Análise Técnico-Financeira

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ANÁLISIS TÉCNICO-FINANCIERO PARA LA SELECCIÓN DEL SISTEMA DE 
LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL EN UN CAMPO MADURO DEL VALLE MEDIO DEL 
MAGDALENA SOMETIDO A INYECCIÓN DE AGUA Y POLÍMEROS 
(GRUPO L2) 
 
 
 
 
 
CRISTIAN ORLANDO ZAPATEIRO PUENTE 
JAIRO RICARDO ÁLVAREZ ORTIZ 
ZAMANDA LORENA GÓMEZ BABATIVA 
CHRISTIAN JOHANNES PRADA CASTAÑO 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
UNIVERSIDAD DE LOS ANDES 
FACULTAD DE INGENIERÍA MECÁNICA 
MAESTRÍA EN INGENIERÍA DE PETRÓLEOS 
BOGOTÁ, D.C. 
2019 
 
 
 
2 
 
ÍNDICE GENERAL 
 
 
RESUMEN 
 
CAPÍTULO 1 
1. PLANTEAMIENTO DEL PROYECTO 
1.1. Descripción del proyecto 
1.2. Objetivos 
1.2.1. Objetivo general 
1.2.2. Objetivos específicos 
1.3. Metodología 
CAPÍTULO 2 
2. INFORMACIÓN GENERAL 
2.1. Geología de la cuenca del Valle Medio del Magdalena 
2.2. Generalidades del campo 
2.2.1. Datos de producción 
CAPÍTULO 3 
3. ANÁLISIS TÉCNICO DEL PROYECTO 
3.1. Sistemas de levantamiento artificial 
3.1.1. Bombeo mecánico 
3.1.2. Bombeo por cavidades progresivas 
3.1.3. Bombeo electro sumergible 
3.2. Matriz de selección del sistema de levantamiento artificial 
3.3. Análisis de eficiencia actual y capacidades máximas para gas lift 
3.3.1. Análisis de eficiencia actual – Modelamiento en Pipesim 
3.3.2. Análisis de capacidad máxima de operación (AOF) 
3.3.3. Análisis de falla para gas lift 
3.4. Análisis de versatilidad para monitorear la inyección 
3.5. Escenarios de producción con inyección de agua 
3.5.1. Análisis de funcionamiento del sistema gas lift y bombeo electro sumergible bajo los escenarios de 
inyección 
3.6. Análisis de resultados 
CAPÍTULO 4 
4. ANÁLISIS FINANCIERO DEL PROYECTO 
4.1. Ingresos 
4.1.1. Movimiento geométrico browniano 
4.1.2. Modelo de reversión a la media 
4.2. Análisis de costos operacionales OPEX 
4.3. Análisis de costos de capital CAPEX 
4.4. Flujos de caja para los escenarios A, B, C y D 
4.5. Evaluación financiera 
4.5.1. Valor Presente Neto 
4.5.2. Relación Beneficio - Costo 
4.6. Análisis de resultados 
CAPÍTULO 5 
5. ANÁLISIS SOCIOAMBIENTAL DEL PROYECTO 
5.1. Riesgo ambiental 
5.2. Identificación de los riesgos e impactos 
5.3. Análisis de riesgo 
5.4. Niveles de riesgo 
5.5. Evaluación de riesgos mediante la matriz RAM 
5.6. Análisis de resultados 
CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES 
REFERENCIAS 
 
 
 
3 
 
RESUMEN 
Este documento presenta de manera detallada los resultados del desarrollo del proyecto 
titulado análisis técnico-financiero para la selección del sistema de levantamiento artificial en 
un campo maduro del Valle Medio del Magdalena (VMM) sometido a inyección de agua y 
polímeros. 
El campo objeto de estudio actualmente operado por Ecopetrol produce mediante el sistema 
de levantamiento artificial gas lift, por lo cual, toda su infraestructura actual está orientada a la 
operación de este sistema. 
Este proyecto se realizó para proporcionar a Ecopetrol una visión desde lo técnico, financiero y 
socioambiental, de las posibles alternativas a contemplar para la producción de los pozos que 
se encuentran actualmente activos. 
El trabajo fue desarrollado de acuerdo con el plan de trabajo establecido inicialmente y contiene 
los siguientes capítulos: 
El capítulo 1 se presenta el planteamiento del problema, los objetivos tanto general como 
específicos y la metodología empleada en el desarrollo del proyecto. 
El capítulo 2 presenta las generalidades de la geología de la cuenca, generalidades del campo, 
características de los fluidos y una descripción del sistema de levantamiento artificial existente. 
El capítulo 3 presenta el análisis técnico detallado del proyecto en el cual se presentan los 
resultados de la matriz de selección del sistema de levantamiento artificial y del modelamiento 
realizado con el software Pipesim, para el análisis de eficiencia y capacidades máximas para gas 
lift, además del análisis de funcionamiento del sistema de levantamiento artificial (SLA) para los 
tres escenarios de inyección de agua. En este capítulo también se presentan los resultados del 
modelamiento del sistema bombeo electro-sumergible como SLA alternativo resultante de la 
matriz de selección. 
En el capítulo 4 se presenta la evaluación financiera de los casos planteados contemplando los 
costos operativos, costos de capital e ingresos, con la finalidad de proporcionar un estimado de 
los flujos de caja y la generación de valor de cada alternativa, mediante el uso de los indicadores 
financieros valor presente neto y relación beneficio-costo. 
El capítulo 5 correspondiente a la evaluación ambiental incluye una identificación de actividades, 
impactos, consecuencias con la finalidad de proporcionar a Ecopetrol una aproximación a los 
riesgos mediante una matriz RAM (Risk Assessment Matrix). 
Finalmente se proporcionan algunas conclusiones y recomendaciones que se deberán tener en 
cuenta cuando se vaya a implementar alguna de las alternativas planteadas. 
 
 
 
4 
 
CAPÍTULO 1 
1. PLANTEAMIENTO DEL PROYECTO 
 
1.1. Descripción del proyecto 
Un campo ubicado en el Valle Medio del Magdalena (VMM) es actualmente operado mediante 
el sistema de levantamiento gas lift, por lo cual toda su infraestructura actual está orientada a 
la operación de este sistema. El equipo de desarrollo ha planteado la posibilidad de implementar 
un proceso de inyección de agua, para lo cual se estima inyectar entre 200, 500 y 1000 STBW/D 
en los pozos inyectores, el patrón de inyección previsto corresponde a un modelo de 4 puntos 
en tres pozos productores y un pozo inyector; los tiempos de respuesta se estiman ocurran entre 
6 y 18 meses posterior al inicio de la inyección. 
Se proporcionó información relacionada a las coordenadas relativas de los pozos, sus 
profundidades (MD y Total Depth), así como la trayectoria tipo para tres pozos. Así mismo, se 
cuenta con la información de producción del mes de Julio del 2019 para aquellos pozos que se 
encuentran activos en este momento (estas tasas representan la producción primaria del campo 
y no mediante el proceso de inyección de agua). 
Adicionalmente, la operadora proporcionó la evolución esperada de WOR-vs-Np una vez los 
pozos se encuentren sometidos al proceso de inyección de agua, así como información del 
yacimiento y algunas premisas que se irán describiendo en este documento. 
Los entregables solicitados por la compañía operadora Ecopetrol se mencionan a continuación: 
• Un documento con el análisis de eficiencia del sistema de levantamiento actual, máximas 
capacidades de operación y condiciones de falla (modelamiento tipo del sistema de 
levantamiento existente). 
• Matriz de selección de alternativas de sistema de levantamiento artificial en donde se 
especifique los parámetros de selección y descarte de cada tecnología. 
• Diseño tipo de la/s alternativa/s seleccionadas. 
• Análisis de la versatilidad de los sistemas escogidos para implementar estrategias de 
monitoreo durante procesos de recobro secundario. 
• Estimación de costos de capital (CAPEX) y costos operacionales (OPEX) asociados al nuevo 
sistema de levantamiento artificial. 
• Matriz de riesgos asociados al cambio de sistema de levantamiento artificial. 
• Análisis y justificación socioambiental de la escogencia del sistema de levantamiento 
artificial a utilizar. 
 
1.2. Objetivos 
 
1.2.1. Objetivo general 
Proponer los sistemas de levantamiento artificial que magnifiquen la creación de valor 
desde lo técnico, financiero y socioambiental, para un campo maduro del Valle Medio del 
Magdalena que será sometido a inyección de agua y polímeros. 
 
1.2.2. Objetivos específicos 
 
I. Seleccionar los sistemas de levantamiento artificial para un campo ubicado en el 
Valle Medio del Magdalena basados en los requerimientos técnicos de tres pozos 
5 
 
tipo mediante una matriz de selección con criterios de ponderación de resultados 
que contenga las siguientes tecnologías: gas lift, bombeo mecánico, bombeo de 
cavidades progresivas y bombeo electrosumergible. 
II. Determinar la viabilidad financiera de los sistemas de levantamiento artificial 
seleccionados para su posible implementación en un campo maduro del Valle Medio 
del Magdalena, utilizando el valor presente neto y al menos otro indicador de 
bondad financiera con base a la tasa de oportunidad de Ecopetrol. 
III. Analizar cualitativamente mediante una matriz de probabilidad e impacto, los 
riesgos socioambientales que estén asociados a la posible implementación de los 
sistemas de levantamiento artificial propuestos. 
 
1.3. Metodología 
En la Figura 1 se presenta la metodología empleada en el desarrollo del proyecto para 
la evaluación técnica del sistema de levantamiento artificial actual y de los escenarios 
planteados, junto con la metodología empleada en la evaluación financiera. 
 
 
 
Figura 1. Metodología para la evaluación técnica y financiera. 
 
La Figura 2 describe la metodología empleada para la evaluación socio ambiental del 
proyecto, con base a los resultados obtenidos en el aspecto técnico. 
 
