EVALUACIÓN TÉCNICA-ECONÓMICA PARA LA...

UNIVERSIDAD UTE

FACULTAD DE CIENCIAS DE LA INGENIERÍA E

INDUSTRIAS

CARRERA DE INGENIERÍA DE PETRÓLEOS

EVALUACIÓN TÉCNICA-ECONÓMICA PARA LA

IMPLEMENTACIÓN DE LA TECNOLOGÍA ZEITECS ESP-

SHUTTLE EN POZOS CON DOS ZONAS PRODUCTORAS EN

EL CAMPO MARIANN DEL BLOQUE TARAPOA

TRABAJO PREVIO A LA OBTENCIÓN DEL TÍTULO

DE INGENIERO DE PETRÓLEOS

BRUNO STALIN REINOSO VIRACOCHA

DIRECTOR: MSc. VINICIO RENÉ MELO GORDILLO

Quito, noviembre 2019

© Universidad UTE. 2019

Reservados todos los derechos de reproducción

FORMULARIO DE REGISTRO BIBLIOGRÁFICO

TRABAJO DE TITULACIÓN

DATOS DE CONTACTO CÉDULA DE IDENTIDAD: 172259996-4 APELLIDOS Y NOMBRES: Reinoso Viracocha Bruno Stalin DIRECCIÓN: Calle Felicísimo Vega y Diego

Vázquez de Cepeda EMAIL: [email protected] TELÉFONO FIJO: +593 22380461 TELÉFONO MÓVIL: +593 980414107

DATOS DE LA OBRA TÍTULO: Evaluación técnica-económica para

la implementación de la tecnología Zeitecs ESP-Shuttle en pozos con dos zonas productoras en el Campo Mariann del Bloque Tarapoa

AUTOR O AUTORES: Reinoso Viracocha Bruno Stalin FECHA DE ENTREGA DEL

PROYECTO DE TITULACIÓN: 29 de Noviembre del 2019

DIRECTOR DEL PROYECTO DE

TITULACIÓN: MSc. Vinicio René Melo Gordillo

PROGRAMA PREGRADO POSGRADO

TÍTULO POR EL QUE OPTA: Ingeniero de Petróleos RESUMEN: Mínimo 250 palabras El sistema de levantamiento artificial

electrosumergible, es uno de los sistemas más utilizados en el Ecuador para la producción de pozos de petróleo, es uno de los medios más económicos y efectivos para levantar grandes cantidades de fluido en una gran variedad de condiciones del pozo. Este tipo de tecnología tiene un tiempo de vida útil de operación (Run Life), en el Campo Mariann tiene un promedio de 600 días operativos; en el momento que el equipo falle, es necesario reemplazar el equipo electrosumergible con la finalidad de recuperar las reservas remanentes del pozo. La tecnología Zeitecs ESP

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Shuttle permite llevar a cabo esta operación en un tiempo menor, comparado con métodos tradicionales de intervención de pozos. El presente trabajo, fue desarrollado en la empresa Andes Petroleum Ecuador, y tuvo como principal objetivo evaluar la viabilidad tanto técnica como económica de esta tecnología, en pozos con dos arenas productoras en el Campo Mariann del Bloque Tarapoa. Para seleccionar al pozo candidato, se evaluaron las características petrofísicas de los pozos perforados en la campaña de perforación 2019 del Campo Mariann. Mediante la interpretación de los registros eléctricos (LWD) adquiridos en la etapa de perforación de los pozos, este análisis dio como resultado la selección del pozo Mariann 56, por la calidad petrofísica de sus reservorios y la cantidad de reservas a ser recuperadas. A continuación, se llevó a cabo el análisis de declinación, con la finalidad de estimar las reservas del pozo, dando como resultado 668 000.00 barriles de petróleo de ambos reservorios, hasta octubre del año 2027, fecha en la cual el proyecto llega a su límite económico. Por otro lado, se realizó el diseño de la completación del pozo con la tecnología Zeitecs Multizona y el diseño del equipo electrosumergible para la producción en conjunto de los reservorios Basal Tena y U Inferior. Finalmente se realizó el análisis económico del proyecto con la tecnología propuesta, en comparación con las completaciones duales concéntricas del Campo Mariann, dando como resultado un

ahorro de $ 1 056 710.00 en la primera intervención referente a la producción diferida y costos operativos.

PALABRAS CLAVES: Levantamiento Artificial, sistemas electro sumergibles, completaciones duales, completaciones inteligentes, ingeniería de producción.

ABSTRACT:

The electric-submersible system is one of the most systems used in Ecuador to produce oil wells, it is an economical and effective means to lift large amounts of fluids in a wide variety of well conditions. This type of technology has a Run Life; in the Mariann Oilfield, it has an average of 600 operating days, at the time when the equipment fails, it is necessary to replace the ESP equipment to produce remaining reserves of the well. Zeitecs ESP Shuttle technology enables to carry out this operation in a shorter time, compared to traditional well interventions. This research has been developed at Andes Petroleum Ecuador Ltd., and the aim was to evaluate the technical and economic viability of this technology in wells with two productive reservoirs in the Mariann Field of the Tarapoa Block. To select the suitable well, the petrophysical characteristics of the wells drilled in the 2019 Mariann Field drilling campaign were evaluated by evaluating the electrical logs (LWD) acquired in drilling operations; this analysis resulted in the selection of the Mariann 56 well, due to the petrophysical properties quality of its reservoirs and amount of reserves to be recovered. Next, the declination analysis was carried out, for

estimating reserves of the candidate well of this research, resulting in 668 000.00 barrels of oil from both reservoirs, until October 2027, when the project reaches its limit economic. On the other hand, Zeitecs Multizone's well completion design and ESP design were performed to produce from both the Basal Tena and Lower U reservoirs. Finally, the economic analysis of the project was carried out with the proposed technology, compared to dual completions of the Mariann Field, resulting in a saving of $ 1 056 710.00 in the first intervention related to deferred production and operating costs.

KEYWORDS

Artificial Lift, dual completion, production engineering, electro-submersible pumps, mature fields.

Se autoriza la publicación de este Proyecto de Titulación en el Repositorio Digital de la Institución.

f: __________________________________________

Reinoso Viracocha Bruno Stalin C.I. 1722599964

DECLARACIÓN Y AUTORIZACIÓN

Yo, REINOSO VIRACOCHA BRUNO STALIN, CI 17222599964 autor del proyecto de titulación: ‘’Evaluación Técnica-Económica para la

implementación de la tecnología Zeitecs ESP-Shuttle en pozos con dos

zonas productoras en el Campo Mariann del Bloque Tarapoa’’ previo a la obtención del título de Ingeniero de Petróleos en la Universidad UTE.

1. Declaro tener pleno conocimiento de la obligación que tienen las Instituciones de Educación Superior, de conformidad con el Artículo 144 de la Ley Orgánica de Educación Superior, de entregar a la SENESCYT en formato digital una copia del referido trabajo de titulación de grado para que sea integrado al Sistema Nacional de información de la Educación Superior del Ecuador para su difusión pública respetando los derechos de autor.

2. Autorizo a la BIBLIOTECA de la Universidad UTE a tener una copia del referido trabajo de titulación de grado con el propósito de generar un Repositorio que democratice la información, respetando las políticas de propiedad intelectual vigentes.

Quito, noviembre de 2019

f: __________________________________________


DECLARACIÓN JURAMENTADA DEL AUTOR Yo, REINOSO VIRACOCHA BRUNO STALIN, portador de la cédula de ciudadanía No. 1722599964, declaro que el trabajo aquí descrito es de mi autoría; que no ha sido previamente presentado para ningún grado o calificación profesional; y, que he consultado las referencias bibliográficas que se incluyen en este documento. La Universidad UTE puede hacer uso de los derechos correspondientes a este trabajo, según lo establecido por la Ley de Propiedad Intelectual, por su Reglamento y por la normativa institucional vigente.

f: __________________________________________


CERTIFICACIÓN DEL TUTOR

En mi calidad de tutor, certifico que el presente trabajo de titulación que lleva por ‘’Evaluación Técnica-Económica para la implementación de la

tecnología Zeitecs ESP-Shuttle en pozos con dos zonas productoras en

el Campo Mariann del Bloque Tarapoa’’ para aspirar al título de Ingeniero

de Petróleos fue desarrollado por REINOSO VIRACOCHA BRUNO STALIN, bajo mi dirección y supervisión, en la Facultad de Ciencias de la Ingeniería e Industrias; y que dicho trabajo cumple con las condiciones requeridas para ser sometido a las evaluación respectiva de acuerdo a la normativa interna de la Universidad UTE.

f: __________________________________________

MSc. Vinicio René Melo Gordillo

DIRECTOR DEL TRABAJO

C.I. 1001048105

DEDICATORIA

A la mujer de quien tengo los mejores recuerdos, las mejores lecciones, a quien tuve el honor de acompañar hasta su último aliento de vida, a quien extraño en los buenos y malos momentos desde el día de su partida, mi abuelita, Mamita Rosa.

A mi Madre, Lida, en retribución a su trabajo diario, a su sacrificio y su dedicación, por haberme dado la oportunidad de llegar a ser profesional en la carrera que siempre me apasionó.

Mi esfuerzo, que ha sido el suyo, es dedicado a ustedes,

Bruno S. Reinoso

AGRADECIMIENTOS

A Dios, por haberme dado la vida, por darme salud, fuerza y sabiduría necesarias para cumplir esta meta, por llenarme de bendiciones y guiarme siempre por el camino correcto.

A mi Familia, por ser quienes me educaron inculcándome los valores de la responsabilidad, honestidad, y respeto, por ser mi guía, mi alivio y soporte fundamental a lo largo de los años que ha permitido que ésta y otras metas sean alcanzadas.

A la empresa Andes Petroleum Ecuador Ltd., por abrirme nuevamente sus puertas, por haberme dado la oportunidad de aprender y por brindarme todo el apoyo para poder realizar este trabajo de titulación.

De manera especial a mi tutor y amigo, Ing. Ángel Burgos Zambrano, por creer en mí, por la confianza, por haberme brindado la oportunidad de participar en este valioso proyecto para la empresa y por ser quien hizo posible la elaboración de este trabajo.

A la empresa Schlumberger, especialmente a la división de Artificial Lift, por el valioso aporte tecnológico a este proyecto, que nuevamente será un hito en el Ecuador.

A la Universidad UTE, y a cada uno de los docentes de la carrera de Ingeniería de Petróleos, manera especial a los ingenieros, Ing. Fausto Ramos Aguirre e Ing. Vinicio Melo Gordillo, quienes siempre estuvieron dispuestos a guiarme a lo largo de mi carrera.

A todos, mi profundo agradecimiento,

Bruno S. Reinoso

i

ÍNDICE DE CONTENIDOS

PÁGINA

RESUMEN 1

ABSTRACT 2

1. INTRODUCCIÓN 3

1.1 OBJETIVOS 10

1.1.1 OBJETIVO GENERAL 10 1.1.2 OBJETIVOS ESPECÍFICOS 10

2. METODOLOGÍA 11

2.1 ANÁLISIS PETROFÍSICO DE LOS POZOS CANDIDATOS 11

2.2 SELECCIÓN DEL POZO A IMPLEMENTAR LA

TECNOLOGÍA ZEITECS MULTIZONA 11

2.3 ANÁLISIS DE DECLINACIÓN 13

2.4 DISEÑO DE LA COMPLETACIÓN DEL POZO 13

2.5 DISEÑO DEL EQUIPO ELECTROSUMERGIBLE 13

2.6 ANÁLISIS DE RIESGO 14

2.7 ANÁLISIS ECONÓMICO 15

2.7.1 INVERSIÓN DEL PROYECTO (CAPEX) 16 2.7.2 COSTOS DEL REEMPLAZO DEL EQUIPO ELECTRO

SUMERGIBLE 16 2.7.3 ANÁLISIS COMPARATIVO DE COSTOS ENTRE EL

SISTEMA ZEITECS MULTIZONA Y COMPLETACIONES DUALES 16

2.7.3.1 Consideraciones económicas para el análisis de costos 17 2.7.4 RENTABILIDAD DEL PROYECTO 18

2.7.4.1 Valor Actual Neto 18 2.7.4.2 Tasa Interna de Retorno 19 2.7.4.3 Período de Recuperación de la Inversión 19 2.7.4.4 Consideraciones económicas para la evaluación

económica 20

3. RESULTADOS Y DISCUSIONES 21

3.1 ANÁLISIS PETROFÍSICO DE LOS POZOS CANDIDATOS 21

3.1.1 MARIANN 63 21 3.1.1.1 Análisis petrofísico de la arenisca Basal Tena 21 3.1.1.2 Análisis Petrofísico de la arenisca U Inferior 22 3.1.1.3 Análisis Petrofísico de la arenisca T 23

ii

3.1.2 MARIANN 56 25 3.1.2.1 Análisis Petrofísico de la arenisca Basal Tena 25 3.1.2.2 Análisis Petrofísico de la arenisca U Inferior 26 3.1.2.3 Análisis Petrofísico de la arenisca T 27

