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UNIVERSIDAD TECNOLÓGICA EQUINOCCIAL
FACULTAD DE CIENCIAS DE LA INGENIERÍA
CARRERA DE INGENIERÍA DE PETRÓLEOS
ESTUDIO TÉCNICO - ECONÓMICO DEL CAÑONEO PERF
STIM EN EL YACIMIENTO “M2” DEL CAMPO EDÉN YUTURI
TRABAJO PREVIO A LA OBTENCIÓN DEL TÍTULO DE INGENIERO DE
PETRÓLEOS
ASTUDILLO CAJAMARCA ÓSCAR MARIO
DIRECTOR: ING. IRVING SALAZAR
Quito, Octubre, 2014
ii
© Universidad Tecnológica Equinoccial. 2014
Reservados todos los derechos de reproducción
iii
DECLARACIÓN
Yo, ÓSCAR MARIO ASTUDILLO CAJAMARCA, declaro que el trabajo aquí
descrito es de mi autoría; que no ha sido previamente presentado para ningún
grado o calificación profesional; y que he consultado las referencias
bibliográficas que se incluyen en este documento.
La Universidad Tecnológica Equinoccial puede hacer uso de los derechos
correspondientes a este trabajo, según lo establecido por la Ley de Propiedad
Intelectual, por su Reglamento y por la normativa institucional vigente.
Óscar Mario Astudillo Cajamarca
C.I. 0502668312
iv
CERTIFICACIÓN
Certifico que el presente trabajo que lleva por título “ESTUDIO TÉCNICO-
ECONÓMICO DEL CAÑONEO PERF STIM EN EL YACIMIENTO “M-2” DEL
CAMPO EDÉN YUTURI”, que para aspirar al título de Ingeniero de
Petróleos fue desarrollado por Óscar Mario Astudillo Cajamarca, bajo mi
dirección y supervisión, en la Facultad de Ciencias de la Ingeniería; y cumple
con las condiciones requeridas por el reglamento de Trabajos de Titulación
artículos 18 y 25.
Ing. Irving Raúl Salazar Lanas
DIRECTOR DEL TRABAJO
C.I.1702091370
v
DEDICATORIA
El presente trabajo está dedicado a mis padres, Juan José y María, por ser
los mejores padres que Dios pudo darme, que a pesar de todos los
inconvenientes siempre estuvieron ahí para apoyarme, sin duda son los
pilares fundamentales para poder lograr este título.
A mi hermano Wilson, por todos los momentos compartidos principalmente de
niños y adolescentes, por el apoyo brindado hasta hoy a pesar de la distancia.
A mis hermanas Patty y Jennifer, quienes siempre en todo momento de mis
ocurrencias estuvieron ahí apoyándome, compartiendo momentos buenos y
malos, demostrando que con esfuerzo podemos alcanzar nuestras metas.
OSCAR
vi
AGRADECIMIENTO
Principalmente a Dios, por bendecirme cada día, por regalarme la familia que
tengo, por las fuerzas que me das para seguir adelante y no desmayar en las
vicisitudes que se presentan, por guiarme en la vida lleno de alegría y
esperanza, a pesar de mis temores.
A mis padres, por su amor y apoyo incondicional, por regalarme la oportunidad
de estudiar, pero principalmente por estar ahí a lo largo de mi vida.
A mis herman@s, por su cariño, por el soporte que han sido para mí, por
entenderme mí forma de ser, por compartir momentos indescriptibles que se
mantendrán con el tiempo.
A la Universidad Tecnológica Equinoccial, a todo sus excelentes docentes
profesionales quienes compartieron su amistad, conocimientos y
experiencias, que contribuyeron en mi formación estudiantil.
A la empresa PETROAMAZONAS EP, principalmente a todo el activo Edén
Yuturi, quienes me colaboraron incondicionalmente con su tiempo, con sus
experiencias, y todo lo necesario para culminar mí trabajo.
A la empresa Halliburton Latin America S.A. que por intermedio del ingeniero
Julio Lozada y el ingeniero Félix Moreno, me dieron la oportunidad realizar mi
tema de tesis, sus conocimientos, colaboración e información y su tiempo
empleado fue fundamental para culminar el trabajo.
A mis amigos y compañeros de la Universidad, con quienes hemos estado en
momentos buenos y malos, compartiendo alegrías y dificultades, ahora en
esta etapa de la vida espero que seamos buenos compañeros y amigos
profesionales, y seguir apoyándonos mutuamente.
OSCAR
vii
ÍNDICE DE CONTENIDO
PÁGINA
1. INTRODUCCIÓN ..................................................................................... 1
1.1. PROBLEMA ...................................................................................... 3
1.2. JUSTIFICACIÓN ............................................................................... 4
1.3. OBJETIVOS DEL PROYECTO ......................................................... 5
1.3.1. OBJETIVO GENERAL ............................................................... 5
1.3.2. OBJETIVOS ESPECÍFICOS ...................................................... 5
2. MARCO TEÓRICO .................................................................................. 6
2.1. DESCRIPCIÓN DE LA CUENCA ORIENTE Y DEL CAMPO EDÉN
YUTURI. ..................................................................................................... 6
2.1.1. GEOLOGÍA GENERAL DE LA CUENCA ORIENTE. ................. 6
2.1.2. ESTRATIGRAFÍA DE LA CUENCA ORIENTE .......................... 7
2.2. DESCRIPCIÓN DEL CAMPO EDÉN YUTURI. ............................... 10
2.2.1. GENERALIDADES. .................................................................. 10
2.3. UBICACIÓN GEOGRÁFICA DEL CAMPO EDÉN YUTURI. ........... 10
2.4. ANTECEDENTES DEL CAMPO EDÉN YUTURI BLOQUE 12. ...... 12
2.4.1. ORIENTACIÓN. ....................................................................... 13
2.4.2. ESTRUCTURA. ........................................................................ 14
2.5. ESTRATIGRAFÍA GEOLÓGICA DEL CAMPO EDÉN YUTURI. ..... 14
2.6. FORMACIONES ............................................................................. 16
2.6.1. FORMACIÓN ORTEGUAZA .................................................... 16
2.6.2. FORMACIÓN TIYUYACU ........................................................ 17
2.6.3. FORMACIÓN TENA. ................................................................ 17
2.6.4. FORMACIÓN NAPO. ............................................................... 18
2.7. CARACTERÍSTICAS GEOLÓGICAS DE LAS ARENAS
PRODUCTORAS ...................................................................................... 18
viii
2.7.1. YACIMIENTO “M1” ................................................................... 18
2.7.2. YACIMIENTO “M2” ................................................................... 19
2.7.3. YACIMIENTO U SUPERIOR .................................................... 19
2.7.4. YACIMIENTO U INFERIOR ..................................................... 20
2.7.5. YACIMIENTO T ........................................................................ 20
2.8. CARACTERIZACIÓN DEL YACIMIENTO “M-2” DEL CAMPO EDÉN
YUTURI .................................................................................................... 21
2.8.1. CARACTERÍSTICA DE LA ARENA “M2” ................................. 21
2.9. TIPOS DE FORMACIONES ........................................................... 22
2.9.1. FORMACIONES CONSOLIDADAS ......................................... 22
2.9.2. FORMACIONES NO CONSOLIDADAS ................................... 23
2.10. LITOLOGÍA Y AMBIENTE DEPOSICIONAL DEL YACIMIENTO
“M-2” DEL CAMPO EDÉN YUTURI .......................................................... 23
2.10.1. SUCESIONES DE FACIES Y CICLOS ESTRATIGRÁFICOS . 24
2.11. DESCRIPCIÓN LITOLÓGICA DEL RESERVORIO “M-2” ........... 24
2.12. AMBIENTE DE DEPÓSITO Y MAPA DE FACIES ...................... 28
2.13. CARACTERIZACIÓN DE FLUIDOS ............................................ 31
2.13.1. GRADO °API ............................................................................ 31
2.13.2. GOR, WOR .............................................................................. 32
2.13.3. VISCOSIDAD ........................................................................... 32
2.13.4. FACTOR VOLUMÉTRICO ....................................................... 33
2.14. PROPIEDADES PETROFÍSICAS ............................................... 33
2.14.1. SATURACIÓN .......................................................................... 33
2.14.2. POROSIDAD (ɸ). ..................................................................... 34
2.14.3. PERMEABILIDAD. (k). ............................................................. 35
2.14.4. SALINIDAD. (ppm Na Cl). ........................................................ 35
ix
2.15. RESERVAS ................................................................................. 36
2.15.1. RESERVAS DEL CAMPO ........................................................ 36
2.15.2. PETRÓLEO ORIGINAL EN SITIO (POES) .............................. 37
2.16. DESCRIPCIÓN DE RESERVAS ................................................. 38
2.16.1. RESERVAS DE PETRÓLEO ................................................... 38
2.16.2. RESERVAS PROBADAS ......................................................... 38
2.16.3. RESERVAS REMANENTES .................................................... 38
2.16.4. RESERVAS PROBABLES ....................................................... 39
2.16.5. RESERVAS POSIBLES ........................................................... 39
2.17. PRODUCCIÓN DEL CAMPO EDÉN YUTURI ............................. 40
2.17.1. PRODUCCIONES INICIALES .................................................. 41
2.18. HISTORIAL DE PRODUCCIÓN DE LA ARENA M-2 .................. 43
2.19. PROYECCIONES DE PRODUCCIÓN ........................................ 44
2.20. ANALISIS PVT ............................................................................ 45
2.21. DESCRIPCIÓN Y FUNDAMENTOS DEL SISTEMA Y CAÑONEO
46
2.22. FUNDAMENTO TEÓRICO .......................................................... 49
2.22.1. EXPLOSIVOS. ......................................................................... 49
2.22.2. TIPOS ...................................................................................... 49
2.22.3. CARACTERÍSTICAS. ............................................................... 51
2.22.3.1. Sensibilidad ....................................................................... 51
2.22.3.2. Estabilidad ......................................................................... 51
2.23. SELECCIÓN DE EXPLOSIVOS .................................................. 52
2.24. CAÑONES ................................................................................... 53
2.24.1. COMPONENTES DE UN CAÑON ........................................... 54
2.24.1.1. Contenedor ........................................................................ 54
x
2.24.1.2. Detonador .......................................................................... 54
2.24.1.3. Detonadores Eléctricos ...................................................... 55
2.24.1.4. Detonadores de Percusión ................................................ 55
2.25. CORDÓN DETONANTE.............................................................. 56
2.26. CARGAS MOLDEADAS .............................................................. 57
2.27. TIPOS DE CAÑONES ................................................................. 59
2.28. CLASIFICACIÓN DE LOS CAÑONES SEGÚN SU
PORTACARGAS ...................................................................................... 59
2.28.1. CAÑONES RECUPERABLES.................................................. 60
2.28.2. CAÑONES DESECHABLES .................................................... 60
2.28.3. CAÑONES SEMIDESECHABLES ........................................... 60
2.29. CLASIFICACIÓN DE LOS CAÑONES POR SU TAMAÑO ......... 61
2.29.1. CASING GUN........................................................................... 62
2.29.1.1. Tipos de Casing Gun ......................................................... 63
2.29.1.2. Ventajas del sistema CASING GUN .................................. 64
2.29.2. Desventajas del sistema CASING GUN ................................... 64
2.30. THROUGH TUBING GUN ........................................................... 65
2.30.1. VENTAJAS DEL SISTEMA THROUGH TUBING GUN ............ 66
2.30.2. DESVENTAJAS DEL SISTEMA THROUGH TUBING GUN .... 67
2.31. CARGAS CONFIGURADAS ........................................................ 67
2.31.1. TIPOS DE CARGAS ................................................................ 67
2.31.1.1. Tipo Jet .............................................................................. 67
2.31.1.2. Millenium............................................................................ 70
2.31.1.3. Ventajas ............................................................................. 70
2.31.2. MAXFORCE ............................................................................. 71
2.32. TIPOS DE CARGAS CONFIGURADAS ...................................... 72
xi
2.32.1. CARGAS DE ALTA PENETRACIÓN DP (Deep Penetration) .. 72
2.32.2. CARGAS DE HUECO GRANDE, BH (Big Hole) ...................... 74
2.33. COMPONENTES DE UNA CARGA ............................................ 76
2.33.1. CASCO .................................................................................... 77
2.33.2. LINER ....................................................................................... 77
2.33.3. PRIMER ................................................................................... 77
2.33.4. EXPLOSIVO PRINCIPAL ......................................................... 78
2.33.5. CORDÓN DETONANTE .......................................................... 78
2.34. PROCESO DE CAÑONEO.......................................................... 78
2.35. DETONACIÓN DE LAS CARGAS MOLDEADAS ....................... 80
2.36. FACTORES QUE AFECTAN LA EFICIENCIA DE CAÑONEO ... 81
2.37. FACTORES CLAVES QUE AFECTAN LA PRODUCTIVIDAD DEL
POZO .................................................................................................... 83
2.37.1. FACTORES GEOMÉTRICOS DE DISPARO ........................... 83
2.37.2. FASE DE DISPARO O ÁNGULO DE DISPARO ...................... 84
2.37.3. PENETRACIÓN Y DENSIDAD DE DISPARO ......................... 85
2.37.4. SEPARACIÓN (CLEARANCE)................................................. 86
2.38. JERARQUÍA DE LOS FACTORES GEOMÉTRICOS EN EL
DISEÑO DE UN CAÑONEO ..................................................................... 87
2.39. PRESIÓN DIFERENCIAL AL MOMENTO DEL DISPARO .......... 88
2.39.1. OPERACIÓN SOBRE-BALANCE ............................................ 88
2.39.2. OPERACIÓN BAJO BALANCE ................................................ 90
2.40. CONSIDERACIONES PARA REALIZAR EL CÁLCULO DE
CONDICIÓN DE DISPARO ...................................................................... 91
2.41. DETERMINACIÓN DE LA PRESIÓN A CONDICIONES DE BAJO
BALANCE (ΔP) ......................................................................................... 91
2.42. DAÑO A LA FORMACIÓN DEBIDO AL CAÑONEO ................... 94
xii
2.42.1. DAÑO GENERADO POR EL DISPARO .................................. 95
2.42.2. DAÑO CAUSADO POR EL FLUIDO DE COMPLETACIÓN .... 97
2.42.3. DAÑO GENERADO POR EL LODO DE PERFORACIÓN ....... 97
2.43. DESCRIPCIÓN DE LAS TÉCNICAS DE CAÑONEO .................. 98
2.44. TÉCNICAS DE CAÑONEO ......................................................... 98
2.44.1. SISTEMA DE CAÑONEO CON CABLE O WIRELINE (WL) .... 99
2.44.1.1. Ventajas del sistema de cañoneo con cable eléctrico ..... 100
2.44.1.2. Desventajas del sistema de cañoneo con cable eléctrico 101
2.44.2. CAÑONEO CON TCP (Tubing Conveyed Perforating) .......... 101
2.44.2.1. Ventajas del sistema de cañoneo TCP ............................ 103
2.44.2.2. Desventajas del sistema de cañoneo con TPC ............... 104
2.44.3. SISTEMAS DE CAÑONEO CON COILED TUBING O TUBERÍA
FLEXIBLE ............................................................................................ 105
2.44.3.1. Ventajas de cañoneo con Coiled Tubing o tubería flexible ....
......................................................................................... 107
2.44.3.2. Desventajas de cañoneo por Coiled Tubing o tubería flexible
......................................................................................... 107
2.44.4. SISTEMA DE CAÑONEO CON SLICKLINE .......................... 107
2.44.5. SISTEMAS DE CAÑONEO PURE (Perforating for Ultimate
Reservoir Explotation) ......................................................................... 108
2.44.5.1. Ventajas del sistema PURE ............................................. 109
2.44.5.2. Desventajas del sistema PURE ....................................... 110
2.44.6. SISTEMA DE CAÑONEO TIPO ANCLA O MAX-R ................ 110
2.44.6.1. Ventajas del sistema de cañoneo tipo Ancla O MAX-R ... 111
2.44.6.2. Desventajas del sistema de cañoneo tipo Ancla O MAX-R ...
......................................................................................... 112
2.45. TIPOS DE COMPLETACIÓN .................................................... 112
xiii
2.45.1. COMPLETACIÓN NATURAL ................................................. 113
2.45.2. CONTROL DE ARENA .......................................................... 113
2.45.3. ESTIMULACIÓN .................................................................... 114
3. METODOLOGÍA .................................................................................. 116
3.1. CAÑONEO PERF STIM ................................................................ 116
3.2. INTRODUCCIÓN .......................................................................... 116
3.3. DESCRIPCIÓN DE LA TÉCNICA ................................................. 117
3.4. CARACTERÍSTICAS DE LA TÉCNICA PERF STIM .................... 119
3.5. VENTAJAS ................................................................................... 120
3.6. DESVENTAJAS ............................................................................ 120
3.7. OPERACIÓN. ............................................................................... 121
3.8. RIESGOS OPERACIONALES. ..................................................... 123
3.9. ASPECTOS GENERALES DE SEGURIDAD Y AMBIENTE ......... 123
3.10. REQUERIMIENTOS DEL POZO ............................................... 124
3.10.1. INFORMACIÓN PETROFÍSICA ............................................. 125
3.10.2. DATOS DE ENTRADA-CTP PARA NUEVA SIMULACIÓN ... 129
3.11. PROCEDIMIENTOS A TOMAR EN CUENTA ANTES DE LA
EJECUCIÓN DEL TRABAJO. ................................................................ 131
3.12. PROCEDIMIENTO PERF STIM 𝐓𝐌 .......................................... 131
3.13. ¿CÓMO SE HACE? .................................................................. 133
3.14. PRINCIPALES COMPONENTES DEL EQUIPO PERF STIM ... 135
3.14.1. TUBING .................................................................................. 135
3.14.2. VÁLVULA DE PRUEBA DE PRESIÓN TST (Tubing String
Tester) ............................................................................................... 136
3.14.2.1. La válvula de TST consiste en: ........................................ 136
3.14.2.2. Características y beneficios ............................................. 137
xiv
3.14.2.3. Secuencia operativa. ....................................................... 137
3.14.3. VÁLVULA DE CIRCULACIÓN (RTTS) ................................... 138
3.14.4. VÁLVULA DE CIRCULACIÓN OMNI ..................................... 139
3.14.4.1. Características y beneficios ............................................. 140
3.14.4.2. Principales secciones y posiciones operativas ................ 140
3.14.5. CHAMP IV PACKER .............................................................. 141
3.14.6. CHAMP IV NR PACKER ........................................................ 142
3.15. PROCEDIMIENTO OPERATIVO PERF STIM .......................... 142
3.15.1.1. Contingencias: ................................................................. 143
3.15.2. FLUIDO A UTILIZAR EN EL PROGRAMA DE CAÑONEO EN
LOS POZOS EDY-A43 y EDY-D89. .................................................... 145
3.15.2.1. Hot Rock Acid (HRA). Información Técnica ..................... 145
3.15.2.2. Aplicaciones y Ventajas (HRA) ........................................ 145
3.16. PROGRAMA PARA EL POZO EDY-A43................................... 147
3.16.1. HISTORIAL DEL POZO ......................................................... 147
3.16.2. INFORMACIÓN DE LOS PARÁMETROS DE LA FORMACIÓN
PARA EL POZO EDY-A43 .................................................................. 147
3.16.3. ESTADO ACTUAL DEL POZO .............................................. 148
3.16.4. PRUEBAS DE NÚCLEO M2- EDÉN YUTURI EDY-A43 ........ 149
3.16.5. INFORMACIÓN PETROFÍSICA EDY-A43 ............................. 150
3.16.6. DISEÑO DEL POZO EDY-A43............................................... 151
3.17. PROCESO PERF STIM PARA EL POZO EDY-A43 ................. 153
3.18. PROCEDIMIENTO OPERATIVO PARA EL POZO EDY-A43 ... 153
3.19. PROGRAMA PARA EL POZO EDY-D89 .................................. 161
3.19.1. HISTORIAL DEL POZO ......................................................... 161
3.19.2. INFORMACIÓN DE LOS PARÁMETROS DE LA FORMACIÓN
M2 PARA EL POZO EDY-D89 ............................................................ 161
xv
3.19.3. ESTADO ACTUAL DEL POZO EDY-D89 .............................. 162
3.19.4. PRUEBAS DE NÚCLEO M2- EDÉN YUTURI EDY-D89 ........ 163
3.19.5. INFORMACIÓN PETROFÍSICA EDY-D89 ............................. 164
3.19.6. DISEÑO DEL POZO EDY-D89 .............................................. 165
3.20. PROCESO PERF STIM PARA EL POZO EDY-D89 ................. 166
3.21. PROCEDIMIENTO OPERATIVO PARA EL POZO EDY-D89 ... 166
4. ANÁLISIS DE RESULTADOS ............................................................. 174
4.1. ANÁLISIS TÉCNICO..................................................................... 174
4.2. POZOS SELECCIONADOS ......................................................... 174
4.2.1. POZO EDY-A43 ..................................................................... 175
4.2.2. RESUMEN PERFPRO ........................................................... 175
4.3. PRUEBA PARA EL POZO EDY-A43 ............................................ 176
4.3.1. RESULTADOS ....................................................................... 176
4.4. REPORTE DE PRODUCTIVIDAD EDY-A43 ................................ 177
4.5. ANÁLISIS DE RESULTADOS EDY-A43 ....................................... 178
4.5.1. ANÁLISIS DE LA SIMULACIÓN PERF STIM, PARA LOS DOS
INTERVALOS EDY-A43 ...................................................................... 180
4.5.2. SEGUNDO INTERVALO EDY-A43 ........................................ 181
4.6. ANÁLISIS DE LAS TÉCNICAS EMPLEADAS EN LA PRODUCCIÓN
PARA EL POZO EDY-A43 ..................................................................... 182
4.7. POZO EDY-89 .............................................................................. 183
4.7.1. RESULTADOS ....................................................................... 183
4.8. REPORTE DE PRODUCTIVIDAD EDY-D89 ................................ 184
4.9. ANÁLISIS DE RESULTADOS EDY-D89 ...................................... 185
4.9.1. ANÁLISIS DE LA SIMULACIÓN PERF STIM PARA LOS
INTERVALOS EDY-D89 ...................................................................... 186
4.9.2. RESULTADO SEGUNDO INTERVALO EDY-D89 ................. 187
xvi
4.10. ANÁLISIS DE LAS TÉCNICAS EMPLEADAS EN LA
PRODUCCIÓN PARA EL POZO EDY-D89 ............................................ 188
4.11. ANÁLISIS ECONÓMICO ........................................................... 189
4.11.1. DEFINICIONES DE INTERÉS ............................................... 189
4.11.1.1. Inversión .......................................................................... 189
4.11.1.2. Vida útil ............................................................................ 190
4.11.1.3. Tasa mínima requerida .................................................... 190
4.11.1.4. Flujo neto de caja (FNC) .................................................. 190
4.11.1.5. Valor actual neto (VAN) ................................................... 191
4.11.1.6. Tasa interna de retorno (TIR) .......................................... 192
4.11.1.7. Relación costo/beneficio .................................................. 193
4.11.1.8. Tasa de declinación de producción ................................. 194
4.12. PARÁMETROS IMPORTANTES PARA REALIZAR EL ANÁLISIS
ECONÓMICO. ........................................................................................ 195
4.12.1. COSTOS ESTIMADOS PARA LA OPERACIÓN DE CAÑONEO.
............................................................................................... 195
4.12.2. INGRESOS ESTIMADOS ...................................................... 196
4.12.3. CONSIDERACIONES ............................................................ 198
4.12.4. COSTOS DE OPERACIÓN .................................................... 198
4.12.5. DATOS PARA LAS ESTIMACIONES .................................... 199
4.13. ANÁLISIS DE ESCENARIOS .................................................... 200
5. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES ....................................... 202
5.1. CONCLUSIONES ......................................................................... 202
5.2. RECOMENDACIONES ................................................................. 205
6. BIBLIOGRAFÍA ................................................................................... 211
7. ANEXOS .............................................................................................. 214
xvii
ÍNDICE DE TABLAS
PÁGINA
Tabla 1. Clasificación de Crudos Grados API.............................................. 32
Tabla 2. Características del Fluido Producido. ............................................ 33
Tabla 3. Valores de Saturación del Campo Edén Yuturi. ............................ 34
Tabla 4. Características Petrofísicas. Edén Yuturi. ..................................... 36
Tabla 5. Acumulado de las Arenas Productoras de los Fluidos en Campo
Edén Yuturi hasta junio 2014. ...................................................................... 39
Tabla 6. Reservas del Campo Edén Yuturi. ................................................ 40
Tabla 7. Reservas de la Arena M-2 Campo Edén Yuturi. ............................ 40
Tabla 8. Parámetros PVT del Campo Edén Yuturi. ..................................... 46
Tabla 9. Propiedades de los Explosivos Altos ............................................. 50
Tabla 10. Tipos Y Propiedades de los Explosivos. ...................................... 50
Tabla 11. Importancia de los Factores Geométricos de Acuerdo a la
Completación del Pozo. ............................................................................... 87
Tabla 12. Jerarquía Factores Geométricos de Acuerdo al Tipo de Formación
..................................................................................................................... 87
Tabla 13. Rango de Permeabilidad de los Fluidos del Pozo ....................... 94
Tabla 14. Riesgos Operacionales Perf Stim .............................................. 123
Tabla 15. Características de la Tubería a Escoger .................................... 136
Tabla 16. Capacidad de Disolución de Varias Mezclas Acidas. ................ 145
Tabla 17. Información, Sobre la Formación en el Pozo EDY-A43 ............. 147
Tabla 18. Tope Y Profundidad del Pozo EDY-A43 .................................... 148
Tabla 19. Valores Sobre la Composición de la Roca EDY-A43 ................ 149
Tabla 20. Valores de la Gradientes de presión de la formación de interés 150
Tabla 21. Survey del Pozo EDY-A43 ......................................................... 151
Tabla 22. Datos Geomecánicos del Laboratorio Core Edén Yuturi, .......... 152
Tabla 23. Módulo de Young, Resistencia a la Comprensión Traxial ......... 152
Tabla 24. Información Sobre la Formación en el Pozo EDY-D89 .............. 161
Tabla 25. Tope y Profundidad del Pozo EDY-D89 .................................... 162
Tabla 26. Valores Sobre la Composición de la Roca EDY-D89 ................ 163
xviii
Tabla 27. Survey del Pozo EDY-D89 ........................................................ 165
Tabla 28. Data General Para la Simulación EDY-43 ................................. 176
Tabla 29. Información de las Cargas, EDY-A43 ........................................ 176
Tabla 30. Resultado con las Cargas Simuladas EDY-A43 ........................ 177
Tabla 31. Resultados del Pozo EDY-A43 .................................................. 178
Tabla 32. Resultado del Daño y la Producción EDY-A43 .......................... 182
Tabla 33. Data General Para la Simulación EDY-D89 .............................. 183
Tabla 34. Información de las Cargas, EDY-D89 ........................................ 183
Tabla 35 Resultado con las Cargas Simuladas EDY-D89 ......................... 183
Tabla 36. Resultado General EDY-D89 ..................................................... 185
Tabla 37. Daño vs Productividad EDY-D89 ............................................... 188
Tabla 38. Costos Estimados de la Operación de Cañoneo ....................... 195
Tabla 39. Precio del Barril de Petróleo Actual, Agosto 2014 ..................... 196
Tabla 40. Costo de la Operación de Cañoneo por Pie EDY-A43 .............. 197
Tabla 41. Costo de la Operación de Cañoneo por Pie EDY-D89 .............. 197
Tabla 42 Resultados (VAN, TIR, C/B) ....................................................... 200
xix
ÍNDICE DE FIGURAS
PÁGINA
Figura 1. Estratigrafía Secuencial Del Cretácico, Cuenca Oriente Del
Ecuador: ........................................................................................................ 8
Figura 2. Columna Estratigráfica Generalizada del Ecuador ........................ 9
Figura 3. Ubicación Geográfica Del Campo Edén Yuturi ............................ 11
Figura 4. Campos del Bloque 12 ................................................................. 13
Figura 5. Columna Estratigráfica Del Campo Edén Yuturi .......................... 16
Figura 6. Subdivisión Estratigráfica del Intervalo M2 en el Campo Edén
Yuturi. Basado en el Análisis Secuencial del Pozo EDY-C5. ....................... 26
Figura 7. Columna Estratigráfica del Intervalo arenisca M2 en el Pozo EYC-
005. La subdivisión Estratigráfica Para la Arenisca M2, Basada en los Ciclos
Reconocidos en Núcleos de Perforación. Nótese que la Distribución de los
Reservorios Es Consistente con la Subdivisión Propuesta. ......................... 27
Figura 8.Litofacies de la arenisca M2, pozo EDYC-005. A) Arenisca
glauconítica de grano medio, con estratificación cruzada, facies de shoreface
superior, 7243 pies. B) Intercalaciones de arenisca con riples simétricos
(olas) y lutitas negras, facies de shoreface inferior, 7238 pies. C) Areniscas
de shoreface superior saturadas de petróleo, bioturbación de tipo ophiomorfa
(7218 pies). .................................................................................................. 28
Figura 9. (A) Mapa de Facies de la Arenisca M2a, Campo Edén Yuturi. .... 29
Figura 10. (B) Mapa de Facies de la Arenisca M2b, Campo Edén Yuturi ... 29
Figura 11. (C) Mapa de Facies Arenisca M2c, Campo Edén Yuturi ............ 30
Figura 12. (D) Mapa De Facies de la Arenisca M2d, Campo Edén Yuturi .. 30
Figura 13. Historial de Producción de Petróleo Campo Edén Yuturi. .......... 41
Figura 14. Historial de Producción de Agua Campo Edén Yuturi. ............... 41
Figura 15. Historial de Producción de Gas Campo Edén Yuturi. ................. 42
Figura 16. Historial de Corte de Agua Campo Edén Yuturi. ........................ 42
Figura 17. Historial de Produccion de Petroleo del Yacimiento M2, Campo
Edèn Yuturi. ................................................................................................. 43
xx
Figura 18. Historial de Producción de Agua Yacimiento M2, Campo Edén
Yuturi ........................................................................................................... 43
Figura 19. Historial de Producción de Gas del Yacimiento M2, Campo Edén
Yuturi. .......................................................................................................... 44
Figura 20. Forecast Campo Edén Yuturi. .................................................... 44
Figura 21. Forecast del Yacimiento M2, Campo Edén Yuturi. .................... 45
Figura 22. Selección de Explosivos. ........................................................... 52
Figura 23. Partes de un Cañón. .................................................................. 54
Figura 24. Detonador Eléctrico .................................................................... 55
Figura 25. Detonador de Percusión ............................................................ 56
Figura 26. Esquema Cordón Detonante Con Cubierta De Nylon ................ 57
Figura 27. Elementos de una Carga Moldeada ........................................... 58
Figura 28. Clasificación de los Cañones Según su Portacargas. ................ 61
Figura 29. Tipos de Cañones Casing Gun .................................................. 63
Figura 30. Tipos de Cañones THROUGH TUBING GUN ........................... 66
Figura 31. Efecto de Cavidad ...................................................................... 68
Figura 32. Proceso de Cañoneo con Cargas Jet Utilizando Liner Solido de
Metal. ........................................................................................................... 69
Figura 33. Secuencia de Penetración de las Cargas .................................. 71
Figura 34. Liner de Cargas Moldeadas DP ................................................. 72
Figura 35. Proceso de Detonación con Carga de Alta Penetración. ........... 73
Figura 36. Colapsamiento del Jet en Cargas Moldeadas DP. ..................... 74
Figura 37. Liner de Carga Moldeada BH ..................................................... 75
Figura 38. Proceso de Detonación con Carga BH. ..................................... 76
Figura 39. Partes de una Carga .................................................................. 76
Figura 40. Esquema del Proceso de Cañoneo ........................................... 79
Figura 41. Detonación Secuencial de Una Carga Moldeada ...................... 80
Figura 42. Factores Geométricos del Sistema de Disparo .......................... 84
Figura 43. Arreglos de Ángulo Fase ............................................................ 85
Figura 44. Esquema de Penetración y Densidad de Una Perforación ........ 86
Figura 45. Cañon Centralizado y Descentralizado. ..................................... 86
Figura 46. Esquema de Cañoneo Sobre-Balance ....................................... 89
xxi
Figura 47. Esquema de Cañoneo Bajo Balance ......................................... 90
Figura 48. Zona Compactada Generada Luego del Cañoneo .................... 95
Figura 49. Daño Producido por Disparo a la Formación ............................. 96
Figura 50. Esquema de Cañoneo con Wireline ......................................... 100
Figura 51. Sarta De Cañoneo TCP ........................................................... 103
Figura 52. Unidad de Tubería Flexible ...................................................... 105
Figura 53. Operación de Cañoneo en Condición de Bajo Balance Dinámico.
