UNIVERSIDAD CENTRAL DEL ECUADOR FACULTAD DE … · 2018-08-06 · universidad central del ecuador facultad de ingenierÍa en geologÍa, minas, petrÓleos y ambiental carrera de ingenierÍa

UNIVERSIDAD CENTRAL DEL ECUADOR

FACULTAD DE INGENIERÍA EN GEOLOGÍA, MINAS, PETRÓLEOS Y

AMBIENTAL

CARRERA DE INGENIERÍA DE PETRÓLEOS

DESCRIPCIÓN DE RESERVAS Y OPTIMIZACIÓN DE LA RECUPERACIÓN FINAL

DE PETRÓLEO DEL CAMPO FRONTERA

Estudio Técnico presentado para optar por el Título de Ingeniero de Petróleos

AUTOR:

Jhonatan Enrique Madrid Vásquez

TUTOR:

Ing. Jorge Augusto Erazo Basantes

Julio 2018

QUITO – ECUADOR

ii

DEDICATORIA

Dedico mi trabajo de titulación a Dios todo poderoso que ha conducido mi vida y me ha

bendecido cada día para lograr esta gratificante meta.

A mis padres Jorge y Gladys por enseñarme que el mejor regalo es la educación y que la

humildad debe gobernar mi camino de vida.

A mis hermanos Alex, Tany y Rafa por confiar en mi capacidad e incentivarme a tomar riesgos

más allá de lo que yo creía posible

A mis amigos por estar presentas en los buenos y malos momentos su apoyo ha sido un gran

aliciente para mi formación como persona.

A mis tíos Carlos, Wilson y Milton por enseñarme que la constancia brinda la mejor

satisfacción al ser humano.

A mi abuelita Isabel que con amor ha sido mi mejor ejemplo de lucha y superación siempre le

estaré agradecido.

A mis sobrinos Antonio y Karen por ser la alegría de nuestro hogar, procuraré seguir siendo

un ejemplo para ustedes.

iii

AGRADECIMIENTO

A mí querida Universidad Central del Ecuador por albergarme dentro de sus paredes durante

estos años, sin duda un orgullo poder decir soy un profesional de sus aulas.

Al personal docente y administrativo de FIGEMPA por recibirme con una cálida sonrisa,

gracias por ser mi segunda familia durante todo este tiempo.

A Petroamazona EP, Activo Libertador por su colaboración y asesoría en la realización de

este trabajo, siempre apoyando la formación de futuros profesionales de la industria

hidrocarburífera.

A mi tutor Ingeniero Jorge Erazo por ser un pilar fundamental durante toda mi carrera

universitaria, brindándome una palabra de aliento y guía constante para mejorar día con día

iv

vi

vii

INDICE DE CONTENIDOS

DEDICATORIA ..................................................................................................................................... ii

AGRADECIMIENTO ........................................................................................................................... iii

INDICE DE CONTENIDOS ............................................................................................................... viii

ÍNDICE DE TABLAS ......................................................................................................................... xvii

ÍNDICE DE FIGURAS ..........................................................................................................................xx

RESUMEN .......................................................................................................................................... xxii

ABSTRACT ........................................................................................................................................ xxiii

ABREVIATURAS Y SIGLAS ........................................................................................................... xxiv

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

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

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

1.2. Planteamiento del problema ......................................................................................................... 1

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

1.3.1. Objetivo General ................................................................................................................... 2

1.3.2. Objetivos Específicos ............................................................................................................ 2

1.4. Justificación e importancia........................................................................................................... 2

1.5. Entorno del estudio ...................................................................................................................... 3

1.5.1. Marco institucional ............................................................................................................... 3

1.5.2. Marco ético ........................................................................................................................... 3

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

CAPÍTULO II ......................................................................................................................................... 6

ix

MARCO TEÓRICO ................................................................................................................................ 6

2.1. Marco Contextual ......................................................................................................................... 6

2.1.1. Reseña histórica del campo ................................................................................................... 6

2.1.2. Ubicación geográfica ............................................................................................................ 6

2.1.3. Situación actual ..................................................................................................................... 7

2.1.4. Geología ................................................................................................................................ 8

2.1.4.1. Estructura ....................................................................................................................... 8

2.1.4.2. Litología ......................................................................................................................... 8

2.1.3.3. Sedimentología............................................................................................................. 10

2.1.4.4. Estratigrafía .................................................................................................................. 10

2.2. Marco Teórico ............................................................................................................................ 11

2.2.1. Yacimiento .......................................................................................................................... 11

2.2.2. Propiedades petrofísicas ...................................................................................................... 11

2.2.2.1. Análisis Convencionales de núcleos ............................................................................ 11

2.2.2.2. Análisis Especiales de núcleos ..................................................................................... 12

2.2.2.3. Registros eléctricos ...................................................................................................... 13

2.2.3. Análisis PVT ....................................................................................................................... 14

2.2.3.1. Prueba CCE (Constant Composition Expansion) ........................................................ 14

2.2.3.2. Prueba DLE (Differential Liberation Experiment) ...................................................... 14

2.2.3.3. Prueba de separadores .................................................................................................. 15

2.2.3.4. Prueba de viscosidad .................................................................................................... 15

2.2.4. Métodos de validación PVT ................................................................................................ 15

x

2.2.4.1. Pruebas de representatividad y consistencia ................................................................ 15

2.2.4.2. Prueba de la linealidad de la función Y ....................................................................... 16

2.2.4.3. Prueba de densidad....................................................................................................... 17

2.2.4.4. Prueba de desigualdad .................................................................................................. 17

2.2.4.5. Prueba de Balance de Materiales ................................................................................. 17

2.2.5. PVT corregido por separador .............................................................................................. 17

2.2.6. Petróleo original en sitio ..................................................................................................... 19

2.2.6.1. Método Volumétrico .................................................................................................... 19

2.2.6.2. Balance de Materiales .................................................................................................. 20

2.2.7. Reservas .............................................................................................................................. 21

2.2.7.1. Reservas Probadas........................................................................................................ 21

2.2.7.2. Reservas Probables ...................................................................................................... 22

2.2.7.3. Reservas Posibles ......................................................................................................... 22

2.2.7.4. Reservas Desarrolladas ................................................................................................ 22

2.2.7.5. Reservas No Desarrolladas .......................................................................................... 22

2.2.8. Curvas de declinación de la producción.............................................................................. 23

2.2.8.1. Declinación Exponencial ............................................................................................. 23

2.2.8.2. Declinación Hiperbólica .............................................................................................. 24

2.2.8.3. Declinación Armónica ................................................................................................. 25

2.2.9. Factor de recobro ................................................................................................................ 25

2.2.10. Mecanismos de producción de los yacimientos ................................................................ 25

2.2.10.1. Empuje por expansión de fluidos ............................................................................... 25

xi

2.2.10.2. Empuje por gas en solución ....................................................................................... 26

2.2.10.3. Empuje por capa de gas ............................................................................................. 26

2.2.10.4. Empuje por gravedad ................................................................................................. 26

2.2.10.5. Empuje hidráulico ...................................................................................................... 26

2.2.11. Intrusión de agua ............................................................................................................... 27

2.2.11.1. Modelo de estado estable de Schilthuis ..................................................................... 27

2.2.11.2. Modelo de estado inestable (Hurst and Van Everdingen) .......................................... 28

2.2.11.3. Método de Fetkovich para acuíferos finitos ............................................................... 28

2.2.12. Proyectos Incrementales ................................................................................................... 28

2.2.12.1. Workovers, tratamientos y cambios de equipo .......................................................... 28

2.2.12.2 Perforaciones Infill ...................................................................................................... 29

2.2.13. Índice de heterogeneidad modificado (MHI) .................................................................... 29

2.2.14. Curvas de diagnóstico control de agua.............................................................................. 30

2.2.14.1. Canalización ............................................................................................................... 30

2.2.14.2. Conificación ............................................................................................................... 31

2.2.14.3. Problemas mecánicos ................................................................................................. 32

2.2.15. Radio de drenaje de un pozo ............................................................................................. 32

2.2.16. Efecto de daño (Skin) ........................................................................................................ 33

2.2.17. Mecanismos de daño a la formación ................................................................................. 35

2.2.17.1. Migración/taponamiento por partículas finas ............................................................. 35

2.2.17.2. Precipitación inorgánica ............................................................................................. 35

2.2.17.3. Precipitación orgánica ................................................................................................ 36

xii

2.2.17.4. Bloqueo por emulsiones ............................................................................................. 36

2.2.17.5. Bloqueo por agua ....................................................................................................... 36

2.2.17.6. Inversión de mojabilidad ............................................................................................ 36

2.2.17.7. Daños de tipo mecánico ............................................................................................. 36

2.2.18. Herramientas de análisis ................................................................................................... 37

2.2.18.1 MBAL ......................................................................................................................... 37

2.2.18.2 OFM ............................................................................................................................ 37

2.2.19. Análisis económico ........................................................................................................... 38

2.2.19.1. CAPEX y OPEX ........................................................................................................ 38

2.2.19.2. Precio de venta del petróleo ....................................................................................... 38

2.2.19.3. Inflación ..................................................................................................................... 39

2.2.19.4. Tasa de descuento ...................................................................................................... 39

2.2.19.5. Indicadores económicos ............................................................................................. 39

CAPÍTULO III ...................................................................................................................................... 42

DISEÑO METODOLÓGICO ............................................................................................................... 42

3.1. Tipo de estudio ........................................................................................................................... 42

3.2. Universo y muestra .................................................................................................................... 42

3.3. Recopilación de datos ................................................................................................................ 42

3.4.1. Flujograma de trabajo ......................................................................................................... 43

3.4.2. Análisis de Ingeniería de reservorios .................................................................................. 45

3.4.2.1. Historial de producción de petróleo, agua y gas .......................................................... 45

3.4.2.2. Presiones ...................................................................................................................... 48

xiii

3.4.2.3. Mapa de burbujas ......................................................................................................... 50

3.4.2.4. Mapa de saturación ...................................................................................................... 52

3.4.2.5. Mapas estructurales ...................................................................................................... 55

3.4.3. Análisis PVT ....................................................................................................................... 58

3.4.3.1. Información de yacimiento y PVT ............................................................................... 58

3.4.3.2. Prueba de Liberación Diferencial................................................................................. 59

3.4.3.3. Prueba de viscosidad .................................................................................................... 60

3.4.4. Validación datos PVT ......................................................................................................... 62

3.4.4.1. Linealidad de la función Y ........................................................................................... 63

3.4.4.2. Prueba de densidad....................................................................................................... 65

3.4.4.3. Prueba de desigualdad .................................................................................................. 65

3.4.4.4. Prueba de Balance de Materia ...................................................................................... 66

3.4.5. PVT combinado .................................................................................................................. 67

CAPÍTULO IV...................................................................................................................................... 70

ANÁLISIS E INTERPRETACIÓN DE RESULTADOS ..................................................................... 70

4.1. POES campo Frontera metodología M BAL ............................................................................. 70

4.1.1. POES arena U Inferior Método Analítico ........................................................................... 70

4.1.2. Energy Plot arena U Inferior ............................................................................................... 71

4.1.3. POES arena T Superior Método Analítico .......................................................................... 71

4.1.4. Energy Plot arena T Superior .............................................................................................. 72

4.1.5. POES arena T Inferior Método Analítico ........................................................................... 73

4.1.6. Energy Plot arena T Superior .............................................................................................. 73

xiv

4.2. Análisis comparativo M BAL – Método volumétrico (PAM) ................................................... 74

4.3. Estimación de reservas campo Frontera ..................................................................................... 74

4.3.1. Curvas de Declinación OFM ............................................................................................... 74

4.3.1.1. Reservas probadas en producción ................................................................................ 75

4.3.1.2. Reservas probadas cerradas ......................................................................................... 75

4.4. Factor de recobro ....................................................................................................................... 75

4.5. Proyectos incrementales ............................................................................................................. 76

4.5.1. Índice de Heterogeneidad Modificado ................................................................................ 77

4.5.1.1. MHI Arena U Inferior .................................................................................................. 77

4.5.1.2. MHI Arena T Inferior .................................................................................................. 79

4.5.2. Reservas remanentes ........................................................................................................... 80

4.5.3. Pozo Frontera 005 re-entry arena T Inferior (FRN-005RTI) .............................................. 81

4.5.3.1. Perforación y completación ......................................................................................... 81

4.5.3.2. Historial de reacondicionamientos ............................................................................... 82

4.5.3.3. Historial de producción ................................................................................................ 82

4.5.3.4. Curva de diagnóstico de producción de agua ............................................................... 83

4.5.3.5. Diagrama actual de completación ................................................................................ 83

4.5.3.6. Evaluación petrofísica .................................................................................................. 85

4.5.3.7. Pruebas de presión ....................................................................................................... 86

4.5.3.8. Análisis nodal ............................................................................................................... 86

4.5.3.9. Análisis del pozo y trabajos de remediación sugeridos................................................ 87

4.5.4. Ubicación de nuevos pozos ................................................................................................. 88

xv

4.5.4.1. Estimación de reservas pozos de desarrollo ................................................................. 91

4.5.4.2. Pronóstico de producción para el pozo FRN-007 propuesto........................................ 93

CAPÍTULO V ....................................................................................................................................... 96

ANÁLISIS ECONÓMICO ................................................................................................................... 96

5.1. Predicción de la producción ....................................................................................................... 96

5.1.1. Trabajo de reacondicionamiento ......................................................................................... 96

5.1.2. Perforación pozo de desarrollo ........................................................................................... 97

5.2. Ingresos ...................................................................................................................................... 97

5.2.1. Pronósticos precio del petróleo ........................................................................................... 97

5.3. Egresos ....................................................................................................................................... 98

5.3.1. Costos trabajo de reacondicionamiento y de perforación ................................................... 98

5.3.2. Costos operativos por producción de agua y petróleo......................................................... 98

5.3.3 Otros costos .......................................................................................................................... 98

5.4. Inflación ..................................................................................................................................... 99

5.5. Tasa de descuento .................................................................................................................... 100

5.6. Resumen Indicadores económicos ........................................................................................... 100

5.6.1. FRN-005R T Inferior ........................................................................................................ 101

5.6.2. FRN-007 U Inferior .......................................................................................................... 101

5.6.3. FRN-007 T Inferior ........................................................................................................... 101

CAPÍTULO VI.................................................................................................................................... 103

CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES .................................................................................. 103

6.1. Conclusiones ............................................................................................................................ 103

xvi

6.2. Recomendaciones .................................................................................................................... 105

REFERENCIAS .................................................................................................................................. 106

GLOSARIO DE TÉRMINOS ............................................................................................................. 111

ANEXOS ............................................................................................................................................ 114

ANEXO A. Permeabilidades relativas petróleo y agua tomados de análisis especiales de núcleo 114

ANEXO B. Pruebas de restauración de presión Frontera ............................................................... 116

ANEXO C. Forecast reservorios Frontera ...................................................................................... 117

ANEXO D. Mapa de espesores....................................................................................................... 120

ANEXO E. Análisis Económico FRN-005RTI (Flujo de caja) ...................................................... 123

ANEXO F. Análisis Económico FRN-007 (Flujo de caja) ............................................................. 126

xvii

ÍNDICE DE TABLAS

Tabla 1: Estado actual de los pozos del campo Frontera ........................................................... 7

Tabla 2: Análisis convencionales de núcleos U Inferior ......................................................... 12

Tabla 3: Análisis convencionales de núcleos T Inferior .......................................................... 12

Tabla 4: Propiedades petrofísicas campo Frontera (Registros Eléctricos) .............................. 14

Tabla 5: Propiedades PVT campo Frontera ............................................................................. 15

Tabla 6: POES campo Frontera ............................................................................................... 20

Tabla 7: Factor de daño S ........................................................................................................ 34

Tabla 8: Información de yacimientos y PVT FRN-002UI....................................................... 58

Tabla 9: Información de yacimientos y PVT FRN-002TI ....................................................... 58

Tabla 10: Prueba de liberación diferencial arena U Inferior .................................................... 59

Tabla 11: Prueba de liberación diferencial arena T Inferior .................................................... 59

Tabla 12: Prueba de viscosidad arena U Inferior ..................................................................... 60

Tabla 13: Prueba de viscosidad arena T Inferior ..................................................................... 61

Tabla 14: Linealidad de la función "Y" arena U Inferior ........................................................ 63

Tabla 15: Linealidad de la función "Y" arena T Inferior ......................................................... 64

Tabla 16: Prueba del separador arena U Inferior ..................................................................... 65

Tabla 17: Prueba del separador arena T Inferior ..................................................................... 65

Tabla 18: Prueba de desigualdad U Inferior ............................................................................ 66

Tabla 19: Prueba de desigualdad T Inferior ............................................................................. 66

Tabla 20: Prueba de Balance de Materia U Inferior ................................................................ 66

Tabla 21: Prueba de Balance de Materia T Inferior ................................................................. 67

Tabla 22: PVT combinado arena U Inferior P > Pb ................................................................ 68

Tabla 23: PVT combinado arena T Inferior P > Pb ................................................................. 68

Tabla 24: PVT combinado arena U Inferior P ≤ Pb ................................................................ 69

xviii

Tabla 25: PVT combinado arena T Inferior P ≤ Pb ................................................................ 69

Tabla 26: Análisis comparativo POES (MBAL - PAM) ......................................................... 74

Tabla 27: Reservas probadas en producción por pozo - reservorio ......................................... 75

Tabla 28: Reservas probadas cerradas por pozo – reservorio .................................................. 75

Tabla 29: FR a la recuperación final del yacimiento ............................................................... 76

Tabla 30: Condiciones actuales campo Frontera ..................................................................... 76

Tabla 31: Índice de Heterogeneidad modificado arena U Inferior .......................................... 78

Tabla 32: Índice de Heterogeneidad modificado arena T Inferior ........................................... 79

Tabla 33: Reservas remanentes campo Frontera ..................................................................... 80

Tabla 34: Historial perforación y completación pozo FRN-005R ........................................... 81

Tabla 35: Historial de reacondicionamiento del pozo FRN-005R........................................... 82

Tabla 36: Evaluación petrofísica FRN-005RTI ....................................................................... 86

Tabla 37: Datos Build Up zona TI, FRN-005R ....................................................................... 86

Tabla 38: Resultado Análisis Nodal FRN-005RTI .................................................................. 86

Tabla 39: Cálculo radios de drenaje arena U Inferior .............................................................. 88

Tabla 40: Cálculo radios de drenaje arena T Superior ............................................................. 88

Tabla 41: Cálculo radios de drenaje arena T Inferior .............................................................. 88

Tabla 42: Ubicación pozo propuesto FRN-007 Coordenadas ................................................. 90

Tabla 43: Propiedades petrofísicas pozos cercanos ................................................................. 92

Tabla 44: Propiedades petrofísicas pozo propuesto ................................................................. 93

Tabla 45: POES FRN-007 ....................................................................................................... 93

Tabla 46: Pronóstico de producción FRN-007 U Inferior ....................................................... 94

Tabla 47: Pronóstico de producción FRN-007 T Inferior ....................................................... 95

Tabla 48: Predicción producción incremental FRN-005RTI ................................................... 96

Tabla 49: Precios del petróleo comercio externo de hidrocarburos 2017 – 2018 .................... 97

xix

Tabla 50: Total Energy Supply, Disposition, and Price Summary WTI ................................. 98

Tabla 51: Costos trabajos de reacondicionamiento Activo Libertador .................................... 98

Tabla 52: Inflación mensual Ecuador ...................................................................................... 99

Tabla 53: Inflación anual Ecuador ......................................................................................... 100

Tabla 54: Indicadores económicos FRN-005RTI .................................................................. 101

Tabla 55: Indicadores económicos FRN-007 UI ................................................................... 101

Tabla 56: Indicadores económicos FRN-007TI ..................................................................... 102

xx

ÍNDICE DE FIGURAS

Figura 1: Ubicación Geográfica Frontera .................................................................................. 7

Figura 2: Información sísmica 3D ............................................................................................. 8

Figura 3: Curvas de permeabilidad relativa petróleo - agua .................................................... 13

Figura 4: Influencia de los mecanismos de producción en el factor de recobro ...................... 27

Figura 5: Índice de Heterogeneidad Modificado MHI ............................................................ 30

Figura 6: Canalización ............................................................................................................. 31

Figura 7: Conificación, ............................................................................................................ 32

Figura 8: Problemas mecánicos ............................................................................................... 32

Figura 9: Representación gráfica de la zona dañada en el yacimiento .................................... 34

Figura 10: Flujograma procesamiento de la información. ....................................................... 44

Figura 11: Historial de producción de petróleo, agua y gas reservorio U Inferior .................. 45

Figura 12: Historial de producción de petróleo, agua y gas reservorio T Superior ................. 46

Figura 13: Historial de producción de petróleo, agua y gas reservorio T Inferior................... 47

Figura 14: Pruebas de presión arena U Inferior ....................................................................... 48

Figura 15: Pruebas de presión arena T Superior ...................................................................... 49

Figura 16: Pruebas de presión arena T Inferior ....................................................................... 49

Figura 17: Mapa acumulado de petróleo arena U inferior ....................................................... 50

Figura 18: Mapa acumulado de petróleo arena T Superior ...................................................... 51

Figura 19: Mapa acumulado de petróleo arena T Inferior ....................................................... 51

Figura 20: Mapa de Saturación arena U Inferior ..................................................................... 52

Figura 21: Mapa de saturación arena T Superior ..................................................................... 53

Figura 22: Mapa de saturación arena T Inferior ...................................................................... 54

Figura 23: Mapa estructural arenisca U Inferior ...................................................................... 55

Figura 24: Mapa estructural arenisca T Superior ..................................................................... 56

xxi

Figura 25: Mapa estructural arenisca T Inferior ...................................................................... 57

Figura 26: Viscosidad arena U Inferior ................................................................................... 60

Figura 27: Viscosidad arena T Inferior .................................................................................... 61

Figura 28: Linealidad de la función "Y" arena U Inferior ....................................................... 63

Figura 29: Linealidad de la función "Y" arena T Inferir.......................................................... 64

Figura 30: POES arena U Inferior Método Analítico .............................................................. 70

Figura 31: Energy Plot arena U Inferior .................................................................................. 71

Figura 32: POES arena T Superior Método Analítico ............................................................. 72

Figura 33: Energy plot arena T Superior ................................................................................. 72

Figura 34: POES arena T Inferior Método Analítico............................................................... 73

Figura 35: Energy Plot arena T Inferior ................................................................................... 74

Figura 36: Índice de Heterogeneidad Modificado detalle por cuadrante. ................................ 77

Figura 37: MHI arena U Inferior ............................................................................................. 78

Figura 38: MHI arena T Inferior .............................................................................................. 79

Figura 39: Historial de producción del pozo FRN-005R reservorio TI ................................... 82

Figura 40: Curva de Chan pozo FRN-005R reservorio TI ...................................................... 83

Figura 41: Diagrama mecánico FRN-005R ............................................................................. 84

Figura 42: Análisis petrofísico FRN-005R .............................................................................. 85

Figura 43: Análisis nodal pozo FRN-005R arena T Inferior ................................................... 87

Figura 44: Mapa de burbujas arena U Inferior ......................................................................... 89

Figura 45: Mapa de burbujas arena T Superior ....................................................................... 89

Figura 46: Mapa de burbujas arena T Inferior ......................................................................... 90

Figura 47: Mapa ubicación pozo FRN-007 ............................................................................. 91

xxii

RESUMEN

Tema: Descripción de reservas y optimización de la recuperación final de petróleo en el campo

Frontera

Autor:


Tutor:

Ing. Jorge Augusto Erazo Basantes

Luego de una producción cercana a los 30 años el campo Frontera ha llegado a un punto donde

necesariamente requiere ser intervenido, ya que con una producción actual de 240 Bls de 2

pozos y un corte de agua cercano al 70%, económicamente cada vez es menos atractivo su

aporte al activo Libertador. En el presente trabajo se evalúa el potencial del campo a través de

la estimación del POES, reservas y se plantean opciones para la optimización del recobro final.

Los factores de recobro, tanto para U inferior como para T están sobre el 45% lo que implica

que el mecanismo de producción predominante es el empuje hidráulico; este mecanismo puede

llegar a extraer un 60% del petróleo original en sitio.

Debido a la existencia de altos porcentajes de petróleo aún por recuperar se plantean proyectos

incrementales: primero un reacondicionamiento con las instalaciones actuales y luego una

perforación que permita recuperar zonas no drenadas, todo ello con el análisis económico del

proyecto considerando el precio del petróleo para 3 escenarios: real, optimista y pesimista.

PALABRAS CLAVE: FACTOR DE RECOBRO/ FRONTERA/ PROYECTOS

INCREMENTALES/EMPUJE HIDRAÚLICO/ PERFORACIÓN/ RESERVAS NO

DRENADAS

xxiii

ABSTRACT

Tittle: Description of reserves and optimization of the final stage of petroleum recovery at the

Frontera oilfield.

Author:


Tutor:

Eng. Jorge Augusto Erazo Basantes

After close to 30 years of production, the Frontera oilfield has reached a point where it

necessarily requires intervention. Its current production of 240 barrels from 2 wells, and a water

cut of close to 70%, make its contribution to the Libertador asset less and less economically

attractive. This work assesses the potential of the field by estimating its OOIP, remaining

reserves and options for optimizing the final recovery.

The factors of recovery, both for lower U and T are over 45% which implies that the

predominant production mechanism is water drive; this mechanism can extract up to 60% of

the original oil in place.

Due to the existence of high percentages of oil still to be recovered, incremental projects are

planned: first a reconditioning project within the current facilities, and then a drilling project

to recover undrained areas, all this pending an economic analysis of real, optimistic and

pessimistic oil prices.

KEYWORDS: RECOVERY FACTOR/ FRONTERA/ INCREMENTAL PROJECTS/

HYDRAULIC THRUST/ DRILLING / UNDRAINED RESERVES.

xxiv

ABREVIATURAS Y SIGLAS

API: Instituto Americano del petróleo.

BPPD: Barriles de petróleo por día.

