se determina la cantidad de gas en solución por barril en el laboratorio en

pies cúbicos de gas, a varias presiones. Ésta es la razón gas en solución.

Factor volumétrico del petróleo (βO)

El gas en solución del petróleo causará que ocupe un mayor volumen

que el petróleo solo, sin gas.

Así, un barril de petróleo en el yacimiento reduce su volumen cuando se

ha extraído a la superficie, porque el gas ha dejado la solución.

El factor volumétrico del petróleo se determina en el laboratorio y se usa

en la ingeniería de yacimientos para determinar la reducción en volumen

del petróleo que sale del yacimiento para almacenarse en los tanques.

El petróleo se expande según declina la presión del yacimiento sobre el

punto de burbuja, así como también cuando la presión declina debajo del

punto de burbuja; el petróleo continúa expandiéndose pero así mismo se

contrae debido a la evolución del gas.

Factor volumétrico total (Bt)

El volumen de gas asociado con un volumen dado de petróleo en el

yacimiento continuamente se expande a través de cada paso de la

producción y procesamiento, debido a la disminución en presión e

incremento de los volúmenes de gas que salen del petróleo.

Bt se hace necesario introducir para tomar en cuenta los cambios de

volumen de las 2 fases.

Según la presión del yacimiento debajo del punto de burbuja Bo

gradualmente disminuye hacia 1.0, mientras Bt se incrementa

rápidamente debido a la evolución y expansión del gas.

25

Figura 2.4.- Diagrama de fases

Fuente: Escobar, F., Análisis moderno de pruebas de presiones, 2009

Se observa en la Fig.- 2.4, que los yacimientos pueden clasificarse de

acuerdo con la temperatura y presión del yacimiento con respecto a la región

de dos fases (gas y petróleo).

El área encerrada por las curvas del punto de burbujeo y del punto del rocío

hacia el lado izquierdo inferior, es la región de combinaciones de presión y

temperatura en donde existen dos fases: líquida y gaseosa. Las curvas

dentro de la región de dos fases muestran el porcentaje de líquido en el

volumen total de hidrocarburo, para cualquier presión y temperatura.

Inicialmente, toda acumulación de hidrocarburos tiene su propio diagrama de

fases que depende sólo de la composición de la acumulación.

El punto A se encuentra fuera de la región de 2 fases, siendo su fase

inicial gaseosa. Mientras se abate la presión (trayectoria A-A1) estará

en la región de una fase, el fluido producido en superficie entra en la

26

región de dos fases trayectoria A-A2 y los fluidos remanentes en el

yacimiento permanecen en una sola fase.

El punto B encontramos un fluido en una sola fase siendo la

temperatura del yacimiento mayor a la temperatura crítica. Durante el

proceso de producción su composición permanecerá constante hasta

el punto de roció (trayectoria B-B1) a presiones menores de esta se

tiene una producción de condensados que deja a la composición

original sin componentes licuables y él liquido condensado

permanecerá en el yacimiento produciendo en superficie en superficie

una relación gas-petróleo incrementada.

El desplazamiento de las fases hacia la derecha de la figura implica un

aumento del líquido condensado que se queda en el yacimiento como fluido

perdido por el cambio de composición en el fluido, este fenómeno recibe el

nombre de “condensación retrograda”.

Supóngase idealmente que el desplazamiento no ocurre lo que implica que

se producirá una liberación (trayectoria B2-B3), la cual resultara en un

aumento del líquido condensado recuperable, una disminución de la relación

gas-petróleo. Él líquido condensado remanente en el yacimiento será mayor

a menor temperatura crítica.

Durante el proceso de producción su composición permanecerá constante

hasta el punto de burbujeo trayectoria C-C1. En el punto D encontramos un

fluido en dos fases: una fase en estado líquido y otra fase en estado

gaseoso. Cada fase tendrá una envolvente debido a la diferencia de

composición, la fase liquida estará saturada y la fase gaseosa estará en el

punto de roció pudiendo ser retrogrado.

En resumen, los yacimientos de una sola fase con agotamiento volumétrico

se comportan únicamente como: yacimientos de gas (punto A),

condensación retrograda (punto B), bajo saturado (punto C) y localizados en

el punto D (región de dos fases).

27

Los yacimientos según el diagrama de fases (figura 2.4) se clasifican de

acuerdo a la variación de la presión y temperatura en:

a.- Subsaturados. Yacimientos cuya presión inicial es mayor que la

presión en el punto de burbuja.

Las burbujas de gas se desprenden del crudo una vez el punto de

burbuja se alcanza. Eventualmente, el gas librado empieza se

aglutina hasta tener condiciones de flujo hacia al pozo en cantidades

cada vez incrementales. Contrariamente, el flujo de crudo decrementa

gradualmente y en la etapa de depleción permanece mucho crudo en

el yacimiento.

b.- Saturados.- Yacimientos cuya presión inicial es menor o igual que la

presión en el punto de burbuja. Este yacimiento bifásico consiste de

una zona gaseosa suprayaciendo una zona líquida.

Puesto que la composición del gas y el crudo son completamente

diferentes, estas pueden representarse por diagramas de fases

individuales que tienen poca relación entre ellas o en composición.

La zona líquida está en su punto de burbuja y será producida como un

yacimiento subsaturado modificado con la presencia de la capa de

gas. La capa de gas está en el punto de rocío y podría ser retrógrada

o no retrógrada (yacimiento de gas).

2.5.- MECANISMOS DE PRODUCCIÓN DE LOS YACIMIENTOS

Los mecanismos de producción son los responsables de aportar la energía

necesaria para que los fluidos puedan desplazarse dentro del yacimiento, es

decir, para que los fluidos puedan ser explotados.

El empuje del petróleo hacia los pozos se efectúa inicialmente por la presión

natural que tiene el yacimiento. Para lo cual se describirá los siguientes, pero

cabe recalcar que el mecanismo por gas en solución también llamado

28

empuje por expansión de fluidos es el único que será tomado en cuenta en

este proyecto:

2.5.1.- EMPUJE DE AGUA

Es considerado cuando el acuífero tiene un volumen mayor que el

yacimiento. Este mecanismo requiere que se mantenga una relación muy

ajustada entre el régimen de producción de petróleo que se establezca para

el yacimiento y el volumen de agua que debe moverse en el yacimiento.

El contacto agua-petróleo debe mantenerse unido para que el espacio que

va dejando el petróleo producido vaya siendo ocupado por el agua.

Un empuje de agua fuerte proporciona un excelente aporte de presión al

acuífero con caída de presión mínima en el hoyo. El agua del acuífero se

expande y desplaza al petróleo o gas desde el yacimiento hacia el hoyo

mientras la presión cae. Por otro lado se debe mantener la presión en el

yacimiento por encima del punto de burbuja para evitar el desprendimiento

de gas y que se forme una capa de gas. El empuje por agua es considerado

el mecanismo de producción más eficiente para la extracción de petróleo.

Figura 2.5- Empuje de agua

Fuente: Álvarez, J., Análisis de presiones para optimizar la producción por pozo del

campo Parahuacu en base al IP, 2011

29

2.5.2.- POR GAS EN SOLUCIÓN

La presión inicial del reservorio está sobre o igual a la presión del punto

de burbuja. Si asumimos que la presión inicial esta sobre la presión del

punto de burbuja entonces la presión como consecuencia de la producción

declinará rápidamente hasta el punto de burbuja. Durante este periodo,

todo el gas en el yacimiento permanece en solución.

Este proceso es a menudo definido como Empuje por Expansión de Fluidos.

Una vez que la presión de yacimiento ha declinado hasta la presión del

punto de burbuja, la producción adicional causará que esta decline por debajo

del punto de burbuja con la consiguiente evolución del gas libre en el

yacimiento. Después que la saturación de gas excede la saturación crítica,

este se hace móvil.

El mecanismo principal se debe al empuje del gas y a la expansión del

petróleo, el efecto de la expansión del agua y de la roca es pequeño si se

compara con la energía de un gas libre altamente expansible.

La eficiencia de recuperación sobre el punto de burbuja esta normalmente en

el rango de 3% o menos, la recuperación de petróleo para este mecanismo

usualmente está en el rango de 5 a 30 % del petróleo original en-sitio. Los

factores que tienden a favorecer una alta recuperación incluyen alta

gravedad API del crudo (baja viscosidad), alto GOR (Relación Gas-

Petróleo) y homogeneidad de la formación.

Este es el principal mecanismo de producción para aproximadamente un

tercio de todos los yacimientos de petróleo del mundo y se caracteriza por

una pronta depleción de la producción

La saturación de agua promedio dentro del volumen poroso esta cerca al

valor irreducible.

30

Figura 2.6- Empuje por expansión de fluidos

Fuente: Álvarez, J., Análisis de presiones para optimizar la producción por pozo del

campo Parahuacu en base al IP, 2011

Tabla 2.1.- Reservorios de gas disuelto

Fuente: Álvarez, J., Análisis de presiones para optimizar la producción por pozo del

campo Parahuacu en base al IP, 2011

2.5.3.- POR SEGREGACIÓN GRAVITACIONAL

En un yacimiento de empuje por segregación, el gas libre a medida que

sale del petróleo, se mueve hacia el tope del yacimiento mientras que el

petróleo hacia abajo, debido a la permeabilidad vertical. Para que esto ocurra

debe existir suficiente permeabilidad vertical para permitir que las fuerzas

gravitacionales sean mayores que las fuerzas viscosas dentro del

RESERVORIO DE GAS DISUELTO

CARACTERÍSTICAS DEPENDENCIA

Presión del reservorio Declina rápida y continuamente

GOR de superficie Primero es bajo y luego se eleva hasta un

máximo y después cae.

Producción de agua Ninguna

Comportamiento del pozo Requiere bombeo desde etapa inicial

Recuperación 5 al 30% del OIP

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drenaje

relativa

32

2.5.4.- EMPUJE POR EXPANSIÓN LÍQUIDA

Ocurre en yacimientos subsaturados en los cuales el gas en solución no

sale hasta que la presión del yacimiento decline por debajo de la presión

de saturación. Mientras ocurre esta reducción de presión y si no existe en el

yacimiento otro mecanismo de expulsión la producción será debida a la

expansión del petróleo líquido.

2.6.- PRUEBAS DE PRODUCCIÓN

Las pruebas de producción incluyen la medición y control de los fluidos

producidos durante un período determinado. En este tipo de pruebas, el

volumen producido se convierte a caudal por la simple división de los

volúmenes producidos entre el lapso de tiempo al cual corresponde la

medición. En este caso, la única presión que generalmente se registra en el

pozo es la presión de flujo en el cabezal. No se obtiene información de otro

tipo de presiones, ya que generalmente no se han tomado previsiones para

hacerlo.

2.7.- PRUEBAS DE PRESIÓN

Se realizan en pozos productores y consisten en hacer producir el pozo a

una tasa estabilizada para luego cerrarlo. El incremento de la presión de

fondo es medida como función del tiempo, a partir de estos datos es posible

obtener la siguiente información, dependiendo del diseño de la misma:

1.- Permeabilidad del yacimiento

2.- Presión promedio o inicial del yacimiento

3.- Condición del pozo (estimulado, daño)

4.- Comunicación entre pozos

33

La caída de presión total en cualquier punto de un yacimiento es la suma de

las caídas de presión causadas por efectos del flujo en cada uno de los

pozos del yacimiento.

