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CARACTERIZACIÓN DINÁMICA EN RESERVORIOS DE BAJA PERMEABILIDAD MEDIANTE ENSAYOS MINI FALL OFF: CASO FORMACIÓN MOGOLLÓN. Diego Eduardo Escobedo Cabrera (Petrobras Energía Perú S.A.); Eris Gabriel (Petrobras Energía Perú S.A.); Walter Espíritu (Petrobras Energía Perú S.A.); Renzo Toledo (Petrobras Energía Perú S.A.); José Tomanguilla (Petrobras Energía Perú S.A.). Expositor(es): Diego Eduardo Escobedo Cabrera - Petrobras Energía Perú S.A. - Perú This case study shows the successful results of the application of Mini Fall Off Test (MFO) in very low permeability formations such as Mogollon Formation, Talara Basin, Peru. Mogollon Formation, from Middle Eocene, is a siliciclastic deposit in nature and exhibits porosity and permeability ranges from 5 to 8%, and 0.01 to 0.1 mD respectively. The main reason for the low reservoir quality is the occurrence of numerous diagenetic episodes suffered by the rock: calcareous cementing, siliceous cementing and clays growth. Even after being hydraulically fractured, this condition does not improve. Consequently, it has been very difficult to obtain reliable results in conventional buildup tests (BU). Time to reach infinite acting radial flow (IARF) is long and is not observed in conventional tests. The low success factor (20%) in transient pressure tests and the absence of production logs limit dynamic modeling of key parameters such as reservoir pressure and permeability. The MFO tests have allowed to dynamically characterizing this formation during hydraulic fracturing, where there were used very short time (6 hours) compared to conventional buildup tests (> 80 hours) with equivalent results between them. They have helped to identify fracture closure mechanism (fluid leak off analysis), fracture closure time and pseudo linear and / or pseudo radial post-fracture closure analysis for estimating reservoir pressure and permeability. We describe the experience in design procedures, execution and analysis of these tests. As a result, it was confirmed the initial pressure gradient reservoir of 0.58 psi / ft and detected the existence of blocks with original pressure. Additionally, with the new dynamic model, successful wells were drilled in identified areas and was increased the amount of proven reserves. The implementation of additional MFO tests will improve reservoir characterization to establish a better development strategy.

Hotel: Westin - Sala: Limatambo 1 - Día: Miércoles 5 - Hora: 8:30 a.m. - 9:00 a.m. EXP-IR-LH-12-N USING RESERVOIR SIMULATION TO MANAGE COMPLEXITY IN TRANSIENT TESTING INTERPRETATION.

Hotel: Westin- Sala: Limatambo 1 - Día: Miércoles 5 - Hora: 8:00 a.m. - 8:30 a.m.

Luis Huaranga (Repsol).

EXP-IR-JP-19-N

Expositor(es): Luis Huaranga - Repsol - Perú

DESARROLLO DE MODELO DE PERMEABILIDAD MEDIANTE UNA METODOLOGÍA DE ANÁLISIS DE MINIFRAC EN RESERVORIOS TIPO TIGHT SAND.

Recent Peruvian gas condensate field discoveries proved, by multirate tests, hydrocarbons in Nia, Noi and Ene gas-bearing sandstones; a lot of data consisted of production rates, as well as, bottom hole pressures and temperatures have been recorded, and used to understand reservoir model and predict production performance. However, some pressure responses noticed in derivative curves have not readily linked to a conventional interpretation, as in the case of Lower Nia reservoir in Mistura field. While analytical interpretations reflected a non-unicity model (either barriers or intersecting faults), the geological characterization showed a long, narrow, but continuous structure, dip and folded to the flanks.

José Antonio Pajuelo Quispe (Petrobras Energía Perú S.A.); Diego Escobedo (Petrobras Energía Perú S.A); Grethel Moreyra (Petrobras Energía Perú S.A); Alan Patrocinio (Petrobras Energía Perú S.A). Expositor(es):José Pajuelo Quispe - Petrobras Energía Perú S.A. - Perú

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El estudio se elaboró en reservorios tipo Tight Sand con permeabilidades que varían en el rango de 0.01 a 1md. Las pruebas Build-Up (BU) no se pueden aplicar en estos reservorios porque es necesario pruebas muy extendidas para alcanzar al flujo radial. Debido a la baja permeabilidad, los pozos son estimulados con fracturamiento hidráulico que siempre son precedidos por pruebas de calibración como el ensayo de minifrac. El fracturamiento hidráulico es realizado por pozo y reservorio, es por ello que los datos de minifrac para interpretación son masivos y representan una fuente importante de información. La operación del minifrac generalmente termina cuando se cierra la fractura excluyendo la aplicación del After Clossure Analysis (ACA). Por ello el trabajo se centra en otras dos metodologías que usan poca información después del cierre: Método de Mayerhofer Modificado (Mayerhofer, Valko y Economides, 1999) que usa información disponible antes del cierre de la fractura y el Método de Correlación Empírica (Barre, 2007) que usa información durante el cierre de la fractura. Ambos métodos calculan la permeabilidad como una función de la presión de cierre, la cual es inicialmente estimada usando la función G (Barre y Mukherjee, 1996). El modelo de permeabilidad se ha generado con la interpretación de 164 minifracs (306 en total – los ensayos excluidos no llegaron a la presión de cierre) en 107 pozos. Estos análisis muestran que para una presión de cierre, ambas metodologías convergen en un mismo valor de permeabilidad. Los resultados han sido validados con algunos datos de BU, ecuación de flujo transiente, leyes K-Phi y mapas de distribución de caudal inicial. La integración del modelo de permeabilidad con el modelo estratigráfico define claramente un trend de permeabilidad para cada reservorio analizado. La metodología genera un modelo de permeabilidad coherente con el modelo estratigráfico de alta resolución. Esta metodología puede ser aplicada para la caracterización de la permeabilidad en campos con características similares, optimizando el uso de la información generada durante el minifrac.

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Hotel: Westin - Sala: Limatambo 1 - Día: Miércoles 5 - Hora: 9:00 a.m. - 9:30 a.m. EXP-IR-RP-08-E IMPORTANCIA DE INCORPORAR PRESIONES DE BOCA DE POZO EN LA INTERPRETACIÓN DE PERIODOS DE CIERRE EN ENSAYOS DE PRESIÓN. Ricardo Palacios (Pta-Well Test Design and Análisis). Expositor(es): Ricardo Palacios - Pta-Well Test Design and Análisis - Argentina Tanto en pozos de petróleo como gasíferos es normal realizar ensayos de presión con aperturas y cierres en superficie, a veces por cuestiones operativas y otras por limitaciones de costos. Las mediciones de presión se realizan con registradores electrónicos con memoria ubicados dentro de la cañería de producción lo más cercano posible al intervalo productor, pocas veces se registran presiones en superficie en forma simultánea. El presente trabajo tiene como objetivo mostrar la importancia de medir simultáneamente presiones en superficie y fondo de pozo para determinar la incidencia de la redistribución de fases y compresibilidad de los fluidos sobre los datos de presión medidos en fondo. Generalmente se utiliza, como base del análisis del ensayo, la recuperación de presión durante el período de cierre. Si el cierre del pozo se realiza con una válvula en el fondo, en las cercanías del intervalo productor, se minimizan los efectos de almacenaje y cualquier efecto de redistribución de fases sobre los datos de presión a analizar. En

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casos que los períodos de recuperación de presión se realicen con cierre de válvula en superficie, las alteraciones de las presiones generadas en el reservorio suelen ser importantes e inducir la utilización de modelos teóricos erróneos. En principio es conveniente el análisis de las presiones con el pozo en fluencia. Aunque generalmente su comportamiento es muy ruidoso, siempre que no se trate de un pozo de gas cuya producción no sea suficiente para evacuar la totalidad de líquidos o un pozo productor de petróleo en el límite de necesitar producción asistida, es conveniente intentar analizarlo para verificar el modelo de reservorio identificado en el período de cierre. Durante un período de cierre, luego de superarse los efectos de almacenaje, el volumen entre el registrador de presiones y superficie es comprimido y muchas veces afectado por re distribución de fases. Estos dos comportamientos generan alteraciones en las presiones que, al analizarlas, podrían confundirse con repuestas del reservorio. En otras palabras, la respuesta observada en una recuperación de presión será la combinación del comportamiento de los fluidos provenientes del reservorio y los almacenados en el pozo por encima del registrador. Por lo tanto, se expondrán metodologías de corrección de presiones de fondo para reducir el efecto del pozo sobre los datos a analizar y de extrapolación de datos de superficie a fondo aplicable a ensayos de presión, corrección de presiones a nivel del intervalo productor y consideraciones generales a tener en cuenta al momento de diseñar un ensayo.

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As some kind of discrepancy between conventional well testing interpretation and geological model was appreciated, reservoir simulation appears as the solution tool to provide consistency to the analysis. Numerical model has significant advantages over conventional analytical models that assume constant reservoir and fluid properties. By contrast, a numerical model can handle multiphase flow and stress-dependent reservoir properties. Numerical models incorporate capillary and gravity forces, reservoir heterogeneity, fluid properties, and relative permeability functions to handle complex problems. However, errors associated with numerical methods must be examined carefully. The applied method consist of following steps starting with conventional analytical well testing evaluation, after that, information from early and middle time regions were used and upscaled in refine model (which represents a part of full field model); some modification in dynamic model were done until getting the behavior of derivative curve in middle time region and different alternatives were evaluated to reproduce the behavior of derivative curve in late time region which was evaluated in specialized software. A full field reservoir simulation model was built for this field, which contained 27, 112 and 119 cells in the x, y and z; but it only was refined around the well cells. Parameters of analytical well test evaluation were used in reservoir simulation. The objective of reservoir simulation was to reproduce the derivative pressure response during early stage and evaluate alternatives that reproduce the derivative of pressure during late stage recorded in the analytical well test evaluations. The history match task was addressed by considering oil and gas rates as input data, and pressure response as an output to match.

Hotel: Westin - Sala: Limatambo 1 - Día: Miércoles 5 - Hora: 9:30 a.m. - 10:00 a.m. EXP-IR-JA-13-E IMPLANTACIÓN DE MÉTODOS DE LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL EN YACIMIENTOS DE ALTA PRESIÓN SOMETIDOS A PROCESOS DE RECUPERACIÓN SECUNDARIA CAMPO CARITO VENEZUELA ORIENTAL. Jhonn Almendras (PDVSA intevep); Julio Torrealba (PDVSA E&P); Luis Arcia (PDVSA E&P). Expositor(es): Jhonn Almendras - PDVSA intevep - Venezuela El pozo CRC-X se encuentra ubicado en el campo Carito perteneciente al Distrito Punta de Mata, el mismo está activo a producción desde Julio del año 2005 con los siguientes parámetros 744 BNPD; 0,617 MMPCGD; RGP= 829 PCN/BN; °API= 23.8; %AYS= 0 y una presión de yacimiento inicial de 6900 lpc. La última prueba de producción del pozo (Mayo 2013) bajo condiciones de flujo natural fue de 580 BNPD con 0.1 % AyS después de un trabajo de estimulación con una presión de yacimiento de 6100 lpc y una Pcab. 350 lpc. En función de las condiciones de declinación del yacimiento, se consideró evaluar la factibilidad técnico-económica del uso de una fuente externa de energía. Ante este escenario de declinación de producción se inició la evaluación de métodos de levantamiento artificial, para ello se empleó un Sistema Experto de Levantamiento Artificial. En esta evaluación se consideraron condiciones mecánicas del pozo, condiciones del fluido producido (petróleo+agua+gas) y la infraestructura de superficie disponible. Finalmente resultó factible el Levantamiento Artificial por Gas (LAG) como métodos capaz de extraer eficientemente las reservas del pozo. El pozo CRC-X fue completado el 17 de Julio del 2013 con levantamiento artificial

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Hotel: Westin - Sala: Limatambo 1 - Día: Miércoles 5 - Hora: 10:30 a.m. - 11:00 a.m. EXP-IR-JP-05-E VALIDACIÓN AUTOMATIZADA DE ANÁLISIS PVT PARA YACIMIENTOS PETROLÍFEROS. Jorge Enrique Paredes Enciso (Pemex Exploración y Producción); R. Pérez (Pemex); L.M. Perera (Pemex); C.J. Larez (Schlumberger). Expositor(es): Jorge Paredes Enciso - Pemex Exploración y Producción - México Uno de los estudios más importantes que se efectúan en la industria petrolera son los análisis PVT, debido a que son utilizados en la mayoría de los análisis de yacimientos, tales como, estimación de volúmenes originales, balance de materia, análisis nodal, simulación numérica, mediciones y registros PLT entre otras. Disponer de un análisis PVT consistente con el comportamiento termodinámico de los fluidos presentes en el yacimiento es de suma importancia, dado el impacto que puede tener sobre los resultados y por ende en las decisiones que se tomen en los proyectos de explotación. Lo anterior conlleva a la necesidad de verificar o validar los resultados de los estudios PVT efectuados en el laboratorio para evitar que existan inconsistencias. Algunos autores han propuesto diversas metodologías que permiten verificar la consistencia de los experimentos y/o propiedades de los estudios PVT. Las metodologías de validación incluyen desde las pruebas de densidad y la función “Y” para los yacimientos de aceite negro hasta los balances molares propuestos por Bashbush, Whitson y Hoffmann Crump para yacimientos de aceite volátil y gas y condensado. Adicionalmente, mediante correlaciones empíricas, es posible determinar el orden de magnitud en las que se encuentran algunas propiedades PVT y obtener una clasificación preliminar del tipo de fluido presente en el yacimiento; lo cual funciona como un parámetro adicional en la validación de los estudios PVT. El presente trabajo se desarrolló con la finalidad compilar, las metodologías más utilizadas en la industria, en una herramienta que de forma automatizada permita a los ingenieros obtener una validación rápida de cualquier análisis PVT. Para fines prácticos se utilizó Microsoft Excel™ como la plataforma para el desarrollo del trabajo.

EXP-IR-JP-06-E CORRELACIONES PARA ESTIMAR PROPIEDADES CLAVE PARA YACIMIENTOS DE GAS Y CONDENSADO. Jorge Enrique Paredes Enciso (Pemex Exploración y Producción); R. Pérez (Pemex Exploración y Producción); L. M. Perera (Pemex Exploración y Producción); C. J. Larez (Schlumberger). Expositor(es): Luis Perera Pérez - Pemex Exploración y Producción - México Un parámetro clave cuando un yacimiento de hidrocarburos es descubierto, es conocer el tipo de fluido presente así como sus principales características fisicoquímicas. En la mayoría de los casos, disponer de una análisis PVT, de donde se puedan obtener estos parámetros, puede llevar varios meses, con lo que se limita el enfoque de los estudios del yacimiento que se puedan realizar en este periodo. El único parámetro que se puede medir casi de inmediato después que el pozo es terminado, son las mediciones convencionales de producción. En algunos casos se puede incluso disponer de estos valores antes de terminar el pozo utilizando pruebas o equipos de medición denominados DST (Drill Stem Test, siglas en inglés) durante parte de la etapa de perforación. Es importante obtener valores preliminares de propiedades tales como: porcentaje molar de heptanos y más pesados (%mol C7+), peso molecular del fluido original (MW), máxima condensación retrograda (MCR), factor de compresibilidad del gas Z (Factor-Z) a la presión de rocío (Pd) y la presión de rocío para los yacimientos de gas condensado. La mayoría de estas propiedades son de suma importancia en la explotación de los yacimientos de gas condensado, su disponibilidad temprana, permitirá efectuar estudios de yacimientos que garantice una explotación eficiente y maximicen la recuperación final de los líquidos presentes en el mismo. Las condiciones operaciones dificultan disponer de análisis PVT al inicio de la producción de los yacimientos y es en estos casos donde las correlaciones PVT funcionan como herramientas importantes para los cálculos convencionales de desempeño de los yacimientos. Este trabajo propone una serie de correlaciones, obtenidas del estudio de varios análisis PVT de yacimientos principalmente de México y otras regiones de Latinoamérica, para estimar: %mol C7+, MW, MCR, Factor-Z y Pd; partiendo de la mediciones de la relación gas condensado (RGC) en campo durante la etapa inicial de desarrollo. Estas ecuaciones empíricas deberían ser válidas para cualquier yacimiento de gas condensado, aunque se recomienda que las propiedades estén en el rango propuesto.

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por gas dicha configuración incluye el uso de tubería flexible (coiled tubing) para suministro de gas en fondo, esto con el objeto de no intervenir el pozo con taladro y diferir la producción por 3 meses (30.780 Bls) para instalar los mandriles. La tubería fue asentada a 12000 pies de profundidad tomando como fuente, el gas de inyección de los pozos inyectores que se descargan a 7500 lpc. Afortunadamente se cerraron todas las brechas que limitaban la ejecución del proyecto y el pozo se completo oficialmente con 1600 BNPD con una inyección de 2.3 MMPCGD, lo que se traduce en un aumento de 175% en la tasa de crudo, además de los ahorros por diferimiento de cambio de completación (22 MBs) y la bondad de no necesitar un taladro para realizar trabajos de limpieza, ya que la tubería es extraíble y se puede realizar dicha limpieza de manera convencional con Coiled Tubing. Finalmente comprobada la rentabilidad del proyecto se inicio la masificación del LAG hacia los flancos del yacimiento aumentando la producción en el distrito en 34 MBNPD, y mitigando una declinación de producción de 15%Ae.

Hotel: Westin - Sala: Limatambo 1 - Día: Miércoles 5 - Hora: 11:30 a.m. - 12:00 p.m.

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METHODOLOGY FOR PRODUCTION SEGREGATION IN GAS CONDENSATE FIELDS. Gissela Carolina Segovia Nolasco (Repsol); Gladys Gutierrez Lupinta (Repsol). Expositor(es): Gladys Gutierrez Lupinta - Repsol - Perú In the development of a field it is a common practice to produce from wells that are completed from more than one reservoir (commingled), thus; technical reserves can be recovered faster, wells productivity is higher compared with wells with a single reservoir completion and projects become more profitable. The adequate reservoir management in this situation implies to know how to segregate the total production from wells so that recovery by each reservoir would be known with the time, common problems involving commingled production as cross-flow would be identified and reservoir behavior during productive life would be characterize in order to make decisions for future works and define production strategies to maximize the final field recovery. The present study was developed in a gas condensate field wich will be called “FIELD A”, Field A follows the same production strategy producing from five different reservoirs. As part of its surveillance plan, well testing campaigns are performed every two years for monitoring wells. Although, Production Logging Tests (PLTs) are run, results do not represent the dynamic contribution of each reservoir and on the contrary, they are the response for specific conditions at the moment of the test. In that way, to perform a correct segregation, it is needed to analyze other reservoir parameters in an integrated model. An integral methodology was defined using well tests history, material balance and PLT data. Material balance calculations where performed with independent tanks (reservoirs) where pressure history data was matched for each tank for validation purposes and in consequence, segregated production profiles were achieved. Later on, results were compared with field measurements as PLT data. Hotel: Westin - Sala: Limatambo 1 - Día: Miércoles 5 - Hora: 12:00 p.m. - 12:30 p.m. EXP-IR-GS-09-N COMPOSITIONAL GRADIENT ANALYSIS FOR GAS CONDENSATE FIELDS. Gissela Carolina Segovia Nolasco (Repsol); Elizabeth Segama Candiotti (Repsol). Expositor(es): Gissela Segovia Nolasco - Repsol - Perú Within the process of fluid characterization, PVT tests allow us to determine not only their properties but also, depending on the confinement conditions (pressure, temperature and depth), what kind of reservoir we are working with (Wet and dry Gas, Gas Condensate, volatile or black oil) in order to define the appropriate production strategy. The PVT, however, can be an isolated point if the reservoir is thick or has high dip angle, for which the analysis of all available PVT is mandatory to characterize the fluid areally and the analysis of fluid properties variation with depth phenomena to estimate fluid composition and their behavior at different conditions along the reservoir thickness (vertically).

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In this case study, 7 PVT´s were used (3 in Upper Nia , 3 in Lower Nia and 1 in Noi) from adjacent fields Field A and Field B taken at different depths. Behavior analysis by component, predominant phase, GOR and Yield vs depth showed 2 separate reservoirs trends for Upper and Lower Nia and an excellent correlation between the properties of both fields per reservoir. Additionally, the simulation of the compositional gradient experiment performed to each PVT was integrated with formation tester results (XPT) available as a quality control on the fluid gradient with positive results. Finally, the results of experiment showed that along the entire thickness of Upper Nia until the spill point defined by the structure, there is no possibility to find oil leg, in other words, all fluids will be found in gas phase corresponding to lean gas condensate reservoirs, on the other hand, from simulation results, there is a probability to find a GOC in the bottom of Lower Nia, however, at this point, there is no way to confirm this hypothesis taken into account there is not even one sample below the depth were the suppose GOC could be. Hotel: Westin - Sala: Limatambo 1 - Día: Jueves 6 - Hora: 8:00 a.m. - 8:30 a.m. EXP-IR-WN-23-N

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EXP-IR-GS-10-N

CONDENSATE BANKING STUDY – PAGORENI FIELD CASE. William Navarro Cornejo (Pluspetrol Perú Corporation S.A.); M. Jamiolahmady (Heriot Watt University). Expositor(es): William Navarro Cornejo - Pluspetrol Perú Corporation S.A. - Perú The characteristics of gas and condensate flow are significantly different from those of conventional gas-oil systems. Numerical simulation of gas condensate reservoirs, when pressure falls below dew point, is complex due to the formation of a condensate bank and exhibiting a complex phase and flow behavior around the wellbore. A reliable estimation of well productivity for these low IFT systems is also affected by the dependency of gas condensate relative permeability to interfacial tension and velocity. The Pagoreni field is a lean gas-condensate reservoir located in the Cusco department in Peru. It is an elongated and folded anticline that is approximately 25 km long by 6 km wide and created by thrust faulting, which forms part of a NorthwestSoutheast structural alignment. The field was discovered in 1998 and start production on September 2008. The main objective of this project has been to investigate the effect of the condensate banking on the productivity of wells in Pagoreni field and to predict the future performance of the reservoir. In a systematic approach the work plan was divided into two major tasks. Based on the results of each task, key parameters that required particular attention were identified. This also included highlighting the source of uncertainty that needed to be addressed further. Initially series of sensitivities were conducted to evaluate the impact of negative condensate banking, and relative permeability varying with velocity and IFT for a homogenous single layer single-well model of a selected well. The single-well simulation module of a specialized software, i.e. NeW- COIN, was employed to perform this task and identify the uncertain but important pertinent parameters that affect the flow performance. It should be noted that other available commercial softwares require many

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Hotel: Westin - Sala: Limatambo 1 - Día: Jueves 6 - Hora: 8:30 a.m. - 9:00 a.m. EXP-IR-JD-16-N POR QUÉ LA CAPACIDAD DE FLUJO EN LOS RESERVORIOS DE CAMISEA CAMBIA EN EL TIEMPO –CASO DE ESTUDIO CAMPO PAGORENI. Jose Miguel Dorival (Pluspetrol S.A.); David Quispe (Pluspetrol S.A.). Expositor(es): Jose Dorival - Pluspetrol S.A. - Perú La capacidad de entrega de un reservorio es reflejada por el producto permeabilidadespesor, que a su vez es manifestada en una curva de IPR (inflow performance relationship) obtenida de un pozo con características particulares. Estas curvas IPR son directamente proporcional a la presión del reservorio por lo cual disminuyen conforme el reservorio vaya siendo producido. En el campo Pagoreni las curvas IPR aumentan contrario a disminuir, esto debido a que tienen un efecto de resorte donde el producto permeabilidad-espesor cambia con el tiempo. Como entender y modelar este efecto sobre un reservorio de características petrofísicas de muy buena calidad, alta continuidad lateral y vertical aparentemente. Un modelo conceptual de simulación numérica bastante fino a escala de los perfiles a hueco abierto, fue creado basado principalmente en describir todas las heterogeneidades que el reservorio pudiera tener, como los cambios en permeabilidad para las diferentes unidades de flujo ó sellos que pudiesen ser barreras aislantes para la comunicación vertical. Alrededor de mil capas es la división asignada a este modelo conceptual para representar este efecto. Perfiles de contribuciones de las capas respecto a la profundidad, fueron obtenidos para ser comparados con los PLT originales. El modelo de simulación discrimina tres unidades importantes para este reservorio en estudio, siendo la unidad superior la de mayor calidad que la intermedia y la inferior, mostrando grandes variaciones en los aportes del reservorio a lo largo de la vida productiva del campo. La principal característica es la diferencia sobre la tendencia en la IPR, PLT y Permeabilidad-Espesor efectivo que existe en los primeros meses de producción, es decir en un estado transiente hasta las condiciones pseudo-estables donde las tendencias no varían sino el grado respecto a la presión de reservorio. Los resultados muestran que este reservorio tiene mucha variabilidad en la vertical respecto a lo que los análisis petrofísicos mostraban, adicionalmente las grandes producciones de los pozos genera caídas de presión la cuales no son equilibradas inmediatamente por una difusión del volumen en el reservorio de manera lenta, mostrando así un producto permeabilidad-espesor neto diferente a cada tiempo hasta alcanzar condiciones de equilibrio pseudo-estacionario. Las evaluaciones de los potenciales de los pozos tienen que realizarse conociéndose este fenómeno para no caer en grandes errores por el no conocimiento del comportamiento de este reservorio. El uso de estos conceptos es una valiosa herramienta que puede ser utilizada por evaluar los reservorios en el área de Camisea, así se podrá estimar de mejor manera y más precisa los valores de potenciales productivos y propiedades de los reservorios.

EXP-IR-DQ-22-N GERENCIAMIENTO DE LOS RESERVORIOS MULTI-CAPA MEDIANTE LA APLICACIÓN DE PERFILES DE PRODUCCIÓN EN CAMPOS DE GAS CONDENSADO. David Quispe (Pluspetrol Perú Corporation S.A.); Jose Dorival (Pluspetrol Perú Corporation S.A.). Expositor(es): David Quispe - Pluspetrol Perú Corporation S.A. - Perú Las buenas prácticas en el gerenciamiento de los reservorios a nivel mundial presentan un mayor desafío cuando se tratan de yacimientos con multiples capas-reservorio, debido a la complejidad para monitorear las variables de presión, permeabilidad, daño y aportes por una de las capas en forma independiente. La aplicación de diversas metodologías y procedimientos operativos han contribuido a tener un mejor manejo sobre las variables independientes de cada reservorio evitando tratar todo el yacimiento como una sola capa. Las pruebas de presión en forma conjunta en todos los reservorios es una práctica común en los procesos de caracterización de reservorios y considera una única presión del reservorio, un factor de daño de formación único así como la asunción de una capacidad de flujo de forma conjunta independientemente de la existencia de capas de diferentes permeabilidades. Los principales desafíos en el gerenciamiento de reservorios de gas condensado multicapa ya sean de manera local o a gran escala están basados en evaluar el comportamiento de las presiones, permeabilidad y daño de cada una de las capas, así como la variación en la composición de fluidos al entrar en contacto todos ellos ya sea en el propio reservorio o en el pozo. La aplicación de diversas metodologías y procedimientos basados en la adquisición de datos a través de registros de producción ha contribuido a tener un mejor manejo sobre las variables independientes de cada reservorio. Las corridas de registros de producción a diferentes tasas estabilizadas en superficie denominadas pruebas multitasa junto a la aplicación de la metodología “Análisis Selectivo de la Productividad - SIP (Selective Inflow Performance), han probado ser de mucho valor en el proceso de caracterización de reservorios multi-capa permitiendo evaluar la contribución, las presiones dinámicas, y el comportamiento productivo de cada capa reservorio. Así mismo la generación adicional de transientes de presión obtenidas de forma secuencial entre capas reconocidas como pruebas multicapa, nos permite estimar los parámetros tales como permeabilidad y factor de daño para cada capa reservorio. Los resultados de estas pruebas han impulsado a realizar trabajos más continuos bajo esta metodología, evaluando las variaciones de las contribuciones de los reservorios sobretodo en la etapa de maduración de los campos. La robustez sobre el gerenciamiento de reservorios de manera independiente a partir de los datos obtenidos de las pruebas multi-tasa y multi-capa provee confiabilidad y claridad sobre los modelos y pronósticos de producción.

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input data, which were either unavailable and/or associated with great uncertainty Following this exercise, a single well sector heterogeneous model was set-up using a major commercial numerical simulator to match the reservoir sector flow behavior and predict the future performance.

Hotel: Westin - Sala: Limatambo 1 - Día: Jueves 6 - Hora: 9:30 a.m. - 10:00 a.m.

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ESTIMACIÓN DE PRESIÓN ESTÁTICA DE YACIMIENTO A PARTIR DE CONDICIONES DINÁMICAS EN POZOS DE GAS CONDENSADO, CAMPO SANTA BÁRBARA, VENEZUELA ORIENTAL. Luis A. Albornett R. (PDVSA intevep); Luis Arcia (PDVSA intevep). Expositor(es): Luis Albornett R. - PDVSA intevep - Venezuela En este estudio se estimó la presión estática de yacimiento en pozos productores de gas condensado del Campo Santa Bárbara (Venezuela oriental) a partir de condiciones dinámicas (presión dinámica de fondo; y tasa de producción) empleando la metodología de Balance de Materiales Dinámico [1,2] (B.M.D) y se presenta como una metodología alternativa para estimar presiones promedio de yacimientos sin incurrir en cierre para obtener datos de presión (estática), evitando de esta manera afectaciones de producción por cierre de los pozos. Por tanto, la obtención de los datos para el análisis es menos costosa. Este artículo, además reseña el cotejo entre las presiones estimadas mediante la técnica propuesta y presiones estáticas o de yacimiento medidas (gradientes bajo condiciones estáticas y/o pruebas de restauración de presión), y en función de los resultados se comprobó la aplicabilidad de la misma. La técnica de B.M.D está ideada para pozos productores de petróleo y gas, y aplica tanto para tasas de flujo constantes como variables; en este caso se estudió para pozos productores de gas condensado sin diferimiento de producción (tasa variable). Para la aplicación de dicho método, fue necesario conocer datos de producción y de presión dinámica de fondo (mediciones empleando sensores de presión de memoria a través de gradientes dinámicos). El B.M.D se fundamenta en el mismo principio del balance de materiales convencional; en el cual, las caídas de presión en el tiempo serán iguales en el límite del yacimiento, el medio del yacimiento y el fondo del pozo. Por consiguiente, la presión de fondo dinámica (Pwf, o presión de fondo fluyente) y la presión estática promedio del yacimiento tendrán la misma tendencia (pendiente) siempre que, se encuentren bajo un estado pseudo estable o psuedo estabilizado. La muestra estuvo conformada por ocho (8) pozos, los cuales cumplieron con las premisas para la validación de la técnica evaluada. Se obtuvo que el 92% (23/25) de las presiones estáticas estimadas presentaron un porcentaje de error menor al 5% en el cotejo contra las presiones medidas (reales), mientras que para la totalidad de la muestras el error fue menor al 6%; por lo que la estimación de presión estática de yacimiento se consideró fiable y con alta certidumbre, sin incurrir en el cierre de producción. Hotel: Westin - Sala: Limatambo 1 - Día: Jueves 6 - Hora: 10:30 a.m. - 11:00 a.m.

EXP-IR-JR-04-E EFECTO DE LA TEMPERATURA EN SUPERFICIE EN EL COMPORTAMIENTO DE PRODUCCIÓN EN RESERVORIO DE GAS. Jose Luis Rivero (YPFB) Expositor(es): Jose Luis Rivero - YPFB - Bolivia Debido al crecimiento de la demanda de energía en los distintos campos de la industria. El gas se convirtió en una fuente de energía de rápido crecimiento. Por lo tanto su explotación y su optimización deben ser analizadas más profundamente para lograr un óptimo desarrollo. La temperatura en superficie juega un papel importante en la producción de pozos con alta potencialidad, ya que el incremento de caudal va depender de la presión y temperatura de cabeza de pozo, influenciada por el medio. Ya que a mayor temperatura, tenemos mayor cantidad de gas Seco y a menor temperatura, tenemos mayor cantidad de condensado y menor cantidad de gas. Debido a este problema presentado obtenemos distintos valores de presión de Rocio, ya que la cromatografía tanto de gas y de líquido en superficie varía y este es un gran problema en los pronóstico de producción de condensado en reservorio de gas, principalmente cuando la presión de reservorio está cerca de la presión Rocio. Es indispensable contar con datos representativos para realizar pronósticos de producción de líquido, ya que la composición del fluido es constante desde la presión de reservorio hasta la presión de Rocio, pero si tenemos distintas muestras de PVT tomadas a distintas temperaturas de superficie, tenemos distintos valores de presión de Rocio debido a lo enunciado en el párrafo anterior. Por lo tanto es indispensable definir cuál presión de Rocio tiene más representatividad para la corrida de simulación. Es muy importante habilitar la temperatura de superficie como una tercera variable en el análisis nodal para construir nuestro VLP. Ya que ningún software del mercado considera la temperatura de superficie como una variable a considerar, siendo muy necesario habilitarla ya que con la misma podríamos construir distintas IPR para cada temperatura en superficie.

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EXP-IR-LA-12-E

Hotel: Westin - Sala: Limatambo 1 - Día: Jueves 6 - Hora: 11:00 a.m. - 11:30 a.m. EXP-IR-CG-02-E CARACTERIZACIÓN DE YACIMIENTO A PARTIR DE PRUEBA DE INYECCIÓN A GASTO DE FRACTURA. Charlotte Giraud (Schlumberger); Oscar Jimenez Bueno(Pemex). Expositor(es): Charlotte Giraud - Schlumberger - México Usualmente para los campos en la región sur de México, se tiene una prueba de presión producción para el primero pozo del campo, que se perforo hace anos y después, especialmente si la permeabilidad de la formación esta baja, no se toma más información por el tiempo de cierre del pozo y la producción diferida. Entonces no cuenteamos en valores de presión estática de yacimiento y de transmisibilidad actuales, datos importantes para caracterizar el potencial del yacimiento al día de hoy.