Bo: Factor volumétrico del petróleo.

BSW: Basic sediment and water.

CAPEX: Inversión de capital.

CCE: Prueba de expansión a composición constante

CSG: Casing.

DLE: Experimento de Liberación Diferencial

EF: Eficiencia de flujo.

EP: Empresas públicas.

EIA: Energy Information Administration.

FNE: Flujo neto de efectivo.

FR: Factor de recobro.

FRN: Frontera.

INEC: Instituto Nacional de Estadística y Censos.

J: Índice de productividad.

Kro’: Permeabilidad relativa del petróleo en el punto de Saturación de agua connata.

Krw’: Permeabilidad relativa del agua en el punto de Saturación crítica de petróleo.

Lpca: Libras por pulgada cuadrada absoluta.

MBAL: Software Material Balance.

Mbbl: Miles de barriles.

MHI: Índice de Heterogeneidad Modificado.

OFM: Software Oilfield Manager

OPEX: Inversión de Operación.

xxv

PHIE: Porosidad efectiva.

POES: Petróleo Original en Sitio.

PRI: Período de recuperación de la inversión.

Psi: Libras por pulgas cuadrada.

Psia: Libras por pulgada cuadrada absoluta.

Qo: Caudal de petróleo.

Qw: Caudal de agua.

RBC: Relación Beneficio – Costo

Rs: Relación de solubilidad

𝑟𝑤: Radio del pozo.

S: Daño a la formación Skin

Soc: Saturación crítica de petróleo.

SPE: Society of Petroleum Engineers.

Swc: Saturación de agua connata.

UI: Formación Napo U Inferior.

TBG: Tubing.

TI: Formación Napo T Inferior.

TIR: Tasa Interna de Retorno.

TMTS: Tope arenisca T Inferior.

TS: Formación Napo T Superior.

Vcl: Volumen de arcilla.

VPN: Valor Presente Neto.

W.O: Trabajo de reacondicionamiento Workover.

WOR: Relación agua – petróleo.

WTI: West Texas Intermediate.

1

CAPÍTULO I

GENERALIDADES

1.1. Introducción

El presente estudio se enfoca en analizar la situación actual del campo Frontera, así como

las recomendaciones a implementarse para la adecuada explotación del mismo considerando

el declive productivo de los últimos años, debido al incremento de la producción de agua.

La baja producción actual del campo requiere de alternativas que puedan ejecutarse en un

corto plazo para mejorar el aporte de petróleo al activo Libertador. Por ello se analiza cual es

el horizonte de extracción del campo Frontera al estimar el POES, reservas y factor de recobro

por reservorio productor. (U Inferior, T Superior, T Inferior)

Se plantea las siguientes interrogantes ¿Qué proyecto incremental se puede aplicar?, ¿Qué

pozos son los candidatos idóneos para rehabilitación?, así como la zona más adecuada para la

perforación de un nuevo pozo que permita recuperar el petróleo no drenado.

1.2. Planteamiento del problema

En el activo Libertador, los últimos años los trabajos en el área petrolera se han

concentrado en la explotación de hidrocarburos de reservas probadas, los estudios para

establecer nuevas reservas han sido escasos lo que conlleva a que su horizonte de extracción

no sea muy optimista si se establece que en la actualidad se ha producido gran parte del

petróleo original en sitio.

El campo Frontera gerenciado por Petroamazonas EP lleva varias décadas de operación

y debido al incremento en el corte de agua ha comenzado a declinar su curva de producción

de petróleo, los datos del activo han variado conforme a la mayor información que se

adquiere, disminuyendo la incertidumbre en futuras actividades.

2

1.3. Objetivos

1.3.1. Objetivo General

Proponer la implementación de trabajos de reacondicionamiento y perforación

de pozos en zonas no drenadas en el campo Frontera que aporten a una mayor

recuperación final de petróleo.

1.3.2. Objetivos Específicos

Estimar el POES del campo Frontera a través de la implementación del software

MBAL.

Predecir los volúmenes recuperables para la explotación del campo Frontera

tanto de las arenas U inferior, T superior y T inferior.

Comparar los estudios previos del área de yacimientos de la empresa pública

Petroamazonas EP con el presente estudio.

Plantear futuros trabajos de reacondicionamiento y perforación que permitan

aumentar el factor de recobro en el campo.

Evaluar económicamente las actividades propuestas para establecer cuan

factible y atractivo es su implementación.

1.4. Justificación e importancia

La vital importancia del recurso hidrocarburífero para la economía del Ecuador ha hecho

que el Estado implante políticas respecto a su adecuado manejo, de esta forma Petroamazonas

comprometida con el desarrollo del país, busca potenciar campos que por producir a lo largo

de un tiempo prolongado requieren de una revitalización que aumente su factor de recobro.

3

1.5. Entorno del estudio

1.5.1. Marco institucional

La Carrera de Ingeniería de Petróleos comprometida con la formación de profesionales

de excelencia acorde a las necesidades actuales del Ecuador, cumple con la misión de formar

Ingenieros de Petróleos aptos para tomar decisiones en situaciones complejas, trabajar en

equipo y siempre en torno a una obligación ética con la sociedad y desarrollo individual.

(Carrera de Ingeniería de Petróleos, 2016)

Además se proyecta a través de su visión en una institución líder al 2020 en el manejo de

hidrocarburos, que generará significativos beneficios para el Estado ecuatoriano. (Carrera de

Ingeniería de Petróleos, 2016)

De acuerdo a Petroamazonas EP la misión de la empresa se concentra en desplegar su

labor para el impulso energético nacional a través de las operaciones de exploración y

explotación de hidrocarburos de manera consciente y responsable, asegurando un futuro

adecuado para el país del mañana. (Petroamazonas EP, 2017)

La Empresa Estatal idealiza en su visión mantenerse a la vanguardia en la industria,

constantemente mejorando y perfeccionando su trabajo al disputar con empresas nacionales y

regionales los primeros lugares de calidad. (Petroamazonas EP, 2017)

1.5.2. Marco ético

El estudio técnico se regirá de acuerdo a la normativa institucional de la Unidad de

Titulación de la Carrera de Ingeniería de Petróleos de la UCE, respetando la autoría intelectual

de los diferentes documentos que formen parte de la revisión bibliográfica, con el compromiso

de un trabajo responsable que aporte y sea de utilidad para la empresa pública Petroamazonas

EP y base para futuros trabajos de explotación sostenible - sustentable de hidrocarburos,

respetando la veracidad de los datos y las interpretaciones arrojados por el software utilizado

4

para el presente análisis, sin la manipulación incorrecta de las mismas para obtener beneficios

extras al ámbito académico.

1.5.3. Marco legal

Se detallará a continuación las normativas, reglamentos y leyes que rigen el estudio técnico:

La Constitución de la República del Ecuador base fundamental para el ejercicio diario de

la sociedad ecuatoriana detalla varios artículos para la elaboración del presente estudio técnico:

En el capítulo V de los sectores estratégicos, servicios y empresas públicas el Art. 313

menciona que: “Los recursos naturales no renovables son de carácter estratégico, sobre los

cuales el Estado se reserva el derecho de administrar, regular, controlar y gestionar de acuerdo

a los principios de sostenibilidad ambiental, precaución, prevención y eficiencia.” (Asamblea

Nacional de la República del Ecuador, 2011)

Se destaca también en el Título VII del Régimen del Buen Vivir Capítulo primero de

inclusión y equidad el Art. 350 que manifiesta:

El sistema de educación superior tiene como finalidad la formación académica y profesional

con visión científica y humanista; la investigación científica y tecnológica; la innovación,

promoción, desarrollo y difusión de los saberes y las culturas; la construcción de soluciones

para los problemas del país, en relación con los objetivos del régimen de desarrollo.

(Asamblea Nacional de la República del Ecuador, 2011)

Es indispensable incluir la normativa de la UCE para guiar este trabajo de titulación, por lo

que se señala en su Reglamento de Régimen Académico para la Unidad de Titulación Especial

en el Art.21 inciso 3 que:

Se consideran trabajos de titulación en la educación técnica y tecnológica superior, y sus

equivalentes, y en la educación superior de grado, los siguientes: examen de grado o de fin

de carrera, proyectos de investigación, proyectos integradores, ensayos o artículos

académicos, etnografías, sistematización de experiencias prácticas de investigación y/o

5

intervención, análisis de casos, estudios comparados, propuestas metodológicas, propuestas

tecnológicas, productos o presentaciones artísticas, dispositivos tecnológicos, modelos de

negocios. Emprendimientos, proyectos técnicos, trabajos experimentales, entre otros de

similar nivel de complejidad. (Universidad Central del Ecuador, 2016)

En el mismo contexto el reglamento vigente de la Unidad de Titulación Especial de la

Carrera de Ingeniería de Petróleos establece los parámetros de un Estudio Técnico que

corresponden a:

Trabajos que tienen como objeto la realización de estudios a equipos, procesos, etc.,

referidos a aspectos de diseño, planificación, producción, gestión, perforación, explotación

y cualquier otro campo relacionado con la Ingeniería de Petróleos con alternativas técnicas,

evaluaciones económicas y valoración de los resultados. (Carrera de Ingeniería de Petróleos,

2017)

El Reglamento a las reformas a la Ley de Hidrocarburos en sus diferentes artículos

constituye un pilar fundamental para el desarrollo del estudio, destacándose el Art. 15 incisos

6 y 9 que puntualizan respectivamente: “Es política del Estado promover la exploración de

hidrocarburos para incrementar sus reservas y su explotación racional.” además de: “Promover

el desarrollo científico y tecnológico a través de las universidades públicas impulsando el

talento humano de futuros profesionales del sector hidrocarburífero.” (Ministerio de Recursos

Naturales No Renovables, 2012)

En referencia al mismo reglamento el Art 18 en su inciso 4 establece que el Ministerio

Sectorial debe: “Promover, en coordinación con instituciones pública o privadas, universidades

y escuelas politécnicas, la investigación científica y tecnológica en el sector hidrocarburífero.”

(Ministerio de Recursos Naturales No Renovables, 2012)

6

CAPÍTULO II

MARCO TEÓRICO

2.1. Marco Contextual

2.1.1. Reseña histórica del campo

La interpretación sísmica al Nor-Oeste del campo Tapi (1985), permitió establecer la

existencia de una estructura anticlinal compartida entre Ecuador y Colombia, a la que se le

designó con el nombre Frontera-Quillasinga. (Rivadeneira & Baby, 1999, pág. 78)

El 13 de noviembre de 1987 Ecuador y Colombia firman el Protocolo de Intención para la

Explotación Unificada del Campo Binacional Frontera-Quillasinga. (Rivadeneira & Baby,

1999, pág. 78)

CEPE en diciembre de 1987 perfora el pozo exploratorio Frontera-01, el cual tuvo una

producción de 4 500 BPPD de la arena U (3 923 BPPD, 31° API) y T (576 BPPD, 24°API)

alcanzando los 9 254’ de profundidad. Ecopetrol, por su parte, perforó el pozo Quillasinga.

(Rivadeneira & Baby, 1999, pág. 78)

La comisión técnica bipartita (Ecuador – Colombia) elaboró un modelo geológico de la

estructura Frontera-Quillasinga en Bogotá entre el 17 y 24 de abril de 1991, como resultado

preliminar se estableció que existía una discontinuidad de los reservorios productivos debido a

cambios laterales de facies coincidentes con la línea de frontera, por lo que en julio de ese

mismo año se procedió a iniciar la explotación del campo Frontera en forma independiente.

(Rivadeneira et. al., 1999, p.78)

2.1.2. Ubicación geográfica

El campo Frontera perteneciente al activo Libertador (Bloque 57) se encuentra ubicado en

la intersección de las coordenadas 14’ 28.1’’ y 76° 33’ 27,72’’, siendo parte de la provincia de

Sucumbíos al norte del campo Libertador y al Nor-oeste del área de Tapi. (Petroamazonas EP,

2017, pág. 53)

7

Figura 1: Ubicación Geográfica Frontera

Fuente: (Petroamazonas EP, 2017)

2.1.3. Situación actual

El campo Frontera tiene una producción acumulada de 14845864 Bls de petróleo con fecha

de corte octubre de 2017, el estado actual de los 8 pozos se presenta en la siguiente tabla:

Tabla 1: Estado actual de los pozos del campo Frontera

Cerrados Abandonados Reinyectores Produciendo En W.O. Perforando Total

3 2 1 2 0 0 8

Elaborado por: Jhonatan Madrid


Pozos cerrados: FRN-006, FRN-005 (re-entry), FRN-001 (re-entry)

Pozos abandonados: FRN-001, FRN-005

Pozo reinyector: FRN-003

Pozos en producción : FRN-002, FRN-004

El aporte de los pozos productores FRN-002 y FRN-004 suma un total diario de 240 Bls a

la fecha de elaboración de este estudio, los cuales producen de la arena TI con un API de 34,7.

8

2.1.4. Geología

2.1.4.1. Estructura

El campo Frontera cuenta con sísmica 2D (3 líneas sentido NE-SW) y sísmica 3D (142 in-

lines y 196 cross-lines). El cubo sísmico: Araza 3D contiene a los campos Tetete-Tapi, Araza

y Frontera. (Petroamazonas EP, 2017, pág. 54)

Figura 2: Información sísmica 3D Time slice (-1800) Área Frontera_ Sección sísmica In line

(3324)


Se puede denotar una estructura NNE, lineal simétrica, limitada en su flanco oriental, por

una falla inversa, que es parte de un tren que continúa en dirección Norte, con la estructura

Quillasinga en Colombia. Su flanco Oeste esta fallado parcialmente, Se desarrolla sobre un alto

del basamento. (Petroamazonas EP, 2017, pág. 55)

2.1.4.2. Litología

U Inferior

La litología de U Inferior se caracteriza por la presencia de cuarzo arenitas y cuarzo arenitas

glauconíticas. El tamaño del grano de la arenisca varía de fino inferior a fino superior, es en su

9

mayoría subredondeado, bien clasificado y el grado de consolidación de la arenisca es de

moderadamente dura a dura. Los contactos entre granos son rectos, cóncavos, convexos y

puntuales, predominan los cóncavos y convexos. El color de la arenisca varía de café claro a

café oscuro. El ámbar y la moscovita están especialmente concentrados en las intercalaciones

de finos. El cemento predominante es silíceo y glauconítico. (Endara, 2011, pág. 6)

T Superior.

De acuerdo al estudio realizado por Endara (2011) la arenisca T Superior se caracteriza por

presentar cuarzo arenitas y cuarzo arenitas glauconíticas. El tamaño de los granos que

conforman las areniscas varía de fino superior a medio inferior. (pág. 3)

Al identificar los contactos entre granos se denota los siguientes tipos: puntuales, rectos,

cóncavos y convexos, predominando los cóncavos y convexos. La selección es moderada y

buena. La presencia de matriz es esporádica compuesta de arcillas (caolinita) depositadas en

espacios intergranulares. El cemento predominante es silíceo y glauconítico esporádicamente

calcáreo (Endara, 2011, pág. 8)

T Inferior

Se cuenta con la presencia de cuarzoarenitas y arenisca de cuarzo de grano medio a grueso

preferentemente, de moderada a mal clasificada en el tope y buena hacia la base, coloración

café debido a la saturación de hidrocarburos, grado de consolidación de la arenisca dura, granos

sub-angulares gruesos en la base a finos en el tope, que culminan en arcillolitas negras que

contienen resina fósil, mientras que hacia la base del intervalo se diferencia un depósito de

lodolita siderita con glauconita. Presenta una matriz conformada por caolinita, puntualmente

Ilita. El cemento predominante es silíceo (Petroproducción, 1996)

10

2.1.3.3. Sedimentología

U Inferior

El ambiente de depositación para los sedimentos que forman la Arenisca U inferior, va

variando desde plataforma somera hasta lacustre, pasando por planicie lodosa de marea, barra

de marea, planicie arenosa y canal de marea (Petroamazonas EP, 2017, pág. 55)

Presenta laminación ripple, crinklet, horizontal, bidireccional, inclinada (10° - 20°), doble

laminación de lodo y leve bioturbación al tope (Petroproducción, 1996, pág. 4)

T Superior

Presenta similares condiciones a la arenisca T Inferior con un ambiente sedimentario de

depósitos de canales y de frente deltaico (Petroproducción, 1996)

T Inferior

El ambiente sedimentario donde se desarrolla la Arenisca T Inferior corresponde a ciclos

decimétricos de depósitos de canales y/o barras del frente deltaico. Las areniscas presentan

gradación normal, estratificación cruzada, laminación inclinada y horizontal, y esporádicas

laminillas milimétricas de arcillolita que pueden tener laminación lenticular y ondulada. La

base del intervalo corresponde a un ambiente marino somero donde no prevalecen condiciones

fuertemente oxidantes. (Petroproducción, 1996)

2.1.4.4. Estratigrafía

Los reservorios productores del campo son la arenisca T del Albiano Superior y U del

Cenomaniano. La arenisca U Inferior presenta dos y hasta tres niveles arenosos separados por

facies pelíticas trangresivas. La arenisca T ha sido dividida en dos unidades T Inferior y T

Superior, el alto porcentaje de glauconita presente en la arenisca T Superior influye en su

coloración verdosa y la diferencia de la arenisca T Inferior. (Irua, 2017)

11

2.2. Marco Teórico

2.2.1. Yacimiento

Un yacimiento es un cuerpo rocoso subterráneo que tiene porosidad y permeabilidad

suficiente para almacenar y transmitir fluidos. (Schlumberger, 2018)

En un yacimiento las acumulaciones de gas y petróleo ocurren en trampas subterráneas

formadas por características estructurales, estratigráficas o ambas. Por fortuna, estas

acumulaciones se presentan en las partes más porosas y permeables de los estratos, siendo éstos

principalmente arenas, areniscas, calizas y dolomitas, con abertura intergranulares o con

espacios porosos debido a diaclasa, fracturas y efectos químicos. (Halliburton, 2010, pág. 4)

La ingeniería de yacimientos petrolíferos surge entonces como una rama altamente técnica,

siendo hoy en día habitual su uso para la predicción y consecuente recuperación de petróleo y

gas. (Halliburton, 2010, pág. 4)

2.2.2. Propiedades petrofísicas

La determinación de las propiedades petrofísicas de las rocas enmarca una de las principales

etapas previa a la estimación de reservas, en el campo Frontera se ha establecido a través de la

interpretación de registros y análisis de núcleos:

2.2.2.1. Análisis Convencionales de núcleos

Los núcleos proporcionan datos esenciales para la exploración, evaluación y producción de

yacimientos. Estas muestras de rocas brindan evidencias directas de la presencia, distribución

y capacidad de producción de hidrocarburos y permiten la revelación de variaciones en los

rasgos del yacimiento, que podrían no haber sido detectadas a través de las mediciones

derivadas de los registros de fondo de pozo. (Andersen, Duncan, & McLin, 2013, pág. 1)

El campo Frontera cuenta con la información de 2 análisis convencionales para la arena

U Inferior ambos del pozo FRN-003. (Ver Tabla 2)

12

Tabla 2: Análisis convencionales de núcleos U Inferior

Pozo Fecha Yacimiento Porosidad

(%)

Permeabilidad

(md)

FRN-003 01/05/1995 U Inferior 16 383

FRN-003 01/06/1999 U Inferior 19 940


Para la arena T inferior se tomó 2 núcleos para un análisis convencional, correspondientes

a los pozos FRN-002 y FRN-004. (Ver Tabla 3)

Tabla 3: Análisis convencionales de núcleos T Inferior

Pozo Fecha Yacimiento Porosidad

(%)

Permeabilidad

(md)

FRN-002 01/06/1999 T Inferior 18,8 162

FRN-004 01/06/1999 T Inferior 19,5 1235


2.2.2.2. Análisis Especiales de núcleos

Los análisis especiales de núcleos tomados en los pozos FRN-002 arenisca T Inferior, FRN-

003 arenisca U Inferior y FRN-004 arenisca T Inferior, tienen como principal objetivo el

cálculo de permeabilidades relativas mediante la correlación de Corey a través de procesos

estadísticos y técnicas de ajuste que permitan mejorar la caracterización de la roca reservorio.

Corey en 1954 fundamenta su trabajo en los modelos propuestos por Purcell y Burdine para

desarrollar una expresión analítica de la permeabilidad relativa de la fase mojante y no mojante,

mostrada en las Ecuaciones 1 y 2 respectivamente: (Castro Y. , 2005, pág. 60)

𝐾𝑟𝑤 = (𝑆𝑤∗)4 (1)

𝐾𝑟𝑛𝑤 = (1 − 𝑆𝑤∗)2. [1 − (𝑆𝑤∗)2] (2)

Donde:

𝐾𝑟𝑤= Permeabilidad relativa de la fase mojante.

𝐾𝑟𝑛𝑤= Permeabilidad relativa de la fase no mojante.

𝑆𝑤∗ = Saturación de la fase mojante normalizada.

13

En la gráfica de curvas de permeabilidad relativa (petróleo – agua) se identifican los

siguientes puntos: Swc, Sor, Kro’, Krw’. (Ver Figura 3)

Figura 3: Curvas de permeabilidad relativa petróleo - agua

En el campo Frontera se efectuaron 3 análisis especiales de núcleos 2 para TI y 1 para UI

que se detallan en el Anexo A.

2.2.2.3. Registros eléctricos

Hace más de medio siglo se introdujo el registro eléctrico de pozos en la industria petrolera.

A medida que la ciencia de los registros de pozos petroleros avanzaba, también lo hacía el arte

de la interpretación de datos. Hoy en día el análisis detallado de un conjunto de perfiles

cuidadosamente elegidos, provee un método para derivar e inferir valores precisos para las

saturaciones de hidrocarburos y de agua, porosidad, índice de permeabilidad y la litología del

yacimiento. (Halliburton, 2010, pág. 72)

Con la integración de toda la información recopilada de análisis convencionales y especiales

de núcleos e interpretación a través de registros eléctricos Petroamazonas EP presenta la

siguiente tabla resumen de las propiedades petrofísicas:

0

0,1

0,2

0,3

0,4

0,5

0,6

0,7

0,8

0,9

1

0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100

Kr

Sw (%)

PERMEABILIDAD RELATIVA

Krw’

Sor Swc

Kro’

Kro

Krw

14

Tabla 4: Propiedades petrofísicas campo Frontera (Registros Eléctricos)

Campo Yacimiento

Espesor

promedio

neto (pies)

N/G

% Porosidad

Saturación

de agua

Contenido

de arcilla

Frontera

U Inferior 17,27 0,52 0,16 0,25 0,18

T Superior 3,50 0,11 0,10 0,58 0,22

T inferior 16,98 0,56 0,15 0,34 0,11


2.2.3. Análisis PVT

Las propiedades PVT es el término habitualmente usado para expresar el comportamiento

volumétrico de un fluido en función de los cambios de presión y temperatura. El objeto de estos

análisis es el de simular el comportamiento termodinámico de los hidrocarburos, tanto en la

condiciones de yacimiento como en superficie. (Avitúa & Vargas, 2014, pág. 83)

2.2.3.1. Prueba CCE (Constant Composition Expansion)

Se la denomina también como prueba de liberación flash, el ensayo requiere en primera

instancia de una muestra la cual se introduce en una celda PVT a la temperatura y presión del

yacimiento. (Ahmed, 2007)

A una temperatura constante la presión en la celda será reducida poco a poco; en cada

decremento se mide el cambio total de hidrocarburos hasta llegar a la presión de saturación

donde se obtiene el Vsat el que es utilizado como referencia y con el cual finaliza la prueba,

cabe destacar que no se retira ningún material del crudo durante la ejecución del experimento.

(Ahmed, 2007)

2.2.3.2. Prueba DLE (Differential Liberation Experiment)

Esta prueba presenta ciertas condiciones distintas a la prueba de CCE, ya que en este caso

el gas liberado durante la disminución de presión es removido. (Farías & Merola, 2014)

La muestra que se coloca en la celda será adecuada a las condiciones de temperatura y

presión del yacimiento, luego de ello se reduce la presión lo que generará la liberación del gas

el cual es cuantificado; el proceso continúa hasta llegar a las condiciones de superficie donde

15

con la medición del volumen del petróleo residual en la celda culmina el experimento. (Ahmed,

2007)

Tabla 5: Propiedades PVT campo Frontera

Pozo Yacimiento Pr Tyac Pb GOR Bo ρ Densidad µO

PSI °F PSI PCN/BN BY/BN API gr/cc cP

FRN-002 U Inferior 3769 220 685 225 1,3480 34,2 0,8455 2,530

T 3580 221 640 179 1,2268 34,7 0,7934 3,060


2.2.3.3. Prueba de separadores

Son pruebas de liberación instantánea realizadas en un separador para cuantificar el efecto

de las condiciones de separación en superficie sobre las propiedades del crudo. (Torres, 2015,

pág. 92)

2.2.3.4. Prueba de viscosidad

Prueba realizada a la temperatura del yacimiento, con el decremento de la presión inicial del

yacimiento hasta la presión atmosférica, el objetivo de este ensayo es el determinar la variación

en la viscosidad del petróleo. (Bagoo, Ramnarine, Rodríguez, & Hernandez, 2014, pág. 3)

2.2.4. Métodos de validación PVT

Los datos determinados mediante un análisis PVT pueden estar sujetos a errores, por lo cual

resulta indispensable establecer la calidad de los mismos, para simular de manera óptima las

condiciones de los fluidos en el reservorio.

Varias técnicas se implementan al momento de evaluar los resultados de un análisis PVT,

las principales establecen la veracidad de las mismas a través de la aplicación de pruebas de

consistencia y representatividad.

2.2.4.1. Pruebas de representatividad y consistencia

La información requerida para establecer la representatividad de la muestra se detalla en los

siguientes aspectos:

16

Temperatura

La temperatura del yacimiento debe ser igual a la temperatura utilizada en las pruebas de

liberación instantánea y diferencial de los PVT. (Torres, 2015, pág. 94)

Presión de yacimiento y de burbuja

La presión del yacimiento al momento de realizar el muestreo debe ser mayor a la presión

de burbuja.