................................................................................................................... 108
Figura 54. Esquema de Cañoneo Max-R .................................................. 110
Figura 55. Funcionamiento del Sistema Max-R ........................................ 111
Figura 56. Alineación de los Disparos con Preferencia al Plano de Esfuerzo
................................................................................................................... 113
Figura 57. Completación Natural y Completación con Gravel Packed ...... 114
Figura 58. Disparo Mal Orientado y Orientado .......................................... 115
Figura 59. Condición de Sobre Balance Generado por la Técnica. .......... 118
Figura 60. Diagrama Simplificado de la Técnica Perf Stim ....................... 119
Figura 61. Ensamblaje de Perf Stim .......................................................... 122
Figura 62. Información General del Pozo y el Cemento ............................ 125
Figura 63. Información Petrofísica del Pozo a Simular ............................. 126
Figura 64. Esquema del Pozo a Simular ................................................... 127
Figura 65. Resultado de las Condiciones de la Roca ................................ 127
Figura 66. Gráfico Para Determinar la Consolidación de la Roca ............. 129
Figura 67. Datos Necesarios Para Realizar la Simulación ........................ 130
Figura 68. Esquema Sobre la Configuración Básica del Perf Stim ........... 132
Figura 69. Esquema, Microfracturas Del Proceso Perf Stim ..................... 132
Figura 70. Funcionamiento del Fluido ....................................................... 134
Figura 71. Esquema de los Equipos de Ensamblaje ................................. 135
Figura 72. Válvula TST ............................................................................. 137
Figura 73. Válvula RTTS ........................................................................... 138
Figura 74. Parte Integral del Packer RTTS. .............................................. 139
Figura 75. Válvula de circulación OVNI ..................................................... 140
Figura 76. Esquema del Funcionamiento de la Válvula OVNI .................. 141
xxii
Figura 77. Posiciones Operativas Champ IV Packer ................................ 142
Figura 78. Curva de Estabilidad de Minerales........................................... 146
Figura 79. Master Log-EDY-A43 del Cemento .......................................... 148
Figura 80. Resultado Petrofísico del Intervalo de Interés EDY-A43 .......... 150
Figura 81. Diseño Actual del Pozo EDY-A43 ............................................ 151
Figura 82. Resultados de los Valores del Core ......................................... 152
Figura 83 Ubicación de la Cámara de Surgencia EDY-A43 ...................... 154
Figura 84. Master Log-EDY-D89 del Cemento.......................................... 162
Figura 85. Resultado Petrofísico del Intervalo de Interés EDY-D89 .......... 164
Figura 86. Diseño Actual del Pozo EDY-D89 ............................................ 165
Figura 87 Ubicación de la Cámara de Surgencia EDY-D89 ...................... 167
Figura 88. Curva IPR vs Caudal EDY-A43 ................................................ 177
Figura 89. Gráfico IP vs Daño Vs Cañón EDY-A43 .................................. 178
Figura 90. Resultado de la Simulación Primer Intervalo Pozo EDY-A43 .. 180
Figura 91. Datos de la Simulación Primer Intervalo Pozo EDY-A43 ......... 181
Figura 92. Presión vs Caudal EDY-D89 .................................................... 184
Figura 93. Índice de Productividad vs Skin vs Daño EDY-D89 ................. 184
Figura 94. Datos de la Simulación Primer Intervalo EDY-D89 .................. 186
Figura 95. Resultado de la Simulación Segundo Intervalo EDY-D89 ........ 187
xxiii
ÍNDICE DE ECUACIONES
PÁGINA
Ecuación [1]. Cálculo del API 31
Ecuación [2]. Saturación de medio poroso 33
Ecuación [3]. Cálculo de porosidad 34
Ecuación [4]. Cálculo del POES 37
Ecuación [5]. Índice de productividad 81
Ecuación [6]. Relación de productividad 81
Ecuación [7]. Eficie Índice ncia de flujo 82
Ecuación [8]. Presión máxima (arena consolidada) 91
Ecuación [9]. Presión mínima (arena consolida) 92
Ecuación [10]. Promedio de Presión (arena consilidada) 92
Ecuación [11]. Presión máxima (arena no consolidada) 92
Ecuación [12]. Tiempo de transito 93
Ecuación [13]. Presión mínima (arena no consolidada) 93
Ecuación [14]. Presión promedio (arena no consolidada) 93
Ecuación [15]. Módulo de Young 128
Ecuación [16]. Coeficiente de Poisson 128
Ecuación [17]. Flujo neto de caja 191
Ecuación [18]. Valor actual neto 191
Ecuación [19]. Cálculo del TIR 192
Ecuación [20]. Relación Costo Beneficio 193
Ecuación [21]. Tasa de declinación de la producción 194
xxiv
ÍNDICE DE ANEXOS
PÁGINA
Anexo 1. Resultado sobre el Análisis del Core del Campo Edén Yuturi, pozo
EDY-G17 ................................................................................................... 214
Anexo 2. Sarta Preliminar Pozo EDY-A43 ................................................ 215
Anexo 3. Sarta Preliminar Pozo EDY-D89 ................................................ 216
Anexo 4. Calculo Económico Técnica TCP ............................................... 217
Anexo 5. Calculo Económico técnica Perf Stim ........................................ 219
xxv
RESUMEN
La industria petrolera ha desarrollado varias técnicas de cañoneo, con el fin
de lograr una comunicación óptima entre la formación y el pozo, tomando en
cuenta básicamente las penetraciones alcanzadas, la productividad y el daño
total generado.
El objetivo del presente proyecto de titulación es seleccionar la mejor
alternativa de cañoneo en el campo Edén Yuturi, específicamente en el
Yacimiento M2, mediante una comparación técnica y económica.
Se describe algunas de las técnicas de cañoneo mayormente utilizados como
el sistema convencional TCP, por cable (Wireline), cañoneo con Coiled Tubing
o tubería flexible, sistema de cañoneo PURE, Sistema de cañoneo tipo Anclar.
Se realiza una descripción general de la técnica Perf Stim, se menciona las
partes principales del sistema, como sus características, aplicaciones,
ventajas y desventajas, también se describe el procedimiento operativo de
cómo se arma la sarta de cañoneo, tomando en cuenta riesgos operacionales,
aspectos generales de seguridad y ambiente y contingencias antes de
ejecutar el trabajo de punzonamiento.
Se recopilo toda la información necesaria de cada pozo sujeto al análisis, las
cual comprende historiales de trabajo de reacondicionamiento, pruebas de
restauración de presión, datos de producción y características generales,
generando una base de datos requeridos para el análisis.
Se analizara mediante simulación, si el sistema de cañoneo Perf Stim es
aplicable o no dentro del campo y la arena, específicamente en los pozos de
estudio. Para lo cual se necesitó la ayuda de los diferentes softwares de
cañoneo que usa la compañía Halliburton.
Se realiza comparaciones de las técnicas de cañoneo, tomando en
consideración factores que determinan la eficiencia del cañoneo como es el
daño a la formación, y la tasa de producción.
xxvi
Para el análisis económico se realiza con un ejemplo hipotético de costos que
cada uno de los sistemas de cañoneo en estudio pudiera tener. Se considera
costos de servicios, y costo de la operación, relacionarlo con la productividad
y el costo del barril de petróleo en tres escenarios, precio actual, pesimista y
optimista.
Finalmente se desarrolla las conclusiones y recomendaciones de las técnicas
utilizadas y la nueva técnica descrita para su posible aplicación en la arena
M2, con la finalidad de escoger la técnica de cañoneo eficiente que permita
obtener mayor rentabilidad.
xxvii
ABSTRACT
The oil industry has developed various techniques of cañoneo, whit the
objective of obtain an optimal communication between formation and well,
taking into account basically achieved penetrations, productivity and
generated total skin.
The objective of the present project of titulation is to select the best alternative
of cañoneo in camp Eden-Yuturi, specifically in the M2 reservoir, through a
technical and economic comparison.
Describes some of the techniques of cañoneo widely used as the conventional
system TCP, cable (Wireline), cañoneo with Coiled Tubing or flexible pipe,
cañoneo PURE system, and cañoneo system Anclar type.
Is performed an general description of the Perf Stim technique, mentioned the
main system parts, as their characteristics, applications, advantages and
disadvantages, also described the operative procedure of how the string of
cañoneo, taking into account operational risks, general aspects of safety and
environment, and contingencies before to realize the work of cañoneo.
I will collect all the necessary information from each subject to analysis well,
which includes records of work of overhauling, restoration of pressure,
production data and general characteristics tests, generating a data base
required for analysis.
It will be analyzed through simulation, if the cañoneo system Perf Stim is
applicable or not within the field and the reservoir, specifically in the wells of
study. For which required the help of different software of cañoneo that uses
the Halliburton Company.
Comparisons of cañoneo techniques, taking into account factors that
determine the efficiency of the cañoneo, consideration factors that determine
the efficiency of the cannonade as it is the damage to the formation, and the
rate of production.
xxviii
For the economic analysis is done with a hypothetical example of costs that
each one of the systems of cañoneo in study might have. It is considered costs
of services, and cost of operation and this relate to productivity and the cost of
a barrel of oil in three scenarios, optimistic, pessimistic, and current price.
Finally develops conclusions and recommendations according to results and
the new technique described for their possible application in the sand M2, in
order to choose the technique of efficient cañoneo that allow to obtain greater
profitability.
1
1. INTRODUCCIÓN
El presente trabajo es un Análisis Técnico-Económico del uso de la técnica
Perf Stim para estimulación en pozos que poseen principalmente propiedades
petrofísicas bajas como es la permeabilidad, porosidad, y la conexión
existente entre poros del pozo.
Una vez que se ha completado el pozo, es decir se ha perforado, entubado y
cementado, se necesita establecer una comunicación entre el pozo y la
formación, para esto se realizara una operación de cañoneo o disparos los
cuales tienen la finalidad de atravesar el Casing, el cemento y la formación a
fin de permitir al fluido confinado en el reservorio fluir hacia el pozo y
consecuentemente hacia la superficie.
Es una actividad fundamental para el mantenimiento o incremento de la
producción del petróleo y gas, además puede favorecer en la recuperación de
las reservas. Existe una amplia gama de literatura técnica de los diferentes
tipos de tratamientos que pueden ejecutarse en un yacimiento de acuerdo con
sus características. El avance tecnológico a través de simuladores y equipo
de laboratorio nos permite detectar pozos candidatos a estimular, diagnosticar
su daño y proponer los diseños más adecuados en forma rápida y con mayor
efectividad, de tal manera poder seleccionar las cargas y sistemas de disparos
óptimos.
La correcta selección del sistema de disparos es de mucha importancia ya
que de esto dependerá la productividad del pozo y la disminución de
intervenciones adicionales. Por tal motivo los punzonamientos de pozos de
petróleo o gas, deben diseñarse de modo que se minimice las futuras
reparaciones y se alargue al máximo la vida útil del pozo.
La optimización de la producción demanda diseños cuidadosos, para obtener
disparos conductores limpios. Un diseño óptimo se refiere a la elección del
mejor y más eficiente sistema de disparos, cargas, cañones, fase, diámetro
de los orificios, densidad de disparo, y asimismo la determinación del sistema
2
de Completación y Producción que asegure una buena relación de
productividad, aun después de que un porcentaje de los punzonamientos se
taponen a medida que produce el pozo.
El objetivo principal que orientó a plantear un Análisis Técnico-Económico del
uso de la técnica Perf Stim en el campo Edén Yuturi, específicamente en la
Arena M2, es con el fin de considerar la aplicación del sistema de cañoneo y
determinar si esta técnica es rentable técnicamente y económicamente, ya
que la Arena en estudio no posee propiedades petrofísicas tan favorables, y
esta técnica dado sus mejores resultados en este tipo de formaciones,
también considerar el sistema de cañoneo Perf Stim para futuros trabajos en
la empresa como en otros campo.
Este estudio utilizara resultados anteriores de otras técnicas implementadas
en pozos similares con los mismos parámetros, con el propósito de encontrar
diferencias de efectividad entre cada una de ellas y nos permita el análisis
para implementar esta técnica.
Para este estudio se ha seleccionado dos pozos que son EDY-D89 y EDY-
A43 del campo en mención que muestran ser candidatos para la aplicación
de esta técnica, realizando el análisis de penetración, razón de productividad
y daño de formación, para lo cual se utilizara software y técnicas adecuadas.
En el estudio se presentara los procedimientos seguidos, cálculos,
conclusiones y recomendaciones con un carácter de ingeniería de la forma
más clara posible, para que sirva como un documento de consulta y
conocimiento para próximos proyectos, que pueda ser utilizado por cualquier
persona que quiera entender sobre Operaciones de Cañoneo de Pozos.
El estudio va contribuir en seleccionar la técnica de cañoneo óptima en el
Yacimiento M2 del campo Edén Yuturi, con el fin de incrementar la producción
de petróleo y disminuir el daño que otras técnicas pueden ocasionar y
conseguir los mejores beneficios técnicos económicos posibles de modo que
se beneficie la empresa.
3
1.1. PROBLEMA
En lo referente a la estimulación de pozos. En la industria del petróleo desde
el inicio hasta la actualidad, las operaciones de cañoneo constituyen una
actividad primordial, para establecer la conectividad entre los reservorios y
pozos, que poseen tubería de revestimiento o Casing.
El Bloque 12 inicia sus operaciones de producción en 1993 a cargo de la
empresa Occidental, ahora operado por PETROAMAZONAS EP, donde su
producción se basaba principalmente en yacimientos con buenas propiedades
petrofísicas, con el pasar del tiempo estos yacimientos se han ido declinando
su potencial productivo, lo cual se han visto en la necesidad de producir de
todas la arenas posibles, con el fin de mantener e incrementar su producción.
En el campo Edén Yuturi se implementan distintas técnicas de cañoneo en
todos los yacimientos productivos, la arena M2 es uno de ellos, a pesar de no
tener propiedades petrofísicas muy favorables esta condición de yacimiento
ha hecho que las empresas entre ellas Halliburton muestren interés en
implementar algún sistema de cañoneo específicamente para este tipo de
formación.
PERF STIM, una técnica propiedad de Halliburton, de acuerdo a resultados
obtenidos en pozos con similares características petrofísicas ha demostrado
ser eficiente y rentable, estos resultados han creado el interés de analizar los
pozos en estudio, en la profundidad de la Arena M2 del campo Edén Yuturi,
con los datos existentes, con el fin de determinar su posible aplicación.
Esta técnica tiene como objetivo mejorar la eficiencia en el cañoneo en pozos
con bajas propiedades petrofísicas al lograr disparos limpios y de alcance
mayor a otras técnicas y por consiguiente obtener una optimización en la
producción o inyección, de tal modo minimizando el daño y se alargue la vida
útil del pozo ya que se baja una sola vez todo el conjunto de cañoneo.
4
1.2. JUSTIFICACIÓN
El presente trabajo es un Análisis Técnico-Económico del uso de la técnica
PERF STIM en el campo Edén Yuturi operado por PETROAMAZONAS EP;
para dar a conocer sus fundamentos y aplicaciones así como también el
análisis de ventajas y desventajas de la técnica en la Arena M-2.
La mayoría de pozos necesitan una estimulación adicional para mejorar el
flujo de fluidos principalmente donde la conectividad es muy pobre o donde
las condiciones petrofísicas no son las más optimas y al tener un pozo
perforado se necesita aprovechar el mayor radio de drenaje hacia el pozo por
lo que se utilizan varias técnicas para este trabajo.
La necesidad de producción de todas las arenas posibles ha hecho que se
utilicen técnicas convencionales y nuevas de cañoneo para lo cual la
importancia de que la operación resulte más eficiente radica básicamente en
las penetraciones alcanzadas y por ende las razones de productividades
estimadas a partir de estas, tratando de minimizar los daños generado por la
técnica.
El objetivo es lograr túneles de perforación profundos y limpios en arenas con
este tipo de propiedades petrofísicas para permitir que la zona contribuya a
las características productivas del pozo, la técnica Perf Stim es una de las
formas donde se ha encontrado resultados más eficientes de estimulación, de
esta forma aumentando la afluencia e incrementando la recuperación de
reservas e indicando su factibilidad económica.
Se pretende relacionar con yacimientos cercanos o con similares
características petrofísicas e incluso con otras técnicas utilizadas para realizar
un cuadro comparativo de producción con respecto a la inversión inicial y la
producción posterior de crudo.
5
Para realizar un adecuado análisis de este sistema de cañoneo, el trabajo se
basará en fundamentos teóricos y técnicos, selección de pozos y análisis
económicos.
1.3. OBJETIVOS DEL PROYECTO
1.3.1. OBJETIVO GENERAL
Realizar un estudio técnico-económico para la aplicación de cañoneo Perf
Stim en el yacimiento M-2 del campo Edén Yuturi con el fin de optimizar la
producción y disminuir el daño a la formación.
1.3.2. OBJETIVOS ESPECÍFICOS
1.-Realizar un estudio de las propiedades petrofísicas de los pozo EDY A-43
y EDY D-89.
2.- Comparar los datos de producción de los pozos cañoneados con otras
técnicas en la Arena M-2.
3.- Analizar la posible aplicación de esta técnica en los pozos EDY A-43 y EDY
D-89.
4.- Utilizar el software de simulación para determinar si los pozos
seleccionados indican resultados óptimos para su aplicación.
5.- Realizar un cuadro técnico-económico comparativo de uso de otras
técnicas con esta técnica para determinar su rentabilidad.
6
2. MARCO TEÓRICO
2.1. DESCRIPCIÓN DE LA CUENCA ORIENTE Y DEL CAMPO
EDÉN YUTURI
2.1.1. GEOLOGÍA GENERAL DE LA CUENCA ORIENTE
La cuenca oriente está conformada por dos dominios morfológicos.
El piedemonte subandino.
La llanura amazónica.
El piedemonte subandino, constituye el borde occidental de la Cuenca
Oriente. Se extiende en dirección Norte-Sur, en forma paralela a las
estribaciones orientales de la cordillera de los Andes.
Es una zona sub-montañosa de alta pluviosidad que tiene una temperatura
promedio de 24° sobre el nivel del mar con una latitud que varía entre los 210
(Edén Yuturi) a 3000 (Sumaco) metros sobre el nivel del mar.
La Cuenca Oriente tiene una extensión aproximada de 100.000 𝐾𝑚2 y forma
parte del conjunto de Cuencas Sub-andinas de tras-arco, las cuales inicia en
Venezuela hasta la parte austral de Argentina con una extensión de
6.400 𝐾𝑚2.
Están limitadas al Oeste por la Cordillera de los Andes y por el Este con el
Cratón Guayano-Brasilero.
Por otro lado la Cuenca Oriente se encuentra limitada al Norte por la
Subcuenca Putumayo en Colombia y al sur por la Sub-cuenca Marañón en el
Perú. (Baby Patricio, 2004)
7
En la dirección Este-Oeste, la Cuenca tiene forma asimétrica, con un borde
oriental platafórmico y un borde occidental tectónico.
Las mayores profundidades se las ha establecido en el Sur Peruano por la
sub-cuenca Marañón.
Los campos más importantes para la extracción de Hidrocarburo se
encuentran en la llanura amazónica, y las estructuras productoras son
anticlinales de bajo relieve, que algunos casos cierran contra fallas
subverticales en el Cretácico y/o el Terciario. (Barragan & Christopoul, 2004)
La sección cretácica de las formaciones Napo, Hollín y Basal Tena en la
cuenca Oriente Ecuatoriana exhibe característica definidas dentro de un modo
de estratigrafía secuencial.
Los principales reservorio constituyen las areniscas basales de la formación
Terciaria Tena; las arenas “M1”, “M2”, “U” y “T” de la formación Hollín del
cretácico Inferior. (Barragan & Christopoul, 2004)
Cada secuencia depositacional incluye un límite erosivo a la base, que
corresponde a la incisión de valles fluviales durante la caída correspondiente
caída del nivel del mar. El relleno de estos valles durante el proceso de las
transgresiones está caracterizado por sistemas fluviales y estuarinos,
seguidos por la depositación del sistema transgresivo, correspondiendo a una
sedimentación marina somera. (Baby Patricio, 2004)
2.1.2. ESTRATIGRAFÍA DE LA CUENCA ORIENTE
El análisis de estratigrafía secuencial de la sección sedimentaria Hollín, Napo,
Basal Tena; estas formaciones testifican variaciones bruscas de la línea de la
costa en la plataforma marina-somera de la Cuenca Oriente en el Cretácico e
indican cambios verticales y laterales de las facies a lo largo de la cuenca que
interrumpe la imperante sedimentación marina de baja energía.
8
La secuencia Hollín, Napo y Basal Tena, caracterizada por una serie repetitiva
de calizas, areniscas y lutitas, registra esta ciclicidad posiblemente por las
fluctuaciones del nivel eustático ocurrida durante el cretácico.
Figura 1. Estratigrafía Secuencial Del Cretácico, Cuenca Oriente Del Ecuador
Fuente: (PETROAMAZONAS EP, 2004)
9
La columna estratigráfica general de la Cuenca Oriente muestra los
principales aspectos estratigráficos y de la geología del petróleo.
Figura 2. Columna Estratigráfica Generalizada del Ecuador
Fuente: (Carvajal & Rivas , 2011)
La parte basal de la columna estratigráfica está conformado por las
formaciones Pre-Cretácicas como son: Chapiza, Santiago, Macuma y
Punbuiza. Este intervalo estratigráfico es poco estudiado ya se considera
como el basamento de la cuenca.
10
La parte media de la columna estratigráfica corresponde a la zona de mayor
importancia por la presencia de saturaciones de petróleo. En este intervalo se
encuentra las areniscas Hollín y la arenisca “M1”, “M2”, “U” y “T” de la
formación Napo las que se consideran los reservorios altamente productivos.
2.2. DESCRIPCIÓN DEL CAMPO EDÉN YUTURI
2.2.1. GENERALIDADES
El campo Edén Yuturi se encuentra en el bloque 12 anteriormente Bloque 15
Operado por PETROAMAZONAS EP. Este Bloque se encuentra ubicado en
la región oriental de la Amazonía Ecuatoriana, la mayor parte del área se
encuentra al sur–este de la población la Joya de los Sachas, en la provincia
de Sucumbíos y al nor-este de la población de Shushufindi, en la provincia de
Francisco de Orellana.
El Bloque 12 por cuestiones lógicas y de trabajo cubre actualmente solo el
campo EPF, ya que antes cubría también el área de CPF, que actualmente es
Bloque 15. (Males , 2013)
2.3. UBICACIÓN GEOGRÁFICA DEL CAMPO EDÉN YUTURI
El Campo Edén Yuturi se encuentra ubicado en la provincia de Orellana, en
el extremo Sur oriental del Bloque 12, a 75 Km al sureste del campo
Shushufindi.
Las principales rutas de acceso son la vía Shushufindi - Limoncocha -
Pompeya y mediante la vía fluvial el río Napo.
11
Sus coordenadas geográficas son las siguientes:
76 05’ 06.76’’ longitud oeste - 00 35’ 36.32’’ latitud sur y 76 05’ 51.31’’ de
longitud oeste - 00 32’ 07.02’’ de latitud sur respectivamente.
El Bloque 12 tiene como límites:
Norte: Campo de Limoncocha.
Sur: Campo Pañacocha.
Sur-Oeste: Bloque Primavera-Yuca Sur operado por Petróleos
Sudamericanos.
Este: Campos de PETROAMAZONAS EP.
Oeste: Campos de PETROAMAZONAS EP.
Figura 3. Ubicación Geográfica Del Campo Edén Yuturi
Fuente: (PETROAMAZONAS EP, 2014)
12
2.4. ANTECEDENTES DEL CAMPO EDÉN YUTURI BLOQUE 12
Este campo fue descubierto en el año de 1970 por la Corporación Estatal
Petrolera Ecuatoriana CEPE con la perforación de los pozos exploratorios
Edén-1 y Yuturi 1, con °API estimado de 12.8 a 18 en la mayoría de sus
reservorios. (Males , 2013)
Desde 1993 este campo fue explorado y desarrollado por la empresa
Norteamericana Occidental Exploration & Production Company (OXY). En
1996 la empresa Occidental perforó el pozo Eden-01 localizado a la parte final
del norte de la estructura con un °API de 19.9 a 23.
Occidental operó el que fue Bloque 15 hasta mayo del 2006 cuando las
operaciones fueron tomadas por PETROECUADOR EP la misma que
adjudico a la Administración y Operación Temporal UB-15.
El área EPF está compuesta por un único campo Edén Yuturi, Tangay Este,
Tumali, Tumali Sur Este, Dumbique, Dumbique Sur, Pañacocha, Yanahurco.
Los objetivos primarios en la perforación de pozos en este campo son las
areniscas “U” Superior, “U” inferior y “T” principal mientras que las areniscas
“M2”, “M1” “T” Superior, “U” Basal es un objetivo secundario por no tener
propiedades petrofísicas favorables. (PETROAMAZONAS EP, 2014)
El campo Edén Yuturi entro en producción el 22 de octubre del 2002 con el
pozo EDY-C6, luego se incorporó los pozos EDY-C7, EDY-C8, EDY-C5 todos
en la plataforma de producción en el PAD “C”.
En la actualidad existen pozos productores de petróleo de las arenas de las
formaciones principalmente de Napo. Así como también existen pozos
inyectores de agua en la Arena “M1”, así como también para la reinyección
para Recuperación Secundaria y se inyecta agua de desechos a la formación
Orteguaza.
13
En enero del 2007 se reiniciaron los trabajos de perforación a cargo de UB-
15, con el fin de alcanzar nuevos objetivos de producción y beneficios
económicos para el Estado.
Figura 4. Campos del Bloque 12
Fuente: (PETROAMAZONAS EP, 2014)
Hasta Junio del 2014 se han perforado 180 pozos productores, los cuales
producen de las areniscas de la Formación Napo tales como: “M1”;”M-2”;”U
Superior”, “U Inferior”, y Arenisca “T”.
También existen 13 pozos inyectores de agua y 1 pozo disposal.
2.4.1. ORIENTACIÓN
El Campo Edén Yuturi, es un anticlinal con buzamiento suave, asimétrico,
orientado en sentido norte – sur, con una extensión aproximada de 109 Km2
(27.000 Acre), limitado en la parte noreste por una falla inversa de dirección
NNE – SSW de 12 Km. de longitud y 9 Km. de ancho, con alto ángulo con
14
buzamiento al oeste, que posiblemente llega hasta el tope de la formación
Napo. Encontrándose los pozos de desarrollo al extremo oriental de la falla.
2.4.2. ESTRUCTURA
La sísmica del campo Edén Yuturi nos indica que está conformado por varios
altos de bajo relieve, interpretados como separados con un cierre estructural
de un anticlinal.
Estos lineamientos fueron reactivos durante varias fases comprensivas en las
eras del Cretácico y Eoceno, durante la migración del hidrocarburo, estos
ayudaron para el entrampamiento. Los principales rasgos estructurales
descritos se muestran en el mapa estructural al tope de la arenisca “T” y la
arenisca “U”
2.5. ESTRATIGRAFÍA GEOLÓGICA DEL CAMPO EDÉN
YUTURI
La arenas del campo Edén Yuturi tiene influencia marina esto indica que la
retirada del nivel del mar no llego al quiebre de la plataforma, son
caracterizados por ser de grano variable con mayor abundancia de grano fino
a medio con intercalaciones de lutitas y limolitas con algunas zonas de grano
grueso.
Los reservorios productivos hidrocarburíferas del Campo en estudio son
principalmente los que se encuentran en la formación Napo con un espesor
aproximado de 1.300 pies y está representado por una secuencia de lutitas,
calizas y areniscas que corresponden a la era Cretácica Superior y estos son:
Arenisca “M1”.
15
Arenisca “M2”.
Arenisca “U” y
Arenisca “T”.
Los reservorios productivos en el Campo Edén Yuturi tienen una variedad de
anchura producto de un valle de ambiente depositario lleno de marejada fluvial
influenciada por un ensamble delta de canales de distribución y de marea
plana, frente a la orilla, cerca de la costa, mar adentro. El nivel relativo del mar
no cambia y son considerados a tener importantes factores en la historia de
deposición del reservorio.
Los principales factores que controlan la sedimentación en la Cuenca Oriente
ecuatoriana son la subsidencia, los cambios eustático globales y la tectónica
tanto regional como local. (Baby Patricio, 2004)
16
Figura 5. Columna Estratigráfica Del Campo Edén Yuturi
Fuente: (PETROAMAZONAS EP, 2014)
2.6. FORMACIONES
2.6.1. FORMACIÓN ORTEGUAZA
Esta formación se encuentra formado por una secuencia de lutitas de gran
espesor, con algunos niveles de areniscas glauconítica. Tiene un espesor
17
promedio de 260 pies aproximadamente, en la zona subandino, hacia el Oeste
se produce un cambio lateral de facies, cambiándose está a continental, tiene
un origen somero.
2.6.2. FORMACIÓN TIYUYACU
Esta formación tiene un espesor aproximado de 150 pies, la edad asignada a
esta formación es Eoceno Superior.
Hacia su tope tiene un ambiente sedimentario, pasa progresivamente de un
ambiente de depósitos fluviales a un ambiente marino, que es lo más
característico de esta formación.
Presenta también un conglomerado de ambiente fluvial, con presencia de
areniscas y arcilla, que descansan en discordancia fuertemente erosiva sobre
la formación Tena, de un espesor aproximado de 1000 pies.
2.6.3. FORMACIÓN TENA
La formación Tena tiene una subdivisión en las siguientes arenas: Tena
Superior, Tena Inferior. Estas formaciones poseen un ambiente continental,
con algunas variaciones de facies lluvio-marinas y de la plataforma marina
elástica somera.
La formación posee un espesor de 400 pies, que pertenece a una edad
Cretácica medio superior (Tena Superior), y Paleoceno (Tena Inferior y Basal).
18
2.6.4. FORMACIÓN NAPO
Está compuesta por calizas que van intercaladas con lutitas y areniscas;
posee un espesor aproximado de 900 pies.
La sección sedimentaria Hollín-Napo tiene características bien definidos
dentro de un modelo de estratigrafía secuencial, donde existen variaciones
bruscas de la línea de costa en la plataforma marina-somera de la Cuenca
Oriente en el Cretácico.
2.7. CARACTERÍSTICAS GEOLÓGICAS DE LAS ARENAS
PRODUCTORAS
2.7.1. YACIMIENTO “M1”
Esta arenisca en el área de Edén Yuturi se presenta con espesores que van
de 0 y 120 pies (TVD) de grano fino a medio, con clasificación de grano regular
de una arenisca cuarzosa.
Su ambiente de depósito ha sido descrito en núcleos de corona como deltaico
en su parte inferior (presencia de remanentes de secuencia deltaica), tidal
(influenciado por mareas) y marino somero hacia el tope.
