Elaboración de una matriz de criticidad para determinar problemas en fondo de pozo y prever acciones de mejora oportunas en los pozos de los Bloques 52 y 54

Texto completo

(1)ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL FACULTAD DE INGENIERÍA EN GEOLOGÍA Y PETRÓLEOS. ELABORACIÓN DE UNA MATRIZ DE CRITICIDAD PARA DETERMINAR PROBLEMAS EN FONDO DE POZO Y PREVER ACCIONES DE MEJORA OPORTUNAS EN LOS POZOS DE LOS BLOQUES 52 Y 54.. TRABAJO DE TITULACIÓN PREVIO A LA OBTENCIÓN DEL TÍTULO DE MAGISTER EN GESTIÓN PARA LA EXPLORACIÓN Y PRODUCCIÓN DE PETRÓLEO. GABRIELA NATHALY HERRERA CADENA [email protected]. DIRECTOR: MSC. MARCO VINICIO LOAIZA CÓRDOVA [email protected]. CODIRECTOR: MSC. RAÚL ARMANDO VALENCIA TAPIA [email protected]. Quito, Enero 2019.

(2) CERTIFICACIÓN Certifico que el presente trabajo fue desarrollado por Ing. Gabriela Nathaly Herrera Cadena, bajo mi supervisión.. _________________________________ Ing. Marco Vinicio Loaiza Córdova, Msc. DIRECTOR DE TRABAJO. ________________________________ Ing. Raúl Armando Valencia Tapia, Msc. CODIRECTOR DE TRABAJO. i.

(3) DECLARACIÓN DE AUTORÍA. Yo, Gabriela Nathaly Herrera Cadena, declaro bajo juramento que el trabajo aquí descrito es de mi autoría; que no ha sido previamente presentado para ningún grado o calificación profesional; y, que he consultado las referencias bibliográficas que se incluyen en este documento. A través de la presente declaración cedo mis derechos de propiedad intelectual correspondiente a este trabajo, a la Escuela Politécnica Nacional, según lo establecido por la Ley de Propiedad Intelectual, por su Reglamento y por la normativa institucional vigente.. ________________________________ Ing. Gabriela Nathaly Herrera Cadena. ii.

(4) DEDICATORIA. Dedico este trabajo a Dios por ser mi inspirador, iluminar mi camino y darme la entereza y fortaleza para culminar uno de mis sueños más anhelados. A mis padres Luis Neptalí Herrera (+) e Hilda Cadena, en especial a mi madre por ser mi motor principal en el desarrollo de cada uno de mis sueños, ya que con sus consejos, sacrificio y amor han logrado ser mi motivación y apoyo permanente. A mi hermano José Luis Herrera con quien he compartido sueños, objetivos y vivencias, con sus consejos, y cariño ha sido mi fuente de inspiración.. Nathy. iii.

(5) AGRADECIMIENTO. A Dios por la vida, salud y facultades para iniciar, desarrollar y culminar mi objetivo. A mi madre por darme su apoyo incondicional en este arduo y consecutivo proyecto. A ORION OIL ER y ORIONENERGY OPB por brindarme las facilidades en el desarrollo de este proyecto en el que está plasmado conocimientos y experiencias. A la ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL por formar profesionales que aportan al desarrollo de la sociedad. Al Ing. Marco Loaiza mi director de tesis por haber compartido sus conocimientos, predisposición y apoyo para el desarrollo de este proyecto. Al Ing. Raúl Valencia mi codirector quien con su virtud y responsabilidad de maestro me brindó la asistencia y colaboración para lograr este objetivo.. A mi hermano José Luis Herrera por darme una voz de aliento a cada instante. A mis compañeros de maestría por hacer ameno este periodo de preparación.. Nathy. iv.

(6) TABLA DE CONTENIDO CAPITULO I .................................................................................................................. 1 1.. INTRODUCCIÓN ................................................................................................... 1 ·. Pregunta de Investigación ............................................................................... 2. ·. Objetivo general ............................................................................................... 2. ·. Objetivos específicos ...................................................................................... 2. ·. Alcance ............................................................................................................. 3. 1.1.. Descripción Bloque 52 .................................................................................... 3. 1.1.1 Campos Ocano – Peña Blanca ..................................................................... 3 1.1.2 Campo Mira .................................................................................................. 6 1.2 Descripción Bloque 54......................................................................................... 8 1.2.1 Campos Eno – Ron....................................................................................... 8 1.3 Descripción de Pozos ........................................................................................ 12 1.3.1 Ocano 2 ...................................................................................................... 12 1.3.2 Ocano 3 ...................................................................................................... 14 1.3.3 Ocano 4 ...................................................................................................... 15 1.3.4 Mira 1.......................................................................................................... 17 1.3.5 Mira 2.......................................................................................................... 18 1.3.6 Eno 2 .......................................................................................................... 19 1.3.7 Eno 3 .......................................................................................................... 22 1.3.8 Eno 4 .......................................................................................................... 23 1.3.9 Eno 5 .......................................................................................................... 25 1.3.10 Ron 2 ........................................................................................................ 26 1.4 Tratamiento Químico ......................................................................................... 28 CAPITULO II ............................................................................................................... 29 2. METODOLOGÍA DE ANÁLISIS DE CRITICIDAD ................................................... 29 2.1 Análisis Reservorio ............................................................................................ 30 2.2 Análisis Equipo BES .......................................................................................... 34 2.3 Análisis Bow Tie Aplicación de Tratamiento Químico ........................................ 39 v.

(7) CAPITULO III .............................................................................................................. 43 3. ANÁLISIS DE LOS POZOS DEL BLOQUE 52 Y BLOQUE 54 ................................ 43 3.1 Método de Mosler .............................................................................................. 44 3.1.1 Fase: Definición del riesgo .......................................................................... 44 3.1.2 Fase: Análisis del riesgo ............................................................................. 45 3.1.3 Fase: Evaluación del riesgo ........................................................................ 45 CAPITULO IV ............................................................................................................. 62 4. EVALUACIÓN DE INDICADORES DE GESTIÓN................................................... 62 4.1 INDICADORES EQUIPO BES ........................................................................... 62 4.1.1 Promedio de vida de equipos BES verdadero (True Average Run life) ....... 62 4.1.2 Promedio de vida operativa del equipo BES (Average Run life) .................. 63 4.1.3 Promedio de vida operativa del equipo BES por año (Average Run life per year) .................................................................................................................... 64 4.1.4 Tiempo medio entre fallas (MTBF) .............................................................. 65 4.2 Plan de mantenimiento de pozos Bloque 52 y Bloque 54 .................................. 68 4.2.1 Plan de Mantenimiento Preventivo y Correctivo de Pozos .......................... 69 CAPITULO V .............................................................................................................. 73 5. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES .......................................................... 73 5.1 CONCLUSIONES: ............................................................................................. 73 5.2 RECOMENDACIONES: .................................................................................... 74 CAPITULO VI ............................................................................................................. 76 6. REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS ........................................................................ 76 CAPITULO VII ............................................................................................................ 79 7. ANEXOS ................................................................................................................. 79 7.1 Anexo I. Abreviaturas y siglas .......................................................................... 79 7.2 Anexo II. Diagramas de pozos B 54 .................................................................. 80 7.3 Anexo III. Diagramas de pozos B 52 ................................................................ 85 7.4 Anexo IV. Diseño de Fluido de control con Formiato de Sodio para los pozos de Orion. ...................................................................................................................... 90. vi.

(8) ÍNDICE DE TABLAS Tabla 1.1 Características fluido campo Ocano - Arena UI y T ....................................... 5 Tabla 1.2 Reservas Probadas y Probables campo Ocano - Arena UI y Arena T ........... 6 Tabla 1.3 Características fluido campo MIRA - Arena UI y Arena T ............................. 7 Tabla 1.4 Reservas Probadas y Probables Campo Mira - arena UI .............................. 7 Tabla 1.5 Características fluido campo ENO - Arenas BT – UI – T - HS .................... 10 Tabla 1.6 Reservas Probadas y Probables - campo ENO arena BT ........................... 11 Tabla 1.7 Características fluido campo Ron - Arena UI - T ......................................... 11 Tabla 1.8 Reservas Probadas y Probables campo Ron - Arena UI - T ........................ 12 Tabla 1.9 Histórico de producción pozo Ocano 2 – Arena UI ...................................... 13 Tabla 1.10 Datos de la completación pozo Ocano 2 ................................................... 14 Tabla 1.11 Histórico de producción pozo Ocano 3 – Arena UI .................................... 14 Tabla 1.12 Datos de la completación pozo Ocano 3. .................................................. 15 Tabla 1.13 Histórico de producción pozo Ocano 4 – Arena UI .................................... 16 Tabla 1.14 Datos de la completación pozo Ocano 4 ................................................... 16 Tabla 1.15 Histórico de producción pozo Mira 1 – arena UI ........................................ 17 Tabla 1.16 Datos de la completación pozo Mira 1 arena UI ........................................ 18 Tabla 1.17 Histórico de producción pozo Mira 2 – Arena T ......................................... 18 Tabla 1.18 Datos de la completación pozo Mira 2 ....................................................... 19 Tabla 1.19 Histórico de producción pozo Eno 2 – Arena T.......................................... 20 Tabla 1.20 Histórico de producción pozo Eno 2 – Arena UI ........................................ 20 Tabla 1.21 Histórico de producción pozo Eno 2 – arena BT........................................ 20 Tabla 1.22 Datos de la completación pozo Eno 2 ....................................................... 22 Tabla 1.23 Histórico de producción pozo Eno 3 – arena HS ....................................... 22 Tabla 1.24 Datos de la completación pozo Eno 3 arena HS ....................................... 23 Tabla 1.25 Histórico de producción pozo Eno 4 – arena UI......................................... 24 Tabla 1.26 Datos de la completación pozo Eno 4 arena UI ......................................... 24 Tabla 1.27 Histórico de producción pozo Eno 5 – arena T .......................................... 25 Tabla 1.28 Datos de la completación pozo Eno 5 arena UI ........................................ 26 Tabla 1.29 Histórico de producción pozo Ron 2 – arena UI ........................................ 26 Tabla 1.30 Datos de la completación pozo Ron 2 arena UI......................................... 27 Tabla 1.31 Monitoreo de Tratamiento Químico pozos Bloque 52 ................................ 28 Tabla 1.32 Monitoreo de Tratamiento Químico pozos Bloque 54 ................................ 28 Tabla 3.1 Rangos Criticidad aporte de fluido y %BSW ................................................ 46 Tabla 3.2 Rangos Criticidad presión de fondo fluyente ............................................... 46 Tabla 3.3 Planilla de Datos de Entrada de la Matriz ................................................... 47 vii.

