1 Trabajo Final de Petroleos Grupo 1 Octubre 2011

7/17/2019 1 Trabajo Final de Petroleos Grupo 1 Octubre 2011

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1

2011

BUENOS AIRES - 2011

“UNIVERSIDAD DE BUENOS AIRES”

FACULTAD DE INGENIERÍA IGPUBA

ESPECIALIZACIÓN DE PETRÓLEOS

TRABAJO FINAL DE ESPECIALIZACION

“PLAN DE DESARROLLO DE LAS ESTRUCTURAS: A, B, C, DE LA CUENCA ORIENTE DEL ECUADOR”

COORDINACIÓN

ING. VÍCTOR GOROSITOING. JOSÉ ESTRADA

INTEGRANTESSIGMAR CRUZLUCIA CORAL

EDINSON JIMÉNEZVÁSQUEZ JUAN CARLOS



2

ÍNDICE.

CAPITULO I ............................................................................................................................................. 4

1. GENERALIDADES ................................................................ .............................................................. 4

1.1 INTRODUCCION ............................................................. .............................................................. 4

1.2 OBJETIVOS ........................................................... .............................................................. .......... 5

1.3 UBICACIÓN ............................................................................................................. ..................... 5

1.4 MAPA DE UBICACIÓN .................................................................................. ................................ 6

1.5 ESTRATIGRAFIA POZO EXPLORATORIO, ESTRUCTURA A ........................................ ..................... 9

1.6 CALCULO DE RESERVAS .......................................................................................... ..................... 9

CAPITULO II .......................................................................................................................................... 10

2. PERFORACIÓN Y COMPLETACION DEL POZO EXPLORATORIO ............................................... ........ 10

2.1 PLAN DE PERFORACIÓN DEL POZO EXPLORATORIO UBA-1. ...................................................... 10 2.2 SOLICITUD DE PERFORACIÓN ............................................................................................ ........ 10

2.3 SUMARIO DE PERFORACION. .................................................................................................... 15

2.4 DIAGRAMA DE PERFORACION ................................................................................................... 16

2.5 COMPLETACION Y PRUEBAS INICIALES DEL POZO UBA-1 .......................................................... 17

2.6 DISEÑO DE LA BOMBA ELECTROSUMERGIBLE........................................................................... 20

2.7 DIAGRAMA DE PRUEBA INICIALES Y COMPLETACION ....................................................... ........ 23

2.8 PROYECCIONES DE PRODUCCION DE LA ARENISCA T INFERIOR, UBA-1 .................................... 24

2.9 FACILIDADES DE SUPERFICIE PARA EL POZO EXPLORATORIO UBA-1 ......................................... 25

CAPITULO III ......................................................................................................................................... 26

3. PLAN DE DESARROLLO ........................................................................................................... ........ 26 3.1 DESARROLLO DE LA ESTRUCTURA A .............................................................. ........................... 26

3.2 UBICACIÓN DE POZOS DE AVANZADA Y DE DESARROLLO, ESTRUCTURA A ............................... 27

3.3 COLUMNA ESTRATIGRÁFICA GENERALIZADA DE LA ESTRUCTURA A, ......... .............................. 28

3.4 CORRELACIÓN DE POZOS EXPLORATORIOS DE AREAS A, B, C............................................ ........ 29

3.5 RESERVAS DE POZOS DE LA ESTRUCTURA A ...................................................................... ........ 30

3.6 CRONOGRAMA DE PERFORACION ............................................................................................ 31

3.7 CRONOGRAMA DE COMPLETACIONES Y PRUEBAS INICIALES ........................................... ........ 32

3.8 PROYECCIONES DE PRODUCCIÓN, DESARROLLO DE LA ESTRUCTURA: ............................. ........ 32

3.9 FACILIDADES DE SUPERFICIE DE LA ESTRUCTURA A. .............................................. ................... 34

CAPITULO IV ........................................................................................................................................ 36

4. ANÁLISIS ECONÓMICO .................................................................................................................. 36

4.1 VARIABLES ECONOMICAS ......................................................................................................... 36

4.2 PRODUCCION DE POZOS DE LA ESTRUCTURA A. ......................................... .............................. 37

4.3 COSTOS ..................................................................................................................................... 38

4.4 FLUJO DE CAJA ............................................................... ............................................................ 38

CAPITULO V ......................................................................................................................................... 43

5. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES. ....................................................................................... 43



3

ÍNDICES.

Tabla 1-1: COORDENADAS UTM, ESTRUCTURA A ..................................... ................................................... 5

Tabla 1-2 : REFERENCIA DEL DATUM, POZO EXPLORATORIO UBA-1 .............................. ............................. 5

Tabla 1-3: TOPES Y BASES ESTIMADOS POZO EXPLORATORIO UBA-1 ......................................................... 9 Tabla 1-4 : CALCULO DE RESERVAS .............................................................................................................. 9

Tabla 2-1: CALCULO DE CAUDAL MAXIMO POZO UBA-1..... ............................................................... ........ 22

Tabla 2-2: PROYECCIÓN DE PRODUCCIÓN POZO UBA-1 ................ ............................................................ 24

Tabla 3-1: RESERVAS POZO DE AVANZADA UBA-1A .................................................................................. 30

Tabla 3-2: RESERVAS POZO DE DESARROLLO UBA-1B ............................................................ ................... 30

Tabla 3-3 : RESERVAS POZO DE DESARROLLO UBA-1C ........................................................... ................... 30

Tabla 3-4: PROYECCIONES DE PRODUCCIÓN, ESTRUCTURA: A, ARENISCA T ............................................ 33

Tabla 4-1 : VARIABLES ECONOMICAS ................................................................................................. ........ 36

Tabla 4-2 : PRODUCCION POZOS, ESTRUCTURA A .......................................................... ........................... 37

Ilustración 1-1: LINEA SÍSMICA 319 .............................................................................................................. 8

Ilustración 2-1: DISEÑO DE FACILIDADES UBA-1 ........................................................................................ 25

Ilustración 3-1: LINEA SISMICA 2096 W-E, POZOS AVANZADA Y DESARROLLO, ........................................ 27

Ilustración 3-2 : FACILIDADES DE SUPERFICIE DE LA ESTRUCTURA A. ........................................................ 35

Mapa 1-1 : UBICACION DE LA ESTRUCTURA: A ................................................................................. .......... 6

Mapa 1-2: MAPA ESTRUCTURAL TOPE ARENISCA T ................................................................ .................... 7

Mapa 3-1: POZOS AVANZADA y DESARROLLO, ESTRUCTURA AL TOPE T INFERIOR. .............................. 26

Formulario 2-1 : LA SOLICITUD DE PERFORACIÓN. .......................................................... ........................... 10

Formulario 2-2 : COMPLETACION Y PRUEBAS INICIALES DEL POZO UBA-1 ................................................ 17

Diagrama 2-1: DE PERFORACIÓN UBA-1 .................................................................................................... 16

Diagrama 2-2: CURVA DE FUNCIONAMIENTO DE UNA BOMBA .......................... ...................................... 21

Diagrama 2-3: PRUEBAS INICIALES Y COMPLETACION, UBA-1 .................................... .............................. 23

Diagrama 2-4: PROYECCIÓN DE PRODUCCIÓN POZO UBA-1 ............................... ...................................... 24

Diagrama 3-1 : COLUMNA ESTRATIGRÁFICA GENERALIZADA, POZO UBA-1, ............................................. 28

Diagrama 3-2: CORRELACIÓN DE POZOS EXPLORATORIOS DE AREAS A, B, C ............................................ 29

Diagrama 3-3 : CRONOGRAMA DE PERFORACIÓN, ESTRUCTURA A .................... ...................................... 31

Diagrama 3-4: CRONOGRAMA DE COMPLETACIONES Y PRUEBAS INICIALES ............................................ 32

Diagrama 3-5 PROYECCION DE PRODUCCION, ESTRCUTURA A, ARENISCA T .................................... ........ 34

Diagrama 4-1 FLUJO DE CAJA EN FUNCION DE TIEMPO ..................................................... ................... 40

Diagrama 4-2 SENSIBILIDAD DEL PROYECTO ............................................................ ........................... 42



4

CAPITULO I

1. GENERALIDADES

1.1 INTRODUCCION

Para la fase inicial de un Plan de Desarrollo de la Estructura A, de la Cuenca Oriente,

que cuenta con información sísmica 2D, es necesario recopilar información geofísica,

geológica y de reservorio, de estructuras o cuencas productivas cercanas, que ayuden

a determinar reservas iniciales de petróleo, que justifiquen la perforación del pozoexploratorio: UBA-1.

Con la existencia de petróleo en el pozo exploratorio, el siguiente paso es de

interpretar la información (registros eléctricos, VSP, núcleos, análisis PVT, pruebas de

presión y producción), que ayuden a obtener datos reales de: porosidad,

permeabilidad, saturaciones, factores volumétricos, viscosidades, presiones iniciales

de reservorio, punto de burbuja, radio de drenaje y producción acumulada. Con estos

parámetros se determinará reservas originales, remanentes, probadas y probables,

para recomendar la perforación de pozos de avanzada y de desarrollo.

Adicionalmente definida el área de la estructura A, contacto agua-petróleo y reservas

remanentes probadas, se debe establecer la estrategia de producción, para lo cual se

debe definir el Plan de Desarrollo de la Estructura A, en base a la extrapolación de la

tendencia de la historia de producción del pozo exploratorio.

Desarrollar la Estructura A, consiste en realizar un análisis económico, que permita

poner en marcha un proyecto y que tenga una buena rentabilidad económica; en esteanálisis se debe tomar en cuenta la perforación de pozos de relleno, producción de

nuevos reservorios productores, el reacondicionamiento de los pozos existentes, la

construcción y montaje de facilidades de superficie.

