Análisis del desempeño de las técnica de cañoneo … · A todo el componente humano que...
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UNIVERSIDAD CENTRAL DEL ECUADOR FACULTAD DE INGENIERÍA EN GEOLOGÍA, MINAS, PETRÓLEOS Y AMBIENTAL CARRERA DE INGENIERÍA DE PETRÓLEOS ANÁLISIS DEL DESEMPEÑO DE LAS TÉCNICAS DE CAÑONEO EMPLEADAS EN EL CAMPO AUCA DURANTE EL PERÍODO 2015-2016 Estudio técnico presentado para optar por el Título de Ingeniero de Petróleos AUTOR: Caren Michelle Basantes Loján TUTOR: Ing. Benítez Guerra Marcelo David JUNIO 2017 QUITO – ECUADOR
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UNIVERSIDAD CENTRAL DEL ECUADOR
FACULTAD DE INGENIERÍA EN GEOLOGÍA, MINAS, PETRÓLEOS Y
AMBIENTAL
CARRERA DE INGENIERÍA DE PETRÓLEOS
ANÁLISIS DEL DESEMPEÑO DE LAS TÉCNICAS DE CAÑONEO EMPLEADAS
EN EL CAMPO AUCA DURANTE EL PERÍODO 2015-2016
Estudio técnico presentado para optar por el Título de Ingeniero de Petróleos
AUTOR:
Caren Michelle Basantes Loján
TUTOR:
Ing. Benítez Guerra Marcelo David
JUNIO 2017
QUITO – ECUADOR
ii
DEDICATORIA
A Dios, el motor de mi vida le dedico todos mis logros y alegrías.
A mis padres, quienes con mucho amor, firmeza, sabiduría y tolerancia han forjado mi
carácter, velado por mi bienestar y gracias a su apoyo incondicional he podido alcanzar mis
sueños, les dedico todo el esfuerzo y trabajo puesto para la realización de esta tesis.
A mis hermanos, por su apoyo, cariño y ánimo a lo largo de mi vida.
Por estos seres maravillosos es que soy lo que soy ahora, por ello los amo infinitamente.
iii
AGRADECIMIENTO
A Dios que diariamente me motiva para realizar cosas grandiosas.
A mis padres Diego y Rosario, que me han apoyado y brindado su amor a lo largo de mi
vida.
A mi hermosa Facultad FIGEMPA, que me formó profesionalmente y a quien debo los
conocimientos adquiridos.
A todo el componente humano que conforma la Compañía SCHLUMBERGER, quienes
además de haber asumido un rol de maestros durante mis pasantías, se convirtieron en
grandes amigos, dejando en mi persona un sentimiento de profunda gratitud y respeto.
A Shaya, por confiar en mí y brindarme la oportunidad de realizar un proyecto en conjunto.
Un especial agradecimiento al Ing. Renato Vallejo, quien tuvo la amabilidad de compartir
sus conocimientos y ser mi mentor durante mis pasantías y realización del proyecto de tesis.
A mi asesor de tesis, Ing. Marcelo Benítez por su tiempo, sus conocimientos, su guía,
esfuerzo y dedicación durante la realización del proyecto.
A mi hermana Mel, cuyas dotes de hackerman ayudaron a recuperar el primer borrador de
mi tesis.
iv
AUTORIZACIÓN DE AUTORÍA INTELECTUAL
Yo, Caren Michelle Basantes Loján en calidad de autor del Proyecto Integrador realizado
sobre la: “ANÁLISIS DEL DESEMPEÑO DE LAS TÉCNICAS DE CAÑONEO
EMPLEADAS EN EL CAMPO AUCA DURANTE EL PERÍODO 2015-2016”, por la
presente autorizo a la UNIVERSIDAD CENTRAL DEL ECUADOR, hacer uso de todos los
contenidos que me pertenecen o de parte de los que contienen esta obra, con fines
estrictamente académicos o de investigación.
Los derechos que como autor me corresponden, con excepción de la presente autorización,
seguirán vigentes a mi favor, de conformidad con lo establecido en los artículos 5, 6, 8; 19 y
demás pertinentes de la Ley de Propiedad Intelectual y su reglamento.
Quito, a 08 de junio de 2017
Caren Michelle Basantes Loján
CI: 172702597-3
Telf.: 0992936505
E-mail: [email protected]
v
UNIVERSIDAD CENTRAL DEL ECUADOR
FACULTAD DE INGENIERÍA EN GEOLOGÍA, MINAS, PETRÓLEOS Y
AMBIENTAL
CARRERA DE INGENIERÍA DE PETRÓLEOS
APROBACIÓN DEL TRABAJO DE TITULACIÓN POR PARTE DEL TUTOR
Por el presente dejo constancia que en mi calidad de Tutor he supervisado la realización del
Trabajo de Titulación cuyo tema es: “ANÁLISIS DEL DESEMPEÑO DE LAS
TÉCNICAS DE CAÑONEO EMPLEADAS EN EL CAMPO AUCA DURANTE EL
PERÍODO 2015-2016”, presentado por la señorita Caren Michelle Basantes Loján para optar
el Título de Ingeniero de Petróleos, considero que reúne los requisitos y méritos necesarios en
el campo metodológico, en el campo epistemológico y ha superado en control anti-plagio,
para ser sometido a la evaluación del jurado examinador que se designe, por lo que lo
APRUEBO, a fin que el trabajo del Proyecto Integrador (investigativo) sea habilitado para
continuar con el proceso de titulación determinado por la Universidad Central del Ecuador.
