UNIVERSIDAD CENTRAL DEL ECUADOR FACULTAD DE … · denominado Optimización de la producción mediante el uso del mejor sistema de completación para dos arenas en forma conjunta

UNIVERSIDAD CENTRAL DEL ECUADOR

FACULTAD DE INGENIERÍA EN GEOLOGÍA, MINAS, PETRÓLEOS Y

AMBIENTAL

CARRERA DE INGENIERÍA DE PETRÓLEOS

“Optimización de la producción mediante el uso del mejor sistema de completación

para dos arenas en forma conjunta en el campo Singue-Bloque 53 operado por la

compañía Gente Oil Ecuador Pte. Ltd. año 2016”

Estudio Técnico presentado para optar el Título de Ingeniero de Petróleos

AUTOR:

Gualsaquí Túqueres Luis Felipe

TUTOR:

Ing. Marco Antonio Guerra Badillo

QUITO, OCTUBRE 2016

QUITO-ECUADOR

ii

DEDICATORIA

A ti Señor del Gran Poder por estar incondicionalmente conmigo, por darme la fuerza

necesaria para seguir adelante y no desfallecer en los problemas que se presentan a lo largo de

la vida, enseñándome y guiándome por el buen camino.

A mi padre Alberto Gualsaquí junto a mi madre María Angelita Túqueres por velar por mi

bienestar, brindándome todo su apoyo incondicional, sus enseñanzas y comprensión en este

camino de la vida.

A mis hermanas que han sido mis amigas que nunca me dejaron solo apoyándome en esta

lucha.

A mi hijo Felipe Sebastián Gualsaquí Túqueres quien ha sido mi fuerza, alegría y motivación

para seguir día a día buscando mis sueños.

Tu ayuda ha sido fundamental en este ciclo de la vida, en la cual nunca pensé encontrarte, has

estado conmigo en los momentos más difíciles. Esta tesis no fue fácil, pero estuviste

motivándome y ayudándome hasta donde tus alcances lo permitían, en la vida siempre hay un

momento que el camino se separa y cada uno tomará una dirección distinta pensando que algún

día los caminos se volverán a unir y a la final será un recuerdo. Te agradezco de corazón Odalys

Lizeth Carlosama Tuaza.

iii

AGRADECIMIENTO

A ti Dios por haberme dado la perseverancia, inteligencia y entendimiento para poder

realizarme como profesional y alcanzar un sueño.

A la compañía Gente Oil Ecuador Pte. Ltd. por la apertura brindada y en especial a los

Ingenieros: Patricio Gómez, Marlon Díaz y Fernando Ramírez por brindarme todos sus

conocimientos y experiencias.

Especialmente mi gratitud y respeto al Ing. Fernando Velásquez quien fue la persona que me

brindó la oportunidad de desarrollar este proyecto en la empresa Gente Oil Ecuador Pte. Ltd.

regalándome su apoyo y confianza.

A la Universidad Central del Ecuador especialmente a mi querida carrera de Ingeniería de

Petróleos, y a todos los docentes que conforman esta valiosa carrera por prepararme y

convertirme en un profesional con una visión de superación constante.

Finalmente, mi agradecimiento al Ing. Marco Guerra, tutor y acertada guía de este proyecto

de titulación.

iv

AUTORIZACIÓN DE AUTORÍA INTELECTUAL

Yo, Luis Felipe Gualsaquí Túqueres en calidad de autor del Proyecto Integrador realizado

sobre la: “OPTIMIZACIÓN DE LA PRODUCCIÓN MEDIANTE EL USO DEL MEJOR

SISTEMA DE COMPLETACIÓN PARA DOS ARENAS EN FORMA CONJUNTA EN

EL CAMPO SINGUE-BLOQUE 53 OPERADO POR LA COMPAÑÍA GENTE OIL

ECUADOR PTE. LTD. AÑO 2016”, por la presente autorizo a la UNIVERSIDAD

CENTRAL DEL ECUADOR, hacer uso de todos los contenidos que me pertenecen o de parte

de los que contienen esta obra, con fines estrictamente académicos o de investigación.

Los derechos que como autor me corresponden, con excepción de la presente autorización,

seguirán vigentes a mi favor, de conformidad con lo establecido en los artículos 5, 6, 8; 19 y

demás pertinentes de la Ley de Propiedad Intelectual y su reglamento.

Quito, 16 de noviembre del 2016

____________________________

Luis Felipe Gualsaquí Túqueres

C.C. 100356636-9

Telf.: 0999804731

E-mail: [email protected]

v



AMBIENTAL


APROBACIÓN DEL TRABAJO DE TITULACIÓN POR PARTE DEL

TUTOR

Por el presente dejo constancia que en mi calidad de Tutor he supervisado el desarrollo del

Trabajo de Titulación, cuyo tema es: “Optimización de la producción mediante el uso del

mejor sistema de completación para dos arenas en forma conjunta en el campo Singue-

Bloque 53 operado por la compañía Gente Oíl Ecuador Pte. Ltd. año 2016”, presentado

por el señor Luis Felipe Gualsaquí Túqueres para optar el Título de Ingeniero de Petróleos,

considero que reúne los requisitos y méritos suficientes para ser sometido a la evaluación y

presentación pública por parte del Tribunal que se designe.

En la ciudad de Quito a los 5 días del mes de octubre del 2016.

_______________________________

Marco Antonio Guerra Badillo

Ingeniero de Petróleos

C.C: 060087068-7

TUTOR

vi



AMBIENTAL


APROBACIÓN DEL TRABAJO DE TITULACIÓN POR PARTE DEL

TRIBUNAL

El Tribunal constituido por: Ing. Gustavo Pinto Arteaga, Ing. Marcelo David Benítez Guerra e

Ing. José Arnulfo Cóndor Tarco, luego de calificar el Informe Final de Trabajo de Titulación

denominado “Optimización de la producción mediante el uso del mejor sistema de

completación para dos arenas en forma conjunta en el campo Singue-Bloque 53 operado

por la compañía Gente Oíl Ecuador Pte. Ltd. año 2016”, previo a la obtención del título de

Ingeniero de Petróleos, presentado por el señor Luis Felipe Gualsaquí Túqueres, Emite el

siguiente veredicto de APROBADO para su presentación oral.

En la c iudad de Qui to a los 16 días del mes de noviembre del 2016

Para constancia de lo actuado firman:

___________________________

Ing. Gustavo Pinto Arteaga

PRESIDENTE DEL TRIBUNAL

DELEGADO DEL DECANO

_____________________________ ___________________________

Ing. Marcelo David Benítez Guerra Ing. José Arnulfo Cóndor Tarco

MIEMBRO MIEMBRO

vii

ABREVIATURAS Y SIGLAS

API: American Petroleum Institute

BES: Bombeo electrosumergible

BFPD: Barriles de fluido por día

Bo: Factor volumétrico del petróleo(Bls/STB)

BPPD: Barriles de petróleo por día

BSW: Basic Sediment and water (Sedimento básico y agua)

BU’P: Build up (Prueba de restauración de presión)

BWPD: Barriles de agua por día

CAP: Contacto agua petróleo

CEPE: Corporación Estatal Petrolera Ecuatoriana

DP: Diferencial de presión (PSI)

dpp: Disparos por pie

ESP: Electrical Submersible Pump (Bomba eléctrica sumergible)

EUR: Ultimate Recoverable Reserves (Reservas finales recuperables)

FCV: Flow Control Valve (Válvula de control de flujo)

GR: Gamma Ray log (API) (Registro de rayos gamma (API))

GOR: Gas Oil Ratio (Relación gas-petróleo)

H: Arena Hollin

HP: Horsepower (caballos de fuerza)

viii

Hrs: Horas

hz: Hercio o hertz

IP: Índice de productividad (BOPD/PSI)

K: Permeabilidad (milidarcy)

Kw: Kilovatios

MBls: Miles de barriles

MD: Measured Depth (Profundidad medida)

MM pcd: Millones de pies cúbicos estándar por día

MP: Mitad de perforaciones

ms: milisegundos

MTU: Móvil Test Unit (Unidad móvil de prueba)

N2: Nitrógeno

N/G: Relación espesor saturado neto-espesor saturado bruto

NPHI: Neutron - Porosity log (Registro de neutrón-porosidad)

Pb: Presión de burbuja (PSI)

Pe: Presión estática de reservorio (PSI)

PHIE: Porosity log (%) (Registro de porosidad (%))

POES: Petróleo Original en Sitio (MBls)

ppm: partes por millón

PSI: Pounds-force per square inch (Libra- fuerza por pulgada cuadrada)

ix

Pr: Presión del reservorio (PSI)

Pwf: Presión de fondo fluyente (PSI)

Pws: Presión de cierre (PSI)

RHOB: Density log(g/cm3) (Registro de densidad (g/cm3))

Rw: Water resistivity (ohm) (Resistividad del agua de formación (ohm))

SCADA: Supervisory Control And Data Acquisition (Control de supervisión y Adquisición

de Datos)

Sw: Water saturation (%) (Saturación de agua (%))

TCP: Tubing Conveyed Perforating (Con tubería de perforación)

TS: Arena T superior

TVD: True Vertical Depth (Profundidad vertical verdadera)

UI: Arena U inferior

UM: Arena U media

US: Arena U superior

VSD: Variable Speed Drive (Variador de frecuencia)

VSH: Shale volume (Volumen de arcilla)

WO: Workover

Ꝋ: Porosidad (%)

x

TABLA DE CONTENIDO

DEDICATORIA ...................................................................................................................... II

AGRADECIMIENTO .......................................................................................................... III

AUTORIZACIÓN DE AUTORÍA INTELECTUAL ........................................................ IV

APROBACIÓN DEL TRABAJO DE TITULACIÓN POR PARTE DEL TUTOR ........ V

APROBACIÓN DEL TRABAJO DE TITULACIÓN POR PARTE DEL TRIBUNAL VI

ABREVIATURAS Y SIGLAS ............................................................................................ VII

TABLA DE CONTENIDO..................................................................................................... X

LISTA DE TABLAS .......................................................................................................... XVI

LISTA DE ILUSTRACIONES ...................................................................................... XVIII

RESUMEN......................................................................................................................... XXII

ABSTRACT ..................................................................................................................... XXIII

INTRODUCCIÓN ................................................................................................................... 1

1. CAPÍTULO I..................................................................................................................... 3

1.1. Generalidades ................................................................................................................ 3

1.1.1. Planteamiento del problema .................................................................................... 3

1.1.1.1. Enunciado del problema ................................................................................... 3

1.1.1.2. Enunciado del tema .......................................................................................... 3

1.1.1.3. Formulación del problema ............................................................................... 3

1.1.2. Justificación e importancia ...................................................................................... 3

1.1.3. Objetivos .................................................................................................................. 4

1.1.3.1. Objetivo General: .................................................................................................. 4

1.1.3.2. Objetivos Específicos ....................................................................................... 4

1.2. Entorno de estudio ........................................................................................................ 4

1.2.1. Marco Institucional .................................................................................................. 4

1.2.2. Marco ético .............................................................................................................. 5

1.2.3. Marco legal .............................................................................................................. 6

2. CAPÍTULO II ................................................................................................................... 7

xi

2.1. Marco Teórico ................................................................................................................... 7

2.1.1. Descripción del campo Singue-Bloque 53 ................................................................... 7

2.1.1.1. Antecedentes .......................................................................................................... 7

2.1.1.2. Ubicación geográfica del campo Singue-Bloque 53 ............................................. 8

2.1.1.3. Geología del campo ............................................................................................... 9

2.1.1.4. Estructura ............................................................................................................. 10

2.1.1.5. Propiedades petrofísicas ...................................................................................... 13

2.1.1.6. Yacimientos ......................................................................................................... 13

2.1.1.6.1. Mecanismos de producción .............................................................................. 14

2.1.1.6.2. Propiedades de Fluidos ..................................................................................... 14

2.1.1.6.3. Análisis de presiones para cada yacimiento tomadas de las pruebas de B’UP 15

2.1.1.6.4. Historial de producción (H, T, U)..................................................................... 16

2.1.1.6.5. POES y Reservas del Campo Singue .............................................................. 18

2.1.1.7. Facilidades de producción Campo Singue ........................................................... 18

2.1.2. Descripción de los sistemas de completación para dos arenas en forma conjunta. ... 20

2.1.2.1. Tipos de sistemas de completación ..................................................................... 20

2.1.2.1.1. Completación dual paralelo y concéntrica ........................................................ 20

2.1.2.1.1.1 Completación dual paralelo ............................................................................ 20

2.1.2.1.1.2. Completación dual concéntrica ..................................................................... 22

2.1.2.1.1.3 Descripción general de herramientas para una completación dual concéntrica.

.......................................................................................................................................... 24

2.1.2.1.2. Completación inteligente .................................................................................. 31

2.1.2.1.2.1 Sistema de monitoreo (Monitoring System) ................................................... 31

2.1.2.1.2.2. Sistema de control de superficie (Surface control system) ............................ 32

a. Unidad de potencia hidráulica (HPU):.......................................................................... 32

b. Sistema de control uniconn ........................................................................................... 33

xii

2.1.2.1.2.3. Sistema Modular de Control Multizonal (Modular Multizonal Management

System) ............................................................................................................................. 34

2.1.2.1.2.3.1. Componentes del sistema modular de control multizonal .......................... 35

a. Válvula de control de flujo (Flow control valve) ......................................................... 35

b. Sensor (Sensors) ........................................................................................................... 37

c. Módulo hidráulico multipunto (Hydraulic multidrop module)..................................... 37

d. Empacador de múltiples orificios (Multiport packer) .................................................. 39

3. CAPÍTULO III ............................................................................................................... 41

3.1. Diseño metodológico ....................................................................................................... 41

3.1.1. Tipo de estudio ........................................................................................................... 41

3.1.2. Universo y muestra..................................................................................................... 41

3.1.3. Técnicas ...................................................................................................................... 41

4. CAPÍTULO IV ................................................................................................................ 43

4.1. Diseño del mejor sistema de completación para producir dos arenas en forma

conjunta. ................................................................................................................................. 43

4.1.1. Criterios para la selección del pozo candidato. .......................................................... 43

4.1.1.1. Estudio comparativo de parámetros petrofísicos por pozo en el Campo Singue 43

4.1.1.2. Estudio comparativo de Petróleo original en sitio y reservas por pozo ............... 45

4.1.1.3 Historial de Workover y perforaciones. ............................................................... 50

4.1.1.4. Historial de producción y Estado actual de cada pozo ....................................... 54

4.1.1.5. Características de la arena U inferior y T superior .............................................. 63

4.1.2. Descripción del Pozo de Desarrollo Singue-B7 ......................................................... 64

4.1.2.1. Aspectos generales .............................................................................................. 65

4.1.2.1.1. Geología............................................................................................................ 65

a. Ubicación del pozo Singue-B7 ..................................................................................... 65

b. Análisis petrofísico de las arenas .................................................................................. 67

4.1.2.1.2. Yacimientos ...................................................................................................... 69

xiii

4.1.2.1.3. Histórico de producción.................................................................................... 69

a. Napo U Superior: .......................................................................................................... 69

b. Napo T Superior: .......................................................................................................... 70

4.1.2.1.4. Diagrama de completación del pozo Singue-B7 .............................................. 73

4.1.3. Estudio de factibilidad para la implementación de uno de los tipos de completación

(dual-inteligente) para dos arenas en forma conjunta .......................................................... 74

4.1.3.1. Generalidades ...................................................................................................... 74

4.1.3.1.1. Procedimiento del análisis ................................................................................ 74

4.1.3.1.2 Optimización en la tubería de producción ......................................................... 76

4.1.3.1.3 Parámetros necesarios........................................................................................ 77

4.1.3.1.4 Comportamiento de afluencia de fluidos de formaciones Productoras ............. 78

4.1.3.1.5. Punto de operación en el análisis nodal ............................................................ 80

4.1.3.2. Análisis nodal para un sistema de completación dual concéntrica ...................... 81

4.1.3.2.1. Diseño del Equipo Electro sumergible para el pozo Singue-B7 en una

Completación Dual concéntrica ........................................................................................ 85

4.1.3.3. Análisis nodal para un sistema de completación inteligente ............................... 91

4.1.3.3.1. Diseño del BES para el pozo Singue-B7 en una Completación Inteligente ..... 95

4.1.3.4 Pronóstico de producción y estimación de reservas del pozo Singue-B7 en una

completación dual concéntrica y completación inteligente .............................................. 98

4.1.3.4.1. Pronóstico de producción en un Sistema de completación Dual Concéntrica . 98

4.1.3.4.2. Pronóstico de producción en Sistema de completación Inteligente ............... 101

4.1.3.4.3. Comportamiento de Producción Campo- Singue ........................................... 104

4.1.3.5 Ventajas y desventajas de una completación dual vs completación inteligente . 105

4.1.3.6. Completación Inteligente realizado en el Campo Singue-Bloque 53 ................ 106

4.1.3.6.1. Completación inteligente pozo Singue-B9 ..................................................... 106

4.1.3.6.2. Aspectos técnicos para la selección del pozo Singue-B9 ............................... 108

4.1.3.6.2.1. Geología....................................................................................................... 108

xiv

a. Ubicación del pozo Singue-B9 ................................................................................... 108

b. Análisis petrofísico de las arenas ................................................................................ 109

4.1.3.6.2.2. Yacimientos ................................................................................................. 112

4.1.3.6.2.3. Histórico de producción............................................................................... 113

4.1.3.6.2.4 Diagrama de completación del pozo Singue-B9 .......................................... 114

4.1.3.6.3. Estudio de factibilidad para la aplicación de una completación inteligente ... 115

4.1.3.6.3.1. Resultados de la simulación ........................................................................ 117

4.1.3.6.3.2. Producción con una completación inteligente e completación dual

concéntrica. ..................................................................................................................... 118

4.1.3.6.3.2.1. Software Well Watcher Advisor ............................................................... 120

a. Funcionalidad.............................................................................................................. 120

b. Reconstrucción de tasas (Back allocation) ................................................................. 120

4.1.3.6.3.3. Programa general de la intervención _ Singue-B9 ...................................... 122

4.1.3.6.4. Resultados de la implementación de la completación inteligente .................. 122

4.1.3.6.4.1. Reacondicionamiento pozo Singue-B9 ....................................................... 122

4.1.3.6.4.2. Histórico de producción............................................................................... 126

4.1.3.6.4.2.1. Producción de la arena U inferior antes de la completación inteligente .. 126

a. Producción antes de correr la completación inteligente con inyección de nitrógeno y a

flujo natural..................................................................................................................... 126

b. Producción antes de correr la completación inteligente con MTU ............................ 129

4.1.3.6.4.2.2. Producción durante la prueba con la completación inteligente. ............... 130

4.1.3.6.4.3. Pruebas de presiones realizadas en la completación inteligente .................. 134

4.1.3.6.4.3.1. Pruebas de presión en la arena T superior ................................................ 134

4.1.3.6.4.3.2. Pruebas de presión en la arena U inferior. ................................................ 134

4.1.3.6.4.3.3. Comportamiento de presiones en los sensores de la válvula de la

completaciòn inteligente ................................................................................................. 137

a. Comportamiento de presiones en los sensores de la válvula de la completaciòn

inteligente pozo Singue-B9 arena T superior ................................................................. 137

xv

b. Comportamiento de presiones en los sensores de la válvula de la completaciòn

inteligente pozo Singue-B9 arena U inferior .................................................................. 139

4.1.3.6.4.4. Diseño del equipo electro sumergible y comportamiento durante su

operación ........................................................................................................................ 143

5. CAPÍTULO V ............................................................................................................... 145

5.1. Análisis económico ........................................................................................................ 145

5.1.1. VAN: Valor actual neto............................................................................................ 145

5.1.2. TIR: Tasa interna de retorno .................................................................................... 146

5.1.3. Tiempo de Recuperación de Inversión ..................................................................... 146

5.1.4. Inversiones, ingresos y egresos en una completación dual e inteligente ................. 147

5.1.4.1. Costo de la tecnología de una completaciòn dual concéntrica e inteligente 147

5.1.4.2. Costo operativo de workover y producción de petróleo. ............................. 148

5.1.4.3. Costos de Mantenimiento ............................................................................. 149

5.1.4.4. Ingresos ........................................................................................................ 150

5.1.4.5. Análisis del resultado ................................................................................... 151

6. CAPÍTULO VI .............................................................................................................. 152

6.1. Conclusiones y recomendaciones ................................................................................. 152

6.1.1. Conclusiones ............................................................................................................ 152

6.1.2. Recomendaciones ..................................................................................................... 154

7. CAPÍTULO VII ............................................................................................................ 155

7.1. Referencias bibliográficas ............................................................................................ 155

xvi

LISTA DE TABLAS

Tabla 2.1 Parámetros petrofísicos y CAP de los yacimientos ............................................... 13

Tabla 2.2 Propiedades PVT .................................................................................................... 14

Tabla 2.3 Pruebas de Presión del Campo Singue-Bloque 53 .................................................. 15

Tabla 2.4 Producción por arena del Campo Singue-Bloque 53 .............................................. 16

Tabla 2.5 Campo Singue, Petróleo Original en Sitio (POES) ................................................ 18

Tabla 2.6 Campo Singue, Reservas probadas y remanentes 2015 .......................................... 18

Tabla 2.7 Herramientas de Completación Dual Concéntrica Singue-B5................................ 24

Tabla 4.1 Rango de Porosidad en las Rocas Reservorios ....................................................... 44

Tabla 4.2 Rango de Permeabilidades en las Rocas Reservorios ............................................. 44

Tabla 4.3 Parámetros Petrofísicos por pozo para la formación U inferior y T superior ......... 45

Tabla 4.4 Petróleo original en sitio por pozo–Campo Singue ................................................ 47

Tabla 4.5 Reservas con el Método de Declinación Exponencial ............................................ 48

Tabla 4.6 Reservas con el Método de Declinación Hiperbólica ............................................. 49

Tabla 4.7 Reservas con el Método de Declinación Armónica ................................................ 49

Tabla 4.8 Historial de intervenciones realizadas en los pozos del campo Singue .................. 51

Tabla 4.9 Aporte de producción por arena- campo Singue..................................................... 61

Tabla 4.10 Condición actual de producción por pozo junio 30, 2016 .................................... 62

Tabla 4.11 Condición actual por pozo de parámetros del Equipo Electro sumergible ........... 62

Tabla 4.12 Características petrofísicas pozo Singue-B7 ......................................................... 67

Tabla 4.13 BU’P arena T superior pozo Singue-B7 ............................................................... 69

Tabla 4.14 Producción actual pozo Singue-B7TS .................................................................. 72

Tabla 4.15 Ecuaciones usadas para el método de Vogel ........................................................ 79

Tabla 4.16 Datos ingresados en el programa PIPESIM .......................................................... 81

Tabla 4.17 Puntos de operación con diferentes diámetros de tubería ..................................... 83

Tabla 4.18 Puntos de operación con diferentes diámetros de tubería ..................................... 84

Tabla 4.19 Producción con una completaciòn dual concéntrica_ pozo Singue-B7 ................ 85

Tabla 4.20 Datos ingresados en el programa PIPESIM para el diseño del Equipo Electro

sumergible-Completación Dual Concéntrica ........................................................................... 86

Tabla 4.21 Producción con diferentes combinaciones de posición de válvula para la arena U

inferior y T superior ................................................................................................................. 93

Tabla 4.22 Producción Total con diferentes combinaciones de posición de válvula ............. 93

xvii

Tabla 4.23 Producción de petróleo con diferentes combinaciones de posición de válvula para

la arena U inferior y T superior................................................................................................ 93

Tabla 4.24 Producción total de petróleo con diferentes combinaciones de posición de válvula

.................................................................................................................................................. 94

Tabla 4.25 Presiones fluyentes con diferentes posiciones de válvula..................................... 94

Tabla 4.26 Datos ingresados en el programa PIPESIM para el diseño del Equipo Electro

sumergible-Completación Inteligente ...................................................................................... 95

Tabla 4.27 Pronóstico de producción pozo Singue-B7_Completaciòn Dual Concéntrica vs

Completaciòn inteligente ....................................................................................................... 103

Tabla 4.28 Ventajas y desventajas Completación Dual Concéntrica vs Completación

Inteligente .............................................................................................................................. 105

Tabla 4.29 Características petrofísicas arena T superior ...................................................... 109

Tabla 4.30 Producción inicial pozo Singue B-9 arena T superior ........................................ 109

Tabla 4.31 Características petrofísicas arena U inferior ....................................................... 111

Tabla 4.32 Datos del BU’P arena T superior ........................................................................ 112

Tabla 4.33 Producción final pozo Singue-B9 arena T superior ............................................ 113

Tabla 4.34 Datos Básicos del reservorio ............................................................................... 115

Tabla 4.35 Presiones fluyentes con diferentes posiciones de válvula................................... 118

Tabla 4.36 Programa general de intervención para la implementación de una completación

inteligente en el pozo Singue B9 ........................................................................................... 122

Tabla 4.37 Resumen de operaciones de reacondicionamiento pozo Singue-B9................... 124

Tabla 4.38 Pruebas con inyección de Nitrógeno y a Flujo Natural arena U inferior ............ 127

Tabla 4.39 Pruebas Móvil Test Unit arena U inferior........................................................... 129

Tabla 4.40 Producción Pozo Singue-B9_Completacion inteligente ..................................... 132

Tabla 4.41 Datos del BU’P arena T superior. ....................................................................... 134

Tabla 4.42 Primera prueba de presión fluyente y estática arena U inferior con Inyección de

N2 y MTU .............................................................................................................................. 135

Tabla 4.43 Segunda prueba de presión fluyente arena U inferior ......................................... 135

Tabla 4.44 Segunda prueba de presión fluyente arena U inferior ......................................... 136

Tabla 4.45 Tercera prueba de presión fluyente arena U inferior .......................................... 136

Tabla 4.46 Tercera prueba de presión estática arena U inferior ........................................... 136

Tabla 5.1 Inversión inicial de las tecnologías Dual concéntrica e Inteligente ...................... 147

Tabla 5.2 Costos de operaciones de workover ...................................................................... 148

Tabla 5.3 Costo de tratamiento de agua ................................................................................ 149

Tabla 5.4 Producción incremental anual de petróleo Singue-B7 ......................................... 150

xviii

Tabla 5.5 Análisis económico para una completaciòn Dual concéntrica ............................. 151

Tabla 5.6 Análisis económico para una completaciòn Inteligente ........................................ 151

LISTA DE ILUSTRACIONES

Ilustración 2.1 Ubicación del Campo Singue – Bloque 53 ...................................................... 9

Ilustración 2.2 Mapa Estructural en Profundidad TVDSS – Tope T Superior (CI = 10 pies)11

Ilustración 2.3 Mapa Estructural en Profundidad TVDSS – Tope U Inferior (CI = 10 pies) 12

Ilustración 2.4 Producción histórica por arena en el campo singue ....................................... 17

Ilustración 2.5 Completación Dual Paralela ........................................................................... 21

Ilustración 2.6 Completación Dual Concéntrica .................................................................... 23

Ilustración 2.7 Sistema de monitoreo ..................................................................................... 32

Ilustración 2.8 Sistema de control de superficie ..................................................................... 34

Ilustración 2.9 Sistema Modular de Control Multizonal ........................................................ 35

Ilustración 2.10 Válvula de control de flujo ........................................................................... 36

Ilustración 2.11 Sensor de control de flujo............................................................................. 37

Ilustración 2.12 Módulo hidráulico multipunto ..................................................................... 38

Ilustración 2.13 Empacador de múltiples orificios ................................................................. 40

Ilustración 4.1 Radios de drenaje para cada pozo .................................................................. 46

Ilustración 4.2 Reservas probadas desarrolladas del campo Singue ...................................... 50

Ilustración 4.3 Historial de producción pozo Singue-A1UI ................................................... 54

Ilustración 4.4 Historial de producción pozo Singue-B4UI ................................................... 55



Ilustración 4.7 Historial de producción pozo Singue-A11UM............................................... 56

Ilustración 4.8 Historial de producción pozo Singue-B2TS................................................... 57

Ilustración 4.9 Historial de producción pozo Singue-B3TS................................................... 57

Ilustración 4.10 Historial de producción pozo Singue-B4TS................................................. 58




Ilustración 4.14 Historial de producción pozo Singue-B5H .................................................. 60


Ilustración 4.16 Aporte de producción por arena - campo Singue ......................................... 62

xix

Ilustración 4.17 Historial de producción reservorio U inferior .............................................. 63

Ilustración 4.18 Historial de producción reservorio T superior ............................................. 64

Ilustración 4.19 Mapa Estructural Tope T superior ............................................................... 66

Ilustración 4.20 Registro petrofísico pozo Singue-B7 ........................................................... 68

Ilustración 4.21 Historial de producción pozo Singue-B7US ................................................ 70

Ilustración 4.22 Historial de producción Singue-B7TS ......................................................... 70

Ilustración 4.23 Parámetros del Equipo Electrosumergible pozo Singue-B7TS.................... 71

Ilustración 4.24 Estado actual del equipo Electro sumergible pozo Singue-B7TS ................ 71

Ilustración 4.25 Pronóstico de producción pozo Singue-B7TS ............................................. 72

Ilustración 4.26 Diagrama de completación pozo Singue-B7 ................................................ 73

Ilustración 4.27 Pérdidas de presión y nodos principales en un sistema básico de producción.

.................................................................................................................................................. 74

Ilustración 4.28 Optimización de tubería vertical y línea horizontal ..................................... 76

Ilustración 4.29 Curva por el método de Vogel ..................................................................... 79

Ilustración 4.30 Modelo en PIPESIM con las condiciones operativas para la producción en la

arena T superior-Completación Dual ....................................................................................... 82

Ilustración 4.31 Análisis Nodal para la arena T superior-Completación Dual ...................... 82

Ilustración 4.32 Modelo en PIPESIM con las posibles condiciones operativas para la

producción en la arena U inferior- Completación Dual ........................................................... 83

Ilustración 4.33 Análisis Nodal para la arena U inferior-Completación Dual ....................... 84

Ilustración 4.34 Curva de desempeño de la bomba DN-1800_Singue-B7UI ........................ 87

Ilustración 4.35 Curvas variables de velocidad de la bomba DN-1800_Sigue-B7UI ............ 87

Ilustración 4.36 Curva de desempeño de la bomba DN-1800_ Singue-B7TS ....................... 88

Ilustración 4.37 Curvas variables de velocidad de la bomba DN-1800_Sigue-B7TS ........... 89

Ilustración 4.38 Diagrama de completación pozo Singue-B7_ Completación Dual

Concéntrica .............................................................................................................................. 90

Ilustración 4.39 Posiciones de las válvulas controladoras de flujo ........................................ 91

Ilustración 4.40 Modelo en PIPESIM para una producción en forma conjunta en el Pozo

Singue-B7_Completaciòn Inteligente ...................................................................................... 92

Ilustración 4.41 Curva de desempeño de la bomba SN-3600_ Singue-B7 ............................ 96

Ilustración 4.42 Curvas variables de velocidad de la bomba SN-3600_Sigue-B7 ................. 96

Ilustración 4.43 Diagrama de completación del pozo Singue-B7_ Completación Inteligente

.................................................................................................................................................. 97

Ilustración 4.44 Pronóstico de producción pozo Singue-B7TS_CDC ................................... 99

Ilustración 4.45 Perfil de producción pozo Singue-B7TS _Completación Dual Concéntrica99

xx

Ilustración 4.46 Pronóstico de producción pozo Singue-B7UI _ CDC ................................ 100

Ilustración 4.47 Perfil de producción pozo Singue-B7UI _Completación Dual Concéntrica

................................................................................................................................................ 100

Ilustración 4.48 Pronóstico de producción pozo Singue-B7TS _ Completación Inteligente

................................................................................................................................................ 101

Ilustración 4.49 Perfil de producción pozo Singue-B7TS _Completación Inteligente ........ 101

Ilustración 4.50 Pronóstico de producción pozo Singue-B7UI _ Completación Inteligente 102

Ilustración 4.51 Perfil de producción pozo Singue-B7UI _Completación Inteligente ......... 102

Ilustración 4.52 Perfil de producción pozo Singue-B7TS_ Completación Dual Concéntrica

vs Completación inteligente ................................................................................................... 103

Ilustración 4.53 Perfil de producción pozo Singue-B7UI_ Completación Dual Concéntrica

vs Completación inteligente ................................................................................................... 104

Ilustración 4.54 Pronóstico de producción campo Singue _Completación Dual Concéntrica y

Completación inteligente ....................................................................................................... 105

Ilustración 4.55 Comportamiento de producción del campo Singue antes de la Re-

completación .......................................................................................................................... 107

Ilustración 4.56 Comportamiento de producción del campo Singue después de la Re-

completación. ......................................................................................................................... 107

Ilustración 4.57 Mapa Estructural Tope U inferior .............................................................. 108

Ilustración 4.58 Análisis Petrofísico y Registro de Cemento Arenisca T Superior ............. 110

Ilustración 4.59 Análisis Petrofísico y Registro de Cemento en la Arenisca U Inferior. ..... 111

Ilustración 4.60 Pronóstico de producción pozo Singue-B9TS ........................................... 113

Ilustración 4.61 Diagrama de completación pozo Singue-B9 antes de la Re-completación 114

Ilustración 4.62 Modelo en PIPESIM de las posibles condiciones operativas del sistema para

una producción simultánea. ................................................................................................... 116

Ilustración 4.63 Producción con diferentes posiciones de la válvula. .................................. 117

Ilustración 4.64 Producción de petróleo con diferentes posiciones de la válvula. ............... 117

Ilustración 4.65 Producción obtenida con la simulación para la completación inteligente e

completación dual .................................................................................................................. 119

Ilustración 4.66 Plataformas del software Well Watcher Advisor ....................................... 120

Ilustración 4.67 Well Watcher Advisor- Reconstrucción de tasas (Back allocation) .......... 121

Ilustración 4.68 Diagrama de completación pozo Singue-B9 después de la Re-completación

................................................................................................................................................ 125

Ilustración 4.69 Comportamiento de producción con inyección de nitrógeno y a flujo natural

................................................................................................................................................ 128

Ilustración 4.70 Comportamiento de producción en prueba con MTU ................................ 130

xxi

Ilustración 4.71 Comportamiento de producción pozo Singue B-9 _Completación inteligente

................................................................................................................................................ 133

Ilustración 4.72 Comportamiento de presiones en los sensores de la válvula de la

completación inteligente pozo Singue-B9TS......................................................................... 139

Ilustración 4.73 Comportamiento de presiones en los sensores de la válvula de la

completaciòn inteligente pozo Singue-B9UI ......................................................................... 141

Ilustración 4.74 Comportamiento de presiones pozo Singue B9 Completación inteligente 142

Ilustración 4.75 Parámetros del Equipo Electro sumergible Singue-B9_Completación

Inteligente .............................................................................................................................. 143

Ilustración 4.76 Estado actual del equipo Electro sumergible Singue-B7TS....................... 144

xxii

Tema: “Optimización de la producción mediante el uso del mejor sistema de completación

para dos arenas en forma conjunta en el campo Singue-Bloque 53 operado por la compañía

Gente Oíl Ecuador Pte. Ltd. año 2016”

Autor: Luis Felipe Gualsaquí Tùqueres

Tutor: Ing. Marco Antonio Guerra Badillo

RESUMEN

Luego de algún tiempo de producción, existe una declinación natural en cada reservorio que

incide en la disminución de producción afectando los resultados de drenaje y,

consecuentemente los beneficios económicos a la empresa Gente Oil Ecuador Pte. Ltd.