En este trabajo, se describirá de la forma más objetiva y realista posible, todas las

actividades de un Plan de Desarrollo, acorde a la realidad de la cuenca Oriente del

Ecuador, considerando, corte de agua, producción y tasas de declinación razonables;

y los flujos de caja que justifique la rentabilidad del proyecto.



5

842’

21’

863’

ELEVACION TALADRO (ET)

ELEVACION MESA ROTARIA (EMR)

DATUM

ELEVACION NIVEL DEL SUELO (ENS)

PUNTO X (m) Y (m)NW 300000 10020000

SW 300000 9995000

NE 320000 10020000

SE 320000 9995000

1.2 OBJETIVOS

1.2.1 GENERAL

Desarrollar un proyecto para las fases de: exploración y explotación de

petróleo.

1.2.2 GEOLÓGICOS

Adquirir información que permita calibrar la interpretación de la sísmica 3D.

Adquirir información que permita actualizar el Modelo Geológico del Campo.

1.2.3 PRODUCCION

Realizar el plan de desarrollo de la estructuras A, de la Cuenca Oriente del

Ecuador.

Perforar y probar la existencia de acumulaciones de petróleo, y dejar en

producción los Reservorios: Arenisca “U” y “T”.

1.2.4 ECONOMICOS

Realizar el análisis económico del desarrollo de la estructura “A”, en la

explotación y comercialización de petróleo.

1.3 UBICACIÓN

Las estructuras A, está ubicada en la cuenca Oriente del Ecuador, parte Norte del

Ecuador, provincia de Sucumbíos y se encuentra entre las siguientes coordenadas

UTM, tabla 1-1, tabla 1-2 y mapa1-1.

Tabla 1-1: COORDENADAS UTM, ESTRUCTURA A

Tabla 1-2 : REFERENCIA DEL DATUM, POZO EXPLORATORIO UBA -1



6

1.4 MAPA DE UBICACIÓN

Mapa 1-1 : UBICACION DE LA ESTRUCTURA: A



7

1.4.1 MAPA ESTRUCTURAL AL TOPE DE LA ARENISCA “T”.

De la interpretación de la sísmica 2D, se ha elaborado el mapa estructural al tope de la

arenisca “T”, mapa 1-2; en este mapa, se ha ubicado los pozos exploratorios: UBA-1

(ESTRUCTURA A ESTUDIO GRUPO 1), UBA-2 (GRUPO 2), UBA-3 (GRUPO3).

Mapa 1-2: MAPA ESTRUCTURAL TOPE ARENISCA T

UBA-3

UBA-1

LINE 319

N

EST. PROD.(CONCESIONARIO)

UBA-2



8

1.4.2 LINEA SISMICA (LINE-319)

I lust ración 1-1: LINEA SÍSMICA 319

El estudio de la Cuenca Oriente del Ecuador, se inicia en base a correlaciones con

otras cuencas productoras de petróleo o de otros estudios geológicos o geofísicos, se

procede a determinar el sistema petrolífero existente, determinando rocas: madre,

reservorio, sello, trampa estructural o estratigráfica y sus procesos de generación,

migración y entrampamiento de hidrocarburos.

Con esta información y previa obtención de la información sísmica 2D o geoquímica de

superficie en el área A, se explorará con la perforación del pozo exploratorio: UBA-1.

UBA-1 UBA-2 UBA-3

10 KM 10 KMSW NE

U

T

ESTRUCTURA A



9

1.5 ESTRATIGRAFIA POZO EXPLORATORIO, ESTRUCTURA A

A partir de la interpretación de la sísmica 2D, datos de cuencas y estructuras enproducción vecinas; se obtuvo los topes y bases estimadas, tabla1-3, para la

perforación del pozo exploratorio: UBA-1.

1.5.1 CUADRO DE TOPES ESTIMADOS.

EMR= 842

FORMACION/MIEMBRO REGISTROS

MD (PIES) TVD (PIES)TVD BNM

(pies)

CASING CONDUCTOR 800 42

CASING SUPERFICIAL 2700 -1858

BASAL TENA 2900 -2058

ARENISCA U 3850 -3008

BASE U 3890 -3048

ARENISCA T 6320 -5478

EXPLORATORIO UBA-1

Tabla 1-3: TOPES Y BASES ESTIMADOS POZO EXPLORATORIO UBA-1

1.6 CALCULO DE RESERVAS

En base a datos de pozos de estructuras o de cuencas cercanas, se ha estimado

reservas probables por el método volumétrico, mediante resolución determinística de

sus parámetros petrofísicos, tabla 1-4.

Tabla 1-4 : CALCULO DE RESERVAS

ESTRUCTURA A

POZO EXPLORATORIO: UBA-1

ARENISCAS: "U" y "T"

CALCULO DE PETROLEO EN SITIO Y RESERVAS

Np= 7758 * A * Ho * (1-Sw) * Porosidad / Boi.

ARENAS F.Conv.BL AREA Ho Sw PORO. Boi V.IN S. FR RESERVAS INICIALES

(ACRES) (Pies) (%) (%) (BR/BS) (STB) (%) (BN)

U 7.758 539 20 38 18 1,102 8.470.968 15% 1.270.645

T 7.758 539 50 30 19 1,013 27.455.706 15% 4.118.356

TOTAL 35.926.674 5.389.001

FR= 15% DE ACUERDO A M ECANISMO DE PRODUCCION "GAS EN SOLUCION"



10

CAPITULO II

2. PERFORACIÓN Y COMPLETACION DEL POZO EXPLORATORIO

2.1 PLAN DE PERFORACIÓN DEL POZO EXPLORATORIO UBA-1.

Calculada las reservas probables de una estructura, resultado del análisis geológico y

sísmico 2D, se inicia estudios de impacto ambiental, acuerdos comunitarios del lugar

donde perforará el pozo exploratorio; obtenido los respectivos permisos ambientales y

gubernamentales se inicia con el programa de perforación, formulario 2-1 (Ecuador).

2.2 SOLICITUD DE PERFORACIÓN

En el programa de perforación para el pozo exploratorio UBA-1, se desglosa: equipo

de perforación, brocas, lodos de perforación, cementación, registros eléctricos, casing,

control litológico y núcleos.

Form ulario 2-1 : LA SOLICITUD DE PERFORACIÓN.

DNH-00EEEPE01

POZO : BLOQUE : CAMPO :

OBJETIVO : MD 6493 TVD 6493

PROVINCIA : CANTÓN : Azimut :

X Y

309,666.91 10,007,477.74

309,666.91 10,007,477.74

CLASIFICACIÓN DEL POZO : Desarrollo Oriente

6499 TIPO DE POZO : Vertical

DIRECCI N NACIONAL DE HIDROCARBUROS

SOLICITUD DE PERFORACI N

1.1 DATOS GENERALES

EXPLORACIÓN Y EXPLOTACIÓN

ENCABEZADO

COMPAÑIAS CONTRATISTAS

CPEB

CONTROL GEOLOGICOPETROKEM

BRANDT

Elevación de la mesa rotaria (pies):

10000Distancia mas corta al limite del area de contrato (pies): Espaciamiento entre pozos :

Posición Geológica : Alto Estructural863

Putumayo

CUENCA DEL POZO :

Posición con respecto a la trampa :3°

LONGITUD CONDUCTOR

LATITUD CONDUCTOR

00° 04' 03.44" N

76° 42' 36.55" W

00° 04' 03.44" N

CEPHI 18-NW- 4b

Angulo Máximo de Desviación :

10

AnticlinalTIPO DE TRAMPA :FECHA INICIO PERFORACION :

PROFUNDIDAD PROGRAMADA :

Yacimientos T (Inf.) y U( Inf.); BT (Sec.)

Sucumbíos

TRATAMIENTO Y DISPOSICION DE DESECHOS

OBJETIVO :

Superficie

Inicio de Sección Horizontal

Parahuacu

LATITUD

1.2. LOCAL IZACION DEL POZO

COMPAÑIA OPERADORA

BAKER ATLAS

COMPAÑÌA/TORRE

PERFORACIÓN

SERVICIO

CEMENTACIÓN

FLUIDOS DE PERFORACIÓN

1. DATOS GENERALES

BAKER/FLUIDS

30 de agosto de 2011

No

FECHA DE PRESENTACION

842 Distancia al pozo mas cercano (pies) : 720' de PRH-2Elevación del Terreno (pies):

LONGITUD

PETROPRODUCCIÓN

REGISTROS ELÉCTRICOS

SCHLUMBERGER WELL SERVICES

Coordenadas UTM 76° 42' 36.55" W



11

Terrestre X Marino Torre Mastil

Marca : Tipo Taladro Capacidad(pies)

2000 NO.1347442

Mesa rotaria: Marca Modelo

D.I. (pulgs.) 37 1/2"

Top drive y sus características VARCO

máximo mínimo

HP rotarios :

5000

5000

5000

1 Anular BS CHINA FH35-35 13 5/8

1 Anular Diverter CHINA ST 13 5/81 Ram Preventor BS CHINA 2FZ35-70 13 5/8

0

0

15

1

20

7

3

2

7 5000

5000

500010000

5000

3000

Capacidad máxima de operación (PSI)

Terrestre (kms):

Aéreo (kms):

Marítimo (kms):

Tipo de arreglo

2.1 EQUIPO DE PERFORACION

ZI50D / 31500 50D 16400

3.2 PREVENTORES DE REVENTONES

Tipo Tamaño (pulg)

3 1/2

6360

800

6493 6493

Número Clase Marca

Construcción de Locación

Fluvial (kms):

No. De líneas al bloque viajero :

Carga crítica sobre el gancho (Mlbs) :