Estabilidad del pozo

La producción del pozo al momento del muestreo debe ser estable, para lo cual es necesario

contar con una presión y temperatura constantes y una Pwf > Pb.

Los siguientes ensayos permiten analizar la consistencia de la información de las pruebas

PVT:

2.2.4.2. Prueba de la linealidad de la función Y

La función Y viene dada por la fórmula:

𝑌 = (𝑃𝑏−𝑃)

𝑃.(𝑉

𝑉𝑏)−1

(3)

Donde:

Pb = Presión de burbuja

P = Presión inferior a Pb

V = Volumen a presión inferior a Pb, cm3

Vb = Volumen a Pb, cm3

Los sistemas compuestos básicamente por hidrocarburos muestran una relación lineal de Y

contra la presión. Si el crudo presenta alto contenido de componentes no hidrocarburos, la

función Y se aleja del comportamiento lineal. El comportamiento de la función Y cerca del

punto de burbujeo permite conocer si la presión de burbuja en el laboratorio ha sido sobre o

subestimada en relación a la presión de burbuja real del yacimiento. (Avitúa & Vargas, 2014,

pág. 114)

17

2.2.4.3. Prueba de densidad

Compara los datos de la densidad a partir de la prueba de liberación diferencial y la del

ensayo del separador, el contraste no debe superar un error promedio del 5% (Torres, 2015,

pág. 99)

2.2.4.4. Prueba de desigualdad

Este proceso se efectúa a presiones inferiores a la de burbuja, a medida que la presión cae

en el reservorio el volumen combinado de los fluidos (petróleo y gas) debe incrementar.

Se puede aseverar la validez del ensayo cuando satisface la siguiente desigualdad:

∆𝐵𝑜𝑏

∆𝑃< 𝐵𝑔

∆𝑅𝑠𝑑

∆𝑃 (4)

Donde:

∆𝑃: Variación de la presión.

∆𝐵𝑜𝑏: Variación del factor volumétrico del petróleo debajo de la presión de burbuja.

𝐵𝑔: Factor volumétrico del gas

∆𝑅𝑠𝑑: Variación de la relación de solubilidad debajo de la presión de burbuja.

2.2.4.5. Prueba de Balance de Materiales

La prueba consiste en revisar si el Rs hallado experimentalmente en la prueba de liberación

diferencial es igual al Rs calculado a través de la ecuación de balance de materiales. Para que

la prueba tenga validez, estos valores no deben diferir de un 5%. (Avitúa & Vargas, 2014, pág.

114)

2.2.5. PVT corregido por separador

Ya que está comprobado que desde el yacimiento hasta el tanque ocurren dos procesos de

liberación, el de liberación diferencial del gas en el yacimiento y el de liberación instantánea

al llegar el petróleo a los separadores. Por esta razón se requiere corregir los datos de liberación

diferencial por efecto de las condiciones de separación. (Torres, 2015, pág. 101)

18

De acuerdo a las ecuaciones de Moses y McCain es recomendable utilizar Rsfb y Bofb de

la prueba de presión óptima de separadores para calcular el PVT combinado. (Torres, 2015,

pág. 101)

Si P > Pb

Rs = Rsfb (5)

Bo = Bofb*(V/Vb) (6)

Bt = Bo (7)

Donde:

Rsfb: Relación gas – petróleo en solución de la prueba de liberación flash en el punto de

burbujeo.

Bofb: Factor volumétrico de petróleo de la prueba de liberación flash en el punto de

burbujeo.

Si P ≤ Pb

Rs = Rsfb – (Rsdb-Rsd)*Bofb/Bodb (8)

Bo = Bod*Bofb/Bodb (9)

Bt = Btd*Bofb/Bodb (10)

Donde:

Bod: Factor volumétrico del petróleo de la prueba de liberación diferencial a la presión

inicial.

Bodb: Factor volumétrico del petróleo de la prueba de liberación diferencial al punto de

burbujeo.

Rsd: Relación gas – petróleo en solución de la prueba de liberación diferencial a la presión

inicial.

19

2.2.6. Petróleo original en sitio

El volumen original de hidrocarburos o petróleo original en sitio se define como la cantidad

que se estima existe inicialmente en un yacimiento. Este volumen se encuentra en equilibrio, a

la temperatura y presión a condiciones de reservorio.

El volumen de hidrocarburos puede inferirse por procedimientos determinísticos o

probabilísticos. Los primero incluyen, principalmente, a los métodos volumétricos, de balance

de materia y la simulación numérica. Los segundos modelan la incertidumbre de parámetros

como porosidad, saturación de agua, espesores netos, gastos iniciales, entre otros, como

funciones de probabilidad que producen, en consecuencia, una función de probabilidad para el

volumen original. (Durán & Ruiz, 2009, pág. 65)

2.2.6.1. Método Volumétrico

El volumen original está dado por el volumen bruto de la roca del yacimiento, la porosidad,

la saturación de aceite inicial y el factor de volumen del hidrocarburo.

Petroamazonas EP utiliza el método volumétrico para establecer el POES de los campos que

pertenecen al bloque 57, a condiciones de subsuelo se lo efectúa a partir de mapas estructurales

y la aplicación de la ecuación:

POES = 7758 ∗ VNR ∗ ∅ ∗ (1 − SW) (11)

Donde:

VRN = Volumen de roca saturado en acres-pie. (Equivalente a multiplicar el área por el

espesor neto)

∅ = Porosidad media ponderada con respecto al espesor neto de cada pozo.

Sw = Saturación de agua

20

Tabla 6: POES campo Frontera

Campo Reservorio

Volumen en

total de roca

(acre-pie)

Área

cero

(acres)

Volumen

neto de roca

(acre-pie)

Petróleo original

en sitio POES

(Bls)

Frontera

U Inferior 47393,44 1522,04 24570,10 16922425,96

T Superior 45514,87 1440,19 4850,85 1344033,00

T Inferior 31721,80 1419,80 17862,29 11941753,64

Total del campo 30208212,60


2.2.6.2. Balance de Materiales

La ecuación de balance de materiales se utiliza para estimar el petróleo original en sitio de

un reservorio, se basa en el principio de conservación de la masa el cual establece que:

El volumen original de hidrocarburos es igual a los fluidos producidos más las reservas

remanentes.

La ecuación de balance de materia toma en cuenta el efecto de los diferentes empujes

presentes en el reservorio como lo son el del aceite, agua y gas, producto de la declinación de

la presión dentro del yacimiento por la producción de fluidos a través de un periodo de tiempo.

(Castro & Gómez, 2016, pág. 111)

La forma general de la ecuación de balance de materiales que considera empuje simultáneo

fue desarrollada por Schilthuis en 1941, y luego fue modificada por Havlena y Odeh en 1963

transformándola en un método gráfico, la ecuación general de balance de materia se muestra a

continuación:

𝑁𝑝 [𝐵𝑜 + (𝑅𝑠𝑖 − 𝑅𝑠)𝐵𝑔] +𝑊𝑝𝐵𝑤 = 𝑁[𝐵𝑜 − 𝐵𝑜𝑖 + (𝑅𝑠𝑖 − 𝑅𝑠)𝐵𝑔] +

𝑚𝑁𝐵𝑜𝑖 [(𝐵𝑔

𝐵𝑔𝑖) − 1] + (1 + 𝑚) ∗ 𝑁 ∗ 𝐵𝑜𝑖 ∗ [(

𝐶𝑤∗𝑆𝑤𝑖

1−𝑆𝑤𝑖) + 𝐶𝑓] ∗ (𝑃𝑖 − 𝑃) +𝑊𝑒 (12)

Donde:

Np = Producción acumulada de petróleo (MMBN)

Bo = Factor volumétrico de formación de petróleo (BY/BF)

Rsi = Relación gas-petróleo inicial (MPCN/BN)

21

Rs = Relación gas-petróleo (MPCN/BN)

Bg = Factor volumétrico de formación del gas (BY/MPCN)

Wp = Agua producida acumulada

Bw = Factor volumétrico de formación del agua (BY/BF)

N = Petróleo original en sitio (MMBN)

m = Relación entre volumen inicial de gas en la capa de gas y el volumen inicial de petróleo

+ gas disuelto en la zona de petróleo (m adimensional y constante)

Cw = Compresibilidad del agua

Co = Compresibilidad del petróleo

Cf = Compresibilidad de la formación

Swi = Saturación de agua connata

Pi = Presión inicial del yacimiento (PSI)

P = Presión final del yacimiento (PSI)

We = Acuífero asociado al yacimiento (MMBN)

2.2.7. Reservas

Cantidades de petróleo que se anticipan como recuperables comercialmente a través de la

aplicación de proyectos de desarrollo a las acumulaciones conocidas desde cierta fecha en

adelante bajo condiciones definidas. Las reservas deben además satisfacer cuatro criterios:

deben estar descubiertas, recuperables, comerciales, y remanentes para una fecha determinada

basado en el/los proyecto/s de desarrollo aplicados. (Society of Petroleum Engineers, 2009,

pág. 6)

2.2.7.1. Reservas Probadas

Son aquellas cantidades de petróleo, que, con el análisis de datos de geociencia y de

ingeniería, pueden estimarse con certeza razonable a ser recuperables comercialmente, desde

22

una fecha dada en adelante, de reservorios conocidos y bajo condiciones económicas, métodos

de operación, y reglamentación gubernamental definida. (SPE, 2009, pág. 15)

2.2.7.2. Reservas Probables

“Son aquellas reservas adicionales donde un análisis de los datos de geociencia y de

ingeniería indica que son menos probables a ser recuperadas comparadas con las reservas

probadas pero más cierta a ser recuperadas comparado con las reservas posibles, existe un 50%

de probabilidad de que las cantidades reales recuperadas igualarán o excederá la estimación

2P” (SPE, 2009, pág. 15)

2.2.7.3. Reservas Posibles

“Son aquellas reservas adicionales donde el análisis de datos de geociencia y de ingeniería

sugieren que son menos probables a ser recuperadas comparadas a las reservas probables, Las

cantidades totales finales recuperadas del proyecto tienen un baja probabilidad 10% de igualar

o superar la estimación 3P” (SPE, 2009, pág. 16)

De acuerdo al estado operacional las reservas probadas pueden dividerse en:

2.2.7.4. Reservas Desarrolladas

“Son las cantidades esperadas a ser recuperadas de los pozos e instalaciones existentes”

(SPE, 2009, pág. 12)

Reservas Desarrolladas en Producción

“Son las que se espera recuperar de los intervalos de terminación que están abiertos y en

producción en el momento de hacer la estimación” (SPE, 2009, pág. 12)

Reservas Desarrolladas en No Producción

“Incluyen las reservas en pozos cerrados y detrás de tubería o casing” (SPE, 2009, pág. 12)

2.2.7.5. Reservas No Desarrolladas

“Son las cantidades que se espera recuperar a través de inversiones futuras” (SPE, 2009,

pág. 12)

23

2.2.8. Curvas de declinación de la producción

La declinación de la producción hace referencia a la disminución paulatina de la energía de

un yacimiento por el agotamiento de presión dentro del mismo, cabe destacar que este método

es el más usado para la estimación de reservas cuya premisa conlleva que: los agentes que han

afectado los niveles de producción en el pasado, lo continuarán haciendo el resto de su vida

productiva. (Capacho & Guerrero, 2015, pág. 55)

Arps en 1945 propuso tres modelos de declinación a través de la ecuación:

1

𝑞

𝑑𝑞

𝑑𝑡= −𝐷𝑞𝑏 (13)

Donde:

D: ritmo de declinación

q: caudal

t: tiempo de flujo

b: constante empírica

La constante empírica de declinación b tiene valores entre 0 y 1, a continuación se detalla

en referencia al valor de b, que comportamiento se presenta (Aragón & Izquierdo, 2014)

b = 0; declinación exponencial.

b = 1; declinación armónica

0 < b <1; declinación hiperbólica

2.2.8.1. Declinación Exponencial

Considera un porcentaje de declinación constante. Es el más usado por su factibilidad, el

gasto presenta una disminución que se traduce en una declinación de la forma siguiente

(Aragón & Izquierdo, 2014):

24

𝐷 =1

(𝑡2−𝑡1)𝑙𝑛 (

𝑞1

𝑞2) (14)

Donde:

D: Ritmo de declinación

𝑞1: caudal de flujo medido al 𝑡1

𝑞2: caudal de flujo medido al 𝑡2

𝑡1: tiempo 1

𝑡2: tiempo 2

Mientras que la ecuación para determinar el caudal después de un determinado tiempo

presenta la siguiente forma:

𝑞 = 𝑞𝑜 . 𝑒−𝑏𝑡 (15)

Donde:

𝑞𝑜: Caudal inicial de petróleo

q: Caudal de petróleo en el tiempo t

b: constante empírica declinación de la producción

t: tiempo

2.2.8.2. Declinación Hiperbólica

La declinación hiperbólica considera que la rata de declinación varía con el tiempo. Es buena

alternativa para yacimiento por gas en solución. (Escobar, 2008)

𝑞 =𝑞𝑜

(1+𝐷𝑖𝑏𝑡)1𝑏

(16)

Donde:

𝑞𝑜: caudal inicial de petróleo

q: caudal de petróleo en el tiempo t

b: constante empírica declinación de la producción

t: período de tiempo

Di: ritmo de declinación inicial

25

2.2.8.3. Declinación Armónica

Este tipo de declinación es común en yacimientos que producen predominantemente por

segregación gravitacional. (Escobar, 2008)

𝑞 =𝑞𝑜

1+𝐷𝑡 (17)

𝑞𝑜: Caudal inicial de petróleo

q: Caudal de petróleo en el tiempo t

D: declinación de la producción

t: tiempo.

2.2.9. Factor de recobro

Schlumberger (2017) en su oilfield glossary define al factor de recobro como: “La cantidad

recuperable de hidrocarburo existente en el lugar, normalmente expresada como un porcentaje”

se debe considerar además que el mecanismo de desplazamiento del yacimiento tiene una fuerte

incidencia al momento de calcular el factor de recobro.

2.2.10. Mecanismos de producción de los yacimientos

La importancia de identificar el mecanismo de producción de los fluidos en un yacimiento

radica en predecir: ¿Cuál sería el comportamiento futuro en la producción de un pozo?

Se presenta a continuación 5 tipos de empuje, con sus respectivas características y el factor

de recobro que se estima puede alcanzar:

2.2.10.1. Empuje por expansión de fluidos

Este mecanismo se fundamenta en la expansión de los fluidos en un yacimiento y la

reducción del volumen poroso, producidos como consecuencia de la disminución de la presión.

Está presente en todos los yacimientos pero su incidencia es mayor en aquellos donde la presión

se encuentra sobre la presión de burbuja es decir, los yacimientos subsaturados. (Capacho &

Guerrero, 2015, pág. 13)

26

El factor de recobro se estima en aproximadamente el 5% del petróleo original en sitio.

2.2.10.2. Empuje por gas en solución

En los yacimientos influenciados por este mecanismo no existe capa de gas, puesto que todo

el gas está disuelto en el petróleo. Al iniciarse la producción y reducirse la presión el gas

disuelto comenzará a expandirse ocasionando un empuje de petróleo hacia los pozos. Al ir

reduciendo la presión y alcanzar el punto de burbujeo se formará una capa de gas en el

yacimiento. (Capacho & Guerrero, 2015, pág. 14)

El facto de recobro oscila entre l5% y 30% del petróleo original en sitio.

2.2.10.3. Empuje por capa de gas

El mecanismo de empuje por capa de gas se presenta en yacimientos que se encuentren a

presiones menores a las de burbujeo, es decir, yacimientos saturados. Los componentes livianos

de hidrocarburos que pasan a fase gaseosa se desplazan hacia la parte alta del yacimiento

formando una zona de alta saturación de gas o capa de gas, lo que hace que la presión disminuya

de forma lenta y continua. (Capacho & Guerrero, 2015, pág. 14)

El factor de recobro se estima entre 20% y 40% del petróleo original en sitio.

2.2.10.4. Empuje por gravedad

Se presenta cuando los yacimientos tienen un alto grado de buzamiento, lo que favorece la

migración del gas hacia la parte alta de la estructura y el petróleo hacia la parte baja, por

diferencia de densidad. Es frecuente, con la explotación del campo, la formación de una capa

de gas secundaria. (Capacho & Guerrero, 2015, pág. 15)

El factor de recobro se estima entre 40 % y 80% del POES.

2.2.10.5. Empuje hidráulico

El mecanismo de empuje hidráulico actúa cuando existe, además de la zona de petróleo, una

porción de roca con alta saturación de agua, es decir, un acuífero. A medida que disminuye la

presión, con la explotación de yacimiento el agua se irá expandiendo. En los yacimientos

27

influenciados por este mecanismo, la producción de agua aparece temprano, especialmente en

los pozos más cercanos al contacto agua-petróleo. (Capacho & Guerrero, 2015, pág. 15)

El factor de recobro se estima entre 35% y 75% del POES.

La Figura 4 muestra el comportamiento de los 5 empujes previamente analizados, desde el

punto de vista de la presión original de yacimiento vs el factor de recobro que se esperaría

alcanzar.

100

90

80

70

60

50

40

30

20

10

0

0 10 20 30 40 50 60 70

%Factor de Recobro

Figura 4: Influencia de los mecanismos de producción en el factor de recobro

Fuente: (Halliburton, 2010)

2.2.11. Intrusión de agua

A continuación se menciona los tres métodos básicos para predecir la intrusión de agua en

un yacimiento:

2.2.11.1. Modelo de estado estable de Schilthuis

Es el método más simple que se utiliza para fines de estimación de la intrusión de agua y

usualmente es aplicado al inicio de la producción de un reservorio. Se asume un acuífero

%P

resió

n O

rig

ina

l d

e Y

ac

imie

nto

28

gigante y altamente permeable (Mayor de 50 md) para que la presión nunca caiga. Este método

integra la ley de Darcy. (Osorio, 2012, pág. 29)

2.2.11.2. Modelo de estado inestable (Hurst and Van Everdingen)

Para la modelación de Hurst – Van Everdingen se realizan varias asunciones, por ejemplo

que existe flujo radial de agua a través del acuífero, que la caída de presión es constante a través

del acuífero durante todo el tiempo y que las propiedades del acuífero son constantes y

uniformes. Este método se basa en la solución de la ecuación de difusividad y aplica el principio

de superposición que indica que las soluciones son aditivas. (Escobar, 2008, pág. 254)

2.2.11.3. Método de Fetkovich para acuíferos finitos

Los resultados de este modelo se aproximan bastante a los del Método de Hurst y Van

Everdigen para acuíferos finitos. Sin embargo, la teoría de Fetkovich es más simple y su

aplicación más fácil. Se utiliza un procedimiento de ensayo y error para evaluar las constantes

de intrusión de agua con datos de producción. (Osorio, 2012, pág. 30)

2.2.12. Proyectos Incrementales

La evaluación inicial de recursos se basa en la aplicación de un proyecto inicial definido de

desarrollo. Los proyectos incrementales están diseñados para mejorar la eficiencia de

recuperación y/o acelerar la producción. (SPE, 2009, p.16)

2.2.12.1. Workovers, tratamientos y cambios de equipo

La recuperación incremental asociada con actividades futuras de workovers, tratamientos

(incluyendo fractura hidráulicas), re-tratamiento, cambios de equipamiento u otros

procedimientos mecánicos donde dichos proyectos rutinariamente han sido exitosos en

reservorios análogos puede clasificarse como Reservas Desarrolladas o No Desarrolladas de

acuerdo a la magnitud de los costos asociados. (SPE, 2009, p.16)

29

2.2.12.2 Perforaciones Infill

Los análisis técnicos y comerciales pueden sustentar la perforación de pozos productores

adicionales para reducir el espaciamiento más allá del utilizado dentro del plan inicial de

desarrollo. Las perforaciones infill pueden tener un efecto combinado de aumentar la eficiencia

de recuperación y acelerar la producción. (SPE, 2009, p.17)

Para la ubicación de nuevos pozos se toma en cuenta aspectos como: estructura del campo,

espaciamiento ente pozos, parámetros petrofísicos, mapas de corte de agua, producción

acumulada y actual de pozos vecinos.

Existen varias herramientas para identificar pozos candidatos a trabajos de

reacondicionamiento, entre ellas tenemos:

2.2.13. Índice de heterogeneidad modificado (MHI)

Reese en 1996 introduce el concepto de índice de heterogeneidad para cuantificar las

anomalías en el comportamiento de un pozo a través de la evaluación de la eficiencia de la

completación. Ec.18, más tarde Del Castillo (2009) y Tan (2010) varían el método de Reese

con el desarrollo del Índice de Heterogeneidad Modificado el cual es una mejoría a las

limitaciones del Índice de Heterogeneidad convencional al refinar el promedio estadístico del

modelo debido principalmente a dispersión en los datos.

𝐻𝐼𝐹𝑙𝑢𝑖𝑑 = ∑𝐹𝑙𝑢𝑖𝑑𝑤𝑒𝑙𝑙

𝐹𝑙𝑢𝑖𝑑𝑎𝑣𝑔𝑤𝑒𝑙𝑙− 1𝑡𝑚𝑎𝑥

𝑡=0 (18)

𝑀𝐻𝐼𝐹𝑙𝑢𝑖𝑑 = ∑𝐹𝑙𝑢𝑖𝑑𝑤𝑒𝑙𝑙− 𝐹𝑙𝑢𝑖𝑑𝑎𝑣𝑔𝑤𝑒𝑙𝑙

𝐹𝑙𝑢𝑖𝑑𝑚𝑎𝑥𝑤𝑒𝑙𝑙− 𝐹𝑙𝑢𝑖𝑑𝑚𝑖𝑛𝑤𝑒𝑙𝑙

𝑡𝑚𝑎𝑥𝑡=0 (19)

En la figura 5 se presenta a través de los cuatro cuadrantes las condiciones características

en la producción de petróleo.

30

Figura 5: Índice de Heterogeneidad Modificado MHI

2.2.14. Curvas de diagnóstico control de agua

La necesidad de implementar un método adecuado en el proceso de selección de pozos

candidatos a trabajos de reacondicionamiento, llevó a Chan en 1995 a desarrollar una técnica

para determinar el mecanismo que conlleva la producción excesiva de agua, a través de estudios

sistemáticos de simulación numérica.

En general, a través de la técnica de Chan se diferencia 3 clases de problemas en el

comportamiento de producción de agua: conificación, canalización e inconvenientes en las

cercanías del pozo.

La gráfica log – log WOR vs tiempo es apreciablemente efectiva al establecer la tendencia

en la producción de agua, la gráfica log – log de la derivada de WOR vs tiempo permite

diferenciar si el exceso de agua es el resultado de la conificación o canalización del pozo.

2.2.14.1. Canalización

Puede definirse como canales de circulación que permiten a los fluidos, el flujo de un

intervalo a otro, detrás de la tubería. Esto es originado por los malos trabajos de cementación.

-1

-0,8

-0,6

-0,4

-0,2

0

0,2

0,4

0,6

0,8

1

-1 -0,8 -0,6 -0,4 -0,2 0 0,2 0,4 0,6 0,8 1

Incremento de la

producción de petróleo

Decremento de la

producción de petróleo

Alta producción de petróleo

Alta producción de agua


Baja producción de agua

Baja producción de petróleo




I

II

III

IV

31

Después de que el aislamiento de zonas no se ha logrado, los fluidos de un intervalo tienden a

fluir preferentemente hacia el intervalo productor, por la diferencia de presión que en esa zona

se da. (Cortes, 2008, pág. 21)

Figura 6: Canalización

Fuente: (Chang, 1995)

2.2.14.2. Conificación

El fenómeno llamado “Conificación de Agua” es aquel observado en muchos pozos

petroleros, cuando un yacimiento es explotado por la energía proveniente de un acuífero

asociado. (Cortes, 2008, pág. 25)

Una vez que un pozo es puesto en producción se crea una gradiente de presión y el petróleo

empieza a ingresar. La fuerza de gravedad, la cual es independiente de la diferencia de

densidades entre el agua y el petróleo, se opone al movimiento del agua hacia arriba y

contrarresta las gradientes de presión en el pozo, sin embargo, mientras la producción continúa,

el cono formado se vuelve inestable debido a la alta caída de presión alrededor del pozo

provocando irrupción de agua en él, después de la irrupción, el corte de agua se incrementa de

manera drástica y, eventualmente, el pozo tendrá que ser cerrado a causa de una excesiva

producción de agua. (Osorio, 2012, pág. 34)

32

Figura 7: Conificación,

Fuente: (Chang, 1995)

2.2.14.3. Problemas mecánicos

Los problemas mecánicos más usuales responden a filtraciones en el revestidor y tuberías

de producción o empacaduras, los que permiten que el agua proveniente de zonas que no

producen hidrocarburos ingrese en la columna de producción, La detección de los problemas

y la aplicación de las soluciones correspondientes dependen fundamentalmente de la

configuración del pozo. (Bailey et al., 2000, p.36)

Figura 8: Problemas mecánicos

Fuente: Chang, 1995

2.2.15. Radio de drenaje de un pozo

Es la distancia comprendida desde el centro del pozo y el volumen de roca permeable el

cual tiene como límite la presión estática. Se lo llama radio de drenaje, ya que en la mayoría

33

de los casos se asume un flujo radial desde el reservorio hacia el pozo. (Hirschfeldt & Ruíz,

2008, pág. 3)

El radio de drenaje puede ser determinado a través de la ecuación:

𝑉𝑜 = 𝛱𝑥𝑟2𝑥ℎ𝑜𝑥ф𝑒𝑥(1−𝑆𝑤𝑖−𝑆𝑜𝑟)

5,615 𝑥 𝛽𝑜𝑖 (20)

Donde:

Vo: Producción acumulada de petróleo (BF)

R: Radio de drenaje (pies)

ho: Espesor neto saturado de petróleo (pies)

фe: Porosidad efectiva (fracción)

βoi: Factor volumétrico inicial (BL/BF)

𝑆𝑤𝑖: Saturación de agua inicial

𝑆𝑜𝑟: Saturación de petróleo residual

5,615: Factor de conversión (BL/pie3)

2.2.16. Efecto de daño (Skin)

El daño a la formación se puede definir como una reducción en la permeabilidad de una

zona productora en la vecindad del pozo. Esta reducción puede ser causada durante el periodo

de perforación, completación o producción. Dicho daño puede ser el resultado del

hinchamiento de arcillas, invasión del lodo de perforación, precipitaciones químicas,

formación de emulsiones, deposición de parafinas, entre otras. (Halliburton, 2010, pág. 119)

Un valor de factor de daño positivo indica la existencia de cierto daño o influencias que

están deteriorando la productividad del pozo. Un valor de factor de daño negativo indica un

mejoramiento de la productividad, resultante generalmente de la estimulación. (Schlumberger,

2018)

A través de la expresión (21) se puede establecer el efecto de daño en un pozo.

