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UNIVERSIDAD DE ORIENTE
NÚCLEO DE MONAGAS
ESCUELA DE INGENIERÍA DE PETRÓLEO
MATURÍN / MONAGAS / VENEZUELA
ESTUDIO TÉCNICO DE LA PRODUCCIÓN DE LOS POZOS
PERFORADOS EN EL PERÍODO 2006-2008, PARA MEJORAR
LA PRODUCCIÓN FUTURA DE LA DIVISIÓN CENTRO-SUR
REALIZADO POR:
FREDDY ALEJANDRO MOLINA MARQUEZ
Trabajo Especial de Grado Como Requisito Parcial Para Optar Por El
Titulo de Ingeniero de Petróleo
MATURÍN, ENERO 2011
UNIVERSIDAD DE ORIENTE
NÚCLEO DE MONAGAS
ESCUELA DE INGENIERÍA DE PETRÓLEO
MATURÍN / MONAGAS / VENEZUELA
ESTUDIO TÉCNICO DE LA PRODUCCIÓN DE LOS POZOS
PERFORADOS EN EL PERÍODO 2006-2008, PARA MEJORAR
LA PRODUCCIÓN FUTURA DE LA DIVISIÓN CENTRO-SUR
REALIZADO POR:
FREDDY ALEJANDRO MOLINA MARQUEZ
C.I. 18.161.741
REVISADO POR:
_______________________ _______________________
Ing. Josneri Ochoa
ASESORA INDUSTRIAL
Ing. Martha Espinoza
ASESORA ACADÉMICA
MATURÍN, ENERO 2011
UNIVERSIDAD DE ORIENTE
NÚCLEO DE MONAGAS
ESCUELA DE INGENIERÍA DE PETRÓLEO
MATURÍN / MONAGAS / VENEZUELA
ESTUDIO TÉCNICO DE LA PRODUCCIÓN DE LOS POZOS
PERFORADOS EN EL PERÍODO 2006-2008, PARA MEJORAR
LA PRODUCCIÓN FUTURA DE LA DIVISIÓN CENTRO-SUR
REALIZADO POR:
FREDDY ALEJANDRO MOLINA MARQUEZ
C.I. 18.161.741
APROBADO POR:
_______________________Ing. Martha Espinoza
Asesora Académica
_______________________ _______________________Ing. Milagros Sucre
Jurado Principal
Ing. Miguel Flores
Jurado Principal
MATURÍN, ENERO DE 2011
RESOLUCIÓN
“DE ACUERDO AL ARTÍCULO Nº 44 DEL REGLAMENTO DE TRABAJO DE GRADO:
“LOS TRABAJOS DE GRADO SON DE EXCLUSIVA PROPIEDAD DE LA UNIVERSIDAD
DE ORIENTE Y SÓLO PODRÁN SER UTILIZADOS A OTROS FINES CON EL
CONSENTIMIENTO DEL CONSEJO DE NÚCLEO RESPECTIVO, QUIEN LO PARTICIPARÁ
AL CONSEJO UNIVERSITARIO”.
ÍNDICE GENERAL
LISTA DE FIGURAS
Pág.
Figura 2.1 Descripción del Distrito Barinas………………………….. 9
Figura 2.2 Columna estratigráfica del Distrito Barinas………………. 16
Figura 2.3 Descripción del Distrito Apure……………………………... 17
Figura 2.4 Columna estratigráfica del Distrito Apure………………… 20
Figura 2.5 Comportamiento de declinación....................................... 23
LISTA DE GRAFICAS
Pág.
Gráfica 4.1 Plan vs. Real de pozos trabajados División Centro Sur
2006-2008…………………………………………………... 39
Gráfica 4.2 Plan vs. Real pozos trabajados por año División Centro
Sur…………………………………………………………… 40
Gráfica 4.3 Plan vs. Real pozos aceptados División Centro Sur
2006-2008………………………………………………….. 41
Gráfica 4.4 Tiempos productivos e improductivos División Centro
Sur…………………………………………………………… 42
Gráfica 4.5 Tiempos productivos e improductivos por Distrito 2006-
2008…………………………………………………………. 43
Gráfica 4.6 Tiempos productivos e improductivos por Campo
División Centro Sur (2006-2008)………………………… 44
Gráfica 4.7 Pozos con mayor influencia a nivel de tiempo
productivo e improductivo en el Distrito Barinas (2006-
2008)………………………………………………………..
45
Gráfica 4.8 Pozos con mayor influencia a nivel de tiempo
productivo e improductivo en el Distrito Apure (2006-
2008)…………………………………………………………
45
Gráfica 4.9 Pozos con tiempos productivos por encima del
promedio……………………………………………………. 46
Gráfica 4.10 Actividades de tiempo improductivo con mayor
influencia en la División Centro Sur (2006-2008)……… 47
Gráfica 4.11 Actividades de tiempo improductivo del pozo BOR-45
División Centro Sur (2006-2008)………………………… 48
Gráfica 4.12 Comportamiento de producción de pozos problemas
aceptados en el Distrito Barinas (2006-2008)………….
48
Gráfica 4.13 Comportamiento de producción de pozos problemas
aceptados en el Distrito Apure (2006-2008)…………..
49
Gráfica 4.14 Declinación del Campo Guafita………………………… 50
Gráfica 4.15 Producción del Campo Guafita…………………………. 51
Gráfica 4.16 Declinación del pozo GF-214…………………………… 52
Gráfica 4.17 Producción del pozo GF-214……………………………. 53
Gráfica 4.18 Numero de pozos planificados vs. Trabajados División
Centro Sur (2006-2008)………………………………… 54
Gráfica 4.19 Numero de pozos perforados vs. Aceptados División
Centro Sur (2006-2008)………………………………. 55
Gráfica 4.20 Generación de potencial por perforación Distrito
Barinas (2006-2008)…………………………………… 56
Gráfica 4.21 Generación de potencial por perforación Distrito
Apure (2006-2008)…………………………………….. 56
UNIVERSIDAD DE ORIENTE
NÚCLEO DE MONAGAS
ESCUELA DE INGENIERÍA DE PETRÓLEO
MATURÍN / MONAGAS / VENEZUELA
ESTUDIO TÉCNICO DE LA PRODUCCIÓN DE LOS POZOS
PERFORADOS EN EL PERIODO 2006-2008, PARA MEJORAR
LA PRODUCCIÓN FUTURA DE LA DIVISIÓN CENTRO-SUR
RESUMEN
Autor: Asesora Académica:
Freddy Alejandro Molina Márquez Ing. Martha Espinoza
Año 2011 Asesora Industrial:
Ing. Josneri Ochoa
La División Centro Sur, conformada por los Distritos Barinas y Apure, en los últimos años ha presentado una caída de producción con respecto al plan original, ocasionando así una declinación significativa de la generación de potencial en la División (17,3 MBN), esto debido al incumplimiento en la cantidad de pozos planificados a perforar (83 pozos a perforar y solo 67 se perforaron) y completar (83 pozos a completar y solo 49 se completaron) en el periodo de tiempo para el cual se realizó este trabajo. Para este estudio se realizó un tipo de investigación descriptiva de campo, tomando como objeto de estudio los pozos que presentaron mayores problemas a nivel de tiempo y producción. Obteniendo como resultado la existencia de una subestimación de 30 a 60 % referente a la generación de potencial de producción en la mayoría de pozos completados en la división. Por lo cual se hicieron una serie de propuestas que permitan aportar un nuevo potencial significativo a la División Centro Sur.
INTRODUCCIÓN
La División Centro-Sur, ubicada al sur-occidente del país está conformada
por los Distritos Barinas y Apure; donde se ha venido observando una
declinación significativamente en la producción, por lo cual nace la necesidad
de realizar el presente trabajo; éste plantea como objetivo principal estudiar
lo producción de los pozos perforados en el período 2006-2008, para mejorar
la producción futura de la División Centro-Sur.
Para resolver esta problemática se estudiaron todos los pozos perforados y
aceptados (pozos aceptados por el Ministerio para generar producción) en el
período 2006-2008 en la División Centro-Sur. Principalmente se analizarán
los campos y pozos que presentaron mayores problemas a nivel operacional,
y en los que se observa una temprana irrupción del acuífero y por ende una
rápida declinación en la producción de crudo. Mediante los resultados
obtenidos en este estudio, se establecieron propuestas para evitar el desfase
de producción y lograr cumplir con las metas futuras en lo que respecta a
generación de potencial; teniendo en cuenta que para lograr esto se debe
tener un mayor estudio de las zonas donde se desee ubicar los nuevos
pozos, con el fin de disminuir los altos cortes de agua que existen en los
pozos actuales y lograr producir una tasa de crudo significativa y constante a
nivel de todos los pozos perforados y aceptados en el futuro dentro de la
División Centro-Sur.
Mediante este trabajo se determinó cuáles fueron las actividades que
afectaron en mayor proporción durante la realización de los pozos, el tiempo
promedio para la aceptación de un pozo por parte del Ministerio; se
observaron los cambios bruscos en el corte de agua al momento del cambio
de método de producción. Así mismo se observó el desfase en lo que
respecta a la cantidad de crudo a producir respecto a lo aportado realmente
por los pozos perforados y aceptados en dicho periodo.
Desde esta perspectiva, se considera que estos resultados van a contribuir
en un futuro a encontrar posibles alternativas para solventar situaciones que
se puedan presentar dentro de la División, así mismo esta investigación
aporta una visión real de los problemas que acontecen en la División.
CAPITULO I
EL PROBLEMA
1.1 PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA
El presente trabajo se llevó a cabo en la División Centro Sur la cual la
conforman por los Distritos Barinas y Apure; este estudio se enfocó en el
período 2006-2008, para el cual se tenía planificado la perforación de 83
pozos, y se había previsto la aceptación de 83 pozos en completación para
generar un potencial de 56,2 MBN, de los cuales realmente se realizó la
perforación de 67 pozos y solo 49 pozos fueron aceptados por el Ministerio
Para el Poder Popular de Energía y Petróleo (MPPEYP), generando un
potencial en dicho periodo de 38,9 MBN. Esta diferencia en la cantidad de
pozos trabajados y aceptados conlleva al incumplimiento de lo planificado
originalmente. Como consecuencia de esto, en los últimos años no se ha
logrado cumplir las metas de generación de potencial y de producción.
Razón por la cual nace la necesidad de realizar este estudio para proponer
posibles soluciones a los problemas que generan este desfase en la
producción de esta división. Para realizar dicho estudio se tomó como
muestra los pozos con mayores problemas a nivel de tiempo improductivo, y
a nivel de producción.