(9) Tabla 3.4 Matriz Análisis de Criticidad Reservorio ...................................................... 48 Tabla 3.5 Rangos Criticidad Índice de Saturación ....................................................... 49 Tabla 3.6 Rangos Criticidad Potencial de Depósito..................................................... 50 Tabla 3.7 Rangos Criticidad Análisis Inyección de Antiescala ..................................... 50 Tabla 3.8 Rangos Criticidad Análisis Cupón de Corrosión .......................................... 50 Tabla 3.9 Rangos Criticidad Análisis Concentración de Calcios.................................. 50 Tabla 3.10 Rangos Criticidad Análisis Concentración de Hierros ................................ 51 Tabla 3.11 Rangos Criticidad Análisis Cupones de Corrosión..................................... 51 Tabla 3.12 Matriz Análisis de Criticidad Reservorio .................................................... 52 Tabla 3.13 Rangos Criticidad Análisis Eficiencia Óptima BES .................................... 53 Tabla 3.14 Rangos Criticidad Análisis Downthrust Equipo BES .................................. 53 Tabla 3.15 Rangos Criticidad Análisis Upthrust equipo BES ....................................... 54 Tabla 3.16 Rangos Criticidad Análisis Run life equipo BES ........................................ 54 Tabla 3.17 Rangos Criticidad equipo BES fase a tierra ............................................... 54 Tabla 3.18 Rangos Criticidad Sensor de Fondo .......................................................... 55 Tabla 3.19 Análisis de Comportamiento del Equipo BES ............................................ 56 Tabla 3.20 Tablero de Análisis de Criticidad de Pozos Bloque 52 y Bloque 54 ........... 57 Tabla 3.21 Rango de Criticidad Total del Análisis ....................................................... 58 Tabla 3.22 Matriz Criticidad pozos Bloque 52 y Bloque 54.......................................... 59 Tabla 4.1 Run life de pozos Bloque 52 y Bloque 54 .................................................... 62 Tabla 4.2 Run life de pozos Bloque 52 y Bloque 54 .................................................... 63 Tabla 4.3 Cálculo del MTBF de los equipos BES del Bloque 52 y Bloque 54 .............. 66 Tabla 4.4 Cálculo del MTBF de los equipos BES del Bloque 52 y 54 .......................... 67 Tabla 4.5 Índice de Pulling y WO de los pozos del Bloque 52 y Bloque 54 ................. 68 Tabla 4.6 Plan de mantenimiento preventivo de pozos ............................................... 69 Tabla 4.7 Plan de Intervenciones de pozos en función al Análisis de Criticidad .......... 72. viii.

(10) ÍNDICE DE FIGURAS. Figura 1.1 Mapa ubicación de Campos Ocano – Peña Blanca...................................... 4 Figura 1.2 Columna Estratigráfica, ORIENTE ECUATORIANO .................................... 4 Figura 1.3 Correlación de pozos Campo Ocano ARENA UI y T .................................... 5 Figura 1.4 Correlación de pozos Campo Mira - Arena UI y Arena T .............................. 7 Figura 1.5 Mapa ubicación de Campos Eno - Ron ........................................................ 8 Figura 1.6 Correlación de pozos Campo Eno Arena BT – UI – T - HS ........................ 10 Figura 1.7 Correlación de pozos Campo Ron - Arena UI - T ...................................... 12 Figura 1.8 Histórico y declinación de producción pozo Ocano 2 Arena UI ................. 13 Figura 1.9 Histórico y declinación de producción pozo Ocano 3 Arena UI ................. 15 Figura 1.10 Histórico y declinación de producción pozo Ocano 4 Arena UI ............... 16 Figura 1.11 Histórico y declinación de producción pozo Mira 1 arena UI ................... 17 Figura 1.12 Histórico y declinación de producción pozo Mira 2 Arena T ..................... 19 Figura 1.13 Histórico y declinación de producción pozo Eno 2 arena T, UI Y BT ........ 21 Figura 1.14 Histórico y declinación de producción pozo Eno 3 arena HS .................... 23 Figura 1.15 Histórico y declinación de producción pozo Eno 4 arena UI ..................... 24 Figura 1.16 Histórico y declinación de producción pozo Eno 5 arena T ...................... 25 Figura 1.17 Histórico y declinación de producción pozo Eno 5 arena T ...................... 27 Figura 2.1 Esquema de Diagrama de Bow Tie ............................................................ 29 Figura 2.2 Diagrama Bow Tie Análisis Reservorio ...................................................... 33 Figura 2.3 Análisis Bow Tie equipo BES ..................................................................... 38 Figura 2.4 Análisis Bow Tie Tratamiento Químico ....................................................... 42 Figura 3.1 Producción diaria pozos Bloque 52 y Bloque 54 ........................................ 58 Figura 3.2 Criticidad total pozos Bloque 52 y Bloque 54 ............................................. 59 Figura 3.3 Cuadro de Riesgo Operativo pozos Bloque 52 y Bloque 54 ....................... 60 Figura 3.4 Comportamiento de pozos Bloque 52 y Bloque 54 ..................................... 61 Figura 4.1 Run life de equipo BES por pozo (Bloque 52 y Bloque 54) ........................ 63 Figura 4.2 Objetivo Run life de equipo BES por pozo ................................................. 64 Figura 4.3 Promedio de Vida Operativa del equipo BES por año ................................ 64 Figura 4.4 Tiempo Medio entre Fallas para cada equipo BES .................................... 67. ix.

(11) RESUMEN Se analiza el estado de los pozos del Bloque 52 – ORION ENERGY OPB y del Bloque 54 ORION OIL ER, integrando en una matriz variables relevantes obtenidas mediante la aplicación de la metodología del Bow Tie. Se tomó una muestra de 10 pozos, 5 de cada bloque. La elaboración de la matriz de criticidad se fundamenta en jerarquizar variables de los parámetros operacionales de los pozos en función al impacto global sobre la producción, establecer cuáles son las variables más críticas que pueden afectar a la operación; enfocada en tres aspectos fundamentales, análisis del reservorio, análisis de la aplicación del tratamiento químico y el análisis del equipo BES; estos aspectos en conjunto permiten evaluar el riesgo; de esta manera a través del Bow tie se implementan las barreras preventivas que eviten factores causales de escalamiento con el fin de priorizar trabajos preventivos, correctivos e intervención de pozos. Como parte de las soluciones de ingeniería de producción. se buscan varias. alternativas que permitan prevenir fallas tempranas, mejorar indicadores de eficiencia como incrementar el tiempo de vida útil de los equipos BES (Average run life), mejorar el MTBF, reducir el Pulling Index y el WO Index. El análisis se sintetiza en dos cuadros de mando, el primero del análisis de criticidad de pozos y el segundo el cuadro de indicadores de eficiencia; en el que se incluye el plan de mantenimiento de pozos.. Palabras clave: Análisis de Riesgos, Bombas Electrosumergibles, Matriz criticidad, Metodología del Bow Tie, Orion.. x.

(12) ABSTRACT. The present study analyzes the state of wells in Block 52 - ORION ENERGY OPB and Block 54 ORION OIL ER, with the application of the Bow Tie methodology, integrating the most relevant variables in a matrix. For this a sample of 10 wells was taken, 5 from each block. The analysis was based on the hierarchy of the variables focusing in the global impact over the production. Three main aspects were considered as critical, reservoir, chemical treatment and electrosumergible pumps analysis; this together allows as evaluating the risk and quantifying it. Through the Bow Tie methodology we can prioritize preventive and corrective works to avoid the factors that increases risks. As solutions in Production Engineering, the searching of several alternatives that help us to prevent early failures, improving efficiency indicators as increasing the useful life of ESP equipment, improving the MTBF, reducing Pulling Index and WO Index are priority. This analysis synthesizes two dashboards, the first one wells analysis and the second one efficiency indicators; in this we included the well maintenance plan as the result of the analysis.. Keywords: Bow Tie Methodology, Criticality Matrix, Electrosumergible Pumps, Orion, Risk Analysis.. xi.