En la ciudad de Quito a los 05 días del mes de junio del 2017
Firma
Benítez Guerra Marcelo David
Ingeniero en Petróleos, Reacondicionamiento de pozos
C.I. 171934306-1
Tutor
vi
UNIVERSIDAD CENTRAL DEL ECUADOR
FACULTAD DE INGENIERÍA EN GEOLOGÍA, MINAS, PETRÓLEOS Y
AMBIENTAL
CARRERA DE INGENIERÍA DE MINAS
APROBACIÓN DEL TRABAJO DE TITULACIÓN POR PARTE DEL TRIBUNAL
El Delegado del Subdecano y los Miembros del proyecto integrador denominado:
“ANÁLISIS DEL DESEMPEÑO DE LAS TÉCNICAS DE CAÑONEO EMPLEADAS EN
EL CAMPO AUCA DURANTE EL PERIODO 2015-2016”.”, preparada por la señorita
Caren Michelle Basantes Loján, Egresado de la Carrera de Ingeniería de Petróleos, declaran
que el presente proyecto ha sido revisado, verificado y evaluado detenida y legalmente, por lo
que lo califican como original y autentico del autor.
En la ciudad de Quito DM a los 05 días del mes de Junio del 2017.
____________________
Ing. Renán Ruiz
DELEGADO DEL SUBDECANO
___________________ __________________
Ing. Atahualpa Mantilla Dr. José Cóndor
MIEMBRO MIEMBRO
vii
ÍNDICE DE CONTENIDOS
DEDICATORIA ........................................................................................................................ ii
AGRADECIMIENTO ............................................................................................................. iii
ÍNDICE DE GRÁFICOS .......................................................................................................... xi
ÍNDICE DE TABLAS ........................................................................................................... xiii
ÍNDICE DE ILUSTRACIONES ............................................................................................ xiv
ÍNDICE DE ANEXOS ............................................................................................................ xv
RESUMEN .......................................................................................................................... xviii
ABSTRACT ............................................................................................................................ xix
CAPÍTULO I ............................................................................................................................. 1
1.1. Introducción ................................................................................................................ 1
1.2. Planteamiento del problema ........................................................................................ 2
1.3. Objetivos ..................................................................................................................... 2
1.3.1. Objetivo General. ............................................................................................. 2
1.3.2. Objetivos Específicos. ...................................................................................... 2
1.4. Justificación ................................................................................................................. 3
1.5. Entorno del estudio...................................................................................................... 3
1.5.1. Marco institucional. .......................................................................................... 3
1.5.2. Marco ético. ...................................................................................................... 4
1.5.3. Marco legal. ...................................................................................................... 5
viii
2. CAPÍTULO II ..................................................................................................................... 8
2.1. Descripción del campo auca ........................................................................................ 8
2.1.1. Ubicación geográfica........................................................................................ 8
2.1.2. Reseña histórica................................................................................................ 9
2.1.3. Estructura del campo Auca. ............................................................................. 9
2.1.4. Características de los reservorios. .................................................................... 9
2.2. Descripción y fundamentos del sistema de cañoneo ................................................. 12
2.2.1. Historia. .......................................................................................................... 12
2.2.2. Proceso de cañoneo. ....................................................................................... 13
2.2.3. Parámetros a considerar para realizar una buena operación de Cañoneo. ..... 14
2.2.4. Tren de explosivos. ........................................................................................ 17
2.2.5. Tipos de Cañones. .......................................................................................... 18
2.2.6. Cordón detonante. .......................................................................................... 22
2.2.7. Explosivos. ..................................................................................................... 23
2.2.8. Cargas. ............................................................................................................ 27
2.3. Cargas y tecnologías utilizadas por Schlumberger ................................................... 30
2.3.1. Power Jet Nova. ............................................................................................. 30
2.3.2. Power Jet Omega ........................................................................................... 31
2.3.3. MAXR (Monobor Anchor with Automatic Release). ..................................... 32
2.4. Descripción de las técnicas de cañoneo con TCP y wireline. ................................... 33
2.4.1. Técnica de wireline convencional. ................................................................. 33
ix
2.4.2. Técnica TCP (Tubing Conveyed Perforating). .............................................. 38
2.4.3. Bajo balance dinámico - Técnica PURE (perforating for ultimate reservoir
exploitation). ..................................................................................................................... 40
2.5. Factores que intervienen en la productividad del pozo ............................................. 42
2.5.1. Índice de productividad .................................................................................. 42
2.5.2. Eficiencia de Flujo. ........................................................................................ 43