Con este estudio se pretende optimizar la producción mediante el uso del mejor sistema de

completación para dos arenas en forma conjunta con el fin de compensar la declinación natural

de producción de cada reservorio discriminando en forma racional la producción de las mismas.

El análisis para implementación del mejor sistema de completación dual concéntrica o

completación inteligente se desarrolló a los 8 pozos del campo Singue, luego se determinó el

mejor pozo de todo el campo Singue en base a los requerimientos y condiciones del reservorio.

El diseño para la instalación de uno de los tipos de completación para el pozo seleccionado fue

procesado con el programa PIPESIM que permite simular el flujo multifásico a través de

tuberías encontrando el punto de producción óptima, lo cual permitió hacer un pronóstico de

producción a través de curvas de declinación.

Los resultados de rentabilidad, retorno de la inversión, costo, tiempo de instalación, ventajas y

desventajas de los diferentes tipos de completación permitieron determinar que la completación

dual concéntrica es factible implementarlo en el pozo seleccionado Singue B7.

El desarrollo y resultados de estudio técnico-económico provienen de un campo real en

operación, cuyo análisis y resultados obtenidos son confiables por tener la asesoría de personal

técnico con experiencia. Además, este estudio aplica conceptos de ingeniería de petróleos.

PALABRAS CLAVES: COMPLETACIÓN DUAL, COMPLETACIÓN INTELIGENTE,

SELECCIÓN POZO CANDIDATO, ANÁLISIS, BENEFICIOS E IMPLEMENTACIÓN

xxiii

Subject: “Production enhancement through the use of the optimal completion system in two

sands at the same time in the Singue field – Block 53 operated by the company Gente Oil

Ecuador Pte. Ltd. Year: 2016.”

Author: Luis Felipe Gualsaquí Túqueres

Tutor: Eng. Marco Antonio Guerra Badillo

ABSTRACT

After a well has been producing for a while, there is a natural decrease in each reservoir which

causes a production drop, and this alters the drainage results and consequently the financial

benefits for the company Gente Oil Ecuador Pte. Ltd.

The intention of this study is to optimize the production thru the use of an enhanced completion

for two sands at the same time with the purpose of compensating the natural production

decrease in each reservoir distinguishing rationally the production in both reservoirs.

The analysis for implementing the best dual concentric completion system or intelligent

completion was through the development of the eight wells in the Singue field, afterwards the

best well in the Singue field was completed based on the requirements for the implementation

and conditions of the reservoir.

The design for the installation of one of the completion types for the selected well was

processed through the PIPESIM software that facilitates the simulation of the multiphasic flow

through the pipelines and can pinpoint the optimum production rate, making it possible to do a

production forecast through the decreasing curves.

The profitability results, return on the investment, cost, installation time, advantages and

disadvantages of the different completion models determined that the dual concentric

completion was a viable option in the well chosen in Singue B7.

The development and results of the technical-financial study originate from a real field

currently in operation and whose analysis and results achieved are reliable due to the

supervision of an experienced technical team. In addition this study applies concepts of

petroleum engineering.

KEY WORDS: DUAL COMPLETION, INTELLIGENT COMPLETION, SELECTION OF

CANDIDATE WELL, ANALYSIS, BENEFITS, IMPLEMENTATION

I CERTIFY that the above and foregoing is a true and correct translation of the original

document in Spanish.

______________________________

Eng. Marco Antonio Guerra Badillo

ID: 060087068-7

Certified Translator

1

INTRODUCCIÓN

La aplicación de una completación en dos zonas productoras brinda beneficios relacionados a

costo, tiempo y producción en la industria Hidrocarburífera, razón por la cual este estudio busca

identificar el mejor sistema de completación para los pozos del campo Singue.

El análisis se desarrolló a todos los 8 pozos del campo Singue -Bloque 53 que actualmente

están en producción, y la selección se basó en condiciones petrofísicas favorables, existencia

de reservas que generen utilidad, mínimo número de intervenciones al pozo, que no estén muy

depletados los reservorios, buen potencial de producción, oportunidades de producción en una

nueva arena y un diagnóstico de uno de los tipos de completación realizado en este campo,

cuya comparación de rentabilidad, retorno de la inversión, tiempo de implementación, costo,

ventajas y desventajas entre sistemas de completación , nos permitirá determinar si es factible

su implementación.

El estudio desarrollado se lo presenta en los siguientes capítulos:

En el capítulo I, se describe el problema, la necesidad y objetivo de implementar un sistema de

completación para dos arenas en forma conjunta, así como el marco institucional, ético y legal

En el capítulo II, se describen todas las características del campo Singue, entre ellos sus

antecedentes, ubicación geográfica, geología del campo, estructura, propiedades petrofísicas,

comportamiento del yacimiento, mecanismos de producción, propiedades PVT, historial de

producción, reservas del campo, facilidades de superficie y la descripción de las características

de las herramientas que forman un sistema de completación dual e inteligente.

En el capítulo III, se describen la metodología y técnicas de recolección, procesamiento de

datos con los programas Avocet 2014 (Información de producción), PIPESIM 2012

(simulación de flujo multifásico) y OFM 2014.1 (pronóstico de producción), análisis y

2

discusión de datos utilizada para realizar este estudio técnico económico para la

implementación de un sistema de completación

En el capítulo IV, se describen los criterios para la selección del mejor pozo candidato

mediante estudios comparativos de parámetros petrofísicos, reservas del campo, historial de

workover, historial y condiciones actuales de producción, una vez realizado esto se describe

el pozo seleccionado con su estudio de factibilidad para la implementación de uno de los tipos

de sistemas de completación mediante un análisis nodal con su respectivo diseño de equipo

electro sumergible, además un pronóstico de producción en los dos sistemas de completación,

ventajas y desventajas entre estos tipos de completaciones ,y finalmente el comportamiento de

producción, presiones y condiciones actuales obtenidos en la implementación reciente de una

completación inteligente en el campo Singue,

En el capítulo V, se describe el análisis económico para la implementación de un tipo de

sistema de completación basado en resultados de indicadores económicos para determinar si es

rentable realizar esta inversión con la producción de petróleo incremental que brindas estos

tipos de completaciones

En el capítulo VI, se especifican las conclusiones y recomendación obtenidas con los resultados

de este análisis.

En el capítulo VII, se refiere a toda la información bibliográfica citada y consultada obtenida

de artículos científicos y revistas y sitios web utilizados

3

1. CAPÍTULO I

1.1. Generalidades

1.1.1. Planteamiento del problema

1.1.1.1.Enunciado del problema

¿La implementación del mejor sistema de completación con el fin de optimizar la producción

de dos o más arenas, ayuda a obtener los mejores resultados en el drenaje del campo?

1.1.1.2.Enunciado del tema

“Optimización de la producción mediante el uso del mejor sistema de completación para dos

arenas en forma conjunta en el campo Singue-Bloque 53 operado por la compañía Gente Oil

Ecuador Pte. Ltd. año 2016”

1.1.1.3.Formulación del problema

Una disminución de caudal de petróleo en la producción del campo Singue-Bloque 53 es

principalmente en la arena T superior, con un incremento alto de BSW, por lo cual es necesario

optimizar la producción de esa arena y otras arenas, consiguiendo un drenaje uniforme de las

mismas. Por esta necesidad se realizó un estudio técnico-económico de todos los pozos

productivos que pretende identificar y seleccionar el mejor sistema de completación en dos

arenas en forma conjunta para los pozos mediante la utilización de parámetros y/o criterios

técnicos para un análisis de selección y analogías de los diferentes sistemas de completación

para optimizar la producción de las arenas en forma conjunta.

1.1.2. Justificación e importancia

Ante la necesidad de compensar la declinación de petróleo, que conlleva optimizar la

producción, el presente trabajo busca determinar la importancia de implementar el mejor

sistema de completación para dos arenas en forma conjunta en los pozos, el mismo que ayudará

4

a alcanzar los mejores resultados de drenaje lo que redundará en recuperar las reservas

remanentes del campo en forma óptima, el cual traerá beneficios económicos a la empresa.

1.1.3. Objetivos

1.1.3.1. Objetivo General:

Optimizar la producción mediante el uso del mejor sistema de completación para dos arenas

en forma conjunta en el campo Singue-Bloque 53 operado por la compañía Gente Oil Ecuador

Pte. Ltd. año 2016 con el fin de discriminar en forma racional la producción de cada arena.

1.1.3.2.Objetivos Específicos

• Analizar las características, ventajas y desventajas de los tipos de sistemas de

completación.

• Seleccionar el mejor sistema de completación para los pozos.

• Identificar el comportamiento de producción con los diferentes tipos de

completaciòn.

• Determinar el punto óptimo de producción de los diferentes tipos de completación.

• Realizar una predicción de producción en los diferentes tipos de completación.

• Determinar efectividad, costo y beneficios de los sistemas de completación (dual

concéntrica e inteligente)

1.2. Entorno de estudio

1.2.1. Marco Institucional

Este estudio se realiza cumpliendo los requerimientos de la Carrera de Ingeniería de Petróleos

de la Facultad de Ingeniería en Geología, Minas, Petróleos y Ambiental en el campus de la

Universidad Central del Ecuador

5

Carrera de Ingeniería de Petróleos

Misión: “Formar integralmente a Ingenieros de Petróleos con excelencia para el desarrollo de

las actividades relacionadas con el aprovechamiento óptimo y sustentable de los hidrocarburos,

con valores éticos y comprometidos con el desarrollo del Ecuador, capaces de liderar equipos

multidisciplinarios y tomar decisiones para responder a las exigencias nacionales e

internacionales” (Carrera de Ingeniería de Petróleos, 2016)

Visión: “Al 2020 ser líder en la información, investigación, innovación para el

aprovechamiento sustentable de los hidrocarburos en beneficio de la sociedad ecuatoriana”

(Carrera de Ingeniería de Petróleos, 2016)

Además, se cuenta con el auspicio de la empresa:

Gente Oil Ecuador Pte. Ltd.

Misión: “Explorar, encontrar y extraer petróleo y gas, con tecnología de punta, expertos,

comprometidos a causar el menor impacto ambiental y fortalecer el crecimiento económico de

la región”.

Visión: “Explorar, detectar y desarrollar las reservas de petróleo y gas mediante el uso de la

tecnología más avanzada, al tiempo que salvaguardamos el medio ambiente y protegemos la

salud y la seguridad de nuestro personal, nuestros socios, los habitantes del lugar y sus

comunidades”.

1.2.2. Marco ético

El presente proyecto es realizado en forma ética, responsable y sostenible, no afecta intereses

del país y de las instituciones, tampoco a los autores de estudios similares, con respeto al medio

ambiente y a la comunidad.

6

1.2.3. Marco legal

Reforma del Reglamento de Régimen Académico mediante Resolución RPC-SO-18 No.206-

2015 del 6 de mayo del 2015. (Consejo de Educación Superior, 2013)

“Los estudiantes que actualmente están cursando sus estudios y han cumplido el 80% de la

malla curricular, integran directamente la Unidad de Titulación Especial. Las suficiencias como

idiomas, informática, educación física, vinculación con la colectividad no son un requisito para

ingresar a la UDTE, pero si para la graduación. Estos estudiantes tienen plazo hasta terminar

el proceso de titulación para culminar las suficiencias.” (Unidad Académica de Titulación de

la Universidad Central, 2015).

Gente Oíl Ecuador Pte. Ltd.

“Mediante la resolución No. 677-20 emitida por el Ministerio de Recursos no Renovables el

21 de marzo del 2012, se adjudicó el Contrato de Prestación de Servicios para la Exploración

y /o Explotación de Hidrocarburos (Petróleo Crudo), en el Bloque Singue de la Región

Amazónica ecuatoriana al CONSORCIO DGC, conformado por DYGOIL CONSULTORIA

Y SERVICIOS PETROLEROS CIA. LTDA. 60% y GENTE OIL DEVELOPMENT

ECUADOR LLC 40%”.

7

2. CAPÍTULO II

2.1. Marco Teórico

2.1.1. Descripción del campo Singue-Bloque 53

2.1.1.1. Antecedentes

El campo Singue fue adjudicado el 23 de abril del 2012 a la empresa Gente Oil Ecuador Pte.

Ltd. con una superficie de 34.46 kilómetros cuadrados (3.446 hectáreas). Hasta ese entonces

sólo se habían perforado dos pozos: el Alama-1 perforado por CEPE en 1982 el cual resultó

ser un pozo seco y el Singue-1 perforado por Petroproducción en 1990 teniendo un resultado

exitoso con una producción inicial de 1575 BOPD de 25° API de la arena Napo U a 7740 ft

(2359.15 metros). El pozo Singue-1 después de su completación y producción de 477,444.00

barriles de petróleo se cerró debido a una obstrucción hoyo abajo en el año 1997.

En enero del 2013 GOE se realizó un WO después de determinar las malas condiciones del

revestimiento y el problema de la obstrucción que consistía de una varilla de bombeo rota que

no había podido ser retirada conjuntamente con la bomba en 1997, la producción comenzó al

principio libre de agua con 700 BPPD de 25 ° API que fue transportado por vacuums por la

carretera hasta el campo Sansahuari de PETROAMAZONAS para su fiscalización, finalmente

se llevó al campo Tipishca, donde se construyeron instalaciones temporales de fiscalización.

Con la perforación del pozo Singue- B2 en una segunda plataforma de perforación llamada

plataforma Singue B construida paralelamente en el 2013, se realizaron pruebas de producción

encontrando los siguientes resultados: 1100 BPPD de 20° API con 0 % de BSW, encontrando

un potencial importante de reservas en la arena Napo U y Napo T.

Luego se perforó el pozo Singue B-3 cuyas pruebas arrojaron tasas superiores a 1200 bpd y se

encontró que las arenas Napo U, tanto Inferior como Superior contenían petróleo y que la arena

Napo T es una arena petrolífera de mayor espesor

8

Los pozos de desarrollo Singue B2 y B3 con levantamiento BES se basaron en la

reinterpretación de la sísmica 3D proporcionada por Sinopec en el año 2005, a su vez, con la

información obtenida de estos pozos se consiguió realizar ajustes a la sísmica existente. El

estudio de núcleos, análisis de fluidos en pruebas PVT, pruebas de presión han permitido

simular nuevas condiciones en el reservorio lo que a su vez significó nuevos límites en la

estructura original para ampliar el campo. (Geociencias GOE (C), 2015)

Actualmente, este campo cuenta con 9 pozos productivos (SA-1 "UI"; SA11"UM"; SB-2 "TS";

SB-3 "TS"; SB-4 "UI"; SB-5 "UI"; SB-6 "UI"; SB-7 "TS"; SB-9 "UI + TS"), 5 cerrados (SB-4

"TS" SB-5 "H"; SB-5 "TS"; SB-6 "TS"; SB-7 "US") y un pozo inyector (SA-10 "UI") con una

producción total de 5200 BPPD.

2.1.1.2. Ubicación geográfica del campo Singue-Bloque 53

El Bloque 53, campo Singue está ubicado en la provincia de Sucumbíos, cantones Putumayo y

Lago Agrio, parroquias Pacayacu y Palma Roja, a unos 259 km al oriente de Quito y a 27 km

al sur de la frontera colombiana, tiene una superficie de 34.46 kilómetros cuadrados (3.446

hectáreas). Geográficamente el campo se encuentra situado en la zona 18 Sur en coordenadas

UTM (Geociencias GOE (C), 2015).

La Ilustración 2.1 muestra la ubicación del Bloque Singue en la cuenca oriente.

9

Ilustración 2.1 Ubicación del Campo Singue – Bloque 53

Fuente: (Geociencias GOE (C), 2015)

2.1.1.3. Geología del campo

La ubicación del Campo Singue está situado al este de los Andes, en la Cuenca Amazónica del

oriente ecuatoriano, entre el campo VHR al norte y el campo Sansahuari – Cuyabeno. Al sur

tiene condiciones geológicas en sus yacimientos muy favorables en cuanto a la calidad como

10

roca reservorio y al fluido. La perforación de nuevos pozos en el campo ha permitido

determinar la presencia de hidrocarburos en seis reservorios, siendo estos, de abajo hacia arriba,

las areniscas Hollín, T Superior, U Inferior, U Superior, M2 y Basal Tena. (Geociencias GOE

(C), 2015)

2.1.1.4. Estructura

El campo Singue se ubica hacia el norte del tren estructural proveniente de los campos

Sansahuari - Cuyabeno, los cuales se formaron como resultado de la inversión tectónica del

Eoceno Temprano a Medio, en tal razón se podría asumir que la estructura Singue tiene la

misma edad de estructuración.

La estructura de Singue es un anticlinal bastante simétrico y alargado de Norte-Sur. Sus

dimensiones están por los 3 km de largo y 1.7 km de ancho. Muestra un cierre estructural a los

cuatro lados, equivalente a 8 milisegundos que aproximadamente a 50 pies de cierre.

Al flanco este de la estructura se le ha interpretado una falla (norte-Sur), la misma que ayuda

de mejor manera a cerrar la estructura hacia este flanco. Sin embargo, en la información sísmica

disponible, no se observa con claridad discontinuidad en los horizontes sísmicos, únicamente

flexuras, al contrario de lo que se observa al Oeste de la estructura, donde se localiza una falla

de tipo regional que se prolonga desde el Campo Cuyabeno - Sansahuari y se extiende hacia el

norte del Bloque 53. En los mapas que se presentan, no se encontró ninguna falla. (Geociencias

GOE (C), 2015).

La Ilustración 2.2 muestra el Mapa Estructural en Profundidad TVDSS – Tope T Superior (CI

= 10 pies)

11

Ilustración 2.2 Mapa Estructural en Profundidad TVDSS – Tope T Superior (CI = 10 pies)


12

La Ilustración 2.3 muestra el Mapa Estructural en Profundidad TVDSS – Tope U Inferior

(CI = 10 pies)

Ilustración 2.3 Mapa Estructural en Profundidad TVDSS – Tope U Inferior (CI = 10 pies)


13

2.1.1.5. Propiedades petrofísicas

La Tabla 2.1 muestra los parámetros petrofísicos y CAP de los yacimientos del campo Singue

Tabla 2.1 Parámetros petrofísicos y CAP de los yacimientos


2.1.1.6. Yacimientos

Los principales reservorios de abajo hacia arriba son las areniscas Hollín, T Superior, U

Inferior, U Superior, M2 y Basal Tena.

La arena Basal Tena únicamente se determinó en un solo pozo Singue B3, razón por la cual

su presencia en el área de Singue es aún incierta, sin embargo, esta formación presente mejor

desarrollo en los campos vecinos.

La arena U Superior con su segmento aportó un crudo de 14° API en el pozo SB7 que resultó

poco manejable en la operación del campo. Su espesor tiene poca variabilidad, está alrededor

de los 30 pies en TVD.

La mejor arena sin duda es la arena U inferior con características petrofísicas bastante buenas

y medidas de permeabilidades que alcanzan hasta los 3 darcies y un crudo de 23 °API según se

PozoFormación

(pies)

Espesor bruto

(pies)

Espesor neto

(pies)N/G (%)

Porosidad

(%)

Saturación de agua

(%)Pozo

Formación

(pies)

Espesor bruto

(pies)

Espesor neto

(pies)N/G (%)

Porosidad

(%)

Saturación de agua

(%)

Singue-A1 24.00 16.50 16.12 97.70 21.00 58.40 Singue-A1 68.00 20.00 15.25 76.25 21.10 48.30

Singue-B2 32.00 17.50 13.33 76.17 20.20 32.40 Singue-B2 65.40 48.50 30.94 63.80 16.60 36.20

Singue-B3 31.00 30.85 26.45 85.72 19.10 21.50 Singue-B3 70.20 59.47 51.86 87.19 19.60 33.90

Singue-B4 26.00 12.50 10.01 80.06 19.00 40.50 Singue-B4 67.90 35.00 32.25 92.13 19.40 39.50

Singue-B5 26.70 27.00 15.94 59.06 20.60 32.20 Singue-B5 60.30 60.30 47.59 78.93 18.10 33.50

Singue-B6 27.30 21.05 17.95 85.27 20.20 36.20 Singue-B6 75.00 51.33 34.53 67.28 17.20 54.40

Singue-B7 25.60 26.00 24.00 92.31 17.50 32.00 Singue-B7 76.20 47.50 34.10 71.79 20.70 34.70

Singue-B9 24.50 24.72 21.10 85.36 18.60 30.90 Singue-B9 66.00 41.76 11.72 28.07 15.60 46.80

Singue-A10WIW 29.00 Singue-A10WIW 61.80

Promedio 27.34 22.02 18.11 82.71 19.53 35.51 Promedio 67.87 45.48 32.28 70.68 18.54 40.91

PozoFormación

(pies)

Espesor bruto

(pies)

Espesor neto

(pies)N/G (%)

Porosidad

(%)

Saturación de agua

(%)Pozo

Formación

(pies)

Espesor bruto

(pies)

Espesor neto

(pies)N/G (%)

Porosidad

(%)

Saturación de agua

(%)

Singue-1 114.60 44.00 43.67 99.25 23.00 24.80 Singue-A1 46.00

Singue-B2 72.60 42.00 35.46 84.43 18.80 25.50 Singue-B2 41.00 13.50 11.79 87.35 15.30 54.00

Singue-B3 76.00 42.69 42.24 98.93 21.50 15.00 Singue-B3

Singue-B4 69.40 28.00 26.25 93.75 19.30 28.10 Singue-B4 53.00 18.50 16.07 86.84 20.50 56.10

Singue-B5 72.20 38.00 32.75 86.20 20.40 22.40 Singue-B5 42.00 31.00 30.45 98.23 18.40 41.30

Singue-B6 75.50 40.71 37.04 90.97 19.10 27.30 Singue-B6 44.00 13.22 11.24 84.98 20.60 59.40

Singue-B7 89.40 50.00 46.25 92.50 20.50 18.70 Singue-B7 39.00 14.50 13.62 93.92 17.70 53.50

Singue-B9 102.85 58.44 48.90 83.68 18.40 25.30 Singue-B9 39.00 12.70 11.50 90.56 15.90 50.30

Singue-A10WIW 90.43 Singue-A10WIW 51.00

Promedio 84.78 42.98 39.07 91.22 20.13 23.39 Promedio 44.38 17.24 15.78 90.31 18.07 52.43

LIP/LAC/CAP (TVDSS) U Sup U Inf T Sup Hollin

A1 -6855 -6932 -7048

B2 -6853 -6939 -7052 -7151

B3 -6847 -6927 -7052 -7153

B4 -6860 -6937 -7050 -7166

B5 -6850 -6921 -7053 -7150

B6 -6852 -6933 -7044 -7164

B7 -6854 -6932 -7054 -7151

B9 -6848 -6929 -7049 -7147

OWC (TVDSS) -6855 -6931 -7050 -7153

-7148 No confiable

Parámetros Petrofísicos de la Arenisca Hollín

Parámetros Petrofísicos de la Arenisca U Superior

Parámetros Petrofísicos de la Arenisca U Inferior

Parámetros Petrofísicos de la Arenisca T Superior

14

deduce de los estudios realizados en los núcleos recogidos. Actualmente ésta arena está

produciendo en algunos pozos (SB-4 “UI”; SB-5 “UI”; SB-6 “UI” y SB-9 “UI”), además de la

inicial SA-1 “UI”, su espesor entre 70 y 110 pies TVD.

La arena T superior ha sido la arena que ha aportado a la producción del campo en un 95%

del total acumulado, sus permeabilidades respecto al análisis de núcleos realizado son del orden

de 150-300 md y un crudo de 27 °API. Su espesor tiene un promedio de 63 pies TVD.

La arena Hollín con un crudo de 26 °API cuya producción fue obtenida en el único pozo

probado al momento el SB5, lamentablemente ahora sin aporte, su espesor promedio es de 43

pies TVD. (Geociencias GOE (C), 2015)

2.1.1.6.1. Mecanismos de producción

El mecanismo de producción del campo Singue es una combinación entre expansión de roca -

fluido y empuje hidráulico el mismo que es característico para la cuenca Oriente.

El mecanismo de empuje hidráulico por sus características se lo considera lateral para la arena

T superior y empuje de fondo para la arena U inferior, cuyo tamaño de acuífero aún no ha sido

determinado. (Geociencias GOE (C), 2015)

2.1.1.6.2. Propiedades de Fluidos

Los resultados de los análisis de PVT realizado en los pozos del campo Singue se detallan a

continuación:

Tabla 2.2 Propiedades PVT

Fuente: Área de reservorios “Gente Oil Ecuador Pte. Ltd.”

Bo µo Co Pr Ty Pb Grav. gas GOR Salinidad

BY/BN cp 10-6/psi PSI °F PSI SCF/STB Cl

Singue A-1 1-Ago-94 U inferior 24.4 1.2289 3.2 - 3292 206 550 1.473 162 12400

Singue B-2 19-Dic-13 T superior 29.2 1.17 1.98 8.42 3102 208 456 1.505 188.4 6500

Singue B-6 4-Ene-15 Hollin 25.4 1.19 2.63 9.09 3015 210 597 1.384 220.38 7600

9-Mar-15 U Superior 12.8 1.139 77.17 6.83 2864 207 575 1.192 216.22 n/a

18-Feb-15 U inferior 21.3 - - - 3115 216 739.7 1.375 158.8 n/a

Singue B-9 29-Ene-16 U inferior 24.6 1.134 3.61 9.35 2920 216 813 1.263 202 11421

Fuente: Gente Oil Ecuador Pte. Ltd.

POZO ARENA API

PVT

FECHA

Singue B-7

15

2.1.1.6.3. Análisis de presiones para cada yacimiento tomadas de las pruebas de B’UP

La prueba de presión realizados en los pozos del campo Singue, se detallan a continuación:

Tabla 2.3 Pruebas de Presión del Campo Singue-Bloque 53

PRUEBAS DE PRESIÓN - CAMPO SINGUE

POZO ARENAS FECHAS

INTERVALO DE PRUEBA (MD)

PMDP CON TVD

DATUM P*

al DATUM PROF.

DEL SENSOR(MD)

ft PSI ft PSIa ft

SINGUE-A1 UI 34030 7744-7753 3236.6

6900 3292

7664 41791 7748-7763 2917.18 2925.15

SINGUE-B2 TS

8-12/10/2013 8023-8048

3154.22

7020

3173.94

7711.4 26-29/05/2014 2905.7 2923.86

42403 8023-8049 2616.12 2632.47

2-9/03/2016 2013-8048 2615.48 2714.78 7718.3

2-11/03/2016 8023-8040 2708.87 2728.42

SINGUE-B3 TS 15-18/12/2013

8306-8336 3012.79

7020 3058.36

7709.26 22-24/05/2014 2922.56 2966.76

SINGUE-B4 TS 19-24/07/2014 7964-7982 2869.17

7020 2925.39 6938.8

14-15/01/2016 7964-7983 2516.46 2248.96 7905

SINGUE-B5

HOLLIN 14-20/08/2014 8162-8180

2992.250425 7150

3007.268962 8040.88

TS 19-27/05/2015 2905.874929 2920.459934

10-19/06/2015 8031-8061 2420.555414 7020 2438.916643 7980

SINGUE-B6 TS 8-14/10/2014

8270-8326 2748.374962

7020 2781.444644

7336.75 14-16/10/2015 2303.545385 2331.262677

SINGUE-B7 US 30/11-03/12/2014 7900-7915 2888.61533 6840 2577.011839 7840.39

TS 19-25/12/2014 8080-8016 2555.601527 7020 2285.445614 7933.39

SINGUE-B9

TS 04/12/2014 @

08/01/2015 8558-8582 2630.2574 7020 2636.135593 8446

UI

01-05/12/2015 8412-8422/8428-8448 2929.06728

6900

2910.527086 8291.66

26/12/2015 @ 09/01/2016

8412-8422/8428-8449 2932.083692 2622.64963 8125

28-29/01/2016 8412-8422/8428-8450 2920.670769 2612.441157

Fuente: Área de reservorios "Gente Oil Ecuador Pte. Ltd."

16

2.1.1.6.4. Historial de producción (H, T, U)

La Tabla 2.4 ilustra el historial de producción por arena del Campo Singue-Bloque 53, donde

de 1991 a 1997 ilustra el historial de producción de la empresa PETROPRODUCCION y desde

el 12 de enero del 2013 muestra el historial de producción de Gente Oil Ecuador Pte. Ltd.

Tabla 2.4 Producción por arena del Campo Singue-Bloque 53

Fuente: Área de Producción "Gente Oil Ecuador Pte. Ltd."

Petróleo Agua Gas Petróleo Agua Gas Petróleo Agua Gas Petróleo Agua Gas Petróleo Agua Gas

BLS BLS MPC BLS BLS MPC BLS BLS MPC BLS BLS MPC BLS BLS MPC

1991 132,767.00

1992 116,504.00

1993 65,625.00

1994 51,014.00

1995 35,671.00

1996 33,324.00

1997 42,539.00

Enero 7,033.17 253.30 2,139.54

Febrero 11,696.76 47.60 2,665.54

Marzo 17,248.71 275.00 4,038.17

Abril 62.10 23.90 0.00

Mayo 8,149.72 281.42 1,744.03

Junio 10,809.65 956.62 2,313.27

Julio 9,631.27 1,568.80 2,061.07

Agosto 7,425.11 1,551.84 1,588.96

Septiembre 7,711.18 2,215.22 1,650.16

Octubre 11,690.99 4,647.29 2,549.14 10,811.09 786.65 2,163.76

Noviembre 10,714.95 4,471.92 2,294.69 28,249.13 1,156.00 5,654.79

Diciembre 9,283.98 4,594.05 1,985.94 38,640.30 477.28 7,497.82

Enero 8,167.16 4,501.60 1,844.96 53,713.55 278.42 11,130.57

Febrero 6,008.23 3,681.60 1,288.09 55,338.92 188.72 10,982.05

Marzo 5,896.25 4,008.48 1,263.37 69,976.26 142.37 13,890.42

Abril 6,185.55 4,173.18 1,326.68 71,312.21 144.44 14,172.98

Mayo 4,994.31 3,342.81 1,072.58 69,727.99 138.70 13,872.62

Junio 3,267.43 2,307.52 703.07 73,062.78 149.92 14,563.34

Julio 1,313.15 878.87 283.16 87,462.80 172.97 17,474.28

Agosto 0.00 0.00 0.00 143,892.12 1,137.13 27,822.00 8,300.37 1,012.66 1,243.00

Septiembre 0.00 0.00 0.00 130,410.33 2,937.17 25,503.34 20,235.36 1,906.82 2,886.20

Octubre 1,094.92 928.18 127.71 0.00 0.00 0.00 146,458.72 26,929.05 29,186.60 18,893.92 2,043.31 2,655.91

Noviembre 11,383.80 3,389.91 2,246.25 6,283.15 4,308.48 1,280.26 144,541.64 39,361.04 29,007.00 16,304.92 1,809.13 2,325.07

Diciembre 15.00 6.37 2.97 2,101.03 1,718.76 435.26 181,287.26 26,432.27 35,751.98 14,554.64 1,617.25 2,224.11

Enero 0.00 0.00 0.00 209,843.88 14,231.73 42,895.03 13,386.34 1,515.28 1,889.46

Febrero 0.00 0.00 0.00 195,257.45 14,896.76 42,786.09 11,465.52 2,027.02 1,784.25

Marzo 4,842.30 4,837.02 968.51 210,411.80 23,390.76 48,364.52 12,849.45 2,266.70 2,014.83

Abril 8,029.95 8,030.40 1,639.37 189,002.71 31,990.17 45,106.00 11,462.38 2,022.92 1,829.16

Mayo 8,407.09 8,457.72 1,615.28 186,521.06 44,343.20 44,410.42 8,608.49 1,628.08 1,376.37

Junio 7,586.68 7,634.60 1,378.51 172,877.18 61,123.01 42,028.00 0.00 0.00 0.00

Julio 7,597.61 8,739.85 1,415.83 167,117.32 77,844.27 42,925.55

Agosto 7,174.71 8,780.39 1,255.69 157,411.14 85,005.45 39,664.48

Septiembre 7,419.05 9,345.08 987.24 143,946.71 88,333.92 38,244.64

Octubre 7,029.76 10,969.17 875.02 147,329.71 107,834.19 40,585.97

Noviembre 4,794.98 8,495.23 612.23 128,240.87 113,532.15 36,151.26

Diciembre 12,685.03 12,740.29 1,819.91 120,159.20 119,477.96 34,415.72

Enero 67,860.77 22,144.49 10,718.48 88,172.86 108,922.41 25,309.70

Febrero 74,545.65 51,691.11 12,858.38 61,277.45 99,026.47 19,778.76

Marzo 4,881.15 359.01 737.22 65,706.05 74,316.03 12,322.06 66,447.73 105,381.69 21,561.45

Abril 5,841.20 69.88 884.61 56,693.70 86,439.92 11,226.61 79,104.20 126,347.44 25,508.38

Mayo 1,977.77 77.36 302.09 56,170.42 100,334.73 13,088.24 81,950.88 146,218.56 28,163.93

Junio

Julio

Agosto

Septiembre

Octubre

Noviembre

Diciembre

12,493.72 4,324.46 2,376.93 12,700.12 506.25 1,923.92 1,029,661.60 472,764.29 107,309.30 3,709,957.25 1,468,332.27 876,573.45 136,061.39 17,849.17 20,228.36

20

16

Total

PRODUCCIÓN POR ARENA- CAMPO SINGUEUS UM UI TS H

Año Mes

20

13

20

14

20

15

17

La Ilustración 2.4 muestra el comportamiento de producción de las arenas productoras del

campo Singue.