1.2 OBJETIVOS DE LA INVESTIGACIÓN
1.2.1 Objetivo General
Estudiar la producción de los pozos perforados en el período 2006-2008,
para mejorar la producción futura de la División Centro-Sur.
1.2.2 Objetivos Específicos
Analizar los tiempos productivos e improductivos, el comportamiento
de los yacimientos y la producción, de los trabajos de perforación en
el período 2006-2008 de la División Centro Sur.
Comparar la generación de potencial real de los pozos perforados
aceptados por el MPPEyP en el período 2006-2008 respecto a lo
planificado del mismo periodo.
Establecer propuestas para evitar el desfase de producción de crudo,
basado en el estudio de los pozos perforados y aceptados en el
período 2006-2008 de la División Centro Sur.
1.3 JUSTIFICACIÓN DE LA INVESTIGACIÓN
El presente trabajo se realizó con el fin de analizar la información disponible
sobre los pozos perforados en el período 2006-2008, para así determinar la
causa del problema en la variación de la generación de potencial real
respecto a lo planificado en los últimos años, lo cual a llevado consigo a la
disminución de potencial en la División Centro Sur.
Es fundamental saber que este estudio tiene una relevancia de primer
orden, ya que se realiza con el fin de determinar las causas que ocasionan
dicha caída en el potencial y encontrar posibles soluciones a este problema,
ya que es de suma importancia para la División Centro Sur y a su vez para
toda la corporación.
Otra significación que se le puede atribuir al presente trabajo, relacionado
con el estudio de la producción de los pozos perforados, es la repercusión
que indudablemente debe tener, en el cambio que se genera al ofrecer
soluciones factibles sobre esta investigación, que de una u otra manera va a
contribuir a la proyección de nuevos trabajos de investigación sobre el tema y
así mismo para el beneficio de la División Centro Sur.
CAPÍTULO II
MARCO TEÓRICO
2.1 ANTECEDENTES
Para la investigación planteada se efectuó una revisión documental
relacionada con los objetivos establecidos, para lo cual se contó con
investigaciones que se consideran el estudio de la disminución de
producción.
Bayona, J (2006) realizó un trabajo de grado titulado “Análisis de
Declinación de Producción del Área Sur del Campo Guafita de Apure”, dicho
trabajo tuvo como objetivo el análisis de declinación de producción en el área
sur del Campo Guafita. Para la realización de las curvas de oferta y demanda
se realizó una evaluación al sistema de bombeo para observar su influencia
con la declinación de producción de cada pozo y así descartar posibles
casos bases de declinación. Llegando a la conclusión de que el área sur de
Guafita presentaba una declinación anual efectiva baja cercana al 14%.
Casas, C (2005) realizó un trabajo de grado titulado “Análisis de Declinación
de Producción del Yacimiento G-9 del Campo Guafita Norte Área de Apure”.
Cuya investigación tuvo como objetivo diagnosticar el origen del agua
mediante curvas de Chang, para generar curvas de declinación típicas del
área, recomendando acciones correctivas cuando ello sea pertinente. Los
resultados de esta investigación representa gráficamente las curvas de
declinación por medio del programa Oil Field Manager (OFM) y así permitió a
la empresa explotadora realizar planes para la extracción óptima de las
reservas remanentes del yacimiento.
Rizco,Y y Rosales,E (2009) realizaron un trabajo de grado titulado “Análisis
de declinación de producción de los pozos activos completados con equipos
de bombeo electrosumergible (BES) en el Distrito Barinas”, dicho trabajo tuvo
como objetivo el análisis de la declinación de producción de los pozos
activos completados con equipos de bombeo electrosumergible en el Distrito
Barinas, para ello se tomó como referencia el comportamiento de
producción, y las condiciones actuales de operación de cada pozo. Con la
finalidad de analizar la influencia en la declinación de producción.
2.2 DESCRIPCIÓN Y UBICACIÓN DEL ÁREA EN ESTUDIO
La cuenca Barinas-Apure está ubicada en la parte sur-occidental de la
República Bolivariana de Venezuela, es la tercera del país por su volumen de
recursos petrolíferos. Tales recursos petrolíferos limitan a la cuenca hacia el
noreste por los contrafuertes de la cadena de Los Andes venezolanos, al
norte por la prolongación occidental de la serranía del interior central y al
este y noreste por el levantamiento de El Baúl; al sur está separada de la
cuenca de los llanos colombianos por un alto gravimétrico situado entre los
ríos Apure y Arauca.
Esta depresión tiene aproximadamente 430 Km, según su eje mayor entre
los contrafuertes andinos al oeste de la selva de San Camilo y los cerros de
El Baúl y 200 Km en dirección transversal NNO entre Barinas y el curso del
río Arauca. Se calculó una superficie de 95.000 Km2 y un volumen de
sedimentos de 167.000 Km3 en los estados Barinas y Apure, parte de
Portuguesa y Táchira meridional.
BEJUCAL
BORBURATA
LAS LOMAS
SILVANMAPORAL
OBISPO CAIPE
TORUNOS
En su estado actual la cuenca es pronunciadamente asimétrica, con un
flanco meridional suavemente inclinado hacia el noroeste siguiendo la
pendiente de las rocas ígneo-metamórficas pre-cretácicas del Escudo de
Guayana y del Arco de El Baúl, y un flanco septentrional marcadas por
afloramientos de rocas pre-cretácicas y cretácicas muy deformadas, que
forman parte del flanco sureste de Los Andes venezolanos.
2.2.1 Descripción general de los Campos pertenecientes al Distrito
Apure y Barinas
Distrito Barinas
PDVSA – División Centro Sur, presenta dos áreas productoras asignadas
para la explotación (área tradicional y la no tradicional). El área tradicional de
Barinas tiene una extensión áreal de 246000 hectáreas, y está ubicada a
45km. al sur de la capital de Barinas, está constituida por 7 Campos
productores: Páez Mingo, Hato Viejo, Sinco, Silvestre, Silvan, Maporal y
Caipe. A su vez la zona norte (área no tradicional) está constituida por los
Campos Torunos, Borburata, Bejucal y Obispo; cubriendo una extensión de
242000 hectáreas. Aporta una producción de 32 MBD (cierre de año 2009).
El presente estudio se llevó a cabo en los campos donde hubo actividad de
perforación dentro del periodo 2006-2008, estos campos son: Borburata,
Torunos, Sinco, Caipe, Silvestre, Maporal.
Figura 2.1 Descripción del Distrito Barinas
Fuente: PDVSA (2009)
Campo Borburata
Ubicación del Campo Borburata
El campo Borburata se encuentra a 16km de la ciudad de Barinas.
Geológicamente el área está conformada por varios segmentos limitados por
fallas y ocupan la región norcentral de la cuenca de Barinas, con una
extensión áreal de 10km2, limita con las trampas: Bejucal-2 al sur, al este con
la trampa Torunos-3E y al noroeste con la trampa Las Lomas.
Estratigrafía del Campo Boruburata
La columna sedimentaria generalizada del área está compuesta por un
basamento ígneo – metamórfico de edad cretácico. Sobre este basamento
se depositaron discordantemente los sedimentos cuyas edades oscilan entre
el Cretácico y el Reciente. Durante Apítense- Alíviense, se depositaron
sedimentos marinos costeros de la formación agua ardiente caracterizadas
por areniscas calcáreas, duras, de grano variable y lutitas. Durante el
Cretácico Medio el área estuvo sujeta a sedimentación marina somera,
representada por las arenas básales de la formación Escandalosa, seguida
de carbonatos de ambiente marino somero del miembro “O” de la misma
formación, las lutitas de los miembros: La Morita y Quevedo de la formación
Navay que infrayacen a la formación Burguita constituida por areniscas,
lutitas y lodositas algunas veces glauconiticas de ambiente mas profundo.
Entre el Cretácico y los sedimentos suprayacentes del Eoceno existe un
hiato el cual presenta un levantamiento y erosión o falta de sedimentación,
de las rocas del Paleoceno al Eoceno Temprano. Directamente sobre la
discordancia se encuentra la formación Gobernador de edad Eoceno Medio,
que consiste de areniscas cuarzosas conglomerados y lutitas carbonosas. La
formación Gobernador se considera una secuencia transgresiva que va
desde ambientes fluvio-deltaicos a un ambiente marino somero hacia el tope.
Suprayacente a la formación Gobernador se encuentra la formación
Masparrito constituida por calizas de plataforma marina somera abierta. Las
lutitas y areniscas de la formación Paguey, suprayacen a la formación
Masparrito cuando esta ultima está presente, el ambiente de sedimentación
varía de continental a marino. La edad de esta formación ha sido asignada al
Eoceno Medio-Tardío, el tope de la formación esta limitado por la
discordancia del Mioceno con las capas del Oligoceno no sedimentadas. Los
depósitos molasicos de la formación Parángula, de edad Olioceno-Mioceno,
se encuentra discordantemente sobre la formación Paguey y están
conformados por conglomerados masivos, areniscas y dolomitas. La
formación Río Yuca suprayace a la formación Parángula y en la mayoría de
las localidades, el contacto es considerado como una discordancia de tipo
angular.
La formación Río Yuca esta constituida por conglomerados y areniscas
masivas, es también considerada como depósitos de molasa. Los depósitos
continentales de la formación Guanaca del Pleistoceno constituyen el tope de
la secuencia sedimentaria donde los sedimentos del reciente no los han
cubierto. Esta formación existe en conglomerados y arenas que han sido
acumuladas a medida que los andes se han erosionado a lo largo del frente
de las montañas principales.
Campo Caipe
Ubicación del Campo Caipe
El Campo Caipe está situado aproximadamente a 20km al sureste de la
ciudad de Barinas, en el municipio Obispo. Colinda al noroeste con la trampa
de TOR-1X del Campo Torunos al sureste con el Campo Obispo, al suroeste
con el Campo Maporal a una distancia de 6km, 4km y 9km respectivamente.
Fue descubierto en el mes de mayo de 1967 con la perforación y
completación del pozo CAI-1X, el cual penetró las columnas sedimentarias
del Terciario y Cretácico hasta el Basamento, probándose solamente en el
miembro “B/C” de la formación Gobernador, debido al desconocimiento de la
productividad del miembro “O” de la formación Escandalosa. El miembro “O”
de la formación Escandalosa fue descubierto en el mes de mayo de 1994
con la perforación del pozo de avanzada CAI-9.