 
 
 
 
6 
 
 
Figura 2. Metodología para la evaluación técnica y socioambiental. 
CAPÍTULO 2 
2. INFORMACIÓN GENERAL 
A continuación, se presenta una breve descripción de la cuenca del Valle Medio del 
Magdalena, las generalidades del campo objeto de estudio, las características del 
yacimiento y los fluidos, así como una breve descripción de los sistemas de 
levantamiento artificial tenidos en cuenta para el desarrollo de este proyecto, y la matriz 
de selección realizada para los siguientes sistemas: gas lift, bombeo electro sumergible, 
bombeo por cavidades progresivas y bombeo mecánico. 
2.1. Generalidades de la cuenca del Valle Medio del Magdalena 
La cuenca del Valle Medio del Magdalena está localizada entre las cordilleras Oriental y 
Central de Los Andes colombianos, con una extensión de 32.000 km2; comprende parte 
de los departamentos de Boyacá, Santander y Antioquia. 
El campo objeto de estudio se encuentra localizado en la cuenca del Valle Medio del 
Magdalena, que ha sufrido la depositación de sedimentos continentales y marinos, así 
como una serie de sucesos tectónicos que se han encargado de transformarla y darle la 
composición actual; estos han sido de tipo compresional asociados al levantamiento de 
las cordilleras. 
Esta cuenca ha sido caracterizada ampliamente ya que de esta hacen parte campos 
petroleros como La Cira-Infantas, Lisama, Casabe, Cantagallo, Llanito, Colorado, Aguas 
Blancas, entre otros. El sistema petrolífero de la cuenca está compuesto como se 
describe a continuación [1]: 
7 
 
• Roca generadora: el petróleo procede de calizas, lutitas negras y delgadas, capas de 
cherts que hacen parte de las formaciones Paja, Tablazo, La Luna y Rosa Blanca de 
edad cretácica. 
• Roca reservorio: el 97% del petróleo probado en la cuenca proviene de yacimientos 
de edad cenozoica, principalmente compuestos por intercalaciones de limolitas y 
areniscas de las formaciones La Paz, Esmeraldas, Mugrosa, Colorado y Lisama con 
promedios de porosidad entre 15-20% y permeabilidades entre 20-600 mD. 
• Roca sello: las arcillolitas plásticas continentales de las formaciones Esmeraldas y 
Colorado constituyen los sellos para los reservorios cenozoicos. Las lutitas marinas 
de las formaciones Simití y Umir representan los sellos de los potenciales reservorios 
cretácicos. 
 
2.2. Generalidades del campo 
El campo actualmente es operado mediante el sistema de levantamiento gas lift, por lo 
cual toda su infraestructura actual está diseñada y operada para dicho sistema. El equipo 
de desarrollo planteó la posibilidad de implementar un proceso de inyección de agua en 
el campo, con el objetivo de aumentar el factor de recobro de este. Se estima inyectar 
entre 200, 500 y 1000 STBW/D. 
 
Actualmente el campo tiene 109 pozos activos, los pozos inyectores tienen una relación 
de 3 pozos productores a 1 pozo inyector; se estiman tiempos de respuesta entre 6 y 18 
meses posterior al inicio de la inyección. 
 
Para el desarrollo del proyecto se dispuso de información relacionada a las coordenadas 
relativas de los pozos, sus profundidades (MD y Total Depth), así como la trayectoria 
tipo de tres pozos (CN-165, CN-160, S-07X) y dos estados mecánicos que son 
representativos para el campo (ver Anexo 1). 
Según los estados mecánicos proporcionados por Ecopetrol, se pudo observar que la 
formación Mugrosa es la primera zona perforada, y se consideró que las otras zonas 
objetivo podrían ser la formación Esmeraldas y La Paz. 
La gravedad API del crudo para el modelamiento de los sistemas de levantamiento 
artificial se estableció con base a la información general de cuencas sedimentarias en 
Colombia, presentada por la Agencia Nacional de Hidrocarburos [2]; se asumió un valor 
de 28° con una probabilidad del 80% para la cuenca del Valle Medio del Magdalena (ver 
Figura 3); dicho valor se re afirmó con información de los campos Colorado y Aguas 
Blancas que tienen gravedades API entre 26° y 28°. 
8 
 
 
Figura 3. Gráfica de probabilidad de gravedad API. [2] 
En el Anexo 1 se puede observar el análisis PVT (Presión-Volumen-Temperatura) 
proporcionado por Ecopetrol para los fluidos del campo; para este proyecto dada la alta 
producción de gas en el campo, se pudo inferir que el yacimiento se encuentra por 
debajo del punto de burbuja (1559 psia), por lo cual se escogió una presión entre un 
rango de 1150 a 1320 psia, tomando como presión inicial 1861 psia. 
La temperatura del yacimiento se definió a partir del gradiente de temperatura (1oF/100 
ft) y usando una profundidad media de perforaciones (6200 ft TVD), de esta forma se 
estimó un valor de 122oF para el yacimiento. En la Tabla 1. Datos PVT para el campo de 
estudio. se presentan los datos de presión de burbuja, presión del yacimiento y 
temperatura del mismo. 
Tabla 1. Datos PVT para el campo de estudio. 
Propiedad Valor 
Punto de burbuja 1559 psia 
Presión del yacimiento 1861 psia 
Temperatura del yacimiento (1 °F/ 100 ft) 122°F 
 
La Tabla 2 presenta un resumen de las propiedades de los fluidos del yacimiento 
asumiendo un tipo de crudo black oil; se pueden observar valores correspondientes a 
solubilidad, el factor volumétrico, y la gravedad API previamente definida. 
Tabla 2 Caracterización del petróleo crudo. [3] 
Propiedad PVT Crudo Aceite de Baja Merma Black oil Común 
Rs (SCF/STBO) 19,4 - 204 < 200 200 - 700 
FVF (RB/STB) 0,9 – 1,15 < 1.2 1,2 – 1,5 
API 28 < 30 15 - 40 
Tipo de Fluido Black oil Común 
 
A partir de los valores de Pi (presión inicial) y Pb (presión de burbuja) observados del PVT, 
se realizó una iteración para estimar la presión de yacimiento y el índice de 
9 
 
productividad IP, ajustando la tasa total de fluido producido en la curva IPR (Inflow 
Performance Relationship). 
2.2.1. Datos de Producción 
La compañía operadora proporcionó la información de la tasa de producción de fluidos 
a la fecha 01/07/2019 (ver Tabla 3) para aquellos pozos que se encuentran activos a la 
fecha (estas tasas representan la producción primaria del campo y no mediante el 
proceso de inyección de agua. 
Tabla 3. Tasas de producción actual (antes del inicio del proyecto de inyección) 
Well Name BFPD BOPD Gas Rate CD (Kcf/d) GOR BWPD WCUT [%] 
S-07X 12,5 12,0 44,0 3666,7 0,5 4,0 
CN-106 29,1 28,0 69,0 2464,3 1,1 4,0 
CN-165 56,2 54,0 148,0 2740,7 2,2 4,0 
 
Para establecer los valores de producción del pozo S-07X, se realizó una revisión de las 
tasas asociadas a su pozo homólogo S-07 que se encuentra a 33 ft de distancia. 
Se asumió un corte de agua inicial de 4%, para el tiempo previo al inicio de la inyección 
de agua con base a los datos suministrados de Np vs. WOR presentados en el Anexo 1. 
La información relaciona la evolución esperada del WOR (water-oil ratio) y el acumulado 
de petróleo producido WOR-vs-Np (ver Figura 4) una vez el yacimiento se encuentre 
sometido al proceso de inyección de agua, con estos datos se estimóla evolución del 
corte de agua en el tiempo. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Figura 4. Data histórica de producción acumulada v. WOR y corte de agua para el proyecto. 
El valor inicial del corte de agua antes del proceso de inyección es de 4,12% y va 
aumentando progresivamente en el tiempo hasta un valor de 93,61%, cuando el Np es 
10 
 
de 117.750 STBO; se puede observar que el aumento en los barriles de agua se da casi 
desde el tiempo 0, con un incremento rápido que se hace evidente con la pendiente de 
la curva. 
 
CAPÍTULO 3 
3. ANÁLISIS TÉCNICO DEL PROYECTO 
 
3.1. Sistemas de levantamiento artificial 
Los sistemas de levantamiento artificial generalmente se requieren para extender la vida 
útil del campo más allá del período de flujo natural. Debido a la presión para mantener 
la producción en el campo, los operadores a menudo eligen un despliegue de sistemas 
de levantamiento artificial que incluyen las siguientes fases [4]: 
• Fase-1: se realiza una evaluación de los conceptos y análisis a las diferentes opciones 
de sistemas de levantamiento artificial. 
• Fase-2: esta fase implica el despliegue en un grupo de pozos o pozos piloto para una 
opción seleccionada. 
• Fase-3: comprende la implementación completa de los sistemas seleccionados en el 
campo. 
3.1.1. Bombeo mecánico 
En términos de instalaciones globales de sistemas de levantamiento artificial, el bombeo 
mecánico es por mucho, el tipo predominante utilizado, debido principalmente a su 
excelente confiabilidad con bajos costos de capital y operativos; sin embargo, esta 
opción no es siempre la más adecuada. Esta requiere una superficie bastante amplia 
para su funcionamiento, así como tasas de producción bajas y profundidades bajas. [5] 
Los sistemas de bombeo mecánico se deben considerar para levantar volúmenes 
moderados a profundidades someras o pequeños volúmenes a profundidades 
intermedias. Es posible levantar 1,000 barriles desde 7,000 pies y 200 barriles desde 
aproximadamente 14,000 pies, aun cuando requiera de varillas especiales. [5] 
3.1.2. Bombeo por cavidades progresivas 
El PCP está compuesto por un rotor metálico giratorio y un estator moldeado de goma 
flexible; el estator giratorio forma una cavidad que se mueve hacia arriba a medida que 
gira el rotor. Esta bomba tiene buen manejo de fluidos viscosos y sólidos ya que estos, 
aunque pueden desviar el estator no desgastan los componentes de manera apreciable. 
[5] 
Este sistema tiene un diseño simple y una construcción robusta, sus bajas velocidades 
de operación permiten que la bomba tenga un ciclo de vida largo si no se expone a 
fluidos corrosivos, desgaste mecánico excesivo o si se instala a profundidades mayores 
a los 4000 pies. [5] 
 
11 
 
3.1.3. Bombeo electro sumergible 
Las bombas electro sumergibles son adecuadas para pozos más profundos y se usan 
comúnmente para productores de mayor tasa. Los sistemas BES requieren menos área 
de superficie y generalmente son más adecuados donde el espacio es escaso. Para este 
sistema de levantamiento artificial, la producción de arena es el parámetro más 
significativo relacionado con fallas en la bomba, seguida por la profundidad de la misma; 
dentro de las fallas más comunes se encuentran los daños en el cable, daños en la bomba 
y daños en el motor. [5] 
3.2. Matriz de selección del sistema de levantamiento artificial 
Para realizar el screening de los diferentes sistemas de levantamiento artificial y elegir 
desde un primer filtro técnico la opción más adecuada, inicialmente toca partir de las 
siguientes preguntas y/o listas [6]: 
• ¿Cuáles son las opciones de sistemas de levantamiento artificial más factibles por la 
locación? 
• ¿Qué tipo de sistemas de levantamiento artificial han sido instalados en campos 
adyacentes o similares? 
• Considerando la profundidad y la tasa de fluido esperada, ¿qué sistemas de 
levantamiento artificial aplicarían? 
• Preparar una lista de chequeo en donde se mencionen las principales ventajas y 
desventajas de los distintos sistemas de levamiento artificial con la información 
disponible 
Para comenzar el proceso de “screening” se debe considerar la locación del campo y las 
facilidades de producción asociadas. [6] Dado que no se contaba con la ubicación exacta 
de los pozos y el proyecto se limitó a nivel cuenca, no fue posible tener en cuenta la 
información de los sistemas implementados en los campos adyacentes; por lo cual, la 
selección se realizó mediante la revisión bibliográfica de información y parámetros ya 
establecidos para otros proyectos. 
Tomando las consideradas mencionadas anteriormente, se establecieron los diferentes 
sistemas de levantamiento artificial factibles para el área en la cual se encuentra el 
campo objeto de estudio. En la cuenca del Valle Medio del Magdalena, los campos 
producen mediante los sistemas de levantamiento artificial de gas lift, bombeo electro 
sumergible y/o bombeo por cavidades progresivas. 
La presencia de fuentes de suministro energía puede ser considerado como uno de los 
factores a la hora de elegir un sistema sobre otro. Las características del fluido de 
yacimiento pueden también ser considerada como una limitante. Por ejemplo, la 
presencia de gas no asociado en el pozo o los altos cortes de agua pueden limitar la 
elección de un sistema de levantamiento artificial. [6] 
 