Ilustración 2.4 Producción histórica por arena en el campo singue

18

2.1.1.6.5. POES y Reservas del Campo Singue

Las Tablas 2.5 y 2.6 indican los valores de POES y reservas totales obtenidas para el campo.

La producción acumulada a diciembre 31 del 2015 llega a 4,190.25 MBls, lo cual deja

11,717.40 MBls como reservas remanentes.

Tabla 2.5 Campo Singue, Petróleo Original en Sitio (POES)


Tabla 2.6 Campo Singue, Reservas probadas y remanentes 2015


2.1.1.7. Facilidades de producción Campo Singue

El campo Singue tiene al momento dos locaciones, plataforma Singue A y Singue B, donde se

procesa toda la producción del campo, por otro lado, las entregas se realizan de dos formas

para una producción de 5480 BOPD a los dos puntos de fiscalización asignados: Estación

Sansahuari (Petroamazonas) entregas mediante oleoducto con sistema automatizado de

RESERVORIO AREA CEROEspesor de

Pago

VOLUMEN DE

ROCAN/G POR Sw

Factor

Volumétrico

Inicial, Boi

Petróleo Original

en Sitio POES

acres pies acre-pie % % % By/Bn MBls

U Sup 661.27 22.02 9,148.17 82.71 19.53 35.51 1.16 6,390.04

U Inf 1,218.03 42.98 31,021.46 91.22 20.13 23.39 1.23 27,549.57

T Sup 1,110.73 46.56 30,871.22 70.68 18.54 20.00 1.17 21,459.22

Hollin 450.10 17.50 6,207.45 90.31 18.07 52.43 1.19 3,141.54

Total 58,540.37 Sw=20%, curvas de permeabilidad relativa

RESERVORIO Petróleo Original

en Sitio POES

Factor de

Recobro

Reservas

Probadas

Produccion

Acumulada Dic-31-

2015

Reservas

Remanentes

MBls ( % ) MBls MBls MBls

U Sup 6,390.04 0.20 12.49 12.49 0.00

U Inf 27,549.57 29.74 8,193.74 708.83 7,484.91

T Sup 21,459.22 35.25 7,565.35 3,332.86 4,232.49

Hollin 3,141.54 4.33 136.06 136.06 0.00

Total 58,540.37 15,907.65 4,190.25 11,717.40

19

transferencia (Lease Automatic Custody Transfer) y Mariann 4A Battery (Andes Petroleum)

entregas mediante método dinámico por medidor de flujo.

Plataforma Singue A

Está compuesta por una planta de tratamiento de agua con capacidad para 20000 BWPD, que

es manejada por Schlumberger, un tanque de almacenamiento para el agua producido en el

campo Singue, una cuarto de control, un cuarto de tratamiento químico, dos filtros tipo cáscara

de nuez, 8 tanques de 500 barriles y 3 bombas HP(Horizontal Pump) para la inyección en el

pozo Singue A-10 U inferior.

En esta plataforma se incluye el único pozo con levantamiento mecánico con Rotaflex

(tecnología weartherford) Singue A-1 U inferior, la generación eléctrica se lleva adelante con

2 equipos moto generadores de 245 kw, un Switchgear y su respectivo tanque de diésel, una

caseta de químicos para inyección con sus respectivas bombas pistón y Bulk drums. Toda la

producción obtenida en esta locación de los pozos Singue A-1 U inferior y Singue A-11 U

media es transportada por oleoducto a la plataforma Singue B para el correspondiente proceso.

Plataforma Singue B

Es la plataforma principal de producción y procesos, misma que cuenta con los siguientes

equipos de proceso: Un tanque de surgencia de 8000 barriles de capacidad, 2 tanques de 500

barriles para pruebas de pozo, 4 tanques de 500 barriles para almacenamiento de crudo y un

tanque de 500 barriles para almacenamiento de agua, dos botas verticales de gas para 2.5 mm

pcsd, dos manifold de producción con dos cabezales, un medidor multifásico Vx Vortex, un

Knock Out Drum( separador trifásico), un horizontal header treater, 2 teas de gas para 2.5 mm

pcsd que actúan como tea de baja y tea de alta, una caseta de químicos para la inyección con

sus respectivas bombas pistón y Bulk drums, una bomba booster para transportar agua a la

20

planta de tratamiento en la locación Singue A y una caseta para dos bombas booster y su isla

de carga para vacumms.

Una caseta de dos bombas boooster y dos bombas HP (Horizontal Pump) para bombeo de crudo

a Sansahuari, 2 casetas para variadores de frecuencia y transformadores, 2 generadores de 500

kw y un generador de 600 kw conectados en paralelo para los pozos B2, B3, B4, B5, B6, B7 y

B9, se incluye un switchgear, un tanque de almacenamiento de diésel para la generación

eléctrica. Actualmente se realiza la inyección de los siguientes químicos:

1. Demulsificante vía capilar.

2. Anti escala vía recirculación.

3. Antiparafínico directamente a líneas de flujo.

4. Anticorrosivo por anular

2.1.2. Descripción de los sistemas de completación para dos arenas en forma conjunta.

2.1.2.1. Tipos de sistemas de completación

2.1.2.1.1. Completación dual paralelo y concéntrica

2.1.2.1.1.1 Completación dual paralelo

“El Sistema Dual produce de dos zonas productoras en el mismo pozo usando dos Bombas

Eléctricas Sumergibles (BES). El equipo BES inferior es instalado dentro de una cápsula

(POD) de 7”, bajo este se encuentra instalado un ensamble Tailpipe el cual tiene un Localizador

con unidades de sello y mule shoe, las cuales penetraran en el Seal Bore Packer (ID pulido)

que estará situado entre las dos zonas de interés, con esta configuración de Packer y cápsula

POD aíslan las zonas productoras una de otra.

El flujo de fluido de la zona inferior se canaliza a través del Tailpipe y llega hasta la cápsula

de 7” POD, de ahí será levantada hasta superficie con la ayuda del equipo BES Inferior. Un

equipo BES Superior instalado sobre el Pump Support será instalado arriba del POD, para

producir la zona superior. Las producciones llegan a superficie a través de las tuberías

21

paralelas, es decir en ningún momento llegan a encontrarse una con la otra. Con esto se

consigue que las dos zonas sean independientes, o simultáneamente producidas, ya que la

producción de cada zona llega a superficie a través de tuberías separadas, por lo tanto, pueden

ser medidas independientemente en superficie.” (Chicaiza, 2015).

La Ilustración 2.5 detalla los tipos de completación dual paralela

Ilustración 2.5 Completación Dual Paralela

Fuente: (Chicaiza, 2015)

22

2.1.2.1.1.2. Completación dual concéntrica

Una completación dual concéntrica permite obtener la producción de dos zonas o reservorios

diferentes al mismo tiempo en trayectorias de flujo independiente mediante el diseño de doble

sarta de tuberías, accesorios y herramientas, usando una Bomba Eléctrica Sumergible (BES)

para cada zona productora.

“El equipo BES inferior es instalado dentro de una cápsula (POD) de 7”, bajo este se encuentra

instalado un ensamble Tailpipe el cual tiene un localizador con unidades de sello y mule shoe,

las cuales penetraran en el Seal Bore Packer tipo Quantum PKR (4.00” ID pared pulida) que

estará situado entre las dos zonas de interés, con esta configuración de Packer y cápsula POD

aíslan las zonas productoras una de otra.

El flujo de fluido de la zona inferior se canaliza a través del Tailpipe y llega hasta la cápsula

de 7” POD, de ahí será levantada hasta superficie con la ayuda del equipo BES Inferior.

En conjunto un equipo BES SUPERIOR & un Sistema Dual de flujo con By-pass “FLOW X-

OVER ASSEMBLY” será instalado arriba del POD, para producir la zona superior.

El sistema de cruce de flujos permite que el fluido producido de la zona inferior pase a través

de este (BY-PASS TUBING) sin mezclarse con la producción que viene de la zona superior ya

que el flujo que viene de la zona inferior y es levantado con la ayuda del equipo BES inferior

es conducido hasta superficie a través de la tubería interior de 2-7/8”, y el fluido que viene de

la zona superior que es levantado con la ayuda del equipo BES superior es conducido hasta

superficie a través del anular que se forma entre la tubería exterior de 5- ½” y la tubería interior

de 2-7/8”. Por lo tanto, las dos zonas son producidas en forma separada, independiente y

simultáneamente, ya que la producción de cada zona llega a superficie a través de tuberías

separadas y permiten medidas independientemente en superficie.” (Chicaiza, 2015)

23

La Ilustración 2.6 detalla los tipos de completación dual concéntrica.

Ilustración 2.6 Completación Dual Concéntrica

Fuente: (Chicaiza, 2015)

24

2.1.2.1.1.3 Descripción general de herramientas para una completación dual concéntrica.

Tabla 2.7 Herramientas de Completación Dual Concéntrica Singue-B5

No

. DESCRIPCION

CONEXIÓN

SUPERIOR CONEXIÓN INFERIOR

LONGITUD

(Pies)

D.E.

(Pulgadas)

D.I.

(Pulgadas)

TUBERIA CONCENTRICA 2 7/8"

Elevación de la Mesa Rotaria a la sección inferior 40,33

Colgador 11" 5000 psi x 2-7/8" 6.5# N-80 EUE Box x Box 3 1/2" EUE Box 2-7/8" EUE Box 1 N/A 2,441

1 Adaptador 2 7/8" 8.6# N-80 EUE Pin x SEC Pin 2 7/8" EUE Pin 2 7/8" SEC Pin 0,78 2,875 2,259

2 Tubo corto 2 7/8" 7.8# L-80 SEC Box x Pin 2 7/8" SEC Box 21,85 2,875 2,259

T Tubería de Producción 2-7/8" 7.8# L-80 SEC Box x Pin 2 7/8" SEC Box 2 7/8" SEC Pin 6541 2,875 2,323

3 Adaptador 2 7/8" SEC Box x 2 3/8" EUE Pin 2 7/8" SEC Box 2 3/8" EUE Pin 1,2 3,562 2,259

4 Camisa de circulación de 2 3/8" 4.7# N-80 EUE Box x Pin, 1.87"

Perfil X 2 3/8" EUE Box 2 3/8" EUE Pin 3,7 3,25 1,875

5 Adaptador 2 3/8" EUE Box x 2 7/8" SEC Pin 2 3/8" EUE Box 2 7/8" EUE Pin 0,4 3,562 2,259

6 Tubo corto 2 7/8" 6.5# EUE Box x NU Pin 2 7/8" EUE Box 2 7/8" NU Pin 15,7 2,875 2,441

7 Adaptador 2-7/8 6.5# N-80 NU Box x 2 11/16-12 UNS Pin 2 7/8" NU Box 2 11/16-12 UNS Pin 0,65 2,875 2,441

25

8 Espaciador 2 11/16-12 UNS Box x Pin 2 11/16-12 UNS Box 2 11/16-12 UNS Pin 4 2,97 2,33

9 Unidad de sellos 3.000" Seal Bore, 2 11/16-12 UNS Box x Pin 2 11/16-12 UNS Box 2 11/16-12 UNS Pin 3 3 2,33

10 Casco de mula 2 11/16-12 UNS Box 2 11/16-12 UNS Box N/A 0,4 2,97 2,33

TUBERIA EXTERNA 5 1/2"

Elevación de la Mesa Rotaria a la sección inferior 40,33

Colgador 11" 5000 psi x 5-1/2" 17# N-80 BTC Box x Box 5 1/2" BTC Box 5 1/2" BTC Box 1 N/A 4,892

11 Tubo corto 5-1/2" 17# N-80 BTC Box x Pin 5 1/2" BTC Box 5 1/2" BTC Pin 14,96 5,5 4,892

T Tubería de Producción 5-1/2" 17# N-80 BTC Box x Pin 5 1/2" BTC Box 5 1/2" BTC Pin 6560 5,5 4,892

12 Tubo corto 5-1/2" 17# N-80 BTC Box x Pin 5 1/2" BTC Box 5 1/2" BTC Pin 10,37 5,5 4,892

13 Y-tool, 5-1/2" 17# N-80 BTC Box x 3-5/8" UNS Box x 2-7/8" NU

Box 5 1/2" BTC Box

3-5/8" UNS Box x 2-7/8"

NU Box 1,25 8,265 3,055

EQUIPO BES SUPERIOR

14 Tubo corto 2-7/8" 6.5# N-80 NU Pin x EUE Pin 2 7/8" NU Pin 2 7/8" EUE Pin 9,68 2,875 2,441

15 Junta Telescópica con Swivel 2-7/8" 6.5# N-80 EUE Box x Pin 2 7/8" EUE Box 2 7/8" EUE Pin 5 3,97 2,36

16 Válvula de un solo sentido (Check valve) 2-7/8" 6.5# N-80 EUE

Box x Pin 2 7/8" EUE Box 2 7/8" EUE Pin 1,18 3,925 1,995

17 Adaptador 2-7/8" 6.5# EUE Box x 2 3/8" 4.5# EUE Pin 2 7/8" EUE Box 2 3/8" EUE Pin 0,81 3,75 1,995

26

B E

S

S

U

P E

R

I O

R

HEAD BOLT ON DISCHARGE PMP400 RLOY 2 3/8" EUE Box Flange 0,48 4 1,995

DISCHARGE PHOENIX PRESSURE PMP 400 RLOY Flange Flange 0,75 4 N/A

BOMBA D460N 121 ETAPAS, 66CR-CT-AFT-INC-ES-ZZ-RLOY Flange Flange 11,97 4 N/A

BOMBA D460N 152 ETAPAS, 66CR-CT-AFT-INC-ES-ZZ-RLOY Flange Flange 14,78 4 N/A

AGH, D5-21-32-ETAPAS 66CR-CT-AFT-INC-ES-ZZ-RLOY Flange Flange 6,35 4 N/A

SEP DE GAS, DRS-RLOY Flange Flange 2,27 4 N/A

PROTECTOR SUPERIOR BPBSL-RLOY-UT-AFL-RS-NTB/HL Flange Flange 8,03 4 N/A

PROTECTOR INFERIOR BPBSL-RLOY-LT-AFL-RS-NTB/HL Flange Flange 8,03 4,56 N/A

MOTOR RA -S-RLOY-AS-AFL-GRB-MAX 165HP, 1370V, 78.6AMP Flange Flange 20,3 4,56 N/A

SENSOR PHOENIX, XT150, TYPE 1 Flange Flange 1,87 4,56 N/A

18 PRONG 2-3/8 4.7# EUE PIN X 2-1/2" ACME 2-3/8" EUE Pin 2-1/2" ACME Pin 1,34 2,375 N/A

TUBERIA BYPASS 2 7/8"

21 Junta receptora de sellos, Seal Bore ID 3.000”, 3-5/8 - 10 UNS

Pin x Pin 3 5/8" - 10 UNS Pin 3-5/8" - 10 UNS Pin 6,1 4 3

22 Adaptador 3-5/8 - 10 UNS Box x 2-7/8" 6.5 N-80 EUE Pin 3 5/8" - 10 UNS Box 2 7/8" EUE Pin 0,83 4 3

23 Swivel 2-7/8" 6.5# N-80 EUE Box x Pin 2 7/8" EUE Box 2 7/8" EUE Pin 1,67 4,015 2,431

24 Adaptador 2 7/8" 8.6# EUE Box x SEC Pin 2 7/8" EUE Box 2 7/8" SEC Pin 0,85 3,562 2,259

27

25 Tubo corto combinado 2-7/8" 8.6# TN-110 SEC Box x S-TL Pin 2 7/8" SEC Box 2 7/8" STL Pin 3,35 2,875 2,259

26 Tubería de bypass 2-7/8" 8.6# TN-110 ST-L Box x Pin 2 7/8" STL Box 2 7/8" STL Pin 73,19 2,875 2,259

27 Tubo corto combinado 2-7/8" 8.6# TN-110 ST-L Box x NU Pin 2 7/8" STL Box 2 7/8" NU Pin 6,85 2,875 2,259

28 Bloque de soporte 2-7/8" 6.5# N-80 NU Box x Box x 2-1/2"

ACME Box 2 7/8" NU Box 2 7/8" NU Box 0,6 8,015 2,374

29 Tubo corto combinado 2-7/8" 6.5# N-80 NU Pin x SEC Pin 2 7/8" NU Pin 2 7/8" SEC Pin 7,3 2,875 2,259

T Tubería de Producción 2-7/8" 7.8# SEC Box x Pin 2 7/8" SEC Box 2 7/8" SEC Pin 130 2,875 2,323

30 Adaptador 2 7/8" SEC BOX x 2 3/8" EUE PIN 2 7/8" SEC Box 2 3/8" EUE Pin 0,83 3,562 2,259

31 SL SL OTIS X 2-3/8" 4.6# EUE Box x Pin, 1.87" 2 3/8" EUE Box 2 3/8" EUE Pin 3,7 3,25 1,875

32 Adaptador 2 3/8" EUE BOX x 2 7/8" SEC PIN 2 3/8" EUE Box 2 7/8" SEC Pin 0,75 3,562 2,259

T Tubería de Producción 2-7/8" 7.8# L-80 SEC Box x Pin 2 7/8" SEC Box 2 7/8" SEC Pin 31,66 2,875 2,323

33 Tubo corto combinado 2-7/8" 7.8# SEC Box x NU Pin 2 7/8" EUE Box 2 7/8" NU Pin 7,8 2,875 2,441

34 POD 7" 26# N-80 BTC Pin x 2-7/8" 6.5# P-110 NU Box x Box x

1/2 x 3/8" NPT 2 7/8" NU Box

2 7/8" NU Box / 7" BTC

Pin 0,46 7 2,259

EQUIPO BES INFERIOR

35 Tubo corto 2 7/8" 6.5# N-80 NU Pin x EUE Pin 2 7/8" NU Pin 2 7/8" EUE Pin 14 2,875 2,441

28

37 Adaptador 2 7/8" EUE Box x 2 3/8" EUE Pin 2 7/8" EUE Box 2 3/8" EUE Pin 0,43 3,25 1,995

B E

S

I N

F E

R

I O

R

HEAD BOLT ON DISCHARGE PMP400 RLOY 2 3/8" EUE Box Flange 0,48 4 1,995

DISCHARGE PHOENIX PRESSURE PMP 400 RLOY Flange Flange 0,75 4 N/A

BOMBA D1150N 179 ETAPAS, 66CR-CT-AFT-INC-ES2-ZZ-RLOY Flange Flange 16,21 4 N/A

AGH, D5-21-32-ETAPAS 66CR-CT-AFT-INC-ES-ZZ-RLOY Flange Flange 6,35 4 N/A

INTAKE, ARZ-ZS-RLOY Flange Flange 1 4 N/A

PROTECTOR SUPERIOR BPBSL-RLOY-AFL-RS-NTB/HL Flange Flange 8,17 4 N/A

PROTECTOR INFERIOR BPBSL-RLOY-AFL-RS-NTB/HL Flange Flange 8,5 4 N/A

MOTOR RA -S-RLOY-AS-AFL-NTBMSB, 192HP, 2537V, 48.5AMP Flange Flange 28,47 4,56 N/A

SENSOR PHOENIX, XT150, TYPE 1 Flange 2 3/8" EUE Pin 1,87 4,5 N/A

CENTRALIZER CSG 7" FERR 2 3/8" EUE Box n/a 2,1 5,5 N/A

ENCAPSULADO 7"

38 Capsula de 7" 26# N-80 BTC Box x Pin 7" BTC Box 7" BTC Pin 175,05 7 6,276

39 Adaptador 7" 26# N-80 BTC Box x 2 7/8" 6.5# SEC Pin 7" BTC Box 2 7/8" SEC Pin 1,67 7 2,441

T Tubería de Producción 2-7/8" 7.8# L-80 SEC Box x Pin 2 7/8" SEC Box 2 7/8" SEC Pin 899 2,875 2,323

40 Adaptador 2 7/8" 6.5# N80 SEC Box x 2 7/8" EUE Pin 2 7/8" SEC Box 2 7/8" EUE Pin 0,8 3,562 2,259

41 Junta de seguridad 2 7/8" 6.5# N-80 EUE Box x Pin (50.000 lbs) 2 7/8" EUE Box 2 7/8" EUE Pin 0,67 3,63 2,323

29

42 Adaptador 2 7/8" EUE Box x 2 7/8" SEC Pin 2 7/8" EUE Box 2 7/8" SEC Pin 0,82 3,562 2,323

T Tubería de producción 2 7/8" 7.8# N-80 SEC Box x Pin 2 7/8" SEC Box 2 7/8" SEC Pin 31,71 2,875 2,323

43 Adaptador 2 7/8" SEC Box x 2 7/8" EUE Pin 2 7/8" SEC Box 2 7/8" EUE Pin 0,82 3,562 2,323

44 Blast Joint 2 7/8" EUE Box x Pin 2 7/8" EUE Box 2 7/8" EUE Pin 60 3,625 2,377

45 Adaptador 2 7/8" EUE Box x 2 7/8" SEC Pin 2 7/8" EUE Box 2 7/8" SEC Pin 0,82 3,562 2,323

T Tubería de producción 2 7/8" 7.8# N-80 SEC Box x Pin 2 7/8" SEC Box 2 7/8" SEC Pin 31 2,875 2,323

46 Adaptador 2 7/8" 6.5# N80 SEC Box x 2 7/8" EUE Pin 2 7/8" SEC Box 2 7/8" EUE Pin 0,82 2,875 2,323

47 Localizador 2 7/8" 9.3# N-80 EUE Box x 3-1/2" 9.3# NU Pin 2-7/8" EUE Box 3 1/2" NU Pin 0,82 6 2,441

48 Extensión 3 1/2" 9.3# N-80 NU Box x Pin 3 1/2" NU Box 3 1/2" NU Pin 4,55 3,85 2,97

49 Unidad de sellos 3.88" Seal Bore, 3 1/2" 9.3# N-80 NU Box x

Pin 3 1/2" NU Box 3 1/2" NU Pin 4 3,85 2,97

50 POP 3 1/2"9.3# N-80 NU Box-Pin 3 1/2" NU Box 3 1/2" NU Pin 0,65 3,87 2,6

51 Casco de mula autoalineante 3 1/2" 9.3# N-80 NU Box 3 1/2" NU Box N/A 3 3,86 2,97

EMPACADURA RECUPERABLE DE FONDO

52 Mitad Superior Empacadura Recuperable VTA 7" 23-32# N/A N/A 2,15 6 3,88

Mitad Superior Empacadura Recuperable VTA 7" 23-32# N/A 4 3/4-8UNS Box 4,45 6 3,88

30

53 Junta receptora de sellos, Seal Bore ID 3.88”, 4 3/4" - 8 UNS

Pin x Pin 4 3/4-8UNS Pin 4 3/4-8UNS Pin 9,45 4,74 3,88

54 Pata Mula 4 3/4-8UNS Box N/A 0,63 5 2,97

OTROS ACCESORIOS

55 Wellhead Penetratores (2)

56 Penetrador para POD Capsula 5000 psi (1)

57 Protectores de cable dual 5-1/2" para cuello

58 Bandas

59 Clamps tubería by - pass

60 Tubería de by-pass 2-7/8" ST-L Box x Pin

Fuente: (Halliburton, 2015)

31

2.1.2.1.2. Completación inteligente

La completación inteligente incorpora sensores de fondo de pozo permanentes y válvulas de

control de flujo de fondo de pozo controladas desde la superficie, lo que le permite supervisar,

evaluar y gestionar activamente la producción (o inyección) en tiempo real sin ningún tipo de

intervención de pozos. Los datos se transmiten a la superficie para el control local o remoto.

2.1.2.1.2.1 Sistema de monitoreo (Monitoring System)

Para monitoreo actúa una herramienta desde el fondo del pozo que permite la medición de

presión y temperatura tanto del espacio anular como de la tubería de producción mediante

medidores, además provee la posición absoluta en el estrangulador de la válvula de control de

flujo, permitiendo el monitoreo del reservorio en tiempo real y protección del equipo de fondo

desde la superficie.

Mediante la tecnología FSK (Frequency-Shift Keying) y un cable mono conductor transmite a

superficie la medición de presión, temperatura y posición de válvula para control en superficie

El sensor permite la medición verdadera y proporciona retroalimentación positiva sobre la

posición del estrangulador de la válvula de control de flujo en todo momento. (Schlumberger,

2012)

Características

Capacidad multipunto con un solo cable mono conductor

Intervalo de muestreo de un segundo

Funciones

Permite doble medición de presión y temperatura de la tubería y el espacio anular

Detección de la posición absoluta de los estranguladores de las válvulas de control de

flujo

32

La Ilustración 2.7 muestra el sistema de monitoreo para una completación inteligente

Ilustración 2.7 Sistema de monitoreo

Fuente: (Schlumberger, 2012)

2.1.2.1.2.2. Sistema de control de superficie (Surface control system)

El control desde superficie se realiza mediante un sistema operativo que dirige las secuencias

de presión automáticamente hacia las líneas de control para la operación remota de las válvulas

de control de flujo del sistema IntelliZone Compact. Manejado con el software de control de

visualización que permite el control desde superficie para ajustar la producción de los pozos

en tiempo real y controlar rápidamente las válvulas de fondo de pozo, visualizar los datos

zonales en tiempo real y almacenar los datos históricos. (Schlumberger, 2012)

El sistema de control de superficie cuenta con dos componentes:

a. Unidad de potencia hidráulica (HPU): Un tanque de almacenamiento que contiene el fluido

hidráulico y una bomba de alta presión proporciona hasta 10.000 psi de presión de

accionamiento de las válvulas solenoides (responde a pulsos eléctricos respecto de su apertura

y cierre) que regulan el flujo de los fluidos de las líneas de control para el accionamiento del

33

equipo de fondo y manejo de presiones de todas las líneas de control y volúmenes de retorno

de los fluidos, además contiene una interfaz con el sistema de monitoreo que permite obtener

datos de presión, temperatura y posición de los estranguladores de las válvulas. (Schlumberger,

2012)

b. Sistema de control uniconn: Es una plataforma de recolección, control y almacenamiento

de datos, que opera con sistemas de motor de control, sistema de herramientas de fondo, sistema

SCADA (Supervisory Control And Data Acquisition) y otros sistemas de comunicación.

(Schlumberger, 2012)

Características

Capacidad de comunicación a través de una conexión SCADA local o remota facilitan

pruebas de pozos, diagnósticos.

Software operativo fácil de usar para visualizar y organizar los datos, y transmitir las

secuencias de movimiento de las válvulas.

Funciones

Permite la recolección y almacenamiento de datos de los medidores (presión,

temperatura, posición de sensores)

Control secuencial automatizado de las operaciones de las válvulas

Detección y condiciones de alarma

La Ilustración 2.7 muestra el sistema de control de superficie para una completación

inteligente

34

Ilustración 2.8 Sistema de control de superficie


2.1.2.1.2.3. Sistema Modular de Control Multizonal (Modular Multizonal Management

System)

Es un sistema controlado desde la superficie que está integrado por un empacador, una válvula

de control de flujo, medidores de presión y temperatura que permiten la detección de la posición

de las válvulas y un módulo hidráulico multipunto; todos estos elementos alojados en una

unidad compacta cuya longitud oscila entre 17 pies y 32 pies [5,2 m y 9,8 m], que permite el

control de la producción, simplifica el proceso de planeación e incrementar el control del fondo

del pozo.

Las válvulas de control de flujo anular del sistema, sean de apertura/cierre o de posiciones

múltiples, reducen el riesgo durante la operación mediante un mecanismo incorporado de

sostén del mandril, el cual asegura no cambie involuntariamente la posición de la válvula.

(Schlumberger, 2012)

Características

Sistema compacto completamente integrado que funciona como una sola unidad

Pieza compacta: longitud máxima de aproximadamente 30 pies [10 m]

35

Sistema de control de superficie y software de visualización fácil de usar

La Ilustración 2.9 muestra el Sistema Modular de Control Multizonal

Ilustración 2.9 Sistema Modular de Control Multizonal


2.1.2.1.2.3.1. Componentes del sistema modular de control multizonal

a. Válvula de control de flujo (Flow control valve)

La válvula de control de flujo funciona con una operación de tipo pistón balanceado en la que

el accionamiento de la válvula se produce por la aplicación de presión diferencial hidráulica en

el pistón, esta presión se lleva a cabo con dos líneas de control hidráulico operadas desde la

superficie para activar la sección del estrangulador de fondo de pozo.

Mediante un módulo multipunto y una sola línea de control hidráulico se logra una

configuración de líneas de control reducidas para controlar hasta tres zonas y transmitir la

presión en el punto específico para accionar la válvula de interés en cada pistón.

El mecanismo del mandril interno impide que las vibraciones o desequilibrio de las líneas

hidráulicas causen posición indeseable. (Schlumberger, 2012)

36

Características

Válvulas en posición de apertura o cierre o de posiciones múltiples (0.177 in-0.530 in) que

reduce la caída de presión, velocidad a través de los orificios, previene erosión en la tubería

de producción por el ajuste del área (125%)

Perfil integral para el accionamiento mecánico

Camisa de protección que impide el daño de los sellos de los estranguladores en todas las

posiciones de funcionamiento (abierto) cuando quedan expuestos al flujo durante la

operación o accionamiento.

Operación de pistón balanceado

Funciones

Detección de la posición absoluta del estrangulador de las válvulas

La Ilustración 2.10 muestra la válvula de control de flujo del Sistema Modular de Control

Multizonal

Ilustración 2.10 Válvula de control de flujo


37

b. Sensor (Sensors)

Los sensores están integrados en las válvulas de control de flujo para identificar e informar en

superficie las posiciones de estrangulamiento mediante el cable del sensor en lugar de requerir

un conteo manual de los ciclos de presión en la superficie. (Schlumberger, 2015)

La Ilustración 2.11 muestra el sensor de control de flujo del Sistema Modular de Control

Multizonal

Ilustración 2.11 Sensor de control de flujo


c. Módulo hidráulico multipunto (Hydraulic multidrop module)

El módulo multipunto en el sistema modular de control multizonal se instala en el exterior de

la tubería, está conectado al orificio de apertura y cierre de la válvula de control de flujo,

además en serie a la línea de control hidráulico utilizado en superficie cuya producción

individual puede ser controlada mediante el accionamiento selectivo de la válvula de control

de flujo, también mediante diversas configuraciones las válvulas de apertura, cierre y

posiciones múltiples son instaladas en varias zonas. (Schlumberger, 2010)

Características

Posee capacidad para operar bajo múltiples pulsos de presión en tres zonas con una sola

línea hidráulica, al mismo tiempo que mantiene el control de cada válvula independiente

Es compatible con los fluidos a base de aceite y a base de agua de las líneas de control

38

Se instala en el exterior de la tubería del sistema

Permite el control de más zonas en terminaciones con penetraciones limitadas a través del

colgador de la tubería de producción

Funciones

Transmite la presión selectivamente hacia el punto requerido de la válvula de control

de flujo

La Ilustración 2.12 muestra el Módulo Hidráulico Multipunto del Sistema Modular de Control

Multizonal

Ilustración 2.12 Módulo hidráulico multipunto


39

d. Empacador de múltiples orificios (Multiport packer)

Es un empacador de asentamiento hidráulico que proporciona el aislamiento anular de cada

una de las zonas de la terminación de un pozo que produce de múltiples zonas, que se corre y

se opera mediante la tubería de producción hasta la profundidad y se fija mediante un

diferencial de presión entre el espacio anular y la tubería de producción. Está provisto de:

Cinco orificios de derivación: ¼ in para la conexión de las líneas de control hidráulicas

y/o eléctricas en la versión de 7 in

Cuatro orificios de derivación: 4¼ in en la versión de 5 1⁄2 in

La tubería de producción debe ser aislada del espacio anular para fijar el empacador, lo requiere

el cierre de las válvulas o el empleo de un tapón obturador, un asiento de bola, una válvula, u

otro dispositivo de obturación de la tubería de producción por debajo del empacador del

extremo inferior.

La presión de la tubería de producción, transmitida a través de los orificios del mandril,

energiza los pistones de asentamiento. (Schlumberger, 2011)

La recuperación del empacador se puede lograr mediante dos métodos

1. Cortar para recuperar (CTR): El mandril interno del empacador se corta con un

explosivo o con un cortador mecánico que permite que las cuñas se desenganchen de la

tubería de revestimiento y que el elemento se relaje.

2. Tensionar para recuperar (SPR): Incrementar la tensión sobre la sarta de tubería hasta

que exceda el valor de corte de los pasadores de liberación.

Características

Mecanismo de asentamiento hidráulico elimina el movimiento de la tubería

Recuperabilidad para eliminar el daño asociado con los procesos de pulverización

Versiones de tipo cortar para recuperar, y tensionar para recuperar y empacador de

aislamiento

40

Diseño de las cuñas y del elemento probado en el campo

Capacidad de conexión mediante múltiples líneas de control de ¼ pulgada para la

instalación

Ilustración 2.13 Empacador de múltiples orificios


41

3. CAPÍTULO III

3.1. Diseño metodológico

3.1.1. Tipo de estudio

El presente estudio es descriptivo debido a que se analizó la implementación de los sistemas

de completación para dos arenas en forma conjunta que permitió optimizar la producción de

las arenas en forma conjunta.

El estudio es prospectivo porque los resultados servirán para utilización futura en los pozos.