34

𝑆 = (𝑘

𝑘𝑑− 1) ln (

𝑟𝑑

𝑟𝑤) (21)

Donde:

S: efecto de daño.

𝑟𝑤: radio del pozo.

𝑟𝑑: radio de drenaje.

k: permeabilidad del pozo.

𝑘𝑑: permeabilidad del yacimiento.

La ecuación indica que si el área alrededor del pozo tiene menor permeabilidad que la

permeabilidad del yacimiento, es un pozo dañado y S será mayor que cero. Si la permeabilidad

alrededor del pozo es mayor que la permeabilidad del yacimiento, entonces es un pozo

estimulado y S tendrá un valor inferior a cero (Halliburton, 2010, pág. 120)

Figura 9: Representación gráfica de la zona dañada en el yacimiento

Fuente: (Halliburton, 2010)

Tabla 7: Factor de daño S

Condición del pozo Valores del Daño

Altamente Dañado S > 10

Dañado S > 0

Sin Daño S = 0

Acidificado -1 ≤ S ≤ -3

Fracturado -2 ≤ S ≤ -4

Masivamente Fracturado S < -5

Fuente: (CIED, 1997)

ZONA DAÑADA

rw k

rd kd

35

2.2.17. Mecanismos de daño a la formación

Existen varios mecanismo por los cuales puede disminuirse el flujo de fluido desde el

yacimiento hasta el pozo, entre ellos tenemos: los que producen precipitados que alteran los

poros y la matriz de la roca, las interacciones roca/fluidos y fluido/fluido, aquellos que alteran

las propiedades interfaciales entre la roca y los fluidos o de la roca misma, también existen

daños puramente mecánicos y otros de origen biológico. (CIED, 1997)

2.2.17.1. Migración/taponamiento por partículas finas

Los finos se definen como pequeñas partículas que están adheridas a las paredes de los poros

de la roca, los cuales son producidos in situ o por operaciones de campo. Para que ocurra su

migración las partículas deben desprenderse de la superficie del grano, dispersarse y fluir a

través del medio poroso hasta llegar a los cuellos de los poros, lo que causa un taponamiento y

una disminución en la permeabilidad del medio poroso en la región cercana del pozo, donde la

velocidad de los fluidos es máxima. (Cabrera, 2013, pág. 12)

Las partículas finas se caracterizan por tener un tamaño promedio de grano que va desde el

coloidal (0,001 micrones) hasta 40 micrones. Las principales arcillas que se hallan en el medio

poroso son las antigénicas (caolinita, ilita, esmectita y clorita) seguidas por cuarzo, sílice,

amorfo, feldespatos y carbonatos (calcita, dolomita y siderita). (Cabrera, 2013, pág. 12)

2.2.17.2. Precipitación inorgánica

Se han identificado varios tipos de incrustaciones inorgánicas: carbonato de calcio, sulfato

de calcio, (yeso y anhidrita), sulfato de bario, carbonato de hierro, sulfuro de hierro, óxido

férrico y sulfato de estroncio. (Cabrera, 2013, pág. 14)

La tendencia a precipitar del carbonato de calcio depende de las concentraciones de los iones

de calcio y de bicarbonato presente, y de la presión parcial del CO2 en los fluidos residentes.

(Cabrera, 2013, pág. 14)

36

2.2.17.3. Precipitación orgánica

Las especies orgánicas más comunes que causan daño a la formación son las parafinas y los

asfaltenos, puede ser producto de fenómenos naturales o inducidos. Si existe una zona de alta

caída de presión en las cercanías del pozo, los asfaltenos pueden precipitar en el medio poroso.

(Cabrera, 2013, pág. 15)

2.2.17.4. Bloqueo por emulsiones

Fenómeno que ocurre cuando una emulsión viscosa ocupa el espacio poroso cercano al pozo

y bloquea el flujo de fluidos hacia el mismo. Un mecanismo probable de formación de

emulsiones es la introducción de surfactantes con los filtros de los fluidos de perforación y/o

terminación/reparación. (Cabrera, 2013, pág. 16)

2.2.17.5. Bloqueo por agua

Bloqueo que ocurre cuando se filtra a la formación agua proveniente de los fluidos de

perforación, terminación o reparación, o por comunicación con una zona productora de agua,

este proceso reducirá la permeabilidad relativa al petróleo en el medio poroso de las cercanías

del pozo. (Cabrera, 2013, pág. 17)

2.2.17.6. Inversión de mojabilidad

La acción de surfactantes en los fluidos de perforación de emulsión inversa, así como la

precipitación de asfaltenos en el medio poroso, alteran la mojabilidad de la formación hacia el

petróleo, reduciendo así la permeabilidad relativa de este. (Cabrera, 2013, pág. 17)

2.2.17.7. Daños de tipo mecánico

El medio poroso puede ser invadido por partículas sólidas durante los procesos de

perforación, reparación o inyección de agua en el pozo. Dependiendo del tamaño de las

partículas, relativo al tamaño de las gargantas de los poros, este daño será más o menos

profundo. (Cabrera, 2013, pág. 18)

37

2.2.18. Herramientas de análisis

2.2.18.1 MBAL

MBAL es una herramienta analítica para el estudio de yacimientos que engloba varios

módulos con distintos propósitos, entre ellos tenemos:

Material Balance

Reservoir Allocation

Monte Carlo

Decline Curve Analysis

1D Model

Multi Layer

Tight Gas Type Curves

Una de las funciones primordiales y objeto de análisis del presente trabajo es el módulo

Material Balance el cual usa un modelo conceptual del reservorio para predecir su

comportamiento basado en el efecto de la producción de fluidos y la inyección de agua y gas.

La ejecución de un proyecto en MBAL demanda de dos secciones principales: input section

y history matching section. En la primera se ingresa información del reservorio, mientras que

en la segunda se aplica un modelo gráfico para establecer el comportamiento en la producción

del reservorio y las propiedades del acuífero usando una regresión linear interactiva para

encontrar el mejor ajuste matemático. (Abu El Ela, 2007, pág. 2)

2.2.18.2 OFM

Oil Field Manager es un software desarrollado por la empresa Schlumberger, ampliamente

utilizado en la industria hidrocarburífera por contar con herramientas que permiten gerenciar

la producción de yacimientos.

La variedad de aplicaciones de OFM (mapas base interactivos con tendencia de la

producción, mapas de presiones, análisis de curvas de declinación y curvas tipo, mapas de

38

saturación de agua, acumulados de petróleo, agua y gas) facilitan la toma de decisiones al

momento de potenciar campos petroleros, realizando pronósticos y dando seguimiento a la

explotación de reservas de un campo. (Capacho & Guerrero, 2015, pág. 77)

2.2.19. Análisis económico

Todos los estudios de ingeniería de reservorios deben tomar en cuenta el rendimiento que

un proyecto determinado producirá, o debería producir; se presenta entonces el aspecto

económico como una herramienta base para la toma de decisiones en la propuesta de inversión

de un capital, que deberá ser lo suficientemente atractiva, en comparación con los riesgos y

usos de potenciales alternativas. (Luxhoj, Sullivan, & Wicks, 2004)

2.2.19.1. CAPEX y OPEX

Todo proyecto requiere realizar desembolsos en una etapa previa al inicio de las

operaciones, las inversiones capitalizables pasan a formar parte de los activos de la empresa y

son conocidos comúnmente en la industria petrolera como Capital Expenditures (CAPEX).

(Moix, 2014, pág. 81)

Los costos operativos u Operating Expenses (OPEX) en cambio son los desembolsos

relacionados a la operación que no pueden ser considerados como activos de la empresa o

no pueden ser capitalizados. (Moix, 2014, pág. 86)

2.2.19.2. Precio de venta del petróleo

Para la cotización del petróleo ecuatoriano el West Texas Intermediate (WTI) sirve como

referencia, este marcador es utilizado por los economistas como valor estándar en los mercados

de intercambio, su apreciación se la realiza en el New York Mercantile Exchange.

Una de las características principales es que el petróleo bruto WTI es menos pesado que el

Brent (crudo marcador del precio que toma en cuenta el petróleo del Mar del Norte), además

tiene bajo contenido de azufre (0,24%), API de 39,6 y densidad específica en torno a 0,827. Su

importe varía con factores como la ley de oferta y demanda. (Méndez, 2018)

39

2.2.19.3. Inflación

La inflación se define como el incremento sostenido en el nivel general de los precios en

una economía, corresponde a una medida ponderada y agregada del aumento de precios en la

canasta básica de una economía. (Baca, 2007, pág. 244)

2.2.19.4. Tasa de descuento

Es la tasa que representa el valor al cual un inversionista está dispuesto a arriesgar su capital,

siendo uno de sus componentes, el costo de oportunidad. (Torres, 2015, pág. 55)

2.2.19.5. Indicadores económicos

FNE (Flujo neto de efectivo)

Consiste en los movimientos de efectivo (ingresos – gastos) que se realizan en un periodo

de tiempo determinado.

FNE = 𝐼𝑡 - 𝐸𝑡 (22)

Donde:

FNE: Flujo neto de efectivo

𝐼𝑡: Ingresos correspondientes a un periodo de tiempo t.

𝐸𝑡: Egresos correspondientes a un periodo de tiempo t.

VPN (Valor presente neto)

El VPN constituye el indicador de rentabilidad por excelencia, consiste en traer del futuro

al presente cantidades monetarias a su valor equivalente, resume el flujo de todos los costos y

beneficios generados por el proyecto en el horizonte de vida útil del mismo. (Roche, 2016, pág.

1)

40

𝑉𝑃𝑁 = −𝐼0 + ∑𝐹𝑁𝐸

(1+𝑖)𝑡𝑛𝑡=1 (23)

Donde

FNE: flujo neto de efectivo.

VPN: valor presente neto.

i: tasa de descuento.

𝐼0: inversión inicial.

n: número de períodos de vida del proyecto.

t: tiempo del proyecto.

A partir del análisis VPN, se puede notar las siguientes situaciones: VPN > 0 que representa

en términos de evaluación económica condiciones de incremento neto, VPN = 0 encuentra una

situación indiferente en la alternativa de implementar o no el proyecto y VPN < 0 generación

de pérdidas lo que sugiere la no ejecución de la actividad.

TIR (Tasa interna de retorno)

La tasa interna de retorno se establece como la tasa de descuento que permite anular el Valor

Actual Neto de la inversión, mide la rentabilidad de un proyecto.

𝑉𝑃𝑁 = 0 = ∑𝐹𝑁𝐸

(1+𝑇𝐼𝑅)𝑡𝑛𝑡=0 (24)

FNE: flujo neto de efectivo.

VPN: valor presente neto.

TIR: tasa interna de retorno.

n: número de períodos de vida del proyecto.

t: tiempo del proyecto.

La tasa interna de retorno se compara con la tasa de actualización, arrojando 3 escenarios

para su análisis:

41

TIR > tasa de actualización; se puede aseverar que el proyecto es atractivo

TIR = tasa de actualización; el proyecto es indiferente su ejecución o no.

TIR < tasa de actualización; el proyecto no es rentable.

Relación Beneficio-Costo

El criterio RBC consiste en comparar el valor actual de los beneficios en relación con el

valor actual de los costos:

𝑅𝐵𝐶 = 𝐵

𝐶=

𝑉𝐴 (𝐵𝑒𝑛𝑒𝑓𝑖𝑐𝑖𝑜𝑠)

𝑉𝐴 (𝐶𝑜𝑠𝑡𝑜𝑠) (25)

El RBC en su forma estándar incluye en el denominador el valor actual de todos los costos:

el costo de inversión y el costo de operación y mantenimiento, de esta manera un proyecto es

aceptable desde el punto de vista de su rentabilidad económica, cuando el cociente RBC es

superior o igual a 1. En caso contrario el proyecto debe ser rechazado. (Roche, 2016, pág. 9)

PRI (Período de recuperación de la inversión)

El indicador PRI uno de lo más usados y de mayor facilidad de interpretación al momento

de tomar una decisión, indica el tiempo en el cual se recuperará el capital invertido, para ello

utiliza la siguiente expresión.

𝑃𝑅𝐼 = 𝑇1 + 𝐹𝑁𝐸𝑎

𝐹𝑁𝐸 (26)

Donde:

𝑇1: Año preliminar en que se recupere el capital invertido

𝐹𝑁𝐸𝑎: Flujo neto efectivo acumulado en el año siguiente a la recuperación del capital

invertido.

𝐹𝑁𝐸: Flujo neto efectivo en el año de la recuperación del capital,

42

CAPÍTULO III

DISEÑO METODOLÓGICO

3.1. Tipo de estudio

Se utiliza un análisis descriptivo - proyectivo para caracterizar las arenas productoras U

Inferior, T Superior y T Inferior del campo Frontera, sus condiciones para estimar los valores

recuperables y las técnicas adecuadas para la extracción de la mayor cantidad de hidrocarburos.

3.2. Universo y muestra

El universo de estudio abarca todos los pozos y reservorios pertenecientes al campo

Frontera.

3.3. Recopilación de datos

La información para el presente estudio técnico fue provista por la empresa pública

Petroamazonas EP, a través de archivos digitales como:

Mapas estructurales de las arenas U Inferior, T Superior y T Inferior.

Mapas de espesores de las arenas U Inferior, T Superior y T Inferior.

Registros eléctricos.

Topes formacionales.

Análisis convencionales y especiales de núcleos.

Estudios sedimentológicos, petrográficos, geoquímicos y bioestratigráficos.

Informes de contenido de fluidos.

Pruebas de presión

Historiales de reacondicionamiento, completación y producción,

Análisis PVT

Informes de costos proyectos incrementales

43

3.4. Procesamiento de la información

Para el análisis de datos se utilizará los softwares: MBAL y OFM, además de los archivos

y tabulaciones en hojas de cálculo Excel, imágenes y diagramas en PDF.

3.4.1. Flujograma de trabajo

Luego de la recopilación de información y revisión bibliográfica de los principales temas a

tratar se utiliza el siguiente flujograma para la elaboración del trabajo.

44

Sí No

Figura 10: Flujograma procesamiento de la información.

Recopilación

información

Análisis Ingeniería

Reservorio

Historiales de

producción o, w, g.

Presiones.

Acumulados de

petróleo.

Corte de agua.

Validación de la

información: PVT y otros Situación

actual Análisis

económico

Pruebas de

Representatividad Pruebas de

Consistencia

Aplicación Proyectos

Incrementales

Perforación

Infill Reacondicionamiento

Aplicación Índice de Heterogeneidad

Modificado

Jerarquización de reservorios por

reservas remanentes Estimación POES

Método volumétrico – pozo propuesto

Predicción de producción pozo

propuesto

Mapas estructurales,

y de espesores, Saturación agua

Radios de drenaje,

Petrofísica, Producción

acumulada y actual

de pozos vecinos.

Diferencial crudo

WTI - Oriente

Inflación

Indicadores

económicos

Pronóstico precio

del petróleo

Determinación

PVT combinado

Cálculo del POES

MBAL

Revisión

bibliográfica

Tasa de

descuento

Datos

válidos

Dato

s

Estimación de

reservas OFM

a Valoración FR

a

Incremento en la producción

b

b

Selección pozo con oportunidad

de intervención Decisiones,

Sugerencias,

recomendaciones del

proyecto.

Fin

Inicio

45

3.4.2. Análisis de Ingeniería de reservorios

3.4.2.1. Historial de producción de petróleo, agua y gas

Arena U Inferior

Figura 11: Historial de producción de petróleo, agua y gas reservorio U Inferior


Como se puede observar en la Figura 11 la producción de U Inferior comienza en julio de

1991 con un aporte de 467 BPPD y 68129 ft3/d de gas procedentes del pozo FRN-001, sin

aporte de agua hasta julio de 1994, siendo el pico productivo de petróleo en septiembre de 1999

con 3881 Bls, de los pozos FRN-001, FRN-002, FRN-003, FRN-004 y FRN-005, el primer

periodo de cierre (septiembre/2011 – noviembre/2012) que ocurre debido a la perforación

direccional para abrir ventana en el pozo FRN-005 se caracteriza por la disminución del corte

de agua y el aporte de fluidos en referencia al último punto productivo en 2011 con un 36% de

BSW, el segundo periodo de cierre (septiembre/2013 – febrero/2014) sucede porque el pozo

FRN-006 entra en W.O por comunicación tbg-csg, se muestra una disminución aún mayor en

el aporte de petróleo hasta el inicio del tercer periodo de cierre (julio/2014 – noviembre 2014)

que acontece por el declive productivo por altos cortes de agua en el pozo FRN-001R, luego

del periodo de corte se provoca una reducción en la producción de agua hasta llegar al último

46

periodo de cierre (junio/2015 – julio 2015) que acaece por el cambio de bomba mecánica en el

pozo FRN-006 con los niveles más bajos en la producción de petróleo lo que desencadena el

cierre del reservorio U inferior en marzo de 2016.

Arena T Superior

Figura 12: Historial de producción de petróleo, agua y gas reservorio T Superior


Como se puede observar en la Figura 12 la producción de T Superior comienza en octubre

de 2001 con 45 BPPD (80% BSW) y 80540 ft3/d de gas procedentes del pozo FRN-003, al mes

siguiente se tienen el mayor aporte de petróleo de todo el historial productivo de T Superior

con 201 BPPD del mismo pozo FRN-003, es importante remarcar que luego de un periodo de

cierre de 10 años provocado por el agotamiento de reservas remanentes en el pozo FRN-003 al

reactivar el reservorio con la incorporación del pozo FRN-006 se cuenta con valores de BSW

menores sin embargo esta tendencia permanece únicamente por 6 meses hasta mayo de 2014

donde finalmente se cierra por bajo aporte de petróleo.

47

Arena T Inferior

Figura 13: Historial de producción de petróleo, agua y gas reservorio T Inferior


Como se puede observar en la Figura 13 la producción de T Inferior comienza en julio de

1991 con 282 BPPD y 126258 ft3/d de gas procedentes del pozo FRN-002, sin aporte de agua

hasta enero de 1995, el pico más alto de producción de petróleo 3775 BPPD se localiza en

diciembre de 1994 con el aporte de los pozos FRN-002 y FRN-003, luego del primer periodo

de cierre (agosto/1999 – mayo/2000) que ocurre por problemas con la BES del pozo FRN-002

el porcentaje de agua 10 meses después, es mayor a la cantidad del petróleo con un 70% de

BSW, el segundo periodo de cierre (abril/2001 – agosto/2001) que sucede por problemas en la

BES del pozo FRN-004, trae consigo aumento en la producción de fluidos y un BSW que

oscila entre el 60 y 75%, el tercer periodo de cierre (septiembre/2007 – octubre/2007), causado

por el rediseño de la BES en el pozo FRN-004, muestra una disminución en el aporte de fluidos

y reduce el BSW al 60%, finalmente el último periodo de cierre de 1 mes (octubre/2010 –

noviembre/2010) provocado por comunicación tbg-csg en el pozo FRN-002, incrementa el

total de fluido con un corte de agua bordeando el 80% hasta llegar a la actualidad donde se

48

produce 240 BPPD (92% corte de agua), siendo al momento el horizonte productor los pozos

FRN-002 y FRN-004.

3.4.2.2. Presiones

Para el análisis de la presión del campo Frontera se toma en cuenta las pruebas de

restauración recopiladas a través del departamento de Ingeniería de reservorios del área

Libertador y los resultados de la interpretación de los Build Up, tabulados en el Anexo B.

Arena U Inferior

Figura 14: Pruebas de presión arena U Inferior


La presión inicial del reservorio para la arenisca U Inferior la cual inicia su producción el

22 de julio de 1991 se estima en un valor de 3436,5 PSI después de 26 años de producción la

presión al 01 de enero de 2018 se pronostica en 2849 PSI con una reducción de 587 PSI. (Ver

Figura 14)

y = -0,0608x + 5469,5

0

500

1000

1500

2000

2500

3000

3500

4000

22/07/1991 11/01/1997 04/07/2002 25/12/2007 16/06/2013 07/12/2018

P r

eser

vori

o

Fecha

49

Arena T Superior

Figura 15: Pruebas de presión arena T Superior


El caso particular de T Superior cuya presión inicial se estima en 3171,6 PSI con fecha del

01 de octubre de 2001 (10 años después de la apertura de las arenas U Inferior y T Inferior)

muestra una caída de presión de 280 PSI la menor en comparación de los reservorios U Inferior

y T Inferior al extrapolar la tendencia al 01 de enero de 2018. (Ver Figura 15)

Arena T Inferior

Figura 16: Pruebas de presión arena T Inferior


y = -0,0472x + 4925,8

2900

2950

3000

3050

3100

3150

3200

3250

01/10/2001 27/06/2004 24/03/2007 18/12/2009 13/09/2012 10/06/2015

P r

eser

vori

o

Fecha

y = -0,0446x + 5265,3

0

500

1000

1500

2000

2500

3000

3500

4000

4500

22/07/1991 11/01/1997 04/07/2002 25/12/2007 16/06/2013

P r

eser

vori

o

Fecha

50

El análisis de la presión del reservorio para la arenisca T Inferior arroja los siguientes

resultados la presión inicial se estima en 3773,83 PSI con fecha de 22 de julio de 1991, al

extrapolar la tendencia de caída de la presión al 01 de enero de 2018 tenemos un valor de 3343

PSI, es decir 431 PSI de decremento en 26 años. (Ver Figura 16)

3.4.2.3. Mapa de burbujas

Arena U Inferior

De acuerdo a las producciones acumuladas de petróleo mediante el mapa de burbujas se

infiere que el pozo FRN-001 es el que mayor producción ha aportado al total general del

yacimiento UI.

Figura 17: Mapa acumulado de petróleo arena U inferior


Arena T Superior

El aporte total del reservorio TS corresponde a la suma de la producción de dos pozos

ubicados en la parte sur del campo: FRN-003 y FRN-006, siendo el primero el de mayor

contribución.

51

Figura 18: Mapa acumulado de petróleo arena T Superior


Arena T Inferior

Al caracterizar la producción de TI se puede establecer que el pozo FRN-002 es el de mayor

aporte al reservorio TI.

Figura 19: Mapa acumulado de petróleo arena T Inferior


52

3.4.2.4. Mapa de saturación

Con base en la herramienta de malla a través de OFM el corte de agua se establece para los

reservorios productores de Frontera:

Arena U Inferior

Se puede observar en la Figura 20 que la parte Sur del campo Frontera arena U Inferior tiene

cortes de agua superior al 90%, mientras que en la parte Norte el agua aún no ha inundado a

los pozos FRN-002 y FRN-005 cuyo BSW bordea el 70%.

Figura 20: Mapa de Saturación arena U Inferior

Elaborado por Jhonatan Madrid

53

Arena T Superior

Siendo prospectiva únicamente la parte Sur de la arena T Superior los cortes en los pozos

FRN-003 y FRN-006 demuestran valores altos cercanos al 95%.

Figura 21: Mapa de saturación arena T Superior


54

Arena T Inferior

La arena T Inferior que se encuentra en producción al momento de realizar el presente

estudio tiene cortes de agua altos en la parte Sur del campo superiores al 90%, en la parte Norte

los corte se reducen al 80%.

Figura 22: Mapa de saturación arena T Inferior


55

3.4.2.5. Mapas estructurales

Figura 23: Mapa estructural arenisca U Inferior


56

Figura 24: Mapa estructural arenisca T Superior


57

Figura 25: Mapa estructural arenisca T Inferior


58

3.4.3. Análisis PVT

Se detalla las pruebas tomadas por Petroamazonas EP en el pozo FRN-002 tanto para U

Inferior como para T Inferior efectuadas el 14 de octubre de 1989.

3.4.3.1. Información de yacimiento y PVT

Arena U Inferior

Tabla 8: Información de yacimientos y PVT FRN-002UI

Temperatura Prueba (°F) 220

Presión Prueba (PSI) 3769

Temperatura Yacimiento (°F) 220

Presión Yacimiento (PSI) 3769

Presión de Burbujeo (PSI) 685

Volumen (cm3) 1000

Gravedad API residual 34,2

Rs separador (PCN/BN) 174

Rs tanque (PCN/BN) 25

Bob separador (BY/BN) 1,3469

Gravedad API separador 34,3


Fuente: Petroamazonas EP, 2017

Arena T Inferior

Tabla 9: Información de yacimientos y PVT FRN-002TI

Temperatura Prueba (°F) 221

Presión Prueba (PSI) 3580

Temperatura Yacimiento (°F) 221

Presión Yacimiento (PSI) 3580

Presión de Burbujeo (PSI) 640

Volumen (cm3) 1000

Gravedad API residual 34,7

Rs separador (PCN/BN) 147

Rs tanque (PCN/BN) 20

Bob separador (BY/BN) 1,2187

Gravedad API separador 34,6


Fuente: Petroamazonas EP, 2017

59

3.4.3.2. Prueba de Liberación Diferencial

Arena U Inferior

Tabla 10: Prueba de liberación diferencial arena U Inferior

Fuente: Petroamazonas EP, 2017.