Consisten en caracterizar al yacimiento, ya que los cambios presentes en la

producción generan disturbios de presión en el pozo y en su área de drenaje

y esta respuesta de presión depende de las características del yacimiento.

Las propiedades del yacimiento son determinadas a través de pruebas de

pozos, utilizando mediciones de dos variables tasa de producción y presión.

Para ello se introduce un disturbio o perturbación en el yacimiento,

cambiando una de las dos variables en la mayoría de los casos la tasa de

flujo y se registran sus consecuencias sobre la otra variable que es la

presión. La característica del comportamiento de la presión en función del

tiempo obtenida como resultado, muestra las propiedades del yacimiento.

Las pruebas de presión, se pueden realizar en distintos momentos de la vida

de un pozo. Estas pruebas al igual que otras pruebas de pozos, son

utilizadas para proveer la información que nos proporcionen las

características del reservorio, prediciendo el desempeño del mismo y

diagnosticando el daño de formación.

Durante la planificación de las pruebas de presión se deben definir los

parámetros y procedimientos para obtener los datos ya que estos garantizan

un resultado satisfactorio al analizarlos.

Para ello es importante tomar en cuenta las siguientes consideraciones:

Estimar el tiempo de duración de la prueba.

Estimar la respuesta de presión al realizar el análisis de las pruebas

de presión.

2.7.1.- ANÁLISIS DE PRUEBAS DE PRESIÓN

El análisis de la prueba de presión implica obtener un registro de la presión

de fondo como función del tiempo debido a cambios en la tasa de flujo.

34

Esta respuesta es función de las características del yacimiento de la historia

de producción. En esencia, un análisis de pruebas de presión es un

experimento de flujo de fluidos que se utiliza para determinar algunas

características del yacimiento de manera indirecta. Así mismo, las pruebas

constituyen la única manera de obtener información sobre el comportamiento

del yacimiento La caracterización del yacimiento es indispensable para la

predicción de su comportamiento de producción. En la producción del

yacimiento es necesario el control de su comportamiento y la evaluación de

las condiciones de los pozos productores. Las pruebas hechas en pozos

deben ser diseñadas, realizadas y evaluadas de acuerdo con la información

que se desee obtener y tomando en consideración las limitaciones

existentes. Los resultados del análisis de la data de pruebas de pozo son

usados para tomar decisiones de inversiones. Las pruebas de pozo proveen

información para establecer las características del reservorio, prediciendo el

desempeño del mismo y diagnosticando el daño de formación. El análisis de

presión de pozos es uno de los métodos más importantes disponibles para

los ingenieros de yacimientos para establecer características de reservorio,

tales como permeabilidad y compresibilidad, posición de fronteras y fallas.

Existen varias compañías que posee un amplio rango de experiencia en

análisis de pruebas de pozo, relacionada con el desenvolvimiento de los

servicios de desarrollo de software, experiencia práctica en el análisis e

interpretación de pruebas de pozo.

2.7.2.- ANÁLISIS DE LA CURVA DE PRESIÓN BUILD UP

Para el análisis de de build up se divide la curva en tres etapas:

a.- Etapa de respuesta inicial (ETR):

En esta etapa la transición de presión se mueve a través de la formación

cercana al pozo. La mayoría de los pozos presenta una zona de

permeabilidad alterada alrededor del pozo, debido a los fluidos de

perforación y/o completación usados durante esas operaciones. Durante la

primera etapa de la prueba se observa la presión transiente, causada por el

35

cierre del pozo, la prueba de restauración se mueve a través de esta zona

permeabilidad alterada, no existe razón para esperar un comportamiento

lineal de la presión durante ese periodo. A esto se le puede adicionar la

complicación ocasionada por el movimiento de los fluidos dentro del pozo,

después del cierre en superficie.

Figura 2.8.- Etapas de la prueba de restauración

Fuente: SCHLUMBERGER, (2011). Manual de entrenamiento-Well Test

Este fenómeno es conocido como Efecto Post Flujo y se puede entender

como un proceso de almacenamiento durante el cual los fluidos se

comprimen dentro del pozo.

El tiempo que tardan los fluidos en comprimirse es conocido como Tiempo

de Llenado.

La razón por la cual este efecto perturba la prueba de restauración tiene su

explicación, en que para las condiciones ideales después del cierre la tasa

de producción q se hace igual a cero abruptamente.

Pero en las condiciones reales después del cierre en superficie q disminuye

paulatinamente, y para un tiempo igual a cero en el fondo del pozo la tasa q

se mantiene igual que antes del cierre. ver figura 2.9.

36

Figura 2.9.- Comportamiento de tasas de producción en una prueba de restauración.

Fuente: SCHLUMBERGER, (2011). Manual de entrenamiento-Well Test

b.- Etapa de respuesta intermedia(MTR):

Para este momento, el radio de investigación ya se ha movido más allá de la

zona de permeabilidad alterada, es entonces cuando el efecto de post flujo

ha cesado de distorsionar los datos de presión de restauración.

El comportamiento rectilíneo observado al graficar según método de Horner,

los datos de presión de restauración, que se ubican dentro de esta sección

del grafico se altera en el momento que la presión de transición alcanza:

Uno o más de los límites del yacimiento

Cambios fuertes en características del medio poroso (heterogeneidad)

Contacto de los fluidos.

Es muy importante identificar correctamente esta respuesta intermedia,

cuando se aplicar el método de Horner, para así obtener resultados

correctos de permeabilidad de formación (k), daño o estimulación (S), y

presión promedio del área drenada por el pozo (Pi o P ).

37

Figura: 2.10.- Región de tiempos Intermedios. Gráfica de Horner

Fuente: SCHLUMBERGER, (2011). Manual de entrenamiento-Well Test

Esta región no puede ser iniciada hasta que no finalice el efecto post flujo;

no obstante aunque usualmente la finalización del efecto post flujo determina

el comienzo del MTR, si la zona alterada es inusualmente profunda (caso de

una fractura hidráulica), el reflejo de la presión transiente a través de la

región en la cual el área de drenaje está influenciada por la fractura, será lo

que determine el comienzo real de la zona MTR.

Predecir el tiempo en el cual el MTR termina es más difícil, aunque se sepa

cuando comienza.

Básicamente la línea descrita por los tiempos medios termina cuando el

radio de investigación comienza a detectar los límites de drenaje en el pozo

probado; a tiempo la curva de restauración de presión comienza a variar su

comportamiento.

El punto donde termina el MTR depende de:

La distancia entre el pozo probado y los limite del yacimiento.

La geometría de la zona drenada por el pozo.

La duración del periodo de flujo.

38

Una generalización muy utilizada para el cálculo de Δt al cual el LTR

comienza es la siguiente:

ΔtLt = (38φμgCtA)/. Para un pozo centrado en un área cuadrada o circular.

Esto es aplicable siempre y cuando el pozo se encuentre en un estado

pseudo estático, lo contrario significa que ΔtLt debe ser más largo que el

calculado anteriormente.

c.- Etapa de respuesta tardía (LTR):

En esta etapa la transición de presión ha alcanzado los límites del

yacimiento, y nuevamente ocurren desviaciones del comportamiento ideal. Si

se le da suficiente tiempo a la prueba, el radio de investigación

eventualmente alcanzara las fronteras de drenaje del pozo.

En este periodo la presión está influenciada por la configuración de las

barreras, interferencia de pozos cercanos, heterogeneidades del yacimiento

y contactos entre fluidos.

Figura 2.11.- Forma de la región de tiempos tardíos

Fuente: SCHLUMBERGER, (2011). Manual de entrenamiento-Well Test

39

2.7.3.-DESARROLLO DEL ANÁLISIS DE LA PRUEBA DE RESTAURACIÓN DE

PRESIÓN MEDIANTE EL MÉTODO HORNER

El método Horner permite desarrollar el análisis de la prueba de restauración

de presión (Buildup test).

El comportamiento ideal del yacimiento se ve afectado en la práctica por

múltiples factores, que originan desviaciones a las suposiciones utilizadas en

la derivación de la solución de Horner.

Esto trae como consecuencia, que en vez de obtener una línea recta en la

gráfica Pws vs. Log (tp + Δt) / Δt, se observa una curva variable y de forma

complicada. Para entender correctamente el por qué de estas desviaciones,

el concepto de radio de investigación se hace muy útil.

Siendo el radio de investigación, la distancia radial avanzada por la presión

en un tiempo dado, tomando como centro del desplazamiento el pozo como

se muestra en la figura.

Figura 2.12.- Comportamiento del radio de Investigación

Fuente: SCHLUMBERGER, (2011). Manual de entrenamiento-Well Test

a.- Ecuación de Horner

La ecuación de Horner se la utiliza para el caso de un pozo ubicado en un

yacimiento infinito, con características homogéneas y con un fluido de

pequeña compresibilidad.

40

Para usar el análisis semilog para cualquier período de flujo tomando en

cuenta el efecto de la superposición se utiliza el método de Horner.

En efecto, si se trataría de una prueba de fall off test, donde las

variaciones de q son negativas o una de drawdown con variaciones de q

positivas, asumiendo que alcanzamos flujo radial estable el uso del

método de Horner resulta ser el más apropiado.

El término tp significa la duración del período de flujo antes de la prueba o el

cierre la pendiente m y el daño se calcularían de la siguiente manera:

m

qKh

6.162

2.5

23.3

1loglog151.1 2

1

pwt

hr

t

t

rC

tK

m

PS

Fuente: EP. PETROECUADOR, (2011). Informe general del Campo Libertador

Donde:

Daño (S)

Presión en una hora (P 1hr), Psi

Pendiente (m), Psi/

Delta Tiempo (∆t), s

Porosidad (θ), fracción

Viscosidad (u), cPoise

Radio de Drenaje (rw), ft

Compresibilidad total (Ct), 1/Psi

Constante para calcular el daño,(1.151; 3.23)

Factor volumétrico (B)

Permeabilidad (K)

Espesor (h)

41

Figura 2.13.- Gráfica de la Ecuación de Horner

Fuente: EP.PETROECUADOR, (2011). Informe general del Campo Libertador

E indica que un gráfico de Pws vs (tp + ∆t)/∆t en un papel semilogarítmico

generará una línea recta.

2.7.4.- RESULTADO DEL ANÁLISIS DE LAS PRUEBAS DE RESTAURACIÓN EN

BASE AL ÍNDICE DE PRODUCTIVIDAD (IPR)

La razón de la tasa de producción, en barriles por día a la presión diferencial

(PR-Pwf) en el punto medio del intervalo productor, se denomina índice de

productividad J, en relación con la ecuación 2.6.

2.6

Fuente: Escobar, F., Análisis moderno de pruebas de presiones, 2009

Donde

J= Índice de productividad

qo= Caudal de petróleo

42

Pr= Presión del reservorio

Pwf= Presión de fondo fluyente

El índice de productividad es una medida del potencial del pozo o de su

capacidad de producir, y es una propiedad de los pozos comúnmente

medida. Después de un período de cierre del pozo suficientemente largo

para obtener equilibrio en la presión del yacimiento, empleando un medidor

de presión de fondo se determina la presión estática PR, y luego que el pozo

haya producido a una rata estabilizada por un tiempo determinado se mide la

presión fluyente en el fondo, Pwf empleando el mismo medidor. La diferencia

(PR-Pwf) se denomina presión diferencial o caída de presión. La tasa de flujo

se determina por medio de medidas en el tanque de almacenamiento o, en

algunos casos, de medidas de los separadores o con medidores de

desplazamiento positivo.