3.1.3 MARIANN 58 28 3.1.3.1 Análisis Petrofísico de la arenisca Basal Tena 29 3.1.3.2 Análisis Petrofísico de la arenisca U Inferior 30 3.1.3.3 Análisis Petrofísico de la arenisca T Superior 31

3.1.4 MARIANN 57 32 3.1.4.1 Análisis Petrofísico de las areniscas Basal Tena 32 3.1.4.2 Análisis Petrofísico de la arenisca U inferior 33


TECNOLOGÍA ZEITECS MULTIZONA 34

3.3 ANÁLISIS DE DECLINACIÓN 37

3.3.1 ARENISCA BASAL TENA 37 3.3.2 ARENISCA U INFERIOR 38 3.3.3 ARENISCA T SUPERIOR 40

3.4 DISEÑO DE LA COMPLETACIÓN DEL POZO 41

3.5 DISEÑO DEL EQUIPO ELECTROSUMERGIBLE 43

3.6 ANÁLISIS DE RIESGO 44

3.7 ANÁLISIS ECONÓMICO 46

3.7.1 ANÁLISIS COMPARATIVO DE COSTOS ENTRE EL SISTEMA ZEITECS MULTIZONA Y COMPLETACIONES DUALES 46

3.7.2 RENTABILIDAD DEL PROYECTO 46 3.7.2.1 Evaluación económica del proyecto con sistema

Zeitecs Multizona 46 3.7.2.2 Evaluación económica del proyecto con completación

dual concéntrica 47

4. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES 49

4.1 CONCLUSIONES 49

4.2 RECOMENDACIONES 50

BIBLIOGRAFÍA 51

ANEXOS 54

iii

ÍNDICE DE TABLAS

PÁGINA

Tabla 1. Características mecánicas del pozo Mariann 56 13 Tabla 2. Datos del reservorio Basal Tena para el diseño del equipo

BES 14 Tabla 3. Datos del reservorio U Inferior para el diseño del equipo

BES 14 Tabla 4. Probabilidad e impacto de los posibles riesgos de la

tecnología propuesta 15 Tabla 5. Criticidad de los posibles riesgos de la tecnología propuesta 15 Tabla 6. Costos comparativos de la instalación inicial 17 Tabla 7. Costos comparativos del reemplazo del equipo

electrosumergible en la primera intervención 17 Tabla 8. Características petrofísicas de los reservorios del pozo

Mariann 63 21 Tabla 9. Resultados de la evaluación petrofísica de la arenisca Basal

Tena del pozo Mariann 63 22 Tabla 10. Resultados de la evaluación petrofísica de la arenisca U

Inferior del Pozo 23 Tabla 11. Resultados de la evaluación petrofísica de la arenisca Basal

Tena del pozo 24 Tabla 12. Características petrofísicas de los reservorios del pozo

Mariann 56 25 Tabla 13. Resultados de la evaluación de la arenisca Basal Tena 25 Tabla 14. Resultados de la evaluación de la arenisca U Inferior del

pozo Mariann 56 26 Tabla 15. Resultados de la evaluación de la arenisca T del pozo

Mariann 56 27 Tabla 16. Características petrofísicas de los reservorios del pozo

Mariann 58 28 Tabla 17. Resultados de la evaluación de la arenisca Basal Tena

del pozo Mariann 58 29 Tabla 18. Resultados de la evaluación de la arenisca U Inferior

del pozo Mariann 58 30 Tabla 19. Resultados de la evaluación de la arenisca T superior 31 Tabla 20. Características petrofísicas de los reservorios del pozo

Mariann 57 32 Tabla 21. Resultados de la evaluación de la arenisca Basal Tena

del pozo Mariann 57 32 Tabla 22. Resultados de la evaluación de la arenisca U inferior

del pozo Mariann 57 33 Tabla 23. Resultados del análisis de reservas de la arenisca Basal

Tena 37

iv

Tabla 24. Resultados del Production Forecast de la arenisca Basal Tena 38

Tabla 25. Resultados del análisis de reservas de la arenisca U inferior 39

Tabla 26. Resultados del Production Forecast de la arenisca U inferior 39

Tabla 27. Resultados del análisis de reservas de la arenisca T superior 40

Tabla 28. Resultados del Production Forecast de la arenisca T superior 40

Tabla 29. Resultados del diseño del equipo electrosumergible 43 Tabla 30. Selección del equipo electrosumergible Zeitecs para el

pozo Mariann 56 43 Tabla 31. Resultados del análisis de riesgo y plan de mitigación de

la tecnología propuesta 45 Tabla 32. Resultados del análisis comparativo de costos entre las

completaciones duales concéntricas y la tecnología Zeitecs Multizona 46

Tabla 33. Flujo de caja del proyecto con el sistema Zeitecs Multizona 47 Tabla 34. Resultados de los indicadores económicos del proyecto con

el sistema Zeitecs Multizona 47 Tabla 35. Flujo de caja del proyecto con completación dual concéntrica 48 Tabla 36. Resultados de los indicadores económicos del proyecto

con completación dual concéntrica 48

v

ÍNDICE DE FIGURAS

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Figura 1. Mapa base del Bloque Tarapoa 4

Figura 2. Completación dual concéntrica 5

Figura 3. Componentes del equipo electrosumergible 6

Figura 4. Componentes recuperables del sistema Zeitecs 7

Figura 5. Componentes semirecuperables del ensamblaje Zeitecs 7

Figura 6. Instalaciones de la tecnología Zeitecs a nivel mundial 8

Figura 7. Completación Inteligente 9

Figura 8. Diagrama de Flujo para la selección del pozo candidato a implementar la tecnología Zeitecs Multizona 12

Figura 9. Registro petrofísico de arenisca Basal Tena del Pozo Mariann 63 22

Figura 10. Registro petrofísico de arenisca U Inferior del pozo Mariann 63 23

Figura 11. Registro petrofísico de la arenisca T del pozo Mariann 63 24

Figura 12. Registro petrofísico de la arenisca Basal Tena del pozo Mariann 56 26

Figura 13. Registro petrofísico de la arenisca U del pozo Mariann 56 27


Figura 15. Registro petrofísico de la arenisca Basal Tena del pozo Mariann 58 29

Figura 16. Registro petrofísico de la arenisca U inferior del pozo Mariann 58 30


Figura 18. Registro petrofísico de las areniscas Basal Tena del pozo Mariann 57 33

Figura 19. Registro petrofísico de la arenisca U del pozo Mariann 57 34

Figura 20. Mapa de ubicación pozo Mariann 56 35

Figura 21. Mapa Estructural de la Arenisca Basal Tena del pozo Mariann 56 35

Figura 22. Mapa Estructural de la Arenisca U inferior del pozo Mariann 56 36

Figura 23. Curva IPR de la formación Basal Tena del Pozo Mariann 56 36

Figura 24. Curva IPR de la formación U inferior del Pozo Mariann 56 37

Figura 25. Curva de declinación de la arenisca Basal Tena del pozo Mariann 56 38

Figura 26. Curva de declinación de la arenisca U inferior del pozo Mariann 56 39

vi

Figura 27. Curva de declinación de la arenisca T superior del pozo Mariann 41

Figura 28. Diseño de la completación Zeitecs Multizona del pozo Mariann 56 42

Figura 29. IPR Compuesto de los reservorios Basal Tena y U inferior en conjunto 43

vii

ÍNDICE DE ANEXOS

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ANEXO 1. CONECTOR DEL MOTOR Y DOCKING STATION 54

ANEXO 2. HISTORIAL DE PRODUCCIÓN DEL POZO MARIANN 45 ST- BASAL TENA 55

ANEXO 3. HISTORIAL DE PRODUCCIÓN DEL POZO MARIANN 45 ST- U INFERIOR 56

ANEXO 4. HISTORIAL DE PRODUCCIÓN DEL POZO MARIANN 47- U INFERIOR 57

ANEXO 5. PRESUPUESTO ESTIMADO PARA LA INSTALACIÒN INCIAL DE LA TECNOLOGÍA ZEITECS MULTIZONA 58

ANEXO 6. PRESUPUESTO ESTIMADO PARA EL REEMPLAZO DEL ELECTROSUMERGIBLE 58

ANEXO 7. DIAGRAMA ACTUAL DEL POZO MARIANN 56 60

ANEXO 8. REGISTROS DE CORRELACIÓN DEL POZO MARIANN 56 EN LA FORMACIÓN BASAL TENA 61

ANEXO 9. REGISTROS DE CORRELACIÓN DEL POZO MARIANN 56 EN LA FORMACIÓN U INFERIOR 62

ANEXO 10. DIAGRAMA ZEITECS MULTIZONA PROPUESTO PARA EL POZO MARIANN 56 63

ANEXO 11. PROGRAMA DE LA INSTALACIÓN INICIAL DEL POZO MARIANN 56-ZEITECS MULTIZONA 63

ANEXO 12. PROGRAMA DEL REEMPLAZO DEL EQUIPO BES CON UNIDAD DE TUBERÍA FLEXIBLE 65

ANEXO 13. RESULTADOS DEL DISEÑO DEL EQUIPO BES DEL POZO MARIANN 56-ZEITECS MULTIZONA 66

ANEXO 14. RESULTADO DEL DISEÑO DEL EQUIPO BES DEL POZO MARIANN 56-ZEITECS MULTIZONA 67

ANEXO 15. RESULTADOS DEL DISEÑO DEL EQUIPO BES DEL POZO MARIANN 56-ZEITECS MULTIZONA 68

ANEXO 16. CURVAS DE COMPORTAMIENTO DE LA BOMBA REDA RC-4000 69

ANEXO 17. CURVAS MULTIFRECUENCIA DE LA BOMBA REDA RC-4000 69

ANEXO 18. DIAGRAMA DE ISHIKAWA PARA EL ANÁLISIS DE RIESGO DE TECNOLOGÍA ZEITECS MULTIZONA 71

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RESUMEN

El sistema de levantamiento artificial electrosumergible, es uno de los sistemas más utilizados en el Ecuador para la producción de pozos de petróleo, es uno de los medios más económicos y efectivos para levantar grandes cantidades de fluido en una gran variedad de condiciones del pozo. Este tipo de tecnología tiene un tiempo de vida útil de operación (Run Life), en el Campo Mariann tiene un promedio de 600 días operativos; en el momento que el equipo falle, es necesario reemplazar el equipo electrosumergible con la finalidad de recuperar las reservas remanentes del pozo. La tecnología Zeitecs ESP Shuttle permite llevar a cabo esta operación en un tiempo menor, comparado con métodos tradicionales de intervención de pozos. El presente trabajo, fue desarrollado en la empresa Andes Petroleum Ecuador, y tuvo como principal objetivo evaluar la viabilidad tanto técnica como económica de esta tecnología en pozos con dos arenas productoras en el Campo Mariann del Bloque Tarapoa. Para seleccionar al pozo candidato, se evaluaron las características petrofísicas de los pozos perforados en la campaña de perforación 2019 del Campo Mariann. Mediante la interpretación de los registros eléctricos (LWD) adquiridos en la etapa de perforación de los pozos, este análisis dio como resultado la selección del pozo Mariann 56, por la calidad petrofísica de sus reservorios y la cantidad de reservas a ser recuperadas. A continuación, se llevó a cabo el análisis de declinación, con la finalidad de estimar las reservas del pozo, dando como resultado 668 000.00 barriles de petróleo de ambos reservorios, hasta octubre del año 2027, fecha en la cual el proyecto llega a su límite económico. Por otro lado, se realizó el diseño de la completación del pozo con la tecnología Zeitecs Multizona y el diseño del equipo electrosumergible para la producción en conjunto de los reservorios Basal Tena y U Inferior. Finalmente se realizó el análisis económico del proyecto con la tecnología propuesta, en comparación con las completaciones duales concéntricas del Campo Mariann, dando como resultado un ahorro de $ 1 056 710.00 en la primera intervención referente a la producción diferida y costos operativos.

Palabras Clave: Levantamiento Artificial, sistemas electrosumergibles, completaciones duales, completaciones inteligentes, ingeniería de producción.

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ABSTRACT

The electric-submersible system is one of the most systems used in Ecuador to produce oil wells, it is an economical and effective means to lift large amounts of fluids in a wide variety of well conditions. This type of technology has a Run Life; in the Mariann Oilfield, it has an average of 600 operating days, at the time when the equipment fails, it is necessary to replace the ESP equipment to produce remaining reserves of the well. Zeitecs ESP Shuttle technology enables to carry out this operation in a shorter time, compared to traditional well interventions. This research has been developed at Andes Petroleum Ecuador Ltd., and the aim was to evaluate the technical and economic viability of this technology in wells with two productive reservoirs in the Mariann Field of the Tarapoa Block. To select the suitable well, the petrophysical characteristics of the wells drilled in the 2019 Mariann Field drilling campaign were evaluated by evaluating the electrical logs (LWD) acquired in drilling operations; this analysis resulted in the selection of the Mariann 56 well, due to the petrophysical properties quality of its reservoirs and amount of reserves to be recovered. Next, the declination analysis was carried out, for estimating reserves of the candidate well of this research, resulting in 668 000.00 barrels of oil from both reservoirs, until October 2027, when the project reaches its limit economic. On the other hand, Zeitecs Multizone's well completion design and ESP design were performed to produce from both the Basal Tena and Lower U reservoirs. Finally, the economic analysis of the project was carried out with the proposed technology, compared to dual completions of the Mariann Field, resulting in a saving of $ 1 056 710.00 in the first intervention related to deferred production and operating costs.

