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De los datos encontrados, también se logró recopilar información sobre la última producción reportada en cada uno de los pozos del campo en estudio que puede observarse en la tabla 9, con lo cual se conoció el estado actual en cuanto a producción de fluido, petróleo, agua, corte de agua, API y el sistema de levantamiento artificial utilizado que era por bombeo electro sumergible, debido a que este sistema brinda mayor operatividad en los pozos.

Tabla 9. Última producción reportada de los pozos productores del campo

Frontera para los yacimientos T y U.

Pozo Fecha Arena Producción BSW Sistema API

BFPD BPPD BAPD (%) grados Frontera-1 16/10/2012 T 898 36 862 96 Eléctrico 22.3 11/07/2007 U 1200 120 1080 90 No reporta 28.0 Frontera-2 15/12/2013 T 1 117 325 782 70 Eléctrico 29.8 17/11/2011 U 439 395 44 10 Eléctrico 28.3 Frontera-4B 08/12/2013 T 2513 101 2 412 96 Eléctrico 31.5 17/05/2011 U 1225 98 1127 92 Eléctrico 27.5 Frontera-5 02/01/2013 T 1 047 377 670 64 Eléctrico 20.6 31/10/2009 U 1458 175 1283 88 Eléctrico 28.5 Frontera-5RE 16/12/2013 T 937 131 806 86 Eléctrico 20.6 Frontera-6D 30/08/2013 U 133 35 98 74 Eléctrico 31.7 (Secretaría de Hidrocarburos, 2013), (Pozo, M, 2013)

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3.8.7 PRESIÓN

Para la realización de este trabajo también se analizó con el programa Fast Well Testing, la última prueba de restauración de presión (B’UP) del pozo Frontera-4B, yacimiento T tomada en abril del 2013. El análisis se presenta en el anexo VI.

De este análisis se obtuvieron parámetros del yacimiento como permeabilidad, presión de reservorio, daño, capacidad de flujo e índice de productividad para un pozo que se encuentra produciendo sobre el punto de burbuja. Esta información fue sistematizada en la tabla 10.

Tabla 10. Parámetros obtenidos del análisis de la prueba de restauración de

presión del pozo Frontera-4B, yacimiento T.

Parámetros Valores

Presión de reservorio 3 676.42 psi

Permeabilidad 186.99 md

Daño 1.657

Capacidad de flujo 5983.967 md *ft

Índice de productividad 16.047 BPPD/psi

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3.9

AJUSTE HISTÓRICO

Luego de la revisión y análisis de los estudios antecedentes a este trabajo, dentro de lo cual se incluyó información relacionada a características petrofísicas, de producción y presiones, es decir, datos tanto estáticos como dinámicos del campo, principalmente con base al modelo de simulación dinámico, se encontró el ajuste del histórico de producción por pozo hasta el año 2009, y que para el desarrollo del campo, se tuvieron varias propuestas con sus respectivas predicciones.

A continuación en primer lugar se presentan los ajustes históricos para luego realizar un análisis y buscar una propuesta simulada aplicable a las condiciones actuales del campo.

El ajuste histórico, se realiza principalmente al incorporar la información real de la historia de producción tomada desde diferentes reportes de campo y compararla con los datos de producción obtenidos con el simulador. A continuación se presentan los gráficos de los ajustes tanto de producción de petróleo como de corte de agua para los diferentes pozos del campo Frontera. Otros gráficos de los ajustes históricos de producción por campo se los puede ver en los anexos VII, VIII Y IX.

En el pozo Frontera -1, al comparar los datos de producción de petróleo y corte de agua obtenidos del simulador con los reales, se muestra un buen ajuste hasta marzo del año 2000, cuando el pozo es cerrado, luego de lo cual las curvas reales y las de ajuste son muy diferentes. Las curvas reales indican un mayor caudal de petróleo con un menor corte de agua que las curvas del simulador hasta el año 2005, cuando el pozo es cerrado otra vez como se puede observar en la figura 47. Este pozo vuelve a producción en el año 2010, situación que no registra el simulador debido a que el modelo de simulación pertenece al año 2009.

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Figura 47. Ajuste histórico de la producción de petróleo diaria y corte de

agua para el pozo Frontera-1 (PETROPRODUCCIÓN, 2009)

En el ajuste histórico del pozo Frontera-2, indicado en la figura 48, se observa en un inicio un buen ajuste con leves diferencias entre las curvas de petróleo y corte de agua real y simulado hasta el año de 1999.

En el año de 1999, la curva histórica y la del simulador comienzan a separarse, luego de un cierre del pozo y una apertura. Desde el año 2001, luego de otro cierra en el pozo, las curvas se separan aún más.

Al final luego de un cierre realizado en 2005, se observan grandes desfases entre ambas curas, el corte de agua es mayor al simulado y el caudal por día de petróleo del histórico es menor.

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Figura 48. Ajuste histórico de la producción de petróleo diaria y corte de

agua para el pozo Frontera-2. (PETROPRODUCCIÓN, 2009)

Para el pozo Frontera-3, desde un principio se observan grandes diferencias entre las curvas del simulador y las históricas, la producción de petróleo histórica es mayor que la simulaca mientras que el caudal de agua histórico es menor que el simulado hasta 1997, cuando el pozo es cerrado.

Luego del cierre aún existen diferencias entre las curvas pero son menores que al inicio hasta 1999 cuando se realiza un segundo cierre del pozoy al abrir el pozo, se observa un mejor ajuste de las curvas hasta cuando el pozo es cerrado una vez más en 2003, como se muestra en figura 49. Este pozo actualmente ya no es productor, ha sido convertido en inyector de agua de desecho a la formación Tiyuyacu.

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Figura 49. Ajuste histórico de la producción de petróleo diaria y corte de

agua para el pozo Frontera-3. (PETROPRODUCCIÓN, 2009)

En el ajuste histórico del pozo Frontera-4B, que se puede observar en la figura 50; se tiene un incio grandes diferencias entre las curvas históricas y las simuladas tanto para la producción de petróleo como para el corte de agua, lo cual no cambia aun después de dos cierres del pozo en los años 2000, 2001 y 2003.

Luego del último cierre del pozo en 2003 en un período final de producción, existe una mayor aproximación entre las curvas reales y las del simulador, siendo que luego del último cierre en 2008, la producción de petróleo real es mayor que la simulada y el corte de agua es menor que el simulado.

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Figura 50. Ajuste histórico de la producción de petróleo diaria y corte de

agua para el pozo Frontera-4B (PETROPRODUCCIÓN, 2009)

Al comparar las curvas de la figura 51, históricas reales con las del simulador, tanto para caudal diario de petróleo como para corte de agua obtenidas para el pozo Frontera-5, estas se encuentran muy alejadas hasta el año 2004 cuando el pozo es cerrado.

Luego del cierre de 20014, se observa un mejor ajuste con una menor separación entre las curvas hasta 2009.

El ajuste histórico de este pozo es similar al ajuste histórico del pozo Frontera-4B, donde existe menor desafse de las curvas al final de la simulación

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Figura 51. Ajuste histórico de la producción de petróleo diaria y corte de

agua para el pozo Frontera-5 (PETROPRODUCCIÓN, 2009)

3.10 ESCENARIOS CONSIDERADOS PARA EL DESARROLLO DEL