3.1.2. Universo y muestra

El universo del presente estudio comprende los 8 pozos productivos conformados por sus

diferentes reservorios que son las areniscas Hollín, T Superior, U Inferior, U Superior, M2 y

Basal Tena del campo Singue-Bloque 53.

La muestra considerada para el análisis de la implementación de un sistema de completación

fue el pozo con las mejores condiciones de reservorio y condiciones mecánicas.

3.1.3. Técnicas

El desarrollo de este estudio consta de las siguientes fases:

Fase I: Recolección de datos

Comprende revisión bibliográfica

La recopilación de los datos como historial de producción, historial de WO, historial de pruebas

de presión (Build up), pruebas PVT, características petrofísicas entre otros fueron facilitados

por la compañía Gente Oil Ecuador Pte.

Fase II: Procesamiento de datos

Los datos fueron procesados con los programas:

42

Avocet 2014: Software que recoge, almacena y muestra información de las operaciones de

producción.

PIPESIM 2012: Software de simulación de flujo multifásico a través de tuberías para optimizar

la producción.

OFM 2014.1 (Oil Field Manager): Software de análisis, pronóstico y vigilancia de la

producción del reservorio.

Fase III: Análisis y discusión de resultados.

Se llevó a cabo un análisis detallado y comparativo de los resultados para aplicar el mejor

sistema de completación para producir dos arenas en forma conjunta.

43

4. CAPÍTULO IV

4.1. Diseño del mejor sistema de completación para producir dos arenas en forma

conjunta.

4.1.1. Criterios para la selección del pozo candidato.

La aplicación de una completación en dos zonas productoras brinda beneficios relacionados a

costo, tiempo y producción en la industria Hidrocarburífera, razón por la cual este estudio busca

identificar el mejor pozo que tenga los requerimientos necesarios para la implementación de

este tipo de completación.

El análisis se desarrolló a los 8 pozos del Campo Singue -Bloque 53, cuya selección del pozo

candidato se basa en condiciones petrofísicas favorables, existencia de reservas que generen

utilidad, mínimo número de intervenciones al pozo, que no estén muy depletados los

reservorios, buen potencial de producción, oportunidades de producción en una nueva arena y

un diagnóstico de uno de los tipos de completación realizado en este campo.

El análisis del mejor pozo candidato se realizó con el programa PIPESIM tanto para una

completación dual como para una completación inteligente, cuya comparación de rentabilidad,

tiempo de implementación, costo, ventajas y desventajas permitió encontrar si es factible la

implementación de una de ellas.

4.1.1.1. Estudio comparativo de parámetros petrofísicos por pozo en el Campo Singue

La Tabla 4.3 muestra las características petrofísicas y los contactos agua-petróleo de cada pozo

para los reservorios U inferior y T superior, sus valores promedios fueron utilizados para el

cálculo del Petróleo Original en Sitio (POES).

El análisis petrofísico por pozo en el campo Singue, se realizó con todos los registros

disponibles y facilitados por la empresa Gente Oil Ecuador Pte. Ltd., corridos para cada pozo.

44

El volumen de arcilla (VSH) se calculó con los registros de rayos gamma (GR), la porosidad

(PHIE) se calculó usando un promedio de valores Densidad (RHOB)-Neutrón (NPHI), hubo

concordancia entre las porosidades halladas en los núcleos y las porosidades de los registros.

La saturación de agua (SW) se calculó con el análisis Simandoux de arenisca arcillosa con un

Rw diferente para cada reservorio.

Para análisis se utilizaron las Tablas 4.1 y 4.2 las cuales muestran los rangos de porosidad y

permeabilidad determinados por la empresa Hallibuton para las rocas reservorios.

Tabla 4.1 Rango de Porosidad en las Rocas Reservorios

Porosidad ɸ (%) Evaluación cuantitativa

<5 Despreciable

5-10 Pobre

10-15 Razonable

15-20 Bueno

20-30 Muy Bueno

>30 Excelente

Fuente: Recopilación Técnica Ingeniería de Yacimientos (Halliburton, 2004)

Tabla 4.2 Rango de Permeabilidades en las Rocas Reservorios

Permeabilidad K (mdarcy) Evaluación cuantitativa

1-10 Regular

10-100 Bueno

100-1000 Muy bueno

> 1 darcy Excelente

Fuente: Recopilación Técnica Ingeniería de Yacimientos (Halliburton, 2004)

45

Tabla 4.3 Parámetros Petrofísicos por pozo para la formación U inferior y T superior

De acuerdo al análisis realizado y resultados mostrados en la Tabla 4.3, se determinó que el

pozo Singue-B7 cuenta con las mejores características petrofísicas de todos los pozos del

campo Singue para las arenas U inferior y T superior.

4.1.1.2. Estudio comparativo de Petróleo original en sitio y reservas por pozo

El cálculo del Petróleo Original en Sitio (POES) del Campo Singue, se realizó mediante el

método volumétrico, mismo que es aplicado de manera similar para cada reservorio de cada

pozo, es decir, en el mapa estructural al tope del reservorio dentro del contacto agua-petróleo

(CAP), se generó un polígono alrededor de las áreas de drenaje en cada pozo perforado (radio

de 250 m, en base de analogías de pozos vecinos), en este polígono a través de volumetría, se

calculó el Petróleo Original en Sitio para cada pozo en la U inferior y T superior.

La Ilustración 4.1 muestra los radios de drenaje para cada pozo en la arena U inferior.

Formación N/G CAP

Tope(ft) Base(ft) ft ft % ft % % % % Evaluación % % md % Evaluación ft

SA1 7744 7858 114 92.50 100.00 39.50 86.81 42.70 21.60 99.54 Muy bueno 17.90 72.47 - 7749.00

SB2 7927 7986 59 41.00 44.32 23.00 50.55 56.10 17.50 80.65 16.40 66.40 - 7955.00

SB3 8198 8275 77 54.48 58.90 33.40 73.41 61.31 19.00 87.56 7.10 28.74 - 8238.00

SB4 7857 7927 70 41.50 44.86 19.00 41.76 45.78 18.60 85.71 16.60 67.21 - 7885.00

SB5 7932 7996 64 54.00 58.38 26.50 58.24 49.07 19.60 90.32 11.30 45.75 - 7962.00

SB6 8151 8233 82 69.50 75.14 34.00 74.73 48.92 21.00 96.77 24.70 100.00 - 8194.00

SB7 7953 8031 78 72.75 78.65 45.50 100.0 62.54 21.70 100.00 11.30 45.75 - 8001.00

SB9 8423 8521 98 67.00 72.43 26.00 57.14 38.81 18.80 86.64 Bueno 8.90 36.03 - 8474.00

80 61.59 66.59 30.86 67.83 50.11 19.73 90.90 14.28 57.79 8057.25

SA1 7883 7950 67 22.25 40.64 13.00 28.57 58.43 13.80 72.25 Razonable 48.00 100.00 255.00 77.04 7911.00

SB2 8020 8085 65 34.50 63.01 29.50 64.84 85.51 15.70 82.20 20.00 41.67 331.00 100.00 8069.00

SB3 8306 8379 73 48.00 87.67 45.50 100.00 94.79 17.40 91.10 20.00 41.67 205.00 61.93 8368.00

SB4 7964 8031 67 39.50 72.15 31.00 68.13 78.48 16.50 86.39 36.60 76.25 255.00 77.04 8013.00

SB5 8030 8092 62 46.60 85.11 42.50 93.41 91.20 17.50 91.62 31.60 65.83 329.00 99.40 8096.00

SB6 8266 8345 79 52.75 96.35 28.50 62.64 54.03 17.40 91.10 20.00 41.67 101.00 30.51 8327.00

SB7 8076 8152 76 54.75 100.00 34.25 75.27 62.56 19.10 100.00 20.00 41.67 161.00 48.64 8123.00

SB9 8557 8633 76 46.25 84.47 18.00 39.56 38.92 15.10 79.06 42.36 88.25 186.00 56.19 8580.00

71 43.1 78.7 30.3 66.6 70.5 16.6 86.7 29.8 62.1 227.9 68.8 8185.9

2500-3000 Excelente

Muy bueno

Bueno

Muy bueno

Bueno

Promedio

PozoProfundidad medida (MD)

Arena

UI

TS

Promedio

Espesor bruto Espesor neto Porosidad (ɸ) Saturación de agua (Sw)

Parametros petrofìsicos de la arena U inferior y T superior

Permeabilidad (K)

46

Ilustración 4.1 Radios de drenaje para cada pozo

Fuente: Área de Geología “Gente Oíl Ecuador Pte. Ltd.”

47

A estos valores se los multiplicó con los valores de los parámetros petrofísicos calculados

anteriormente como: Relación de espesor saturado neto-espesor bruto saturado (N/G),

porosidad de la zona saturada (POR) y saturación de agua (Sw). Luego, estos valores son

divididos para un factor volumétrico. El resultado obtenido se muestra en la Tabla 4.4

POES (Mbls) = (7758 * Volumen de Roca * N/G (%) *POR (%)*SW (%))/ (Boi *1000)

Tabla 4.4 Petróleo original en sitio por pozo–Campo Singue

Las reservas del campo Singue fueron categorizadas en reservas Probadas y probables.

Actualmente ya se cuenta con un mejor historial de producción, con el cual se efectúa las

estimaciones de reservas a través de las curvas de declinación. Este análisis se realiza en el

programa OFM 2014.1.3, para los reservorios de cada pozo con fecha Mayo-31-2015, sin

embargo, dadas las limitaciones del mismo, únicamente se pueden estimar las reservas que

están en producción y de los pozos que fueron cerrados, con lo cual únicamente obtendremos

valores para reservas Probadas.

El software antes mencionado permitió que se realice un análisis con diferentes tipos de

declinaciones, además se aplicó indicadores de incertidumbre, “la declinación exponencial con

Area Formación Espesor bruto Espesor neto N/G ɸ Sw Bo POES Evaluación

Acres ft ft ft % % % By/Bn MBbls %

SA1 64.82 114 92.5 39.5 42.70 21.6 17.9 2863.73 79.27

SB2 62.62 59 41 23 56.10 17.5 16.4 1328.99 36.79

SB3 59.02 77 54.48 33.4 61.31 19 7.1 2194.67 60.75

SB4 42.04 70 41.5 19 45.78 18.6 16.6 781.45 21.63

SB5 51.06 64 54 26.5 49.07 19.6 11.3 1483.81 41.07

SB6 58.51 82 69.5 34 48.92 21 24.7 1984.01 54.92

SB7 65.40 78 72.75 45.5 62.54 21.7 11.3 3612.54 100.00

SB9 62.88 98 67 26 38.81 18.8 8.9 1766.06 48.89

Promedio 816.67 80.25 61.59 30.86 50.11 19.73 14.28 26881.09 55.42

SA1 37.165 67 22.25 13 58.43 13.8 48 229.89 4.92

SB2 190.214 65 34.5 29.5 85.51 15.7 20 4673.24 100.00

SB3 87.121 73 48 45.5 94.79 17.4 20 3658.78 78.29

SB4 38.605 67 39.5 31 78.48 16.5 36.6 830.12 17.76

SB5 21.910 62 46.6 42.5 91.20 17.5 31.6 739.09 15.82

SB6 90.800 79 52.75 28.5 54.03 17.4 20 2388.54 51.11

SB7 94.014 76 54.75 34.25 62.56 19.1 20 3262.41 69.81

SB9 64.838 76 46.25 18 38.92 15.1 42.36 673.54 14.41

Promedio 951.67 70.63 43.08 30.28 70.30 16.56 29.82 22210.76 44.02

R.

P.

D.

Y N

O D

. A

RE

NA

UI

R.

P.

D.

AR

EN

A T

S

1.17TS

Arena

UI

Pozo

1.23

PETROLEO ORIGINAL EN SITIO POES- CAMPO SINGUE

48

una probabilidad de recuperación de 90%, la declinación hiperbólica con una probabilidad de

recuperación de 50% y declinación armónica con una probabilidad de recuperación de 10%”

(Comisión Nacional de Hidrocarburos., 2012), con los escenarios posibles encontrados para la

estimación de reservas se determinó que la declinación hiperbólica, es la que mejor se ajusta a

los reservorios del Campo Singue.

Las reservas EUR (Ultimate Recoverable Reserves) se estimaron hasta mayo del 2032, fecha

donde finaliza el contrato de prestación de servicios y un mínimo de producción de 50 barriles

diarios de petróleo donde es rentable la producción.

La Tabla 4.5 muestra los valores de EUR (Ultimate Recoverable Reserves) para cada pozo y

reservorio, la declinación exponencial tiene un valor total de 9524.66 MBls, un acumulado

hasta mayo 31 del 2016 de 4900.92 MBls, lo cual deja como reservas remanentes de 4648.70

MBls para el campo.

Tabla 4.5 Reservas con el Método de Declinación Exponencial


reservorio, la declinación hiperbólica tiene un valor total de 12072.42 MBls, un acumulado a

hasta mayo 31 del 2016 de 4900.92 MBls, lo cual deja como reservas remanentes de 7196.75

MBls.

TIEMPO DE PRODUCCIÓN ACUMULADO(Bbls) RESERVAS REMANENTES(MBbls) R. REMANENTES POR M.D.EXP.(Bbls) EUR POR M.D.EXP.(Bbls) EVALUACIÓN

INICIO FINAL INICIO FINAL DIAS May 31, 2016 May 1, 2032 %

SA1 1991 1997 477,444.00 12/1/2013 CONTINUA 1235 UI 721,367.65 244.30 244304.00 965,671.65 43.64

SA11 8/3/2016 14/5/2016 84 UM 12,700.12 29.15 29152.20 41,852.32 1.89

SB2 19/10/2013 CONTINUA 955 TS 1,130,975.92 1,082.03 1082030.00 2,213,005.92 100.00

SB3 15/12/2013 CONTINUA 898 TS 1,017,752.18 622.03 622031.00 1,639,783.18 74.10

20/1/2016 CONTINUA 132 UI 97,223.31 217.64 217637.00 314,860.31 14.23

27/7/2014 13/1/2016 535 TS 268,232.53 70.91 70912.70 339,145.23 15.33

11/6/2015 CONTINUA 355 TS 148,224.11 161.38 161376.00 309,600.11 13.99

15/8/2014 25/5/2015 283 H 136,142.53 147.36 147357.00 283,499.53 12.81

14/1/2016 CONTINUA 138 UI 101,624.91 330.91 330906.00 432,530.91 19.54

5/10/2014 4/1/2016 456 TS 264,309.57 504.52 504524.00 768,833.57 34.74

24/10/2014 1/12/2014 38 US 12,493.72 0.00 12,493.72 0.56

15/12/2014 CONTINUA 533 TS 642,230.29 887.97 887965.00 1,530,195.29 69.15

3/12/2015 CONTINUA 180 UI 109,135.82 293.60 293604.00 402,739.82 18.20

3/12/2014 23/11/2015 355 TS 238,503.50 56.90 56900.70 295,404.20 13.35

4,900,916.16 4648699.60 9,549,615.76 -

PETROPRODUCCIONACUMULADO(Bbls)

PRODUCCIÓN GOEARENA

TOTAL

SB4

SB5

SB6

SB7

SB9

RESERVAS MEDIANTE EL MÉTODO DE DECLINACIÓN EXPONENCIAL

POZOS

49

Tabla 4.6 Reservas con el Método de Declinación Hiperbólica


reservorio, la declinación armónica tiene un valor total de 13541.74 MBLS, un acumulado a

mayo 31 del 2016 de 4900.92 MBls, lo cual deja como reservas remanentes de 8665.78 MBls.

Tabla 4.7 Reservas con el Método de Declinación Armónica

La Ilustración 4.2 muestra los valores de reservas con los diferentes tipos de curvas de

declinación del Campo Singue, además los valores de la formación T superior en los pozos

Singue B2, Singue B3, Singue B7 y Singue B6 respectivamente son los mejores productores

en el campo Singue mientras que los valores de la formación U Superior y Hollín en los pozos

Singue-B7 y B5, respectivamente, resultan ser marginales en relación al volumen total, en

cambio los valores de la formación U inferior en los pozos Singue B4, Singue B6 y Singue B9

muestran pozos con buena producción a pesar de tener una producción reciente.

TIEMPO DE PRODUCCIÓN ACUMULADO(Bbls) RESERVAS REMANENTES(MBbls) EUR POR M.D.HIPER.(Bbls) EVALUACIÓN


SA1 1991 1997 477,444.00 12/1/2013 CONTINUA 1235 UI 721,367.65 334.79 334789.00 1,056,156.65 37.12

SA11 8/3/2016 14/5/2016 84 UM 12,700.12 41.18 41184.80 53,884.92 1.89

SB2 19/10/2013 CONTINUA 955 TS 1,130,975.92 1,714.50 1714500.00 2,845,475.92 100.00

SB3 15/12/2013 CONTINUA 898 TS 1,017,752.18 903.58 903583.00 1,921,335.18 67.52

20/1/2016 CONTINUA 132 UI 97,223.31 517.13 517129.00 614,352.31 21.59

27/7/2014 13/1/2016 535 TS 268,232.53 90.03 90027.00 358,259.53 12.59

11/6/2015 CONTINUA 355 TS 148,224.11 206.47 206474.00 354,698.11 12.47

15/8/2014 25/5/2015 283 H 136,142.53 169.06 169059.00 305,201.53 10.73

14/1/2016 CONTINUA 138 UI 101,624.91 485.09 485085.00 586,709.91 20.62

5/10/2014 4/1/2016 456 TS 264,309.57 773.19 773191.00 1,037,500.57 36.46

24/10/2014 1/12/2014 38 US 12,493.72 0.00 12,493.72 0.44

15/12/2014 CONTINUA 533 TS 642,230.29 1,325.15 1325150.00 1,967,380.29 69.14

3/12/2015 CONTINUA 180 UI 109,135.82 546.33 546334.00 655,469.82 23.04

3/12/2014 23/11/2015 355 TS 238,503.50 90.24 90243.90 328,747.40 11.55

4,900,916.16 7196749.70 12,097,665.86 -

PRODUCCIÓN GOEARENA

SB6

POZOSPETROPRODUCCION

SB4

SB5

ACUMULADO(Bbls)

SB9

RESERVAS MEDIANTE EL MÉTODO DE DECLINACIÓN HIPERBÓLICA

SB7

R. REMANENTES POR M.D.HIPER.(Bbls)

TOTAL

TIEMPO DE PRODUCCIÓN ACUMULADO(Bbls) RESERVAS REMANENTES(MBbls) EUR POR M.D.ARM.(Bbls) EVALUACIÓN


SA1 1991 1997 477,444.00 12/1/2013 CONTINUA 1235 UI 721,367.65 389.05 389047.00 1,110,414.65 37.35

SA11 8/3/2016 14/5/2016 84 UM 12,700.12 54.76 54755.90 67,456.02 2.27

SB2 19/10/2013 CONTINUA 955 TS 1,130,975.92 1,842.18 1842180.00 2,973,155.92 100.00

SB3 15/12/2013 CONTINUA 898 TS 1,017,752.18 1,011.28 1011280.00 2,029,032.18 68.25

20/1/2016 CONTINUA 132 UI 97,223.31 767.02 767018.00 864,241.31 29.07

27/7/2014 13/1/2016 535 TS 268,232.53 146.24 146235.00 414,467.53 13.94

11/6/2015 CONTINUA 355 TS 148,224.11 271.68 271682.00 419,906.11 14.12

15/8/2014 25/5/2015 283 H 136,142.53 272.23 272226.00 408,368.53 13.74

14/1/2016 CONTINUA 138 UI 101,624.91 769.41 769412.00 871,036.91 29.30

5/10/2014 4/1/2016 456 TS 264,309.57 947.91 947911.00 1,212,220.57 40.77

24/10/2014 1/12/2014 38 US 12,493.72 0.00 12,493.72 0.42

15/12/2014 CONTINUA 533 TS 642,230.29 1,414.60 1414600.00 2,056,830.29 69.18

3/12/2015 CONTINUA 180 UI 109,135.82 602.64 602638.00 711,773.82 23.94

3/12/2014 23/11/2015 355 TS 238,503.50 176.79 176793.00 415,296.50 13.97

4,900,916.16 8665777.90 13,566,694.06 -

SB9

ARENA

RESERVAS MEDIANTE EL MÉTODO DE DECLINACIÓN ARMONICA

R. REMANENTES POR M.D.ARM.(Bbls)

SB4

SB5

SB6

SB7

POZOSPETROPRODUCCION

ACUMULADO(Bbls)PRODUCCIÓN GOE

TOTAL

50

Ilustración 4.2 Reservas probadas desarrolladas del campo Singue

El factor de Recobro para la estimación de Reservas de un Campo Petrolero depende de varias

circunstancias tanto internas como externas. Dentro de los internos tenemos: calidad de

petróleo (gravedad API), viscosidad, tipo de reservorio, presión del reservorio, gas disuelto,

temperatura, mecanismo de empuje etc. Y dentro de las externas: del número de pozos

perforados para facilitar el desarrollo del campo y hasta de las condiciones del mercado

respecto al precio del crudo producido.

El factor de recobro para los reservorios de campo Singue se muestra en el Capítulo II (Tabla

2.6) descrita anteriormente.

4.1.1.3 Historial de Workover y perforaciones.

El análisis del registro de intervenciones de cada pozo desde el inicio de las operaciones de

perforación ayudó a determinar las características mecánicas como tipo de completación, tipo

de sistema de levantamiento, posibles problemas mecánicos para una nueva completación,

además el objetivo o causa de la intervención de cada trabajo realizado en cada uno de ellos.

La Tabla 4.8 detalla las intervenciones realizadas en cada pozo del campo Singue

51

Tabla 4.8 Historial de intervenciones realizadas en los pozos del campo Singue

TIPO DE POZO CASING TUBING LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL

INTERVENCIONES

POZO TRAYECTORIA ANGULO CARACTERISTICA Fecha Detalle Arena Intervalo(ft) dpb Condición BPPD BSW (%) API

SA1 I <30 7

" EU

E, C

-95,

26

lbs/

pie

3 1

/2"

EUE,

N-8

0,9

.3 lb

s /p

ie

30-225-RHBC-32-5-2-2

1/2/1991 Perforación PetroProducción

UI

7744-7760 4 Aporta 1575 0.3 24.1

2/3/1993 Build Up 7744-7753 4 Prueba 594 10 24

1/12/2012 Re cañoneó Gente Oil Ecuador 7043-7048

5

Aporta 406 0.8 24.1

1/3/2013 WO # 1

7743-7753

Cerrado - - -

1/6/2014 Build Up Prueba

357.18 12.24 24

10/8/2015 594 10 23.7

15/3/2016 Pulling por fallo del equipo mecánico Aporta 200.52 64 23.7

31/5/2016 Condición actual Produce 182.9 69 23.7

SA10 S <30

9 5

/8"

BTC

; N-8

0,4

7 lb

s/p

ie

3 1

/2"

EUE,

L-8

0,9

.3 lb

s/p

ie

-

28/12/2014 Perforación

TS 8158-8183 10

- - -

16/6/2015 Fall off Inyección 11520 BWPD

8641 BWPD

3/9/2015 Fall off Inyección 3360

BWPD 2400

BWPD

7/4/2016 WO # 1(Cambio de zona a arena UI)

UI 8045-8100 10

- -

14/4/2016 Fall off Inyección 2800

BWPD 18720 BWPD

31/5/2015 Condición actual Inyección 8100

BWPD

SA11 J <30 9 5/8" BTC;

N-80, 47 lbs/pie

3 1/2" EUE, N-80,

9.3 lbs/pie D1050N/126/150/7915

29/2/2016 Completación UM 8130-8140 5

Aporta 220 1 16.7

14/5/2016 Condición actual Produce 133 5 16.6

SB2 S <30

7"

BTC

, N-8

0,2

6 lb

s/p

ie

3 1

/2"

EUE,

N-8

0,9

.3 lb

s/p

ie

D1050N/126/188/7710

18/10/2013 Completación

TS 8023-8048 5

Aporta 1069 1 28

8/10/2013

Build Up Prueba

1092.96 1 28.2

26/5/2014 1097.8 0.2 29

3/2/2016 772.84 44 26.8

D1050N/126/135/7683 10/2/2016 Pulling por falla del equipo BES Aporta 577.5 58 26.8


779 52 26.8

D1750N/99*2/120/7859 12/3/2016

Pulling por equipo BES desbalanceado eléctricamente

688.32 52 26.8


52

SB3 J <30

9 5

/8"

BTC

; N-

80

,47

lbs/

pie

3 1

/2"

EUE,

N-

80

,9.3

lbs/

pie

D1150N/114/150/7709

15/12/2013 Completaciòn

TS 8306-8336 5

Aporta 862 14.4 28


1057.56 16.2 28

22/5/2014 1097.8 0.2 28


SB4 J <30 9

5/8

" B

TC; N

-80

,47

lbs/

pie

3 1

/2"

EUE,

N-8

0,9

.3

lbs/

pie

DN1750/124/113/6911 12/7/2014 Completación

TS

7964-7982

4.5

Aporta 802 17.9 27.4

19/7/2014 Build Up Prueba 1858.28 0.2 29

DN1050/126/113/7875 28/12/2015

WO # 1(Repunzonar Arena TS(7982'-7993') y cambio BES) 7964-7993

Aporta 135.77 79 27.7

14/1/2016 Build Up Prueba 121.4 80 28

DN1050/126/113/7788 15/1/2016

WO # 2 (Cambio de zona a arena UI y cambio BES) UI 7857-7874 4.5

Aporta 1330.95 5 23.1


SB5 S <30

9 5

/8"

BTC

; N-8

0,4

7 lb

s/p

ie

3 1

/2"

EUE,

N-8

0,9

.3 lb

s/p

ie

D1050N/126/195/7999


H 8162-8180 4.5

Aporta 542 16.2 26.7


588 16 26.6

19/5/2015 0 100 26.5

D1050N/126/180/7909 1/6/2015

WO # 1(Cambio de zona a arena TS por Alto BSW de la arena H)

TS 8131-8061 5

Aporta 599 56 26.1

10/6/2015 Build Up Prueba 599.72 56 27

D1750N/124/120/7909 17/3/2016

WO # 2(Squeeze por alto BSW, repunzado 8031'-8051' y cambio de

BES ) Aporta 180 85 26.7


SB6 J <30

9 5

/8"

BTC

; N-8

0,

47

lbs/

pie

3 1

/2"

EUE,

L-8

0,

9.3

lbs/

pie

SN3600/53/188/7299


TS 8270-8326 3.6

Aporta 855 50 29.2

8/10/2014 Build Up Prueba 1102.64 44 29.2

15/12/2014 WO # 1 Cerrado - - -

14/10/2015 Build Up Aporta

484.12 48 28

D1750N/124/188/8017 4/1/2016

WO # 2(Cambio de zona a Arena UI y cambio BES) UI 8152-8176 5

599.2 60 23.1


SB7 S <30 9 5/8" BTC;

N-80, 47 lbs/pie

3 1/2" EUE, L-80,

9.3 lbs/pie

DN1750/124/120/7806.96 27/10/2014 Completación

US 7900-7015 4.5 Aporta 436 20 12.8

30/11/2014 Build Up Prueba 311.5 30 13.1

DN1750/124/120/7900 4/12/2014 WO # 1 (Cambio de zona a arena TS)

TS 8080-8106 4.5 Aporta 1060 1.1 26.8

19/12/2014 Build Up Prueba 1818.18 0.1 27.7

53


SB9 S <30

9 5

/8"

BTC

; N-8

0,4

7 lb

s/p

ie

3 1

/2"

EUE,

L-8

0,9

.3 lb

s/p

ie DN1750/124/120/7899

6/12/2014 Completaciòn TS 8558-8584 4.5

Aporta 979 0.3 26.5

4/12/2014 Build Up Prueba 1283.72 0.1 26.5

D3500N/84/180/7440

23/11/2015 WO # 1(Instalación de una completación inteligente)

UI+TS 8412-8448 8558-8584

4.5/5 Aporta 1040.49 17 24.1

1/12/2015

Build Up UI 8412-8448 5 Prueba

953.05 0.1 24

26/12/2015 1566 13 23.1

28/1/2016 698.81 33 23.1

14/4/2016 592 63 24

19/5/2016 Condición actual UI+TS 8412-8448 8558-8584

4.5-5 Produce 555.45 65 22.3

Luego de haber realizado el análisis de las intervenciones realizadas en cada pozo, se determinó que los pozos Singue A1 y Singue B2 presentan

limitaciones mecánicas para la implementación de una completación. El pozo Singue A-1 presenta tubería de revestimiento de 7” reparada y

que al ser sometida o forzada a un esfuerzo probablemente colapsaría la tubería impidiendo el paso total de la cualquier herramienta, en cambio

el pozo Singue B-2 presenta tubería de revestimiento de 7” hasta superficie, lo cual condiciona la utilización de diámetro de tubería y sistema de

levantamiento artificial con equipo electro sumergible, además tiene problemas de cementación.

54

4.1.1.4. Historial de producción y Estado actual de cada pozo

El historial de producción de cada pozo ayuda a determinar el aporte y comportamiento a lo

largo de la vida productiva y por lo tanto ayuda a encontrar el comportamiento del BSW con

respecto al petróleo.

La Ilustración 4.3 muestra la producción de fluidos mensual de la arena U inferior del pozo

más viejo del Bloque 53, el pozo Singue-A1 a partir de mayo de 1991 en el que empezó la

producción del campo Petroproducción hasta diciembre de 1997, y la producción a cargo de

compañía Gente Oíl Ecuador Pte. Ltd. desde enero del 2013 hasta el 31 de junio del 2016.

Ilustración 4.3 Historial de producción pozo Singue-A1UI

Las Ilustraciones 4.4, 4.5 y 4.6 muestran la producción más reciente de fluidos diarios de la

arena U inferior del pozo Singue-B4, Singue-B6 desde enero del 2016 y el pozo Singue-B9

desde diciembre del 2015 hasta el 31 de junio de 2016 a cargo de la compañía Gente Oil

Ecuador Pte. Ltd.

0

2000

4000

6000

8000

10000

12000

14000

0

10000

20000

30000

40000

50000

60000

70000

80000

Ener

o

Ab

ril

Julio

Oct

ub

re

Ener

o

Ab

ril

Julio

Oct

ub

re

Ener

o

Ab

ril

Julio

Oct

ub

re

Ener

o

Ab

ril

Julio

Oct

ub

re

Ener

o

Ab

ril

Julio

Oct

ub

re

Ener

o

Ab

ril

Julio

Oct

ub

re

Ener

o

Ab

ril

Julio

Oct

ub

re

Ener

o

Ab

ril

Julio

Oct

ub

re

Ener

o

Ab

ril

Julio

Oct

ub

re

Ener

o

Ab

ril

Julio

Oct

ub

re

Ener

o

Ab

ril

Julio

Oct

ub

re

1992 1993 1994 1995 1996 1997 2013 2014 2015 2016

MP

C

Bar

rile

s

HISTORIAL DE PRODUCCION ARENA U INFERIOR

Petrolèo BLS Agua BLS Gas MPC

55

Ilustración 4.4 Historial de producción pozo Singue-B4UI


56


La Ilustración 4.7 muestra la producción de fluidos diarios de la arena U media del pozo

Singue-A11 desde marzo del 2016 hasta el 15 de mayo de 2016 a cargo de la compañía Gente

Oíl Ecuador Pte. Ltd.

Ilustración 4.7 Historial de producción pozo Singue-A11UM

57

Las Ilustraciones 4.8 y 4.9 muestran la producción de fluidos diarios de la arena T superior de

los pozos más antiguos a cargo de la compañía Gente Oíl Ecuador Pte. Ltd. Singue-B2 y

Singue-B3 desde octubre y diciembre del 2013 respectivamente hasta el 31 de junio de 2016 a

cargo de la compañía Gente Oil Ecuador Pte. Ltd.

Ilustración 4.8 Historial de producción pozo Singue-B2TS


58

Las Ilustraciones 4.10, 4.11 ,4.12, 4.13 y 4.14 muestran la producción de fluidos diarios de la

arena T superior para los pozos cerrados en el Bloque -53 por el incremento acelerado del corte

de agua teniendo a los pozos Singue-B4TS (Julio 2014 - enero 2016), Singue-B5TS(Junio 2014

-Mayo 2016), Singue-B6TS(Octubre 2014-Enero 2016) y Singue-B9TS (Diciembre 2014-

Noviembre 2015) y arena Hollín para el pozo Singue-B5H(Agosto 2014 -Mayo 2015), además

no se refleja la producción insignificante de la Arena U superior para el pozo Singue-B7

(Octubre 2014-Diciembre 2014).


59



60


Ilustración 4.14 Historial de producción pozo Singue-B5H

61

La Ilustración 4.15 muestra la producción de fluidos diarios de la arena T superior del pozo

Singue-B7desde diciembre del 2014 hasta el 31 de junio del 2016.


La Tabla 4.9 e Ilustración 4.16 muestra el aporte de cada arena en la producción del campo

Singue, teniendo a la arena T superior con el mayor aporte en la producción del campo Singue

en un 75.70 % del total acumulado, mientras que la arena U inferior recientemente en

producción con un aporte de 21.01 % en la producción, y un aporte mínimo de las formaciones

U superior, U media y Hollín.

Tabla 4.9 Aporte de producción por arena- campo Singue

ARENA Petróleo(Bls) Agua(Bls) Gas (mpc) Petróleo (%) Agua (%) Gas (%)

US 12,493.72 4,324.46 2,376.93 0.25 0.22 0.24

UM 12,700.12 506.25 1,923.92 0.26 0.03 0.19

UI 1’029,661.60 472,764.29 107,309.30 21.01 24.07 10.64

TS 3’709,957.25 1’468,332.27 876,573.45 75.70 74.77 86.93

H 136,061.39 17,849.17 20,228.36 2.78 0.91 2.01

Total 4,900,874.08 1,963,776.44 1,008,411.96 100.00 100.00 100.00

62

Ilustración 4.16 Aporte de producción por arena - campo Singue

Las Tablas 4.10 y 4.11 muestran las condiciones actuales de todos los pozos del campo Singue

en producción hasta el 30 de junio del 2016.

Tabla 4.10 Condición actual de producción por pozo junio 30, 2016

Fuente: Área de producción “Gente Oil Ecuador Pte. Ltd.”