2.5.3. Daño de Formación. ....................................................................................... 44
2.6. Pruebas de restauración de presión Build Up............................................................ 48
3. CAPÍTULO III ................................................................................................................. 50
3.1. DISEÑO METODOLÓGICO ................................................................................... 50
3.1.1. Tipo de estudio. .............................................................................................. 50
3.1.2. Universo y muestra......................................................................................... 50
3.1.3. Métodos y técnicas. ........................................................................................ 50
3.1.4. Análisis de información. ................................................................................ 51
3.1.5. Pozos cañoneados con MAXR. ...................................................................... 53
3.1.6. Pozos cañoneados con TCP............................................................................ 57
3.1.7. Pozos cañoneados con TCP PURE. ............................................................... 62
3.1.8. Pozos cañoneados con TCP PURE 12 DPP. .................................................. 67
3.1.9. Pozos cañoneados con WL “DOBLE”. .......................................................... 70
3.1.10. Pozos cañoneados con Wireline PURE “DOBLE”. ....................................... 74
3.1.11. Pozos cañoneados con WL PURE 12. ........................................................... 79
3.1.11.1. Pozo WL12 - 1 Hs........................................................................................... 81
x
4. CAPÍTULO IV ................................................................................................................. 82
4.1. Metodología de estandarización para el análisis ....................................................... 82
4.2. Presentación de resultados ........................................................................................ 83
4.2.1. Factor Skin Build Up vs IP/kh calculado. ...................................................... 84
4.2.2. Reservorio arena “U” Inferior ...................................................................... 86
4.2.3. Reservorio arena “T” inferior ......................................................................... 89
4.2.4. Reservorio arena “Hollín Superior “ ............................................................ 91
4.2.5. Reservorio arena “Hollín Inferior” ............................................................... 95
4.2.6. Campo Auca ................................................................................................... 97
5. CAPÍTULO IV ............................................................................................................... 105
5.1. Conclusiones ........................................................................................................... 105
5.2. Recomendaciones .................................................................................................... 107
6. CAPÍTULO V................................................................................................................. 108
6.1. Bibliografía.............................................................................................................. 108
GLOSARIO DE TÉRMINOS................................................................................................ 114
ANEXOS ............................................................................................................................... 118
xi
ÍNDICE DE GRÁFICOS
Gráfico 2.1 Mapa de Bloques Petroleros del Ecuador ............................................................... 8
Gráfico 2.2 Áreas de Alcance del Cañoneo ............................................................................. 13
Gráfico 2.3 Factores Geométricos de los Disparos .................................................................. 16
Gráfico 2.4 Fase de disparo ..................................................................................................... 17
Gráfico 2.5 Tren de explosivo ................................................................................................. 18
Gráfico 2.6 Clasificación de cañones según su porta cargas ................................................... 20
Gráfico 2.7 Cañones recuperables ........................................................................................... 21
Gráfico 2.8 Cañones desechables ............................................................................................ 21
Gráfico 2.9 Cañones Semi desechables ................................................................................... 22
Gráfico 2.10 Cordón detonante ................................................................................................ 22
Gráfico 2.11 Rango de temperatura vs tiempo – Explosivos ................................................... 26
Gráfico 2.12 Elementos de una carga ...................................................................................... 27
Gráfico 2.13 Detonación de cargas huecas .............................................................................. 28
Gráfico 2.14 Proceso de detonación de carga de alta penetración ........................................... 29
Gráfico 2.15 Proceso de detonación de carga de hueco grande ............................................... 30
Gráfico 2.16 MAXR ............................................................................................................... 33
Gráfico 2.17 Sistema casing gun ............................................................................................. 34
Gráfico 2.18 Sistema through tubing gun ................................................................................ 36
Gráfico 2.19 Sistema Tubing Conveyed Perforating ............................................................... 39
Gráfico 2.20 PURE .................................................................................................................. 41
Gráfico 4.1 IP/kh vs Skin BuP ................................................................................................. 85
Gráfico 4.2 Pozos cañoneados en el reservorio arena “U” inferior ......................................... 87
Gráfico 4.3 Pozos cañoneados en el reservorio “T” inferior ................................................... 90
xii
Gráfico 4.4 Pozos cañoneados en el reservorio “Hollín superior” ........................................ 93