6320

6360

Año de fabricación de la torre : No. De permiso de importación de la torre

Transporte

Perforación

6320

3850

Desarmada

2700

3850

2900

38903890

2900

4.2 DIAS ESTIMADOS DE OPERA CIÓN

4. EQUIPO / DIAS ESTIMADOS

Armada del equipo

2700

Capacidad de carga estática, 1000 lbs :

3.1 CABEZAL DE CONTROL

10 3/4

2. EQUIPO DE PERFORACION

708

12

Capacidad nominal bruta : 708,620 lbs

Rango de RPM 228 60

TDS-11SA

707.7

BS China ZP375 DL 37.5"

Brida (pulg)

Capacidad torque (lbs/pies) : 24,354

Formación / Reservorio MD (pies) TVD (pies)

800 Transmis. a la rotaria, tipo : Electrica

3. VALVULAS DE SEGURIDAD

Diámetro (pulg) Presión de trabajo (PSI) Capacidad máxima de operación (PSI)

11

11

7 1/6

4.1 TRANSPORTE DEL EQUIPO

Completación

5.1 ESTRATIGRAFIA ESPERADA

1650 1650

5. ESTRATIGRAFIA ESPERADA (Topes)

800

Total (kms):

CASING CONDUCTOR

CASING SUPERFICIAL

BASAL TENA

ARENISCA U

BASE U

ARENISCA T

BASE T

PT

TIYUYACU



12

CADA

TVD (Pies) MD (Pies) TVD (Pies) MD (Pies) (pies)

2625 2625 3850 3850 30

3850 3850 6493 6493 10

TVD (Pies) MD (Pies) TVD (Pies) MD (Pies)

3850 3850 3910 3910

6320 6320 6380 6380



6493 6493 3000 3000

6493 6493 2625 2625

6493 6493 3000 3000

1:200 / 1:500 6493 6493 3000 3000

1:200 6493 6493 2625 2625

1:200 6493 6493 3000 3000

No. Diámetro (PIES) Tipo Boquillas Intervalo (pies)Peso

(1000 lbs)RPM

1 17 1/2 TRICONICA 0-1000 5/15 100/190

2 12 1/4 HC605S 7 X 10 1000-2600 10/25 80/190

3 12 1/4 HC606S 6 X 11 2600-5000 10/30 80/120

4 8 1/2 HC606S 7 X 11 5000-6500 10/20 100/180

Junta Peso (lbs/pie) Grado

NC-50 19.5 G-105

Externo Interno

3 8 3 150 Espiral

12 7 2 7/8 105 Espiral

Número Diámetro Tipo

Número Diámetro Herramientas

18 5 HWDP

Hughes Christensen

Diámetro Ext. (pulg.)

5

Hughes Christensen

Formación / Reservorio

Escala

HDIL-DAL-SP-CAL-GR (Open Hole)

DE A

*-ZLD-CN-* (Open Hole)

CBL-VDL-GR-CCL-SBT (Cased Hole)

Longitud (pies)

DE A

Ubicación sobre la broca (pies)

283.57, 280.98

Diámetro (pulg)No. de Juntas

Hughes Christensen

Marca

Hughes Christensen

5.5 PROGRAMA DE PERFILAJE DE POZO

Registro

Peso (lbs/pie) Tipo Longitud (pies)

5.2 PROGRAMA DE MUESTREO

Formación / ReservorioDE A

ORTEGUAZA/ TIYUYACU/ TENA

NAPO / HOLLIN

7000

5.4 TESTIGOS LATERAL ES

Formación / Reservorio DE

5.3 TESTIGOS DE CORONA

A

ARENISCA U

ARENISCA T

CBL-VDL-GR-CCL-SBT (Cased Hole)

*-ZLD-CN-* (Open Hole)

Ubicación sobre la broca (pies)

94

376

6.1.1 BROCA S*

6.1.2 TUBERIA DE PERFORACION

6.1.3 TUBERIA PESA NTE

6.1.4 ESTAB ILIZADORES

6.1.5 OTRAS HERRAMIENTAS

6. PROCESO DE PERFORACION

6.1 BROCA S

PRESENTACION

HDIL-DAL-SP-CAL-GR (Open Hole)



13

Peso(lbs/gal) Visc.(seg.) VP/YP Filtrado (c.c.) Sólidos (%)

9.2-9.8 40 - 45 10-12 / 13-15 N.C. <12.0

9.8-10.4 45 - 55 <20 / 15-25 10-<6 <10

TIPO CAMISA pulg.

PERFORACION PESANTE

1 0-1000 17 1/2 0 900 5 7 1/4 9.2-9.8 0.884

2 1000-2600 12 1/4 7 X 10 795 5 7 1/4 9.8-10.1 0.65

3 2600-5000 12 1/4 6 X 11 680 5 7 1/4 10.1-10.1 0.838

4 5000-6500 8 1/2 7 X 11 649 5 7 1/4 10-10.4 0.663

5 0.00 0 0 660 5 7 10.1-10.5 0.663

HHP/Area

SUP. (psi) JETS (psi)

345 140 164 2450 931

471 218 328 2551 1628

352 218 328 2375 1009

337 224 338 2666 937

326 221 333 2657 910

OBJETIVO :

H. (pulgs) REV. (pulgs) MD (Pies) TVD (Pies)

1 26 20 50 50 H-40 94

74 16 10 3/4 3200 3200 C-95 47

Método a utilizarse CONVENCIONAL

No. DE SACOS A PESO LECHADA ADITIVOS

H. (pulgs) REV. (pulgs) SER UTILIZADOS (LBS/GL)

1 Cola 16 10 3/4 3200 300 A 15.6 espumante, retardador

2 Relleno 16 10 3/4 2400 350 A 13.5 espumante, retardador

MD TVD CANTIDAD

Zapata Tipo: 3190 Centralizadores BISAGRA 10

Collarines: 3147 Raspadores:

Tapones Tipo: Otros:

GEL BENEX SYSTEM

PHPA-CO3Ca

Tipo de lodo

MARCA DE BOMBA

ANILLOS DE TOPE 2

PROFUNDIDAD (pies)DIAMETRO

BROCA (pulg.)BOQUILLAS (1/32")

Cada Cambio de Broca 1650' - P.T.

Frecuencia de medida

No. De medidas Profundidad (pies)Superficie -2702'Cada 800'

PRESION

511

748

Tipo instrumento a utilizar TOTCO 0° - 8°

6.1.8 CONTROL DE LA VERTICAL IDAD

Veloc. AnularDC (pies/min)

Veloc.boquil.(pies/seg.)

Veloc. Anular DP(pies/min)

388

POTENCIA FONDO (hp)

4.86

4.67

5.06

372

CAUDAL (GPM)DIAMETRO

Profundidad (pies)

0-1000

1000-P.T.

OILWELL-1100 PT-TRIPLEX (3)

NÚMEROPESO LODOS

Lbs/gal

6.1.7 PROGRAMA HIDRAULICO

PRIMERA ETAPA

TFA

358

TUBERIA DE REVESTIMIENTO

6.2 REVESTIMIENTO Y CEMENTACIÓN6.2.1 PROGRAMA DE TUBERIAS DE REVESTIMIENTO Y CEMENTACION

No. LECHADADIAMETRO INTERVALO A

CEMENTAR(PIES)CLASE

PROFUNDIDAD

GUIA

FLOTADOR

9.2-9.8

CEMENTACION

No. JUNTAS DIAMETRO DENSIDAD LODO(Lbs/gln)

PROFUNDIDAD GRADO PESO (lbs/pie)

STANDARD 9 5/8

6.1.6 PROGRAMA DE LODOS

MATERIALES A UTILIZARSE

Aislar acuíferos y asegurar revestimiento superficial.

9.77

3.44



14

OBJETIVO :

H. (pulgs) REV. (pulgs) MD (Pies) TVD (Pies)

77 8 1/2 7 6493-3200 6493-3200 C-95 26

Método a utilizarse CONVENCIONAL

No. DE SACOS A PESO LECHADA ADITIVOS

H. (pulgs) REV. (pulgs) SER UTILIZADOS (LBS/GL)

1 Cola 8 1/2 7 6493-2702 100 G 15.8 espumante, retardador

2 Relleno 8 1/2 7 2702-3200 800 G 13.5 nte, dispersante, perd. Fluido

MD TVD CANTIDAD

Zapata Tipo: 6486 Centralizadores BISAGRA 20Collarines: 6443 Raspadores:

Tapones Tipo: Otros:

X

DOLARES

250,000

95,000

80,000

490,000

100,000

110,000

0

0

0

60,000

15,000

0

0

0

0

0

0

0

0

240,000

0

0

0

0

0

80,0000

0TOTAL 1,520,000

ANILLOS DE TOPE 2

PROFUNDIDAD

No. JUNTASPROFUNDIDAD

FLOTADOR

CEMENTACION

MATERIALES A UTILIZARSE

PESO (lbs/pieGRADODIAMETRO DENSIDAD LODO

(Lbs/gln)

No. LECHADA /ETAPAS

Localización. (Plataforma y piscinas)

10.4

DIAMETRO INTERVALO ACEMENTAR(PIES)

CLASE

6.3 COSTOS ESTIMADOS

GUIA

STANDARD

PERFORACIÓN

SEGUNDA ETAPA

Aislar zonas de producción e intervalos acuíferos

TUBERIA DE REVESTIMIENTO Prod uccio n

Trabajo de cementación y cemento

Estudio ambiental; Contro de efluentes;Mitigación social

Material:Lodos y químicos.