Arena T Inferior

Tabla 11: Prueba de liberación diferencial arena T Inferior


Presión Rs BoFactor Z

del gasBg

PSIA PCN/BN BY/BN gr/cc z PCY/PCN Air = 1

5014,7 1,2919

4514,7 1,2968

4014,7 1,3021

3514,7 1,3077

3014,7 1,3133

2514,7 1,3188

2014,7 1,3251

1514,7 1,3317

1014,7 1,3387

894,7 1,3404

804,7 1,3419

704,7 1,3437

699,7 225 1,348 0,7274

514,7 186 1,313 0,735 0,9631 0,036 1,224

314,7 141 1,2775 0,7464 0,9774 0,0597 1,346

154,7 79 1,2328 0,761 0,9834 0,1223 1,537

14,7 0 1,068 0,8455 1 ------ 2,044

Presión Rs BoFactor Z

del gasBg

PSIA PCN/BN BY/BN gr/cc z PCY/PCN Air = 1

5014,7 1,1715

4514,7 1,1754

4014,7 1,18

3514,7 1,1848

3014,7 1,19

2514,7 1,1953

2014,7 1,2009

1514,7 1,2071

1014,7 1,2141

914,7 1,2155

814,7 1,217

744,7 1,2181

714,7 1,2185

689,7 1,2189

664,7 1,2204

654,7 179 1,2268 0,7405

514,7 152 1,185 0,7498 0,9851 0,0369 1,058

314,7 109 1,1584 0,7645 0,9912 0,0606 1,211

164,7 63 1,1251 0,7782 0,995 0,1164 1,457

14,7 0 1,0725 0,7934 1 ------- 1,851

60

3.4.3.3. Prueba de viscosidad

Arena U Inferior

Tabla 12: Prueba de viscosidad arena U Inferior


Figura 26: Viscosidad arena U Inferior


Presión

Lpca cp

5014,7 3,390

4514,7 3,290

4014,7 3,200

3514,7 3,100

3014,7 3,000

2514,7 2,900

2014,7 2,800

1514,7 2,700

1014,7 2,600

894,7 2,570

804,7 2,560

704,7 2,540

699,7 2,530

514,7 2,620

314,7 2,770

154,7 3,000

14,7 3,350

0,00

0,50

1,00

1,50

2,00

2,50

3,00

3,50

4,00

0,0 1000,0 2000,0 3000,0 4000,0 5000,0 6000,0

Vis

cosd

ad (

cp)

Presión (psia)

µo vs P

Pb

61

Arena T Inferior

Tabla 13: Prueba de viscosidad arena T Inferior


Figura 27: Viscosidad arena T Inferior


Presión

Lpca cp

5014,7 3,286

4514,7 3,159

4014,7 3,058

3514,7 2,964

3014,7 2,875

2514,7 2,796

2014,7 2,717

1514,7 2,643

1014,7 2,569

814,7 2,544

654,7 2,521

514,7 2,539

314,7 2,600

164,7 2,670

14,7 3,060

0,00

0,50

1,00

1,50

2,00

2,50

3,00

3,50

4,00

0,0 1000,0 2000,0 3000,0 4000,0 5000,0 6000,0

Vis

cosd

ad (

cp)

Presión (psia)

µo vs P

Pb

62

3.4.4. Validación datos PVT

Uno de los más grandes problemas en la ingeniería de reservorios corresponde a la precisión

y confiabilidad de la información para la caracterización del reservorio.

De acuerdo a la información registrada en la toma de cada prueba de liberación diferencial

se puede determinar que son muestras representativas ya que:

La temperatura de la prueba es igual a la del yacimiento: 220°F para U Inferior y

221°F para T Inferior.

La presión del yacimiento al momento de realizar el muestreo en el fondo del pozo

es mayor a la presión de burbuja: 3769 PSI > 685 PSI para U Inferior y 3580 PSI >

640 PSI para T Inferior.

La producción del pozo al momento del muestreo es estable, pues cuenta con una

presión y temperatura contantes y una Pwf > Pb.

A continuación se detallan las pruebas de consistencia que se realizaron a la prueba de

liberación diferencial y del separador para cada yacimiento.

63

3.4.4.1. Linealidad de la función Y

A partir de las presiones inferiores a la Pb y el volumen relativo que se obtiene del análisis

PVT se determina la Función Y. (Ver Tabla 14).

Arena U Inferior

Se utiliza la ecuación 3 para el ensayo:

𝑌 = (𝑃𝑏 − 𝑃)

𝑃. (𝑉

𝑉𝑏) − 1

Tabla 14: Linealidad de la función "Y" arena U Inferior

Presión (PSI) Volumen Relativo Función Y

310 1,63694 1,89920153

340 1,50114 2,02479523

375 1,39576 2,08880803

395 1,34179 2,14803597

420 1,28371 2,22393423

450 1,2252 2,31892639

480 1,17785 2,40136819

520 1,12543 2,52975917

570 1,07556 2,67012157

620 1,03705 2,82965478

650 1,01842 2,92324397

675 1,00496 2,98685783

Pb 685


Figura 28: Linealidad de la función "Y" arena U Inferior


y = 0,003x + 0,9837R² = 0,999

0

0,5

1

1,5

2

2,5

3

3,5

0 100 200 300 400 500 600 700 800

Fun

cio

n Y

Presión (PSI)

Linealidad función Y

64

Se valida la prueba en U Inferior al determinar la linealidad de la función Y, con un ajuste

muy cercano a 1 (0,999). (Ver Figura 28)

Arena T Inferior

Tabla 15: Linealidad de la función "Y" arena T Inferior

Presión (PSI) Volumen Relativo Función Y

245 1,97703 1,65014882

285 1,73119 1,70354359

330 1,52838 1,77787566

390 1,34315 1,86806248

445 1,22397 1,95652207

505 1,1304 2,05005163

550 1,07706 2,12349291

585 1,04316 2,1783386

615 1,01825 2,22741953

630 1,00705 2,25149161

635 1,00347 2,2691688

Pb 640


Figura 29: Linealidad de la función "Y" arena T Inferir


Se valida la prueba en T Inferior al determinar la linealidad de la función Y, con un ajuste

muy cercano a 1 (0,9996). (Ver Figura 29)

y = 0,0016x + 1,2552R² = 0,9996

0

0,5

1

1,5

2

2,5

0 100 200 300 400 500 600 700

Fun

cio

n Y

Presión (PSI)

Linealidad función Y

65

3.4.4.2. Prueba de densidad

Con la información de la prueba del separador se procede a calcular la densidad, cuyos

principales datos se resumen a continuación; se verificará que el valor de la densidad en la

prueba de liberación diferencial sea no mayor a un error susceptible a 5%.

Arena U Inferior

Tabla 16: Prueba del separador arena U Inferior


Al calcular la densidad a partir de la prueba del separador se tiene un valor de: 0,69 gr/cc al

referenciar los 0,7274 gr/cc de la prueba de liberación diferencial se obtiene un error de 5%

que permite establecer a la prueba como consistente en U Inferior.

Arena T Inferior

Tabla 17: Prueba del separador arena T Inferior


El valor de la prueba de liberación diferencial 0,7405 gr/cc y 0,7388 gr/cc calculado de la

prueba del separador genera un error de 0,2247% que permite establecer a la prueba como

consistente en T Inferior.

3.4.4.3. Prueba de desigualdad

Para establecer como válido el ensayo, se debe cumplir con la condición ∆𝐵𝑜𝑏

∆𝑃< 𝐵𝑔

∆𝑅𝑠𝑑

∆𝑃

que se resume en la Tabla 18 para UI y en la Tabla 19 para TI.

GOR (PCN/BN) Gravedad específica

del gas Bob

(BY/BN)

API

a

60°

Cal.

Exp. e%

Separador Tanque Separador Tanque gr/cc gr/cc

174 25 1,355 2,184 1,3469 34,3 0,69 0,7274 5,0

GOR (PCN/BN) Gravedad específica

del gas Bob

(BY/BN)

API a

60°

Cal.

Exp. e %

Separador Tanque Separador Tanque gr/cc gr/cc

147 20 1,254 1,932 1,2187 34,6 0,74 0,7388 0,2

66

Arena U Inferior

Tabla 18: Prueba de desigualdad U Inferior

Presión (PSI)

ΔP Rs

(PCN/BN) Bob

(BY/BN) Bg

(PCY/PCN) ΔBob/ΔP BgΔRsd/ΔP Condición

685 225 1,3480

500 185 186 1,3130 0,0360 0,000189189 0,001352 Verdadero

300 200 141 1,2775 0,0597 0,000177500 0,002392 Verdadero

140 160 79 1,2328 0,1223 0,000279375 0,008441 Verdadero


Arena T Inferior

Tabla 19: Prueba de desigualdad T Inferior

Presión (PSI)

ΔP Rs

(PCN/BN) Bob

(BY/BN) Bg

(PCY/PCN) ΔBob/ΔP BgΔRsd/ΔP Cond>0

640 179 1,2268

500 140 152 1,1850 0,0369 0,000298571 0,001267 Verdadero

300 200 109 1,1584 0,0606 0,000133000 0,002321 Verdadero

150 150 63 1,1261 0,1164 0,000215333 0,006358 Verdadero


Los análisis para los reservorios UI y TI cumplen con la condición de desigualdad por lo

tanto se puede establecer como consistentes los datos PVT.

3.4.4.4. Prueba de Balance de Materia

La prueba de Balance de Materia, basada en el principio de conservación de materia

considerará un ensayo como consistente cuando el porcentaje de error entre el Rs teórico y el

Rs calculado no supere el 5%.

Arena U Inferior

Tabla 20: Prueba de Balance de Materia U Inferior


Presión

(PSI)

Presión

(PSIA)

Rs exp.

(PCN/BN)

Bob

(BY/BN)V (cc) masa (gr)

masa gas

lib. (gr)

masa gas en

solución (gr)Vgi

Rs calculado

(PCN/BN)%e

0 14,7 0 1 0,902994 1000 902,994 0 0 0 0,000 0 0,00

0 14,7 0 1,068 0,8455 1068 902,994 0 0 2,044 0,000 0 0,00

140 154,7 79 1,2328 0,7610 1232,8 938,1608 35,1668 35,1668 1,5370 0,496 78,81 0,24

300 314,7 141 1,2775 0,7464 1277,5 953,526 15,3652 50,532 1,3460 0,288 124,61 11,63

500 514,7 186 1,3130 0,7350 1313 965,055 11,529 62,061 1,2240 0,247 163,84 11,91

685 699,7 225 1,3480 0,7274 1348 980,5352 15,4802 77,5412 0 0,364 221,78 1,43

(gr/cc)

67

Al comparar los valores experimentales de la relación de solubilidad resultado de la prueba

de liberación diferencial con el calculado a través del Balance de Materia, las presiones de

314,7 y 514,7 PSIA muestran errores superiores al 5%.

Arena T Inferior

Tabla 21: Prueba de Balance de Materia T Inferior


La prueba de Balance de Materia da como resultado un valor que difiere del Rs experimental

en un porcentaje mayor al 5% en las presiones de 314,7, 514,7 y 654,7 PSIA. Únicamente a

164,7 psia arroja un valor menor al 5%.

3.4.5. PVT combinado

Previamente se realizó los análisis de consistencia a los PVT, cuyos resultados muestran

validez en las pruebas de densidad, linealidad de la función “Y” y desigualdad pero el ensayo

de Balance de Materia muestra errores mayores al 5% por lo que se debe corregir los datos para

simular de la manera más cercana las condiciones del yacimiento.

Dos situaciones diferentes se considerarán para la corrección de los datos:

P > Pb

P ≤ Pb

Presión

(PSI)

Presión

(PSIA)

Rs exp.

(PCN/BN)

Bob

(BY/BN)V (cc) masa (gr)

masa gas

lib. (gr)

masa gas en

solución (gr)Vgi

Rs calculado

(PCN/BN)%e

0 14,7 0 1,0000 0,8509 1000 850,9215 0 0 0,0000 0,000 0,00 0,00

0 14,7 0 1,0725 0,7934 1072,5 850,9215 0 0 1,8510 0,000 0,00 0,00

150 164,7 63 1,1261 0,7782 1126,1 876,33102 25,40952 25,40952 1,4570 0,395 62,88 0,19

300 314,7 109 1,1584 0,7645 1158,4 885,5968 9,26578 34,6753 1,2110 0,183 92,01 18,46

500 514,7 152 1,1850 0,7498 1185 888,513 2,9162 37,5915 1,0580 0,069 103,05 47,51

640 654,7 179 1,2268 0,7405 1226,8 908,4454 19,9324 57,5239 0,0000 0,543 189,35 5,46

(gr/cc)

68

Para P > Pb:

Arena U Inferior

Tabla 22: PVT combinado arena U Inferior P > Pb


Arena T Inferior

Tabla 23: PVT combinado arena T Inferior P > Pb


Presión Presión Bo V. Relativo Bo* Bt Bt* Rs Rs*

psi psia (BY/BN) V/Vb (BY/BN) (BY/BN) (BY/BN) (PCN/BN) (PCN/BN)

5000 5014,7 1,2919 0,95837 1,2908 1,2919 1,2908 225 199

4500 4514,7 1,2968 0,96198 1,2957 1,2968 1,2957 225 199

4000 4014,7 1,3021 0,96591 1,3010 1,3021 1,3010 225 199

3500 3514,7 1,3077 0,97006 1,3066 1,3077 1,3066 225 199

3000 3014,7 1,3133 0,97427 1,3122 1,3133 1,3122 225 199

2500 2514,7 1,3188 0,97834 1,3177 1,3188 1,3177 225 199

2000 2014,7 1,3251 0,98301 1,3240 1,3251 1,3240 225 199

1500 1514,7 1,3317 0,98793 1,3306 1,3317 1,3306 225 199

1000 1014,7 1,3387 0,99306 1,3376 1,3387 1,3376 225 199

880 894,7 1,3404 0,99437 1,3393 1,3404 1,3393 225 199

790 804,7 1,3419 0,99549 1,3408 1,3419 1,3408 225 199

690 704,7 1,3437 0,9968 1,3426 1,3437 1,3426 225 199

685 699,7 1,348 1 1,3469 1,3480 1,3469 225 199

Presión Presión Bo V. Relativo Bo* Bt Bt* Rs Rs*

psi psia (BY/BN) V/Vb (BY/BN) (BY/BN) (BY/BN) (PCN/BN) (PCN/BN)

5000 5014,7 1,1715 0,95492 1,1638 1,1715 1,1638 179 167

4500 4514,7 1,1754 0,95808 1,1676 1,1754 1,1676 179 167

4000 4014,7 1,18 0,96181 1,1722 1,1800 1,1722 179 167

3500 3514,7 1,1848 0,96577 1,1770 1,1848 1,1770 179 167

3000 3014,7 1,19 0,96997 1,1821 1,1900 1,1821 179 167

2500 2514,7 1,1953 0,97432 1,1874 1,1953 1,1874 179 167

2000 2014,7 1,2009 0,97885 1,1929 1,2009 1,1929 179 167

1500 1514,7 1,2071 0,98392 1,1991 1,2071 1,1991 179 167

1000 1014,7 1,2141 0,9896 1,2060 1,2141 1,2060 179 167

900 914,7 1,2155 0,99078 1,2075 1,2155 1,2075 179 167

800 814,7 1,217 0,99194 1,2089 1,2170 1,2089 179 167

730 744,7 1,2181 0,99287 1,2100 1,2181 1,2100 179 167

700 714,7 1,2185 0,99322 1,2104 1,2185 1,2104 179 167

675 689,7 1,2189 0,99354 1,2108 1,2189 1,2108 179 167

650 664,7 1,2204 0,99473 1,2123 1,2204 1,2123 179 167

640 654,7 1,2268 1 1,2187 1,2268 1,2187 179 167

69

Para P ≤ Pb

Arena U Inferior

Tabla 24: PVT combinado arena U Inferior P ≤ Pb

Presión Presión Bo Bo* Bt Bt* Rs Rs*

psi psia (BY/BN) (BY/BN) (BY/BN) (BY/BN) (PCN/BN) (PCN/BN)

685 699,7 1,348 1,347 1,348 1,347 225 199

500 514,7 1,313 1,312 2,717 2,715 186 160

300 314,7 1,2775 1,276 6,292 6,287 141 115

140 154,7 1,2328 1,232 19,089 19,073 79 53

0 14,7 1,068 1,067 ----- ----- 0 0,000


Arena T Inferior

Tabla 25: PVT combinado arena T Inferior P ≤ Pb

Presión Presión Bo Bo* Bt Bt* Rs Rs*

psi psia (BY/BN) (BY/BN) (BY/BN) (BY/BN) (PCN/BN) (PCN/BN)

640 654,7 1,2268 1,219 1,2268 1,2187 179 167

500 514,7 1,185 1,177 2,1813 2,166897873 152 140

300 314,7 1,1584 1,151 5,4004 5,364743626 109 97

150 164,7 1,1251 1,118 14,6275 14,5309213 63 52

0 14,7 1,0725 1,065 ---- ----- 0 0


70

CAPÍTULO IV

ANÁLISIS E INTERPRETACIÓN DE RESULTADOS

4.1. POES campo Frontera metodología M BAL

MBAL permite determinar el POES con la integración de la información de datos PVT que

fueron obtenidos y validados a través de las pruebas efectuadas al pozo FRN-002 tanto para U

Inferior como para T inferior, además de propiedades petrofísicas como porosidad,

permeabilidades relativas, saturación de agua, comportamiento de la presión a lo largo de la

producción acumulada en cada reservorio y predicción volumétrica del acuífero.

4.1.1. POES arena U Inferior Método Analítico

A través de la ecuación de Balance de Materia se obtiene el petróleo original en sitio con el

Método Analítico como se muestra en la Figura 30, para establecer el modelo de intrusión de

agua se utiliza el procedimiento de Fetkovich de estado estable ya que presenta el mejor ajuste

para la gráfica: presión de yacimiento vs producción acumulada de petróleo.

Figura 30: POES arena U Inferior Método Analítico

71

Para el caso particular de U Inferior MBAL arroja una valor de 18147500 Bls de Oil in

place, además se puede observar que la presión tiene una leve declinación característica de

yacimientos con intrusión de agua que posteriormente será confirmado con un “Energy Plot”.

4.1.2. Energy Plot arena U Inferior

De la misma manera MBAL a través de un “Energy Plot” permite determinar la acción de

los mecanismos de producción en el yacimiento, siendo el mecanismo predominante el influjo

de agua con un 98% de aporte en la producción de petróleo, además existe la intervención del

mecanismo de compresibilidad de la roca con un ínfimo 2% tal cual se observa en la Figura

31.

Figura 31: Energy Plot arena U Inferior

4.1.3. POES arena T Superior Método Analítico

Pese a contar con solamente dos pozos prospectivos en la arenisca T Superior se tiene un

Oil in place de 1412850 Bls, cuya producción inició el 01 de octubre de 2001. (Ver Figura 32)

72

Figura 32: POES arena T Superior Método Analítico

4.1.4. Energy Plot arena T Superior

La Figura 33 muestra el aporte de los mecanismos de producción que intervienen en el

reservorio T Superior, dominado con un 99% por el influjo o intrusión de agua, y con el aporte

secundario de la expansión roca fluidos (1%).

Figura 33: Energy plot arena T Superior

73

4.1.5. POES arena T Inferior Método Analítico

T Inferior arroja un valor de 13’167.100 Bls, con una leve declinación de la presión, ajuste

perfecto para la tendencia de influjo de agua, es el reservorio productor con mayor espesor de

arena y mayor permeabilidad del acuífero. (Ver Figura 34)

Figura 34: POES arena T Inferior Método Analítico

4.1.6. Energy Plot arena T Superior

Los mecanismos de producción que intervienen en la estimación del POES para T Inferior

se muestran en la Figura 35 la cual denota una gran diferencia entre el influjo de agua con un

98% y la expansión de roca fluido con apenas un 2%.

74

Figura 35: Energy Plot arena T Inferior

4.2. Análisis comparativo M BAL – Método volumétrico (PAM)

Al comparar los valores del POES mediante MBAL y los datos facilitados por

Petroamazonas EP, el cual utiliza el Método Volumétrico se puede denotar una error del 7,7%

del total general de ambos procedimientos. (Ver Tabla 26)

Tabla 26: Análisis comparativo POES (MBAL - PAM)

POES

Balance de

Materia

Método

volumétrico Error

Reservorio Bls Bls %

U Inferior 18’147.500 16’922.425,96 6,8

T Superior 1’412.850 1’344.033,00 4,9

T Inferior 13’167.100 11’941.753,64 9,3

Total 32’727.450 30’208.212,6 7,7


4.3. Estimación de reservas campo Frontera

4.3.1. Curvas de Declinación OFM

De acuerdo con el Forecast realizado a través de la metodología de curvas de declinación

en OFM se caracteriza las reservas establecidas para cada yacimiento.

75

4.3.1.1. Reservas probadas en producción

Los pozos FRN-02 y FRN-04 actualmente aportan a la producción del Bloque 57, 240

BPPD.

Para la estimación de reservas se toma como límite económico 10 BPPD por pozo, de

acuerdo con la tendencia de producción diaria de petróleo vs tiempo se presenta una

declinación exponencial.

La suma de las reservas probadas en producción genera un valor de 547975 Bls, (Ver Tabla

27) y cuyas graficas predictivas se encuentra en el anexo C.

Tabla 27: Reservas probadas en producción por pozo - reservorio

Campo Pozo Reservorio Reservas (BLS)

Frontera FRN-02 T inferior 162057

FRN-04 T inferior 385918


4.3.1.2. Reservas probadas cerradas

Los pozos FRN-02 y FRN-04 que producen actualmente de T Inferior cuentan además con

reservas probadas en U Inferior, se le suma a ellas las reservas de los pozos FRN-05R en T

Inferior y FRN-06 en U Inferior con un total ponderado de 364731,93 BLS. (Ver Tabla 28)

Tabla 28: Reservas probadas cerradas por pozo – reservorio

Campo Pozo Reservorio Reservas (BLS)

Frontera

FRN-02 U Inferior 197090

FRN-04 U Inferior 112488

FRN-05R T Inferior 52089,9

FRN-06 U Inferior 3064,03


4.4. Factor de recobro

Con la estimación del factor de recobro a la recuperación final del yacimiento se puede

denotar que aún existe potencial en el campo Frontera ya que el empuje hidráulico permite

teóricamente recuperar entre el 60% y 70% del petróleo original en sitio. (Ver tabla 29)

76

Tabla 29: FR a la recuperación final del yacimiento

Campo Yacimiento POES

(Bls)

Producción

acumulada

31/10/2017

Reservas

totales (Bls)

FR a la

recuperación final

del yacimiento (%)

Frontera

U Inferior 18147500 7765242,34 8077884,37 44,51

T Superior 1412850 69830,43 69830,43 4,94

T Inferior 13167100 7033851,57 7633916,47 57,98


4.5. Proyectos incrementales

La Tabla 30 muestra la situación actual de los pozos del campo Frontera así como el

yacimiento del cual produce.

Tabla 30: Condiciones actuales campo Frontera

Pozo Estado actual Yacimiento productores

Causas de Abandono Causas de

cierre

FRN-001 Abandonado Daño Mecánico – elevado BSW

FRN-001R1 Cerrado UI ------------- Alto BSW 99%

FRN-002 Produciendo de TI UI, TI ------------- -------------

FRN-003 Reinyector Tiyuyacu ------------- -------------

FRN-004 Produciendo de TI UI, TI ------------- -------------

FRN-005 Abandonado Daño mecánico

FRN-005R1 Cerrado UI, TI ------------- Bajo aporte de

fluidos

FRN-006 Cerrado UI, TS ------------- Bajo aporte de

fluidos



De acuerdo a la metodología propuesta por la SPE a través de su Petroleum Research

Management System, para acelerar la producción en primera instancia se implementará

Workovers, Tratamientos o Cambios de equipo. (SPE, 2009, pág. 16)

Para determinar la idoneidad del yacimiento/pozo a intervenir se utilizará los siguientes

criterios: Índice de Heterogeneidad Modificado, reservas remanentes y condiciones mecánicas

de pozo.

77

4.5.1. Índice de Heterogeneidad Modificado

Para establecer los candidatos a trabajos de reacondicionamiento se utilizará la herramienta

MHI, la cual permitirá comparar la producción por pozo con la producción promedio del

reservorio en todo el campo.

Figura 36: Índice de Heterogeneidad Modificado detalle por cuadrante.

Se debe considerar un análisis diferente para los pozos cerrados y en producción, si los pozos

se encuentra cerrados los primeros candidatos a ser reactivados serán aquellos cuya producción

se encuentra en los cuadrantes I y II, debido a que antes del cierre tenían un buen aporte de

fluido. Si los pozos se encuentran en producción los candidatos a ser rehabilitados serán a

aquellos ubicados en el cuadrante III y IV ya que actualmente producen con bajo aporte de

fluido. (Ver Figura 36)

4.5.1.1. MHI Arena U Inferior

En relación con la arenisca U Inferior se compara la última producción de 5 pozos de

acuerdo al caudal de petróleo y agua (Ver Tabla 31) cabe recalcar que todos ellos se encuentran

cerrados por lo cual se considerará aquellos pozos ubicados en los cuadrantes I y II.