Keywords: Artificial lift, electric-submersible pumps, dual completions, intelligent completions, production engineering.

INTRODUCCIÓN

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1. INTRODUCCIÓN

A medida que avanza el desarrollo de un campo petrolero, los reservorios empiezan su estado de madurez y se requiere nuevos enfoques para producir las reservas remanentes de la manera más efectiva, económica y segura posible.

Alrededor del mundo más de la mitad de los pozos producen con métodos de levantamiento artificial y la mayoría de las empresas operadoras del país implementan sistemas electrosumergibles en sus pozos por su versatilidad y rentabilidad, con el fin de maximizar la producción de un activo. Sin embargo, este tipo de tecnología representa desafíos en términos del manejo de la producción de un campo, costos de intervención y tiempo de vida útil. Eventualmente estos equipos fallan, ya sea por el tiempo de vida útil o por alguna falla mecánica o eléctrica del equipo, en ese momento es necesario reemplazar el equipo electrosumergible lo antes posible, con el fin de que el pozo vuelva a ponerse en producción, para llevar a cabo este propósito se requiere utilizar una torre de reacondicionamiento para recuperar el equipo dañado e instalar el nuevo equipo, esta operación requiere un tiempo de 6 a 8 días de intervención, además de significar grandes cantidades de pérdidas en producción diferida en los días que el pozo no está en operación; por tal motivo, las empresas operadoras en conjunto con las empresas de servicios alrededor del mundo, han desarrollado e implementado tecnologías innovadoras para enfrentarse a estos desafíos (Burgos, 2019).

La tecnología de completación de pozos evoluciona constantemente, enfocándose en optimizar la producción de los campos petroleros alrededor del mundo. La completación de un pozo debe ser diseñada con el fin de obtener la máxima eficiencia a la hora de producir el pozo. En pozos donde se presenten dos o más arenas productoras, previamente evaluadas mediante registros eléctricos, pruebas de presión y pruebas de producción, si se demuestra que el pozo tiene el potencial de producir de ambos reservorios, se procede a diseñar la completación que mejor se ajuste a las características del pozo, este el caso de las completaciones duales para pozos con dos zonas productoras, este tipo de completación tiene como fin acelerar la producción de petróleo de los pozos, para tal efecto se instala este tipo de tecnología, ya sean completaciones concéntricas o paralelas en pozos con potencial de producir de dos reservorios de manera simultánea (Ruiz, 2007).

El Campo Mariann fue descubierto en el Bloque Tarapoa en 1971 por la Corporación Cayman conjuntamente con City Investing Company y puesto en producción en 1978, luego de que el primer pozo denominado Mariann 1 arrojara buenos resultados en el reservorio U que es el potencial hidrocarburífero de este campo ( Andes Petroleum, 2018).

4

El Campo Mariann se encuentra ubicado en la región Central-Este del Bloque Tarapoa de la Cuenca Oriente del Ecuador y al sur del Campo Mariann-4A como se muestra en la Figura 1. Las acumulaciones de petróleo en Mariann corresponden a una combinación de trampas estratigráficas y estructurales, las mismas que fueron probadas con las pruebas iniciales de producción del pozo Mariann-01 ( Andes Petroleum, 2018).

Figura 1. Mapa base del Bloque Tarapoa

(Andes Petroleum, 2018)

Las completaciones duales, permiten obtener una producción independiente y simultánea de dos arenas productoras de un mismo pozo mediante la utilización de dos equipos electrosumergibles (Figura 2). Mediante esta tecnología es posible producir ambos reservorios de manera independientemente, y su producción puede ser cuantificada por separado, puesto que la producción de cada zona productora llega a la superficie a través de diferentes tuberías. (Matute & Lara, 2004). Este tipo de tecnología se implementa con el fin de acelerar la producción de los pozos, los cuales posean varios reservorios; este es el caso del Campo Mariann, en donde se han instalado completaciones duales concéntricas y paralelas en los pozos: Mariann 14, Mariann 24 y Mariann 35, llegando a recuperar de manera más eficiente las reservas de cada uno de los

5

reservorios de estos pozos, en un tiempo menor si se compara con las completaciones simples para una zona (Andes Petroleum, 2014).

Figura 2. Completación dual concéntrica

(Schlumberger, 2017)

El sistema electrosumergible (BES), es un sistema de levantamiento artificial que se basa en la transformación de la energía eléctrica transmitida desde superficie en energía mecánica para levantar una columna de fluido desde un nivel determinado hasta las facilidades de producción, descargándolo a una determinada presión (Scott, 2006). La tecnología electrosumergible consta de un sistema integrado de levantamiento artificial, es considerado como un medio económico y efectivo para levantar grandes cantidades de fluido en una gran variedad de condiciones del pozo (Figura 3). Es más aplicable en pozos con altos porcentajes de agua y baja relación gas-petróleo; sin embargo, en la actualidad estos equipos obtienen excelentes resultados en la producción de

6

fluidos de alta viscosidad, en pozos gasíferos, en pozos con fluidos abrasivos y pozos de altas temperaturas (Schlumberger, 2015).

Figura 3. Componentes del equipo electrosumergible


El sistema Zeitecs ESP Shuttle, fue desarrollado por la empresa Zeitecs, que actualmente pertenece a la empresa Schlumberger, esta tecnología está compuesta por conectores eléctricos que se acoplan y desacoplan en la estación de acoplamiento del equipo semipermanente, la estación de acoplamiento soporta las condiciones de fondo de pozo y permite la recuperación de equipos electrosumergibles con unidad de tubería flexible (Coiled Tubing), Wireline e incluso con unidad de varilleo (Figura 4).

La tecnología Zeitecs está compuesta por un ensamblaje de fondo semipermanente, este está conectado con la tubería de producción y el cable de potencia del equipo. Para la completación inicial del pozo se requiere utilizar un taladro de reacondicionamiento, este equipo baja los componentes semipermanentes conectados a la tubería de producción al fondo del pozo, mientras que el equipo electrosumergible se instala dentro de la tubería de producción en la estación de acoplamiento (Wetzel, 2017).

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Figura 4. Componentes recuperables del sistema Zeitecs

(Wetzel, 2017)

Zeitecs desarrolló conectores húmedo eléctricos, los cuales usan tecnología largamente probada en ambientes marinos; consisten en un conjunto de resortes cargados con sellos aislantes, los cuales contienen aceite dieléctrico con el fin de evitar fallas eléctricas a la hora de que estos entren en contacto con los fluidos del pozo (Figura 5). Al desconectarse del equipo electrosumergible, los componentes se cierran y sellan para evitar la contaminación por fluidos del pozo (Wetzel, 2017).

Figura 5. Componentes semipermanentes del sistema Zeitecs

(Wetzel, 2017) Nota: Fotografías de los componentes del sistema Zeitecs se adjuntan en el Anexo 1.

8

La tecnología Zeitecs evoluciona constantemente, hoy en día se tiene la generación 3 del sistema Zeitecs ESP Shuttle; entre las ventajas sobresalen la evolución de la estación de acoplamiento y la posibilidad de acceder al reservorio para realizar trabajos de estimulación, fracturamiento hidráulico, limpieza de pozo etc., una vez extraído el equipo BES, mediante una abertura presente en la estación de acoplamiento permite intervenir el reservorio, sin la necesidad de recuperar el ensamblaje semipermanente (Wetzel, 2017). Hasta la fecha, se ha implementado este tipo de tecnología alrededor del mundo, sin embargo, este sistema todavía está en su estado de maduración, en total se han instalado 13 sistemas Zeitecs en diferentes países del mundo, especialmente en Medio Oriente y Asia, como se muestra en la Figura 6. En Ecuador se han instalado tres equipos Zeitecs, dos de ellos en la empresa Andes Petroleum Ecuador, siendo la primera empresa operadora en el continente americano en utilizar este tipo de tecnología de vanguardia (Andes Petroleum, 2017).

Figura 6. Instalaciones de la tecnología Zeitecs a nivel mundial


Esta tecnología ha sido implementada en el Bloque Tarapoa en los pozos Colibrí 3H y Johanna Este 5H, en febrero del 2013 y diciembre del 2015 respectivamente, el equipo electrosumergible del pozo Johanna Este 5H falló debido a una falla eléctrica, después de 638 días de operación, llegando a recuperar una producción acumulada de 463 000 barriles de petróleo y con reservas remanentes estimadas en 193 000 barriles, por tal motivo la empresa planificó el programa operativo para reemplazar el equipo BES con unidad de tubería flexible; esta operación resultó exitosa y el pozo volvió a estar en operación, hoy en día el pozo se encuentra en producción, siendo el primer caso de éxito en el continente americano en implementarse exitosamente esta

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tecnología, esto representó un 77% de reducción del tiempo normalmente utilizado para el mismo tipo de intervención con taladro de reacondicionamiento; la ejecución de este proyecto representó un ingreso de dos millones de dólares debido al reemplazo del equipo BES utilizando esta tecnología (Burgos, 2019).

Las completaciones inteligentes permiten obtener una producción simultánea de dos o más reservorios al mismo tiempo, utilizando un solo equipo electrosumergible, además de utilizar sistemas integrados de sensores y dispositivos controlados remotamente, instalados de forma permanente en el pozo, con la finalidad de obtener datos del reservorio en tiempo real. Esta tecnología es catalogada como inteligente, por lo que permite modificar y monitorear la configuración de la completación de fondo desde la superficie, sin la necesidad de sacar la completación definitiva del pozo (Figura 7). Por lo tanto, se puede determinar la producción de una o varias zonas simultáneamente sin presentar interferencias entre ellas; además permiten la evaluación individual de cada uno de los reservorios mediante el uso de controladores de flujo (Shafiq, 2008).

Figura 7. Completación Inteligente


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1.1 OBJETIVOS

1.1.1 OBJETIVO GENERAL

Evaluar la viabilidad técnica y económica de la tecnología Zeitecs ESP-Shuttle para implementar en pozos con dos zonas productoras en el Campo Mariann del Bloque Tarapoa.

1.1.2 OBJETIVOS ESPECÍFICOS

Analizar las características petrofísicas y geológicas de los pozos candidatos de la campaña de perforación 2019 del Campo Mariann.

Estimar posibles reservas a ser recuperadas de cada una de las zonas del pozo propuesto.

Realizar el análisis de riesgos al implementar la tecnología en el pozo propuesto.

Realizar la evaluación económica de la tecnología Zeitecs ESP-Shuttle para dos zonas en comparación con las completaciones duales convencionales.

3

METODOLOGÍA

11

2. METODOLOGÍA

Para llevar a cabo este estudio, se utilizó la información de cuatro pozos de la campaña de perforación 2019 del Campo Mariann, en el PAD Mariann 30, se evaluaron las características geológicas y petrofísicas de los pozos para implementar la tecnología propuesta, se realizó la selección del pozo Mariann 56 mediante un análisis de parámetros geológicos, petrofísicos e ingeniería de producción. Por otro lado, se llevó a cabo el diseñó la completación del pozo con la tecnología Zeitecs Multizona y el diseño del equipo electrosumergible para este pozo.

Finalmente, se procedió a realizar el análisis de riesgo de la tecnología propuesta y el análisis económico comparativo entre la tecnología Zeitecs Multizona y las completaciones duales concéntricas del Campo Mariann.

La información fue proporcionada por el departamento de Exploración y Desarrollo de la empresa Andes Petroleum Ecuador Ltd. y la división de levantamiento artificial de la empresa Schlumberger.

2.1 ANÁLISIS PETROFÍSICO DE LOS POZOS CANDIDATOS

A partir de la información obtenida mediante la adquisición de registros eléctricos y muestras de ripios durante la perforación de los pozos: Mariann 63, Mariann 56, Mariann 58, Mariann 57; se llevó a cabo el análisis geológico y petrofísico de cada uno de los pozos, se utilizó el software Geographix (QUICK-LOG) para la interpretación petrofísica de los pozos y mediante el principio de Archie se calculó la saturación de agua de cada uno de los reservorios de cada pozo, obteniendo los resultados de las propiedades petrofísicas de cada una de las formaciones.


TECNOLOGÍA ZEITECS MULTIZONA

Para la selección del pozo a implementar esta tecnología, se procedió a establecer un diagrama de flujo, indicando las consideraciones técnicas más importantes a tomarse en cuenta para la selección del pozo candidato, como se muestra en la Figura 8. Este proceso se encuentra dividido en tres fases principales y en cada una de estas fases se aplica un filtro técnico específico que permite identificar si los pozos analizados cumplen o no con los

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parámetros requeridos. Al final del proceso se determinó el pozo más idóneo para la aplicación de la tecnología Zeitecs Multizona.