VERTICAL DIRIGIDA "SLANT" DIRIGIDA "S" HORIZONTAL

Brocas

Vías de acceso

Movilización del taladro

Costo por perforación

Registros eléctricos

Completación y pruebas:

Fluídos de completación

Torre de reacondicionamiento del pozo

Punzonamientos

Toma de cores

Analisis de ripios

Servicios de perforación direccional

Supervisión de trabajos

Arbol de navidad

Tubería de producción 3 1/2"

Línea de flujo 4 1/2"

Instalación de línea de flujo

Trabajos de cementación (squeesse en la completación).

Trabajo contratado y de la compañía

Levantamiento artificial Eléctrico

Tubería de revestimiento

Completación de fondo. (Instalación).

Contingencias.

Combustibles

Control de sólidos

6.3.1 COSTOS ESTIMADOS DEL POZO



15

2.3 SUMARIO DE PERFORACION.

POZO : UBA-01: 02826

COSTO ESTIMADO : USD. $ 1'600.000,00

1 .- Taladro SINOPEC - 169 inicia operaciones el 05 de junio de 2011 a las 06H00.

2 .- Perforan con 1 broca Tricónica de 17-1/2" desde la superficie hasta 803' ( tope de casing conductor de 13-3/8" a 800' )

BROC A N o. T AM AÑO PROFUNDIDA D BA JA DA [PIES]PROFUDIDAD.

SACADA [PIES] PIES

PERFORADOS1 17-1/2" 0 803 803

3.- Bajan casing de 13-3/8", C-95, 72 LBS/FT, BTC, 19 tubos hasta 800'. Zapato a 800'

4.- Realizan cementación del casing de 13-3/8" con 200 Sxs de cemento tipo " A ". 55 BLS de lechada de 15,2 LPG. Aditivos: ( 7 GLS de D047 + 21 GLS de D080 + 660 LBS de S001 ).

5.- Perforan con 2 brocas de 12-1/4" desde 803' hasta 2702' ( tope de casing superficial de 10-3/4" a 2700' ). Como s igue:


SACADA [PIES] PIES

PERFORADOS

2 (TRICONICA) 12-1/4" 803 1650 8473 (PDC) 12-1/4" 1650 2702 1052

Registro de desviación tipo "totco" señala desviación máxima de 0.2º a 800' y 0.5º a 2700'

6.- Bajan casing de 10-3/4", K-55, 40.5 LBS/FT, BTC, 54 tubos hasta 2701'. Zapato guía a 2700', Collar flotador a 2660'. Utili-zan 6 Centralizadores.

7.- Realizan cementación de casing de 10-3/4" con 700 Sxs de cemento tipo " A ". 210 BLS de lechada de 13,5 LPG + Aditivos:( 20 GLS de D047 + 15 GLS de D080 + 80 GLS de D197 ). Asientan tapón con 2200 PSI. Back Flow 4 BLS

8.- Perforan con broca PDC de 8-1/2" desde 2702' hasta 6493' ( tope de casing de 7" a 6476' ). Como sigue:


SACADA [PIES] PIES

PERFORADOS

4 8-1/2" 2702 6493 3791

Registro de desviación tipo "totco" señala desviación máxima de 0.3º a 6493'

9.- SCHLUMBERGER corre Registros Eléctricos con: AIT-MSFL-MLL-TLD-CNL-CAL-SP-GR, y FMI-DSI-GR, registra

desde 6400' hasta 2702' (3699').

10.- Bajan casing de producción de 7", C-95, 26 LBS/FT, LTC, 8RD, 135 tubos hasta 6476'. Zapato guía a 6476'', Collar flotador

a 6410'. Utilizaron 10 Centralizadores.

17.- Realizan cementacion de casing de 7" en dos etapas:

Primera etapa: 450 Sxs de cemento tipo " G ". 210 bls de lechada de 13,5 LPG y Aditivos: ( 17 GLS de D047 + 1000 LBS

de D020 + 12 GLS de D080) + 35 bls de lechada principal de 15,8 LPG y Aditivos: (3 GLS de D 047 + 4 GLS de D 080 +

18 GLS de D197). Asientan tapón con 1700 PSI. Back Flow 6 BLS.

Segunda etapa (DV-Tool localizado a 4000'): 410 Sxs de cemento tipo "G": 230 bls de lechada de 13,5 LPG y Aditivos

( 17 Gls de D047 + 800 LBS de D020 + 12 GLS de D080). Back Flow: 10 BLS.

18.- Esperan fraguado de cemento. Desarman BOP, adaptador e instalan cabezal.

19.- Finalizan operaciones de perforación el 01 de julio de 2011 a las 21:00 horas

ESTIMATIVO

SUMARIO DE PERFORACION





17

2.5 COMPLETACION Y PRUEBAS INICIALES DEL POZO UBA-1

A continuación se detalla los resultados de terminación y pruebas iniciales del pozo

exploratorio UBA-1, perforado en la Estructura A, en los formatos que solicita el

gobierno del Ecuador.

Formu lar io 2-2 : COMPLETACION Y PRUEBAS INICIALES DEL POZO UBA -1

DNH-00EEEPR02

BAKER ATLAS

SUBTOTAL

TOTAL

MATERIAL

U. DE EVALUACION (MTU)

0

QUICK CONECTOR

841,600

HALLIBURTON U. BOMBEO + HERRM.(SQZ)

GASTOS

2,000

20,000150,000

4,500

13,500

VERTICAL

PRUEBA1. PRUEBA DE PRODUCCION

ANTICLINAL26-ago-11 EXPLORATORIO 863'

OBJETIVO

PROFUNDIDAD (Pies)

6234'ASENTAMIENTO BES

HASTA

6499'

COMPLETACION Y PRUEBAS INICIALES

UBA-01

FECHACOMPLETACION

BLOQUE CAMPO

UBA

TIPO POZO CLASIFICACIÓN ELEVACIÓN DE LA MESA ROTARIA (Pies)ESTRUCTURA

1

6332'

3871'4 ½" 5 DPP

" U sup "

TOTAL MEDIDA

DIRECCIÓN NACIONAL DE HIDROCARBUROS

EXPLORACIÓN Y EXPLOTACIÓN

RESULTADO DE TERMINACION Y PRUEBAS INICIALES E INYECTIVIDAD

PENETRACIÓN DIÁMETRO ORIFICOARENA DIÁMETRO CAÑÓN CARGA TIPO

1

POZO

"U"

Nº Solicitud Aprobada

DATOS GENERALES

EPPETROECUADOR

ARENACOMPAÑÍA

CONTRA TANQUE BOTA CON ELEMENTOSTCP, TUBERIA, EMPACADURA

OBSERVACIONESHERRAMIENTAS DE PRUEBA TIPO DE SISTEMA DE PRUEBA

DESDE

EXTRA DPHMX

10-ago-2011 6347'" U inf "62.63"

HIDRAULICO JET

3881'

INSTALACION DESUPERFICIE PARA ELCONTROL DE PRUEBA

0,478"

2. HERRAMIENTAS

110-ago-2011

PRUEBA

FECHANº

DISPAROS

INTERVALO(pies)

6,000CENTRILIFT

UNIDAD DE WIRE LINE

EQUIPO DE SUBSUELO Y SUPERFICIE

TRIBOILGAS-06 MOVIMIENTO DE LA TORRE (20 KMT)

INVERSIÓNCOMPAÑÍA SERVICIO3. COSTOS REALES DE OPERACIÓN

TRIBOILGAS-066,500

15,000250,000TRABAJO DE LA TORRE (25 D+ 0 HR)

QUIMICOS (CONTROL DE POZO) 1,600350,000

DYGOIL

U. BOMBEO (PRUEBA DE ADMIS)

TRIBOILGAS-06 SUPERVISION Y TRANSPORTE

BAKER ATLAS

SOLIPET SERVICIO DE SPOOLER

ADRIAL PETROCENTRILIFT

UNIDAD DE CABLE ELECTRICO

TCP + HERRAMIENTAS

HALLIBURTON

SUPERVICION E INSTALACION BES

2,000

SERTECPET

841,600

2,500

18,000



18

1.- Rig Triboilgas-06, inicia operaciones el 01 de agosto de 2011 a las 06H00.

2.- Retiran cabezal. Arman BOP 11" x 5000 PSI, prueban con 1500 PSI, OK.

3.- Bajan broca de 6-1/8" y canasta de 7". Muelen restos de cemento desde 3995' hasta 4002' (7') y bajan libre hasta 6395'.Limpian desde 6395' hasta 6408' (13'). Collar Flotador localizado a 6410'. Circulan. Sacan.

4.- Bajan junk mill de 6-1/8" en drill pipe de 3-1/2" hasta 6408' sin dificultad. Circulan. Sacan.

5.- Cía. Baker Atlas toma Registro de Cemento (SBT-GR-CCL) desde 6408' hasta 2700' (3708') sin presión. Existe malcemento desde 6360' hasta 6320' (40'). Se toma registro de cemento con 500 psi de presión, se confirma mal cementoen el intervalo descrito.

6.- Cía. Baker Atlas con cable eléctrico baja cañones de squeeze y punzona el siguiente intervalo:

7.- Bajan conjunto de prueba con Retrieve Matic de 7" x 2-7/8" en tubing de 3-1/2". Asientan R. Matic a 6300'. Prueban anular con 800 PSI, ok. Wire Line recupera std. Valve desde Nogo.

8.- Cía. Halliburton realiza prueba de admisión de arena "Tinf" ( 6353' - 6357' ) con 3450 PSI a 0,3 BPM. ( formaciónno admite ). Cía. Halliburton preparan químicos e inyecta HCl al 15% a las formación. Presión inicial = 3100 PSI a0,4 BPM. Presión final = 2500 PSI a 1,2 BPM. Desasientan packer. Sacan Conjunto de prueba.