Gráfico 4.5 Pozos cañoneados en el reservorio “Hollín Inferior” ......................................... 96
Gráfico 4.6 Pozos cañoneados en el campo Auca ................................................................... 99
Gráfico 4.7 Longitud de penetración de cargas .................................................................... 101
Gráfico 4.8 Pozos cañoneados en el campo Auca- rango de presiones ................................. 102
Gráfico 4.9 Eficiencia de las simulaciones vs datos de producción real ............................... 104
xiii
ÍNDICE DE TABLAS
Tabla 2.1 Coordenadas del Campo Auca ................................................................................... 9
Tabla 2.2 Guía de temperatura para explosivos en cañones .................................................... 26
Tabla 3.1 Datos analizados de los pozos cañoneados con MAXR .......................................... 54
Tabla 3.2 Datos analizados de los pozos cañoneados con TCP ............................................... 59
Tabla 3.3 Datos analizados de los pozos cañoneados con TCP PURE ................................... 64
Tabla 3.4 Datos analizados de los pozos cañoneados con TCP PURE 12 DPP ...................... 69
Tabla 3.5 Datos analizados de los pozos cañoneados con Wireline “DOBLE” ...................... 72
Tabla 3.6 Datos analizados de los pozos cañoneados con Wireline PURE “DOBLE" ........... 76
Tabla 3.7 Datos analizados de los pozos cañoneados con Wireline PURE 12 DPP ............... 80
Tabla 4.1 Rangos de presión y permeabilidad ........................................................................ 84
Tabla 4.2 Datos de pozos con resultados de Build Up ........................................................... 84
Tabla 4.3 Pozos cañoneados en el reservorio arena “U” Inferior ........................................... 86
Tabla 4.4 Pozos cañoneados en el reservorio “T” inferior ..................................................... 89
Tabla 4.5 Pozos cañoneados en el reservorio “Hollín Superior” ............................................ 92
Tabla 4.6 Pozos cañoneados en el reservorio “Hollín Inferior” ............................................. 95
Tabla 4.7 Pozos cañoneados en el campo Auca ..................................................................... 97
xiv
ÍNDICE DE ILUSTRACIONES
Ilustración 2.1 Parámetros a considerar para realizar una buena operación de Cañoneo ........ 14
Ilustración 2.2 Factores geométricos de los disparos ............................................................... 15
Ilustración 2.3 factores principales que ocasionan daño en la formación ................................ 45
Ilustración 2.4 Características de la zona triturada .................................................................. 47
xv
ÍNDICE DE ANEXOS
Anexo 1 Tecnología de cañoneo pozos campo Auca ............................................................ 119
Anexo 2. Datos reales de producción de los pozos del campo Auca .................................... 120
Anexo 3. Datos de simulación de cañoneo de los pozos del campo Auca ........................... 121
Anexo 4. Datos de los pozos del campo Auca para el análisis ............................................. 122
xvi
ABREVIATURAS Y SIGLAS
API: American Petroleum Institute
BAPD: Barriles de agua por día
BFPD: Barriles de fluido por día
Bo (bbl/STB): Factor volumétrico del petróleo (barriles de petróleo a condiciones de yacimiento /
barriles de petróleo a condiciones de superficie)
BOPD: Barriles de petróleo por día
BuP: Pruebas de restauración de presión Build Up
BSW %: Porcentaje - base de agua y sedimentos
CCL: Casing collar locator
“DOBLE”: Doble Densidad de disparo
DPP: Disparos por pie
ºF: Grados Fahrenheit de temperatura
Form. Pen Avg: Penetración promedio de la carga en la formación medida en pulgadas
h: Intervalo de disparo
IP: Índice de productividad
k: Permeabilidad
kc: Permeabilidad de la zona triturada
k BUp: Permeabilidad resultado de un Build Up (mD)
kd: Permeabilidad de la zona dañada
kh: Permeabilidad horizontal de la formación
k Techlog: Permeabilidad de registros
kv: Permeabilidad vertical de la formación
mcf: Millones de pies cúbicos estándar
Pb: Presión de burbuja
Pr: Presión de reservorio
xvii
PSI: Pounds per square inch (libra pulgada cuadrada)
PURE: Perforating for ultimate reservoir exploitation
Pwf: Presión de fondo fluyente
Q: Caudal
Qob: Caudal de petróleo a la presión de burbuja
Qmax: Caudal máximo que puede aportar el pozo
T: Temperatura
rp: Radio de drenaje (acres)
rw: Radio del pozo
Skin: Daño de formación
Skin BUp: Daño de formación resultado de un Build Up
TCP: Tubing Converged Perforating (cañones transportados por tubing)
Tyac: Temperatura del Yacimiento
Ub ESTATICO: Bajo balance estático
UCS: Unconfined compressive strength
WL: Wireline (cable eléctrico)
Wellbore Damage: Radio de la zona dañada en el pozo
µ: Viscosidad medida en (cp)
: Porosidad
xviii
Tema: Análisis del desempeño de las técnicas de cañoneo empleadas en el campo Auca
durante el periodo 2015-2016
Autor: Caren Michelle Basantes Loján
Tutor: Marcelo Benítez M. Sc.
RESUMEN
Hoy en día uno de los problemas más difíciles a los que se enfrenta la industria
hidrocarburífera es la baja productividad de los pozos de petróleo, la misma que depende de
varios factores, siendo uno de los más importantes el proceso de cañoneo. El presente trabajo
de titulación fue realizado con el fin de analizar bajo el criterio del índice de productividad
por pie disparado y mD de permeabilidad (IP/kh) el desempeño de siete técnicas de cañoneo
implementadas en el campo Auca durante el periodo 2015-2016. El análisis inició con la
generación de una base de datos a partir de información real de producción, resultados de
Build Up, simulaciones de cañoneo y resultados de evaluaciones petrofísicas, de treinta y dos
pozos disparados por la compañía Schlumberger durante el periodo 2015-2016.
Posteriormente, se aplicó una metodología de estandarización (IP/kh) para que de esta
manera se evalué el comportamiento del índice de productibilidad por pie y mD disparado
para cada técnica. Como conclusión se identificó la técnica que mejor desempeño tuvo para
cada reservorio en el campo Auca. Con la Recomendación de considerar como primera
opción aquella que mejor desempeño y mayor valor de IP/kh presentó. Este estudio es de
gran aporte a la comunidad petrolera, debido a que un correcto diseño del proceso de cañoneo
aumenta la producción, minimiza el daño causado por las perforaciones y alarga la vida útil
del pozo, beneficiando técnicamente a compañías operadoras como aquellas prestadoras de
servicios petroleros.