(13) CAPITULO I 1. INTRODUCCIÓN El presente trabajo toma datos de la empresa ORION que en el año 2014 inicia operaciones en el Bloque 52 y 54 con la perforación de 3 pozos y el reacondicionamiento de 3 pozos existentes (ARCH, 2015). Inicialmente la producción de los pozos tenían un bajo corte de agua, el avance de agua la cual se incrementó de 12% a un 45% promedio); esto de acuerdo al análisis realizado del agua, la tendencia es agresiva (Orion, 2016) lo que trajo consigo problemas de incrustación de escala y corrosión con severos daños en la completación de fondo, incrementando los costos operativos debido a las intervenciones de pozos realizadas y bajando los indicadores de eficiencia. El análisis de parámetros operacionales de pozo como reservorio, tratamiento químico y completación de fondo en conjunto nos da una idea clara del estado de cada pozo, gracias a este análisis poder establecer acciones oportunas para optimizar la producción del pozo (Allen, 1984). El analizar el reservorio del cual se está produciendo nos da la pauta de cómo debe ser el comportamiento del pozo y la tendencia de producción en función del tiempo (Dake 2008). El monitoreo del comportamiento del equipo BES durante la. operación. nos permite analizar los diferentes parámetros eléctricos e hidraúlicos para realizar una evaluación integral del sistema y evitar fallas tempranas (ESP Oil, 2004). A partir de esta información tomar acciones correctivas para disminuir la incidencia de fallas de los equipos BES (Izurieta G, 2013). La aplicación del tratamiento químico se usa para mantener la producción del pozo, reducir la corrosión e incrustación de escala, evitar la formación de parafinas y asfaltenos, mejorar el tratamiento de agua y petróleo (Emerson, 2017). Se utilizará la metodología Bow Tie, con el fin de ser predictivos y preventivos; ya que facilita el conceptualizar los riesgos de una manera clara y visual, este análisis inicia en la identificación de un riesgo potencial que es afectado por una amenaza y puede causar un impacto que afecte a los objetivos empresariales; en el desarrollo de este proyecto se inició con una lluvia de ideas que parte del análisis de los problemas de pozos que generen pérdidas de producción, a partir de esto se establece las 1.

(14) amenazas y el riesgo en cuestión, para evitar factores causales de escalamiento con el uso de barreras evitando se genere el evento crítico que en este caso sería evitar las pérdidas de producción. (Top Event). Se construyeron 3 diagramas en función de cada área de análisis como reservorio, equipo BES y tratamiento químico. A partir de estos diagramas se determinó las variables para analizarse en la matriz de criticidad. La matriz de Criticidad se fundamenta en la metodología de Mosler, que permite jerarquizar variables de los parámetros operacionales en función de su impacto global con el fin de facilitar la toma de decisiones. El análisis de la criticidad constituye el producto de la frecuencia en función de la consecuencia. (Huerta, 2005). (Criticidad = Frecuencia x Consecuencia). La frecuencia de fallas indica el número de veces que se repite un evento considerando como falla dentro de un periodo de tiempo. Impacto Operacional: Efectos causados en la producción. La consecuencia refiere al impacto y flexibilidad operacional, costos de intervenciones de pozos. Este trabajo se realiza con el propósito de aportar al conocimiento existente sobre el análisis de riesgos de los parámetros operacionales de pozos, el mantenimiento de los mismos y el impacto global sobre la producción.. · Pregunta de Investigación Existe un plan de acciones preventivas y correctivas para mantenimiento de pozos de los Bloques 52 y 54.. · Objetivo general Determinar un plan de acciones preventivas y correctivas para mantenimiento de pozos de los Bloques 52 y 54.. · Objetivos específicos · Identificar las variables relevantes para determinar la criticidad de pozos mediante el análisis de variables del equipo BES, reservorio y tratamiento químico. 2.

(15) · Analizar el comportamiento de las tendencias de las variables establecidas. · Determinar la frecuencia y la consecuencia de cada variable en la operación del Campo. · Mejorar KPI’s de desempeño operativo, mediante la optimización de tiempos y costos en intervención de pozos.. · Alcance El siguiente trabajo enfoca al análisis de las variables operacionales de pozos incluyendo reservorios, completación y tratamiento químico como parte de una matriz de criticidad en la cual se definirán acciones a tomar en base a los resultados, este análisis se lo realizará a cinco pozos del Bloque 52 y cinco pozos del Bloque 54 del oriente ecuatoriano.. 1.1. DESCRIPCIÓN BLOQUE 52 El Bloque 52 está conformado por los campo Ocano, y Peña Blanca respectivamente, dichos Campos fueron adjudicados al Consorcio INTERPEC – MARAÑON con un contrato para prestación de servicios para la Exploración y Explotación de Hidrocarburos el 30 de abril del 2012. EL 31 de Julio del 2014, se transfiere los derechos y obligaciones del contrato de prestación de servicios en la Exploración y Producción de Petróleo a la Compañía ORION ENERGY OPB S.A. (Orion_1, 2017). El Campo Mira fue descubierto con la perforación del pozo Mira 1 en Enero del 2016, siendo sus objetivos primarios los yacimientos “U” y “T”.. 1.1.1 Campos Ocano – Peña Blanca El Campo Ocano, se encuentra 6 km al Sureste del Campo Tetete y al Sur del pozo exploratorio Peña Blanca-01. Sus potenciales yacimientos “U” y “T”, de la Formación Napo del Cretáceo.. 3.

(16) Figura 1.1 Mapa ubicación de Campos Ocano – Peña Blanca FUENTE: Orion_1, 2017. La estructura Ocano tiene una Orientación Noroeste-Sureste con la Falla “Tetete” correspondiendo al cierre Oeste del campo. En el eje mayor su longitud es de aproximadamente 6 Km, mientras que en el eje menor es de 1,8 km. El cierre estructural es de aproximadamente 35 pies en los reservorios principales. (Orion_1, 2017). 1.1.1.1 Estratigrafía Campos Ocano – Peña Blanca La secuencia estratigráfica comprende un basamento económico constituido por rocas del Jurásico-Triásico, sobre ellas se depositó la Formación Hollín, y Napo, constituida por intercalaciones de areniscas, calizas y lutitas; los intervalos arenosos son reservorios y las calizas presentan una pequeña producción. (Orion_1, 2017).. Figura 1.2 Columna Estratigráfica, ORIENTE ECUATORIANO FUENTE: Baby, P., Rivadeneira, M. y Barragán, P., 2004. 4.

(17) 1.1.1.2 Reservorios Campo Ocano ·. Reservorio U Inferior. El ambiente de depositación es una barra-canal dentro de un sistema Estuarino, correspondiente a la arenisca, donde la granulometría de las arenas cuarzosas varía de muy finas a finas. Se realiza muestreo de la arena U del pozo Ocano 2, con los datos de la tabla 1.1.. ·. Reservorio T. Las arenas presentes son de grano fino a medio, compuestos en su mayoría por cuarzo. Se realiza muestreo de la arena T del pozo Ocano 4, con los datos de la tabla 1.1. Tabla 1.1 Características fluido campo Ocano - Arena UI y T. FUENTE: Orion_1, 2017. Se establece la correlación de los pozos del Campo Ocano, mediante los registros de resistividad, donde se determina que el CAP de la Arena UI se encuentra a -7947 ft TVDSS y de la arena T se encuentra a -8096 ft TVDSS. Ver figura 1.3.. Figura 1.3 Correlación de pozos Campo Ocano ARENA UI y T FUENTE: Orion_1, 2017. 5.

(18) Las reservas probables y probadas se presentan en tabla 1.2. Tabla 1.2 Reservas Probadas y Probables campo Ocano - Arena UI y Arena T. FUENTE: Orion_1, 2017. 1.1.2 Campo Mira El Campo Mira, se localiza a 7 km al Sureste del Campo Tetete y al este del pozo exploratorio Peña Blanca-01. Fue descubierto con la perforación del pozo exploratorio Mira-01 en Enero del 2016, siendo sus potenciales yacimientos “U” y “T”, de la Formación Napo del Cretáceo. La secuencia estratigráfica comprende un depositó la Formación Hollín, que es una secuencia arenosa, sobre ella, se depositó la Formación Napo, constituida por intercalaciones de areniscas, calizas y lutitas. Los intervalos arenosos son reservorios y en algunos lugares las calizas presentan una pequeña producción. (Orion_2, 2017).. 1.1.2.1 Reservorios Campo Mira ·. Reservorio U Inferior. Los resultados de las pruebas de producción del pozo Mira 1, arenisca UI fueron de 1030 BPPD con 3 % de agua, la calidad del crudo es de 25 API, la presión inicial del reservorio fue de 3390 PSI, no se dispone de analisis PVT, es por eso que se tomó de pozos vecinos, los datos de la tabla 1.3. (Orion_2, 2017).. ·. Reservorio T. Los resultados de las pruebas de producción del pozo Mira 2, arenisca T fueron de 1230 BPPD con 1 % de agua, la calidad del crudo es de 28,2 API, la presión inicial del reservorio fue de 3500 PSI, se cuenta con el análisis PVT. Ver tabla 1.3.. 6.

(19) Tabla 1.3 Características fluido campo MIRA - Arena UI y Arena T. FUENTE: Orion_1, 2017. Se establece una correlación de los pozos del Campo Mira, mediante los registros de resistividad, determinando el CAP de la Arena UI se encuentra a -7980 ft TVDSS y el CAP de la Arena T se encuentra a -8096 ft TVDSS. Ver figura 1.4. Figura 1.4 Correlación de pozos Campo Mira - Arena UI y Arena T FUENTE: Orion_2, 2017. Las reservas probables y probadas se presentan en la tabla 1.4. Tabla 1.4 Reservas Probadas y Probables Campo Mira - arena UI. FUENTE: Orion_2, 2017.. 7.

(20) 1.2 DESCRIPCIÓN BLOQUE 54 El Bloque 54 está conformado por los campos Eno y Ron, ambos adjudicados al Consorcio MARAÑON con un contrato para prestación de servicios para la Exploración y Explotación de Hidrocarburos el 30 de abril del 2012. EL 31 de Julio del 2014, se transfieren los derechos y obligaciones del contrato de prestación de servicios en la Exploración y Producción de Petróleo a la Compañía ORIONOIL ER S.A. (Orion_3, 2017).. 1.2.1 Campos Eno – Ron El Campo Eno se localiza al norte de Sacha, al Oeste de los Campos Ron y Drago y al Sur Oeste de Guanta-Dureno. En el mapa adjunto se muestra la ubicación del Campo.. Figura 1.5 Mapa ubicación de Campos Eno - Ron FUENTE: Orion_3, 2017.. El Campo Eno fue descubierto con la perforación del pozo exploratorio Eno-1 en Marzo de 1978, los objetivos exploratorios primarios fueron la Formación Hollín y las areniscas “U” y “T”, de la Formación Napo del Cretáceo (Orion_3, 2017).. El Campo Ron se localiza al Norte de Sacha, al Oeste de Campos Drago y al Sur Oeste de Guanta-Dureno. Fue descubierto con la perforación del pozo exploratorio Ron-1 en Marzo de 1978, los objetivos exploratorios primarios la formación Hollín, “U” y “T”, de la Formación Napo del Cretáceo.. 8.