9.- Bajan retenedor de cemento EZ-Drill de 7" y setting tool en tubing de 3-1/2". Técnico de Cía. Halliburton asienta retenedorde cemento a 6300', prueban con 900 PSI, OK. Realizan prueba de admisión con 2620 PSI a 3,5 BPM. Preparan lechadade cemento con 150 Sxs (31 BLS). Realizan cementación forzada a la arena "Tinf". Camara=1 BLS. Formación = 25 BLS,Reversan = 5 BLS. Sacan drill pipe de 2-7/8" con setting tool.

10.- Bajan broca de 6-1/8" en drill pipe de 2-7/8" hasta 6300'. Muelen cemento desde 6290' hasta 6300' (10'). Muelen EZ-Drillde 7" desde 6300' hasta 6303' (3'). Muelen cemento desde 6303' hasta 6353' (50'), bajan libre hasta 6468'. Circulan.Sacan broca de 6-1/8".

11.- Bajan broca de 6-1/8" y raspatubos de 7" hasta 6468'. Circulan. Limpian. Sacan quebrando drill pipe.

12.- Cía. Baker Atlas registra SBT-CBL-GR-CCL, desde 6465' hasta 6260' (205'), cemento bueno en zona de interés.

13.- Cía. Baker Atlas arma y baja conjunto TCP con cargas Extra DP HMX de alta penetración en tubería SEC de 3-1/2"clase "A" hasta 6360' (colchón de agua: 2500'). Correlacionan profundidad de cañones con Registro Gamma Ray. Asientan Retrieve Matic de 7" a 6260'. Prueban anular con 800 PSI, OK. Sueltan barra detonadora y punzonan elsiguiente intervalo de la arena "T inf":

Arena "T Inf." : 6332' - 6347' (15') a 5 DPP

Soplo fuerte. Cía. Dygoil slick line asienta std valve de NO-GO de 3-1/2". Abren camisa de circulación con cable3/16", ok. Cía. Sertecpet desplaza bomba Jet-10J de camisa. Evalúan arena "Tinf.":

14.- Reversan bomba Jet-10J. Garganta y nozzle, ok. Cía. Dygoil Slick line baja elementos de presión acoplados a std valve de

NO-GO de 3-1/2". Cía. Sertecpet desplaza bomba Jet-9J de camisa. Continúan evaluando arena "Tinf" con unidad MTUde Cía. Sertecpet al tanque del rig:

Cierran pozo por 18 horas para restauración de presión (Build up). Recuperan bomba jet y elementos de presión.Datos de B ui ld up : Pws = 2255 psi ; Pwf = 1887 psi para un caud al de 543 Bls/día.

15.- Controlan pozo con agua filtrada y tratada con agentes densificantes a 8.9 LPG. Desasientan Packer y sacan conjuntoTCP en tubería de 3-1/2". Cañones salen disparados 100%.

16.- Cía. Baker Atlas asienta con cable eléctrico tapón CIBP @ 3980' para aislar arena "Tinf".

17.- Cía. Baker Atlas arma y baja conjunto TCP con cargas Extra DP HMX de alta penetración en tubería SEC de 3-1/2"clase "A" hasta 3895' (colchón de agua: 2000'). Correlacionan profundidad de cañones con Registro Gamma Ray.

Asientan Retrieve Matic de 7" a 3800'. Prueban anular con 800 PSI, OK. Sueltan barra detonadora y punzonan elsiguiente intervalo de la arena "U inf":

Arena "U Inf." : 3871' - 3881' (10') a 5 DPP

TBR = 16290, BFPD = 543, BSW = 30 %, BPPD = 380, THE = 30, SALINIDAD = 6900 ppm Cl- , °API = 29.3

Arena "T Inf." : 6353' - 6357' (4') a 5 DPP para SQZ

4. PROCEDIMIENTO DE OPERACIÓN DE LA PRUEBA


Bsw se estabiliza en 20% luego de 45 horas de evaluación con bombeo hidráulico.



19

Soplo débil. Cía. Dygoil slick line asienta std valve de NO-GO de 3-1/2". Abren camisa de circulación con cable3/16", ok. Cía. Sertecpet desplaza bomba Jet-10J de camisa. Evalúan arena "Uinf.":

Cierran pozo por 16 horas para restauración de presión (Build up). Recuperan bomba jet y elementos de presión.Datos de B ui ld u p: Pws = 1050 psi ; Pwf = 710 psi para un c audal d e 120 Bls /día.

18.- Reversan bomba Jet-10J. Controlan pozo con agua filtrada y tratada de 8.3 LPG. Desasientan packer. Sacan conjunto TCP.Cañones salen disparados 100%.

19.- Bajan Setting tool (Retenedor de cemento + Stinger) en tubería de 3-1/2" hasta 3830'. Asientan Retenedor @ 3830'. AcoplanStinger y prueban admisión de arena "Uinf" con 1000 psi @ 1.5 BPM (buena admisión). Proceden a realizar cementaciónforzada de la arena "Uinf" con 200 sacos de cemento ultrafino tipo "G" (18 Bls de lechada). Presión de cierre: 2500 psi.Bls a la formación: 13 bls. En cámara: 2 bls. Reversan: 3 bls.

20.- Sacan Stinger en tubería de 3-1/2". Esperan 12 horas para fraguado de cemento.

21.- Bajan broca de 6-1/8" y canasta en tbg de 3-1/2" hasta 3830'. Muelen retenedor de cemento @ 3830' y continúan moliendocemento duro hasta 3890'. Bajan libre hasta 3980' (profundidad de CIBP). Circulan, limpian y sacan.

22.- Bajan nuevo BHA moledor con broca de 6-1/8" en tbg de 3-1/2". Muelen CIBP a 3980'. Bajan libre hasta 6408'. Circulan,limpian y sacan.

23.- Bajan BHA de limpieza con broca de 6-1/8" y raspatubos en tbg de 3-1/2" hasta 6408'. Circulan, limpian y sacan.

24.- Técnico CENTRILIFT arma equipo BES:

1 Centralizador de 6-1/8"1 Sensor Centinel, Serie 4501 Motor 114 HP / 2330 Volt / 30 Amp, Serie 5401 Protector, Serie 5131 Separador de Gas , Serie 5131 Bomba Centrilift GC-1700 ( 98 Etapas ), Serie 5131 Descarga 2-3/8", Serie 400

Se utiliza Cable Eléctrico Plano No. 5 AWG con capilar de 3/8"

25.- Bajan equipo BES Centrilift GC-1700 en tubing de 3-1/2" SEC clase "A", midiendo, calibrando y probando con 3000 psicada 20 paradas hasta 4100', realizan empate de cable y continúan bajando hasta 6310'. Se conecta tubo capilar de3/8" bajo el hanger. Retiran BOP y casing spool. Asientan tubing hanger, prueban, OK.

26.- Técnico de Adrialpetro realiza paso y asilamiento del cable y capilar a través del donut hanger. Asientan en sección "B",instalan cabezal BES. Instalan quick conector y capilar sobre el hanger tubing. Se realiza prueba de rotación, OK.

27.- Realizan prueba de funcionamiento de BES y producción de las arenas "Tinf" durante 10 hrs hacia el tanque bota:

28.- Finalizan operaciones el 26 de agosto del 2011 a las 20H00.

Nomen clatura ut i l izada:

BFPD = Barriles de Fluido por díaBPPD = Barriles de Petróleo por díaBSW = Corte de agua (Basic Sediment & Water)TBR = Total Barriles de Fluido RecuperadosTHE = Total Horas EvaluadasSQZ = Cementación Forzada (Squezze)PWS = Presión Estática de Reservorio (Pressure Well Static)PWF = Presión de Fondo Fluyente (Pressure Well Flow)

Ing. Ju an Carlo s Vásqu ez

Preparado por Ing. Sigmar Cruz

Nombre Firma

GRUPO 1

7. ANEXOS

TBR = 17800, BFPD = 1780, BSW = 20%, BPPD = 1424, Horas = 10, Frec = 60 Hz, °API = 29.3

No. Registro

Revisado y de Acuerdo Ing . Lu cía Co ral

Superintendente de Operaciones Ing . Edis on Jim énez

Coordinador Senior de Ing. Petroleos


Bsw se estabiliza en 80% luego de 22 horas de evaluación con bombeo hidráulico.



20

2.6 DISEÑO DE LA BOMBA ELECTROSUMERGIBLE

2.6.1 CONSIDERACIONES PARA EL DISEÑO DE LA BOMBA

1) Se considera al pozo exploratorio UBA-1, como productor de un yacimiento queposee un punto de burbuja medianamente alto (aprox. 700 psi) que es lo más

común en los pozos del Ecuador, para lo cual se incrementó la carga de fluido

sobre el intake de la bomba con el fin de evitar que se produzca gas en la succión,

lo que significó por cierto, sacrificar algo de producción.

2) El diseño de la bomba, procura flujo monofásico en la succión de la bomba todo el

tiempo. Habrá flujo multifásico (producción de gas con el fluido) en el instante en

que la carga de fluido sobre el intake sea menor al punto de burbuja.

3) En la construcción de la curva IPR (Inflow Performance Relationship) se aplicó la

fórmula del Indice de Productividad (J) para Pwf mayores al Pb, y la ecuación de

Vogel para flujo multifásico (Pwf menores al Pb), diagrama 2-2.

4) En nuestro diseño se colocó el intake de la bomba a 30 mts por sobre el segundo

punzado para asegurarnos la velocidad mínima de fluido por entrecaños y

maximizar la producción. Esto nos permite además que la temperatura del fluido no

afecte el funcionamiento de la bomba, es decir, el equipo no necesariamente debeir "encamisado" (protegido).