PALABRAS CLAVES: CAÑONEO DE POZOS /TÉCNICA DE CAÑONEO/
PRODUCCIÓN/ DESEMPEÑO DE LAS TÉCNICAS DE CAÑONEO/ EFICIENCIA DE
FLUJO/ METODOLOGÍA DE ESTANDARIZACIÓN/ CAMPO AUCA
xix
TITLE: Analysis of performance of gun systems applied in Auca field during the period
2015-2016
Author: Caren Michelle Basantes Loján
Tutor: Benítez Guerra Marcelo David
ABSTRACT
Today, one of the most difficult problems facing the hydrocarbon industry is the low
productivity of oil wells, which depends on several factors, one of the most important being
the perforating process. This present thesis work was realized to analyze the performance of
seven perforating techniques implemented in the Auca field during the period 2015-2016
under the criterion of productivity index per foot and mD of permeability (IP / kh). The
analysis began with the generation of a database from actual production information, Build
Up results, perforating simulations and petrophysical evaluation results of thirty-two wells
fired by the company Schlumberger during the 2015-2016 period. Subsequently, a
standardization methodology (IP / kh) was applied in order to evaluate the behavior of the
productivity index per foot and mD fired for each technique. As conclusion, the best
performance technique was identified for each reservoir in the Auca field. With the
recommendation to consider as the first option that the best performance and highest value of
IP / kh presented. This study is of great contribution to the oil community, because a correct
design of the perforating process increases production, minimizes the damage caused by
perforations and extends the useful life of the well, technically benefiting operating
companies such as service oil providers.
KEYWORDS: PERFORATING/ PERFORATING TECHNIQUE/ OIL WELL
PRODUCTION/ PERFORMANCE OF TECHNIQUE/ FLOW EFFICIENCY/
STANDARDIZATION METHODOLOGY / AUCA FIELD
I CERTIFY that the above and foregoing is a true and correct translation of the original document
in Spanish.
___________________________
Benítez Guerra Marcelo David
Certified Translator
ID: 171934306-1
1
CAPÍTULO I
1.1. Introducción
Una de las fases más importantes antes de poner a producir un pozo, es el proceso de
cañoneo, que consiste básicamente es establecer una comunicación directa entre la
formación productora y el fondo del pozo, esto se realiza mediante el empleo de cargas
que son disparadas a través del revestidor y el cemento hasta llegar a la zona de interés.
Durante los punzonamientos una gran preocupación son los altos factores de daño que se
generan por los residuos del cañón y formación, que taponan los canales de comunicación,
disminuyen la permeabilidad de la zona triturada y consecuentemente la productividad del
pozo, es así, que nace la incertidumbre al momento de seleccionar la técnica de cañoneo
que mejor desempeño tendría frente a las condiciones de cada reservorio.
Por tal razón, se realiza este estudio con el fin de analizar el desempeño de siete técnicas
de cañoneo aplicadas en el campo Auca, y de esta manera identificar bajo el criterio IP/kh
que técnica es la más adecuada para cada reservorio.
2
1.2.Planteamiento del problema
Una de las mayores preocupaciones durante el cañoneo de un pozo son los altos
factores de daño que se generan por los residuos de formación que obstruyen los canales
de comunicación entre la formación productora y el fondo del pozo, ocasionando que la
permeabilidad en la zona triturada y la productividad del pozo disminuyan, esto, crea una
incertidumbre al momento de seleccionar la técnica de cañoneo que mejor desempeño
tendrá frente a las condiciones del reservorio.
Por tal razón, se realiza este estudio para analizar el desempeño de siete técnicas de
cañoneo aplicadas en 32 pozos seleccionados del campo Auca; según el tipo de formación
o reservorio; con el fin de reducir el factor de daño “Skin” en las perforaciones y aumentar
la productividad del Pozo.
1.3. Objetivos
1.3.1. Objetivo General.
Analizar bajo el criterio del índice de productividad por pie disparado y mD de
permeabilidad (IP/kh) el desempeño de siete técnicas de cañoneo
implementadas en el campo Auca durante el período 2015-2016.
1.3.2. Objetivos Específicos.
Generar una base de datos a partir de información real de producción, resultados
de Build Up, datos de evaluaciones petrofísicas y Simulaciones.
3
Analizar el comportamiento del índice de productibilidad por pie y mD
disparado para cada técnica aplicada.
Identificar que técnica tuvo mejor desempeño para cada reservorio bajo el
criterio IP/kh.
1.4. Justificación
Hoy en día uno de los problemas más difíciles a los que se enfrenta la industria
hidrocarburífera es la baja productividad de los pozos de petróleo, la misma que depende
de varios factores, siendo uno de los más importantes el proceso de cañoneo. Este tiene
como objetivo principal lograr una operación económicamente rentable, es decir, que la
carga dentro del cañón permita crear túneles de comunicación efectivos, cuya penetración
alcance la zona virgen del reservorio al menor costo posible.
Este análisis es de gran alcance, debido a que un correcto diseño del proceso de
cañoneo aumenta la producción, minimiza el daño causado por las perforaciones y alarga
la vida útil del pozo, beneficiando técnicamente a compañías operadoras como aquellas
prestadoras de servicios petroleros.
Por la importancia de este proceso, nace el interés de realizar el estudio, cuyo fin es
tener una visión más amplia del desempeño de cada una de las técnicas de cañoneo
utilizadas en los reservorios del Ecuador, y de esta manera, en intervenciones futuras
elegir aquella que presentaría mejor desempeño frente a las condiciones operacionales.
1.5. Entorno del estudio
1.5.1. Marco institucional.
4
El presente trabajo de titulación se realizará con el aporte de dos importantes
organizaciones: la institución que lidera el área de educación, y la empresa que lidera la
investigación y prestación de servicios en el sector hidrocarburífero del Ecuador.