Tabla 4.11 Condición actual por pozo de parámetros del Equipo Electro sumergible


0.00

20.00

40.00

60.00

80.00

100.00

US UM UI TS H

APORTE DE PRODUCCIÓN POR ARENA

Petróleo (%) Agua (%) Gas (%)

POZO ARENA BFPD BSW BPPD BAPD GAS(mpcd) GOR API SALINIDAD FECHA TEST TYPE

SA1 Ui 587.00 69.0 181.97 405.03 25.10 137.93 23.70 10725.00 24-Jun-16 VX

SB2 TS 1925.00 52.0 924.00 1001.00 320.20 346.54 26.80 7178.00 26-Jun-16 CT

SB3 TS 2178.00 65.0 762.30 1415.70 274.10 359.57 24.30 7250.00 25-Jun-16 VX

SB4 UI 1565.00 68.0 500.80 1064.20 139.50 278.55 23.10 11138.00 26-Jun-16 CT

SB5 UI 1315.00 5.0 1249.25 65.75 196.70 157.45 23.40 10257.00 30-Jun-16 CT

SB6 UI 1316.00 63.0 486.92 829.08 90.20 185.25 23.10 11055.00 26-Jun-16 CT

SB7 TS 1917.00 57.0 824.31 1092.69 219.00 265.68 26.20 6270.00 27-Jun-16 CT

SB9 UI 1595.00 69.0 494.45 1100.55 118.60 239.86 22.30 10560.00 42549.00 VX

SA11 UI 168.00 68.0 53.76 114.24 20.00 372.02 16.10 5100.00 30-Jun-16 CT

POTENCIAL POR POZO

POZO P. INTK. P. DESC. WHP VOLT AMP. FREC. VALVULA WIN LAVANTAMIENTO

SA1 0 0 160 0 0 0.0 full open 30-225-RHBC-32-5-2-2

SB2 1137 2786 70 434.7 32.1 70 full open D1750N/99/120/7859

SB3 1893 2702 75 460.2 35.4 60 full open D1750N/116/120/7818

SB4 2720 3072 100 421.9 16.9 55 full open DN1050/126/113/7788

SB5 2754 2718 115 245.5 26.5 30 full open D1750N/124/120/7828

SB6 2828 2970 100 293.9 22.9 38 full open D1750N/124/188/8017

SB7 1496 2823 60 468.2 40.1 73 full open DN1750/124/120/7900

SB9 1304.60 2664.30 100.00 429.60 28.80 69.00 6 vueltas D3500N/84/180/7440

SA11 0 0 0 0 0 0 FULL OPEN D1050N/126/150/7915

PARAMETROS DE LA BOMBA

63

4.1.1.5. Características de la arena U inferior y T superior

Arena U inferior

La Ilustración 4.17 muestra la producción de fluidos diarios de la arena U inferior del campo

Singue, la formación U inferior sin duda es la mejor arena en características petrofísicas y,

medidas de permeabilidades que alcanzan hasta los 2.5 a 3 darcies, su comportamiento muestra

un empuje de fondo combinado con expansión roca-fluido, su presión de reservorio promedio

es de 3000-3200 PSI al inicio de la producción, con 23.1 oAPI, una de las características más

relevantes en todos los pozos productores de esta arena es su depletación rápida.

Ilustración 4.17 Historial de producción reservorio U inferior

Arena T superior

La Ilustración 4.18 muestra la producción fluidos diaria de la arena T superior del campo

Singue, la formación T superior tiene características petrofísicas no tan buenas con medidas de

permeabilidades que alcanzan hasta los 101- 329 md, su comportamiento muestra un empuje

lateral combinado con expansión de roca y fluido, su presión de reservorio promedio es de

2800-2900 PSI al inicio de la producción, con 26.8 API, una de las características más

relevantes en todos los pozos productores de esta arena es su depletación lenta, actualmente la

presión del reservorio está alrededor de 2650 PSI

64

Ilustración 4.18 Historial de producción reservorio T superior

Luego de haber realizado el análisis de las condiciones de todos los pozos del campo Singue,

tomando en cuenta los criterios mencionados en el literal 4.1.1, los resultados obtenidos

muestra que el mejor candidato de para la aplicación de una de las completaciones es el pozo

Singue-B7, por tener las mejores características petrofísicas, una buena cantidad de reservas

recuperables, oportunidad de una nueva arena productora, buen potencial de producción,

condiciones mecánicas favorables y mínimo número de intervenciones.

4.1.2. Descripción del Pozo de Desarrollo Singue-B7

El presente análisis tiene por objeto buscar el mejor tipo de completación para el pozo Singue-

B7 para las zonas U inferior y T superior de forma que se pueda obtener la producción de cada

una de las arenas de forma separada o conjuntamente, consiguiendo de esa manera optimizar

la producción de cada una de ellas y, soportar con el aporte de la arena U inferior la pérdida de

la producción del campo debido a la declinación normal de los reservorios. Actualmente este

pozo está produciendo de la arena T superior: 824 BPPD con 57% de BSW.

La producción individual de cada reservorio en trayectorias de flujo independiente se consigue

mediante la implementación de una completación dual, el cual consiste de doble sarta de

65

tuberías 5 ½” y 2 7/8”, accesorios y herramientas, con una bomba electro sumergible (BES)

para cada zona, lo cual permite producir por el espacio anular y el tubing correspondiente a la

diferencia entre 5 ½” y 2 7/8”.

La producción en forma conjunta de las zonas productoras se consigue mediante la

implementación de una completación inteligente, que consiste de una herramienta, cuyos

tamaños disponibles son 7 x 3-1/2 & 5-1/2 x 2-7/8 (9 5/8 es viable pero no viene standard) con

sensores de fondo de pozo permanentes y válvulas de control de flujo de fondo, una bomba

electro sumergible que permiten producir por un casing de producción de 7” encapsulada hasta

superficie.

El revestimiento del pozo Singue-B7 es de 9 5/8" BTC; N-80,47 lbs/pie. Se estima una

producción adicional de 1300 BPPD de la arena U inferior considerando la producción de

pozos de mismo reservorio.

La arena T superior estructuralmente es una de las más altas que en los pozos vecinos, además

tiene condiciones petrofísicas bastante buenas y es uno de los mejores productores del campo

Singue lo que hace suponer que el aporte de producción va a ser substancial.

Con uno de estos dos tipos de completación se requiere un taladro de reacondicionamiento y

completación de fondo: tubería, empacaduras, BES, cabezal de producción, instalaciones

superficiales, tubería de flujo, variadores y transformadores etc.

4.1.2.1. Aspectos generales

4.1.2.1.1. Geología

a. Ubicación del pozo Singue-B7

El pozo Singue-B7 fue perforado en agosto - octubre de 2014, direccionado al nororiente desde

la plataforma B y una ubicación de fondo de pozo a aproximadamente 510 metros al nororiente

del pozo Singue-B4, localizado en la zona noreste del campo Singue, sobre un tren estructural

66

bien definido. Tiene una buena posición estructural, por lo cual tiene una columna de aceite de

buen espesor para el reservorio Areniscas U Inferior y para el reservorio la T Superior.

La Ilustración 4.19 muestra la ubicación del pozo Singue-B7 dentro del campo Singue.

Ilustración 4.19 Mapa Estructural Tope T superior

Fuente: Área de Geología “Gente Oil Ecuador Pte. Ltd.”

67

b. Análisis petrofísico de las arenas

El análisis desarrollado muestra que el pozo Singue-B7 tiene las mejores características

petrofísicas tanto en la arena U inferior como para la arena T superior.

La arena U inferior con características litológicas y geológicas hacen que sea un reservorio de

buena calidad, en cambio la arena T superior que particularmente es una arenisca muy apretada

característica en este campo, pero a pesar de esto es uno de los mejores productores del campo

Singue.

La arenisca T contiene capas de arcilla que hacen que la permeabilidad vertical sea baja entre

101 a 331 md , lo cual se demostró con el ultimo fall off test realizado el 3 de septiembre del

2015 en la arena T superior del pozo sigue A-10, no así la arenisca U inferior que tiene una

excelente permeabilidad vertical alrededor de 2.5 a 3 darcys que se demostró con el reciente

fall off test realizado el 14 de abril del 2016 en la arena U inferir del pozo Singue-A10, además

un build up que se efectuó el 11 de junio del 2016 para el pozo Singue-B5 arena U inferior.

La Tabla 4.12 e Ilustración 4.20 muestran las características petrofísicas del pozo Singue-B7

para la formación U inferior y T superior.

Tabla 4.12 Características petrofísicas pozo Singue-B7

CARACTERÍSTICA DE LA ROCA POZO SINGUE-B7

Pozo Arena

Profundidad medida (ft)

Espesor bruto TVD

Espesor neto TVD

N/G ɸ Sw K CAP

Intervalos ft ft % % % md ft

B7 UI 72.75 45.5 62.54 21.7 11.3 2500-3000 8001

TS 8080 8106 54.75 34.25 62.56 19.21 20 161 8123

68

Ilustración 4.20 Registro petrofísico pozo Singue-B7

Fuente: Área de geología “Gente Oíl Ecuador Pte. Ltd.”

69

4.1.2.1.2. Yacimientos

El pozo Singue-B7 es uno de los mejores productores de la arena T superior, cuyo intervalo

productor es 8080’- 8106’ (26’), tiene un espesor de 34.25 pies con una porosidad de 19.21 %,

una saturación de agua de 20 %, API 26.2 y sus permeabilidades están en el orden de 150-300

md.

El pozo Singue-B7 tiene un mecanismo de producción con empuje hidráulico combinado con

expansión roca fluido; de acuerdo a sus características en el comportamiento de la producción,

al mecanismo de producción con empuje hidráulico se lo considera empuje lateral

El último dato de presión obtenida del respectivo Build up para la arena T superior indica una

presión de 2555.6 psi a la mitad de las perforaciones, con una viscosidad estimada de 1.74253

cp. Tabla 4.13

Tabla 4.13 BU’P arena T superior pozo Singue-B7

Fecha Presión fluyente a MP(MD) Pe a MP (MD) Daño IP Producción BSW

PSI PSI - BPPD/PSI BPPD %

19-25/12/2014 1824.4 2555.6 -2.31 2.492 1818.18 0.1

4.1.2.1.3. Histórico de producción

a. Napo U Superior: (7900ft - 7915ft). Produce desde el 27 octubre del 2014 al 01 diciembre

del 2014 con: Condiciones Iniciales: 539.0 BFPD , 435.0 BPPD, 19.3% BSW, 12.9 API.

El sistema de levantamiento artificial utilizado para la producción de la arena U superior fue

Bombeo electro sumergible (BES) modelo DN1750, con 124 etapas, con tubería de producción

de 3-1/2” desde superficie hasta el fondo, asentada a 7,806.96 pies (profundidad intake).

Al momento, las perforaciones en la arena U Superior están aisladas por su difícil manejo en

superficie, su comportamiento de producción marginal se muestra en la Ilustración 4.21

70

Ilustración 4.21 Historial de producción pozo Singue-B7US

b. Napo T Superior: (080ft - 8106ft). Produce desde el 15 de diciembre del 2014 con:

Condiciones Iniciales: 1358.0 BFPD, 1245 BPPD, 8.4 % BSW, 26.8 API y continúa

produciendo, su comportamiento de producción se muestra en la Ilustración 4.22

Ilustración 4.22 Historial de producción Singue-B7TS

71

El sistema de levantamiento que se utiliza en el pozo Singue-B7 para la producción de la arena

T superior es bombeo electro sumergible (BES) modelo DN1750, con 124 etapas, y tubería de

producción de 3-1/2” desde superficie hasta el fondo, asentado a 7,899.96 pies (profundidad

intake). La Ilustración 4.23 muestra el historial del comportamiento de los parámetros del

equipo BES y la Ilustración 4.24 muestra la condición actual del equipo BES.

Ilustración 4.23 Parámetros del Equipo Electrosumergible pozo Singue-B7TS


Ilustración 4.24 Estado actual del equipo Electro sumergible pozo Singue-B7TS


72

La condición al 30 de junio del año 2016 produciendo del intervalo T superior se describe a

continuación en la Tabla 4.14 con un acumulado de 668.21 Mbls y una producción por día de

824.31 BPPD con 57% de corte de agua.

Tabla 4.14 Producción actual pozo Singue-B7TS

PRODUCCIÓN ACTUAL POZO SINGUE-B7TS

FECHA ARENA BFPD BSW BPPD BAPD MSCF GOR

scf/Bbl API SALINIDAD

Jun

io 3

0, 2

01

6

TS

1917.00 57.0 824.31 1092.69 219.00 265.68 26.2 6270

DN1750/124/120/7900

P. INTAKE PSI

P. DESCARGA PSI

TEM. INTAKE °F

TEM. MOTOR °F

VOLT AMP FREC.

HZ WHP PSI

1496.3 2822.6 206.4 261.5 468.2 40.1 73 60

El pronóstico de producción a lo largo del tiempo se muestra en la Ilustración 4.25, el cual

muestra 1028.11 Mbls de reservas.

Ilustración 4.25 Pronóstico de producción pozo Singue-B7TS

73

4.1.2.1.4. Diagrama de completación del pozo Singue-B7

El pozo Singue-B7 fue perforado en agosto - octubre de 2014, su trayectoria corresponde a un

tipo S, cuya producción es de 1.5 años con completación simple y levantamiento artificial

mediante Bombeo Electro sumergible. Ilustración 4.26

Ilustración 4.26 Diagrama de completación pozo Singue-B7

Fuente: Área de perforación “Gente Oil Ecuador Pte. Ltd.”

74

4.1.3. Estudio de factibilidad para la implementación de uno de los tipos de completación

(dual-inteligente) para dos arenas en forma conjunta

4.1.3.1. Generalidades

Análisis nodal

Según expresan (Garaicochea Petrirena, Bernal Huicochea, & López Ortiz, 1991)

“La razón fundamental de someter un sistema de producción a la técnica de análisis nodal es

simplemente porque esta involucra en sus cálculos a todos los elementos del sistema, permite

determinar el efecto de su variación en la capacidad de transporte y tener una imagen de

conjunto del comportamiento del pozo (p. 155)”

4.1.3.1.1. Procedimiento del análisis

El análisis nodal consiste en dividir el sistema de producción en nodos, los cuales permiten

calcular las caídas de presión y evaluar el flujo a través del medio poroso, de la tubería vertical

y horizontal, como también a su vez el flujo a los separadores; esto permite determinar las

curvas de comportamiento de afluencia y potencial de producción de hidrocarburos. Como

resultado de este análisis se puede obtener, por lo general, una mejoría en la eficiencia de flujo

o bien un incremento en la producción (Calvopiña Castellano & Palma Miño, 2012)

La Ilustración 4.27 muestra las pérdidas de presión y nodos principales de solución en un

sistema básico de producción.

Ilustración 4.27 Pérdidas de presión y nodos principales en un sistema básico de producción. Fuente: (Garaicochea Petrirena, Bernal Huicochea, & López Ortiz, 1991)

75

En un sistema de producción se conocen siempre dos presiones, las cuales se consideran

constantes para fines de cálculo siendo estas la presión estática del yacimiento (Pr) y la presión

del separador en superficie (Psep) que usualmente está regulada por la presión del sistema de

planta (Rivero, 2007)

La ecuación de flujo para cualquier nodo de solución para las curvas de comportamiento de

afluencia y potencial de producción de hidrocarburos son:

Inflow System

𝑃𝑖𝑛𝑜𝑑𝑜(𝑞) = 𝑃𝑢𝑝𝑠𝑡𝑟𝑒𝑒𝑛(𝑞) − ∑ ∆𝑃(𝑞)𝑛𝑖=1 (Ec. 4.1)

Outflow System

𝑃𝑜𝑛𝑜𝑑𝑜(𝑞) = 𝑃𝑑𝑜𝑤𝑛𝑡𝑟𝑒𝑒𝑛(𝑞) + ∑ ∆𝑃(𝑞)𝑛𝑖=1 (Ec. 4.2)

Una vez que se tenga el sistema completado en el pozo se procede a efectuar el análisis de la

siguiente forma:

1. Primero determinamos qué componentes del sistema de producción van a ser cambiados

para optimizar el sistema.

2. Después seleccionamos los nodos componentes que van a ser analizados.

3. Luego seleccionamos la ubicación de cada uno de los nodos y aislamos el efecto de cambio

de presión sobre los demás componentes seleccionados.

4. Después determinamos las relaciones que se aplicaron para la entrada y salida de flujo del

nodo.

5. También se describe el método que va a usarse para determinar la entrada y salida del

flujo.

6. Por último se construyeron curvas de entrada Vs. Salida de flujo en las que se determinan

los efectos de cambio de capacidad de producción sobre el rendimiento completo del sistema.

7. Esto se repite para cada nodo componente.

76

El resultado del análisis del sistema, no solamente permiten la definición de la capacidad de

producción de un pozo, para una determinada serie de condiciones, sino también muestran

como los cambios en cualquier parámetro afectan su comportamiento.

4.1.3.1.2 Optimización en la tubería de producción

Uno de los componentes más importantes en un sistema de producción, es la sarta de

producción debido a que cerca del 80 % de la pérdida total de presión en un pozo de petróleo

puede ocurrir por la movilización de los fluidos desde el fondo del pozo hasta la superficie.

A medida que el área de flujo vertical se incrementa, las velocidades de flujo disminuyen

pudiendo llegar a generar que las condiciones de flujo sean inestables e ineficientes, lo que

ocasiona que se forme un escurrimiento de líquido, formándose la acumulación de líquido en

el fondo del pozo, que podría ocasionar el ahogo o muerte del pozo. Una situación similar se

presenta en pozos de baja productividad y diámetro excesivo de tubería. Por el contrario, en las

tuberías de producción muy pequeñas el caudal de producción es restringido a causa de la

pérdida excesiva de fricción (Rivero, 2007).

La Ilustración 4.28 muestra cambios en las tasas de producción con la variación en el diámetro

de la tubería.

Ilustración 4.28 Optimización de tubería vertical y línea horizontal

Fuente: (Rivero, 2007)

77

Un problema común que ocurre en la completación de pozos de alto potencial, es el de instalar

tuberías de producción con diámetros excesivos para mantener la seguridad. Esto con

frecuencia es contraproducente, ya que disminuye la vida útil de los pozos; a medida que la

presión del reservorio decrece, los líquidos comienzan a escurrirse por falta de velocidad para

arrastrarlos del fondo.

La respuesta de la capacidad de producción con la variación del área de flujo, es muy

importante para poder definir el diámetro de la tubería que se deba bajar a un pozo, ya que para

dos diámetros distintos de tubería obtendremos distintos caudales (Rivero, 2007)

4.1.3.1.3 Parámetros necesarios

Las curvas de comportamiento de afluencia obtenidas, son función de los siguientes puntos

clave del sistema:

a) Características del yacimiento.

b) Características de la tubería de producción y líneas de flujo.

c) Presión en el nodo inicial y final del sistema.

d) Porcentaje de agua producido.

e) Relación gas-liquido.

f) Longitud y diámetro de la tubería.

g) Temperatura.

h) Características de los fluidos a manejar.

i) Topografía del terreno en el caso de la línea de flujo.

j) Grado de desviación del pozo.

78

4.1.3.1.4 Comportamiento de afluencia de fluidos de formaciones Productoras

El estudio del comportamiento del reservorio es muy importante para optimizar la capacidad

de producción. El análisis de las características propias del reservorio, factores que afectan el

flujo de fluidos en el reservorio y en el sistema de tuberías permite incrementar la capacidad

de producción, siendo esta la base para la selección de métodos de predicción del

comportamiento de flujo en todo el sistema (Analizando como una sola unidad la relación que

existe entre todos los componentes del sistema de producción) (Rivero, 2007)

a. Índice de Productividad (IP)

La relación entre el caudal de entrada de flujo al pozo y la caída de presión en el medio poroso

se la expresa en forma de índice de productividad (Cabarcas Simancas, 2013)

𝐽 =𝑞𝑜

𝑃𝑟−𝑃𝑤𝑓 (Ec .4.3)

Donde:

qo: caudal (BPD)

J: Índice de productividad (bpd/psi)

Pr: Presión estática de reservorio (psi)

Pwf= Presión de fondo fluyente (psi)

b. Predicción del IPR para pozos de petróleo.

Método de Vogel

El IPR tendrá un comportamiento lineal para Pwf >=Pb y un comportamiento tipo Vogel para

Pwf menores al Pb. La Tabla 4.15 muestra las ecuaciones usadas para el comportamiento

mediante el método de Vogel (Cabarcas Simancas, 2013)

79

CONDICIÓN ECUACIÓN

2

8,02,018,1 b

wf

b

wfbbo

P

P

P

PJPqq

wfRo PPJq

bwf PP

bwf PP

Tabla 4.15 Ecuaciones usadas para el método de Vogel

(Ec.4.4)

Ilustración 4.29 Curva por el método de Vogel

Fuente: (Garaicochea Petrirena, Bernal Huicochea, & López Ortiz, 1991)

Método de Fetkcovich

Fetkovich, demostró que los pozos de petróleo que producen por debajo de la presión de

burbuja (Pb) y los pozos de gas exhiben curvas de afluencia de fluidos muy similares (Cabarcas

Simancas, 2013)

𝑞 = 𝐶(𝑃𝑟2 − 𝑃𝑤𝑓2)𝑛 (Ec. 4.5)

Donde:

q: caudal(bpd)

80

Pr: Presión del reservorio(psi)

Pwf: Presión de fondo fluyente(psi)

n: factor de turbulencia (0.57-1)

C: constante de estabilización

El factor n es igual a 1/m, donde m es la pendiente del grafico log(Pr2-Pwf2) y log(q).

Los coeficientes C y n son únicos para cada pozo y son encontrados del análisis de datos de

pruebas de presión.

4.1.3.1.5. Punto de operación en el análisis nodal

La intersección de las curvas de comportamiento de afluencia y potencial de producción de

hidrocarburos para el nodo de solución ayuda a determinar el punto de equilibrio o punto de

producción encontrando la producción neta sin restricciones.

𝑃𝑖𝑛𝑜𝑑𝑜(𝑞) = 𝑃𝑜𝑛𝑜𝑑𝑜(𝑞) (Ec. 4.6)

Todos los componentes aguas arriba del nodo solución comprenden en inflow system, mientras

que el outflow system consiste de todos los componentes aguas abajo del nodo.

La tasa de flujo a través del sistema puede ser determinado una vez que los siguientes

requerimientos sean satisfechos:

1. Flujo dentro del nodo igual al flujo fuera de él.

2. Solo una presión debe existir en el nodo.

La capacidad de producción del sistema lo establece el balance entre la capacidad de aporte de

energía del yacimiento y la demanda de energía de la instalación para transportar los fluidos

hasta la superficie (Calvopiña Castellano & Palma Miño, 2012)

81

El análisis nodal se realiza en el programa PIPESIM, el cual ayudó a diagnosticar el

comportamiento del pozo Singue-B7 tanto para una completación dual e inteligente. Los datos

ingresados en el programa para el análisis nodal se describen en la Tabla 4.16.

Tabla 4.16 Datos ingresados en el programa PIPESIM

Datos ingresados en el programa PIPESIM

Formación Arena U inferior Arena T superior

Tope de perforaciones MD (ft) 7960 8080

Base de perforaciones MD (ft) 7980 8106

Mitad de perforaciones MD (ft) 7970 8093

Pws (PSI) 2934 2571

Temperatura (F) 206 208

Presión de burbuja (PSI) 813 456

Índice de productividad (BPD/PSI) 4.16 1.887

BSW (%) 1 57

Salinidad (ppm Cl) 11421 6270

API 23.1 26.2

Viscosidad del petróleo (cp) 3.61 1.98

GOR 150 265.68

Gravedad especifica gas 1.3351 1.4986

Bo (Bn/By) 1.134 1.17

Expectativa de producción (BPPD) 1300 820

4.1.3.2. Análisis nodal para un sistema de completación dual concéntrica

El análisis nodal para una completación dual concéntrica es procesado con el programa

PIPESIM que permite simular las condiciones de producción de cada reservorio, el cual se

efectúa tomando en cuenta las limitaciones que presenta el reservorio y pozo escogido con la

implementación de una completación dual concéntrica. Posteriormente, se determina el punto

de producción óptima para la condición actual de cada reservorio, encontrando la producción

neta sin restricciones.

El análisis permite encontrar la capacidad y aporte de producción de cada reservorio de

acuerdo a las mejores condiciones que presente cada reservorio analizado.

82

Arena T superior

La Ilustración 4.30 muestra el modelo realizado en el programa PIPESIM con las condiciones

operativas para la arena T superior en una completación dual, y la Ilustración 4.31 muestra el

punto de producción con las condiciones actuales con su capacidad de aporte sin restricciones

para diferentes diámetros de tubería.

Ilustración 4.30 Modelo en PIPESIM con las condiciones operativas para la producción en la arena T superior-Completación Dual

Ilustración 4.31 Análisis Nodal para la arena T superior-Completación Dual

83

Tabla 4.17 Puntos de operación con diferentes diámetros de tubería

Tubing ID P operación Q operación

in in PSI BFPD

2 3/8 1.867 1753.379 1592.217

2 7/8 2.441 1560.98 1906.18

3 1/2 2.992 1509.311 2002.97

4 1/2 4.09 1488.75 2040.432

5 1/2 4.892 1512.902 1996.634

Luego de realizar el análisis nodal con diferentes diámetros de tubería y encontrando el punto

óptimo de producción para cada una de ellas, se determinó que el tubing 2 7/8” es el escogido

para el diseño de la completación dual concéntrica por trabajar con una capacidad menor a

3000 BFPD evitando altas pérdidas y el fenómeno de escurrimiento del líquido.

Arena U inferior


operativas para la arena U inferior en una completación dual, y la Ilustración 4.33 muestra el

punto de producción con las condiciones con su capacidad de aporte sin restricciones para

diferentes diámetros de tubería.

Ilustración 4.32 Modelo en PIPESIM con las posibles condiciones operativas para la producción en la arena U inferior- Completación Dual

84

Ilustración 4.33 Análisis Nodal para la arena U inferior-Completación Dual

Tabla 4.18 Puntos de operación con diferentes diámetros de tubería

Tubing ID P operación Q operación

in in PSI BFPD

2 3/8 1.867 2655.562 1139.819

2 7/8 2.441 2584.82 1451.33

3 1/2 2.992 2556.278 1572.542

4 1/2 4.09 2559.24 1558.63

5 1/2 4.892 2616.285 1335.476

Luego de realizar el análisis nodal con diferentes diámetros de tubería y encontrando el punto

óptimo de producción para cada una de ellas, se determinó que el tubing 5 1/2” es el escogido

para el diseño de la completación dual concéntrica por ser el diámetro entre la diferencia que

existe entre el casing de 7” y el tubing de 2 7/8” escogido anteriormente.

La Tabla 4.19 muestra la producción con una completaciòn dual concéntrica en el pozo

Singue-B7

85

Tabla 4.19 Producción con una completaciòn dual concéntrica_ pozo Singue-B7

PRODUCCION CON COMPLETACIÓN DUAL CONCENTRICA_POZO SINGUE-B7

Arena Fluido BSW Petróleo Agua IP Presión Fluyente

BFPD % BPPD BWPD b/d/psi PSI

U inferior 1335.476 1.00 1322.12 13.35 4.158 2616.285

T superior 1906.18 57.00 819.66 1086.52 1.887 1560.98

Total 3241.66 33.93 2141.78 1099.88 - -

4.1.3.2.1. Diseño del Equipo Electro sumergible para el pozo Singue-B7 en una

Completación Dual concéntrica

El sistema de levantamiento artificial (SLA), es un mecanismo externo a la formación

productora encargado de levantar crudo desde la formación a una determinada tasa, cuando la

energía del pozo es insuficiente para producirlo por sí mismo o cuando la tasa es inferior a la

deseada (Madrigal, 2012)

La bomba eléctrica sumergible (ESP) es uno de los principales métodos de levantamiento

artificial de producción de petróleo. El equipo electro sumergible comprende una bomba de

pozo abajo, cable de alimentación eléctrica, motor y los controles de superficie. En una

aplicación típica, se suspende en una sarta de tubería colgada en la cabeza del pozo y se

sumerge en el fluido del pozo. La bomba está acoplada con un motor eléctrico sumergible que

recibe alimentación eléctrica a través de un cable y manipulada por los controles de superficie

(Vargas, 2009)

El diseño de una instalación de equipo electro sumergible, al igual que otros métodos de

producción artificial, no es una ciencia exacta e involucra un gran número de factores.

El procedimiento varía considerablemente con las condiciones del pozo y con los fluidos que

va a ser bombeados. Es muy importante obtener información detallada acerca del estado

mecánico del pozo, historia de producción, condiciones del yacimiento, problemas en el pozo

y característica de los fluidos. (Ushiña Puma, 2011)

86

El sistema de completación dual necesita una bomba electro sumergible para la producción de

cada reservorio por el diseño de completaciòn. El diseño de la bomba electro sumergible en el

pozo Singue-B7 para la arena U inferior y T superior se realizó en el programa PIPESIM. Los

datos ingresados en el programa para el diseño de la bomba electro sumergible para cada

reservorio se describen en la Tabla 4.20

Tabla 4.20 Datos ingresados en el programa PIPESIM para el diseño del Equipo Electro sumergible-

Completación Dual Concéntrica

Datos ingresados en el programa PIPESIM para el diseño de la BES



Caudal de diseño (BFPD) 1469.02 2096.798

IP (stb/d/psi) 4.158 1.887

BSW (%) 1 57

Pws (PSI) 2934 2571

Presión de cabeza (PSI) 100 100

Salinidad (ppm Cl) 11421 6270

Grav. Especifica del agua 1.0078 1.00386

API 23.1 26.2

GOR 150 265.68

Casing ID (in) 8.681 6.276

Altura dinámica (ft) 6506.74 3519.92

Profundidad de la bomba (ft) 7110.00 7890.00

Para el diseño de la bomba electro sumergible en cada reservorio se considera un 10% adicional

al caudal de producción como un factor se seguridad, además al escoger la bomba, el número

de etapas, la eficiencia y Horsepower HP (caballos de fuerza) son fundamentales para el diseño,

debido a que a menor número de etapas que necesite la bomba, mayor es la eficiencia, por lo

cual, ese equipo sería el indicado para comprar por cuestiones económicas y operativas.

En lo que concierne al motor, se escogió un motor con una potencia ligeramente mayor a la de

la bomba, con un voltaje alto, debido que el motor suministra la potencia necesaria para el

funcionamiento de la bomba, con respecto al cable que suministra la corriente eléctrica

necesaria para el funcionamiento del motor desde la superficie, se seleccionó un cable con una

87

resistencia a altas temperaturas de hasta 250 ° F, sólido y redondo con un diámetro menor a la

diferencia entre el diámetro interno del casing y diámetro externo de la bomba.

Arena U inferior

Las Ilustraciones 4.34 y 4.35 muestran las curvas de desempeño de la bomba DN-1800

seleccionada para el pozo Singue-B7 con el potencial de la arena U inferior

Ilustración 4.34 Curva de desempeño de la bomba DN-1800_Singue-B7UI

Ilustración 4.35 Curvas variables de velocidad de la bomba DN-1800_Sigue-B7UI

88

La bomba seleccionada con el programa PIPESIM para la arena U inferior es una Bomba Reda

DN-1800 de 4 in de diámetro con un rango 1200 BPD a 2400 BPD, con 132 etapas, 43 (Horse

power) y una Eficiencia: 70.80 %

El motor seleccionado para la Bomba Reda DN-1800 es un motor de 50 HP (potencia mínima

para hacer funcionar la bomba), Serie 456, tipo M, 885 V, 35.5A con un cable #6 Cu or #4 con

capacidad para 55 A.

Lamentablemente no hubo entre el catálogo un motor que cumpla con el parámetro de

enfriamiento de 1 ft/s, por lo que se decidió considerar la instalación de una camisa de

refrigeración.

Arena T superior

Las Ilustraciones 4.36 y 4.37 muestran las curvas de desempeño de la bomba DN-1800

seleccionada para el pozo Singue-B7 con el potencial de la arena T superior.

Ilustración 4.36 Curva de desempeño de la bomba DN-1800_ Singue-B7TS

89

Ilustración 4.37 Curvas variables de velocidad de la bomba DN-1800_Sigue-B7TS

La bomba seleccionada con el programa PIPESIM para la arena T superior es una Bomba Reda

DN-1800 de 4 in de diámetro con un rango 1200 BPD a 2400 BPD, con 172 etapas, 112 HP

(Horse power), Eficiencia: 58.91 %

El motor seleccionado para la Bomba Reda DN-1800 es un motor de 120 HP (potencia mínima

para hacer funcionar la bomba), Serie 540, tipo M & P, 1105 V, 69.50 A, con un cable #2 Cu

or #1 con capacidad para 95 A.

La Ilustración 4.38 muestra el Diagrama de completación del pozo Singue-B7_ Completación

Dual concéntrica

90

Ilustración 4.38 Diagrama de completación pozo Singue-B7_ Completación Dual Concéntrica

91

4.1.3.3. Análisis nodal para un sistema de completación inteligente

En análisis nodal para un sistema de completación inteligente, es procesada con el programa

PIPESIM, lo cual permite simular las condiciones de producción que el pozo pueda presentar

con este tipo de completación, tomando en cuenta las limitaciones que presentan el reservorio

y pozo escogido con la implementación de la completación inteligente para dos zonas

productoras. Posteriormente, se determinó el punto de producción óptima para la condición

actual de cada reservorio, encontrando la producción neta sin restricciones utilizando las

diferentes posiciones y posibles combinaciones que permiten estas válvulas reguladoras de

flujo de este tipo completación, el cual ayuda a tener mejor control de flujo y mejor desempeño

en la producción.

El análisis permite encontrar la capacidad y aporte de producción de cada reservorio con las

diferentes posiciones y posibles combinaciones de las válvulas reguladoras de flujo de acuerdo

a las mejores condiciones que presenten en cada reservorio analizado como también en

conjunto. Ilustración 4.39

Ilustración 4.39 Posiciones de las válvulas controladoras de flujo

Fuente: (Contreras & Chicaiza, 2016)


operativas para una producción en forma conjunta.