En algunos pozos el índice de productividad o IP permanecerá constante

para una amplia variación en la tasa de flujo, en tal forma que ésta es

directamente proporcional a la presión diferencial de fondo. En pozos donde

la saturación de agua o gas son significativas ya no se puede considerar el

valor del índice de productividad constante.

El objetivo básico al aumentar la productividad de los pozos es lograr un

aumento en el recobro de hidrocarburos, con lo cual se extiende la vida útil

del campo y se mejora la rentabilidad del mismo.

Una coyuntura económica que ayuda a la industria es el alto precio del crudo

y gas, que sumado al constante incremento de la demanda hacen que se

puedan aplicar técnicas y metodologías para mejoramiento de la

productividad que antes no eran económicamente viables, dando como

resultado un aumento real en el volumen de crudo y gas recuperado.

Existen varias opciones para aumentar la producción y por ende la

recuperación de hidrocarburos, cada una con diferentes costos, grado de

dificultad y tiempo de respuesta. Lo ideal es que se formen equipos de

43

trabajo que evalúen cada una de ellas para luego compararlas y emprender

la mejor acción.

Una de las principales alternativas para mejorar la producción en pozos con

la presión en declinación es:

a.- Ejecutar proyectos de recuperación secundaria:

En esta categoría se encuentran la inyección de agua y gas; son dos

métodos comunes de mantenimiento de la presión en yacimientos donde las

presiones naturales son reducidas o insuficientes para la producción. Ambos

métodos exigen perforar pozos de inyección auxiliares en determinados

lugares para conseguir los mejores resultados. La inyección de agua o gas

para la presión de trabajo del pozo se denomina desplazamiento natural. El

empleo de gas a presión para aumentar la presión del yacimiento recibe el

nombre de producción o extracción por presión artificial (con gas).

Inyección de agua

El método secundario de recuperación optimizada utilizado con más

frecuencia es el bombeo de agua a un yacimiento de petróleo para empujar

el producto hacia los pozos de producción.

En el método inyección de agua, se perforan cuatro pozos de inyección para

formar un cuadrado con el pozo de producción en el centro. Se controla la

inyección para mantener un avance uniforme del frente de agua hacia el

pozo productor a través del yacimiento. Una parte del agua que se utiliza es

agua salada, obtenida del petróleo crudo.

En la inyección de agua con baja tensión superficial, se añade al agua un

tensoactivo para facilitar la circulación del petróleo por el yacimiento

reduciendo su adherencia a la roca.

Inyección de vapor

44

La inyección de vapor es un método de recuperación térmica consistente en

calentar el petróleo crudo denso y reducir su viscosidad inyectando vapor a

muy alta temperatura en el estrato más bajo de un yacimiento relativamente

poco profundo. El vapor se inyecta a lo largo de un período de 10 a 14 días y

después se cierra el pozo más o menos durante otra semana para permitir

que el vapor caliente completamente el yacimiento.

Al mismo tiempo, el aumento de temperatura expande los gases del

yacimiento, elevando así la presión de éste. Entonces se reabre el pozo y el

crudo calentado, ahora menos viscoso, fluye por el pozo.

Un método más reciente consiste en inyectar vapor no muy caliente y a baja

presión en secciones mayores de dos, tres o más zonas simultáneamente,

creando de ese modo una “cámara de vapor” que comprime el petróleo en

cada una de las zonas. Esto permite obtener un mayor flujo de petróleo

hacia la superficie utilizando menos vapor.

2.8.- PRUEBA DE RESTAURACIÓN DE PRESIÓN (BUILD UP

TEST)

La prueba de restauración de presión es una prueba utilizada para

determinar la presión en el estado transitorio.

Figura 2.14.- Prueba de Restauración de Presión

Fuente: DYGOIL, (2011). Manual de pruebas de pozo

45

Básicamente, la prueba es realizada en un pozo productor a tasa constante

por cierto tiempo, cerrando el pozo (usualmente en la superficie)

permitiendo que la presión se restaure en el pozo y recordando que la presión

en el pozo es una función del tiempo. A partir de esta data, es frecuentemente

posible estimar la permeabilidad de la formación y la presión del área de

drenaje actual caracterizando el daño o estimulación y las

heterogeneidades del yacimiento o los límites. Al cerrar el pozo, la presión

comienza a subir partiendo de la Pwf (presión de fondo fluyente) hasta que

luego de un tiempo considerado de cierre (Δt), la presión registrada de

fondo alcanza el valor estático Pe (presión estática). El registro de presión de

fondo, representa una presión estática en proceso de restauración (PΔt), la

cual no necesariamente alcanza el valor estático ya que dependerá del

tiempo de cierre del pozo y del tiempo de producción. A medida que el

tiempo de cierre se incrementa (PΔt) se aproximará a l a Pe. A través de

ésta prueba podemos determinar:

Presión del yacimiento

La presión es utilizada para caracterizar el comportamiento del yacimiento.

La presión además, es un parámetro fundamental en la determinación de las

propiedades de los fluidos para efectos devaluación del yacimiento.

Durante la vida productiva de un yacimiento, normalmente se presenta una

declinación en la presión. Esta presión debe ser determinada

periódicamente, en función del tiempo (producción acumulada).

Para esto los pozos seleccionados se cierran de acuerdo a un determinado

programa y se someten a prueba.

Daño De Formación

Se define como daño de formación al cambio de permeabilidad (k) y

porosidad (P) en las zonas aledañas al pozo, existiendo una zona dañada,

que en la bibliografía se la conoce como piel (skin), que puede tener unos

pocos milímetros hasta varios centímetros de profundidad. La

permeabilidad y la porosidad de la zona dañada, se denotan como f (skin)

respectivamente. El daño, es una causa artificial, que reduce la producción

46

de una capa productiva, no es posible de evitar, por lo tanto debe ser

minimizado. En un equilibrio físico y químico como es un reservorio, al

perforarlo, se pone en contacto dicho sistema equilibrado con otro artificial,

que puede ser o no compatible con ese reservorio; de esta manera, está

siendo alterado el sistema inicialmente en equilibrio. La prevención del daño

apunta a que todas las operaciones realizadas se hagan con el mínimo daño,

o mínima contaminación posible, evitando así, que la producción se vea

afectada. Muchos de estos cambios son reversibles durante el período de

limpieza al entrar el pozo en producción pero otros no.

Figura 2.15.- Factor de Daño Skin

Fuente: Álvarez, J., Análisis de presiones para optimizar la producción por pozo del

campo Parahuacu en base al IP, 2011

Donde:

S: daño de formación

K: permeabilidad de la formación

h: profundidad del pozo

Ps: presión estática del reservorio

q: caudal de producción

β: factor volumétrico del petróleo

μ: viscosidad del petróleo

De acuerdo a la definición señalada:

Si el daño es semejante a cero la permeabilidad de la zona invadida

47

es igual a la del reservorio.

Si el daño es negativo el pozo se encuentra estimulado la

permeabilidad de la zona invadida es mayor a la del reservorio.

Si el daño es positivo la permeabilidad de la zona invadida es menor a

la del reservorio.

Es posible obtener cero daño removiéndolo de las inmediaciones del pozo

así como profundizando la penetración de los disparos, mejorando la

densidad de los mismos. Si la situación hace que se reduzca el índice de

productividad esta puede ser mejorada empleando un acido. El valor del Skin

es adimensional y en la mayoría de los casos independiente de la rata de

flujo, pero la correspondiente caída de presión ∆ps si depende de la rata de

flujo. Un daño positivo representa daño cerca del pozo y, uno negativo

generalmente representa estimulación y físicamente representa que existe

una menor caída de presión Lo cual podría decirse que es un caso ideal.

El factor “Skin” es positivo en los siguientes casos:

En un pozo de gas la RLG >100Bl/MMPC.

En un pozo de petróleo la RGP >1000 PCN/Bls.

Si hay producción de tres fases.

Cuando se cañonea a menor de 4 TPP.

Cuando se cañonea en fase de cero grados.

Pe > Pb y Pwf <Pb (separación de gas en la vecindad del pozo).

En condiciones reales, es común que exista una caída de presión

adicional, la cual fue definida en función del “EFECTO SKIN“.

Normalmente una formación sufre daños por la migración de finos, la

acumulación de incrustaciones, la acumulación de parafinas, asfaltenos y

otros materiales orgánicos, o por la acumulación combinada de material

orgánico e inorgánico. También puede ser producido por el taponamiento

ocasionado por la presencia de partículas extrañas en los fluidos inyectados

al pozo, cambios en la mojabilidad de la roca reservorio, por hinchamiento

de arcillas, aparición emulsiones, precipitados o barros resultantes de

48

reacciones ácidas, por la actividad bacteriana o el bloqueo por agua. El

daño de formación ha llegado a ser una frase muy conocida en la industria

petrolera, pues, es una de las principales razones junto a la baja

transmisibilidad de una roca reservorio por la que muchos pozos de

petróleo, pozos de gas e inyectores de agua tienen baja productividad o

baja inyectividad. El resultado total de este daño es una disminución de la

capacidad de flujo del pozo.

La causa del daño de formación está dada por muchos factores que van

desde el mismo momento en que las formaciones son perforadas, hasta

cualquier momento en la vida productiva del pozo donde pueden ocurrir

cambios en las propiedades petrofísicas de la roca matriz, puntualmente

hablamos de su permeabilidad y porosidad, afortunadamente en la

actualidad existen un sinnúmero métodos, los cuales, mediante el uso de

ácidos se logra restablecer la productividad de las formaciones dañadas de

una manera eficaz desde el punto de vista económico.

Determinación de la permeabilidad

La permeabilidad es calculada por medio de la pendiente de los datos de la

región MTR, la selección correcta de esta región es crítica, por lo que debe

ponerse especial atención. La permeabilidad promedio también puede ser

estimada de la información disponible en una prueba de restauración de

presión. La primera dificultad que se plantea, es la identificación del rango

correcto de los datos dentro del MTR.

El procedimiento para calcular la permeabilidad empieza por determinar el

comienzo posible de la zona, comprobando que el efecto post flujo ha

desaparecido. Suponer que el final probable del ocurre cuando la grafica de

Horner se hace no lineal verificado por comparación la desviación de una

curva ajustada para tiempos finales y medios en grafica Log-Log. Si el MTR

es aparente lineal calcule la pendiente y estime la permeabilidad a partir de

la ecuación. Si el periodo MTR no está bien definido, o es muy corto, de

manera que la pendiente no puede ser calculada confiablemente, entonces,

49

la permeabilidad se estimara por el análisis cuantitativo de curvas tipo. Para

pozos sin daño o estimulados kj = k, es solo aplicable para pozos en estado

pseudo estático, para un pozo dañado kj <> k. La permeabilidad es medida

en el laboratorio utilizando tapones de núcleos (pequeñas piezas cortadas

del núcleo).