La Universidad Central del Ecuador. Es la universidad más antigua y la segunda más
grande por número de estudiantes de la República del Ecuador. Cuenta con 19 facultades,
siendo la universidad pública con mayor número de post-grados del Ecuador. Entre sus
facultades se encuentra la Facultad de Ingeniería en Geología, Minas, Petróleos y
Ambiental (FIGEMPA), que tiene como misión formar profesionales con conocimiento
técnico - humanístico y valores éticos para el aprovechamiento racional y sustentable de
los recursos naturales renovables y no renovables en los que se fundamenta el desarrollo
de la matriz productiva del país.
Schlumberger. Suministra la gama más completa de productos y servicios para la
industria, desde la exploración hasta la producción y soluciones integradas para la
recuperación de hidrocarburos que optimizan el rendimiento del yacimiento.
1.5.2. Marco ético.
El presente trabajo no atenta en ninguna de sus etapas contra los principios éticos de
respeto a la vida, morales, ni económicos de la empresa, universidad o de los funcionarios
de las mismas.
Además de referenciar a los autores de cualquier bibliografía o fuente de consulta. Los
resultados del estudio se presentarán de manera imparcial y transparente.
5
1.5.3. Marco legal.
El presente trabajo de titulación se realizará cumpliendo con la normativa vigente
relacionada con los procesos de titulación, entre los que podemos mencionar:
Constitución de la República del Ecuador
El Art 350, de la Constitución de la Republica dispone que “El sistema de educación
superior tiene como finalidad la formación académica y profesional con visión científica y
humanista; la investigación científica y tecnológica; la innovación, promoción, desarrollo
y difusión de los saberes y las culturas; la construcción de soluciones para los problemas
del país, en relación con los objetivos del régimen de desarrollo”; y, en el inciso tercero.
del Art. 356, “Se garantiza a los estudiantes la igualdad de oportunidades en el acceso, en
la permanencia, en la movilidad y en el egreso”. (Ecuador, 2015, págs. 162, 164)
Ley Orgánica de Educación Superior
Art. 123.- Reglamento sobre el Régimen Académico. - El Consejo de Educación
Superior aprobará el Reglamento de Régimen Académico que regule los títulos y grados
académicos, el tiempo de duración, número de créditos de cada opción y demás aspectos
relacionados con grados y títulos, buscando la armonización y la
promoción de la movilidad estudiantil, de profesores o profesoras e investigadores o
investigadoras. (Nacional, 2010, pág. 21)
6
Art. 144.- Tesis Digitalizadas. - Todas las instituciones de educación superior
estarán obligadas a entregar las tesis que se elaboren para la obtención de títulos
académicos de grado y posgrado en formato digital para ser integradas al Sistema
Nacional de Información de la Educación Superior del Ecuador para su difusión pública
respetando los derechos de autor. (Nacional, 2010, pág. 23)
Reglamento de Régimen Académico
El Art.21 inciso 3 del Reglamento de Régimen Académico, referente a la unidad de
titulación se establece que:
“Se consideran trabajos de titulación en la educación técnica y tecnológica
superior, y sus equivalentes, y en la educación superior de grado, los siguientes: examen
de grado o de fin de carrera, proyectos de investigación, proyectos integradores, ensayos o
artículos académicos, etnografías, sistematización de experiencias prácticas de
investigación y/o intervención, análisis de casos, estudios comparados, propuestas
metodológicas, propuestas tecnológicas, productos o presentaciones artísticas,
dispositivos tecnológicos, modelos de negocios. Emprendimientos, proyectos técnicos,
trabajos experimentales. Entre otros de similar nivel de complejidad.” (Superior, 2014,
pág. 13)
Estatuto Universitario
“Art. 212. El trabajo de graduación o titulación constituye un requisito obligatorio
para la obtención del título o grado para cualquiera de los niveles de formación. Dichos
7
trabajos pueden ser estructurados de manera independiente o como consecuencia de un
seminario de fin de carrera.
Para la obtención del grado académico de licenciado o del título profesional
universitario de pre o posgrado, el estudiante debe realizar y defender un proyecto de
investigación conducente a una propuesta que resolverá un problema o situación práctica,
con característica de viabilidad, rentabilidad y originalidad en los aspectos de aplicación,
recursos, tiempos y resultados esperados. Lo anterior está dispuesto en el Art. 37 del
Reglamento Codificado de Régimen Académico del Sistema Nacional de Educación
Superior.” (Ecuador U. C., 2010, pág. 181)
Documento de Unidad de Titulación Especial de la Carrera de Ingeniería de
Petróleos aprobado por el CES, entre las modalidades de titulación se establece que:
Estudios Técnicos.
Son trabajos que tienen como objeto la realización de estudios a equipos, procesos,
etc., referidos a aspectos de diseño, planificación, producción, gestión, perforación,
explotación y cualquier otro campo relacionado con la Ingeniería de Petróleos con
alternativas técnicas, evaluaciones económicas y valoración de los resultados. (Petroleos,
2016, pág. 5)
8
2. CAPÍTULO II
2.1. Descripción del campo auca
2.1.1. Ubicación geográfica.
El campo Auca se encuentra localizado en la Región Amazónica, provincia de
Orellana, cantón Francisco de Orellana, como se puede observar en el gráfico 2.1 de los
bloques petroleros del Ecuador. Este campo forma parte del Bloque 61 ubicado al oeste
de Quito a 260 km y al sur de la frontera con Colombia a 150 Km.