Para este reservorio se considera que las areniscas erosionaron a la
secuencia deltaica subyacente observando en algunos casos la ausencia total
del ciclo deltaico. En otros casos se puede observar un remanente del ciclo
deltaico debajo del ciclo tidal, en algunos pozos se han encontrado solo ciclo
deltaico, donde el ciclo tidal se haya erosionado completamente o no haya
sido depositado.
19
Presentan porosidades que van desde 10% a 35% y permeabilidades
alrededor de 7 darcys, la saturación de agua es del 28%.
2.7.2. YACIMIENTO “M2”
Este reservorio nos indica propiedades petrofísicas regulares debido a que se
depositó en un ambiente marino de baja energía, obteniéndose
intercalaciones de areniscas y material muy fino en forma regular a
ocasionalmente irregular, no se tiene un gran desarrollo de arenas
lateralmente por lo que la porosidad como la permeabilidad han sido afectado.
Tiene una porosidad promedio de 10%, saturación de agua menor a 60%,
estos valores se obtuvieron mediante correlaciones con datos del campo.
El espesor varia de 110 a 140 pies, consiste de areniscas gris clara, traslucida,
transparente, friable, grano fino a ocasionalmente grano gruesos de cuarzo,
de sub-angular a sub-redondeado, clasificación regular a mala. Matriz
arcillosa y cemento calcáreo, sin porosidad visible, con inclusiones de
glauconita.
2.7.3. YACIMIENTO U SUPERIOR
Es una arenisca cuarzosa de grano fino, con valores promedio de porosidad
de 19%, permeabilidad de 1.7 darcys y una saturación de agua de alrededor
del 22%. El contacto agua-petróleo (CAP) está en -7200 TVDSS (Profundidad
Vertical desde el nivel del mar).
Presenta cemento kaolinitico hacia la base. El ambiente de depósito de la
arena ha sido descrito como tidal. La continuidad lateral de este reservorio es
bastante favorable. Tiene un espesor aproximado de 40 pies.
20
2.7.4. YACIMIENTO U INFERIOR
Es una arenisca cuarzosa de grano medio a grueso, sub-redondeada a sub-
angular, matriz arcillosa, mal clasificada con una porosidad de 20% y una
permeabilidad de 1.2 darcys.
El contacto agua-petróleo (CAP) se ubica en -7273’ TVDSS (Profundidad
Vertical desde el nivel del mar).
En la parte inferior media se presenta como una arenisca con una
estratificación cruzada (canales de marea) y hacia la parte superior aumenta
el contenido de intercalaciones de arcilla lo que indica mayor influencia marina
y un ambiente de depósito más tranquilo (marino somero).
Debido a que la roca en la parte superior tiene influencia marina por lo tanto
las propiedades petrofísicas son distintas a la parte inferior se ha subdividido
en dos cuerpos: U superior (marino somero) y U inferior (tidal). El espesor
promedio de este reservorio en el campo Edén Yuturi es de 120 pies.
2.7.5. YACIMIENTO T
En general este yacimiento se presenta como una secuencia transgresiva,
depósitos con influencia de mareas hacia la base con estratificación cruzada
(canales de marea) y para secuencias de grano decreciente hacia el tope.
La permeabilidad vertical y la horizontal están afectada por la presencia de
capas de arcilla que actúan como barreras al flujo de fluidos.
Es una arenisca cuarzosa de grano medio a grueso sin una clasificación
ordenada, a veces con matriz kaolonítica y presencia de glauconita en la parte
superior. Al igual que la U inferior se observa dos intervalos, cada uno con
propiedades petrofísicas distintas: la parte inferior de mejor calidad (ambiente
21
tidal) y el intervalo superior de menor calidad, presenta muchas
intercalaciones arcillosas y cemento calcáreo, arcilloso y glauconita definido
como marino somero.
Tiene una porosidad promedio de 21% y su permeabilidad aproximada es de
1 darcys y una saturación de agua del 29.5% en la parte inferior y en el
intervalo marino somero su porosidad promedio es del 14.2%, permeabilidad
de 200 milidarcys.
2.8. CARACTERIZACIÓN DEL YACIMIENTO “M-2” DEL
CAMPO EDÉN YUTURI
2.8.1. CARACTERÍSTICA DE LA ARENA “M2”
Las características a ser consideradas incluyen: profundidad, litología (arena,
dolomítica, caliza), peso del fluido (gas, aceite, agua), presión y temperatura.
Si se va estimar el punzonamientos hecho por una carga determinada se
necesitara conocer la velocidad del sonido en la formación, la densidad de la
matriz y la resistencia a la compresión. Otra información necesaria que se
debe conocer es si la formación esta fracturada o no, si contiene laminaciones
de lutitas, si se va a realizar una completación adicional, si se tiene un pozo
cercano con la misma completación que la que se va a realizar, las técnicas
utilizadas y si dieron resultados. (PETROAMAZONAS EP, 2010)
Todos estos parámetros permiten conocer el tipo de cañón, carga y equipo de
presión que será necesario.
22
2.9. TIPOS DE FORMACIONES
2.9.1. FORMACIONES CONSOLIDADAS
Es necesario conocer el tipo de formación si es consolidad o no consolidada
para la utilización de un diferencial de presión apropiado, necesario para la
eliminar el daño total en el momento del punzonamientos.
Una formación consolidada es cuando los granos de arena están cementados
y compactados lo suficiente como para que queden intactos y no fluyan, aun
en el caso de que haya flujo turbulento en sus espacios porosos; el grado de
consolidación de una arenisca se identifica usando los registros sónicos y de
densidad.
Se reconoce a las arenas consolidadas por las lutitas adyacentes (encima o
debajo) que están compactadas de tal manera que el tiempo de transito del
registro sónico en ellas es 100 µseg) pie o menos; con este valor
experimentalmente, se ha podido comprobar que las areniscas están lo
suficientemente consolidadas para que su registro pueda utilizarse y obtener
valores de porosidad sin que haga falta usar la corrección de compactación.
Se utilizan las lutitas adyacentes, puesto que si se utilizan las areniscas de
interés se deberían realizar correcciones por fluidos presentes para obtener
un tiempo de transito real que determine el tipo de formación.
El tipo de arena establecido en la “M-2” se considera una arena consolidada,
donde para el disparo se deberá encontrar un punto promedio entre una
presión bajo-balanceada mínima y una máxima. (PETROAMAZONAS EP, 2010)
El ambiente de depósito el intervalo de la arenisca “M2”, muestra facies entre
shoreface superior, shoreface inferior y plataforma calcárea posiblemente
karstificada. Somerizaciones rápidas exponen la plataforma calcárea,
produciendo karstificación y luego subidas rápidas del nivel del mar,
depositando areniscas de shoreface superior, que pueden en algunos casos
23
tener buena porosidad, seguidos por facies seguido por facies de shoreface
inferior y nuevamente plataforma calcárea. La roca reservorio se interpreta
como areniscas de shoreface superior, con proporciones variables de
glauconítica. Los cuerpos con buena porosidad están rodeados con cuerpos
de areniscas glauconítica de ambiente de shoreface.
2.9.2. FORMACIONES NO CONSOLIDADAS
Se define una formación no consolidad cuando las formaciones de lutitas
adyacentes tienen un tiempo de tránsito en el registro sónico mayor a 100
µseg/pie o, su densidad volumétrica es menor a 2.4 g/cm3.
2.10. LITOLOGÍA Y AMBIENTE DEPOSICIONAL DEL
YACIMIENTO “M-2” DEL CAMPO EDÉN YUTURI
Durante la perforación de los pozos EDY-C5 Y EDY-F35 fueron tomados 60
pies de núcleo de formación, del intervalo conocido como “M-2” objeto de este
estudio.
El intervalo arenisca M2 en el pozo EYD-C5, muestra facies entre shoreface
superior, shoreface inferior y plataforma calcárea posiblemente karstificada.
Somerizaciones rápidas exponen la plataforma calcárea, produciendo
karstificación y luego subidas rápidas del nivel del mar, depositando areniscas
de shoreface superior, que pueden en algunos casos tener buena porosidad,
seguido por facies de shoreface inferior y nuevamente plataforma calcárea.
(Mosquera, 2008)
24
2.10.1. SUCESIONES DE FACIES Y CICLOS ESTRATIGRÁFICOS
Los Ciclos Estratigráficos a los largo del reservorio “M-2” se caracterizan por
la ubicación de sus Facies hacia abajo que cambian de puesto en los lugares
de areniscas de la zona baja arenosa de la Facie de la Cuenca.
El cambio hacia debajo de la Facie es seguido por un dominante asimétrico
basamento que sube en hemiciclo del estrato.
El registro geofísico del núcleo examinado del intervalo “M-2” en 60 pies de
sección del pozo EDY-F35, sugiere que el ciclo estratigráfico se inicia con un
cambio de facies hacia abajo, justo donde aparecen los intervalos de
producción.
El reservorio “M-2” se encuentra ubicado entre la caliza “M-2” y la caliza “A”.
Según el análisis realizado al núcleo del intervalo “M-2”, objeto de este
estudio, indican que es de origen estuario platafórmico en la base y marino
transicional hacia el tope.
La arenisca “M-2” es un depósito arenoso discontinuo pero distribuido en toda
la cuenca. Es un reservorio semi-consolidado ya que no existe buena
cementación de sus granos. (PETROAMAZONAS EP, 2010)
2.11. DESCRIPCIÓN LITOLÓGICA DEL RESERVORIO “M-2”
Durante la perforación de los pozos EDY-G32 y EDY-D38, en Febrero del
2004 y Mayo del 2004, respectivamente, se realizó el control litológico de las
formaciones, a través del control de ripios, con los siguientes resultados:
Pozo EDY-D38: Muestra representativa para la caracterización de la
estructura Norte.
25
Para este pozo se estudió el intervalo “M-2” desde (-6309 pies) a (-6484 pies),
en profundidad vertical medida sobre el nivel del mar (SSTVD).
La arenisca se presenta en el análisis lumínico como una luz café,
transparente, blanca, transluciente a subtransluciente, suelta. El grano es fino
a medio, cuarzoso, subangular a subredondeado, moderadamente claseado,
matriz no visible, no hay presencia de cemento, a la vista pobre porosidad,
ocasionalmente se observa inclusiones de glauconita.
De pobre a representativa muestra de petróleo: Trazas de 20% de la muestra,
muestra cubierta café oscuro de manchas de petróleo. La fluorescencia
natural de la muestra es débil amarillo oro.
El “shale” se lo puede observar lodoso, ocasionalmente fragmentado de
sublaminar a laminar y no es calcáreo.
Para la estructura Sur dl intervalo “M2”, se tomó como referencia el análisis
de ripios realizado durante la perforación del pozo EDY-G32, único pozo
perforado en esta estructura. Los resultados fueron los siguientes:
En esta estructura el intervalo “M-2” se lo determinó durante la perforación en
las profundidades desde (– 6236 pies) hasta (-6483 pies), en profundidad
vertical medida sobre el nivel del mar (SSTVD).
Ante el análisis lumínico, la arenisca se observa diáfana, blanca, de
transparente a subtransparente, granos sueltos de textura fina a media,
granos cuarzosos, de angular a subangular, no hay presencia de matriz, ni de
cemento, pobre porosidad, en partes hay inclusiones de glauconita.
Poca presencia de petróleo en la muestra (10% al 20%), manchas tenues café
oscuro de manchas de petróleo, débil fluorescencia natural amarilla,
moderado rápido florecimiento de cortes fuertes de fluorescencia amarilla.
En el “Shale” se puede observar que es sublaminar y moderadamente fuerte,
ocasionalmente segmentado y no es calcáreo. No hay presencia de petróleo.
EL análisis de registros eléctricos y el conocimiento regional de la arenisca
M2 obtenido en los campos Pañacocha y Tumali, permitió determinar en el
26
campo Edén Yuturi, la misma ciclicidad en el intervalo “M-2” que ya haya sido
determinada en otros campos. La figuras mostradas a continuación indican
los 4 ciclos M2a, M2b, M2c y M2d, definidos en base al apilamiento observado
en el registro eléctrico (gamma ray). (PETROAMAZONAS EP, 2010)
Ciclos de la arena M2
Figura 6. Subdivisión Estratigráfica del Intervalo M2 en el Campo Edén Yuturi. Basado en el Análisis Secuencial del Pozo EDY-C5
Fuente: (PETROAMAZONAS EP, 2010)
La arenisca “M-2” del campo Edén Yuturi fueron analizadas en los núcleos del
pozo EDY-C5, fig.(6) en el intervalo M2 (tope de la caliza A) y el tope de la
caliza M2 (intervalo M2d).
27
Figura 7. Columna Estratigráfica del Intervalo arenisca M2 en el Pozo EYC-005. La subdivisión Estratigráfica Para la Arenisca M2, Basada en los Ciclos Reconocidos en Núcleos de Perforación. Nótese que la Distribución de los
Reservorios Es Consistente con la Subdivisión Propuesta
Fuente: (PETROAMAZONAS EP, 2010)
La sección descrita en el pozo EDYC-005 muestra que el intervalo M2 a (7247-
7223 pies) está formado por intercalaciones de areniscas de shoreface
superior y shoreface inferior, con muy baja porosidad debido a la glauconita
(>20%), que al tope del intervalo cambian a areniscas más limpias de
shoreface superior, con impregnación de petróleo.
El intervalo M2 b (7223-7196 pies) está separado de M2 a por un paquete de
arenas depositadas en el shoreface inferior, desde donde existe una
isomerización que deposita areniscas de shoreface con porosidad fig. (7),
posiblemente depositadas sobre calizas karstificadas, ya que se observa
28
abundantes fragmentos de caliza retrabajados y parcialmente disueltos. Es
típico encontrar en facies reservorio bioturbación de tipo ophiomorpha.
Figura 8.Litofacies de la arenisca M2, pozo EDYC-005. A) Arenisca glauconítica de grano medio, con estratificación cruzada, facies de shoreface
superior, 7243 pies. B) Intercalaciones de arenisca con riples simétricos (olas) y lutitas negras, facies de shoreface inferior, 7238 pies. C) Areniscas
de shoreface superior saturadas de petróleo, bioturbación de tipo ophiomorfa (7218 pies)
Fuente: (PETROAMAZONAS EP, 2010)
2.12. AMBIENTE DE DEPÓSITO Y MAPA DE FACIES
La roca reservorio se interpreta como areniscas de shoreface superior, con
proporciones variables de glauconita. Los mapas de las figuras (A, B, C, D)
muestran cuerpos de arena muy discontinuos. Los cuerpos con buena
porosidad están rodeados con cuerpos de arenisca glauconítica de ambiente
de shoreface. Las areniscas de la arenisca M2 b son los de mayor continuidad
lateral.
29
Figura 9. (A) Mapa de Facies de la Arenisca M2a, Campo Edén Yuturi
Fuente: (PETROAMAZONAS EP, 2010)
Figura 10. (B) Mapa de Facies de la Arenisca M2b, Campo Edén Yuturi
Fuente: (PETROAMAZONAS EP, 2010)
30
Figura 11. (C) Mapa de Facies Arenisca M2c, Campo Edén Yuturi
Fuente: (PETROAMAZONAS EP, 2010)
Figura 12. (D) Mapa De Facies de la Arenisca M2d, Campo Edén Yuturi
Fuente: (PETROAMAZONAS EP, 2010)
31
2.13. CARACTERIZACIÓN DE FLUIDOS
En el siguiente párrafo se presenta las características principales de los fluidos
(Tabla 1), y las reservas, con el objetivo de poder evidenciar el estado del área
Edén Yuturi en la actualidad.
2.13.1. GRADO °API
El grado °API es una medida de la densidad del petróleo, la cual cambia en
función de la temperatura y presión, se relaciona con la gravedad especifica
del proyecto mediante la siguiente ecuación:
°𝑨𝑷𝑰 =𝟏𝟒𝟏.𝟓
𝑺𝑮 @ 𝟔𝟎 °𝑭− 𝟏𝟑𝟏. 𝟓 Ec. [1]
Dónde:
SG = Gravedad especifica del petróleo a temperatura estándar.
°API = Densidad del petróleo en grados API.
La gravedad de los crudos de la formación Napo del campo Edén Yuturi varían
entre 13.9° y 26.6°, el crudo del arena M2 tiene un API de 17°en promedio,
que pueden alterarse de acuerdo a la contenido de azufre que va de 01.34%
a 1.71%, se considera petróleo agrio, el promedio API del campo es de 19°
que viene hacer crudo mediano a pesado.
32
Clasificación grados API crudos.
Tabla 1. Clasificación de Crudos Grados API
Fuente: (PETROAMAZONAS EP, Departamento de Reservorios, 2014)
2.13.2. GOR, WOR
La relación gas-petróleo (GOR) representa la razón entre los pies cúbicos de
gas a condiciones estándar con respecto a los barriles producidos a
condiciones normales. Las unidades que la simbolizan son PCS/BF. El valor
promedio para el área Edén Yuturi varía entre (45 a 190) PCS/BF.
La relación agua-petróleo (WOR) es la razón matemática entre el volumen de
agua producida por cada barril de petróleo extraído. Las unidades que la
simbolizan son los Bls/BF.
2.13.3. VISCOSIDAD
Es la resistencia que tiene el fluido para desplazarse, se puede medir
exclusivamente cuando el fluido (líquido o gas) se encuentra en movimiento.
La viscosidad es una cantidad numérica, que representa las fuerzas de
arrastre ocasionadas por las fuerzas de atracción en capas de fluidos
adyacentes, se la puede considerar como la fricción que ocurre a nivel interno
entre moléculas. La unidad en la que se representa, comúnmente es el (cp.)
o también en Cts.
33
2.13.4. FACTOR VOLUMÉTRICO
Relaciona la unidad de volumen de fluido en el yacimiento con la unidad de
volumen en la superficie, existen factores para el petróleo, gas y agua. Se
puede medir directamente de una muestra, calcularse u obtenerse por medio
de correlaciones empíricas. Las unidades que la representan son Bls/BF.
Tabla 2. Características del Fluido Producido
Fuente: (PETROAMAZONAS EP, Departamento de Reservorios, 2014)
2.14. PROPIEDADES PETROFÍSICAS
En este párrafo se muestran los valores promedios de las diferentes
características petrofísicas de la roca para las arena productoras del área de
Edén Yuturi.
2.14.1. SATURACIÓN
La saturación de un medio poroso con respecto a un fluido se define como la
fracción del volumen poroso de una roca, que ocupa dicho fluido. Ecuación
2.2
𝑺𝒙 =𝑽𝒙
𝑽𝒕 Ec. [2]
34
Dónde:
𝑆𝑥 = Saturación de la fase X.
𝑉𝑥 = Volumen que ocupa la fase X.
𝑉𝑡 = Volumen poroso total de la roca.
Al realizar la sumatoria de las saturaciones de todos los fluidos que se
encuentran presentes en el proceso en el espacio poroso de una roca, su
resultado debe ser igual a 1.
Los valores de saturación de agua irreductible obtenidos de análisis
petrofísicos se presentan en el siguiente cuadro.
Tabla 3. Valores de Saturación del Campo Edén Yuturi
Fuente: (PETROAMAZONAS EP, Departamento de Reservorios, 2014)
2.14.2. POROSIDAD (ɸ).
La porosidad es una medida de la capacidad de almacenamiento de fluidos
de una roca y se la expresa como la fracción del volumen total de la roca que
corresponde a los espacios interconectados, en donde se puede almacenar
fluidos, dicha porosidad es la denominada efectiva en la cual se basan todos
los cálculos de la industria petrolera. Ecuación 2.3.
ɸ = 𝑉𝑜𝑙𝑢𝑚𝑒𝑛 𝑝𝑜𝑟𝑜𝑠𝑜
𝑉𝑜𝑙𝑢𝑚𝑒𝑛 𝑡𝑜𝑡𝑎𝑙 Ec. [3]
35
Como el volumen poroso no puede ser mayor que le volumen total de la roca,
la porosidad es una fracción y el máximo valor, arreglo cúbico, que puede
alcanzar es de 47.6%, en la mayoría de ocasiones la porosidad es expresada
como un porcentaje, esta cantidad resulta de multiplicar el resultado de la
ecuación 1.3 por 100.
En el cuadro se representa la porosidad del campo, obtenido por registros
eléctricos.
2.14.3. PERMEABILIDAD. (k)
La permeabilidad absoluta es la capacidad de la roca para permitir el flujo a
través de sus poros interconectados, al estar saturada al 100% por un fluido
homogéneo.
Si la roca posee más de una fase (petróleo, agua y gas) en su medio poroso,
su capacidad para permitir el flujo de cada una de las mismas a través de
dicho medio poroso se define como permeabilidad efectiva.
La permeabilidad efectiva de una fase determinada es menor a la
permeabilidad absoluta; y se encuentra en función de la saturación de la
misma.
Los valores de permeabilidad son obtenidos de los análisis de los núcleos y
de las pruebas de restauración de presión realizadas en los pozos.
2.14.4. SALINIDAD. (ppm Na Cl)
La salinidad se encuentra presente dentro del reservorio, prácticamente
asociada al agua de formación, su acción es corrosiva y posteriormente daños
que generan mayores concentraciones de sal en el fluido.
36
Tabla 4. Características Petrofísicas. Edén Yuturi
Fuente: (PETROAMAZONAS EP, Departamento de Reservorios, 2014)
2.15. RESERVAS
2.15.1. RESERVAS DEL CAMPO
El volumen de reservas de hidrocarburos de una nación es indicador del
rumbo e intensidad del desarrollo de su industria petrolera. De ahí la
necesidad de disponer cifras precisas y confiables de reservas que normen
en forma realista las acciones a ejecutarse.
La decisión de explorar y explotar una cuenca o un yacimiento de
hidrocarburos depende fundamentalmente del cálculo de sus recursos y
reservas.
Estimaciones de reservas tienen, por veces, grados de incertidumbre que
están relacionados al nivel de fiabilidad de los datos geológicos y de ingeniería
que se analizan en el momento en el que se hace su estimación e
interpretación.
37
2.15.2. PETRÓLEO ORIGINAL EN SITIO (POES)
El petróleo original en sitio es la cuantificación de todas las acumulaciones de
hidrocarburo naturales que se estiman existen.
𝑃𝑂𝐸𝑆 = 7758 𝑉𝑁 ∗ ɸ𝑒∗(1−𝑆𝑊)
𝛽𝑜𝑖 Ec. [4]
POES= petróleo original en sitio, en barriles estándar.
𝑉𝑁= Volumen neto de roca en acre-pie.
Volumen neto = Volumen bruto (𝑉𝐵) * N/G.
N/G = porcentaje de arena limpia respecto al espesor total de la arena
productiva.
ɸ𝑒 = Porosidad efectiva.
𝛽𝑜𝑖 = Factor volumétrico inicial.
𝑆𝑊 = Saturación de agua.
Todas las cantidades del volumen de hidrocarburo total pueden ser recursos
potencialmente recuperables, ya que la estimación de la parte que se espera
recuperar depende de la incertidumbre asociada, y también de circunstancias
comerciales, de la tecnología usada y de la disponibilidad de información.
38
2.16. DESCRIPCIÓN DE RESERVAS
2.16.1. RESERVAS DE PETRÓLEO
Las reservas de hidrocarburo es el porcentaje de petróleo original que se
puede recuperar del yacimiento petrolífero.
Las reservas nos permiten cuantificar la cantidad de hidrocarburo que se
encuentra en un yacimiento y luego poder implementar los programas para
desarrollo del campo.
Reservas Totales = Reservas producidas o acumuladas + Reservas
remanentes.
2.16.2. RESERVAS PROBADAS
Estas reservas son igual al volumen de hidrocarburo, cuyo cálculo ha sido
obtenido, por la información técnica proporcionada por los datos procesados
que viene de las perforaciones y análisis de núcleos, además de análisis PVT
(fluidos) y perfiles de pozos.
2.16.3. RESERVAS REMANENTES
Es el volumen de hidrocarburo recuperable, cuantificable a cualquier fecha
posterior al inicio de la producción comercial, que todavía permanece en el
yacimiento.
39
2.16.4. RESERVAS PROBABLES
Es el volumen de hidrocarburo recuperable de zonas que se fundamentan por
interpretación geológica, pudiendo ser comprobadas con la perforación de los
pozos, las reservas probables corresponden a áreas dentro de los límites
geológicos de la estructura. Tiene una certeza del 50%.
2.16.5. RESERVAS POSIBLES
Son reservas no probadas que el análisis de los datos de geología e ingeniería
sugieren que son menos ciertas a ser recuperadas que las reservas
probables.
Al utilizar métodos probalísticos, debe existir al menos una probabilidad de
10% de que las cantidades a ser recuperables serian iguales o excederían la
suma de las reservas probadas más probables y más posibles.
Tabla 5. Acumulado de las Arenas Productoras de los Fluidos en Campo Edén Yuturi hasta junio 2014
Fuente: (PETROAMAZONAS EP, Departamento de Reservorios, 2014)
40
Tabla 6. Reservas del Campo Edén Yuturi
Fuente: (PETROAMAZONAS EP, Departamento de Reservorios, 2014)
Tabla 7. Reservas de la Arena M-2 Campo Edén Yuturi
Fuente: (PETROAMAZONAS EP, Departamento de Reservorios, 2014)
2.17. PRODUCCIÓN DEL CAMPO EDÉN YUTURI
INTRODUCCIÓN
El campo Edén Yuturi es uno de los campos más representativos,
desarrollados e importantes en la actualidad con operaciones continuas más
de una década, con el tiempo ha cambiado la producción, ahora produciendo
valores altos de agua.
Los gráficos a continuación representan la producción del campo Edén Yuturi
del petróleo, agua y gas, con el fin de observar los picos de producción en
cada año de acuerdo a los pozos perforados y los pozos reacondicionados.
41
2.17.1. PRODUCCIONES INICIALES
Figura 13. Historial de Producción de Petróleo Campo Edén Yuturi
Fuente: (PETROAMAZONAS EP, Departamento de Reservorios, 2014)
Figura 14. Historial de Producción de Agua Campo Edén Yuturi
Fuente: (PETROAMAZONAS EP, Departamento de Reservorios, 2014)
42
Figura 15. Historial de Producción de Gas Campo Edén Yuturi
Fuente: (PETROAMAZONAS EP, Departamento de Reservorios, 2014)
Figura 16. Historial de Corte de Agua Campo Edén Yuturi
Fuente: (PETROAMAZONAS EP, Departamento de Reservorios, 2014)
43
2.18. HISTORIAL DE PRODUCCIÓN DE LA ARENA M-2
Los gráficos representan la producción de los hidrocarburos petróleo, agua y
gas, se representa con el fin de observar la cantidad de cada uno de los
fluidos, para estimar con cuanto aporta esta Arena M2 al total de producción
del campo Edén Yuturi.
Figura 17. Historial de Produccion de Petroleo del Yacimiento M2, Campo Edèn Yuturi
Fuente: (PETROAMAZONAS EP, Departamento de Reservorios, 2014)
Figura 18. Historial de Producción de Agua Yacimiento M2, Campo Edén Yuturi
Fuente: (PETROAMAZONAS EP, Departamento de Reservorios, 2014)
44
Figura 19. Historial de Producción de Gas del Yacimiento M2, Campo Edén Yuturi
Fuente: (PETROAMAZONAS EP, Departamento de Reservorios, 2014)
2.19. PROYECCIONES DE PRODUCCIÓN
En el grafico se puede observar las proyecciones del campo Edén Yuturi,
proyectadas hasta el año 2042, se puede decir que la producción tiene una
tendencia a aumentar hasta el año 2026, de ahí se mantendría la producción
hasta la fecha indicada, esto puede variar de acuerdo a los pozos perforados
y trabajos de reacondicionamiento que se realicen.
Figura 20. Forecast Campo Edén Yuturi
Fuente: (PETROAMAZONAS EP, Departamento de Reservorios, 2014)
45
Figura 21. Forecast del Yacimiento M2, Campo Edén Yuturi
Fuente: (PETROAMAZONAS EP, Departamento de Reservorios, 2014)
2.20. ANALISIS PVT
Se llama análisis PVT al conjunto de pruebas que se realizan en el laboratorio
para determinar las propiedades de los fluidos de un yacimiento, a partir de
simulaciones en función de la presión, el volumen y la temperatura, sus
resultados son más confiables que los obtenidos en las pruebas de campo.
Dentro de las propiedades más importantes del petróleo obtenidas a partir del
análisis PVT, es la presión de burbuja (Pb), presión inicial (Pi), densidad del
petróleo (ρo), viscosidad del petróleo (µo), factor volumétrico (βoi), relación
gas-petróleo (GOR), salinidad, entre otros, son muy útiles para realizar
cálculos dentro del yacimiento como fuera de mismo.
La conjunción de estos parámetros determina en gran parte el
comportamiento de producción del yacimiento
46
Tabla 8. Parámetros PVT del Campo Edén Yuturi
Fuente: (PETROAMAZONAS EP, Departamento de Reservorios, 2014)
2.21. DESCRIPCIÓN Y FUNDAMENTOS DEL SISTEMA Y
CAÑONEO
INTRODUCCIÓN
El cañoneo es parte fundamental para la producción de hidrocarburos, es
clave para obtener resultados positivos de la exploración, la producción
económica de petróleo y gas, la producción y vida útil de pozo a largo plazo y
la recuperación eficiente de los hidrocarburos.
Una vez ya completado el pozo, es decir se ha perforado, entubado y
cementado, se necesita establecer una comunicación entre el pozo y la
formación, para esto se realizará una operación de cañoneo o disparos los
cuales tiene la finalidad de atravesar el Casing, el cemento y la formación
(hasta la zona virgen) a fin de permitir al fluido confinado en el reservorio fluir
hacia el pozo y posteriormente hacia la superficie.
Es una actividad fundamental para el mantenimiento o incremento de la
producción de petróleo y gas, además puede favorecer en la recuperación de
47
las reservas. Existe una amplia gama de literatura técnica de los diferentes
tipos de tratamientos que pueden ejecutarse en un yacimiento de acuerdo con
sus características. El avance tecnológico a través de simuladores y equipo
de laboratorio nos permite detectar pozos candidatos a estimular, diagnosticar
su daño y proponer los diseños más adecuados en forma rápida y con mayor
efectividad.
El objetivo de las técnicas de estimulación es de mantener en unos casos la
capacidad productora de las arenas en explotación y en otros casos mantener
o incrementar la capacidad productiva de pozos petrolíferos o gasíferos.
La correcta selección del sistema de disparos es de mucha importancia ya
que de esto dependerá la productividad del pozo y la disminución de
intervenciones adicionales, al no tener resultados de producción favorable.
Por tal motivo los punzonamientos de pozos de petróleo o gas, deben
diseñarse de modo que se minimice las futuras reparaciones y se alargue al
máximo la vida útil del pozo.
La optimización de la producción demanda diseños cuidadosos, para obtener
perforaciones limpias. Un diseño óptimo se refiere a la elección del mejor y
más eficiente sistema de disparos, cargas, cañones, fase, diámetro de los
orificios, densidad de disparos, y asimismo la determinación del sistema de
Completación y Producción que asegure una buena relación de productividad,
aún después de que un porcentaje de los punzonamientos se taponen a
medida que produce el pozo.
El número de disparos por pie que se realizaran en una operación de cañoneo
es parte integral en la completación del pozo; donde se debe tomar en cuenta
las condiciones del yacimiento, las características de la formación y las
necesidades del pozo.
El cañoneo o punzonamientos es la operación más importantes en pozos
entubados.
48
Para que un trabajo de cañoneo se considere eficiente se debe tomar en
cuenta lo siguiente:
Conocer las técnicas de requerimientos.
No sacar los cañones inmediatamente después de disparar, cualquiera
que haya sido el método utilizado.