La permeabilidad obtenida de esta forma es la permeabilidad horizontal del

yacimiento (Kh). La medición de la permeabilidad en tapones tomados

perpendiculares a la dirección de flujo, permiten la determinación de la

permeabilidad vertical del yacimiento (Kv).

CAPÍTULO III

51

CAPÍTULO III

3.- METODOLOGÍA

En éste capítulo se realizará la descripción de los historiales de producción y

de presión, mediante estos datos será preciso y óptimo realizar la selección

de pozos que están bajo el punto de burbuja.

3.1.- HISTORIAL DE PRODUCCIÓN DEL ÁREA PICHINCHA

Inicialmente nombrada como Guarumo fue descubierta en abril de 1983 con

la perforación del pozo Pichincha-01 que alcanzó una profundidad de 10294

pies., se obtuvo una producción total en el área correspondiente a 7700

BPPD distribuyéndose de la siguiente manera: Reservorio “T” 3147 BPPD,

31 °API, reservorio “U” inferior 2900 BPPD, 26 °API, reservorio “U” superior

1653 BPPD, 29,3 ° API. Al presente (diciembre 2011) se produce 3681

BPPD, 28 °API y tiene una producción acumulada de petróleo igual a 38.53

MMBN equivalente al 12.08% de la producción total acumulada de petróleo

del campo Libertador.

La producción de petróleo en esta área es obtenida principalmente del

yacimiento “U” Inferior con 29.55 MMBN, equivalente al 76.70% de la

producción total del Área Pichincha, la producción de petróleo restante se

encuentra distribuida de la siguiente forma: El yacimiento “ T” genera el

21.89% y “ U” Superior el 1.41%.

3.2.- PRESIONES

Para realizar el análisis de build up se verificará los datos de pozos que se

identifiquen con el comportamiento en donde la presión esté bajo el punto de

burbuja.

52

3.2.1.- HISTORIAL DE LAS PRUEBAS DE PRESIÓN (BUILD UP)

Para identificar los pozos que están bajo el punto de burbuja se recopiló la

información de las pruebas de presión tomadas durante el período 1990-2011,

para lo cual se adjunta la siguiente tabla en la que se va a señalar los pozos

que serán tomados en cuenta para el análisis.

Tabla 3.1.- Historial de Build Up por pozo

Fuente: EP. PETROECUADOR, (2011). Pruebas de pozos, período1990-2011

POZO ZONA FECHA

Qt Qo Qw Prof.

Mp

P.

Bomba Pwf Pr

API Sf St M

Ko

(BFPD) (BPPD) (BAPD) (Ii+If)/2 pies psi Psi mD

PICH-02 Ui 23-jun-10 432 293,76 138,24 9022 8181 1083,4

2 2391,47 30 3,38 3,69 -160,56 607,75

PICH-03 Ui 4-may-91 396 372 24

9112 1963,4 3261,3 27,1 6,3 9,1 95 23

PICH-05 Ui 3-feb-11 480 206 274 8991,5 8843 684 1020 29 -3,66 -3,33 394,04

7 6,15

PICH-05 Us+Ui 3-jul-10 720 151,2 568,8 9034,5 8798 1603,3 2013,4 24,6 2 2 -42 484,9

PICH-05 Us+Ui 5-jun-07 480 398 82 8992,0 8765 1147 1876 30 4,74 4,74 120,80

1 8,37

PICH-05 Us 30-may-

07 480 365 115 8950 8824 663 1780 26,5 14,5 14,5 -53,79 213

PICH-05 T 21-Mar-08 888 799 89 9215 9080 1104 2620 29 1,45 1,45 -305 130

PICH-07 Ui 07-May-

91 546 541 5 9071,5 9000 2612 3148,103 31 -1,9 0,12 83 53

PICH-07 T 09-Jul-06 1416 212 1204 9293 8976 2803 3357 27 19 19 -21,58 480

PICH-07 Ti 10-ene-11 1560 484 1076 9283 8901 3009 3595 27 6,77 26,88 25,54 134,264

PICH-08 Ui 1-mar-94 600 598 2 9086 9000 2124 3072,13 27,5 15,86 15,86 -47,32 166,07

PICH-09 Ui 1-jun-08 1344 349 995 9033 8763 2505 3021 27,5 18,00 18 -4,24 196

PICH-10 Ui 5-abr-08 864 588 276 9054

2017 3021 28 -2,0 -2,0 -18 130

PICH-12 T 29-may-

11 504 473,76 30,24 9043 8929 733 1100 28 17,97 17,97 -76 263

PICH-13 Us 15-ene-09 288 179 109 9389 9255 1082 2123 30,7 12 12 -67 42,2

PICH-13 Us 2-oct-08 624 624 0 9389 9190 2559 3244 34,2 10 10 -108 215

PICH-13 Ui 22-sep-08 336 306 30 9474 9310 528 3137 27,4 5,5 5,5 -247 54

PICH-14 Us 26-may-

10 168 80 88 9355 8542 603 2990 30 5,66 9,97 2760,9 20,69

PICH-14 Ui 25-nov-08 1704 188 1516 9449 9266 2958 3110 22,9 6,86 40,03 -8,9 975,795

53

3.3.1.1.- Comportamiento de la presión del Reservorio “U” inferior

Según los datos obtenidos del archivo técnico de Petroecuador, la presión

inicial del reservorio en mención es 3805 psi como se observa en la figura

3.1, en donde los puntos de presión muestran una variación de 1000 psi

aproximadamente, además la pendiente generada en el gráfico indica un

buen ajuste de presiones.

Pero cabe recalcar que según el historial de build up (ver tabla 3.1) el pozo

Pichincha-05 registra su presión baja en relación con los demás pozos (Pwf=

684; Pr=1020).

Figura 3.1.- Comportamiento de la presión del yacimiento “U” inferior

Fuente: EP. PETROECUADOR, (2008). Informe técnico del campo Libertador 2008

54

3.3.1.2.- Comportamiento de la presión del Reservorio “T”

Según los datos obtenidos del archivo técnico de Petroecuador, la presión

inicial del reservorio en mención es 3910 psi como se observa en la figura

3.2, además la pendiente generada en la figura muestra un buen ajuste de

las presiones en donde el diferencial de presión es aproximadamente 700

psi, lo cual significa que el reservorio en consideración está bien

acoplado, pero cabe recalcar que según el historial de Build Up(ver tabla 3.1),

el pozo Pichincha-12 registra una presión baja en relación a los demás pozos

(Pwf=733;Pr=1100) .

Figura 3.2.- Comportamiento de la presión del yacimiento “T”

Fuente: EP. PETROECUADOR, (2008). Informe técnico del campo Libertador 2008

55

3.4.- SELECCIÓN DE POZOS

Considerando los mecanismos de producción, estado actual de los pozos,

datos petrofísicos, características de los fluidos (datos referidos en el

capítulo I) e historiales de las pruebas de restauración de presión (tabla 3.1)

del área Pichincha, se ha seleccionado los pozos Pichincha- 012 y

Pichincha-05 para el desarrollo del trabajo de tesis.

Este conjunto de datos, permitirá el desarrollo de los objetivos de éste

proyecto.

Figura 3.3.- Ubicación de los pozos seleccionados

Fuente: EP. PETROECUADOR, (2008). Informe técnico del campo Libertador 2008

3.4.1.-HIST

El pozo

sur del

completa

“Ui” , ob

detalla en

Fuente

3.4.2.- HIST

El pozo

06. Al Su

0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

TORIAL DE

PICH-05 s

pozo Pic

ado en julio

teniendo u

n el anexo

Figu

e: EP. PETR

TORIAL DE

PICH12

uroeste del

02/07/1987

PRODUCC

se encuen

chincha-08

o de 1987

una produ

N°3.

ura 3.4.- Hist

ROECUADOR

E PRODUCC

se encuen

campo Lib

25/12/1996

56

CIÓN DEL PO

ntra ubicad

8 (ver f ig

7, teniendo

ucción de

torial de pro

R, (2011). In

CIÓN DEL P

ntra ubica

bertador (v

16/05/2001

BFP

6

OZO PICHIN

do al Sur

gura 3.3

o como obj

1795BFPD

oducción de

nforme técnic

POZO PICHIN

ado al Nor

ver figura 3

PD BO

NCHA – 05

del campo

3. El pozo

jetivo prod

D y 1777

el pozo Pich-

co del campo

NCHA-12

roeste del

3.3).

19/03/2005

OPD

o Libertado

o PICH 0

ducir de la

BPPD co

-05

o Libertador 2

pozo Pich

31/05/2010

or y al

05, fue

arena

omo se

2011

hincha-

57

Fue completado en octubre de 1992, teniendo como objetivo la arena “T”

inicialmente, con una producción de 587BFPD como se detalla en el anexo

N°3 y en la figura 3.5.

Figura 3.5.- Historial de producción del pozo Pich-012

Fuente: EP. PETROECUADOR, (2011). Informe técnico del campo Libertador 2011

0

500

1000

1500

2000

2500

10/1992

10/2004

07/2005

05/2011

07/2011

Producción en Bls

BFPD BPPD

CAPÍTULO IV

59

CAPÍTULO IV

4.- ANÁLISIS DE RESULTADOS

Este capítulo abarca los datos utilizados para realizar el análisis de pruebas

de build up de los pozos Pichincha 05 y 12.

4.1.- ANÁLISIS E INTERPRETACIÓN DE DATOS DE LAS

PRUEBAS DE BUILD UP

Una vez seleccionados los pozos, se consideró la información recolectada a

partir de historiales de reacondicionamiento, producción (ver anexo 3 detalle

de historiales) e historiales de las pruebas de build up con el objetivo de

representar los eventos que sucedieron en los pozos a lo largo de la vida

productiva de los mismos, para lo cual se procederá a ejecutar el análisis de

build up en pozos que están con la presión bajo el punto de burbuja

mediante el Método Horner, tomando en cuenta los siguientes parámetros:

Nombre del pozo

Yacimiento

Fecha de la prueba de restauración (Build Up)

Qt= Caudal total en BFPD

Qo=Caudal de petróleo en BPPD

Qw=Caudal de agua en BAPD

Profundidad de las medias perforadas

Profundidad de la bomba

Pwf=Presión de fondo fluyente

Pr=Presión estática

API

St=Daño total

60

Sf=Daño de la formación

M=Pendiente

IPI=Índice de producción ideal

IPA=Índice de producción actual

Dps=Diferencial de presión

K=Permeabilidad

4.1.1.- ANÁLISIS DEL POZO PICHINCHA- 05

El presente análisis corresponde a la arena U inferior, para el pozo Pichincha

05, se lo desarrollará a partir de los resultados generados por el Software

Well Test de propiedad del Departamento de Yacimientos (detallado en el

anexo N°4).

La evaluación del pozo se realiza con bombeo hidráulico, con unidad de

bombeo móvil, bomba jet. La bomba utilizada es la bomba jet SMART de

Sertecpet, bomba que tiene acoplada las memorias con válvula de cierre de

fondo.

Para lo cual se corren elementos de presión en el pozo asentando la camisa

de circulación a 8824'. El diagrama de completación mostrado en el anexo

N° 2, muestra la profundidad de la camisa donde se asentó el sensor.