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Hotel: Westin - Sala: Limatambo 1 - Día: Jueves 6 - Hora: 11:30 a.m. - 12:00 p.m. EXP-IR-LA-14-E TÉCNICA PARA REMOCIÓN DE DAÑO ASOCIADO A ANILLOS DE CONDENSADO EN YACIMIENTOS DE VENEZUELA ORIENTAL. Luis A. Albornett R. (PDVSA intevep); Kerly Marquina (PDVSA intevep); Julio Torrealba (PDVSA intevep); Luis Arcia (PDVSA intevep). Expositor(es): Luis Albornett R. - PDVSA intevep - Venezuela Este estudio se llevó a cabo en el campo Santa Bárbara localizado en el oriente de Venezuela. Su principal yacimiento (SBC-1) está sometido a recuperación secundaria por inyección de gas, con la finalidad de lograr un factor de recuperación del 32% en 20 años. Más de 140 pozos han sido perforados, varios pozos están cerrados exhibiendo problemas con alta Relación Gas-Condensado (RGC) debido a la disminución en la producción de líquido. Así mismo, un número importante de pozos producen por debajo del potencial óptimo de producción. Este problema se atribuye a la formación de banco (anillo o bloqueo) de condensado, lo que reduce significativamente el flujo de gas (condensado) alrededor del pozo, convirtiéndose en un problema debido a su impacto negativo en las reservas remanentes en el yacimiento. Por lo que, basado en la necesidad de buscar alternativas para disminuir la problemática de formación de anillo condensado en pozos productores del Campo Santa Bárbara, se evaluó la factibilidad de aplicación de tratamientos químicos matriciales no reactivos, tratamientos con: metanol, surfactantes y solventes. Para ello, se llevaron a cabo ensayos de laboratorio, pruebas de desplazamiento en núcleos saturados con condensado que permitieron calcular la eficiencia de desplazamiento lograda con cada formulación, evaluando la permeabilidad efectiva del medio poroso a cada fluido obteniendo incrementos en la permeabilidad efectiva al condensado desde 101.5% hasta 122,2% respecto a la inicial en fluido base salmuera inhibida y desde 30.4 a 266.4% en fluido base aceite o solvente. Además se verificó la compatibilidad de las

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formulaciones con los fluidos presentes en la formación, corroborando una separación rápida y sin formar emulsiones ni formación de precipitados; por último, se aplicó el tratamiento en pozos productores de gas condensado con la problemática de formación de anillo de condensado retrógrado; realizándose en dos campañas, Fase I y Fase II. En la campaña “Fase I” se aplicó el tratamiento a cinco (5) pozos empleando formulación de metanol en base salmuera inhibida alcanzando incremento en la tasa de condensado (Qc) entre 37 a 250% y reducciones de la RGC entre 14 a 66%. En la campaña “Fase II” se aplicó el tratamiento a tres (3) pozos empleando formulación de metanol en base aceite o solvente, logrando incremento en la tasa de condensado (Qc) entre 27 a 35% (incluyendo la reactivación de un pozo que se encontraba cerrado por alta RGC) y reducciones de la RGL entre 8 a 48%. Hotel: Westin - Sala: Limatambo 1 - Día: Jueves 6 - Hora: 12:00 p.m. - 12:30 p.m. EXP-IR-JF-16-E A COUPLED ANALYTICAL-NUMERICAL APPROACH TO OPTIMIZED ENHANCED OIL RECOVERY PROCESS SCREENING.

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Se puede usar la declinación de la presión post-cierre de fractura de algunas pruebas de inyección a gasto de fractura como una información valorable para caracterizar el yacimiento en su estado actual: sobre algunas consideraciones a partir de pruebas de inyección a gasto de fractura se obtuvo los datos actuales de la presión estático (Pr) y de la transmisibilidad de formación (kh/µ). Efectivamente, este trabajo muestra como las analizases de cierre y post-cierre de fractura prior los tratamientos de fractura en algunos campos de la región sur, permitieron: • Actualizar los datos de yacimiento para re-evaluar el potencial actual de la formación de interés. • Caracterizar cualitativamente la heterogeneidad de la zona de interés. Se tiene algunos ejemplos donde se observó que el volumen inyectado no era suficiente para abrir completamente la zona de pago neto por la presencia de pequeño sellos de lutita en caso de formación de arena. • Estimar las limitaciones de la prueba de inyección. En algunos casos no permite una buena estimación de los parámetros de formación por factores como la presión de yacimiento baja, el tiempo de declinación insuficiente, la alta presencia de gas en el pozo y/o el yacimiento.

Jose G. Flores (Schlumberger); William Gaviria (Schlumberger); Danilo Vasconez (Schlumberger). Expositor(es): Jose Flores - Schlumberger - México Enhanced Oil Recovery (EOR) offers an alternative to substantially increase the recovery factor by enhancing the pore-level sweeping of the reservoir. The initial component in an EOR implementation consists of screening the processes with potential applicability to the reservoir of interest. Historically, screening has been a fairly empirical process, relying on graphs, spreadsheets and so-called expert systems used to compare easilyobtainable reservoir and fluid properties with favorable values, in order to identify applicable processes. Some people also conduct a literature search to assess the results obtained in analog fields. While analogy is important, the conventional approach is slow and in most cases incomplete, as it depends on the expertise and resources available. Clearly, there is an opportunity to improve the traditional methodology for EOR process screening, both in terms of reducing uncertainty and time. An innovative workflow* is presented in this paper, consisting of two independent screening methodologies. The first methodology consists of four separate analytical processes that mutually integrate to come up with an EOR-process recommendation. Present and past EOR project information, consisting of nearly 3000 implementations, helps identify analogs and their results. The information from analogs is combined with the reservoir architecture analysis and analytical simulations, providing a robust basis on which to rank the most viable EOR methods. The second methodology incorporates representative three-dimensional, three-phase flow sector models, selected based on reservoir and well quality to represent the ranges observed in the field. State-of-the-art optimization and numerical modeling is used to maximize the value of the top ranking EOR methods, providing a quantitative mechanism to evaluate and compare their behaviors.

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Hotel: Westin - Sala: Limatambo 1 - Día: Viernes 7 - Hora: 8:00 a.m. - 8:30 a.m. EXP-IR-LH-11-N NEW FIELD DEVELOPMENT PLAN USING DECLINE CURVE ANALYSIS SUPPORTED BY NUMERICAL SIMULATION IN HEAVY OIL FIELDS. Luis Huaranga (Repsol); Cabo Rodrigo (Repsol); Salinas Rosberg (Repsol). Expositor(es): Luis Huaranga - Repsol - Perú In the last decade, three heavy oil fields were discovered in remote area of the Peruvian Amazonian rainforest; commercial oil volumes were tested from Casablanca, Vivian and Chonta reservoirs. Fluids (water and oil) and cores were collected, and well testing were performed in each reservoir of the three discovered fields, with this information it was decided to perform the Conceptual Field Development Plan (FDP) to assess the technical-economic feasibilities. Use of Decline Curve Analysis (DCA) from analogous fields is an extended practice in early stages since DCA is one of the most important methods for defining production forecasts, widely used for its simplicity and robusticity, but reliability of DCA production forecasts and reserve estimation from it depends on the quality of data and knowledge of history of productive behavior, otherwise it can lead to large errors and even inappropriate results. Numerical reservoir simulation models were built for each field, integrating geophysical, geological and reservoir information in order to minimize uncertainties in DCA from analogous field estimations. Numerical reservoir simulation allowed better sensitivities analysis to critical parameters such as: porosity, permeability, fault transmissibilities, water oil contact and water/oil relative permeability. Different locations and well type (vertical, deviated and horizontal) were evaluated, obtaining a characteristic curve for each one. These were normalized and grouped based on their potential and productive behavior. It is important to point out the impact of recovery factor in heavy oil fields where a wrong study can decide whether or not the field is going to be developed. Graphs with information from different worldwide fields including oil viscosity, API and permeability versus recovery factor were built supporting the results. This integrated approach allows to builds up a complete field development plan covering all reservoir variables for a better decision making. Hotel: Westin - Sala: Limatambo 1 - Día: Viernes 7 - Hora: 8:30 a.m. - 9:00 a.m.

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EXP-IR-PZ-15-N ANÁLISIS DE LA RECUPERACIÓN DE LÍQUIDOS EN CAMPOS DE GAS CONDENSADO CON CYCLING. Pável Zuloaga Molero (Pluspetrol Perú Corporation S.A.); José Miguel Dorival Vargas (Pluspetrol Perú Corporation S.A.); William Navarro Cornejo (Pluspetrol Perú Corporation S.A.). Expositor(es): Jose Dorival - Pluspetrol Perú Corporation S.A. - Perú Una de la estrategias de producción de los yacimientos de condensado es la reciclado de gas para el mantenimiento de la presión de reservorio. Este esquema de producción está orientado a obtener un mayor factor de recuperación de los líquidos al evitar la condensación retrógrada. Sin embargo, la reinyección de gas es usualmente adoptada cuando aún se están desarrollando las condiciones de mercado apropiadas para el despacho de todo el gas producido. Esto conduce a tener un esquema de reinyección que depende de condiciones externas y que en la mayor parte del tiempo es un reciclado de gas parcial. En este caso no es posible mantener por siempre la presión de reservorio por encima del punto de saturación, pero la declinación de presión puede ser atenuada significativamente dependiendo de la cantidad de gas inyectado. Por otro lado la revaporización del líquido depositado al entrar en contacto con el gas seco es otro mecanismo importante que influye en la recuperación de los líquidos del gas natural. El objetivo del presente trabajo es evaluar la recuperación de líquidos en un yacimiento con cycling parcial en el área de Camisea, Cusco, y analizar como la recuperación se ve influenciada por el mantenimiento de presión generado por el reciclado parcial de gas, por la revaporización y por el arribo del gas inyectado a los pozos productores. Para este análisis se usará un modelo de simulación numérica composicional y se analizará por separado la recuperación de las fracciones de líquidos pesadas e intermedias.

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The proposed workflow has been tested successfully in several fields in Latin America and elsewhere. In all cases, it was possible to reduce the time required for a conclusive EOR screening, from the typical one-tothree months to about one week, reducing not only the time, and thus the cost of the specialists involved, but also providing analytical and numerical approximations that helped reduce uncertainty in the final product. A structured database with intelligent search mechanisms pinpoints a comprehensive list of analog projects and publications, for further evaluation to come up with a thorough screening analysis.

Hotel: Westin - Sala: Limatambo 1 - Día: Viernes 7 - Hora: 9:00 a.m. - 9:30 a.m. EXP-IR-GS-08-N THERMODYNAMIC STUDIES VS PRODUCTION. DATA INTEGRATION - BETTER FORECASTS. Gissela Carolina Segovia Nolasco (Repsol); Elizabeth Segama (Repsol); Ana Di Nezio (Repsol). Expositor(es): Gissela Segovia Nolasco - Repsol - Perú With almost nine years of exploitation, gas condensate fields in the Peruvian jungle have become the main source of production of the country, contributing with 95% of the dry gas and 50% of total liquids production nowadays. In that way, it is the accuracy in the calculation of volumes and the development of production forecasts which make attractive, viable and profitable these projects, especially due to the sale of liquids. Aware of this fact, the objective of the present study is to integrate thermodynamic studies (PVT) with historical production data. It was analyzed laboratory tests (CVD studies) and it was obtained a set of factor in order to get liquids production forecasts, also material balance (including a cryogenic plant) model was built and finally, they were compared against the historical production data. A relationship was observed from

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Hotel: Westin - Sala: Limatambo 1 - Día: Viernes 7 - Hora: 9:30 a.m. - 10:00 a.m. EXP-IR-VH-18-N CARACTERIZACIÓN TERMODINÁMICA DE UN RESERVORIO A ALTA PRESIÓN Y TEMPERATURA. CASO ESTUDIO LOTE 64. Victor Huerta (Petroperú S.A.). Expositor(es): Victor Huerta - Petroperú S.A. - Perú El Descubrimiento del Campo Situche Central en el Lote 64 ha marcado un hito en la Industria del Petróleo del Perú, no solo por constituirse en el yacimiento de crudo liviano más importante descubierto en los últimos 25 años en la Cuenca Marañón, sino también, por los retos tecnológicos involucrados en la perforación de pozos a gran profundidad, y el manejo de los reservorios productores a presión de formación y temperatura de fondo altas. La caracterización del comportamiento termodinámico de los hidrocarburos de un reservorio situado a gran profundidad, sometido a alta presión y temperatura de fondo, es una tarea sumamente importante que requiere entre otras tareas: verificar la estabilidad de las condiciones operativas durante el muestreo (presión de separador, temperatura de separador, GOR), verificar la representatividad de las muestras colectadas en fondo y/o superficie, y validar la consistencia de los ensayos de laboratorio, liberación flash, diferencial y ensayos de separadores. Una vez verificada la consistencia, se construirá el diagrama de fases para identificar si el yacimiento es de alto o bajo encogimiento, y si es necesario emplear una ecuación de estado o un set de tablas de propiedades para el modelamiento dinámico. La construcción del diagrama de fases requirió aplicar las mejores prácticas de la industria en cuanto a la agrupación de los componentes más pesados (C7+), teniendo en consideración su alta incidencia en el comportamiento termodinámico de la mezcla hidrocarburos; procedimientos de ensayo y error, así como de regresión numérica, fueron definidos para lograr el mejor ajuste de la predicción de la ecuación de estado (EOS), y las observaciones de los experimentos de liberación flash y diferencial; finalmente, una vez calibrada la EOS y exportada la tabla PVT, se realizaron las predicciones en el modelo dinámico de simulación numérica.

EXP-IR-MQ-01-N EL VERDADERO IMPACTO DE LA VIGILANCIA DEL RESERVORIO, DURANTE LA ETAPA TEMPRANA DEL DESARROLLO DE UN CAMPO DE PETRÓLEO, EN RELACIÓN A LA CARACTERIZACIÓN DE RESERVORIOS Y PRODUCTIVIDAD: EL CASO ESTUDIO DEL CAMPO CORVINA. Miguel Eduardo Quispe Santos (Pacific Rubiales Energy); Alexander Marin Peley (Pacific Rubiales Energy). Expositor(es): Miguel Quispe Santos - Pacific Rubiales Energy - Perú Este trabajo describe el impacto de la implementación del programa de monitoreo del reservorio, durante la etapa temprana del desarrollo del campo Corvina, para lograr su entendimiento y como la integración y análisis de toda la información obtenida, permitió optimizar los sistemas de completación, la productividad de los pozos y la energía del reservorio; y entender algunos comportamientos inesperados que en el pasado fueron sustancialmente difíciles de sustentar. Sin embargo, ahora todos estos aspectos están siendo aclarados mediante la integración de esta información con la reciente información de la sísmica 3D, lo cual ayudo a determinar las siguientes locaciones de desarrollo adicional en la plataforma. Durante la etapa de desarrollo temprano del campo Corvina, información estratégica y clave fue tomada de los pozos que se fueron perforando, ayudando a redefinir el modelo geológico y caracterizar el reservorio. Así para lograr este objetivo, muestras de fluido fueron tomadas y nueva tecnología tales como sensores de fondo permanentes, registros de producción y herramientas de evaluación de formación fueron corridas en pozos claves para diseñar y llevar a cabo la campaña de adquisición a través de todo el reservorio. Por otro lado, el análisis de la información no fue tan directo, sino una compleja tarea de lograr, tomando en cuenta la variación de las permeabilidades entre capas, depletacion diferencial; incertidumbre acerca de la propiedades petrofísicas de la roca, las cuales mejoran o empeoran en calidad de roca, hacia ciertas direcciones debido al ambiente deposicional. Por lo tanto, herramientas convencionales de análisis tales como análisis transientes de presión, nodales, balance de materiales, etc. han sido altamente útiles para hacer frente a este reto , con lo cual se ha logrado alcanzar al momento más de 6.5 MM de barriles de petróleo acumulado. Finalmente, el propósito final del este trabajo es mostrar una valiosa y particular experiencia relacionada al desarrollo temprano de un campo de petróleo costa afuera, la cual se podría extrapolar hacia otros campos de similares características , en donde, de acuerdo a este trabajo , la toma de información, se hace altamente critica para tomar decisiones futuras.

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which a scaling factor was determined for each case studied and it was established a range of deviation from the ideal case. Finally, it was concluded that equations from PVT studies along with pressures from an adjusted material balance model let us estimate a yield value (bbl/Mscf) in a reliable manner, in that way, the error between the historical liquid production after cryogenic plant (LPG and condensate) associated to gas production against production calculated from PVT equations, do not exceed, on average, the value of 1.8%. The successful result of history matching guarantees an adequate yield prediction throughout the productive life of the field.

Hotel: Westin - Sala: Limatambo 1 - Día: Viernes 7 - Hora: 11:00 a.m. - 11:30 a.m.

Hotel: Westin - Sala: Limatambo 1 - Día: Viernes 7 - Hora: 10:30 a.m. - 11:00 a.m.

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INTERFERENCIA Y ACELERACIÓN DE PRODUCCIÓN EN RESERVORIOS DE BAJA PERMEABILIDAD – CASO: PERFORACIÓN INFILL MASIVA EN RESERVORIOS ECHINOCYAMUS Y OSTREA – CUENCA TALARA, PERÚ. Diego Eduardo Escobedo Cabrera (Petrobras Energía Perú S.A.); Grethel Moreyra Herrera (Petrobras Energía Perú S.A.); Edwar Bustamante Ramírez (Petrobras Energía Perú S.A.). Expositor(es): Diego Escobedo Cabrera - Petrobras Energía Perú S.A. - Perú Siliciclastic reservoirs Ostrea and Echinocyamus from Talara Basin - Peru, both with permeability range from 0.01-1 md, are under development with more than 2200 producing wells. Over the past six years, a massive infill drilling campaign of 600 wells was performed, reducing well spacing gradually from 12 to 6 acres. Due to good productivity results, it was decided to evaluate additional drilling in the field by reducing well spacing to 4 acres. To determine the number of additional locations, it was necessary to determine to what extent the continuous spacing reductions have been accelerating reserves or interfering production. This study quantifies the percentage of production interference and reserves acceleration in tight sands reservoirs on a massive infill drilling project in Echinocyamus and Ostrea reservoirs. With these values, it was considered the optimum amount of additional wells that can be drilled to 4 acres. The methodology consisted in two steps. In a first step, a production curve analysis for each reservoir and structural block was developed, which analyzed infill wells decline with respect to old wells. In a second step, it was performed a numerical simulation model based on an integrated 3D geological structural complexity of the field, highresolution sequence stratigraphy, petrophysical and geostatistical analysis. The simulation consisted on several model realizations having as variables the acreage and lateral continuity of the reservoir. Impact of these variables was evaluated on the ultimate recovery of blocks. With the various adjustments to the historical production and infill drilling, it was observed that the recovery factor increased as acreage was reduced by contacting isolated non-communicating sands. Subsequently, a sensitivity analysis on contacted sands determined cutoffs of current pressure for which low permeability values do not add new reserves but interfere production. The results have allowed placing 70 additional locations to 4 acres well spacing and estimating that only 7 % of total infill project reserves are reserve acceleration. This methodology can be applied in areas of low permeability and the results used as an analogy for different stages of development. Hotel: Westin - Sala: Limatambo 1 - Día: Viernes 7 - Hora: 11:30 a.m. - 12:00 p.m.

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EXP-IR-JB-07-N CARACTERIZACIÓN DE LAS ARENAS SS 12, 14, 15 DE LA FORMACIÓN SALINA MOGOLLÓN DEL YACIMIENTO MIRADOR SUR. Jorge Bocanegra Pereda (Interoil Perú S.A.); Edilberto Santamaria Baldera (Interoil Perú S.A.). Expositor(es): Jorge Bocanegra Pereda - Interoil Perú S.A. - Perú La formación Salina Mogollón del yacimiento Mirador Sur del Lote III de la cuenca Talara, es una secuencia de arenas lenticulares alternadas con lutitas, en su sección completa se identifican 46 arenas con propiedades petrofísicas, de fluido y de presión diferentes, por lo que cada arena constituye un reservorio independiente. La puesta en producción de todas las arenas de la Formación Salina Mogollón inicialmente se ha realizado en forma simultánea. Posteriormente la caracterización de las arenas de esta formación, realizadas en base a la integración de datos estáticos y dinámicos ha permitido determinar que las arenas 12, 14 y 15 son las más productivas, siendo producidas en forma independiente. Estás arenas se encuentran en todo el área de estudio, las que presentan buenas características de roca reservorio. El alto volumen de producción y de recuperación final corrobora lo anteriormente descrito. El propósito de este trabajo es dar a conocer los resultados de la gestión de los reservorios mediante la nueva metodología de caracterización y ha permitido la optimización del desarrollo de los reservorios del yacimiento Mirador Sur.

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EXP-IR-DE-20-N

Hotel: Westin - Sala: Limatambo 1 - Día: Viernes 7 - Hora: 12:00 p.m. - 12:30 p.m. EXP-IR-JP-05-N ESTUDIO INTEGRADO DE CARACTERIZACIÓN DE LA ARENA SS 18 DE SALINA MOGOLLÓN EN EL YACIMIENTO SAN LUIS MEDIANTE LA INTERPRETACIÓN DE DATOS ESTÁTICOS Y DINÁMICOS. IMPACTO EN EL DESARROLLO DEL YACIMIENTO. Javier Oswaldo Portuguez Córdova (Interoil Perú S.A.); Anthony Rodrigo Berru Ancajima (Interoil Perú S.A.). Expositor: Javier Portuguez Córdova - Interoil Perú S.A. - Perú La formación Salina Mogollón (Eoceno Inferior) del yacimiento San Luis del Lote III de la cuenca Talara, es parte de un Sistema de Reservorios Silicoclásticos, formados por una secuencia de arenas lenticulares con intercalaciones de lutitas y algunos niveles conglomerádicos. En su sección completa se identifican 46 arenas con propiedades petrofísicas, de fluido y de presión diferentes, por lo que cada arena constituye un reservorio independiente. Antiguamente todos los pozos del Lote III eran completados perforando todas las arenas con potencial de contener petróleo, con ésta práctica: 1. No era posible determinar el aporte de producción de petróleo, agua y gas por arena 2. Se podía generar depletación diferencial 3. Dificultaba conocer los parámetros de las arenas (k, s, p) con pruebas de presión 4. Limitaba el conocimiento de las propiedades de los fluidos por arena (PVT)

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Hotel: Westin - Módulo: 4 - Día: Viernes 7 - Hora: 9:30 a.m. - 10:30 a.m. EXP-IR-AF-11-E DETERMINACIÓN DE PRESIÓN DE FONDO FLUYENTE MEDIANTE EL MÉTODO DE BOYUN GUO EN POZOS DE CRUDO LIVIANO, CAMPO SANTA BÁRBARA, VENEZUELA. Alfredo Flores (PDVSA intevep); William Araque (PDVSA intevep). Expositor: William Araque Romero - PDVSA intevep - Venezuela En este estudio se basó en la determinación de la aplicabilidad del método de Boyun Guo [1,2] para el cálculo de presión de fondo fluyente en pozos de crudo liviano, Campo Santa Bárbara (Venezuela, Oriente) el cual es un método que utiliza datos de presión de cabezal y de producción del pozo. El principal propósito de esta investigación es el de evitar los problemas operacionales causados al bajar una guaya con sensores minimizando así los riesgos que puede conllevar al cierre de la producción además de acelerar el tiempo de operación. Con este método es posible realizar una rápida actualización de nodales que permitan optimizar la producción disminuyendo también así los costos asociados a intervención del pozo para bajar sensores de presión. Para la realización de esta investigación se seleccionaron los pozos de crudo liviano de la zona central-este del Campo Santa Bárbara y luego de haber realizado un análisis de las variables del método de Boyun Guo [1,2], se realizaron los cálculos determinando así las presiones de fondo fluyente. Estos valores obtenidos fueron cotejadas con valores de presión obtenidas de pruebas BHP dinámicas con sensores de memoria y de análisis nodales, considerando las mismas condiciones de flujo para la fecha en la cual se realizo la medición con sensores La muestra estuvo conformada por veinticinco (25) pozos, los cuales cumplieron con las premisas para la validación de la técnica evaluada. Se obtuvo que el 88% (22/25) de las presiones dinámicas de fondo estimadas presentaron un porcentaje de error menor al 5% en el cotejo contra las presiones medidas con sensores mientras que para la totalidad de la muestras el error fue menor al 5%; por lo que la estimación de presión dinámica de fondo se consideró representativa de la condición de flujo del pozo Hotel: Westin - Módulo: 4 - Día: Viernes 7 - Hora: 4:00 p.m. - 5:00 p.m.

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EXP-IR-JP-10-E MODELO INTEGRADO SUBSUELO-SUPERFICIE COMPOSICIONAL EN YACIMIENTOS DE GAS CONDENSADO: CASO UNIDAD DE PRODUCCIÓN PIRITAL, PDVSA EYP. José Gregorio Pérez García (PDVSA intevep); Carlos Cabrera (PDVSA); Leonardo López (PDVSA). Este estudio muestra la metodología aplicada para generar un modelo integrado subsuelo-superficie de los campos Santa Bárbara y Pirital de la división Punta de Mata, los cuales comprenden yacimientos profundos de gran extensión que presentan una columna de fluidos con variación composicional que abarca desde gas condensado en el tope hasta crudo negro en la base del yacimiento. Además cuenta con un robusto modelo de simulación con más de 260.000 celdas activas y un modelo de redes de superficie con más de 900 Km. de líneas que conforman las Unidad de Producción Pirital. La metodología aplicada consistió en primer lugar, en la construcción en formato composicional de 189 (158 activas y 31 localizaciones contempladas en el plan de desarrollo 2012) modelos de pozos de los yacimientos de denominación común SBC-1 y SBC-8. Para ello, se emplearon las mismas ecuaciones de estado utilizadas en los modelos de simulación numérica de yacimientos, con el fin de cotejar las tasas de producción y gradientes dinámicos de presión mediante el ajuste de las correlaciones de flujo multifásico para tubería vertical así como las correlaciones de flujo crítico y subcrítico en reductor, tomando como referencia las últimas pruebas de producción y restauración de presión disponibles. El modelo de redes existente, fue migrado al formato composicional, luego fueron cotejados los volúmenes producidos, además de la composición en cada etapa de separación mediante el ajuste de las correlaciones de flujo multifásico para tubería horizontal y la eficiencia de los separadores. Finalmente fueron acoplados los modelos de pozos, el modelo de redes de superficie y los modelos numéricos de simulación de los yacimientos de las áreas SBC-1 y SBC-8, considerando el punto de acoplamiento en el fondo del pozo. La simulación integrada subsuelo-superficie permitió realizar predicciones del comportamiento de producción de los yacimientos considerando las restricciones de las instalaciones de superficie, reduciendo la incertidumbre de los pronósticos de producción además de identificar cuellos de botella a nivel de superficie.

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La aplicación de una nueva metodología de gestión de los reservorios (reservoir management) que incorpora el análisis é interpretación integrada de datos estáticos (mapas, secciones, núcleos, registros) y datos dinámicos (pruebas de presión, PVT, pruebas de producción), ha permitido conocer las arenas que tienen mayor potencial con lo cual se ha adoptado una práctica de completación selectiva con resultados muy satisfactorios. La metodología indicada se ha aplicado para el análisis é interpretación de la arena 18 de la formación Salina Mogollón del Yacimiento San Luis y en el presente trabajo se dan conocer los resultados obtenidos.

Publicación EXP-IR-CC-18-E ESTIMACIÓN DEL COMPORTAMIENTO DE PRESIONES ESTÁTICAS PARA UN YACIMIENTO CON VARIACIÓN COMPOSICIONAL, CAMPOS SANTA BÁRBARA Y PIRITAL, VENEZUELA. Carlos José Cabrera Guzmán (PDVSA intevep); Yecsenia Elvira Rivas Peña (Universidad de los Andes); Adriana Alejandra Rendón Bolívar (Universidad del Oriente).

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EXP-IR-CA-13-N DIAGNOSIS OF WATER PROBLEM BY PROVIDING PHYSICAL MEANING FOR THE PATTERN RECOGNITION. Cristian Elvis Aguado Sánchez (Universidad Nacional de Ingeniería). The water mechanism identification is the first step to choose the best candidates wells for water control and the most appropriate control method. Specifically, distinguishing water coning from channeling is critical for deciding whether shut-off or DWS techniques should be used because each of them applies only to single mechanism of water production. Chan observed that log-log plots of WOR versus time showed characteristic trends for different water invasion mechanisms. He proposed that derivatives of WOR (dWOR/dt) vs. time could be used for determining whether the excessive water production is due to coning or channeling. This diagnostic plot was successfully verified with field data for constant production rates. However, in most field cases production rates vary, data points are scattered, and it is almost impossible to recognize the slope of the derivative trends. Another limitation is that this method has not been supported by any theory, just series of numerical experiments. The cumulative water produced can be considered a power-functional relation with cumulative oil production, a derivative of this function results the WOR which can be differentiated with respect to time, this procedure smooths the scattered WOR data making the diagnostic more accurate. This method covers cases of varying production rates and can be used even in cases with a short production history. The results were verify using simulation models, it were achieved similar behaviors between the models and the analysis results. Simulation was also used to evaluate the reservoir behavior when applying shut-off or DWS techniques and search optimal production rates. Excessive water production is a common problem encountered in oil wells and can be caused either by migration behind the well’s casing or through high permeability layers in the reservoir (channeling), or by water coning. Water migration behind casing is a completion problem caused by poor zonal isolation by the cement sheath. Well logging methods have been used to detect water flow. Water coning is another possible source of excessive water production in water-driven reservoirs underlain by strong aquifers. It is necessary to identify mechanism of excessive water production prior to deciding on the well treatment.

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En el presente estudio se muestra la metodología aplicada y los resultados obtenidos para la generación de un modelo general que permita reproducir el comportamiento de presiones estáticas de los yacimientos profundos con variación composicional del área SBC-8, situada al sur de los campos Santa Bárbara-Pirital perteneciente a la División Punta de Mata, ubicado en el Área Norte del estado Monagas Venezuela; mediante la realización de un análisis estadístico utilizando software libre. El análisis estadístico se llevó a cabo mediante la aplicación de la técnica estadística regresión lineal múltiple, lo cual permitió emplear mayor información en la construcción de las matrices de correlación y por ende realizar estimaciones más precisas de los diferentes parámetros a evaluar. De esta manera se pudieron identificar las variables con mayor influencia sobre el comportamiento de presiones de los yacimientos del área, los cuales presentan una compleja columna de fluidos y están sometidos a un proceso de inyección continua de gas, siendo esta la primera vez que se emplea técnicas estadísticas especializadas para este tipo de yacimientos para la estimación de presiones. Como resultado final del análisis estadístico se generó una ecuación general con tres variables significativas: el gas producido total (Gpt), su transformada (1/√Gpt ) y gas inyectado acumulado (Gi), la cual presentó una calidad de ajuste de sus coeficientes de determinación y correlación ajustado (R2 y R2aj) mayores que 0,96. Se validó la representatividad del modelo mediante pruebas de hipótesis, análisis de supuestos y comparación entre el histórico de presiones y las presiones calculadas con el mismo, obteniendo un porcentaje de error menor al 3%. Permitiendo así reducir los tiempos de respuesta de las predicciones y cómo influye el comportamiento energético de los yacimientos cuando se varían las tasas de inyección y ajustar los diferentes escenarios para la simulación de los yacimientos.

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IMPLEMENTACIÓN DE UNA METODOLOGÍA INNOVADORA PARA GARANTIZAR LA INTEGRIDAD DEL AISLAMIENTO ZONAL EN YACIMIENTOS NATURALMENTE FRACTURADOS CON ALTA PRODUCCIÓN DE AGUA – REACTIVACIÓN DEL CAMPO MOTATÁN, CASO DE ESTUDIO. Jean Franco Carruyo Villalobos (PDVSA intevep); Jorge Barrios (PDVSA Petroquiriquire - Repsol); Abrahán Salazar (PDVSA intevep); William López (PDVSA Petroquiriquire Repsol); Claudia Farias (PDVSA Servicios). Expositor(es): Jean Carruyo Villalobos - PDVSA intevep - Venezuela En la actualidad el campo de estudio es uno de los campos en el cual PDVSA E&P inició una campaña de perforación de pozos como meta dentro de su plan corporativo, sin embargo, es un reto tecnológico porque el yacimiento presenta un aporte alto de producción de agua, aunado a que es un yacimiento naturalmente fracturado, dificultando así la integridad del aislamiento zonal. Siendo el área de Cementación de Pozos la más crítica para este proyecto, se desarrolló una metodología integral para mitigar la problemática. Esta metodología comprende tres fases: en primer lugar, un análisis en el área de geomecánica y yacimientos, en segundo lugar, análisis y diseño de un fluido óptimo compatible con el sistema cementante a utilizar, y la tercera fase, se encuentra enfocada en el sistema cementante. Ésta tercera fase, se encuentra definida por un análisis estadístico de desempeño de los pozos del área, determinación de la criticidad de invasión de agua, desempeño del esfuerzo de gel estático, y finalmente, la simulación de la capacidad antimigratoria de los sistemas cementantes propuestos. Esta metodología ha conllevado a la construcción exitosa de 4 pozos recientemente, y por ende, la reactivación de dicho campo. Esto se logró a través de esta metodología integral generándose un diseño de fluido base agua viscoelástico óptimo para la mitigación de pérdidas de circulación, y un sistema cementante tanto con capacidad antimigratoria para mitigar las arenas ofensoras de agua, como un adecuado comportamiento mecánico del cemento para soportar los esfuerzos que será sometido durante la vida útil. Por ejemplo, uno de los pozos recientes, es el pozo M-Z, el cual ha presentado en el primer año una producción de 1269 BOPD (30% más de lo esperado) con un corte de agua promedio del 10%, y aún después de 4 años el pozo se encuentra con una tasa de petróleo alrededor de los 900 barriles con un 30% de corte de agua. El ahorro total del proyecto se encuentra aproximadamente en 60 MM USD, asociado a la construcción exitosa de pozos. Hotel: Westin - Sala: Limatambo 2 - Día: Miércoles 5 - Hora: 8:00 a.m. - 8:30 a.m.

EXP-CP-MB-01-N CAMBIANDO LA MANERA DE PERFORAR EN ECUADOR. LA EXPERIENCIA DE REPSOL EMPLEANDO LA HERRAMIENTA RSS ‘POINT THE BIT’. UNA NUEVA ERA EN PERFORACIÓN DIRECCIONAL. Mario Alberto Bertarelli Valcárcel (Repsol); Luis Daniel Rodríguez Perdomo (Repsol); Bryan Luis Soto Pinto (Repsol). Expositor(es): Mario Alberto Bertarelli - Repsol - Perú Block 16 is a heavy oil field operated by Repsol since 1999, located in Orellana Province, within Waorani Ethnical Reservation and National Park Yasuní. Obviously, due to the geographical location, the operations in this block have always been performed with the most demanding safety and environmental friendly conditions. Regarding drilling operations, a total of 253 wells have been drilled in Block 16 from 21 well Pads on the different fields of the Block having platforms with as many as 40 wells. With the maturing of the field, well profiles have become more and more challenging as 3D, high displacement, horizontal wells are needed to reach the geological targets. These complex trajectories added to the proper difficulties of drilling a mature field made it necessary to propose new designs and explore new technologies that minimize drilling hazards and reduce overall operative time and costs.