-1

-0,8

-0,6

-0,4

-0,2

0

0,2

0,4

0,6

0,8

1

-1 -0,8 -0,6 -0,4 -0,2 0 0,2 0,4 0,6 0,8 1

índ

ice

de

Het

ero

gen

eid

ad M

od

ific

ado

-A

gua

índice de Heterogeneidad Modificado - Petróleo




Baja producción de agua Baja producción de petróleo




I

II

III

IV

Producción promedio del campo

Incremento de la

producción de

petróleo

Decremento de la

producción de

petróleo

Incremento de la

producción de

agua

Decremento de la

producción de

agua

78

Tabla 31: Índice de Heterogeneidad modificado arena U Inferior

Pozo Fecha Qo

(BPPD)

Qw

(BAPD) MHI oil MHI water

FRN-001R1 13/06/2014 17 1635 -0,19565217 0,635771358

FRN-002 01/05/2006 94 218 0,64130435 -0,23515673

FRN-004B 04/05/2011 40 964 0,05434783 0,22335587

FRN-005R1 20/02/2014 2 8 -0,35869565 -0,364228642

FRN-006 13/03/2016 22 178 -0,14130435 -0,259741856

Promedio 35 600,6

Max 94 1635

Min 2 8



El pozo FRN-002 se presenta como el mejor candidato ya que su aporte de petróleo (94

BPPD) se encuentra sobre el promedio del campo (35 BPPD), además tiene bajo aporte de agua

218 BAPD comparada con la media del campo (600,6 BAPD), seguido del pozo FRN-004 con

alto aporte tanto de petróleo (40 BPPD) como de agua (964 BAPD), no se considera atractivo

el intervenir los pozos FRN-001R, FRN-005R y FRN-006 ya que exhiben bajos valores de

aporte de petróleo. (Ver Figura 37)

Figura 37: MHI arena U Inferior

-1

-0,8

-0,6

-0,4

-0,2

0

0,2

0,4

0,6

0,8

1

-1 -0,8 -0,6 -0,4 -0,2 0 0,2 0,4 0,6 0,8 1

Índ

ice

de

Het

ero

gen

eid

ad M

od

ific

ado

-A

gua

Índice de Heterogeneidad Modificado - Petróleo

FRN–002

FRN–004

FRN–006

FRN–005R

FRN–001R

79

4.5.1.2. MHI Arena T Inferior

El Índice de Heterogeneidad Modificado para la arena T Inferior cuenta con la información

de 3 pozos, dos pozos activos y uno cerrado, (Ver Tabla 32)

Tabla 32: Índice de Heterogeneidad modificado arena T Inferior

Pozo Fecha Qo

(BPPD)

Qw

(BAPD) MHI oil MHI water

FRN-002TI 09/11/2017 114 360 0,21561703 -0,385773327

FRN-004BTI 10/11/2017 129 2457 0,39219149 0,614226673

FRN-005R1TI 02/07/2015 44,05 689,9 -0,60780851 -0,228453346

Promedio 95,68 1168,97

Max 129 2457

Min 44,05 360



El pozo FRN-002 tiene alto aporte de petróleo (114 BPPD) y bajo de agua (360 BAPD) lo

que demuestra que se encuentra sobre el promedio de la arena T Inferior (95,68 BPPD) al igual

que FRN-004 que tiene alto aporte de petróleo (129 BPPD) y agua (2457 BAPD) motivo por

el cual no se considera atractivo su intervención, el pozo FRN-005R cerrado se ubica en el III

cuadrante con bajo aporte de fluidos.

Figura 38: MHI arena T Inferior

-1

-0,8

-0,6

-0,4

-0,2

0

0,2

0,4

0,6

0,8

1

-1 -0,8 -0,6 -0,4 -0,2 0 0,2 0,4 0,6 0,8 1

Índ

ice

de

Het

ero

gen

eid

ad M

od

ific

ado

-A

gua

Índice de Heterogeneidad Modificado - Petróleo

FRN–004B

FRN–002

FRN–005R

80

No se considera para T Superior el Índice de Heterogeneidad Modificado ya que al realizar

el análisis de los dos pozos que previamente produjeron de esta arena se determina que no

presentan oportunidades de intervención ya que el pozo FRN-006 no cuenta con reservas de

acuerdo a la metodología de curvas de declinación y el pozo FRN-003 actualmente es

reinyector.

4.5.2. Reservas remanentes

A continuación el siguiente criterio de selección corresponde a las reservas remanentes. En

la Tabla 33 se jerarquiza los yacimientos de acuerdo a este parámetro que fueron obtenidas a

través de la metodología de curvas de declinación en OFM con un corte de 10 Bls como gasto

final y una declinación exponencial en la mayoría de casos, los resultados muestran que en los

yacimientos FRN-002 UI, FRN-004 UI y FRN-005R1 TI los valores superan los 50000 Bls, el

pozo FRN-006 arena UI tiene la menor cantidad de reservas con 3064,03 Bls, mientras que los

reservorios FRN-001RUI, FRN-005RUI, FRN-006TS no cuentan con reservas.

Tabla 33: Reservas remanentes campo Frontera

Pozo Reservorio Reservas Remanentes (BLS)

FRN-004 TI 385918

FRN-002 UI 197090

FRN-002 TI 162057

FRN-004 UI 112488

FRN-005R1 TI 52089,9

FRN-006 UI 3064,03

FRN-001R1 UI No tiene reservas recuperables

FRN-005R1 UI No tiene reservas recuperables

FRN-006 TS No tiene reservas recuperables


Al comparar las condiciones de la arena U Inferior de los pozos FRN-002 y FRN-004 con

los escenarios de la arena T Inferior que actualmente se encuentran en producción se puede

notar dos situaciones diferentes:

81

El pozo FRN-004 en la arena U Inferior tiene menor cantidad de petróleo que en T

Inferior, por lo que se recomienda continuar con la producción de T Inferior.

El pozo FRN-002 en la arena U Inferior aunque cuenta con mayor cantidad de

reservas, su corte de agua es superior lo cual económicamente generaría mayores

egresos por lo que se recomienda permanecer produciendo de T Inferior.

El objetivo principal para rehabilitar la producción con base en la cantidad de reservas y

corte de producción es el pozo FRN–005R arena T Inferior; para establecer la actividad a

ejecutarse se realizará un análisis detallado del mismo.

4.5.3. Pozo Frontera 005 re-entry arena T Inferior (FRN-005RTI)

El re-entry del pozo FRN-005 en su arenisca T Inferior se presenta como el candidato más

idóneo para ejecutar un trabajo de remediación por contar con reservas remanentes

considerables de 52089,9 Bls de petróleo, su producción en referencia al Índice de

Heterogeneidad Modificado lo ubica en el cuadrante III con bajo aporte de petróleo y agua por

lo cual se realizará un estudio más minucioso del mismo.

4.5.3.1. Perforación y completación

Inician perforación para abrir ventana en el pozo FRN-05 el 23 de julio de 2012, la

completación se la realiza el 20 de septiembre del mismo año, cuya prueba inicial se muestra a

continuación:

Tabla 34: Historial perforación y completación pozo FRN-005R

Zona Intervalo Qo (BPPD) BSW (%) API Método

T Inferior 9326’-9338’ 5006 0.2 31.4 Bombeo

Electrosumergible



82

4.5.3.2. Historial de reacondicionamientos

En la tabla 35 se muestra los 3 reacondicionamientos realizados al pozo FRN-05R con sus

respectivos resultados:

Tabla 35: Historial de reacondicionamiento del pozo FRN-005R

W.O. Fecha Operación Resultado

1 21 de abril de 2013

Cambio de completación

por comunicación tbg-csg.

Rediseño BES

Prueba de producción Arena

TI: BFPD = 1440,

BPPD = 301, BSW = 75%.

2 04 de febrero de

2014

Aislar arena T, punzonar

UI, bajar BES


UI: BFPD = 336,

BPPD = 282, BSW = 16%

3 21 de abril de 2014

Recuperar equipo BES,

reinstalar equipo BES,

posteriormente evaluar

arena TI


TI: BFPD = 1550,

BPPD = 202, BSW= 87%



4.5.3.3. Historial de producción

La Figura 39 representa los barriles de petróleo, agua y fluido promedio por día de la arena

T Inferior durante el periodo julio 2012 - julio 2015.

WO # 1

WO # 2

WO # 3

Figura 39: Historial de producción del pozo FRN-005R reservorio TI


83

El historial de producción inicia con 1307 BPPD y un 1% de BSW en julio de 2012 luego

de una continua caída en el aporte de petróleo se ejecuta el primer WO en abril de 2013, con el

cual se recupera el aporte de fluido, en el WO#2 se cambia de reservorio aislando T Inferior y

punzonando U Inferior, pero la escaza cantidad de petróleo que produce a través de U Inferior

hace que únicamente se produzca por dos meses luego de lo cual se efectúa el WO#3 en la

arena T Inferior, que a pesar de presentar una buena producción de fluido se puede denotar que

el aporte del petróleo respecto al agua es insignificante, finalmente el pozo se cierra en julio de

2015.

4.5.3.4. Curva de diagnóstico de producción de agua

Las curvas de Chan se presentan como herramientas que permiten diagnosticar problemas

en la producción de agua, la disposición de puntos del WOR y WOR’ para el caso del reservorio

FRN-005RTI, muestran la presencia de conificación con canalización en su último periodo.

Figura 40: Curva de Chan pozo FRN-005R reservorio TI


4.5.3.5. Diagrama actual de completación

Luego de efectuarse el W.O. # 3 el pozo FRN-005R produce de la arenisca T Inferior desde

los intervalos: 9326' - 9338' (Ver Figura 41)

84

Figura 41: Diagrama mecánico FRN-005R


EMR = 849' C&PI 20-SEP-2012

GLE = 827' WO 1: 21-Abr-2013

MR = 22' WO 2: 04-Feb-2014

WO 3: 21-ABR-2014

10 3/ 4 C A SIN G SUP ER F IC IA L K-55 40,5 LB S/ F T 69 T UB OS

220 PROTECTORES CANNON

BANDAS 235 EN TBG Y 69 EN EQUIPO 7" CASING C-95 26 LBS/FT

9 GUARDA CABLES

6646' 3 1/2" EUE PIN X 3 1/2" SEC BOX X-OVER

6648' 3 1/2" CAM ISA ID 2,81 COD.3850

6651' 3 1/2" EUE (1) TUBO

6682' 3 1/2" NOGO COD-NPP 4061 CON STD VALVE COD.STP 9616

6683' 3 1/2" EUE (1) TUBO

6715' DESCARGA DE PRESION

6716' BOM BA TD1750 100 ETAPAS SERIE 400

BOM BA TD1750 100 ETAPAS SERIE 400

BOM BA TD1750 100 ETAPAS SERIE 400 SEPARADOR DE GAS DE GAS SERIE 400

PROTECTOR TAM DEN TR4 SERIE 400 + ADAPTER SERIE 400

M OTOR 80 HP 1310 V. 39 AM P SERIE 456

SENSOR E7TR4 SERIE 456

4,65 CENTRALIZADOR

51/2" CAM ISA DE REFRIGERACION

6" CENTRALIZADOR

6830' 2 3/8" PATA DE M ULA

6866' TOPE DEL LINER

5"X 7" COLGADOR

TOPE VENTANA SUPERIOR ( inclinacion 1,23° azimut 96.59)

7073'

5" LINER 2679', 65 JUNTAS 5" 18 LBS/FT HDL. P-110

7078'

TOPE VENTANA INFERIOR INCLINACION 2,40°

MAXIMA INCLINACION = 33,71° - a 8522'

MAXIMO DOG LEG = 11,8° a 7083'

7348' 7" CIBP WO15

7416' 31/2" TUBERIA SEC 47 TUBOS

7550' CEM ENTACION 20 BLS SCAVENGER

21/8" M OTOR DE FONDO Y 55 BLS LEAD

8850' 21/4" JUNK M ILL (DYNADRIL) 44 BLS TAIL

CORTE QUIM ICO

31/2" CAM ISA (ID= 2,81")

31/2" EUE UN TUBO

31/2" NOGO (ID = 2.75)

31/2"UN TUBO

BOM BA P12XH6(104 ETAPAS ) NS 01F-19376

BOM BA P12XH6(226ETAPAS ) SERIE 400

ADAPTER+ SEPARADOR DE GAS

SELLO GST3DBXH6GHLPFS/HL. SERIE 513

M OTOR 220 HP 1859V-75.A SERIE 562

SENSOR ARENA "Ui" a 5 DPP

7" CENTRALIZADOR 9146'-9164' (18')

9078'

9120' 7" CIBP WO 03

ARENA "Ti" a 6 DPP

9326' - 9338' (12')

ARENA "Ti" a 5 DPP

9358' - 9366' (8') 9404'

9445'

FRONTERA 05- RE

3 1/2"" SEC PIN X 3 1/2" EUE PIN X- OVER

6714'

221 T UB OS 3-1/ 2" SEC L-80 C R 1 9.2 LB S/ F T C LA SE "B ".

DESCARGA DE PRODUCCION 3 1/2" SERIE 400.

5" zapato guia

5" landing collar

6807'

6824'

6733'

6751'

6769'

6770'

6781'

6802'

6806'

Cc V

c

ARENA "U Inf."9020' - 9026' ( 6' ) a 10 DPP9026' - 9028' ( 2' ) a 5 DPP9050' - 9060' ( 10' ) a 10 DPP9060' - 9064' ( 4' ) a 5 DPP

ARENA "T" ( 6 DPP )9174' - 9184' ( 10' ) 9191' - 9197' ( 6' ) 9197' - 9204' ( 7' ) SQZ WO-19216' - 9218' ( 2' ) SQZ WO-1

PT = 9445' (MD)PT = 9252' (TVD)

85

4.5.3.6. Evaluación petrofísica

Figura 42: Análisis petrofísico FRN-005R


86

En la Figura 42 correspondiente a la evaluación petrofísica elaborado por la empresa

Petroamazonas EP se puede denotar: Una arenisca limpia con un GR que bordea las 30

unidades API, una zona de pago de 14 pies, porosidad cercana al 14% y saturación de agua del

31%, zona permeable debido al cruce de los registros micro-resistivos, a continuación en la

Tabla 36, se resumen las principales características petrofísicas de la arena TI.

Tabla 36: Evaluación petrofísica FRN-005RTI


4.5.3.7. Pruebas de presión

La Tabla 37 muestra los resultados del último Build Up realizado al pozo FRN – 005RTI el

13 de abril de 2013.

Tabla 37: Datos Build Up zona TI, FRN-005R

Datos prueba

Qo 287,3 BPPD H 12 ft

Qw 1224,7 BAPD Rw 0,25 ft

Qt 1512 BFPD 𝜷 1,25426 BY/BN

BSW 81 % 1,05384 Cps

API 30

Presiones

Pws 3553 PSI Pwf 2468,6 PSI

Resultados

K 635 md S 21,4



4.5.3.8. Análisis nodal

Se demuestra a través del análisis nodal las condiciones post fractura que presentaría el

reservorio T Inferior. (Ver Tabla 38)

Tabla 38: Resultado Análisis Nodal FRN-005RTI

Parámetro Actual Ideal Estimulado

Skin 21,4 0 -2

J 1,39 5,92 8,33

EF 0,24 1 1,41


Tope Base Gross Net N/G Phie Sw Vcl K

ft ft ft ft % % % % md

9325,1 9371,89 31,63 14 44,3 13,7 31,2 6,2 357

87

Figura 43: Análisis nodal pozo FRN-005R arena T Inferior

Las curvas IPR (Figura 43) muestran un pozo en las condiciones actuales altamente dañado

por lo que al corregir el skin de 21,4 tendría un incremento significativo en la producción.

4.5.3.9. Análisis del pozo y trabajos de remediación sugeridos.

El reservorio TI del pozo FRN-005R presenta una arena limpia con buenas propiedades

petrofísicas, sin embargo la permeabilidad se ve afectada por el skin presente en el pozo el cual

deteriora las condiciones de producción.

Se sugiere en primera instancia realizar el trabajo de reacondicionamiento para el control de

agua, al realizar una cementación forzada para reducir el intervalo productor actual y verificar

las condiciones mecánicas del pozo, luego un redisparo y posterior trabajo de Fracturamiento

Hidráulico que permita superar el daño que reduce el potencial del reservorio.

0

500

1000

1500

2000

2500

3000

3500

4000

0 2000 4000 6000 8000 10000 12000 14000

PR

ESIÓ

N(P

SI)

CAUDAL(BFPD)

ANÁLISIS NODAL

EF=1 SKIN=0 EF=actual SKIN= 21,4 EF=estimulado SKIN=-2

88

4.5.4. Ubicación de nuevos pozos

La siguiente alternativa para incrementar la producción es la perforación de pozos de

relleno, los cuales permitan recuperar en menor tiempo el petróleo aún no drenado que se

encuentra en el yacimiento.

Se plantea la ubicación de un pozo de desarrollo (Pozo FRN-007) luego de realizar el

análisis de mapas estructurales, radios de drenaje (Ver tabla, 39, 40, 41), propiedades

petrofísicas y de producción.

Tabla 39: Cálculo radios de drenaje arena U Inferior

UI

Pozo Vo (Bls) h (pies) фe βoi r (pies)

FRN-001 2808140 30,8 0,164 1,3469 1276,76

FRN-001R1 2249,92 7,5 0,176 1,3469 83,97

FRN-002 734069 11 0,117 1,3469 1429,43

FRN-003 312797 28 0,126 1,3469 567,38

FRN-004B 1406070 27,5 0,199 1,3469 872,23

FRN-005 2408240 15 0,173 1,3469 1642,61

FRN-005R1 2244,74 6,5 0,125 1,3469 119,34

FRN-006 91430,8 13 0,149 1,3469 411,82


Tabla 40: Cálculo radios de drenaje arena T Superior

TS


FRN-003 61008,7 2,5 0,113 1,2187 1171,08

FRN-006 8821,71 7 0,10285 1,2187 306,02


Tabla 41: Cálculo radios de drenaje arena T Inferior

TI


FRN-001 455623 4 0,15 1,2187 1800,90

FRN-002 3625890 14,5 0,153 1,2187 2815,80

FRN-003 1259590 12,5 0,155 1,2187 1682,89

FRN-004B 1085580 30,5 0,159 1,2187 976,83

FRN-005 304616 26,5 0,155 1,2187 499,28

FRN-005R1 279494 14 0,137 1,2187 768,10


89

El pozo propuesto FRN-007 se ubicará en zonas no inundadas por el agua y con pozos

vecinos que tienen un corte de agua estable y buen acumulado de petróleo. (Ver Figura 44, 45

y 46)

Arena U Inferior

Figura 44: Mapa de burbujas arena U Inferior


Arena T Superior

Figura 45: Mapa de burbujas arena T Superior


90

Arena T Inferior

Figura 46: Mapa de burbujas arena T Inferior


Al tomar en cuenta todos los análisis previos se plantea la ubicación del pozo en las

siguientes coordenadas. (Ver Tabla 42)

Tabla 42: Ubicación pozo propuesto FRN-007 Coordenadas


La Figura 47 muestra la ubicación del pozo FRN-007 y la distancia desde al mismo a los

pozos FRN-002, FRN-005 y FRN-005R.

FRN-007 tiene como objetivo drenar los reservorios U Inferior y T Inferior, en T Superior

las propiedades petrofísicas de los pozos cercanos FRN-002, FRN-005 y FRN-005R muestran

que no cuenta con reservas recuperables por lo que se descarta su intervención.

Coordenadas pozos propuestos

Pozo Coordenadas UTM

Norte Este

FRN-007 10027450 326640

91

Figura 47: Mapa ubicación pozo FRN-007

Fuente: Modificado Justificativo Técnico (Petroamazonas EP, 2017)

4.5.4.1. Estimación de reservas pozos de desarrollo

A través del método volumétrico se estima el POES que presentaría el pozo FRN-007, para

lo cual se utilizará la información de los pozos cercanos FRN-002, FRN-005 y FRN-005R.

Las variables utilizadas en la fórmula se detallan a continuación:

Radio de drenaje

Para el cálculo del radio de drenaje se utiliza las ecuaciones 27 y 28.

𝐷 =𝐷1+𝐷2

2 (27)

Donde:

𝐷: Distancia promedio del pozo propuesto al pozo más cercano. (pies)

𝐷1, 𝐷2: Distancia desde el pozo propuesto a los pozos cercanos. (pies)

92

𝑟 =𝐷

2 (28)

Donde:

𝐷: Distancia promedio del pozo propuesto al pozo más cercano. (pies)

𝑟: radio de drenaje (pies)

Área de drenaje

Luego de establecer el radio de drenaje con las fórmulas antes mencionadas, se calculará el

área de drenaje con la ecuación (25).

𝐴 = 𝜋 𝑥 𝑟2

43560 (25)

Donde:

A: área de drenaje (acres)

r: radio de drenaje (pies)

43560: factor de conversión (pies2/acres)

Espesor neto

El espesor neto se establece mediante la información de los mapas entregados por

Petroamazonas EP, Anexo D

Factor volumétrico

Luego de corregir los valores PVT mediante el método del PVT combinado se utiliza

1,3468 BY/BN para U Inferior y 1,2181 BY/BN para T Inferior.

Propiedades petrofísicas

Tabla 43: Propiedades petrofísicas pozos cercanos

Pozos cercanos

FRN-002 FRN-005 FRN-005R

Arena Sw So

Sw So

Sw So

U Inferior 0,518 0,482 0,125 0,157 0,843 0,173 0,313 0,687 0,117

T Inferior 0,312 0,688 0,137 0,202 0,798 0,155 0,401 0,599 0,153


Fuente. Petroamazonas EP, 2017

∅𝒆 ∅𝒆 ∅𝒆

93

A partir de las propiedades petrofísicas de los pozos cercanos (Tabla 43), al pozo propuesto

(FRN-007) se puede obtener la Sw, So y necesarios para estimar el POES de las arenas U

Inferior y T Inferior. (Ver Tabla 44)

Tabla 44: Propiedades petrofísicas pozo propuesto

Pozo propuesto

FRN-007

Arena Sw So

U Inferior 0,329 0,671 0,138

T Inferior 0,305 0,695 0,148


A continuación en la Tabla 45 se resume las propiedades utilizadas para determinar las

reservas del pozo FRN-007 al multiplicar el POES por el factor de recobro promedio actual

tanto de U Inferior como de T Inferior.

Tabla 45: POES FRN-007

POES FRN-007

Yacimiento Área

(acres)

Ho

(pies)

Sw

(%)

Boi

(BY/BN) POES (Bls) Fr

Reservas

(Bls)

U Inferior 36,2 30 0,329 0,138 1,3469 580346,604 0,45 261155,972

T Inferior 36,2 55 0,305 0,148 1,2181 1307288,04 0,58 758227,066

Total 1019383,04


4.5.4.2. Pronóstico de producción para el pozo FRN-007 propuesto.

Consideración: Se toma en cuenta los caudales iniciales de producción de petróleo en los

pozos cercanos, se utiliza un valor promedio para cada arena del pozo propuesto FRN-007,

luego de un periodo de tiempo de 10 años a partir del inicio de la producción se obtiene los

siguientes resultados:

Cabe señalar que los pronósticos se realizan en una hoja de cálculo Excel al sumir una

declinación exponencial tanto para U Inferior como para T Inferior.

∅𝒆

∅𝒆

∅𝒆

94

U Inferior

Con un caudal inicial de 150 BPPD, un periodo productivo de 12,85 años y declinación de

19% anual se puede pronosticar la producción de U Inferior en el pozo FRN-007.

Luego de producir por 10 años se recuperaría el 79% de las reservas pronosticadas. (Ver

tabla 46)

Reservas originales: 261155,97 Bls

Periodo productivo: 12,9 años

Caudal inicial: 150 BPPD

Declinación: 19%

Tabla 46: Pronóstico de producción FRN-007 U Inferior

Año

Producción

diaria

(Bls/d)

Producción

anual

(Bls)

Producción

acumulada

(Bls)

Reservas

remanentes

(Bls)

Reservas

recuperadas

(%)

1 121,50 44347,50 44347,50 216808,47 0,17

2 98,42 35921,48 80268,98 180887,00 0,31

3 79,72 29096,39 109365,37 151790,60 0,42

4 64,57 23568,08 132933,45 128222,52 0,51

5 52,30 19090,14 152023,59 109132,38 0,58

6 42,36 15463,02 167486,61 93669,36 0,64

7 34,32 12525,04 180011,66 81144,32 0,69

8 27,80 10145,29 190156,94 70999,03 0,73

9 22,51 8217,68 198374,62 62781,35 0,76

10 18,24 6656,32 205030,94 56125,03 0,79


95

T Inferior

Con un caudal inicial asumido de 600 BPPD, un periodo productivo de 10,22 años y

declinación de 33% anual se puede pronosticar la producción de T Inferior en el pozo FRN-

007 (Ver Tabla 47)

Luego de producir por 10 años se recuperaría el 58% de las reservas pronosticadas.

Reservas originales: 758227,07 Bls

Periodo productivo: 10,2 años

Caudal inicial: 600 BPPD

Declinación: 33 %

Tabla 47: Pronóstico de producción FRN-007 T Inferior

Año

Producción

diaria

(Bls/d)

Producción

anual

(Bls)

Producción

acumulada

(Bls)

Reservas

remanentes

(Bls)

Reservas

recuperadas

(%)

1 402,00 146730,00 146730,00 611497,07 0,19

2 269,34 98309,10 245039,10 513187,97 0,32

3 180,46 65867,10 310906,20 447320,87 0,41

4 120,91 44130,95 355037,15 403189,91 0,47

5 81,01 29567,74 384604,89 373622,17 0,51

6 54,28 19810,39 404415,28 353811,79 0,53

7 36,36 13272,96 417688,24 340538,83 0,55

8 24,36 8892,88 426581,12 331645,95 0,56

9 16,32 5958,23 432539,35 325687,72 0,57

10 10,94 3992,01 436531,36 321695,70 0,58


96

CAPÍTULO V

ANÁLISIS ECONÓMICO

5.1. Predicción de la producción

Se analizará las dos situaciones propuestas en el presente trabajo: Fracturamiento Hidráulico

y perforación.

La predicción en la producción de petróleo y agua permitirá determinar ingresos y egresos

del proyecto

5.1.1. Trabajo de reacondicionamiento

Con base en la declinación que previamente presentó el yacimiento T Inferior se analizará

para un plazo de 18 meses (periodo de acción de la fractura) la declinación del petróleo y el

incremento en la producción de agua (Ver tabla 48)

Tabla 48: Predicción producción incremental FRN-005RTI


MES Qo (BPPD) Qw (BPD) Bsw %

Febrero 356,30 534,46 60%

Marzo 344,78 598,60 62%

Abril 333,63 670,43 64%

Mayo 322,84 750,88 66%

Junio 312,40 840,98 68%

Julio 302,29 941,90 70%

Agosto 292,52 1054,93 72%

Septiembre 283,06 1181,52 74%

Octubre 273,90 1323,30 76%

Noviembre 265,05 1482,10 78%

Diciembre 256,47 1659,95 80%

Enero 248,18 1859,15 82%

Febrero 240,15 2082,24 84%

Marzo 232,39 2332,11 86%

Abril 224,87 2611,97 88%

Mayo 217,60 2925,40 90%

Junio 210,56 3276,45 92%

Julio 203,75 3669,62 94%

97

5.1.2. Perforación pozo de desarrollo

Para el análisis de rentabilidad se toma en cuenta los valores propuestos en el Capítulo IV

que corresponde a la tabla 46 para U Inferior y 47 para T Inferior.