(21) 1.2.1.1 Estratigrafía de Campos Eno - Ron. La secuencia estratigráfica comprende un basamento económico constituido por rocas del Jurásico-Triásico, sobre ellas se depositó la Formación Hollín, sobre ella, se depositó la Formación Napo, constituida por intercalaciones de areniscas, calizas y lutitas; los intervalos arenosos son reservorios y en algunos lugares las calizas presentan una pequeña producción. La estructura Eno tiene una Orientación general Norte-Sur, en el eje mayor su longitud es de aproximadamente 7,5 Km. (Orion_3, 2017). Ver figura 1.2.. 1.2.1.2 Reservorios Campo Eno. ·. Reservorio Basal Tena. La sedimentación está dada en un ambiente marino abierto, somero y oxigenado, de baja energía, con salinidad marina normal. Los resultados de las pruebas del pozo Eno 2 con una producción de 830 BPPD con 0 % de agua, la calidad del crudo es de 27.5 API, la presión inicial del reservorio fue de 3190 PSI, la temperatura estimada del reservorio es de 208°F. (Orion_3,2017). ·. Reservorio U Inferior. Los resultados de las pruebas del pozo Eno 2 con una producción de 670 BPPD con 0 % de agua, la calidad del crudo es de 32 API, la presión inicial del reservorio fue de 3976 PSI, la temperatura estimada del reservorio es de 226°F. ·. Reservorio T. Los resultados de las pruebas del pozo Eno 2 con una producción de 670 BPPD con 4 % de agua, la calidad del crudo es de 36 API, la presión inicial del reservorio fue de 3976 PSI, la temperatura estimada del reservorio es de 226°F. El análisis PVT se realiza al fluido del pozo ENO 5. (Orion_3, 2017). ·. Reservorio Hollín Superior. Los resultados de las pruebas del pozo Eno 3 con una producción de 2000 BPPD con 2 % de agua, la calidad del crudo es de 28,8 API, la presión inicial del reservorio fue de 4334 PSI, la temperatura estimada del reservorio es de 226°F. El análisis PVT se realiza al fluido del pozo ENO 5. (Orion_3, 2017).. 9.

(22) Tabla 1.5 Características fluido campo ENO - Arenas BT – UI – T - HS. FUENTE: Orion_3, 2017.. Se establece una correlación de los pozos, mediante los registros de resistividad, donde no se ha determinado CAP para la Arena Basal Tena, el límite inferior (LIP) de petróleo se encuentra a -7983 ft TVDSS, para la Arena UI se encuentra a -8748 ft TVDSS, para la Arena T se encuentra a – 8961 ft TVDSS, y para la Arena Hollín Superior se el CAP a -9110 ft TVDSS.. Figura 1.6 Correlación de pozos Campo Eno Arena BT – UI – T - HS FUENTE: Orion_3, 2017.. Las reservas probables y probadas se presentan en la tabla 1.6.. 10.

(23) Tabla 1.6 Reservas Probadas y Probables - campo ENO arena BT. FUENTE: Orion_3, 2017.. 1.2.1.3 Reservorios Campo Ron ·. Reservorio U Inferior. Los resultados de las pruebas del pozo Ron 2 con una producción de 1035 BPPD con 0 % de agua, la calidad del crudo es de 29,9 API, la presión inicial del reservorio fue de 2855 PSI, la temperatura estimada del reservorio es de 208°F. ·. Reservorio T. Los resultados de las pruebas del pozo Ron 2 con una producción de 420 BPPD con 0 % de agua, la calidad del crudo es de 27 API, la presión inicial del reservorio fue de 2770 PSI, la temperatura estimada del reservorio es de 230 °F. No se realizan análisis PVT, debido a que el %BSW se incrementó antes poder tomar la muestra, los datos la tabla 1.7. Tabla 1.7 Características fluido campo Ron - Arena UI - T. FUENTE: Orion_4, 2017.. 11.

(24) No se ha determinado CAP, el límite inferior (LIP) de petróleo de la Arena UI se encuentra a -8684 ft TVDSS, mientras que el CAP de la Arena T se encuentra a -8900 ft TVDSS. Ver figura 1.7.. Figura 1.7 Correlación de pozos Campo Ron - Arena UI - T FUENTE: Orion_4, 2017. Las reservas probadas del reservorio U Inferior del Campo Ron se muestran en la tabla 1.8. Tabla 1.8 Reservas Probadas y Probables campo Ron - Arena UI - T. FUENTE: Orion_4, 2017.. 1.3 DESCRIPCIÓN DE POZOS 1.3.1 Ocano 2 El pozo fue perforado 22 de Abril del 2014, es un pozo tipo S de 4 secciones, alcanzó una profundidad de 9217 FT en TVD, se completó para producir de la arena UI, con bomba electrosumergible.. 12.

(25) 1.3.1.1 Histórico de producción. El pozo Ocano 2, ha venido produciendo de la arena UI desde el 11 de Mayo del 2014. El WO # 1 se realizó el 6 de Junio del 2015, se realizó el Pulling del equipo BES debido a un problema en el equipo BES. Tabla 1.9 Histórico de producción pozo Ocano 2 – Arena UI FECHA. BFPD. %BSW. GOR. API. dd-mm-aa. Bls. %. MPCS/BLS. °. 11-may-14. 755. 1. 204. 24,3. 31-dic-14. 830. 1. 205. 24,4. 31-dic-15. 602. 31. 185. 23,6. 31-dic-16. 509. 56. 241. 23,3. 31-dic-17. 424. 66. 340. 23,3. FUENTE: Orion_1, 2017. Elaborado por: Nathaly Herrera, 2018.. En el siguiente gráfico se representa el histórico de producción y la declinación del mismo que es alrededor del 24% anual.. Figura 1.8 Histórico y declinación de producción pozo Ocano 2 Arena UI (OFM) FUENTE: Orion_1, 2017.. 1.3.1.2 Completación del pozo. En el WO # 1, se completó para producir de la Arena UI, con bomba electrosumergible sin Y-Tool. Los datos en la tabla 1.10. 13.

(26) Tabla 1.10 Datos de la completación pozo Ocano 2 OCANO 2. CONDICION ACTUAL BES POZO OCANO 2. Frecuencia de Operación. 31-Dec-2017. Fecha : 2. Run Life. 936 Dias 9-Jun-2015. Fecha de Instalación 101. Bombas y Tipo. 101. etapas D1050N. D5-21. AGH Tipo / Etapas. 32. Intake. Sep Gas Serie / Tipo Prot. Superior. etapas. Prot. Inferior. BPBSL. S-400. BPBSL. MAXIMUS. Motor Serie. 180. HP / Volts / Amp. 2260 V FLAT. Tipo Cable. S-400. 456 52 A. 1 CAPILAR. Phoenix XT-150. Sensor Tipo COMPLETACIÓN. Hz. 60 Hz. ft. 8648,0. Caudal de diseño. BPD. 430,00. Caudal de operación. BPD. 433,19. Profunidad del intake. EQUIPO BES Run #. ROR. Rango de operación de la bomba. Fracción de Vol de Gas en la bomba. %. 8,58. Eficiencia del Separador de gas. %. 25,14. Cabeza de levantamiento dinámico. ft. 5479,3. Nivel de fluido sobre la bomba. ft. 2309,66. Presión de entreda a la bomba. psi. 942,33. Presión de descarga. psi. 3294,77. Potencia del Motor. HP. 90,0. Amperaje del motor. Amp. 23,4. Voltaje del motor. Vol. 1924,9. Carga total del motor. HP. 64,6. Factor de carga. %. 71,82. 3 1/2. NO. Blanking P.. NO. NO. Eficiencia del motor. %. 84,12. Arena. Simple. UI. Temperatura del motor. ºF. 262,9. Tubing. STV. Y-TOOL Tipo Comp.. Elaborado por: Nathaly Herrera, 2018.. Ver esquema mecánico del pozo Ocano 2 en ANEXO III.. 1.3.2 Ocano 3 El pozo fue perforado 1 de Octubre del 2014, es un pozo tipo S de 4 secciones, alcanzó una profundidad de 9202 FT en TVD, se completó para producir de la arena UI, con bomba Electrosumergible. (Orion_1, 2017).. 1.3.2.1 Histórico de producción. El pozo Ocano 3, ha venido produciendo de la arena UI desde el 30 de Octubre del 2014. El comportamiento está dado en función de los incrementos de frecuencia se incrementa el aporte de fluido. Los datos en la tabla 1.11.. Tabla 1.11 Histórico de producción pozo Ocano 3 – Arena UI FECHA. BFPD. %BSW. GOR. dd-mm-aa. Bls. %. MPCS/BLS. °. 29-oct-14. 600. 13. 260. 24,3. 31-dic-14. 700. 16. 178. 24,4. 31-dic-15. 689. 49. 210. 23,7. 31-dic-16. 875. 54. 171. 23,3. 31-dic-17. 1220. 61. 304. 23,3. Elaborado por: Nathaly Herrera, 2018.. 14. API.