 
12 
 
La Tabla 4 muestra las principales consideraciones para la selección de un sistema de 
levantamiento artificial. 
Tabla 4. Consideraciones para selección de levantamiento artificial. [7] 
 
Como se mencionó en secciones anteriores del presente documento, uno de los 
entregables de este proyecto es la construcción de una matriz de selección propia para 
el campo de estudio basada en la literatura. A partir de tres pozos bases y asumiendo 
que la producción asociada al campo proviene de un mismo yacimiento se procedió con 
la elaboración de la matriz. 
Para la matriz diseñada se consideraron los siguientes parámetros dada la información 
recibida por Ecopetrol y de campos pertenecientes a la misma cuenca: 
• Densidad del crudo deshidratado (°API) 
• BSW (%) 
• GOR (scf/stb) 
• Viscosidad (cP) 
• Corrosión 
• Sólidos 
• Diámetro del casing (in) 
• Desviación (°/100 ft) 
• Temperatura (°F) 
• Profundidad (ft) 
• Tasa de producción (bfpd) 
• Flexibilidad 
• Motor 
• Monitoreo de integridad 
• Eficiencia (%) 
Luego de haber determinado los parámetros se determinaron sus rangos. Estos rangos 
se obtuvieron a partir de literatura especializada en el tema como por casos de estudios 
aplicados a campos de hidrocarburos colombianos. Se realizó una verificación 
parámetro a parámetro para encontrar los rangos idóneos. Una vez establecidos dichos 
rangos se empezó el descarte técnico de los sistemas de levantamiento para los pozos 
tipos. 
A partir de los perfiles de producción que se obtuvieron a través de la data suministrada 
por Ecopetrol se determinó que el corte de agua en el tiempo aumenta de manera 
13 
 
exponencial, manteniéndose por encima del 85% por dos terceras partes de los tiempos 
de producción para cada escenario (200, 500 y 1000 bpd). Por esta razón se estableció 
el corte de agua en 86,5% para cada pozo. Adicionalmente, los datos de GOR, viscosidad, 
temperatura, gravedad API, desviación y/o profundidad se tomaron con base también a 
información suministrada y/o gradientes o modelos usados en la industria para la 
determinación de propiedades. 
Realizando el screening se comprobó que los parámetros que realmente limitaba la 
selección de los sistemas de levantamiento artificial inicialmente propuestos (Bombeo 
por cavidades progresivas, bombeo electro sumergible, mecánico y gas lift) fueron el 
corte de agua y la desviación de los pozos tipo. Debido a esto los sistemas que se 
ajustarían para un proceso de inyección de agua son el bombeo electro sumergible y el 
gas lift (existente). 
Valela pena mencionar que en esta matriz no se incluyeron parámetros de carácter 
financiero o socio ambiental ya que el primer análisis planteado es la viabilidad técnica. 
Si el sistema no es viable técnicamente por más financieramente rentable o causar 
menores impactos socio ambientales que los otros, el sistema no funcionaría. 
A continuación, se presentan las matrices construidas para los pozos S-07X, CN-106 y 
CN-165. 
 
 
 
 
 
 
 
 
Tabla 5. Matriz de selección de sistemas de levantamiento artificial para el pozo S-07X. [6] [8] [9] [10] [5] 
Condiciones del pozo tipo
S-07X
Gas Lift 
(GL)
Bombeo Mecánico
 (BM)
Bombeo Electrosumergible
 (BES)
Bombeo por Cavidades Progresivas 
(PCP)
Densidad del crudo deshidratado (°API) 28 15 a 36 8 a 30 6 a 36 8 a 36
BS&W Iw = 200 BPD (%) >86% 0% a 60% 0% a 60% 10% a 100% 0% a 40%
BS&W Iw = 500 BPD (%) >86% 0% a 60% 0% a 60% 10% a 100% 0% a 40%
BS&W Iw = 1000 BPD (%) >86% 0% a 60% 0% a 60% 10% a 100% 0% a 40%
GOR (scf/stb) 3666.7 1 a 5000 10 a 360 0 a 4000 10 a 360
Viscosidad (cP) 7.37 >20 <200 <200 >200
Corrosión No Bueno Bueno/Excelente Tolerable Bueno
Sólidos Si Excelente Limitado/Pobre Limitado Excelente
Diametro del casing (in) 4-1/2 4-1/2 a 9-5/8 4-1/2 a 9-5/8 4-1/2 a 9-5/8 4-1/2 a 9-5/8
Desviación (°/100 ft) 12.79 0 a 50 0 a 20 0 a 90 0 a 15
Temperatura (°F) 122 <350 <550 <250 <250
Profundidad (ft) 7167.3 <150000 <16000 <15000 <6000
Tasa de Producción Iw = 200 BPD (Bfpd) 67 100 a 10000 5 a 1500 50 a 30000 5 a 2200
Tasa de Producción Iw = 500 BPD (Bfpd) 167 100 a 10000 5 a 1500 50 a 30000 5 a 2200
Tasa de Producción Iw = 1000 BPD (Bfpd) 334 100 a 10000 5 a 1500 50 a 30000 5 a 2200
Flexibilidad - Excelente Excelente Tolerable Tolerable
Motor Compresor Compresor Gas o eléctrico Eléctrico Gas o eléctrico
Monitoreo de integridad - Bueno/Excelente Excelente Tolerable Tolerable
Eficiencia (%) - No aplica 45-60 35 a 60 40 a 70 
Propiedades de los fluidos
Estado mecánico
Condiciones de operación
Condiciones del SLA
Análisis técnico-financiero para la selección del sistema de levantamiento artificial en un campo maduro del Valle 
Medio del Magdalena sometido a inyección de agua y polímeros.
Matriz de selección de sistemas de levantamiento artificial
 
 
Tabla 6. Matriz de selección del sistema de levantamiento artificial para el pozo CN-106. [6] [8] [9] [10] [5] 
Condiciones del pozo tipo
S-07X
Gas Lift 
(GL)
Bombeo Mecánico
 (BM)
Bombeo Electrosumergible
 (BES)
Bombeo por Cavidades Progresivas 
(PCP)
Densidad del crudo deshidratado (°API) 28 15 a 36 8 a 30 6 a 36 8 a 36
BS&W Iw = 200 BPD (%) >86% 0% a 60% 0% a 60% 10% a 100% 0% a 40%
BS&W Iw = 500 BPD (%) >86% 0% a 60% 0% a 60% 10% a 100% 0% a 40%
BS&W Iw = 1000 BPD (%) >86% 0% a 60% 0% a 60% 10% a 100% 0% a 40%
GOR (scf/stb) 2464.3 1 a 5000 10 a 360 0 a 4000 10 a 360
Viscosidad (cP) 7.37 >20 <200 <200 >200
Corrosión No Bueno Bueno/Excelente Tolerable Bueno
Sólidos Si Excelente Limitado/Pobre Limitado Excelente
Diametro del casing (in) 4-1/2 4-1/2 a 9-5/8 4-1/2 a 9-5/8 4-1/2 a 9-5/8 4-1/2 a 9-5/8
Desviación (°/100 ft) 11.44 0 a 50 0 a 20 0 a 90 0 a 15
Temperatura (°F) 122 <350 <550 <250 <250
Profundidad (ft) 7167.3 <150000 <16000 <15000 <6000
Tasa de Producción Iw = 200 BPD (Bfpd) 67 100 a 10000 5 a 1500 50 a 30000 5 a 2200
Tasa de Producción Iw = 500 BPD (Bfpd) 167 100 a 10000 5 a 1500 50 a 30000 5 a 2200
Tasa de Producción Iw = 1000 BPD (Bfpd) 334 100 a 10000 5 a 1500 50 a 30000 5 a 2200
Flexibilidad - Excelente Excelente Tolerable Tolerable
Motor Compresor Compresor Gas o eléctrico Eléctrico Gas o eléctrico
Monitoreo de integridad - Bueno/Excelente Excelente Tolerable Tolerable
Eficiencia (%) - No aplica 45-60 35 a 60 40 a 70 
Condiciones del SLA
Matriz de selección de sistemas de levantamiento artificial
Análisis técnico-financiero para la selección del sistema de levantamiento artificial en un campo maduro del Valle 
Medio del Magdalena sometido a inyección de agua y polímeros.
Propiedades de los fluidos
Estado mecánico
Condiciones de operación
 