5.2. Ingresos

A través de los informes en referencia a los precios de petróleo concernientes al área de

comercio externo de hidrocarburos de Petroecuador durante el último año, se obtiene un valor

promedio del diferencial entre el WTI - crudo Oriente y WTI - crudo Napo, lo cual permitirá

determina los ingresos por barril producido. (Ver Tabla 49)

Tabla 49: Precios del petróleo comercio externo de hidrocarburos 2017 – 2018

Fuente: (EP Petroecuador, 2018)

5.2.1. Pronósticos precio del petróleo

La U.S. Energy Information Administration, presenta los pronósticos del precio WTI en los

próximos 10 años (Ver Tabla 50), a los cuales se le restará el diferencial de acuerdo a la calidad

del crudo que tiene el campo Frontera, en este caso particular de acuerdo a su grado API será

el crudo Oriente.

WTI Crudo Oriente Crudo Napo WTI - Oriente WTI - Napo

$/Bbl $/Bbl $/Bbl $/Bbl $/Bbl

Abril 51,12 45,48 43,24 5,64 7,88

Mayo 48,66 42,4 40,22 6,26 8,44

Junio 45,2 41,51 38,32 3,69 6,88

Julio 46,7 42,74 37,79 3,96 8,91

Agosto 48,06 44,32 41,56 3,74 6,5

Septiembre 52,86 48,51 44,43 4,35 8,43

Octubre 54,85 52,32 47,99 2,53 6,86

Noviembre 59,05 56,12 52,32 2,93 6,73

Diciembre 60,51 58,41 52,05 2,1 8,46

Enero 66,66 62,87 57,74 3,79 8,92

Febrero 62,17 59,3 54,66 2,87 7,51

Marzo 62,77 59,85 53,27 2,92 9,5

Abril 66,33 62,87 56,75 3,46 9,58

55,76 52,05 47,72 3,71 8,05

Año Mes

20

17

20

18

Promedio

98

Tabla 50: Total Energy Supply, Disposition, and Price Summary WTI

CRUDO WTI ($/Bbl)

Referencial Alto Bajo

2019 64,38 132,62 24,03

2020 68,85 145,93 24,72

2021 71,85 156,41 24,95

2022 74,6 164,91 25,27

2023 76,01 170,78 25,29

2024 77,54 175,24 25,4

2025 80,08 180,96 26,14

2026 82,36 185,10 26,90

2027 83,57 187,55 27,75

2028 84,07 190,34 28,56

Fuente: (U.S. Energy Information Administration, 2017)

5.3. Egresos

5.3.1. Costos trabajo de reacondicionamiento y de perforación

De acuerdo a los últimos trabajos realizados en el activo Libertador se presenta los precios

promedio invertidos para los trabajos de reacondicionamiento. (Ver tabla 51)

Tabla 51: Costos trabajos de reacondicionamiento Activo Libertador


Para la perforación de un pozo direccional la inversión a realizar bordea los $6.650.000 dato

promedio de los últimos trabajos en el área Libertador.

5.3.2. Costos operativos por producción de agua y petróleo

Para el activo Libertador los costos operativos de producción de agua y de petróleo bordean

los 0,40 $/Bbl y 8,8 $/Bbl respectivamente.

5.3.3 Otros costos

Se toma en cuenta los valores procedentes a transporte (0,59 $/Bbl), comercialización (0,10

$/Bbl) ley 10 (1 $/Bbl) y ley 40 (0,05 $/Bbl) en referencia a cada barril producido.

Actividad Costo ($)

Pulling 102481,13

Repunzonamiento 166204,32

Estimulación Matricial 172455,47

Fracturamiento 401809,39

210737,578 Promedio W.O.

99

5.4. Inflación

La inflación mensual considera la variación de precios en el último mes desde enero 2014

hasta abril 2018, para el análisis del reacondicionamiento propuesto el valor de 0,14% mensual

es aplicado para evaluar la rentabilidad del proyecto. (Ver Tabla 52)

Tabla 52: Inflación mensual Ecuador


Fuente: INEC, 2018

La inflación anual es la variación de los precios del mes con respecto al mismo mes del año

anterior, por ende toma en cuenta las cifras de los últimos 12 meses, para el análisis económico

del pozo propuesto FRN-007 se tomará en cuenta un promedio ponderado desde enero 2014

hasta abril 2018, el cual arroja un valor de 1,88%. (Ver Tabla 53)

Mes Año 2014 2015 2016 2017 2018

Enero 0,7 0,59 0,31 0,09 0,19

Febrero 0,1 0,61 0,14 0,2 0,15

Marzo 0,7 0,41 0,14 0,14 0,06

Abril 0,3 0,84 0,31 0,43 -0,1

Mayo 0 0,18 0,03 0,05

Junio 0,1 0,41 0,36 -0,6

Julio 0,4 -0,1 -0,1 -0,1

Agosto 0,2 0 -0,2 0,01

Septiembre 0,6 0,26 0,15 -0,2

Octubre 0,2 -0,1 -0,1 -0,1

Noviembre 0,1 0,11 -0,2 -0,3

Diciembre 0,1 0,09 0,16 0,18

Promedio parcial 0,29 0,28 0,09 -0,02 0,07

0,14

Inflación Mensual

Promedio Total

100

Tabla 53: Inflación anual Ecuador


Fuente: INEC, 2018

5.5. Tasa de descuento

Se obtiene la tasa de descuento para dos situaciones distintas el primer caso para el

Fracturamiento propuesto donde se utiliza un 𝑇𝑚𝑎𝑟 𝑚𝑒𝑛𝑠𝑢𝑎𝑙 y el segundo caso para la perforación

del pozo de desarrollo 𝑇𝑚𝑎𝑟 𝑎𝑛𝑢𝑎𝑙.

𝑇𝑚𝑎𝑟 = 𝑖𝑛𝑓𝑙𝑎𝑐𝑖ó𝑛 + 𝑐𝑜𝑠𝑡𝑜 𝑑𝑒 𝑐𝑎𝑝𝑖𝑡𝑎𝑙 + 𝑖𝑛𝑓𝑙𝑎𝑐𝑖ó𝑛 ∗ 𝑐𝑜𝑠𝑡𝑜 𝑑𝑒 𝑐𝑎𝑝𝑖𝑡𝑎𝑙 (26)

𝑇𝑚𝑎𝑟 𝑎𝑛𝑢𝑎𝑙 = 0,0188 + 0,0776 + 0,0188*0,0776

𝑇𝑚𝑎𝑟 𝑎𝑛𝑢𝑎𝑙 = 0,09786 ≈ 0,10 = 10%

𝑇𝑚𝑎𝑟 𝑚𝑒𝑛𝑠𝑢𝑎𝑙 = 0,007879 ≈ 0,0079 = 0,79%

5.6. Resumen Indicadores económicos

Con los criterios previamente establecidos se procede a realizar los Flujos de Caja para el

reacondicionamiento propuesto en el pozo FRN-005RTI y la perforación del pozo FRN-007

arena U Inferior y arena T Inferior. Se realiza el análisis para tres escenarios del precio del

petróleo: el más esperado, un escenario optimista y un escenario pesimista.

Mes Año 2014 2015 2016 2017 2018

Enero 2,9 3,53 3,09 0,9 -0,1

Febrero 2,8 4,05 2,6 0,96 -0,1

Marzo 3,1 3,76 2,32 0,96 -0,2

Abril 3,2 4,32 1,78 1,09 -0,8

Mayo 3,4 4,55 1,63 1,1

Junio 3,6 4,87 1,59 0,16

Julio 4,1 4,36 1,58 0,1

Agosto 4,1 4,14 1,42 0,28

Septiembre 4,1 3,78 1,3 -0

Octubre 3,9 3,48 1,31 -0,1

Noviembre 3,7 3,4 1,05 0,22

Diciembre 3,6 3,38 1,12 -0,2

Promedio parcial 3,54 3,97 1,73 0,45 -0,31

1,88

Inflación Anual

Promedio Total

101

Los indicadores económicos permiten evaluar el rendimiento del proyecto en un

determinado tiempo como se muestra en el Anexo E y F.

5.6.1. FRN-005R T Inferior

Para el trabajo propuesto (Fracturamiento Hidráulico) en los casos de estudio real, optimista

y pesimista presenta indicadores positivos en todos los escenarios, ya que cuenta con periodos

cortos en la recuperación de la inversión, alta relación beneficio - costo, TIR superior a la tasa

mínima y VPN con valores sobre los $ 617.624,59. (Ver Tabla 54)

Tabla 54: Indicadores económicos FRN-005RTI

Caso de estudio PRI (meses) VPN ($) TIR (%) B/C

Real 0,80 $ 6.417.729,77 121 3,84

Optimista 0,31 $ 16.313.733,13 293 8,22

Pesimista 4,48 $ 617.624,59 17 1,27


5.6.2. FRN-007 U Inferior

La condición actual y optimista muestra un escenario viable para la perforación del pozo

FRN-007 considerando que solo tendremos producción en la arena U Inferior, pero en el caso

de una baja en el precio del crudo no se recomienda su aplicación, ya que los indicadores

económicos propuestos denotan claramente cifras negativas es decir no existe forma de

recuperar la inversión inicial. (Ver Tabla 55)

Tabla 55: Indicadores económicos FRN-007 UI

Caso de estudio PRI (años) VPN ($) TIR (%) B/C

Real 3,71 $ 1.239.702,27 16 1,14

Optimista 1,30 $ 13.327.527,14 66 2,55

Pesimista - -$ 5.519.089,50 -31 0,36


5.6.3. FRN-007 T Inferior

Presenta similares contextos para los 3 casos de estudio al igual que en U Inferior, cabe

destacar que el PRI para el análisis real y optimista es menor, así como un TIR, VPN, y relación

Beneficio/Costo superiores, valores que se relacionan sin duda con la mayor tasa de producción

diaria considerada en el pronóstico al compararlo con UI. (Ver Tabla 56)

102

Tabla 56: Indicadores económicos FRN-007TI

Caso de estudio PRI (años) VPN ($) TIR (%) B/C

Real 0,91 $ 11.469.026,18 81 2,07

Optimista 0,38 $ 38.113.071,83 235 4,55

Pesimista - -$ 3.644.829,16 -21 0,66


Se puede establecer luego de los 3 análisis efectuados que en el pozo FRN-005R arenisca

TI el daño presente reduce considerablemente la viabilidad económica actual, por ende el

trabajo de remediación propuesto para superar esta condición permitirá un aumento

significativo en los ingresos por petróleo producido, los tres escenarios estudiados para un

periodo de 18 meses son rentables. Al puntualizar el caso del pozo FRN-007 se determinan los

indicadores económicos por reservorio para un periodo de tiempo de 10 años; lo cual permite

remarcar a la arenisca T Inferior como la más atractiva para su intervención en primera

instancia comparada con U Inferior, tanto para el escenario real y optimista.

103

CAPÍTULO VI

CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES

6.1. Conclusiones

Se puede determinar que la arena T Inferior con un POES de 13167100 Bls y reservas

totales 7633916,447 Bls es la que mayor aporte de petróleo recupera de los reservorios

productores del campo Frontera, ya que el factor de recobro final del yacimiento

(Reservas Totales/POES) arroja un valor del 58%, comparado con el 5% de T Superior

y 45% de U Inferior.

A través del Energy Plot de MBAL se infiere que el mecanismo de producción

predominante en el campo Frontera es el empuje hidráulico que se corrobora por el

lento declive de la presión del reservorio y el alto corte de agua y factor de recobro, por

lo cual teóricamente se esperaría recuperar entre un 60 y 70% del petróleo original en

sitio.

Se estableció que el Método Volumétrico propuesto por PAM y Balance de Materia

que se desarrolló en el presente trabajo tienen similares valores, por lo que se considera

que el método de Balance de Materia es una alternativa sencilla y aplicable para la

determinación del POES.

Al evaluar el trabajo de re-entry que se realizó al pozo FRN-001 se puede inferir que

luego de producir por únicamente tres meses de la arenisca U Inferior con un total

acumulado de 2249,92 Bls, luego de su cierre por corte de agua superior al 98% no se

recuperó el capital invertido generando una pérdida significativa para la empresa.

El re-entry del pozo FRN-005 que ha aportado tanto de las arenas U Inferior y T Inferior

con 2244,74 Bls y 279494 Bls de petróleo acumulado respectivamente, denota una clara

104

diferencia entre U inferior el cual no ha llegado al petróleo esperado y T Inferior que

aún es prospectiva.

Al cotejar la permeabilidad obtenida mediante la prueba de presión en el pozo FRN-

005R con los análisis convencionales de núcleos para la arena T Inferior se puede inferir

resultados de permeabilidad altos en ambos casos, que demuestra buenas condiciones

para la producción de petróleo.

La producción de la arena T Inferior del pozo FRN-005 (re-entry) se ve mermada

significativamente por el factor de daño o skin, es indispensable realizar un trabajo de

remediación para eliminar el daño. El trabajo que se evalúa como el más apto es el

Fracturamiento Hidráulico, que es una técnica de estimulación que consiste en bombear

fluidos a alta presión y alto régimen para producir una fractura vertical en el intervalo

de interés que permita sortear el daño en la región vecina al pozo.

El análisis económico del reacondicionamiento propuesto presenta 3 entornos

positivos: VPN superior a $617.624, TIR por encima del 17%, relación Beneficio/Costo

que bordea el 1,27 y período de recuperación de la inversión (PRI) con un tiempo corto

de 0,31 meses a 4,48 meses.

La rentabilidad económica dependerá en gran medida del precio del crudo para la

perforación de un nuevo pozo ya que con un escenario real y optimista el proyecto de

perforación en zonas no drenadas tiene indicadores económicos positivos: VPN

superior a $ 1’239.702 un TIR mayor al 16%, relación Beneficio/Costo sobre el 1,14 y

con un PRI máximo de 3,71 años, en el caso de una caída en el precio del crudo en el

mercado internacional no es rentable la perforación de un nuevo pozo, ya que no se

recuperaría el capital invertido.

105

6.2. Recomendaciones

Tomar con mayor frecuencia pruebas de restauración de presión para determinar el

daño, permeabilidad, características del yacimiento necesarias para proponer futuros

trabajos incrementales de producción.

Una vez que se agote las reservas en la arena T Inferior de los pozos FRN-002 y FRN-

004 se recomienda cambiar de arena a U Inferior que dispone de reservas probadas

pero al momento económicamente no son atractivas.

Tomar registros de cemento y tubería en los pozos FRN-002, FRN-004 y FRN-005R

que permitan evaluar la integridad del cemento y la tubería en las condiciones actuales

y mejorar el cemento en las zonas que lo ameriten.

De acuerdo a los resultados que se obtengan de la perforación del pozo FRN-007

planificar futuros trabajos de perforación en la parte alta estructural del campo que

permiten aumentar el factor de recobro, después de realizar una reinterpretación de

reservas recuperables y un ajuste de los topes estructurales.

Realizar estudios de continuidad de las arenas productoras, ya que en el pozo FRN-001

cuando se realiza el re-entry, el espesor de U Inferior disminuye drásticamente de 30,8

a 7,5 pies.

Desarrollar el modelo estático y dinámico del campo Frontera para disponer de

pronósticos de producción más confiables.

106

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111

GLOSARIO DE TÉRMINOS

Acuífero: Estructura geológica subterránea que al estar totalmente saturadas, son aptas para el

almacenaje y transmisión de agua en abundancia.

Agua connata: Agua entrampada en los poros de una roca durante la formación de la misma.

Arcillolita: Roca sedimentaria de origen detrítico. Es una roca compacta, sin fisibilidad con

partículas del tamaño de la arcilla.

Asfaltenos: Compuestos aromáticos y nafténicos de alto peso molecular, que se encuentran en

dispersión coloidal en algunos crudos.

Bioestratigrafía: Ciencia que estudia los estratos basado en lo fósiles que alberga.

Build Up: Prueba de restauración de presión, consiste en tomar datos y realizar el estudio de

un yacimiento a través de un pozo que a ha sido cerrado temporalmente para tal finalidad.

Caolinita: Mineral de arcilla del grupo del caolín que se forma a través de la meteorización

del feldespato, no tiende a contraerse o a dilatarse con los cambios producidos en el contenido

de agua.

Carbonato de Calcio: Compuesto que existe en forma natural como caliza, se utiliza para

aumentar la densidad del lodo.

Clorita: Mineral verde pálido laminar del grupo de las micas de silicatos en manto,

considerado un tipo de mineral de arcilla en las rocas sedimentarias autígeno común que tapiza

los poros de las areniscas.

Ecuación de Difusividad: Ecuación que combina los principales principios de movimiento de

fluidos dentro del reservorio: ecuación de continuidad, ecuación de Darcy y ecuación de

Estado.

Eficiencia de flujo: se define como la razón entre el índice de productividad actual del pozo,

y el índice de productividad ideal

112

Esmectita: Grupo de minerales de arcilla dentro de los cuales se encuentra la montmorillonita.

La Esmectita tiende a dilatarse si se expone al agua.

Forecast: Predicción para un determinado período de tiempo

Frente Deltaico: Plataforma marina somera que bordea la llanura deltaica donde se acumula

una gran parte de los sedimento llevados por ríos.

Geoquímica: Estudio de la distribución, origen y evolución de elementos químicos en la

Tierra, contenidos en los minerales formadores de las rocas.

Índice de productividad: Medida del potencial de producción del pozo

Isopacas: Curvas de contorno que conectan puntos de igual espesor.

Laminación: Disposición sucesiva de la estructura de ordenamiento interno de los estratos.

Lenticular: Tipo de estratificación característico de la geometría de los estratos donde los

cuerpos son discontinuos.

Ripples: Estructura sedimentaria de flujo débil que desde el punto de vista morfológico se

manifiesta en la superficie superior de las capas de areniscas o limolitas.

Lodolita: Roca sedimentaria finogranular. Término genérico para designar a las arcillolitas y

limolitas.

Mojabilidad: Preferencia de un sólido por el contacto con un líquido o un gas, conocido como

la fase mojante, en vez de otro.

Núcleo: Muestra cilíndrica de formación geológica, generalmente roca yacimiento, extraída

durante o después de la perforación de un pozo.

Ambiente Palustre: Ambiente sedimentario de transición, posee características tanto de

ambientes continentales como marítimos.

Parafinas: Nombre común de hidrocarburos alcanos, que a menudo precipita en los

componentes de producción como resultado de los cambios de temperatura y presión.

113

Presión de burbuja: Presión a la cual el crudo líquido libera la primera burbuja de gas,

también se la conoce como presión de saturación.

Pulling: Proceso que tiene por finalidad la remoción de equipamiento de fondo de pozo, como

la tubería de producción, varillas o bombas y su reemplazo cuando es necesario. Los servicios

se utilizan, asimismo, para fijar herramientas en el fondo del pozo y para otras tareas livianas.

Resina Fósil: Resina natural, como el ámbar que se originó a partir de coníferas prehistóricas

que se han extinguido, generalmente son excavadas del suelo o lecho de los arroyos.

Siderita: Mineral del grupo de la calcita, de importancia económica para la extracción de hierro

Surfactante: Sustancia química que se absorbe preferentemente en una interfaz, disminuyendo

la tensión superficial o la tensión interfacial entre los fluidos o entre un fluido un sólido.

Termodinámica: Rama de la física que estudia los efectos de los cambios de temperatura,

presión y volumen de un sistema físico.

Yacimientos subsaturados: Yacimientos cuya presión inicial es mayor que la presión en el

punto de burbuja.

114

ANEXOS

ANEXO A. Permeabilidades relativas petróleo y agua tomados de análisis especiales de

núcleos. (Petroamazonas EP 2017)

Pozo: Frontera – 03 Arenisca: U inferior

Pozo: Frontera – 02 Arenisca: T inferior

Kro = 0,0002Sw2 - 0,0318Sw + 1,4491R² = 0,9999

Krw = 0,0002Sw2 - 0,0143Sw + 0,184R² = 0,994

0,0

0,1

0,2

0,3

0,4

0,5

0,6

0,7

0,8

0,9

1,0

0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100

Per

mea

bili

dad

es r

elat

ivas

Saturación de agua (%)

Kro = 0,0002Sw2 - 0,038Sw + 1,7999R² = 1

Krw = 0,0003Sw2 - 0,0217Sw + 0,4036R² = 0,9875

0

0,1

0,2

0,3

0,4

0,5

0,6

0,7

0,8

0,9

1

0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100

Per

mea

blid

ades

rel

ativ

as


Swc = 24

Swc = 15

Kro = 1

Kro = 1

Sor = 1,5

Krw = 0,93

Sor = 4

Krw = 0,80

115

Pozo: Frontera – 04 Arenisca: T inferior

Kro = 0,0001Sw2 - 0,0266Sw + 1,2323R² = 0,9995

Krw = 0,0001Sw2 - 0,0049Sw + 0,0429R² = 0,99

0

0,1

0,2

0,3

0,4

0,5

0,6

0,7

0,8

0,9

1

0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100

Per

mea

bili

dad

es r

elat

ivas


Swc = 9 Sor = 25.5

Krw = 0,25

Kro = 1

116

ANEXO B. Pruebas de restauración de presión Frontera (Petroamazonas EP 2017)

Pruebas de restauración de presión campo Frontera

Pozo Fecha Arena Pwf (mp) Pr (mp) IP Sf St

FRN - 01

11/10/92

UI

3536,2 3632 9,7 1,5 1,5

27/11/93 3269 3480 21,86 1,36

20/06/97 2916 3462 2,62 15,3

04/09/97 2541 3271 2,99

06/09/97 2842 3542 3,12 17,85 20,99

07/09/97 672 2315 0,15

27/08/01

TI

391 3628 0,1 3,5 3,5

01/09/01 1041 3601 0,1 4,07 5,39

04/09/01 1012 3774 0,28 2,06 3,74

22/08/10 2737,5 3390,9 0,33 4,5

FRN - 02

10/07/99

UI

1365 3259 0,52 2,2

13/08/99 1426 3228 0,5 2,5

14/09/01 1630 3325 0,44 1,81 1,81

09/10/92

TI

3739 3834,8 5,5 0,3

08/11/93 2909 3678 3,65 0,42

29/09/97 2325 3617 1,3 12,3 13,7

07/10/07 1462 3662 0,37 20

FRN - 03

19/09/97 UI 2387 3385 1,56 1,94

11/10/01 TI 2536 3193 2,7 15 15

10/09/94 TS 3452 3689 10,13

FRN - 04

23/07/96

UI

2629 3133 8,27 0,45

13/08/96 2720 3217 9,18 6,13 11,27

06/09/07 2997 3413 3,8 20

21/08/08 2931 3429 3,71 20

23/06/97

TI

3388 3534 8,4 5,9

25/08/03 2924 3677 3,15 11,3

27/08/03 2871 3624 3,15 11,3 11,3

FRN - 05

10/07/99

UI

2969 3445 3,21 -1,5

17/03/00 2331 3257 1,97 2,13 12,7

18/03/01 2320 3250 1,991 -2,13

22/03/14 764,8 1744,3 0,22 9,69

08/08/96 TI

3360 3946 8,93 -1,73 1,7

22/11/97 1830 3621 0,47 1,1 10,6

FRN - 06 17/10/15

UI 964 3197,5 0,142 15,7 15,7

15/11/15 895 3289

117

ANEXO C. Forecast reservorios Frontera

FRN-002TI

118

FRN-002UI

FRN-004UI

119

FRN-005RTI

120

ANEXO D. Mapa de espesores

121

122

123

ANEXO E. Análisis Económico FRN-005RTI (Flujo de caja)

Análisis Económico FRN-005RTI caso real

TASA DE DESCUENTO 0,79%

VAN $ 6.417.729,77

TIR 121%

PRI 0,80

B/C 3,84

*Egresos totales correspondientes a la suma de costo de agua, costo de petróleo, ley 10, ley 40, costo de transporte y costo de comercialización

por barril de petróleo producido.