(27) Figura 1.9 Histórico y declinación de producción pozo Ocano 3 Arena UI (OFM) FUENTE: Orion_1, 2017.. La declinación anual estimada es de 24 % para el reservorio U Inferior.. 1.3.2.2 Completación del pozo Se completó para producir de la arena UI, con bomba electrosumergible sin Y-Tool. Tabla 1.12 Datos de la completación pozo Ocano 3.. Frecuencia de Operación. 101. ft. 8516,0. BPD. 1210,0. Caudal de operación. BPD. 1209,2. 101. Fracción de Vol de Gas en la bomba. %. 0,0. Eficiencia del Separador de gas. %. 98,7. Cabeza de levantamiento dinámico. ft. 4260,7. Nivel de fluido sobre la bomba. ft. 4396,2. Presión de entreda a la bomba. psi. 1743,3. Presión de descarga. psi. 3421,9. Potencia del Motor. HP. 135,0. AGH Tipo / Etapas Sep Gas Serie / Tipo. etapas D1050N Intake. Prot. Superior Prot. Inferior BPBSL S-400 BPBSL S-400 Motor Serie MAXIMUS 456 HP / Volts / Amp 2262 V 180 52 A Tipo Cable FLAT 1 CAPILAR Phoenix XT-150-1. Sensor Tipo. COMPLETACIÓN 3 1/2. NO. Blanking P.. NO. NO. Arena. Simple. UI. Tubing. STV. Y-TOOL Tipo Comp.. 64 Hz. Caudal de diseño. Profunidad del intake. 1. Hz. 1158 Dias 30-Oct-2014. EQUIPO BES Run # Run Life Fecha de Instalación Bombas y Tipo. ROR. Rango de operación de la bomba. 31-Dec-2017. Fecha :. OCANO 3. CONDICION ACTUAL. POZO OCANO 3. Amp. 26,7. Voltaje del motor. Vol. 2258,6. Carga total del motor. HP. 74,8. Factor de carga. %. 51,9. Amperaje del motor. Eficiencia del motor. %. 83,8. Temperatura del motor. ºF. 253,9. Elaborado por: Nathaly Herrera, 2018.. Ver esquema mecánico del pozo Ocano 3 en ANEXO III.. 1.3.3 Ocano 4 El pozo fue perforado 25 de Abril del 2015, es un pozo tipo J de 3 secciones, alcanzó una profundidad de 9166 FT en TVD, tiene completación selectiva para las arena UI y T, produce con bomba Electrosumergible. (Orion_1, 2017). 15.

(28) 1.3.3.1 Histórico de producción El pozo Ocano 4, ha venido produciendo de la arena UI desde el 20 de Junio del 2016. La declinación anual es de 48%. Ver figura 1.10. Tabla 1.13 Histórico de producción pozo Ocano 4 – Arena UI FECHA. BFPD. %BSW. GOR. dd-mm-aa. Bls. %. MPCS/BLS. API °. 20-jun-16. 1303. 0. 174. 24. 31-dic-16. 1155. 40. 174. 24. 31-dic-17. 1737. 82. 479. 22,7. Elaborado por: Nathaly Herrera, 2018.. Figura 1.10 Histórico y declinación de producción pozo Ocano 4 Arena UI (OFM) FUENTE: Orion_1, 2017.. 1.3.3.2 Completación del pozo Se completó para producir de la Arena UI y T, con bomba electrosumergible más YTool. Los datos en la tabla 1.14. Tabla 1.14 Datos de la completación pozo Ocano 4. Frecuencia de Operación. EQUIPO BES Run # Run Life Fecha de Instalación Bombas y Tipo AGH Tipo / Etapas Sep Gas Serie / Tipo Protector Protector Superior Inferior Motor Serie HP / Volts / Amp. Profunidad del intake. 602 Dias. 1. 8-May-2016 124 65 D 5-21. BPBSL. S-400. BPBSL. S-400. 456 2262 V. FLAT. Tipo Cable. etapas DN1750 32 etapas Intake. MAXIMUS 180. 52 A 1 CAPILAR. 3 1/2. Tubing. STV. Y-TOOL. Blanking P.. SI. Tipo Comp.. Arena. Selectiva. NO T. Elaborado por: Nathaly Herrera, 2018.. 16. 9921,0. BPD. 1762,00. BPD. 1757,21. Fracción de Vol de Gas en la bom ba. %. 0,12. Eficiencia del Separador de gas. %. 98,10. Cabeza de levantam iento dinám ico. ft. 1783,3. Nivel de fluido s obre la bom ba. ft. 7929,60. Pres ión de entreda a la bom ba. psi. 2525,51. Pres ión de des carga. psi. 3376,42. HP. 90,0. Amp. 22,0. Voltaje del m otor. V ol. 1700,3. Carga total del m otor. HP. 51,9. %. 65,30. Factor de carga. NO U. 53 Hz. ft. Caudal de dis eño. Potencia del Motor. COMPLETACIÓN. Hz. Caudal de operación. Am peraje del m otor. Phoenix XT-150-1. Sensor Tipo. UPTHRUST. Rango de operación de la bom ba. 31-Dec-2017. Fecha :. OCANO 4. CONDICION ACTUAL. POZO OCANO 4. Eficiencia del m otor. %. 84,18. Tem peratura del m otor. ºF. 257,6.

(29) Ver esquema mecánico del pozo Ocano 4 en ANEXO III. 1.3.4 Mira 1 El pozo fue perforado 21 de Febrero del 2016, es un pozo tipo J de 3 secciones, alcanzó una profundidad de 9255 FT en TVD, tiene completación selectiva para las arena UI y T, produce con bomba Electrosumergible. (Orion_2, 2017).. 1.3.4.1 Histórico de producción Inicia produciendo de la arena UI con una producción de 1100 BFPD con 3% BSW y 25 API, posteriormente se realiza un WO para bajar una completación dual para producir de las arena UI y T por separado en diciembre del 2016. En enero del 2017, el pozo entra a WO # 2 ya que la completación dual presenta problemas de incrustación de escala, se realiza el Pulling de la completación dual y se baja completación selectiva para las arenas UI y T, se usa fluido de especiales de control de pozo con sales livianas NH4Cl, bajan BES y dejan produciendo al pozo de la arena UI. Ver Anexo I.. Tabla 1.15 Histórico de producción pozo Mira 1 – arena UI FECHA. BFPD. %BSW. GOR. dd-mm-aa. Bls. %. MPCS/BLS. API °. 02-may-16. 1100. 3. 62. 25. 31-dic-16. 750. 40. 133. 25. 31-dic-17. 1700. 76. 247. 26. Elaborado por: Nathaly Herrera, 2018.. Figura 1.11 Histórico y declinación de producción pozo Mira 1 arena UI (OFM) FUENTE: Orion_2, 2017.. 17.

(30) 1.3.4.2 Completación del pozo Se completó para producir de la arena UI y T, con bomba electrosumergible más YTool. Los datos en la tabla 1.16. Tabla 1.16 Datos de la completación pozo Mira 1 arena UI. 304 Dias. 3. 2-Mar-2017 124 124 D 5-21 Intake. AGH Tipo / Etapas Sep Gas / Tipo. 124 DN1750 32 etapas VGSA D20/60. Prot. Superior Prot. Inferior BPBSL S-400 BPBSL S-400 Motor Serie MAXIMUS 456 HP / Volts / Amp 2520 V 180 47 A Tipo Cable FLAT 2 CAPILAR. 55 Hz. ft. 9247,0. Caudal de dis eño. BPD. 1700,0. Caudal de operación. BPD. 1702,8. COMPLETACIÓN 3 1/2. Tubing. STV. Y-TOOL. Blanking P.. SI. Tipo Comp.. Arena. Selectiva. NO. %. 0,10. Eficiencia del Separador de gas. %. 98,10. Cabeza de levantam iento dinám ico. ft. 3989,3. Nivel de fluido s obre la bom ba. ft. 4459,2. Pres ión de entreda a la bom ba. psi. 1587,5. Pres ión de des carga. psi. 3341,2. Potencia del Motor. HP. 144,0. Amp. 30,9. Voltaje del m otor. V ol. 2194,3. Carga total del m otor. HP. 98,0. %. 74,23. Factor de carga. SI U. Fracción de Vol de Gas en la bom ba. Am peraje del m otor. Phoenix XT-150-1. Sensor Tipo. Hz. Frecuencia de Operación Profunidad del intake. EQUIPO BES Run # Run Life Fecha de Instalación Bombas y Tipo. UPTHRUST. Rango de operación de la bom ba. 31-Dec-2017. Fecha :. MIRA 1. CONDICION ACTUAL. POZO MIRA 1. T. Eficiencia del m otor. %. 85,42. Tem peratura del m otor. ºF. 277,2. Elaborado por: Nathaly Herrera, 2018. Ver esquema mecánico del pozo Mira 1 en ANEXO III.. 1.3.5 Mira 2 El pozo fue perforado 18 de Marzo del 2016, es un pozo tipo J de 3 secciones, alcanzó una profundidad de 9150 FT en TVD, tiene completación simple para la arena T, produce con bomba Electrosumergible. (Orion_2, 2017).. 1.3.5.1 Histórico de producción El pozo Mira 2, ha venido produciendo de la arena T desde el 5 de Mayo del 2016. La declinación anual es de 28%. Ver en figura 1.12.. Tabla 1.17 Histórico de producción pozo Mira 2 – Arena T FECHA. BFPD. %BSW. GOR. dd-mm-aa. Bls. %. MPCS/BLS. °. 07-may-16. 1261. 0,5. 43. 28,4. 31-dic-16. 1449. 3,8. 43. 28. 31-dic-17. 1240. 43. 256. 28. Elaborado por: Nathaly Herrera, 2018. 18. API.