CONSTRUCCIÓN DE POZOS

CONSTRUCCIÓN DE POZOS

EXP-CP-JC-09-E

Hotel: Westin - Sala: Limatambo 2 - Día: Miércoles 5 - Hora: 8:30 a.m. - 9:00 a.m. EXP-CP-MH-26-E PERFORACIÓN EXITOSA UTILIZANDO EL FLUIDO BASE AGUA ALTAMENTE INHIBIDO DE ALTO DESEMPEÑO. Monserrat Yeroney Hernández (Halliburton); Carlos Alberto Vega (Halliburton). Expositor(es): Monserrat Hernandez - Halliburton - México Por limitaciones ambientales deben usarse fluidos de perforación inhibitorios a base de agua, que por su naturaleza y afinidad con la arcilla de formación hidratan la misma, causando hinchamiento y dispersión de la pared del pozo, condiciones que operacionalmente se reflejan en embolamiento de la sarta durante el proceso de perforación, así como arrastres y apoyos durante los viajes de tubería, atascamiento de revestidores superficiales e inadecuada adherencia del cemento a la formación y al revestidor. Basado en la problemática anterior se revisó la data disponible identificando el perfil mineralógico de la arcilla, se introdujeron cambios sustanciales en la formulación del fluido, que incluyeron revisión de concentraciones, incorporación K+ y evaluación de productos alternativos. En el siguiente trabajo técnico se describe el destacado comportamiento del fluido de perforación base agua de alto desempeño, y sus aplicaciones exitosas durante la construcción de etapas superficiales hasta 1000 m en pozos de la Región Sur de México, cuyas formaciones geológicas presentan mediana y alta reactividad química al contacto con agua clasificándose como un reto técnico operativo. Hotel: Westin - Sala: Limatambo 2 - Día: Miércoles 5 - Hora: 9:00 a.m. - 9:30 a.m.

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MODELADO NUMÉRICO DEL FENÓMENO DE TORQUE Y ARRASTRE Y CENTRALIZACIÓN EN TUBERÍAS DE COMPLETACIÓN DE POZOS DE PETRÓLEO Y GAS. Geralf Pineda (PDVSA intevep); Vicente L. Ciccola (PDVSA intevep); Zamaira E. Chacón (PDVSA intevep). Expositor(es): Geralf Pineda - PDVSA intevep - Venezuela Torque y arrastre son parámetros críticos en perforación direccional, especialmente en pozos horizontales y de alcance extendido. Las limitaciones generadas por el fenómeno de torque y arrastre en dichos pozos son encontradas usualmente durante las fases de perforación y completación. Los trabajos de completación son incluidos en el diseño base del pozo como consecuencia de que han existido numerosos casos en donde el pozo ha sido satisfactoriamente perforado pero no ha podido ser completado debido a fallas en el diseño o limitaciones en el taladro. Para calcular las fuerzas aplicadas sobre la tubería de completación se requiere el uso de un modelo matemático que permita predecir las cargas o esfuerzos que pueden ser aplicados de forma segura sobre la tubería de completación durante su instalación. Experiencia previa ha mostrado que el uso de estos modelos en todas las fases de perforación y completación del pozo es una ventaja. El modelo más usado para estimaciones de torque y arrastre está basado en el propuesto por Johansick et al. (1983), debido a su simplicidad y disponibilidad general. Experiencia de campo indica que en algunos casos estos modelos analíticos generan resultados inexactos. Por esta razón, se desarrolló un estudio numérico basado en el modelo de Johansick. Dicho estudio permitió desarrollar un modelo 3D en elementos finitos (MEF) para la estimación del torque y arrastre que, debido a su versatilidad y flexibilidad, puede ser usado como base inicial para estudios numéricos en diferentes áreas como lo son pandeo, vibraciones, análisis de esfuerzos, diseño del ensamble de fondo de pozo, etc. A partir del modelo propuesto en combinación con algunos modelos de cálculos de trayectorias de pozo se desarrolló un programa computacional para la estimación del torque y el arrastre generado durante la fase de completación del pozo. En este trabajo se muestran las bases teóricas que soportan el modelo y su validación a través de su aplicación en algunos casos de campo, obteniendo un buen ajuste con datos reales. Hotel: Westin - Sala: Limatambo 2 - Día: Miércoles 5 - Hora: 9:30 a.m. - 10:00 a.m. EXP-CP-FM-28-E LÍMITE TÉCNICO DE LA PERFORACIÓN DE POZOS HORIZONTALES EN LA CUENCA DE CHICONTEPEC. Felipe de Jesús Martínez Estrella (Weatherford); Jose Guadalupe Lopez Hernandez (Pemex); Daniel Ibarra (Weatherford); Carlos Juárez Talancón (Weatherford); David Velázquez Cruz (Instituto Mexicano del Petróleo). Expositor(es): Felipe Martínez Estrella - Weatherford - México

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El Paleocanal de Chicontepec se ubica dentro de la cuenca Tampico-Misantla y está situado en la margen oriental de la República Mexicana en la Llanura Costera del Golfo. Tiene una superficie aproximada de 3,800 km² y es considerado la reserva petrolera más importante de México. Estas reservas han sido evaluadas por varias empresas, todas ellas coincidiendo en la gran cantidad de hidrocarburos que se localizan en esta zona, sin embargo, los yacimientos terciarios del Paleocanal de Chicontepec están compuestas de arenas líticas de grano fino que presentan una permeabilidad menor de 1 milidarcy, lo que representa un reto tecnológico para su explotación económicamente rentable. Para afrontar este reto, se ha desarrollado una intensa caracterización geológica y de yacimientos, que ha conducido a implementar nuevas estrategias para el desarrollo de los yacimientos como son: el uso de pozos horizontales de desplazamiento largo y la terminación con múltiples fracturas a lo largo del yacimiento. En este trabajo se presenta el análisis de límite técnico de los pozos horizontales perforados en el sector 8 de la cuenca de Chicontepec, compuesto por los campos Furbero y Presidente Alemán. Los pozos analizados fueron perforados en tres y cuatro etapas con diámetros de terminación de 5 1/2” y 4 ½”, y su ángulo de inclinación varía de 85° a 93°. Los pozos se terminaron usando tecnología convencional con tubería de revestimiento o Liner cementado y disparados en los intervalos de interés, y tecnología no-convencional utilizando un sistema denominado “zone select” que consisten en camisas deslizables y empacadores hinchables. Al final se hace un comparativo de actividades etapa por etapa y se discuten los pormenores de la curva de aprendizaje que se tuvo que superar para la optimización de la perforación y terminación de los pozos.

CONSTRUCCIÓN DE POZOS

CONSTRUCCIÓN DE POZOS

EXP-CP-GP-25-E

Hotel: Westin - Sala: Limatambo 2 - Día: Miércoles 5 - Hora: 10:30 a.m. - 11:00 a.m. EXP-CP-OG-03-E EVALUACIÓN DE UN NUEVO DISEÑO DE MECHA PDC DE 12 ¼” EN LOS POZOS AB, EN LA FORMACIÓN CARAPITA DEL CAMPO EL FURRIAL, NORTE DE MONAGAS – VENEZUELA. Orlando J. Gordon Reyes (PDVSA intevep); Girolamo Sinesi (PDVSA Intevep); Luís A. Pérez (PDVSA); Leonor González (PDVSA); Rafael Mejía (PDVSA); Oscar Salas (PDVSA). Expositor(es): Girolamo Sinesi Braucci - PDVSA intevep - Venezuela En los últimos años en los Campos del Norte de Monagas, División Oriente, Venezuela, la dureza de la lutita de la formación Carapita, específicamente, en el hoyo de 12 ¼” con espesor promedio de 8500 pies, ha generado tasas de penetración promedio con las mechas convencionales de 30 pph y más elevadas en ocasiones. La dureza UCS de dicha formación oscila entre 2 a 8 Kpsi, incluyendo dos arenas en la parte basal, E1 y E2 con una dureza entre 8 a 12 Kpsi. Con el objetivo de reducir los tiempos y costos de perforación en esta formación, se decidió optimizar el diseño de una mecha PDC, tomado en cuenta parámetros esenciales de las mechas con mejor desempeño, tales como: tasa de penetración, costos por pie perforado, columna litológica y perfil de trayectoria direccional. En este nuevo diseño, se introdujeron mejoras tales como: aletas espiraladas con cortadores de 16 mm, nueve chorros y reducción del calibre a 2”, en comparación con las mechas convencionales con aletas rectas, cortadores de 19 y 13 mm, con máximo

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se alcanza objetivos profundos con más espesores productivos sin exceder los costos en los servicios necesarios e incidir negativamente en la economía del pozo. El análisis y procesamiento de la información de los resultados obtenidos permiten obtener los puntos a mejorarse en el proyecto, esto ha servido para mejorar las bases técnicas de los próximos concursos que se preparan en el Lote X.

Hotel: Westin - Sala: Limatambo 2 - Día: Miércoles 5 - Hora: 11:00 a.m. - 11:30 a.m.

MULTIZONE HORIZONTAL GRAVEL PACK FOR SELECTIVE TESTING.

EXP-CP-OL-25-N

Ximena Guerrero (HOCOL S.A.); Maria Beatriz Velez (HOCOL S.A.); Anker Duarte (HOCOL S.A.); William Charry (HOCOL S.A.); Wilson Acosta (HOCOL S.A.); Jhon Rubiano (HOCOL S.A.); Alexander Beltran (HOCOL S.A.); Ximena Guerrero (Schlumberger); Darwin Florez (Schlumberger); Javier Peñaloza (Schlumberger).

PERFORACIÓN DE POZOS A MAYOR PROFUNDIDAD POR CAMBIO DE DISEÑO DE COLUMNA DE PERFORACIÓN EN EQUIPO AUTOMÁTICO. Oscar Santiago León Tinedo (Petrobras Energía Perú S.A.); Marcos Arturo Seminário Saldarriaga (Petrobras Energía Perú S.A.); Coautores: Guillermo Manuel Valladares Gómez (Petrobras Energía Perú S.A.). Expositor(es): Oscar León Tinedo - Petrobras Energía Perú S.A. - Perú El presente trabajo muestra los cambios realizados para lograr perforar pozos profundos con equipo de perforación HH100 que tenía una capacidad de 100 Toneladas, con un límite técnico de 5500 pies de profundidad con tubería de perforación de 5”, HWDP de 5” y DC de 6 ½”, con broca PDC de 8 ½” para bajar revestimiento de 5 ½”. El proyecto a desarrollarse precisaba alcanzar objetivos más profundos con el mismo equipo de perforación (HH100) y lograr perforar espesores mayores de la formación Mogollón, principalmente porque era necesaria la adquisición de un equipo de perforación de mayor capacidad para superar los 5500 pies, esto incidía negativamente en la economía del pozo. Para impulsar el proyecto se enfocó en la necesidad de cambiar de diseño de la columna de perforación a tubería de perforación de 4 ½”, HWDP de 4 ½” y DC de 6”, con broca PDC de 7 7/8”, teniéndose que bajar revestidor de 5 ½”. Las evaluaciones realizadas precisaron diseñar una columna de perforación para perforar pozos verticales de ± 6500 pies como límite técnico. Precisaron también de la simulación de nuevas condiciones de operación para optimizar los parámetros que serían requeridos para alcanzar los objetivos del proyecto. Bajo este proyecto se perforaron 03 pozos con el cambio de diseño de la columna de perforación los cuales superaron el limite técnico que se alcanzaba hasta el momento con el HH100 y se logró llegar hasta la profundidad máxima de 6600’. Durante la perforación de los 3 pozos, no se tuvieron problemas relacionados a la capacidad de tensión y torque en función de la columna de perforación, se presentaron problemas relacionados a pérdida de circulación inducidas y control desviación del hoyo, que precisaron de operaciones para corregir estos eventos que incidieron negativamente en la performance de la tasa de construcción. Los resultados obtenidos después de analizarlos fueron buenos y alentadores, permitiendo abrir una nueva carpeta de posibilidades de perforación en el Lote X, donde

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Hotel: Westin - Sala: Limatambo 2 - Día: Miércoles 5 - Hora: 11:30 a.m. - 12:00 p.m. EXP-CP-XG-14-E

CONSTRUCCIÓN DE POZOS

CONSTRUCCIÓN DE POZOS

ocho chorros y calibre de 3 a 3,5”. Para la aplicación de este prototipo se seleccionaron dos pozos pilotos: A y B, utilizando como referencia para el análisis, la información operacional de los pozos vecinos. Las variables analizadas fueron, la tasa de penetración y el costo del intervalo total perforado, tanto por correlación como por promedio ponderado. Dentro de las contribuciones técnicas y económicas más resaltantes de esta aplicación, se observaron: un incremento en la tasa de penetración entre 46% y 303 % con respecto a los pozos vecinos. En relación al costo del intervalo total perforado, se registró una disminución entre el 26% y 57,5% con respecto a los pozos vecinos considerados en el estudio.

Expositor(es): Jhon Rubiano - HOCOL- Colombia Oil production from “Llanos foreland basin” in Colombia is badly affected by sand production and high water cut. Sand production has been successfully controlled with Horizontal Open Hole Gravel Packs; however, early water breakthrough reaching water cuts as high as 90% remained a challenge. As a result, operators were forced to shutdown some new wells just few months after putting them in production. Recent new production logging approach with the Schlumberger’s Wireline FSI tool was performed in five horizontal well of Hocol (subsidiary of Ecopetrol). The findings of this approach were very revealing in terms of reservoir behavior, so far unknown for operator: - Even if the well was drilled across the same formation, unlike productive sands were identified that behaved differently. - Some considerable reserves were left behind as a result of formation heterogeneity among the identified sands. - Despite effective water control was experienced by the use of Hybrid Inflow Control Devices installed by Schlumberger in gravel packed wells, production of “left behind reserves” arose as the new challenge. With this new challenge in mind, the new completion scenario focused in the following objectives: 1.Ensure complete annular gravel pack for effective sand production control. 2.Create Compartments along the horizontal open hole section to improve drawdown management along the different identified sands. 3.Each productive sand should be able to be produced selectively (Open/Closed) with rig less intervention to be able to characterize and evaluate full potential for each zone. Schlumberger came up with the design of the First Multi-zone Single-selective Horizontal Open Hole Gravel Pack. The design was based on Alternate Path Technology with APS fast swell packers and hybrid inner selective string design. Hotel: Westin - Sala: Limatambo 2 - Día: Miércoles 5 - Hora: 12:00 p.m. - 12:30 p.m.

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INTEGRACIÓN ROCA-PERFIL EN EL TERCIARIO “CAPAS ROJAS”, APLICADA A LA CARACTERIZACIÓN Y PERFORACIÓN DE POZOS EN LAS CUENCAS DE UCAYALI – MADRE DE DIOS – PERÚ. Gerardo Pozo Calle (Pluspetrol S.A.); Edson Castillo Guzmán (Petrobras Energía Perú S.A.). Expositor(es): Gerardo Pozo Calle - Pluspetrol S.A. - Perú En los últimos 10 años, la actividad de perforación exploratoria y de desarrollo en la búsqueda de nuevos yacimientos de gas y la explotación de los ya existente ha incrementado en la zona de Camisea. Se han perforado pozos que han atravesado más de 4.000 metros de rocas del Terciario (Capas Rojas) llegando a profundidades totales de alrededor de 5.000 metros y alcanzando los reservorios de edad Paleozoico (Pérmico). El Área de Camisea está ubicado al este de la deflexión de Abancay y de la cordillera oriental , en su parte centro Oeste se encuentra el depocentro rellenado con rocas siliciclásticas de origen continental que vans desde el Paleoceno hasta el reciente, interpretándose máximos de espesor de 6.000 m. La información geológica reciente adquirida de pozos perforados (litología, perfiles de pozo abierto, LWD, análisis y estudios especiales) ha proporcionado nuevos conocimientos sobre las rocas del Terciario que llenan la zona de Camisea. El objetivo de este trabajo es mostrar la caracterización geológica integrada de las rocas del Terciario y su aplicación al diseño y optimización de la perforación al cruzar estas unidades que representa aproximadamente el 75 % de la sección atravesada por los pozos perforados. Hotel: Westin - Sala: Limatambo 2 - Día: Jueves 6 - Hora: 8:00 a.m. - 8:30 a.m. EXP-CP-JB-02-E COMPLETACIÓN DE POZOS EN CASABE EN AMBIENTE LIMPIO. Jorge Bardales (Schlumberger); Otoniel Acevedo (Ecopetrol); Malekov Robles Chávez (Schlumberger - Colombia). Expositor(es): Jorge Bardales Cruz - Schlumberger - Colombia En el campo Casabe dentro del proceso de perforación, se usaba para desplazar la lechada durante la cementación del revestimiento de producción salmuera pesada no filtrada. La densidad de la salmuera era propuesta en base a los registros XPT. Durante el desplazamiento se presentaba contaminación de la salmuera con el cemento y con residuos de grasa de las conexiones del revestimiento. Esta salmuera contaminada pesada se quedaba en el pozo y era utilizada durante el completamiento, además en este ambiente el proceso de cañoneo (rigless o con equipo) se realizaba en sobre balance generando que la formación sufra daño. Como consecuencia de esto no se alcanzaban los objetivos de producción e inyección (prognosis). El perfil de presiones presentes en los pozos de Casabe, acorde a los registros de presión, tienen una variabilidad de 6 – 10 lpg, con el fin de cubrir este rango de presiones se

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utilizaba fluidos de completamiento con una densidad mayor a 9.5 lpg generando un daño en las secciones de la formación donde se requería densidades más bajas. Para poder obtener salmuera con esta densidad se utilizaba formiatos, encareciendo el costo que involucra la preparación del fluido de completamiento. Actualmente en el campo Casabe dentro del proceso de perforación, se usa solo agua para desplazar la lechada durante la cementación del revestimiento de producción, logrando con esto un ahorro inmediato por el no uso de salmuera pesada. Por otro lado el proceso actual de completamiento se inicia con un raspado de revestimiento y un cambio de fluido con salmuera filtrada y limpia de 8.4 lpg. Por lo tanto las operaciones de cañoneo se realizan bajo balance o en balance, estimulando con ello la auto-remoción del daño en la formación, al manifestarse los pozos de forma surgente, logrando con ello que los pozos fluyan y/o muestren buena inyectividad en su completamiento final. Durante esta actividad se usan equipos de inyección de grasa y control de presión Wireline. Con el uso de salmuera limpia y filtrada se reduce el daño a la formación, se ha evidenciado un aumento en la producción o inyectividad de los pozos. Adicionalmente el tiempo de completamiento bajo estas condiciones se ha reducido considerablemente evidenciando de forma inmediata producción en pozos productores y disminución de pruebas fallidas de inyectividad con lo cual no se requiere operaciones de suabeo para estimular la formación.

CONSTRUCCIÓN DE POZOS

CONSTRUCCIÓN DE POZOS

EXP-CP-GP-06-N

Hotel: Westin - Sala: Limatambo 2 - Día: Jueves 6 - Hora: 8:30 a.m. - 9:00 a.m. EXP-CP-EA-19-N SODIUM FORMATE DRILL-IN FLUID PROVIDED WELLBORE STABILITY AND MINIMIZED FORMATION DAMAGE DURING DRILLING PAY ZONE, COMPRISED OF INTERLAYERS OF SAND, SHALE AND CLAYSTONE, IN THE RE-ENTRY PROJECT OF CORRIENTES FIELD – PERÚ. Ernesto Ascencios (Pluspetrol Norte S.A.); Robert Lino (Pluspetrol Corporation S.A.); Dario Collareda (Pluspetrol Corporation S.A.); Ruben Carrillo (Pluspetrol Corporation S.A.); Rony Martinez (Baker Hughes); Alfredo Morales (Baker Hughes); Helen Poclin (Baker Hughes). Expositor(es): Ernesto Ascencios - Pluspetrol norte S.A. - Perú Providing wellbore stability and minimizing formation damage are the main objectives when drilling pay zones. Wellbore instability problems can result in inability to log, inability to run casings and lack of isolation due to poor cementing operations whilst formation damage decreases near-wellbore permeability that results in the decrease of the flow capacity of the well. Drilling fluid is crucial to avoid drilling problems related to wellbore instability and assuring desired well productivity. Therefore, fluid design must satisfy drilling and completion requirements. These requirements resulted in the development of drill-in fluid that keeps desirable drilling fluid properties and minimizes formation damage. This paper presents the successful application of a sodium formate drill-in fluid in a slim hole drilled as part of the re-entry project in Corrientes field at Peruvian block 8. This drill-in fluid provided wellbore stability while minimized formation damage in a production section where layers of shale, sand and claystone are crossed.

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Hotel: Westin - Sala: Limatambo 2 - Día: Jueves 6 - Hora: 9:00 a.m. - 9:30 a.m. EXP-CP-MS-06-E CHALLENGING THE STATUS QUO: DRILLING RECORDS WITH ROTARY STEERABLE SYSTEM VORTEX FOR 12 ¼” HOLE SECTION. Marys Zoila Soto Velasquez (Schlumberger); Nairubi Reyes (Schlumberger); Juan Pablo Mejia (Schlumberger). Expositor(es): Marys Soto Velásquez - Schlumberger - Ecuador Drilling and Measurements has been drilling wells in the CONSORCIO SHUSHUFINDI in Ecuador for over a year. The drilling conditions in this area have historically proved to be very difficult. Due to the high hardness and abrasively of the conglomerates of the Tiyuyacu formation, this zone has turned into a problem at the moment of achieving the best performance. To overcome this, it was needed to plan profiles to cross this zone as vertical as possible or tangentially to avoid doing directional work as it represents a high degree of difficulty that it represents. When Consorcio Shushufindi began the drilling campaign in this field the wells were design similarly as previous operator. At the beginning it was used Downhole Motors with PDC bits and drilled with controlled parameters showing an average ROP of 30 ft/hr, which was translated in more drilling time, approximately 9 drilling days. Once the bit was showing symptoms of wear it was POOH to replace it for a new one. At the end a minimum of three runs were needed to reach the section TD. Historically there have also been many events related to the difficulty sliding and back reaming. With the implementation of an RSS powered by a power section motor, which allows additional torque capacity and higher WOB we were able to improve drilling times. We are able to significantly improve the drilling parameters, translating into a reduction of the drilling time for the section from 9 days to 5.5 days, additional the runs were reduced to 2 and the average ROP was increased from 30 ft/hr to 60ft/hr. With the implementation of the RSS client has the ability to save time in the well construction which is translated in to saving money and reaching the objectives agreed with the government. Hotel: Westin - Sala: Limatambo 2 - Día: Jueves 6 - Hora: 9:30 a.m. - 10:00 a.m.

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EXP-CP-HO-05-E EVALUATION OF A DIRECT EMULSION FOR A NOVEL APPLICATION AS A FORCING FLUID IN WELL COMPLETION. Harry Ogalde (PDVSA intevep); Viloria T. (PDVSA intevep); Luis E. (PDVSA intevep); Marin Andreina (PDVSA E&P); Gomez Yusbelys (PDVSA E&P); Suárez G. (PDVSA E&P); Gustavo A (PDVSA Intevep S.A.). Expositor(es): Harry Ogalde Arquero - PDVSA intevep - Venezuela Forcing oil sand (FOS) and internal packing gravel (IPG) consist of pumping and forcing a mixture of sand and oil to be placed between the casing and cement adhered to the wellbore face. As its name implies, FOS requires specific conditions for oil to transport the gravel to the forcing as well as to prevent formation damage. Due to some problems in logistics related to oil pumping unit for the oil sand forcing in field, several wells are waiting for mechanical completion, it is necessary to evaluate alternative fluids instead of oil of 20° API for well completion which is normally use for FOS in Heavy Oil Field of the western of Venezuela. TOFA system was tested as an alternative to oil for forcing sand. This technology is based on a direct emulsion of O/W. The evaluation includes tests of formation damage using Berea cores with permeability (k) of 270 milidarcys, and was performed in a permeameter modified to work with heavy oil (12 ° API oil). Results of tests show a returned permeability of 95%, formation damage of only 5%, which represents an excellent value similar to the result obtained with the crude of 20 °API, these tests were carried on under field conditions (Pressure and Temperature). Then, the viscosities of the different systems were determined to evaluate (Direct Emulsion and oil of 20° API), and the resulting mixtures of compatibility liquid-liquid test (compatibility test). The direct emulsion obtained with TOFA has better rheological properties than the oil of 20 °API thus determines that the direct emulsion system has better properties to carry proppant material (requirements for forcing and packaging fluids), and with this system could be require less flows (pump requirement), smaller volume of fluid to employ, and a final forcing pressure suitable to the reservoir conditions, decreasing the invasion or loss of fluid into the formation. Also, the compatibility test showed that the resulting mixture of oil reservoir (Heavy Crude Oil) with the fluid TOFA has a lower viscosity than the original oil reservoir. Additionally, a test of time slop of gravel in the fluid TOFA was performed and the result was similar to the obtained with 20 ° API crude oil. As a conclusion, this system of direct emulsion (TOFA) is an alternative for the FOS and IPG in heavy Oil Fields (fields of western of Venezuela) and reduces oil reservoir viscosity as well.

CONSTRUCCIÓN DE POZOS

CONSTRUCCIÓN DE POZOS

The paper describes the features of the drill-in fluid and the return permeability tests conducted to evaluate the potential formation damage. A comparison of caliper logging results and skin factors obtained with previous systems is also included. Finally the paper reviews the lessons learned and recommended operational practices to drill this kind of production section.

Hotel: Westin - Sala: Limatambo 2 - Día: Jueves 6 - Hora: 10:30 a.m. - 11:00 a.m.

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MEZCLA SAFE-CARB PARA MINIMIZAR INVASIÓN DEL FLUIDO EN ZONAS DE INTERÉS. Mario Alberto Bertarelli Valcárcel (Repsol); Alberto Rafael Gil Gonzáles (Repsol); Bryan Luis Soto Pinto (Repsol). Expositor(es): Mario Bertarelli - Repsol - Perú. Sagari 4XD is a gas and condensate exploratory well, located in Ucayali Basin, Block 57, in the Peruvian jungle. Sagari 4XD was planned as a 2D directional well with a maximum inclination of 26 degrees followed by a drop section reaching the main objectives and TD with 7 degrees inclination with an 8 ½” hole (Figure 1 – Well Design and Lithological Column). The goal was to drill primary objectives (Fm. Upper Nia, Lower Nia, Ene, Noi Sandstones) with a 8 ½” hole and case it with a 7” liner with minimum fluid invasion in order to maximize well deliverability. At the same time avoid having operational problems registered in previous wells: lost circulation, differential sticking, hole stability and formation collapse, tight hole, high vibrations, among others. Hotel: Westin - Sala: Limatambo 2 - Día: Jueves 6 - Hora: 11:00 a.m. - 11:30 a.m. EXP-CP-GT-05-N WELL DESIGN IMPROVEMENT FOR BLOCK 57 (PERUVIAN JUNGLE). Grover Enrique Toranzo Taboada (Repsol); Alberto Gil (Repsol); Bryan Soto (Repsol); Mario Bertarelli (Repsol). Expositor(es): Grover Toranzo Taboada - Repsol - Perú Block 57 is located in the Peruvian jungle at the south east of Peru where Kinteroni and Sagari gas fields take place. This kind of logistics to rig site allow less well design alternatives, compared with on shore and off shore operations, because the rig mobilization has to be done exclusively by helicopter with a maximum allowed load of 10,800 Kg. Mentioned limitation influences directly in well design for Block 57 (Appendix A). All wells drilled in this area have in their configuration 12 ¼” Bit x 14 ½” Hole Opener to run 11 ¾” Liner inside 13 3/8” casing with a 13 5/8” BOP Stack. As a necessity to improve well integrity, and enhance time - cost efficiency, the well design was reformulated to replace the 14 ½” Hole Opener by 14 ¼” Bit and run 11 ¾” casing inside 16” casing with a 16 ¾” BOP Stack. The mentioned BOP Stack is configured with three single Rams (maximum load 9,450 Kg) to match logistical requirements. This evolution of Peruvian Jungle well design avoids critical cementing operation, reinforces the barrier with the 11 ¾” casing in the wellhead compared with 11 ¾” liner, attains a substantial improvement in ROP, torque and directional build up rate. Hotel: Westin - Sala: Limatambo 2 - Día: Jueves 6 - Hora: 11:30 a.m. - 12:00 p.m.

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EXP-CP-OB-16-N OPTIMIZACIÓN EN LA PERFORACIÓN DE POZOS INYECTORES DE RECORTES EN LA ZONA SELVA SUR UTILIZANDO LA TECNOLOGÍA “CASING WHILE DRILLING” BLOQUE 56 Y 88, CUZCO – PERÚ. Orlando Bohorquez (Pluspetrol S.A.); Dario Collareda (Pluspetrol Perú Corporation S.A.); Jimmy Pérez (Pluspetrol Perú Corporation S.A.); Cristhian Purizaca (Wheatherford). Expositor(es): Orlando Bohorquez Aquino - Pluspetrol S.A. - Perú En el desarrollo de la perforación de pozos exploratorio y de desarrollo en los Lotes 88 y 56 del área de Camisea, compromisos ambientales consideró perforar pozos dedicados a la inyección de recortes de perforación - CRI Cutting ReInjection – estos fueron pozos direccionales de 1500 a 2300m de profundidad, el cual la primera fase, fue perforación vertical, entre 500 a 800m, de sección de 12 ¼” y revestidos con 9 5/8”, para esto se usó la tecnología de perforación con revestimiento con resultados muy satisfactorios 12 ¼” x 9 5/8”, el cual este paper desarrollará este performance. Se describe 5 pozos CRI, los dos primeros pozos CRI fueron perforados en el Yacimiento Cashiriari básicamente se usó para evitar las severas pérdidas de circulación. Los siguientes 3 pozos CRI fueron perforados en los Yacimientos Mipaya, Pagoreni West y San Martin Este, estos básicamente para estandarizar la perforación debido a la optimización de tiempos de perforación alcanzado versus el sistema de perforación convencional. Este paper desarrollará las diferentes tecnologías, desde zapato perforador, sistema rotario de perforación con revestidor, fluido de perforación y prácticas de perforación.

CONSTRUCCIÓN DE POZOS

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EXP-CP-MB-02-N

Hotel: Westin - Sala: Limatambo 2 - Día: Jueves 6 - Hora: 12:00 p.m. - 12:30 p.m. EXP-CP-JP-13-N HIGH PERFORMANCE WATER-BASED-MUD PROVIDES HOLE STABILITY IN MICRO-FRACTURED SHALE FORMATIONS IN PERUVIAN BLOCKS 56 & 88. Jimmy Nicolás Perez Colque (Pluspetrol Corporation S.A.); Dario Collareda (Pluspetrol Corporation S.A); Rony Martinez (Baker Hughes); Alfredo Morales (Baker Hughes); Helen Poclin (Baker Hughes). Expositor(es): Jimmy Perez Colque - Pluspetrol Corporation S.A. - Perú Drilling reactive and micro-fracture shale formations is a challenge due to wellbore instability issues that can be caused by mechanical and chemical effects. The associated problems include washouts, tight hole, packing off, caving and stuck pipe. Depending on the severity of these problems, consequences may include inability to log, poor cementations and even the need for sidetrack. Drilling fluids play an important role in wellbore stability, so fluids need to be optimized to assure shale inhibition, provide mechanical stability by plugging fractures and reduce pore pressure transmission. High-performance water-based mud (HPWBM) systems have been developed to comply with these requirements, overcoming the conventional water-based mud (WBM) limitations by emulating oil-based mud (OBM) performance.

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Hotel: Westin - Sala: Limatambo 2 - Día: Viernes 7 - Hora: 8:00 a.m. - 8:30 a.m. EXP-CP-ER-19-E GEONAVEGACIÓN DE POZOS HORIZONTALES COMO ESTRATEGIA DE DESARROLLO PARA EL CAMPO DE CRUDO PESADO CASTILLA EN COLOMBIA. Esteban Rojas (Ecopetrol); Mauricio Casanova (Ecopetrol); Diana Quintero (Ecopetrol); Catalina Moreno (Ecopetrol); Oscar Vera (Ecopetrol); Jaime Piedrahita (Ecopetrol); Jhon Riaño (Ecopetrol); Cesar Leal (Ecopetrol); Leonel Perez (Ecopetrol); Manuel Cardozo (Schlumberger); Elizabeth Quiroga (Schlumberger); Juan Ramon Lopez (Schlumberger). Expositor(es): Esteban Rojas - Schlumberger - Colombia El campo de crudo pesado Castilla es el más grande operado por Ecopetrol y cuenta con más de 400 pozos perforados; produce petróleo negro sub-saturado de gravedad promedio de 12 grados API de las unidades K1 Inferior y K2, esta última soportada por un fuerte acuífero regional. El campo fue descubierto en el año 1969 y fue desarrollado originalmente con pozos verticales. A partir del año 2000, comenzó a ser operado por la compañía nacional de Colombia Ecopetrol, la cual perforó y completó el primer pozo horizontal en 2011. En la continua búsqueda de mejoramiento de recobro y reducción en la producción de agua, se inició en 2012 una agresiva campaña de perforación de pozos de alta inclinación y pozos horizontales, aplicando técnicas y tecnologías de geonavegación para maximizar sus áreas de drenaje, con el gran reto propuesto de aumentar su producción en un 80% para el año 2015. En un esfuerzo conjunto entre el grupo de geología e ingeniería, e integrando toda la información geológica, estructural, sedimentológica, petrofísica y datos de producción de los pozos cercanos se seleccionaron las áreas potenciales del campo, longitudes laterales óptimas y se implementó un diseño de plataformas de superficie, cada una con un pozo desviado y hasta 10 pozos de alta inclinación y horizontales con diferentes objetivos geológicos y orientado en diferentes direcciones. Durante el desarrollo del proyecto se han geonavegado más de 74 pozos donde se han optimizado no solo las tasas de producción, si no los tiempos de construcción de pozo, la selección de la herramienta de geonavegación de acuerdo a las características de la formación, el flujo en la toma de decisiones y la estrategia de completamiento. Hotel: Westin - Sala: Limatambo 2 - Día: Viernes 7 - Hora: 8:30 a.m. - 9:00 a.m.