92

Ilustración 4.40 Modelo en PIPESIM para una producción en forma conjunta en el Pozo Singue-B7_Completaciòn Inteligente

Las Tablas 4.21 - 4.22 - 4.23 y 4.24 muestran los valores obtenidos en el análisis nodal con el

programa PIPESIM y tomando en cuenta las diferentes combinaciones de posición que ofrecen

estas válvulas reguladoras de flujo buscando la contribución máxima de cada reservorio.

El análisis nodal muestra el control que podemos tener en la producción de cada zona al realizar

un tipo de combinación en las posiciones de las válvulas, lo cual permite un control absoluto

en el incremento del corte de agua en el reservorio de mayor producción de agua, buscando

producir la mayor cantidad de petróleo en forma simultánea con el corte de agua mínimo para

mantener o incrementar la producción.

93

Tabla 4.21 Producción con diferentes combinaciones de posición de válvula para la arena U inferior y T superior

Posición de la válvula

Arena T superior (BFPD)

0= cerrado 1= abierto 2= 33% 3= 66% A

ren

a U

infe

rio

r (B

FPD

) 0= cerrado 0 0 0 0

0 1064.2 1380.4 1625.2

1= abierto 1228.32 1094.4 1052.64 1022.4

0 965.6 1210.4 1375.3

2= 33% 1743.84 1503.36 1438.56 1393.92

0 878.9 1081.2 1213.8

3=66% 2227.68 1866.24 1785.6 1735.2

0 773.5 941.8 1050.6

Tabla 4.22 Producción Total con diferentes combinaciones de posición de válvula

Posición de la válvula Arena T superior (BFPD)

0 = cerrado 1= abierto 2= 33% 3= 66%

Arena U inferior (BFPD)

0= cerrado 0 1064.20 1380.40 1625.20

1= abierto 1228.32 2060.00 2263.04 2397.70

2= 33% 1743.84 2382.26 2519.76 2607.72

3= 66% 2227.68 2639.74 2727.40 2785.80

Tabla 4.23 Producción de petróleo con diferentes combinaciones de posición de válvula para la arena U inferior y T superior


Arena T superior con corte de agua BSW=57 % (BPPD)

0= cerrado 1= abierto 2= 33% 3= 66%

Arena U inferior con corte de agua BSW=1% (BPPD)

0= cerrado 0 0 0 0

0 457.61 593.57 698.84

1= abierto 1216.04 1083.46 1042.11 1012.18

0 415.21 520.47 591.38

2=33% 1726.40 1488.33 1424.17 1379.98

0 378 465 522

3=66% 2205.40 1847.58 1767.74 1717.85

0 332.61 404.97 451.76

94

Tabla 4.24 Producción total de petróleo con diferentes combinaciones de posición de válvula

Posición de la válvula Arena T superior (BPPD)


Arena U inferior (BPPD)

0= cerrado 0 458 594 699

1= abierto 1216.04 1498.66 1562.59 1603.56

2= 33% 1726.40 1866.25 1889.09 1901.91

3= 66% 2205.40 2180.18 2172.72 2169.61

La Tabla 4.25 muestra las presiones fluyentes con las diferentes combinaciones de posición

de válvula.

Tabla 4.25 Presiones fluyentes con diferentes posiciones de válvula


Arena T superior (Pws=2571 psi) PSI


Arena U inferior (Pws=2934 psi)

PSI

0= cerrado 0 0 0 0

0 1961.1 1818 1707.3

1= abierto 2166.3 2223 2240.1 2253.6

0 2005.2 1894.5 1819.8

2= 33% 1951.2 2051.1 2079 2097

0 2044.8 1953 1893.6

3= 66% 1747.8 1899 1933.2 1953.9

0 2092.5 2016 1967.4

Luego de realizar el análisis nodal tomando en cuenta las diferentes posiciones y posibles

combinaciones de válvulas en este tipo de completación, podemos notar que diferencia de los

índices de productividad y el corte de agua entre estas dos zonas afectará la producción neta de

cada uno de ellas, reduciendo su capacidad de aporte, esto sucede debido que la formación T

superior necesita mayor diferencial de presión o drawdown (∆ P = Pr - Pwf) por su condición

de pozo productor actual (2 años) para mantener la producción, esto significa disminuir la

presión de fondo fluyente, el cual se consigue aumentando la velocidad de bombeo (Hz), lo

cual será necesario por la baja presión de reservorio, pero, al hacer esto, la formación U inferior

será afectada, con el riesgo de aumentar su corte de agua muy aceleradamente, característica

típica de este tipo de reservorio en el campo Singue. Este fenómeno puede ser evitado en esta

95

formación U inferior, lo cual se consigue estrangulando de manera severa las válvulas

controladoras de flujo de esta completación para mantener el diferencial de presión o

drawdown, aunque esto reducirá su producción neta. A futuro este tipo de completación

permite controlar el incremento de BSW reduciendo costos de tratamiento de agua.

4.1.3.3.1. Diseño del BES para el pozo Singue-B7 en una Completación Inteligente

Un sistema de completación inteligente actúa como un sistema de completación única, siendo

los dos reservorios dependientes uno del otro, motivo por el cual se requiere una sola bomba

electro sumergible para la producción de los dos reservorios. Para el diseño se consideraron los

mismos criterios utilizados en la selección de las bombas electro sumergibles en el sistema de

completación dual. Los datos ingresados en el programa para el diseño de la bomba electro

sumergible se detallan en la Tabla 4.26

Tabla 4.26 Datos ingresados en el programa PIPESIM para el diseño del Equipo Electro sumergible-Completación Inteligente

Datos ingresados en el programa PIPESIM para el diseño de BES


Mitad de perforaciones MD(ft) 7967 8093

Caudal de diseño(BFPD) 3064.38

IP(stb/d/psi) 4.9567

BSW (%) 22.40

Pws(PSI) 2934 2571

Presión de cabeza(PSI) 100

API 24.2

GOR 220

Casing ID (in) 6.276

Profundidad de la bomba(ft) 7110.00

Las Ilustraciones 4.41 y 4.42 muestran las curvas de desempeño de la bomba SN-3600

seleccionada para el pozo Singue-B7 con el potencial de producción en forma conjunta.

96

Ilustración 4.41 Curva de desempeño de la bomba SN-3600_ Singue-B7

Ilustración 4.42 Curvas variables de velocidad de la bomba SN-3600_Sigue-B7

La bomba seleccionada con el programa PIPESIM para la arena U inferior + T superior es

una Bomba Reda SN-3600 de 5.38 in de diámetro con un rango 2400 BPD a 4600 BPD, con

147 etapas, 240 HP (Horse power) y una Eficiencia: 68.58 %

97

El motor seleccionado para la Bomba Reda SN-3600 es un motor de 250 HP (potencia mínima

para hacer funcionar la bomba), Serie 540, tipo S, 2300 V, 65 A, con un cable #6 Cu or #4 con

capacidad para 55A.

La Ilustración 4.43 muestra el Diagrama de completación del pozo Singue-B7_ Completación

Inteligente.

Ilustración 4.43 Diagrama de completación del pozo Singue-B7_ Completación Inteligente

98

4.1.3.4 Pronóstico de producción y estimación de reservas del pozo Singue-B7 en una

completación dual concéntrica y completación inteligente

El análisis nodal permitió encontrar el punto de producción para la condición actual de cada

reservorio, determinando la producción neta sin restricciones y permitiendo obtener una

producción de acuerdo a las mejores condiciones que presente cada reservorio analizado en el

pozo Singue-B7 tanto para una completación dual y/o completación inteligente.

Los resultados obtenidos en el análisis nodal con el programa PIPESIM permitieron hacer una

predicción de producción del pozo Singue-B7 a partir de la condición actual de cada reservorio,

buscando estimar las reservas.

El pronóstico de producción para el pozo Singue-B7 con los resultados de las ratas de

producción de los diferentes tipos de completación se realizó en el programa OFM (Oil Filed

Manager), la predicción de la arena U inferior se basa en datos históricos de comportamiento

de producción de pozos vecinos que producen del mismo reservorio, debido que se desconoce

su potencial verdadero, en cambio la predicción de la arena T superior se desarrolló en base a

su propio comportamiento, por su propio historial.

El análisis individual para la formación U inferior y T superior en cada sistema de completación

se realiza considerando un límite de producción de 50 Barriles de petróleo donde es rentable

todavía la producción del pozo y un tiempo de producción hasta el fin de contrato empresa

Gente Oil Ecuador Pte. Ltd. con el Estado Ecuatoriano.

4.1.3.4.1. Pronóstico de producción en un Sistema de completación Dual Concéntrica

Arena T superior

Las Ilustraciones 4.44 y 4.45 muestran el pronóstico y perfil de producción de la arena T

superior para el pozo Singue-B7 con un sistema de completación dual concéntrica.

99

Ilustración 4.44 Pronóstico de producción pozo Singue-B7TS_CDC

Ilustración 4.45 Perfil de producción pozo Singue-B7TS _Completación Dual Concéntrica

100

Arena U inferior

Las Ilustraciones 4.46 y 4.47 muestran el pronóstico y perfil de producción para arena U

inferior del pozo Singue-B7 con un sistema de completación dual concéntrica

Ilustración 4.46 Pronóstico de producción pozo Singue-B7UI _ CDC

Ilustración 4.47 Perfil de producción pozo Singue-B7UI _Completación Dual Concéntrica

101

4.1.3.4.2. Pronóstico de producción en Sistema de completación Inteligente

Arena T superior

Las Ilustración 4.48 y 4.49 muestran el pronóstico y perfil de producción para la arena T

superior del pozo Singue-B7 con una con un sistema de completación inteligente

Ilustración 4.48 Pronóstico de producción pozo Singue-B7TS _ Completación Inteligente

Ilustración 4.49 Perfil de producción pozo Singue-B7TS _Completación Inteligente

102

Arena U inferior

Las Ilustraciones 4.50 y 4.51 muestran el pronóstico y perfil de producción para la arena U

inferior del pozo Singue-B7 con una con un sistema de completación inteligente

Ilustración 4.50 Pronóstico de producción pozo Singue-B7UI _ Completación Inteligente

Ilustración 4.51 Perfil de producción pozo Singue-B7UI _Completación Inteligente

103

La Tabla 4.27 e Ilustraciones 4.52 y 4.53 muestran el comparativo del pronóstico y perfil de

producción para la arena T superior y U inferior respectivamente con un sistema de

completación dual concéntrica y un sistema de completación inteligente

Tabla 4.27 Pronóstico de producción pozo Singue-B7_Completaciòn Dual Concéntrica vs Completaciòn inteligente

Pronóstico de producción pozo Singue-B7

Pozo Completación Arena Acumulado(Bls) Declinación Reservas Remanentes Tiempo

Producción

Inicial Final

31/6/2016 A. e. (%) Mbls años BOPD

B7

CDC UI - 0.571397 738.602 7.92 1332.12 49.37

TS 667389.25 0.32906 1021.25 13.2 819.66 49.87

IZ UI - 0.571397 774.015 8.09 1379.98 49.744

TS 667389.25 0.32906 597.291 10.17 522 49.573

Ilustración 4.52 Perfil de producción pozo Singue-B7TS_ Completación Dual Concéntrica vs Completación inteligente

104

Ilustración 4.53 Perfil de producción pozo Singue-B7UI_ Completación Dual Concéntrica vs Completación

inteligente

4.1.3.4.3. Comportamiento de Producción Campo- Singue

El incremento estimado es de 1300 BPPD al incorporar la producción de la arena U inferior

del pozo Singue-B7, lo cual compensará la perdida de la producción del campo debido a la

declinación normal de los reservorios, sin anular la producción de la arena T superior,

consiguiendo un drenaje uniforme de las arenas.

La Ilustración 4.54 muestra el pronóstico de producción para el campo Singue con un sistema

de completación dual concéntrica y un sistema de completación inteligente

105

Ilustración 4.54 Pronóstico de producción campo Singue _Completación Dual Concéntrica y Completación inteligente

4.1.3.5 Ventajas y desventajas de una completación dual vs completación inteligente

La Tabla 4.28 muestra un comparativo entre una completación dual concéntrica y

completación inteligente.

Tabla 4.28 Ventajas y desventajas Completación Dual Concéntrica vs Completación Inteligente

CARACTERISTICAS COMPLETACIONES

Dual Inteligente

Numero de zonas productoras 2 2+

WO para cambiar la completación SI NO

Daño de formación durante WO SI SI

Build up durante WO NO SI

Producción Independiente SI NO

Numero de Bombas Electro sumergibles 2 1

Monitoreo y manejo del Reservorio NO SI

Capacidad de estimulación NO SI

Comportamiento de zonas productoras Independiente Dependiente

Toma de presiones Pwf (Tubing ) Pr(Anular) y Pwf (Tubing)

Tamaños para la completación 5 1/2" y 2 7/8" 7 x 3 1/2" & 5 1/2" x 2 7/8"

Costo de implementación BAJO ALTO

Tiempo de duración del workover 15 días 24 días

106

4.1.3.6. Completación Inteligente realizado en el Campo Singue-Bloque 53

4.1.3.6.1. Completación inteligente pozo Singue-B9

El desarrollo del proyecto tuvo por objeto incrementar la producción del pozo Singue-B9

(actual productor de la arena TS + UI) y del Campo Singue cuyo comportamiento hasta

diciembre 2015 se presenta en la Ilustración 4.55, a través del uso de completaciones que

permiten poner en producción 2 o más reservorios simultáneamente.

Por sus características petrofísicas, condiciones de flujo, presión y aporte de la formación, fue

un candidato para completarlo en 2 zonas en forma simultánea.

La técnica usada se la denomina completación inteligente y permite discriminar la producción

de cada una de las arenas y, producir en forma simultánea utilizando una sola tubería de

producción. La forma como lo hace es, a través de un sistema de válvulas que forman parte de

la completación referida, la misma que permite recoger la producción en el caudal adecuado

de cada una de las arenas correctamente aisladas, permitiendo mantener la producción de la

arena T superior e incorporar la producción de la arena U inferior.

El incremento estimado fue de 1000 BPPD al incorporar la producción de la arena U inferior

cuyo aporte era desconocido, consiguiendo de esa manera soportar la pérdida de la producción

del campo debido a la declinación normal de los reservorios (Geociencias GOE (D), 2016).

La Ilustración 4.56 muestra el comportamiento de producción del campo Singue después de

incorporar la producción e la arena U inferior en el pozo Singue-B9.

107

Ilustración 4.55 Comportamiento de producción del campo Singue antes de la Re-completación

Fuente: (Geociencias GOE (B), 2015)

Ilustración 4.56 Comportamiento de producción del campo Singue después de la Re-completación.


108

4.1.3.6.2. Aspectos técnicos para la selección del pozo Singue-B9

4.1.3.6.2.1. Geología

a. Ubicación del pozo Singue-B9

El pozo Singue-B9 se encuentra localizado en la zona noreste del campo Singue, sobre un tren

estructural bien definido. Tiene una buena posición estructural, por lo cual tiene una columna

de aceite de buen espesor para el reservorio arenisca U Inferior y parcialmente para la T

Superior (Geociencias GOE (D), 2016). Ilustración 4.57

Ilustración 4.57 Mapa Estructural Tope U inferior

Fuente: Área de geología “Gente Oil Ecuador Pte. Ltd.”

109

b. Análisis petrofísico de las arenas

Arenisca T Superior

En base al análisis estratigráfico y datos de puntos de presión tomados en el intervalo 8557’-

8633’ correspondiente a la Arenisca T, ha sido posible determinar la presencia de dos unidades

de flujo en el intervalo conocido como T Superior, mismas que han sido nombradas como Up

T1 y Up T2. De esta la principal productora es la Up T1, la cual en el pozo Singue-B9 no

muestra buenas características petrofísicas, más bien se presenta como una arenisca muy

apretada cuyas características se muestran a continuación (Geociencias GOE (D), 2016).

La Tabla 4.29 muestra las características petrofísicas de la arena T superior en el pozo Singue-

B9.

Tabla 4.29 Características petrofísicas arena T superior

CARACTERÍSTICA DE LA ROCA

Pozo Arena MD (ft) Espesor bruto TVD Espesor neto TVD N/G ɸ Sw

Intervalo disparado ft ft % % %

B9 TS Up T1 8558 8584 26 8.5 32.69 15.6 46.8

Fuente: (Geociencias GOE (D), 2016)

A pesar de estas condiciones petrofísicas tuvo una buena producción inicial, lo cual se detalla

en la Tabla 4.30

Tabla 4.30 Producción inicial pozo Singue B-9 arena T superior

PRODUCCION INICIAL POZO SINGUE B-9 TS

FECHA ARENA BFPD BSW BPPD BAPD MPCSD GOR


Dic

iem

bre

6, 2

01

4

TS

993.01 0.50 988.01 5.00 174.7 176.8 26.5 5500

DN1750/124/120/7899

P. INTAKE PSI

P. DESCARGA PSI

TEM. INTAKE °F

TEM. MOTOR °F

VOLT AMP FREC.

HZ WHP PSI

1532.2 2683.3 - - 427.8 23.8 55 65


110

La producción fue declinando a medida que el reservorio perdía presión. Este reservorio no

tiene soporte de acuífero.

La Ilustración 4.58 muestra el análisis petrofísico y registro de cemento de la arenisca T

Superior en el pozo Singue-B9.

Ilustración 4.58 Análisis Petrofísico y Registro de Cemento Arenisca T Superior


111

Arenisca U Inferior

Basado en el análisis estratigráfico, la U inferior puede ser subdividida en dos unidades de

flujo; la primera que corresponde al cuerpo principal y una superior conocida a veces como

arenisca U Media (Geociencias GOE (D), 2016). Sus características se muestran a continuación

en la Tabla 4.31

Tabla 4.31 Características petrofísicas arena U inferior

CARACTERÍSTICA DE LA ROCA

Pozo Arena MD (ft) Espesor bruto TVD Espesor neto TVD N/R ɸ Sw

Intervalos propuestos ft ft % % %

B9 UI Media 8428 8448 90 41 45.56 20 22

Principal 8412 8422 13 4 30.77 13 55


En este pozo se abrieron ambos cuerpos de arena. En base a los registros de porosidad y análisis

petrofísico, la calidad de la arenisca U Inferior es mucho mejor que la U Media, el registro de

rayos gamma muestra un delgado intervalo lutítico entre ellos. (Geociencias GOE (D), 2016)

Ilustración 4.59 Análisis Petrofísico y Registro de Cemento en la Arenisca U Inferior.


112

El contacto agua-petróleo (CAP) está a 23 pies TVD por debajo del intervalo abierto y esto

probablemente ayudaría a evitar una producción temprana de agua, dado que el reservorio U

Inferior tiene un soporte fuerte de acuífero.

El registro de cementación (Ilustración 4.59) muestra una muy buena calidad del cemento en

torno a los intervalos propuestos (8412-8422, 8428-8448 pies MD), presenta buena adherencia

al casing y a todo el intervalo inferior U (8411-8520 pies MD) (Geociencias GOE (D), 2016)

4.1.3.6.2.2. Yacimientos

El pozo Singue-B9 es productor de la arena T superior, cuyo intervalo productor es 8558’-

8584’ (26’), tiene un espesor de 41.76 pies con una porosidad de 15.6 %, saturación de agua

de 46.8 %, API 26.8 y sus permeabilidades respecto al análisis de núcleos realizado son de

150-300 md.

El pozo tiene un mecanismo de producción con empuje hidráulico y de acuerdo a sus

características en el comportamiento de la producción se lo considera empuje lateral. El último

dato de presión obtenido del respectivo Build up para la arena T superior indica una presión de

2630 psi a mitad de las perforaciones la viscosidad estimada es 1.598 cp. (Geociencias GOE

(D), 2016).

La Tabla 4.32 muestra los datos de build up para la arena T superior

Tabla 4.32 Datos del BU’P arena T superior

Fecha Presión fluyente a MP a 65 HZ (MD) Pe a MP (MD) Daño IP Producción BSW


04/12/2014 – 08/01/2015 1373.9 2630 5.05 1.031 1285 0.1


Posteriormente en noviembre del 2015 se decidió cerrar la producción en la arena T para

integrarla con la producción de U inferior a través de la completaciòn inteligente. Se cerró con

56% de BSW y 255 BOPD, presión de intake de 1579 psi y 65 HZ de frecuencia.

113

4.1.3.6.2.3. Histórico de producción

El pozo Singue-B9 estuvo produciendo de la arena T superior hasta finales del mes de

noviembre del año 2015, cuya producción se muestra en la Tabla 4.33

Tabla 4.33 Producción final pozo Singue-B9 arena T superior

PRODUCCIÓN FINAL POZO SINGUE-B9 TS

FECHA ARENA BFPD BSW BPPD BAPD MSCF GOR


No

viem

bre

22

, 20

15

TS

580.00 56 255.20 324.80 64.3 252.0 26.8 6848

DN1750/124/120/7899

P. INTAKE PSI

P. DESCARGA PSI

TEM. INTAKE °F

TEM. MOTOR °F

VOLT AMP FREC.

HZ WHP, PSI

1579.1 2933.5 208.4 241.9 456 23.9 65 80


Al momento de la intervención en diciembre del año 2015 el pozo estuvo produciendo del

intervalo T superior con un acumulado de 238 Mbls y una producción por día de 255 BPPD

con 56% de corte de agua, cuyo pronóstico a lo largo del tiempo se muestra en la Ilustración

4.60, el cual muestra 90.2438 Mbls de reservas.

Ilustración 4.60 Pronóstico de producción pozo Singue-B9TS

114

4.1.3.6.2.4 Diagrama de completación del pozo Singue-B9

El pozo fue perforado en noviembre de 2014, direccionado al nororiente desde la plataforma B

y una ubicación de fondo de pozo a aproximadamente 580 metros al norte del pozo Singue-B7,

es un pozo tipo S, con un año de producción y una completación simple con levantamiento

artificial mediante Bombeo Electro sumergible (Geociencias GOE (C), 2015)

La Ilustración 4.61 muestra el diagrama de completación del pozo Singue-B9 antes de la Re-

completación.

Ilustración 4.61 Diagrama de completación pozo Singue-B9 antes de la Re-completación

Fuente: Área de perforación “Gente Oíl Ecuador Pte. Ltd.”

115

4.1.3.6.3. Estudio de factibilidad para la aplicación de una completación inteligente

La simulación para el estudio de factibilidad para aplicar la completación inteligente en el pozo

Singue-B9 fue realizado con el programa PIPESIM para análisis nodal de flujo de fluido a

través de una tubería desde el reservorio a superficie. Los datos utilizados para la simulación

se describen en la Tabla 4.34

Tabla 4.34 Datos Básicos del reservorio

Datos Básicos del reservorio


Tope de perforaciones MD (ft) 8426 8558

Base de perforaciones MD (ft) 8444 8584


Pws (psi) 2980 2714

Índice de productividad (bpd/psi) 1.49 1.17

Corte de agua (%) 38 44

Presión de burbuja (psi) 550 482

API 24.4 26.8

Temperatura (°F) 205 207

Expectativa de presión de fondo fluyente (psi) 2172 2182

Expectativa de producción (BPPD) 1200 622


Los datos proporcionados por la empresa Gente Oil Ecuador Pte. Ltd. fueron propiedades

petrofísicas, diagrama mecánico, propiedades de los fluidos, producción histórica. Con estos

datos y software determinaron las condiciones operativas del sistema para una producción

simultánea Ilustración 4.62.

Para este estudio de factibilidad para implementar una completación inteligente en el pozo

Singue-B9, se tomaron en cuenta:

Una bomba de Reda DN1750 con 125 etapas de trabajo a 56 Hz la cual fue utilizada para la

simulación con el fin de lograr las tasas esperadas de producción individuales (1200-1500 BPD

para la arena U inferior y 622 BPD para la arena T superior) y las dos arenas en producción

simultánea (Schlumberger, 2015)

116

Las consideraciones para el análisis fueron:

Declinación anual de producción: 20% para la arena U inferior y 15% para la arena T

superior.

Ningún cambio de la bomba (o el fracaso de redimensionamiento) durante este periodo

Manejo de la producción de agua no incluidos

El precio del petróleo de 22,5 US $ / bbl

Producción incremental teniendo en cuenta la producción real de arena T superior (622

bpd con un corte de agua del 44% y un 15% de declinación) que se utiliza para el regreso

de los cálculos de inversión.

Ilustración 4.62 Modelo en PIPESIM de las posibles condiciones operativas del sistema para una producción simultánea.


117

4.1.3.6.3.1. Resultados de la simulación

La producción resultante de la simulación para dos zonas productoras fue realizada con las

diferentes posiciones de la válvula que permiten regular el flujo y permite la contribución

máxima de estas zonas. Ilustración 4.63 y 4.64.

Ilustración 4.63 Producción con diferentes posiciones de la válvula.


Ilustración 4.64 Producción de petróleo con diferentes posiciones de la válvula.


118

La simulación también permitió encontrar las posibles presiones fluyentes de Fondo con

diferentes posiciones de válvula. Tabla 4.35

Tabla 4.35 Presiones fluyentes con diferentes posiciones de válvula


4.1.3.6.3.2. Producción con una completación inteligente e completación dual concéntrica.

En base a las simulaciones tanto para una completación inteligente y completación dual

Ilustración 4.65, el mejor tipo de completación escogida fue la completación inteligente por

los siguientes aspectos:

La cantidad de tubos para una doble terminación será más grande debido al hecho de que

cada zona se comportará independientemente.

En completaciones duales, cada zona se comportará como una zona independiente, dos

bombas ESP, dos VSD, una mayor cantidad de cable eléctrico, abrazaderas, accesorios, etc.

119

En una completaciòn dual en caso de que se requiera en una zona, un cambio de la bomba,

todo el equipo de producción debe ser retirado. Si el pozo se completa con IntelliZone, ya

que la bomba ESP va encapsulada, la única operación necesaria para cambiar el ESP es

cerrar las válvulas inteligentes (de la superficie) con el fin de cambiar el ESP, reduciendo

considerablemente el tiempo para la intervención y, por tanto, la producción diferida, lo

que permite al mismo tiempo para controlar las presiones de depósito durante este periodo

cerrado.

Las capacidades de monitoreo continuo disponibles desde la completación inteligente

IntelliZone que se instalarán en este pozo, facilitará la definición de la mejor combinación

posición de las válvulas con el fin de optimizar la producción

Ilustración 4.65 Producción obtenida con la simulación para la completación inteligente e completación dual


Uno de los aspectos más relevantes para la implementación de una completación inteligente,

fue la posible obtención discriminada de producción de cada zona mediante un software y un

buen control de los parámetros de presión y el aporte de la formación.

120

4.1.3.6.3.2.1. Software Well Watcher Advisor

Es un software para vigilancia y análisis de información en tiempo real e integra información

en tiempo real, información del completamiento y modelos.

Los sistemas de monitoreo permanente WellWatcher integran la tecnología de medición de

pozo permanente más avanzada con sistemas de adquisición de superficie y comunicación de

datos para permitir el monitoreo remoto de pozos y depósitos en tiempo real. Los datos de

presión, temperatura, densidad y caudal se transmiten a lugares remotos vía satélite, Internet o

cable (Schlumberger, 2016).

La Ilustración 4.66 muestra las plataformas que contiene el software Well Watcher Advisor

a. Funcionalidad

Revisión de su estado (Alarmas)

Monitoreo (Tendencias)

Reconstrucción de caudales

Limpieza de pozo

Vigilancia (I.P. & P*)

Optimización

Ilustración 4.66 Plataformas del software Well Watcher Advisor


b. Reconstrucción de tasas (Back allocation)

Metodología: Ilustración 4.67

Usa DP a través de la válvula de control de flujo para calcular tazas

121

Modelo mecánico de estrangulación con PVT

Cambia automáticamente a cálculos basados en el comportamiento de índice de

productividad cuando el DP a través de la válvula de control de flujo es menor a 1 psi.

Beneficios

Reconstrucción de tazas en tiempo real

Tazas en tiempo real y presión generan I.P. y P* por zona

Es posible la asignación de tazas en pozos multi-zonas

Validación de tazas en tiempo real con valores episódicos usando sensibilidades de Cd


Tasa en tiempo real - I.P. Base

QT.R.

= I.P. * (Pr- Panular

)

Nota: Usar ultimo I.P.

ENTRADA

PIPESIM PVT (API, O,

O)

Relativo BSW %, GOR(Pruebas) Histórico I.P.

Tiempo real ( P, T, Posición choke)

Yes

No

∆ PFCV =

Panular –Ptubing

(Modelo del choque)

Tasa en tiempo real & I.P. Q

T.R. , I.P. = Q

T.R. / ( P

r- P

anular)

Estable I.P. & P*

Tramo cruzado (Panular

vs QT.R.

)

Validación

QT.R.

Ilustración 4.67 Well Watcher Advisor- Reconstrucción de tasas (Back allocation)

122

4.1.3.6.3.3. Programa general de la intervención _ Singue-B9

La Tabla 4.36 muestra el programa general de intervención para la implementación de la

completación inteligente en el pozo Singue-B9

Tabla 4.36 Programa general de intervención para la implementación de una completación inteligente en el pozo Singue B9

z


4.1.3.6.4. Resultados de la implementación de la completación inteligente

4.1.3.6.4.1. Reacondicionamiento pozo Singue-B9

El trabajo realizado consistió en la apertura de una nueva zona productora, la arena U inferior,

cuyas características geológicas y petrofísicas aseguraban un buen aporte de fluido. Se

movilizó el equipo Tuscany 102. Se bajaron cañones TCP y la zona apertura da fue 8412-8422

Nro DescripciónHrs Días

Acum

(Días)

1 MONTAJE EQUIPO WO 36.00 1.50 1.50

2VERIFICAR PRESIONES – MONTA UNIDAD DE SLICKLINE Y FIJA STANDING VALVE

+ ABRE CAMISA DE CIRCULACION – CIRCULA FLUIDO DE CONTROL24.00 1.00 2.50

3INSTALA BPV – DESMONTA SECCION C DE CABEZAL - MONTA BOP (INSTALA

2WCV Y PRUEBA LA MISMA)6.00 0.25 2.75

4RETIRAR COMPLETACION EXISTENTE (BES + SARTA TUBING 3-1/2” EUE) -

Quebrando32.00 1.33 4.08

5REALIZAR MANIOBRA DE PESCA DE SARTA MAXR – SACAR (en paradas) A

SUPERFICIE44.00 1.83 5.92

6

MONTAR UNIDAD DE WL Y: REALIZAR CARRERA DE CALIBRACION CON CANASTA

Y :

- FIJAR TAPON RBP 7” @ 8,500 ft

- CANONEAR CON Cañones Powerjet Nova 4505 @ 5 spf - U inferior @ 8,412'-8,422'

(10 ft) + 8,428’ – 8,448’ (20 ft)

20.00 0.83 6.75

7

MONTAR UNIDAD DE COILED TUBING – BAJAR BHA DE EVALUACION Y ASENTAR

PACKER DE EVALUACION – DESPLAZAR CON NITROGENO Y REGISTRAR

PERIODO DE FLUJO – REALIZAR CIERRE (BUILD-UP) – CIRCULAR POZO – SACAR

BHA DE EVALUACION – DESMONTAR UNIDAD DE CT.

72.00 3.00 9.75

8 BAJAR CON DP 3-1/2” Y RECUPERAR RBP – SACAR A SUPERFICIE (en paradas). 18.00 0.75 10.50

9ARMAR Y BAJAR BHA DE LIMPIEZA HASTA 8,120 ft – BOMBEAR PILDORAS

VISCOSAS Y CIRCULAR EN FONDO – SACAR A SUPERFICIE (quebrando)36.00 1.50 12.00

10

ARMAR MODULOS DE INTELLIZONE – PROCEDER A CORRER LOS MODULOS

CON TUBING 3-1/2” EUE y 7” – PROBAR DE ACUERDO A PROCEDIMIENTO –

REALIZAR TERMINACIONES EN SUPERFICIE – ESPACIAMIENTO – COLGAR

HANGER

144.00 6.00 18.00

11CON BPV EN HANGER 7”: DESMONTAR BOP - MONTAR SECCION DE CABEZAL

ADECUADA PARA COLGADOR DE TUBING – MONTAR Y PROBAR BOP12.00 0.50 18.50

12ARMAR BHA DE BES – CORRER CON TUBING 3-1/2” – REALIZAR TERMINACIONES

EN SUPERFICIE – COLGAR HANGER - 72.00 3.00 21.50

13 REALIZAR PRUEBAS DE PRODUCCION – DESMONTAR BOP 12.00 0.50 22.00

14 LIMPIAR LOCACION / DESMONTAR EQUIPO WO 8.00 0.33 22.33

SINGUE-B09 - WO#1 Programa (P50)

123

(10 pies) y 8428-8448 (20 pies). Se procedió a realizar pruebas de producción con unidad de

Coil tubing bombeando nitrógeno. Posteriormente se corrió la completaciòn inteligente para

producir de las zonas U y T en forma simultánea.

Hubo dos problemas durante la realización de estos trabajos, uno de ellos estuvo relacionado

con la falla inesperada del packer del sistema de Coiled Tubing que impidió hacer el cierre, por

lo que no se pudo realizar el Build up con este sistema, y el otro fue el daño del cable de energía

de la BES de fondo, ambos inconvenientes retrasaron la operación unos cuantos días mientras

se bajaba la completación inteligente.

La Tabla 4.37 detalla las operaciones de reacondicionamiento realizadas en el pozo Singue -

B9, y la Ilustración 4.68 muestran el diagrama de completación final del pozo Singue-B9 con

una completación inteligente.

124

Tabla 4.37 Resumen de operaciones de reacondicionamiento pozo Singue-B9

FECHA DETALLE DE OPERACIONES

Inicio Final

18/11/2015 12:00 a. m. 23/11/2015 6:00 a. m. MOVILIZACION DEL TALADRO TUSCANY 102 a Tipishca - BLOQUE 53(Singue B)

23/11/2015 6:00 a. m. - - INICIO DE OPERACIONES WO. # 1

3/12/2015

1:00 a. m.