 
Tabla 7. Matriz de selección del sistema de levantamiento artificial para el pozo CN-165. [6] [8] [9] [10] [5] 
Condiciones del pozo tipo
S-07X
Gas Lift 
(GL)
Bombeo Mecánico
 (BM)
Bombeo Electrosumergible
 (BES)
Bombeo por Cavidades Progresivas 
(PCP)
Densidad del crudo deshidratado (°API) 28 15 a 36 8 a 30 6 a 36 8 a 36
BS&W Iw = 200 BPD (%) >86% 0% a 60% 0% a 60% 10% a 100% 0% a 40%
BS&W Iw = 500 BPD (%) >86% 0% a 60% 0% a 60% 10% a 100% 0% a 40%
BS&W Iw = 1000 BPD (%) >86% 0% a 60% 0% a 60% 10% a 100% 0% a 40%
GOR (scf/stb) 2740.7 1 a 5000 10 a 360 0 a 4000 10 a 360
Viscosidad (cP) 7.37 >20 <200 <200 >200
Corrosión No Bueno Bueno/Excelente Tolerable Bueno
Sólidos Si Excelente Limitado/Pobre Limitado Excelente
Diametro del casing (in) 4-1/2 4-1/2 a 9-5/8 4-1/2 a 9-5/8 4-1/2 a 9-5/8 4-1/2 a 9-5/8
Desviación (°/100 ft) 26 0 a 50 0 a 20 0 a 90 0 a 15
Temperatura (°F) 122 <350 <550 <250 <250
Profundidad (ft) 7167.3 <150000 <16000 <15000 <6000
Tasa de Producción Iw = 200 BPD (Bfpd) 67 100 a 10000 5 a 1500 50 a 30000 5 a 2200
Tasa de Producción Iw = 500 BPD (Bfpd) 167 100 a 10000 5 a 1500 50 a 30000 5 a 2200
Tasa de Producción Iw = 1000 BPD (Bfpd) 334 100 a 10000 5 a 1500 50 a 30000 5 a 2200
Flexibilidad - Excelente Excelente Tolerable Tolerable
Motor Compresor Compresor Gas o eléctrico Eléctrico Gas o eléctrico
Monitoreo de integridad - Bueno/Excelente Excelente Tolerable Tolerable
Eficiencia (%) - No aplica 45-60 35 a 60 40 a 70 
Condiciones del SLA
Matriz de selección de sistemas de levantamiento artificial
Análisis técnico-financiero para la selección del sistema de levantamiento artificial en un campo maduro del Valle 
Medio del Magdalena sometido a inyección de agua y polímeros.
Propiedades de los fluidos
Estado mecánico
Condiciones de operación
 
 
3.3. Análisis de eficiencia actual y capacidades máximas para gas lift 
En la actualidad los pozos objeto de estudio, tienen instalado el sistema de 
levantamiento gas lift, el levantamiento con gas es una de las técnicas de más comunes 
y eficientes en pozos de producción de crudos medianos. Este consiste en proporcionar 
un volumen adicional de gas a los fluidos del pozo para disminuir la densidad de la 
mezcla bifásica y de ese modo, reducir las pérdidas de presión en la tubería del pozo 
productor. 
El gas es distribuido hacia la cabeza de los pozos, a través de una red de tuberías en 
superficie desde una misma planta central de compresión, generalmente el sistema es 
"cerrado” puesto que el gas de inyección es reciclado. El gas a alta presión proveniente 
es inyectado en los pozos a través del espacio anular entre la tubería de revestimiento 
y la tubería de producción, ingresa luego al interior de la columna de fluidos de 
producción a través de válvulas de gas lift, ubicadas dentro de mandriles de la tubería 
de producción, gasificando la columna de líquido dentro de la tubería y generando un 
efecto artificial de flujo natural, por reducción de la densidad del fluido el cual fluye 
hasta las estaciones de recolección y tratamiento. Los fluidos producidos en los pozos, 
junto con el gas de inyección llegan al separador de las fases líquidas y gaseosas, el gas 
de baja presión que sale de los separadores retorna a la planta compresora, donde es 
succionado y re comprimido, completando así el ciclo. 
A continuación, se presenta un análisis del funcionamiento actual de los pozos CN-106, 
CN 165 y S-07X con el sistema de levantamiento artificial gas lift y su desempeño en un 
proceso de inyección de agua. El análisis incluyó la eficiencia del sistema de 
levantamiento actual, las tasas de inyección de gas óptimas y una sensibilidad de los 
siguientes parámetros: corte de agua, presión del yacimiento, y la presión en cabeza de 
pozo. 
3.3.1. Análisis de eficiencia actual – Modelamiento en Pipesim 
La información usada para el modelamiento de los pozos (CN-106, CN 165y S-07X) a 
nivel de yacimiento y fluidos se presenta en la Tabla 8. 
Tabla 8. Información de características de yacimiento y crudo 
Datos Variables 
Pozos 
CN-106 CN-165 S-07X 
Yacimiento 
Presión de yacimiento (psia) 1150 1260 1320 
Temperatura de yacimiento (°F) 122 122 122 
Zona de producción (ft) 6147 5956 6147 
Fluido 
Gravedad API 28 28 28 
Gravedad especifica del gas 0.66 0.66 0.66 
GOR 2464 2740 3666 
Corte de Agua (%) 4 4 4 
 
Estados Mecánicos y trayectorias (survey) de los pozos a modelar. 
 
La información suministrada por Ecopetrol incluye las trayectorias (survey) de los tres 
pozos a modelar, sin embargo, solamente se dispuso de dos estados mecánicos, por lo 
cual se asumió el mismo estado mecánico del pozo CN-106 para el pozo S-07X. 
 
18 
 
La Figura 5 presenta los estados mecánicos y la trayectoria (survey) utilizados para el 
modelamiento del pozo CN-106 y S-07X. 
 
 
Figura 5. Estados mecánicos y trayectoria (survey) utilizados para el modelamiento. 
 
En el Anexo 1 se pueden observar los datos de los mandriles utilizados actualmente en 
el sistema de levantamiento artificial gas lift para la inyección de gas, además de la 
profundidad a la que se encuentran en la sarta de producción. También se pueden 
observar los parámetros con los cuales se realizó el ajuste de los pozos en el simulador. 
 
Eficiencia del gas lift a partir del análisis de sensibilidad de tasa de inyección óptima. 
 
Para determinar la tasa óptima de inyección de gas en el sistema de levantamiento 
artificial gas lift se realizaron corridas de sensibilidad del caudal de inyección de gas, 
cuyos resultados se presentan en la Figura 6, Figura 7 y Figura 8. 
 
Figura 6. Tasas óptimas de inyección de gas para el SLA gas lift para el pozo CN-165. 
 
Figura 7. Tasas óptimas de inyección de gas para el SLA gas lift para el pozo CN-106. 
 
19 
 
 
Figura 8. Tasas óptimas de inyección de gas para el SLA gas lift para el pozo S-07X. 
Se pudo observar que los pozos están funcionando de manera eficiente debido a que la 
diferencia en porcentaje entre lo producido actualmente y la producción óptima, es 
menor al 5%; es decir, que las eficiencias del sistema de levantamiento artificial actual 
para cada pozo son superiores al 97%, como se detalla en la Tabla 9. 
Tabla 9. Eficiencia del sistema de levantamiento gas lift para cada pozo. 
Pozo BFPD Real BFPD Óptimo Eficiencia (%) 
S-07X 12,53 12,69 98,74 
CN-106 29,15 29,16 99,97 
CN-165 56,22 57,70 97,44 
 
Sin embargo, debe considerarse que este criterio es discutible, dado que, según las 
corridas de simulación, los pozos S-07X y CN-165 fluyen naturalmente, por lo cual, las 
eficiencias calculadas para estos pozos, en realidad corresponden a eficiencias 
“aparentes” del sistema de levantamiento. Este flujo natural se evidencia debido al alto 
GOR (Gas-Oil ratio), de lo cual se pudo inferir que la columna hidrostática se aliviana de 
manera natural. 
Eficiencia del gas lift con relación a la capacidad de flujo natural del pozo. 
 
Para este análisis se consideró que los pozos S-07X Y CN-165 fluyen de manera natural, 
obteniendo una eficiencia para el sistema de levantamiento de 22,54 % y 8,93 % 
respectivamente, mientras que para el pozo CN-106 la eficiencia actual del sistema de 
levantamiento artificial es del 100%. 
Tabla 10. Eficiencia del Gas Lift-Capacidad de flujo natural. 
Pozo Sin Gas Lift (BFPD) Con Gas Lift (BFPD) Diferencia (BFPD) Eficiencia (%) 
S-07X 9,83 12,69 2,86 22,54 
CN-106 0,00 29,16 29,16 100,00 
CN-165 52,55 57,70 5,15 8,93 
 
Si la caída de presión a través del pozo es mayor que el Bottom Hole Pressure, el pozo 
no podría tener un flujo natural. En esta situación, el sistema de levantamiento artificial 
es una alternativa para la remediación simple y efectiva que permita recuperar el flujo 
del pozo. Además, en pozos que no tienen una tasa de flujo económica, los sistemas de 
levantamiento artificial son un método propuesto para aumentar la tasa de producción. 
 
 
20 
 
Eficiencia del gas lift usando el criterio del AOF de cada pozo. 
 
Para este análisis se consideró como criterio la máxima tasa teórica de producción (AOF) 
obtenida de la curva IPR de cada pozo, de lo cual se pudo establecer que los pozos 
cuentan con una eficiencia en la producción mayor del 76%, como se observa en la Tabla 
11. 
 
Tabla 11. Eficiencia del SLA gas lift en comparación con el AOF. 
Pozo Con Gas Lift (BFPD) AOF (BFPD) Diferencia Caudal (BFPD) Eficiencia del AOF 
(%) 
S-07X 12,69 14,92 2,23 85,05 
CN-106 29,16 38,25 9,09 76,24 
CN-165 57,7 67,40 9,7 85,61 
 
Para realizar este análisis se generaron las curvas de influjo (IPR) de cada pozo, de la cual 
se obtiene el máximo caudal de producción teórico (AOF) para cada uno, los resultados 
se presentan en la Figura 9. 
 
Figura 9. Curvas IPR y valores AOF para cada pozo. 
La relación de rendimiento de entrada de pozo (IPR) es estudiada con el fin de observar 
la producción de líquido en función de la presión del fondo del pozo (Pwf); la curva IPR 
representa el comportamiento del fluido a ser transportado desde el yacimiento al pozo. 
Al continuar la producción, la presión del yacimiento disminuye y la curva IPR se mueve 
hacia abajo, además aumenta el corte de agua del yacimiento; como resultado, aumenta 
el gradiente de presión del fluido del tubo; entonces, la tasa de producción líquida del 
pozo se reducirá con el tiempo. 
 
3.3.2. Análisis de capacidad máxima de operación (AOF) 
Modificación del estado mecánico original 
Para realizar el análisis de la máxima capacidad operativa se realizaron varias 
sensibilidades del estado mecánico tipo, para poder observar cuales pozos aumentarían 
su producción. 
Los parámetros sensibilizados al estado mecánico fueron: el diámetro de la tubería de 
producción, la profundidad de la tubería, el caudal y presión de inyección de gas. En el 
Anexo 1 se presentan los resultados de estas sensibilidades. 
 