La prueba de producción se la realizó en el intervalo de tiempo entre 12

horas, siendo este el tiempo óptimo para obtener resultados certeros. De

ésta prueba de producción se obtuvo los siguientes datos:

Tabla 4.1.- Datos de prueba de Producción

PRUEBA Piny. (Psi) BFPD BPPD BSW (%) API HORAS Pwf

1 3500 480 365 24,00 26,5 12 613

61

A las 15 horas de haber bajado el sensor de fondo y luego de la prueba de

producción, se cerró el pozo para proceder a realizar la prueba de

restauración de presión, durante 17.6 horas, registrando un último valor de

presión de fondo fluyente (Pwf) de 613 psi.

Figura 4.1.- Prueba de producción del pozo Pich-05 UI

a.- Parámetros del reservorio-Pic 05

Los parámetros del reservorio fueron proporcionados por EP.

PETROECUADOR, referente a: espesores, porosidad, saturación de agua,

que están detallados a continuación:

62

Tabla 4.2.- Parámetros del reservorio

b.- Propiedades de los fluidos-Pich 05

De los datos obtenidos por los análisis PVT y otorgados por el departamento

de Ingeniería de Petróleos se obtuvo:

Tabla 4.3.- Propiedades de los fluidos

Espesor total 12 Pie

Espesor disparado 12 Pie

Porosidad 18,0 %

Saturación de agua 0,26 %

Saturación de petróleo 0,74 %

Saturación de gas 0 %

Radio del pozo 0,29 Pie

Temperatura de formación 229 °F

Compresibilidad de la formación 1/psi

Compresibilidad total 1,8700E-05 1/psi

Factor volumétrico 1,2631 rb/stb

Viscosidad del petróleo 1,396 Cp

GOR 242 scf/bbl

Gravedad API 26,5 °API

Gravedad del gas 1,2

Salinidad 65000 ppmCl-

63

Datos mecánicos-Pich 05

Tabla 4.4.- Datos Mecánicos

*Memoria

4.1.1.1.- Interpretación de la prueba de restauración de presión-Pich 05

La grafica 4.2 de la prueba de restauración de presión del pozo Pichincha 05

determina que el pozo tiene flujo radial en el reservorio.

La compresibilidad total de la formación es de 1,8700E-05, según los

parámetros del reservorio proporcionados por EP. Petroecuador.

Se obtiene de los datos generados al realizar la prueba de build up que el

daño de la formación es de 14,5, lo que significa que el pozo está muy

dañado, afectando así a la producción, por lo que el pozo requiere urgente

de un trabajo workover.

La figura 4.2, muestra la gráfica de presión versus la función de tiempo de

Horner, generando los siguientes resultados:

Casing OD 7 Pulg

*Profundidad de la camisa 8824 Pies

Profundidad NO-GO 8858 Pies

Mitad de las perforaciones 8950 Pies

64

Tabla 4.5.- Resultados de análisis de Build Up de pozo Pichincha 05

Mediante este análisis se puede observar el valor del índice de productividad

actual del pozo de 0,458 bbl/d/psi y el índice de productividad ideal de 0,960

bbl/d/psi generados automáticamente del software.

También se obtiene el factor de eficiencia de flujo de 0,39%. Además se

estima el valor de caudal máximo de 577 bbl/D.

Tabla 4.6.- Datos de IPR del pozo Pichincha 05

a.- Cálculo del IPR-Pich 05

K 213 Md

St (daño total) 14,5

Sf (daño de formación) 14,5

k.h 2560 md.pie

Delta P Skin 676,45 Psi

M -53,79 Psi

IP del petróleo 0.331 Bbls/psi

IP del agua 0,104 Bbls/psi

IP total 0,436 Bbls/psi

65

En base a los datos de presión obtenidos de la restauración y los datos de

producción obtenidos al momento de la prueba, se calculó los índices de

producción siguientes:

Tabla 4.7.- Resultados de IPR del pozo Pichincha 05

ÍNDICE DE PRODUCTIVIDAD VALORES

IP actual 0,28 Bbls/psi

Qmax 567 Bbl/día

EF 0,84

66

Figura 4.2.- Prueba de restauración de presión

Fuente: EP. PETROECUADOR, (2011). Informe de la Prueba de restauración de Presión de los pozos Pichincha, 2011

67

Figura 4.3.- Curvas IPR del pozo Pichincha 05

0

200

400

600

800

1.000

1.200

1.400

1.600

1.800

2.000

0 100 200 300 400 500 600

PRESIÓN (PSI)

TASA (BPD)

IPR PICHINCHA-05 "Ui"

Petróleo Agua Total

Pb: 1110

Qo:365

68

4.1.2.- ANÁLISIS DEL POZO PICHINCHA 12 T

El presente Análisis de Restauración de Presión corresponde a la arena T

del pozo Pichincha 12, que tiene un intervalo disparado de 9040 – 9046’

(6 pies).

La prueba se realizó entre el 21 y 29 de Mayo de 2011, y fue analizada

utilizando el software Welltest de propiedad del Departamento de

Yacimientos

El pozo produjo un Qt = 504 BBL/día, 474 BPPD y con un BSW de 6 % de

un crudo de 28 grados API.

En el registro de presión se utilizó un registrador electrónico No 40045, que

fue asentado en el NO-GO a 8929 pies.

Se observó un período de flujo de 87.2 horas y de cierre de 18.4 horas.

a.- Parámetros del reservorio del pozo -Pic 12

Los parámetros petrofísicos obtenidos de la evaluación de los perfiles

eléctricos, utilizados en el análisis de restauración son los siguientes:

Ht=6 pies

Ho=6 pies

=15.9 %

Rw=0,29ft

Ty=232°F

Ct=1,568E-05

b.- Parámetros de fluidos- Pic 12

69

Los siguientes parámetros utilizados para la evaluación fueron tomados de

análisis PVT de la zona:

Pb =1256 psi

Boi =1.233 Bls/Bn

o =1.096 cp

API =28 grados

GOR =281 PCS/BBL

4.1.2.1.- Interpretación de la prueba de restauración de presión-Pic-12

Del análisis de la prueba se determinó que el modelo de ajuste correspondió

a un reservorio homogéneo con flujo lineal uniforme, con barrera

impermeable en el límite y almacenamiento variable (ver figura 4.4).

Obteniéndose los siguientes resultados descritos en la tabla adjunta:

Tabla 4.8.- Resultados del análisis de Build Up del pozo Pichincha 12

En consideración de que la bomba fue asentada a 8929 pies y la mitad de

las perforaciones está a 9043 pies, se determinó que:

- Pinit= 2607 psi

K 161,245 Md

St 8,41427

Sf 8,41427

Sr 0

Cd 122,687

Pi 2563 Psi

Pwf 689 Psi

70

- Pwf=733 psi

En base a los datos de presión obtenidos de la restauración y los datos de

producción obtenidos al momento de la prueba, se calculó los índices de

producción siguientes:

Tabla 4.9.- Datos para calcular el IPR del pozo Pichincha 12

Por lo tanto se obtuvo lo siguiente:

IP del petróleo

0,268

Bbls/psi

IP del agua

0,017

Bbls/psi

IP total

0,285

Bbls/psi

ÍNDICE DE

PRODUCTIVIDAD

VALORES

IP actual

0,285

Bbls/psi

Qmax

685,69

Bbl/día

EF

0,73

71

Figura 4.4. – Prueba de restauración de presión del pozo Pichincha-12

Fuente: EP. PETROECUADOR, (2011). Informe de la Prueba de restauración de Presión de los pozos Pichincha, 2011

72

Figura 4.5.- IPR Pichincha 12 “T”

IPR PICHINCHA-12 "T"

0

500

1,000

1,500

2,000

2,500

3,000

0 100 200 300 400 500 600

TASA (BPD)

PRESIÓN (PSI)

Petróleo Agua Total

Pb=1173

CAPÍTULO V

74

CAPÍTULO V

5.- CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES

5.1.- CONCLUSIONES

1.- Pozo Pichincha 05

El pozo produce de la arena Ui, un petróleo de 26°API, con un BSW

del 24%, lo cual permite descartar la posibilidad de un incremento del

corte de agua en su producción.

La permeabilidad es 213 md, significa que el tipo de drenaje de

petróleo en el yacimiento es efectivo y por ende su factor de recobro

podría ser más alto.

El daño de formación es 14.5, que de acuerdo con la escala de daños

de la API significa que existe separación de gas del petróleo, lo cual

se denota en la disminución de la capacidad de flujo del petróleo.

La presión de burbuja (Pb) reportada del pozo es 1110 psi , lo que ha

variado durante los 24 años de producción, pues la presión del

reservorio ha declinado en un 71% de 3167 psi (inicial) a 906 psi

(actual), por lo que se concluye que a partir del año 2010,

efectivamente el pozo está bajo el punto de burbuja.

2.- Pozo Pichincha 12

Produce de la arena “T”, un petróleo de 28°API con un BSW del 6%,

descartándose un aumento del corte de agua ya que se determina

que el empuje lateral de agua es mínimo y no provoca un incremento

del agua durante la producción.

La permeabilidad reportada es de 161 md, valor que permite que el

drenaje de petróleo sea efectivo, sin embargo el gas interfiere en el

desplazamiento del fluido.

El daño de formación (S) es 8.4, valor que significa que el gas

75

interfiere en la producción de petróleo porque está disuelto en el

petróleo, pues continua en la etapa de separación del gas del

petróleo.

La presión de burbuja reportada es 1173 psi, lo cual ha variado, pues

la producción mantenida durante 20 años, indica que la presión ha

declinado en un 67% de 3386 psi (Pr inicial) a 1100 psi (Pr actual);

hasta llegar al punto de burbuja.

3.- En base a los resultados obtenidos se concluye que el 78% de la

producción del Área Pichincha, corresponde al reservorio “Ui” y el 22% se

produce de la arenisca “T”. En ambos casos, se determina que no ha

existido un control óptimo de los parámetros de reservorio, durante su

historia de producción, lo cual se corrobora por la caída de presión, que ha

llevado a que los dos yacimientos se encuentren en el punto de burbuja,

restringiendo la producción de petróleo y aumentando la de gas.

76

5.2.- RECOMENDACIONES

1.-Para superar el punto de burbuja e incrementar la producción de petróleo

de los pozos Pichincha-05 y 12, se ha implementado un sistema de

inyección de agua, para lo cual se cuenta con el pozo inyector Pichincha-01

ubicado al sur del área, con el objeto de presurizar, y aumentar la capacidad

de flujo de petróleo.

2.-Se recomienda ejecutar un seguimiento constante de las presiones de los

yacimientos “U” y “T”, para conocer el comportamiento de la presión versus

la producción de petróleo, con el objeto de calcular y actualizar el factor de

recobro de éste yacimiento, asegurando futuras decisiones a tomar en el

caso de que la presión esté en proceso de declinación.

3.- La presión de los pozos del Área Pichincha, debe ser monitoreada y

controlada constantemente en todos los pozos, para ello se recomienda

actualizar el registro de presiones cada año y si es necesario mensualmente

con el objeto de construir las curvas de declinación de presión actualizada,

para conocer la evolución del comportamiento de la presión y posteriormente

tomar decisiones ajustadas a la realidad evitando la pérdida de producción

antes del tiempo programado.