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EXP-CP-FI-12-E APLICACIÓN DEL SISTEMA TURBODRILL EN FORMACIONES CRETÁCICAS DE MÉXICO SUR. Freddy Iturrizaga Vertiz (Schlumberger);Rodrigo Varela (Schlumberger IPM); Linda Toribio (Schlumberger IPM); Franco Guzman (Schlumberger IPM); Dulce Cruz (Schlumberger B&AT); Roberto Solano (Pemex). Expositor(es): Freddy Iturrizaga Vertiz - Schlumberger - México Este trabajo destaca el diseño, ejecución y evaluación de la aplicación de la turboperforación y barrenas híbridas para perforar formaciones cretácicas con hasta 40% de contenido de pedernal en la región sur. Las complejas formaciones del campo Terra y Navegante presentan desafíos durante la perforación: perdidas de lodo, influjos de gas, formación abrasiva (UCS 15,000-30,000 psi), dificultad para construir ángulo, baja tasa de perforación (ROP) lo cual requiere varias corridas de barrenas tricónicas, todos estos factores influyen en el tiempo de perforación. El objetivo de esta aplicación es reducir los viajes por cambios de barrenas tricónicas debido a la limitación de horas de rotación, optimizar tiempos planos, reducir fallas de sistemas de orientación rotatorios (RSS: Rotary Steerable System), producir un agujero con mínima tortuosidad; de esta forma mejorar las operaciones de registros eléctricos y bajada de tuberías de revestimiento (TR) y eliminar por completo el riesgo de dejar conos de barrenas tricónicas en el pozo. Se realizaron simulaciones hidráulicas y de potencia hidráulica necesaria para la aplicación de la turbina, se realizó un diseño de la sarta para evitar daños por fatiga e incrementar las horas de rotación en fondo en un ambiente de alta temperatura, se analizaron los requerimientos direccionales para estimar la severidad de pata de perro (DLS) en carbonatos con nódulos de pedernal para asegurar los objetivos del pozo. La aplicación de la turbina y barrena híbrida logró perforar 378 m en el pozo Terra-21, siendo la corrida más larga del campo, eliminando dos viajes a superficie comparado con la perforación con barrenas tricónicas; En el pozo Navegante-4 se perforó todo el agujero de 12-1/4” en tres corridas versus seis corridas que fueron planeadas, logrando la carrera más larga de esta aplicación en agujero de 12 ¼” con 818 metros en una sola corrida. La aplicación de la turbo-perforación realizó el trabajo direccional con éxito.

CONSTRUCCIÓN DE POZOS

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This paper presents successful applications of a HPWBM, based on aluminum complex and a special sealing polymer, in Peruvian blocks 56 and 88. The HPWBM proved to be an efficient and environmental friendly alternative to OBM to provide wellbore stability in the micro-fractured shale formation “Chonta”, in vertical and deviated exploratory wells. The paper describes the mechanical and chemical mechanisms of the system to promote wellbore stability. It also includes a performance comparison between current fluid system and previous systems. Finally, it summarizes the lessons learned through the drilling experience in those blocks and recommends operational practices to drill troublesome shale formations.

Hotel: Westin - Sala: Limatambo 2 - Día: Viernes 7 - Hora: 9:00 a.m. - 9:30 a.m. EXP-CP-RC-17-N MEJORA CONTINUA DEL DISEÑO DE ENSANCHADORES CONCÉNTRICOS PARA EL INCREMENTO DEL ROP Y MITIGACIÓN DE CHOQUES Y VIBRACIONES A LO LARGO DEL PROYECTO CAMISEA – CUZCO PERÚ. Ruben Carrillo (Pluspetrol); V. Laguna (Schlumberger); G. Portillo (Schlumberger). Expositor(es): Ruben Carrillo - Pluspetrol Perú Corporation S.A. - Perú

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Hotel: Westin - Sala: Limatambo 2 - Día: Viernes 7 - Hora: 9:30 a.m. - 10:00 a.m. EXP-CP-RH-13-E APPLIED TECHNOLOGIES FOR SUCCESSFUL CEMENTING IN HIGH TEMPERATURE AND HIGHLY DEPLETED FIELDS IN SOUTHERN MÉXICO. Roberto Hernandez Enriquez (Halliburton); Edgar Cerrillo Caro (Halliburton); Roberto Solano De la Cruz (Pemex). Expositor(es): Edgar Cerillo Caro - Halliburton - México Roberto Hernandez - Halliburton - México

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Oil fields being exploited in the southern region of Mexico are primarily naturally fractured carbonates and can present difficult challenges during drilling and completion of oil wells. These fields have been exploited for several decades, culminating in low pore pressure and fracture gradients and narrow windows between the two. Because of this, production zones are often drilled underbalanced, exhibiting lost circulation and fluid intake simultaneously. These conditions encountered during the production stages can pose significant challenges to the cementing process, and therefore, to the necessary zonal isolation. To overcome these challenges, combinations of optimized job procedures and technologies have been applied to wells under such conditions, demonstrating improved results. Temperatures that the cement slurry will face during and after placement are determined using a simulator, which considers the heat transfer phenomena. Centralization has been improved using a new generation of resin-based, non-metallic centralizers attached to the casing. High-performance lightweight cements and energized spacers are the best choices for cementing under these conditions. Displacement of mud has been enhanced using a state-of-the-art three-dimensional (3D) simulator to optimize the rheological and density hierarchy. Application of these technologies have been successful for providing zonal isolation at the production zones and minimizing remedial works caused by lost circulation. The cement bond logs were evaluated considering the trouble zones present at the reservoir. These technologies can be applied using appropriate modifications to different zones globally encountering similar challenges and potentially providing appealing costbeneficial outcomes.

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Pluspetrol viene usando ensanchadores en sus campañas de perforación desde el inicio del Proyecto Camisea. Los retos enfrentados en estas campañas han contribuido en el desarrollo de la tecnología de Ensanchadores Concéntricos para perforación, principalmente en la evolución del diseño del bloque cortador y sus cortadores, reduciendo el impacto de las altos choques y vibraciones, los cuales han permitido mejorar el desempeño de la operación de ensanchamiento gracias a la correcta configuración Broca / Ensanchador el cual se analizará a lo largo de este estudio. Los campos considerados para este estudio son: Cashiriari, Pagoreni West, Mipaya y San Martin Este y los pozos base son: CR-1001D, CR-1002D, CR-1003D, CR-1004D, CR1005D, CR-1006D, CR-1007D, CR-1008, PAW-1001, MIP-1003-ST y SME-1001, ubicados en el Bloque Camisea en la Selva sur del Perú que atravesaron las Formaciones Lower Red Beds (LRB) y Charophytes caracterizadas principalmente por rocas sedimentarias con Arenisca y Arcilla con rangos de compresibilidad de roca (UCSs) entre 4000 6000psi con máximos de 8000psi en Charophytes para la sección de 12-1/4” x 14” - 14-3/4” y las Formaciones Vivian, Upper, Lower & Basal Chonta caracterizadas por litologías como Arenisca, Caliza y Lutita con UCSs entre 7000 - 14000psi con picos de hasta 20000psi en la sección de 10-5/8” x 12-1/4”. Desde el punto de vista de la dinámica de la perforación, se ha considerado el análisis de Vibraciones Laterales (LAT VIB) y Stick-slip. Debido a la complejidad geológica del área y a las longitudes planeadas de los pozos, se dificulta considerablemente los viajes, registros y corridas de revestimientos. Es por esto que el diseño mecánico del pozo exige ensanchar varias secciones para adicionar el revestidor de 11-¾” a los revestidores tradicionales. Esto implica un desafío en lograr una configuración de ensamblaje que minimice los viajes por cambio de BHA (que permita perforar/ensanchar simultáneamente la sección en un solo viaje) mientras se optimiza la tasa de penetración. Para esto fue necesario el desarrollo en la tecnología de los ensanchadores concéntricos, específicamente en el bloque cortador y sus cortadores PDC. Este desarrollo en la tecnología de ensanchadores se basó en el análisis de los resultados de la simulación de un modelo dinámico avanzado que condujo a encontrar el diseño de cortador (generación 1 a la 5) adecuado para las condiciones del bloque Camisea y los mapas de parámetros generados a partir de la experiencia en el campo que permitió encontrar el tamaño de apertura acertado para afrontar este desafío.

Hotel: Westin - Sala: Limatambo 2 - Día: Viernes 7 - Hora: 10:30 a.m. - 11:00 a.m. EXP-CP-CP-12-N APLICACIÓN DE LA TECNOLOGÍA “DRILLING WITH CASING” PARA OPTIMIZAR LOS TIEMPOS DE PERFORACIÓN EN LA CAMPAÑA DE PERFORACIÓN DE POZOS DE DESARROLLO EN EL LOTE 67. Cristhian Andy Purizaca León (Weatherford del Perú); Sébastien Thoréton (Perenco Peru Petroleum LTD); Juan Watanabe (Perenco Peru Petroleum LTD); Marco Antonio Dominguez Méndez (Weatherford del Perú). Expositor(es): Cristhian Purizaca León - Weatherford - Perú En el Campo Piraña – Selva Norte del Perú (Lote 67) fueron perforados 08 pozos (07 de desarrollo y 01 de inyección de agua), estos pozos de diseño tipo “J” presentaron un estado mecánico de sección vertical de diámetro 13 ½”, revestido con casing 10 ¾”, y sección dirigida de 9 ½”, revestido con casing de 7 ⅝”. La tecnología “Drilling with casing” fue utilizada en la primera sección vertical de diámetro 13 ½”, con tubería de revestimiento de diámetro 10 ¾”, de los 08 pozos cuyas profundidades estuvieron entre los 1,998 ft (mínima) y 2,015 ft (máxima) empleando zapatas perforadoras perforables de 4 y 5 aletas, de diseño exclusivo para el diámetro de casing 10 ¾” a utilizar, además complementado por un equipo automatizado de superficie para transmitir la rotación a la tubería de revestimiento conectado a través del top drive.

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Hotel: Westin - Sala: Limatambo 2 - Día: Viernes 7 - Hora: 11:00 a.m. - 11:30 a.m. EXP-CP-EA-20-N MEJORA DE LA TASA DE CONSTRUCCIÓN EN LA FORMACIÓN MOGOLLÓN APLICANDO NUEVA TECNOLOGÍA EN LOTE X.

Hotel: Westin - Sala: Limatambo 2 - Día: Viernes 7 - Hora: 11:30 a.m. - 12:00 p.m. EXP-CP-CV-03-N PROPER SOLIDS CONTROL LEADS TO BETTER DRILLING PERFORMANCE AND GENERATES SAVINGS – A CASE STUDY FOR BLOCK I, TALARA BASIN, PERÚ.

Edwar Agüero (Petrobras Energía Perú S.A); Oscar León (Petrobras Energía Perú S.A); Marcos Seminario (Petrobras Energía Perú S.A).

Christian Gianfranco Vera Beteta (Graña y Montero Petrolera).

Expositor(es): Edwar Agüero - Petrobras Energía Perú S.A - Perú

Expositor(es): Christian Vera Beteta - Graña y Montero Petrolera - Perú

En el Lote X, entre los años 2005 y 2012 se han perforado masivamente pozos teniendo como objetivo formaciones intermedias (Lutitas Talara, Echino y Ostrea) con profundidad promedio de 4500 pies; con excelentes resultados en tasas de construcción y ROP. Esta buena performance, permitió plantear la alternativa de perforar pozos hasta la formación Mogollón, buscando desarrollar reservas adicionales en objetivos profundos. Este reservorio está compuesto principalmente por arenas con altas fluorescencia y presencia de conglomerados hasta en un 100% por intervalo. Los antecedentes de perforación de la formación Mogollón en el Lote X, muestran el uso de brocas tricónicas (años 80 y 90) con tiempos de perforación de aproximadamente 30 dias. Nuestro reto al inicio de esta nueva campaña era el uso de brocas PDC, buscando mejorar la durabilidad de la broca, tener una mayor cantidad de pies perforados y tasa de penetración (ROP), disminuyendo la el número de viajes a superficie por cambio de brocas. El proyecto para perforar Mogollón, se inició con el uso de brocas de 8 aletas con cortadores de 13 mm y un ensamble de fondo (BHA) con un equipo de perforación convencional. El año 2009 se perforó el pozo EA8378, alcanzando un ROP promedio de la fase de producción de 43 pies/hora hasta la profundidad de 5162 pies, cortando 500 pies de espesor de la formación Mogollón. Entre el año 2009 y 2011 se fue mejorando el diseño de las brocas y de los cortadores,

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los cuales nos daban mayor durabilidad, inicialmente se utilizaron diseños de 8 aletas, posteriormente se diseñaron brocas de 6 aletas con cortadores mejorados de 16 y 13 mm. Con el mismo BHA direccional y un equipo hidráulico de 500 HP, el año 2011 se perforaron pozos al Mogollón obteniendo ROP de 92 pies/hr a profundidad promedio de 4798 pies y el año 2012 se logró incrementar el ROP a 97 pies/hr con profundidad promedio de 5238 pies. En forma paralela el año 2011 se perforaron 5 pozos de un Proyecto Piloto por la formación Mogollón con un equipo de 1500 HP y la mejor performance se obtuvo en el pozo EA11401, donde se perforaron 6843 pies con una sola broca en toda la fase de producción. La perforación del pozo EA11401 se demoró 7.2 días. La reducción de costos fue casi del 40% con respecto al primer pozo. La perforación de estos se pozos se realizó con equipos hidráulicos, equipados con Top Drive. Durante el desarrollo de los pozos se fue mejorando los modelos de brocas, se redujeron los tiempos de conexión, se cambiaron algunas prácticas operativas reduciendo tiempos de perforación. En el año 2010, el ensamble de fondo (BHA) utilizado era liso, debido a la abrasividad de la formación, esto se fue variando hasta terminar los pozos con un BHA semi-pendular con Motor de Fondo-MWD-LWD-APWD.

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CONSTRUCCIÓN DE POZOS

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Los 08 pozos fueron perforados en el mismo campo Piraña – Lote 67 cuyos “cellars” fueron separados en intervalos de 4 m cada uno razón por la cual fue necesario perforar 04 pozos verticales utilizando directamente la tecnología de “Drilling with casing” y otros 04 pozos realizando en primer lugar un “Nudge” para dar la dirección adecuada y evitar el potencial riesgo de colisión al momento de perforar la siguiente sección de 9 ½” debido a la proximidad entre los pozos, luego continuar perforando con la tecnología “Drilling with casing” hasta llegar a la profundidad programada de la sección de 13 ½”. Se emplearon centralizadores rígidos espiralados para minimizar el efecto de torque al momento de rotar la tubería de revestimiento de 10 ¾” en el hueco de 13 ½” además de obtener una adecuada cementación. Se adicionaron “anillos de torque” en las conexiones para incrementar la resistencia a la torsión por tratarse de conexión API. La reducción de tiempos de perforación se vio reflejada debido a la optimización de las prácticas de perforación, uso de equipo automatizado de superficie “Overdrive System” relacionado a los tiempos de enrosque y torqueo de conexiones de la tubería de revestimiento y empleo de un solo “BHA” para realizar la operación de “drill out” de las zapatas perforadoras perforables DPA 4416X & DPA 5416X continuando con la perforación de la siguiente sección de 9 ½” hasta la profundidad final.

Undesirable solids increase drilling costs in many ways in addition to the rise of Drilling Fluid Cost. If not controlled adequately, it directly leads to problems in Drilling (Lost of Circulation and Stuck pipe by differential pressure) and greater wear (abrasion of suspended solids) of metal surfaces where mud flows, and more drilling waste (water addition to dilute mud). For that, it is necessary to remove those solids until an acceptable percentage is reached, because it is complicated to eliminate undesirable solids in its whole. There are basically 3 mechanisms, which help us to reduce the solids percentage of drilling fluids. These are: by dilution, by shaking and by settling or centrifuging. For that reason, the performance of the Solids Control System of Drilling Rig GMP-10 was evaluated by means of the following parameters: • Calculation of Density and Discharge Flow of Hydrocyclones (Desander, Desilter and Mud Cleaner). • Granulometric analysis by sedigraph of 2 mud samples. • Drilling Fluid report of wells drilled in 2012. • Centrifugal pumps conditions feeding hydrocyclones. The following was identified: • The Solids Control System was designed to different conditions in comparison with the currently used (greater rate of penetration by use of PDC bits and downhole motors versus triconic bits and conventional bottom hole assembly).

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Hotel: Westin - Sala: Limatambo 2 - Día: Viernes 7 - Hora: 12:00 p.m. - 12:30 p.m. EXP-CP-CR-09-N DESTACADO DESEMPEÑO DE NUEVAS HERRAMIENTAS PARA ENSANCHAMIENTO DE HOYOS EN LA SELVA DE PERÚ Carlos Rojas (Repsol); Antonio Harada (NOV); Juan Caro (Repsol); Jorge Bobadilla (Repsol); Alberto Gil (Repsol); Juan Gomez (NOV). Expositor: Juan Carlos Caro - Repsol - Perú Los trabajos de ensanchamiento siguen demandando altos niveles de confiabilidad de las herramientas, en términos de durabilidad (estructura de corte, sistema de retención y sistema de activación/retracción) y estabilidad para mitigar vibraciones, todo esto para optimizar la calidad del hoyo sin afectar la tasa de penetración. La línea de Ensanchamiento de la compañía de servicio tiene una variedad de herramientas corridas, ensanchan secciones donde las lutitas y arcillas reactivas son ampliadas para evitar problemas con las corridas de revestimiento y para mejorar la calidad de la cementación Este trabajo describe el trabajo realizado por la compañía de servicio en el pozo exploratorio Mapi 5X (Lote 57), donde un hoyo piloto de 8.5” fue ensanchado a 12.25” en dos etapas. Primero, fue implementado exitosamente el uso de un ensanchador concéntrico (CS), luego un ensanchador hidráulico logró un ensanchamiento dentro de la formaciones Nia, Shinai, Noi / Ene, y Copacabana (90% calizas) por primera vez en el Perú. Se obtuvieron registros de las vibraciones grabados por los sensores de vibraciones sin tiempo real, para determinar los niveles de estabilización durante la perforación, además del análisis del desgaste de los ensanchadores y las brocas. Hotel: Westin - Módulo: 3 - Día: Miércoles 5 - Hora: 4:00 p.m. - 5:00 p.m.

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EXP-CP-GC-16-E EVALUATION OF EXCESSIVE OIL BASE MUD GELATION BASED ON COLOMBIAN FOOTHILLS EXPERIENCE. German Cotes (Halliburton); Christian Ferreira (HOCOL S.A.); Carlos Montoya (HOCOL S.A.); Halliburton (HOCOL S.A.); Everardo Ortiz (HOCOL S.A.); Henry Rueda(HOCOL S.A.); Ricardo Jara (HOCOL S.A.). Expositor: Carlos Montoya - Halliburton - Colombia In the foothills located in Casanare, Colombia, hundreds of oil wells have been developed to find new reserves. During this extensive development, various types of drilling fluids and additives have been used to address the technical challenges resulting from the complexities of the structures encountered and the depths of the wells drilled. After some borehole failures, including several side tracks, oil-based mud (OBM) was determined to be the best option for these wells. The use of oil-based systems greatly reduces uncertainty from the drilling fluid perspective, especially for the Carbonera formation intervals. Common diesel oil has been used as the base oil for many years; it is typically selected on the basis of experience in offset wells, cost, and the difficulty of obtaining other base oils. Excessive gelation, however, occurred in the subject well, which was primarily caused by the base oil and other factors that exacerbated the effect. After performing several laboratory analyses and various procedures to mitigate the problem that led to two side tracks, the base oil used was determined to include a high amount of methyl esters. Temperature changes and the products used to strengthen the emulsion produced a gel that, at low temperatures, would not flow easily and increased the difficulty of resolving two stuck pipe issues. This problem had not occurred previous operations in the country and has not been reported in any other operations worldwide. This paper describes the events, conclusions, and best practices for normal operations.

CONSTRUCCIÓN DE POZOS

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• Eliminated solids percentage, by the equipment mentioned, is much less than its capabilities can discharge, due to the fact that the inlet pressure and feeding flow were not optimum. This created the need of dilution and throwing mud from sandtrap and even from desander tank. • 64% of solids are smaller than 15 µm in size, which can only be eliminated by using a decanter centrifuge. • As solids percentage increased, rate of penetration decreased and metal surfaces where mud flows had greater wear. Consequently, it was recommended and implemented the following in order to improve solids removal efficiency: • Desanders with an inlet that favors laminar flow of drilling fluid. • Installation of centrifugal pumps with more flow capacity. • Renting decanter centrifuge services. Finally, the results were: • Decrease of Non Productive Time (NPT). • Rate of penetration increased on all wells drilled in 2013. • Savings in costs of drilling rig and other services (operator). • Savings in costs of mud pump parts (drilling contractor).

Hotel: Westin - Módulo: 3 - Día: Jueves 6 - Hora: 9:30 a.m. - 10:30 a.m. EXP-CP-CR-04-N BROCA HÍBRIDA SUPERA LAS EXPECTATIVAS Y CONSIGUE EXCELENTE RENDIMIENTO EN APLICACIÓN EN FORMACIONES DIFÍCILES EN LA SELVA SUR DE PERÚ. Carlos Rojas (Repsol); Antonio Harada (NOV); Juan Caro (Repsol); Bryan Soto (Repsol); Alberto Gil (Repsol); Juan Gomez (NOV). Expositor: Juan Carlos Caro - Repsol - Perú Lo ideal para cualquier pozo es perforar cada sección del mismo en una sola carrera, sin embargo, es muy difícil conseguirlo cuando las formaciones presentan litologías duras, abrasivas e intercaladas, pues estas condiciones afectan seriamente la durabilidad de las brocas. En aplicaciones de altos esfuerzos compresivos es común utilizar brocas tricónicas de insertos, sea solo para los intervalos más duros o toda una sección, esta tecnología

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Hotel: Westin - Módulo: 3 - Día: Jueves 6 - Hora: 4:00 p.m. - 5:00 p.m. EXP-CP-GM-30-E RE-COMPLETAMIENTOS DE SARTA SELECTIVA DE INYECCIÓN ADICIONANDO NUEVOS GRUPOS. Gerlein Mauricio López Ropero (Ecopetrol S.A.). Expositor: Gerlein López Ropero - Ecopetrol S.A. - Colombia Desde 2007 al 2012 se han realizado en el campo Casabe (Antioquia, Colombia) aproximadamente 300 trabajos de conversión de pozos inyectores los cuales tenían sartas de completamiento convencional (tubing string mas packer) a pozos con sartas de completamiento selectivo, con el fin mejorar el perfil de inyección del pozo y la eficiencia de barrido vertical para incrementar el soporte de presión en los pozos existentes. Para el 2013, luego de una reinterpretación del área y los patrones de inyección, se ha visto la necesidad de agregar grupos de inyección en las arenas superiores de los pozos actualmente completados con sartas de completamiento selectivo. Teniendo en cuenta la complejidad mecánica que implicaría recuperar toda el completamiento selectivo y volver a re-completar con otro diseño con grupos de inyección adicionales; se propuso el trabajo de re-completar los pozos en las arenas superiores sin recuperar el BHA de sarta selectiva existente. Debido a que esto conllevaría a un trabajo extendido de pesca de alto riesgo y costos asociados. El beneficio de esta operación nos evita perforar pozos nuevos para alcanzar los objetivos de inyección en las arenas superiores que fueron desestimadas inicialmente. Hotel: Westin - Módulo: 3 - Día: Viernes 7 - Hora: 9:30 a.m. - 10:30 a.m.

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EXP-CP-KA-04-E ¿CUÁL ES LA IMPORTANCIA DE DEDICAR RECURSOS A ESTUDIAR ¿QUÉ FLUIDO DE COMPLETACIÓN ES MÁS CONVENIENTE? Katiuska Aguilar Marte (PDVSA intevep); María Machuca (PDVSA). Expositor: María Machuca (PDVSA).- Venezuela En el proceso de completación original de los pozos, es el fluido de completación el que entra en contacto directo con la arena y el hidrocarburo a producir. De acuerdo a las buenas prácticas operacionales se debe completar con la misma base del fluido con el que se perfora, para evitar algunos de los posibles mecanismos de daño a la formación, entre los cuales están los bloqueos ocasionados por emulsiones o sólidos, siendo entre otros, los principales mecanismos de daño ocurridos con el fluido de completación. Para la fase de completación los fluidos a utilizar deberían ser salmueras limpias; la limitación o selección de la misma, esta sujeta a la densidad necesaria para garantizar la operación y a los compuestos químicos presentes en el fluido de perforación, en el agua de formación y en los hidrocarburos de producción, siendo uno de los más comunes el dióxido de carbono (CO2). En el presente trabajo se hace un análisis químico en donde se ponen en contacto los fluidos mencionados con los posibles fluidos de completación formulados con diferentes sales, tales como: cloruro de sodio y de potasio, bromuro de sodio, acetato de potasio, cloruro de calcio y formiato de sodio y potasio; evidenciándose que la mezcla entre algunos de ellos genera competencias iónicas, debido tanto a su solubilidad, como a su coeficiente de solubilidad, mostrando que en todo momento se deben realizar pruebas fuera del medio poroso con todos los fluidos que se encuentran en contacto con las arenas productoras, antes de hacer el trabajo de completación para seleccionar el fluido que permita garantizar la producción del pozo.

CONSTRUCCIÓN DE POZOS

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a pesar de tener gran estabilidad y habilidad de atravesar zonas intercaladas se encuentran limitadas en su vida útil por la durabilidad de los cojinetes, resultando en viajes a superficie para cambio de broca. Otra tecnología aplicada son las brocas impregnadas, capaces de perforar rocas de altos esfuerzos compresivos y abrasivos, pero con tasas de penetración bajas y dependientes del uso de turbinas o motores de altas revoluciones. Para conseguir en estas aplicaciones resultados de alta durabilidad y buenas tasas de penetración, los nuevos diseños de brocas híbridas combinan varias tecnologías existentes como las brocas PDC, de alta resistencia al impacto, abrasión y temperatura, cuerpo recubierto con material impregnado expuesto en áreas estratégicas para aumentar la durabilidad; adicionalmente estas brocas se caracterizan por poseer un diseño muy estable que contribuye a la durabilidad total de la estructura de corte, especialmente requerida en ambientes de alta vibración inducida en litologías intercaladas de calizas y dolomitas. El primer uso de este diseño de broca en Perú consiguió perforar toda la sección 8 ½” con la misma broca en 3 carreras, acumulando un intervalo de 3740 ft compuesto principalmente por calizas de más de 30 kpsi de esfuerzo compresivo confinado (CCS) con una tasa de penetración de 30 ft/h. En este proyecto las vibraciones laterales y torsionales fueron medidas utilizando medidores de vibraciones de fondo en modo de memoria en alta frecuencia registrando lecturas bajas.

Hotel: Westin - Módulo: 3 - Día: Viernes 7 - Hora: 4:00 p.m. - 5:00 p.m. EXP-CP-OL-26-N REDUCCIÓN EN EL COSTO DE FLUIDO DE PERFORACIÓN Y MENOR IMPACTO AMBIENTAL, POR REUTILIZACIÓN DEL FLUIDO DE PERFORACIÓN. Oscar Santiago León Tinedo (Petrobras Energía Perú S.A.); Marcos Arturo Seminário Saldarriaga (Petrobras Energía Perú S.A.); Coautores: Guillermo Manuel Valladares Gómez(Petrobras Energía Perú S.A.). El presente trabajo tiene por finalidad mostrar cómo se implementó el proyecto de reutilización de fluido de perforación en la perforación masiva de pozos de petróleo en un campo maduro de profundidad promedio de hasta ± 4100 pies de pozos en el Lote X, ubicado en el Noroeste Peruano, que pertenece a la provincia de Talara y al departamento de Piura, en el trabajo se muestra las características y procesos del proyecto y los resultados económicamente positivos de esta implementación en la economía del pozo, disminución del consumo de agua y el menor impacto ambiental. La implementación de la planta de reciclaje de fluido de perforación se da debido a diversos factores: • La incidencia del costo del fluido de perforación, en la estructura del costo total del pozo, representaba un 8.3%. • El impacto ambiental que generaba descartar el fluido de perforación en cada locación donde se perforaba, mediante una zona de chute.

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Publicación EXP-CP-HC-08-E CHANGING THE WAY TO DRILL IN ECUADOR: EXPERIENCE USING POINT-THE-BIT ROTARY STEERABLE SYSTEM IN HORIZONTAL AND 3D COMPLEX WELLS. Hector Ruben Carrizo; Jose L. Sanchez (Schlumberger Ecuador); Luis D.Rodriguez Perdomo (Repsol Ecuador); Mario Betarelli (Repsol Ecuador). To meet the challenge of drilling of complex oil wells, the point-the-bit rotary steerable technology was introduced in Ecuador in 2010. The excellent drilling performance results and savings (both in time and money) have pushed the rest of the oil fields in Ecuador to introduce and apply the point-the-bit rotary steerable system (RSS), which was the key technology implemented in the drilling campaign in Block 16, Orellana Province. Twelve horizontal wells with complex 3D configurations were drilled. The point-the-bit RSS for 8 ½-in. and 12 ¼-in. hole sections was promoted, accepted, and used based on design and operational advantages. The drilling campaign developed during 2011, 2012, and 2013 showed very good results, with 107,061 ft drilled in 2,821 operational hours and a significant average rate of penetration improvement of 20% over conventional technology in the same field for the same oil operators. The point-the-bit RSS solved common catastrophic events observed previously (i.e., stuck-pipe and lost-in-hole situations). Additionally, it allowed reaching geological objectives for very complex wells, offering several advantages such as:

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• Drilling through all proposed targets with a minimum separation from the planned trajectory • Reaching higher dogleg severities in rotary mode with a minimum well tortuosity • Minimizing reactive formation exposure by a faster drilling speed • Improving hole cleaning • Minimizing stuck-pipe events while drilling and while tripping • Running 7-in. liner and completions without any issues • Improving landing development and horizontal navigation process • Allowing the drilling of longer horizontal sections • Opening the possibility of running a reamer to enlarge the hole while drilling. Publicación EXP-CP-MM-10-E NUEVAS ALTERNATIVAS DE ADITIVOS COMO VISCOSIFICANTES, REDUCTORES DE ABRASIÓN Y CONTROLADORES DE FILTRADO PARA FORMULACIONES DE FLUIDO DE PERFORACIÓN.

CONSTRUCCIÓN DE POZOS

CONSTRUCCIÓN DE POZOS

• Las continuas demoras, dificultades y costos para disponer de agua para uso industrial en una zona donde este recurso es escaso. La implementación del proyecto de reciclaje de fluido de perforación precisó de implementar nuevos procesos tales como: Transporte de fluido de perforación del pozo perforado a la planta de tratamiento y de la planta de tratamiento de lodo hasta el pozo nuevo a perforarse, esta tarea debía hacerse en forma segura y con todas las precauciones para evitar impactos ambientales y que el tiempo que no excediera el DTM de los equipos de perforación (aprox. 18 hrs). Instalación y uso de centrifugas de altas revoluciones en la planta de tratamiento para tratar un volumen de aproximadamente 600 bls de fluido de perforación recuperado, , procesando inicialmente el volumen de 250 bls, requeridos para el inicio de la perforación de la fase de superficie y a continuación el volumen restante (350 bls ), el cual se despachaba, después de concluida la perforación y cementación de la fase de superficie. Uso de fluido recuperado sin ningún tratamiento adicional para perforar la primera fase, en algunas ocasiones se la agregaba Hidróxido de Sodio. El fluido usado en la primera fase, después de tratarse con los equipos de control de solidos del equipo y de la centrifuga portátil, se usaba como base para formular el lodo requerido para la fase de producción, con las propiedades reologicas y curva de densidades programadas. El fluido de perforación usado durante este tiempo fue base agua principalmente y era del tipo base aluminio con las propiedades de poder ser reciclado debido a la estructura de sus componentes que no degradaban rápidamente, los pozos perforados precisaban durante el trabajo de perforación un tren de densidades de 9.0 a 10.2 ppg, principalmente el incremento de solidos se daba por la admisión de solidos durante la perforación.

Mayerling Morales (PDVSA intevep); Fernanda Velásquez (PDVSA intevep); Domingo Pernía (PDVSA intevep); Ramón Colina (PDVSA intevep); María Perozo (PDVSA intevep); José Blanco (PDVSA intevep); Yacquelin Sandoval (PDVSA intevep). En Venezuela uno de los fluidos de perforación más utilizado en hoyo intermedio, es el de fase continua aceite (100%). El aceite utilizado es de tipo mineral, desaromatizado amigable al ambiente (AMD). Entre las ventajas que ofrecen los fluidos base aceite tenemos, su capacidad para tolerar la acción de los agentes contaminantes presentes durante la perforación, tolerar altas temperaturas e inhibir el hinchamiento de las arcillas presentes en la formación (Barberi, 1998). A lo largo de los años se ha buscado optimizar las concentraciones y tipos de aditivos utilizados en los fluidos de perforación ya que los mismos representan uno de los factores más importantes y de mayor costo en las operaciones de construcción de pozos de petróleo y gas. La presente investigación considera ampliar la gama de posibilidades en cuanto a aditivos viscosificantes, reductores de abrasión y controladores de filtrado disponibles en el mercado, mediante la evaluación a escala experimental de aditivos alternativos a los utilizados actualmente en los sistemas de fluidos de perforación 100% base aceite. Para esta evaluación fue necesario elaborar una serie de formulaciones, a las cuales se le realizaron mediciones de propiedades reológicas, pruebas de abrasión y de control de filtrado. Los resultados arrojan que 3 de los aditivos evaluados presentan propiedades acordes con los requerimientos establecidos y podrían sustituir los que se aplican actualmente, ya que utilizando la misma concentración de los aditivos comerciales, se logran incrementos de viscosidad de 30-50% en el fluido, reducciones en el índice de abrasión (IAR) del fluido en aproximadamente 90% y una capacidad de control de filtrado similar a la obtenida con los aditivos comerciales. Adicionalmente el costo de los aditivos evaluados representa aproximadamente el 50 % del costo de los aditivos comerciales. En conclusión, los aditivos evaluados y que arrojaron los mejores resultados representan una excelente alternativa para optimizar las propiedades de los sistemas 100% base aceite, utilizado por lo general en el hoyo intermedio, con lo que se puede lograr una mayor eficiencia en la construcción de pozos a menor costo. Publicación

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APLICACIÓN DEL ROTARY STEERABLE SYSTEM EN CAMPOS MADUROS - LECCIONES PARENDIDAS. Edwar Agüero (Petrobras Energía Perú S.A.); Marcos Seminario (Petrobras Energía Perú S.A.); Oscar León (Petrobras Energía Perú S.A.). De acuerdo a las especificaciones del RSS, para un buen rendimiento necesita trabajar mínimo con 120 RPM, con lo cual teníamos un torque promedio de perforación de entre 9 – 10 KLbs, generando que el Top Drive se detenga. Debido a esto se trabajó con 80 RPM, a partir de 2000 pies que era la profundidad a la cual se iniciaban los problemas entre el RSS y el Top Drive. En el Lote X, en los últimos 5 años se han perforado masivamente pozos teniendo como objetivo formaciones intermedias (Lutitas Talara, Echino y Ostrea) con profundidad promedio de 4500 pies; con excelentes resultados de tasas de construcción y ROP. En el lote X en las últimas campañas de perforación desde el año 2004, se perforo masivamente los pozos denominados intermedios con objetivos principalmente hasta el Ostrea con profundidad promedio de 4500 pies. El año 2010 en el Lote X se evaluó un BHA direccional con Motor de Fondo - MWDLWD y APWD para los pozos denominados intermedios, debido a los buenos resultados obtenidos con este nuevo ensamble se planteo el uso de RSS buscando reducir los tiempos de corrección del angulo en comparación con el BHA con Motor de Fondo MWD-LWD y APWD en el año 2012. Se inicio la perforación de 3 pozos con RSS-MWD-LWD y APWD obteniendo un ROP 111.5 ft/h, mientras que con el Motor de Fondo - MWD-LWD y APWD de 126.4 ft/h. La tasa de construcción total del pozo con RSS fue 1113.6 ft/dia mientras que con el Motor de Fondo fue 1436.5 ft/dia. De acuerdo a los resultados obtenidos en los 3 pozos perforados con RSS-Power Drive en comparación con los pozos perforados con Motor de Fondo se observa que los mejores resultados se han obtenido con el motor de fondo. Se observa que tanto la Tasa de Construcción Total, como la de la Fase de Producción de los pozos perforados con Motor de Fondo son mayores en casi 10%, para el ROP la diferencia es del 13%. El porcentaje de sliding durante durante la perforación se redujo de 10% que se tenía en ese momento a 0%, el principal obstáculo que se tuvo durante la perforación con RSS fue el Top Drive que tenía el equipo de perforación. Publicación EXP-CP-DP-11-E EXPERIENCIAS EN EL USO DE MINERAL DE HIERRO COMO DENSIFICANTE DE FLUIDOS DE PERFORACIÓN EN LA FAJA PETROLÍFERA DEL ORINOCO (FPO), VENEZUELA. Domingo Pernía (PDVSA Venezuela); Mayerling Morales (PDVSA Venezuela); Wilson Leal (PDVSA Venezuela); Ramón Colina (PDVSA Venezuela); María Perozo (PDVSA Venezuela); José Blanco (PDVSA Venezuela); Abel Ojeda (PDVSA Venezuela); Yacquelin Sandoval (PDVSA Venezuela); Rafael Godoy (PDVSA Venezuela).