21 
 
Si se estima la eficiencia del sistema de levantamiento artificial gas lift para cada pozo 
con las nuevas modificaciones en los estados mecánicos y parámetros de inyección, y 
usando el criterio de comparación con el AOF (Absolute Open Flow) se obtienen valores 
de eficiencia mayores al 84%, como se puede observar en la Tabla 12. 
Tabla 12. Eficiencias del SLA gas lift modificado usando como criterio de eficiencia el AOF. 
Pozo Caudal simulado 
(BFPD) 
AOF (BFPD) Diferencia Caudal (BFPD) Diferencia Caudal (%) 
S-07X 13,8 14,92 1,12 92,49 
CN-106 32,97 38,25 5,28 86,20 
CN-165 57,11 67,40 10,29 84,73 
 
Tras realizar el modelamiento de las diferentes alternativas para el estado mecánico, se 
pudo concluir que dichas modificaciones no ofrecen cambios considerables en la 
producción de fluido total de los pozos. 
Los resultados obtenidos, se deben a que la producción actual de los tres pozos 
modelados es muy cercana a los valores de AOF (máxima capacidad de producción) con 
lo cual cualquier intento de aumentar la producción o mejorar la eficiencia del sistema 
de levantamiento artificial es prácticamente inútil. 
Sin embargo, del análisis de sensibilidad del estado mecánico, se puede observar que el 
cambio que más afecta a la producción en forma positiva es la profundidad de la tubería. 
A mayor profundidad mayor producción, mientras que la reducción del diámetro del 
tubing disminuye la producción y al combinar la profundidad del tubing con cambios de 
presión y caudal de inyección, el efecto en la producción es prácticamente nulo; debido 
fundamentalmente a la baja capacidad de influjo de los pozos. 
Se concluye entonces que la única manera de mejorar la productividad de los pozos es 
mejorando la capacidad de influjo (IPR) mediante un proceso de soporte de presión o 
método de recuperación secundaria que permita modificar la capacidad de producción 
del yacimiento (IPR y AOF). 
3.3.3. Análisis de falla para gas lift 
El análisis de fallas comoel monitoreo del sistema de levantamiento artificial gas lift es 
importante como fuente de información para la toma de decisiones; dado que una falla 
recurrente no solamente causará pérdidas de producción, sino que generará costos 
asociados al reemplazo de los elementos del sistema instalado. 
Comprender cómo fallan los sistemas de levantamiento artificial y sus causas principales 
puede beneficiar a la operadora de múltiples maneras. El beneficio del ciclo de vida, 
desde la instalación, comienza con la configuración del sistema o bomba para que 
coincida mejor con las condiciones del pozo. En última instancia, un correcto análisis de 
falla significa poder extraer más petróleo del yacimiento a menores costos [11]. 
Las fallas o problemas se clasifican según se presenten a la entrada y salida del sistema, 
así como en el fondo del pozo. Los problemas de entrada o superficie están relacionados 
con restricciones en las líneas de flujo, el tamaño del choke, la presión y las tasas de 
 
22 
 
inyección. Por otra parte, también se pueden presentar problemas a la salida del sistema 
debido al diferencial de presión que se presente, las válvulas deberán estar 
completamente abiertas para permitir el paso de los fluidos a los separadores; esto 
evitará cargas innecesarias en el pozo [12]. 
De igual manera, se presentan fallas en el fondo de pozo relacionadas con la eficiencia 
de las válvulas instaladas; puede suceder que estas no respondan a la caída de presión 
para la cual se diseñó el sistema y permanezcan abiertas debido a fallas mecánicas o de 
corrosión, así como procesos erosivos en el asiento. También puede ocurrir que las 
válvulas no abran a la presión estipulada, debido a un exceso de presión en el sistema. 
La probabilidad de que las fallas se presenten en la superficie es de un 80%, mientras 
que para el fondo del pozo la probabilidad es nada más de un 20%. 
Las fallas se pueden identificar por fluctuaciones de presión en el tubing o casing 
(cabeceo), por ejemplo, si la presión del tubing disminuye y aumenta la del casing lo más 
probable es que una válvula se haya dañado y esté inyectando por otra superior, lo cual 
resultará en una pérdida de producción. A continuación, se presentan algunas causas 
por las cuales se puede inferir que se están presentando fallas [13]. 
Presión en el tubing: una alta presión del tubing indicará contrapresión en la línea de 
flujo debido a un dimensionamiento erróneo de esta, obstrucciones en la línea debido 
a deposiciones de parafinas, obstrucciones en las válvulas, presencia de arena en los 
codos, o estranguladores no removidos, y una excesiva inyección de gas. 
La baja presión en el tubing puede ser un indicio de que el estrangulador presenta 
taponamientos, la producción ha declinado, hay una línea de flujo rota o el tubing se 
encuentra obstruido por presencia de arena. 
Así mismo, si el indicador de presión presenta fluctuaciones puede ser que el asiento de 
la válvula sea muy grande, falte inyectar más gas o el caudal haya disminuido. 
 
Presión en el casing: la baja presión en el casing puede darse debido a que una válvula 
esté fuera de su bolsillo, comunicaciones en el árbol de navidad, pérdidas de presión en 
la cámara de la válvula, hueco en el tubing, o empaques desasentados. Si esto se 
presenta debido a un hueco en el casing, parte del gas inyectado no retornará a la 
estación de bombeo. Si se presentan fluctuaciones, se podrá inferir que el diámetro por 
el cual pasa el gas en el estrangulador es menor al de la válvula de operación. 
 
De igual forma, como se mencionó anteriormente los problemas del sistema de 
levantamiento gas lift se pueden presentar en el sistema de suministro de gas, el sistema 
de recolección de fluidos, y el pozo. 
 
Al ingreso del gas de inyección al sistema se pueden presentar fallas debido a excesivos 
volúmenes de inyección de gas, bajos volúmenes de gas inyectado, estranguladores muy 
abiertos o muy cerrados, alta presión de inyección con bajos volúmenes, baja presión 
de inyección, o en su defecto fluctuaciones en la misma. Por el contrario, a la salida del 
gas de inyección del sistema se pueden presentar fallas debido a altas presiones en el 
cabezal, alta presión en el cabezal, restricciones en las válvulas, línea de flujo mal 
dimensionada, o restricciones en la línea. Las fallas en el fondo del pozo se pueden dar 
por huecos en el tubing, un diseño inapropiado, pozo circulando gas seco, mal 
 
23 
 
funcionamiento de las válvulas, hueco en el casing o pozos bloqueados y sin poder 
descargar [14]. 
 
Para solucionar las fallas asociadas al funcionamiento del sistema gas lift, se deberá 
realizar un diagnóstico con toda la información disponible del pozo, el yacimiento y los 
fluidos de tal manera que se puedan llevar a cabo acciones correctivas como: variar la 
tasa de inyección de gas, realizar cambio de válvulas, circular el pozo, profundizar el 
punto de inyección de gas, estimular el pozo, calibrar tubería de producción, reemplazo 
de completamiento, cambio de método de sistema de levantamiento, y eliminar 
restricciones. 
 
Para una correcta intervención al pozo se recomienda a la compañía operadora que las 
fallas asociadas a las válvulas sean diagnosticadas con la tecnología de trazadores CO2 
[15] que permite determinar los puntos de inyección de gas, la profundidad operativa 
de levantamiento y fugas en el tubing; sin necesidad de correr herramientas de slickline 
o wireline. El equipo solo requiere de una fuente de energía eléctrica para encender la 
unidad. Para realizar la medición se requiere conocer el nivel de fluido del pozo con una 
herramienta Echometer. Se conecta la fuente de CO2 a la línea de inyección de gas, así 
como un medidor de flujo de gas. Luego se conecta una manguera a la línea de 
producción del pozo para obtener muestras de fluido de producción. Un sensor de 
presión y temperatura se conecta al casing de producción y otro sensor de presión se 
conecta al tubing. La unidad se enciende y se obtiene la primera medición de CO2 que 
aporta el pozo naturalmente. Después de 30 minutos, se inyecta CO2 a alta presión a la 
línea de inyección de gas. El bache de CO2 viajará entre el anular del casing de 
producción y el tubing. Si existe conexión casing-tubing, en superficie, la unidad 
detectará cambios en la concentración de CO2. En la Figura 10 se observa la medición 
con este tipo de tecnología. Las líneas verticales representan el tiempo de respuesta 
esperado según la profundidad de los mandriles. Se observa que la primera lectura de 
concentración de CO2 converge con la respuesta esperada del primer mandril. La 
segunda medición de CO2 no converge, por lo tanto, se descubre que existe una ruptura 
en el tubing. 
 
Figura 10. Concentración de CO2 y profundidad de los mandriles. 
Para el desarrollo de este proyecto se asumió que el sistema de levantamiento gas lift 
falla cada 10 años, en el horizonte de tiempo que tenga la producción para cada 
escenario. Se recomienda llevar un control de las intervenciones realizadas al sistema 
 
24 
 
de levantamiento gas lift, con el fin de determinar el API (Annual Pulling Index) que 
relaciona el número de intervenciones al año, con el número de pozos activos [11]. 
3.4. Análisis de versatilidad para monitorear la inyección 
Dado que en el campo objeto de estudio se planea realizar un proceso de recobro por 
inyección de agua, a solicitud de la compañía operadora se presenta un análisis de 
versatilidad para el monitoreo del proceso. 
Para efectos de este proyecto, únicamente se tuvo en cuenta el monitoreo en subsuelo, 
es decir, al yacimiento y los pozos; estas se clasificaron en pruebas de presión, registros 
de producción, perfiles de flujo y desplazamiento de trazadores [16]. 
El monitoreo del proceso se realiza con la finalidad de obtener datos representativos 
como tasas diarias de producción de cada pozo, tasas de inyección, presiones de 
inyección, entre otros.Por ejemplo, para adquirir el aporte de fluidos por intervalos de producción definidos 
en los pozos, es necesario correr un registro PLT (herramienta de registro de 
producción). Para realizar dicha corrida, es necesario contar con una unidad de wireline 
que permita la transferencia de data en tiempo real. En caso de existir una canalización 
del agua de inyección en un intervalo definido, este registro mostraría un alto corte de 
agua en la zona canalizada y permitiría tomar medidas (conformance, etc.) para mejorar 
la eficiencia de barrido. Es posible correlacionar dicho registro con un análisis de las 
curvas de Chan, obteniendo la derivada del WOR vs tiempo, para conocer si se evidencia 
una canalización ó conificación. 
En los pozos inyectores también es posible realizar un monitoreo del camino 
preferencial del agua inyectada. Se puede correr un registro PLT en estos pozos con un 
trazador radiactivo, monitoreando la movilización de este en el medio poroso a través 
de una herramienta de medición rayos gamma. Esto también se puede realizar en los 
pozos productores, con precaución en el tratamiento del agua. 
La inyectividad es un parámetro crucial en un proceso de inyección de agua o polímeros; 
por ello, es necesario monitorear la presión de en cabeza de los pozos inyectores. La 
inyección se puede realizar con selectividad instalando en la sarta válvulas reguladoras 
de caudal para las profundidades de interés. 
Tanto el sistema gas lift como el sistema ESP modelado posteriormente ofrecen 
versatilidad para permitir el monitoreo de los pozos productores. En cuanto al sistema 
gas lift, se conoce que la sarta de producción varía levemente al instalar los mandriles 
para permitir el paso del gas. Esto permite realizar intervenciones de pozo sencillas sin 
necesidad de realizar POOH (Pull Out of Hole), si se trata de corridas de herramientas de 
medición. 
Por otro lado, el sistema ESP anteriormente ofrecía poca versatilidad debido a que era 
necesario realizar POOH de la bomba con una unidad de workover, si se requería correr 
algún registro. Esto ha cambiado, ya que el mercado ofrece sistemas de Bypass para ESP; 
este sistema puede estar conformado por un Y-Tool así como un tapón de cierre 
(Blanking Plug). Si se requiere realizar alguna intervención de pozo, se retira el blanking 
con una unidad de slickline, y se interviene el pozo por ese costado sin necesidad de 
 