Controlar adecuadamente el disparo libre de cañones.
No seleccionar los cañones y cargas de acuerdo a las pruebas realizas
en superficie, es decir con los resultados de laboratorio.
Estimar la calidad de cañoneo basándose en beneficio de producción,
no sólo considerando el costo del mismo.
A finales de los años setenta e inicios de la década del ochenta, las técnicas
de cañoneo se limitaba a la utilización de dos tipos de cañones: uno
transportados a través de la tubería de producción y otros más grandes a
través de la tubería de revestimiento, generalmente con cable de acero.
Las cargas de los diversos tipos y tamaños de cañón se diseñaban con el
único fin de lograr tener el máximo orificio o una penetración profunda.
Durante la década de los ochenta se incrementaron las alternativas de
transporte de los cañones a través del pozo, mediante la utilización de la
tubería de producción unida a un respectivo cañón, denominado sistema TCP
(Tubing Conveyed Perforating), llegando a ser un elemento esencial para
muchas completaciones de pozos y una valiosa herramienta para efectuar
disparos.
En la actualidad, la tecnología en la fabricación de cargas y sistemas de
disparos ha evolucionado rápidamente por lo que es posible encontrar un gran
número de opciones y proveedores.
49
2.22. FUNDAMENTO TEÓRICO
2.22.1. EXPLOSIVOS
Existe una serie de componentes explosivos diseñados para operar una
secuencia predeterminada a un debido tiempo. La reacción de un componente
de la serie conlleva a la reacción del siguiente componente esto da lugar a la
penetración efectiva en la tubería de revestimiento y del cemento. Una vez
que la secuencia se ha iniciado, esta no puede ser parada, dado que la
secuencia completa va desde la activación del detonador hasta la penetración
de la tubería de revestimiento y del cemento requiriéndose solamente unos
micro segundos. El diseño del equipo y la planificación del trabajo son muy
importantes.
Los explosivos son una mezcla o compuestos químicos de reacción
instantánea, con la capacidad de generar energía suficiente. Para conseguir
una penetración efectiva, de tal manera que exista conectividad apropiada
entre pozo y reservorio; el éxito de operación depende de la relación directa
entre el desempeño de la carga y el explosivo.
Los explosivos se priorizan sobre otras fuentes de energía, debido a sus
propiedades como su actuación rápidamente, confiables y pueden ser
almacenados por largos periodos de tiempo. Además, para su manejo se debe
tomar en cuenta las precauciones debidas.
2.22.2. TIPOS
Los explosivos se clasifican por su velocidad de reacción en altos y bajos.
50
Explosivos Altos.- Velocidad de reacción mayor a 1500 m/s su detonación
es por calor o percusión, este tipo de explosivos son los que mayormente se
manejan en la industria petrolera PYX (Picrilamino Dinitropiridina), HNS
(Hexanitrostilbene), HMX (High Melting Explosive), RDX (Royal Demolition
Explosive).
En el siguiente cuadro se observan las propiedades de los explosivos antes
mencionados; en donde el punto de fusión, la presión de detonación y la
temperatura de aplicación más altas corresponden al explosivo PYX; mientras
los valores máximos para densidad y velocidad de detonación corresponden
a los explosivos HMX.
Tabla 9. Propiedades de los Explosivos Altos
Fuente: (Geodynamics, 2004)
Explosivos Bajos Poseen una velocidad de reacción de 300/1500m/s, su
detonación se inicia por una llama o chispa, presentan un sensibilidad al calor,
pueden deflagrarse sin detonar.
En el cuadro se observa el contraste de las principales características de los
explosivos bajos y altos, su velocidad de detonación y su método de ignición.
Tabla 10. Tipos Y Propiedades de los Explosivos
Fuente: (Geodynamics, 2004)
51
2.22.3. CARACTERÍSTICAS
Las características físicas, a tomar en cuenta para una adecuada elección del
explosivo son la sensibilidad y la estabilidad.
Se define como la medida de la energía, presión o potencia mínima necesaria
para iniciar la detonación de un explosivo esto se refleja a la facilidad de
iniciarse.
2.22.3.1. Sensibilidad
Sensibilidad de impacto.- Es la distancia mínima a la que se deja bajar un
peso sobre el explosivo para que empiece su detonación.
Sensibilidad a chispa.- Es la cantidad mínima de energía que se
compromete en la detonación del explosivo.
En cualquiera de los dos casos, los valores más altos indican más bajas
sensibilidades.
2.22.3.2. Estabilidad
Es la propiedad del explosivo para preservarse durante extensos periodos de
tiempo a tolerar altas temperaturas, sin sufrir daño excesivo o
descomponerse.
Para poder tenerlos almacenados debe tener una alta estabilidad.
52
Los explosivos se los elije a partir de la temperatura de fondo y la duración
calculada de exposición a dicha temperatura.
2.23. SELECCIÓN DE EXPLOSIVOS
Para la selección de explosivos se debe seguir el lineamiento de Tiempo vs
Temperatura como se observa en la figura siguiente.
Figura 22. Selección de Explosivos
Fuente: (Geodynamics, 2004)
En esta carta de lineamiento de tiempo vs temperatura se puede observar que
a una temperatura de 220 ºF, se tiene un desempeño óptimo de hasta 250
horas, como se observa en la línea roja de la figura.
Los explosivos usados para el cañoneo son diseñados principalmente para
diferentes rangos de temperatura de pozos. (Bustillos, 2008)
53
Los explosivos RDX son usados para aplicaciones estándar, nuestra Cuenca
Oriente (Ecuador), posee una temperatura promedio de 220 ºF; por lo que
esta opción es la más correcta, por otro lado el HNS puede ser usado en
ambientes que sobrepasan los 400 ºF.
El rango de temperatura de un explosivo depende del tiempo de exposición a
cierta temperatura. Los explosivos deben ser seleccionados en base a la
temperatura de fondo del pozo y la duración calculada de exposición.
El HMX es similar al RDX pero con mayor poder de detonación, por lo que su
uso es más frecuente. Dada a una temperatura de fondo no se debería
exceder el tiempo de exposición para cada tipo de explosivo de manera de
obtener un óptimo desempeño de la carga. (Bustillos, 2008)
2.24. CAÑONES
Los componentes explosivos son montados en un portacargas, llamado cañón
el cual puede ser un alambre, una lámina o un tubo. Estos pueden ser de
carga expuesta y no expuesta:
De carga expuesta: Cuyas cargas no tienen recubrimiento (tubo de acero) y
están en contacto con el fluido de perforación del pozo.
De carga no expuesta: Cuyas están protegidas por un tubo de acero.
El cañón se encuentra formado por contenedor, cordón detonante, detonador
y cargas jet.
54
Figura 23. Partes de un Cañón
Fuente: (Baker Hughes Wireline Services, 2008)
2.24.1. COMPONENTES DE UN CAÑON
2.24.1.1. Contenedor
El contenedor es la parte metálica, cuya función es transportar las cargas
explosivas, así como también proteger y aislar las cargas, detonador y el
cordón detonante, para obtener un disparo óptimo, también es el primer
obstáculo que el cañón debe perforar.
2.24.1.2. Detonador
El detonador es el dispositivo que almacena a los explosivos e inicia el
proceso de la detonación de las cargas moldeadas. El explosivo del detonador
debe estar en contacto con el explosivo del cordón detonante, que es activado
desde la superficie.
55
Los detonadores para la aplicación del cañoneo existen de dos tipos en la
industria petrolera.: Eléctricos y de percusión.
2.24.1.3. Detonadores Eléctricos
Los detonadores eléctricos son utilizados para cañones transportados con
cable eléctrico, que inicia la detonación a través del cable, existen sensibles
al fluido y no sensibles. Se denominan dispositivos electro-explosivos.
Con el avance de la tecnología se ha logrado mejorar en la seguridad sobre
estos detonadores, como la eliminación de explosivos primarios sensibles y la
creación de detonadores con resistores de seguridad, la misma que disipa el
flujo de corriente de fuentes externas no deseadas. (Brito, 2013)
Figura 24. Detonador Eléctrico
Fuente: (Halliburton, Perforating Solutions, 2012)
2.24.1.4. Detonadores de Percusión
Los detonadores de percusión se activan por medio de un golpe que lo genera
por medio de un pin (gatillo de disparo), que genera una reacción rápida de
56
los explosivos primarios y secundario, se lo utiliza principalmente en sistemas
de cañoneo TCP.
Para la activación de los detonadores no es necesario la corriente eléctrica
por lo que no existen inconvenientes a este problema. Se necesita de 5 a 7
ft/pie de energía de percusión para su activación. (Brito, 2013)
Figura 25. Detonador de Percusión
Fuente: (Halliburton, Perforating Solutions, 2012)
2.25. CORDÓN DETONANTE
El cordón detonante es un dispositivo que permite la activación de todas las
cargas del cañón en forma secuencial, permitiendo que la onda de detonación
siga de una carga a otra.
El cordón detonante está compuesto por explosivos secundario que se
encuentra recubierto para evitar el contacto con fluidos abrasivos y maltrato
en la manipulación, su recubrimiento puede ser de nylon o plomo, donde la
exposición a la temperatura para el nylon será de hasta 375 ºF y a
temperaturas mayores a este valor será para el plomo.
La importancia del cubierto del cordón es importante sobre todo cuando se
trata de aplicaciones de cañoneo expuesto.
57
La velocidad de detonación depende principalmente del tipo de cordón
detonante utilizado. Los cordones detonantes fabricados para los explosivos
HNS y PYX son generalmente lentos, están en el orden de 7000 m/s; mientras
los fabricados para explosivos RDX y HMX son más rápidos, están en el orden
de 8900 m/s. Su vida útil esta alrededor de 5 años.
Figura 26. Esquema Cordón Detonante Con Cubierta De Nylon
Fuente: (Baker Hughes Wireline Services, 2008)
2.26. CARGAS MOLDEADAS
Las cargas moldeadas son un conjunto de distintos elementos que provocan
una explosión, logrando así perforar el cemento, Tubing y la formación.
Pueden generar una onda de presión de hasta 5 millones de psi.
Las cargas moldeadas están compuesto por: carga explosiva iniciadora, carga
explosiva principal, contenedor, Liner o cubierta y perforación del cordón
detonante. (Benavides Gualapillo, 2012)
58
Figura 27. Elementos de una Carga Moldeada
Fuente: (Baker Hughes Wireline Services, 2008)
Cada uno de estos elementos tiene una función determinada dentro la carga.
Carga explosiva iniciadora: Se la conoce como “primer” es un explosivo de
alta sensibilidad de donde se inicia la detonación a través del cordón
detonante.
Carga explosiva principal: Es el explosivo de la carga más importante que
libera su energía a grandes velocidades, su explosión causara la penetración
en el revestido, cemento y formación.
Contenedor: El contenedor ayuda a retener la fuerza de la explosión con el
fin de convertirlo en forma de chorro. El material y la disposición del Liner
determinarán la forma del chorro.
Liner o cubierta: El Liner es un revestimiento que se encuentra en el de la
carga. Es una mezcla de polvos de materiales pulverizados como el cobre,
tungsteno, estaño, zinc y plomo que proporcionan al Jet una densidad
suficiente a velocidades uniformes para obtener mayor penetración.
Cavidad para cordón detonante: Esta cavidad sirve de apoyo para el cordón
detonante para iniciar la detonación de todas las cargas del cañón.
59
2.27. TIPOS DE CAÑONES
El sistema de disparo consiste de una colección de cargas explosivas, la que
se encuentran dentro de los cañones que son transportados o bajados hacia
el objetivo de la operación, por intermedio de cables de acero, líneas de,
tubería de producción, sarta de perforación, tuberías flexibles y líneas de
arrastre. Estos pueden ser de carga expuesta y no expuesta.
2.28. CLASIFICACIÓN DE LOS CAÑONES SEGÚN SU
PORTACARGAS
En sistemas de disparo bajado con cable (Wireline) puede usarse a hueco
descubierto, donde la ventaja de efectuar este disparo es que podemos utilizar
cañones de diámetro más grandes, con el fin de generar un radio de alcance
más profundo, o también se la puede bajar después de introducir la tubería de
perforación. (Benavides Gualapillo, 2012)
Los cañones según su portacargas pueden ser:
Recuperables (no expuestas).
Desechables (expuestas).
Semidesechables (expuestas y no expuestas).
60
2.28.1. CAÑONES RECUPERABLES
Los sistemas recuperables consiste en un tubo de acero que es fijada a la
carga moldeada, las cargas no están expuestas los que son transportados por
cable de acero, tubería de producción o sartas de perforación, los residuos de
los explosivos y lamina portadora son recuperados, logrando así que la basura
en el pozos sea prácticamente nula. Estos cañones al no estar expuestos sus
explosivos a la presión y ambiente del pozo son adecuados para ambientes
hostiles. (Benavides Gualapillo, 2012)
2.28.2. CAÑONES DESECHABLES
En los sistemas desechables, las cargas están expuestas a las condiciones
del pozo (presión y temperatura), se caracteriza por que los residuos de las
cargas, cordón detonante, detonador y el sistema de portador (lámina,
alambre, uniones de cargas), permanecen en el pozo tras su detonación
dejando una considerable cantidad de basura.
La ventaja es de al no estar las cargas dentro del de un tubo, pueden ser de
mayor tamaño y se pude conseguir una mayor penetración.
La principal desventaja al estar expuestas sus componentes a la presión y
temperatura del fluido del pozo, lo cual genera una limitación en la operación
a estas condiciones. (Benavides Gualapillo, 2012)
2.28.3. CAÑONES SEMIDESECHABLES
Este sistema es similar al desechable, con la ventaja de que los residuos
dentro del pozo son menores y además se recupera el portacargas. Sus
61
desechos después de la detonación se parecen a la grava, soporta la presión
y desgaste por las cubiertas de cerámica que son resistentes a las sustancias
químicas. (Benavides Gualapillo, 2012)
Figura 28. Clasificación de los Cañones Según su Portacargas
Fuente: (Schlumberger, 2002)
2.29. CLASIFICACIÓN DE LOS CAÑONES POR SU TAMAÑO
Por su tamaño se clasifican en Casing Gun (cañones que sirven para
cañonear el Casing o la tubería de revestimiento) y Through Tubing Gun (son
cañones de diámetro menor que el Casing Gun, que son transportados a
través de la tubería de producción o Tubing. (Benavides Gualapillo, 2012)
62
2.29.1. CASING GUN
Estos cañones son transportados por medio de un cable eléctrico a través de
la tubería de revestimiento (Casing), por lo que su diámetro es mayor y se usa
cargas de mayor tamaño, obteniendo un incremento en los disparos.
El Casing Gun está compuesto por un transportador de pared delgada, donde
las cargas se alojan en los flejes (tubos de carga empleados para alojar las
cargas). El final donde se alojan las cargas se encuentra sellados para
proteger de los fluidos del pozo y la presión.
Las cargas se disparan a través de orificios roscados (screw ports) o a través
de orificios fabricados (machined ports o scallops). Los screw ports son
orificios perforados a través de la pared que transporta e cañón y son sellados
con taponamiento de metal delgado, mientras que los machined ports son
áreas delgadas realizadas dentro de la pared del transportador. (Benavides
Gualapillo, 2012)
Los restos de las cargas luego de los disparos se quedan dentro del
transportador, esto evita que se obstruyan los choques, válvulas y líneas de
flujo, sin embargo como es necesario indicar que la operación se debe realizar
en condición de sobre-balance, los orificios se taponan por dichos restos, que
taponan cuando el pozo se pone a producir, ya que es difícil generar un
diferencial de presión que limpie los orificios de los disparos, creándose de
esta manera altas velocidades de flujo por lo tanto genera turbulencia en el
frente productor. Si se evalúa los taponamientos en la zona compactada se
reduce la permeabilidad original en hasta un 80%, se hace más crítico en
campos de alto índice de agotamiento. (Sobrevilla Arias , 2011.)
En general los Casing Gun son similares a los Through Tubing, pero con un
diámetro mayor.
63
2.29.1.1. Tipos de Casing Gun
-Cañones Port plug – PPG: Cañones diseñados para presiones y
temperaturas bajas, existen varios tamaños, son transportados por Wireline.
-High Efficiency Gun Shot – HEGS: Son los más económicos, están
diseñados para altas y bajas presiones y temperaturas utilizan cargas de alta
penetración.
-High Shot Density – HSD: Estos cañones utilizan cargas de lata
penetración, pueden ser transportados por medio Wireline, slickline, tubería
de producción o coiled Tubing se los pude alinearlos uno tras otro con el fin
de incrementar el intervalo de disparo.
Figura 29. Tipos de Cañones Casing Gun
Fuente: (Schlumberger, 2002)
64
2.29.1.2. Ventajas del sistema CASING GUN
Transportan cargas de lata penetración y cargas de gran diámetro.
La pérdida de tiempo es mínima al ocurrir un error.
El transporte en el pozo es rápido, aumentando el rango de temperatura en
las cargas empleadas.
Pude tener un rango de disparo hasta 12DPP.
Se puede emplear para realizar disparos en zonas de alta presión.
Permite seleccionar el tamaño de cañon compatible con el diámetro de la
tubería de revestimiento.
El tiempo de operación es de 4 a 8 horas. (Brito, 2013)
2.29.2. Desventajas del sistema CASING GUN
Ocasiona un daño o skin severo debido a que se dispara en condiciones de
sobre balance.
Se dispara con fluido de matado presente en el pozo.
Al momento del disparo se debe interrumpir comunicaciones de radio para
evitar interferencia.
Al culminar los disparos la permeabilidad disminuye considerablemente.
65
2.30. THROUGH TUBING GUN
Estos cañones no son reusables sin las cargas son disparadas a través de
orificios fabricados, son de diámetro menor al Casing Gun por lo que son
transportados por el interior de la tubería de producción, sus cargas son
pequeñas esto reduce los orificios y la profundidad de penetración.
Existe una limitación de fases de 0 a 180º y la densidad de disparo varia de 1
a 6 disparos por pie (DPP) y máxima velocidad de disparo en el pozo de 200
pies/min. (Benavides Gualapillo, 2012)
Fueron desarrolladas para reducir los problemas que puedan presentarse a
causa del lodo, además de proveer una adecuada penetración sin dañar el
Casing.
Sus cargas pueden ser expuestas y no expuesta, pueden ser armados cuando
ya tienen un arreglo de producción en el pozo, trabajan con un diferencial de
presión en bajo-balance.
Los cañones del tipo Through Tubing Gun pueden ser:
-Enerjet: Estos cañones tienen la carga expuesta, se transportan a través de
la tubería de producción y pueden ser desechables o Semidesechables.
-Pivot: Estos cañones son transportados por Wireline a través de la tubería
de producción, utilizados para trabajos de reacondicionamiento donde se
necesita punzonamientos, y son desechables.
-High Shot Density-HSD: Cañones transportados por Wireline, slickline,
tubería de producción o coiled Tubing, se utilizan para altas y bajas presiones
y temperaturas con cargas de alta penetración.
66
Figura 30. Tipos de Cañones THROUGH TUBING GUN
Fuente: (Schlumberger, 2002)
2.30.1. VENTAJAS DEL SISTEMA THROUGH TUBING GUN
La operación se la puede realizar con mínima presión de bajo-balance
permitiendo que los fluidos realicen la limpieza de las perforaciones
realizadas.
Para la completación o reacondicionamiento de una nueva no es necesario el
taladro.
Posee tiempos de operación cortos.
Se pude crear un desbalance utilizando este tipo de cañon.
67
2.30.2. DESVENTAJAS DEL SISTEMA THROUGH TUBING GUN
Al tener cargas pequeñas, sus penetraciones son poco profundas.
Los desperdicios de la operación caen al fondo del pozo.
Alcanza una máxima velocidad dentro del pozo de 200 pie/min.
Para eliminar la perdida de rendimiento, se lo ubica contra la tubería de
revestimiento.
2.31. CARGAS CONFIGURADAS
2.31.1. TIPOS DE CARGAS
Existen varios tipos de cargas, pero actualmente en la industria se utilizan las
cargas preformadas, entre ella se tiene:
2.31.1.1. Tipo Jet
Un detonador que puede ser accionado eléctricamente, mecánicamente o
hidráulicamente, empieza una reacción en cadena, lo cual hace la detonación
en el cordón detonante, la velocidad que lleva por las booster produce la
explosión principal, la presión causada por el explosivo hace que el metal en
el Liner de la carga fluya separando el interior y el exterior de la capa del Liner.
El aumento de presión en el Liner forma un jet de las partículas del metal con
una velocidad aproximada de 20000 pies/seg, que sale con un presión en este
punto de 10’000000 Psi. (Brito, 2013)
68
Las cargas que se encuentran no recubiertas producen cráteres lisos y poco
profundos, un efecto plan no permite una óptima penetración, cuando las
cargas se encuentran forradas se logra un mejor penetración usualmente se
forra con cobre y metal (Liner). Estas cargas provocan en la formación huecos
en forma de V, con una cavidad que logra una penetración en la formación;
estos tipos de penetración se indican en la siguiente figura.
Figura 31. Efecto de Cavidad
Fuente: (Schlumberger, 2002)
Las cargas tipo jet debido a tener alta sensibilidad, cualquier contratiempo
puede causar un mal funcionamiento en el sistema de cañoneo, lo cual se
deriva un una corta penetración y un orificio inadecuado. Esta falla puede ser
producida por:
Insuficiente suministro de corriente, voltaje o presión para el detonador.
Cordón detonante mojado, húmedo o detonador en mal estado.
Empaquetamiento insuficiente o viejo del explosivo principal.
69
El Liner de la carga no se encuentra posicionado o con un buen
contacto con el explosivo.
La exposición a altas temperaturas a componentes de baja
temperatura.
Figura 32. Proceso de Cañoneo con Cargas Jet Utilizando Liner Sólido de Metal
Fuente: (Halliburton, Perforating Solutions, 2012)
70
2.31.1.2. Millenium
Este tipo de cargas son las más ampliamente utilizadas dentro de las Cargas
Jet Research Center, como todo elemento en el cañoneo ha evolucionado con
el fin de proporcionar mayor facilidad en la utilización y también con el fin de
optimizar la penetración, el enfoque de estas cargas fue optimizar el
rendimiento de pico de velocidad del jet mejorando las especificaciones del
Liner pero el principio de las cargas Millenium es el mismo. (Brito, 2013)
Las cargas Milleniun son más eficientes en formaciones duras, las cargas Jet
penetran mejor en formaciones de baja resistencia de compresión,
particularmente si los cañones Se disparan en un espacio libre de 0”.
2.31.1.3. Ventajas
Mejor alcance en la penetración.
Atraviesa la zona de permeabilidad alterada.
Reduce la presión a través de las perforaciones.
Previene la escala, parafina, asfaltos.
Evita reacondicionamientos.
71
Figura 33. Secuencia de Penetración de las Cargas
Fuente: (Halliburton, Perforating Solutions, 2012)
2.31.2. MAXFORCE
MaxForce cargas se encuentran dentro las cargas preformadas; estas cargas
producen agujeros en el Casing más consistentes, independientemente del
espacio existente entre el cañon y el Casing, con relación a otras cargas
preformadas (Jet y Millenium). Alcanza una penetración mayor
particularmente en formaciones consolidadas. (Bustillos, 2008)
72
2.32. TIPOS DE CARGAS CONFIGURADAS
2.32.1. CARGAS DE ALTA PENETRACIÓN DP (Deep Penetration)
La geometría del Liner en estas cargas es cónica por lo que producirá un jet
estrecho, alargado y fino, produciendo una penetración poco profunda y un
diámetro de agujero pequeño.
El Liner se encuentra formado por varias mezclas pulverizado, el cual colapsa
formando el jet que generara el canal de comunicación entre el pozo y la
formación, dejando una mínima cantidad de residuos que generalmente es del
casco. (Benavides Gualapillo, 2012)
Cuando el casco es formado por zinc se desintegrara por completo
formándose prácticamente polvo, lo cual se puede evacuar fácilmente,
mientras que para cascos de cero se genera residuos más grandes
produciendo que una parte no se pueda evacuar y quede dentro del tubo
Figura 34. Liner de Cargas Moldeadas DP
Fuente: (Halliburton, Perforating Solutions, 2012)
73
Secuencia sobre el proceso de detonación con carga de alta
penetración.
Figura 35. Proceso de Detonación con Carga de Alta Penetración
Fuente: (Schlumberger, 2002)
El pico de presión de colapsamiento en la línea central luego de la detonación
alcanza un valor aproximado de 29 MM Psi y decae hasta alrededor de 2,9
MM Psi. Las velocidades en la punta del jet para un Liner de cobre pueden
llegar hasta 28000 pies/seg.
El 20% del material que compone el Liner formara un jet de alta velocidad y el
80% restante pasa a ser de movimiento lento que generalmente no ayuda en
la penetración.
74
Figura 36. Colapsamiento del Jet en Cargas Moldeadas DP
Fuente: (Halliburton, 2012)
Las cargas DP comunes, crean diámetros de huecos entre 0.2 y 0.5 pulgadas
con profundidades de una o varias docenas de penetración en hormigón.
Estas cargas (DP), son utilizadas principalmente para perforar formaciones
duras.
2.32.2. CARGAS DE HUECO GRANDE, BH (Big Hole)
En este tipo de cargas la geometría del Liner es parabólica o hemisférica, son
usados para maximizar el rendimiento de la densidad de disparo y el área total
de flujo.
75
Figura 37. Liner de Carga Moldeada BH
Fuente: (Halliburton, 2012)
Este tipo de Liner producirá un movimiento lento ya que arrastra mayor
cantidad de masa, generando una perforación poco profunda, el diámetro del
hueco creado en el revestidor será mayor con respecto a cargas DP.
La presencia de fluido en el anular proporciona una resistencia natural lo que
ayuda a la formación del Jet, para un diseño apropiado del Liner se debe tomar
en cuenta la igualdad entre el diámetro y la velocidad en el momento de
impacto con el revestidor, de tal forma que para el diseño de una determinada
carga exista una óptima “longitud focal” en cargas BH es necesario en lo
posible alinear y centralizar las cargas para obtener mejor resultado.
(Halliburton, Perforating Solutions, 2012)
76
Figura 38. Proceso de Detonación con Carga BH
Fuente: (Schlumberger, 2002)
Las cargas BH son usadas normalmente para perforar formaciones no
consolidadas. Estas cargas son diseñadas con diámetros de hueco entre 0.6
y 1.5 pulgadas con penetraciones son generalmente de 8 pulgadas o menos.
2.33. COMPONENTES DE UNA CARGA
Figura 39. Partes de una Carga
Fuente: (Schlumberger, 2002)
77
2.33.1. CASCO
Es la parte que contiene los demás componentes, está sujeto a gran presión
y temperatura, además soportan una abrasión de parte de los fluidos del pozo.
Está fabricado de distintos materiales como: zinc, acero, cerámica o vidrio, la
función del casco es mantener la fuerza generada por la detonación hasta
formar el jet.
2.33.2. LINER
Es donde se ubica toda la carga expuesta para penetrar en el Casing, cemento
y formación, la presión ocasionada por la explosión hace que el Liner colapse
y se forme el jet.
Tiene forma parabólica o cónico de acuerdo a la clase de carga al que
pertenezca, se ubica en el centro de la carga, su fabricación se da con una
mezcla de polvos metálicos como el cobre, tungsteno, zinc y plomo que dan
la densidad apropiada y un gradiente de velocidad contante para lograr una
penetración profunda
2.33.3. PRIMER
El primer o booster está compuesto por explosivos de alta sensibilidad que la
del explosivo principal, su función es transmitir la onda de choque desde el
cordón detonante hasta el explosivo principal.
78
2.33.4. EXPLOSIVO PRINCIPAL
Es el elemento primordial de la carga, es la que provee energía necesaria a
altas velocidades para producir un jet y determina la penetración que pueda
alcanzar.
2.33.5. CORDÓN DETONANTE
Es un cable eléctrico que conecta las cargas y los cañones, cuya función es
accionar en secuencia al ensamblaje del cañon.
2.34. PROCESO DE CAÑONEO
El cañoneo consiste en la detonación de la carga moldeada, con el objetivo
de lograr perforar el revestidor, cemento y la formación, permitiendo así el
paso de los fluidos contenido dentro de la formación hacia el pozo, por el
orificio creado por el disparo.
El número de las perforaciones producidas es de acuerdo al número de cargas
colocadas en el cañon, densidad de disparo y fase de disparo.
79
Figura 40. Esquema del Proceso de Cañoneo
Fuente: (Baker Hughes Wireline Services, 2008)
En la figura anterior podemos observar que inicialmente no existe alteración
sobre las condiciones de la formación, revestidor, cemento y formación.
Cuando el jet se ha disparado ya ha perforado el revestidor, el cemento y la
formación, esta acción del jet ha provocado que se genere la zona
compactada. La zona compactada es una mezcla de roca pulverizada con
residuos de material explosivo que es contenido dentro de la formación.
Luego del disparo, podemos observar una zona denominado “debris” o
residuos, que son residuos en su mayor parte del explosivo utilizado en la
carga. Antes de que el fluido empiece a fluir hacia el pozo, el material está
ubicado en la perforación, retenido hasta cuando el pozo entre en producción.
Al momento de iniciar la producción el pozo, las proximidades donde se
cañoneo sufren una alteración de la permeabilidad de la formación, esta
alteración provocara una reducción de la permeabilidad original de la
formación. El espesor de esta zona es de aproximadamente de ½ pulgada. A
80
esta alteración de la permeabilidad se la conoce como daño de la formación
cañoneada. (Benavides Gualapillo, 2012)
2.35. DETONACIÓN DE LAS CARGAS MOLDEADAS
Cuando el detonador ha sido accionado por medio del cordón detonante, las
cargas moldeadas siguen una secuencia de detonación, el proceso que dura
solo unos cuantos microsegundos.
Figura 41. Detonación Secuencial de Una Carga Moldeada
Fuente: (Schlumberger, 2002)
En la figura anterior se puede observar en el tiempo de 1 microsegundo (µs),
la carga está completa, en el tiempo de 4 microsegundos (µs), se observa la
deformación del Liner, en el tiempo de 9.4 microsegundos (µs), se observa
una deformación del protector de la carga moldeada, y la carga explosiva se
expande, formando el jet perforador. Al tiempo de 16.6 microsegundos (µs),
la detonación de la carga está en la condición perfecta para realizar un disparo
con el jet ya formado. (Bustillos, 2008)
81
2.36. FACTORES QUE AFECTAN LA EFICIENCIA DE
CAÑONEO
La eficiencia del pozo se examina mediante la productividad, y se determina
con la utilización del índice de productividad para evaluar el potencial del pozo;
y su ecuación matemática para el cálculo está dada por:
𝐼𝑃 = 𝑞
𝑃𝑊𝑆−𝑃𝑤𝑓 Ec. [5]
Donde:
q = Caudal de fluido producido (Bls)
Pws = Presión del reservorio (psi)
Pwf = Presión de fondo fluyente (psi)
Las unidades de campo del IP, vienen dado por Bls/día*psi.
También se puede determinar la productividad de un yacimiento, es por medio
de la Relación de Productividad (RP); el mismo que considera el efecto del
diseño del sistema de disparo como: penetración, densidad, fase, diámetro
del agujero, daño, etc. Se representa por la siguiente ecuación:
𝑅𝑃 = 𝑄𝑐𝑜𝑚𝑝𝑙𝑒𝑡𝑎𝑑𝑜
𝑄ℎ𝑢𝑒𝑐𝑜 𝑎𝑏𝑖𝑒𝑟𝑡𝑜=
𝑙𝑛 (𝑟𝑒𝑟𝑤
)
[𝑙𝑛 (𝑟𝑒𝑟𝑤
))+𝑆𝑡] Ec. [6]
Donde:
82
𝑄𝑐𝑜𝑚𝑝𝑙𝑒𝑡𝑎𝑑𝑜 = Rata de produccion de una zona entubada y disparada.