3/12/2015

10:00 a. m. EVALUACION EN LA ARENA UI DEL POZO SINGUE B-9 CON UNIDAD DE COILED TUBING, BOMBEANDO N2 A 250 SCF/MIN. TEMP. 111,7 Pe. 50 PFPH 80,5 BFPD 1932,0 RECUP. 561,9 BBLS. BSW 0,0 API 23,4 PDF.2315,6 QN2 250,0

10:00 a. m. 13:00 pm CT. DISMINUYE CAUDAL DE BOMBEO @ 200 SCF/MIN. PARA INICIAR PRUEBA MULTIRATAS. TEMP 125,7 Pe 62 PFPH 77,5 BFPD 1860,2 RECUPERADO 1096, 6 BSW 0,1 API 23,8 PDF.2369,0. QN2 200,0

13:00 pm 16:30 pm CT. INCREMENTA CAUDAL DE BOMBEO @ 225 SCF/MIN. TEMP 125,7 Pe 62 PFPH 77,5 BFPD 1860,2 RECUPERADO 1096,6 BSW 0,1 API 23,8 PDF.2369,0. CAUDAL DE NITROGENO 225,0

16:30 pm 20:00 pm SE PARA EL BOMBEO DE N2 Y SE DEJA POZO EN OBSERVACIÓN BAJO FLUJO NATURAL. TEMP 104,8 Pe 43 PFPH 46,8 BFPD 1122,7 RECUPERADO 1302,5 BSW 0,1 API 23,7 PDF. 2512,0. TOTAL FUIDO RECUPERADO EN TANQUES 1337,2 BBLS.

20:00 pm -22:30 pm 12:00 a. m. INTENTA ASENTAR PACKER CON TENSIÓN EN VARIAS OCACIONES Y NO SE TIENE ÉXITO, TRABAJA ARRIBA ABAJO Y NO LOGRA ASENTAR PACKER

6/12/2015 4:00 a. m. 9/12/2015 3:00 a. m. LIMPIEZA CON JET PUMP PARKER CO E-8 EN FONDO CIRCULANDO CON UNIDAD MTU y EVALUACION DE LA ARENA UI

17/12/2015 8:30 a. m. - - IMPLEMENTACION DE COMPLETACIÓN INTELLIZONE

21/12/2015 19:00 pm 22/12/2015 3:30 p. m.

BAJANDO EQUIPO BES D3500N, 84 ETAPAS SERIE 400 EN TUBING DE 3-1/2" EUE, L-80, 9,3 LBS/FT SUBIENDO DESDE LA PLANCHADA TUBO A TUBO, MIDIENDO Y CALIBRANDO + COLOCANDO 1 PROTECTOR CANNON EN CADA JUNTA Y 1 MID JOINTS EN MEDIO DEL TUBO

MEGA CABLE ELECTRICO Y PROBANDO TUBERIA CADA 2,000 FT

22/12/2015 3:30 a. m. 23/12/2015 23:30 pm PRUEBA HERMETICIDAD DE LA TUBERIA CON 2,000 PSI POR 5 MIN "OK". TECNICOS DE SLB ALS MEGAN CABLE ELECTRICO - NO SE REGISTRA SEÑAL A TIERRA- SACANDO BES EN TUBERIA DE 3-1/2" EUE EN PARADAS HACIA LA TORRE PARA VERIFICAR POSIBLE DAÑO EN EL CABLE DESDE 6,401 CON TUBERIA LLENA

23/12/2015 23:30 pm 26/12/2015 8:30 a. m.

BAJANDO NUEVAMENTE EQUIPO BES D3500N, 84 ETAPAS SERIE 400 EN TUBING DE 3-1/2" EUE, L-80, 9,3 LBS/FT EN PARADAS DESDE LA TORRE CALIBRANDO CON CALIBRADOR DE ID + COLOCANDO 1 PROTECTOR CANNON EN CADA JUNTA Y 1 MID JOINTS EN MEDIO DEL TUBO

PROBANDO HERMETICIDAD DE TUBERÍA CADA 2,000 FT Y MEGANDO CABLE ELÉCTRICO CADA 1,000 FT.

26/12/2015 8.30 am 26/12/2015 12:00 p. m.

CIA. SLB COMPLETIONS REALIZA CICLADO PARA ABRIR VALVULAS CICLANDO VÁLVULA SUPERIOR (ARENA "U" INFERIOR) DE POSICIÓN CERRADO INICIAL A POSICIÓN ABIERTO A 67% / DE 67% ABIERTO A 33% ABIERTO / DE 33 % ABIERTO A COMPLETAMENTE OPEN FULL. CICLANDO VÁLVULA INFERIOR (ARENA "T"SUPERIOR) DE POSICIÓN

CERRADO INICIAL A POSICIÓN ABIERTO A 67% / DE 67% ABIERTO A 33% ABIERTO / DE 33 % ABIERTO A COMPLETAMENTE OPEN FULL. INICIA PRUEBAS DE PRODUCCIÓN EN ARENA "TS Y UI” Y SE DAN POR TERMINADAS LAS OPERACIONES DE REACONDICIONAMIENTO

125

Ilustración 4.68 Diagrama de completación pozo Singue-B9 después de la Re-completación

Fuente: Área de perforación “Gente Oíl Ecuador Pte. Ltd.”

126

4.1.3.6.4.2. Histórico de producción

El resultado final una vez corrida la completación no dio el resultado esperado, y al contar con

pruebas de potencial de producción de la arena U inferior realizado con Nitrógeno y MTU

(Movil Test Unit), el aporte de la arena T superior no era el esperado y con el fin de tener el

aporte esperado mediante las simulaciones se realizaron varias maniobras de ciclado en las

válvulas de la completaciòn inteligente con diferentes valores de frecuencia obteniendo como

resultado valores anormales en la producción, es así que la maniobra de ciclado en las válvulas

realizado el 28 de enero del 2016 con una configuración en las válvulas para la arena U

inferior completamente cerrada y para la arena T superior 100% abierta se verificó que la

arena T superior no había aportada desde el arranque del pozo y se decidió cambiar la

configuración de las válvulas para producir de la arena U inferior y tratar de estimular a la

arena T superior. En las maniobras de ciclado de las válvulas el 14 de abril del 2016 se

realizaron pruebas para la arena T superior por unas horas lo cual nos indica un posible aporte

de producción, sin embargo, hasta el momento no se ha determinado el posible aporte de la

arena T superior.

4.1.3.6.4.2.1. Producción de la arena U inferior antes de la completación inteligente

a. Producción antes de correr la completación inteligente con inyección de nitrógeno y a

flujo natural

La Ilustración 4.69 y la data correspondiente a la Tabla 4.38 muestra la producción de la arena

U inferior con diferentes caudales de inyección de nitrógeno a la formación, estos valores de

caudales variaron desde 200 pies3/min hasta 250 pies3/min, la lectura de la cantidad de petróleo

recuperada alcanzó los 1552 BPPD y la producción de agua tiene niveles mínimos.

127

Tabla 4.38 Pruebas con inyección de Nitrógeno y a Flujo Natural arena U inferior

Fecha Hora Producción Liq. Rec. Per.Fluj. Liq. Tot. Rec. Tan. BSW Petróleo Agua API Salinid. Presión de Fondo Caudal de inyección

hh:mm BFPH BFPD Bbls Bbls % BOPD BWPD ppm PSI pie3/min

3-Dic-15 2:00 0.0 0.0 0.0 34.7 - - - - - 2827.4 250.0

3-Dic-15 3:00 44.1 1058.6 44.1 78.8 18.0 868.1 190.5 - 4400 2415.8 250.0

3-Dic-15 4:00 70.8 1699.2 114.9 149.6 0.0 1699.2 0.0 24.3 - 2306.9 250.0

3-Dic-15 5:00 72.0 1728.1 186.9 221.6 0.0 1728.1 0.0 24.3 - 2297.4 250.0

3-Dic-15 6:00 73.6 1767.2 260.5 295.2 0.0 1767.2 0.0 23.8 - 2299.8 250.0

3-Dic-15 7:00 70.8 1699.2 331.3 366.0 0.0 1699.2 0.0 23.8 - 2302.8 250.0

3-Dic-15 8:00 81.4 1954.1 412.8 447.4 0.0 1954.1 0.0 23.8 - 2307.7 250.0

3-Dic-15 9:00 68.7 1648.2 481.4 516.1 0.0 1648.2 0.0 23.4 - 2314.5 250.0

3-Dic-15 10:00 80.5 1932.0 561.9 596.6 0.0 1932.0 0.0 23.4 - 2315.6 250.0

3-Dic-15 11:00 67.8 1627.2 629.7 664.4 0.1 1625.6 1.6 23.7 - 2382.0 200.0

3-Dic-15 12:00 74.5 1788.0 704.2 738.9 0.1 1786.2 1.8 23.7 - 2383.0 200.0

3-Dic-15 13:00 71.2 1708.8 775.4 810.1 0.1 1707.1 1.7 23.9 - 2353.0 200.0

3-Dic-15 14:00 82.3 1975.7 857.8 892.4 0.1 1973.7 2.0 23.8 - 2333.0 225.0

3-Dic-15 15:00 76.4 1832.6 934.1 968.8 0.1 1830.8 1.8 23.8 - 2367.0 225.0

3-Dic-15 16:00 85.0 2039.0 1019.1 1053.7 0.1 2037.0 2.0 23.7 - 2363.0 225.0

3-Dic-15 17:00 77.5 1860.2 1096.6 1131.3 0.1 1858.4 1.9 23.7 - 2369.0 225.0

3-Dic-15 18:00 41.8 1004.2 1138.4 1173.1 0.1 1003.2 1.0 23.8 - 2369.0 0.0

3-Dic-15 19:00 38.5 922.8 1176.9 1211.5 0.1 921.9 0.9 23.7 - 2547.0 0.0

3-Dic-15 20:00 39.6 950.2 1216.5 1251.1 0.1 949.2 1.0 23.7 - 2547.5 0.0

128

3-Dic-15 21:00 39.3 942.5 1255.7 1290.4 0.1 941.5 0.9 23.7 - 2512.0 0.0

3-Dic-15 22:00 46.8 1122.7 1302.5 1337.2 0.1 1121.6 1.1 23.7 - 2512.0 0.0

Fuente: Área de producción “Gente Oíl Ecuador Pte. Ltd.”

Ilustración 4.69 Comportamiento de producción con inyección de nitrógeno y a flujo natural

0.0

2.0

4.0

6.0

8.0

10.0

12.0

14.0

16.0

18.0

20.0

0.0

500.0

1000.0

1500.0

2000.0

2500.0

3000.0

2:00 3:00 4:00 5:00 6:00 7:00 8:00 9:00 10:00 11:00 12:00 13:00 14:00 15:00 16:00 17:00 18:00 19:00 20:00 21:00 22:00

BSW

(%

)

Cau

dal

(B

PD

) -P

resi

ón

(P

SI)

Tiempo

COMPORTAMIENTO DE PRODUCCIÓN CON INYECCIÓN DE NITRÓGENO Y A FLUJO NATURAL

BFPD BOPD BWPD Presión de Fondo PSI Caudal de inyeccion pie3/min BSW %

129

De igual forma la última parte de la Ilustración 4.69 y la data correspondiente a la Tabla 4.38

muestran el comportamiento del pozo a flujo natural, su producción de petróleo proyectado

luego de las tres horas de evaluación es de 1000 BPPD la producción de agua es insignificante

b. Producción antes de correr la completación inteligente con MTU

La Ilustración 4.70 y la data correspondiente a la Tabla 4.39 muestran la producción de la

arena U inferior con MTU, en la evaluación se usó una bomba JET Packer Co. 3 1/2" E8 y

fluido de control del pozo al inicio de la prueba y después con el mismo fluido del pozo

mediante recirculación, la lectura de la cantidad de petróleo recuperada alcanzó un promedio

de 1024 BPPD y la producción de agua tiene niveles mínimos.

Tabla 4.39 Pruebas Móvil Test Unit arena U inferior

Fuente: Área de producción “Gente Oíl ecuador Pte. Ltd.”

PRODUCCION

P.INY(PSI) BIPH BIPD BSW INY. TOTAL INY. BSW REAL INY. SAL. INY. (ppm) Cl- TOTAL RECUP. BFPH BFPD BOPD BWPD MSCFD BSW RETOR. SAL.PRO. (ppm) Cl-

Fluyendo al tanque Bota

1:00 1400 53 1272 100 53 100 7000 9.2 9.2 220.8 0 221 100 8500 100% agua en superficie





6:00 2500 58 1392 100 330 100 9000 161.5 42.0 1008.0 0 1008 100 9550 100% agua, gas en superficie

7:00 2500 62 1488 96 392 61 9100 212.5 51.0 1224.0 477 747 80 9400 Retorno de crudo y gas en superficie



10:00 2500 62 1488 100 578 21 7835 366.6 51.5 1236.0 976 260 64 12375 Cambia a tanque bota #2

11:00 2500 62 1488 100 640 17 7835 413.9 47.3 1135.2 942 193 64 12375 Se mantiene medición en taque bota #2

12:00 2500 62 1497 100 702 20 16500 465.2 51.3 1231.2 985 246 64 16500 Se mantiene medición en taque bota #2

13:00 2500 61 1464 96 763 4 13615 514.7 49.5 1188.0 1140 48 55 12150 Fluye a tanque bota #1








4:00 2500 67 1608 65 327 28 12100 258.6 51.0 1224.0 881 343 184 49 12100 Fluye a tanque bota #1






10:00 1100 48 1152 50 709 3 11900 540.6 35.0 840.0 815 25 30 12300 Fluye a tanque bota #1, baja caudal



2:00 1000 41 984 17 834 1 11880 603.6 18.0 432.0 428 4 12 12450 Se detiene bombeo, Fin de la evaluación

OBSERVACIONESHr. EVAL.

INYECCION

9/12/2105

8/12/2105

7/12/2015

Inicia Evaluación con MTU

FECHA

JET Packer Co. 3 1/2" E8

130

Ilustración 4.70 Comportamiento de producción en prueba con MTU

4.1.3.6.4.2.2. Producción durante la prueba con la completación inteligente.

La Ilustración 4.71 y la data correspondiente a la Tabla 4.40 muestran algunas de las facetas

de comportamiento transcurridas durante la producción a partir del día 26 de diciembre de 2015

hasta el 31 de mayo del 2016.

Durante el primer período del 26 de diciembre del año 2015 al 7 de enero del año 2016 se

destacan tres fases claramente diferenciadas: del 26 al 31 de diciembre del 2015 se tiene 1204

BFPD promedio con frecuencia de 55 hz; una segunda fase desde esa fecha hasta el 4 de enero

del 2016, con 1465 BFPD promedio con una frecuencia de 65 hz; y finalmente desde el 4 de

enero hasta el día 6 del mismo donde se nota una caída de la producción de fluido a 1183 BFPD

con 65 hz.

Un segundo período después del sexto ciclado que empieza desde el 9 de enero hasta el 27 de

enero del 2016 caracterizándose por una primera fase estable con una producción promedio de

fluido de 1310 BFPD con una frecuencia de 55hz hasta el 23 de enero, con un BSW de 26%.

0

20

40

60

80

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120

0.0

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1:0

0

2:0

0

7/12/2015 8/12/2105 9/12/2105

%BP

DCOMPORTAMIENTO DE PRODUCCIÓN-PRUEBAS CON MTU

BFPD BOPD BWPD BIPD BSW REAL INY. BSW RETOR.

131

En este mismo período empieza una segunda fase desde el 23 de enero hasta el 27 de enero

donde se registra una disminución del fluido a 1043 BFPD promedio y un BSW de 33%.

Un tercer período después del octavo ciclado que empieza el 30 de enero del año 2016 y

continúa hasta el 12 de febrero donde se registra una cantidad de fluido de 1270 BFPD promedio

a una frecuencia de 58 Hz y un BSW del 50%. En esta primera fase se nota un cruce de la línea

del BSW con la producción porcentual de petróleo a partir del 4 de febrero del 2016.

Un cuarto periodo que empieza después del noveno ciclado a partir del 13 de febrero del 2016

hasta el 14 de abril del 2016, y nos muestra dos fases, la primera fase que empieza el día 13 de

febrero hasta el día 16 del mismo mes en el cual se registra un aumento de frecuencia de 58 hz

a 65 hz por lo cual el fluido total promedio que se obtiene es de 1481 BFPD con un BSW del

50% y la segunda fase en el cual nos muestra el inicio de la separación del agua con respecto al

petróleo hasta en una cantidad de fluido 1610 BFPD a una frecuencia de 65 hz y 62 % de BSW

producción obtenida el 14 de abril, esta fase de separación es más fuerte a partir del 22 de marzo

del 2016.

Un quinto periodo que empieza después del décimo primer ciclado en el cual de cerro

completamente a arena U inferior por pocas horas y se verificó que posiblemente esté aportando

la arena T superior en una cantidad de fluido 30.23 BFPH a una frecuencia de 65 hz y 62.5 %

BSW, En este quinto período a partir 14 de abril hasta el 2 de mayo del 2016 se muestran dos

fases, la primera fase a partir del 14 de abril hasta el 22 de abril del 2016 hay incremento de

frecuencia de 65 hz a 68 hz a 70 hz a 73 hz y 75 hz teniendo una producción de 1421 BFPD con

un 62 % de BSW y finalmente desde el 22 de abril hasta el 2 de mayo se muestra una

disminución de producción a 1378 BFPD con un 62 % de BSW a una frecuencia de 75 hz.

Finalmente, el último período que empieza desde el 2 de mayo hasta el 14 de junio del mismo

año, en el cual se distinguen 2 fases, la primera fase comienza a partir del 2 de mayo continuando

132

hasta el 7 mayo donde se realiza una disminución y aumento de frecuencia de 75 hz a 64 hz a

67 hz y finalmente a 69 hz teniendo como resultado una separación drástica del agua con respecto

al petróleo disminuyendo la producción a 556.50 BOPD con 65 % de BSW.

A futuro, se espera un comportamiento similar a los dos anteriores es decir un aumento del BSW

seguido de una producción de fluido decreciente con la consecuente disminución de la

producción de crudo.

Tabla 4.40 Producción Pozo Singue-B9_Completacion inteligente

COMP. DESPUES DE TERMINAR EL WO CARACTERISTICA FECHA BFPD BSW BPPD BAPD MSCF GOR API SALINIDAD

PRUEBAS DE PRODUCCION CV # 1 CON 45 HZ 26/12/2015 1186.00 82 213.48 972.52 138.0 646.4 25.2 6683

CV # 2 @ 45 HZ 27/12/2015 1306.83 55 588.07 718.76 137.8 234.3 24.1 6683

COMP. FINAL CON CV # 2 @ 45 HZ 28/12/2015 1253.60 17 1040.49 213.11 134.1 128.9 24.1 7095

CV # 3 CON 50 HZ 29/12/2015 1206.13 15 1025.21 180.92 132.2 128.9 24.1 7095

COMP. INICIAL CON CV # 3 CON 55 HZ 30/12/2015 1206.13 15 1025.21 180.92 132.2 128.9 24.1 7095

30/12/2015 1321.00 15 1122.85 198.15 144.8 128.9 24.1 7095

30/12/2015 1321.00 15 1122.85 198.15 144.8 128.9 24.1 7095

59 HZ @ 60HZ 31/12/2015 1321.00 15 1122.85 198.15 144.8 128.9 24.1 7095

60 HZ @ 64 HZ 1/1/2016 1376.00 16 1155.84 220.16 149.0 128.9 24.1 7095

64 HZ @ 65 HZ 2/1/2016 1562.00 22 1218.36 343.64 157.07 128.9 23.2 7095

COMP. INICIAL @ 65 HZ 3/1/2016 1471.86 22 1148.05 323.81 148.01 128.9 23.2 7095

COMP. FINAL @ 65 HZ 5/1/2016 1185.00 27 865.05 319.95 111.52 128.9 23.2 7095

6/1/2016 - 7/1/2016 - CICLADO INTELLIZONE: UI @ 67%, TS @ 0% CV # 4 CON 55 HZ 6/1/2016 1124.36 28 809.54 314.82 104.37 128.9 23.0 7095

7/1/2016 - 8/1/2016 - CICLADO INTELLIZONE: UI @100% abierto; TS @ 0% abierto CV # 5 CON 37 HZ 7/1/2016 1312.33 16 1102.36 209.97 197.00 178.7 23.1 10725

8/1/2016 - 9/1/2016 - CICLADO INTELLIZONE: UI@ 0% abierto; TS @ 0 % abierto - 8/1/2016 1312.33 16 1102.36 209.97 197.00 178.7 23.1 10725

CV # 7 CON 45 HZ 9/1/2016 1111.84 22 867.10 244.74 154.96 178.7 23.1 9555

COMP. INICIAL CON CV # 7 CON 45 HZ 10/1/2016 1154.00 20 923.20 230.80 162.80 176.3 23.1 9555

DE 45 HZ @ 50 HZ 11/1/2016 1206.00 18 988.92 217.08 180.00 182.0 23.1 9555

DE 50 HZ @ 55 HZ 12/1/2016 1300.80 16 1092.67 208.13 203.00 185.8 23.1 9555

COMP. FINAL A@ 55 HZ 21/1/2016 1310.00 20 1048.00 262.00 219.50 209.5 23.1 10148

BSW DE 20% @ 25% 22/1/2016 1310.00 25 982.50 327.50 219.50 223.4 23.1 10148

BSW DE 25% @ 30% 23/1/2016 1310.00 30 917.00 393.00 201.50 219.7 23.1 10148

DE 55 @ 53 HZ 24/1/2016 1080.10 30 756.07 324.03 136.90 181.1 23.1 10240

DE 53 @ 52 HZ 25/1/2016 1044.90 30 731.43 313.47 126.30 172.7 23.1 10240

BSW DE 30% @ 33% 26/1/2016 1044.90 33 700.08 344.82 121.70 173.8 23.1 10240

DE 52 @ 55 HZ 27/1/2016 1044.90 33 700.08 344.82 121.70 173.8 23.1 10240

28/1/2016 29/1/2016 CICLADO INTELLIZONE, Ui cerrado + Ts 100% (POZO NO APORTA) CV # 8 CON 55 HZ 28/1/2016 1044.90 33 700.08 344.82 121.70 173.8 23.1 10240

CV # 9 @ 56.7 HZ 29/1/2016 1044.90 33 700.08 344.82 121.70 173.8 23.1 10240

COMP. INICIAL CON CV # 9 @ 58 HZ 30/1/2016 1282.00 58 538.44 743.56 93.60 173.8 23.1 10240

COMP. FINAL @ 58 HZ 12/2/2016 1270.00 50 635.00 635.00 120.00 189.0 23.1 10720

DE 58 HZ @ 65 HZ 13/2/2016 1450.00 50 725.00 725.00 137.01 189.0 23.8 8972

CV @ 10 CON 65 HZ 14/2/2016 1480.00 50 740.00 740.00 139.84 189.0 23.8 8972


BSW DE 50% @ 52% 10/3/2016 1508.00 52 723.84 784.16 137.74 190.3 23.8 10725

BSW DE 52% @ 53% 16/3/2016 1508.00 53 708.76 799.24 134.87 190.3 23.8 10478

DE 53% @ 54% 17/3/2016 1508.00 54 693.68 814.32 132.00 190.3 23.8 10478

BSW DE 54% @ 55% 21/3/2016 1620.00 55 729.00 891.00 135.00 185.2 23.8 10478

BSW DE 55% @ 58% 22/3/2016 1620.00 58 680.40 939.60 126.00 185.2 23.8 10478

BSW DE 58% @ 62% 5/4/2016 1610.00 62 611.80 998.20 116.40 190.3 23.8 11421

COMP. FINAL @ 65 HZ 13/4/2016 1610.00 62 611.80 998.20 116.40 190.3 23.8 11421

14/4/2016 - 15/4/2016 - CICLADO INTELLIZONE, Ui 67% abierto / Ts 67% abierto CV # 11 CON 65 HZ 14/4/2016 1610.00 62 611.80 998.20 116.40 190.3 23.8 11421

CV # 12 @ 65HZ 15/4/2016 1323.00 72 370.44 952.56 130.65 352.7 24.1 11421

DE 65 HZ @ 68 HZ 16/4/2016 1342.00 63 496.54 845.46 112.50 226.6 21.6 11421

DE 68 HZ 70 HZ 17/4/2016 1320.00 62 501.60 818.40 113.60 226.5 21.6 11421

COMP. FINAL A 70 HZ 20/4/2016 1320.00 62 501.60 818.40 113.60 226.5 21.6 11421

DE 70 2 73 HZ 21/4/2016 1382.00 62 525.16 856.84 118.60 225.8 21.6 11421

DE 73 @ 75 HZ 22/4/2016 1421.00 62 539.98 881.02 120.40 223.0 21.7 10725

COMP. FINAL @ 75 HZ 1/5/2016 1378.00 62 523.64 854.36 113.00 215.8 21.7 10725

CV # 13 CON 75 HZ 2/5/2016 1100.00 65 385.00 715.00 94.60 245.7 22.2 12350


DE 64 HZ @ 65 HZ 4/5/2016 1490.00 69 461.90 1028.10 102.43 221.8 22.2 12350

CV # 14 CON 65 HZ 5/5/2016 1580.00 66 537.20 1042.80 119.13 221.8 21.5 13365

DE 65 HZ @ 67 HZ 6/5/2016 1570.00 65 549.50 1020.50 121.86 221.8 21.5 13365

SHUTDOWNS POR FALLA ELÉCTRICA EN PLC. 7/5/2016 1570.00 65 549.50 1020.50 121.86 221.8 22.3 13365

DE 67 HZ @ 69 HZ 8/5/2016 1570.00 65 549.50 1020.50 121.86 221.8 22.3 13365

CONDICION ACTUAL 31/5/2016 1590.00 65 556.50 1033.50 124.00 222.8 22.3 10313

15/4/2016 1/5/2016 CICLADO INTELLIZONE, Ts 67% abierto / Ui 33% abierto

2/5/2016 4/5/2016 CICLADO INTELLIZONE, Ts 0% abierto / Ui 67% abierto

-

- -

14/2/2016 13/4/2016- CICLADO INTELLIZONE, Ui 66% abierto + Ts 33% cerrado

9/1/2016 27/1/2016- CICLADO INTELLIZONE: UI@ 66% abierto; TS @ 0 % abierto, WING abierto

29/1/2016 13/2/2016 CICLADO INTELLIZONE, Ui 66% abierto + Ts 0% cerrado

-

27/12/2015 - 28/12/2015

29/12/2015 5/1/2016-

Inicio Final

FECHADETALLE DE COMPORTAMIENTOS

-

-

DE 55 HZ @ 59 HZ

- CICLADO INTELLIZONE : "UI" 67% abierto ; "TS" 33 % abierto

CICLADO INTELLIZONE : "UI" 33% abierto ; "TS" 100 % abierto

5/5/2016 31/5/2016 -- CICLADO INTELLIZONE, Ui 67% abierto / Ts 67% abierto

26/12/2015 12:00 p. m. 28/12/2015 -

133

Ilustración 4.71 Comportamiento de producción pozo Singue B-9 _Completación inteligente

0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

0

500

1000

1500

2000

2500

Frec

uen

cia

(HZ)

-BSW

(%

)

Cau

dal

(B

PD

-MP

CD

) -P

resi

ón

(P

SICOMPORTAMIENTO DE PRODUCCIÓN POZO SINGUE-B9 _COMPLETACION INTELIGENTE

BFPD BPPD BAPD MPCD P. de cabeza(PSIg) P. Intake (PSI) BSW(%) Frecuencia(HZ)

134

4.1.3.6.4.3. Pruebas de presiones realizadas en la completación inteligente

4.1.3.6.4.3.1. Pruebas de presión en la arena T superior

Del análisis de presión realizado en el mes de abril del año 2016 en la arena T superior se puede

anotar los siguientes parámetros. Tabla 4.41

Tabla 4.41 Datos del BU’P arena T superior.

FECHA

Presión fluyente a MP a 65-68-70 HZ (MD)

Pe a MP (MD) Daño IP Producción BSW


14/4/2016 – 05/5/2016 Multiratas (260, 245, 250) BFPD: 1384.4, 1441.1, 1429 psi

2654 11.7 0.2329 260 80

Fuente: Área de reservorios “Gente Oíl ecuador Pte. Ltd.”

El análisis de restauración de presión corresponde a la arena T superior del pozo Singue-B9

que tiene un intervalo de disparos de 26 ft a 4.5 DDP

El pozo ha producido en forma intermitente de la arena T por lo que se ha tomado el período

señalado durante la misma configuración 33% U inferior y 66% T superior. La gran producción

previa al cierre, en consecuencia, pertenece al aporte mayoritario de la arena U inferior

El ciclado final (parte ultima del período de flujo) realizado no más de 30 min permitió pasar

de geometrías de 66%, 33% y 100% hasta 0%, o cierre total. El caudal asumido (no tuvimos

medida en superficie) es de 250 bls de fluido por día, 26 °API, el BSW también fue asumido

de 80%.

4.1.3.6.4.3.2. Pruebas de presión en la arena U inferior.

Primera prueba

La Tabla 4.42 muestra la prueba de presión fluyente y estática del intervalo U inferior con el

horizonte T completamente aislado previo a la completación propuesta:

135

Tabla 4.42 Primera prueba de presión fluyente y estática arena U inferior con Inyección de N2 y MTU

FECHA Presión fluyente Iny. N2 Pe frente a la cara de la formación Daño IP Producción BSW

PSI PSI - BOPD/PSI BPPD %

1-3/12/ 2015

Multiratas (Iny. N2) 250, 200, 225 pies3/min:

2479.3, 2538.7, 2520.4 psi frente a la arena

- - -

1952

0.1 1166

1842

3/12/2015

Presión fluyente con unidad MTU: 2554PSI a mitad perforaciones en

MD

- - -

953 BPPD a flujo

natural durante 3

horas

0.1

3/12/2015 - 2929 PSI 5 4.1 - -

40 horas

Mitad de las perforaciones: 8430 pies en MD, registra daño.


Segunda prueba

Las Tablas 4.43 y 4.44 muestran la prueba de presión fluyente y estática realizada con

completación inteligente para diferentes configuraciones de válvula y cierre.

Prueba Fluyente: El sensor para el intervalo de la arena T superior en el diagrama de

completación inteligente bajado en el pozo SB-9 está situado a 8470 pies para la U inferior es:

8125 pies aproximadamente.

Tabla 4.43 Segunda prueba de presión fluyente arena U inferior

Fecha: Diciembre 26, 2015 - Enero 9, 2016

Configuración de válvulas U/T

Presión fluyente frente a la cara de la formación UI

(8430´) en MD Frecuencia BSW Producción

HR % PSI HZ % BPPD

21.4 67/33 2307.5 45 16 1223

47.4 33/100 2399.8 50 16 1075.2

34.3 33/100 2446.5 55 16 1087.8

66 33/100 2457.9 60 16 1113

19.2 33/100 2364.6 65 22 1230.8

18.9 33/100 2411.2 65 24 1094.4

60.3 33/0 2527.4 55-40 18 927.4

23.3 67/0 2388.4 45 13 957

15.6 67/0 2259.4 45 13 1566


136

Prueba estática: Una vez corrida la completación en el pozo Singue-B9 se realizó la siguiente

toma de presión.

Tabla 4.44 Segunda prueba de presión fluyente arena U inferior

FECHA Presión fluyente Pe frente ala cara de la formación Daño IP

9/1/2016 Hr PSI PSI - BPPD/PSI

23.2 0 2932.08 PSI 22.5 2.6

Fuente: Área de reservorios “Gente Oíl ecuador Pte. Ltd.

Tercera prueba

Las Tabla 4.45 y 4.46 muestran la prueba de presión fluyente de presión y estática, realizadas

bajo completación inteligente con diferentes geometrías y cierre del pozo por 26.98 horas. El

ciclado de las válvulas se realizó para abrir el intervalo T al 100% y estimular ese tramo a fin

de conseguir producción, objetivo que se lo logró muy parcialmente pues finalmente se

recuperó 225 BPPD con 0.5% de BSW

Tabla 4.45 Tercera prueba de presión fluyente arena U inferior

Fecha: 28-29 de enero del

2016 Configuración de válvulas U/T

Presión fluyente a la cara de la formación U Inferior

(8430´) en MD Frecuencia BSW Producción

Hr % PSI hz % BPPD

24

Distintas posiciones para conseguir una apertura del 100% en T :(0-100-66-0) %

2461 45 33 747.1

24 2485.9 50 33 750.4

120 2421.6 55 33 871

120 2410.2 55 33 884.4

48 2408.1 55 33 876.4

24 2410.2 55 33 722.3

72 2446.5 52 33 702.2

27.9 2443.4 52 33 698.8


Tabla 4.46 Tercera prueba de presión estática arena U inferior

Fecha Presión fluyente Pe frente ala cara de la formación Daño IP

29/1/2016 Hr PSI PSI - BPPD/PSI

26.98 0 2922 23.6 2.6

Fuente: Área de reservorios “Gente Oil ecuador Pte. Ltd.”

137

El daño es similar al registrado en el segundo análisis, igual que la presión estática, sin

embargo, el BSW se incrementó al 50%, dicho incremento podría ser por consecuencia de

una canalización por micro facturas a consecuencia de un deterioro del aislamiento del

cemento.

Las presiones para la arena U inferior corresponden casi a la presión inicial menos un

porcentaje de disminución por la producción de petróleo especialmente en el pozo Singue A1.

La última producción registrada al 16 de febrero del 2016 es de 754.90 BOPP con 50% de

BSW

4.1.3.6.4.3.3. Comportamiento de presiones en los sensores de la válvula de la completaciòn

inteligente

a. Comportamiento de presiones en los sensores de la válvula de la completaciòn inteligente

pozo Singue-B9 arena T superior

La Ilustración 4.72 muestra el comportamiento de presiones tomados en los sensores de las

válvulas de la completación inteligente del pozo Singue-B9 para la arena T superior, donde

podemos identificar algunos períodos de comportamiento.