Estratigrafía del Campo Caipe
En el área donde se ubica la localización P1-38 se estima atravesar una
columna estratigráfica similar a la perforada al pozo CAI-1X, descansa en
contacto discordante sobre el basamento ígneo-metamórfico de edad Pre-
Cretácico, suprayacente se encuentran los sedimentos del Cretácico Medio s
tardío, que incluyen a las siguientes formaciones: aguardiente, Escandalosa,
Navay Y Burguita, con un espesor que varia entre 135 y 1400 pies. El
miembro La Morita y la formación Escandalosa, constituyen el sello y
reservorio Cretácico respectivamente. Continuando en forma ascendente en
la columna estratigráfica, se encuentran los sedimentos del periodo terciario
los cuales están suprayacentes a la sección cretácica en contacto
discordante o limite K/T. El terciario tiene un espesor aproximado de 10.050
pies, el cual presenta un incremento de espesor al nivel de la formación el
Paguey y el grupo Guayabo (Parángula/ Río Yuca), con respecto al área
tradicional de Barinas. Las formaciones Paguey y Gobernador, constituyen el
sello y reservorio del Eoceno respectivamente. Y finalmente en forma
discordante los sedimentos de la formación Guanaca del Cuaternario.
Campo Torunos
Ubicación del Campo Torunos
El Campo Torunos está situado aproximadamente a 17 Km., al sureste de la
ciudad de Barinas, en el municipio Obispo en el estado Barinas.
Geológicamente, se encuentra en la Cuenca Barinas-Apure, a 10 y 12 KM.,
al noreste de los Campos Maporal y Silvan, respectivamente.
Estratigrafía del Campo Torunos
El objetivo principal de esta localización es la arena P de la formación
Escandalosa, la cual está constituida por una secuencia de litología
compleja, compuesta principalmente por areniscas de grano fino (75%),
cuarzosas, glauconiticas y con cemento calcáreo.
Además, se observan intercalaciones de lentes delgados de lutitas, areniscas
y limonitas (24%), constituyendo dos subniveles, denominados arenas P1 y
P2, presentando ambos potencial petrolíferos con porosidades promedio de
11%, 100 MD de permeabilidad y con un espesor petrolífero promedio de 45
pies.
Campo Silvestre
Ubicación del Campo Silvestre
El campo silvestre se ubica al sureste de la ciudad de Barinas,
específicamente a 35 KM., de Campo La Mesa, sede principal de PDVSA
Barinas, comprende una extensión de 2722 hectáreas.
El Campo Silvestre se localiza al noreste del Campo Sinco y al sur de los
Campos Bejucal, Maporal, Silvan, Borburata, Obispo, Caipe y Torunos,
entendidos como Barinas Norte.
Estratigrafía del Campo Silvestre
La columna geológica del Campo Silvestre incluye depósitos que van desde
el basamento Paleozoico Pre-Cretácico hasta el reciente. Litologicamente
presenta un basamento Pre-Cretácico con rocas de naturaleza ígneo-
metamórfica del Paleozoico, con inclusiones de esquistos gneis en lugar de
granitos cristalinos. En la secuencia deposicional se encuentra la formación
Aguardiente de edad Albiense Tardío-Cenomaniense Temprano, marca el
comienzo de la transgresión cretácica en el área y reposa discordante sobre
el Basamento Pre-Cretácico. Esta formación, llamada miembro “T”, esta
formada por areniscas limpias intercaladas con lutitas, hacia el tope esta
compuesta por areniscas glauoniticas y calizas arenosas suprayacen a esta,
se encuentra la formación escandalosa con edad cenomaniense-turoniense.
Campo Maporal
Ubicación del Campo Maporal
El Campo Maporal esta ubicado a unos 25km. al suroeste de la ciudad de
Barinas, estado Barinas y colinda al oeste con el Campo Silvan, al suroeste
con el Campo Bejucal y al noreste con el Campo Caipe.
Estratigrafía del Campo Maporal
En la columna de sedimentos atravesada por los pozos perforados en este
campo se observó que el miembro “o” de la formación Escandalosa de edad
Cretácica se deposito concordantemente sobre el miembro “P” de la misma
edad e infrayace a las lutitas del miembro La Morita de la formación Navay,
las cuales constituyen el sello vertical superior para la acumulación de
hidrocarburos en el miembro “O”.
Según el estudio sedimentológico realizado en el miembro “O” en los
Campos Maporal (pozo SMW-13 y 14) y Silvan (pozo SNW-21) por el
laboratorio geológico El Chaure este miembro caracterizado por una
secuencia variada de litologías en su mayor parte arenisca de grano fino y
muy fino cementados en una matriz calcárea-arcillosa, dolomitas dura y
compactas con trazas de glaucomitas y calizas muy duras y compactadas
con fragmentos de conchas, abundantes vugas y en caso de haber fracturas
estas están rellenas de caliza.
En líneas generales el miembro “O” se hace más arenoso hacia el este y
mas carbonatito hacia el oeste, igualmente se nota una mayor dolomitización
hacia el este y una desdolomitización hacia el oeste.
Campo Hato-Sinco
Ubicación del Campo Hato-Sinco
El Campo Hato-Sinco de la Cuenca Barinas-Apure, se encuentran ubicados
a unos 45km., al sureste de la ciudad de Barinas en el extremo sur-
occidental de Venezuela. Estos campos están limitados hacia el Suroeste
con el Campo Páez-Mingo y hacia el noreste con el Campo Silvestre.
Estratigrafía del Campo Hato-Sinco
Durante el Cretácico Temprano, ocurrió la depositación de sedimentos
fluviales y clásticos arenosos que rellenaron los grábense jurasicos (WEC,
1997), los cuales corresponden a la formación Río Negro , seguido de
sedimentos marino-costeros de la formación Aguardiente, con la mayor
influencia de sedimentos que se originaron en el Escudo de Guayana al sur.
La formación Río Negro, de origen continental, asociada con facies marinas
someras menores (Suárez, 1997), está caracterizada por conglomerados y
areniscas de grano grueso, mientras que la formación Aguardiente,
corresponde a areniscas transgresivas principalmente de origen marino-
costero, la cual se caracteriza por su mayor contenido de areniscas
calcáreas, duras y de grano variable, y lutitas, que algunas veces contienen
fósiles marinos, especialmente en calizas presentes en la formación, en la
Cuenca Barinas-Apure, estas formaciones no han probado ser de mucha
importancia en la producción de petróleo.
A continuación en la figura 2.2, se puede observar la columna estratigráfica
del Distrito Barinas.
Figura 2.2. Columna estratigráfica del Distrito Barinas.
Fuente: PDVSA (2009)
Distrito Apure
El Distrito Apure perteneciente a la División Centro Sur de PETRÓLEOS DE
VENEZUELA S.A. (PDVSA), está conformada por los campos Guafita área
norte, Guafita área sur y La Victoria, ubicados al este del Estado Apure, en la
Cuenca Barinas–Apure. Su producción diaria promedio para cierre del año
2009 fue de 39,2MBPD de crudos livianos y medianos, extraídos de los
yacimientos de edad oligoceno de la formación Guafita, Campo Guafita (G-7,
G-8, G-9, G-10), Quevedo y yacimientos de edad Cretácea, Campo La
Victoria (Arauca Inferior, Quevedo Inferior Y Quevedo Superior, Escandalosa
M, Escandalosa S).
Figura 2.3. Descripción del Distrito Apure.
Fuente: PDVSA (2009).
APURE
GUAFITALA VICTORIA
Campo La Victoria
Ubicación Geográfica
El Campo La Victoria de la Cuenca Barinas-Apure, se encuentra ubicado
aproximadamente a 60 km. al suroeste de la población de Guasdualito, en el
Municipio Urdaneta, Distrito Páez, al oeste del Estado Apure, en el extremo
sur occidental de Venezuela. Este campo limita al norte con el río Uribante–
Apure y al sur con el río Arauca, específicamente a 6 Km., al norte del límite
con Colombia y a 40 km. al oeste del Campo Guafita.
Estratigrafía del Campo
La secuencia estratigráfica presente en el Campo La Victoria comprende
depósitos continentales de edad Oligoceno, hasta los sedimentos de edad
Cretáceo, producto de los depósitos fluvio-costeros a marinos de plataforma,
que dan origen a las formaciones Navay y Escandalosa, en las que se
encuentran las secciones petrolíferas. Debido a la escasez en general de
fauna diagnóstica, la determinación de las edades de cada una de las
unidades se basó en estudios palinológicos.
La columna estratigráfica de interés petrolífero se caracteriza por una
sección Cretácea de aproximadamente 60 pies de espesor (miembros
Quevedo y Escandalosa) y una arena delgada, perteneciente al miembro
Arauca. Los yacimientos más profundos están conformados por paquetes
arenosos con espesores que oscilan entre 120 y 80 pies. Las arenas
productoras del Campo La Victoria poseen características roca-yacimiento de
muy buena calidad, conteniendo petróleo altamente subsaturado, con
presiones de burbujeo bastante bajas, en el orden de 100 a 350 lpc, debido a
la poca cantidad de gas disuelto a condiciones iniciales de yacimiento.
El crudo producido varía de mediano a liviano, con gravedad promedio de 25
a 34 °API. Adicionalmente, las rocas reservorio poseen buenas propiedades
petrofísicas, con porosidad en el orden de 18% a 24%, permeabilidad
oscilante entre 500 y 3000 mD.
Campo Guafita
Ubicación del Campo Guafita
El Campo Guafita se encuentra ubicado a 43 Km., al sur-oeste del pueblo de
Guasdualito en el municipio el Amparo, Distrito Páez, Estado Apure y
separado por el río arauca de los campos petrolíferos de los llanos
colombianos (Caño Limón La Yuca-Mata Negra).
Geológicamente se sitúa en el extremo norte de la cuenca del meta, la que a
su vez forma parte de una serie de cuencas sedimentarias subandinas
pericratonicas adyacentes a la Cordillera de Los Andes.
Estratigrafía del Campo Guafita
Las acumulaciones petrolíferas de Guafita se ubican entre 6900 y 7000 pies
de profundidad en formaciones clásticas de edad Oligo-Mioceno (terciario)
con características de reservorio de crudo de muy buena calidad, formando
yacimientos de crudo mediano con gravedad de 29 API subsaturados con un
mecanismo de producción hidráulico asociado a un acuífero de
características infinitas, con porosidades de roca entre 24 y 26%, haciendo
de estos yacimientos ( uno de los que tiene alta permeabilidad conocidos en
el país (2-7) darcy ), estos yacimientos fueron presentando problemas de
arenamiento y producción prematura de agua que con el tiempo se han ido
corrigiendo con técnicas de empaque de grava como mejoramiento en la
cementación.
Están identificadas cinco unidades de origen fluvio-deltaico, posiblemente
con influencia de mareas: G7-3/4, G-8, G9-1/2, G9-3/4 y G-10, cuyos
sedimentos descansan discordantemente sobre los sedimentos del Cretáceo
pertenecientes a la formación quevedo e infrayacen concordantemente con
los sedimentos del mioceno. Para Guafita norte solo las dos ultimas con
interés comercial.