𝑄ℎ𝑢𝑒𝑐𝑜 𝑎𝑏𝑖𝑒𝑟𝑡𝑜 = Producción de la zona de interés entubada pero a hueco
abierto (Bl).
𝑆𝑡 = Daño total.
𝑟𝑒 = Radio de drenaje (pulg).
𝑟𝑤 = Radio del pozo (pulg).
Otra opción para analizar la productividad del yacimiento es la Eficiencia de
flujo (EF), que es la condición de daño o estimulación del pozo; se expresa
como la condición de índice de productividad real e ideal.
𝐸𝐹 = 𝑃−𝑃𝑤𝑓′
𝑃− 𝑃𝑊𝐹 Ec. [7]
Donde:
P = Presión del reservorio (psi).
𝑃𝑤𝑓 = Presión de fondo fluyente (psi).
𝑃𝑤𝑓′ = Presión de fondo fluyente ideal.
Si la eficiencia de flujo del pozo es de 0.1 (pozo con daño positivo), es cuando
el pozo produce el 10% de fluido con una pérdida del 90% de su producción,
caso contrario si el pozo tiene una eficiencia de flujo 2 (pozo con daño
negativo), esto indica que la producción se duplica. (Benavides Gualapillo, 2012)
83
2.37. FACTORES CLAVES QUE AFECTAN LA
PRODUCTIVIDAD DEL POZO
Factores geométricos de disparo.
Presión diferencial al momento de disparo. (descrito anteriormente)
Tipo de cañones y cargas.
Daño generado por el disparo.
Daño causado por el fluido de perforación.
Daño causado por la terminación.
Existen factores que pueden ser controlados durante el proceso del diseño del
cañoneo, por lo tanto con el análisis de las condiciones del pozo y la selección
del sistema más adecuado se puede obtener una máxima productividad del
pozo. (Bustillos, 2008)
2.37.1. FACTORES GEOMÉTRICOS DE DISPARO
La geometría de las perforaciones producidas por las cargas explosivas en la
formación a través del cañoneo, influye en la relación de Productividad del
pozo, y se determina por los siguientes factores geométricos.
Estos factores determinan la eficiencia del flujo en un pozo disparado y son:
Penetración.
Densidad de carga por pie.
Fase angular entre perforaciones.
Diámetro del disparo.
Otros factores que pueden ser considerados en ciertos casos particulares son:
Penetración parcial, desviación del pozo, grado de inclinación de la formación
y radio de drenaje.
84
Figura 42. Factores Geométricos del Sistema de Disparo
Fuente: (Schlumberger, 2002)
2.37.2. FASE DE DISPARO O ÁNGULO DE DISPARO
Angulo fase, esta variable de cañoneo es muy importante para el proceso de
disparos, ya sea en sistemas de cañoneo con tubería o cable eléctrico.
Como cuando se diseña en un Angulo fase de 0º, los disparos están dirigidos
en un mismo plano y se descentraliza el cañon hacia donde se realizaran los
disparos, se tendrá una profundidad considerable en la formación.
El porcentaje de productividad se reduce en (5 a 10%) debido a que el fluido
tendrá que atravesar un camino más tortuoso hasta llegar al pozo.
Para formaciones donde las fracturas naturales sean predominantes, es
recomendable escoger ángulo fase en varias direcciones ya que esto
aumentara la probabilidad de conectar los disparos con las fracturas.
Existen arreglos de 0º, 25º, 7º/128ª, 5º, 30º/150º, 45º/135º, 51.4º/154.3º,
60º/120º, 90º, 120º, 138º, 140º/160º y 180º. Los más usados son de 60º.
(Sobrevilla Arias , 2011.)
85
En el siguiente grafico se muestran los arreglos de ángulos fase antes
mencionado.
Figura 43. Arreglos de Ángulo Fase
Fuente: (Halliburton, Perforating Solutions, 2012)
2.37.3. PENETRACIÓN Y DENSIDAD DE DISPARO
En las operaciones de cañoneo el objetivo primordial es conseguir la mayor
penetración posible, sin tener problemas adicionales, si es necesario
sacrificando el tamaño del orificio.
Densidad de disparo se refiere al número de disparos por pie a realizar en un
trabajo de cañoneo, su diseño se debe tomar muy en cuenta ya que por
ejemplo: al cañonear con un ángulo fase de 0º los disparos se producen en
un solo plano, esto provocara el colapso del Casing por su debilitamiento.
86
Una acertada planificación de disparo no solo provocara que el flujo de fluidos
hacia el pozo sea más continua por los orificios causados, sino también
contactar con las capas hidrocarburíferas adyacentes. (Brito, 2013)
Figura 44. Esquema de Penetración y Densidad de Una Perforación
Fuente: (Baker Hughes Wireline Services, 2008)
2.37.4. SEPARACIÓN (CLEARANCE)
Se refiere a la descentralización o separación entre la pared del Casing y la
carga, este parámetro se debe tomar en cuenta de acuerdo a programas ya
ejecutados, se debe poner en el diseño, tomando en cuenta el diámetro del
hueco en la entrada del túnel originado por el jet, que es el área expuesta al
flujo en un disparo.
Figura 45. Cañon Centralizado y Descentralizado
Fuente: (Halliburton, 2012)
87
2.38. JERARQUÍA DE LOS FACTORES GEOMÉTRICOS EN EL
DISEÑO DE UN CAÑONEO
La jerarquía de los factores geométricos, se refiere a la importancia que tiene
cada una de ellas dentro de un cañon, para un trabajo determinado.
La importancia que toma cada una de los factores es de acuerdo al tipo de
completación que se esté diseñando, y el tipo de formación a cañonear.
En la siguiente tabla se puede observar su importancia, de acuerdo a la
completación del pozo; siendo 1 de mayor prioridad y 4 la de menor prioridad.
Tabla 11. Importancia de los Factores Geométricos de Acuerdo a la Completación del Pozo
Fuente: (Baker Hughes Wireline Services, 2008)
Tabla 12. Jerarquía Factores Geométricos de Acuerdo al Tipo de Formación
Fuente: (Baker Hughes Wireline Services, 2008)
88
2.39. PRESIÓN DIFERENCIAL AL MOMENTO DEL DISPARO
Es la interacción entre la completación del pozo y su formación. Esto ayuda o
dificulta el proceso de limpieza de disparos y esto influya en lo menos posible
en la productividad, por esta razón es recomendable realizar la operación en
la condición de bajo balance en lugar de la condición de sobre-balance.
En la medida que se ha desarrollado los sistemas de cañoneo, también se
desarrollado las condiciones en la cual se realizara la operación, esta se
refiere a la condición de presión diferencial que podría generarse con la ayuda
de algún fluido de control.
Esta columna de fluido de control que se encuentra en el interior del pozo
puede generar dos condiciones de presión diferencial para el proceso de
cañoneo que son:
Presión de sobre balance. (Presión hidrostática > Presión de formación)
Presión de bajo balance. (Presión hidrostática < Presión de formación)
Estas dos condiciones han sido consideradas para mantener la seguridad en
la operación de cañoneo, mejorar la efectividad de cañoneo, así como también
para reducir el daño en la formación. (Benavides Gualapillo, 2012)
2.39.1. OPERACIÓN SOBRE-BALANCE
El objetivo en esta terminación es fracturar la formación al momento de la
detonación, pero si la presión es insuficiente después del disparo y antes que
fluya el pozo, existe taponamiento con los residuos de la carga.
89
Una vez que el fluido se dirija hacia el pozo es posible que las perforaciones
se taponen parcialmente, por lo tanto se tenga una zona de baja
permeabilidad.
La columna de fluido de control en esta condición se lo controla dentro del
pozo, para obtener que la Ph. > Pr.
La operación de sobre-balance garantizara que al momento de realizar el
cañoneo los fluidos presurizados del reservorio no provoque una reacción de
“soplo” hacia la superficie del cañon utilizado, cuando los fluidos empiecen a
ascender a la superficie, reduce el daño a la formación.
Esta es una técnica de estimulación cercanas al pozo, esta técnica ha ganado
popularidad en pozos donde no se ha tenido efectividad con disparos en bajo
balance, se realiza principalmente cuando el sistema de cañoneo es bajado
con cable eléctrico. (Benavides Gualapillo, 2012)
Figura 46. Esquema de Cañoneo Sobre-Balance
Fuente: (Schlumberger, 2002)
90
2.39.2. OPERACIÓN BAJO BALANCE
Esta condición se opone totalmente a la operación de sobre-balance, en esta
condición la columna de fluido de control dentro del pozo generara una presión
hidrostática menor a la presión de reservorio (Ph < Pr).
En una operación de cañoneo bajo estas condiciones, la limpieza de los
residuos de las cargas se da en forma eficiente y la zona comprimida será
expulsada por acción del brote del fluido de completación, previene futuros
trabajos de estimulación.
Disparar a esta condición es recomendable para una limpieza de los agujeros,
sin embargo el empleo de presiones diferenciales muy altas es inapropiado
ya que al superar un valor determinado de presión, no se conseguirá una
mejora en el proceso de limpieza, más bien puede inducirse un aporte de
arenas finas de la formación que impiden el flujo a través de la perforación, o
un colapso de la tubería de revestimiento.
La condición de bajo balance es utilizado en operaciones donde el cañon es
bajado al pozo a través de la tubería de producción (TCP), ya que el cañon al
estar asegurado dentro de la tubería no existe el riesgo de un “soplo” sobre el
cañon cuando empiece a fluir el pozo. (Benavides Gualapillo, 2012)
Figura 47. Esquema de Cañoneo Bajo Balance
Fuente: (Schlumberger, 2002)
91
2.40. CONSIDERACIONES PARA REALIZAR EL CÁLCULO DE
CONDICIÓN DE DISPARO
Grado de consolidación a la formación.
Permeabilidad de la formación
Fluido en los poros.
Presión de colapso de las tuberías y equipos.
Grado de invasión del fluido de perforación.
Tipo de cemento.
2.41. DETERMINACIÓN DE LA PRESIÓN A CONDICIONES DE
BAJO BALANCE (ΔP)
Para determinar la presión de bajo balanceada se utilizan datos como la
permeabilidad, tiempo de tránsito o densidad de la formación; el
procedimiento a seguir es: debemos encontrar un punto de presión promedio
entre una presión de bajo balanceada mínima y máxima.
Si la formación es consolidada, se deberá tomar en cuenta la permeabilidad y
el tiempo de tránsito o la densidad volumétrica de la formación.
ΔPmax = Pr-Ppmin Ec. [8]
Donde:
Pr = es la presión del reservorio (psi)
Ppmin = es la presión de poro mínima.
92
Presión de Poro
La presión de poro es la fracción de los esfuerzos normales y de corte
transmitidos por los puntos de contacto entre las partículas de la roca y los
líquidos contenidos dentro de ella, llamados presiones hidrostáticos,
produciendo una presión hidrostática que es igual en todas las direcciones. A
medida de que la presión de poro disminuye existe más riesgo de arena.
Cálculo de la presión bajo-balanceada mínima (ΔPmin)
𝛥𝑃𝑚𝑖𝑛 = 3500
𝐾0.37 Ec. [9]
K = Permeabilidad (md)
3.- Cálculo del punto promedio de presión 𝛥𝑃̅̅ ̅̅
𝛥𝑃̅̅ ̅̅ = ( ∆𝑃𝑚𝑎𝑥+ ∆𝑃𝑚𝑖𝑛)
2 ≅ ∆𝑃 Ec. [10]
Arenas no consolidadas.
1.- Cálculo de la presión bajo balanceada máxima.
ΔPmax = 3600 – 20 Δt Ec. [11]
Donde:
93
Δt = Tiempo de transito de la formación.
ΔPmax = 2340 ρb – 4000 Ec. [12]
Donde:
Ρb = Densidad de la formación.
2.- Calculo de la presión bajo-balanceada mínima (ecuación C) ΔPmin.
𝛥𝑃𝑚𝑖𝑛 = 3500
𝐾0.37 Ec. [13]
Donde:
K = Permeabilidad (md).
3.- Calculo del punto promedio de presión 𝛥𝑃̅̅ ̅̅
Cuando ya se ha encontrado el valor de ΔPmax y ΔPmin en los
procedimientos anteriores, se determina el punto medio de presión diferencial
bajo-balanceada.
𝛥𝑃̅̅ ̅̅ = ( ∆𝑃𝑚𝑎𝑥+ ∆𝑃𝑚𝑖𝑛)
2 ≅ ∆𝑃 Ec. [14]
Basándose en estudios estadísticos realizados por W. T. Bell en 1984, se
llegó a establecer rangos de presión bajo-balanceada para limpiezas de las
perforaciones. De petróleo y gas; como se indica en la siguiente cuadro.
94
Tabla 13. Rango de Permeabilidad de los Fluidos del Pozo
Fuente: (Geodynamics, 2004)
Cuando los registros eléctricos indiquen una invasión somera de fluido de
perforación y/o utilizo cemento con baja perdida de agua, la presión de bajo
balanceada de encontrar entre ΔPmin y el punto promedio de presión.
En ocasiones cuando los registros indican una invasión de fluido de
perforación de media a profunda y/o se utilizó cemento con media o alta
perdida de agua, la presión bajo-balanceada se encontrara entre el punto
promedio de la presión y ΔPmax. (Bustillos, 2008)
2.42. DAÑO A LA FORMACIÓN DEBIDO AL CAÑONEO
Durante el proceso de perforación y completación, la formación sufre
modificaciones a sus condiciones iniciales de porosidad y permeabilidad,
debido al fluido de perforación, cemento y fluido de control.
Cuando realizamos la operación de cañoneo la roca sufre daños,
principalmente en su permeabilidad esto restringe el flujo de fluido en la zona
compactada. La zona compactada (crushed zone), es el primer obstáculo a
supera para una operación efectiva luego del cañoneo, donde su
permeabilidad es de alrededor del 10% de la permeabilidad de la zona virgen.
95
En esta zona también existe la caída de presión que afecta principalmente a
la producción del pozo. (Brito, 2013)
Figura 48. Zona Compactada Generada Luego del Cañoneo
Fuente: (Baker Hughes Wireline Services, 2008)
2.42.1. DAÑO GENERADO POR EL DISPARO
Cuando se realiza el proceso de cañoneo las cargas configuradas luego de la
detonación crea una “película” que se opone al flujo de fluido en el orificio
perforado.
El jet penetra en la roca matriz produciendo una zona compactada alrededor
del túnel de perforación y reduciendo la permeabilidad original. Esta zona está
compuesta por granos triturados y compactados formándose una capa de
alrededor de 0.25 a 0.5 pulgadas, este grosor no es uniforme y decrece
mientras se acerca el final del canal de perforación. (Brito, 2013)
96
Figura 49. Daño Producido por Disparo a la Formación
Fuente: (Schlumberger, 2002)
El daño es un factor importante a considerar, por la cual se busca desarrollar
métodos que reduzcan el daño durante los disparos, mejorando los diseños o
la composición de las cargas y mediante el uso de las siguientes técnicas:
Disparos en Bajo- Balance, donde el operador libera los daños mediante una
limpieza efectiva de la formación
Disparos en Sobre-Balance Extremo, en donde se intenta inducir daño a las
perforaciones mediante microfracturas que atraviesen la zona dañada, estas
presiones se puede obtener del pozo en sí, presurizando con N2 o mediante
la utilización de cargas con Propelente. (Brito, 2013)
97
2.42.2. DAÑO CAUSADO POR EL FLUIDO DE COMPLETACIÓN
El fluido de completación es muy importante para obtener óptimos resultados,
si existe material extraño en el fluido, este podría ser empujado dentro de la
perforación por efecto de la formación del Jet, resultando taponamiento.
Luego del disparo se generan gases asociados con la explosión, lo que
provocaría que el frente del fluido sea lanzado dentro del túnel de perforación,
creándose una condición de sobre-balance con las fuerzas del impacto y si el
fluido no es íntegramente limpio, las partículas se adhieren a las paredes del
túnel, alterando la geometría radial del flujo y la productividad del pozo.
El efecto combinado de estos factores como: daño del pozo, las perforaciones
de las cargas, penetración parcial y le desviación, se denomina “efecto
pendular” y genera una caída de presión que afecta la producción del
yacimiento. (Brito, 2013)
2.42.3. DAÑO GENERADO POR EL LODO DE PERFORACIÓN
Durante el proceso de perforación del pozo, existe un daño inevitable a la
formación debido a la invasión del lodo de perforación, generalmente este
daño se asocia al taponamiento de los poros alrededor del pozo.
En la industria del petróleo la tendencia es utilizar fluidos que cumplan con el
objetivo de perforación rápida, segura y económica, sin tomar en cuenta que
puede ocasionar efectos del fluido contraproducentes sobre la productividad
del pozo.
El lodo de perforación forma una costra para evitar una invasión masiva del
fluido hacia la formación, pero si no es removida antes de realizar la
cementación, las partículas sólidas pueden ser empujadas hacia el interior del
98
orificio abierto por el jet del disparo, es así que se vuelve un reto atravesar
esta zona dañada durante la operación. (Brito, 2013)
2.43. DESCRIPCIÓN DE LAS TÉCNICAS DE CAÑONEO
La operación de cañoneo conlleva desde la selección del cañon que es parte
primordial del ensamblaje del sistema de cañoneo o punzonamientos. Existe
una serie de componentes explosivos diseñado para operar en forma
secuencial y en un tiempo determinado. La reacción de un componente del
sistema de cañoneo va en cadena con el otro componente y eventualmente
culmina en un punzonamiento de la tubería de revestimiento y del cemento.
(Brito, 2013)
Una vez que la secuencia ha empezado no hay como pararlo, ya que la
secuencia completa va desde la activación del detonador hasta la penetración
de la tubería de revestimiento y del cemento, en un tiempo de microsegundos.
El componente más importante de un cañon es la carga jet o carga chorro. El
explosivo en la carga expulsa un jet de partículas metálicas a alta velocidad
que llegan hasta la formación. Estas cargas son elementos de precisión que
deben ser fabricados y diseñados para obtener resultados óptimos. (Benavides
Gualapillo, 2012)
2.44. TÉCNICAS DE CAÑONEO
Dentro de la completación de un pozo se tiene procesos de selección como
de fluidos, cañoneo de la zona de interés, control de arena y diseño de
configuración.
99
En esta sección se trata de describir un análisis corto sobre el cañoneo con
diferentes técnicas, en la industria petrolera se han desarrollado varias
técnicas, entre las que se conocen: disparos con cable eléctrico (WL), con
tubería (TCP convencional), que se describan posteriormente y otras técnicas
no tan comunes como el Slickline, Coiled Tubing, para finalizar con un análisis
de la técnica de disparos PERF STIM operada por Halliburton.
2.44.1. SISTEMA DE CAÑONEO CON CABLE O WIRELINE (WL)
Este sistema de cañoneo bajado con cable puede ser usado antes o después
de introducir la tubería de perforación, la ventaja de realizar el disparo previo
a la introducción del aparejo es que se pueden usar cañones de diámetro más
grande y generar un disparo más profundo.
Los disparos se realizan en sobre balance con el propósito de minimizar el
soplado de los cañones hacia arriba, debido a altas presiones existentes en
el espacio anular y en superficie.
Al disparar en sobre-balance provoca un taponamiento de los canales de
comunicación por los residuos de la carga, inclusos si el intervalo de disparo
es corto o el pozo inicia su producción, en conclusión a esta condición de
disparo es difícil que se obtenga una limpieza eficaz de las perforaciones,
debido a altas velocidades de flujo y turbulencia en el frente productor.
Esta técnica es relativamente más económica y no muy demorosa, permite
realizar el diseño del cañon compatible al diámetro de la tubería de
revestimiento, estos disparos causan mayor daño por disparo, lo que provoca
una reducción de la permeabilidad inicial de hasta un 80%, la operación dura
alrededor de 4 a 8 horas. (Benavides Gualapillo, 2012)
100
Figura 50. Esquema de Cañoneo con Wireline
Fuente: (Halliburton, Perforating Solutions, 2012)
2.44.1.1. Ventajas del sistema de cañoneo con cable eléctrico
En caso de que exista alguna falla el tiempo de perdida es mínimo en relación
a TPC (cañones transportados por tubería de Producción)
El costo de servicio es más económico con relación al tiempo de taladro
utilizado con TPC.
La operación es rápida al aumentar el rango de temperatura para las cargas
usadas, dura entre 4 y 8 horas.
Permite la selección del tamaño del cañon de acuerdo con el diámetro de la
tubería de revestimiento.
Se puede disparar en zonas de alta presión.
No requiere necesariamente una torre de perforación.
101
2.44.1.2. Desventajas del sistema de cañoneo con cable eléctrico
Al dispararse en condición de sobre-balance provoca daño severo en la
formación.
Los disparos se realizan con el pozo lleno de agua de control. Previniendo un
reventón con cañon dentro del pozo.
Disminución de la permeabilidad en la zona triturada, esto si se realiza el
cañoneo en condiciones de sobre-balance.
Cuando se efectúa la operación es necesario interrumpir las comunicaciones
de radio y maniobras de suelda con el fin de evitar que interfieran con el
disparo.
La máxima de inclinación para obtener un disparo óptimo es de 65º.
Requiere múltiples corridas para intervalos grandes.
2.44.2. CAÑONEO CON TCP (Tubing Conveyed Perforating)
Este sistema fue desarrollado y patentado en 1950 por EXXON, para vencer
los daños ocasionados por la formación al punzonar con Casing convencional
y fluido dentro del pozo, con una presión favorable a la formación.
Este sistema de cañoneo requiere de Tubing o tubería de producción, para el
transporte de cañones hasta llegar a la profundidad que se desea disparar.
Su detonación pude ser mecánica o hidráulica, ya que el interior de la tubería
se llena con el fluido de control. Esta técnica de cañoneo (TCP) utiliza cañones
del tipo Casing Gun. (Benavides Gualapillo, 2012)
102
El método de TCP debe ser operado en fluido limpio con una presión de bajo
balance (underbalance), es decir, que la presión de la formación es mayor que
la presión de la columna hidrostática.
El objetivo de la operación de cañoneo con TCP es crear agujeros profundos,
grandes y simétricos, favoreciendo la productividad del pozo, a su vez permite
seleccionar cañones con grandes diámetros, cargas de alta penetración, alta
densidad de disparos, con longitudes extensas a cañonear en un mismo viaje,
facilitando la condición de bajo-balance de los disparos, dependiendo del
diseño los cañones serán recuperados o desechados en el pozo.
El sistema permite eliminar el daño producido por la perforación, cementación
y cañoneo, utilizando la misma energía del yacimiento lo que ayuda a tener
una productividad optima a pesar de los taponamientos de las perforaciones.
El armado TCP permite ubicar los cañones para la operación de cañoneo,
bajando a través de la tubería de Perforación o Producción, con una conexión
giratoria transmitida por los explosivos, se lo puede utilizar en pozos
horizontales donde los disparos son orientados en una dirección especifica al
borde del pozo, además es bidireccional, permitiendo la explosión en
cualquier sentido. (Bustillos, 2008)
Permite obtener una penetración profunda, en la cual la zona triturada y los
residuos de las cargas son removidos y eliminados por medio de la presión
favorable de la formación, con la energía propia del yacimiento.
103
Figura 51. Sarta De Cañoneo TCP
Fuente: Perforating Solutions, Halliburton
Con TPC, el cañón puede ser disparado por una de las siguientes
maneras:
1. Por caída de una barra detonadora que se lanza a través del Tubing
hasta que golpee el pin de disparo del cañon.
2. Por aplicación de una presión diferencial sobre el pistón de detonación.
2.44.2.1. Ventajas del sistema de cañoneo TCP
Puede cañonear grandes intervalos en un solo viaje, además puede llegar
a penetrar hasta 3 tuberías de revestimiento o Casing.
104
En formaciones sensibles a los fluidos de completación se puede disparar,
evaluar y completar simultáneamente el pozo.
El bajo balance necesita ser ajustado una sola vez y permite una vez,
además ayuda a un óptimo limpiado de las formaciones.
El control de los pozos se realiza a través del packer y el Tubing.
Ofrece seguridad y control total del pozo durante el tiempo de operación.
Se puede emplear en pozos altamente desviados con ángulos de
inclinación superiores a 65º, para pozos horizontales es la única opción de
disparo.
Posee mayor seguridad en situaciones donde exista altas presiones o H2S
(ácido sulfhídrico), que los cañones transportados por Wireline.
No requiere interrumpir comunicaciones de radio, operaciones de suelda
durante el proceso de operación.
Son adaptables para trabajos con registradores de presión activados luego
del disparo.
2.44.2.2. Desventajas del sistema de cañoneo con TPC
El costo de operación es elevado, tomando en cuenta el tiempo utilizado
por el taladro necesario para el trabajo.
El cañon utilizado una vez disparado es desechado.
Se necesitan explosivos más costosos comparados con el sistema
Wireline, ya que los explosivos TPC son más resistentes a altas
temperaturas.
105
La ubicación del cañón en la profundidad adecuada mediante la sarta
requiere de mucho tiempo.
2.44.3. SISTEMAS DE CAÑONEO CON COILED TUBING O TUBERÍA
FLEXIBLE
Esta herramienta anteriormente se consideraba de alto riesgo y aplicable
solamente a trabajos especiales, pero en la actualidad es una herramienta
principal para varias operaciones de intervención de pozos.
Este sistema de cañoneo utiliza la llamada tubería flexible para bajar el cañon
al pozo. La tubería flexible se halla compuesta por secciones de acero para
facilitar su transporte, se encuentra enrollada en un tambor ubicado en una
unidad o un camión destinado para la tubería, también posee otros elementos
complementarios al taladro de reacondicionamiento, que permiten ubicar los
cañones en la zona de interés. (Brito, 2013)
Figura 52. Unidad de Tubería Flexible
Fuente: (Baker Hughes Wireline Services, 2008)
106
Las sartas de Coiled Tubing pueden tener una longitud de 28000 ft o superior
según el carrete, los diámetros de la tubería están entre 1” a 4”, siendo las
comúnmente utilizadas las de 1” ¼ a 2 “.
El proceso de disparo se lo realiza a condición de bajo-balance, permitiendo
la reducción de daño en un alto porcentaje.
Existen dos formas de accionar el cañon en este sistema una es por un
detonador eléctrico, cuando el cable eléctrico es bajado por el interior de la
tubería flexible, conjuntamente con el cañon. La otra forma cuando el
detonador es accionado por presión hidráulica con el fluido que se encuentra
dentro de la tubería flexible.
Una unidad motriz hidráulica o aparato motriz controlado a través de una
consola ubicada en la cabina central, acciona el cabezal del inyector para
desenrollar la tubería.
La tubería continúa y pasa por el cuello de cisne y a través de un cabezal del
inyector antes de ingresar al pozo por medio del equipo de pozo, q costa
generalmente de un prensaestopas, un tubo prolongador y un conjunto (BOP),
sobre el cabezal del pozo.
Para recupera la tubería flexible, el proceso se invierte hasta llegar al carrete
y enrollarlo.
El cañoneo con Coiled Tubing permite una mayor capacidad y flexibilidad que
los sistemas de Wireline o TPC. Este sistema también presenta mayor rigidez
y fuerza al momento de ser utilizado en operaciones de cañoneo, lo que
soporta mayor fuerza de tensión y comprensión que el cable eléctrico, esta
operación de cañoneo es más eficiente en pozos altamente desviados y
horizontales, cuando los cañones a ser bajados sean de mayor longitud y
peso. (Brito, 2013)
107
2.44.3.1. Ventajas de cañoneo con Coiled Tubing o tubería flexible
Su principal ventaja es que no existe problema al ser corrido en pozos
desviados.
Disminuye los tiempos de operación con poco personal.
Puede continuamente circular fluido y mover la tubería.
2.44.3.2. Desventajas de cañoneo por Coiled Tubing o tubería
flexible
Su utilización se da en intervalos pequeños a medianos.
Soporta menor fuerza de tensión que un sistema de TCP.
Altas pérdidas de presión por fricción al circular.
2.44.4. SISTEMA DE CAÑONEO CON SLICKLINE
Este sistema es similar al convencional bajado con cable eléctrico o Wireline,
pero con cable más delgado, posee distintos diámetros de acuerdo a lo
requerido.
El proceso es similar a las descritas por el método convencional (Wireline), se
recomienda utilizar en intervalos cortos. (Brito, 2013)
No es recomendable para pozos desviados y horizontales, debido a que estos
presentan inconvenientes operacionales que generan pérdida de tiempo en la
operación, se recomienda realizar en condiciones de sobre-balance.
108
2.44.5. SISTEMAS DE CAÑONEO PURE (Perforating for
Ultimate Reservoir Explotation)
La aplicación de esta técnica se da en condición de bajo balance-dinámico,
fenómeno que se da inmediatamente después del disparo, el estado de bajo
balance dinámico se consigue, si el estado inicial fue de bajo-balance o sobre-
balance estático.
Esta técnica crea túneles limpios con un daño mínimo a la permeabilidad, es
mucho más efectivo que los métodos convencionales de perforación con bajo-
balance logrando perforaciones limpias, incrementando productividad e
inyectividad en los pozos nuevos y viejos. (Benavides Gualapillo, 2012)
Figura 53. Operación de Cañoneo en Condición de Bajo Balance Dinámico
Fuente: (Schlumberger, 2002)
El sistema PURE, es un complemento o sistema adicional a otros sistemas de
transporte como TCP, Wireline, Coiled Tubing y Slickline.
109
El sistema PURE emplea cargas configuradas (color azul) y cargas PURE
especiales (color amarillo) a lo largo de la sarta de pistolas
El propósito de las cargas PURE es crear orificios extras en los
transportadores de las cargas convencionales o en las cámaras PURE
adicionales, sin penetrar en la tubería del revestimiento del pozo, esto para
aumentar la diferencia de presión y optimizar la limpieza de los disparos.
Inmediatamente después de la detonación de la carga, los jets de alta
velocidad forman túneles en la formación, (0 a 100µs. Los diseños PURE
modifican las condiciones de pozo y los parámetros de los cañones para crear
inmediatamente un bajo-balance ideal a lo largo del intervalo de interés
disparado (100 a 200 ms):
El daño de la zona compactada alrededor de los túneles de los disparos y la
oleada inicial desde la formación elimina el daño inducido y los escombros
residuales (300 a 400 ms), producto de la operación.
2.44.5.1. Ventajas del sistema PURE
Reduce considerablemente el daño causado por la perforación o lo fluidos
de completación por medio de un bajo-balance dinámico controlado.
Previene la producción de arena, por el corto periodo de tiempo empleado
para realizar la operación
Para la operación puede encontrarse en bajo-balance o sobre-balance
estático, para luego generar un bajo balance dinámico inmediatamente
luego del disparo en (100 ms), que mejorar la limpieza de las
perforaciones.
Puede ser utilizado como complemento en todas las técnicas de cañoneo
como: TCP, Coiled Tubing, Slickline.
110
2.44.5.2. Desventajas del sistema PURE
La densidad de los disparos podría ser afectada por el diseño del sistema
PURE, al momento de sustituir las cargas convencionales por las cargas
PURE, esto disminuye las perforaciones.
Su costo es adicional al valor de la operación de cañoneo, al ser
completado para optimizar la eficiencia de los disparos, este valor suele
ser representativo.
2.44.6. SISTEMA DE CAÑONEO TIPO ANCLA O MAX-R
MAXR (Monobore Anchor Release X-Tool), por sus siglas en inglés, fue
diseñado básicamente para lograr anclar cañones al Casing. Se puede
transportar en el pozo ya sea por medio de cable eléctrico o tubería.