4.- Al presurizar los yacimientos, es importante que cada uno de los

parámetros sean tomados en cuenta ya que estos van a ser los que

determinen la selección adecuada del sistema de levantamiento artificial,

puesto que las condiciones de operación son dinámicas y se debe estar

siempre alerta al cambio.

5.- Se recomienda la instalación de equipos de monitoreo y vigilancia a

distancia (SCADA) para el control de parámetros tales como: presión, flujo,

temperatura y nivel, indispensables para el control eficiente de la producción.

77

GLOSARIO DE TÉRMINOS

API American Petroleum Institute.

BSW (Basic Sediment Water) Contenido de Agua de la Producción

de Petróleo

Bbl Barril.

BPD Barriles por día.

BPPD Barriles de Petróleo por Día.

BFPD Barriles de Fluido por Día

Cp Centipoise.

CD Coeficiente de Almacenamiento

Ct Compresibilidad Total de la Formación

Co Compresibilidad del Petróleo

    Densidad del fluido (gr/cm3, lb/gal).

FE Eficiencia de Flujo

h Espesor del Yacimiento.

S Factor de Piel o Factor de Daño del Yacimiento

FR Factor de recobro.

β o Factor Volumétrico del petróleo.

Bw Factor Volumétrico del Agua

J, IP Índice de Productividad

m Pendiente de una Recta

Ko Permeabilidad del Petróleo.

Psi Pound Square Inch, medida de la presión en inglés

P Presión, psi.

Pr Presión de Yacimiento, psi.

POES Petróleo Original Insitu, BN.

78

Pwf Presión de Fondo Fluyente.

Pi, Pe Presión Estática o Inicial del Yacimiento

Pb Presión de burbuja o de Saturación

Pws Presión estática en el yacimiento

PD Presión Adimensional

So Porcentaje de Saturación de la Roca con Petróleo

Sw Porcentaje de Saturación de la Roca con Agua

Sg Porcentaje de Saturación de la Roca con Gas

Ø Porosidad de la Roca

Qt Producción Total de Fluido

Q, Qo Producción de Petróleo

re Radio efectivo de Drenaje.

rw Radio del Pozo

RGP Relación Gas – Petróleo, PCN/BN.

Rs Razón de Solubilidad del Petróleo

T, Ty Temperatura del Yacimiento

Qo Tasa de Petróleo.

T Tiempo

tp Tiempo que se ha Mantenido Cerrado el Pozo

Δt Variación de Tiempo

ΔP Variación de Presión

v Velocidad del Fluido

µo Viscosidad del petróleo

VP Volumen Poroso de la Roca

VT Volumen Total que Ocupa la Roca y los Fluidos

79

BIBLIOGRAFÍA

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Huila.

2.- EP. PETROECUADOR. Subgerencia de Exploración y Producción. Quito

3. - John, L., John R, John S. (2010), Pressure Transient Testing – SPE Text

Book Series, New York, Vol. 9

4. - Br i l l , E. (1951), Pressure Build –Up in wells, proceeding of the

third World Petroleum Congress, D.R. Horner. Holland

5. - Beegs, D. (2009), Production Optimization – Using Nodal Analysis. Tulsa

6.- Fuenmayor, D., (2009). Características de Yacimientos. Recuperado 05

de octubre, 2011 de

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yacimientos.html

7.- Escobar, F., (2009), Presión en declinación. Recuperado 05 de julio, 2011

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8.- Barrios, Rifgo., (2009), Prueba de Restauración de Presión. Recuperado

10 de octubre, 2011 de:

http://ingenieria-de-yacimientos.blogspot.com/2009/01/prueba-de-

restauracin-de-presin-build.html

9.- Nava, L., (2007), Porosidad. Recuperado 29 de octubre, 2011 de

http://www.monografias.com/trabajos15/porosidad/porosidad.shtml

10.- Propiedades de la roca (2010), Permeabilidad. Recuperado 29 de julio,

2011 de

http://es.wikipedia.org/wiki/Permeabilidad

11.- Maldonado, M., (2008)Saturación. Recuperado 28 de julio, 2011 de

80

http://www.lacomunidadpetrolera.com/cursos/propiedades-de-la-roca-

yacimiento/definicion-de-saturación.php

12.- Carrillo, L., (2011), Mecanismos de Empuje. Recuperado 28 de noviembre, 2011 de

http://www.oilproduction.net/01reservorios-mecanismos.htm

ANEXOS

II

ANEXO N°1.- Fotografías de los pozos pich-05 y pich-12

POZO PICHINCHA-

POZO PICHINCHA-05

III

ANEXO N° 2.- Diagramas de completación de los pozos pich-05 y pich-12

IV

Fuente: EP. PETROECUADOR, (2011). Informe técnico del Campo Libertador

V

ANEXO N°3.- Historial de producción y workover

ANEXO 3.1.- Historial de producción del pozo pichincha 05

FECHA BFPD BPPD BSW ARENA MÉTODO Pwf OBSERVACIONES

02-Jul-87 Pozo completado

23-Nov-87 1795 1777 1 “Ui“ PPF

06-Dic-87 1632 1616 1 “Ui“ PPF

06-Feb-88 1521 1518 0.2 “Ui“ PPF

05-Mar-88 1469 1466 0.2 “Ui“ PPF Toman B’UP.

28-May-88 1482 1482 0 “Ui“ PPF

01-Jun-88 1506 1503 0.2 “Ui“ PPF

18-Ago-88 1530 1518 0.8 “Ui“ PPF

16-Sep-88 1560 1560 0 “Ui“ PPF

01-Dic-88 4592 4225 0 “Ui“ PPF Toman B’UP.

26-Ene-89 1542 1536 0.4 “Ui“ PPF

05-Feb-89 1720 1711 0.5 “Ui“ PPF

10-May-89 1736 1736 0 “Ui“ PPF

07-Jul-89 1892 1886 0.3 “Ui“ PPF

14-Oct-89 1865 1865 0 “Ui“ PPF

09-Dic-89 1782 1782 0 “Ui“ PPF

29-Ene-90 1844 1844 0 “Ui“ PPF

22-Abr-90 1844 1838 0.3 “Ui“ PPF

25-Ago-90 1785 1777 0.4 “Ui“ PPF

04-Dic-90 1848 1848 0 “Ui“ PPF

24-Ene-91 1800 1800 0 “Ui“ PPF

29-Abr-91 1864 1864 0 “Ui“ PPF

08-Ago-91 1875 1875 0 “Ui“ PPF

20-Dic-91 1866 1866 0 “Ui“ PPF

21-Ene-92 1880 1880 0 “Ui“ PPF

13-Abr-92 1872 1872 0 “Ui“ PPF

23-Ago-92 1842 1842 0 “Ui“ PPF

VI

FECHA BFPD BPPD BSW ARENA MÉTODO Pwf OBSERVACIONES

04-Dic-92 1872 1872 0 “Ui“ PPF

24-Ene-93 1870 1870 0 “Ui“ PPF

28-Abr-93 1830 1830 0 “Ui“ PPF

14-Ago-93 2036 2036 0 “Ui“ PPF

22-Dic-93 2010 2010 0 “Ui“ PPF

20-Ene-94 2016 2016 0 “Ui“ PPF

15-Abr-94 1842 1842 0 “Ui“ PPF

21-Ago-94 1854 1854 0 “Ui“ PPF

28-Nov-94 1860 1860 0 “Ui“ PPF

18-Ene-95 864 864 0 “Ui“ PPF

22-Abr-95 1800 1791 0.5 “Ui“ PPF

27-Jul-95 1752 1750 0.1 “Ui“ PPF

03-Ago-95 1920 1920 0.0 “Ui“ PPF

14-Ago-95 “Ui“ Inician WO 01 Cambio de Completación de PPF a

PPG

21-Ago-95 Finaliza WO 01

24-Ago-95 2057 2053 0.2 “Ui“ PPG

21-Oct-95 2920 2920 0 “Ui“ PPG

21-Nov-95 2888 2888 0 “Ui“ PPG

14-Dic-95 2720 2720 0 “Ui“ PPG

24-Ene-96 2752 2752 0 “Ui“ PPG

17-Jun-96 2910 2910 0 “Ui“ PPG

16-Ago-96 2707 2707 0 “Ui“ PPG

19-Nov-96 2726 2726 0 “Ui“ PPG

25-Dic-96 2642 2589 2 “Ui“ PPG

19-Ene-97 2640 2561 3 “Ui“ PPG

17-Mar-97 2515 2440 3 “Ui“ PPG

12-May-97 2594 2231 14 “Ui“ PPG

18-Jul-97 2636 2135 19 “Ui“ PPG

03-Ago-97 2679 1929 28 “Ui“ PPG

20-Nov-97 2527 1693 33 “Ui“ PPG

VII

FECHA BFPD BPPD BSW ARENA MÉTODO Pwf OBSERVACIONES

18-Dic-97 2434 1655 32 “Ui“ PPG

01-Ene-98 2163 1471 32 “Ui“ PPG

06-Ene-98 Inician WO 02 Cambio de completación de Gas LIft

por rotura en tubería

15-Ene-98 Terminan WO 02

17-Ene-98 2060 1339 35 “Ui“ PPG

20-Ene-98 2196 1493 32 “Ui“ PPG

11-Feb-98 2444 1662 32 “Ui“ PPG

19-Mar-98 2583 1601 38 “Ui“ PPG

26-May-98 2329 1444 38 “Ui“ PPG

28-Jun-98 1951 1210 38 “Ui“ PPG

01-Jul-98 Inician WO 03 Cambio de Completación por posible

hueco en tubería

11-Jul-98 Terminan WO 03

12-Jul-98 2087 1461 30 “Ui“ PPG

15-Jul-98 2250 1462 35 “Ui“ PPG

14-Ago-98 2519 1562 38 “Ui“ PPG

07-Oct-98 2512 1407 44 “Ui“ PPG

04-Dic-98 2566 1411 45 “Ui“ PPG

19-Ene-99 2594 1427 45 “Ui“ PPG

13-Abr-99 2293 1261 45 “Ui“ PPG

21-Jul-99 2139 1155 46 “Ui“ PPG

01-Sep-99 1827 1005 45 “Ui“ PPG

19-Nov-99 2186 1137 48 “Ui“ PPG

09-Dic-99 1974 1026 48 “Ui“ PPG

Chequean tubería.

Toman GLS.

20-Ene-00 2197 1142 48 “Ui“ PPG

17-Feb-00 2126 1105 48 “Ui“ PPG

25-Mar-00 2177 1088 50 “Ui“ PPG

01-Abr-00 “Ui“ Salinidad = 42250 ppm

Cl-

VIII

FECHA BFPD BPPD BSW ARENA MÉTODO Pwf OBSERVACIONES

10-May-00 2091 1046 50 “Ui“ PPG

21-Jun-00 2042 1021 50 “Ui“ PPG

17-Jul-00 “Ui“ Salinidad = 31350 ppm

Cl-

27-Jul-00 1895 947 50 “Ui“ PPG

18-Sep-00 1827 914 50 “Ui“ PPG

18-Oct-00 1822 820 55 “Ui“ PPG Salinidad = 44000 ppm

Cl-

09-Nov-00 “Ui“ Chequean tubería,

obstrucción a 6324’.