Se utilizó los pozos del PAD Mariann 30 de la campaña de perforación 2019 en el sur de este campo, para la selección del pozo candidato, ya que en estos pozos se pudo identificar varios reservorios productores en los registros (LWD) adquiridos en la etapa de perforación. Los pozos seleccionados para el análisis fueron: Mariann 63, Mariann 56, Mariann 58 y Mariann 57.

Figura 8. Diagrama de Flujo para la selección del pozo candidato a implementar la tecnología Zeitecs Multizona

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2.3 ANÁLISIS DE DECLINACIÓN

Se procedió a realizar el análisis de declinación de las areniscas Basal Tena, U inferior y T superior del Pozo Mariann 56, este análisis se llevó a cabo mediante el uso del software OFM para simular el comportamiento futuro del pozo, se utilizó los historiales de producción de los pozos Mariann 45ST, Mariann 47 y Mariann 56, los historiales de producción se adjuntan en los Anexos 2, 3 y 4. Se estimó la declinación anual del pozo y mediante el uso de una hoja de cálculo (Excel) se graficó la declinación de cada uno de los reservorios del pozo, con el fin de estimar las reservas a ser recuperadas en el tiempo, hasta que el pozo llegaría al límite económico establecido; en este caso de estudio el límite económico establecido por la empresa Andes Petroleum Ecuador para este proyecto son 50 BPPD.

2.4 DISEÑO DE LA COMPLETACIÓN DEL POZO

Una vez seleccionado al pozo candidato, se procedió a revisar la información de las características mecánicas y geométricas del pozo con el fin de diseñar la completación del fondo de la manera más óptima posible (Tabla 1).

Tabla 1. Características mecánicas del pozo Mariann 56

Mariann 56 Casing Conductor

Casing Superficial

Casing Intermedio

Liner PBTD

Características

20 plg, K55,

94 lpp, BTC

13 3/8 plg, K55,

68 lpp, BTC

9 5/8 plg, N80,

47 lpp, BTC

7 plg, P110, 26 lpp, BTC.

Collar Flotador

Profundidad (pies MD)

277 6 200 9 025 10 970 10 892

Profundidad (pies TVD)

277 5 091 6 894 8 154 8 150


2.5 DISEÑO DEL EQUIPO ELECTROSUMERGIBLE

El diseño de un sistema de bombeo electrosumergible se realiza en base a datos confiables del pozo, lo que permite seleccionar la configuración más adecuada. Se procedió a realizar el diseño del equipo electrosumergible para las formaciones U inferior y Basal Tena, mediante la utilización del Software Design Pro de la empresa Schlumberger, la información de los reservorios para el diseño del equipo BES, se utilizó la información de pruebas de

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producción y análisis PVT del Campo Mariann, como se muestra en las Tablas 2 y 3.

Tabla 2. Datos del reservorio Basal Tena para el diseño del equipo BES


Tabla 3. Datos del reservorio U Inferior para el diseño del equipo BES


2.6 ANÁLISIS DE RIESGO

Para llevar a cabo el análisis de riesgo de la tecnología propuesta se utilizó el método de Ishikawa, conocido también como diagrama de causa y efecto.

Se utilizó este método para identificar los principales riesgos asociados a la tecnología Zeitecs Multizona tanto en la instalación inicial y el reemplazo del equipo electrosumergible.

Mariann 56-Basal Tena

Intervalo 9 280-9 303 pies MD Mitad de perforados 9 291 pies MD Pwf @ mitad de perforados 1 950 psi Presión de reservorio 2 500 psi IP 4.5 bpd/psi Temperatura de fondo 210 °F Caudal esperado 2 500 bfpd Corte de agua esperado 86 % API 20.1 ° Presión de burbuja 600 psi Viscosidad @ Pr 2.2 cP

Mariann 56-U Inferior

Intervalo 10 300-10 312 pies MD Mitad de perforados 10 306 pies MD Pwf @ mitad de perforados 2 200 psi Presión de reservorio 3 100 psi IP 2.5 bpd/psi Temperatura de fondo 205 °F Caudal esperado 2 300 bfpd Corte de agua esperado 80 % API 20.0 ° Presión de burbuja 650 psi Viscosidad @ Pr 9.5 cP

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El método consiste en evaluar la probabilidad y el impacto de cada riesgo, la probabilidad considera la posibilidad de que ocurra ese riesgo en una escala de 0% a 100%. De la misma forma, es necesario identificar el impacto del riesgo. El impacto evalúa cuánto traerá de consecuencia si este realmente sucede.

Después de definir la probabilidad e impacto del riesgo, se calculó el nivel de riesgo de cada uno de estos, este cálculo consiste en multiplicar la probabilidad por el impacto (Tabla 4).

Tabla 4. Probabilidad e impacto de los posibles riesgos de la tecnología propuesta

(Monise, 2018)

Finalmente, con el valor calculado, se determinó si el riesgo es de alta, media o baja criticidad. Si se obtiene un valor entre 0.18 y 0.72, la criticidad es alta, quedando así en el color rojo. Si el cálculo tiene como resultado un valor entre 0.09 y 0.14, la criticidad es media, quedando así en el color amarillo. Si el resultado es entre 0.01 a 0.05, la criticidad es baja, teniendo el color verde (Tabla 5).

Tabla 5. Criticidad de los posibles riesgos de la tecnología propuesta

(Monise, 2018)

2.7 ANÁLISIS ECONÓMICO

Con la finalidad de comprobar la rentabilidad del proyecto, se procedió a realizar el análisis económico en diferentes escenarios aplicado al pozo seleccionado, con el fin de verificar si el proyecto es económicamente viable en comparación con proyectos de completaciones duales concéntricas del Campo Mariann, mediante la utilización de los indicadores económicos: valor

PROBABILIDAD DESPECIABLE BAJO MODERADO ALTO

MUY

ALTO

0.1 0.3 0.5 0.7 0.9

IMPACTO DESPECIABLE BAJO MODERADO ALTO

MUY

ALTO

0.05 0.1 0.2 0.4 0.8

BAJO RIESGO 0.01-0.05 RIESGO MODERADO 0.09-0.14

ALTO RIESGO 0.18-0.72

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actual neto (VAN), tasa interna de retorno (TIR) y período de retorno de la inversión (PRI). Para realizar el análisis económico se procedió a utilizar información del análisis de declinación de los reservorios productores del pozo: Basal Tena, U Inferior y T superior, con el fin de estimar los ingresos que tendría la empresa referente a las reservas que se estiman a recuperar.

2.7.1 INVERSIÓN DEL PROYECTO (CAPEX)

Par la inversión inicial del proyecto (CAPEX), se desarrolló el AFE (Authority for expenditure) referente a la instalación inicial del equipo Zeitecs con válvulas inteligentes del pozo Mariann 56, se consideraron todos los costos referentes a la instalación inicial del equipo; como el taladro de reacondicionamiento, servicios de cañoneo, registros eléctricos, completación permanente del pozo, etc., se presenta el AFE en el Anexo 5.

2.7.2 COSTOS DEL REEMPLAZO DEL EQUIPO ELECTROSUMERGIBLE

Con el fin de analizar los costos operativos relacionados con el reemplazo del equipo electrosumergible (OPEX), se desarrolló el AFE (Authority for expenditure) referente al reemplazo del equipo electrosumergible del pozo Mariann 56, considerando que el pozo esté completado con una completación Zeitecs Multizona, se consideraron todos los costos operativos relacionados con la operación de reemplazo del equipo BES, se presenta el AFE en el Anexo 6.

2.7.3 ANÁLISIS COMPARATIVO DE COSTOS ENTRE EL SISTEMA ZEITECS MULTIZONA Y COMPLETACIONES DUALES

Para realizar el análisis comparativo de costos, se consideraron varios aspectos a tener en cuenta, tanto en la instalación inicial como en el reemplazo del equipo electrosumergible; la producción de cada uno de los reservorios en una fecha determinada, la tarifa que la empresa Andes Petroleum Ecuador Ltd. recibe por cada barril de petróleo extraído, de igual manera se consideró el costo operativo por barril producido (OPEX) del Campo Mariann. Finalmente se tomó como referencia los costos de los pozos Mariann 14, Mariann 24 y Mariann 35 completados con completaciones duales y del pozo Johanna Este 5H completado con sistema Zeitecs ESP Shuttle, como se puede observar en las Tablas 6 y 7.

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Tabla 6. Costos comparativos de la instalación inicial

Instalación Inicial

Dual Concéntrica

Zeitecs Multizona

Producción de Basal Tena 350 bppd 350 bppd Producción de U Inferior 250 bppd 250 bppd Tarifa por barril producido 36.00 usd/bbl 36.00 usd/bbl Costo operativo (OPEX) 12.00 usd/bbl 6.00 usd/bbl Runlife promedio del Campo Mariann

600.00 días 600.00 días

Renta diaria del equipo BES 560.00 usd 280.00 usd Tiempo de la operación de la completación Inicial

14.00 días 11.00 días

Costo completación Inicial 950 000.00 usd 1 150 658.00 usd


Tabla 7. Costos comparativos del reemplazo del equipo electrosumergible en la primera intervención

Reemplazo del Equipo BES Dual Concéntrica Zeitecs Multizona

Producción de Basal Tena 207.00 bppd 207.00 bppd Producción de U Inferior 182.00 bppd 182.00 bppd Permisos ARCH 5 días 5 días Tiempo de reemplazo de equipo BES/ Completación de fondo 15.00 días 3.00 días

Movilización del RIG 3.00 días 2.00 días /Coiled Tubing

Tiempo total diferido 23.00 días 10.00 días Runlife promedio del Campo Mariann 600.00 días 600.00 días Renta diaria del equipo BES 560.00 usd 280.00 usd Tarifa por barri producido 36.00 usd 36.00 usd Costo operativo (OPEX) 12.00 usd/bbl 6.00 usd/bbl Producción diferida 8 947.00 bbls 3 890.00 bbls Costos de producción diferida 268 410.00 usd 116 700.00 usd Costo de reparación del equipo BES 150 000.00 usd - usd Costo total del remplazo del equipo BES/ Completación de fondo

900 000.00 usd 145 063.75 usd


2.7.3.1 Consideraciones económicas para el análisis de costos

En caso de falla directa del equipo electrosumergible del sistema Zeitecs, se procederá a recuperar el equipo con unidad de tubería flexible, y el equipo dañado pasará a ser responsabilidad de la compañía de servicios, según esta establecido en el contrato de

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modalidad renta, por tal motivo, Andes Petroleum Ecuador no tendrá que cubrir los costos de reparación del equipo BES.

La producción total diferida en caso de falla del equipo

electrosumergible en una completación Zeitecs Multizona, dependerá de la disponibilidad de la unidad de tubería flexible, autorizaciones por parte de la Agencia de Regulación y Control Hidrocarburifera (ARCH), además del tiempo referente al reemplazo del equipo electrosumergible.

En caso de falla de un equipo electrosumergible en un pozo con completación dual concéntrica, se debe proceder a recuperar la completación de fondo y el equipo BES que esté funcionando tendrá que ser inspeccionado y reparado por la empresa de servicios, este costo es de alrededor de 150 000.00 dólares que tendrá que estar a cargo de la empresa Andes Petroleum Ecuador Ltd., según esta establecido en el contrato de modalidad renta.

La producción total diferida en caso de falla del equipo electrosumergible en una completación dual concéntrica, dependerá de la disponibilidad y movilización del taladro de reacondicionamiento, disponibilidad de los equipos de completación, autorizaciones por parte de la Agencia de Regulación y Control Hidrocarburifera (ARCH), además del tiempo referente al reemplazo de los dos equipos electrosumergibles y la completación de fondo.

2.7.4 RENTABILIDAD DEL PROYECTO

Con la finalidad de determinar la rentabilidad económica del proyecto se utilizaron los siguientes indicadores económicos: valor actual neto (VAN), tasa interna de retorno (TIR) y período de retorno de la inversión (PRI).

2.7.4.1 Valor Actual Neto

El valor actual neto es un indicador económico utilizado en la evaluación de proyectos, el cual consiste en la suma de los valores actualizados al presente de los flujos de caja de un proyecto o inversión.

𝑉𝐴𝑁 = −𝐼𝑂 + ∑𝐹𝑡

(1 + 𝑘)𝑡

𝑛

𝑡 →0

[1]

19

Donde: VAN: Valor actual neto t: Período de evaluación k: Taza de actualización Io: Inversión inicial del proyecto Ft: Flujo de caja en el período t

2.7.4.2 Tasa Interna de Retorno

La tasa interna de retorno (TIR) es la tasa de rentabilidad que posee un proyecto. Indica la máxima rentabilidad que se puede obtener en un proyecto o inversión. El TIR se obtiene igualando el valor actual neto (VAN) a cero.

𝑉𝐴𝑁 = 0 = −𝐼𝑂 + ∑𝐹𝑡

(1 + 𝑇𝐼𝑅)𝑡

𝑛

𝑡 →0

[2]

Donde: VAN: Valor actual neto Ft: Flujo de caja en el período t t: Período de evaluación TIR: Tasa interna de retorno Io: Inversión inicial del proyecto

2.7.4.3 Período de Recuperación de la Inversión

El período de recuperación de la inversión (PRI) para un proyecto es el período de tiempo necesario para recuperar el capital inicial de la inversión.