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En Venezuela, las aplicaciones del densificante a base de mineral de hierro se iniciaron en el año 1973 utilizando un producto basado en las especificaciones API (Hematita). Debido a problemas de erosión/abrasión que ésta ocasionó en los equipos del sistema de circulación, Petróleos de Venezuela, S, A., (PDVSA) inicia en 1987, el proyecto denominado ORIMATITA (Hematita) con la finalidad de obtener un densificante compuesto de mineral de hierro de óptima calidad. A partir de entonces se realizaron pruebas de laboratorio y de campo hasta alcanzar la versión O38, donde se logró mejorar y variar las especificaciones del tamaño de partícula de la hematita con el fin minimizar la abrasividad ocasionada por el producto, esta versión ha sido aplicada de manera exitosa en 256 pozos en la zona Oriental y Occidental de Venezuela, en intervalos de densidad definidos entre 12 y 18 lpg. PDVSA, a través de sus filiales Intevep y Servicios Petroleros División Ayacucho, durante el año 2013, impulsó la aplicación de la Hematita versión O38 obtenida a partir de una nueva fuente de materia prima (NMP) como material densificante en los fluidos base agua en las actividades de perforación en la Faja Petrolífera del Orinoco (FPO). En esta última se encuentra la acumulación de petróleo pesado y extrapesado más grande del mundo con una extensión de 55.314 km2 y un estimado de Petróleo Original en Sitio (POES) de 1.300 millardos de barriles. El presente trabajo describe las experiencias sobre la sustitución de la Barita por Hematita en la FPO. El estudio incluye los siguientes aspectos: identificación, caracterización y evaluación de potenciales fuentes de materia prima, formulación de fluidos de perforación, ensayos de abrasión y aplicaciones de campo. Los resultados de laboratorio indican, que la Hematita manufacturada a partir de la nueva materia prima (NMP), es apta para su uso como densificante de fluidos de perforación base agua con densidad evaluadas entre 9 y 12 lpg, presentando niveles de abrasión similares o menores a los exhibidos por fluidos formulados con Barita a la misma densidad. Las aplicaciones de campo en los pozos MFC-104, MFC-105 y MFC-107 pertenecientes a la macolla María Palacios de Bolívar, ubicada en la División Ayacucho (FPO), donde se perforó la sección intermedia (12 ¼ pulg) utilizando la Hematita como material densificante demostraron que durante las operaciones de perforación no se presentaron inconvenientes en los equipos de perforación direccional, equipos de control de sólidos y en el sistema de circulación de superficie.

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EXP-CP-EA-21-N

Publicación EXP-CP-NG-01-E A CASE STUDY: SUCCESSFUL HIGH-DENSITY ABANDONMENT PLUG IN HIGH PRESSURE ZONE IN NORTH EAST INDIA. Ankit Agarwal, Schlumberger ( Author ); Coautores: Bipin Jain (Schlumberger); Nadish Gupta (Schlumberger); Samarpita Sarkar (Schlumberger); Dhruv Singhal (Schlumberger); Leonardo Pagani (Schlumberger); Gajendra Jangid (Schlumberger). Successful abandonment of high pressure wells has always been critical and provides a challenge worldwide. Setting cement plugs to isolate high pressure formations require robust slurry designs and execution. Challenges include narrow margins between pore and fracture pressures, removal of high density mud to place cement slurry, and stability of fluids at high pressures. The key is to prevent losses and/or influx by maintaining static and dynamic pressures between the narrow pore and fracture pressure window of the formation.

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Publicación

EXP-IP-YM-21-N APLICACIÓN DE LA TÉCNICA DE SISTEMA DE LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL “AUTO GAS LIFT”, EN CAMPO CORVINA, LOTE Z 1 /OFFSHORE PERÚ. Yrael Matos Reyes (Pacific Offshore Perú); Alexander De Jesús Marin Peley (Pacific Offshore Perú); Jorge Saire Carhuapoma (Weatherford Perú S.R.L.). Expositor(es): Yrael Matos Reyes - Pacific Offshore Perú - Perú El campo Corvina está localizado al Nor-Oeste del Perú, en la Cuenca de Tumbes, Bloque Z 1 (Offshore Perú), figura 1. La formación productiva, Zorritos Oil está definida como una estructura anticlinal de areniscas de granos fino a medio, inicio su explotación en el año 2007 mediante la completación del pozo 21XD y no fue hasta fines del 2010 cuando se declaró la comercialidad del campo. Los pozos producen por flujo natural de completaciones no selectivas. El mecanismo de impulsión dominante en el reservorio es gas en solución, con una presión inicial de 3300 psi, presión de burbuja de 2850 psi siendo la presión actual estimada de 2450 psi. Hasta la fecha se han perforado 13 pozos entre delimitadores y desarrollo, dos completados dual para funciones de productor e inyector, un inyector y el resto productores. El comportamiento de producción del campo, la corrida de registros de producción (PLT/ MPLT) en pozos existentes y registros eléctricos en pozos nuevos confirman la formación de una capa de gas secundaria en la parte superior del reservorio de mayor presión, como consecuencia del efecto de estar el reservorio por debajo de la presión de burbuja y de la inyección de gas a través de pozos inyectores en dichas arenas, iniciada a finales del año 2011. El comportamiento de producción de los pozos evidencia baja eficiencia de levantamiento de petróleo a lo largo de la tubería de producción, al producir en conjunto con altos volúmenes de gas y contrapresión en el cabezal. La campaña de reacondicionamiento de pozos del año 2012, se realizó con el objeto de selectivar las arenas productoras de gas y petróleo, e implementar el sistema “Auto Gas Lift” (AGL), en las arenas de la capa de gas mediante la inclusión en la completación mecánica de equipo Gas Lift convencional, teniendo como resultado optimizar la producción de gas e incremento de la producción de petróleo. Para el diseño de la instalación del puerto de AGL se utilizó un simulador comercial, calculando el tamaño de puerto de inyección, de manera que permitiese el paso del volumen de gas requerido, de acuerdo con el requerimiento de la dinámica del flujo del pozo, derivado del análisis nodal. La aplicación de la técnica de AGL en Corvina ha sido exitosa, lográndose un incremento en la producción de los pozos, destacando que en uno de ellos fue de hasta 300 BOPD. Estos resultados han permitido expandir esta técnica a otros campos del Lote Z1, con resultados positivos.

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The producing reservoirs located in the fold and thrust-affected zones in the Southeastern part of the upper Assam basin in Northeast India are comprised of a multiple series of individually-trapped reservoir sands in the Upper Girujan Clay formation. The well was planned to be vertical with a TD of 2,828 m. The high pressure formations were expected during drilling towards the primary objective. As the final section was drilled, the mud weight was increased to 22 lbm/gal to maintain the well under control. Drilling complexities and operational limitations of the rig encouraged the operator to temporarily abandon the well for reentry later. The density of the cement slurry to achieve well integrity had to be higher than the mud weight of 22 lbm/gal, thus a slurry design of 23.30 lbm/gal was engineered. While the cases of such high slurry density are rare worldwide, this was the first instance that slurry at density higher than 23 lbm/gal was pumped in India. This paper will discuss the design of a stable slurry system, which was engineered using an optimized particle size distribution (OPSD) methodology that has solid volume fraction (SVF) of over 50%. This allowed for robust slurry design at a high density with robust rheological properties, ensuring proper placement. Furthermore, this paper will elaborate on the job challenges and execution of the novel OPSD system to abandon a high pressure well in Northeast India.

Hotel: Westin - Sala: Cusco 1 - Día: Miércoles 5 - Hora: 8:00 a.m. - 8:30 a.m.

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EXP-IP-DC-19-N

EL GAS LIFT COMO SISTEMA DE LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL EN EL DESARROLLO PRODUCTIVO DE LOS YACIMIENTOS DE MIRADOR SUR Y SAN LUIS DEL LOTE III.

INCREMENTO DEL FACTOR DE RECUPERACIÓN DE PETRÓLEO EN POZOS CON GAS LIFT MEDIANTE EL HUFF & PUFF CON GAS NITRÓGENO.

Daniel Culquicondor Huacchillo (Interoil Perú S.A.); Julio Manuel Enrique García Ruiz (Interoil Perú S.A.); Rolando Jahir Duque Alvarado (Interoil Perú S.A.).

Dwight Cajavilca (Savia Perú S.A.); Jonathan Hinostroza (Savia Peru); Co-autores: Alberto Agurto (Savia Peru); Song Peng (Kerui Group).

Expositor(es): Daniel Culquicondor Huacchillo - Interoil Perú S.A. - Perú

Expositor(es): Jonathan Hinostroza - Savia Perú S.A. - Perú

El desarrollo de la formación Salina Mogollón del yacimiento Mirador Sur y San Luis del Lote III de la cuenca Talara, es a la fecha uno de los objetivos productivos principales de este campo. El desarrollo de esta zona está ligado a la implementación de métodos de producción y prácticas productivas apropiadas tanto técnica como económicamente viables. Inicialmente la puesta en producción de las arenas de la formación Salina Mogollón en las locaciones de San Luis y Mirador Sur se realizó a través de completaciones duales cuando la energía de cada arena permitía producir por ambas sartas por energía propia del reservorio, sin embargo debido a que en la mayoría de pozos algunas arenas quedaban sin abrir, un futuro Workover ya no haría atractiva la posibilidad de continuar produciendo en forma dual, debido a que las arenas más antiguas requerían una energía adicional en comparación a las arenas nuevas prontas a ser cañoneadas. El Gas Lift como sistema de Levantamiento se justifica por las razones siguientes: • Alta producción de gas que para algunos sistemas de extracción, como el bombeo mecánico, de bajo costo de instalación y mayor costo operativo, la bomba de subsuelo podría bloquearse y generar deficiencia en el sistema. • Desviación de pozos, que en algunos sistemas de extracción como bombeo mecánico se produciría un severo rozamiento entre tubos y varillas ocasionando rotura de los mismos, lo que incrementaría el costo operativo por incremento de índice de pulling. • En el caso de uso de Pumping cavity progressive (PCP) también tendría el problema de rozamiento de varillas; asimismo, la falta de energía eléctrica imposibilita el uso de este sistema de extracción en las zonas de Mirador Sur y San Luis. • Se cuenta con el gas suficiente y sistema de compresión de alta (Presión y Volumen).

En esta investigación se detallan los resultados de la aplicación de la técnica Huff & Puff, como método de recuperación mejorada en pozos de campos maduros. El gas usado para aplicar esta técnica fue el nitrógeno, el cual se obtiene mediante un equipo portátil, usando el aire de la atmósfera que pasa a través de membranas generando dicho gas nitrógeno con un alto rango de pureza, resultando en un proceso más rentable. La aplicación de ésta técnica, se muestra en las operaciones realizadas en los pozos de la Cuenca Talara en el lote Z-2B (SAVIA), área Onshore, el cual es escenario de diversas campañas de Huff & Puff con nitrógeno, obteniéndose importantes incrementos de producción, en algunos casos, duplicando la producción de los pozos, teniendo mejores resultados en pozos con menor grado de depletación. Adicionalmente, se está aplicando la técnica cíclicamente en pozos que tuvieron mayor producción incremental, observándose resultados satisfactorios. Esta tecnología está siendo aplicada ya en otras compañías operadoras, mostrando comportamientos similares de producción incremental.

Hotel: Westin - Sala: Cusco 1 - Día: Miércoles 5 - Hora: 8:30 a.m. - 9:00 a.m.

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EXP-IP-DC-15-N

Hotel: Westin - Sala: Cusco 1 - Día: Miércoles 5 - Hora: 9:00 a.m. - 9:30 a.m. EXP-IP-HC-24-N OPTIMIZACIÓN DEL SISTEMA DE LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL EMPLEANDO EQUIPOS DE MONITOREO SATELITAL EN CAMPOS REMOTOS EN LOS LOTES 1AB Y 8 DE LA SELVA PERUANA. Hugo Carbonero Zapata (Pluspetrol norte S.A.); Javier Arturo Ortega Fuentes (Pluspetrol norte S.A.). Expositor(es): Hugo Carbonero Zapata - Pluspetrol norte S.A. - Perú Javier Ortega - Pluspetrol norte S.A. - Perú Este documento explica el desarrollo e implementación de un sistema de monitoreo en tiempo real para equipos de producción instalados en pozos de petróleo en zonas remotas y que producen con sistema de bombeo electrosumergible en la Selva peruana. El sistema de monitoreo On-Line ha permitido optimizar la producción de los pozos a través de mejoramiento del performance del equipo de producción BES, modificando la frecuencia de operación, adaptando a unas condiciones de mejor eficiencia. Este sistema de monitoreo permite proteger el equipo de producción de fondo de pozo. El sistema de producción BES como método de extracción artificial optimo para un pozo o campo específico es conveniente cuando los volúmenes de fluido a producir son altos, pero como todo sistema de producción presentan una vida útil limitada, requieren para su reemplazo fuertes inversiones, demoras que ocasionan producción diferida e incrementos del costo operativo.

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Hotel: Westin - Sala: Cusco 1 - Día: Miércoles 5 - Hora: 9:30 a.m. - 10:00 a.m. EXP-IP-LS-07-N EXPERIENCIA EN LOTE 08: REINGENIERÍA CON BOMBEO ELECTROSUMERGIBLE RESULTA EN CONSIDERABLES AHORROS CON MENOR INVERSIÓN. Luis Sandoval (Schlumberger); Hector Quezada Yacila (Pluspetrol Norte S.A). Expositor(es): Luis Sandoval Noé - Schlumberger - Perú En el 2011, Schlumberger del Perú realiza una alianza estratégica con Pluspetrol Norte para la provisión de bombas electrosumergibles. Desde esta fecha se trabajó sobre los diseños de Levantamiento Artificial BES, realizando diferentes mejoras sobre las instalaciones anteriores, produciéndose una reingeniería sobre 42 pozos. Los puntos de optimización están detallados: - Uso de bombas de mayor eficiencia y bajo consumo de potencia. - Optimización de voltaje necesario para la aplicación BES. Derrating de los motores de fondo para optimizar el consumo de potencia. - Optimización de la profundidad de sentado de la bomba electrosumergible.

EXP-IP-AC-19-E TORTUOSITY AND PERFORATION FRICTION REMEDIATION ON SITE PRIOR TO MAJOR FRACTURING TREATMENTS - FIELD EXPERIENCES ON SANDSTONE TIGHT GAS WELLS. Alejandro Cuessy Vázquez (Halliburton); Erick Castro Vera (Halliburton); Teodoro Jimenez (Halliburton); Leonel Bailón (Halliburton); José Rolando Santillán (Pemex). Expositor(es): Erick Castro Vera - Halliburton - México This paper describes issues resultant of perforation and near-wellbore (NWB) frictions, which can be adverse to the primary fracture treatment, causing path restrictions. Techniques that can be applied on-the-fly to remediate such issues are highlighted. Additionally described is how such issues can influence fracture characteristics (primarily conductivity), while evaluating the pros and cons of these techniques versus secondary perforating interventions based on sandstone tight-gas well field experiences. It is recommended to perform a fluid efficiency test before any fracturing job to obtain an accurate understanding of the existing formation and wellbore conditions. The authors adapted their original design to the observed parameters to help maximize results and generate an optimum fracture geometry that would allow greater hydrocarbon recovery. Tortuosity and perforation friction restrictions are often present and cannot be completely removed. However, they can be remediated by a significant percentage to grant optimal pumping surface and bottomhole pressures with the implementation of sand slugs in consecutive minifracs and step-down tests or by continuously sand slugging—flush pumping using reticulated fluid and increased rate in steps during the primary fracturing pad. The Burgos basin is the most important productive region of non-associated gas in Mexico. This area has been explored and developed since the 1950s and is located in northeast Mexico, abutting with the Rio Bravo basin in southern Texas. It comprises welldefined complex sandstone formations with an average permeability below 0.1 mD, so it is categorized as a tight-gas reservoir, thus requiring extensive drilling and fracturing completion to maintain optimal levels of production at profitable prices.

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Por lo anterior existe un interés persistente y continuo en mejorar el rendimiento de las ESP y su vida útil, sin embargo como cualquier sistema electromecánico tendrá fallas a la larga, especialmente en un ambiente de pozo hostil. Se han desarrollado estudios y métodos para eliminar las demoras de producción y costos operativos asociados con las operaciones de pulling en equipos electrosumergibles; el monitoreo adecuado a un pozo es la mejor herramienta para incrementar la vida útil del equipo. Esta práctica resulta efectiva en campos donde el acceso a los pozos es accesible por carreteras pero en locaciones remotas esta práctica es dificultosa y tardía en muchos casos. Una solución para las locaciones remotas es la instalación de sensores en el equipo de producción y enviar la información del equipo instalado en el pozo vía satelital a una estación de trabajo centralizada para evaluar el performance del equipo operando. En los Bloques 1AB y 8, Se han instalado sensores en los equipos de producción BES dentro de pozos ubicados en zonas remotas. Este monitoreo permite analizar en forma continua las diferentes variables físicas del sensor de fondo, combinado con un sistema de transferencia de información satelital en tiempo real. Esta práctica ha permitido disminuir fallas prematuras, detectar pozos con daños de formación, interferencia de pozos, producir con una caída de presión optimo según recomendación de ingeniería de reservorios, dejando de lado cálculo de presiones dinámicas con los niveles de fluido y gradientes de petróleo. Igualmente los valores de temperatura tanto del motor como del fluido frente al motor son herramientas muy útiles para el buen funcionamiento de los equipos dado los límites en que trabajan los motores Finalmente este documento permitirá mostrar resultados del uso de Monitoreo Satelital, entre ellos los ahorros de incrementos de producción, reducir costos operativos e incrementar el tiempo de vida, optimizaciones de producción.

Hotel: Westin - Sala: Cusco 1 - Día: Miércoles 5 - Hora: 11:00 a.m. - 11:30 a.m. EXP-IP-GN-43-E MONITOREO, SEGUIMIENTO Y OPTIMIZACIÓN DE PRODUCCIÓN EN EL CAMPO SHUSHUFINDI APLICANDO FLUJO DE TRABAJO INTEGRADO DE INGENIERÍA. Gustavo Nuñez (Schlumberger); Juan Carlos Rodriguez (Schlumberger); Alfonso Esquivel (Schlumberger); Fabiola Carmona (Schlumberger); Ana Larez (Schlumberger); Katina Barrios (Schlumberger); Jorge Dutan (Petroamazonas); Angel Egas (Petroamazonas). Expositor(es): Ana María Larez - Schlumberger - Ecuador

Hotel: Westin - Sala: Cusco 1 - Día: Miércoles 5 - Hora: 10:30 a.m. - 11:00 a.m.

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Hotel: Westin - Sala: Cusco 1 - Día: Miércoles 5 - Hora: 11:30 a.m. - 12:00 p.m.

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EXP-IP-MM-40-E SOLUCIONES DINÁMICAS PARA EL CONTROL DE INCRUSTACIONES INSOLUBLES DE SULFATO DE BARIO EN UN YACIMIENTO MADURO EN ARGENTINA. UN CASO DE ADECUACIÓN TECNOLÓGICA, ECONÓMICA Y SOCIAL. Marcela Morales Bobes (Pluspetrol S.A.); Co Autores: Mara Schenkel (Pluspetrol S.A.); Carlos A.Montiel (Pluspetrol S.A.). Expositor(es): Marcela Morales Bobes - Pluspetrol S.A. - Argentina Carlos Montiel - Pluspetrol S.A. – Argentina La deposición de incrustaciones en el well bore y punzados constituye uno de los principales problemas del Yacimiento Centenario. Desde 2005, Pluspetrol realiza tratamientos squeeze líquidos a formación de inhibidores de incrustación inhibiendo desde la formación y minimizando la deposición de las incrustaciones, permitiendo que los sistemas de extracción electrosumergibles incrementen su run life. Inicialmente se implementó en pozos con BES, luego esta práctica se extendió a bombeos mecánicos en zonas donde se inyectó agua incompatible. El diseño tipo comprende la inyección de: pre flujo; píldora y desplazamiento. Las tres etapas se bombean a caudal matricial permitiendo la adsorción de los componentes activos del producto químico a la roca. Posteriormente se cierra el pozo 48 hs hasta obtener la adsorción total. Estos tratamientos, se complementan con un tratamiento integral de inhibidor de corrosión y biocida a lo largo de su vida útil. Desde 2009, se comenzaron a realizar squeeze sólidos acompañando al pack de fractura, inhibiendo de igual forma que los líquidos desde la formación y protegiendo las instalaciones. Esta necesidad surgió a partir de los costos excesivos generados por realizar tratamientos con equipo de WO montado, considerando las horas de bombeo y de reposo de los tratamientos. La complejidad asociado a la ubicación física del yacimiento situado en el ejido urbano de la ciudad de Neuquén, y el compromiso asumido por la compañía, alineándonos en una convivencia amigable operación-población mediante la responsabilidad social empresaria, hacen de la búsqueda de nuevas alternativas el principal motivo de este trabajo, minimizando cantidad de horas de operación de bombeo y consecuentemente ruidos operativos, como así también horas de equipo de torre montado. A su vez, la complejidad asociado a la ubicación física del yacimiento situado en un sector periférico con población marginal, donde el vandalismo hace de la técnica de inhibición desde superficie una práctica de baja eficiencia, propiciaron alternativas viables. Estas tecnologías permiten que Yacimientos Maduros con problemáticas severas de formación de incrustaciones, alto corte de agua, en ejidos urbanos y con costos operativos excesivos, hagan sostenible su actividad, aportando una opción económica y técnicamente eficaz. Hotel: Westin - Sala: Cusco 1 - Día: Miércoles 5 - Hora: 12:00 p.m. - 12:30 p.m.

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Shushufindi es un campo maduro productor de petróleo localizado en Ecuador, descubierto en diciembre de 1968. Durante 20 años fue desarrollado y explotado por una operadora internacional y luego fue transferido a la empresa nacional de petróleo. En febrero de 2012 se firmó un contrato entre Petroamazonas (PAM) y Consorcio Shushufindi, incrementando la producción de petróleo de 46,699 BPPD hasta 75,000 BPPD, mediante la aplicación de nuevas tecnologías, perforación, workovers y reactivación de pozos. El campo Shushufindi es un yacimiento primario, con zonas de baja presión y zonas donde aún se mantiene una buena presión. El principal problema asociado al campo es la producción de agua, agudizado por el acelerado ritmo de perforación de pozos y deficiencia en las instalaciones de superficie para el manejo de la misma. Aunado a esto, existen problemas de corrosión y escala que afectan mecánicamente al pozo e instalaciones, reflejándose en mermas y diferimiento de producción debido a la necesidad de intervenir los pozos para la recuperación de su potencial. Para optimizar la producción se han instalado diferentes métodos de levantamiento artificial combinados con sistemas capilares para la inyección de químicos, entre estos están: bombeo hidráulico, gas lift y bombeo electro sumergible; siendo este último el método de levantamiento predominante instalado en el campo, el cual representa el 96% de los pozos en producción. Para efectuar el seguimiento de la producción es necesario realizar la consolidación y validación de la información proveniente de distintas fuentes, (reportes y pruebas de producción, reportes de operaciones, monitoreo remoto de las condiciones operativas de las bombas (BES), información de presiones, entre otros). El seguimiento continuo de estos datos, ha permitido mejorar el proceso de monitoreo de producción integrando parámetros claves que permiten identificar y definir el tipo de problema asociado a la caída de producción de los pozos, obteniéndose como resultado la reducción en los tiempos de respuesta en la toma de decisiones y generación de acciones tales como: propuesta de intervenciones OPEX/ CAPEX, cambios en cronograma de movimiento de equipos, plan de desarrollo de campo y acciones correctivas que permiten evitar el diferimiento de producción. Como resultado de este proceso, durante el 2013 se realizaron 92 trabajos OPEX obteniéndose una producción promedio/pozo de 353 BPPD y 24 trabajos CAPEX con un incremental promedio de 3,500 BPPD.

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PRODUCTION MANAGEMENT IN HIGH WATER CUT WELLS: CASE HISTORIES FROM BARCO AND GUADALUPE FORMATIONS IN CUSIANA FIELD. Oscar Almeyda (Equion Energía Limited); Gladys Tabares (Equion Energía Limited). Expositor(es): Gladys Tabares - Equion Energía Limited - Colombia It is normal in mature oil fields to have many wells producing hydrocarbons with a very high water cut. This is the case of Cusiana field, a complex of three reservoirs with more than 20 years of production and current water cut between 85% and 95% in most of the wells. The management of this field required some major challenges to produce the well in natural flow that is the current production method. Currently, the most common problems in those wells are: well lifting due to high water and low gas production, skin damage associated to mineral scale deposition (Calcium carbonate and Barium Sulfate), relative permeability’s effects, and contrast of pressure and permeability formation in commingle production. The present work documents the manage which has been made in the field, the diagnosis of water production mechanism, causes of water production problems and the application of technologies to solve the problems of both wellbore and, furthermore, reservoir; taking into account the existing limitations in terms of artificial lift due to high pressures, temperatures and well´s depth. The results shown in this paper can be of wide applicability to other fields with high water production, where the only alternative is to produce it together with the oil. Hotel: Westin - Sala: Cusco 2 - Día: Miércoles 5 - Hora: 10:30 a.m. - 11:00 a.m. EXP-IP-MS-37-N APPLICATION OF A DATA MINING SOLUTION FOR PRODUCTION SURVEILLANCE IN GAS CONDENSATE FIELDS. Manuel Rogelio Sueiro Flores (Repsol); A.Lanchimba (Repsol); D.Astudillo (Repsol); L.Estrada (Repsol); E.Segama (Repsol). Expositor(es): Manuel Sueiro Flores - Repsol - Perú Nowadays in the digital oil field era, E&P companies have to deal with a considerable amount of technical information related to production activities. If this avalanche of information is not treated, ordered and filtered properly it can consume most of the workday of a knowledge worker (engineers, geologists, geophysicists, accountants, etc.) on non-valuable activities. Therefore, data & information management has become a key issue in any company to manage and deliver the right data and information to the right person at the right time. In order to deal with this daily avalanche and to create value towards the decision making process a smart production monitoring system was conceived. This system will integrate a data management structure with a defined data analysis environment (provides information). It uses a combination of data mining techniques, optimization routines, a key performance indicator (KPI) system, a statistical process control (SPC) system, statistical analysis tools and allocation algorithms. This integration will generate knowledge easier and faster within the personnel involved with production monitoring

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activities and will allow them to take better decisions and thus improving the recovery factor (production strategy). One of the main strengths of this project is the implementation of a data mining solution (algorithms). Data mining is the process of discovering patterns that are hidden within the data using mathematical and statistical techniques; in other words, it involves the exploitation of all the available data in order to extract all the information that can be extracted from it; for example, the effect of the production strategy over the condensate yield of each well. The present paper presents an overview of the scope of the project and the implementation basis. This solution has three implementation phases: • Phase 1: Databases and workspaces design and implementation. • Phase 2: KPI and statistical process control systems – Surveillance & diagnostics. • Phase 3: Data Mining & Optimization. Finally, this paper explains in detail the implementation of the first phase of the project. During this phase a data & information system has been implemented through the implementation of well-structured databases, entry systems and environments connected to a visualization tool and to an engineering analysis tool. This schema allows knowledge workers to have all the data they need at hand.

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EXP-IP-OA-49-E

Hotel: Westin - Sala: Cusco 1 - Día: Jueves 6 - Hora: 9:00 a.m. - 9:30 a.m. EXP-IP-BL-23-N SISTEMA DE ADQUISICIÓN DE DATOS Y MONITOREO A TIEMPO REAL (RTM). Byron Raúl López Robayo (Sertecpet S.A.); Leonardo Mena (Sertecpet S.A.). Expositor(es): Leonardo Mena - Sertecpet S.A. - Perú Los yacimientos son analizados y monitoreados de manera continua, esto requiere del uso de sistemas de adquisición de datos con equipos eficientes y confiables. Los sensores electrónicos instalados en el fondo del pozo o facilidades de superficie, deben suministrar todos los datos necesarios en tiempo real en cualquier parte del mundo, estos dispositivos electrónicos utilizan energía renovable solar a través de celdas fotovoltaicas, almacenando energía en baterías recargables, para su funcionamiento durante las 24 horas. Los sensores electrónicos monitorean los parámetros de superficie como presión, caudal, temperatura y densidad, estos datos se integran al muestreo de temperatura y presión, obtenidos mediante sensores ubicados cerca del yacimiento. Una bomba hidráulica tipo jet, con válvula de cierre en la completación de fondo realiza efectivas pruebas de restauración de presión (Build Up Test), incluso cuando el pozo sufre cierres de manera no programada, la unificación del sistema genera bases de datos, que mediante un software dinámico integrado a algoritmos numéricos de correlaciones matemáticas, flujo multifasico y análisis nodal, las transforman en información gráfica y numérica detallada para que los ingenieros analicen, detecten y solucionen problemas del reservorio y producción de manera inmediata, el resultado de implementar esta tecnología al sistema de levantamiento artificial hidráulico tipo jet de fondo, genera acciones positivas como disminución de costos, tiempo y toma de acertadas decisiones, en la optimización, desarrollo y gerenciamiento de campos. Hotel: Westin - Sala: Arequipa - Día: Miércoles 5 - Hora: 8:00 a.m. - 8:30 a.m.

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USO DE TRAZADOR PARA DEFINIR LA TENDENCIA PREFERENCIAL DE FLUJO EN RESERVORIOS SOMETIDOS A INYECCIÓN DE AGUA. Cristhian Carrasco Burneo (Petrobras Energía Perú S.A.); Carlos Hinostroza Cuya (Petrobras Energía Perú S.A.); Jesus Ortega Roca (Petrobras Energía Perú S.A.). Expositor(es): Cristhian Carrasco Burneo - Petrobras Energía Perú S.A. - Perú La identificación de la tendencia preferencial de flujo en los reservorios sometidos a inyección, nos permite determinar la existencia de zonas drenadas y no drenadas. Esta información permite tomar acciones como la modificación del arreglo de inyección de pozos y la regulación de caudales de inyección para mejorar la eficiencia de barrido areal y vertical. Una técnica probada para la identificación de tendencias preferenciales de flujo es la aplicación de trazadores. En el proyecto denominado “Carrizo – Formación Verdún” se ha ensayado la inyección del trazador químico (nitrato de sodio) en un pozo inyector. Las etapas para determinar la tendencia preferencial de flujo en reservorios sometidos a inyección de agua con trazadores, implica la definición de objetivos, selección de área y pozos, selección del trazador, dimensionamiento, operación de inyección, programa y análisis de muestras y finamente la interpretación de los resultados. Dentro de los objetivos del ensayo están la determinación de la orientación preferencial de flujo, el tiempo irrupción del trazador a los productores, la verificación de la continuidad geológica de pozos y la identificación de los canales de alta permeabilidad. La elección del nitrato de sodio, respecto a otros trazadores se debe principalmente a su compatibilidad con el reservorio (roca y fluido) y no genera impacto al medio ambiente. Los resultados obtenidos han permitido proponer trabajos (rediseño de mallas, variaciones en el caudal de inyección, mejora de la selectividad de inyección, estimulaciones, perforación de pozos) para incrementar el factor de recobro del proyecto. Hotel: Westin - Sala: Arequipa - Día: Miércoles 5 - Hora: 8:30 a.m. - 9:00 a.m. EXP-IP-JT-30-N ALTERNATIVA DE USO DE TUBERÍA PLÁSTICA FLEXIBLE REFORZADA EN LÍNEA DE CONDUCCIÓN DE POZOS CON ALTA INCIDENCIA DE FALLAS POR CORROSIÓN DEL LOTE X. Juan Ticlla Enciso (Petrobras Energía Perú S.A.); Co-autores: Reynaldo Rojas Padilla (Petrobras Energía Perú S.A.); Wilmer Ulises Coronel (Petrobras Energía Perú S.A.). Expositor(es): Juan Ticlla Enciso - Petrobras Energía Perú S.A. - Perú En el presente artículo se evalúa técnica y económicamente el uso de tubería plástica flexible reforzada para las líneas de flujo de pozos petroleros del Noroeste peruano, como alternativa mejorada al uso estándar de tubería de acero. Tradicionalmente, la conducción de fluidos a los centros de separación, medición y tratamiento es efectuada por medio de tuberías de acero. Cuando los fluidos transportados muestran presencia de elementos corrosivos como el CO2 y H2S las

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tuberías de acero fallan ocasionando pérdidas económicas considerables por el alto downtime, reposición de material y remediación de suelos, así como también pérdidas intangibles asociadas a derrames mayores que impactan negativamente en la imagen de la compañía. Este problema se presenta en pozos de respuesta a la inyección de agua de proyectos de recuperación secundaria del área. En este caso los fluidos transportados son básicamente crudos con alto corte de agua del orden de 60%. Para este caso, las líneas de flujo requieren de materiales alternativos al acero al carbono, resistentes a la corrosión. Se evalúan distintas alternativas de tuberías para línea de flujo las cuales se listan a continuación: - Línea de flujo de HDPE reforzado con acero - Línea de flujo de fibra de vidrio (ERFV) - Línea de flujo de tubería flexible. Se ha determinado como la alternativa de mejor performance técnico económico la línea de flujo de tubería flexible. En el mes de enero-2013 se instaló tubería flexible en líneas de flujo de 4 pozos del area registrando buen desempeño hasta la fecha. Las propiedades mecánicas y de resistencia a la corrosión de la tubería plástica flexible reforzada constituyen una buena alternativa técnica para su uso como línea de flujo de pozos petroleros. Estas propiedades satisfacen las exigencias operativas de las líneas de flujo de los pozos del area. La alternativa técnica más económica para reemplazo de líneas de flujo que operan a presiones menores a 275 psig, es utilizar tubería plástica flexible. Se estima un costo total de US $ 22.84 por metro lineal de tubería 2” diámetro (el costo incluye materiales e instalación).Es recomendable usar tubería plástica flexible reforzada como línea de conducción de la producción de aquellos pozos que muestren corrosión comprobada, que tengan presiones de trabajo en la línea, menores a 270 psi. Hotel: Westin - Sala: Arequipa - Día: Miércoles 5 - Hora: 9:00 a.m. - 9:30 a.m.