5) Para evitar la producción de gas en el intake, y con el fin de no adicionar un

separador centrífugo, se trabajará con un nivel de fluido dinámico por sobre el

intake de 686 mts que equivalen a 71.1 kg/cm2 ó 1011 psi (es decir 21.1 kg/cm2 ó

300 psi por sobre el punto de burbuja). Este nivel de fluido sobre la bomba nos

asegura dos cosas: A) Que no se produzca "pump off" por pérdida de nivel, y B)

Que no haya conificación prematura en caso de que el contacto agua-petróleo se

encuentre cerca a los punzados, recuperación de petróleo a largo plazo.

6) Con las consideraciones anteriores, el nivel dinámico por sobre el segundo

punzado será de 716 mts, es decir 1214 mbbdp.

7) La profundidad del intake de la bomba quedará a 1900 metros bajo boca de pozo.

8) Existe una distancia razonable de 30 m. entre el "intake" y el "punzado inferior".

9) Nivel estático (Pws) y Niveles dinámicos (Pwf) del pozo, están referenciados alpunzado inferior.



21

Diagrama 2-2: CURVA DE FUNCIONAMIENTO DE UNA BOMBA

CENTRILIFT GC-1700 SERIE 513 (PARA 1 ETAPA )

2.6.2 CAUDAL MÁXIMO DE EXTRACCIÓN (IPR)

Para el diseño de equipo de BES, para fluido multifásico (Pwf1 < Pb < Pwf2), es decirse toma en cuenta un tipo de yacimiento subsaturado y saturado, detallado en lossiguientes cálculos:



22

2.6.2.1 CALCULO DE CAUDAL MÁXIMO DE EXTRACCIÓN (IPR)

Tabla 2-1: CALCULO DE CAUDAL MAXIMO POZO UBA-1

2.6.2.2 GRAFICO IPR

Diagrama 2-3: CURVA IPR, POZO EXPLORATORIO UBA -1



23

2.7 DIAGRAMA DE PRUEBA INICIALES Y COMPLETACION

El pozo queda produciendo del reservorio arenisca “T” Inferior, diagrama 2-3.

Diagrama 2-3: PRUEBAS INICIALES Y COMPL ETACION, UBA-1

EMR = 863' Perforado: 01-Jul-2011ES = 842' Completado : 26-Ago-2011MR = 21'

13 3/8" CASING CONDUCTORCEMENTADO CON 200 SXS TIPO "A"

10 3/4'' CASING SUPERFICIALK-55, 40.5 #/P, 54 TUBOS

ZAPATO GUIA SUPERFICIALCEMENTADO CON 700 SXS TIPO "A"

CABLE ELÉCTRICO PLANO 7" CASINGNo. 05 AWG CON CAPILAR C-95, 26 #/P, LTC, 8 RD, 135 TUBOS

DV-TOOL CEMENTADO CON 910 SXS. TIPO "G"

3 1/2" EUE, N-80, 9.3 #/P, 196 TUBOS + 1 PUP JOINT

3 1/2" CAMISA DE CIRCULACIÓN ( ID=2,81 )

3 1/2" EUE, N-80, 1 TUBO3 1/2" EUE, NO-GO CON ST.VALVE ( ID=2,75 )3 1/2" EUE, N-80, 1 TUBO

3 1/2" x 2 3/8", CROSS OVER 2 3/8" EUE, DESCARGA, SERIE 400

BOMBA CENTRILIFT GC-1700 ( 98 ETAPAS ), SERIE 513

MOTOR 114 HP, 2330 VOLT, 30 AMP, SERIE 540SENSOR CENTINEL, SERIE 4506 1/8" CENTRALIZADOR

COTD

COLLAR FLOTADOR

ZAPATO GUÍA DE FONDOCEMENTADO CON 450 SXS TIPO "A"

PT(D) = 6493'PT(L) = 6496'

6353' - 6357' ( 4' ) SQZ

Grupo No. 1

UBA - 01

Arena Tinf. @ 5 DPP6332' - 6347' ( 15' )

Arena Uinf @ 5 DPP3871' - 3881' ( 10' ) SQZ

Completación & Pruebas Iniciales

SEPARADOR DE GAS, SERIE 513

2700'

6147'

6181'

6215'

6234'

6265'

6310'

6410'

6476'

P

S

PROTECTOR, SERIE 5136286'

6408'

800'

4000'



24

2.8 PROYECCIONES DE PRODUCCION DE LA ARENISCA T INFERIOR, UBA-1

Del pozo exploratorio UBA-1, se obtuvo reservas probadas de petróleo de alrededorde 4,118,356 barriles. Para drenar dichas reservas se ha realizado la siguiente

proyección de producción, con una declinación anual efectiva del 8%.

Tabla 2-2: PROYECCIÓN DE PRODUCCIÓN POZO UB A -1

Diagram a 2-4: PROYECCIÓN DE PRODUCCIÓN POZO UBA -1

200

300

400

500

600

700

800

900

1000

1100

1200

1300

1400

1500

2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024

P R O D U C C I Ó N

D I A R I A

D E

P E T R Ó L E O

( B P P D )

TIEMPO (AÑOS)

POZO UBA-01DECLINACIÓN DE PRODUCCIÓN DE PETRÓLEO

PETRÓLEO



25

2.9 FACILIDADES DE SUPERFICIE PARA EL POZO EXPLORATORIO UBA-1

I lustración 2-1: DISEÑO DE FACILIDADES UBA-1

Para el almacenamiento y transporte de la producción de petróleo, del pozo

exploratorio UBA-1, de 1.780 BFPD, (1.424 BPPD, BSW del 20%), y al ser un único

pozo, se debería tener un tanque de almacenamiento de 10.000 barriles y transportar

el petróleo a la estación más cercana ubicada a 20Km de la estructura B, por medio de

un Vacuum.

Adicionalmente previo al plan de desarrollo de la estructura A, se debería iniciar la

construcción de un oleoducto dirigido a la estación más cercana ubicada a 20 Km., de

la estructura B.



26

CAPITULO III

3. PLAN DE DESARROLLO

3.1 DESARROLLO DE LA ESTRUCTURA A

En el desarrollo de la estructura A, se ha planificado la perforación de 4 pozos, mapa

3-1, con el objetivo de drenar el petróleo existente, detallado a continuación:

TIPO DE POZO AVANZADA DESARROLLO DESARROLLO DESARROLLO

NOMBRE UBA-1A UBA-1B UBA-1C UBA-1D

Mapa 3-1: POZOS AVANZADA y DESARROLLO, ESTRUCTURA AL TOPE T INFERIOR.

POZO AVANZADA UBA-1A

POZO DESARROLLO UBA-1B

POZO DESARROLLO UBA-1C

POZO DESARROLLO UBA-1D

EXPLORATORIOUBA-1



27

3.2 UBICACIÓN DE POZOS DE AVANZADA Y DE DESARROLLO, ESTRUCTURA A

Para definir el diseno de los pozos a perforarse en la estructura A, de la Cuenca

Oriente del Ecuador, se expone la ilustración 3.1, en el cual se observa los cuatro

pozos direccionales, apartir de la plataforma del pozo exploratorio UBA-1.

I lustración 3-1: LINEA SISMICA 2096 W-E, POZOS AVANZADA Y DESARROL LO,

ESTRUCTURA A

1B 1 1C 1D 1A



28

0 GR(API) 300

-150 SP( MV) 150

1 LLD( OHM-M) 10000

1 MSFL( OHM-M) 10000

BASAL TENA

CALIZA M2

CALIZA A

U SUPERIOR

U MEDIA

U INFERIOR

CALIZA B

T SUPERIOR

T INFERIOR

Fm. TENA

ALBIANO

CENOMANIANO

TURONIANO

CONIACIANO

SANTONIANO

CAMPANIANO

MAASTRICHTIANO

N A P O B

A S A L

N A P O I

N F E R I O R

N A P O M

E D I O

N A P O S

U P E R I O R

M E S O Z O I C O

C R E T A C I C O

EDAD MIEMBRO LITOLOGIA

I , , I , I

, I I I , I

I , I I ,

I , , I , I

, I I I , I

I , I I , I

I , , , I

I I , , I I

I , I I , I

I , I I , I

, I I I ,

I I , I

I , , ,

I , I I , ,

I I I , I I ,

CALIZA M1 I I I , ,

I , , ,

I I I , I , I ,

ARENISCA

ARENISCA

ARENISCA

ARENISCA

ARENISCA

I , I

,

I I I , ,

I , , ,

,

I I

I I I , ,

I , , ,

,

, I I , I

I I I , I I , I

I I I , I , I ,

I I

I I I , I , I ,

I I

I , , ,

I , I I , ,

I I I , I I ,

I I I , I I , I

I I I , I , I ,

I I

I , , I , I

, I I I , I

I , I I , I

, I I , I

I I , I I

I I I , ,

I , , ,

,

3.3 COLUMNA ESTRATIGRÁFICA GENERALIZADA DE LA ESTRUCTURA A,POZO UBA-1, CON INTERVALOS PUNZADOS

Diagrama 3-1 : COLUMNA ESTRATIGRÁFICA GENERAL IZADA, POZO UBA -1,

CON INTERVALOS PUNZADOS

2900 pies



29

3.4 CORRELACIÓN DE POZOS EXPLORATORIOS DE AREAS A, B, C

Para el desarrollo de la estructura A, se realizó correlaciones estratigráficasestructurales con pozos cercanos al área.

OESTE ESTE

Diagrama 3-2: CORRELACIÓN DE POZOS EXPLORATORIOS DE AREAS A, B , C

UBA-3UBA-1 UBA-2

U Inferior

ESTRUCTURA A(AREA DE ESTUDIO) ESTRUCTURA B ESTRUCTURA C

T Inferior



30

3.5 RESERVAS DE POZOS DE LA ESTRUCTURA A

A continuación se expone las reservas de los pozos de avanzada y de desarrollo de la

estructura A, tablas 3-1, 3-2, 3-3 y 3-4 que permitirá realizar el Plan de Desarrollo de la

estructura A.