(31) Figura 1.12 Histórico y declinación de producción pozo Mira 2 Arena T (OFM) FUENTE: Orion_1, 2017.. 1.3.5.2 Completación del pozo. Se completó para producir de la arena T, con bomba electrosumergible más Y-Tool.. Tabla 1.18 Datos de la completación pozo Mira 2. Frecuencia de Operación. 31-Dec-2017 1. 605 Dias 5-May-2016. Fecha de Instalación 126. Bombas y Tipo. 83. etapas. D1050N. AGH Tipo / Etapas 400. Sep Gas Serie / Tipo Prot. Superior. Prot. Inferior. BPBSL. VGSA. S-400. BPBSL. MAXIMUS. Motor Serie. 120. HP / Volts / Amp. 456 2192 V. FLAT. Tipo Cable. S-400 36 A. 1 CAPILAR. COMPLETACIÓN. 57 Hz. ft. 9998,0. BPD. 1240,0. Caudal de operación. BPD. 1240,1. Fracción de Vol de Gas en la bomba. %. 0,1. Eficiencia del Separador de gas. %. 99,1. Cabeza de levantamiento dinámico. ft. 3392,3. Nivel de fluido sobre la bomba. ft. 5992,0. Presión de entreda a la bomba. psi. 1725,1. Presión de descarga. psi. 3016,5. Potencia del Motor. HP. 60,0. Amp. 19,2. Voltaje del motor. V ol. 1802,6. Carga total del motor. Amperaje del motor. Phoenix XT-150-1. Sensor Tipo. Hz. Caudal de diseño. Profunidad del intake. EQUIPO BES Run Life. ROR. Rango de operación de la bomba. Fecha : Run #. MIRA 2. CONDICION ACTUAL. POZO MIRA 2. HP. 53,1. Factor de carga. %. 91,6. SI. Eficiencia del motor. %. 83,6. T. Temperatura del motor. ºF. 294,1. Tubing. STV. 3 1/2. NO. Y-TOOL. Blanking P.. SI. Tipo Comp.. Arena. Simple. Elaborado por: Nathaly Herrera, 2018.. Ver esquema mecánico del pozo Mira 2 en ANEXO III.. 1.3.6 Eno 2 El pozo fue perforado 13 de Julio del 2014, es un pozo tipo S de 4 secciones, alcanzó una profundidad de 10209 FT en TVD, tiene completación inteligente para producir de 3 arenas a la vez (T, UI y BT), produce con bomba Electrosumergible. (Orion_3, 2017) 19.

(32) 1.3.6.1 Histórico de producción. El pozo Eno 2, inicia produciendo de la arena BT con una producción de 830 BFPD con un %BSW de 0%, API de 27,5. En Agosto del 2015 se realiza el WO # 1, donde instala la completación inteligente (Intellizone-SLB) para producir de 3 arenas en conjunto. En Octubre del 2015, se llevó a cabo el WO # 2 donde se realiza el Pulling del equipo BES. La declinación anual de la arena T es de 12%, la declinación anual de la arena UI es de 19% y de la arena BT es de 27%. Ver figura 1.13.. Tabla 1.19 Histórico de producción pozo Eno 2 – Arena T FECHA. BFPD. %BSW. GOR. API. dd-mm-aa. Bls. %. MPCS/BLS. °. 31-ago-15. 2457. 4. 127. 29. 31-dic-15. 380. 13. 280. 31,6. 31-dic-16. 100. 20. 1187. 27,2. 31-dic-17. 68. 32. 1730. 26,4. %BSW. GOR. API. Elaborado por: Nathaly Herrera, 2018.. Tabla 1.20 Histórico de producción pozo Eno 2 – Arena UI FECHA. BFPD. dd-mm-aa. Bls. %. MPCS/BLS. °. 31-ago-15. 536. 40. 475. 30,2. 31-dic-15. 286. 26. 519. 31. 31-dic-16. 80. 32. 1470. 26,8. 31-dic-17. 80. 32. 1328. 26,7. Elaborado por: Nathaly Herrera, 2018.. Tabla 1.21 Histórico de producción pozo Eno 2 – arena BT FECHA. BFPD. %BSW. GOR. API. dd-mm-aa. Bls. %. MPCS/BLS. °. 31-ago-15. 880. 1. 350. 25,6. 31-dic-15. 1420. 0,1. 290. 25,4. 31-dic-16. 958. 0,1. 167. 25,8. 31-dic-17. 818. 0,1. 156. 26. Elaborado por: Nathaly Herrera, 2018.. 20.

(33) Figura 1.13 Histórico y declinación de producción pozo Eno 2 arena T, UI Y BT (OFM) FUENTE: Orion_3, 2017.. 1.3.6.2 Completación del pozo. Se completó para producir de la arena T, UI y BT, con bomba electrosumergible. Los datos en la tabla 1.22.. 21.

(34) Tabla 1.22 Datos de la completación pozo Eno 2. 31-Dec-2017 EQUIPO BES Run Life. 3. 1017 Dias 20-Mar-2015. Fecha de Instalación Bombas y Tipo. 71. 71. 25. 540. Sep Gas Serie / Tipo Prot. Superior. etapas. G20-40. AGH Tipo / Etapas Prot. Inferior. BPBSL. BPBSL. 240. 45 Hz. ft. 8574,0. Caudal de diseño. BPD. 972,0. Caudal de operación. BPD. STB/d 0,0. %. etapas. Eficiencia del Separador de gas. %. 0,1. Cabeza de levantamiento dinámico. ft. 4311,0. S-400. 456 59 A 2 CAPILAR. Phoenix XT-150-1. Sensor Tipo. Hz. Profunidad del intake. Fracción de Vol de Gas en la bomba. 2676 V FLAT. Tipo Cable. Frecuencia operación. SN3600. VGSA. S-400. MAXIMUS. Motor Serie HP / Volts / Amp. DOWNTHRUST. Rango de operación de la bomba. Fecha : Run #. ENO 2. CONDICION ACTUAL. POZO ENO 2. COMPLETACIÓN Tubing. STV. 3 1/2. NO. Y-TOOL. Blanking P.. NO. NO. Tipo Comp.. Arena. Intellizone. BT - U - T. Nivel de fluido sobre la bomba. ft. 2742,0. Presión de entreda a la bomba. psi. 1008,0. Presión de descarga. psi. 2705,0. Potencia del Motor. HP. 240,0. Amperaje del motor. Amp. 36,2. Voltaje del motor. Vol. 2006,8. Carga total del motor. HP. 84,9. Factor de carga. %. 0,5. Eficiencia del motor. %. 0,8. Temperatura del motor. ºF. 289,0. Elaborado por: Nathaly Herrera, 2018.. Ver esquema mecánico del pozo Eno 2 en ANEXO II.. 1.3.7 Eno 3 El pozo fue perforado el 11 de Noviembre del 2015, es un pozo tipo S de 3 secciones, alcanzó una profundidad de 10232 FT en TVD, tiene completación simple con BES y Y-tool, para la arena HS. (Orion_3, 2017). 1.3.7.1 Histórico de producción El pozo Eno 3, ha venido produciendo de la arena HS desde el 13 de Abril del 2016, se aprecia declinación en el aporte de fluido, influenciado por el daño a la formación debido a la migración de finos, se han realizado estimulaciones ácidas a la formación con CTU, mejorando el aporte de fluido. La declinación anual es de 36%. Ver en figura 1.14. Tabla 1.23 Histórico de producción pozo Eno 3 – arena HS FECHA. BFPD. %BSW. GOR. dd-mm-aa. Bls. %. MPCS/BLS. °. 20-oct-16. 2166. 8. 160. 28. 31-dic-16. 1672. 28. 290. 28,5. 31-dic-17. 722. 63. 667. 28,3. Elaborado por: Nathaly Herrera, 2018.. 22. API.

(35) Figura 1.14 Histórico y declinación de producción pozo Eno 3 arena HS (OFM) FUENTE: Orion_3, 2017.. 1.3.7.2 Completación del pozo Se completó para producir de la arena HS, con bomba electrosumergible más Y-Tool. Los datos en la tabla 1.24. Tabla 1.24 Datos de la completación pozo Eno 3 arena HS. 31-Dec-2017 EQUIPO BES Run Life. 2. 446 Dias 11-Oct-2016. Fecha de Instalación 92. Bombas y Tipo AGH Tipo / Etapas. G20-40. Sep Gas Serie / Tipo. 538. Prot. Superior. Prot. Inferior. BPBSL 300. HP / Volts / Amp. 8497,0. Caudal de diseño. BPD. 668,0. Caudal de operación. BPD. 668,0 0,0. %. 24. ETAPAS. Eficiencia del Separador de gas. %. 0,3. Cabeza de levantamiento dinámico. ft. 4352,8. BPBSL. S-540. 562 68 A 1 CAPILAR. Nivel de fluido sobre la bomba. ft. 2721,6. Presión de entreda a la bomba. psi. 1129,5. Presión de descarga. psi. 3231,4. Potencia del Motor. HP. 300,0. Amp. 35,3. Voltaje del motor. Vol. 2270,2. Carga total del motor. HP. 91,3. Factor de carga. %. 0,4. Amperaje del motor. Phoenix XT-150-1. Sensor Tipo. 51 Hz. ft. Fracción de Vol de Gas en la bomba. 2671 V FLAT. Tipo Cable. Hz. Profunidad del intake. SN3600. VGSA. S-540. Frecuencia operación. etapas. MAXIMUS. Motor Serie. DOWNTHRUST. Rango de operación de la bomba. Fecha : Run #. ENO 3. CONDICION ACTUAL. POZO ENO 3. COMPLETACIÓN Tubing. STV. 3 1/2. NO. Y-TOOL. Blanking P.. SI. SI. Eficiencia del motor. %. 0,9. Tipo Comp.. Arena. Simple. HS. Temperatura del motor. ºF. 289,0. Elaborado por: Nathaly Herrera, 2018.. Ver esquema mecánico del pozo Eno 3 en ANEXO II.. 1.3.8 Eno 4 El pozo fue perforado el 15 de diciembre del 2015, es un pozo tipo S de 3 secciones, alcanzó una profundidad de 10253 FT en TVD, tiene completación selectiva para la arena UI y BT, con bomba electrosumergible más Y-tool. (Orion_3, 2017) 23.