A continuación en la figura 2.4 se puede observar la columna estratigráfica
del Distrito Apure.
Figura 2.4. Columna estratigráfica del Distrito Apure.
Fuente: PDVSA (2009).
2.3 BASES TEÓRICAS
2.3.1 Potencial
Es la tasa máxima eficiente de producción económica de un yacimiento,
capaz de obtenerse con las instalaciones de superficie del
campo; siempre que se utilice satisfactoriamente no menos del
98% del gas natural asociado, que sea económicamente
recoléctable y que se cumpla con las normas ambientales
existentes.
Es importante señalar que el MEMPET, define el Potencial de
Producción, sin embargo, no establece un procedimiento
estándar para su cálculo. Por esto, entre las ex–filiales de PDVSA
existían diferencias tanto de criterios como de los conceptos que
sustentaban los procedimientos de cálculo.
2.3.2 Declinación
Representa la pérdida de la capacidad de producción de crudo y/o gas
de un pozo ó un conjunto de pozos, debido a la ocurrencia de uno
ó varios de los siguientes factores:
-Disminución de la capacidad de producción del yacimiento
-Incremento en la producción de fluidos indeseables
-Daños en la formación
La primera es conocida como declinación energética ó de yacimiento,
las otras dos causas conforman la declinación mecánica, la cual
está más relacionada con la unidad de producción pozo y puede
ser restituida mediante trabajos de rehabilitación. La suma de
ambas es la declinación total. No se considera declinación a la
pérdida de capacidad de producción por daños mecánicos en los
componentes de los pozos, ya que su restitución se considera
como un mantenimiento de la capacidad de producción y se logra
mediante servicios a pozos.
Para efectos prácticos, en primera instancia, se calculan las
declinaciones total y energética, obteniéndose la declinación
mecánica por diferencia. A continuación se describen los
criterios de selección de pozos para calcular la declinación.
2.3.2.1 Declinación Energética
Se seleccionan los pozos que permanecieron activos ó inactivos con
disponibilidad inmediata, durante todo el período evaluado y que
no fueron rehabilitados ó estimulados, ni se les hizo cambio en el
método de producción, ni se les modificó el tamaño del reductor
en la línea de flujo. En este caso el número de pozos a principio y
a final del período debe ser el mismo.
La declinación mecánica se obtiene restando a la declinación total la
energética.
Actualmente se dispone de una aplicación llamada “Calculo de pérdida
de la Capacidad de Producción”, la cual está conectada al
Ambiente Integrado de EPM y permite calcular y predecir en
forma precisa la pérdida de capacidad de producción de una
selección de pozos. Dicha aplicación puede ser accedida vía
intranet en el menú de aplicaciones del Negocio de Producción.
2.3.2.2 Declinación Total
Se seleccionan los pozos activos e inactivos con disponibilidad
inmediata, al comienzo del período evaluado. En el momento que
alguno de los pozos inicialmente seleccionados es cerrado para
rehabilitación, IAV (inyección alterna de vapor), cambio en el
método de producción, es excluido por el resto del período.
Asimismo, se excluyen los pozos a los que se le modifica el
tamaño del reductor en la línea de flujo. En este caso el número
de pozos al principio es mayor que al final del período.
A continuación se grafican los puntos correspondientes a la producción
en B/D vs el tiempo en meses. Luego, mediante regresión se
ajusta una curva exponencial, cuyo exponente representa la
declinación total mensual en el período de tiempo evaluado.
meses
0
5
10
15
20
25
30
35
40
0 5 10 15 20
Decl. Total, N° pozos 150 145 135 120
MBD
d = -ln (q15/q0)/(t/12)donde: d = declinación mensual t = tiempo en meses (15)
Decl. Mec.,N° pozos 97 97 97 97 97
97
DeclinaciónEnergética
DeclinaciónTotal
DeclinaciónMecánica
Figura 2.5. Comportamiento de declinación.
2.3.3 Pozos trabajados de perforación
Representa el total de pozos que fueron trabajados bajo la actividad de
perforación para un periodo seleccionado. Las cifras serán
tomadas en forma oficial de la secuencia de pozo generada por la
gerencia de mantenimiento y construcción de pozos para el
periodo evaluado (ejemplo: plan/ real enero-marzo 2007).Para
este indicador se consideran todos los pozos trabajados que
tengan fecha de inicio en secuencia entre 01/01/2007 y el
31/03/2007, los pozos de años anteriores (AA) y los que van a
años siguientes (VA) y todos los estados de pozos (abandonados
(A), completados (C), suspendidos (S) y en progreso (P).Esto
incluye los pozos en perforación exploratoria, delineatoria, de
desarrollo y avanzada, así como que los pozos sean productores
y no productores (inyectores, estratigráficos, etc.), tecnológicos.
2.3.4 Pozos aceptados
Son aquellos pozos productores y no productores mecánicamente
completados, conectados a las instalaciones del campo y
oficializados por el MPPEyP.
2.3.5 Generación de Potencial por Perforación
Corresponde al incremento de producción por el aporte de los pozos
productores perforados durante el período y que hayan sido
oficialmente completados. El potencial debe estar asociado al
nivel de producción representativo del pozo al final del período en
evaluación y no a la prueba oficial de completación. El período de
evaluación de un pozo nuevo después de la salida del taladro no
debe exceder 30 días, a menos que requiera IAV, en cuyo caso el
tiempo se extiende a 45 días.
2.3.6 Producción Fiscalizada (PF)
Es el volumen de producción oficial de crudo, en base al cual la
empresa paga el impuesto de explotación ó regalía. Es igual a la
producción disponible menos la producción cerrada por mercado
(EM).
Producción Diferida
La diferencia entre la producción extraída, medida en tanques, y la
sumatoria de las pruebas de pozos ó potencial, se denomina
producción diferida. Las causas que originan la producción
diferida son varias y se agrupan en dos categorías:
Producción Diferida no Programada
Representa la porción de producción diferida asociada a eventos
imprevistos, tales como: rotura de líneas de flujo y gas, paros no
programados de plantas de compresión de gas ó estaciones de
flujo, fallas en los equipos de levantamiento artificial ó daños en
los equipos de superficie de los pozos.
Producción Diferida Programada
Es la porción de la producción diferida asociada a mantenimientos
programados de plantas y equipos, conexión y arranque de
nuevas instalaciones y toma de registros de presión y
temperatura en pozos.
Tiempos productivos
Es el periodo de tiempo de aquellas actividades de los equipos de
perforación, que contribuyen al progreso de la construcción o
rehabilitación de pozo de acuerdo a lo planificado o de eventos
adicionales no contemplados en la planificación, qué surgen a
requerimiento del cliente. El tiempo productivo esta subdividido
en: Productivo planificado y productivo adicional.
2.3.8.1 Productivo planificado
Son todos aquellos tiempos asociados a las diferentes actividades
relacionadas con la construcción y rehabilitación de un pozo, que
forman parte de la planificación inicial.
2.3.8.2 Productivo adicional
Son todos aquellos tiempos, que una vez comenzado el proceso, son
incluidos a solicitud del cliente en las actividades de
construcción y rehabilitación de un pozo, y que no formaban
parte de la planificación inicial. Ejemplo: profundizaciones, tomas
de núcleo y corrida de registros eléctricos adicionales, abandono
del hoyo y desvío por reinterpretación geológica, etc. Aplica para
cada hoyo.
2.3.9 Tiempos improductivos
Se define como el periodo acreditable a eventos o actividades en las
operaciones del equipo de perforación, que retardan el avance de
las actividades de construcción y rehabilitación de un pozo
según lo planificado. Inicia desde que se evidencia una actividad
no productiva, hasta que se encuentren de nuevo las condiciones
operacionales productivas que se tenían antes del evento
improductivo. Para un mejor análisis de los eventos que generan
tiempos no productivos durante las diferentes fases del proceso
de perforación y rehabilitación, se ha clasificado el tiempo no
productivo en actividades de tiempo perdido y de problemas, los
cuales se definen a continuación:
2.3.9.1 Tiempo problemas
Son todos aquellos acontecimientos no productivos inherentes a la
condición del hoyo y que por sus características se les denomina
“problemas”. Comprende las actividades: acondicionamiento de
hoyo, pérdida de circulación, atascamiento de tubería, control de
arremetida, side track/desvió, corrección de cementación
primaria, pesca y complejidad geológica.
2.3.9.2 Tiempo perdido
Son todos aquellos acontecimientos no productivos que por su
naturaleza no son considerados como tiempo problemas y no
están asociados a condiciones del hoyo sino a eventos logísticos
y superficiales. Estos son: las fallas en general, las esperas,
reacondicionamientos, reparaciones y fuerza mayor, este ultimo
se refiere a aquellos eventos no productivos, los cuales por sus
características, no pueden ser controlados y/o erradicados por
ningún procedimiento técnico o administrativo, debido a que son
controlados por entes externos a la corporación o por la
naturaleza.
2.3.10 Actividades improductivas comunes
2.3.10.1Desvio
Incluye el tiempo (viajes, tapones de cemento, perforación del desvío,
circulación, etc.) asociado a la realización de un desvío del hoyo
inicial, producto de un problema operacional (presencia de un
pescado, hoyo deteriorado que no permite seguir perforando,
etc.) o a un problema de control direccional ( no se logro/no se
podrá alcanzar el objetivo, severa “pata de perro”, etc.) las
operaciones de desvío se extienden desde que se inicia la corrida
de la sarta para abandonar el hoyo anterior (tapón de cemento)
hasta que se logre llegar a la máxima profundidad medida
alcanzada.
Cabe destacar que en el caso de un desvío por reinterpretación
geológica (cambios de objetivo del pozo solicitado por geología o
exploración) o abandono del hoyo piloto en pozos horizontales,
no se considera el tiempo consumido dentro de la actividad
“desvío”; sino bajo las actividades correspondientes en
operaciones productivas de perforación.
2.3.10.2 Reparaciones contratistas
Incluye el tiempo para realizar reparaciones de los componentes del
equipo de superficie o de los componentes del equipo de
perforación a cargo del contratista de perforación. Figuran entre
las reparaciones las relacionadas con: equipo mecánico, equipo
eléctrico, equipo hidráulico, sistema de instrumentación, bombas
de lodo, motores, malacate, equipo de izamiento, top drive y su
sistema, bombas centrifugas, swivel, mesa rotaria, VIR, equipos
de control de sólidos, etc.