Durante el primer periodo desde 26 de diciembre del 2015 hasta el 7 de enero del 2016

muestra 3 fases, primera fase que comienza al inicio de las pruebas de producción desde el

26 de diciembre del 2015 donde la presión en el tubing con un valor promedio de 2981.9 psi

es mayor a la presión en el espacio anular con un valor promedio 2709.8 psi formando un

diferencial de presión negativo -272.15 psi, una segunda fase a partir del 27 de diciembre

hasta el 4 de enero del 2016 tanto las presiones en el anular y tubing empiezan a equilibrarse

hasta un valor promedio 1368.5 psi y 1369.3 psi respectivamente formando un diferencial de

presión de 0.77 psi y finalmente desde el 5 de enero hasta el 6 de enero del mismo año la

presión en el anular y tubing empiezan a separarse 1624.5 psi y 1557.8 psi respectivamente

formando un diferencial de presión de 66.76 psi, periodo en el cual se realizó 4 ciclados de

138

válvulas con posiciones diferentes para cada arena, para el primer ciclado e inicio de pruebas

de producción cerrado inicial a posición abierto a 67% / de 67% abierto a 33% abierto / de 33

% abierto a completamente abierto hasta el 27 de diciembre del 2015, para el segundo ciclado

"UI" 67% abierto ; "TS" 33 % abierto hasta el 28 de diciembre del 2015, para el tercer ciclado

"UI" 33% abierto ; "TS" 100 % abierto hasta el 5 de enero del 2016 y finalmente el cuarto

ciclado “UI” @ 67%, “TS” @ 0% hasta el 7 de enero del 2016.

Un segundo período después del sexto ciclado con una configuración de válvulas “UI” @ 66%

abierto; “TS” @ 0 % abieto, WING empieza desde el 9 de enero hasta el 27 de enero

caracterizándose una primera fase estable con un valor promedio en el espacio anular de 2622.6

psi, en cambio se registra un incremento en el tubing hasta 2038.6 psi que es más evidente a

partir del 23 de enero del 2016.


continúa hasta el 12 de febrero con una configuración para Ui 66% abierto + Ts 0% cerrado

donde se registra una cantidad de presión en el espacio anular de 2623.6 psi promedio con una

presión en el tubing que registra un incremento hasta 1973.6 psi.

Un cuarto período que empieza después del noveno ciclado con una configuración de válvulas

para Ui 66% abierto + Ts 33% cerrado a partir del 13 de febrero del 2016 hasta el 14 de abril

del 2016, en el cual nos muestra que la presión en el espacio anular en un valor promedio

1818.9 psi y presión en el tubing en un valor promedio 1778 .9 están casi equilibradas con un

diferencial de presión en un valor promedio de 29.4 psi.

Un quinto período que empieza después del décimo primer ciclado en el cual de cerró

completamente la arena U inferior por pocas horas y se verificó que posiblemente esté

aportando la arena T superior en valores mínimos con alto corte de agua. En este quinto periodo

a partir 14 de abril hasta el 2 de mayo del 2016 tanto la presión en el anular y presión en el

139

tubing disminuyen hasta 1396.4 psi y 1371.3 psi respectivamente formando un diferencial de

presión de 25 .06 psi

Finalmente, un último período desde el 7 de mayo hasta el 14 de junio del 2016, después del

décimo tercer ciclado en el cual se cerró completamente la arena T superior por tres días, en

este período final con una configuración para la arena Ui 67% abierto / Ts 67% abierto se

muestra la misma tendencia que en el cuarto período a diferencia que forman un diferencial de

presión menor a 5 psi con 1735.1 psi para el espacio anular y 1729.1 psi para el tubing.

Ilustración 4.72 Comportamiento de presiones en los sensores de la válvula de la completación inteligente pozo Singue-B9TS


b. Comportamiento de presiones en los sensores de la válvula de la completaciòn inteligente

pozo Singue-B9 arena U inferior


válvulas de la completación inteligente del pozo Singue B9 en la arena U inferior, donde

podemos identificar algunos períodos de comportamiento de presiones

Durante el primer período desde 26 de diciembre del 2015 hasta el 7 de enero del 2016 que

muestra 3 fases, primera fase que comienza al inicio de las pruebas de producción desde el

140

26 de diciembre del 2015 donde la presión registrada en el tubing con un valor promedio de

2714.9 psi es mayor a la presión en el anular con un valor promedio 2842.8 psi formando un

diferencial de presión negativo -127.94 psi, una segunda fase a partir del 27 de diciembre

hasta el 4 de enero del 2016 donde las presiones en el anular y tubing empiezan a separarse

hasta un valor promedio 2435.1 psi y 1227.5 psi respectivamente formando un diferencial de

presión de 1207.59 psi y finalmente desde el 5 de enero hasta el 6 de enero del mismo año la

presión en el anular y tubing empiezan a tratar de unirse 2506.4 psi y 1422.5 psi

respectivamente formando un diferencial de presión de 1083.90 psi, en este periodo se

realizaron 4 ciclados de válvulas mencionado anteriormente.

Un segundo período después del 6 ciclado con una configuración de válvulas en la arena “UI”

@ 66% abierto; “TS” @ 0 % cerrado, WING empieza desde el 9 de enero hasta el 27 de enero

caracterizándose una primera fase estable con un valor promedio en el espacio anular de 2324.8

psi, en cambio se registra un incremento en el tubing hasta 1877.8 psi que es más evidente a

partir del 23 de enero del 2016.


continúa hasta el 12 de febrero con una configuración para la arena Ui 66% abierto + Ts 0%

cerrado donde se registra una cantidad de presión en el espacio anular de 2318.7 psi promedio

con una presión en el tubing que registra un incremento hasta 1835.3 psi.

Un cuarto período que empieza después del noveno ciclado con una configuración de válvulas

para la arena Ui 66% abierto + Ts 33% cerrado a partir del 13 de febrero del 2016 hasta el 14 de

abril del 2016, en el cual nos muestra una fase casi estable tanto para la presión en espacio anular

en un valor promedio 2317 y para la presión en el tubing en un valor promedio de 1619 formando

un diferencial de presión de 698 psi.

Un quinto período a partir 14 de abril hasta el 2 de mayo del 2016 sin tomar en cuenta las pocas

horas cerradas con una configuración de válvulas para la arena Ts 67% abierto / Ui 33% abierto

141

la presión en el espacio anular tiene una tendencia a incrementarse y permanecer constante en

un valor promedio 2423.6 psi, en cambio la presión en el tubing disminuye hasta 1204.94 psi

formando un diferencial de presión de 1218.66 psi

Finalmente, un último período desde el 7 de mayo hasta el 14 de junio del 2016, después del

décimo tercer ciclado en el cual se cerró completamente la arena T por tres días, en este periodo

final con una configuración para la arena Ui 67% abierto / Ts 67% abierto se muestra la misma

tendencia que en el cuarto período a diferencia que empiezan a disminuir hasta formar un

diferencial de presión 740.82 psi con 2335.4 psi para el espacio anular y 1594.6 psi para el

tubing.

Ilustración 4.73 Comportamiento de presiones en los sensores de la válvula de la completaciòn inteligente pozo Singue-B9UI



válvulas de la completación inteligente del pozo Singue B-9 tanto para la arena T superior

como para la arena U inferior, donde podemos observar los varios periodos de comportamiento

ocurrido.

142

Ilustración 4.74 Comportamiento de presiones pozo Singue B9 Completación inteligente

0.0

1.0

2.0

3.0

-1000.0

-500.0

0.0

500.0

1000.0

1500.0

2000.0

2500.0

3000.0

3500.0

4000.0

25

-Dic

28

-Dic

31

-Dic

3-E

ne

6-E

ne

9-E

ne

12

-En

e

15

-En

e

18

-En

e

21

-En

e

24

-En

e

27

-En

e

30

-En

e

2-F

eb

5-F

eb

8-F

eb

11

-Feb

14

-Feb

17

-Feb

20

-Feb

23

-Feb

26

-Feb

29

-Feb

3-M

ar

6-M

ar

9-M

ar

12

-Mar

15

-Mar

18

-Mar

21

-Mar

24

-Mar

27

-Mar

30

-Mar

2-A

br

5-A

br

8-A

br

11

-Ab

r

14

-Ab

r

17

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r

20

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r

23

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r

26

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r

29

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r

2-M

ay

5-M

ay

8-M

ay

11

-May

14

-May

17

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20

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23

-May

26

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29

-May

1-J

un

4-J

un

7-J

un

10

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n

13

-Ju

n

Po

sici

on

es d

e la

vál

vula

(0=

cerr

ado

; 3=6

6%

; 2

= 3

3%

; 1

= ab

iert

o)

PSI

COMPORTAMIENTO DE PRESIONES POZO SINGUE-B9 COMPLETACIÓN INTELIGENTE

PRESIÓN ANULAR U INFERIOR (PSI) PRESIÓN ANULAR T SUPERIOR (PSI) PRESIÓN TUBING U INFERIOR (PSI)

PRESIÓN TUBING T SUPERIOR (PSI) ∆ P TS (PSI) ∆ P UI (PSI)

POSICIÓN VALVULAS UINFERIOR(%) POSICIÓN VALVULAS T SUPERIOR (%)

143

4.1.3.6.4.4. Diseño del equipo electro sumergible y comportamiento durante su operación

El diseño de la bomba de fondo en la completación mencionada corresponde a una D 3500N

con capacidad de levantamiento de 3500 BFPD. El diseño de bomba electrosumergible que se

realizó suponiendo una producción de fluido de la arena T de 600 BFPD (56% de BSW) más

un aporte de 1500 BFPD (20% de BSW) de la arena U inferior. La Ilustración 4.75 muestra

el comportamiento de los parámetros de la bomba electro sumergible.

Ilustración 4.75 Parámetros del Equipo Electro sumergible Singue-B9_Completación Inteligente


Al no registrarse prácticamente ninguna producción de la arena T Superior y un aporte de la

arena U inferior menor que la esperada, el diseño de la bomba resultó sobre dimensionado

actualmente está trabajando en condición de down-trust. Ilustración 4.76

144

Ilustración 4.76 Estado actual del equipo Electro sumergible Singue-B7TS


145

5. CAPÍTULO V

5.1. Análisis económico

El estudio económico de un proyecto es un proceso que busca conocer la situación definitiva

de un proyecto determinando si es rentable o no dicha inversión, la evaluación implica

comparar los flujos positivos (ingresos) con flujos negativos (costos) que genera el proyecto a

través de su vida útil, con el propósito de asignar óptimamente los recursos financieros.

Los indicadores económicos utilizados en este análisis para la realización de este proyecto son:

VAN (Valor Actual Neto) y TIR (Tasa Interna de Retorno) que son herramientas para evaluar

y estimar, de forma más precisa el futuro de nuestro proyecto.

5.1.1. VAN: Valor actual neto

Es un procedimiento que permite calcular el valor presente de un determinado número de flujos

de caja futuros, originados por una inversión. La metodología consiste en descontar al momento

actual (es decir, actualizar mediante una tasa) todos los flujos de caja futuros del proyecto. A

este valor se le resta la inversión inicial, de tal modo que el valor obtenido es el valor actual

neto del proyecto.

Interpretación del resultado: Un proyecto es rentable para un inversionista si el VAN es

mayor que cero.

VAN > 0 ⇒ Proyecto Rentable (realizarlo)

VAN < 0 ⇒ Proyecto NO Rentable (archivarlo)

VAN =0 ⇒ Proyecto Indiferente

𝑉𝐴𝑁 = −𝐴 +𝑄1

(𝑖 + 1)1+

Q2

(𝑖 + 1)2+

Q3

(𝑖 + 1)3+ ⋯ +

𝑄𝑛

(𝑖 + 1)𝑛

146

Donde:

A= Inversión inicial ($)

Q= Flujo de caja ($)

I= Tasa de interés

n= Número de años que dura la inversión

5.1.2. TIR: Tasa interna de retorno

La tasa interna de retorno (TIR) es una tasa de rendimiento utilizada en el presupuesto de capital

para medir y comparar la rentabilidad de las inversiones. También se conoce como la tasa de

flujo de efectivo descontado de retorno que se utiliza para evaluar la conveniencia de las

inversiones o proyectos.

0 = 𝐴 +𝑄1

(𝑟 + 1)1+

Q2

(𝑟 + 1)2+

Q3

(𝑟 + 1)3+ ⋯ +

𝑄𝑛

(𝑟 + 1)𝑛

Donde:

A: Inversión inicial ($)

Q= Flujo de caja ($)

r: Tasa interna de retorno

n: número de años que dura la inversión

5.1.3. Tiempo de Recuperación de Inversión

Es uno de los métodos financieros utilizados para evaluar cuanto tiempo un proyecto necesita para

recuperar su inversión inicial.

∑ 𝐹𝑛𝑘𝑛 = 0

𝑃𝑅𝐼

𝑛=0

147

Dónde:

𝑃𝑅𝐼= Periodo de recuperación de inversión, meses

𝐹𝑛𝑘= Flujo neto de caja a un año, USD.

𝑛= número de años en los que se calcula la inversión

5.1.4. Inversiones, ingresos y egresos en una completación dual e inteligente

El análisis de los proyectos constituye la técnica matemática – financiera y analítica, a través

de la cual se determinan los beneficios o perdidas en los que se puede incurrir al pretender

realizar una inversión.

5.1.4.1. Costo de la tecnología de una completaciòn dual concéntrica e inteligente

En estos costos se van a incluir el valor estimado de la herramienta más equipo de fondo.

Tabla 5.1 Inversión inicial de las tecnologías Dual concéntrica e Inteligente

Tecnología Precio ($) Inversión estimada ($)

Co

mp

leta

ció

n D

ual

Co

ncé

ntr

ica

Adaptador para cabezal + servicio $45,000.00

$745,000.00

Equipos electrosumergibles

Misceláneo de fondo(BES) $42,000.00

Misceláneo de superficie(BES) $50,000.00

Conectores de superficie $60,000.00

Protectores del cable $80,000.00

Tubing 180 x 5-1/2", 17#, BTC $95,000.00

230 x 2-7/8", 7.8 EUE $53,000.00

Herramienta Equipo de terminación $280,000.00

Personal $40,000.00

Co

mp

leta

ció

n In

telig

en

te

Adaptador para cabezal + servicio $50,000.00

$1,845,000.00

Equipo electrosumergible

Misceláneo de fondo(BES) $21,000.00

Misceláneo de superficie(BES) $25,000.00

Conector de superficie $30,000.00

Protector del cable $40,000.00

Casing y tubing 232x 3-1/2", 9.3 # BTC $53,000.00

189 x 7", 26# BTC $156,000.00

Herramienta Equipo de terminación $1’200,000.00

Personal $270,000.00


148

5.1.4.2.Costo operativo de workover y producción de petróleo.

Los costos operativos para la realización del workover van a incluir los valores

correspondientes a equipos y personal para la implementación de las diferentes

completaciones.

Tabla 5.2 Costos de operaciones de workover

OPERACIONES DE WORKOVER Precio ($) Inversión estimada ($)

Co

mp

leta

ció

n D

ual

Co

ncé

ntr

ica

Taladro

Movilización $70,000.00

$736,250.00

Desmovilización $70,000.00

Tasa total diaria(21dias) $180,000.00

Slickline $5,000.00

Fluidos

Fluido de control y píldoras de limpieza $50,000.00

Herramientas de limpieza $10,000.00

Unidad de filtración $10,000.00

Personal Company Man $21,000.00

Asistente CM $5,250.00

Cañones de alta penetración de 41/2" a 5 DPP $150,000.00

Wireline GR-CCL Correlación $15,000.00

Adicional $150,000.00

Co

mp

leta

ció

n I

nte

lige

nte

Taladro

Movilización $70,000.00

$882,500.00

Desmovilización $70,000.00

Tasa total diaria (30 días) $260,000.00

Slickline $20,000.00

Fluido de control, píldoras y herramientas de limpieza $100,000.00

Personal Company Man $30,000.00

Asistente CM $7,500.00

Cañones de alta penetración de 41/2" a 5 DPP $150,000.00

Wireline $25,000.00

Adicional $150,000.00


El costo de la producción de petróleo va incluir valores correspondientes a equipos y personal para

la producción de hidrocarburo.

Costo de Producción de Petróleo: 13 USD/Bl

Mediante la multiplicación del petróleo incremental producido por el costo de producción por

barril de petróleo se obtuvo los costos totales de producción para cada tipo de completación.

𝐶𝑜𝑠𝑡𝑜 𝑡𝑜𝑡𝑎𝑙 𝑑𝑒 𝑝𝑟𝑜𝑑𝑢𝑐𝑐𝑖𝑜𝑛 (𝑈𝑆𝐷) = 𝑃𝑟𝑜𝑑𝑢𝑐𝑐𝑖𝑜𝑛 𝑖𝑛𝑐𝑟𝑒𝑚𝑒𝑛𝑡𝑎𝑙 𝑑𝑒 𝑝𝑒𝑡𝑟𝑜𝑙𝑒𝑜(𝐵𝑙𝑠) ∗ 13$

𝐵𝑙

149

Costo de Tratamiento Químico

Los costos referentes a tratamientos químicos tanto para la producción de petróleo y agua son

trabajos extras que sirven para mejorar los procesos de producción e inyección

respectivamente.

Costo de tratamiento químico de petróleo: 0.21 USD/Bl

Costo de tratamiento químico de agua

Tabla 5.3 Costo de tratamiento de agua

BWPD COSTO MENSUAL(USD) COSTO ANUAL(USD) USD /BARRIL

0-5000 $93,000.00 $1,116,000.00 $0.61

5001-10000 $83,000.00 $2,112,000.00 $0.58

10001-20000 $72,000.00 $2,976,000.00 $0.41

20001-30000 $72,000.00 $3,840,000.00 $0.35

Fuente: Área de contratos “Gente Oil Ecuador Pte. Ltd.”

Mediante la multiplicación del petróleo y agua incremental producido en cada tipo de

completación por el costo de tratamiento químico por barril se obtuvo los costos totales de

tratamiento para la producción de petróleo y agua.

𝐶𝑜𝑠𝑡𝑜 𝑡𝑜𝑡𝑎𝑙 𝑑𝑒 𝑡𝑟𝑎𝑡𝑎𝑚𝑖𝑒𝑛𝑡𝑜 (𝑈𝑆𝐷) = 𝑃𝑟𝑜𝑑𝑢𝑐𝑐𝑖𝑜𝑛 𝑖𝑛𝑐𝑟𝑒𝑚𝑒𝑛𝑡𝑎𝑙 (𝐵𝑎𝑟𝑟𝑖𝑙𝑒𝑠) ∗ 𝑐𝑜𝑠𝑡𝑜($

𝐵𝑎𝑟𝑟𝑖𝑙)

5.1.4.3.Costos de Mantenimiento

Son los costos que se deben tomar en cuenta para mantener los equipos en un estado óptimo.

En estos costos se van incluir los workover a realizarse cada 2 años para cambio de equipo

electro sumergible, tratamiento químico, etc.

Precio de un workover + movilización y desmovilización de taladro:

Completación Dual concéntrica: 300,000.00 USD

Completación inteligente: 250,000.00 USD

150

5.1.4.4.Ingresos

El ingreso económico del proyecto se determina mediante la proyección de producción de

petróleo incremental con cada tipo de completación. Tabla 5.4

Tabla 5.4 Producción incremental anual de petróleo Singue-B7

PRODUCCION INCREMENTAL ANUAL SINGUE B7

AÑO COMPLETACION DUAL CONCENTRICA COMPLETACION INTELIGENTE

Barriles Barriles

1 183580.3 169991.8

2 233149.4 204476.4

3 157233.9 134085.3

4 124234.8 107064.0

5 106991.0 94657.5

6 96908.2 88300.1

7 90499.6 84764.4

8 86172.3 82678.3

9 75164.9 74840.2

10 69139.7 66801.9

11 69336.8 45490.2

12 69494.0

13 69620.5

Mediante la venta del Petróleo incremental producido se obtendrán los ingresos económicos el

cual se obtiene multiplicando la producción incremental de cada tipo de completación por el

precio de 32 $ por Barril

El precio de petróleo producido y entregado es un valor fijo suba o baje el precio en el mercado

por ser Gente Oil Ecuador Pte. Ltd. una empresa prestadora de servicios como operadora.

Precio de venta de Petróleo: 32 USD/ Barril

𝐼𝑛𝑔𝑟𝑒𝑠𝑜𝑠(𝑈𝑆𝐷) = 𝑃𝑟𝑜𝑑𝑢𝑐𝑐𝑖𝑜𝑛 𝑖𝑛𝑐𝑟𝑒𝑚𝑒𝑛𝑡𝑎𝑙 𝑑𝑒 𝑝𝑒𝑡𝑟𝑜𝑙𝑒𝑜(𝐵𝑎𝑟𝑟𝑖𝑙𝑒𝑠) ∗ 32$

𝐵𝑎𝑟𝑟𝑖𝑙

151

5.1.4.5.Análisis del resultado

Las Tablas 5.5 y 5.6 muestran el análisis económico para el pozo Singue B7 con una

completación dual y completación inteligente respectivamente, para una completación dual el

VAN del proyecto es $10,163,065.02 y TIR = 202.09 % con un retorno de inversión en 183

días, en cambio para una completación inteligente el Van del Proyecto es $7,292,041.96 y TIR

=97.45 % con un retorno de inversión en 346 días.

Tabla 5.5 Análisis económico para una completaciòn Dual concéntrica

Tabla 5.6 Análisis económico para una completaciòn Inteligente

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13

Ingresos totales($) - $5,874,569.06 $7,460,779.84 $5,031,483.61 $3,975,512.38 $3,423,712.12 $3,101,063.92 $2,895,986.76 $2,757,514.11 $2,527,934.62 $2,212,470.78 $2,218,776.08 $2,223,807.41 $2,227,856.99

Producciòn de petroleo(Bbls) - 183,580.28 233,149.37 157,233.86 124,234.76 106,991.00 96,908.25 90,499.59 86,172.32 78,997.96 69,139.71 69,336.75 69,493.98 69,620.53

Precio($/Bbl) -

Egresos totales($) $2,429,236.58 $3,091,777.62 $2,087,121.45 $1,652,057.36 $1,424,774.96 $1,291,910.41 $1,207,478.68 $1,150,479.04 $1,052,868.93 $920,596.09 $923,247.15 $925,363.29 $927,067.33

Costos Variables Totales($) $2,429,236.58 $3,091,777.62 $2,087,121.45 $1,652,057.36 $1,424,774.96 $1,291,910.41 $1,207,478.68 $1,150,479.04 $1,052,868.93 $920,596.09 $923,247.15 $925,363.29 $927,067.33

Costo total tratamiento de agua($) $4,141.04 $11,874.44 $10,062.12 $10,916.15 $11,423.80 $11,752.47 $11,979.15 $12,142.74 $9,305.92 $7,260.49 $7,308.65 $7,347.80 $7,380.12

Producciòn de agua(Bbls) 7,139.73 20,473.17 24,541.76 26,624.76 27,862.92 28,664.55 29,217.44 29,616.44 22,697.36 17,708.52 17,825.97 17,921.45 18,000.29

Tratamiento quimico de agua($/Bbls

Costo total produccion de petroleo($) $2,386,543.68 $3,030,941.81 $2,044,040.22 $1,615,051.90 $1,390,883.05 $1,259,807.22 $1,176,494.62 $1,120,240.11 $1,026,973.44 $898,816.26 $901,377.78 $903,421.76 $905,066.90

Producciòn de oil($/Bbl)

Costos total tratamiento de petroleo($) $38,551.86 $48,961.37 $33,019.11 $26,089.30 $22,468.11 $20,350.73 $19,004.91 $18,096.19 $16,589.57 $14,519.34 $14,560.72 $14,593.74 $14,620.31

Tratamiento quimico de petrolèo($/Bbl)

Utilidad antes de impuestos($) $3,445,332.48 $4,369,002.22 $2,944,362.16 $2,323,455.02 $1,998,937.16 $1,809,153.50 $1,688,508.07 $1,607,035.08 $1,475,065.69 $1,291,874.70 $1,295,528.93 $1,298,444.12 $1,300,789.66

Impuestos($) $482,346.55 $611,660.31 $412,210.70 $325,283.70 $279,851.20 $253,281.49 $236,391.13 $224,984.91 $206,509.20 $180,862.46 $181,374.05 $181,782.18 $182,110.55

Utilidad ($) $2,962,985.93 $3,757,341.91 $2,532,151.46 $1,998,171.32 $1,719,085.96 $1,555,872.01 $1,452,116.94 $1,382,050.17 $1,268,556.49 $1,111,012.24 $1,114,154.88 $1,116,661.94 $1,118,679.10

Inversiones($) -$1,481,250.00

Completacion Dual Concentrica -$745,000.00

Workover -$736,250.00

Workover a futuro -$300,000.00 -$300,000.00 -$300,000.00 -$300,000.00 -$300,000.00 -$300,000.00

Flujo Neto de Caja($) -$1,481,250.00 $2,962,985.93 $3,457,341.91 $2,532,151.46 $1,698,171.32 $1,719,085.96 $1,255,872.01 $1,452,116.94 $1,082,050.17 $1,268,556.49 $811,012.24 $1,114,154.88 $816,661.94 $1,118,679.10

Tasa(%) 14

VAN($) $10,163,065.02

TIR(%) 202.09

Tiempo(Dias) 183

$0.21

$13.00

$0.41$0.58

$32.00

ITEMSPROYECTO DE UNA COMPLETACION DUAL CONCENTRICA

AÑOS

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10

Ingresos totales($) - $5,741,945.08 $6,906,757.70 $4,529,102.68 $3,616,385.65 $3,197,320.23 $2,982,581.15 $2,863,153.11 $2,792,690.77 $2,527,934.62 $2,256,419.32

Produccion de petroleo(Bbls) - 179,435.78 215,836.18 141,534.46 113,012.05 99,916.26 93,205.66 89,473.53 87,271.59 78,997.96 70,513.10

Precio($/Bbl) -

Egresos totales($) $2,391,388.07 $2,971,872.82 $2,031,173.95 $1,618,134.35 $1,450,225.58 $1,364,185.15 $1,316,333.40 $1,288,100.94 $1,179,570.43 $1,076,679.52

Costos Variables Totales($) $2,391,388.07 $2,971,872.82 $2,031,173.95 $1,618,134.35 $1,450,225.58 $1,364,185.15 $1,316,333.40 $1,288,100.94 $1,179,570.43 $1,076,679.52

Costos total tratamiento de agua($) $21,041.36 $120,676.91 $161,503.75 $125,245.15 $130,331.83 $132,938.36 $134,388.00 $135,243.28 $136,007.42 $145,201.42

Producciòn de agua(Bbls) 36,278.21 208,063.63 278,454.74 305,475.96 317,882.51 324,239.91 327,775.61 329,861.67 331,725.42 354,149.79

Tratamiento quimico de agua($/Bbls

Costo total produccion de petroleo($) $2,332,665.19 $2,805,870.32 $1,839,947.97 $1,469,156.67 $1,298,911.34 $1,211,673.59 $1,163,155.95 $1,134,530.63 $1,026,973.44 $916,670.35

Producciòn de oil($/Bbl)

Costo total tratamiento de petroleo($) $37,681.51 $45,325.60 $29,722.24 $23,732.53 $20,982.41 $19,573.19 $18,789.44 $18,327.03 $16,589.57 $14,807.75

Tratamiento quimico de petrolèo($/Bbls)

Utilidad antes de impuestos($) $3,350,557.01 $3,934,884.88 $2,497,928.73 $1,998,251.30 $1,747,094.64 $1,618,396.01 $1,546,819.72 $1,504,589.83 $1,348,364.19 $1,179,739.80

Impuestos($) 469,077.98 550,883.88 349,710.02 279,755.18 244,593.25 226,575.44 216,554.76 210,642.58 188,770.99 165,163.57

Utilidad($) $2,881,479.03 $3,384,001.00 $2,148,218.71 $1,718,496.12 $1,502,501.39 $1,391,820.57 $1,330,264.96 $1,293,947.25 $1,159,593.20 $1,014,576.23

Inversiones($) -$2,727,500.00

Completacion inteligente -$1,845,000.00

Workover -$882,500.00

Workover a futuro -$250,000.00 -$250,000.00 -$250,000.00 -$250,000.00 -$250,000.00

Flujo Neto de caja($) -$2,727,500.00 $2,881,479.03 $3,134,001.00 $2,148,218.71 $1,468,496.12 $1,502,501.39 $1,141,820.57 $1,330,264.96 $1,043,947.25 $1,159,593.20 $764,576.23

Tasa(%) 14.00

VAN($) $7,292,041.96

TIR(%) 97.45

Tiempo(Dias) 346

$0.58 $0.41

$0.21

ITEMS

$13.00

$32.00

PROYECTO DE UNA COMPLETACION INTELIGENTE

AÑOS

152

6. CAPÍTULO VI

6.1. Conclusiones y recomendaciones

6.1.1. Conclusiones

La producción del campo Singue es 5480 BOPD con una declinación de 37,89 % anual

efectivo, cuenta con 15,907.65 MBbls de reservas probadas y una producción de 5043.904

MBls acumulada al 30 de junio del 2016, lo cual deja como reservas remanentes

recuperables 10863.75 MBbls, teniendo como mejores pozos productores a los pozos

Singue B-2TS, Singue-B7TS y Singue B-3TS.

El pozo escogido como candidato para la implementación de un sistema de completaciòn

sea Dual o Inteligente es el pozo Singue-B7, por cumplir la mayoría de parámetros y

criterios técnicos utilizados para su selección. La base de esta selección fue el análisis

comparativo de características petrofísicas favorables, existencia de reservas que generen

utilidad, oportunidad de una nueva arena productora, buen potencial de producción, que

no sea muy depletada la formación, condiciones mecánicas favorables y mínimo número

de intervenciones.

Al realizar una completación inteligente en el pozo Singue-B7 la diferencia entre los

índices de productividad y el corte de agua entre estas dos zonas afectará la producción

neta de cada uno de ellas, reduciendo su capacidad de aporte, esto sucede debido que la

formación T superior necesita mayor diferencial de presión o drowdown (Delta P = Pr-

Pwf) por su condición de pozo productor actual(2 años) para mantener la producción, esto

significa disminuir la presión de fondo fluyente, lo cual se consigue aumentando la

velocidad de bombeo (Hz), lo cual será necesario por la baja presión de reservorio, pero,

al hacer esto, la formación U inferior será afectada, con el riesgo de aumentar su corte de

agua muy aceleradamente característica típica de este tipo de reservorio en el campo

Singue, este fenómeno puede ser evitado en esta formación U inferior, lo cual se consigue

estrangulando de manera severa las válvulas controladoras de flujo de esta completación

153

para mantener el diferencial de presión o drawdown, aunque esto reducirá su producción

neta.

Al realizar una completación dual concéntrica en el pozo Singue-B7 permitirá obtener la

producción de cada formación con su verdadero potencial por su diseño de completación,

pero a futuro los costos pueden ser más elevados que en una completación inteligente,

fenómeno que sucede cuando se necesita hacer un workover por daño de equipo BES,

tratamiento químico o repunzados, esto conlleva a sacar toda la completación perdiendo

producción de ambas zonas.

El análisis nodal realizado para una completación inteligente con las diferentes

combinaciones de posición de las válvulas, muestra las excelentes ventajas que ofrece

como herramienta este tipo de completación permitiendo controlar de manera adecuada el

flujo de fluidos.

La instalación de la completación inteligente en el pozo Singue B-9, no cumplió con las

expectativas esperadas, pues finalmente no se pudieron integrar la producción de los

horizontes de U y T en su potencial verdadero, además se desconoce el posible aporte de

la formación T Superior.

El tiempo que estuvo expuesto el pozo hasta realizar la bajada de la completación

inteligente debido a problemas con el cable y packer, y las maniobras después de la

implementación de la completación inteligente con manejo variable de velocidad de

bombeo(Hz) en cada ciclado con el fin de obtener el aporte esperado en la formación T

superior posiblemente fue uno de los factores para el daño causado en la formación T

superior, el cual conlleva a un posible aporte desconocido de esta formación, además estas

maniobras inadecuadas posiblemente han afectado a la formación U inferior teniendo

como resultado incremento constante de corte de agua.

154

El diseño del equipo BES en la completación inteligente en el pozo Singue-B9 corresponde

a una D 3500N con capacidad de levantamiento de 3500 BFPD, a las condiciones actuales

resultó sobredimensionado, al no registrar prácticamente ninguna producción de la arena

T Superior y un aporte de la arena U inferior menor que la esperada, por lo cual

actualmente está trabajando en condición de down-trust.

El proyecto es rentable tanto para una completación dual y completaciòn inteligente, con

un VAN= $10,163,065.02 y TIR= 202.09 % con un tiempo de recuperación de inversión

de 183 días para una completaciòn dual concéntrica, en cambio un VAN= $7,292,041.96

y TIR =97.45 % y un tiempo de recuperación de inversión de 346 días para un

completación inteligente, teniendo con mejores resultados de rentabilidad la

implementación de una completación dual concéntrica, sin tomar en cuenta la producción

perdida en el tiempo que dura un workover y la producción que se obtendrá con cada

cambio de posición de válvulas.

6.1.2. Recomendaciones

Implementar la completación dual concéntrica propuesta en el pozo Singue-B7 por el

manejo individual de producción de cada reservorio sin restringir las condiciones de

producción de cada una de ellas y por la recuperación inmediata de la inversión.

Controlar el drawndown de producción de la arena U inferior para retardar el incremento

de BSW que presenta esta formación con el fin de tener mayor recuperación de petróleo.

Relacionar información con otros pozos vecinos con igual experiencia en el uso de

completaciones duales e inteligentes para determinar la mejor opción de completación

dependiendo de los resultados obtenidos y el tipo de reservorios en que se aplicó.

Seguir produciendo de las dos formaciones U y T en la completaciòn inteligente del pozo

Singue B-9 y en cada ciclado de válvulas cerrar completamente a la arena U inferior y

realizar pruebas de producción por unas cuantas horas a la arena T superior para verificar

si la arena T superior ha sufrido algún cambio.

155

7. CAPÍTULO VII

7.1. Referencias bibliográficas

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UNIVERSIDAD CENTRAL DEL ECUADOR FACULTAD DE … · denominado Optimización de la producción mediante el uso del mejor sistema de completación para dos arenas en forma conjunta