(36) 1.3.8.1 Histórico de producción El pozo Eno 4, ha venido produciendo de la arena UI desde el 3 de Abril del 2016, con una declinación anual es de 23%. Ver en figura 1.15. Tabla 1.25 Histórico de producción pozo Eno 4 – arena UI FECHA. BFPD. %BSW. GOR. dd-mm-aa. Bls. %. MPCS/BLS. API °. 18-abr-16. 375. 1. 161. 28,8. 31-dic-16. 209. 0,8. 443. 29. 31-dic-17. 142. 0,8. 283. 29. Elaborado por: Nathaly Herrera, 2018.. Figura 1.15 Histórico y declinación de producción pozo Eno 4 arena UI (OFM) FUENTE: Orion_3, 2017.. 1.3.8.2 Completación del pozo Se completó para producir de la arena UI y BT, con bomba electrosumergible más YTool. Los datos en la tabla 1.26. Tabla 1.26 Datos de la completación pozo Eno 4 arena UI. 31-Dec-2017. Frecuencia de Operación. 1. 637 Dias 3-Apr-2016. Fecha de Instalación 152. Bombas y Tipo. D5-21. AGH Tipo / Etapas Prot. Inferior. BPBSL 180. HP / Volts / Amp. 134,3 0,0. ETAPAS. Eficiencia del Separador de gas. %. 0,3. Cabeza de levantamiento dinámico. ft. 6580,0. Nivel de fluido sobre la bomba. ft. 1454,0. Presión de entreda a la bomba. psi. 539,0. Presión de descarga. psi. 2987,5. BPBSL. S-400. 456 52 A. 3 1/2. Y-TOOL. Blanking P.. SI. Tipo Comp.. Arena. Simple. 90,0 17,5. Voltaje del motor. Vol. 1507,8. Carga total del motor. HP. 25,2. Factor de carga. %. 0,4. Eficiencia del motor. %. 0,7. Temperatura del motor. ºF. 321,4. Amperaje del motor. NO SI UI. HP Amp. Potencia del Motor. 1 CAPILAR. Phoenix XT-150-1. STV. BPD. 32. COMPLETACIÓN Tubing. 134,3. Caudal de operación. %. 2262 V FLAT. Tipo Cable Sensor Tipo. 8627,0. Fracción de Vol de Gas en la bomba. MAXIMUS. Motor Serie. ft BPD. D460N. VGSA. S-400. 47 Hz. etapas. 400. Sep Gas Serie / Tipo Prot. Superior. 152. Hz. Caudal de diseño. Profunidad del intake. EQUIPO BES Run Life. ROR. Rango de operación de la bomba. Fecha : Run #. ENO 4. CONDICION ACTUAL. POZO ENO 4. BT. Elaborado por: Nathaly Herrera, 2018.. 24.

(37) Ver esquema mecánico del pozo Eno 4 en ANEXO II.. 1.3.9 Eno 5 El pozo fue perforado el 6 de enero del 2016, es un pozo tipo J de 3 secciones, alcanzó una profundidad de 10236 FT en TVD, tiene completación selectiva para la arena T y HS, con bomba electrosumergible más Y-tool. (Orion_3, 2017).. 1.3.9.1 Histórico de producción Ha venido produciendo de la arena T desde el 5 de Marzo del 2016. La declinación anual es de 23%. Ver en figura 1.16. Tabla 1.27 Histórico de producción pozo Eno 5 – arena T FECHA. BFPD. %BSW. GOR. dd-mm-aa. Bls. %. MPCS/BLS. API °. 19-mar-16. 512. 1. 180. 34,7. 31-dic-16. 700. 2,2. 508. 34. 31-dic-17. 598. 2. 358. 32,6. Elaborado por: Nathaly Herrera, 2018.. Figura 1.16 Histórico y declinación de producción pozo Eno 5 arena T (OFM) FUENTE: Orion_3, 2017.. 1.3.9.2 Completación del pozo. Se completó para producir de la arena T y HS, con BES y completación selectiva.. 25.

(38) Tabla 1.28 Datos de la completación pozo Eno 5 arena UI. Frecuencia de Operación. 31-Dec-2017. Profunidad del intake. EQUIPO BES 1. Run Life. 665 Dias 6-Mar-2016. Fecha de Instalación 116. Bombas y Tipo. D5-21. AGH Tipo / Etapas Prot. Inferior. BPBSL 120. HP / Volts / Amp. 580,0. Caudal de operación. BPD. 580,0 0,0. Fracción de Vol de Gas en la bomba. %. Eficiencia del Separador de gas. %. 0,4. Cabeza de levantamiento dinámico. ft. 4874,5 1996,8. BPBSL. S-400. 2192 V. 36 A. STV. 3 1/2. NO. Y-TOOL. Blanking P.. SI. SI. Tipo Comp.. Arena. SELECTIVA. T. ft psi. 661,1. Presión de descarga. psi. 2651,7. HP. 98,4. Amp. 17,5. Voltaje del motor. Vol. 2355,8. Amperaje del motor. COMPLETACIÓN Tubing. Nivel de fluido sobre la bomba Presión de entreda a la bomba Potencia del Motor. 1 CAPILAR. Phoenix XT-150-1. Sensor Tipo. 9246,0. BPD. D800N. 456. FLAT. Tipo Cable. ft. Caudal de diseño. ETAPAS. MAXIMUS. Motor Serie. 67.5 Hz. 32. VGSA. S-400. Hz. etapas 400. Sep Gas Serie / Tipo Prot. Superior. ROR. Rango de operación de la bomba. Fecha : Run #. ENO 5. CONDICION ACTUAL. POZO ENO 5. HS. Carga total del motor. HP. 37,9. Factor de carga. %. 0,3. Eficiencia del motor. %. 0,8. Temperatura del motor. ºF. 300,1. Elaborado por: Nathaly Herrera, 2018.. Ver esquema mecánico del pozo Eno 5 en ANEXO II.. 1.3.10 Ron 2 El pozo fue perforado el 6 de enero del 2016, es un pozo tipo J de 3 secciones, alcanzó una profundidad de 10236 FT en TVD, tiene completación selectiva para la arena T y HS, con bomba electrosumergible más Y-tool. (Orion_4, 2017).. 1.3.10.1 Histórico de producción El pozo Eno 5, ha venido produciendo de la arena T desde el 5 de Marzo del 2016, se aprecia declinación en el aporte de fluido. La declinación anual es de 39%. Ver en figura 1.17.. Tabla 1.29 Histórico de producción pozo Ron 2 – arena UI FECHA. BFPD. %BSW. GOR. API. dd-mm-aa. Bls. %. MPCS/BLS. °. 18-nov-14. 390. 15. 210. 28. 17-ene-17. 197. 14. 401. 28. 10-jun-17. 222. 20. 371. 26,8. 31-dic-17. 200. 20. 387. 26,6. Elaborado por: Nathaly Herrera, 2018.. 26.

(39) Figura 1.17 Histórico y declinación de producción pozo Eno 5 arena T (OFM) FUENTE: Orion_3, 2017.. 1.3.10.2 Completación del pozo Se completó para producir de la arena UI y T, con bomba electrosumergible más YTool. Los datos en la tabla 1.30.. Tabla 1.30 Datos de la completación pozo Ron 2 arena UI. Frecuencia de Operación. 31-Dec-2017. Profunidad del intake. EQUIPO BES Run Life. 3. 407 Dias 19-Nov-2016. Fecha de Instalación Bombas y Tipo. 92. 92. 121. D1050N. AGH Tipo / Etapas 400. Sep Gas Serie / Tipo Prot. Superior. Prot. Inferior. BPBSL. VGSA D20-60. S-400. BPBSL. MAXIMUS. Motor Serie. 180. HP / Volts / Amp. S-400. 456 2262 V. FLAT. Tipo Cable. 52 A. STV. 3 1/2. NO. Y-TOOL. Blanking P.. SI. SI. Tipo Comp.. Arena. SELECTIVA. UI. T. 8366,0. BPD. 157,0. BPD. 155,8. Fracción de Vol de Gas en la bomba. %. 0,3. Eficiencia del Separador de gas. %. 99,8. Cabeza de levantamiento dinámico. ft. 6679,1. Nivel de fluido sobre la bomba. ft. 1795,5. Presión de entreda a la bomba. psi. 670,5. Presión de descarga. psi. 3141,1. HP. 117,0. Amp. 21,4. Voltaje del motor. Vol. 1672,4. Carga total del motor. HP. 24,0. Factor de carga. %. 0,3. Eficiencia del motor. %. 0,7. Temperatura del motor. ºF. 296,0. Elaborado por: Nathaly Herrera, 2018.. Ver esquema mecánico del pozo Ron 2 en ANEXO II.. 27. 49 Hz. ft. Caudal de diseño. Amperaje del motor. COMPLETACIÓN Tubing. Hz. Caudal de operación. Potencia del Motor. 1 CAPILAR. Phoenix XT-150-1. Sensor Tipo. DOWNTHRUST. Rango de operación de la bomba. Fecha : Run #. RON 2. CONDICION ACTUAL. POZO RON 2.