𝑃𝑅𝐼 =𝐼𝑜

𝐹𝑡 [3]

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Donde: PRI: Período de recuperación de la inversión. Io: Inversión inicial del proyecto Ft: Flujo de caja al tiempo t.

2.7.4.4 Consideraciones económicas para la evaluación económica

La evaluación económica se realizó considerando un Run Life de 600

días, tiempo promedio de un equipo BES en Campo Mariann.

Se contempló una tarifa de 36 dólares por barril de petróleo producido, tarifa que recibe la empresa Andes Petroleum Ecuador Ltd. por cada barril de petróleo extraído.

Se consideró los costos operativos promedios del Campo Mariann en 6 dólares por barril de petróleo producido, si el pozo está completado con un equipo electrosumergible.

En caso de que el pozo este completado con sistema Zeitecs Multizona, se podría controlar el OPEX total mediante el control del corte de agua utilizando las válvulas inteligentes instaladas en el fondo del pozo.

Se consideró los costos operativos promedios del Campo Mariann en

12 dólares por barril de petróleo producido, si en el pozo está instalada una completación dual concéntrica con dos equipos electrosumergibles en modalidad renta.

El proyecto se considera económicamente rentable si se obtiene un

VAN positivo, TIR igual o mayor al 15%, y un período de recuperación de la inversión menor a 4 meses para este proyecto.

RESULTADOS Y DISCUSIONES

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3. RESULTADOS Y DISCUSIONES

3.1 ANÁLISIS PETROFÍSICO DE LOS POZOS CANDIDATOS

De acuerdo a lo descrito en la metodología, a partir de los resultados obtenidos mediante la adquisición de registros eléctricos (LWD) y muestras de ripios durante la perforación, se procedió a realizar el análisis geológico y petrofísico, con el fin de caracterizar los reservorios de cada uno de los pozos, y seleccionar al pozo más idóneo para implementar la tecnología Zeitecs Multizona.

3.1.1 MARIANN 63

El pozo Mariann 63 es un pozo direccional de desarrollo, perforado en abril del 2019 desde la plataforma Mariann 30, en este pozo se encontraron las areniscas: Basal Tena, M1, U Inferior y T; los resultados del análisis petrofísico se muestran en la Tabla 8. Las reservas estimadas mediante el método volumétrico para este pozo son 230 MBP y fue completado en julio del 2019 con bombeo electrosumergible con el fin de producir del intervalo de 11 380 pies a 11 398 pies (18 pies) en la arenisca U Inferior.

Tabla 8. Características petrofísicas de los reservorios del pozo Mariann 63

3.1.1.1 Análisis petrofísico de la arenisca Basal Tena

Se pueden apreciar buenas propiedades petrofísicas, en el registro de la Figura 9. Mostrando valores de resistividad de 15 ohm-m, en donde podría existir presencia de hidrocarburos, porosidad excelente, además de un espesor neto de pago de 15.2 pies (MD), los resultados se muestran en la Tabla 9.

Formación Espesor

Bruto Espesor

Neto Porosidad Sw K

Promedio pies pies % % mD

Basal Tena 22-12 18-10 23 37 2 800 M1 35-19 18-10 22 45 3 000

U inferior 151-104 21-15 20 37 1 600 T superior 49-35 18-12 18 43 600

T intermedia 20-15 12-8 17 43 1 100

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Tabla 9. Resultados de la evaluación petrofísica de la arenisca Basal Tena del pozo Mariann 63

Figura 9. Registro petrofísico de arenisca Basal Tena del Pozo Mariann 63


3.1.1.2 Análisis Petrofísico de la arenisca U Inferior

Se pueden observar excelentes propiedades petrofísicas, en el registro de la Figura 10, mostrando valores de resistividad de 17 ohm-m, en donde podría existir presencia de hidrocarburos, porosidad aceptable, con un espesor neto de pago de 17.5 pies (MD), los resultados se muestran en la Tabla 10.

Formación Espesor

neto

Porosidad Vsh Sw

Basal Tena pies % % %

MD MD MD MD

15.2 23.4 3.7 37.5

TVD TVD TVD TVD

8.5 23.4 3.7 37.1

23

Tabla 10. Resultados de la evaluación petrofísica de la arenisca U Inferior del Pozo Mariann 63

Figura 10. Registro petrofísico de arenisca U Inferior del pozo Mariann 63


3.1.1.3 Análisis Petrofísico de la arenisca T

Para el caso de la arenisca T, se aprecian buenas propiedades petrofísicas, en el registro de la Figura 11; se pueden observar valores de resistividad de 18 ohm-m, en donde podría existir presencia de hidrocarburos, porosidad buena, además posee un espesor neto de pago de 17.5 pies (MD) para T superior y 11.5 (MD) para la arena T media. Este reservorio fue descartado

Formación Espesor

neto Porosidad Vsh Sw

pies % % %

U Inferior MD MD MD MD 17.5 20.2 8.6 37.9

TVD TVD TVD TVD 14.5 20.2 9.1 38.3

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para producción por su alta saturación de agua en todo el cuerpo de la arenisca T y por la cantidad de volumen de arcilla en los principales reservorios de esta formación, los resultados se muestran en la Tabla 11.

Tabla 11. Resultados de la evaluación petrofísica de la arenisca Basal Tena del pozo Mariann 63

Figura 11. Registro petrofísico de la arenisca T del pozo Mariann 63


Formación Espesor


pies % % %

T Superior MD MD MD MD

17.5 18.6 26.1 43.7

TVD TVD TVD TVD

12.0 18.4 25.3 44.0 T Intermedia MD MD MD MD

11.5 17.8 17.6 43.6

TVD TVD TVD TVD

8.0 17.6 17.2 44.1

25

3.1.2 MARIANN 56

El pozo Mariann 56 es un pozo direccional de desarrollo, perforado en mayo del 2019 desde la plataforma Mariann 30, en este pozo se encontraron las areniscas: Basal Tena, M1, U superior, U Inferior, T superior y T intermedia; los resultados del análisis petrofísico se muestran en la Tabla 12. Las reservas estimadas mediante el método volumétrico para este pozo son 615 MBP y fue completado en agosto del 2019 con bombeo electrosumergible para producir del intervalo de 10 592 pies a 10 620 pies MD (28 pies) en la arenisca T superior.


3.1.2.1 Análisis Petrofísico de la arenisca Basal Tena

Se aprecian excelentes propiedades petrofísicas para este reservorio, en el registro de la Figura 12; se observan valores de resistividad de 15 ohm-m, en donde podría existir presencia de hidrocarburos, porosidad excelente además de un espesor neto de pago de 23.3 pies (MD), los resultados se muestran en la Tabla 13. Este reservorio tiene continuidad en los pozos Mariann 45ST, Mariann 47 y Mariann 56, como se puede observar en el registro de correlación.

Tabla 13. Resultados de la evaluación de la arenisca Basal Tena

Formación Espesor

Bruto Espesor

Neto Porosidad Sw K


Basal Tena 40-24 28-20 22 26 3 000 U superior 31-23 18-12 20 32 1 900 U Inferior 143-107 34-26 20 34 3 000 T superior 63-53 30-22 19 44 650

T intermedia 37-27 27-20 19 33 1 500

Formación Espesor



MD MD MD MD

23.3 21.8 7.2 26.6

TVD TVD TVD TVD

14.7 21.8 7.1 25.8

26

Figura 12. Registro petrofísico de la arenisca Basal Tena del pozo Mariann 56



Para el caso de la arenisca U, se observan excelentes propiedades petrofísicas, en el registro de la Figura 13; se observan valores de resistividad de 29 ohm-m, en donde podría existir presencia de hidrocarburos, porosidad excelente y el espesor neto de 25.3 pies (MD), los resultados se muestran en la Tabla 14.

Tabla 14. Resultados de la evaluación de la arenisca U Inferior del pozo Mariann 56

Formación Espesor


U Inferior pies % % %

MD MD MD MD

25.3 19.5 11.0 34.7

TVD TVD TVD TVD

18.9 19.4 12.0 34.9

27

Figura 13. Registro petrofísico de la arenisca U del pozo Mariann 56


3.1.2.3 Análisis Petrofísico de la arenisca T

Se pueden apreciar propiedades petrofísicas aceptables, en el registro de la Figura 14; se observan valores de resistividad de 8 ohm-m, en donde podría existir presencia de hidrocarburos, buena porosidad, además de un espesor neto de pago de 27.0 pies (MD), los resultados se muestran en la Tabla 15.

Tabla 15. Resultados de la evaluación de la arenisca T del pozo Mariann 56

Formación Espesor


T Superior pies % % %

MD MD MD MD

27.0 19.7 2.0 45.3

TVD TVD TVD TVD

26.0 19.9 1.3 44.8

28



3.1.3 MARIANN 58

El pozo Mariann 58 es un pozo direccional de avanzada, perforado en junio del 2019, en este pozo se encontraron las areniscas: Basal Tena, U Inferior, T superior; los resultados del análisis petrofísico se muestran en la Tabla 16. Las reservas estimadas mediante el método volumétrico para este pozo son 500 MBP y fue completado en agosto del 2019 con bombeo electrosumergible para producir del intervalo de 8 238 pies a 8 258 pies (20 pies) en la arenisca Basal Tena.


Formación Espesor

Bruto

Espesor

Neto

Porosidad Sw K


Basal

Tena

22-17 16-12 22 31 1 700

U Inferior 126-108 10-8 20 28 2 900 T superior 46-39 12-10 18 51 160

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3.1.3.1 Análisis Petrofísico de la arenisca Basal Tena

Se pueden apreciar propiedades petrofísicas aceptables, en el registro de la Figura 15. Mostrando valores de resistividad de 20 ohm-m, en donde podría existir presencia de hidrocarburos, porosidad excelente además de un espesor neto de pago de 20.2 pies (MD), los resultados se muestran en la Tabla 17.

Tabla 17. Resultados de la evaluación de la arenisca Basal Tena del pozo Mariann 58

Formación Espesor



MD MD MD MD 20.2 21.6 9.5 29.5

TVD TVD TVD TVD 17.5 21.8 9.2 29.0

Figura 15. Registro petrofísico de la arenisca Basal Tena del pozo Mariann 58


30


Se pueden apreciar excelentes propiedades petrofísicas, en el registro de la Figura 16. Mostrando una resistividad de 40 ohm-m, en donde podría existir presencia de hidrocarburos, porosidad excelente además de un espesor neto de pago de 9.2 pies (MD), los resultados se muestran en la Tabla 18.

Tabla 18. Resultados de la evaluación de la arenisca U Inferior del pozo Mariann 58

Figura 16. Registro petrofísico de la arenisca U inferior del pozo Mariann 58


Formación Espesor


U inferior pies % % %

MD MD MD MD 9.2 20.9 1.7 26.0

TVD TVD TVD TVD 8.7 21.0 1.9 26.4

31

3.1.3.3 Análisis Petrofísico de la arenisca T Superior

Se puede apreciar buenas propiedades petrofísicas en el registro de la Figura 17. Se observan valores promedios de resistividad de 11 ohm-m, en donde podría existir presencia de hidrocarburos, porosidad excelente además de un espesor neto de pago de 6.0 pies (MD), los resultados se muestran en la Tabla 19.

Tabla 19. Resultados de la evaluación de la arenisca T superior

Formación Espesor


T superior pies % % %

MD MD MD MD 6.0 18.9 8.0 43.7

TVD TVD TVD TVD 5.0 18.8 8.3 43.7



32

3.1.4 MARIANN 57

El pozo Mariann 57 es un pozo direccional de desarrollo, perforado en julio del 2019 desde la plataforma Mariann 30, en este pozo se encontraron las areniscas: Basal Tena, U Inferior, T superior, los resultados del análisis petrofísico se muestran en la Tabla 20. Las reservas estimadas para este pozo son 500 MBP y fue completado en agosto del 2019 con bombeo electrosumergible con el fin de producir del intervalo de 8 389 pies a 8 407 pies (18 pies) en la arena U inferior.

El objetivo primario de este pozo es la arenisca U inferior cuerpo Tidal y como objetivo secundario la arenisca Basal Tena.


3.1.4.1 Análisis Petrofísico de las areniscas Basal Tena

Se pueden apreciar buenas propiedades petrofísicas en el registro de la Figura 18, mostrando valores aceptables de resistividad entre un rango de 10 a 20 ohm-m, en donde podría existir presencia de hidrocarburos, porosidad excelente y un espesor neto de pago de 8.5 pies, los resultados se muestran en la Tabla 21.

Tabla 21. Resultados de la evaluación de la arenisca Basal Tena del pozo Mariann 57

Formación Espesor

Bruto

Espesor

Neto

Porosidad Sw K


Basal Tena 23-20 14-12 22 31 1 700 U inferior 126-115 24-22 21 37 823

Formación Espesor



MD MD MD MD 8.5 16.8 7.2 45.5

TVD TVD TVD TVD 8.0 16.5 6.8 45.6

33

Figura 18. Registro petrofísico de las areniscas Basal Tena del pozo Mariann 57


3.1.4.2 Análisis Petrofísico de la arenisca U inferior

Para el caso de U inferior, las propiedades petrofísicas son relativamente buenas, en el registro de la Figura 19, se aprecian valores de resistividad de 17 ohm-m, en donde podría existir presencia de hidrocarburos, porosidad excelente, además de un espesor neto de pago de 18 pies (MD), los resultados se muestran en la Tabla 22.