Ingreso Total Inversión inicial Costo agua Costo petróleo Egreso Total* FNEIngresos

acumulados

Egresos

acumulados

FNE

acumulado

$ $ $ $ $ $ $ $ $

$ 431.809,58 (431.809,58)$ $ 431.809,58 -$ 431.809,58

Febrero $ 659.309,99 $ 6.520,41 $ 95.630,92 $ 121.060,17 $ 538.249,82 $ 659.309,99 $ 552.869,75 $ 106.440,24

Marzo $ 637.987,91 $ 7.313,09 $ 92.667,77 $ 118.278,18 $ 519.709,72 $ 1.297.297,90 $ 671.147,94 $ 626.149,96

Abril $ 617.355,38 $ 8.202,12 $ 89.796,43 $ 115.704,15 $ 501.651,23 $ 1.914.653,27 $ 786.852,09 $ 1.127.801,19

Mayo $ 597.390,10 $ 9.199,24 $ 87.014,07 $ 113.346,30 $ 484.043,80 $ 2.512.043,38 $ 900.198,38 $ 1.611.844,99

Junio $ 578.070,51 $ 10.317,57 $ 84.317,91 $ 111.214,40 $ 466.856,11 $ 3.090.113,88 $ 1.011.412,78 $ 2.078.701,10

Julio $ 559.375,71 $ 11.571,86 $ 81.705,30 $ 109.319,91 $ 450.055,80 $ 3.649.489,59 $ 1.120.732,69 $ 2.528.756,90

Agosto $ 541.285,50 $ 12.978,63 $ 79.173,64 $ 107.676,19 $ 433.609,31 $ 4.190.775,09 $ 1.228.408,88 $ 2.962.366,21

Septiembre $ 523.780,32 $ 14.556,41 $ 76.720,42 $ 106.298,72 $ 417.481,61 $ 4.714.555,41 $ 1.334.707,59 $ 3.379.847,82

Octubre $ 506.841,27 $ 16.326,00 $ 74.343,22 $ 105.205,30 $ 401.635,97 $ 5.221.396,68 $ 1.439.912,89 $ 3.781.483,79

Noviembre $ 490.450,02 $ 18.310,72 $ 72.039,67 $ 104.416,38 $ 386.033,65 $ 5.711.846,70 $ 1.544.329,27 $ 4.167.517,44

Diciembre $ 474.588,87 $ 20.536,72 $ 69.807,50 $ 103.955,31 $ 370.633,56 $ 6.186.435,57 $ 1.648.284,58 $ 4.538.150,99

Enero $ 459.240,66 $ 23.033,33 $ 67.644,50 $ 103.848,73 $ 355.391,93 $ 6.645.676,24 $ 1.752.133,31 $ 4.893.542,93

Febrero $ 477.130,18 $ 25.833,45 $ 65.548,51 $ 104.126,92 $ 373.003,26 $ 7.122.806,41 $ 1.856.260,23 $ 5.266.546,19

Marzo $ 461.699,79 $ 28.973,97 $ 63.517,47 $ 104.824,23 $ 356.875,56 $ 7.584.506,20 $ 1.961.084,45 $ 5.623.421,74

Abril $ 446.768,42 $ 32.496,27 $ 61.549,37 $ 105.979,59 $ 340.788,83 $ 8.031.274,61 $ 2.067.064,04 $ 5.964.210,57

Mayo $ 432.319,92 $ 36.446,78 $ 59.642,24 $ 107.637,02 $ 324.682,90 $ 8.463.594,54 $ 2.174.701,06 $ 6.288.893,47

Junio $ 418.338,70 $ 40.877,54 $ 57.794,21 $ 109.846,29 $ 308.492,40 $ 8.881.933,24 $ 2.284.547,36 $ 6.597.385,88

Julio $ 404.809,62 $ 45.846,95 $ 56.003,44 $ 112.663,54 $ 292.146,08 $ 9.286.742,86 $ 2.397.210,90 $ 6.889.531,96

Mes

124

Análisis Económico FRN-005RTI caso optimista


VAN $ 16.313.733,13

TIR 293%

PRI 0,31

B/C 8,22



Ingreso TotalInversión

inicialCosto agua Costo petróleo Egreso Total* FNE

Ingresos

acumulados

Egresos

acumuladosFNE acumulado

$ $ $ $ $ $ $ $ $

$ 431.809,58 (431.809,58)$ $ 431.809,58 -$ 431.809,58

Febrero $ 1.400.884,31 $ 6.520,41 $ 95.630,92 $ 121.060,17 $ 1.279.824,13 $ 1.400.884,31 $ 552.869,75 $ 848.014,55

Marzo $ 1.355.579,71 $ 7.313,09 $ 92.667,77 $ 118.278,18 $ 1.237.301,52 $ 2.756.464,01 $ 671.147,94 $ 2.085.316,08

Abril $ 1.311.740,26 $ 8.202,12 $ 89.796,43 $ 115.704,15 $ 1.196.036,11 $ 4.068.204,27 $ 786.852,09 $ 3.281.352,19

Mayo $ 1.269.318,58 $ 9.199,24 $ 87.014,07 $ 113.346,30 $ 1.155.972,28 $ 5.337.522,86 $ 900.198,38 $ 4.437.324,47

Junio $ 1.228.268,82 $ 10.317,57 $ 84.317,91 $ 111.214,40 $ 1.117.054,42 $ 6.565.791,67 $ 1.011.412,78 $ 5.554.378,89

Julio $ 1.188.546,60 $ 11.571,86 $ 81.705,30 $ 109.319,91 $ 1.079.226,70 $ 7.754.338,28 $ 1.120.732,69 $ 6.633.605,59

Agosto $ 1.150.109,01 $ 12.978,63 $ 79.173,64 $ 107.676,19 $ 1.042.432,82 $ 8.904.447,28 $ 1.228.408,88 $ 7.676.038,41

Septiembre $ 1.112.914,48 $ 14.556,41 $ 76.720,42 $ 106.298,72 $ 1.006.615,77 $ 10.017.361,76 $ 1.334.707,59 $ 8.682.654,17

Octubre $ 1.076.922,83 $ 16.326,00 $ 74.343,22 $ 105.205,30 $ 971.717,53 $ 11.094.284,59 $ 1.439.912,89 $ 9.654.371,70

Noviembre $ 1.042.095,14 $ 18.310,72 $ 72.039,67 $ 104.416,38 $ 937.678,77 $ 12.136.379,73 $ 1.544.329,27 $ 10.592.050,47

Diciembre $ 1.008.393,79 $ 20.536,72 $ 69.807,50 $ 103.955,31 $ 904.438,48 $ 13.144.773,52 $ 1.648.284,58 $ 11.496.488,94

Enero $ 975.782,33 $ 23.033,33 $ 67.644,50 $ 103.848,73 $ 871.933,60 $ 14.120.555,85 $ 1.752.133,31 $ 12.368.422,54

Febrero $ 1.041.497,39 $ 25.833,45 $ 65.548,51 $ 104.126,92 $ 937.370,47 $ 15.162.053,24 $ 1.856.260,23 $ 13.305.793,01

Marzo $ 1.007.815,36 $ 28.973,97 $ 63.517,47 $ 104.824,23 $ 902.991,13 $ 16.169.868,60 $ 1.961.084,45 $ 14.208.784,15

Abril $ 975.222,61 $ 32.496,27 $ 61.549,37 $ 105.979,59 $ 869.243,03 $ 17.145.091,21 $ 2.067.064,04 $ 15.078.027,17

Mayo $ 943.683,91 $ 36.446,78 $ 59.642,24 $ 107.637,02 $ 836.046,89 $ 18.088.775,13 $ 2.174.701,06 $ 15.914.074,06

Junio $ 913.165,18 $ 40.877,54 $ 57.794,21 $ 109.846,29 $ 803.318,88 $ 19.001.940,30 $ 2.284.547,36 $ 16.717.392,94

Julio $ 883.633,41 $ 45.846,95 $ 56.003,44 $ 112.663,54 $ 770.969,87 $ 19.885.573,71 $ 2.397.210,90 $ 17.488.362,82

Mes

125

Análisis Económico FRN-005RTI caso pesimista


VAN $ 617.624,59

TIR 17%

PRI 4,48

B/C 1,27



Ingreso Total

Inversión

inicialCosto agua Costo petróleo Egreso Total* FNE

Ingresos

acumulados

Egresos

acumulados

FNE

acumulado

$ $ $ $ $ $ $ $ $

$ 431.809,58 (431.809,58)$ $ 431.809,39 -$ 431.809,39

Febrero $ 220.820,49 $ 6.520,41 $ 95.630,92 $ 121.060,17 $ 99.760,32 $ 220.820,49 $ 552.869,56 -$ 332.049,08

Marzo $ 213.679,15 $ 7.313,09 $ 92.667,77 $ 118.278,18 $ 95.400,97 $ 434.499,64 $ 671.147,75 -$ 236.648,11

Abril $ 206.768,77 $ 8.202,12 $ 89.796,43 $ 115.704,15 $ 91.064,62 $ 641.268,41 $ 786.851,90 -$ 145.583,49

Mayo $ 200.081,87 $ 9.199,24 $ 87.014,07 $ 113.346,30 $ 86.735,57 $ 841.350,28 $ 900.198,19 -$ 58.847,92

Junio $ 193.611,22 $ 10.317,57 $ 84.317,91 $ 111.214,40 $ 82.396,82 $ 1.034.961,50 $ 1.011.412,59 $ 23.548,91

Julio $ 187.349,83 $ 11.571,86 $ 81.705,30 $ 109.319,91 $ 78.029,93 $ 1.222.311,33 $ 1.120.732,50 $ 101.578,83

Agosto $ 181.290,94 $ 12.978,63 $ 79.173,64 $ 107.676,19 $ 73.614,75 $ 1.403.602,27 $ 1.228.408,69 $ 175.193,58

Septiembre $ 175.427,99 $ 14.556,41 $ 76.720,42 $ 106.298,72 $ 69.129,28 $ 1.579.030,26 $ 1.334.707,40 $ 244.322,86

Octubre $ 169.754,65 $ 16.326,00 $ 74.343,22 $ 105.205,30 $ 64.549,35 $ 1.748.784,91 $ 1.439.912,70 $ 308.872,21

Noviembre $ 164.264,78 $ 18.310,72 $ 72.039,67 $ 104.416,38 $ 59.848,41 $ 1.913.049,70 $ 1.544.329,08 $ 368.720,62

Diciembre $ 158.952,46 $ 20.536,72 $ 69.807,50 $ 103.955,31 $ 54.997,15 $ 2.072.002,16 $ 1.648.284,39 $ 423.717,77

Enero $ 153.811,94 $ 23.033,33 $ 67.644,50 $ 103.848,73 $ 49.963,21 $ 2.225.814,09 $ 1.752.133,12 $ 473.680,98

Febrero $ 153.891,69 $ 25.833,45 $ 65.548,51 $ 104.126,92 $ 49.764,78 $ 2.379.705,79 $ 1.856.260,04 $ 523.445,75

Marzo $ 148.914,84 $ 28.973,97 $ 63.517,47 $ 104.824,23 $ 44.090,61 $ 2.528.620,63 $ 1.961.084,26 $ 567.536,36

Abril $ 144.098,93 $ 32.496,27 $ 61.549,37 $ 105.979,59 $ 38.119,35 $ 2.672.719,56 $ 2.067.063,85 $ 605.655,71

Mayo $ 139.438,77 $ 36.446,78 $ 59.642,24 $ 107.637,02 $ 31.801,75 $ 2.812.158,33 $ 2.174.700,87 $ 637.457,46

Junio $ 134.929,32 $ 40.877,54 $ 57.794,21 $ 109.846,29 $ 25.083,03 $ 2.947.087,65 $ 2.284.547,17 $ 662.540,49

Julio $ 130.565,71 $ 45.846,95 $ 56.003,44 $ 112.663,54 $ 17.902,17 $ 3.077.653,36 $ 2.397.210,71 $ 680.442,65

Mes

126

ANEXO F. Análisis Económico FRN-007 (Flujo de caja)

Análisis Económico FRN-007 reservorio U Inferior caso real

Ingreso Total

Inversión Inicial /

Reacondicionamie

nto

Costo agua Costo petróleo Egreso Total* FNE Ingresos

acumulados

Egresos

acumulados FNE acumulado

$ $ $ $ $ $ $ $ $

$ 6.650.000,00 $ (6.650.000,00) $ 6.650.000,00 -$ 6.650.000,00

2019 $ 8.902.109,10 $ 22.075,20 $ 1.291.224,00 $ 1.568.609,40 $ 7.333.499,70 $ 8.902.109,10 $ 8.218.609,40 $ 683.499,70

2020 $ 6.403.854,77 $ 24.289,43 $ 881.384,34 $ 1.076.731,60 $ 5.327.123,17 $ 15.305.963,87 $ 9.295.341,00 $ 6.010.622,87

2021 $ 4.488.238,71 $ 26.725,76 $ 601.636,76 $ 742.972,66 $ 3.745.266,04 $ 19.794.202,58 $ 10.038.313,66 $ 9.755.888,92

2022 $ 3.128.528,11 $ 210.737,58 $ 29.406,46 $ 410.680,96 $ 727.614,94 $ 2.400.913,18 $ 22.922.730,69 $ 10.765.928,60 $ 12.156.802,09

2023 $ 2.137.813,40 $ 32.356,04 $ 280.330,22 $ 364.135,71 $ 1.773.677,68 $ 25.060.544,09 $ 11.130.064,31 $ 13.930.479,78

2024 $ 1.462.734,73 $ 35.601,48 $ 191.363,92 $ 261.438,63 $ 1.201.296,09 $ 26.523.278,81 $ 11.391.502,94 $ 15.131.775,87

2025 $ 1.013.536,82 $ 39.172,46 $ 130.596,95 $ 192.861,64 $ 820.675,18 $ 27.536.815,63 $ 11.584.364,58 $ 15.952.451,05

2026 $ 699.308,61 $ 210.737,58 $ 43.101,61 $ 89.140,56 $ 358.450,79 $ 340.857,82 $ 28.236.124,24 $ 11.942.815,37 $ 16.293.308,87

2027 $ 475.710,05 $ 47.424,87 $ 60.842,52 $ 118.632,22 $ 357.077,82 $ 28.711.834,29 $ 12.061.447,59 $ 16.650.386,70

2028 $ 320.885,52 $ 52.181,78 $ 41.552,13 $ 100.681,90 $ 220.203,61 $ 29.032.719,81 $ 12.162.129,50 $ 16.870.590,31

TASA 10%

PRI 3,71

VPN $ 1.239.702,27

TIR 16%

B/C 1,14

*Egresos totales correspondientes a la suma de costos: de agua, de petróleo y de trabajos de reacondicionamiento, ley 10, ley 40, costo de transporte

y costo de comercialización por barril de petróleo producido.

127

Análisis Económico FRN-007 reservorio U Inferior caso optimista

Ingreso Total


Reacondicionamiento Costo agua Costo petróleo Egreso Total* FNE

Ingresos

acumulados

Egresos


$ $ $ $ $ $ $ $ $

$ 6.650.000,00 $ (6.650.000,00) $ 6.650.000,00 -$ 6.650.000,00

2019 $ 18.914.964,30 $ 22.075,20 $ 1.291.224,00 $ 1.568.609,40 $ 17.346.354,90 $ 18.914.964,30 $ 8.218.609,40 $ 10.696.354,90

2020 $ 13.981.520,20 $ 24.289,43 $ 881.384,34 $ 1.076.731,60 $ 12.904.788,60 $ 32.896.484,50 $ 9.295.341,00 $ 23.601.143,50

2021 $ 10.058.028,33 $ 26.725,76 $ 601.636,76 $ 742.972,66 $ 9.315.055,67 $ 42.954.512,83 $ 10.038.313,66 $ 32.916.199,17

2022 $ 7.114.102,58 $ 210.737,58 $ 29.406,46 $ 410.680,96 $ 727.614,94 $ 6.386.487,64 $ 50.068.615,41 $ 10.765.928,60 $ 39.302.686,81

2023 $ 4.940.034,36 $ 32.356,04 $ 280.330,22 $ 364.135,71 $ 4.575.898,64 $ 55.008.649,77 $ 11.130.064,31 $ 43.878.585,46

2024 $ 3.398.386,67 $ 35.601,48 $ 191.363,92 $ 261.438,63 $ 3.136.948,03 $ 58.407.036,43 $ 11.391.502,94 $ 47.015.533,49

2025 $ 2.352.355,65 $ 39.172,46 $ 130.596,95 $ 192.861,64 $ 2.159.494,01 $ 60.759.392,08 $ 11.584.364,58 $ 49.175.027,50

2026 $ 1.612.811,05 $ 210.737,58 $ 43.101,61 $ 89.140,56 $ 358.450,79 $ 1.254.360,26 $ 62.372.203,13 $ 11.942.815,37 $ 50.429.387,76

2027 $ 1.095.098,11 $ 47.424,87 $ 60.842,52 $ 118.632,22 $ 976.465,89 $ 63.467.301,24 $ 12.061.447,59 $ 51.405.853,65

2028 $ 745.232,25 $ 52.181,78 $ 41.552,13 $ 100.681,90 $ 644.550,35 $ 64.212.533,49 $ 12.162.129,50 $ 52.050.404,00

TASA 10%

PRI 1,30

VPN $ 13.327.527,14

TIR 66%

B/C 2,55



128

Análisis Económico FRN-007 reservorio U Inferior caso pesimista

Ingreso Total



Ingresos

acumulados

Egresos


$ $ $ $ $ $ $ $ $

$ 6.650.000,00 $ (6.650.000,00) $ 6.650.000,00 -$ 6.650.000,00

2019 $ 2.981.553,60 $ 22.075,20 $ 1.291.224,00 $ 1.568.609,40 $ 1.412.944,20 $ 2.981.553,60 $ 8.218.609,40 -$ 5.237.055,80

2020 $ 2.065.474,19 $ 24.289,43 $ 881.384,34 $ 1.076.731,60 $ 988.742,59 $ 5.047.027,79 $ 9.295.341,00 -$ 4.248.313,21

2021 $ 1.399.034,20 $ 26.725,76 $ 601.636,76 $ 742.972,66 $ 656.061,53 $ 6.446.061,99 $ 10.038.313,66 -$ 3.592.251,68

2022 $ 951.489,15 $ 210.737,58 $ 29.406,46 $ 410.680,96 $ 727.614,94 $ 223.874,22 $ 7.397.551,14 $ 10.765.928,60 -$ 3.368.377,46

2023 $ 638.091,47 $ 32.356,04 $ 280.330,22 $ 364.135,71 $ 273.955,75 $ 8.035.642,61 $ 11.130.064,31 -$ 3.094.421,70

2024 $ 429.726,62 $ 35.601,48 $ 191.363,92 $ 261.438,63 $ 168.287,99 $ 8.465.369,23 $ 11.391.502,94 -$ 2.926.133,72

2025 $ 297.677,50 $ 39.172,46 $ 130.596,95 $ 192.861,64 $ 104.815,86 $ 8.763.046,73 $ 11.584.364,58 -$ 2.821.317,86

2026 $ 206.191,57 $ 210.737,58 $ 43.101,61 $ 89.140,56 $ 358.450,79 -$ 152.259,22 $ 8.969.238,29 $ 11.942.815,37 -$ 2.973.577,08

2027 $ 143.201,47 $ 47.424,87 $ 60.842,52 $ 118.632,22 $ 24.569,25 $ 9.112.439,77 $ 12.061.447,59 -$ 2.949.007,83

2028 $ 99.228,54 $ 52.181,78 $ 41.552,13 $ 100.681,90 -$ 1.453,37 $ 9.211.668,30 $ 12.162.129,50 -$ 2.950.461,19

TASA 10%

VPN -$ 5.519.089,50

TIR -31%

B/C 0,36



129

Análisis Económico FRN-007 reservorio T Inferior caso real

Ingreso Total



Ingresos

acumulados

Egresos


$ $ $ $ $ $ $ $ $

$ 6.650.000,00 $ (6.650.000,00) $ 6.650.000,00 -$ 6.650.000,00

2019 $ 2.690.562,83 $ 8.760,00 $ 390.258,00 $ 476.182,65 $ 2.214.380,18 $ 2.690.562,83 $ 7.049.018,00 -$ 4.358.455,18

2020 $ 2.340.043,76 $ 10.709,63 $ 322.068,19 $ 395.284,36 $ 1.944.759,40 $ 5.030.606,59 $ 7.381.795,82 -$ 2.351.189,23

2021 $ 1.982.724,09 $ 13.093,16 $ 265.779,02 $ 329.502,35 $ 1.653.221,74 $ 7.013.330,68 $ 7.660.668,00 -$ 647.337,32

2022 $ 1.670.739,06 $ 210.737,58 $ 16.007,17 $ 219.317,42 $ 487.070,58 $ 1.183.668,48 $ 8.684.069,74 $ 7.895.992,59 $ 788.077,15

2023 $ 1.380.170,85 $ 19.569,73 $ 180.980,99 $ 233.766,45 $ 1.146.404,40 $ 10.064.240,59 $ 8.096.543,32 $ 1.967.697,28

2024 $ 1.141.515,16 $ 23.925,17 $ 149.340,01 $ 200.168,01 $ 941.347,15 $ 11.205.755,76 $ 8.269.808,50 $ 2.935.947,26

2025 $ 956.671,72 $ 29.249,95 $ 123.269,73 $ 174.316,31 $ 782.355,40 $ 12.162.427,47 $ 8.422.328,18 $ 3.740.099,29

2026 $ 798.061,55 $ 210.737,58 $ 35.759,82 $ 101.728,56 $ 365.881,74 $ 432.179,81 $ 12.960.489,02 $ 8.559.816,56 $ 4.400.672,46

2027 $ 656.141,74 $ 43.718,53 $ 83.919,43 $ 141.934,06 $ 514.207,68 $ 13.616.630,76 $ 8.687.454,52 $ 4.929.176,24

2028 $ 535.004,74 $ 53.448,53 $ 69.278,87 $ 134.311,62 $ 400.693,11 $ 14.151.635,50 $ 8.810.181,92 $ 5.341.453,58

TASA 10%

PRI 0,91

VPN $ 11.469.026,18

TIR 81%

B/C 2,07



130

Análisis Económico FRN-007 reservorio T Inferior caso optimista

Ingreso Total



Ingresos

acumulados

Egresos


$ $ $ $ $ $ $ $ $

$ 6.650.000,00 $ (6.650.000,00) $ 6.650.000,00 -$ 6.650.000,00

2019 $ 5.716.836,23 $ 8.760,00 $ 390.258,00 $ 476.182,65 $ 5.240.653,58 $ 5.716.836,23 $ 7.126.182,65 -$ 1.409.346,43

2020 $ 5.109.011,73 $ 10.709,63 $ 322.068,19 $ 395.284,36 $ 4.713.727,37 $ 10.825.847,95 $ 7.521.467,01 $ 3.304.380,94

2021 $ 4.443.234,06 $ 13.093,16 $ 265.779,02 $ 329.502,35 $ 4.113.731,71 $ 15.269.082,01 $ 7.850.969,36 $ 7.418.112,65

2022 $ 3.799.169,66 $ 210.737,58 $ 16.007,17 $ 219.317,42 $ 487.070,58 $ 3.312.099,08 $ 19.068.251,67 $ 8.338.039,94 $ 10.730.211,73

2023 $ 3.189.282,77 $ 19.569,73 $ 180.980,99 $ 233.766,45 $ 2.955.516,31 $ 22.257.534,44 $ 8.571.806,40 $ 13.685.728,04

2024 $ 2.652.093,94 $ 23.925,17 $ 149.340,01 $ 200.168,01 $ 2.451.925,93 $ 24.909.628,38 $ 8.771.974,41 $ 16.137.653,97

2025 $ 2.220.375,30 $ 29.249,95 $ 123.269,73 $ 174.316,31 $ 2.046.058,99 $ 27.130.003,68 $ 8.946.290,72 $ 18.183.712,95

2026 $ 1.840.564,33 $ 210.737,58 $ 35.759,82 $ 101.728,56 $ 365.881,74 $ 1.474.682,59 $ 28.970.568,01 $ 9.312.172,46 $ 19.658.395,54

2027 $ 1.510.457,02 $ 43.718,53 $ 83.919,43 $ 141.934,06 $ 1.368.522,95 $ 30.481.025,02 $ 9.454.106,53 $ 21.026.918,50

2028 $ 1.242.507,89 $ 53.448,53 $ 69.278,87 $ 134.311,62 $ 1.108.196,27 $ 31.723.532,91 $ 9.588.418,15 $ 22.135.114,76

TASA 10%

PRI 0,38

VPN $ 38.113.071,83

TIR 235%

B/C 4,55



Análisis Económico FRN-007 reservorio T Inferior caso pesimista

131

Ingreso Total


Reacondicionamiento Costo agua Costo petróleo Egreso Total* FNE Ingresos acumulados

Egresos

acumulados

FNE

acumulado

$ $ $ $ $ $ $ $ $

$ 6.650.000,00

$

(6.650.000,00) $ 6.650.000,00 -$ 6.650.000,00

2019 $ 901.141,20 $ 8.760,00 $ 390.258,00 $ 476.182,65 $ 424.958,55 $ 901.141,20 $ 7.126.182,65 -$ 6.225.041,45

2020 $ 754.748,53 $ 10.709,63 $ 322.068,19 $ 395.284,36 $ 359.464,17 $ 1.655.889,73 $ 7.521.467,01 -$ 5.865.577,28

2021 $ 618.037,27 $ 13.093,16 $ 265.779,02 $ 329.502,35 $ 288.534,92 $ 2.273.927,01 $ 7.850.969,36 -$ 5.577.042,36

2022 $ 508.127,16 $ 210.737,58 $ 16.007,17 $ 219.317,42 $ 487.070,58 $ 21.056,58 $ 2.782.054,16 $ 8.338.039,94 -$ 5.555.985,78

2023 $ 411.951,41 $ 19.569,73 $ 180.980,99 $ 233.766,45 $ 178.184,96 $ 3.194.005,57 $ 8.571.806,40 -$ 5.377.800,82

2024 $ 335.357,77 $ 23.925,17 $ 149.340,01 $ 200.168,01 $ 135.189,75 $ 3.529.363,34 $ 8.771.974,41 -$ 5.242.611,07

2025 $ 280.976,12 $ 29.249,95 $ 123.269,73 $ 174.316,31 $ 106.659,81 $ 3.810.339,46 $ 8.946.290,72 -$ 5.135.951,26

2026 $ 235.308,93 $ 210.737,58 $ 35.759,82 $ 101.728,56 $ 365.881,74 -$ 130.572,81 $ 4.045.648,39 $ 9.312.172,46 -$ 5.266.524,07

2027 $ 197.516,25 $ 43.718,53 $ 83.919,43 $ 141.934,06 $ 55.582,18 $ 4.243.164,64 $ 9.454.106,53 -$ 5.210.941,89

2028 $ 165.441,36 $ 53.448,53 $ 69.278,87 $ 134.311,62 $ 31.129,74 $ 4.408.606,00 $ 9.588.418,15 -$ 5.179.812,15

TASA 10%

VPN -$ 3.644.829,16

TIR -21%

B/C 0,66



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UNIVERSIDAD CENTRAL DEL ECUADOR FACULTAD DE … · 2018-08-06 · universidad central del ecuador facultad de ingenierÍa en geologÍa, minas, petrÓleos y ambiental carrera de ingenierÍa