2.3.10.3 Reacondicionamiento del hoyo/pozo
Incluye el tiempo (viajes, repasos, rectificaciones, circulaciones, etc.)
asociado a un problema del pozo que no permite seguir la
evaluación normalmente. En caso que una evaluación de
yacimiento amerite una ampliación del hoyo para recuperar la
zona afectada y sus consecuencias se reportaran bajo la
actividad “reacondicionamiento del hoyo/pozo”.
2.3.10.4 Atascamiento de tubería
Incluye el tiempo (martillando, circulando, desenrosque, bombeo de
píldoras de remojo, pescado, etc.) desde el momento en que la
tubería se atasca, hasta que se encuentran de nuevo las
condiciones operacionales existentes antes del atascamiento.
2.3.10.5 Espera contratista
Incluye el tiempo de paro de operaciones por motivo responsabilidad de
la contratista encargada de las operaciones del equipo de
perforación (falta de equipos, componentes, etc.). Cabe destacar
las esperas por: transporte, vías de acceso, localización,
suministros y servicios (propio o subcontratado), toma de
decisiones.
2.3.10.6 Fallas de sarta de perforación
Incluye el tiempo (viajes, circulación, investigaciones, etc.), asociado a
anomalías relacionadas a fallas de la tubería de perforación (DP –
HW) o del ensamblaje de fondo (MWD, mechas, motor, martillo,
turbina, XO, estabilizadores, portamechas, monel, LWD,
acelerador, otros componentes, etc.).
La sub actividad indicará la herramienta donde ocurrió la falla. Si se
detecta que durante la bajada de una herramienta, esta falla por
causas inherentes al diseño o configuración del ensamblaje, el
tiempo no productivo ocasionada se clasificará como “perdido”
dentro de la actividad “espera PDVSA” o “espera contratista”
dependiendo el caso.
2.3.10.7 Reacondicionamiento de fluido
Incluye el tiempo no planificado asociado a las actividades para llevar
las propiedades del fluido a las requeridas por la operación.
2.3.10.8 Pesca
Incluye el tiempo de pesca por equipos desprendidos de la sarta de
trabajo (tubería de perforación, DP, HW, estabilizadores, DC,
motor, tubería, insertos, conos, mechas, MWD, LWD, X/O, partes
metálicas, monel, portamechas) durante las operaciones o
caídos al hoyo accidentalmente desde superficie (herramientas u
objetos indeseables).
Igualmente se incluirá el tiempo asociado al fresado cuando así lo
amerite. La sub actividad indicara la parte superior (tope) del
pescado. En el caso de rehabilitación se incluye el tiempo extra
para recuperar obturadores y mandriles.
2.3.11 Indicadores operacionales
2.3.11.1 Días/pozos de perforación
Este indicador muestra el total de días ejecutados por cada pozo de
perforación con taladro completado oficialmente. Su forma de
calculo se realiza tomando el total de días de perforación entre la
cantidad de pozos completados oficialmente (exitosos y no
exitosos) durante la perforación.
Nota: deben ser considerados los días de todas las entradas de
taladro/cabria que trabajaron dichos pozos.
2.3.11.2 BPD/pozos de perforación
Barriles por día generados por cada pozo de perforación completado
oficialmente. Se calcula tomando el total de generación por
perforación entre la cantidad de pozos completados (exitosos y
no exitosos) y abandonados durante la perforación.
2.3.11.3 Taladro/año de perforación
Promedio de taladros utilizados de toda la actividad de pozos en
perforación en un año. Forma de calculo: total de días de
actividad de perforación del periodo evaluado entre la cantidad
total de días del año (365 ó 366).
Nota: no incluye los días de actividad exploratoria.
CAPÍTULO III
MARCO METODOLÓGICO
3.1 TIPO DE INVESTIGACIÓN
El presente estudio se ubica dentro del marco de una investigación
descriptiva, de carácter cualicuantitativo, este tipo de investigación es
definida por Arias (2006), como aquella que permite medir de forma
independiente las variables y aun cuando no se formulen hipótesis, tales
variables aparecen enunciadas en los objetivos de investigación. Para la
realización de este trabajo se consideraran variables dependientes como la
producción de crudo, corte de agua y producción de líquidos todo esto en
función de la variable independiente tiempo.
3.2 DISEÑO DE LA INVESTIGACIÓN
En relación al tipo diseño de investigación, el presente trabajo se
contextualiza en el nivel de campo, según clasificación hecha por Arias, F
(2006). Es de campo porque permite la recolección de datos directamente
del sitio donde ocurren los hechos. Toda la información necesaria para la
realización del trabajo es real y validada; es obtenida directamente de los
pozos y campos a estudiar.
3.3 POBLACIÓN Y MUESTRA
En todo tipo de investigación es importante definir el marco poblacional, por
cuanto permite especificar el espacio, área e individuos donde se llevará a
cabo el estudio. Según Arias, F. “población, es un conjunto finito o infinito de
elementos con características comunes para los cuales serán extensivas las
conclusiones de la investigación. Ésta queda delimitada por el problema y
por los objetivos del estudio”, y la definición de muestra “es un subconjunto
representativo y finito que se extrae de la población accesible”.
Para la realización de la presente investigación se tomó como población
todos los pozos (planificados y reales) de perforación y aceptados de
completación por el MPPEyP en el período 2006-2008 pertenecientes a la
División Centro Sur, la cual está conformada por los Distritos Barinas y
Apure, y como muestra de estudio los pozos que presentaron mayores
problemas operacionales (BOR-45 Y GF-214), actualmente activos.
3.4 PROCEDIMIENTO METODOLÓGICO
Etapa I: Analizar los tiempos productivos e improductivos, el
comportamiento de los yacimientos y la producción, de los trabajos
de perforación en el periodo 2006-2008 de la División Centro Sur.
En esta etapa se recopiló toda la información disponible de los pozos
perforados y aceptados en la Divisiòn Centro-Sur para poder analizar los
tiempos productivos e improductivos por: distrito, campos, y pozos con
mayores problemas en lo que a perforación y completación concierne. Esta
información se obtuvo de las herramientas COPyR e IDIMS; a su vez se
analizó el comportamiento de producción de los pozos problemas y el
comportamiento de yacimiento donde estos se encuentren, dicha información
se observó del software OFM. Esto enmarcado durante el período 2006-2008
en la División Centro Sur. Para llevar acabo, se recopilo en una hoja de Excel
todas las actividades de tiempo improductivo, con el fin de generar los
gráficos que fueron analizados.
Etapa II: Comparar la generación de potencial real de los pozos
perforados aceptados por el MPPEyP en el periodo 2006-2008 respecto
a lo planificado del mismo periodo.
Esta etapa se llevo a cabo mediante la herramienta Excel, procediendo a la
recopilación de la información necesaria de los pozos perforados y
completados aceptados por el ministerio durante el periodo 2006-2008,
obteniendo la información de manera física y digitalizada de las herramientas
carpeta de pozos (SIMDE) y iDIMS, pertenecientes a la Gerencia de
Planificación y Gestión División Centro Sur; mas la información disponible de
todos los pozos que se tenían planificados para ese mismo periodo.
Seguidamente, se realizaron una serie de graficas basadas en la información
recolectada en la hoja Excel tomando en cuenta la generación de potencial
planificada de dichos pozos con respecto a lo que realmente se generó.
Cuya información permitió obtener los resultados que llevaron a los análisis
respectivos del objetivo estudiado.
Etapa III: Establecer posibles soluciones para evitar el desfase de
producción de crudo, basado en el estudio de los pozos perforados y
aceptados en el periodo 2006-2008 de la División Centro Sur.
Esta etapa se baso en los análisis de los graficas (tiempo productivo e
improductivo, producción y declinación), de los pozos estudiados
previamente. A partir de dicho estudio se establecieron las posibles
soluciones para evitar el desfase de producción de crudo observado
actualmente en la división, basado en factores como: el tiempo de duración
de un pozo, potencial de generación obtenido, producción y declinación de
los campos y yacimientos. No obstante, fue considerado la influencia de los
acuíferos en la zona estudiada.
3.5 INSTRUMENTOS Y TÉCNICAS DE RECOLECCIÓN DE DATOS
3.5.1 Instrumentos
Los instrumentos que se emplearon para obtener toda la información
necesaria para el desarrollo de la investigación fueron los siguientes:
Carpeta de pozos (SIMDE): contiene la historia de producción de
cada pozo; permite obtener toda la información en cuanto a trabajos
realizados desde la propuesta de perforación, hasta el último trabajo
realizado en el pozo.
COPyR: es una herramienta que contiene toda la información sobre
tiempos productivos e improductivos de todas las actividades
realizadas en cada uno de los pozos pertenecientes a la División
Centro Sur, así como también de todas las operaciones realizadas.
OFM: es un software que almacena toda la información referente a la
producción de cada pozo, ya sea de fluido, petróleo, agua o gas. Con
OFM se lograra visualizar el comportamiento de producción de cada
pozo desde sus inicios hasta la fecha, usando parámetros como
fecha, tasa real de liquido (bls/d), tasa real de petróleo (bls/d), corte
real de agua (%) y relación agua petróleo (bls/bls).
iDIMS: aplicación Web usada para visualizar reportes; los cuales
contienen información acerca de las operaciones de perforación
y rehabilitación de pozos.
3.5.2 Técnicas
Arias (2006) explica que la técnica de recolección de datos son las distintas
formas o maneras de obtener la información. Los datos primarios de esta
investigación los constituyen los obtenidos a través del uso de software de
simulación de pozos como es OFM, mientras que los datos secundarios son
los obtenidos a través de aplicaciones internas de la empresa como lo son:
Carpeta de Pozos (SIMDE), IDIMS, COPYR, así como también archivos de
Excel pertenecientes a la Gerencia de Planificación y Gestión División Centro
Sur. Toda la información se recolectó en cuadros realizados en Excel para
tener mejor manejo de la información y a su vez realizar gráficos de los
cuales se obtuvieron los resultados finales de la investigación.
3.6 RECURSOS
En este estudio se toman en cuenta los siguientes recursos:
Recursos materiales: trabajos documentales, software como OFM,
aplicaciones internas de la empresa como, IDIMS, COPyR, Carpeta de
Pozos (SIMDE), programas del paquete office.
Recursos humanos: asesora industrial, asesora académica, personal de la
Gerencia de Planificación y Gestión División Centro Sur, personal de la
Gerencia de Yacimiento Distrito Barinas y Apure, personal de Proyecto
Boyacá, personal de la Gerencia del Dato División Centro Sur.