(40) 1.4 TRATAMIENTO QUÍMICO La aplicación del tratamiento químico tiene como objetivo principal cuidar la integridad de la completación; una vez realizado el análisis del fluido del pozo se determina el tipo de tratamiento a ser aplicado para evitar (Incrustación de escala, corrosión, formación de asfaltenos, emulsión entre otros). De acuerdo al análisis del fluido del pozo Ocano 2, se determinó que presenta tendencia incrustante moderada y corrosiva moderada; es por eso que se aplica inyección del químico antiescala vía capilar a fondo de pozo. Además se incluye el monitoreo de cupones de corrosión y escala ubicados en cabeza de pozo, con el cual se evalúa la eficiencia del tratamiento químico.. Tabla 1.31 Monitoreo de Tratamiento Químico pozos Bloque 52 Monitoreo cupones de escala Pozo. Residual de fosfonatos. Verificación Fecha Fecha Residual visual instalación evaluación (ppm) orificios. Criterio. Calcio en Inyección cabeza antiescala (ppm) (ppm). Monitoreo cupones de corrosión Velocidad de Fecha Fecha corrosión instalación evaluación MPY. Gases %CO2. H2S (ppm). Hierro en cabeza (ppm). Inyección anticorrosivo (ppm). OC-2. 12-nov-17. 20-dic-17. Sin escala. 16. Buen retorno. 398. 33. 11-ago-17. 11-nov-17. 6,69. 36. 12. 13. NO. OC-3. 12-nov-17. 20-dic-17. Sin escala. 15. Buen retorno. 160. 48. 11-ago-17. 11-nov-17. 1,69. 30. 10. 8. NO. OC-4. 12-nov-17. 20-dic-17. Sin escala. 25. Buen retorno. 228. 26. 11-ago-17. 11-nov-17. 6,63. 30. 24. 15. NO. MI-1. 19-dic-17. 20-dic-17 En monitoreo. 68. Buen retorno. 396. 90. 12-nov-17. 12-feb-18 En evaluación. 62. 10. 6. 36. MI-2. 12-nov-17. 20-dic-17. 25. Buen retorno. 356. 32. 11-ago-17. 11-nov-17. 56. 12. 8. NO. Sin escala. 9,75. FUENTE: Reporte Completo de tratamiento químico Bloque 52, (Orion_5, 2017) Elaborado por: Nathaly Herrera, 2018.. Tabla 1.32 Monitoreo de Tratamiento Químico pozos Bloque 54 Monitoreo cupones de escala Pozo. Fecha Fecha instalación evaluación. Residual de fosfonatos. Verificación visual orificios. Residual (ppm). Criterio. Monitoreo cupones de corrosión Calcio en Inyección Velocidad de cabeza antiescala Fecha Fecha corrosión (ppm) (ppm) instalación evaluación MPY. Gases %CO2. H2S (ppm). Hierro en cabeza (ppm). Inyección anticorrosivo (ppm). ENO-2. 07-oct-17. 07-ene-18. Sin escala. Bajo BSW. N/A. Bajo BSW. 64. 06-ago-17. 06-oct-17. 2,24. 10. 3. Bajo BSW. NO. ENO-3. 07-oct-17. 19-nov-17. Sin escala. 20. Buen residual. 960. 29. 19-nov-17. 08-dic-17. 4,82. 70. 20. 13. 29. ENO-4. No aplica. No aplica. No aplica. Bajo BSW. N/A. Bajo BSW. 0. No aplica. No aplica. No aplica. 10. 2. Bajo BSW. NO. ENO-5. No aplica. No aplica. No aplica. Bajo BSW. N/A. Bajo BSW. 0. No aplica. No aplica. No aplica. 14. 4. Bajo BSW. NO. RON-2. 07-oct-17. 07-ene-18. Sin escala. 8. Bajo % de retorno. 4008. 141. 06-ago-17. 06-oct-17. 1,65. 38. 10. 22. NO. FUENTE: Reporte Completo de tratamiento químico Bloque 54, (Orion_6, 2017) Elaborado por: Nathaly Herrera, 2018.. 28.

(41) CAPITULO II 2. METODOLOGÍA DE ANÁLISIS DE CRITICIDAD. Mediante el análisis y la identificación de las variables más relevantes de los pozos; con las cuales se puede determinar su criticidad, esto incluye un análisis global de reservorios (tendencias de producción), análisis del equipo BES y análisis del tratamiento químico. Se ha escogido el método del Bow tie para el análisis de pozos, ya que debido a su estructura, nos permite analizar el riesgo desde un punto de vista global y visual, ilustrando cada factor de análisis en las distintas etapas de la figura, esta estructura versátil y concreta evalúa el proceso de extracción de crudo, analiza el riesgos evaluando la probabilidad y frecuencia de ocurrencia del evento, y así decidir si el riesgo es aceptable o no. El Bow-Tie consiste en una manera simple de evaluar. esquemáticamente el. problema; analizando las rutas de un riesgo hasta las consecuencias. Se definen las barreras entre las causas, el riesgo y sus consecuencias. (AENOR, 2018).. Figura 2.1 Esquema de Diagrama de Bow Tie Elaborado por: Nathaly Herrera. El proceso para el desarrollo del método consiste en: 1. Identificar el peligro, el riesgo y el evento crítico que se desea analizar. 29.

(42) 2. Se enlistan las causas que pueden materializar el mismo, se coloca en la parte izquierda. 3. Para cada riesgo se colocan en la parte derecha las consecuencias de la materialización. 4. Identificar las medidas de control para evitar que las causas lleven a la ocurrencia de los eventos. 5. Se identifican factores externos que pueden materializar e inhabilitan la efectividad de los métodos de control. Es por eso que se ha elaborado tres diagramas Bow Tie para determinar la criticidad de los pozos, el primero enfocado en analizar el reservorio, el segundo en analizar el equipo BES y tercero analizar el tratamiento químico aplicado. Se ha desarrollado el análisis Bow Tie considerando los eventos de campo con el objetivo de minimizar las pérdidas de producción y de precautelar la integridad del reservorio y de los equipos, la selección del Evento Tope se definió de acuerdo a la escenario operacional actual y se tomaron en cuenta los eventos donde se tendría pérdida de control inicial, posterior se enlistaron las causas por las que se generaría el evento tope, como parte del dinamismo del diagrama Bow Tie se enlistaron las medidas de control de cada causa y a esto se le añadió el factor de escalamiento, analizando operacionalmente cada causa, se asignó una consecuencia. Para la identificación, definición y priorización de las causas se revisaron los históricos de problemas más relevantes en pozos, por ejemplo en el reservorio depletación del reservorio y daño al reservorio, con respecto al equipo BES se determinaron las fallas eléctricas y mecánicas que ha presentado los equipos BES en la vida productiva del campo, mientras que las causas identificadas para el análisis de tratamiento químico se lo hizo en base a caracterización del fluido producido y el histórico del campo.. 2.1 ANÁLISIS RESERVORIO Se análisis el reservorio, teniendo en cuenta que se trata de yacimientos estratigráficos para la arena T, U y Basal Tena de los campos Eno y Ron el mecanismo de empuje está dado por expansión de roca y gas en solución; para la arena U y T de los campos Ocano y Mira el mecanismo de empuje está dado por un acuífero activo de fondo; mientras que para la arena Hollín Superior en el campo Eno el mecanismo de empuje está dado por un acuífero lateral, en el Bloque 52 se produce de la arena UI y T; mientras que en el Bloque 54 se produce de la arena HS, T, UI y Basal Tena. 30.

(43) Se identifica el riesgo como la baja de aporte abruptamente del reservorio. Riesgo: Baja aporte de fluido abruptamente. Evento tope: se considera que baja la producción del pozo y cierran pozo por llegar al límite donde no se considera económicamente rentable, definido en la empresa como 50 BPPD, menos de este valor, no es económicamente rentable. Se identifican diferentes amenazas o causas a las que se asignan probabilidades de ocurrencia respectivamente. Dichas probabilidades se consideran barreras, a cada barrera se le asigna un factor de escalamiento que eliminarían las barreras. Es decir la probabilidad de ocurrencia del evento tope estaría directamente ligado a la ocurrencia de las amenazas. Para reducir la probabilidad de ocurrencia del evento tope, se utilizan barreras de control. Ver figura 2.2. Causas: 1. Depletación del reservorio. 2. Daño de formación. 3. Incremento del %BSW. Consecuencias: 1. Producción del pozo declina llegando al límite económicamente rentable. Cierran pozo. 2. Producción continúa declinando, se determina daño considerable de la formación productora, pozo en espera de intervención para remediación de daño de formación. 3. Conificación y canalización de agua hacia el pozo. Pozo cerrado en espera de intervención. Barreras Actuales: 1.1.. Implementar recuperación secundaria.. 2.1.. Analizar cores.. 2.2.. Usar fluido especiales de completación, que sean compatibles con el Fluido producido y la formación.. 2.3.. Analizar tendencia del agua de formación.. 2.4.. Realizar Build Up a la formación.. 31.

(44) 2.5.. Analizar nuevas técnicas de cañoneo.. 3.1.. Determinar intervalo de seguridad sobre el CAP para el cañoneo.. 3.2.. Usar completaciones con ICD’s para control de agua.. 3.3.. Realizar SQZ para minimizar la entrada de agua al pozo.. Factor de Escalamiento: 1.1.1. No se cuenta con pozos inyectores. 2.1.1 No se cuenta con cores de la arena productora. 2.2.1. No se cuenta con diseño de fluido especial que sea compatible con la formación y el fluido producido. 2.2.3. No cuentan con históricos de análisis de agua de formación. 2.2.4. No se cuenta con Build Up. 3.1.1. No se determina el CAP. 3.2.1. No se dispone de presupuesto para las Completaciones inteligentes. 3.3.1. Diseño del cemento para SQZ no se adhiere a la formación.. Controles Actuales 1.1. Elaborar un proyecto para inyección de agua. 1.2. Realizar estudio de mejor método de inyección. 2.1. Realizar análisis de cores convencionales y especiales. 2.2. Realizar análisis de compatibilidad de fluido de control de pozo con fluido producido. 2.3. Realizar un cronograma de Build Up para determinar caracterizar el reservorio. 3.1. Aplicar nuevas tecnologías para control del agua. 3.2. Realizar seguimiento y monitoreo de pozos con altos corte de agua. 3.3. Diseño de SQZ para la formación.. 32.

(45) Figura 2.2 Diagrama Bow Tie Análisis Reservorio Elaborado por: Nathaly Herrera, 2018. 33.