25 
 
extraer la bomba ESP (ver Anexo 1). Es necesario mantener la bomba ESP encendida 
durante la corrida del registro para que la evaluación se realice bajo las condiciones de 
operación. 
En los últimos años, se ha observado un amplio uso de las unidades de Coiled Tubing, 
este tipo de equipos permiten realizar corridas de registros como PLT, en pozos 
desviados, ofreciendo versatilidad ya que las intervenciones se pueden realizar sin 
“matar el pozo”; es posible anexar el cable transmisor de datos a la tubería flexible, e 
iniciar la corrida de la herramienta PLT. 
En conclusión, tanto el sistema de levantamiento artificial gas lift como ESP, son 
sistemas altamente versátiles que permiten el monitoreo de los pozos sin incurrir en 
operaciones de alto costo para realizar las mediciones. Si se comparan los dos sistemas, 
gas lift es un poco más versátil ya que no es necesario realizar los dos viajes 
correspondientes a la extracción del “Blanking Plug”, por lo tanto, no se incurriría en el 
costo del servicio de slickline en la pesca de este tapón. 
3.5. Escenarios de producción con inyección de agua 
Como se mencionó anteriormente, se plantearon tres esquemas de inyección por parte 
de la compañía operadora; a continuación, se presenta la descripción de los diferentes 
escenarios teniendo en cuenta el arreglo de cuatro pozos descrito para el proceso de 
recobro: 
• Escenario 200: este escenario define la tasa de inyección de agua diaria de 200 
barriles por día (ver Figura 11), es este caso se obtuvo un tiempo de producción igual 
a 73 años. 
• Escenario 500: este escenario define la tasa de inyección de agua diaria de 500 
barriles por día (ver Figura 12), en este caso se obtuvo un tiempo de producción igual 
a 30 años. 
• Escenario 1000: este escenario define la tasa de inyección de agua diaria de 1000 
barriles por día (ver Figura 13), en este caso se obtuvo un tiempo de producción igual 
a 15 años. 
 
Figura 11. Np vs tiempo (Inyección de 200 bpd). 
y = 13042x0.506
R² = 0.9918
0
20,000
40,000
60,000
80,000
100,000
120,000
0 10 20 30 40 50 60 70 80
N
p
 (
ST
B
O
)
Tiempo (años)
Np vs tiempo (200 bpd)
 
26 
 
 
Figura 12. Np vs tiempo (Inyección de 500 bpd). 
 
Figura 13. Np vs tiempo (Inyección de 1000 bpd). 
Estos perfiles fueron construidos con base a la información suministrada de WOR vs. Np 
durante el periodo de tiempo de la inyección; como no se dispuso de datos de 
distribución vertical petrofísica para el modelo, se consideró un modelo de cuatro 
puntos de yacimiento homogéneo, el cual se asume completamente balanceado; y se 
distribuyó equitativamente la inyección entre los tres pozos productores (modelo 
altamente idealizado). Bajo esta consideración, la tasa de inyección fue dividida entre 
tres y este valor fue asumido como la tasa de líquido diaria constante (tasa de 
extracción) durante todo el proyecto. 
Dado que las curvas Np vs tiempo muestran un acumulado en la duración total del 
proyecto, para hallar el valor neto producido en cualquier periodo diferente al año 1 se 
procedió a calcular el área bajo la curva y restarle la producción acumulada en el periodo 
inmediatamente anterior. Por ejemplo, para hallar el valor neto producido para el año 
2 se integra la curva entre el año 1 y el año 2 (área bajo la curva) y luego se le resta la 
base producida en el año 1. Se asumió que los pozos activos actualmente son 109 para 
determinar la producción de todo el campo. 
y = 20734x0.506
R² = 0.9918
0
20,000
40,000
60,000
80,000
100,000
120,000
0 5 10 15 20 25 30 35
N
p
 (
ST
B
O
)
Tiempo (años)
Np vs tiempo (500 bpd)
y = 29444x0.506
R² = 0.9918
0
20,000
40,000
60,000
80,000
100,000
120,000
0 2 4 6 8 10 12 14 16
N
p
 (
ST
B
O
)
Tiempo (años)
Np vs tiempo (1000 bpd)
 
27 
 
Como resultado del producto entre el WOR y el Np, se obtuvo la información 
correspondiente a la producción de líquido total acumulado, agua producida acumulada 
(Wp) y corte de agua promedio ponderado (WCUT%), para cada uno de los valores de 
petróleo acumulado (Np). 
3.5.1. Análisis de funcionamiento del sistema gas lift y bombeo electro sumergible 
bajo los escenarios de inyección 
En este aparte se presenta el análisis realizado al sistema de levantamiento artificial 
actual gas lift, y el planteamiento de los diferentes escenarios contemplados para los 
escenarios de inyección propuesto por la compañía. 
Consideraciones para el ajuste de los pozos en los diferentes escenarios de inyección. 
El ajuste de los pozos se realizó teniendo en cuenta los tiempos de producción durante 
el proceso de inyección, se establecieron tiempos tempranos, medios y finales. La 
producción para un punto específico se modeló con el tiempo medio ya que el corte de 
agua aumenta significativamente en los primeros días de inyección; es decir, que se 
seleccionó un punto que fuera representativo respecto al comportamiento de los 
perfiles de producción para cada escenario de 200, 500 y 1000 barriles de agua por día. 
Para cada escenario de inyección se asumió un diferencial de presión entre la presión 
de inyección y la presión de yacimiento para la evaluación del proyecto en tiempos 
medios; sin embargo, este diferencial se incrementará durante la vida útil del campo 
debido a que a medida que aumenta el volumen acumulado de fluido inyectado, se 
requiere mayor presión de inyección en el sistema como se puede observar en el gráfico 
de Hall (ver Figura 14). El método de Hall describe el comportamiento de la presión de 
inyecciónde fondo y la presión promedio del yacimiento vs. el tiempo. 
 
 
 
 
 
 
 
Figura 14. Presiones de inyección en fondo y presión de yacimiento Vs. Tiempo. [17] 
De esta manera, para efectos de simplificación en el análisis el diferencial de presión de 
inyección se asumió constante en el tiempo como se presenta en la Tabla 13. 
Tabla 13. Delta de presión de inyección contra presión de yacimiento para cada escenario. 
Escenarios de inyección de agua (BWPD) Incremento de presión de Yacimiento (psi) 
200 200 
500 300 
1000 400 
 
28 
 
 
En la Figura 15, se presenta la metodología empleada para la calibración de los pozos 
bajo los diferentes escenarios de inyección, tomando la Pwf inicial y la presión del 
yacimiento Pr base, de la curva IPR. El procedimiento se realizó aumentando la presión 
de fondo fluyente, hasta obtener el caudal calculado de fluido para cada escenario de 
inyección. 
 
 
 
 
 
 
 
 
Figura 15. Metodología para calibración de los pozos en los diferentes escenarios de inyección. 
Tras realizar el ajuste de cada pozo a las diferentes tasas de producción ideal (asumiendo 
que el volumen inyectado de fluido es el mismo volumen producido, efecto “tipo 
pistón”) a la Pwf del caso base y para los tiempos medios, es decir con corte de agua de 
85,7%, se obtuvieron los índices de productividad relacionados en la Tabla 14. 
Tabla 14. Índice de productividad de los pozos en tiempos medios (Corte de Agua: 86.7%) 
 
Índice de productividad 
Pozos CN-106 CN-165 S-07X 
Inyección de 200 bwpd 0,1089 0,0948 0,0907 
Inyección de 500 bwpd 0,2476 0,2185 0,2100 
Inyección de 1000 bwpd 0,4544 0,4060 0,3914 
 
Evaluación de los escenarios de producción (proceso de inyección de agua) 
Para el análisis del sistema de levantamiento actual gas lift, se consideró evaluar 
un caso base sin modificaciones en los pozos; así mismo se contemplaros otros 
escenarios con variaciones en el estado mecánico de los pozos. Por otro lado, se 
evaluó el sistema de levantamiento artificial bombeo electro sumergible 
seleccionado a partir de la matriz presentada anteriormente. 
 
Para realizar este estudio se consideraron cuatros escenarios de producción, para 
los cuales se pueden observar los estados mecánicos en el Anexo 1. 
 
• Escenario A: gas lift sin modificaciones al estado mecánico 
 
Se consideró esta opción ya que es el estado mecánico que actualmente está en 
operación y se desea evaluar el desempeño de producción para los diferentes 
escenarios de inyección. 
 
29 
 
 
• Escenario B: gas lift con modificaciones al estado mecánico (profundización 
del tubing) 
 
Este escenario evaluó la profundización del tubing a 6.500 ft para los pozos CN-106 
y S-07X, con 750ft de distancia desde el fondo hasta la boca de la tubería como 
medida de precaución, ya que se puede presentar arenamiento en el pozo. La 
finalidad de esta modificación fue asegurar un mayor ingreso de fase líquida a la 
tubería para aumentar la eficiencia del sistema de levantamiento artificial gas lift. 
 
Para el caso del pozo CN-165 la profundidad del tubing no se modificó debido a que 
se encuentra a una profundidad mayor a 6500 ft, por lo cual solo se modificó el 
caudal de inyección de 0,7 a 1,1 MMSCF/d, ya que a través de sensibilidad se 
observaron algunos aumentos de producción. 
 
• Escenario C: gas lift con nuevo diseño (profundización de mandriles) 
 
Se evaluó el comportamiento de la producción en los pozos con un nuevo diseño 
del sistema de levantamiento artificial gas lift, modificando la profundidad de las 
válvulas de inyección; para los pozos CN-106 y S-07X, los empaques se asentaron a 
6.000 ft y para el pozo CN-165 el empaque se asentó a 5.800 ft. 
 
Además de la relocalización de los empaques se consideró en el análisis, mantener 
la profundización del tubing a 6.500 ft, ya que este cambio generó un aumento en 
la producción de líquido y se quiso observar el efecto de estas dos modificaciones 
combinadas. 
 