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EXP-IP-CC-35-N

EXP-IP-CC-02-N FALLAS PREMATURAS EN BOMBAS HPS DE RE-INYECCIÓN DE AGUA DE PRODUCCIÓN Y UNA SOLUCIÓN NO CONVENCIONAL. Carlos Chang Marzal (Pluspetrol norte S.A.); W. Navarro C. (Pluspetrol norte S.A.). Expositor(es): Carlos Chang Marzal - Pluspetrol Norte S.A. - Perú En los Lotes 8 y 1AB se inyecta 1.05 MMBWPD de agua de producción en 30 pozos inyectores, en el proceso de inyección se usan 70 bombas HPS las mismas que están ubicadas en 14 plantas. En el lote 8 se inyecta 450 MBWPD en 11 pozos inyectores, 29 Bombas y 6 plantas mientras que en el lote 1AB se inyecta 600 MBWPD en 19 pozos inyectores, 41 Bombas HPS y 8 plantas. El sistema de tratamiento del agua y la calidad de la misma es similar en todos los campos, sin embargo en el Yacimiento Forestal la frecuencia de fallas prematuras ha sido 9 veces mayor que en el resto de campos, originando pérdidas económicas del orden de los 6.50 MMUS$ anuales.

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EXP-IP-GA-09-N SIMULACIÓN DE LA RED DE GAS DE BAJA PRESIÓN PARA LA INSTALACIÓN DEL COMPRESOR BOOSTER Y SU EFECTO EN LA CONTRAPRESIÓN DEL CAMPO DE PROVIDENCIA OFFSHORE. Gabriel Antonio Russo de la Rosa (Savia Perú S.A.). Expositor(es): Gabriel Russo De La Rosa - Savia Perú S.A. - Perú En este estudio se mostrará la metodología utilizada para determinar la relación existente entre la contrapresión y la producción de cada plataforma mediante una simulación del sistema de baja presión y el efecto sobre la producción de cada plataforma con lo cual se puede seleccionar la plataforma para la mejor ubicación un compresor booster. Así como también unas recomendaciones adicionales para incrementar la productividad del campo. Con la finalidad de aumentar el tiempo de vida productiva del campo e incrementar el factor de recobro, es necesario reducir la contrapresión sobre los pozos. Para lograr esto se aprovecha el sistema BLT (tuberías paralelas) donde el gas en el espacio anular (tubería de revestimiento – tubería de producción) se puede succionar en superficie a través de un compresor booster (presión de succión cercanas a 0 psig) de tal forma que el reservorio se encontrará prácticamente produciendo a presión atmosférica. Hotel: Westin - Sala: Arequipa - Día: Miércoles 5 - Hora: 10:30 a.m. - 11:00 a.m.

EXP-IP-AM-05-E TEMPORARY NON-DAMAGING ZONAL ISOLATION MAXIMIZES PRODUCTIVITY IN LOW PRESSURE RESERVOIRS. Arthur Milne (Schlumberger); R. Rachid (Schlumberger); M. Lastre (Schlumberger). Expositor(es): Arthur Milne - Schlumberger - México The challenge in many permeable water sensitive sub-hydrostatic reservoirs is to avoid the loss of completion fluid when completing or working over these wells. It is not unusual to lose up to 1,000 bbl. of completion fluid, resulting in a 20% to 50% reduction in production. Several different approaches have been used to prevent these losses. The most common being viscous fluid loss control pills with sized particulates, such as calcium carbonate; which often requires an additional treatment to remove the solids. An alternative is a solids-free crosslinked viscous polymer pill, which must be spotted and kept in position across the reservoir prior to it crosslinking. To overcome the limitation of conventional fluid loss control pills a low viscosity system was developed. The system is comprised of a viscous disproportionate permeability modifier (VDPM) with sized synthetic polymer particles and fibers, which with time and temperature degrade into organic acids. The VDPM reduces the effective permeability to the water based fluids while the sized particles create an impermeable filter cake. When the particles degrade the organic acid acts to break any remaining polymer. The system can either be bullheaded or spotted in the wellbore prior to perforating and effectively seals the formation for several days. The fluid loss pill has been used successfully in more than 10 wells. The volume of fluid lost into the formation is often less than one barrel and production is maintained after the workover. The technique has made it possible to selectively stimulate new intervals or recomplete wells with an average increase of more than 240 BOPD, while historically a decline in production was not uncommon.

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El presente trabajo presenta las acciones realizadas para reducir esta frecuencia de fallas incrementando el tiempo de vida de las bombas HPS. . Para identificar el problema que ocasionaba la falla de las bombas se realizaron estudios de la calidad del agua de producción-inyección, de composición de los sólidos suspendidos en el agua, de composición de los sólidos precipitados, de evaluación del sistema de tratamiento y control de calidad de las bombas HPS. Se determinó que los problemas son: la alta tendencia a formar sólidos y la consecuente rotura de bombas HPS. Una solución convencional, que pretendía resolver los dos problemas era minimizar los parámetros de calidad de agua (OIW y TSS), sin embargo cuando se llevó a cabo la recomendación, si bien es cierto se logró disminuir la tendencia a formar depósitos, pero no se controló la incidencia de fallas de las HPS, produciéndose contrariamente un incremento, razón por la cual luego de estudios de mayor precisión se recomendó y ejecutó una solución no convencional, que además de controlar el OIW por debajo de 20ppm mantiene los finos en solución de tal manera que no ocurra una precipitación-floculación. Hotel: Westin - Sala: Arequipa - Día: Miércoles 5 - Hora: 9:30 a.m. - 10:00 a.m.

Hotel: Westin - Sala: Arequipa - Día: Miércoles 5 - Hora: 11:00 a.m. - 11:30 a.m. EXP-IP-VN-03-N PRODUCTION EVALUATION OF WELLS COMPLETED IN NATURALLY FRACTURED RESERVOIRS. Víctor Oscar Nieto Freyre (Savia Perú S.A.). Expositor(es): Víctor Nieto Freyre - Savia Perú S.A. - Perú Cesar Montes Adrianzen - Savia Perú S.A. – Perú. Global Proven Oil Reserves of Paleozoic, mainly in Naturally Fractured Reservoirs (NFR), reach 18% of the estimated 1,500 Billon of barrels. Taking into account this very important volume of reserves, 270 Billion of barrels in this type of formations, it is essentially recommended to continue with the exploration and exploitation of these types of reservoirs in the different oil fields in the world.

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EXP-IP-AH-42-E EVALUACIÓN DE LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL POR GAS (LAG) EN POZOS PROFUNDOS DEL DISTRITO FURRIAL, NORTE DE MONAGAS, VENEZUELA. Ana Yelitza Hernández (PDVSA intevep); Leonor González (PDVSA E&P); Giancarlos Molina (PDVSA E&P); Victor Pérez (PDVSA E&P); Milagros Maestre (PDVSA E&P); Carmen Casas (PDVSA E&P); Hernán Martínez (PDVSA E&P). Expositor(es): Ana Hernández - PDVSA intevep - Venezuela En los últimos años se ha presentado una declinación acelerada en los niveles de producción del Campo El Furrial, debido principalmente a la disminución de la energía de los yacimientos que lo conforman. Esto aunado a que el avance del frente de inyección de agua no permite que el fluido, en algunos pozos, llegue a superficie por medios naturales, ya sea por alto peso en la columna de fluido o por declinación de la presión de yacimiento. Pruebas recientes indican que la presión del yacimiento ha declinado en algunas zonas, de 6447 psi hasta 3849 psi aproximadamente. La acelerada declinación de Presión del campo El Furrial y los altos cortes de agua por la irrupción del frente de inyección, condujo a la evaluación de varios Métodos de Levantamiento Artificial, a través del Sistema Experto de Levantamiento Artificial (SEDLA), resultando el Levantamiento Artificial por Gas (LAG) el que más se adapta a las características de los pozos. Cómo segunda opción y con puntaje muy cercano resultó el Bombeo Electrosumergible. El proyecto de Levantamiento Artificial por Gas (LAG) en el Campo El Furrial se hizo un reto tanto en subsuelo como en superficie. A nivel de completación el proyecto abarca la colocación de válvulas operadoras a 12000 pies, lo que implica un cambio en la estrategia de completación del pozo. Además, a nivel de superficie, conlleva a

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la construcción de arreglos que permitan la caída de presión del Gas de Inyección de Furrial (IGF) desde 7000 psi hasta 3000 psi, presión a la cual opera la válvula LAG. La aplicación del Levantamiento Artificial por Gas (LAG) en su primera fase, fue realizada en veinticuatro (24) pozos del Campo El Furrial, obteniéndose un caudal total de 44,9 MBN, con una tasa de inyección de gas en el rango de 59,0 MMPCD con presiones de inyección entre 2700 y 2900 lpc. Se evaluó tanto el LAG convencional como sus alternativas no convencionales Tubing Punch (inyectar gas a través de un orificio realizado en la tubería de producción) y Coiled Gas Lift (tubería contínua con una nariz de válvula de LAG en la punta a través de la cual se inyecta el gas), con ambas alternativas se obtuvo un ahorro total de 41.5 MM Bs, con un tiempo de ejecución de 5 horas para el Tubing Punch y 12 horas para el Coiled Gas Lift. Hotel: Westin - Sala: Arequipa - Día: Miércoles 5 - Hora: 12:00 p.m. - 12:30 p.m. EXP-IP-JR-25-N RE-INGENIERÍA DEL SISTEMA DE LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL APROVECHANDO LA ENERGÍA DE RE-INYECCIÓN DE AGUA DE PRODUCCIÓN EN CAMPOS REMOTOS CON ALTO CORTE DE AGUA. José Ramos Rojas (Pluspetrol Norte S.A); Byron Raúl López Robayo (Sertecpet S.A.).

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For the Naturally Fractured Reservoirs, the primary completion system recommended is the “open hole” completion with the primary objective of maintaining the permeability of the flow channels and open fractures. This type of completion is a very convenient process considering the timing and economic saving implications that it represents when it is compared with the “cased hole” completion system. The knowledge of reservoir geology, types of produced fluids, and rock competences are highly important factors to consider before deciding the type of completion to be used. Presently, the records of Image logs and Sonic logs are useful tools that provide information for the identification of natural and induced fractures, and consequently, this information will support the use of the type of completion to be implemented such as “Open Hole” or “Cased Hole” which is another option of well completion when problems like hole collapse, and water or gas production needs to be controlled. Seeking the answer if it is possible to extend the well productive life based on the lithology and type of completion, the well production performance over time of this type of reservoirs with open or cased completion has been studied. The samples used for this study have been 12 of a total of 16 boreholes, where the geomechanics properties, type of faulting, type of completion, well position within the reservoir in reference to natural fractures and direction of the maximum and minimum stresses were evaluated and analyzed. Hotel: Westin - Sala: Arequipa - Día: Miércoles 5 - Hora: 11:30 a.m. - 12:00 p.m.

Expositor(es): José Ramos Rojas - Pluspetrol norte S.A. - Perú Pluspetrol Norte S.A. actualmente está operando el Lote 8 y Lote 1AB que se encuentran ubicados en la selva Norte del Perú, los yacimientos explotados pertenecen a la cuenca Marañón, actualmente ambos lotes producen aproximadamente 1MM de barriles de agua por día , de los cuales 600M pertenecen al Lote 1AB y 400 M al Lote 8, el corte de agua promedio de estos lotes es de 97%. El mecanismo de impulsión predominante de los reservorios en ambos Lotes es por empuje de agua y el sistema de levantamiento que predomina en los dos lotes es con Sistema con Bombeo Electro-sumergible (BES). La disposición del agua producida en ambos Lotes es por Re-inyección en pozos de Water Disposal, el sistema de Re-inyección cuenta con: Tanques de Lavado (wash tank), Líneas de conducción de alta y baja presión, Variadores de Frecuencia o Tableros de Control, Bombas Horizontales y Sistema de Monitoreo. Para el análisis de este trabajo nos enfocaremos en el Lote 8, cuyos campos de producción actual son Corrientes, Pavayacu, Chambira y Yanayacu, estos dos últimos están considerados como campos remotas debido que solo son accesibles por vía aérea. El campo Chambira se encuentra ubicado al Este del campo Corrientes, que es el campo principal, el sistema de levantamiento artificial es de BES y cuenta con dos bombas horizontales que sirven para transferir el líquido producido a Corrientes. El campo Yanayacu se encuentra a 125 Km del Sur del campo Corrientes, cuyo sistema de levantamiento artificial es el BES, que cuentan con dos pozos como water disposal y todo el sistema de superficie para la disposición del agua producida. El campo Yanayacu actualmente cuenta con cinco pozos productores cuya producción de agua es de 28M barriles de agua por día, los cinco pozos se encuentran ubicados en tres plataformas que no son accesibles entre sí, (Plat. 32X , Platf. 38X y Platf. 60X), también cuenta con dos pozos Re-inyectores que se encuentran en dos plataformas (Platf. 60X , Platf. 32X), el sistema de tratamiento de agua producida se encuentra en la

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Hotel: Westin - Sala: Cusco 1 - Día: Jueves 6 - Hora: 8:00 a.m. - 8:30 a.m. EXP-IP-EA-36-E EFECTO DE LOS ASFALTENOS EN LA PRECIPITACIÓN DE PARAFINAS EN EL CRUDO DEL CAMPO COLORADO, COLOMBIA. Emiliano Ariza León (Universidad Industrial de Santander); Daniel Ricardo Molina Velasco (Universidad Industrial de Santander); Arlex Chaves Guerrero (Universidad Industrial de Santander). Expositor(es): Emiliano Ariza León - Universidad industrial de Santander - Colombia La precipitación y acumulación de orgánicos es uno de los mayores problemas de la producción de hidrocarburos. En los campos de crudos parafínicos, como es el caso del campo Colorado, dentro de los depósitos además de cadenas de alcanos pesadas se evidencia la presencia de asfaltenos. El presente estudio se enfocó en evaluar la incidencia de los asfaltenos sobre la precipitación de parafinas en dos pozos del Campo Colorado, pertenecientes a las arenas productoras B y C (más profunda), determinando las propiedades de punto de cristalización (onset de precipitación) y punto de fluidez de cada crudo y el correspondiente crudo desasfaltado (maltenos). Los resultados muestran que las características de los asfaltenos y su efecto sobre las propiedades del crudo son diferentes en cada arena productora. Palabras Clave Asfaltenos, precipitación de parafinas, punto de cristalización, punto de fluidez.

EXP-IP-ES-04-N OPTIMIZACIÓN DE INSTALACIONES GAS LIFT EN EL LOTE XIIIA. Eduardo Severino Guevara (Olympic Perú INC.); Claudia Vargas Cárdenas (Weatherford del Perú S.R.L.); Jorge Saire Carhuapoma (Weatherford del Perú S.R.L.). Expositor(es): Eduardo Severino Guevara - Olympic del Perú inc. - Perú En el Año 2007, Olympic del Peru INC. Con la perforación del pozo exploratorio La isla 1X, descubre el yacimiento la Isla en la Sección “A” del Lote XIII. La campaña de perforación permitió confirmar la continuidad de las formaciones productivas Salina y Redondo, Productoras de petróleo de diferentes grados API. En el año 2011 las facilidades de producción existentes son 03 Baterías y 01 estación de compresión para la reinyección de gas asociado a la no existencia de contrato de venta y en cumplimiento de la normativa nacional. Los pozos producen por surgencia natural, mediante completaciones simples con Tubería de producción colgada, el comportamiento de producción define un mecanismo de Impulsión por gas en solución predominante. La declinación rápida en algunos pozos y la disponibilidad de gas de alta presión derivado del sistema de reinyección fueron cruciales para la instalación de un sistema de levantamiento artificial por Gas Intermitente denominado Gas Lift Tubería colgada. A Julio del 2011, la producción del campo es 4000 BOPD con 12MMSCFD, 39% de la producción del campo proviene de Instalaciones Gas Lift Tubería Colgada y el 61% de pozos por surgencia natural. La producción de las instalaciones Tubería Colgada Gas Lift presentan consumo de volúmenes gas de inyección altos y producción deficiente de los pozos, debido a las altas presiones de fondo generas durante la inyección de gas. La puesta en marcha de una planta termoeléctrica programada para fines del Año 2011, generaría un incremento en la demanda de gas natural. Olympic del Perú INC visualizó oportunidades de optimización en los pozos con Gas Lift Tubería colgada, mediante la aplicación de instalaciones cerradas Gas Lift del tipo Convencional y BLT (Botton Lateral Taking), reduciendo considerablemente el consumo de volúmenes de gas de inyección e incrementando la producción de petróleo y gas asociado.

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Batería 3 y la bomba de Re-inyección se encuentra en la plataforma 60X, la presión de Re-inyección varía entre 1000 y 1,200 psi. Las estadísticas indican que en este campo se realiza un Servicio de pozo cada año ocasionando gastos cuantiosos en el mantenimiento de la plataforma, gastos logísticos y la pérdida de producción del pozo por varios meses, estos gastos ocasionan un incremento de los costos operativos, teniendo como principal componente el costo logístico de trasladar el equipo para intervenir el pozo desde el campamento principal (Corrientes – Yanayacu). El análisis de este trabajo consiste en estudiar la factibilidad de aprovechar algunos equipos de superficie (Tanques, líneas de flujo, bombas de inyección, etc), la energía de Re-inyección que se genera con la disposición del agua de formación y utilizarla como energía del fluido motriz en un Sistema de Levantamiento Artificial alternativo como es el Bombeo Hidráulico, con la finalidad de reducir los costos de levantamiento. Con la implementación de este sistema en campos remotos, podríamos ahorrar en cuantiosos costos de movilización y desmovilización de un equipo de Servicio de Pozos, costos elevados de reparación de plataformas, altos costos de equipos de levantamiento artificial. Un factor clave, para el sistema de Bombeo Hidráulico es que no requieren el movimiento de algún equipo de servicio de pozos. El cambio de la Bomba Jet se puede realizar con una Unidad de wire line, disminuyendo los costos logísticos en zonas remotas y disminuyendo el Down Time por esperar el equipo para realizar el servicio de pozos.

Hotel: Westin - Módulo: 4 - Día: Jueves 6 - Hora: 4:00 p.m. - 5:00 p.m. EXP-IP-LS-06-N INCREMENTO DE PRODUCCIÓN Y REDUCCIÓN DEL CONSUMO ELÉCTRICO EN POZOS CON CASING REDUCIDO: BOMBEO ELECTROSUMERGIBLE DE ALTA EFICIENCIA. Luis Sandoval (Schlumberger); Carlo Sanabria (Schlumberger del Perú S.A.); Hector Quezada Yacila (Pluspetrol Norte S.A.). Expositor(es): Luis Sandoval - Schlumberger - Perú

Hotel: Westin - Sala: Cusco 1 - Día: Jueves 6 - Hora: 8:30 a.m. - 9:00 a.m.

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Hotel: Westin - Sala: Cusco 1 - Día: Jueves 6 - Hora: 9:30 a.m. - 10:00 a.m. EXP-IP-JC-18-N APLICABILIDAD DE INSTALACIONES TIPO BOTTON LATERAL TAKING – BLT EN EL SISTEMA DE GAS LIFT. Juan Cortez Prado (Savia Perú S.A.); Claudia Vargas Cárdenas (Weatherford Perú); Víctor H. Díaz R. (Weatherford Perú). Expositor(es): Juan Cortez Prado - Savia Perú S.A. - Perú Alrededor de los años 1967 y 1968 se vio la necesidad de diseñar un tipo diferente de instalación en el sistema de Gas Lift Intermitente, debido a las grandes secciones baleadas y a la falta de optimización en el punto de levantamiento. En Agosto del año 1967, se realiza el primer cambio de instalación al tipo Bottom Lateral Taking (BLT) al pozo 3B-2 del área de Litoral, con un espesor de arena de más de 1000 pies, que empezó con una producción de 44 bpd, el mismo que actualmente produce 16 bpd. La instalación del tipo BLT consiste en bajar 2 tuberías paralelas, una de 2-3/8” que sirve de tubería de producción por donde ingresaran los fluidos del pozo y una de 1” o 1-1/4” que es la tubería por donde se realiza la inyección de gas. Como parte del completamiento se requiere de accesorios especiales como los mandriles de apoyo, mandril guía y camisas corredizas, que servirán de soporte para evitar que la tubería se enrosque mientras se está profundizando. Por los buenos resultados obtenidos en el área de Litoral se continuó la campaña para el cambio de instalación de los tipos convencional y con cámara al tipo BLT, con el paso del tiempo los accesorios utilizados en el completamiento se han ido perfeccionando, por la versatilidad del sistema su aplicación se viene extendiendo a los diferentes campos del Noroeste Peruano.

EXP-IP-TG-01-N NEW COMPLETION FLUID AVOIDS FORMATION PRODUCTIVITY IN PERUVIAN BLOCKS 1AB AND 8.

DAMAGE

AND

INCREASE

Tomas Garcia Cornetero (Pluspetrol norte S.A.); William Navarro (Pluspetrol norte S.A.); Helen Poclin (Baker Hughes); Neida Moreno (Baker Hughes). Expositor(es): Tomas García Cornetero - Pluspetrol norte S.A. – Perú As oil and gas fields become mature around the world, many efforts are being taken to optimize well productivity by minimizing formation damage in every field operation (such as drilling, completion and workover). Fluids used in these operations can induce formation damage which normally is more severe in completion and workover operations because of fluid penetration. Common formation damage mechanisms caused by poorly designed completion fluids include: formation clay swelling and dispersion, solids plug, emulsion and water blocks, wettability change, scale precipitation, organic deposition and bacteria growth. Currently completion and workover fluids are being designed with various additives such as non-emulsifiers, surface-tension-reducing surfactants, mutual solvents, clay stabilizers and others to prevent formation damage. This paper presents the laboratory tests performed to replace the completion and workover fluids used in the Peruvian blocks 1AB and 8 for more than 30 years, after realized that water-sensitive formations were being damaged by emulsions and wettability change during pulling and workover operations. The paper includes laboratory tests performed in 2007 where completion and workover fluids were replaced the first time and the tests performed in 2010 to design the new completion fluid which still being used up to now. Finally, it is included new completion fluid applications and its positive effect on well productivity.

INGENIERÍA DE PRODUCCIÓN

INGENIERÍA DE PRODUCCIÓN

Realizó el estudio para el uso de bombas de alto caudal (mayor a 10000BPD), sin pasar la velocidad crítica de erosión en casing 7”. El Lote 08 maneja un 12% de pozos mecánicamente reparados con casing 7, reduciendo el espacio disponible para la instalación de Equipos BES. En base a experiencia de campo, la velocidad máxima del fluido que pasa entre motor BES y casing debe ser 10ft/seg, parámetro importante para asegurar la integridad mecánica del pozo (evitar erosión de casing). Bajo estas limitantes, se desarrolló una configuración BES para manejar caudales requeridos superiores a 10,000BPD que puedan ser instalados en casing 7”, manteniendo una velocidad de flujo < 10ft/s a la altura del motor y a su vez que tengan bajo consumo de potencia (alta eficiencia) para suministrar la potencia requerida con motores de serie reducida. El equipo BES desarrollado cumple las tres condiciones requeridas.

Hotel: Westin - Sala: Cusco 1 - Día: Jueves 6 - Hora: 11:00 a.m. - 11:30 a.m.

Hotel: Westin - Sala: Cusco 1 - Día: Jueves 6 - Hora: 10:30 a.m. - 11:00 a.m.

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EFECTO DE LA COMPOSICIÓN FISICOQUÍMICA DEL AGUA EMULSIONADA EN LA PRECIPITACIÓN DE PARAFINAS PARA EL CRUDO DEL CAMPO COLORADO, COLOMBIA. Jessica Milena Díaz Barrera (Universidad Industrial de Santander); Sergio Eduardo Cárdenas Rovira (Universidad Industrial de Santander); Emiliano Ariza León (Universidad Industrial de Santander); Daniel Ricardo Molina Velasco (Universidad Industrial de Santander). Expositor(es): Jessica Díaz Barrera - Universidad Industrial de Santander - Colombia Mediante un diseño de experimentos 23x2 para pruebas de punto de fluidez y temperatura de cristalización y un diseño tipo 23x101 para pruebas de comportamiento reológico fue evaluado el efecto de la concentración de iones cloruro, calcio y bicarbonato sobre la precipitación de parafinas del crudo del pozo Col-75, encontrando que para el punto de fluidez los iones de cloruro y calcio son los más incidentes; el ion bicarbonato mostró incrementar hasta seis veces la viscosidad con respecto a la viscosidad del crudo deshidratado. Hotel: Westin - Sala: Cusco 1 - Día: Jueves 6 - Hora: 11:30 a.m. - 12:00 p.m. EXP-IP-LE-01-E TECNOLOGÍAS PARA EL MANEJO DE ARENA EN POZOS PRODUCTORES DE PETRÓLEO. Mariano Montiveros (Pluspetrol S.A.); Lucas Echavarría (Pluspetrol S.A.). Expositor(es): Mariano Montiveros - Pluspetrol S.A. - Argentina Uno de los mayores desafíos para los sistemas de levantamiento artificial es la producción de petróleos pesados con arena. Las bombas de cavidades progresivas (PCP, del inglés “progressing cavity pump”) han sido siempre el método predilecto, pero a medida que los cortes de arena aumentan la PCP por sí misma no es suficiente: aquí aparece la necesidad de aplicar tecnologías diferentes para lograr la producción. El sistema PCP con bomba de carga, consiste en una bomba principal (alta capacidad de levantamiento y baja capacidad volumétrica); una bomba de carga (baja capacidad de levantamiento y tres veces la capacidad volumétrica de la bomba principal) y un niple ranurado entre ambas bombas. Este arreglo aumenta la velocidad en la succión, reduciendo la deposición de sólidos en la cámara, mientras que la recirculación entre las bombas mantiene limpios los punzados. Una segunda aplicación, consiste en una selección específica y puntual del elastómero de la bomba PCP, logrando aplicar aquellos de menor dureza y mayor resiliencia permitiendo una rápida absorción de energía ante los impactos de los granos de arena y una rápida recuperación de sus formas; no produciendo el desprendimiento del material. Y finalmente, una tercera aplicación, es el acondicionamiento de un dispositivo de ensayo de pozos para ser utilizado como método de levantamiento artificial permanente, es lo que denominamos PTS Contínua (del inglés Pump To Surface). Este trabajo se basa en la primera experiencia en Argentina con bombas de carga,

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realizada en el yacimiento Cerro Huanul Sur (Cuenca Neuquina). Se analizan los beneficios y limitaciones de los pozos en los que se instalaron las bombas de carga. Se analiza también la aplicación masiva de bombas PCP “elastómero blando o medio nitrilo” y un caso puntual de aplicación de PTS Contínua. En este tipo de pozos el corte de arena debe reducirse a valores aceptables, lo que aumenta el costo y la duración de la terminación. Una vez en producción, los problemas típicos de estos pozos son succión tapada, formación de puentes de arena en el espacio anular entre el la tubería de producción y la tubería de aislación, tapones de arena dentro de la tubería de producción y aprisionamiento de la bomba. Como conclusión se mostrará cómo se lograron sobrellevar todos estos problemas; reduciendo tiempo de terminación, intervenciones del pozo con un “flush-by” o equipo de reparación (pulling), tiempo parado y aumentando la vida útil de los elementos. Hotel: Westin - Sala: Cusco 1 - Día: Jueves 6 - Hora: 12:00 p.m. - 12:30 p.m. EXP-IP-DN-34-N OPTIMIZACIÓN DEL SISTEMA DE PRODUCCIÓN DE PETRÓLEO Y GAS MEDIANTE LA AUTOMATIZACIÓN DE CAMPOS MADUROS.

INGENIERÍA DE PRODUCCIÓN

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EXP-IP-JD-46-E

Danny Nizama Fiestas (Petrobras Energía Perú S.A.); Oscar Ernesto Antunez Mayolo Luque (Petrobras Energía Perú S.A.). Expositor(es): Danny Nizama Fiestas - Petrobras Energía Perú S.A. - Perú Oscar E.Antunez de Mayolo Luque - Petrobras Energía Perú S.A. - Perú El trabajo presenta la implementación de la automatización desarrollada en pozos productores de petróleo y gas y en baterías de producción del Lote X ubicado en el noroeste del Perú. La optimización del sistema de producción de petróleo y gas se realizó mediante la integración de tecnología instalada en campo, estandarización de procesos y procedimientos operativos, facilidades de infraestructura para el control y monitoreo de los procesos y capacitación del personal involucrado en el proyecto. En el Lote X se realizó la automatización del 24% de pozos productores con bombeo mecánico que son monitoreados a través de un software de control y el 50% de las baterías de producción, monitoreadas con sistema SCADA System Platform. A nivel de campo se identificaron las variables principales de proceso, se evaluaron rangos, puntos de consigna y límites críticos de cada variable para luego pasar a instrumentarlos electrónicamente. Para las unidades de bombeo se instalaron sensores de Celda de Carga en varillas, y sensores de Efecto Hall en eje de motor y manivela de caja reductora. Para las baterías de producción se utiliza tecnología SMART con Transmisores de Nivel en tanque de almacenamiento, así como Transmisor de Presión y Transmisor de Flujo en línea de bombeo de petróleo. Para ambas aplicaciones se tiene un tablero de control local con panel de visualización y ajustes, y sistema de transmisión inalámbrica con radio y antena. En la sala de control se implementaron tres (3) estaciones de trabajo constituidas por una (1) estación de ingeniería para la integración, desarrollo y diseño de las pantallas del sistema SCADA, una (1) estación de operación para el monitoreo de pozos y una (1) estación de operación para el monitoreo de las baterías de producción. Los reportes generados en la sala de control como reportes de alarmas de pozos con Sistema Pump Off o reportes de proyecciones y cierres de producción de las baterías, son gestionados con las áreas de producción, mantenimiento y telecomunicaciones.

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Hotel: Westin - Sala: Cusco 1 - Día: Viernes 7 - Hora: 8:00 a.m. - 8:30 a.m. EXP-IP-JA-38-E ESTRATEGIA DE PRODUCTIVIDAD PARA EL MEJORAMIENTO DE LA PRODUCCIÓN DE POZOS DE ACEITE Y GAS EN MÉXICO. Jorge A. Arévalo Villagrán (Pemex Exploración y Producción); Yuri de Antuñano Muñoz (Pemex); Francisco Pumar Martínez (CBM ingeniería exploración producción). Expositor(es): Yuri De Antuñano Muñoz - Pemex Exploración y Producción – México Se presentan los avances y logros del desarrollo de una estrategia para la optimización de la productividad de pozos de aceite y gas en México, así como casos históricos de su implementación en campos maduros. El éxito de la aplicación de la Estrategia Nacional de Productividad de Pozos (ENPP), es una de las iniciativas más importantes en las estrategias de PEMEX Exploración y Producción (PEMEX E&P) en México. El proceso consiste en la integración de datos, validación de información técnica, administración del conocimiento y aplicación de tecnologías, garantizando la producción de hidrocarburos en volumen, tiempo y reducción de costos. Esta estrategia incluye la aplicación de directrices y normas, la creación de equipos multidisciplinarios para cada proyecto, un nuevo modelo de gobernabilidad, la creación de equipos de asesoramiento de productividad a nivel regional y el rediseño de los modelos de formación para adaptar este nuevo proceso en las actividades de los diferentes Activos de Producción de PEMEX E&P. La visión de la Estrategia Nacional de Productividad de Pozos está alineada con las iniciativas Pemex E&P, garantizando con ello, un estimado de producción de 79 MBPD de aceite (P-50) a través de la reactivación de 829 pozos en los próximos 5 años. Además de 50 MBPD de aceite (P-50) con la optimización de 758 pozos. En 2012, se implementó la visión de la ENPP mediante la formación e integración de 4 equipos pilotos multidisciplinarios de productividad en los Activos de Producción Veracruz y Poza Rica-Altamira, aplicando el nuevo enfoque de productividad, el cual está orientado a mejorar el Sistema Integral de Productividad de Pozos (yacimientopozo-instalaciones superficiales), mediante la optimización de la administración del yacimiento y mejoramiento de la productividad, basado en lecciones aprendidas y mejores prácticas nacionales e internacionales. Además de la propuesta de valor añadido al incremento de la producción nacional con una visión estratégica a cinco (5) años, a la fecha se han obtenido los siguientes beneficios: a) aprendizaje en la aplicación del nuevo proceso de productividad de pozos a todos los niveles jerárquicos de la empresa, b) adaptación de un nuevo cambio cultural de trabajo en equipo para la solución de problemas, c) capacitación y transferencia del nuevo proceso de productividad a personal técnico de PEP que conforman los equipos multidisciplinarios. Hotel: Westin - Sala: Cusco 1 - Día: Viernes 7 - Hora: 8:30 a.m. - 9:00 a.m.