24-Nov-00 1830 824 55,0 “Ui“ PPG

10-Dic-00 1813 816 55,0 “Ui“ PPG

7-Ene-01 1658 796 52,0 “Ui“ PPG Salinidad = 33550 ppm

Cl-

15-Ene-01 1743 837 52 “Ui“ PPG

3-Feb-01 1703 852 50,0 “Ui“ PPG

1-Mar-01 “Ui“ PPG Salinidad = 32500 ppm

Cl-

6-Abr-01 1683 673 60,0 “Ui“ PPG

5-May-01 1466 586 60,0 “Ui“ PPG

11-May-01 Chequean tubería,

detectan hueco a 77’. Pozo EWO.

16-May-01 Inician WO 04 Cambio de

PPG a PPS

03-Jun-01 Finalizan WO 04

26-Jun-01 3646 1458 60 “T” PPS

17-Jul-01 Salinidad = 7250 ppm Cl-.

25-Jul-01 3707 1485 60 “T” PPS

17-Ago-01 3825 1530 60 “T” PPS

22-Oct-01 3757 1277 66 “T” PPS

21-Dic-01 3475 1216 65 “T” PPS

02-Feb-02 3731 1194 68 “T” PPS

14-Feb-02 Salinidad = 7600 ppm Cl-

27-Mar-02 3853 1156 70 “T” PPS

IX

FECHA BFPD BPPD BSW ARENA MÉTODO Pwf OBSERVACIONES

16-May-02 3951 948 76 “T” PPS

18-Jul-02 3809 914 76 “T” PPS

29-Ago-02 3948 908 77 “T” PPS

12-Oct-o2 4110 904 78 “T” PPS

22-Nov-02 4006 881 78 “T” PPS

08-Dic-02 3986 877 78 “T” PPS

11-Dic-02

Chequean tubería ok.

Realizan mpg.

30-Dic-02 3857 849 78 “T” PPS

14-Ene-03 3831 843 78 “T” PPS

01-Feb-03 Cambian a línea de alta.

02-Feb-03 3940 867 78 “T” PPS Salinidad = 7000 ppm Cl-

09-Feb-03 4151 913 78 “T” PPS Salinidad = 8000 ppm Cl-

20-Mar-03 4145 912 78 “T” PPS

19-Abr-03 4175 835 80 “T” PPS

24-Abr-03 4253 851 80 “T” PPS

30-May-03 4049 810 80 “T” PPS Salinidad = 7200 ppm Cl-

18-Jun-03 4040 808 80 “T” PPS

24-Jul-03 4124 825 80 “T” PPS Salinidad = 7200 ppm Cl-

30-Ago-03 4140 828 80 “T” PPS

23-Sep-03 4073 815 80 “T” PPS Salinidad = 7200 ppm Cl-

22-Oct-03 3732 746 80 “T” PPS

14-Nov-03 3704 741 80 “T” PPS Salinidad = 7800 ppm Cl-

25-Dic-03 3853 771 80 “T” PPS Salinidad = 9000 ppm Cl-

07-Ene-04 3904 781 80 “T” PPS Salinidad = 9000 ppm Cl-

20-Feb-04 3904 781 80 “T” PPS

26-Mar-04 4092 818 80 “T” PPS Salinidad = 8000 ppm Cl-

22-Abr-04 4053 811 80 “T” PPS Salinidad = 8200 ppm Cl-

11-May-04 3802 760 80 “T” PPS

24-Jun-04 3802 760 80 “T” PPS

X

FECHA BFPD BPPD BSW ARENA MÉTODO Pwf OBSERVACIONES

24-Jul-04 3685 737 80 “T” PPS Salinidad = 8800 ppm Cl-

28-Ago-04 4469 715 84 “T” PPS Salinidad = 8000 ppm Cl-

08-Sep-04 4422 708 84 “T” PPS

29-Oct-04 4291 686 84 “T” PPS

28-Nov-04 4273 684 84 “T” PPS Salinidad = 9000 ppm Cl-

16-Dic-04 4210 674 84 “T” PPS

14-Ene-05 4234 677 84 “T” PPS

04-Feb-05 Inician WO 05 Cambio de

BES, bomba atascada

09-Feb-05 Finalizan WO 05 Bajan

Bombas GC-4100

15-Feb-05 3998 720 82 “T” PPS P int = 2415

19-Mar-05 4163 739 82 “T” PPS P int = 2600

19-Abr-05 4120 742 82 “T” PPS P int = 2610

19-Jun-05 4122 660 84 “T” PPS P int = 2610

08-Ago-05 4124 660 84 “T” PPS

05-Oct-05 4469 715 84 “T” PPS Salinidad = 11000 ppm

Cl-

24-Dic-05 4728 567 88 “T” PPS

26-Feb-06 5410 270 95 “T” PPS Salinidad = 8000 ppm Cl-

18-Abr-06 4281 342 92 “T” PPS

29-Jun-06 4804 240 95 “T” PPS Salinidad = 12500 ppm

Cl-

26-Ago-06 4439 222 95 “T” PPS Salinidad = 12000 ppm

Cl-

04-Oct-06 4394 220 95 “T” PPS

08-Dic-06 4053 284 93 “T” PPS

25-Feb-07 4234 169 96 “T” PPS Salinidad = 10400 ppm

Cl-

18-Abr-07 4422 177 96 “T” PPS

23-May-07 Inician WO 06 Evaluar

“US”. Diseñar BES

13-Jun-07 Finalizan WO 06 Bajan

BES P4XH6

27-Jun-07 253 202 20 Us+Ui PPS P int =1101,Sal = 42500

XI

FECHA BFPD BPPD BSW ARENA MÉTODO Pwf OBSERVACIONES

29-Ago-07 247 198 20 Us+Ui PPS P int =950

24-Oct-07 188 150 20 Us+Ui PPS P int =1090

23-Dic-07 221 155 30 Us+Ui PPS P int =868,Sal = 42500

23-Feb-08 306 214 30 Us+Ui PPS P int =880

07-Mar-08

Inician WO 07Realizar SQZ a “T”. Repunzonar “T”. Evaluar. Rediseñar

BES

26-Mar-08 Terminan WO 07 Bajan

BES P8XH6

29-Mar-08 689 620 10 “T“ PPS P int = 871, Sal = 8500

16-May-08 404 400 1 “T“ PPS P int = 500

03-Jul-08 335 332 1 “T“ PPS P int = 500

23-Sep-08 198 196 1 “T“ PPS P int = 719

31-Oct-08 Realizan limpieza a la

BES con solventes y HCl 15%

28-Nov-08 282 279 1 “T“ PPS P int = 500

28-Ene-09 235 233 1 “T“ PPS P int = 505

14-Mar-09 288 285 1 “T“ PPS P int = 497

26-Abr-09 Sensor de fondo deja de

registrar

14-May-09 239 237 1 “T“ PPS P int = 502

05-Jul-09 241 239 1 “T“ PPS P int = 497

05-Sep-09 294 291 1 “T“ PPS P int = 502

08-Nov-09 321 318 1 “T” PPS P int = 507

23-Nov-09 294 291 1 “T“ PPS P int = 501

22-Dic-09 310 307 1 “T“ PPS P int = 510

31-Dic-09 292 289 1 “T” PPS P int = 500

03-Ene-10 400 396 1 “T” PPS P int = 499

19-Ene-10 247 245 1 “T“ PPS P int = 500

01-Feb-10 298 295 1 “T” PPS P int = 516

20-Feb-10 273 237 1 “T“ PPS P int = 499

03-Mar-10 275 272 1 “T” PPS P int = 499

18-Mar-10 270 267 1 “T“ PPS P int = 472

XII

FECHA BFPD BPPD BSW ARENA MÉTODO Pwf OBSERVACIONES

04-Abr-10 282 279 1 “T” PPS P int = 502

28-Abr-10 246 244 1 “T“ PPS P int = 486

4-May-10 258 251 1 “T“ PPS P int = 500

18-May-10 255 252 1 “T“ PPS P int = 502

28-May-10 Detectan fase a tierra

31-May-10 55 54 1 “T“ PPS

03-Jun-10 Increm. Frec de 50 a

52hz

04-Jun-10 39 38 1 “T“ PPS P int = 566, Sal = 12000

ppm Cl

05-Jun-10 31 31 1 “T” PPS Bajo aporte, produce con

fase a tierra.

06-Jun-10 31 31 1 “T” PPS Se cierra Shifting, Tool de

3 ½” abren camisa de circulación

08-Jun-10

W/L Corren Kinley Perforación, disparos en

la Tubería de 3-1/2” @ +/- 8.678’ Ok.

16-Jun-10 Inician Operaciones de

W.O. 08 a las 22:00 CEPE-02 RIG

10-Jul-10 1274 77 94 “Ui” PPS

1030

Finaliza W.O. 08 Bombas P12XH6 (226+104) STG

15-Jul-10 792 32 96 “Ui” PPS 924 Sal=3200 PPmcl

BSW=92%

26-Jul-10 503 262 48 “Ui” PPS 544 HZ=48

06-Ago-10 443 266 40 “Ui” PPS 500 HZ=49

15-Ago-10 476 285 40 “Ui” PPS 525 HZ=49

29-Ago-10 403 242 40 “Ui” PPS 586 HZ=49

05-Sep-10 379 227 40 “Ui” PPS 500 HZ=49

16-Sep-10 439 203 40 “Ui” PPS 521 HZ=49

21-Sep-10 392 235 40 “Ui” PPS 648 HZ=49

06-Oct-10 337 202 40 “Ui” PPS 510 HZ=49

15-Oct-10 357 214 40 “Ui” PPS 474 HZ=49

25-Oct-10 312 187 40 “Ui” PPS 475 HZ=49

01-Nov-10 368 221 40 “Ui” PPS 466 HZ=49

XIII

FECHA BFPD BPPD BSW ARENA MÉTODO Pwf OBSERVACIONES

21-Nov-10 365 219 40 “Ui” PPS 471 HZ=49

24-Nov-10 286 172 40 “Ui” PPS 486 HZ=49

05-Dic-10 306 184 40 “Ui” PPS 438 HZ=49

20-Dic-10 392 235 40 “Ui” PPS 515 HZ=49

29-Dic-10 306 184 40 “Ui” PPS 515 HZ=49

03-Ene-11 314 188 40 “Ui” PPS 517 HZ=49

10-Ene-11 356 214 40 “Ui” PPS 531 HZ=49

22-Ene-11 267 160 40 “Ui” PPS 600 HZ=49

26-Ene-11 BESOFF por bajo

aislamiento E.W.O.

ANEXO 3.2.- Historial de workover del pozo pichincha 05

N° W.O Fecha Objetivo Motivo

02-jul-87- pozo completado (1795 BFPD)

1 14-ago-95 Cambio de completación de ppf a ppg

2 06-ene-98 Cambio de completación de gas lift Rotura en tubería

3 01-jul-98 Cambio de completación Posible hueco en tubería

4 03-jun-01 Cambio de tipo de levantamiento artificial de gas lift a bombeo

eléctrico sumergible

5 09-feb-05 Cambio de completación. Bombas atascadas; protector presenta corrosión interna en la cabeza, cámaras

tienen aceite contaminado; motor eléctricamente bien en el adapter; sensor

presenta corrosión ligera

6 13-jun-07 Evaluar arena "US". Diseñar bes

7 27-mar-08 Realizar squeeze en arena “t”, repunzonar arena “t”. Evaluar, rediseñar bes

8 09-jul-10 Asentar CIBP a "9225". Realizar estimulación matricial a "t".