El sistema MAX-R pude ser utilizado en completaciones convencionales
donde los cañones son transportados al pozo antes de bajar la completación
final, como por ejemplo una BES. (Bustillos, 2008)
Figura 54. Esquema de Cañoneo Max-R
Fuente: (Schlumberger, 2002)
111
Al momento de que la cabeza de disparo es activada y detona al cordón
detonante atravesando el MAXR, se acciona el mecanismo de liberación tipo
“X”, retracta las cuñas del MAXR. El ancla y los cañones caen al fondo del
pozo, dejando a la tubería de revestimiento libre de cualquier restricción a fluir.
El MAXR y los cañones pueden ser fácilmente pescados cuando sea
necesario, en caso de emergencia, el dispositivo posee un mecanismo de
liberación adicional para soltar los cañones. (Bustillos, 2008)
Figura 55. Funcionamiento del Sistema Max-R
Fuente: (Schlumberger, 2002)
2.44.6.1. Ventajas del sistema de cañoneo tipo Ancla O MAX-R
El fluido de completación no se encuentra en contacto directo con la formación
durante el proceso de disparo, lo cual disminuye significativamente el daño a
la formación.
112
Disminuye e tiempo de taladro y costo, ya que se utiliza un sistema Wireline
para su despliegue, y se obtiene horas extras de producción.
Es posible utilizar el sistema de bajo balance estático y dinámico, además
evitando el contacto del fluido de completación con la formación
2.44.6.2. Desventajas del sistema de cañoneo tipo Ancla O MAX-R
No es aconsejable utilizar este sistema, en donde su distancia desde la base
de la zona perforada hasta el fondo del pozo es reducida, ya que por la
operación la herramienta puede caerse al fondo del pozo, y al no haber
espacio suficiente podría interferir en la zona productora disminuyendo la
producción.
No es recomendable usar en pozos donde el ángulo de inclinación es muy
elevados
2.45. TIPOS DE COMPLETACIÓN
Los tipos de completación existentes para realizar el trabajo de cañoneo son:
completación natural, completación que requiere control de arena,
completación para una estimulación.
El tipo de completación es de acuerdo a distintos parámetros de la formación.
Los factores geométricos como la fase de cañon, densidad de disparo,
profundidad de la penetración y diámetro del punzonamiento, son distintos
para cada tipo de completación, e interfiere en el valor de factor Skin,
profundidad y orientación de los disparos. (Benavides Gualapillo, 2012)
113
2.45.1. COMPLETACIÓN NATURAL
La completación natural cumple con el objetivo de maximizar la producción.
Existe un orden de los factores geométricos para esta completación que es la
siguiente:
Densidad de disparo.
Profundidad de disparo.
Fase de cañon.
Diámetro de punzonamiento.
Figura 56. Alineación de los Disparos con Preferencia al Plano de Esfuerzo
Fuente: (Halliburton, Perforating Solutions, 2012)
2.45.2. CONTROL DE ARENA
El control de arena se lo realiza con el objetivo de evitar que la formación se
derrumbe alrededor del disparo, porque estos pueden obstruir al material de
cañoneo.
El drenaje en formaciones no consolidadas puede ocurrir si existe una
considerable caída de presión entre la formación y la cara del pozo. Esta caída
114
de presión es inversamente proporcional a la sección cañoneada. Existe una
probabilidad de que el drenaje se minimice al maximizar el área total
cañoneada, esto se controlara con la densidad de disparo y el diámetro de
punzonamiento. (Benavides Gualapillo, 2012)
Figura 57. Completación Natural y Completación con Gravel Packed
Fuente: (Halliburton, Perforating Solutions, 2012)
Importancia de los factores geométricos para este caso es la siguiente:
Diámetro de punzonamiento.
Densidad de disparo.
Fase del cañon.
Profundidad de disparos.
2.45.3. ESTIMULACIÓN
El objetivo de la estimulación es aumentar el tamaño de los punzonamientos
y mejorar la circulación del fluido hacia la cara del pozo, la estimulación se lo
puede realizar con acidificación y fracturamiento hidráulico.
115
En formaciones que requieren estimulación, el diámetro y dirección vertical de
los disparos es lo primordial, estos factores son seleccionados para controlar
la caída de presión a través de los disparos y por lo tanto minimizar los
requerimientos del equipo de bombeo.
Las operaciones tanto de acidificación y fracturamiento necesitan gran
volumen de fluido que sea bobeado a una alta presión dentro de la formación.
La importancia de los factores geométricos en este caso es la siguiente:
Diámetro de punzonamiento.
Densidad de disparo.
Fase del cañon.
Profundidad de los disparos.
Figura 58. Disparo Mal Orientado y Orientado
Fuente: (Halliburton, Perforating Solutions, 2012)
116
3. METODOLOGÍA
3.1. CAÑONEO PERF STIM
El presenta capitulo tiene como objetivo describir en forma detallada sobre la
técnica de cañoneo Perf Stim, crear una base de datos que contenga
información necesaria para realizar una simulación en los pozos escogidos, y
permita determinar su posible aplicación de la técnica.
Los datos de pozos fueron proporcionados por la empresa Petroamazonas
EP. (PAM), los mismos que fueron simulados por gran parte del software
PULS FRAC y PERF PRO, propiedad de la empresa Halliburton, que trabajan
con la técnica Perf Stim.
3.2. INTRODUCCIÓN
La empresa PETROAMAZONAS (PAM), tiene como misión desarrollar
actividades estratégicas de exploración y explotación de hidrocarburos de
eficiente, sustentable y segura; con responsabilidad social y ambiental,
actualmente está a cargo de 20 Bloques, 17 ubicados en la Cuenca Oriente y
3 en la costera Litoral. La operación de PAM, es con el propósito de explotar
las reservas y transportar hidrocarburos hasta los centros de procesos, que
se encuentran tecnológicamente equipados. (PETROAMAZONAS EP, 2014)
La empresa con el fin de cumplir todas las expectativas de producción, ha
desarrollado distintos sistemas de cañoneo como el TCP, Wireline, entre
otros, que se encuentran descritos en el capítulo anterior.
Halliburton como empresa que presta sus servicios en gran parte del mundo,
provee soluciones adecuadas con el fin de cumplir objetivos empresariales
117
como la de sus clientes, por lo que ha desarrollado una nueva técnica para el
sistema de estimulación de pozos a través de micro-fracturas en la formación,
denominada PERF STIM, este sistema que ya ha sido probado en nuestro
país con resultados positivos, se pretende implementar en el Campo EDEN
YUTURI, en los pozos EDY-A43 Y EDY-D89, que presentan características
adecuadas para la aplicación de esta técnica.
La técnica de cañoneo PERF STIM es una tecnología nueva, diseñada en la
década del 2000, con el propósito de obtener mejor diámetro de la perforación
y la profundidad del disparo, por medio de Propelente, estimulación matricial
y Nitrógeno (N2), en pozos candidatos que su principal características es de
poseer propiedades petrofísicas no tan favorables, donde se ha obtenido
mejores resultados tanto técnicos como económicos.
3.3. DESCRIPCIÓN DE LA TÉCNICA
La técnica Perf Stim, posee el mismo principio de la técnica convencional TCP,
se necesita un sistema de reacondicionamiento (chivo), donde se baja el
equipo de cañoneo por medio de tubería de revestimiento, en la nariz de la
sarta del equipo, el propósito de la operación es obtener agujeros limpios y
lograr una mayor penetración durante el trabajo de cañoneo, las que pueden
variar entre (9 a 12 ft) de promedio, las gradientes de la roca se calcula
mediante correlaciones de la formación donde se va a estimular.
El PERF STIM, es un servicio de Sobre-balance Extremo que crea
microfracturas con un gradiente de presión que excede en 0,4 psi/ft
(adicionada al gradiente de fractura de la formación).
118
Figura 59. Condición de Sobre Balance Generado por la Técnica
Fuente: (Halliburton, Proceso Perf Stim, 2014)
El sistema nos permite cañonear la zona de interés, ubicada por medio de un
simulador, el proceso no tiene limitaciones de longitud e intervalos de interés
a disparar, donde se produce una triple estimulación que consiste en la
combinación del uso del Propelente, la estimulación matricial de la roca por
medio de un ácido (ácido de acuerdo a la composición de la roca), también se
utilizara el nitrógeno como agente facilitador para mejorar el movimiento del
fluido, gracias a sus propiedades únicas del Nitrógeno. (Halliburton, Perforating
Solutions, 2012)
Nitrógeno.- Es un gas incoloro, inodoro, insípido e inerte que por lo general
(no reactivo), este nitrógeno se utiliza por encima del cañon y también de la
columna de la acido, esto a más de evitar la explosión del líquido ayuda a
presurizar el sistema para poder obtener la condición de sobre-balance
extremo.
119
Figura 60. Diagrama Simplificado de la Técnica Perf Stim
Fuente: (Halliburton, Proceso Perf Stim, 2014)
Su operación se la ejecuta en una sola corrida, esto facilita la condición de
sobre balance extremo para los disparos, dependiendo de la situación los
cañones serán recuperados o abandonados en el fondo del pozo.
3.4. CARACTERÍSTICAS DE LA TÉCNICA PERF STIM
Consigue que la producción fluya rápidamente: Esto porque una vez
disparado el ácido, el nitrógeno crea aberturas donde el fluido tenga
mejor movilidad.
Ahorra tiempo de uso en la plataforma de perforación, ya que cuando
se arma el equipo se produce un triple trabajo de estimulación en una
sola bajada.
120
Ayuda a desarrollar que los daños de la formación sea negativa. Ósea
que el Skin tenga valores, (S<0) o menor 1.
Proporciona una evaluación temprana del potencial productivo del
pozo, al tomar referencia los registros eléctricos.
Utiliza menor potencia hidráulica para fracturar, con relación a una
estimulación de mayor escala.
3.5. VENTAJAS
Ahorro de tiempo, ya que se realiza una triple estimulación en una sola bajada
del equipo.
Ayuda a migrar al fluido hacia el pozo, gracias al Nitrógeno.
Se puede alcanzar penetraciones profundas adicionales de entre 9 a 12 ft, con
relación al TCP.
Cuando se realiza el disparo se puede continuar bombeando el nitrógeno u
acido.
3.6. DESVENTAJAS
La tubería a utilizarse debe cumplir cierta especificaciones técnicas que
excedan la presión de trabajo a la cual se diseñó la tecnología Perf Stim, es
importante considerar el peso y grado de la tubería por la razón que debe
soportar presiones muy elevadas, estas deben ser Tipo “A”, o por lo menos
tipo “B”, que sea inspeccionada y segura. (Halliburton, Perforating Solutions, 2012)
121
El costo inicial de instalación es elevado, por los equipos a utilizar y
necesariamente se requiere de una torre,
Los sistemas de seguridad en superficie son altos, por motivo de que el fluido
retorna junto a al Nitrógeno.
3.7. OPERACIÓN
El objetivo es realizar un cañoneo por el método Extreme Sobre-Balance –
Perf Stim, donde instantáneamente se logra micro fracturamiento en la roca,
estimula la formación. Con la liberación instantánea del nitrógeno se obtiene
la condición de bajo-balance en tubería para remoción de posibles daños en
la zona de tratamiento.
La metodología consiste en conseguir una adición de por lo menos 0.4 psi/pie
sobre el gradiente de fractura para lograr una mayor penetración durante el
cañoneo, las que pueden variar entre ~ 9 a 12 ft, el gradiente de la roca se
logra estimar en base a correlaciones de la formación, que es función directa
entre la presión y la profundidad (psi/pie). El método Perf Stim permite
adicionar fluidos de tratamiento (acido, RPMs, estabilización de finos) en la
tubería para facilitar la erosión de las caras de las micro-fractura creadas en
la roca cuando estas se cierran al final del tratamiento. En este caso el RPM
(Relative Permeability Modifier) está siendo usado para controlar el ingreso
del agua durante la completación final del pozo luego después del tratamiento.
En el proceso PERF STIM, es creado una condición de sobre balance extremo
que crea micro-fracturas con gradientes de presión que alcanza o sobrepasa
de por lo menos 1.4 psi/ft (31 bar/m). (Halliburton, 2012)
Cuando se dispara el equipo, la presión del fluido es “lanzado” dentro de la
perforación a velocidades superiores de 3000 ft/seg (900 m/seg), y con ratas
de fluido que pueden fácilmente superar los 140 bbl/min.
122
Se elimina cualquier daño en los alrededores de la zona perforada debido del
alto impacto de presión y caudal del Nitrógeno y se crean pequeñas fracturas
adicionales para mejorar la producción inicial y obtener mejores resultados del
tratamiento. El desplazamiento con N2 garantiza la extensión de micro
fracturas.
El sistema VannGun de Halliburton más comúnmente utilizada para realizar
el procedimiento es que la tubería que transporta el sistema permita que exista
máxima presión posible en el fondo del pozo. Este sistema puede permanecer
unido a la sarta de herramientas o también caído en el hoyo, donde se puede
dejar provisionalmente la tubería, después que las cargas han sido
disparadas.
Un pequeño volumen de fluido (usualmente no mayor a 300 ft en la columna),
fluido compatible se coloca por encima del disparo, y luego se presiona con
Nitrógeno. Si es necesario, un líquido puede ser enviado por encima de la
columna de Nitrógeno. (Halliburton, Perforating Solutions, 2012)
Figura 61. Ensamblaje de Perf Stim
Fuente: (Halliburton, Perforating Solutions, 2012)
123
3.8. RIESGOS OPERACIONALES
Tabla 14. Riesgos Operacionales Perf Stim
Fuente: (Halliburton, Perforating Solutions, 2012)
3.9. ASPECTOS GENERALES DE SEGURIDAD Y AMBIENTE
1. Asegurar de realizar el análisis de riesgo con todo el personal
involucrado.
2. Chequear que se cuente con todos los permisos para la ejecución del
trabajo antes de iniciar las actividades.
3. Revisar que todos los tanques de Halliburton se encuentren dentro de
cubetos.
124
4. Demarcar con cinta de seguridad la zona de trabajo.
5. Asignar una zona de evacuación y concentración en caso de
emergencia.
6. Informar a todo el personal ajeno a Halliburton que durante todo el
trabajo, se deberán mantener alejada del área de trabajo.
7. Provea extintores y señale su ubicación durante la reunión de
seguridad.
8. En caso de usar fluidos ácidos asegurarse de que se incluya en el
análisis de riesgos adicional y usar el EPP adecuado para la tarea.
9. Tener siempre en un lugar accesible y cercano al lugar de trabajo los
MSDS de todos los químicos que se van a usar.
10. El estándar de Halliburton, Stop Work Authority (SWA), provee a sus
empleados y contratistas el entrenamiento, autoridad y responsabilidad
para asegurar un ambiente de protección y seguridad personal. Los
empleados de la compañía y contratistas están autorizados y son
responsables de “Detener el Trabajo” si ellos observan una condición
o acto inseguro en el lugar de trabajo o si tienen una preocupación
referente al control de un riesgo de HSE, soportar la “Detención del
Trabajo” de otros y reportarlo a su Supervisor. (Halliburton, Proceso Perf
Stim, 2014)
3.10. REQUERIMIENTOS DEL POZO
125
El trabajo se puede ejecutar en pozos que cumplen un estudio previo de sus
propiedades petrofísicas, donde nuestro informe incluye recomendaciones y
procedimientos a utilizar como un adelanto de la aplicación en el campo.
La información se respalda en registros eléctricos y pruebas de simulación; en
este reporte incluye: datos del pozo, cálculos y requerimientos de materiales,
así como también los intervalos a disparar, la calidad de cementación que
tiene el pozo. Este informe se lo realiza de acuerdo a la experiencia del campo
y con la referencia de trabajos previos realizados en el área de estimulación.
Figura 62. Información General del Pozo y el Cemento
Fuente: (Halliburton, Perforating Solutions, 2012)
3.10.1. INFORMACIÓN PETROFÍSICA
Aquí se logra observar por medio de registros eléctricos de Litología y
Espesor, Porosidad y Resistividad, el contenido de cada uno de los fluidos y
la litología existente en los intervalos a disparar en la zona de interés, el
126
Contacto agua-petróleo (CAP), el contacto petróleo-agua (CPA), de la zona
de interés, etc.
Figura 63. Información Petrofísica del Pozo a Simular
Fuente: (Halliburton, Perforating Solutions, 2012)
Conocer el diseño del pozo es importante para cualquier trabajo de
reacondicionamiento del mismo, donde considero las características del pozo
como la desviación, el tipo de pozo, los diámetros de la tubería de
revestimiento, como del Casing, la distancia del pozo (MD en ft), la inclinación
del pozo (º), el Azimut (º), la medida vertical real del pozo (TVD en ft).
127
Figura 64. Esquema del Pozo a Simular
Fuente: (Halliburton, Perforating Solutions, 2012)
En esta parte es determina el tipo de pozo, se debe poseer datos de Survey
del Pozo, donde nos indique (MD, TVD) ft, si es direccional el ángulo de
inclinación y el azimut.
Se debe tener los resultados del análisis de Core, para determinar la
compresibilidad, resistencia, el tipo de consolidación, de la roca, para verificar
si se puede aplicar la técnica y resista sobre-balance extremo Perf Stim.
Figura 65. Resultado de las Condiciones de la Roca
Fuente: (Halliburton, Perforating Solutions, 2012)
128
Para conocer las características de la roca antes mencionado se puede
analizar por medio de las siguientes definiciones
Módulo de Young (𝞤).-Es una propiedad característica de las sustancias
sólidas, conocer su valor nos permitirá calcular la deformación que sufrirá un
cuerpo solido al someterse a un esfuerzo.
Ec. [15]
Donde:
𝞤 = Modulo de Young.
F = Fuerza o esfuerzo en Nw.
A = Área.
Δl = Elongación.
L = Longitud original (metros).
Coeficiente de Poisson (Ʋ).- Es un parámetro característico de cada material
que indica la relación entre las deformaciones longitudinales que sufre el
material en sentido perpendicular a la fuerza aplicada y las deformaciones
longitudinales en dirección de la fuerza aplicada sobre el mismo.
Ʋ = Ɛ𝑝
Ɛ𝑎 Ec. [16]
Donde:
129
Ʋ = Coeficiente de Poisson.
Ԑ𝑝 = Deformacion perpendicular.
Ԑ𝑎 = Deformación axial.
De acuerdo de los resultados obtenidos de la roca, en el siguiente grafico se
puede correlacionar los datos, y obtener el grado de consolidación de la roca.
Figura 66. Gráfico Para Determinar la Consolidación de la Roca
Fuente: (Halliburton, Perforating Solutions, 2012)
3.10.2. DATOS DE ENTRADA-CTP PARA NUEVA SIMULACIÓN
Requerimientos necesarios de la formación para iniciar un programa de
cañoneo Perf Stim.
130
Figura 67. Datos Necesarios Para Realizar la Simulación
Fuente: (Halliburton, Perforating Solutions, 2012)
Halliburton, con el fin de optimizar y garantizar un trabajo eficiente considera
ciertas recomendaciones para ofrecer el servicio, conjuntamente con
operadores y profesionales.
Los resultados esperados son en base a nuestras buenas prácticas de campo
y esto no aplica cualquier tipo de Garantía de Producción. El compromiso es
proceder con un trabajo de alta calidad operacional, Petroamazonas es la
empresa que la responsabilidad y control de la formación y producción.
131
3.11. PROCEDIMIENTOS A TOMAR EN CUENTA ANTES DE LA
EJECUCIÓN DEL TRABAJO
1. Revisar con el Company Man los aspectos de seguridad significativos
durante el proceso de trabajo.
2. Realizar reunión de seguridad con todo el personal involucrado en el
trabajo, incluyendo personal del taladro, para discutir los riesgos del
trabajo y aspectos operacionales.
3. Antes de ejecutar cualquier actividad solicitar los permisos de trabajo.
4. El cliente será el responsable de manejar los fluidos de retornos.
5. Asignar tareas y responsabilidades a cada uno de los integrantes del
TEAM y asegurarse que entiendan el papel que desarrollarán en el
trabajo.
6. Es necesario que antes del Perf Stim se haya realizado viaje de
limpieza y que el pozo este lleno.
3.12. PROCEDIMIENTO PERF STIM 𝐓𝐌
El proceso utiliza una condición de sobre balance extremo para perforar y
estimular de forma simultanea la formación.
El proceso no solamente produce perforaciones limpias en formaciones de
baja presión, ello también inicia fracturas en la formación, reduciendo costos
de estimulación. (Halliburton, Perforating Solutions, 2012)
132
Esta condición de Sobre-Balance Extremo requerida en los pozos se crea
presurizando la tubería con fluido/nitrógeno para obtener un gradiente de
presión de fondo que supere al menos en 0.4 psi/ft al gradiente de fractura
original de la roca. (Halliburton, Proceso Perf Stim, 2014)
Cuando los cañones se disparan, la presión de Nitrógeno (N2), impulsa un
fluido a manera de lanza hacia las perforaciones a velocidades superiores a
2500 psi/seg y con tasas que pueden superar los 140 bbl/min.
Figura 68. Esquema Sobre la Configuración Básica del Perf Stim
Fuente: (Halliburton, Perforating Solutions, 2012)
Figura 69. Esquema, Microfracturas Del Proceso Perf Stim
Fuente: Perforating Solutions, Halliburton
133
Luego que se inicia la perforación, la presión confinada en tubería por gas
nitrógeno (N2), se crea instantáneamente micro-fracturas que pueden
alcanzar profundidades cercanas que van desde (9 a 12) ft, el rango de la
penetración es directamente proporcional al incremento de presión confinada,
la cual se considera un gradiente adicional de 0.4 psi/pie, sobre el gradiente
original de fractura.
Para el proceso se considera las siguientes alternativas de fluido.
Solo micro-fracturas utilizando gas Nitrógeno.
Solventes, Bio balls divergentes, ácido y Nitrógeno.
Lo-Gard, Nitrógeno gaseoso.
Se escoge uno de estos fluidos de acuerdo a los resultados obtenidos en los
registros eléctricos, laboratorio y propiedades de cada pozo como la presión,
la temperatura entre otros. El fluido es escogido de acuerdo a las
características principalmente de la roca a estimular.
3.13. ¿CÓMO SE HACE?
1. La sarta de disparo TCP se prepaga con un colchón de fluido que
puede ser (ácido, brine, gel + bauxita, RPM, etc.).
2. Por lo general adicionamos en los cañones camisas deslizables de
Propelente (Stim Gun).
3. Para activar el cabezal de disparo se presuriza en el Tubing con N2. La
cabeza de disparo está configurada con pines para romper a una
presión de 0.4 psi/ft superior a la presión de fractura.
134
4. Cuando se realiza el disparo se puede continuar bombeando
Nitrógeno, brime o fluidos de tratamiento.
5. Terminado el tratamiento, los fluidos son retornados realizando
flowback ayudado por el efecto sifón del N2.
Figura 70. Funcionamiento del Fluido
Fuente: (Halliburton, Perforating Solutions, 2012)
La presión de fractura es la presión en el pozo con la que una formación se
rompe o produce una fractura.
La tensión dentro de la roca puede resolverse en tres principales esfuerzos.
Una formación se fracturará cuando la presión del taladro exceda la menor de
las tensiones dentro de la estructura de la roca.
Normalmente estas fracturas se propagaran en la dirección perpendicular a la
tensión menos complicada de la roca. (Halliburton, Proceso Perf Stim, 2014)
135
3.14. PRINCIPALES COMPONENTES DEL EQUIPO PERF STIM
Figura 71. Esquema de los Equipos de Ensamblaje
Fuente: (Halliburton, Perforating Solutions, 2012)
3.14.1. TUBING
Tubería de producción, para este sistema de cañoneo se debe usar la tubería
apropiada en peso y/o grado, para lo que se recomienda utilizar una tubería
de 3 ½“, EUE; 9.3·; N80. Pero la tubería óptima para el sistema seria la que
resiste 15.000 psi, como se indica en el siguiente cuadro.
136
Tabla 15. Características de la Tubería a Escoger
Fuente: (Halliburton, Perforating Solutions, 2012)
3.14.2. VÁLVULA DE PRUEBA DE PRESIÓN TST (Tubing String
Tester)
La TST es una válvula usada para probar la sarta con presión durante la
corrida de herramientas. La válvula es operada luego de que un packer
recuperable ha sido asentado. La válvula es operada aplicando una presión
diferencial mayor por el anular. La válvula de TST requiere una presión
diferencial entre el anillo y el tubo a la cizalla. (Halliburton, Perforating Solutions,
2012)
3.14.2.1. La válvula de TST consiste en:
La válvula de charnela y la primavera.
Sección de shear pin
Perros de bloqueo
137
3.14.2.2. Características y beneficios
La válvula flapper requiere únicamente 4 psi para abrir.
Tantas pruebas como sea necesario.
3.14.2.3. Secuencia operativa
Armado en posición de corrida.
Corriendo pozo.
Prueba de presión al String.
Aplicación de presión al anular.
Actividad de apertura de flapper.
Figura 72. Válvula TST
Fuente: (Halliburton, Perforating Solutions, 2012)
138
3.14.3. VÁLVULA DE CIRCULACIÓN (RTTS)
Existe con candado abierto, candado cerrado.
Sirve como válvula de circulación, ecualización y by-pass.
Automáticamente candado en cerrado cuando el packer está en posición de
asentamiento. (Halliburton, Perforating Solutions, 2012)
Figura 73. Válvula RTTS
Fuente: (Halliburton, Perforating Solutions, 2012)
139
Figura 74. Parte Integral del Packer RTTS
Fuente: (Halliburton, Perforating Solutions, 2012)
3.14.4. VÁLVULA DE CIRCULACIÓN OMNI
OMNI es una válvula que es operada con presión por anular. Aplicando y
liberando determinada cantidad de presión en el anular, la herramienta es
cicleada a diferentes posiciones. (Halliburton, Perforating Solutions, 2012)
Well Testing.
Cerrada.
Circulación.
140
Figura 75. Válvula de circulación OVNI
Fuente: (Halliburton, Perforating Solutions, 2012)
3.14.4.1. Características y beneficios
Válvula de Bola se cierra antes que la válvula de circulación abra.
Mantiene la presión de circulación separada de la formación.
Permite evaluar el pozo, prueba de circulación.
Ilimitada cantidad de ciclos.
Puede ser utilizada en conjunto con la válvula de prueba, (Tester Valves.)
3.14.4.2. Principales secciones y posiciones operativas
Posición de evaluación del pozo.- Válvula de bola abierta/Puerto de
circulación cerrados.
Posición Blank.- Válvula de bola cerrada/Puerto de circulación cerrados.
141
Posición de circulación.- Válvula de bola cerrada/Puertos de circulación
abiertos. (Halliburton, Perforating Solutions, 2012)
Figura 76. Esquema del Funcionamiento de la Válvula OVNI
Fuente: (Halliburton, Perforating Solutions, 2012)
3.14.5. CHAMP IV PACKER
Límites de 10,000 (psi) diferencial y 400 (ºF), (dependiendo del tamaño).
Medidas desde 4 ½” hasta 13 3/8”.
Packer de asentamiento a compresión.
Bypass concéntrico.
Reasentable.
Útil en aislación multizona.
142
Figura 77. Posiciones Operativas Champ IV Packer
Fuente: (Halliburton, Perforating Solutions, 2012)
3.14.6. CHAMP IV NR PACKER
Fácilmente operable en pozos altamente desviados.
No requiere rotación.
Puede ser fácilmente reubicado en múltiples zonas.
Gran by-pass concéntrico.
Mecanismo de aseguramiento de posición J-slot mantiene al packer en
posición de corrida hasta alcanzar la profundidad deseada.
3.15. PROCEDIMIENTO OPERATIVO PERF STIM
143
En esta parte se describe el procedimiento de armaje para el programa de
cañoneo con Perf Stim, se describe paso a paso el orden y la cantidad de los
equipos a utilizar, de acuerdo a los intervalos programados en los pozos EDY-
A43 y EDY-D89.Como se arma la sarta para el trabajo de cañoneo.
3.15.1.1. Contingencias:
1.- En caso que la cabeza de disparo KVII no se active, con estas
recomendaciones, seguir con procedimiento Halliburton, para la remoción del
conjunto TCP.
2.- En caso de que la válvula de circulación RTTS no actúe, es recomendado
desasentar el packer y poner el mismo en modo de asentamiento, para
ejecutar el trabajo. Todas las marcas deben ser efectuadas en superficie en
función de las correcciones de W&P.
3.- El fluido proveniente del retorno será direccionado para la estación.
4.- El fluido o salmuera de control para llenado de pozo será proporcionado
por PAM.
5.- No se puede recuperar el packer con simple tensión:
En caso de que el packer no se desancle, abrir válvula de
circulación (By-pass) y circular hasta obtener columnas con el
mismo peso hidrostático, intentar desanclarlo, tensionando.
En caso de que el packer no se desancle, tensione la sarta sobre
el peso subiendo obtenido en el paso 12. Mantenga la tensión
hasta cortar la Tensión Sleeve en la junta de seguridad.
144
En caso de que el packer no se desancle, tensione la sarta con
el peso subiendo obtenido en el paso #12. Mantenga la tensión
hasta observar la acción del martillo hidráulico.
Intente mover la sarta hacia arriba unos pies para verificar
liberación del packer. Si el packer está libre, circule un fondo
arriba en reversa y proceda a sacar la sarta. Caso contrario:
Vuelva a bajar hasta obtener una lectura de peso de unas 5,000
lbs por debajo del peso bajando obtenido en el paso 12.
6.- Repita el paso “1, 2 y 3” unas 10 a 15 veces más. Si aun así el packer no
se libera, active la junta de seguridad según sigue:
Lleve la sarta al peso subiendo obtenido en el paso 12 del
procedimiento operativo. Manteniendo la tensión, gire la
sarta ½ vuelta a nivel de la herramienta.
Coloque peso hasta el valor del peso bajando obtenido
en el paso 12 del procedimiento operativo. Gire la sarta
otra ½ revolución.
Repita el proceso (pasos anteriores) tantas veces como
sea necesario (10 revoluciones en total son necesarias)
para liberar la sarta a nivel de la junta de seguridad.
7.- Una vez liberada la sarta, retírela del pozo y baje con sarta de pesca con
un pescante externo capaz de ajustarse a un OD de 4.87” (x 24” de longitud).
NOTA: Nunca intente pescar en el interior de esta herramienta.
145
3.15.2. FLUIDO A UTILIZAR EN EL PROGRAMA DE CAÑONEO EN
LOS POZOS EDY-A43 y EDY-D89
Para el trabajo de cañoneo se debe considerar el tipo de fluido compatible con
la formación y la roca a estimular, para estos dos pozos, por encontrarse en
la misma formación se utilizara HOT ROCK ACID.
3.15.2.1. Hot Rock Acid (HRA). Información Técnica
El sistema de Hot Rock Acid, es un sistema toralmente orgánico con un poder
de disolución igual al 15% HCl. El sistema consiste de ácido acético y ácido
fórmico en proporciones diferentes para eliminar problemas de precipitación
secundaria (cuando el fluido se hace más pesado y obstruye la garganta poral)
y mantener el máximo poder disolvente.
Tabla 16. Capacidad de Disolución de Varias Mezclas Acidas
Fuente: (Halliburton, Perforating Solutions, 2012)
3.15.2.2. Aplicaciones y Ventajas (HRA)
El sistema de Hot Rock Acid, aumenta la eficacia de la estimulación y reduce
la tasa de corrosión.
146
Específicamente, permite tiempos de reacción extendidos, proporciona el
control de hierro en la tubería, a la vez que aumenta el rendimiento de ácidos
del agente gelatinizador. Debido a la reducción de la tensión interfacial, el
servicio proporciona emulsión y es menos probable los problemas asociados
a los lodos.