Tabla 3-1: RESERVAS POZO DE AVANZADA UBA -1A

Tabla 3-2: RESERVAS POZO DE DESARROLLO UBA -1B

Tabla 3-3 : RESERVAS POZO DE DESARROL LO UBA -1C

ESTRUCTURA A

POZO DE AVANZADA: UBA-1A






U 7.758 264 2 45 18 1,102 368.214 15% 55.232

T 7.758 264 45 36 19 1,013 11.070.141 15% 1.660.521

TOTAL 11.438.355 1.715.753

FR= 15% DE ACUERDO A MECANISMO DE PRODUCCION "GAS EN SOLUCION"

ESTRUCTURA A

POZOS: UBA-1B






U 7.758 264 0 - - - - - -

T 7.758 264 50 34 17 1,013 11.349.322 15% 1.702.398

TOTAL 11.349.322 1.702.398


ESTRUCTURA A

POZO: UBA-1C






U 7.758 264 0 - - - - - -

T 7.758 264 45 34 17 1,013 10.214.390 15% 1.532.158

TOTAL 10.214.390 1.532.158




31

Tabla 3-4: RESERVAS POZO DE DESARROLLO UBA -1D

3.6 CRONOGRAMA DE PERFORACION

De acuerdo a la interpretación sísmica y el pozo exploratorio: UBA-1, se ha realizado

un Plan de Desarrollo, que consiste en perforar 4 pozos, 1 de avanzada y 3 de relleno,

detallado en el siguiente cronograma tentativo de perforación, Diagram a 3-3 , espera del

resultado de los pozos de avanzada: UBA-1A.

Diagrama 3-3 : CRONOGRAMA DE PERFORACIÓN, ESTRUCTURA A

Se debe tomar en cuenta que, el pozo exploratorio se evaluará y de acuerdo al análisis

de los resultados de este pozo, se perforará un pozo de avanzada, que limitará la

estructura, hasta donde se extiende la falla.

Si los resultados son positivos del pozo exploratorio y de avanzada, se perforarán los

pozos de desarrollo o de relleno, entre el área de los pozos antes mencionados,

aprovechando la misma plataforma.

ESTRUCTURA A

POZO: UBA-1D






U 7.758 264 0 - - - - - -

T 7.758 264 40 34 17 1,013 9.079.458 15% 1.361.919

TOTAL 9.079.458 1.361.919


CRONOGRAMA DE PERFORACION DE LA ESTRUCTURA A

UBA-1

EXPLORATORIO

dic-11oct-11 n ov-11 ene-12

UBA-1D

AVANZADA DESARROLLO DESARROLLO DESARROLLO

feb-12 mar-12 abr-12

UBA-1A UBA-1B UBA-1C



32

3.7 CRONOGRAMA DE COMPLETACIONES Y PRUEBAS INICIALES

Adicional a la perforación y con el fin de justificar las inversiones del desarrollo de la

estructura A, se expone un crograma tentativo de completación y pruebas iniciales,

diag rama 3-4.

Diagrama 3-4: CRONOGRAMA DE COMPLETACIONES Y PRUEBAS INICIALES

Como se manifestó, se completará el pozo exploratorio con el mismo taladro de

perforación y se moverá el taladro de perforación a otro PAD, en la misma plataforma.

Seguidamente se seguirá armando el taladro de evaluación o de pruebas iniciales,

cuidando con todas las normas de seguridad (Motobomba de agua), ya que se tendrá

operando a la vez dos taladros uno de perforación y uno de completación, los tiempos

de estas operaciones se observa claramente en el diagrama 3-4 .

3.8 PROYECCIONES DE PRODUCCIÓN, DESARROLLO DE LA ESTRUCTURA:

A, DE LA ARENISCA “T” INFERIOR.

De acuerdo a las reservas de la estructura: A, se ha estimado las siguientes

producciones de pozos y la proyección de producción de toda la estructura, detallado

en las tablas: 3-4; 3-5 y el diagrama 3-5; se ha reajustado según datos del pozo

exploratorio UBA-1 la curva de declinación al 10% anual, de acuerdo a datos

promedios de los campos de la Cuenca Oriente del Ecuador.

CRONOGRAMA DE COMPLETACIONES Y PRUEBAS INICIALES

ESTRUCTURA A

UBA-1 UBA-1A UBA-1B UBA-1C UBA-1D

ene-12 feb-12 mar-12 abr-12 may-12nov-11 dic-11



33

Tabla 3-4: PROYECCIONES DE PRODUCCIÓN, ESTRUCTURA : A, ARENISCA T

Según las proyecciones de producción de 19 años, la puesta en marcha del Plan de

Desarrollo de la estructura A, nos permite obtener un volumen de petróleo de 9

millones de barriles, siendo casi un 95 % de las reservas probadas, con una tasa de

declinación anual reajustada al 10%, promedio que se toma de los campos de la

Cuenca Oriente del Ecuador.

Se observa en el diagr ama 3-5, que en el año 2012, se tendrá la mayor producción,

con 3274 barriles de petróleo por día.

9,924,6773,274

10

PRODUCCIÓN PRODUCCIÓN PRODUCCIÓN RESERVAS

DIARIA ANUAL ACUMULADA REMANENTES

PETRÓLEO PETRÓLEO PETRÓLEO PETRÓLEO

BPPD BLS BLS BLS2012 3,274 1,195,010 198,195 9,726,4822013 2,962 1,081,290 1,279,485 8,645,1922014 2,681 978,391 2,257,876 7,666,8012015 2,425 885,285 3,143,161 6,781,516

2016 2,195 801,039 3,944,201 5,980,4772017 1,986 724,810 4,669,011 5,255,6662018 1,797 655,835 5,324,846 4,599,8312019 1,626 593,424 5,918,271 4,006,4072020 1,471 536,953 6,455,223 3,469,4542021 1,331 485,855 6,941,078 2,983,5992022 1,204 439,620 7,380,698 2,543,9802023 1,090 397,784 7,778,482 2,146,1952024 986 359,930 8,138,412 1,786,2652025 892 325,678 8,464,090 1,460,5872026 807 294,686 8,758,776 1,165,9012027 731 266,643 9,025,419 899,258

2028 661 241,268 9,266,687 657,9902029 598 218,309 9,484,996 439,681* 541 197,534 9,682,530 242,148

FLUIDO BPPD AGUA BSW4677 3,274 1,403 30%4677 541 4,136 88%

PROMEDIO DE POZO ABANDONO 108

* SUPERA EL 88% DE PRODUCCION DE AGUA

RELACION AGUA PETROLEO 8

AÑOS

RESERVAS ORIGINALES DE PETRÓLEOPRODUCCIÓN INICIAL DE PETRÓLEO

DECLINACIÓN



34

Diagrama 3-5 PROYECCION DE PRODUCCION, ESTRCUTURA A, ARENISCA T

3.9 FACILIDADES DE SUPERFICIE DE LA ESTRUCTURA A.

Una vez perforados los 5 pozos, se construye las siguientes facilidades de superficie

en la estructura-A, teniendo como objetivo principal, el de separar el Gas, Petróleo y el Agua, para luego el petróleo transportar vía oleoducto a un puerto o una refinería.

Entre las principales facilidades de superficie podemos mencionar las siguientes:

- Separador.- Manifold.- Compresor.- Planta de Tratamiento de Gas.- Tanque la Lavado y Reposo.- Unidad LACT.- Tuberías.

300

500

700

900

1100

1300

1500

1700

1900

2100

2300

2500

2700

2900

3100

3300

2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029

P R O D U C C I Ó N

D I A R I A D

E

P E T R Ó L E O

( B P P D )

TIEMPO (AÑOS)

ESTRUCTURAS A

DECLINACIÓN DE PRODUCCIÓN DE PETRÓLEO

PETRÓLEO



35

Ilustrac ión 3-2 : FACILIDADES DE SUPERFICIE DE LA ESTRUCTURA A .





37

4.2 PRODUCCION DE POZOS DE LA ESTRUCTURA A.

Una vez obtenido todos los permisos ambientales, comunitarios y de gobierno, (Licencia

de impacto Ambiental, Solicitud de Perforación aprobada), a continuación se detalla la

fecha de producción de pozos, en la estructura A, tabla 4-2.

Tabla 4-2 : PRODUCCION POZOS, ESTRUCTURA A

UBA-1 UBA-1A UBA-1B UBA-1C UBA-1D

2012 1424 520 480 450 400 3274

2013 1288 471 434 407 362 2962

2014 1166 426 393 368 327 2681

2015 1055 385 356 333 296 2425

2016 955 349 322 302 268 2195

2017 864 315 291 273 243 1986

2018 782 285 263 247 220 17972019 707 258 238 223 199 1626

2020 640 234 216 202 180 1471

2021 579 211 195 183 163 1331

2022 524 191 177 166 147 1204

2023 474 173 160 150 133 1090

2024 429 157 145 136 120 986

2025 388 142 131 123 109 892

4114945 1502648 1387060 1300369 1155883 946090510 (%)

TOTAL

AÑO

PRODUCCIONESTRUCTURA A (Bls/dia)

DECLINACION ANUAL



38

4.3 COSTOS

En la tabla 4-3, se expone los costos del Plan de Desarrollo, estos costos se generan setenga o no produciendo los pozos de la Estructura A.

Tabla 4-3: COSTOS

4.4 FLUJO DE CAJA

Los resultados del análisis económico del desarrollo de la estructura A de la Cuenca

Oriente del Ecuador, están representadas en la tabla 4-4 Y 4-5.