• Escenario D: bombeo electro sumergible (BES) con modificaciones en los 
estados mecánicos 
 
Para este modelo de producción, se modificó la profundidad del empaque a 5.250 
ft para los pozos CN-106 y S-07X y a 5200 ft para el pozo CN-165, el tubing se 
profundizó a 6.000 ft para los pozos CN-106 y S-07X y a 5.800 ft para el pozo CN-
165. La bomba BES se ubicó a 6.000 ft para los pozos CN-106 y S-07X y a 5.800 ft 
para el pozo CN-165, se incluyó un separador de gas en fondo con una eficiencia 
del 70%. 
 
Para el estado mecánico del pozo CN-165 se cambió la tubería de diámetro de 2 
3/8” a 2 7/8” debido al tamaño de la BES; además, se buscó que la producción de 
líquido fuera mayor que la del escenario de nuevo diseño de sistema de 
levantamiento artificial gas lift (Escenario C) para poder ser considerada en el 
estudio de viabilidad financiera. 
 
Para cada uno de los pozos se decidió colocar la bomba BES por encima de la zona 
productora para tener una PIP (Pump Intake Pressure) mayor a 200 psi, evitando 
de esta manera fenómenos de cavitación. 
 
 
30 
 
Las Figuras presentadas en el Anexo 1, presentan las curvas de operación de las 
bombas utilizadas, las cuales fueron obtenidas a partir del software Pipesim; se 
pudo observar que, a mayor tasa de inyección mejora la eficiencia de la bomba. 
 
3.6. Análisis de resultados 
 
La simulación de los cuatro escenarios fue realizada también para cada una de las tasas 
de inyección planteadas (200, 500 y 1000 barriles de agua inyectada por día). 
Para el análisis se tuvo en cuenta el potencial de flujo abierto máximo (AOF), ya 
que con este valor se puede determinar cuántos barriles de líquido se dejan de 
producir para cada caso. Además, se realizó un análisis de la perdida de producción 
con referencia al escenario A sin modificaciones, para poder determinar el volumen 
incremental de extracción al realizar estos cambios. 
 
Análisis de los resultados para el escenario de inyección de 200 bwpd 
 
La Tabla 15, presenta los resultados de la tasa de fluido por día esperada, la presión 
de fondo fluyente, el potencial de flujo máximo, y las diferencias obtenidas 
respecto al escenario A. 
 
Para los modelos de pozos CN-106, CN-165 y S-07X, se pudo observar que la variación 
en la producción de cada uno de los escenarios respecto al Escenario A, no es mayor a 
12,10 BFPD para el pozo CN-106, 18,64 BFPD para el pozo CN-165 y 10,90 BFPD para el 
pozo S-07X. 
Tabla 15. Resultado de los diferentes modelos de pozo a una inyección de 200 bwpd. 
Pozos Escenarios BFPD 
Pwf 
(PSIA) 
AOF 
(BFPD) 
Desviación de BFPD 
en comparación de 
AOF (BFPD) 
Desviación de BFPD 
en comparación a la 
base (BFPD) 
CN-106 
Escenario A 62,57 580,33 81,50 18,93 - 
Escenario B 67,60 480,11 81,50 13,90 5,03 
Escenario C 66,20 509,00 81,50 15,30 3,63 
Escenario D 74,67 304,33 81,50 6,83 12,10 
CN-165 
Escenario A 50,16 797,17 76,75 26,59 - 
Escenario B 53,07 744,13 76,75 23,68 2,91 
Escenario C 68,01 401,63 76,75 8,74 17,85 
Escenario D 68,80 377,37 76,75 7,95 18,64 
S-07X 
Escenario A 55,77 716,07 76,43 20,66 - 
Escenario B 61,53 587,15 76,43 14,9 5,76 
Escenario C 66,67 450,41 76,43 9,76 10,90 
Escenario D 65,41 486,29 76,43 11,02 9,64 
 
En general para los tres pozos, bajo el escenario de inyección de 200 bwpd no se 
observan cambios considerables en la producción entre el sistema BES y las 
modificaciones de gas lift; sin embargo, el pozo CN-106 presenta un aumento en la tasa 
de extracción igual a 12 BFPD con relación al escenario A. 
Desde lo técnico se puede asumir que el cambio del sistema de levantamiento artificial 
actual por BES no se ve justificado por un aumento considerable de la producción, 
 
31 
 
máxime si se tiene en cuenta que el 87,5 % del volumen de extracción de los pozos 
corresponde a agua. 
Para este escenario de inyección de 200 bwpd, el sistema recomendado desde lo técnico 
corresponde al escenario C, en el cual se modificó todo el diseño del sistema de gas lift. 
Análisisde los resultados para el escenario de inyección de 500 bwpd 
 
La Tabla 16 presenta los resultados obtenidos para cada uno de los pozos 
modelados, bajo el escenario de inyección de 500 bbl/d de agua. 
 
Tabla 16. Resultados de los diferentes modelos de pozo a una inyección de 500 bwpd. 
Pozos Escenarios BFPD 
PWF 
(BFPD) 
AOF 
(BFPD) 
Desviación de BFPD 
en comparación de 
AOF (BFPD) 
Desviación de BFPD 
en comparación a la 
base (BFPD) 
CN-106 
Escenario A 107,95 931,65 199,05 91,10 - 
Escenario B 125,70 821,05 199,05 73,35 17,75 
Escenario C 147,14 668,55 199,05 51,91 39,19 
Escenario D 188,29 242,88 199,05 10,76 80,34 
CN-165 
Escenario A 146,28 659,53 188,96 42,68 - 
Escenario B 146,71 655,45 188,96 42,25 0,43 
Escenario C 157,85 542,76 188,96 31,11 11,57 
Escenario D 175,24 319,67 188,96 13,72 28,96 
S-07X 
Escenario A 123,10 885,95 188,60 65,50 - 
Escenario B 147,73 667,75 188,60 40,87 24,63 
Escenario C 152,38 620,07 188,60 36,22 29,28 
Escenario D 165,69 465,02 188,60 22,91 42,59 
 
El pozo CN-106 mostró un aumento de producción de líquido considerable de 39,19 
BFPD si se compara el caso base (escenario A) con el nuevo diseño de gas lift (escenario 
C), y de 80,34 BFPD con el sistema de levantamiento artificial BES (escenario D). 
Por otro lado, el pozo CN-165 presenta un aumento insignificante de líquido en los 
diferentes escenarios modelados, en comparación con el escenario A; el mayor aumento 
de volumen de líquido que se produciría sería de 28,96 BFPD con el sistema de 
levantamiento artificial BES. 
El pozo S-07X presentó un aumento medio en comparación al pozo CN-106, debido a 
que su tasa máxima fue de 42,59 BFPD comparando el escenario A con el escenario D 
(bomba electro sumergible). 
En general, para todos los pozos bajo el escenario de inyección de 500 bwpd se 
observaron cambios considerables en la producción, siendo el bombeo electro 
sumergible el más representativo 
Para este escenario los resultados obtenidos con el escenario C (nuevo diseño de gas 
lift) presentan aumentos considerables con relación al escenario A, contemplado como 
caso base. Desde lo técnico el escenario seleccionado se mantiene con el nuevo diseño 
gas lift (escenario C), aun cuando el corte de agua se siga manteniendo por encima del 
 
32 
 
80%; el análisis financiero proporcionará una mejor aproximación respecto a la 
viabilidad de implementar dichos cambios. 
Análisis de los resultados para el escenario de inyección de 1000 bwpd 
 
La Tabla 17 presenta los resultados de asociados a las corridas de os modelos bajo 
el escenario de inyección de 1000 bbl/día de agua. En general para los tres pozos, se 
observan cambios considerables en producción entre el escenario correspondiente al 
cambio del sistema de levantamiento y el escenario A, sin modificaciones al actual gas 
lift. 
 
Tabla 17. Resultados de los diferentes modelos de pozo a una inyección de 1000 bwpd. 
Pozos Escenarios BFPD 
PWF 
(BFPD) 
AOF 
(BFPD) 
Desviación de BFPD 
en comparación de 
AOF (BFPD) 
Desviación de BFPD 
en comparación a 
la base (BFPD) 
CN-106 
Escenario A 210,19 1.000,99 390,47 180,28 - 
Escenario B 262,08 820,74 390,47 128,39 51,89 
Escenario C 281,79 743,22 390,47 108,68 71,60 
Escenario D 354,11 374,45 390,47 36,36 143,92 
CN-165 
Escenario A 273,95 776,10 373,64 99,69 - 
Escenario B 277,90 757,42 373,64 95,74 3,95 
Escenario C 290,03 661,44 373,64 83,61 16,08 
Escenario D 345,23 350,70 373,64 28,41 71,28 
S-07X 
Escenario A 241,25 950,67 373,21 131,96 - 
Escenario B 281,23 766,65 373,21 91,98 39,98 
Escenario C 289,96 721,65 373,21 83,25 48,71 
Escenario D 339,42 408,02 373,21 33,79 98,17 
 
Para este escenario, el pozo CN-106 presentó un aumento de producción de líquido 
considerable de 71,60 BFPD comparando el nuevo diseño de levantamiento gas lift, con 
el escenario A; y un aumento de 143,93 BFPD con la posible implementación del bombeo 
electro sumergible. 
El pozo CN-165 con un nuevo diseño de gas lift, mostró un aumento en su caudal de 
16,08 BFPD en comparación con el escenario A; sin embargo, el mejor escenario que 
presentó un aumento en la producción fue el sistema de levantamiento artificial BES 
(Escenario D) con 71,28 BFPD. 
Por otro lado, el pozo S-07X aumentó su caudal en 98,17 BFPD respecto al escenario 
base, con un cambio en el sistema de levantamiento artificial actual por una bomba 
electro sumergible. El segundo modelo de pozo que presentó un aumento en la 
producción fue el escenario C con 48,71 BFPD. 
Adicionalmente, junto con el análisis de los diferentes escenarios de producción, se 
realizaron sensibilidades en el corte de agua con la finalidad de observar cómo se ve 
afectada la producción de líquido con dicho parámetro. Los resultados de las 
sensibilidades se pueden observar en el Anexo 1, estas se realizaron para cada pozo (CN-
106, CN-165 y S-07X), cada escenario de inyección (200, 500 y 1000 Bbl/día), y cada 
escenario asociado a los cambios en el sistema de levantamiento artificial (escenario A, 
 
33 
 
escenario B, escenario C, escenario D). Además, se incluyó la variación del corte de agua 
en 20, 40, 60, 80 y 90%. 
En el escenario A, el comportamiento mostró la tendencia definida por una reducción 
en los barriles de fluido, conforme aumenta el corte de agua; esto debido a una mayor 
densidad de la columna hidrostática. 
 
El escenario B con modificación de la profundidad del tubing, situando el tubing por 
debajo de la zona productora, se presenta una caída de producción leve en comparación 
al escenario anterior, debido a una mayor dificultad para el ingreso del gas en la tubería. 
 