La pérdida de peso por la corrosión se indica en la tabla siguiente, las ventajas
de mezclas orgánicas. La mezcla del 13% HCl con el 11% de fórmico, tiene
un equivalente de potencia de hasta un 20% de disolución HCl. El sistema Hot
Rock ácido es equivalente al 15% HCl. La pérdida de peso del sistema Hot
Rock ácido fue 0.032 lb/ft2, muy por debajo de la pérdida de peso máximo de
0.05-lb/ft2 aceptada por la mayoría de la industria. La mezcla de Hot Rock
Acid cumplió con estos criterios sin un intensificador de inhibidor, incluso en
presencia de Agente gelificante de SGA-HT 3%.
Figura 78. Curva de Estabilidad de Minerales
Fuente: (Halliburton, Perforating Solutions, 2012)
Nota: Según información mineralógica para la formación M2 de Edén Yuturi,
en su caso más crítico y con temperaturas de reservorio > 200 ºF, se permite
solamente el uso de ácidos orgánicos para no lograr reacción ni efecto de
desestabilización de los minerales presentes.
147
3.16. PROGRAMA PARA EL POZO EDY-A43
DATOS GENERALES DEL POZO
3.16.1. HISTORIAL DEL POZO
El pozo EDY-A43, ubicado en el Campo Edén Yuturi, es un pozo direccional
tipo J, perforado por la compañía PETROAMAZONAS EP a través de H&P.
La perforación inicia en el 2004, hasta la actualidad, alcanzando la
profundidad total de 8808 pies (MD).
3.16.2. INFORMACIÓN DE LOS PARÁMETROS DE LA FORMACIÓN
PARA EL POZO EDY-A43
Tabla 17. Información, Sobre la Formación en el Pozo EDY-A43
Fuente: (PETROAMAZONAS EP, Departamento de Reservorios, 2014)
148
Tabla 18. Tope Y Profundidad del Pozo EDY-A43
Fuente: (PETROAMAZONAS EP, Departamento de Geología, 2014)
3.16.3. ESTADO ACTUAL DEL POZO
Figura 79. Master Log-EDY-A43 del Cemento
Fuente: (PETROAMAZONAS EP, Departamento de Geología, 2014)
149
Intervalos de disparo Perf Stim Arenisca M-2
1. 8102’-8106’ = 4 pies. No se toma en cuenta por no tener una buena
cementación.
2. 8124’-8134’ = 10 pies
3. 8136’-8148’ = 12 pies
3.16.4. PRUEBAS DE NÚCLEO M2- EDÉN YUTURI EDY-A43
RESULTADOS OBTENIDOS POR XRD (X-ray Diffraction), nos indica la
cantidad de cada mineral, presentes en el Núcleo de prueba.
Tabla 19. Valores Sobre la Composición de la Roca EDY-A43
Fuente: (PETROAMAZONAS EP, Departamento de Geología, 2014)
La Arena M2, generalmente tiene una gradiente de presión de +/- 0.8, a esto
valor se debe añadir (+/- 0.4) de gradiente obtenido al presurizar la tubería
con fluido/Nitrógeno, necesario para obtener la condición de Sobre Balance
Extremo.
150
Tabla 20. Valores de la Gradientes de presión de la formación de interés
Fuente: (PETROAMAZONAS EP, Departamento de Geología, 2014)
3.16.5. INFORMACIÓN PETROFÍSICA EDY-A43
Figura 80. Resultado Petrofísico del Intervalo de Interés EDY-A43
Fuente: (PETROAMAZONAS EP, Departamento de Geología, 2014)
151
3.16.6. DISEÑO DEL POZO EDY-A43
Figura 81. Diseño Actual del Pozo EDY-A43
Fuente: (PETROAMAZONAS EP, Departamento de Reservorios, 2014)
Tabla 21. Survey del Pozo EDY-A43
Fuente: (PETROAMAZONAS EP, Departamento de Reservorios, 2014)
152
Tabla 22. Datos Geomecánicos del Laboratorio Core Edén Yuturi
Fuente: (PETROAMAZONAS EP, Departamento de Geología, 2014)
Ver anexo # 1 (Advanced Core Analysis Study Well EDYG-170)
Tabla 23. Módulo de Young, Resistencia a la Comprensión Traxial
Fuente: (Halliburton, Perforating Solutions, 2012)
Figura 82. Resultados de los Valores del Core
Fuente: (Halliburton, Proceso Perf Stim, 2014)
153
En las pruebas de núcleos se observa que la formación tiene una
consolidación adecuada, por lo que resistirá un Extreme Overbalance
Perforating Perf Stim.
3.17. PROCESO PERF STIM PARA EL POZO EDY-A43
Este proceso como se describió anteriormente utiliza una condición de sobre
balance-extremo, para perforar y estimular de forma simultanea la formación,
adicionando un gradiente de presión de fondo de al menos 0.4 psi/pie, sobre
el gradiente de fractura original de la roca a estimular.
En el pozo EDY-A43, se utilizará la combinación ácido orgánico Hot Rock
Acid descrito anteriormente, y Nitrógeno gaseoso. Por qué las pruebas de
laboratorio reportan que existe una compatibilidad de la formación con el
fluido.
Nota: Para el procedimiento operativo se debe diseña una sarta Preliminar.
Ver ANEXO # 2
3.18. PROCEDIMIENTO OPERATIVO PARA EL POZO EDY-A43
1. Ejecutar una visita al taladro para evaluar la tubería de trabajo y Lay
Out. En caso de observar excesiva presencia de óxidos en la tubería,
solicitar al personal del taladro golpear con un martillo dicha tubería
mientras esta es alzada de la planchada. Tomar una reunión con
Company Man para definición previa si esta tubería está certificada y
si aplica al trabajo. En esta visita a la locación previa al trabajo, se debe
evaluar la disposición de los equipos que serán usados en el servicio.
2. Iniciar con las reuniones de seguridad y análisis de riesgos.
154
3. Correr registro de evaluación de cemento, y realizar remediación en
caso de detectar mal de cemento.
4. Iniciar con el montaje de equipo de acuerdo al Lay Out. Armar en mesa
del taladro: Cross Over 3.5” EUE x 1502 + Lotorc 2” + Codo doble
macho + Tee + Choke de ½” en el retorno. Utilizar cadena para toda
línea de retorno del Nitrógeno. Armar línea individual para el anular del
Casing.
5. Verificar el primer registro de CCL disponible para evitar que las gomas
del packer queden cerca de un collar.
6. Armar sarta de TCP de acuerdo al diseño.
Intervalos programados en el pozo EDY A43.
8124’-8134’ = 10 pies
8136’-8148’ = 12 pies
Figura 83 Ubicación de la Cámara de Surgencia EDY-A43
Fuente: (Halliburton, (Sotfware) Pulse Frac, 2014)
155
7. Cuidados durante el ensamblaje de sarta TCP (desde abajo hacia
arriba):
a) Al momento de la conexión verificar que la válvula de circulación
este abierta y anular TBG-CSG abierto. Y que se mantenga abierta
durante toda la corrida de la sarta.
b) Características del Tubing 3 ½ “, 9.3 ·, N-80; EUE (Tubería nueva)
hasta superficie:
Fuente: (Halliburton, Proceso Perf Stim, 2014)
8. Una vez conectado 1000 ft de Tubing 3 ½ “9.3·, N-80; EUE por encima
de la última marca radiactiva, conectar en directa para probar integridad
del BHA y sello de la válvula TST. Estableces la circulación reversa y
garantizar comunicación efectiva por el Tubing hacia los tanques del
equipo. Una vez realizada esta prueba, asegurarse que los retornos del
anular hacia los tanques del equipo estén abiertos. Aplicar 8000 psi
durante 5 minutos con bombas Halliburton contra la válvula TST.
9. Continuar bajando Tubing 3 ½”, 9.3#, N-80, EUE, probando la sarta en
directa con 8000 psi cada 3000 ft:
a) Mientras bajan los primeros 3000 ft de tubería probar unidad de
bombeo y línea de alta presión Halliburton con 8000 psi por
separado sin conectarse a boca de pozo.
b) Con la tubería en 300, 6000 y 8000 ft de profundidad repetir el
procedimiento descrito de prueba de presión en el paso 7.
c) Última prueba antes de asentar el packer.
156
10. Registrar pesos subiendo y bajando antes de que la punta del
ensamblaje de TCP ingrese en el Liner de 7”, a la profundidad
aproximada de 7317 ft MD.
11. Bajar lentamente los tubos, una vez que el ensamble del TCP ingrese
a través del Liner de 7”, a la profundidad aproximada de 7317 ft MD.
12. Correr el packer 10 a 15 ft por debajo de la profundidad de
asentamiento según tally. La profundidad estimada de asentamiento
del packer es +/- 7973, (valor del fondo RTTS Packer), establecido en
la sarta preliminar. (Confirmar en locación)
13. En este punto, registre peso de la sarta subiendo y bajando.
14. Realizar reunión de seguridad para correr registros de GR-CCL.
15. Correr registro de GR-CCL para correlacionar las 2 marcas radioactivas
en la sarta.
16. Con tubería en profundidad, establecer circulación en reversa y
verificar que el pozo este lleno.
17. Corregir medida para ubicar el primer disparo a 8124 ft. Debe
verificarse con el registro CCL, que el packer no quede asentado en un
cuello del Liner de 7”.
18. Espaciar según la correlación, utilizando 3.5” EUE Pup Joints
proporcionado por (PAM). Verificar que los Pup Joints sean mínimo del
mismo grado y peso que el del Tubing usado. Verificar los cálculos con
la profundidad de asentamiento exacto del packer.
157
19. Colocar contador de presión y volumen en bomba Halliburton en 0, para
prueba de packer. Monitorear y registrar en todo momento la presión
anular.
20. Cerrar pipe RAMS y presurizar espacio anular con bombas Halliburton
con 500 psi.
21. Tomar nota de la cantidad de barriles necesarios para presurizar la
totalidad del pozo hasta 500 psi.
22. Descargar presión a 0 psi y el contador de barriles de la bomba
Halliburton a 0.
23. Abrir pipe RAMS
24. Levante la sarta hasta ponerla en tensión y girar 5 vueltas a la derecha.
Asiente con 30,000lbs de peso sobre el packer.
25. La válvula de circulación se cierra automáticamente al asentar el
packer.
26. Colocar contador de Volumen en 0.
27. Cerrar pipe RAMS, presurizar anular con 500 psi.
28. Tomar nota de la cantidad de barriles necesarios para presurizar el
espacio anular hasta 500 psi. (Registrar presión y caudal en todo
momento)
29. El packer estar bien asentado si la cantidad de barriles en el paso #19
> Cantidad de barriles en paso #28
158
30. Continuar presurizando anular hasta ±1000 psi para abrir flapper de la
válvula TST RD. (Confirmar con cálculos de parámetros en locación)
31. Liberar presión del espacio anular hasta 50 psi. (Dejar preventor anular
cerrado).
32. Abra Válvula de circulación RTTS (girando sarta a la derecha y levante
el peso de la tubería hasta que caiga a 0 psi la presión anular).
33. Abrir Preventor anular.
34. Establecer circulación en directa sin presión, esto con el fin de verificar
apertura de flapper de válvula TST. Verificando retornos por el anular.
35. Armar líneas de bombeo en superficie y pruébelas con 8000 psi. Esta
prueba debe ser ejecutada antes de la conexión con la válvula Lotorc.
Tomar en cuenta que esta prueba debe ser ejecutada antes para que
todos los arreglos necesarios sean tomados con los debidos tiempos y
cuidados por la alta presión. Conectar tubería en mesa rotaria y probar,
por segunda vez con 8000 psi. Esto se debe realizar con Válvula de
circulación RTTS abierta y con línea de retorno del Casing abierta.
36. Descargar presión a 0 psi y abrir válvula anular en superficie.
37. Con la válvula de circulación RTTS abierta y con línea de retorno del
Casing abierta, iniciar el bombeo de 30 Bls, del fluido escogido en este
caso (HTA):
a) Solo micro-fracturas utilizando gas Nitrógeno.
b) Solventes, Bio balls divergentes, ácido y Nitrógeno.
c) Lo-Gard, Nitrógeno gaseoso.
159
38. Desplazar acido con aproximadamente +/- 392 gal de N2 liquido
equivale a 60 Bls de volumen desplazado en la tubería de trabajo.
(Chequear y contrastar en los retornos que haya retornado 60 Bls de
fluido del pozo para corroborar desplazamiento exacto del ácido hasta
profundidad de válvula de circulación). Coordinar volúmenes/cubicar
tanques de retorno con personal de lodos en locación.
39. Cerrar la válvula de circulación RTTS. Y aplicar el peso necesario al
Packer.
40. Cerrar Preventor anular, Colocar 1500 psi de presión en el anular.
Seguir registrando presión en el anular durante todo el tiempo del
trabajo.
Fuente: (Halliburton, (Sotfware) Pulse Frac, 2014)
41. Presurizar hasta 7416 psi por directa con 450 scfm. Parar bombeo por
5 minutos y monitorear la presión.
42. Continuar bombeando nitrógeno a la misma rata superando la presión
inferior, para llegar al Target de 7806 psi, donde es esperado la
detonación de los cañones, el cual se verá evidenciado por una
perturbación en la presión.
160
43. Si se evidencio la detonación de los cañones, detener el bombeo de
Nitrógeno.
44. En caso de no tener indicio de la detonación, seguir bombeando
nitrógeno con una rata de 1,000 scf, hasta elevar presión para 8196
psi. Parar bombeo por 5 minutos y monitorear presión. Caso si
observa Fall Off o caída brusca de presión, tomar como positiva la
detonación.
45. En caso de no observar el Fall Off y o discontinuidad en curva que
muestra el cañoneo, es recomendado añadir 10 Bls de fluido de
completación desde superficie para ayudar con nivel hidrostático, solo
en el caso de no disponer de nitrógeno suficiente, sin superar la
máxima presión en superficie de 8748 psi.
46. Con la evidencia del cañoneo, seguir con todo el bombeo restante de
N2. Realizar backflow del nitrógeno a superficie chocando con Choke
de 0.25”, para obtener una caída de presión estimada máxima de 50
psi/min. Recordar que esta línea esta direccionada para un tanque de
retornos y con líneas con cadenas para evitar que la fuerte presión y
velocidad del nitrógeno derrame en la locación.
Nota: En caso de detectar presencia de crudo durante el backflow de
N2, direccionar fluido a la estación. No se recomienda neutralizar el
ácido orgánico gastado en superficie, ya que sube gastado luego de
limpiar la formación.
47. Con el Fall Off concluido, desasentar empacadura y sacar conjunto
TCP en Tubing 3 ½”, 9.3#, N-80, EUE, hasta superficie.
161
3.19. PROGRAMA PARA EL POZO EDY-D89
3.19.1. HISTORIAL DEL POZO
El pozo EDY-D89, ubicado en el Campo Edén Yuturi, es un pozo direccional
perforado por la compañía PETROAMAZONAS EP a través de SINOPEC. La
perforación inicia en el 2009, hasta la actualidad, alcanzando la profundidad
total de 8912 pies (MD).
3.19.2. INFORMACIÓN DE LOS PARÁMETROS DE LA FORMACIÓN
M2 PARA EL POZO EDY-D89
Tabla 24. Información Sobre la Formación en el Pozo EDY-D89
Fuente: (PETROAMAZONAS EP, Departamento de Reservorios, 2014)
162
Tabla 25. Tope y Profundidad del Pozo EDY-D89
Fuente: (PETROAMAZONAS EP, Departamento de Geología, 2014)
3.19.3. ESTADO ACTUAL DEL POZO EDY-D89
Figura 84. Master Log-EDY-D89 del Cemento
Fuente: (PETROAMAZONAS EP, Departamento de Geología, 2014)
163
Intervalos de disparo Perf Stim Arenisca M-2 EDY-D89
1. 8228’-8268’ = 40 pies.
2. 8282’-8288 = 6 pies
Se escogió estos intervalos, porque sus propiedades petrofísicas son aptas
para esta técnica.
3.19.4. PRUEBAS DE NÚCLEO M2- EDÉN YUTURI EDY-D89
RESULTADOS OBTENIDOS POR XRD (X-ray Diffraction), nos indica la
cantidad de cada mineral, presentes en el núcleo de prueba
Tabla 26. Valores Sobre la Composición de la Roca EDY-D89
Fuente: (PETROAMAZONAS EP, Departamento de Geología, 2014)
164
3.19.5. INFORMACIÓN PETROFÍSICA EDY-D89
Figura 85. Resultado Petrofísico del Intervalo de Interés EDY-D89
Fuente: (PETROAMAZONAS EP, Departamento de Geología, 2014)
No se observa CAP cercano, razón por la cual se propone el uso de la técnica
Perf Stim con gas Nitrógeno a alta presión para formar micro fracturas.
165
3.19.6. DISEÑO DEL POZO EDY-D89
Figura 86. Diseño Actual del Pozo EDY-D89
Fuente: (PETROAMAZONAS EP, Departamento de Reservorios, 2014)
Tabla 27. Survey del Pozo EDY-D89
Fuente: (PETROAMAZONAS EP, Departamento de Reservorios, 2014)
166
En las pruebas de núcleos indicadas en el pozo anterior se observa que la
formación tiene una consolidación adecuada, por lo que resistirá un Extreme
Overbalance Perforating Perf Stim.
3.20. PROCESO PERF STIM PARA EL POZO EDY-D89
En el pozo EDY-D89, se utilizará la combinación ácido orgánico Hot Rock Acid
descrito anteriormente, (con igual poder de disolución que el HCL 15%) y
Nitrógeno gaseoso.
Para el procedimiento operativo se debe diseñar la Sarta Preliminar EDY-D89
Ver anexo # 3
3.21. PROCEDIMIENTO OPERATIVO PARA EL POZO EDY-D89
1. Ejecutar una visita al taladro para evaluar la tubería de trabajo y Lay
Out. En caso de observar excesiva presencia de óxidos en la tubería,
solicitar al personal del taladro golpear con un martillo dicha tubería
mientras esta es alzada de la planchada. Tomar una reunión con
Company Man para definición previa si esta tubería está certificada y
si aplica al trabajo. En esta visita a la locación previa al trabajo, se debe
evaluar la disposición de los equipos que serán usados en el servicio.
2. Iniciar con las reuniones de seguridad y análisis de riesgos.
3. Correr registro de evaluación de cemento, y realizar remediación en
caso de detectar mal de cemento.
167
4. Iniciar con el montaje de equipo de acuerdo al Lay Out. Armar en mesa
del taladro: Cross Over 3.5” EUE x 1502 + Lotorc 2” + Codo doble
macho + Tee + Choke de ½” en el retorno. Utilizar cadena para toda
línea de retorno del Nitrógeno. Armar línea individual para el anular del
Casing.
5. Verificar el primer registro de CCL disponible para evitar que las gomas
del packer queden cerca de un collar.
6. Armar sarta de TCP de acuerdo al diseño del pozo.
Intervalos programados en el pozo EDY D89.
8228’-8268’ = 40 pies.
8282’-8288’ = 6 pies
Figura 87 Ubicación de la Cámara de Surgencia EDY-D89
Fuente: (Halliburton, (Sotfware) Pulse Frac, 2014)
168
7. Cuidados durante el ensamblaje de sarta TCP (desde abajo hacia
arriba):
a) Al momento de la conexión verificar que la válvula de circulación
este abierta y anular TBG-CSG abierto. Y que se mantenga
abierta durante toda la corrida de la sarta.
b) Características del Tubing 3 ½ “, 9.3 ·, N-80; EUE (Tubería
nueva) hasta superficie:
Fuente: (Halliburton, Proceso Perf Stim, 2014)
8. Una vez conectado 1000 ft de Tubing 3 ½ “9.3·, N-80; EUE por encima
de la última marca radiactiva, conectar en directa para probar integridad
del BHA y sello de la válvula TST. Estableces la circulación reversa y
garantizar comunicación efectiva por el Tubing hacia los tanques del
equipo. Una vez realizada esta prueba, asegurarse que los retornos del
anular hacia los tanques del equipo estén abiertos. Aplicar 7500 psi
durante 5 minutos con bombas Halliburton contra la válvula TST.
9. Continuar bajando Tubing 3 ½”, 9.3#, N-80, EUE, probando la sarta en
directa con 7500 psi cada 3000 ft:
a) Mientras bajan los primeros 3000 ft de tubería probar unidad de
bombeo y línea de alta presión Halliburton con 9000 psi por
separado sin conectarse a boca de pozo.
b) Con la tubería en 300, 6000 y 8000 ft de profundidad repetir el
procedimiento descrito de prueba de presión en el paso 7.
c) Última prueba antes de asentar el packer.
169
10. Registrar pesos subiendo y bajando antes de que la punta del
ensamblaje de TCP ingrese en el Liner de 7”, a la profundidad
aproximada de 7317 ft MD.
11. Bajar lentamente los tubos una vez que el ensamble del TCP ingrese a
través del Liner de 7”, a la profundidad aproximada de 7317 ft MD.
12. Correr el packer 10 a 15 ft por debajo de la profundidad de
asentamiento según tally. La profundidad estimada de asentamiento
del packer es +/- 8063, (valor del fondo RTTS Packer), establecido en
la sarta preliminar. (Confirmar en locación)
13. En este punto, registre peso de la sarta subiendo y bajando.
14. Realizar reunión de seguridad para correr registros de GR-CCL.
15. Correr registro de GR-CCL para correlacionar las 2 marcas radioactivas
en la sarta.
16. Con tubería en profundidad, establecer circulación en reversa y
verificar que el pozo este lleno.
17. Corregir medida para ubicar el primer disparo a 8228 ft. Debe
verificarse con el registro CCL, que el packer no quede asentado en un
cuello del Liner de 7”.
18. Espaciar según la correlación, utilizando 3.5” EUE Pup Joints
proporcionado por (PAM). Verificar que los Pup Joints sean mínimo del
mismo grado y peso que el del Tubing usado. Verificar los cálculos con
la profundidad de asentamiento exacto del packer.
170
19. Colocar contador de presión y volumen en bomba Halliburton en 0, para
prueba de packer. Monitorear y registrar en todo momento la presión
anular.
20. Cerrar pipe RAMS y presurizar espacio anular con bombas Halliburton
con 500 psi.
21. Tomar nota de la cantidad de barriles necesarios para presurizar la
totalidad del pozo hasta 500 psi.
22. Descargar presión a 0 psi y el contador de barriles de la bomba
Halliburton a 0.
23. Abrir pipe RAMS
24. Levante la sarta hasta ponerla en tensión y girar 5 vueltas a la derecha.
Asiente con 33,000lbs de peso sobre el packer.
25. La válvula de circulación se cierra automáticamente al asentar el
packer.
26. Colocar contador de Volumen en 0.
27. Cerrar pipe RAMS, presurizar anular con 500 psi.
28. Tomar nota de la cantidad de barriles necesarios para presurizar el
espacio anular hasta 500 psi. (Registrar presión y caudal en todo
momento)
29. El packer estar bien asentado si la cantidad de barriles en el paso #19
> Cantidad de barriles en paso #28
171
30. Continuar presurizando anular hasta ±1000 psi para abrir flapper de la
válvula TST RD. (Confirmar con cálculos de parámetros en locación)
31. Liberar presión del espacio anular hasta 50 psi. (Dejar preventor anular
cerrado).
32. Abra Válvula de circulación RTTS (girando sarta a la derecha y levante
el peso de la tubería hasta que caiga a 0 psi la presión anular).
33. Abrir Preventor anular.
34. Establecer circulación en directa sin presión, esto con el fin de verificar
apertura de flapper de válvula TST. Verificando retornos por el anular.
35. Armar líneas de bombeo en superficie y pruébelas con 7,500 psi. Esta
prueba debe ser ejecutada antes de la conexión con la válvula Lotorc.
Tomar en cuenta que esta prueba debe ser ejecutada antes para que
todos los arreglos necesarios sean tomados con los debidos tiempos y
cuidados por la alta presión. Conectar tubería en mesa rotaria y probar,
por segunda vez con 7,500 psi. Esto se debe realizar con Válvula de
circulación RTTS abierta y con línea de retorno del Casing abierta.
36. Descargar presión a 0 psi y abrir válvula anular en superficie.
37. Con la válvula de circulación RTTS abierta y con línea de retorno del
Casing abierta, iniciar el bombeo de 40 Bls, aproximado de Hot Rock
Acid.
38. Desplazar acido con aproximadamente +/- 404 gal de N2 liquido
equivale a 62 Bls de volumen desplazado en la tubería de trabajo.
(Chequear y contrastar en los retornos que haya retornado 62 Bls de
fluido del pozo para corroborar desplazamiento exacto del ácido hasta
172
profundidad de válvula de circulación). Coordinar volúmenes/cubicar
tanques de retorno con personal de lodos en locación.
39. Cerrar la válvula de circulación RTTS. Y aplicar el peso necesario al
Packer.
40. Cerrar Preventor anular, Colocar 1500 psi de presión en el anular.
Seguir registrando presión en el anular durante todo el tiempo del
trabajo.
Fuente: (Halliburton, (Sotfware) Pulse Frac, 2014)
41. Presurizar hasta 6565 psi por directa con 450 scfm. Parar bombeo por
5 minutos y monitorear la presión.
42. Continuar bombeando nitrógeno a la misma rata superando la presión
inferior, para llegar al Target de 6893 psi, donde es esperado la
detonación de los cañones, el cual se verá evidenciado por una
perturbación en la presión.
43. Si se evidencio la detonación de los cañones, detener el bombeo de
Nitrógeno.
44. En caso de no tener indicio de la detonación, seguir bombeando
nitrógeno con una rata de 1,000 scf, hasta elevar presión para 6893
173
psi. Parar bombeo por 5 minutos y monitorear presión. Caso si observa
Fall Off o caída brusca de presión, tomar como positiva la detonación.
45. En caso de no observar el Fall Off y o discontinuidad en curva que
muestra el cañoneo, es recomendado añadir 10 Bls de fluido de
completación desde superficie para ayudar con nivel hidrostático, solo
en el caso de no disponer de nitrógeno suficiente, sin superar la
máxima presión en superficie de 7414 psi.
46. Con la evidencia del cañoneo, seguir con todo el bombeo restante de
N2. Realizar backflow del nitrógeno a superficie chocando con Choke
de 0.25”, para obtener una caída de presión estimada máxima de 50
psi/min. Recordar que esta línea esta direccionada para un tanque de
retornos y con líneas con cadenas para evitar que la fuerte presión y
velocidad del nitrógeno derrame en la locación.
Nota: En caso de detectar presencia de crudo durante el backflow de N2,
direccionar fluido a la estación. No se recomienda neutralizar el ácido orgánico
gastado en superficie, ya que sube gastado luego de limpiar la formación.
47. Con el Fall Off concluido, desasentar empacadura y sacar conjunto
TCP en Tubing 3 ½”, 9.3#, N-80, EUE, hasta superficie.
174
4. ANÁLISIS DE RESULTADOS
El presente capitulo tiene como objetivo analizar las Técnicas de cañoneo en
el Campo Edén Yuturi, tomando en consideración un factor que determine la
eficiencia de cañoneo como el daño de formación (S), para los pozos en
estudio.
La comparación técnica de un método de cañoneo asociado a su análisis
económico permitirá obtener conclusiones que conlleven a decidir si un cierto
método es el recomendado o no para determinada formación.
La presente evaluación será con datos obtenidos anteriormente.
4.1. ANÁLISIS TÉCNICO
El análisis técnico se llevara a cabo mediante comparaciones de sistemas de
cañoneo. También se proporcionara también datos estadísticos.
4.2. POZOS SELECCIONADOS
Para realizar el presente análisis se han seleccionado los pozos encontrados
en el campo, principalmente que se encuentren en la arena M2, que no
poseen propiedades petrofísicas muy favorables.
175
4.2.1. POZO EDY-A43
El pozo se encuentra ubicado en el PAD A del campo Edén Yuturi, fue
perforado el 10 de abril del 2004 por la Compañía H&P RIG-21, el cual es un
pozo direccional tipo J, se alcanzó una profundidad de 8,808 ft (MD), donde
se obtuvo curvas de GR, Densidad, Neutro y Resistividad.
La completación del pozo fue (SIMPLE+Y – TOOL+SELC), en Noviembre del
2004, producía 1300 Bls de fluido (agua, gas y petróleo), con un grado
API=17.
El pozo ha sido simulado con sus propiedades específicas para determinar su
aplicabilidad del sistema de cañoneo PERF STIM, el software utilizado es
PerfPro Process, el mismo que entrega los siguientes resultados.
4.2.2. RESUMEN PERFPRO
Proceso de PerfPro, es un programa de diseño de perforación, basado en
desarrollos de propiedades con estudios de laboratorio, API del fluido, modelo
de análisis en 3D y datos empíricos del campo.
El software PerfPro, consiste en dos módulos: Rendimiento de carga y
productividad. El módulo de la carga nos ayuda a predecir la penetración en
la formación y el tamaño de hoyo para realizado. El rendimiento de la carga
depende de tipo de cañón/carga, parámetros del pozo, resistencia de la
compresibilidad de la formación y tensión eficaz.
El módulo de productividad es utilizado para evaluar como distintas
combinaciones cañón/carga y condiciones del pozo (grado bajo-balance o
sobre-balance), afecta la eficiencia de la completación del pozo.
176
Para el caso de un pozo de petróleo, el módulo de productividad reportara un
índice de productividad real/inyección (Bls/día/psi) y el factor de daño. Para el
caso de un pozo de gas el módulo de productividad reportara el potencial
absoluto abierto de flujo (AOF) y un factor daño.
El componente de factor daño se definirá más para tener en cuenta la
penetración parcial, daños de perforación, desviación del pozo, anisotropía,
comprensión en la zona de perforación y efectos turbulentos. Los cálculos de
productividad se basan en la ecuación de Darcy para flujo de estado
estacionario en una completación natural.
4.3. PRUEBA PARA EL POZO EDY-A43
4.3.1. RESULTADOS
Tabla 28. Data General Para la Simulación EDY-43
Fuente: (Halliburton, (Sotfware) PerfPro Process, 2014)
Tabla 29. Información de las Cargas, EDY-A43
Fuente: (Halliburton, (Sotfware) PerfPro Process, 2014)
177
Tabla 30. Resultado con las Cargas Simuladas EDY-A43
Fuente: (Halliburton, (Sotfware) PerfPro Process, 2014)
4.4. REPORTE DE PRODUCTIVIDAD EDY-A43
Figura 88. Curva IPR vs Caudal EDY-A43
Fuente: (Halliburton, (Sotfware) PerfPro Process, 2014)
178
Figura 89. Gráfico IP vs Daño Vs Cañón EDY-A43
Fuente: (Halliburton, (Sotfware) PerfPro Process, 2014)
Podemos determinar de acuerdo a los escenarios simulados con la técnica
convencional, que el primer caso sería el más favorable, a pesar de tener un
factor de daño positivo, este caso será tomado para los cálculos posteriores.
4.5. ANÁLISIS DE RESULTADOS EDY-A43
Tabla 31. Resultados del Pozo EDY-A43
Fuente: (Halliburton, (Sotfware) PerfPro Process, 2014)
179
Los gráficos y los resultados obtenidos en la simulación podemos decir que
las técnicas convencionales comúnmente utilizados, no entregan resultados
eficientes, poseen daños superiores a uno y el índice de productividad no es
alentador, con este tipo de cañoneo.
Se ha disparado en tres diferentes escenarios, con cargas que se usa con
frecuencia, cuando la condición de pozo es Sobre-Balance (OB) y Bajo-
Balance (UB), podemos determinar que en el primer escenario es el más
favorable de entre los tres, pero también posee un daño positivo mayor a uno,
los otros dos cañones poseen daños mayores, con una producción menor.
Lo que podemos concluir que el pozo con este tipo de carga, responde mejor
a la condición de cañoneo con Bajo-Balance, pero el índice de productividad
no demuestra no ser tan favorable.