Gráfico 2.1 Mapa de Bloques Petroleros del Ecuador (Hidrocarburos, 2016)
El campo Auca se encuentra dentro de las coordenadas descritas en la tabla 2.1,
limitado por los campos Culebra, Yulebra, Sacha y Yuca al norte, Anaconda, Pindo y
Conga al este, Rumiyacu, Armadillo y Cononaco al sur y Puma al oeste.
9
Tabla 2.1 Coordenadas del Campo Auca
LONGITUD LATITUD
Entre 76º50` O y 76º 54`O Entre 0º34`S y 0º 48`S
X min= 288964 Y min= 9911645
X máx.= 295000 Y máx.= 9936625
Fuente: Archivo Técnico EP- PETROECUADOR
2.1.2. Reseña histórica.
Auca fue descubierto por la compañía Texaco el 16 de febrero de 1970, durante la
perforación y completación del pozo exploratorio “Auca 1”, este alcanzo una
profundidad total de 10.578 pies logrando producir 3.072 BPPD de los reservorios
Hollín (31ºAPI) y “T” (72ºAPI) (Baby, Rivadeneira, & Barragán, 2014, pág. 368).
2.1.3. Estructura del campo Auca.
El campo Auca constituye parte de un anticlinal bastante simétrico, lineal, de
aproximadamente 23 Km de longitud, alongado en dirección NNO-S que se ensancha
en dirección norte, con muy poca alteración tectónica a la base de la Caliza A (Baby,
Rivadeneira, & Barragán, 2014, págs. 368-370).
2.1.4. Características de los reservorios.
Los yacimientos productores en el campo Auca son: Basal Tena, Napo T, Napo U y
Hollín.
10
a) Formación Basal Tena.
La formación Basal Tena está constituida por una arenisca cuarzosa redondeada, de
grano grueso a medio, con 19 % de porosidad promedio. Su ambiente sedimentario
posiblemente de origen fluvial, describe rellenos de canal con clastos gruesos y
conglomeráticos a la base (Baby, Rivadeneira, & Barragán, 2014, pág. 372).
b) Formación Napo.
La formación Napo está conformada por dos areniscas correspondientes a Napo “U”
y a Napo “T”, separadas por intervalos gruesos de caliza y lutita.
Durante una importante regresión marina, donde ocurrió un desplazamiento de la
línea de costa en dirección Oeste, las areniscas “T” y “U” fueron depositadas, a partir
de este acontecimiento, se desarrollaron ambientes estuarinos con ingresos fluviales
afectados por mareas, canales mareales, a los que se les asigna como areniscas
inferiores y facies menos desarrolladas de barras, litofacies de llanura lodosa y
areniscas glauconítica de plataforma marina somera, dentro del cortejo netamente
transgresivo de las areniscas definidas como superiores (Baby, Rivadeneira, &
Barragán, 2014, pág. 370).
Arenisca Napo “T”.
La formación Napo “T”, cuya porosidad promedio es de 12%, está formada por
areniscas cuarzosas, limpias, de grano fino y con esporádicas capas de arcilla illita y
caolinita.
11
En la parte superior se desarrolla la arenisca “T superior”, que se caracteriza por ser
una arenisca cuarzosa- glauconítica de grano fino, con presencia de fuerte bioturbación
en algunas partes. (Baby, Rivadeneira, & Barragán, 2014, pág. 370).
Arenisca Napo “U”.
A partir de estudios realizados por (Baby, Rivadeneira, & Barragán, 2014, pág. 370),
la formación “U Inferior” es considerada un reservorio limpio debido a que está
compuesto por areniscas cuarzosas limpias, de grano fino a medio, estratificación plana
laminar a cruzada de bajo ángulo y con presencia de abundantes detritos y láminas
lutíticas carbonáceas.
La formación “U Superior”, constituye una arenisca cuarzosa glauconítica de grano
fino y muy fino, dispuesta en capas muy delgadas, con importante bioturbación.
En promedio la arenisca “U” presenta una porosidad de 13%.
c) Formación Hollín
“La formación Hollín está constituida por areniscas depositadas en un ambiente
fluvial, evolucionando a un ambiente estuarino por la influencia mareal”. Esta a su vez
está dividida en las formaciones “Hollín Superior” y “Hollín Inferior.
12
“Hollín Superior” presenta una porosidad promedio del 14%; está compuesta por
areniscas cuarzosas de grano fino, alto y medio contenido de glauconita, e importante
presencia de material carbonáceo.
Por otro lado, “Hollín Inferior” está conformada por areniscas masivas de cuarzo, no
pudiéndose realizar una descripción más detallada por carecer de muestras de
formación. El espesor neto de la arena es de 26 pies en promedio con una
permeabilidad promedio para Hollín de 551 mD.
2.2. Descripción y fundamentos del sistema de cañoneo
2.2.1. Historia.
En la década de 1920, las compañías de E&P (Exploration and Production)
implementaron el proceso de cementar el casing, este proceso permitía aislar los
intervalos productivos de otras zonas, a la vez que el cemento soportaba la tubería de
revestimiento. Sin embargo, aunque esta práctica resultó muy efectiva un dilema se
generó para los operadores ¿Cómo acceder a los hidrocarburos presentes en la parte
externa de la tubería? (Schlumberger, 2012, p. 63)
Antes de 1932 los disparos a menudo consistían en orificios realizados con
cortadores mecánicos en el acero del revestidor. Después de 1932 se cañoneaba con
balas. Desde 1948 hasta la actualidad, se viene utilizando cargas configuradas con
detonación controlada, especialmente diseñadas y fabricadas para pozos entubados,
produce orificios o perforaciones en la tubería de revestimiento, cemento y formación
13
adyacente de manera que los fluidos puedan fluir hacia el pozo y posteriormente ser
levantados hacia superficie. (Behrmann, et al., 2000, p. 54)
En la actualidad, las operaciones de disparo pueden ejecutarse en un instante, su
correcto diseño requiere seleccionar minuciosamente el tipo de carga y tamaño de
cañón para lograr un tamaño máximo del orificio, o bien una penetración profunda
(Smithson, 2012, pág. 65).