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EXP-IP-GN-44-E PROCESO INTEGRADO PARA MONITOREO DE PRODUCCIÓN Y MEJORA DEL SISTEMA DE BOMBAS ELECTROSUMERGIBLES PARA OPTIMIZACIÓN DE PRODUCCIÓN EN CAMPO SHUSHUFINDI. Gustavo Nuñez (Schlumberger); Juan Carlos Rodriguez (Schlumberger); Alfonso Esquivel (Schlumberger); Fabiola Carmona (Schlumberger); Ana Larez (Schlumberger); Katina Barrios (Schlumberger); Jorge Dutan (Petroamazonas); Angel Egas (Petroamazonas). Expositor(es): Alfonso Esquivel - Schlumberger - Ecuador Juan Carlos Rodriguez – Schlumberger - Ecuador Shushufindi is a mature oil producer field located in Ecuador; it was discovered in December 1968. For 20 years was development by foreign oil industry and then was transferred to national oil company. In February 2012 a contract was signed between Petroamazonas and Consorcio Shushufindi. Since this date until now the production has been incremented from 34800 bopd to 75000 bopd. The main Artificial Lift system applied to the field is electro submersible pump (ESP). High water cut, scale, low pressure, gas production, corrosion and other are problems that have presented in the wells affecting the run life of ESP. A Multidisciplinary team has been created to work on a plan to improve the artificial lift system performance and increase production through the application of a monitoring and optimization process. Initially failure frequency was reported due to tubing casing communication, cable failure or motor failure. Therefore some optimization studies on these wells to use 12 and 18 pulses variable speed drive (VSD) instead of 6 pulses in order to minimize the harmonic distortion from the input side of the VSD. Where realize that, it is a common petroleum engineering practice to produce the oil with minimum operating cost, while maintaining the facilities to serve efficiently for its design life time. In the meantime the production rates of the well should be convenient to their capabilities. Any fault in the design of the proper production equipment for each well reduces the equipment life, increase maintenance cost, and workover need and, therefore, increase the total oil production cost. Performance indicators were established to evaluate the performance of electrical submersible pumps from the beginning of the contract. The ESP average run life is 669 days. On 2013 the percentage of indirect failures was 89.3% and direct failures 10.7%. Tubing Casing Communication failure is the most important which represents 49.7%. Actually there are 140 producers wells completed with ESP of which 64% has remote monitoring. Optimization studies on production parameters and operating conditions of ESP are continuously evaluated to perform increase of frequency, amperage consumption optimization, recommended operating range for ESP, downhole equipment replacement, equipment deeping, and others are done in order to increase production and ESP run life.

INGENIERÍA DE PRODUCCIÓN

INGENIERÍA DE PRODUCCIÓN

El logro conseguido con la Automatización del Sistema de Producción será el manejo inteligente de la información la cual se basa en centralizar la base de datos de las variables de los diferentes procesos en un solo entorno, para luego poder visualizar tableros de control de gestión dinámicos que ayudarán a detectar problemas e identificar oportunidades mediante la revisión del progreso de los indicadores clave de rendimiento del negocio.

Hotel: Westin - Sala: Cusco 1 - Día: Viernes 7 - Hora: 9:00 a.m. - 9:30 a.m.

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EXP-IP-RR-28-N

PREVENCIÓN DE INCRUSTACIONES EN POZOS PRODUCTORES EN YACIMIENTOS DE YPF EN MENDOZA NORTE: UN VIEJO PROBLEMA CON UNA NUEVA SOLUCIÓN.

AUTOMATIZACIÓN Y OPTIMIZACIÓN DE POZOS DE BOMBEO MECÁNICO EN EL LOTE X.

Eduardo Curci (YPF); Augusto Huter (YPF); Jorge Toum (YPF); Carlos Silva (NALCO).

Reynaldo A. Rojas Padilla (Petrobras Energía Perú S.A.); Juan Ticlla Enciso (Petrobras Energía Perú S.A.).

Expositor(es): Eduardo Curci - YPF - Argentina Jorge Toum - YPF - Argentina

Expositor(es): Reynaldo Rojas - Petrobras Energía Perú S.A. - Perú

Son bien conocidos en la industria petrolera los efectos perjudiciales que originan la deposición de incrustaciones en instalaciones de superficie, pozos productores e inyectores. Estos problemas se traducen en la necesidad de realizar costosas intervenciones con el consiguiente gasto en materiales y pérdida de producción. En los yacimientos de YPF en Mendoza Norte en el año 1997 comenzaron tratamientos convencionales con inhibidores de incrustaciones en pozos productores. Actualmente hay 128 pozos productores tratados con inhibidores de incrustaciones convencionales en estos yacimientos. Los inhibidores de incrustaciones que se utilizan en los yacimientos previenen precipitación de sulfato de calcio, sulfato de bario y carbonato de calcio que son las incrustaciones habitualmente encontradas en los pozos de petróleo. En el año 2009 se inicia una prueba piloto con inhibidor de incrustaciones encapsulado para tratar a pozos productores que no puedan ser tratados de modo convencional, debido a que poseen packer que impide el agregado del producto químico. El producto ensayado en laboratorio tuvo muy buena eficiencia. El ensayo de campo se realiza en 3 etapas e incluyen a 11 pozos productores de los yacimientos de Ugarteche, La Ventana y Vizcacheras. Se aprovecha el momento en que los pozos son intervenidos para agregar el inhibidor encapsulado al fondo del pozo. Este inhibidor se caracteriza por proveer protección antincrustante a bajo nivel de dosis y por largo tiempo. Es un polímero semisólido en forma de perlas en salmuera líquida que es soluble en agua. El producto es dosificado por anular o directa en el pozo y al poseer un peso específico superior al fluido circulante se deposita en el fondo del mismo, en donde comienza a difundir en el tiempo, proveyendo un reservorio de inhibidor de incrustación in situ. Una vez puesto en marcha el pozo se realiza un seguimiento del residual de producto en boca de pozo para garantizar la imposibilidad de formación de la incrustación en la instalación de fondo. El control del residual indica el momento donde debe realizarse un nuevo agregado del inhibidor encapsulado por agotamiento del mismo. De este modo la protección antiincrustante es permanente. Al comparar en los pozos tratados antes del agregado del inhibidor encapsulado con su rendimiento post agregado se observa una disminución en la cantidad de intervenciones. La frecuencia de intervenciones disminuyó un 83 % en los pozos incluidos en este ensayo piloto, lo que invita a ampliar el número de pozos tratados de este modo.

Este trabajo está basado en la experiencia obtenida en la automatización y telesupervisión de pozos de Bombeo Mecánico del Lote X, ubicado en la zona Noroeste del Perú. Entre Junio y Agosto del 2007, se desarrolló un estudio para identificar Oportunidades de mejora que permitan lograr un crecimiento en producción, definir un caso de negocio que justifique los cambios operativos y los requerimientos tecnológicos e iniciar una gestión de cambio adecuada que empiece con el estudio y soporte la implementación de los cambios operativos. A raíz de las recomendaciones y conclusiones de dicho estudio, se inició la automatización de pozos. En la automatización de pozos, como estrategia de desarrollo inicial se implementaron los pozos de bombeo mecánico de mayor producción de petróleo, todos los pozos del centro de recolección TA25 y todos los pozos nuevos incorporados al sistema a partir del año 2007 con el dispositivo electrónico de arranque y parada “pump off controller”(POC), asimismo, la automatización fue complementada con un sistema de red de comunicaciones, un centro de control comandado por un sistema SCADA, para el monitoreo y control en tiempo real de la operación de los pozos. El POC es el dispositivo clave de la automatización, se monta en el pozo, es configurado con información de la completación del pozo, de los parámetros de operación del sistema extractivo, de las características del equipo de superficie (Unidad de bombeo y motor) y de subsuelo y de las propiedades del fluido de producción. Su lógica de control está basada en la detección del golpe de fluido interpretado de las cartas dinamométricas de superficie y de fondo y del comportamiento del motor eléctrico, está pre programado para detenerse ante la detección de golpe de fluido y reiniciar su operación después de un tiempo pre calculado. El controlador POC optimiza la operación del sistema extractivo y por ende la extracción de fluidos, en general, el dispositivo, recolecta, procesa, almacena y analiza la información analógica obtenida, proveniente de los transductores de posición y carga, asimismo, la información digital obtenida del motor (RPM) y de los sensores de la manivela. A la fecha el Lote X cuenta con 680 pozos de bombeo mecánico automatizado, de los cuales, 523 están tele supervisados, representando el 33% del total de pozos con bombeo mecánico y el 29% del total de los pozos productores con sistema de levantamiento artificial. El sistema inteligente de control de pozos ha mostrado contribuciones importantes en la optimización de la producción, reducción del costo operativo y mejora en la gestión del monitoreo y control de pozos. El estudio muestra hallazgos satisfactorios tales como: incremento de producción de petróleo de un 4.25% por detección temprana de paros de producción y mejora de las acciones correctivas y predictivas, reducción del factor de pulling anual de 0.41 a 0.26, reducción de la producción diferida en un 18% y la observación de una mejor gestión en las tareas rutinarias de los operadores de campo.

Hotel: Westin - Sala: Cusco 1 - Día: Viernes 7 - Hora: 9:30 a.m. - 10:00 a.m.

Hotel: Westin - Sala: Cusco 1 - Día: Viernes 7 - Hora: 10:30 a.m. - 11:00 a.m.

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INGENIERÍA DE PRODUCCIÓN

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EXP-IP-EC-17-E

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EXP-IP-JA-05-N

BREAKING THE COMPLETIONS PARADIGM: PROPPED HYDRAULIC FRACTURES IN MÉXICO SOUTH REGIÓN – RABASA FIELD.

REDUCCIÓN DEL COSTO OPERATIVO EMPLEANDO NUEVA ALTERNATIVA DE SISTEMA DE LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL EN CAMPOS MADUROS EN LA SELVA PERUANA.

Cristian Ramirez (Halliburton); Oscar Jimenez Bueno(Pemex); Hector Hernandez Leyva (Pemex); Ruben Martinez Gutiérrez (Pemex); David Najera Hernandez (Halliburton); Alfredo Daniel González García (Halliburton).

Javier Almeida Leandro (Pluspetrol Norte S.A.); Victor Díaz (Weatherford)

Expositor(es): Bernabé Chuquihuaccha - Halliburton - México

En la búsqueda de un sistema de levantamiento artificial alterno que sea apropiado para yacimientos de impulsión por agua se evaluó el sistema de bombeo mecánico de carrera larga. El sistema tiene una alta eficiencia que determina un menor consumo de energía, menores costos en la intervención de pozos (pulling) que finalmente se asocian a la reducción del costo de levantamiento. Los yacimientos en explotación por Pluspetrol Norte en la Selva Norte del Perú son yacimientos maduros con más de cuarenta años de explotación. Casi la totalidad de los pozos emplean sistema de levantamiento artificial por bombeo electrosumergible (BES), solo unos pocos pozos de los yacimientos de Capahuari Sur y Norte emplean el sistema de Gas Lift. En el lote 8 el rango de producción de los equipos electrosumergibles varía desde 250 a 18,500 bpd, con un consumo de potencia desde 52 hasta 643 Kw-hora. En este contexto es importante buscar un sistema de levantamiento artificial que trabaje con la eficiencia máxima, con el fin de bajar el costo de levantamiento (lifting cost), disminuyendo el consumo de energía, con bajos costos de cambio de instalación de subsuelo. Efectuar estos cambios redundará en posterior en la disminución del CAPEX por una menor inversión. En la búsqueda de un sistema alterno al sistema BES se revisaron esquemas de levantamiento artificial como PCP (bomba de cavidad progresiva), ESTSP (bomba electrosumergible de doble tornillo), bombeo hidráulico tipo jet y el bombeo mecánico de carrera larga. De estos sistemas, el bombeo mecánico de carrera larga es un método de levantamiento artificial que puede aplicarse en nuestras operaciones hasta regímenes de producción de 1,500 bpd. En superficie emplea un equipamiento que permite una carrera completa de hasta 366”. Es un sistema de alta eficiencia y bajo costo para aplicar en pozos profundos y problemáticos. Reduce el desgaste de la tubería y varillas. Fácil mantenimiento e instalación. Menor requerimiento de potencia. Reduce o elimina problemas de bloqueo por gas. Diseño 100% mecánico y de fácil operación. Se ha seleccionado el pozo 34XC Pavayacu para implementar este sistema, teniendo en consideración el tipo de pozo, productividad y condiciones de la locación.

Hydraulic fracturing has been used for many years as the preferred stimulation method to improve hydrocarbon recovery in tight gas and oil formations, and recently it has been used in shale gas and oil source rock reservoirs in Mexico’s northern region. However, in Mexico’s southern region, the primary targets for hydrocarbon production had been produced from limestone formations, mainly in Cretaceous and Jurassic reservoirs, where the stimulation methods used were either matrix acid stimulation or acid fracturing. Another exploitation asset exists in which the hydrocarbon production comes from moderate- and high-permeability Miocene sandstone formations, and Rabasa is one of the main fields. Its production was achieved only using conventional perforation methods, and the productivity index (PI) is moderate to low. A complete change in the completion methodology was undertaken by introducing propped hydraulic fracturing to increase the PI. Diagnostic fracture injection test (DFIT) analysis were used to evaluate reservoir properties (i.e., minimum horizontal stresses, kh/µ, and reservoir pressure) along with a hydrocarbons index analysis to identify sweet spots to improve field production. The first production results overturned the conventional completions methodology paradigm in Rabasa field. The application of analysis techniques focused on continuous production improvements allowed fracturing designs to be created that helped maximize fracture conductivity and tailored fracture geometries to the reservoir conditions. This paper presents field case histories demonstrating the successful application of after-closure analysis (ACA) in Rabasa field, highlighting the benefits and limitations of the process. In one case, wellhead pressure (WHP) measurements were used, and in some wells, both downhole and surface pressure data acquisition were used. In both cases, the fracture designs were accurate and the production results after fracturing exceeded operator expectations. Hotel: Westin - Sala: Cusco 1 - Día: Viernes 7 - Hora: 11:00 a.m. - 11:30 a.m.

Expositor(es): Javier Almeida Leandro - Pluspetrol Norte S.A. - Perú

INGENIERÍA DE PRODUCCIÓN

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EXP-IP-CR-18-E

Hotel: Westin - Sala: Cusco 1 - Día: Viernes 7 - Hora: 11:30 a.m. - 12:00 p.m.

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EXP-IP-ML-26-E

THE SHUSHUFINDI FIELD: A SUCCESSFUL COMPLETIONS AND WORKOVER PROJECT STARTUP.

INTRODUCTION AND IMPLEMENTATION OF DIGITAL SLICK LINE FOR WORKOVER AND COMPLETION OPERATIONS IN SHUSHUFINDI FIELD, ECUADOR.

Marco Lopez (Schlumberger); Guillermo Villanueva (Schlumberger); Jose Salas (Schlumberger); Jean Paul Lafournère (Schlumberger); Jorge Hurtado (Schlumberger); Olivier Humbert (Schlumberger); Argenis Betancourt (Schlumberger); Astrid B ray (Schlumberger); Marcelo Tayo (Schlumberger); Jorge Hurtado; (Schlumberger); Angel Egas(Petroamazonas EP); Jorge Espin (Petroamazonas EP).

Marco Lopez (Consorcio Shushufindi - Schlumberger); Marcelo Tayo (Consorcio Shushufindi - Schlumberger); Guillermo Villanueva(Consorcio Shushufindi - Schlumberger); Jean Paul Lafournère(Schlumberger, CSSFD); Olivier Humbert(Schlumberger, CSSFD); Argenis Betancourt (Schlumberger, CSSFD); Astrid Baray(Schlumberger, CSSFD); Marco Gallegos (Consorcio Shushufindi - Schlumberger ); Angel Egas(Petroamazonas EP); Jorge Espin(Petroamazonas EP).

Expositor(es): Guillermo Villanueva - Schlumberger - Ecuador In February 2012, a contract was signed between PAM and CSSFD (a company formed by Schlumberger, Tecpetrol, and KKR). The contract is an “integrated services with investment” type, in which subsurface studies and capital investment activities are now under the responsibility of the CSSFD, while PetroAmazonas EP (PAM EP) remains the operator. Within this new context multidisciplinary effort has been made to understand the geology and the reservoir fluid dynamics within the main productive sands in order to optimize current production and to accelerate proven reserves. In this paper we will explain the methodology and technologies used by CCSFD to overcome; in a first instance, the existing damage of historical wells during workovers (up to 42) and minimize drilling/completion formation damage on new wells. Following the rigorous application of new fluids, perforating and completion techniques, CSSFD achieved consistently reduction both workover and new wells formation damage between -4.5 to 4. In second instance how new completion designs and techniques allowed maximizing selective reservoir productivity. A new completion fluid design has been implemented along with the use of a dynamic underbalance perforating systems (PURE). Both single and single selective completion designs have been achieved satisfactory. The perforating techniques employed tubing conveyed perforation systems (TCP) with monobore anchor and automatic release (MXAR), and explosive automatic gun release (SXAR). Fluid loss has been controlled in a reservoir with diverse pressure regimes and the use of loss pill which was developed to protect the producing (Uinf and Tinf) formations, and well testing results have been improved through the use of surface multiphase flow rate measurements (Vx technology) during production testing of the well. To optimize selective production from different reservoirs, up today six successful selective completions have been delivered with excellent well integrity and very good production results. Formation damage has been mitigated as proven through pressure transient analysis (PTA). The mechanical configuration of the wells allows for selectivity and trouble-free access to the reservoir through the Y-tool. This completion crossover tool facilitates rigless operations and this kind of completion allows an additional lifting contingency method, a hydraulic pumping system (jet pump), in case the main artificial lift method fails. Additional is presented a new alternative of a cost effective intelligent completion as completion option against of dual concentric completion which was the kind of completion used in the past to produce Uinf and Tinf formations in Ecuador.

Expositor: Marco López - Consorcio Shushufindi - Schlumberger - Ecuador The most common and repetitive activities during workovers and completion operations are related to slick line. Activities like opening/closing sliding sleeves, setting/unsetting plugs, setting/unset standing valves, running impression blocks, and running memory gauges are periodically performed using conventional mechanical slick line units. For the Shushufindi project, conventional slickline operations are conducted on a daily basis with a reasonable service quality; however, the success of conventional slickline operations is heavily dependent on the slick line unit operator’s experience. Conventional slick line operators deal with many uncertainties due to the limited information available at surface (no downhole cable tension data, no accurate mechanical depth data, etc.) resulting in most operations being based on guesswork and assumptions. The resultant unnecessary trips and runs, and stuck tools events are attributing high rates of nonproductive time (NPT) to conventional slickline operations. This paper analyzes the benefits of the Schlumberger DSL* digital slick line technology’s introduction and deployment for workovers and completions in the Shushufindi field. DSL technology was introduced and deployed during the first two years of the Shushufindi project, not only to overcome the main operating problems associated with conventional slick line, but also to optimize the numerous miscellaneous workovers and completions operations traditionally performed sequentially by a slick line and a wireline unit. Since DSL technology was deployed on Shushufindi-Aguarico in June 2013, fourteen jobs have been performed successfully (up to March 2014). A thorough analysis of these fourteen jobs is provided for the evaluation of the advantages, the disadvantages, the efficiency gains, the costs savings, and the benefits brought by DSL deployment in the field. Finally, the financial impact of complete DSL technology portfolio deployment in future operations will be evaluated based on operational time saving and workover and completion operations efficiency.

INGENIERÍA DE PRODUCCIÓN

INGENIERÍA DE PRODUCCIÓN

EXP-IP-ML-21-E

Hotel: Westin - Módulo: 4 - Día: Jueves 6 - Hora: 9:30 a.m. - 10:30 a.m.

Hotel: Westin - Sala: Cusco 1 - Día: Viernes 7 - Hora: 12:00 p.m. - 12:30 p.m.

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EXP-IP-AH-41-E

POZOS GEOTÉRMICOS ESTIMULADOS Y FRACTURADOS UTILIZANDO TÉCNICAS DE ACIDIFICACIÓN HIBRIDAS.

EVALUACIÓN DE BOMBEO ELECTROSUMERGIBLE EN POZOS PROFUNDOS DEL DISTRITO FURRIAL, NORTE DE MONAGAS, VENEZUELA.

Manuel Antonio Quevedo Zavala (Schlumberger); Fernanda T. Cisneros (Schlumberger); Victor A. Exler (Schlumberger); Arthur Milne (Schlumberger); Sergio Cornejo (Comisión Federal de Electricidad).

Ana Yelitza Hernández (PDVSA E&P); Leonor González (PDVSA E&P); Ender Castellanos (PDVSA E&P); Victor Pérez (PDVSA intevep); Carlos Andrades (PDVSA E&P); Carlos Rodriguez (PDVSA E&P).

Expositor: Fernanda Tellez Cisneros - Schlumberger - México

El comportamiento de presión del yacimiento en el Campo El Furrial registrado en los últimos años muestra una disminución de la energía del yacimiento, reflejada en presiones que van desde 6447 psi a 3849 psi, por lo que existe una declinación acelerada de la producción. Esto, aunado al avance del frente de agua de inyección en los pozos sometidos a recuperación secundaria, conlleva a la disminución en la presión de cabezal de los pozos debido al incremento de la densidad de la columna de fluido, impidiendo de esta manera la producción de los fluidos por medios naturales hasta superficie y la recuperación de reservas. Es por ello que en Septiembre del 2012 se decidió evaluar el Método de Producción por Bombeo Electrosumergible (BES), con la puesta en marcha del pozo FUL-128. Este pozo venía presentando una declinación acelerada de producción, que alcanzaría su mínimo a finales de 2012. Se instaló una Bomba con capacidad para levantar hasta 23 MBD en fondo y 12 MBD en superficie. Se asentó a 12000’, con una temperatura en el área de hasta 310 °F. El crudo a extraer es un crudo mediano, pero el agua producida presenta alta criticidad por precipitación de Carbonatos de Calcio, por ello se debió instalar capilares de inyección de química por debajo y por encima de la bomba, de manera de garantizar su integridad mecánica. Esta condición hizo del proyecto un reto mayor, ya que es primera vez que se inyecta antiincrustante en fondo. Se realizó una comparación a nivel mundial de las bombas instaladas con características similares y no existe similitud con la instalada en el pozo FUL-128. La BES del FUL 128, operó a 52 Hz con una producción según la última prueba de (01/04/2013), Q TOTAL: 9606 BBPD; NETO: 2305 BNPD; Q GAS: 2,039 MMPCD; RGP: 885 PCN/BN; %AYS: 76%; API: 18,7. Los resultados fueron completamente satisfactorios, el pozo se logró estabilizar, y llegó a alcanzar alrededor de 4MBND de crudo. Adicional al pozo FUL-128, también se evaluó con Bombeo Electrosumergible el pozo inactivo FUL-63 del yac SNJ FUL-02, el cual está activo desde el día 12/01/2013 y presenta las siguientes condiciones de producción Q TOTAL: 11220 BBPD; NETO: 1683 BNPD; Q GAS: 1,301 MMPCD; RGP: 1683 PCN/BN; %AYS: 85% API: 22. Y el pozo ORC31, del Campo Orocual, alcanzó una producción de 2437 BNPD; 3,7 MMPCGD; RGP= 1512 PCN/BN; °API= 27; %AYS= 0.

Mexico, the world’s fourth largest producer of geothermal energy, generates 965 megawatts (MW) of electricity. This production comes from a number of different fields, although the Cerro Prieto field alone produces 720 MW. The temperature and mineralogy of the naturally fractured volcanic formations and scaling tendency of the produced water present some unique challenges in terms of maintaining production. The potential of many geothermal wells is limited by formation damage. Drilling fluid invasion, fines migration, silica plugging, and scaling being the most common. For this reason characterization of the formation mineralogy and formation damage are the keys to successfully stimulating producing wells and increasing the production of steam. Mineral scale deposition occurs in the wellbore or in the natural fractures through which water is either injected or produced. In the producing wells, the composition of scale is related to the mineralogy of the metamorphic formation, while in the injection wells, scale deposition is a function of the composition of the injected water. With limited information regarding the mineralogy of the formation and scale, many conventional matrix treatments are unsuccessful. To address the challenges of stimulating the volcanic formations present in geothermal wells, a hybrid treatment combining sandstone and carbonate acidizing techniques has proved to be successful. The treatments are further customized for each field to account for the differences in the mineralogy and scale deposition. The final fluid composition is often very different from that used to treat conventional sandstone and carbonate reservoirs in the oilfield. The hybrid treatment design methodology has been used successfully to stimulate more than 30 wells in Mexico and Central America. In Mexico treatments have been performed in a number of different fields including Los Humeros (Puebla), Cerro Prieto and Tres Vírgenes (Baja California), and Azufres (Michoacán). In Central America successful treatments have been performed in the Berlin (El Salvador) and San Jacinto (Nicaragua) fields. The results of these campaigns demonstrate that it is possible to consistently improve the productivity of geothermal wells and fluid admission of injectors through the use of correctly designed treatments.

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EXP-IP-MQ-32-E

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Hotel: Westin - Sala: Cuzco 2 - Día: Miércoles 5 - Hora: 11:00 a.m. - 11:30 a.m.

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MODELO PARA LA ESTIMACIÓN DEL FACTOR DE DAÑO POR COMPLETACIÓN PARCIAL EN POZOS VERTICALES PRODUCTORES DE PETRÓLEO Arlinda Dos Santos (PDVSA intevep); Nelson Márquez (PDVSA intevep); Edwin Zambrano (PDVSA intevep). Una de las causas de baja productividad de pozos, es la presencia de un factor de daño en su vecindad. Dicho factor contempla diferentes componentes, siendo uno de ellos la completación parcial del espesor a producir. Las dos técnicas principales para estimar la magnitud de esta componente de daño son pruebas de restauración de presión y correlaciones empíricas. A pesar de que la evaluación con pruebas de restauración es confiable, no siempre es viable cuando la baja productividad impide obtener suficiente flujo para realizar la prueba. Por otra parte, se ha detectado que a través de las correlaciones, las estimaciones del factor de daño difieren entre si y entre las pruebas de presión para las mismas características de pozo. Por tal razón, surge la necesidad de utilizar otra técnica para evaluar este mecanismo de daño y se identificó gran potencial en la dinámica de fluidos computacional como herramienta para estudiar este fenómeno. En este trabajo se presenta el estudio del flujo convergente en el medio poroso asociado a la completación parcial de pozos productores verticales a través de la simulación numérica; determinándose la magnitud de la caída de presión en fondo asociada a la misma. Se evaluó a través de dinámica de fluidos computacional un total de 36 casos con diferentes configuraciones de completación parcial, un amplio rango de permeabilidad e índices de anisotropía vertical/horizontal. Las características petrofísicas, de fondo y de fluidos corresponden a un yacimiento del campo El Furrial, al noreste de Venezuela. Las simulaciones permitieron generar una correlación que permite calcular el factor de daño por completación parcial en pozos verticales productores de petróleo. Su ventana de aplicación es entre 10% y 50% de fracción de apertura del yacimiento, relación de permeabilidad vertical/horizontal desde 0,05 hasta 1 y ubicación del intervalo productor en borde (superior o inferior) y centro del yacimiento. En términos generales, se encontró que una fracción de apertura mínima de 50% representa un factor de daño máximo de 5, por lo cual la pérdida de productividad comienza a perder impacto si se garantiza la completación de al menos la mitad del espesor del yacimiento. Esta correlación constituye una herramienta útil para diagnosticar las causas de baja productividad de un pozo y discretizar el impacto relativo de esta componente en el factor de daño total, permitiendo seleccionar las acciones apropiadas para incrementar la productividad del pozo. Publicación

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EXP-IP-JP-31-E PROPUESTA INTEGRAL DE COMPLETACIÓN DE POZOS DE ALTA TEMPERATURA CON PROBLEMAS DE PRODUCCIÓN DE ARENA Y ASFALTENOS EN YACIMIENTO EOCENO DEL OCCIDENTE DE VENEZUELA José Antonio Pineda (PDVSA intevep); Optalí Escobar (PDVSA intevep); Flor Toro(PDVSA intevep); Vera Dioleida (PDVSA Occidente); Ortega Richard (PDVSA Occidente); Rojo Alex (PDVSA Occidente); Sánchez Francis (PDVSA Occidente). La producción de arena es uno de los problemas más antiguos de algunos campos petroleros en Venezuela. El arenamiento de los pozos tiene consecuencias de gran magnitud, tales como: restricciones severas en los niveles de producción, aumento de costos por mantenimiento tanto de superficie como de subsuelo y hasta la pérdida parcial o total del pozo. La producción, puede verse aún más afectada, si se presentan problemas de precipitación de asfaltenos, los cuales pueden ser potenciales obstructores de los métodos de control de arena usados en fondo de pozo. Después de una historia de aplicación poco exitosa de técnicas de control de arena (cañoneo orientado, perforación inclinada, rejillas en hoyo desnudo) y buscando pasar de un esquema de completación pasivo / preventivo, a uno activo, que permita mantener la vida productiva de los pozos, se desarrolló una metodología integral de trabajo, la cual involucró la participación de diferentes disciplinas y la evaluación de nuevas tecnologías, disponibles en el mercado, para determinar y dimensionar el método de control de arena más apropiado para un yacimiento de edad Eoceno en el Occidente de Venezuela, que presenta problemas de producción de arena y precipitación de asfaltenos. Fue seleccionado un empaque de grava interno, como método de control de arena, para estos pozos a ser completados aproximadamente a 15000 pies de profundidad, con una temperatura y presión de yacimiento de 300 F y 6500 lpc, respectivamente, tecnología que nunca antes se ha aplicado a esta profundidad en esta área. Considerando los riesgos operacionales que implica realizar este tipo de completación en pozos del Lago de Maracaibo y la alta probabilidad de precipitación de asfaltenos, fue necesario evaluar el desempeño de rejillas y la calidad de apuntalantes, a ser utilizados como método de control de arena, así como, proponer un tratamiento químico preventivo para el control de asfaltenos, que resultara eficiente y no generara, a su vez, otros mecanismos de daño a la formación, conllevando a la ejecución de una serie de pruebas experimentales, enmarcadas en normativas internacionales y metodologías propias de PDVSA Intevep, permitiendo así soportar técnicamente la propuesta de completación y garantizando su efectividad.

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EXP-IP-AD-34-E

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ESTUDIO CONCEPTUAL Y DE EVALUACIÓN DEL SISTEMA DTS-FIBRA ÓPTICA COMO SISTEMA DE MONITOREO DE PERFILES DE INYECCIÓN-PRODUCCIÓN EN YACIMIENTOS CONVENCIONALES. APLICACIÓN A UN CAMPO COLOMBIANO. Manuel Guillermo Jaimes Plata (Ecopetrol S.A.); Jorge A. Prada (Ecopetrol S.A.); Esperanza Cornejo H. (Corporación Natfrac); Ricardo Dorado D. (Corporación Natfrac). About 70% of the oil produced today comes from mature fields, which focuses the interest of the industry on these fields, especially when the recovery factor is low (under 30%). To increase the recovery factor, techniques as water injection can be implemented which also helps to mitigate the environment impact, transforming the water produced from an unwanted to a resource. Having permanent control over the reservoir when is going through a secondary recovery, requires optimize the processes of displacement and recovery. The monitoring has the power to set the behavior of operational parameters for the optimization of the injectionproduction operations and to diagnose potential problems, which allow having a specific and a general vision of the process. The continuous monitoring process should be considered from the planning of injectionproduction system. The technology that provides constant monitoring is the Distributed Temperature Sensing-Fiber Optics System (DTS-FOS), which allows the generation in real-time of production profiles and come across with more frequently the injection distribution. With the proper interpretation of these logs the following can be achieved: the injection rate optimization, injectivity leak detection, leak control in wells, cross-flow detection, the contribution of each zone in a stratified reservoir, and detection of the water breakthrough in the producer well. This paper contains a conceptual level study, which presents the working principle, applications worldwide, Benchmarking, benefits, advantages, best technical setup and the correct procedure for implementing the DTS-FOS for both a producer and an injector well. Additionally an economic evaluation which compares the DTS-FOS with conventional monitoring systems currently implemented to generate injection and production profiles in the Yariguí-Cantagallo field in Colombia are presented. Finally, the main findings, conclusions and recommendations obtained in this study are shown. Publicación

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EXP-IP-MJ-16-E OPTIMIZANDO LA EFICIENCIA DE SISTEMAS DE LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL EN LA PRODUCCIÓN DE CRUDO PESADO. UNA APLICACIÓN DE CAMPO COLOMBIANO. Manuel Guillermo Jaimes Plata (Ecopetrol S.A.); Z. Pachón (Ecopetrol S.A.); A. Villar (Ecopetrol S.A.); R. Dorado (Corporación Natfrac). The light crude reserves are increasingly scarce and every day there are new discoveries of heavy oil. The heavy oil, extra heavy and bitumen make up approximately 70% of total oil resources of the world, which focuses the attention of the industry in this type of oil. An adequate management of heavy crude oil production in mature fields requires optimizing the efficiency of artificial lifting systems (ALS), in order to increase the productivity of the assets at appropriate levels. The main difficulty in the low efficiency of ALS in the production of heavy crude oil is the high friction pressure losses in the system due to high viscosities that are handled (greater than 1000 cp). The selection, evaluation and application of chemical treatments to reduce the viscosity of crude oil in down hole was visualized, in order to improve the efficiency and ensure the adequate conditions of extraction and recollection to maintain optimal levels of production. This study presents a detailed assessment of mobility enhancing additives (MEA) in fields operated by the Colombian state owned oil company, Ecopetrol, Which includes: - Characterization of the problem. - Selection of candidates. - State of the art of the MEA. - Characterization and Evaluation Methodology: Qualitative Evaluation, Rheological Behavior, Evaluation in the capillary viscometer. - Evaluation of compatibility with the additives added in the extraction, recollection and treatment system. - Selection and Evaluation of treatment at different conditions of temperature, Shear Rate, percentage of water in emulsion. - Effect of viscosity in the efficiency of ALS (optimum range of operation). - Nodal analysis to determine incremental production. - Evaluation of the technical and economic benefits.

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EXP-IP-MJ-11-E

DESIGN AND IMPLEMENTATION OF SOFTWARE TOOL TO SELECT AND EVALUATE SAND EXCLUSION AND MANAGEMENT ALTERNATIVES, DURING THE STAGES OF DRILLING, COMPLETION AND PRODUCTION. A COLOMBIAN FIELD APPLICATION.

INTEGRATED ANALYSIS TO IDENTIFY AND PREVENT FORMATION DAMAGE CAUSED BY COMPLETION BRINES. A COLOMBIAN FIELD APPLICATION.

Manuel Guillermo Jaimes Plata (Ecopetrol S.A.); Y. A. Quintero (Ecopetrol S.A.); D. P. Martin (Ecopetrol S.A.); M.S. Puentes (Universidad Industrial de Santander).

Manuel Guillermo Jaimes Plata (Ecopetrol S.A.); R.D. Castillo (Ecopetrol S.A.); A. Villar (Ecopetrol S.A.); M. A. Escobar (Ecopetrol S.A.); R. Dorado (Natfrac Corporation).