Estos resultados de acuerdo a la experiencia obtenida por los profesionales
de Halliburton en pozos similares indican la factibilidad en la posible aplicación
de la técnica Perf Stim, con el fin de mejorar la productividad, esto daría
entender que también económicamente sería rentable el proyecto.
180
4.5.1. ANÁLISIS DE LA SIMULACIÓN PERF STIM, PARA LOS DOS
INTERVALOS EDY-A43
Figura 90. Resultado de la Simulación Primer Intervalo Pozo EDY-A43
Fuente: (Halliburton, (Sotfware) Pulse Frac, 2014)
En este intervalo nos indica un factor de daño negativo, con una facilidad de
limpieza del 77%, que demuestra la favorable aplicabilidad de la técnica Perf
Stim, y se estima una mayor producción de petróleo, de acuerdo a los
resultados obtenidos en pozos similares los valores de producción sería el
doble del promedio obtenido con otros sistemas, estas predicciones será
utilizado para el análisis económico. El máximo valor de presión que
alcanzaría da la pauta para el equipamiento del sistema.
181
4.5.2. SEGUNDO INTERVALO EDY-A43
Figura 91. Datos de la Simulación Primer Intervalo Pozo EDY-A43
Fuente: (Halliburton, (Sotfware) Pulse Frac, 2014)
En este intervalo tambien se obtiene valor negativo del daño, con una mayor
eficiencia de limpieza del 82%, esto indica que los parametros de la formaciòn
en la misma arena no son muy similares. El pico maximo de presion que
alcanzaria para el trabajo, esto es vital para la utilizacion de los equipos en el
sistema
182
4.6. ANÁLISIS DE LAS TÉCNICAS EMPLEADAS EN LA
PRODUCCIÓN PARA EL POZO EDY-A43
Tabla 32. Resultado del Daño y la Producción EDY-A43
Esta tabla nos indica la cantidad de petróleo producido por cada sistema
utilizada para los cálculos, podemos indicar que la técnica Perf Stim, sería la
mas recomendable por el factor daño que indica que es negativo, esto es muy
favorable para evitar posibles reparaciones posteriores en el pozo.
La producción de petróleo es casi el doble que se obtendría con la técnica
convencional, lo hace mas rentable y beneficioso para las partes integradas
en el trabajo, ya que se justificaría la inversión inicial, con la producción que
se tendría. Esto nos indica que le pozo es candidato para la aplicación de la
técnica en estudio.
183
4.7. POZO EDY-89
4.7.1. RESULTADOS
Tabla 33. Data General Para la Simulación EDY-D89
Fuente: (Halliburton, (Sotfware) PerfPro Process, 2014)
Tabla 34. Información de las Cargas, EDY-D89
Fuente: (Halliburton, (Sotfware) PerfPro Process, 2014)
Tabla 35 Resultado con las Cargas Simuladas EDY-D89
Fuente: (Halliburton, (Sotfware) PerfPro Process, 2014)
184
4.8. REPORTE DE PRODUCTIVIDAD EDY-D89
Figura 92. Presión vs Caudal EDY-D89
Fuente: (Halliburton, (Sotfware) PerfPro Process, 2014)
Figura 93. Índice de Productividad vs Skin vs Daño EDY-D89
Fuente: (Halliburton, (Sotfware) PerfPro Process, 2014)
185
4.9. ANÁLISIS DE RESULTADOS EDY-D89
Tabla 36. Resultado General EDY-D89
Fuente: (Halliburton, (Sotfware) PerfPro Process, 2014)
De acuerdo a los gráficos y los resultados obtenidos con las especificaciones
antes indicadas en la simulación podemos decir que las técnicas
convencionales comúnmente utilizados, no son muy alentadores en los casos
simulados, los valores de daño son altos y los índices de productividad
muestran valores relativamente bajos.
Se ha disparado en tres diferentes escenarios, con cargas que se usa con
frecuencia, cuando la condición de pozo es Sobre-Balance (OB) y Bajo-
Balance (UB), podemos determinar que en el primer escenario es favorable
de entre los tres, pero también posee un daño relativamente grande, los otros
dos cañones poseen daños mayores, con una producción menor, estos
modelos prácticamente se desechan.
Lo que podemos concluir que el pozo con estos tipos de carga, responde
mejor a la condición de cañoneo con Bajo-Balance, pero el índice de
productividad no demuestra no ser tan favorable.
Estos resultados de acuerdo a la experiencia en pozos similares nos indican
que otra forma de estimulación más agresiva seria con la aplicación de la
técnica Perf Stim, para un posible aumento de producción, generando un daño
menor en la formación.
186
4.9.1. ANÁLISIS DE LA SIMULACIÓN PERF STIM PARA LOS
INTERVALOS EDY-D89
Figura 94. Datos de la Simulación Primer Intervalo EDY-D89
Fuente: (Halliburton, (Sotfware) Pulse Frac, 2014)
En este primer intervalo nos indica un factor de daño negativo, con una
facilidad de limpieza del 62%, con un pico de presión que alcanzaría esta
información es útil para adecuar los equipos a instalar, demuestra la favorable
aplicabilidad de la técnica Perf Stim, y se estima una mayor producción de
petróleo, de acuerdo a los resultados obtenidos en pozos similares los valores
de producción seria el doble del promedio obtenido con otros sistemas, estas
predicciones será utilizado para el análisis económico.
187
4.9.2. RESULTADO SEGUNDO INTERVALO EDY-D89
Figura 95. Resultado de la Simulación Segundo Intervalo EDY-D89
Fuente: (Halliburton, (Sotfware) Pulse Frac, 2014)
En este intervalo nos indica un factor de daño negativo, el pico más alto de la
presión, y la secuencia durante el trabajo de los componentes del sistema,
posee una facilidad de limpieza del 21%, en este caso se tendría que realizar
un ajuste sobre la cantidad de ácido que se utilizara, el porcentaje de limpieza
afectaría a la operación adecuada del cañoneo.
188
4.10. ANÁLISIS DE LAS TÉCNICAS EMPLEADAS EN LA
PRODUCCIÓN PARA EL POZO EDY-D89
Tabla 37. Daño vs Productividad EDY-D89
Esta tabla nos indica la cantidad de petróleo producido por cada sistema
utilizada para los cálculos, podemos indicar que la técnica Perf Stim, sería la
mas recomendable por el factor daño que indica que es negativo, esto vendría
ser favorable para evitar posibles reparaciones posteriores en el pozo.
La produccion de petróleo es practicamente el doble que al de la técnica
convencional, podemos determinar que el pozo es candidato para aplicar el
sistema, también se justificaría la inversion inicial, con la producción que se
tendría. Perf Stim es una técnica con resultados positivos en este tipo de
formaciones.
189
4.11. ANÁLISIS ECONÓMICO
El análisis económico es importante para la evaluación de un proyecto, en
este caso para determinar la técnica de cañoneo óptima, factor clave para
elegir la empresa de servicios a contratarse.
El estudio financiero tiene como objetivo demostrar que el proyecto es viable,
de acuerdo con los recursos económicos disponibles, específicamente de este
estudio se pretende determinar si la técnica de cañoneo Perf Stim es
económicamente viable.
Se presentara de manera sintetizada los distintos escenarios de costos; por
lo tanto el estudio se basa principalmente en las proyecciones y simulaciones
de los cálculos financieros en las diferentes técnicas empleadas.
4.11.1. DEFINICIONES DE INTERÉS
Para entender los conceptos que se emplean durante el análisis, a
continuación se realizara la definición de los mismos.
4.11.1.1. Inversión
Es el capital de trabajo, se refiere a la necesidad de financiar la primera
producción antes de recibir ingresos, por lo que se deberá comprar materias
primas, pagar mano de obra directa que la transforme, otorgar créditos en las
primeras ventas y contar con efectivo para los gastos diarios de la empresa,
esto es diferente a la inversión de los activos fijos. (Brito, 2013)
190
4.11.1.2. Vida útil
Es el tiempo que se considera que el proyecto generara beneficios y deberá
estar dentro del horizonte de planeación del proyecto.
4.11.1.3. Tasa mínima requerida
Es la tasa de ganancia anual que solicita ganar el inversionista para llevar a
cabo el proyecto. Esta tasa requerida debe cubrir al menos el costo de capital
de los recursos utilizados por la empresa para la adquisición de activos
requeridos para el proyecto de inversión. (Benavides Gualapillo, 2012)
4.11.1.4. Flujo neto de caja (FNC)
Se define al flujo Neto de Caja como la suma de todas las entradas y salidas
de efectivo en el transcurso de la vida útil del proyecto, su valor es equivalente
a la cantidad prevista para los ingresos menos la cantidad prevista para los
egresos correspondiente al mismo tiempo del proyecto.
La información básica para realizar esta proyección está contenida en los
estudios de mercado, técnico y organizacional.
El flujo de Caja de cualquier proyecto se compone de cuatro elementos
básicos:
Egresos iniciales de fondos.
Ingresos y egresos de operación.
Momento que ocurren estos ingresos y egresos, y
Valor de desecho o salvamento del proyecto.
191
La empresa Petroamazonas EP, maneja como datos para todos sus proyectos
una tasa de actualización del 12% anual, 1% mensual.
𝐹𝑁𝐶𝐾 = 𝑅𝐾 − 𝐷𝐾 Ec. [17]
Donde:
𝑅𝐾 = Ingresos para el tiempo K.
𝑅𝐾 = Egresos para el tiempo K.
4.11.1.5. Valor actual neto (VAN)
Permite calcular el valor presente de un determinado número de flujos de caja
futuros, a una tasa de interés y a un periodo específico, generados por una
inversión.
El valor neto se define como la sumatoria de los flujos netos de caja anuales
actualizados menos la inversión inicial, de manera que le valor obtenido es el
valor actual neto del proyecto. (Benavides Gualapillo, 2012)
𝑉𝐴𝑁 = ∑ 𝐹𝑁𝐶𝐾
(1+𝑖)𝑛𝑛𝐾=0 − 𝐼0 Ec. [18]
Donde:
𝐹𝑁𝐶𝐾 = Flujo Neto de Caja para el tiempo K.
i = Tasa de actualización.
n = Periodo.
𝐼0 = Inversion inicial.
192
Al inicio del proyecto por lo general el VAN es negativo, ese valor representa
a su fase de inversión, posteriormente será positivo en la etapa de
recuperación del proyecto.
Si VAN > 0, el proyecto es aceptado, la inversión producirá ganancias por
encima de la rentabilidad exigida.
Si VAN = 0, la inversión no producirá ni ganancias ni perdidas.
Si VAN < 0, la inversión producirá ganancias por debajo de la rentabilidad
exigida, el proyecto no se aceptara.
4.11.1.6. Tasa interna de retorno (TIR)
Representa aquella tasa porcentual que reduce a cero el valor actual neto del
proyecto. La TIR al inversionista la tasa de interés máxima a la que debe
contraer una deuda, sin que incurra en futuros fracasos financieros. Para
lograr esto se busca aquella tasa que aplicada al flujo neto de caja hace que
el VAN sea igual a cero. A diferencia del VAN, donde la tasa de actualización
se fija de acuerdo a las alternativas de inversión externas, aquí no se conoce
la tasa que se aplicara para encontrar el TIR; por definición la tasa buscada
será aquella que reduce el VAN, primero se debe calcular el valor actual neto.
El procedimiento para determinar la TIR es igual al utilizado para el cálculo del
VAN; para posteriormente aplicar el método numérico mediante
aproximaciones sucesivas hasta acercarnos a un VAN =0, o por
interpretación. Para el cálculo del VAN se aplica la siguiente formula.
(Benavides Gualapillo, 2012)
𝑉𝐴𝑁 = ∑ 𝐹𝑁𝐶𝐾
(1+𝑇𝐼𝑅)𝑛𝑛𝐾=0 − 𝐼0 = 0 Ec. [19]
Donde:
193
𝐹𝑁𝐶𝐾 = Flujo Neto de Caja para el tiempo K.
n = Periodo.
Io = Inversión inicial.
Si la tasa interna de retorno es mayor a la tasa de actualización (i), el proyecto
es rentable.
Si la tasa interna de retorno es igual a la tasa de actualización (i), el proyecto
no representa pérdidas ni ganancias.
Si la tasa interna de retorno es menor a la tasa de actualización (i), el proyecto
no es rentable.
4.11.1.7. Relación costo/beneficio
El análisis costo-beneficio es una herramienta financiera que mide la relación
entre los ingresos y la inversión inicial más los egresos, es conveniente para
determinar los beneficios por cada dólar que se sacrifica en el proyecto, se
presenta por la siguiente ecuación. (Benavides Gualapillo, 2012)
𝐵𝑒𝑛𝑒𝑓𝑖𝑐𝑖𝑜
𝐶𝑜𝑠𝑡𝑜=
𝑅𝐾
𝐷𝐾+𝐼𝑜 Ec. [20]
Donde:
𝑅𝐾 = Ingresos para el tiempo K.
𝐷𝐾 = Egresos para el tiempo K.
Io = Inversión inicial.
Si B/C > 1, los ingresos son mayores que los egresos, el proyecto es
recomendable.
194
Si B/C = 1, los ingresos son iguales que los egresos, el proyecto es indiferente.
Si B/C < 1, los ingresos son menores que los egresos, el proyecto no es
recomendable.
4.11.1.8. Tasa de declinación de producción
La declinación de producción se utiliza para conocer la cantidad de
hidrocarburo producido en un determinado tiempo en el futuro, el método de
declinación de producción empleado es la Declinación Exponencial, mediante
la ecuación:
𝑞 = 𝑞𝑜 ∗ 𝑒−𝑑𝑡 Ec. [21]
Donde:
q = Producción a un tiempo determinado t.
Qo = Producción inicial.
d = Declinación de producción.
t = Tiempo.
195
4.12. PARÁMETROS IMPORTANTES PARA REALIZAR EL
ANÁLISIS ECONÓMICO
4.12.1. COSTOS ESTIMADOS PARA LA OPERACIÓN DE CAÑONEO
Los costos para la operación de cañoneo de cada pozo son aquellos costos
en los que se incurre para que a futuro se genere ingresos.
Para ello se indican las inversiones realizadas en los pozos seleccionados
para el estudio. Para cada técnica los costos son distintos, debido que cada
una de ellas difiere de los demás, no solo por el principio de funcionamiento,
sino también por su aplicación, además de que el tiempo empleado en cada
operación es distinto y cada zona tiene sus características propias.
Tabla 38. Costos Estimados de la Operación de Cañoneo
Fuente: (PETROAMAZONAS EP, 2014)
Los valores indicados son aproximados, del proceso en general de cañoneo
con cada una de las técnicas, existe una variación de precios ya que se
considera los materiales utilizados de acuerdo al intervalo a cañonear a pesas
de encontrarse en la misma zona de interés, esto puede variar de acuerdo a
las condiciones específicas del pozo, como el tipo de cemento, disparos, el
ángulo de inclinación etc.
196
4.12.2. INGRESOS ESTIMADOS
Para efectos del proyecto, en base a la aplicación de las técnicas de cañoneo,
se han considerado ciertas variables como el precio de barril, según el Banco
Central del Ecuador, tasa de declinación de producción para el campo y otras
variables, las cuales se calculan en base al aumento o disminución de la
producción, la tasa de producción promedio que se multiplica por el precio
estimado, con ello se obtiene los ingresos proyectados.
Para el presente estudio, la producción en el tiempo de evaluación económica
se considera una declinación de producción del campo al 6.6% anual.
El precio del petróleo Ecuatoriano se encuentra fijado por el crudo
estadounidense West Texas Intermediate (WTI), nuestro petróleo tiene una
diferencia establecida por EP Petroecuador, en el siguiente tabla se puede
observar el precio del barril del petróleo Ecuatoriano en agosto del 2014.
PRECIO DEL PETRÓLEO DEL ÚLTIMO MES
Valor máximo = 28,99 USD., Valor mínimo = 93,86 USD.
Tabla 39. Precio del Barril de Petróleo Actual, Agosto 2014
Fuente: (Banco Central del Ecuador, 2014)
197
EGRESOS
Para considerar los egresos para el primer periodo la suma de los costos de
trabajo de cañoneo por técnica, cuyos valores involucran el costo del cañoneo
propiamente dicho y el taladro y el resto de equipos, ya que esto constituye la
inversión inicial para el proyecto, la cual se va a comparar con el flujo para
determinar la rentabilidad. También se indica el costo aproximado por pie
cañoneado, el cual esta obtenido a partir de la relación entre el costo del
cañoneo propiamente dicho en dólares (USD) y el intervalo neto cañoneado
en pies.
PARA EL POZO EDY-A43
Tabla 40. Costo de la Operación de Cañoneo por Pie EDY-A43
Fuente: (PETROAMAZONAS EP, 2014)
PARA EL POZO EDY-D89
Tabla 41. Costo de la Operación de Cañoneo por Pie EDY-D89
Fuente: (PETROAMAZONAS EP, 2014)
198
4.12.3. CONSIDERACIONES
Se considera el tiempo aproximado de cada sistema de cañoneo de acuerdo
a la experiencia indicada por los profesionales de las empresas que ejecutan
el trabajo.
Sistema TPC, se tarda 9 horas bajando el sistema, 4 horas en la correlacionar
y 11 horas subiendo el sistema, de acuerdo a esto la utilización los equipos
adicionales en la ejecución del trabajo.
Sistema WIRELINE, se tarda entre 6 a 8 horas por corrida, las corridas son
de acuerdo al intervalo a cañonear.
Sistema Perf Stim se tarda alrededor de 42 horas en ejecutar todo el armaje
del programa, no tiene restricción en los intervalos a disparar.
Nota: Los precios pueden variar de acuerdo a las condiciones de pozo,
también en pozos direccionales, materiales utilizados.
Para los siguiente periodos consideraremos la multiplicación de la tasa BPPD
por pozo y por técnica con los costos estimados por barril, ahí obtendremos
los egresos totales a efectos de poder calcular los flujo que servirán para
determinar que técnica es rentable.
4.12.4. COSTOS DE OPERACIÓN
Estos costos se refieren a todo el valor que se necesitan para la extracción
del crudo en los pozos, que para efectos del proyecto es de US$ 14,00 por
barril de petróleo, según el dato entregado por Petroamazonas EP. (PAM).
199
4.12.5. DATOS PARA LAS ESTIMACIONES
Entre los principales datos requeridos para realizar las estimaciones del
estudio económico, a más de los ya descritos, se tiene:
El periodo de tiempo de análisis es un año, doce meses.
La depletación de producción anual del campo es 6.6%.
La tasa de actualización es del 12% anual, 1% mensual.
El costo operativo de 1 barril de petróleo es 14 dólares.
Se considera tres escenarios para el análisis: uno optimista, otro conservador
y un final pesimista.
Para determinar el escenario optimista, se tomó en base al precio de barril de
petróleo registrado en el Banco Central del Ecuador, el cual es de US$ 110.
Para determinar el escenario conservador de los ingresos, se toma como
referencia las oscilaciones del precio del petróleo en los meses transcurridos
en este año, su valor es de US$ 100.
Para proyectar el valor pesimista se toma como base el precio del barril del
petróleo WTI, registrado en el presupuesto General del Estado para el año
2014, se tomó como fuente la estimación realizada por el ministerio de
Finanzas, que considera el barril de petróleo en US$ 86,401.
Nota: No se considera deprecación contable de los equipos, puesto que
no intervienen los impuestos fiscales.
1 http://www.finanzas.gob.ec/wp-content/uploads/downloads/2013/11/019-1noviembre2013.
200
4.13. ANÁLISIS DE ESCENARIOS
Tabla 42 Resultados (VAN, TIR, C/B)
El análisis de escenarios es una herramienta que permite realizar distintas
proyecciones de flujos de efectivo a fin de obtener resultados que ayuden a
determinar qué escenario es el más apropiado para el proyecto y tomar la
decisión adecuada, como se indica:
(En el ANEXO # 4 de los 2 pozos en estudio para la técnica convencional y el
ANEXO 5, el análisis para la técnica Perf Stim).
Una vez obtenidos los valores y comparándoles (entre el VAN, TIR Y RCB),
se determina la factibilidad o no del proyecto y se tiene:
De acuerdo a los resultados obtenidos a las condiciones calculadas, con
estimaciones de egresos como de ingresos de recursos, nos da a entender
que con las técnicas convencionales, tomando como referencia la producción
mas no el daño a la formación, son viables aunque no en gran porcentaje, se
tendría que realizar algunas consideraciones para determinar su factibilidad o
no, de acuerdo a las experiencias de los ejecutantes.
201
Con las condiciones calculadas, para la técnica Perf Stim, podemos
determinar que sería la opción más adecuada. Ya que los valores tanto del
VAN como el TIR, son prácticamente el doble al sistema convencional, esto
nos da una indicación que este sistema es más rentable, sin correr riesgo la
inversión, ya que el estudio en los tres escenarios muestran que el proyecto
es viable, tomando en cuenta la producción estimada, de acuerdo a
experiencia en pozos similares, se considera una producción superior de entre
el 60 al 80% que los sistemas convencionales, como porcentaje conservador
ya que existen pozos que han duplicado la producción.
Podemos concluir que los dos sistemas son rentables, sin tomar en cuenta el
daño producido por el cañoneo, tomando esta consideración, se recomienda
la aplicación de la técnica Perf Stim, para evitar reparaciones posteriores, que
ocasionaría gastos adicionales.
202
5. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES
5.1. CONCLUSIONES
El trabajo de titulación contribuye a conocer la técnica Perf Stim,
describiendo partes principales del equipo y el funcionamiento de cada una
de ellas.
El estudio del proyecto de titulación se centró en la Yacimiento M2, por que
los análisis de geología han demostrado no poseer propiedades
petrofísicas muy favorables, ya que la técnica de cañoneo en estudio es
específicamente recomendado a este tipo de arena, pero esto no garantiza
la aplicación del sistema, así como también la producción.
La elección de los pozos en estudio se dio porque estos guardan
especificaciones requeridas para este método, poseen Permeabilidades,
EDY-A43 (150Md), EDY-D89 (155 Md), sus porosidades 18 y 16
respectivamente, su viscosidad promedio de 20 Cp.
Según los datos entregados, para la producción del campo Edén Yuturi,
tenemos una pendiente casi uniforme, con sistemas de producción
convencionales, y con el conocimiento y desarrollo de nuevas técnicas se
necesita mejorar la producción promedio que ha tenido en los últimos 10
años.
La producción del yacimiento M2, hasta el año 2010, se mantenía en
niveles mínimos, pero a partir de ese año se incrementado la producción,
porque se ha explotado en mayor escala este yacimiento, esto da a
entender el interés que tiene la empresa en el yacimiento M2, como
203
también en la implementación de varios métodos con la finalidad de seguir
explotando con mayor eficiencia.
Según el Forecast el yacimiento M2, a partir del presente año tiende a subir
su producción hasta el año 2025, por la implementación de varias técnicas
de producción, lo que se pretende mejorar con la técnica Perf Stim por sus
resultados obtenidos en yacimientos similares.
Las propiedades físicas de los fluidos indican el comportamiento que
tendrán bajo ciertas condiciones, en los pozos en estudio en este caso no
se tiene información abundante de históricos de producción y análisis PVT
de los fluidos a través del tiempo, lo que no ayuda a obtener resultados
más claros.
La cementación del pozo debe encontrarse en buenas condiciones para la
ejecución de la técnica Perf Stim.
Para la aplicación de esta técnica se debe crear la condición de sobre
balance extremo, con gradientes de al menos 1.4 psi/ft, de tal forma que
cuando las cargas detonan el fluido el fluido viaje en forma helicoidal a
velocidades aproximados de 3000 ft/seg.
Se desarrolló el proyecto sobre este tema de cañoneo, principalmente por
experiencias obtenidas en pozos del país con similares características, ya
que al no ser una técnica muy reconocida no existe mucha información de
textos.
La técnica Perf Stim, tiene sus resultados positivos en pozos que no
responden de mejor forma a sistemas convencionales tanto en Bajo
balance como en sobre-balance.
204
Perf Stim es una tecnología nueva y eficiente que ayuda a manejar niveles
de inyectividad y productividad a valores superiores.
Perf Stim, es una mezcla de tres técnicas en una sola corrida, es la
combinación, Propelente, Cámara de surgencia y el Nitrógeno, el cual lo
hace de las técnicas más agresivas de estimulación.
El ácido utilizado para la estimulación se lo calcula de acuerdo al intervalo
a cañonear y las propiedades específicamente de la roca, la limpieza del
pozo se debe a la inyectividad que produce el ácido en el pozo.
El procedimiento operativo Perf Stim descrito, para los dos pozos indica la
misma secuencia, al ser procedimientos comunes, pero como todo método
puede variar al momento de la ejecución del trabajo de acuerdo a las
especificaciones de cada tipo de pozo.
Tomando en cuenta los resultados del factor Skin, que es un parámetro de
comparación importante, se observa que los casos simulados con la
técnica convencional, tienen un valor mayor a cero, lo que refiere al daño
existente en la formación. La técnica de Perf Stim, indica daños negativos
esto se debe al alto impacto de presión y caudal del Nitrógeno y se crean
pequeñas fracturas adicionales para mejorar la producción inicial y obtener
mejores resultados del tratamiento. El desplazamiento con N2 garantiza la
extensión de micro fracturas.
Los resultados obtenidos por la simulación, nos da la razón que la técnica
Perf Stim, es más eficiente en pozos con características petrofísicas no
favorables, ya que en otro tipo de formación esta técnica no resultaría muy
atractivo, debido a que no se incrementaría considerablemente la
producción, y no tendría sentido invertir para la aplicación del sistema.
205
5.2. RECOMENDACIONES
Debido a que existen reservas de petróleo en el yacimiento M2, y con
precios altos del petróleo en el mercado internacional, necesariamente
se debería explotar estas reservas. Para este fin se debe diseñar e
implementar sistemas de producción eficientes, y de acuerdo a los
resultados obtenidos a las condiciones del pozo la técnica Perf Stim
sería uno de los métodos más recomendables por sus propiedades
petrofísicas y la rentabilidad del proyecto.
Para la simulación se debe proporcionar una base de datos muy
próximos al reservorio, principalmente de la viscosidad y de la
permeabilidad, para asegurar resultados cercanos a la realidad.
Se debe analizar las propiedades petrofísicas previamente al cañoneo
Perf Stim, porque si estas propiedades son favorables a otras técnicas,
no sería rentable, ya que este sistema tiene costos altos de inversión.
Se debe coordinar los datos simulados mediante PerfPro y Pulse Frac
de Halliburton con los datos del campo ya que no pueden variar en
mucho, por lo que para cualquier toma de decisión se debe consultar
en locación.
La tubería a utilizarse debe cumplir cierta especificaciones técnicas que
excedan la presión de trabajo a la cual se diseñó la tecnología Perf
Stim, es importante considerar el peso y grado de la tubería por la razón
que debe soportar presiones elevadas, estas deben ser Tipo “A”, o por
lo menos tipo “B”, que sea inspeccionada y segura.
Es fundamental el uso del ácido con la cantidad adecuada, para reducir
el daño a la formación provocado por los disparos, también ayuda a la
206
limpieza del pozo, ya que el trabajo se lo realiza en Sobre Balance
extremo.
Al momento de realizar los disparos es necesario utilizar fluido
compatible con la arena, es decir, fluido que no provoque daños
adicionales al producido por el cañoneo.
Es conveniente tomar pruebas de restauración de presión, luego de
realizar el trabajo de cañoneo, de tal manera poder determinar con más
claridad los beneficios o perjuicios obtenidos.
Cumplir con las normas establecidas anteriormente como de Seguridad
industrial, Salud, Calidad, Medio ambiente para cualquier trabajo a
realizar, ya que se emplean material explosivo y radioactivo.
207
SIMBOLOGÍA
SIMBOLO SIGNIFICADO DIMENSIONES
AMP Amperaje -
API American Petroleum Institute -
B&C Boot and Cut -
B’UP Pruebas de restauración de presión -
BSW Porcentaje de agua y sedimentos %
BAPD Barriles de agua por día 𝐿3
𝑡
Bl Barriles 𝐿3
BFPD Barriles de fluido por día 𝐿3
𝑡
BPD Barriles por día 𝐿3
𝑡
BPPD Barriles de petróleo por día 𝐿3
𝑡
CCL Registro detector de collares -
Cp Centipoise 𝑚
𝑡
CPA Contacto Petróleo-Agua -
CAP Contacto Agua-Petróleo -
DPP Disparo por pie -
EDY Edén Yuturi -
EF Eficiencia de flujo -
ft pies L
FR Factor de recobro -
βoi Factor volumétrico del petróleo -
208
GR Gama Ray -
GOR Relación gas petróleo -
h Espesor del reservorio L
HCT Halliburton Completion Tools -
HESG High Efficiency Shot Density -
HES Personal de Salud y Seguridad -
HDS High Shot Density -
Hz Hertz -
IP Índice de productividad 𝐿4
𝑡
IPi Índice de productividad ideal 𝐿4
𝑡
K Permeabilidad 𝐿2
MAX-R Monobore anchor Release X-Tool -
MD Profundidad medida L
M-1 Arena M1 -
M-2 Arena M2 -
mD miliDarcy 𝐿2
ø Porosidad %
PAM Petroamazonas EP. -
Pb Presión de burbuja 𝑚
𝐿𝑡2
PPH Producción por bombeo hidráulico 𝐿3
𝑡
ppm Partes por millón -
PPS Producción por bombeo sumergible 𝐿3
𝑡
209
ΔP Presión de bajo balance 𝑚
𝐿𝑡2
𝚫𝐏𝐦à𝐱 Presión máxima de bajo balance 𝑚
𝐿𝑡2
𝚫𝐏𝐦ì𝐧 Presión mínima de bajo balance 𝑚
𝐿𝑡2
Pr Presión de reservorio 𝑚
𝐿𝑡2
psi libra por pulgada cuadrada 𝑚
𝐿𝑡2
pulg Pulgada L
Pwf Presión de fondo fluyente 𝑚
𝐿𝑡2
ppg Libras por galón 𝑚
𝐿𝑡3
PURE Perforating for Ultimate Reservoir Exploration -
re Radio de drenaje L
RC/B Relación costo beneficio -
RP Relación de productividad -
RPM Relative Permeability Modifier -
rw Radio del pozo L
𝐒𝐆𝐎 Gravedad especifica del petróleo -
Sf Daño a la formación -
SSTVD Profundidad vertical desde el nivel del mar L
St Daño total -
SWA Stop Work Authority -
ºF Grados Fahrenheit T
TBG-CSG Tubing-Casing -
TCP Tubing Conveyed Perforating -
210
T Arena T -
TIR Tasa interna de retorno
TVD Profundidad vertical verdadera L
Ui Arena U inferior -
Us Arena U superior -
VAN Valor actual neto -
µo Viscosidad del petróleo m/Lt
WL Wireline -
WO Workover o trabajo de reacondicionamiento -
WOR Relación agua petróleo -
WP Wireline Perforating -
WTI West Texas Intermediate -
211
6. BIBLIOGRAFÍA
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214
7. ANEXOS
Anexo 1. Resultado sobre el Análisis del Core del Campo Edén Yuturi, pozo EDY-G17
215
Anexo 2. Sarta Preliminar Pozo EDY-A43
216
Anexo 3. Sarta Preliminar Pozo EDY-D89
217
Anexo 4. Calculo Económico Técnica TCP. Escenario Optimista.
ESCENARIO CONSERVADOR Técnica TCP
218
ECSENARIO PESIMISTA Técnica TCP.
219
Anexo 5. Calculo Económico técnica Perf Stim. Escenario Optimista.
ESCENARIO CONSERVADOR técnica Perf Stim
220
Escenario PESIMISTA técnica Perf Stim