CAPITULO IV
ANALISIS DE RESULTADOS
4.1 ANÁLISIS DE LOS TIEMPOS PRODUCTIVOS E IMPRODUCTIVOS, EL
COMPORTAMIENTO DE LOS YACIMIENTOS Y LA PRODUCCIÓN, DE
LOS TRABAJOS DE PERFORACIÓN EN EL PERÍODO 2006-2008 DE LA
DIVISIÓN CENTRO SUR
En la Tabla Nº 4.1, se presentan las características de los pozos
completados en el año 2008; como lo son el porcentaje de agua y sedimento,
producción bruta y neta inicial y actual de todos los pozos completados ese
año, observándose un alto porcentaje de agua y sedimento en la mayoría de
los pozos a causa de la influencia de acuíferos altamente activos en la zona.
Resaltando que los pozos SIN-97, BOR-34, BOR-40, GF-179, se encuentran
actualmente inactivos, por presentar una producción menor al limite
económico establecido para el distrito Barinas (50 BN/D) y el distrito Apure
(10BN/D), a excepción del pozo GF-179, el cual presento problemas
mecánicos y por ende su estado actual. Sin embargo son considerados como
objeto de estudios en la investigación. La información complementaria de los
pozos trabajados y aceptados en los diversos años analizados, se encuentra
en el Anexo A.
Tabla 4.1. Características de pozos completación en el año 2008.
En el gráfico Nº 4.1, se observa todas las características de la completaciòn
referente a la planificación de la cantidad de pozos perforados respecto a lo
real durante el periodo de tiempo 2006-2008, donde también permite reflejar
la cantidad de pozos planificados (83) a perforar y reales perforados (67) en
el periodo 2006-2008 en la División Centro Sur, apreciándose un desfase de
16 pozos perforados respecto al plan original.
PLAN Vs REAL POZOS PERFORADOS DIVISIÓN CENTRO SUR (2006-2008)
8367
PLANIFICADO
REAL
Gráfico Nº 4.1. Plan vs. Real pozos perforados
División Centro Sur 2006-2008.
En el grafico Nº 4.2, se realiza una comparación del número de pozos
planificado y real distribuido por año, en la misma se puede observar la
cantidad de pozos planificados por año respecto a la cantidad de pozos
realmente trabajados en la División Centro Sur. Cabe destacar que existen
pozos (BOR-29, BOR-31, BOR-32, BOR-34, BOR-39, BOR-40, TOR-21, GF-
179, GF-206, GF-210, GF-211, LVT-48, LVT-51), a los que se les realizó
planificación en varios años (2006-2008). Es importante aclarar que en el
periodo de tiempo 2006-2008, se planificaron para perforar un total de 83
pozos, sólo 67 pozos se llevaron a cabo y los 16 pozos restantes pertenecen
a localidades no realizadas. Cabe destacar que la mayoría de pozos
realizados no estaban dentro del plan volumétrico original.
De estos 67 pozos, sólo 49 pozos fueron aceptados por el MPPEyP,
contribuyendo al incumplimiento de generación de potencial.
AÑO 2006 AÑO 2007 AÑO 2008
PLANIFICADO 28 23 32
REAL 23 25 19
2.5
7.5
12.5
17.5
22.5
27.5
32.5
PLAN Vs REAL DE POZOS PERFORADOSDIVISIÓN CENTRO SUR AÑO 2006-2008
N°
DE
PO
ZO
S
Gráfico Nº 4.2. Plan vs. Real pozos perforados por año División Centro Sur.
El gráfico Nº 4.3 representa la cantidad de pozos planificados respecto al real
para ser completados en la División Centro Sur; observándose que para este
periodo no se cumplió con la planificación original, afectando de manera
significativa a la generación de potencial comprometida, la cual era de
56,2MBN de los cuales se obtuvo un potencial real en dicho periodo de
38,9MBN por la división.
Uno de los factores que afectaron en el incumplimiento de los pozos
perforados fueron los altos tiempo productivo e improductivos; a continuación
se puede observar con mayor detalle estos factores mediante una serie de
gráficos.
AÑO 2006 AÑO 2007 AÑO 2008
PLANIFICADO 26 26 31
REAL 13 16 20
2.5
7.5
12.5
17.5
22.5
27.5
32.5
PLAN Vs REAL DE POZOS COMPLETADOS DIVISIÓN CENTRO SUR AÑO 2006-2008
N°
DE
PO
ZO
S
Gráfico Nº 4.3. Plan vs. Real pozos aceptados División Centro Sur.
4.1.1 Análisis de tiempos productivos e improductivos
En el gráfico Nº 4.4 se presentan los días tanto de tiempos productivos como
improductivos totales de los pozos trabajados en el periodo 2006-2008, en la
División Centro Sur. Verificando que los tiempos productivos representan el
68,84% del total de tiempo que fueron necesarios para la realización de
actividades de los pozos de perforación. Sin embargo es importante
mencionar que al momento de la planificación de un pozo no se consideran
tiempos improductivos, únicamente se planifican tiempos productivos.
Aunado a esto, es importante tener en cuenta el tiempo promedio de
duración de un pozo.
TIEMPO PRODUCTIVO E IMPRODUCTIVO DIVISIÓN CENTRO SUR (2006-2008)
4039 DIAS
1828 DIAS
TIEMP O P RODUCTIVO TIEMP O IMP RODUCTIVO
Total: 5867 dias
68,84%
31,16%
Gráfico Nº 4.4. Tiempos productivos e improductivos
División Centro Sur (2006-2008).
El gráfico Nº 4.5 proyecta los tiempos productivos e improductivos de la
División Centro Sur, que está conformada por los Distritos Barinas y Apure a
los cuales se les realizaron análisis adecuados para los tiempos
mencionados anteriormente. Fue necesario considerar el plan y real de cada
pozo, debido a que se observaron tiempos productivos muy elevados en
ambos distritos, afectando así la fecha de aceptación planificada de cada
pozo o la no aceptación en los mismos en algún caso; conduciendo esto al
incumplimiento en lo que a generación de potencial por perforación se
refiere, año a año dentro de la División Centro Sur. Es importante considerar
la cantidad de pozos trabajados en cada distrito, esto influye en los tiempos,
se puede observar que en el Distrito Barinas los tiempos productivos e
improductivos son mayores que en el Distrito Apure, esto se debe a que en
Barinas se trabajaron un total de 42 pozos, mientras que en Apure solamente
se trabajaron 25 pozos
TIEMPOS PRODUCTIVOS E IMPRODUCTIVOS POR DISTRITO DIVISIÓN CENTRO SUR AÑO 2006-2008
0
500
1000
1500
2000
2500
3000
DISTRITOS
TIEM
PO(D
IAS)
0
5
10
15
20
25
30
35
40
45
N° D
E PO
ZOS
TIEMPOPRODUCTIVO (DÍAS)
1271 2768
TIEMPO IMPRODUCTIVOS (DÍAS)
473 1355
N° POZOS 25 42
APURE BARINAS
25
42
Gráfico Nº 4.5. Tiempos productivos e improductivos por Distrito 2006-
2008.
En el gráfico Nº 4.6, se presentan los tiempos productivos e improductivos
de los campos pertenecientes a los Distritos Barinas y Apure. Y en la misma
se observa los campos que presentaron mayores tiempos: Borburata, La
Victoria, Guafita, Sinco, Torunos; ya que ellos presentaron mayor actividad;
en Borburata se trabajaron un total de 23 pozos lo cual influye
considerablemente en la alta cantidad de tiempos.
TIEMPO PRODCUTIVOS E IMPRODUCTIVOS POR CAMPO DIVISIÓN CENTRO SUR AÑO 2006-2008
113
4
9
1411
23
1
0
200
400
600
800
1000
1200
1400
1600
1800
2000
CAMPOS
TIEM
PO(D
IAS)
0
10
20
30
TIEMPOPRODUCTIVO (DÍAS)
1732 771 500 424 237 168 73 90 45
TIEMPO IMPRODUCTIVOS (DÍAS)
891 307 166 159 167 92 26 11 10
0
BORBURATA LA VICTORIA GUAFITA SINCO TORUNOS CAIPE HATO MAPORAL SILVESTRE
N° D
E PO
ZOS
.
Gráfico Nº 4.6. Tiempos productivos e improductivos por Campo
División Centro Sur (2006-2008).
El gráfico Nº 4.7 y 4.8, reflejan los pozos que influyeron en gran magnitud a
nivel de tiempos, tanto productivos como improductivos dentro de la División
Centro Sur, observándose que los pozos que presentaron mayores
problemas y exceden los días planificados son: BOR-45, BOR-30. Razón por
la cual se realizó un estudio más detallado sobre ellos, donde se comparará
la influencia que pueden presentar a nivel de generación de potencial.
POZOS CON MAYORES PROBLEMAS A NIVEL DE TIEMPO PRODUCTIVO E IMPRODUCTIVODISTRITO BARINAS (2006-2008)
0
20
40
60
80
100
120
140
160
180
BOR-
28
BOR-
29
BOR-
30
BOR-
34
BOR-
35
BOR-
39
BOR-
40
BOR-
41
BOR-
42
BOR-
43
BOR-
44
BOR-
45
BOR-
46
BOR-
47
CAI-1
4
SIN_
90
SIN-
95
SIN-
97
SMW
-30H
TOR-
19
TOR-
20
TOR-
21
SHW
-16
POZOS
TIEM
PO (D
IAS)
TiempoProductivo
TiempoImproductivo
Gráfico Nº 4.7. Pozos con mayor influencia a nivel de tiempo productivo e
improductivo en el Distrito Barinas (2006-2008)
POZOS CON MAYORES PROBLEMAS A NIVEL DE TIEMPO PRODUCTIVO E IMPRODUCTIVO
DISTRITO APURE (2006-2008)
0,00
20,00
40,00
60,00
80,00
100,00
120,00
GF-
206
GF-
207
GF-
210
GF-
213
LVT-
46
LVT-
47
LVT-
48
LVT-
51
LVT-
52
LVT-
53
LVT-
54
POZOS
TIEM
PO( D
IAS)
TiempoProductivo
TiempoImproductivo
Gráfico Nº 4.8. Pozos con mayor influencia a nivel de tiempo productivo e
improductivo en el Distrito Apure (2006-2008).
4.1.1.1 Tiempo productivo
En el gráfico Nº 4.9, se presentan los pozos que exceden de manera
significativa el tiempo promedio de realización de un pozo desde el momento
de comenzar el trabajo de perforación hasta completarlo. Teniendo en cuenta
que el promedio de duración de un pozo en todos los Campos de Barinas y
en el Campo La victoria de Apure es de 75 días y para el Campo Guafita es
de 36 días. A excepción del pozo BOR-30, el cual tuvo una planificación
estimada de 75 días.