Tabla 22. Resultados de la evaluación de la arenisca U inferior del pozo Mariann 57

Formación Espesor


U inferior pies % % %

MD MD MD MD 18.0 20.6 4.6 37.1 TVD TVD TVD TVD 17.5 21.7 5.0 37.4

34

Figura 19. Registro petrofísico de la arenisca U del pozo Mariann 57



TECNOLOGÍA ZEITECS MULTIZONA

Mediante el diagrama de flujo descrito en la metodología, se seleccionó al pozo Mariann 56 por poseer las mejores características petrofísicas, además de poseer la mayor cantidad de reservas estimadas.

El pozo Mariann 56 es un pozo direccional de desarrollo perforado en mayo del 2019 desde la plataforma Mariann 30, se encuentra ubicado aproximadamente a 331 metros al noreste del pozo Mariann 47 y 1 923 metros al sureste de la plataforma Mariann 30. (Figura 20).

Actualmente el pozo se encuentra en evaluación, fue completado en agosto del 2019 con bombeo electrosumergible para producir del intervalo de 10 592 pies a 10 620 pies MD (28 pies) en el reservorio T superior (Anexo 7).

35

Figura 20. Mapa de ubicación pozo Mariann 56


Los pozos Mariann 45ST y Mariann 47, se encuentran más cercanos al pozo Mariann 56, con la finalidad de obtener la información necesaria para los diseños de la completación y el equipo electrosumergible, se procedió a analizar los mapas estructurales obtenidos a partir de la prospección sísmica realizada en el área sur del Campo Mariann, como se puede observar en las figuras 21 y 22. Para confirmar la continuidad de los reservorios, se utilizó los registros de correlación entre los pozos Mariann 45ST, Mariann 47 y Mariann 56, adjuntados en los Anexos 8 y 9.

Figura 21. Mapa Estructural de la Arenisca Basal Tena del pozo Mariann 56


36

Figura 22. Mapa Estructural de la Arenisca U inferior del pozo Mariann 56


La curva de comportamiento de afluencia (IPR) es la representación gráfica de las presiones de fondo fluyente (Pwf) y las tasas de producción de fluido que el reservorio puede aportar al pozo para cada una de dichas presiones. La curva IPR permitió determinar la tasa de flujo máximo de cada uno de ellos, cuyos datos son necesarios para conocer comportamiento de afluencia del reservorio Basal Tena y U inferior; en el caso del reservorio Basal Tena, se identificó que su potencial máximo de producción es 10 050 bfpd, con un IP de 4.5 bfpd/psi, como se puede observar en la Figura 23.

Figura 23. Curva IPR Compuesto de la formación Basal Tena del Pozo Mariann 56

37

De igual manera se realizó este procedimiento para el reservorio U inferior, el cual muestra que su potencial máximo de producción es 7 028 BFPD, con un IP de 2.5 bfpd/psi, como se puede observar en la Figura 24.

Figura 24. Curva IPR Compuesto de la formación U inferior del Pozo Mariann 56

3.3 ANÁLISIS DE DECLINACIÓN

3.3.1 ARENISCA BASAL TENA

El análisis de declinación (Figura 25); dio como resultado una declinación anual de la producción del 35%, esta fue estimada utilizando el historial de producción del pozo Mariann 45ST. Se estimó las reservas a recuperar en 317 MBP, los resultados se muestran en la Tabla 23. El reservorio Basal Tena produciría hasta septiembre del 2025, fecha en la cual llegaría al límite económico establecido por la compañía para este reservorio (Tabla 24).

Tabla 23. Resultados del análisis de reservas de la arenisca Basal Tena

BASAL TENA

Caudal inicial 350 bppd Declinación anual 35 % Limite económico 50 bppd

EUR 317 703 bbls

38

Tabla 24. Resultados del Production Forecast de la arenisca Basal Tena

Fecha BPPD BPPM PROD Comentarios

ACUM ACUM

Mar-20 350 10 640 10 640 Inicio de la producción

Sep-20 294 8 932 68 356

Mar-21 247 7 498 116 806

Sep-21 207 6 294 157 478 Mar-22 174 5 284 191 621

Sep-22 146 4 435 220 282

Mar-23 122 3 723 244 341 Sep-23 103 3 126 264 538

Mar-24 86 2 624 281 493

Sep-24 72 2 203 295 725

Mar-25 61 1 849 307 673

Sep-25 51 1 552 317 703 Limite Económico

Figura 25. Curva de declinación de la arenisca Basal Tena del pozo Mariann 56

3.3.2 ARENISCA U INFERIOR

El análisis para el reservorio U inferior (Figura 26); dio como resultado una declinación anual de la producción del 21%, determinada utilizando los historiales de producción de los pozos Mariann 45ST y Mariann 47, se estimó las reservas a recuperar en 350 MBP, los resultados se muestran en la Tabla 25. El reservorio U inferior produciría hasta octubre del 2027, fecha en la cual llegaría al límite económico establecido por la compañía para este reservorio (Tabla 26).

39

Tabla 25. Resultados del análisis de reservas de la arenisca U inferior

Tabla 26. Resultados del Production Forecast de la arenisca U inferior

Figura 26. Curva de declinación de la arenisca U inferior del pozo Mariann 56

U INFERIOR


EUR 350 527 bbls

Fecha BPPD BPPM PROD Comentarios ACUM

Mar-20 250 7 600 7 600 Inicio de la producción

Sep-20 225 6 842 50 510

Mar-21 203 6 160 89 143

Sep-21 182 5 546 123 925

Mar-22 164 4 994 155 240

Sep-22 148 4 496 183 434

Mar-23 133 4 048 208 818

Sep-23 120 3 644 231 671

Sep-24 97 2 954 270 771

Mar-25 87 2 660 287 450

Sep-25 79 2 394 302 466

Sep-26 64 1 941 328 156

Mar-27 57 1 747 339 115

Sep-27 52 1 573 348 981

Oct-27 51 1 546 350 527 Limite Económico

40

3.3.3 ARENISCA T SUPERIOR

Finalmente se analizó la declinación del reservorio T superior (Figura 27); dando como resultado una declinación anual de la producción del 35%, determinada utilizando el historial de producción del pozo Mariann 56, se estimó las reservas a recuperar en 212 MBP, los resultados se muestran en la Tabla 27. El reservorio T superior produciría hasta marzo del 2024, fecha en la cual llegaría al límite económico establecido por la compañía para este reservorio.

Tabla 27. Resultados del análisis de reservas de la arenisca T superior

Actualmente el pozo Mariann 56 se encuentra produciendo de este reservorio, iniciando con una producción de 250 BPPD, se estima que, para marzo del año 2020, fecha estimada para la instalación del equipo Zeitecs Multizona, el pozo tendría una producción acumulada de 55 022 barriles de petróleo, por tal motivo se descarta este reservorio para implementar la tecnología propuesta en este estudio, los resultados del Production Forecast se muestran en la Tabla 28.

Tabla 28. Resultados del Production Forecast de la arenisca T superior

Fecha BPPD BPPM PROD Comentarios

ACUM

Ago-19 250 7 600 7 600 Inicio de la producción

Mar-20 204 6 196 55 022

Sep-20 171 5 202 88 635

Mar-21 144 4 367 116 851

Sep-21 121 3 666 140 537

Mar-22 101 3 077 160 421

Sep-22 85 2 583 177 112

Mar-23 71 2 168 191 124

Sep-23 60 1 820 202 887

Mar-24 50 1 528 212 760 Limite Económico

T SUPERIOR


EUR 212 760 bbls

41

Figura 27. Curva de declinación de la arenisca T superior del pozo Mariann

3.4 DISEÑO DE LA COMPLETACIÓN DEL POZO

A partir de la información obtenida del estado mecánico actual del pozo, descrita en la metodología, se procedió a diseñar la completación Zeitecs Multizona, con la finalidad de producir de manera simultánea los reservorios Basal Tena y U Inferior. Una vez aislada la formación T del pozo mediante la instalación de un tapón (CIPB) y Dump Bailer encima de la formación T, se procederá a cañonear la arenisca U inferior mediante el uso de TCP a 12 DPP y la arenisca Basal Tena mediante unidad de Wireline a 5DPP. Una vez ejecutada esta operación, se instalará de forma permanente la completación inteligente y el sistema Zeitecs ESP Shuttle.

Para el aislamiento de cada una de las formaciones, se requeriría de packers hidráulicos, y válvulas inteligentes para el control de flujo de cada uno de los reservorios de manera independiente, la completación de fondo se instalaría en tubería de 3 1/2 plg en la sección del liner de 7 plg. Finalmente, la estación de acoplamiento del sistema Zeitecs en tubería de producción de 5 1/2 plg se instalaría en la parte superior de la sección de 9 5/8 plg y el equipo electrosumergible se instalaría dentro de la tubería de producción de 5 1/2 plg en la estación de acoplamiento, el diseño se puede observar en la Figura 28.

42

Figura 28. Diseño de la completación Zeitecs Multizona del pozo Mariann 56


Nota: El diagrama de completación, el programa de completación y reemplazo del equipo Zeitecs se adjuntan en los Anexos 10 al 12.

43

3.5 DISEÑO DEL EQUIPO ELECTROSUMERGIBLE

El diseño del equipo electrosumergible fue realizado para los reservorios Basal Tena y U inferior en conjunto, el diseño se llevó a cabo mediante el software Design Pro de la empresa Schlumberger, los resultados se muestran en las Tablas 29 y 30.

La curva IPR en conjunto de los dos reservorios permitió determinar la tasa de flujo máximo, cuyos datos son necesarios para conocer comportamiento de afluencia de los reservorios Basal Tena y U inferior en conjunto; se identificó que su potencial máximo de producción es 9 950 BFPD, como se puede observar en la Figura 29.

Figura 29. IPR Compuesto de los reservorios Basal Tena y U inferior en conjunto

Tabla 29. Resultados del diseño del equipo electrosumergible


CONDICIONES DE OPERACIÓN

Caudal 4 800.00 bfpd Presión de Intake 1 269.40 psi Presión de Descarga 3 446.20 psi Gradiente de la mescla 0.411 psi/pie TDH 5 289.27 pies Eficiencia de Separación 5.42 % Frecuencia de Operación 3 321.50 rpm Frecuencia 60 Hz

44

Tabla 30. Selección del equipo electrosumergible Zeitecs para el pozo Mariann 56

SELECCIÓN DEL EQUIPO BES

BOMBA

Modelo Schlumberger REDA 400 RC4000 Numero de etapas 207 Configuración CR-CT

MOTOR

Modelo Schlumberger REDA 456 Maximus (2) 4160 Voltaje 3 986.8 volts Frecuencia de Operación 3 321.5 rpm Potencia 480 hp Amperaje 78.6 Amps CABLE ELÉCTRICO

Tipo de cable Schlumberger EHL Tipo de conexión MLE PLUG-IN (Maxlok-400) Longitud 9 200 pies Temperatura máxima 450 ºF Kv 5 kV PROTECTOR

Modelo Schlumberger 400 Maximus HL Numero de sellos 6 Configuración BPBSL BPBSL Numero de cámaras 6 Tipo de aceite dieléctrico REDA OIL #5


Nota: Los resultados del diseño del equipo electrosumergible, las curvas del rendimiento del equipo y las curvas multifrecuencia se adjuntan en los Anexos 13 al 17.

3.6 ANÁLISIS DE RIESGO

El análisis de riesgo y plan de contingencia propuesto para este estudio fue realizado por el método de Ishikawa. Esta herramienta permitió determinar los riesgos relacionados con la tecnología propuesta, así como los riesgos referentes en la completación inicial y en el reemplazo del equipo electrosumergible (Anexo 18).

En base a los resultados obtenidos, se procedió a plantear las medidas de mitigación para estos riesgos, con la finalidad de reducir al máximo posible el impacto de estos, como se puede observar en la Tabla 31.