TOTAL 6

WORKOVERS (PULLING)

ENERGIA ELECTRICA

COSTOS VARIABLES

(US $ / Bl)

QUIMICOS

TOTAL 1,000

PERSONAL

PERSONAL ADMINISTRATIVOS

CATERING

COSTOS FIJOS (M US $/AÑO)

EQUIPOS

CAMIONETAS

ESTRUCTURAS



39

Tabla 4-4: FLUJO DE CAJ A

Oil INGRESOS NETOS Royalty Provincial TaxOperatingExpenses INVERSIONES

FLUJO DECAJA 10% VAN

BPPD M US$ M US$ M US$ M US$ M US$ M US$ MUS$ 10%

2011 1,000 44,100 -45,100 -45,100 1.000

2012 3,274 77,676 9,321 1,554 8,170 10,500 48,131 45,891 0.953

2013 2,962 70,284 8,434 1,406 7,488 52,956 45,902 0.867

2014 2,681 63,595 7,631 1,272 6,870 47,822 37,683 0.788

2015 2,425 57,544 6,905 1,151 6,312 43,176 30,929 0.716

2016 2,195 52,068 6,248 1,041 5,806 38,972 25,380 0.651

2017 1,986 47,113 5,654 942 5,349 500 34,668 20,524 0.592

2018 1,797 42,629 5,116 853 4,935 31,726 17,075 0.538

2019 1,626 38,573 4,629 771 4,561 28,612 13,999 0.489

2020 1,471 34,902 4,188 698 4,222 25,794 11,473 0.445

2021 1,331 31,581 3,790 632 3,915 500 22,744 9,197 0.404

2022 1,204 28,575 3,429 572 3,638 20,937 7,696 0.368

2023 1,090 25,856 3,103 517 3,387 18,849 6,299 0.334

2024 986 23,395 2,807 468 3,160 16,961 5,153 0.304

2025 892 21,169 2,540 423 2,954 15,251 4,212 0.276

2026 0 0 0 0 1,000 -1,000 NO RENTABLE

Total 21,748 515,963 61,916 10,319 57,627 55,600 401,499 236,313

ANO



40

Diagram a 4-1 FLUJO DE CAJA EN FUNCION DE TIEMPO, PRECIO DE BA RRIL DE PETROLEO = 65 US$

-50,000

-45,000

-40,000

-35,000

-30,000

-25,000

-20,000

-15,000

-10,000

-5,000

0

5,000

10,000

15,000

20,000

25,000

30,000

35,00040,000

45,000

50,000

55,000

60,000

2011 2013 2015 2017 2019 2021 2023 2025

FLUJO DE CAJA VS TIEMPO

FLUJO DE CAJA VS TIEMPO

PAY OUT



41

Tabla 4-5: RESULTADOS DE SENSIBILIDAD EN FUNCION DEL PRECIO DEL PETROLEO

PRECIO BARRIL COSTO GANANCIA FLUJO DE CAJA VAN 10%

US$ / Bl US $ / Bl M US$ M US$

65 4.3 401,499 236,313 107%

20 0.1 35,362 3,920 11%

30 1.0 116,726 55,563 32%

40 1.9 198,090 107,206 53%

50 2.9 279,453 158,849 75%

60 3.8 360,817 210,492 96%

70 4.7 442,181 262,135 118%

80 5.6 523,545 313,778 140%

90 6.6 604,909 365,421 162%100 7.5 686,272 417,063 184%

110 8.4 767,636 468,706 207%

TIR



42

Diagram a 4-2 SENSIBILIDAD DEL PROYECTO, TIR, INVERSIONES, EN FUNCION DEL PRECIO DEL BARRIL DE PETROLEO

10%

30%

50%

70%

90%

110%

130%

150%

170%

190%

210%15,000

115,000

215,000

315,000

415,000

515,000

615,000

715,000

15 20 25 30 35 40 45 50 55 60 65 70 75 80 85 90 95 100 105 110 115

FLUJO DE CAJA

TIR

ANALISIS DE SENSIBILIDAD

M US$

US$



43

CAPITULO V

5. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES.

ESTRUCTURA Y RESERVORIOS:

- De los resultados del pozo exploratorio UBA-1 de la estructura A, de la cuenca

Oriente del Ecuador, se ha confirmado reservas probadas de petróleo de alrededor

de cinco millones trescientos mil barriles y BSW promedio del 30% que permite el

desarrollo de la mencionada estructura.

- El reservorio principal de la estructura A, luego de la perforación del pozoexploratorio y de sus pozos de relleno, fue la arenisca “T” Inferior y que para el

plan de desarrollo en la estructura “A”, de a cuerdo a las pruebas de producción se

proyecta una producción de 3274 barriles.

PERFORACIÓN:

- Los registros eléctricos determinaron zonas de: permeables, porosas y con

presencia de hidrocarburos, en los intervalos: 3860’-3900’ (40’) para la arena “Ui”,

y 6320’-6370’ (50’) para la arena “Ti”.

- El diseño de tuberías de revestimiento contemplaron tres tipos de casing:

conductor de 13-3/8” a 800’; superficial de 10-3/4” hasta 2700’ (que nos aseguró el

aislamiento de zonas freáticas que pudiesen dificultar la perforación); y un casing

productor de 7” que nos permitió completar el pozo con una tubería de 3-1/2”.

- La cementación fue realizada en dos etapas utilizando DV-tool. Esto permitió cubrirde mejor forma la cementación del casing de 7” en las zonas correspondientes a

las arenas “Ui” y “Ti”

COMPLETACION Y PRUEBAS:

- Registros de cementación determinaron mal cemento en la zona de “Ti”, por lo que

fue necesario realizar una cementación forzada (squeeze) en esta arena para su

posterior evaluación.



44

- Ambas arenas (“Ti” y “Ui”) fueron punzonadas con TCP y evaluadas por separado

con elementos de presión (electrónicas) para determinar su potencial productor, laarena “Ti” fue punzonada en el intervalo 6332’-6347’ (15’), el mismo que se

encuentra a una distancia prudencial de 20’ por sobre el contacto agua-petróleo

(CAP).

- Los datos de la evaluación de la arena “Ti” arrojaron 543 barriles de fluido por día,

con un corte de agua de 20%, lo que da 434 barriles de petróleo neto por día. La

restauración de presión (prueba de Build up) demostró excelentes presiones de

reservorio y fondo (Pws = 2255 psi; Pwf = 1887 psi). La interpretación del Build updemostró que el pozo se encuentra estimulado (S = -5).

- Los datos de la evaluación de la arena “Ui” arrojaron 120 barriles de fluido por día,

con un corte de agua de 80%, lo que da 24 barriles de petróleo neto por día. Los

datos de restauración de presión fueron: Pws = 1050 psi y Pwf = 710 psi, lo que ya

de por sí nos demuestra una zona de bajo potencial (probablemente un pequeño

lente productor). La interpretación del Build up demostró que el pozo no se

encuentra dañado (S = 0), por lo que no ameritó realizar una estimulación matricial.La arena “Ui” quedó descartada como arena comercialmente productora.

- Los datos de la evaluación de la arena “Ti” arrojaron buenas presiones de fondo y

reservorio, alto caudal, bajo corte de agua, no producción de finos (arena), lo que

nos permitió decidir por el bombeo electrosumergible como mejor opción de

sistema de levantamiento artificial, se consideró un punto de burbuja de 711 psi.

En la construcción del IPR (Inflow Performance Relationship) se aplicó la fórmula

del Indice de Productividad (J) para Pwf mayores al Pb, y la ecuación de Vogel

para flujo multifásico (Pwf menores al Pb).

- El intake de la bomba se encuentra a 120’ por sobre el segundo punzado, lo que

asegura una velocidad mínima de fluido por entrecaños y maximiza la producción.

La bomba electrosumergible que mejor se adaptó a estas consideraciones fue la

GC-1700 de la Cía. Centrilift, la cual logró una eficiencia del 63% al trabajar a una

frecuencia de 60 Hz para extraer un caudal de 1780 barriles de fluido por día. El

corte de agua está en 20%, lo que da 1424 barriles de petróleo neto por día.



PRODUCCIÓN:

- Para el Plan de Desarrollo de la estructura A, se tiene previsto perforar 5 pozos, 1

exploratorio, 1 de avanzada y 3 de relleno.

- Las proyecciones de producción de los 5 pozos de este proyecto lo realizado para

19 años y la puesta en marcha del Plan de Desarrollo de la estructura A, nos

permite obtener un volumen de petróleo de 19 millones barriles, siendo casi un 95

% de las reservas probadas.

ECONÓMICOS:

- Se realizaron las corridas económicas para 10 valores de precio de petróleo y sedetermino los siguientes resultados:

- Si tomamos en cuenta el precio de barril de petróleo a 65 USD, se obtiene una

rentabilidad de alrededor de 401 millones de dólares (TIR= 107%), con una

ganancia de 4.3 US$ / US $ INVERTIDO.

- Finalmente si tenemos un precio de 20 US $ por barril de petróleo, la TIR es de

11% y la rentabilidad es muy baja sería mejor invertir en ese caso en un Banco y

PRECIO BARRIL COSTO GANANCIA FLUJO DE CAJA VAN 10%

US$ / Bl US $ / Bl M US$ M US$

65 4.3 401,499 236,313 107%

20 0.1 35,362 3,920 11%

30 1.0 116,726 55,563 32%

40 1.9 198,090 107,206 53%

50 2.9 279,453 158,849 75%

60 3.8 360,817 210,492 96%

70 4.7 442,181 262,135 118%

80 5.6 523,545 313,778 140%

90 6.6 604,909 365,421 162%

100 7.5 686,272 417,063 184%

110 8.4 767,636 468,706 207%

TIR

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1 Trabajo Final de Petroleos Grupo 1 Octubre 2011