El pozo BOR-30 tuvo un total de 152 días de tiempo productivo real;
observándose una diferencia de 77 días con respecto a su planificación
estimada; esta situación se presenta, debido a la realización de un segundo
desvío (side track), (el cual se llevó a cabo con el fin de cumplir con la
generación de potencial comprometida originalmente).
PLAN Vs. REAL DE TIEMPO POR POZO DIVISIÒN CENTRO SUR (2006-2008)
0
20
40
60
80
100
120
140
160
POZOS
TIE
MP
O (
DIA
S)
Tiempo Productivo plan
Tiempo Productivo Real
Tiempo Productivo plan
75 75 75 75 36
Tiempo Productivo Real
152 106 100 97 58
BOR-30 BOR-39 BOR-34 LVT-51 GF-210
Gráfico Nº 4.9. Pozos con tiempos productivos por encima del promedio
División Centro Sur (2006-2008).
4.1.1.2 Tiempo improductivo
El gráfico Nº 4.10, ilustra las actividades mas influyentes en los tiempos
improductivos dentro de la División Centro Sur para el periodo de tiempo
2006-2008. Observando que la actividad de “desvío de pozo” es la que
impacta en mayor magnitud dentro de toda la división en el periodo de
tiempo estudiado, con un total de 388 días. Así mismo sumadas todas estas
actividades (desvío, reparaciones contratista, reacondicionar hoyo/pozo,
atascamiento de tubería, espera contratista y falla de sarta de perforación)
conforman 1310 días que representan el 71,74 % del tiempo improductivo
total de toda la división, razón por la cual el estudio a nivel de tiempo
improductivo por pozo se enfocará en ellas.
ACTIVIDADES QUE INFLUYEN EN LA MAYOR PARTE DE TIEMPOS IMPRODUCTIVOS
DE LA DIVISIÓN CENTRO SUR AÑO 2006-2008
0
50
100
150
200
250
300
350
400
450
ACTIVIDADES
TIEM
PO(D
IAS)
TIEMPO (DIAS) 388 287 215 177 147 96
DesvioReparaciones
ContratistaReacondicionar
Hoyo/PozoAtascamiento de
TuberiaEspera Contratista
Falla de Sarta de Perforación
Gráfico Nº 4.10. Actividades de tiempo improductivo con mayor influencia en
la División Centro Sur (2006-2008).
El gráfico Nº 4.11, se muestran las actividades que influyeron en gran forma
en el pozo BOR-45. Apreciando que la actividad “desvío de pozo” es la de
mayor impacto y se debe a problemas mecánicos en el pozo, lo cual derivó
como resultado la realización de dos desvíos (side track) en este pozo y por
ende cambios de objetivo, ocupando así esta actividad la mayor cantidad de
tiempo perdido con un 44,33% (68 días) con respecto al total de tiempo
improductivo para este pozo.
ACTIVIDADES DE TIEMPO IMPRODUCTIVO DEL POZO BOR-45
0
10
20
30
40
50
60
70
80
Des
vio
Ata
scam
ient
o de
Tube
ria
Rep
arac
ione
sC
ontra
tista
Rea
cond
icio
nar
Hoy
o/P
ozo
Rea
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icio
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ient
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Flu
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Par
oS
indi
cal/C
ivic
o/Le
gal
Esp
eras
Con
tratis
ta
Con
dici
ones
Am
bien
tale
s
ACTIVIDADES
TIE
MP
O (D
IAS
)
Gráfico Nº 4.11. Actividades de tiempo improductivo del pozo BOR-45
División Centro Sur (2006-2008).
COMPORTAMIENTO DE PRODUCCIÓN DE POZOS PROBLEMAS ACEPTADOS EN LA DISTRITO BARINAS
(2006-2008)
0
0,2
0,4
0,6
0,8
1
1,2
1,4
1,6
1,8
2
BO
R-1
9
BO
R-2
7
BO
R-2
8
BO
R-2
9
BO
R-3
0
BO
R-3
2
BO
R-3
4
BO
R-3
8
BO
R-4
0
SIN
-92
SIN
-97
SS
W-6
2
POZOS
PR
OD
UC
CIÓ
N
(MB
D).
P RODUCCIÓN ESTIMADA(MBD)
P RODDUCIÓN REAL FECHA DEACEP TACIÓN (MBD)
P RODDUCIÓN ACTUAL(MBD)
Gráfico Nº 4.12. Comportamiento de producción de pozos problemas
aceptados en el Distrito Barinas (2006-2008).
COMPORTAMIENTO DE PRODUCCIÓN DE POZOS PROBLEMAS ACEPTADOS EN LA DISTRITO APURE
(2006-2008)
0,00
0,50
1,00
1,50
2,00
2,50
3,00
GF
-179
GF
-210
GF
-214
LVT
-46
LVT
-47
LVT
-48
LVT
-52
POZOS
PR
OD
UC
CIÓ
N
(MB
D).
P RODUCCIÓN ESTIMADA(MBD)
P RODDUCIÓN REAL FECHA DEACEP TACIÓN (MBD)
P RODDUCIÓN ACTUAL(MBD)
Gráfico Nº 4.13. Comportamiento de producción de pozos problemas
aceptados en el Distrito Apure (2006-2008).
4.1.2 Analizar producción y declinación por campos y pozos problemas
Respecto a la producción y declinación por campo, pozo, yacimiento se
consideraron los pozos que presentan gran declinación de producción desde
el momento inicial hasta la actualidad.
En los gráfico Nº 4.12 y 4.13, se presentan los pozos que presentaron
mayores problemas a nivel de producción y que actualmente se encuentran
activos a excepción del BOR-34, SIN-97, BOR-40 y el pozo GF-179, los
cuales se hallan actualmente inactivos, ya que sobrepasaron el límite
económico mínimo operativo. Por ende se procedió a realizar una selección
de los pozos más afectados a los cuales se le realizo un estudio profundo a
nivel de producción y declinación, a fin de determinar las posibles causas de
dicha declinación.
Campo Guafita
En el gráfico Nº 4.14, se observa la declinación anual efectiva que presenta
el Campo Guafita, la cual es de 13,34%, teniendo en cuenta que en éste
actualmente se encuentran activos 13 de los 14 pozos trabajados en el
periodo de tiempo 2006-2008. El actualmente aporta la mayor producción en
el Distrito Apure y dentro de toda la División Centro Sur, de aquí deriva su
importancia.
Gráfico Nº 4.14. Declinación del Campo Guafita.
El comportamiento de producción de crudo del Campo Guafita se presenta
en el grafico Nº 4.15; su producción es la más alta de la División Centro Sur
con un total de 29,23 MBPD de crudo, tiene un corte de agua cercano al
95%, debido a la influencia de un acuífero muy activo, y los pozos que se
encuentran en este campo tienen como limite económico 50BPD o 100% de
agua; y la RAP es de 20, lo que quiere decir que por cada barril de crudo se
extraen 20 barriles de agua aproximadamente.
Gráfico Nª 4.15. Producción del Campo Guafita.
Pozo con declinación acelerada
Pozo: GF-214
En el análisis de declinación de producción de esto pozo se generó el gráfico
Nº 4.16, el cual se forma con la tasa de producción de petróleo con respecto
al tiempo, para representar la declinación del pozo a lo largo de su vida
productiva. Para realizar el estudio se eligió el rango de tiempo que se
considero más estable, obteniendo como resultado una declinación anual
efectiva del pozo GF-214 de 43,23%.
Gráfico Nº 4.16. Declinación del pozo GF-214.
En el gráfico Nº 4.17, se observa el comportamiento de producción de este
pozo, donde se puede notar un aumento drástico en el corte de agua a partir
de mediados de febrero, esto se debe al cambio de método de producción,
de flujo natural a BES, el cual permite obtener mayor producción de fluido,
originando una mayor producción de agua como consecuencia, actualmente
la producción de crudo de este pozo es de 254,26 BPD con un corte de agua
de aproximadamente 95%; para producir un barril de crudo se producen
aproximadamente 9 de agua. Este pozo según el límite económico
establecido para el Campo Guafita el cual es de 50BPD, es rentable hasta el
31/12/2012.
Gráfico Nº 4.17. Producción del pozo GF-214.
4.2 COMPARAR LA GENERACIÓN DE POTENCIAL REAL DE LOS
POZOS PERFORADOS ACEPTADOS POR EL MPPEYP EN EL PERÍODO
2006-2008 RESPECTO A LO PLANIFICADO DEL MISMO PERIODO
Para realizar la comparación de generación de potencial real con respecto a
lo planificado para cada año en la División Centro Sur, fue necesario
comparar la cantidad de pozos que se tenían planificado perforar y completar
en el periodo 2006-2008 dentro de la división.
Los gráficos Nº 4.18 y 4.19, representan la cantidad de pozos planificados,
perforados y completados para cada distrito de la División Centro Sur en el
periodo 2006-2008. Observándose un notable desfase respecto al plan
original por distrito. Para el Distrito Apure se tenía planificado la perforación y
completación de 33 pozos de los cuales 25 fueron perforados y solo 19
fueron completados; así mismo en el Distrito Barinas se tenía un plan de
perforar y completar 50 pozos de los cuales realmente se perforaron 42 y
completaron 30. Por esta razón se ve afectada la producción de crudo, ya
que originalmente se tenia planificado producir con la aceptación a tiempo de
todos los pozos en un total de 56,2MBN, sin embargo, sólo se produjo
38,9MBN.
NÚMERO DE POZOS PLANICADOS vs PERFORADOS DIVISIÓN CENTRO SUR (2006-2008)
0
10
20
30
40
50
60
DISTRITO
Nº
DE
PO
ZOS
.
PLANIFICADOS 33 50
PERFORADOS 25 42
APURE BARINAS
Gráfico Nº 4.18. Número de pozos planificados vs. Perforados
División Centro Sur (2006-2008).
NUMERO DE POZOS PERFORADOS Vs COMPLETADOS DIVISIÓN CENTRO SUR (2006-2008)
0
5
10
15
20
25
30
35
40
45
DISTRITO
Nº
DE
PO
ZOS
.
PERFORADOS 25 42
COMPLETADOS 19 30
APURE BARINAS
Gráfico Nº 4.19. Número de pozos perforados vs. Completados
División Centro Sur (2006-2008).
Los gráficos Nº 4.20 y 4.21, reflejan el incumplimiento en la generación de
potencial por año, donde se puede observar la generación actual de los
pozos que fueron aceptados en cada uno de los años tomados en cuenta,
para realizar este estudio dentro de la división, tanto en el Distrito Barinas
como en el Distrito Apure. Dicho incumplimiento a su vez, se vio afectado en
gran parte por la cantidad de pozos que no fueron aceptados dentro del
rango de tiempo establecido o en el año en que se tenía planificado para ser
aceptados. No obstante, se refleja que para el año 2007 en el Distrito Barinas
y en los años 2006 y 2008 en el Distrito Apure, existe al momento inicial un
potencial de producción mayor a lo planificado, producto de la aceptación de
pozos perforados en años anteriores e incorporados en los años
mencionados.