Tabla 31. Resultados del análisis de riesgo y plan de mitigación de la tecnología propuesta

RIESGO PROBABILIDAD IMPACTO NIVEL PLAN DE MITIGACIÓN

RIESGOS MECÁNICOS

Corrosión 0.20 0.30 0.06 Correcta dosificación química Estado mecánico del Casing 0.30 0.80 0.24 Llevar a cabo registros de cementación y corrosión Sello ineficiente de Packers 0.50 0.40 0.20 Llevar a cabo pruebas de presión por anular Falla de líneas hidráulicas 0.50 0.20 0.10 Llevar a cabo pruebas de las líneas hidráulicas RIESGOS ELÉCTRICOS

Falla eléctrica del sensor 0.70 0.80 0.56 Instalar un sensor robusto Falla eléctrica del motor 0.30 0.80 0.24 Instalar un motor con potencia adecuada Falla eléctrica del Docking Station 0.30 0.40 0.12 Monitorear constantemente el Docking Station Falla eléctrica del cable 0.30 0.40 0.12 Instalar cable de potencia nuevo INSTALACIÓN INICIAL ZEITECS MULTIZONA Limpieza Inadecuada del Pozo 0.20 0.30 0.06 Correcto programa de limpieza Restricciones en tubería 0.30 0.40 0.12 Correcto programa de completación inicial Instalación de las válvulas inteligentes 0.30 0.40 0.12 Asegurar la correcta instalación Instalación del Docking Station 0.50 0.40 0.20 Asegurar la correcta instalación REEMPLAZO DEL EQUIPO BES

Limpieza inadecuada del Docking Station 0.50 0.40 0.20 Asegurar la limpieza adecuada del Docking Station Herramientas especiales 0.20 0.30 0.06 Planificar el programa operativo Operaciones de pesca 0.20 0.30 0.06 Disponer de pescante hidráulico

Capacidad de tensión 0.30 0.40 0.12 Disponer de unidad de Tubería Flexible de gran capacidad

45

46

3.7 ANÁLISIS ECONÓMICO

3.7.1 ANÁLISIS COMPARATIVO DE COSTOS ENTRE EL SISTEMA ZEITECS MULTIZONA Y COMPLETACIONES DUALES

De acuerdo con los resultados obtenidos en el análisis comparativo de costos, se pudo determinar que se puede obtener un ahorro significativo al implementar la tecnología Zeitecs Multizona en el pozo Mariann 56, los resultados muestran que en la primera intervención se puede dar un ahorro de $ 1 056 710.00, si se compara con una completación dual concéntrica en el mismo pozo, sin embargo, es importante recalcar que ambos proyectos son rentables en las primeras etapas del proyecto (Tabla 32).

Tabla 32. Resultados del análisis comparativo de costos entre las completaciones duales concéntricas y la tecnología Zeitecs Multizona

MARIANN 56 DUAL CONCENTRICA ZEITECS MULTIZONA

Tiempo Instalación Inicial 14 días 11 días Costo completación Inicial 950 000.00 usd 1 150 000.00 usd Diferencia 200 000 usd - usd Tiempo total diferido 23 días 10 días Producción diferida 8 947 bbls 3 890 bbls Costo de producción diferida

268 410.00 usd 116 700.00 usd

Costo de reparación del equipo BES

150 000.00 usd - usd

Costo de intervención 900 000.00 usd 145 000.00 usd Total 1 318 410.00 usd 261 700.00 usd Ahorro de la tecnología Zeitecs Multizona

- usd 1 056 710.00 usd

3.7.2 RENTABILIDAD DEL PROYECTO

3.7.2.1 Evaluación económica del proyecto con sistema Zeitecs Multizona

De acuerdo con los indicadores económicos, se pudo determinar que el proyecto es completamente rentable, el valor actual neto en todas las etapas del proyecto es positivo, la tasa de interna de retorno en la mayoría de los casos es mayor al 100%, y el tiempo de recuperación de la inversión es bastante corto. Se puede observar que la mayor rentabilidad del proyecto se obtiene en la primera intervención con unidad de tubería flexible, los resultados se muestran en las Tablas 33 y 34.

47

Tabla 33. Flujo de caja del proyecto con el sistema Zeitecs Multizona


Tabla 34. Resultados de los indicadores económicos del proyecto con el sistema Zeitecs Multizona

3.7.2.2 Evaluación económica del proyecto con completación dual concéntrica

De acuerdo con los indicadores económicos, se pudo determinar que este tipo de tecnología es completamente viable, el valor actual neto y la tasa de interna de retorno dan resultados positivos hasta la segunda intervención, sin embargo, el tiempo de recuperación de la inversión es mayor en comparación con la tecnología Zeitecs Multizona. Se puede observar que la mayor rentabilidad del proyecto se obtiene en la completación inicial, los resultados se muestran en las Tablas 35 y 36.

Zeitecs

Multizona

NP

Basal Tena

NP

U Inferior

RUN

LIFE

OPEX Ingresos

bbls bbls días usd usd Instalación

Inicial

163 591 129 375 600 $1 757 796.00 $8 788 980.00

Primera

Intervención

91 290 91 169 600 $2 929 660.00 $5 473 770.00

Segunda

Intervención

50 943 64 246 600 $2 929 660.00 $3 455 670.00

Tercera

Intervención

11879

45 273 600 $1 293 750.00 $1 714 560.00

Cuarta

Intervención

- 20 463 600

$1 293 750.00 $613 890.00

Zeitecs

Multizona

Flujo de caja

Io k VAN TIR PRI

usd usd % usd % días Instalación

Inicial

$7 031 184.00 $1,150 000.00 15 $4 963 415.68 285 60

Primera

Intervención

$2 544 110.00 $ 145 000.00 15

$2 067 269.57 868 21

Segunda

Intervención

$526 010.00 $ 145 000.00 15

$ 312 400.00 153 101

Tercera

Intervención

$420 810.00 $ 145 000.00 15 $220 921.74 113 125

Cuarta

Intervención

$(679 860.00) $ 145 000.00 15 $(736 182.61) - -

48

Tabla 35. Flujo de caja del proyecto con completación dual concéntrica


Tabla 36. Resultados de los indicadores económicos del proyecto con completación dual concéntrica

Dual

Concéntrica

NP

Basal Tena

NP

U Inferior

RUN

LIFE

OPEX Ingresos

bbls bbls días usd usd Instalación

Inicial

163 591 129 375 600 $3 515 592.00 $8 788 980.00

Primera

Intervención

91 290 91 169 600 $3 515 592.00 $5 473 770.00

Segunda

Intervención

50 943 64 246 600 $3 515 592.00 $3 455 670.00

Tercera

Intervención

11879

45 273 600 $3 515 592.00 $1 714 560.00

Cuarta Intervención

- 20 463 600 $3 515 592.00 $613 890.00

Dual

Concéntrica

Flujo de caja Io k VAN TIR PRI

USD USD % USD % días Instalación

Inicial

$5 273 388.00 $950 000.00 15 $3 635 544.78 256 65

Primera

Intervención

$1 958 178.00 $900 000.00 15 $ 802 763.48 72 167

Segunda

Intervención

$(59 922.00) $900 000.00 15 $(952 106.09) - -

Tercera

Intervención

$(1 801 032.00) $900 000.00 15 $(2 466 114.78) - -

49

CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES

49

4. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES

4.1 CONCLUSIONES

Después del análisis petrofísico realizado, se puede concluir que el

pozo Mariann 56, es el pozo más idóneo para implementar la tecnología Zeitecs Multizona; los resultados fueron: porosidad de 21.8%, espesor neto de 23 pies y saturación de agua 26.6% para el reservorio Basal Tena y los resultados del reservorio U Inferior fueron: Porosidad de 19.5, espesor neto de 25.3 pies y saturación de agua de 34.7%.

En base a los resultados obtenidos en la evaluación de reservas del pozo candidato, se concluye que se podría recuperar 668 000 barriles de petróleo de los reservorios Basal Tena y U inferior hasta octubre del año 2027, fecha en la cual el proyecto llega a su límite económico.

Después del análisis de riesgo realizado, se puede concluir que los riesgos más importantes a tener en cuenta son los riesgos eléctricos, ya que estos tienen un mayor impacto en la tecnología Zeitecs Multizona.

De acuerdo a los resultados del análisis de costos, obtenidos para la

primera intervención de la tecnología Zeitecs Multizona, en comparación con la tecnología dual concéntrica, se concluye que la tecnología Zeitecs tiene un ahorro $ 1 056 710.00 en el primer reemplazo del equipo electrosumergible con unidad de tubería flexible.

De acuerdo a los resultados obtenidos a partir del análisis económico,

mediante el uso de indicadores, se obtuvo un VAN de $2 067 269.57, un TIR de 868% y un PRI de 21 días en el primer reemplazo; se puede concluir que la máxima rentabilidad del proyecto se obtiene en la primera intervención para reemplazar el equipo electrosumergible.

50

4.2 RECOMENDACIONES

Se recomienda la evaluación de los reservorios Basal Tena y U Inferior del pozo Mariann 56, mediante el uso de levantamiento artificial hidráulico tipo jet, con la finalidad de adquirir información más exacta de los reservorios propuestos para este proyecto.

Monitorear constantemente los reservorios del pozo Mariann 56, los cuales serán puestos a producción, con el fin de calibrar el análisis de reservas y obtener resultados económicos más exactos antes de implementar la tecnología propuesta.

Se recomienda tener en cuenta los riesgos involucrados en la instalación inicial del sistema Zeitecs, así como en el reemplazo del equipo electrosumergible, con el fin de reducir tiempos no productivos (NPT) en las operaciones relacionadas con esta tecnología.

BIBLIOGRAFÍA

51

BIBLIOGRAFÍA

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https://www.slb.com/media/Files/resources/oilfield_review/defining_series/DefiningArtificial

https://doi.org/10.2118/175817-MS

https://doi.org/10.2118/120799-MS

https://doi.org/10.2118/93617-MS

https://doi.org/10.2118/93617-MS

51

ANEXOS

54

ANEXOS

ANEXO 1.

CONECTOR DEL MOTOR Y DOCKING STATION



55

ANEXO 2.

HISTORIAL DE PRODUCCIÓN DEL POZO

MARIANN 45 ST- BASAL TENA


56

ANEXO 3.


MARIANN 45 ST- U INFERIOR


57

ANEXO 4.


MARIANN 47- U INFERIOR


58

ANEXO 5.

PRESUPUESTO ESTIMADO PARA LA INSTALACIÓN

INICIAL DE LA TECNOLOGÍA ZEITECS MULTIZONA


PROJECT NAME: MARIANN 56 WO # 1 PREPARED BY: Bruno S. Reinoso

Total Days: 10

Objective: ZEITECS MULTIZONE INSTALLATION

**** RIH TCP equipment and perform perforating operation in Lower U and Basal Tena Reservoirs

* RIH Zeitecs Dual completion + Intelligent Valves to produce Basal Tena and Lower U in 5 1/2" Casing and 3 1/2" new tubing

Object Subsid

Tangible Cost

Casing 8725 420 136.000 9000' 5 1/2", Casing Tubing 8725 426 14.508 1000' 3 1/2", Tubing Class "A"Wellhead and tubing 8725 780 1.000

Subtotal Tangible Cost Tangible 151.508 13%Intangible Cost

Surface Facilities / Road Maint 8725 330 5.000 Surface JobEnvironmental Control 8725 648Cleanup/ Restoration 8725 334

Subtotal Intangible Cost Intangible 5.000 0%Workover Operations

Daywork 8725 346 69.900 10 operation days (Rig Hilong 03)Rig/Camp Move In/ Out 8725 338 28.000 Rig move Camp & Catering, Crew Allow. 8725 355 12.000 $1200 / day + labours fumigation + water treatment plant + campersPower / Fuel 8725 352 2.300 200 gal/day of diesel @ $0.15 / gal Mud/Fluids/Lubrication 8725 354 14.000 KCl + Viscosity PillFiltration Chemicals 8725 722Solids Control Equipment/ Serv 8725 666Drill Bits 8725 634Equipment Rental 8725 358Casing/ Running Equipment/service 8725 616 45.000 running servicesString rental 8725 702ESP Sub-Surface Equip 8725 783 18.000 ESP installationPermanent Compl Equip 8725 743 700.000 Zeitecs System + Intelligent valvesCement & Additives 8725 618Endless/ Coiled Tubing 8725 342Fishing Equip/ Service 8725 344Tubular Inspection + Repair 8725 842 7.000 tubing inspection and repair

Subtotal Workover OperationsWorkover Ops. 896.200 tubing inspection and repairProduction & Formation Evaluation

Electric Logging 8725 704 20.000 Log/Perf/Analysis 8725 368 50.000 TCP Perforating Job (Two Zones)Slickline Equip/Services 8725 716 3.000 ZEITICS OPERATIONSFrac/Acidize/Stimulate 8725 370Gravel pack Equip/Service 8725 706Production Test Equipment/ Serv 8725 714Fluid Sample Analysis 8725 652Coiled Tubing Equip/Services 8725 694

Subtotal Production & Formation Eva. Production 73.000 6%General

Supervision 8725 376 6.000 Safety 8725 384Transport/Trucking 8725 360 12.950 Forlift, platform and vaccumTravel 8725 378Security 8725 590 3.000 Gov. & Licenses / Service Fees for ARCH 8725 326 3.000

Subtotal General General 24.950 2%

1.150.658,00 Grand Total

AFE BUDGET ESTIMATION

DRILLING DEPARTMENT (WORKOVER)

POOH ESP Equipment RIH Clening BHA to PBTD RIH CIBP + Dump bailer in order to isolate the Upper T sandstone.

DescriptionJDE ACCOUNTS Cost Estimate

Remarks

59

ANEXO 6.