Sand production in oil and gas wells is a complex problem that requires a multidisciplinary analysis and the use of new methodologies and technologies to be solved, which often requires a combination of several of them to arrive at an optimal solution of the problem and thus increase the productivity of oil fields. This comprehensive strategy must start from the drilling, continue in the completion and extends to the production stage. To implement this strategy, a methodology that includes the integration of field and laboratory data and is complemented by an assessment Geomechanics was developed. In the industry there is no software that would make a comprehensive evaluation and analysis described in the previous methodology, therefore it is designed a tool for this purpose, which allows to automate and streamline the decision-making process (developing optimal workflows to reduce evaluation times per well to 50%) and create a friendly graphic environment for the user. The tool includes the following modules: Production, completion and perforation. The Production module includes: selection of wells and quantification of costs associated with interventions by sanding problems, diagnostic charts for root cause analysis of the problem of sand production, characterization graphs of intervals with sand production (mineralogy and grain size) , selection of alternatives for management and / or exclusion of sand, production modeling, technical and economic evaluation of selected alternatives, etc.. The completion and drilling module includes: Evaluation of tables of well logs and identification of sensitive areas to the sanding beginning from them, predictive modeling of sand production, conventional perforating optimal design, underbalance optimal, oriented perforating, etc. As a case study, the application of software tools to assess the problem of sanding in the Lisama 166 well in Colombia , is shown, in which the frequency of interventions was reduced in more than 100% and was increased the productivity, with recommendations implemented. Finally, conclusions and recommendations obtained in this study are shown.

After workover jobs, many oil-producing wells have reduced their production, which is caused by formation damage created by using inadequate completion brine. The damage mechanism may be: 1) Block in the face of the formation, produced by the tendency to form emulsions between the oil of the well and the completion brine , 2) Production of inorganic scale in the porous medium during the contact of the formation water with the completion brine, 3) blockage by suspended solids present in the completion brines, 4) Increased bacterial activity in the wellbore vicinity, 5) rock-fluid incompatibility due to sensitivity of the formation minerals to the completion brine, caused by high ion exchange, causing swelling of clays and reduction of the permeability, 6) increase of the water relative permeability. Given the above, this paper focuses on integrated analysis for selecting appropriate completion brines, based on an analysis of laboratory and production. Laboratory analysis includes: 1) Evaluation of fluid-fluid interactions, 2) physical-chemical analysis of produced water, 3) definition of Scale tendency of produced water and the mixture with control brine at the wellhead and at reservoir conditions through a simulation software, 4) filtration of the base fluid of the control brine and analysis SEM of solid waste found, 5) microbiological analysis of the base water of the completion brine, 6) compatibility brine-rock through test of core -flooding, 7) determination of critical salinity, The production analysis includes a diagnostic diagram with an assessment of the production history, fluid levels, events, extraction conditions, etc. The integrated analysis was applied in 12 wells in the fields A, and G in Colombia, to determine the root cause of production losses, after workover. The Economic evaluation showed loss of productivity, quantified in more than one million dollars per well. This paper presents the results of the evaluation in the wells G-11 and A-21, along with the conclusions and recommendations.

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INDIRECT METHOD FOR CALCULATING RESERVOIR PRESSURE FROM PRODUCTION DATA. A COLOMBIAN FIELD APPLICATION. Manuel Guillermo Jaimes Plata (Ecopetrol S.A.). The increase in recent years of reserves in mature fields (70% of world reserves), focuses attention on these areas, especially when the recovery factors are low (less than 20%). However many of them that are in primary recovery, have accelerated declination and lack of information that does not allow design the appropriate exploitation strategy. Well stimulation is one of the most known and used techniques to accelerate these reserves. To guarantee the success of the stimulation jobs in each of the wells to perform a job, one of the most important parameters to consider is the reservoir pressure, because of this variable will depend on the accomplishment of the required margins of profitability. In many cases there is no updated information and acquiring new reservoir pressure data is not easy because the economic implications that this entails. To obtain updated pressure data in many cases the correlation with other nearby wells is used or a decline analysis in pressure is performed, however in the majority of the events there is no certainty in this information by the complexity or heterogeneity of the reservoirs. To obtain reliable data, this study proposes an indirect method to estimate reservoir pressure from production data using the Vogel equation for saturated reservoirs. The correlation of production data (Q) and flowing bottomhole pressures (Pwf) for different extraction conditions, for a short period of time, allows to draw the best curve IPR and by extrapolation to obtain the reservoir static pressure. The study was conducted in the Lisama, Tesoro, Llanito, Galan and Bonanza fields in Colombia. This paper presents the application of the method in the well Tesoro 37, where the reservoir pressure was calculated from data of Q and Pwf. Finally, the main findings, conclusions and recommendations obtained in this study are shown. Publicación EXP-IP-WS-04-E APPLICATION OF RELATIVE PERMEABILITY MODIFIER TO UNDERBALANCE TUBING CONVEYED PERFORATING GUNS-TCP. Suzart Walter (Halliburton); Moscoso Fausto (Halliburton); Llerena Hernan (Halliburton); Gonzalez Mario (Halliburton Latin America & SPE Member). Each fluid that is filtrated into a formation during well drilling and completion contributes to permeability damage. Because of this, it is important to control fluid compatibility to ensure minimum impact. Otherwise, productive rates, well life, and profitability of the well can be detrimentally affected. The Oriental basin in Ecuador is no different; high permeability and very low reservoir pressure can make it especially difficult to complete. To better protect the productive formations in the Oriental basin, field operator companies began using special fluids, such as relative permeability modifiers (RPM), combined with different well completion techniques.

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Commonly, operations related to protecting unexposed productive intervals with RPM fluids have been performed together with perforating techniques, such as using wireline perforating guns or overbalanced tubing conveyed perforating (TCP), by pumping adequate quantities of RPM fluid to cover the perforating zone, running guns in hole, and detonating. This ensures that the first fluid leaking into the formation will contain the RPM. The fluid is pumped into the formation until a pressure increase is observed at the surface, which indicates that the relative permeability to water has been reduced. When an operator uses RPMs with an underbalanced TCP technique, it is necessary to change the operational procedure because such techniques imply reservoir fluids will initially flow from the formation into the wellbore, changing the fluid’s position in the well. This requires fluid to be pumped from the annulus to the formation because the annulus contains the highest quantity of clean RPM fluid and will block completion fluid to the formation. Almost all completion fluids invasion was reduced when using a new application of underbalanced TCP and RPM fluids, allowing initial well production with a small percentage of water and minimized formation damage. This article describes the pioneer application of an RPM fluid before opening perforations using underbalanced TCP guns.

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Publicación EXP-IP-MJ-12-E IN SITU QUALITY ASSURANCE AND QUALITY CONTROL (QA&QC) OF THE STIMULATION FLUIDS, FRACTURING, COMPLETION AND WELL CONTROL: A STRATEGY TO ENSURE THE SUCCESS OF THE JOBS. A COLOMBIAN FIELD APPLICATION. Manuel Guillermo Jaimes Plata (Ecopetrol S.A.); R. D. Castillo (Ecopetrol S.A.); M. A. Escobar (Ecopetrol S.A.); Z.D.P Pachón (Ecopetrol S.A.). Nowadays the industry’s attention is focused on mature fields, given that over 70% of the oil produced comes from these fields. Well stimulation, one of the techniques most used to achieve increased productivity in mature fields, is focused on the removal of the formation damage caused during drilling, cementing, completion, production, etc. Over 50% of the causes of failure of stimulation jobs are due to errors that occur during the operation or execution of the jobs. This study focuses on developing an in situ strategy for the Quality Assurance & Quality Control and (QA&QC) of the stimulation fluids, fracturing and completion, to ensure the success of the Jobs. This strategy is primarily focused on the following aspects: A) In the laboratory, the fluids proposed by service companies are evaluated and optimized to achieve cleaner fluid with the least impact on the face of the fracture and gravel pack conductivity and the proppants are evaluated, all with the object to make a better selection and thus maximize the fractured well productivity index. In the well, the quality of additives, proppant, mixing water fluid properties, concentration of additives, etc. are monitored before and during the operation, using a mobile laboratory owned by Ecopetrol. B) Visual inspection of the field equipment to be used in the jobs. C) Analysis of quality of the water for preparation of the treatments: physicochemical and microbiological analysis, definition of control limits (pH, T, conductivity, turbidity, Fe, Cl-, Hardness, Sulfate, dissolved gases, etc.). The Evaluation is done in the water source, truck tanks, etc.

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Publicación EXP-IP-MJ-13-E CONCEPTUAL STUDY AND EXPERIMENTAL PROTOCOL FOR THE SELECTION AND EVALUATION OF MATRIX STIMULATION TREATMENTS WITH BIOCIDES, FOCUSED ON H2S AND CORROSION CONTROL IN PRODUCER WELLS OF FIELDS UNDERGOING SECONDARY RECOVERY. Manuel Guillermo Jaimes Plata (Ecopetrol S.A.); A. Villar (Ecopetrol S.A.); N.P. Acevedo (Natfrac Corporation); M.A. Escobar (Ecopetrol S.A.). One of the major problems in mature fields undergoing secondary recovery is the contamination with sulfate reducing bacterias (SRB) of the injection water system (fresh and/or production) and/or of the reservoir (natural or by drilling fluids, completion, stimulation, etc.), which causes formation damage and microbiological induced corrosion (MIC) in the injection- production system. The problems mentioned above are present in various fields of the state oil company, Ecopetrol S.A, in Colombia and the situation is becoming more critical, not only because the decrease in productivity (formation damage, failure of the subsurface equipment and facilities of the Injection-Production system, etc.), but mainly because the risk of human mortalities (maintenance jobs, nearby houses, etc.). Based on the above, a conceptual study was developed and an experimental protocol for the selection and evaluation of matrix stimulation treatments with biocides, focused on H2S and corrosion control in Producer Wells of Fields Undergoing Secondary Recovery as part of the comprehensive strategy to implement in the injection-reservoir-production system of the Cira - Infantas field in Colombia. This study included the following stages: 1. State of the art to define main Bactericides-sporicidal, 2. State of the art to define matrix stimulation treatments to H2S and corrosion control, removal of biomass (biofilm) and iron sulfide, etc. in producers wells, 3. Deactivation of bactericides and sporicides with gases and minerals of the formation (H2S, Clay, etc.) and the environmental Impact, 4. Alternatives Assessment Matrix, 5. Formation damage by growth of sulfate-reducing bacteria, 6. Experimental protocol and results of selection and evaluation of biocides and stimulation treatments. Publicación

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EXP-IP-IV-47-E LIMPIEZA DE POZOS PRODUCTORES CON SALES DE ÁCIDOS ORGÁNICOS PARA REMOVER INCRUSTACIONES INORGÁNICAS SIN NECESIDAD DE EQUIPO DE TORRE. Ivana S. Velazquez (Pluspetrol S.A.); Alexis Stillger (Pluspetrol S.A.). El trabajo presenta las experiencias en los yacimientos Aguada Baguales y El Porvenir de Pluspetrol S.A, ubicados en la cuenca neuquina. La explotación del área comenzó en enero de 1942 en Porvenir y entre (1964 y 1968) en Aguada Baguales. El Porvenir cuenta con 122 pozos productores, producción bruta de 11.907,40 m3/d y 267 m3/d de petróleo asociado Baguales cuenta con 77 pozos productores, 3.222,5 m3/d de bruta y 365 m3/d de petróleo asociado. La producción de fluidos con altos corte de agua, tendencia incrustante en carbonatos, presencia de subproductos de corrosión del tipo sulfuros, y alto lifting cost, fueron motivos para que Pluspetrol S.A incursionara en tratamientos de limpieza que permitieran evitar pulling por aprisionamiento y/o pérdida de producción asociada a obstrucciones en los punzados. Los tratamientos de limpieza con sales de ácido orgánico, se aplica a pozos productores de petróleo, ante la “detección de posibles agarres de las bombas de carácter inorgánico” como así también ante la “pérdida de producción en punzados e instalaciones” por obstrucción del mismo tipo. La aplicación de los mencionados tratamientos se realiza desde superficie, bombeando la píldora de producto, por directa y/o anular según el tipo de instalación y el objetivo a perseguir, debiendo cumplir un tiempo mínimo de contacto con la incrustación a disolver, siendo equivalente a la disolución que produce un HCl sin propiciar el proceso de corrosión. En todos los casos la principal ventaja es que no se requiere el ingreso de un equipo de torre para su aplicación, evitando costos asociados a intervenciones. Publicación

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D) Monitoring and control in the preparation of treatments: verification of formulations and mixture of treatments, inspection of equipment and vessels used during the mixing, surveillance of the preparation of treatments, quality control and quality assurance of the treatment prepared, evaluation of treatments (solubility, compatibility, detergency, wetting, etc.), operational control during pumping , etc. This paper presents the results, conclusions and recommendations of the evaluation QAQC for the stimulation job in ECOPETROL oil fields, allowing corrective actions In Situ and ensuring its success.

EXP-IP-OM-27-E ESTIMULACIÓN DE POZOS SELECTIVAMENTE CON TUBERÍA FLEXIBLE EN YACIMIENTOS DEPRESIONADOS, FRACTURADOS Y CON VARIOS INTERVALOS ABIERTOS CON ZONA DE ADMISIÓN PREFERENCIAL EN EL CRETÁCICO MEDIO Y SUPERIOR EN CAMPOS DEL ACTIVO MUSPAC EN EL SUR DE MÉXICO. Oscar Melo Narcizo (PEMEX); Guillermo Campos Juárez (UJAT). A principios de 2006 se observó que en pozos depresionados o con intervalos en dos zonas productoras distintas, se tenía problemas para restituir la producción después de estimularlos de forma convencional por tener zonas preferenciales de admisión, éstas a su vez reforzadas por canalizaciones por la mala cementación de la TR de explotación en la mayoría de los casos, por lo cual se ha estado utilizando la Estimulación Selectiva con Tubería Flexible en estos pozos y el uso de herramientas vibratorias giratorias de alto impacto bombeando trazadores radioactivos durante las etapas ácidas y evaluando resultados con registros Spectrascan., previamente afinando la profundidad con registros de RG/CCL marcando T. F., donde la experiencia del personal operador de Tubería Flexible es determinante en el éxito de la operación. Publicación

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INFLUENCIA DE LOS PARÁMETROS CLAVE EN LA DESHIDRATACIÓN DE CRUDO PESADO: UN ESTUDIO DE CAMPO. César Augusto García Chinchilla (Ecopetrol S.A.); Carolina Rodriguez Walteros (Ecopetrol S.A.); Flaminio Guarin arenas (Ecopetrol S.A.); Javier Duran Serrano (Ecopetrol S.A.); Carlos Andres Diaz Prada (Ecopetrol S.A.). El presente trabajo muestra una descripción de los principales parámetros para la deshidratación de crudo pesado y cómo el entendimiento de sus interrelaciones permitió la optimización del proceso de tratamiento en el segundo campo con mayor producción de petróleo de Colombia. Inicialmente, se explican los principales criterios para la separación de agua libre y para la remoción de agua emulsionada. Luego se exponen los fenómenos de floculación, coalescencia y sedimentación, los cuales ocurren durante la separación de gotas de agua dispersa en el crudo. Finalmente, se muestra la influencia de los parámetros clave en la deshidratación de crudo pesado. También se resaltan los principales beneficios de la aplicación de la tecnología de dilución como reemplazo de la tecnología de calentamiento para el tratamiento de cerca de 120.000 BOPD (barriles de crudo por día) de crudo pesado de 12°API. Publicación

EXP-FC-JS-01-N SISTEMA MULTIFÁSICO COMO FACILIDAD DE PRODUCCIÓN. Jose Severino (Olympic del Perú Inc.); Jare Aleman Merino (Grupo Olympic Perú). Expositor(es): Jose E. Severino Guevara - Olympic del Perú Inc. - Perú La problemática en las operaciones en cuanto a la carencia de facilidades de producción, sumado a la normativa existente en la que prohíbe el venteo y quemado de gas, así como el compromiso de minimizar los impactos en zonas de cultivo en lote XIII, hacen necesario la implementación de un proyecto innovador, utilizando nuevas tecnologías y herramientas para dar solución a estos problemas y cumplir con la normativa vigente. El sistema multifásico es un proyecto propuesto con el fin de sustituir la carencia de facilidades de producción el objetivo es controlar las tres fases de fluidos que producen los pozos (Petróleo, agua y gas), esto con el fin de transferir toda la producción de una determinada zona distante hasta la batería o planta de tratamiento más cercana, esto facilita las operaciones en zonas remotas donde no se cuentan con facilidades de producción y cuya implementación significa una gran inversión.

FACILIDADES DE SUPERFICIE

INGENIERÍA DE PRODUCCIÓN

EXP-IP-CG-20-E

Hotel: Westin - Sala: Cusco 2 - Día: Miércoles 5 - Hora: 12:00 p.m. - 12:30 p.m. EXP-FC-OL-02-N TRAZADO DE RUTA ÓPTIMA PARA EL SISTEMA DE TRANSPORTE (GASEODUCTO) DEL PROYECTO SAGARI UTILIZANDO TECNOLOGÍA LIDAR. Oscar Saúl León Rivera (Repsol); María Sipión (Repsol Exploración Perú). Expositor(es): Oscar León Rivera - Repsol - Perú En el campo de instalaciones de superficie hasta hace unos años el desarrollo de la ingeniería conceptual de los EPCs requería de un trabajo a mediano y largo plazo incrementado costos debido a que necesariamente se tenían que realizar los trabajos preliminares de topografía in-situ, esto consideraba llevar nuestros técnicos y sus equipos necesariamente al campo, la gestión previa requería también de permisos especiales de ingreso al lugar del proyecto, además una logística muy bien programada y una adecuada ventana climática que nos permitiera desarrollar nuestras actividades con total normalidad. Hoy en día, la adquisición de información topográfica con el sistema Lídar (Light detecting and Ranging) simplifica la actividad y estancia en campo, entrega datos con altísima precisión vertical y horizontal. Los datos medidos y obtenidos son más homogéneos y pueden integrarse fácilmente a plataformas de diseñó de ingeniería CAD, a sistemas de información geográfica GIS y a software de interpretación especializada para geología y geofísica. En nuestro proyecto se necesitaron sólo 7 días en campo para completar todo el registro de datos para 22,524 hectáreas de terreno, no se reportaron ningún incidente ni accidentes, las actividades de post procesamiento de datos demandaron de 18 días hábiles y los trabajos se efectuaron aquí en Lima. El producto del post procesado de los datos Lídar medidos en el campo es una nube de puntos con valores XYZ, estos fueron volcados en formato ASCII para su distribución y finalmente a partir de estos datos alfanuméricos se creó un grid de elevaciones (DEM)

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Hotel: Westin - Sala: Cuzco 2 - Día: Miércoles 5 - Hora: 11:30 a.m. - 12:00 p.m.

EXP-TP-EE-02-E EVALUACIÓN DE MÉTODOS FISICOQUÍMICOS PARA EVALUAR EL TRANSPORTE, MANEJO Y EL ROMPIMIENTO DE EMULSIONES DE AGUA EN CRUDO EXTRA PESADO. Emir Escalona (PDVSA intevep); Jose Martinez(PDVSA intevep); Xiomara Gutiérrez (PDVSA intevep). Expositor(es): Emir Escalona - PDVSA intevep - Venezuela Las principales reservas de petróleo en Venezuela son de crudo pesado y extra pesado, y debido al aumento de la demanda mundial de energía, Venezuela está investigando sobre diferentes métodos de producción de este tipo de petróleo. Uno de los métodos estudiados es la inyección de vapor de agua, para disminuir la viscosidad del petróleo crudo y llevarlo hasta la superficie. Sin embargo, este método puede promover la formación de emulsiones estables de agua en crudo (emulsión W/O), lo que aumenta la viscosidad del petróleo original y su transporte en la superficie es más difícil. Con el fin de resolver este problema, diferentes formulaciones acuosas de surfactantes se utilizaron para mezclarlas con la emulsión W/O e invertir el sistema a (emulsión W/O/W). Este método permite disminuir la viscosidad del crudo y, en consecuencia, mejorar el transporte. Las formulaciones acuosas utilizadas para formar las emulsiones O/W consisten en soluciones alcalinas para activar los Surfactantes Naturales presentes en el crudo o una mezcla de ácidos grasos (oléico y linoléico), y sus sales de Sodio y/o de Alcanolamina. Los resultados mostraron la formación de emulsiones múltiples, tipo w/o/w, cuando la emulsión W/O original se mezcló con las formulaciones. Sin embargo, la viscosidad de la emulsión múltiple fue similar a la del agua y puede ser transportado fácilmente. Con el fin de romper y para deshidratar las emulsiones múltiples, se utilizó el método de calentamiento y tratamiento con salmuera durante varias horas. Los mejores resultados se obtienen cuando las emulsiones múltiples estaban en contacto con un compuesto químico natural de poliglucósido extraído de la planta de Aloe Vera. Este alquilpoliglucósido trabajó como un excelente demulsificante en sinergia con el calentamiento y solución de salmuera, ya que el porcentaje de deshidratación de las emulsiones fue hasta un 98%.

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FACILIDADES DE SUPERFICIE

que fue lo que empleamos para la ejecución de nuestro proyecto. Estos grid ráster fueron cargados y procesados en diferentes software GIS que empleamos aquí en la compañía, obteniendo así imágenes de tipo sombras (shade), imágenes de pendientes (slope Shader), imágenes de reflectancia, imágenes anáglifos o estereoscópicas y además curvas topográficas cada 1m. Comparando con trabajos tradicionales que usamos anteriormente la incorporación de LIDAR nos ha permitido ahorrar tiempo y dinero en aproximadamente un 45%, asimismo el uso de esta herramienta nos permite modular y adecuar el movimiento de tierras, que es una de la actividades más significativas y de mayor impacto en los proyectos. En el rubro medio ambiental este sistema minimiza impactos hacia las comunidades o áreas de conservación, debido a que es una tecnología indirecta o pasiva, los elementos de medición que se emplean para el registro no producen ningún tipo de daño al entorno vegetal ni animal. Con los resultados de medición topográfica que se obtienen se optimizan zonas de aprovechamiento para la ubicación adecuada de los proyectos en zonas estables, ayuda a ubicar puntos de captación y vertimientos de aguas y todo lo que conlleva a un proyecto de ingeniería.

Hotel: Westin - Sala: Amazonas - Día: Jueves 6 - Hora: 11:30 a.m. - 12:00 p.m.

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DESARROLLO DE UN PLAN DE REPARACIONES A PARTIR DE LA CORRIDA DE INSPECCION INTERNA. Mauricio Teutónico (Gie Perú S.A.C.); Johann Gálvez (Gie Perú S.A.C.); Gerardo Soula (Gie Perú S.A.C.). Expositor(es): Mauricio Teutónico - Gie Perú S.A.C. - Perú Johann Gálvez Asparrin - Gie Perú S.A.C. - Perú Es sabido la complejidad que conlleva lidiar con resultado de las corridas ILI (In Line Inspection), cuando se trata de millares de anomalías distribuidas en centenares de kilómetros, el planteo de los escenarios para implementar las reparaciones puede ser un proceso desgastante, que implica campañas de reparación millonarias. Frente a esta situación se presenta en ese trabajo una metodología que permite racionalizar y estandarizar las diferentes alternativas de reparación tales como reemplazo de cañería, colocación de refuerzos, amolado o recobertura. La integración, estandarización y sistematización del tratamiento de los datos ILI y de otra información vital de integridad unida a una serie de algoritmos que operan sobre la base de datos de inspección, permite identificar diferentes escenarios que se pueden ir evaluando en forma sistemática evaluando el gasto de una solución contra las diferentes opciones. Las variables que se incorporan al cálculo pueden ser de diseño particular para cada sistema, pero al menos se considera: • Minimizar la recurrencia: es sabido que en zonas de suelo agresivo y pobres condiciones de protección anticorrosiva se recurre frecuentemente a realizar reparaciones. • Optimizar el gasto en los reemplazos de cañería: se realiza un balance entre la longitud de los reemplazos vs el costo de los empalmes. • Establecer los umbrales de confort de riesgo en relación a las anomalías remanentes luego de la implementación de cada etapa del plan. Hotel: Westin - Sala: Amazonas - Día: Jueves 6 - Hora: 10:30 a.m. - 11:00 a.m. EXP-TP-MF-04-N EVALUACIÓN DE SISTEMAS DE RECUBRIMIENTOS POLIMÉRICOS EN PRESENCIA DE BACTERIAS SULFATO-REDUCTORAS Y PROTECCIÓN CATÓDICA. Matilde Fernandez de Romero (International Corrosion Service and Supply); Oladis de Rincón (Universidad de Zulia); Lisseth Ocando (Universidad del Zulia), Orielis Parada (Universidad del Zulia); Yureis Villasmil (Universidad del Zulia). Expositor(es): Matilde Fernandez De Romero - International Corrosion Service and Supply - Perú El objetivo de esta investigación fue evaluar el desempeño del Epoxi líquido 100% sólido con/sin “antifouling” y “Fusion Bonded Epoxi” (FBE), en presencia de las bacterias sulfato-reductoras (BSR) y protección catódica (PC) a un potencial aplicado de -3,2 V vs el electrodo de cobre/sulfato de cobre (CSE). A tal efecto, se utilizó una celda que permitió simular una ampolla en el recubrimiento polimérico; así como, un sistema piloto conformado por una tubería desnuda y otra revestida con FBE, sumergidas en un medio que simula un lago salobre rico en BSR y protegidas catódicamente. Los resultados

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obtenidos en la celda confirmaron que un potencial polarizado de -1,0 V (CSE) no es suficiente para proteger el acero en presencia de bacterias; debido a que la membrana extracelular polimérica (EPS) no permite el paso de la corriente y el pH en el seno del fluido debajo de la ampolla llega a valores de 6; pero estudios anteriores midiendo el pH con microelctrodos debajo del EPS han permitido medir pH mucho más bajo de aproximadamente 1. Con el sistema piloto, se evidenció que el FBE pareciera promover el crecimiento bacteriano en los defectos del mismo aún con protección catódica y se degrada en presencia de BSR. Palabras clave: Epoxi líquido, FBE, Bacterias Sulfato-Reductora, Protección Catódica. Hotel: Westin - Sala: Amazonas - Día: Jueves 6 - Hora: 11:00 a.m. - 11:30 a.m. EXP-TP-EC-13-E GERENCIAMIENTO DE MITIGACIÓN DE LA CORROSIÓN INTERNA APLICANDO UN NOVEDOSO SISTEMA DE REDES DE DUCTOS EN YACIMIENTOS DE YPF EN MENDOZA NORTE. Eduardo Curci (YPF); Gustavo Gil (YPF).

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EXP-TP-MT-03-N

Expositor(es): Eduardo Curci - YPF - Argentina Gustavo Gil – YPF - Argentina Uno de los efectos más perjudiciales que afectan las operaciones de producción en los campos de petróleo y gas son los daños ocasionados por corrosión interna motivada por los fluidos transportados por ductos y cañerías. Efectos corrosivos pueden generar graves problemas ambientales y problemas económicos por pérdida de producción. Para gestionar este delicado tema se creó un sistema de alertas tempranas que permite tomar inmediatamente las medidas preventivas y correctivas que mitigan los efectos perjudiciales de los fenómenos corrosivos. Esta gestión de mitigación de corrosión interna trata los objetos técnicos sujetos a corrosión interna a través de un sistema integrado de datos, que ordena los equipos por loop (redes) enlazando cañerías, ductos, colectores, satélites y pozos inyectores, planificando sobre éstos los muestreos y análisis a través de planes predictivos que están orientados para generar alertas tempranas (troubleshooting) basadas en recurrencias de valores fuera de los parámetros establecidos. Se crea una relación interactiva con la información proveniente de las reparaciones de cañerías. Esta gestión abarca ductos desde el colector de campo a baterías, de baterías a Plantas de tratamiento de agua y crudo finalizando el sistema en boca de pozo inyector. En este sistema se incluyen también ductos (oleoductos y gasoductos) principales regulados por leyes nacionales y provinciales. El sistema se organiza a través de un objeto de enlace (loop) que agrupa a todos los equipos protegidos por un punto de inyección de químicos, que conducen el mismo fluido y son susceptibles al mismo modo de fallo. Se planifican los muestreos y análisis a través de planes predictivos, generando órdenes en forma automática y con una frecuencia preestablecida. El sistema de gestión de loops incluye los 4 yacimientos de YPF en Mendoza Norte. Cada loop consiste en uno o más ductos por los que circula el mismo fluido y debe tener al menos un punto de inyección de producto químico, un toma muestra de entrada al sistema y uno o varios toma muestras de salida.

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EXP-TP-HA-10-E DEDUCING EFFICIENCY OF AN ELECTRIC SUBMERSIBLE PUMP FUNCTION IN WELLHEAD PRESSURE AND RESERVOIR PARAMETERS. Hesham A. M. Abdou (Agiba Petroleum Company). Electric Submersible Pump (ESP) is one of the most important artificial lifting systems used in oil and water wells. Its operational parameters remain under following up till necessity to pull out of hole with string before getting damage for either motor and/or pump assembly. This paper presents a method to follow up pump overall efficiency (ho) which reflects on overall performance of ESP assembly. In spite that motor is followed up by observing amperage chart, there is no direct method to follow up (ho), as this important pump parameter determines whether it is working properly within operating range or there are problems as flow rate decreases under operating range causing impeller down thrust or increases over operating range causing impeller upper thrust, leads to excessive motor loading ends with burnt out. Publicación EXP-TP-RF-01-E TRANSFERENCIA DE CALOR EN DUCTOS ENTERRADOS Y SU INFLUENCIA SOBRE EL FLUJO DEL LÍQUIDO EN LA CAÑERÍA. Remo Frabotta (ARCAN Ingeniería y Construcciones S.A.); Héctor Ramonet (ARCAN Ingeniería y Construcciones S.A.); Esteban Fontana (ARCAN Ingeniería y Construcciones S.A.). El estudio de la transferencia de calor en los caños soterrados de conducción de fluidos se hace necesario realizarlo con mayor precisión que en el pasado, fundamentalmente en la industria petrolera debido a los yacimientos con crudos de mayor viscosidad y muy sensibles a los cambios de temperatura. Al ser dicha temperatura variable en el tiempo, se obtiene un modelo de flujo de fluido “siempre transitorio”. El presente estudio resuelve el problema con mucha más precisión, fundamentalmente la conducción con el suelo, utilizando para ello el método de los elementos finitos y tomando como características de partida: el tipo de suelo y su temperatura estadística en función de las coordenadas geográficas, el tiempo y los parámetros de estado del fluido. Con el objeto de obtener como resultado fundamental los parámetros de estado del fluido y la temperatura del terreno próximo a la cañería en función del tiempo y del espacio a lo largo del ducto. Publicación

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EXP-TP-HA-05-E CASE STUDY IN ECONOMIC IMPACT OF USING DRAG REDUCING AGENT ON COST OF PUMPING CRUDE OIL IN WESTERN DESERT, EGYPT. Hesham A. M. Abdou (Agiba Petroleum Company). Crude oil is pumped at the rate 14,280 bbl/d from FARAS field to BEDR3 field (58 meter higher in elevation) at western desert in Egypt through 6 inch x 34.2 miles pipeline using two identical pumps connected in series, working at best overall pumping efficiency. A one megawatt diesel engine is used to generate necessary power for motors run the two pumps. This paper presents economic analysis for impact of using Drag Reducing Agent (DRA) in reduction cost of oil pumping, keeping same pumping flow rate where one of the two pumps is temporary abundant. Economic analysis is applied for the two pumping cases; case-1) Using two pumps without DRA & case-2) Using only one pump with DRA. Items of such analysis are: 1) Cost of the consumed diesel amounts in both cases. 2) Total cost of DRA including daily rental rate of injection skid, daily hiring rate for operators and price of used DRA in gallon per hour. 3) Cost of pumps and their maintenance over pipeline service life.

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Actualmente el sistema consiste en 197 loops que tienen 506 sacamuestras donde se realizan las determinaciones para medir corrosión (gases disueltos, bacterias sulfatorreductoras, hierro, sulfuro y residuales de productos anticorrosivos) Se incluyen cupones de corrosión. Durante el año 2013 se han realizado 1345 determinaciones de parámetros involucrados con corrosión. Permite al ingeniero de corrosión tomar las medidas preventivas/correctivas inmediatamente, minimizando los efectos ocasionados por los fluidos corrosivos que circulan por las distintas instalaciones. Hotel: Westin - Sala: Amazonas - Día: Jueves 6 - Hora: 12:00 p.m. - 12:30 p.m.

Publicación EXP-TP-HA-06-E DEVELOPMENT OF TRANSPORTATION PIPE NETWORK FOR IMPROVEMENT FLOWING HEAVY OIL. Hesham A. M. Abdou (Agiba Petroleum Company). Aghar is an oil field located at western desert in Egypt (Figure 1), 60 % of its oil production is heavy oil (1,085 centipoise @ 16 °C & 0.97 sp.gr. @ 60 °F & 14.7 psi). Such oil is too heavy to be transported only by wells head pressures, so this problem was solved by sending production of light oil wells as a carrier fluid (2 centipoise @ 16 °C & 0.85 sp.gr. @ 60 °F & 14.7 psi) for mixing with production of these heavy oil wells so it could reduce overall viscosity. Mixed oils were sent to a Manifold Header (MH) at 8,200 bbl/d and 250 psi, then sent to the main oil processing area via four parallel branches, 3.5” x 5 km each, where separator pressure is 30 psi. By winter, and summer seasons pressure at the MH raises up to 900 psi and 390 psi respectively, meaning that back pressures at MH are 650 psi and 140 psi respectively, which affect negatively on production rates produced from both of heavy and light oil wells. This problem was solved by adding in parallel other three branches, 3.5” each as a temporary solution, i.e. seven branches each is 3.5” were used. Later a new network was proposed replacing the seven parallel branches with two parallel pipe branches; 6” x 6 km each, which encouraged adding more slots to the MH capable to receive 5,800 bbl/d extra production of new discovered heavy oil wells Currently produced oils reach OPA without back pressure at MH. Publicación

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GEO-EX-AQ-14-N

NEOGENE AND QUATERNARY EVOLUTION OF THE NEUQUEN FORELAND (ARGENTINA).

MODELIZACIÓN ESTRUCTURAL Y GEOQUÍMICA DE TRANSECTAS ESTRUCTURALES EN LA CUENCA MADRE DE DIOS.

Betrand Nivière (University of Pau); Cédric Bonnel (University of Pau, France); Damien Huyghe (University of Pau, France); Charles Aubourg (University of Pau, France); JeanPaul Callot (University of Pau, France); Guilhem Hoareau (University of Pau, France); Matthieu Brannellec (University of Pau, France), Nesma Krim (University of Pau, France), Daniel Brito (University of Pau, France), Jean-Claude Ringenbach (Total SA). Expositor(es): Bertrand Nivière - University of Pau - Francia Taking into account sedimentary markers usually unexploited by the industry (remnants of Miocene bassins and Plio-Quaternary alluvium), we gain access to transient stages of the present-day foreland building. This allows for example to: - document the high frequency evolution (