GENERACIÓN DE POTENCIAL DE PRODUCCIÓN DISTRITO BARINAS (2006-2008)
0
2
4
6
8
10
12
14
16
18
20
PO
TE
NC
IAL
GE
NE
RA
DO
(M
BD
).
POTENCIAL PLANIFICADO 15,75 13,6 16,7
POTENCIAL INICIAL 6,83 18,53 9,91
POTECNIAL ACTUAL 2,047 4,7187 3,002
AÑO 2006 AÑO 2007 AÑO 2008
19
7
14
13
17
10
Gráfico Nº 4.20. Generación de potencial por producción
Distrito Barinas (2006-2008).
GENERACIÓN DE POTENCIAL DE PRODUCCIÓN DISTRITO APURE (2006-2008)
0
2
4
6
8
10
12
14
PO
TE
NC
IAL
G
EN
ER
AD
O (
MB
D).
POTENCIAL PLANIFICADO 3,25 7,85 9,59
POTENCIAL INICIAL 5,4 1,17 12,79
POTECNIAL ACTUAL 1,634 0,5927 3,639
AÑO 2006 AÑO 2007 AÑO 2008
7
6
12
3
14
10
Gráfico Nº 4.21. Generación de potencial por producción
Distrito Apure (2006-2008).
4.3 ESTABLECER PROPUESTA PARA EVITAR EL DESFASE DE
PRODUCCIÓN DE CRUDO, BASADO EN EL ESTUDIO DE LOS POZOS
PERFORADOS Y ACEPTADOS EN EL PERÍODO 2006-2008 DE LA
DIVISIÓN CENTRO SUR
En base a los desfases conseguidos se tienen las siguientes soluciones:
A- Realizar estudios más profundos a nivel de yacimiento, mediante
simulaciones, con el fin de delimitar las zonas prospectivas, para la
ubicación de futuros pozos, a fin de asegurar la producción de crudo y
evitar las irrupciones tempranas de agua visualizadas actualmente.
B- Estudiar la posibilidad de aplicación de nuevas tecnologías, en
aquellos yacimientos considerados maduros (largo tiempo de vida
productiva, altos cortes de agua y como consecuencia de esto con
bajas tasa de crudo).
C- Se hace necesario realizar un estudio minucioso de los días que
realmente debe durar el trabajo de perforación en un pozo, para lograr
generar el potencial en el tiempo estimado.
D- Realizar un seguimiento al periodo de tiempo de evaluación de los
pozos, luego de terminar el trabajo de perforación; debido a que se
observa un excedente en días respecto a lo establecido por el manual
de definiciones y procedimiento para el cálculo y seguimiento del
potencial.
CONCLUSIONES
Se observó mayor tiempo productivo con respecto al planificado para
el periodo 2006-2008 en la División Centro Sur.
Los principales problemas operacionales que afectaron la actividad de
perforación de pozos en el periodo trabajado fueron: desvío,
reparaciones contratista, reacondicionar hoyo/pozo, atascamiento de
tubería, espera contratista, falla de sarta de perforación, con un 72%
del tiempo improductivo total.
Se verificaron altos cortes de agua al momento del cambio de método
de producción (flujo natural a BES), en los pozos trabajados y
aceptados en la división desde el 2006-2008.
La mayoría de yacimientos de la División Centro sur son maduros y
actualmente producen a bajas tasas de crudo con alto corte de agua.
El Campo Guafita aporta la mayor producción a la División Centro Sur
(29,2MBD), presentando una declinación anual del 13,34 %.
El Campo Borburata es el que mayor aporta producción por parte del
Distrito Barinas a la división con un total de 13,2 MBD.
Durante el periodo 2006-2008 en la División Centro Sur, se perforaron
67 pozos y solo fueron completados 49, de un total de 83 pozos que
se tenían planificados.
El potencial generado fue mayor al planificado para la División Centro
Sur, debido a la subestimación de los pozos en el periodo (2006-
2008).
Actualmente 11 pozos (BOR-41, BOR42, BOR-47, CAI-13, CAI-14,
TOR-16D, TOR-20, SIN-90, SIN-95, SHW-16, GF-181) de los 18 que
no fueron completados en la división, se encuentran suspendidos.
El tiempo promedio para la completación de un pozo en la División
Centro Sur fue de 64 días durante el periodo 2006-2008.
RECOMENDACIONES
Realizar exploraciones en nuevas áreas con el fin de descubrir nuevos
yacimientos petrolíferos, que puedan aportar un potencial significativo
a la División Centro Sur.
Realizar un estudio de los días que realmente debe durar la
perforación en un pozo, para lograr generar el potencial de producción
en el tiempo estimado.
Realizar seguimiento al periodo de tiempo de evaluación de los pozos,
luego de terminar el trabajo, ya que se observan un excedente
respecto al máximo de tiempo establecido por el manual de
definiciones y procedimientos para el cálculo y seguimiento del
potencial.
Realizar estudios más profundos a nivel de yacimiento mediante
simulaciones, con el fin de delimitar la zona mas prospectiva para la
ubicación de pozos futuros, a fin de asegurar la producción y evitar las
irrupciones tempranas de agua visualizadas actualmente.
Definir el status de los 11 pozos trabajados en el periodo estudiado,
que actualmente permanecen como suspendidos.
Realizar estudios sobre la posible aplicación de métodos de
recuperación mejorada en yacimientos maduros de la División Centro
Sur.
REFERENCIAS BIBLIOGRAFICAS
ARIAS, F.2006. “El Proyecto de la Investigación”.Editorial EPISTEME
C.A. Caracas, Venezuela, pp. 13-113.
BAYONA, J. 2006. “Análisis de Declinación de Producción del Área Sur
del Campo Guafita de Apure”. Universidad del Zulia, Núcleo Costa
Oriental del Lago, Cabimas, Venezuela, 94 pp.
CASAS, C.2005. “Análisis de Declinación de Producción del Yacimiento
G-9 del Campo Guafita Norte Área de Apure”.Universidad del
Zulia, Costa Oriental del Lago, Cabimas, Venezuela, 149 pp.
PDVSA. CIED.1997 “Manual de Completación y Reacondicionamiento de
Pozos”, 146 pp.
PDVSA.1999. “Manual PDVSA de Análisis de Tiempos de Construcción
y Rehabilitación de Pozos”,119 pp.
PDVSA.2002. “Manual de Definiciones y Procedimientos para el Calculo
y Seguimiento del Potencial de Producción”, 21 pp.
RIZCO, Y, ROSALES, E.2009. “Análisis de Declinación de Producción de
los Pozos Activos Completados con Equipo de Bombeo
Electrosumergible en el Distrito Barinas”. Universidad del Zulia,
Núcleo Costa Oriental del Lago, Cabimas, Venezuela, 188 pp.
APÉNDICE
APÉNDICE A
“PLAN Y REAL DE PERFORACIÓN Y
ACEPTACIÓN DE POZOS PERIODO
2006-2008”
TABLA Nº 1. PLAN DE PERFORACIÓN AÑO 2006
CONTINUACIÓN TABLA Nº 1
TABLA Nº 2. REAL DE PERFORACIÒN AÑO 2006
CONTINUACIÓN TABLA Nº 2
TABLA Nº 3. PLAN DE ACEPTACIÒN DE POZOS AÑO 2006
TABLA Nº 4. REAL DE ACEPTACIÒN DE POZOS AÑO 2006
CONTINUACIÓN TABLA Nº 4
TABLA Nº 5. PLAN DE PERFORACIÓN AÑO 2007
CONTINUACIÓN TABLA Nº 6
TABLA Nº 7. REAL DE PERFORACIÓN AÑO 2007
CONTINUACIÓN TABLA Nº 7
TABLA Nº 8. PLAN DE ACEPTACIÒN AÑO 2007
TABLA Nº 9. REAL DE ACEPTACIÓN AÑO 2007
CONTINUACIÓN TABLA Nº 9
TABLA Nº 10. PLAN DE PERFORACIÓN AÑO 2008
CONTINUACIÓN TABLA Nº 10
TABLA Nº 11. REAL PERFORACIÓN AÑO 2008
CONTINUACIÓN TABLA Nº 11
TABLA Nº 12. PLAN DE ACEPTACIÓN AÑO 2008
TABLA Nº 13. REAL DE ACEPTACIÓN AÑO 2008
CONTINUACIÓN TABLA Nº 13
APÉNDICE B
“TIEMPOS IMPRODUCTIVOS
PERIODO 2006-2008”.
ACTIVIDADES DE TIEMPO IMPRODUCTIVO DEL POZO TOR-21
01020304050607080
De
svio
Ata
sca
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zo
ACTIVIDADES
TIE
MP
O (
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S)
GRAFICA Nº 1. ACTIVIDADES DE TIEMPO IMPRODUCTIVO DEL POZO TOR-21
ACTIVIDADES DE TIEMPO IMPRODUCTIVO DEL POZO BOR-40
0
50
100
150
200
250
300
350
400
450
Re
pa
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es
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ACTIVIDADES
TIE
MP
O (
HO
RA
S)
GRAFICA Nº 2. ACTIVIDADES DE TIEMPO IMPRODUCTIVO DEL POZO BOR-40
ACTIVIDADES DE TIEMPO IMPRODUCTIVO DEL POZO LVT-47
0
5
10
15
20
25
30
35
40
Des
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Fal
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os
ACTIVIDADES
TIE
MP
O (
DIA
S)
GRAFICA Nº 3. ACTIVIDADES DE TIEMPO IMPRODUCTIVO DEL POZO LVT-47
ACTIVIDADES DE TIEMPO IMPRODUCTIVO DEL POZO SIN-90
0
5
10
15
20
25
30
35
40
45
50
Des
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Per
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Esp
era
Con
trat
ista
ACTIVIDADES
TIE
MP
O (
DIA
S)
GRAFICA Nº 4. ACTIVIDADES DE TIEMPO IMPRODUCTIVO DEL POZO SIN-90
APÉNDICE C
“PRODUCCIÓN Y DECLINACIÓN
PERIODO 2006-2008”.
GRAFICA Nº 1. Producción del Campo Silvestre
GRAFICA Nº 2. Declinación del Campo Silvestre
GRAFICA Nº 3. Producción del pozo SSW-62
GRAFICA Nº 4. Declinación del pozo SSW-62