PRESUPUESTO ESTIMADO PARA EL REEMPLAZO

DEL EQUIPO ELECTROSUMERGIBLE


PROJECT NAME: MARIANN 56 WO # 2 PREPARED BY: Bruno S. Reinoso

Total Days: 2

Objective: ESP CHANGE

**** Install a new ESP System

Object Subsid

Tangible Cost

Tubing 8725 780Wellhead and tubing 8725 780 -

Subtotal Tangible Cost Tangible - 0%Intangible Cost

Surface Facilities / Road Maint 8725 330 2,000 Surface connections. (Tanks - Flow line to control well)Environmental Control 8725 648Cleanup/ Restoration 8725 334

Subtotal Intangible Cost Intangible 2,000 1%Workover Operations

Daywork 8725 346Rig/Camp Move In/ Out 8725 338Camp & Catering, Crew Allow. 8725 355Power / Fuel 8725 352Mud/Fluids/Lubrication 8725 354Filtration Chemicals 8725 722Solids Control Equipment/ Serv 8725 666Drill Bits 8725 634Equipment Rental 8725 358Casing/ Running Equipment/service 8725 616String rental 8725 702ESP Sub-Surface Equip 8725 783 47,264 ESP installation (INCLUDES SLIP LOCK GEN-3 (REDRESS CUP

SEAL ASSY GEN-1 + 2-7/8" PUP JOINTS).

Permanent Compl Equip 8725 743Cement & Additives 8725 618Endless/ Coiled Tubing 8725 342Fishing Equip/ Service 8725 344Tubular Inspection + Repair 8725 842

Subtotal Workover OperationsWorkover Ops. 47,264 33%Production & Formation Evaluation

Electric Logging 8725 704Log/Perf/Analysis 8725 368Slickline Equip/Services 8725 716 3,000 ZEITICS OPERATIONSFrac/Acidize/Stimulate 8725 370Gravel pack Equip/Service 8725 706Production Test Equipment/ Serv 8725 714 - Tank RentalFluid Sample Analysis 8725 652Coiled Tubing Equip/Services 8725 694 87,000 Global amount considering 48 hrs of job execution.

Subtotal Production & Formation Eva. Production 90,000 62%General

Supervision 8725 376Safety 8725 384Transport/Trucking 8725 360 - Forlift, platform and vaccumTravel 8725 378 800 Security 8725 590 2,500 Gov. & Licenses / Service Fees for ARCH 8725 326 2,500

Subtotal General General 5,800 4%

145,063.75 Grand Total

AFE BUDGET ESTIMATION

DRILLING DEPARTMENT (WORKOVER)

Use CTU equipment to pull out ESP System.Take electrical readings to confirm root of failure of ESP.Based on results define next step. Install a new ESP using CTU equipment or suspend operations until WO Rig could pull out Zeitics assembly.

DescriptionJDE ACCOUNTS Cost Estimate

Remarks

60

ANEXO 7.

DIAGRAMA ACTUAL DEL POZO MARIANN 56


WELL NAME : LOCATION : DATE:GL ELEV: 725.07 ft

RT ELEV: 761.67 ft

RT: 36.60 ft

Start 1-Aug-19

End 11-Aug-19

MLE Cable 80 ft New-HBT

Lower Cable 3970 ft Repair-HBT Reel HA4-0094

Middle Cable 1997 ft Repair-HBT Reel HA4-0096

Upper Cable 5000 ft Repair-HBT Reel HA4-0088

- Conductor Casing 20" K-55, 94 PPF.

277 ft MD

- Superficial Casing 13 3/8", K-55, 68 PPF, BTC

154 joints of casing 13 3/8" OD, K-55, 68 PPF, BTC

Collar @ 6155 ft MD / 5041,49 ft. TVD

Shoe @ 6200 ft MD / 5091.51 ft. TVD

Inclination @ shoe 53.00°

PRODUCTION TUBING: 3-1/2" EUE, L-80, 9.3 lbs/ft

335 jts "A" class (10,214.44 ft)

NOTE: There are 50 joints with beveled necks

TOL TIW Liner 7" X 9 5/8"

8856 ft

Over lap 169.39 ft

Intermediate Casing 9 5/8" OD, N-80, 47 PPF, BTC TVD MD

244 joints of casing 9 5/8" OD, N-80, 47 PPF, BTC 7703.87' 10,252,09' New NO-GO Nipple, 3-1/2" x 2.75", S/N BHI 2655Collar @ 8983 ft MD / 6843.55 ft. TVD 10,253,14' 2 Joints 3-1/2" EUE Tubing, 9.3#, L-80, "A" class Shoe @ 9025 ft MD / 6894.12 ft. TVD 10,314,49' SENSOR DISCH, ZENITH, DISCH SUB 3-1/2 EUE BOX, SERIE 400

Inclination @ shoe 50.14° 10,315,31' PUMP DISCH, BOH,PMP,400-1,3-1/2 8RD,CW,SS,BCKUP RNG, SERIE 400

10,315,86' UPPER PUMP, PMP 400 SF900 CW 124S 15 XAR1 HSS SS, SERIE 400

10,337,81' LOWER PUMP, PMP 400 SF900 CW 124S 15 XAR1 HSS SS, SERIE 400

7783.92' 10,359,76' INTAKE, BOI 400X AR HSS CW SS, ERIE 400

10,3360,76' UPPER PROTECTOR, SEAL 400 LSBPB AR HSS SS HL, SERIE 400

10,368,96' ADAPTER, ADPT, PRO, HAL400, SS410, SERIE 400/456

10,369,36' LOWER PROTECTOR, SEAL 400 BPBSL AR HSS SS HL, SERIE 400

10,377,56' MOTOR, MTR 456 FMSX1 105HP 2296V 32.2A 400F SS, ERIE 456

10,395,16' CROSSOVER, 456 MTRBSE XOVER SS 420 - 13460100400, SERIE 456/450

7810.78' 10,395,96' SENSOR, ZENITH, SENSOR E-7 SER ESP DOWNHOLE, SERIE 450

10399,77 CENTRALIZER FOR CSG 7"

10,599'

10,627'

- Liner 7" OD, P-110, 26 PPF, BTC

- 56 joints of LINER 7" OD, P-110, 26 PPF, BTC

- Collar @ 10892 ft MD / 8150 ft. TVD

- Shoe @ 10970 ft MD / 8154 ft. TVD

- Inclination @ shoe 42.30°

TD : 10,983' MD / 8,245.35' TVD

UPPER "T'' SSTMitad de las perforaciones

10,613' MD / 7,971.48' TVD

SECTION C: 11" x 3M x 3-1/2" EUE R-53

SECTION B: 13-3/8”- 3M x 11" x 3M

SECTION A: 13-5/8" - 3M x 13-3/8" x 3M

Pulling 110 klpnd / Running: 84 klpnd

String weight:

11-Aug-2019MAX. INCLINATION: 52.98° @ 8758' MD / 6724.35' TVD SURFACE LOCATION

N 9977795.77 m

E 362913.950 m

Company Man: Edison Valencia M.

CABLE INFORMATION

WELL HEAD INFORMATION

INICIAL COMPLETIONMARIANN-56 MARIANN 30

Mission Patroleum

61

ANEXO 8.

REGISTROS DE CORRELACIÓN DEL POZO MARIANN 56 EN LA FORMACIÓN BASAL TENA


62

ANEXO 9.

REGISTROS DE CORRELACIÓN DEL POZO MARIANN

56 EN LA FORMACIÓN U INFERIOR


63

ANEXO 10.

DIAGRAMA ZEITECS MULTIZONA PROPUESTO

PARA EL POZO MARIANN 56


ZEITECES ESP MULTIZONE COMPLETION

WELL NAME : LOCATION :GL ELEV: 725.07 ft

RT ELEV: 761.67 ft

RT: 36.60 ft

- Conductor Casing 20" K-55, 94 PPF.

277 ft MD

PRODUCTION CASING: 5-1/2", 17.0 lbs/ft, BTC

235 jts "A" class (8700.00 ft)

- Superficial Casing 13 3/8", K-55, 68 PPF, BTC

154 joints of casing 13 3/8" OD, K-55, 68 PPF, BTC

Collar @ 6155 ft MD / 5041,49 ft. TVD

Shoe @ 6200 ft MD / 5091.51 ft. TVD


TOL TIW Liner 7" X 9 5/8" PRODUCTION TUBING: 2-7/8" EUE, 8.6 lbs/ft. CLASS A

8856 ft 50 jts "A" class (1500.00 ft)

Over lap 169.39 ft

Intermediate Casing 9 5/8" OD, N-80, 47 PPF, BTC TVD

244 joints of casing 9 5/8" OD, N-80, 47 PPF, BTC 7703.87' ISOLATE PACKER 1Collar @ 8983 ft MD / 6843.55 ft. TVD

Shoe @ 9025 ft MD / 6894.12 ft. TVD


INTELLIGENT VALVE 1

9280'

9,303'

INTELLIGENT VALVE 2

10,300'

10,312'

10,550' CIBP+ DUMP BAILER

Mitad de las perforaciones 10,599'

10,627'

- Liner 7" OD, P-110, 26 PPF, BTC

- 56 joints of LINER 7" OD, P-110, 26 PPF, BTC

- Collar @ 10892 ft MD / 8150 ft. TVD

- Shoe @ 10970 ft MD / 8154 ft. TVD

- Inclination @ shoe 42.30°

TD : 10,983' MD / 8,245.35' TVD

E 362913.950 m

WELL HEAD INFORMATION

LOWER "U'' SST

ELABORADO POR: BRUNO S. REINOSOMAX. INCLINATION: 52.98° @ 8758' MD / 6724.35' TVD SURFACE LOCATION

N 9977795.77 m

UPPER "T'' SST

Pulling 110 klpnd / Running: 84 klpnd

String weight:

ISOLATE PACKER 2

"BASAL TENA'' SST

MARIANN-56 MARIANN 30

Mission Patroleum

SECTION C: 11" x 3M x 3-1/2" EUE R-53

SECTION B: 13-3/8”- 3M x 11" x 3MSECTION A: 13-5/8" - 3M x 13-3/8" x 3M

WORKOVER #1

10,613' MD / 7,971.48' TVD

64

ANEXO 11.

PROGRAMA DE LA INSTALACIÓN INICIAL DEL POZO

MARIANN 56-ZEITECS MULTIZONA

De manera general, el proceso a llevarse a cabo durante la corrida de la completación del pozo e instalación de la tecnología Zeitecs Multizona en el pozo Mariann 56.

1. Movilizar la torre de reacondicionamiento al pozo Mariann 56. 2. Remover el cabezal del pozo e instalar BOP. 3. Controlar el pozo con fluido de control. 4. Recuperar la completación inicial ESP HLB SF 900/ 248 etapas / 105

HP en tubería de producción 3 1/2 plg. 5. Armar y Bajar ensamblaje de limpieza para acondicionar el pozo. 6. Armar unidad de Wireline, Bajar y asentar CIPB + Dump Bailer

encima de la formación T. 7. Armar y bajar ensamblaje de cañoneo TCP. 8. Correlacionar profundidad de cañoneo con Unidad de Wireline. 9. Realizar la operación de cañoneo en el intervalo de U Inferior en

condición de bajo balance dinámico. 10. Armar y bajar cañones con unidad de Wireline para cañonear la

formación Basal Tena. 11. Armar y Bajar ensamblaje de limpieza hasta tener retornos limpios. 12. Bajar ensamblaje de fondo con Packers y válvulas inteligentes a la

profundidad estimada. 13. Instalar la estación de acoplamiento (Docking Station) en tubería de

producción de 5 1/2 plg hasta la profundidad estimada. 14. Instalar el equipo electrosumergible en la estación de acoplamiento

con tubería de 3 1/2 plg. 15. Remover BOP del taladro. 16. Instalar el cabezal del pozo. 17. Realizar pruebas de arranque y producción. 18. Liberación de la torre de reacondicionamiento.

65

ANEXO 12.

PROGRAMA DEL REEMPLAZO DEL EQUIPO BES

CON UNIDAD DE TUBERIA FLEXIBLE

El proceso a llevarse a cabo en el reemplazo del equipo electrosumergible de la completación Zeitecs Multizona en el pozo Mariann 56.

1. Movilización de la unidad de tubería flexible al pozo. 2. Cierre de válvulas inteligentes para el control de pozo. 3. Instalación BOP. 4. Realizar corrida de limpieza para eliminar posibles basuras en el cuello

de pescado del equipo BES. 5. Recuperar equipo BES con unidad de tubería flexible. 6. Instalar el nuevo equipo electrosumergible en la estación de

acoplamiento. 7. Abrir válvulas inteligentes. 8. Realizar pruebas de arranque y producción. 9. Remover BOP.

10. Liberación de la unidad de tubería flexible.

66

ANEXO 13.

RESULTADOS DEL DISEÑO DEL EQUIPO BES DEL

POZO MARIANN 56- ZEITECS MULTIZONA


67

ANEXO 14.




68

ANEXO 15.




69

ANEXO 16.

CURVAS DE COMPORTAMIENTO DE LA BOMBA

REDA RC-4000


70

ANEXO 17.

CURVAS MULTIFRECUENCIA DE LA BOMBA

REDA RC-4000


71

ANEXO 18.

DIAGRAMA DE ISHIKAWA PARA EL ANÁLISIS DE

RIESGO DE LA TECNOLOGÍA ZEITECS MULTIZONA


EVALUACIÓN TÉCNICA-ECONÓMICA PARA LA...

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