El escenario C, presentó una caída de producción menor que la de los otros dos 
escenarios anteriormente mencionados; siendo la combinación de ambas 
modificaciones del estado mecánico una buena opción para implementar desde el 
aspecto técnico. 
 
Por último, el escenario D que corresponde a la posible implementación de un nuevo 
sistema de levantamiento artificial BES, demostró un aumento en la producción al 
aumentar el corte de agua; esto se debe a que, a menor producción de crudo menor 
volumen de gas en la bomba. Además, el volumen de crudo que se deja de producir es 
reemplazado por agua, líquido con el cual son calibradas las bombas BES. 
 
CAPÍTULO 4 
4. ANÁLISIS FINANCIERO DEL PROYECTO 
El interés de Ecopetrol en realizar un proceso de inyección de agua al campo objeto de 
estudio radica en mantener la presión del yacimiento, con el fin de aumentar sus 
ganancias, el valor de la compañía en el mercado y contribuir de manera significativa a 
la producción diaria de crudo del país. 
El campo objeto de estudio actualmente se encuentra produciendo mediante el sistema 
de levantamiento artificial gas lift, sin embargo, como se presentó en los capítulos 
anteriores para que el sistema soporte la producción esperada una vez se realicen los 
procesos de inyección de agua, se deben realizar modificaciones al estado mecánico de 
los pozos, o implementar un sistema de levantamiento artificial diferente (bombeo 
electro sumergible). 
Este capítulo presenta los resultados de los ingresos esperados por producción con base 
al pronóstico del precio del barril de referencia BRENT, los costos operativos, costos de 
capital, flujos de caja para las diferentes alternativas, y la evaluación financiera mediante 
los indicadores de bondad valor presente neto y beneficio-costo; lo anterior se realizó 
como ejercicio académico de tal manera que Ecopetrol pueda tener una aproximación 
de inversiones y ganancias relacionadas al desarrollo del campo bajo diferentes 
escenarios que se describen brevemente a continuación: 
• Escenario A: este escenario se define como un caso base, es decir, que el campo se 
mantiene con el sistema de levantamiento artificial actual gas lift, sin inversiones de 
capital más que las relacionadas con mantenimiento. 
 
34 
 
• Escenario B: este escenario contempla modificacionesen el estado mecánico de los 
pozos CN-105 y S-07X, esto requiere de intervenciones y actividades de workover 
que involucran una inversión de capital y costos asociados a las operaciones. 
• Escenario C: este escenario requirió de modificaciones en el diseño del 
levantamiento artificial gas lift para todos los pozos tipo CN-165, CN-106 y S-07X. 
Para estas actividades se tuvieron en cuenta costos de inversión de capital y de 
operaciones asociadas. 
• Escenario D: este escenario contempla la posibilidad de cambiar el sistema de 
levantamiento artificial gas lift actual de los pozos del campo por un sistema de 
bombeo electro sumergible, lo cual requiere de inversiones de capital, actividades 
de workover y nueva infraestructura. 
Para todos los escenarios se tuvo como premisa que deben ser intervenidos en ciertos 
periodos de tiempo, ya sea por fallas en el sistema de levantamiento artificial o por 
daños en la sarta de producción. 
Los escenarios mencionados anteriormente corresponden a las modificaciones 
planteadas desde lo técnico, en cuanto al diseño y selección del sistema de 
levantamiento artificial. Así mismo, se contempló para cada escenario descrito una 
variación en la tasa de inyección de agua al yacimiento (200, 500 y 1000 bwpd), que 
tiene influencia directa en los barriles producidos, y por ende en los ingresos del campo. 
4.1. Ingresos 
Dado que el petróleo es un bien de consumo que se rige por las interacciones entre 
oferta y demanda, algunos factores políticos y económicos influyen en su volatilidad. En 
el desarrollo de proyectos para el sector hidrocarburos, el precio es muy importante ya 
que puede viabilizarlos o detenerlos, por esta razón se hace necesario el uso de modelos 
estocásticos que permitan realizar un pronóstico del comportamiento de los precios en 
un periodo de tiempo determinado. 
Para establecer los ingresos anuales del campo objeto de estudio se realizó el pronóstico 
de los precios del barril de referencia BRENT mediante los modelos estocásticos 
movimiento browniano geométrico y reversión a la media. 
Estos son métodos utilizados para cuantificar las diferentes dinámicas de secuencias de 
eventos aleatorios, ya que el precio del barril puede tomar cualquier valor se emplean 
diferentes modelos que permiten una previsión teniendo en cuenta variables o eventos 
bajo los cuales no se tiene control alguno. 
Los modelos estocásticos se realizaron con información histórica del precio del barril 
BRENT entre los años 1987 a 2018, obtenida de la Energy Information Administration 
[18]. 
4.1.1. Movimiento geométrico browniano 
Es un proceso que permite la descripción del comportamiento de variables aleatorias 
como el precio del barril BRENT, es decir, su evolución en el tiempo. El modelo asume 
que el cambio de los precios para cada tiempo es independiente de los cambios 
anteriores y su volatilidad es constante. Este modelo está definido por la siguiente 
ecuación en tiempo discreto [19]. 
 
35 
 
𝑆𝑡 = exp (𝑙𝑛(𝑆𝑜) + (∝ −
1
2
𝜎2) 𝑡 + 𝜎√𝑡𝜀) 
En donde la estimación de (∝ −
1
2
𝜎2) relacionada al “drift rate” (∝) es el promedio de 
𝑙𝑛(𝑆𝑡) − 𝑙𝑛⁡(𝑆𝑡−1) a partir de una serie histórica de precios, de la cual se obtuvo 
estimación de la volatilidad 𝜎, tomando la desviación estándar de 𝑙𝑛(𝑆𝑡) − 𝑙𝑛⁡(𝑆𝑡−1); el 
error (𝜀) se distribuye normal estándar con media 0 y varianza 1. 
4.1.2. Modelo de reversión a la media 
Este modelo es una extensión del modelo Ornstein-Uhlenbeck [20] que tiene como 
premisa la existencia de aspectos económicos que tienden a llevar el precio de los 
commodities hacia el promedio de largo plazo, simplificando más el proceso; la 
variabilidad del precio está en función del parámetro de la reversión a la media η como 
también del parámetro de volatilidad 𝜎. La reversión a la media sigue la siguiente 
regresión: 
𝑋𝑡 −⁡𝑋𝑡−1 = 𝑎 + 𝑏𝑋𝑡−1 + 𝜀𝑡 
𝑥𝑡 = 𝑚(1 − 𝑒−𝜂) + 𝑒−𝜂𝑥𝑡−1 + 𝜀 
 
𝑚 = −
𝑎
𝑏
 𝜂 = −ln⁡(1 + 𝑏) 
Donde m y η son términos estadísticos provenientes de una regresión a partir de una 
serie histórica de datos, el error (𝜀) se distribuye normal estándar con media 0 y varianza 
1. 
La validación de los modelos estocásticos presentados anteriormente se realizó con 
base al histórico de precios del petróleo de referencia BRENT desde el año 1998 al 2012, 
utilizando Crystal Ball para la variación del error (𝜀). Para el modelo de movimiento 
browniano geométrico se tuvo una diferencia entre el precio observado y el 
pronosticado de 16,10%, mientras que para el modelo de reversión a la media se obtuvo 
un error de 19,79%, esto dado que el primero tiene una tendencia al alza. El pronóstico 
de los precios del barril de crudo se realizó utilizando el modelo movimiento geométrico 
browniano con un precio base de 71,34 (2018), un drift rate de 0,04 y una volatilidad de 
0.26 para la serie de datos históricos. 
Los ingresos contemplados para este proyecto provienen de los perfiles de producción 
construidos a partir de la información proporcionada por Ecopetrol, estos fueron 
estimados para cada escenario de inyección (200, 500 y 1000 barriles por día). Para el 
escenario de inyección de 200 barriles se estimaron precios desde el año 2020 al 2093, 
así mismo para el escenario de inyección de 500 barriles se estimaron precios durante 
30 años, y para el escenario de inyección de 1000 barriles se estimaron precios desde al 
año 2020 al 2035. Adicionalmente se tuvo en cuenta el régimen de regalías establecido 
por la Agencia Nacional de Hidrocarburos, que establece un 8% para los campos que 
tengan una producción diaria promedio igual o menor a 5 KBPD. [21] 
Es importante aclarar que durante el periodo cero los ingresos se calcularon respecto al 
promedio de producción anual basada en la información entregada por Ecopetrol para 
el mes de Julio 2019; es decir, que los barriles producidos en ese tiempo se asumieron 
sin la inyección de agua. 
 
 
36 
 
4.2. Análisis de costos operacionales OPEX 
Para efectos del desarrollo de este proyecto, se contemplaron únicamente los costos 
asociados a la producción de los fluidos desde la cara hasta la cabeza del pozo; es decir, 
que no se contemplaron costos de transporte, instalación de nuevas facilidades, costos 
asociados a la administración del campo, tratamiento de agua producida, y aspectos 
ambientales que no son propios de los sistemas de levantamiento artificial 
seleccionados. 
Se realizó una revisión bibliográfica de los costos asociados a las operaciones en los 
campos operados por Ecopetrol, de tal manera que se pudiera tener un referente en el 
momento de estimar los dólares por barril para el ampo objeto de estudio bajo las 
condiciones actuales (gas lift). 
El informe económico No. 1 de la Asociación Colombiana de Petróleo [22], en el año 
2018 consolidó la información de 29 compañías encuestadas en el año anterior; de dicha 
encuesta se pudo establecer el costo de operación promedio para la producción de 
petróleo en Colombia, igual a 16,3 dólares por barril de los cuales 7,7 USD$/bbl son 
costos de extracción y 8,6 USD$/bbl de transporte. Dado que las empresas 
constantemente realizan actividades para aumentar la eficiencia en sus procesos, el 
costo se puede mantener entre 8 y 10 USD$/bbl. 
Según los resultados presentados por Ecopetrol para el tercer trimestre de 2018 [23], el 
costo de levantamiento estuvo en 8,74 USD$/bbl, estableciendo un incremento anual 
debido a la actividad por el consumo de energía (0.35 USD$/bbl), servicios a pozo (0,18 
USD$/bbl), servicios contratados (0,15 USD$/bbl), costos laborales (0,16 USD$/bbl), 
costos asociados a obras civiles e infraestructura (0,24 USD$/bbl),mantenimiento (0,06 
USD$/bbl), y el efecto por tasa de cambio (0,16 USD$/bbl) . 
Para los costos operativos se estableció un lifting cost base de 8,74 USD/Bbl para el año 
2020 teniendo en cuenta la información de Ecopetrol, el aumento de los costos anuales 
para los escenarios A, B, C y D se presenta