Rediseñar bes

XIV

ANEXO 3.3.- Historial de producción del pozo Pichincha 12

FECHA BFPD BPPD BSW ARENA MÉTODO OBSERVACIONES

22-Oct-92 Finalizan completación y pruebas iniciales.

11-Nov-92 587 586 0.2 “T” PPF

24-Nov-92 654 628 4 “T” PPF

27-Abr-93 904 452 50 “T” PPF

22-May-93 925 462 50 “T” PPF

09-Jun-93 820 410 50 “T” PPF

17-Jul-93 1033 413 60 “T” PPF

18-Ago-93 Inicia W.O. # 01

10-Sep-93 Finaliza W.O.

14-Oct-93 1600 480 70 “T” PPG

25-Nov-93 1493 448 70 “T” PPG

06-Dic-93 1456 437 70 “T” PPG

19-Feb-94 1128 226 80 “T” PPG

03-Mar-94 816 163 80 “T” PPG

19-Mar-94 189 38 80 “T” PPG Cerrado por alto BSW y baja producción.

30-Jul-94 Inicia W.O. 2

09-Ago-94 Finaliza W.O.

12-Ago-94 1284 385 70 “T” PPG

30-Nov-94 833 83 90 “T” PPG

XV

FECHA BFPD BPPD BSW ARENA MÉTODO OBSERVACIONES

04-Dic-94 Cerrado por alto BSW.

04-Oct-02 984 393 60 “T” PPH Evalúan con bomba jet.

05-Oct-02 1080 216 80 “T” PPH Evalúan con bomba jet.

06-Oct-02 Cierran camisa de arena “T”

07-Oct-02 672 34 95 “Ui” PPH Evalúan con bomba jet.

08-Oct-02 Suspenden evaluación con WTF.

21-Oct-04 Chequean camisa de T y Ui ok.

24-Oct-04 Inician evaluación con Petrotech

26-Oct-04 1344 269 80 “Ti” PPH Bomba Jet 9ª

31-Oct-04 1584 459 71 “Ti” PPH

2-Nov-04 Suspenden evaluación por atascamiento de la bomba

Jet.

18-Dic-04 Inician WO Nº 3, para bajar completación de fondo

25-Dic-04 Inician evaluación + toman BUP

27-Dic--04 1176 329 72 “ Ti “ PPH Evalúan con Jet -11L ,

30-Dic-04 1152 323 72 “ Ti “ PPH

01-Ene-05 1176 329 72 “ Ti “ PPH

3-Ene-05 1200 300 75 “ Ti” PPH Continúa produciendo con MTU de Cía. Sertecpet.

9- Ene -05 Inician WO 9

XVI

FECHA BFPD BPPD BSW ARENA MÉTODO OBSERVACIONES

13-Ene-05 Terminan W.O # 04

16-Ene-05 1908 262 88 “ Ti” PPS Salinidad = 10800 PPmcl

21-Feb-05 1576 284 82 “ Ti” PPS

25-Feb-05 1560 281 82 “Ti” PPS

Se intenta chequear tubería sin éxito. Se encuentra escala en el sombrero. Se limpia con acido hasta la

válvula master + bajan calibrador de 3 ½” baja golpeando hasta 30‘ + calibrador de 2.25” pasa hasta

8817‘ (No-Go) + chequean parámetros eléctricos. Tiene dificultad para arrancar.

15-Mar-05 1452 232 84 “ Ti” PPS

16-Mar-05 “ Ti” PPS

Realizan limpieza al TBG con Hcl al 15% con unidad de CTU + incrementan frecuencia de 50.5 @ 55 Hz. Se limpia desde 0‘ @ 200‘ escala + se recupera Std.

Valve limpio.

17-Mar-05 1804 289 84 “ Ti” PPS

22-Mar-05 1889 302 84 “ Ti” PPS Cambian cable del transformador por robo + chequean parámetros eléctricos y rotación.

03-Abr-05 1964 314 84 “ Ti” PPS

18-Jun-05 2093 335 84 “ Ti” PPS Salinidad = 10200 PPmcl

08-Jul-05 2105 337 84 “ Ti” PPS

12-Jul-05 1396 223 84 “ Ti” PPS

24-Jul-05 1380 221 84 “ Ti” PPS

26-Jul-05 1388 222 84 “ Ti” PPS Intentan chequear TBG sin éxito, presencia de escala

en cabezal y bayoneta

28-jul-05

Realizan limpieza a TBG y Línea de flujo con HCL al 15% Técnico arranca equipo luego de varios intentos

se deja con 50 Hz por posibles atascamientos de equipo por posible suciedad.

06-Ago-05 1701 272 84 “ Ti” PPS

22-Ago-05 1835 294 84 “ Ti” PPS

XVII

FECHA BFPD BPPD BSW ARENA MÉTODO OBSERVACIONES

10-Sep-05 1840 294 84 “ Ti” PPS

09-Oct-05 1748 280 84 “ Ti” PPS

12-Oct-05 2093 167 84 “ Ti” PPS Salinidad= 8450 PPmcl

13-Oct-05 2100 42 98 “ Ti” PPS

14-Oct-05 2120 42 98 “ Ti” PPS Cierran pozo por alto BSW

08-Feb-06 Inicia W.O. # 05 ( Reparar BES )

12-Mar-06 Finaliza W.O. # 05. Bajan TD-850

18-Mar-06 706 141 80 “ Ui” PPS

22-Mar-06 564 169 70 “ Ui” PPS

06-Abr-06 776 202 74 “ Ui” PPS

20-Abr-06 678 149 78 “ Ui” PPS

12-May-06 666 147 78 “ Ui” PPS

28-Jun-06 713 157 78 “ Ui” PPS

28-Jul-06 740 44 94 “ Ui” PPS

29-Jul-06 741 104 86 “ Ui” PPS

30-Jul-06 701 98 86 “ Ui” PPS

02-Ago-06 525 74 86 “ Ui” PPS

07-Ago-06 729 117 82 “ Ui” PPS Cerrado por alto BSW y por daño en Quick Connector

( por robo de cable de superficie )

20-Feb-10 W/L recupera Std. Valve de 3-1/2” a 8989’

XVIII

FECHA BFPD BPPD BSW ARENA MÉTODO OBSERVACIONES

21-Feb-10 Inicia W.O. No.06 ( Recuperar tubería EUE de 3-1/2" y

equipo BES TD-850 )

27-Feb-10 Finaliza W.O. No.06 ( Pozo queda sin completación )

16-May-2011 Inicia W.O. No. 07 (Asentar CIBP a 9052'. Punzonar arena "Ui" (9040' - 9046') (6'). Evaluar arena. diseñar

BES

21-May-2011 Inicia evaluación a la arena “Ui” con JET-9A,elementos de presión y MTU al tanque

23-May-2011 552 497 10 “Ui” PPH Salinidad = 12400 ppm CL-

24-May-2011 Reversan JET. Bomba Sale con pocas partículas solidas en Nozzle y garganta. Desplazan JET-9A

27-May-2011 504 474 6 “Ui” PPH Salinidad = 50500 ppm CL-

28-May-2011 “Ui” PPH Cierran pozo para Build-up por 16 horas.

29-May-2011 “Ui” PPH Reversan JET. Recuperan elementos de presión. Pwf=682 PSI, Pws=2429 PSI. Desplazan JET-9A

30-May-2011 504 474 6 “Ui” PPH Salinidad = 43500 ppm CL-

28-May-2011 “Ui” PPH Salinidad = 50500 ppm CL-

03-Jun-2011 480 415 6 “Ui” PPH Salinidad = 49350 ppm CL

05-Jun-2011 432 406 6 “Ui” PPH Salinidad = 46800 ppm CL

07-Jun-2011 432 406 6 “Ui” PPH Salinidad = 44700 ppm CL

09-Jun-2011 432 406 6 “Ui” PPH Salinidad = 44700 ppm CL

11-Jun-2011 408 384 6 “Ui” PPH Salinidad = 44700 ppm CL

13-Jun-2011 384 361 6 “Ui” PPH Salinidad = 42300 ppm CL

15-Jun-2011 360 338 6 “Ui” PPH Salinidad = 42300 ppm CL

XIX

FECHA BFPD BPPD BSW ARENA MÉTODO OBSERVACIONES

17-Jun-2011 312 293 6 “Ui” PPH Salinidad = 42300 ppm CL

21-Jun-2011 264 248 6 “Ui” PPH Salinidad = 42000 ppm CL

23-Jun-2011 264 248 6 “Ui” PPH Salinidad = 42000 ppm CL

25-Jun-2011 240 226 6 “Ui” PPH Salinidad = 40500 ppm CL

28-Jun-2011 216 203 6 “Ui” PPH Salinidad = 41000 ppm CL

01-Jul-2011 192 180 6 “Ui” PPH Salinidad = 41000 ppm CL

03-Jul-2011 168 158 6 “Ui” PPH Salinidad = 41000 ppm CL

05-Jul-2011 144 135 6 “Ui” PPH Salinidad = 7900 ppm CL

06-Jul-2011 Realizan Estimulación con BJ Sandstone Acid 4.5%

Orgánico + HCL, sin éxito.

07-Jul-2011 168 156 7 “Ui” PPH Salinidad = 8200 ppm CL

09-Jul-2011 168 100 47 “Ui” PPH Salinidad = 8200 ppm CL

10-Jul-2011 Repunzonan con cañones convencionales intervalos

de “Uinf” 9040’ – 9046’

11-Jul-2011 0 0 0 “Ui” PPH Salinidad = 8200 ppm CL

12-Jul-2011 Chequean Completación Ok. ; intentan continuar

evaluando sin éxito.

13-Jul-2011 0 0 0 “Ui” PPH No hay aporte

14-Jul-2011 0 0 0 “Ui” PPH No hay aporte

14-Jul-2011 Suspenden operaciones, pozo sin aporte.

XX

ANEXO 3.4.- Historial de workover del pozo Pichincha 12

N° W.O Fecha Objetivo Motivo

22-oct-92: finalizan completación y pruebas iniciales

1 10-sep-93 Controlar avance de agua mediante cementación forzada en arena “t”. Evaluar arena “Ui”.

2 09-ago-94 Cementación forzada en arena “t”. Evaluar con bombeo hidráulico jet arenas “t” y “Ui”.

Completar para gas lift.

3 23 -dic-04 Cambio de BHA , bajar completación de fondo

Evaluar sin torre

4 13/01/2005 Cambio de sistema de PPH a PPS

5 12/03/2006 SQZ a “ti” y “Ui”. Correr registro gr. Evaluar. Diseñar bes

6 27-feb-2010 Recuperar tubería EUE de 3-1/2" y equipo BES td-850

7 16-may-2011 Asentar CIBP a 9052'. Punzonar arena "Ui" (9040' - 9046')

Evaluar arena. Diseñar bes

XXI

ANEXO N° 4.- Well Test

ANEXO 4.1.- Aplicaciones del software “Well test”

XXII

ANEXO 4.2.- Análisis de Build Up aplicado con Well Test

XXIII

XXIV

XXV

XXVI

XXVII

XXVIII