2.2.2. Proceso de cañoneo.
El proceso de cañoneo consiste en crean orificios en el revestidor mediante el uso de
cargas explosivas que son disparadas a través del cemento, revestidor y se extienden a
lo largo de la formación productora, creando un canal de comunicación “túnel
perforado” como se ilustra en el gráfico 2.2, esto se realiza con el objetivo de establecer
un canal de comunicación entre el pozo y la formación productora.
(Baummann, Fayard, Grove, & Harvey, 2014, págs. 14,15) considera que, el túnel
perforado debe tener un diámetro, longitud y profundidad uniforme para que la
operación de cañoneo sea efectiva.
Gráfico 2.2 Áreas de Alcance del Cañoneo (Bellarby, 2009, pág. 54)
14
2.2.3. Parámetros a considerar para realizar una buena operación de Cañoneo.
Para que un trabajo de cañoneo sea efectivo, (Bakker, Veeken, Behrmann, Milton, &
St, 2009, pág. 57) piensa que las cargas deben sobrepasar el cemento, revestidor y la
formación productora hasta alcanzar la zona virgen, para así establecer un canal de
comunicación que permita el flujo de fluidos desde yacimiento hacia el pozo.
Los factores que afectan la efectividad de cañoneo se mencionan en la ilustración 2.1
y son:
Ilustración 2.1 Parámetros a considerar para realizar una buena operación de Cañoneo
a) Factores geométricos de los disparos.
Según (B.Grove, y otros, 2011, págs. 1,2) para que toda operación de cañoneo sea
eficiente se debe tomar en consideración los factores nombrados en la ilustración 2.2:
Factores geométricos de los Disparos
Técnicas utilizadas en la completación del
pozo.
Características del revestidor y la tubería.
Estado del cemento.Resistencia de la
formación.Propiedades de los
Fluidos del reservorio
15
Ilustración 2.2 Factores geométricos de los disparos
Acorde con (B.Grove, y otros, 2011, págs. 1,2) , el tomar en consideración estos
parámetros ayudan a cumplir objetivos como:
Lograr una comunicación efectiva entre la zona virgen del reservorio y el
pozo.
Producir la máxima tasa de flujo para el diseño de las perforaciones.
Minimizar la producción de arena y el daño producido durante los punzados.
Alcanzar una mayor profundidad en las perforaciones.
Densidad de disparo.
“Este término se utiliza para describir la configuración de las cargas dentro de los
cañones de disparo, hace referencia al número de disparos por pie lineal y generalmente
se abrevia como “spf” shot per foot o tiros por pie”. (Schlumberger, Oilfield Glossary,
2016)
El correcto diseño o selección de la densidad de disparos generalmente depende de
la permeabilidad de la formación, compresibilidad de la roca, el tipo de casing y el
intervalo de formación a ser disparado como se observa en el gráfico 2.3.
Fase angular entre
cargas
Densidad de cargas por pie
Longitud de
penetración
Diámetro del agujero
Longitud intervalo
cañoneado
Operación eficiente de
cañoneo
16
Según (Schlumberger, Oilfield Glossary, 2016), para pozos con alta producción de
aceite y gas, la densidad de disparo debe permitir el gasto deseado con una caída de
presión razonable.
Gráfico 2.3 Factores Geométricos de los Disparos (Bellarby, 2009, pág. 50)
Fase de disparo.
La fase de disparo hace referencia a la distribución radial de las cargas alrededor del
eje de la pistola o cañón, esta depende principalmente del tamaño del cañón que se
puede bajar en el pozo.
Las cargas dentro de las pistolas de disparo pueden ser ubicadas en una gran
variedad de arreglos llamados fases (0, 60, 90, 120 y 180) grados. Una fase a 0 grados,
donde las cargas están una debajo de otra, “se utiliza generalmente en cañones de
diámetro externo pequeño, mientras que cañones con fase de 60, 90 y 120 grados son
generalmente más grandes y brindan características de flujo más eficientes cerca del
pozo. (Schlumberger, Oilfield Glossary, 2016)
17
En el grafico 2.4 se observa que la pistola de disparo vista en sección transversal,
muestra una fase de 90o entre las cargas, al mismo tiempo se puede ver que en zonas
cercanas al cañón, es decir donde la pistola está pegada al revestidor, la longitud de
penetración es mayor.
Gráfico 2.4 Fase de disparo (Schlumberger, Oilfield Glossary, 2016)
2.2.4. Tren de explosivos.
Consiste en varios dispositivos empleados para iniciar y propagar la detonación de
los explosivos a lo largo del cañón, tal como se puede observar en el gráfico 2.5. Según
(Arroba, 2015, pág. 12) el tren de explosivos típicamente está conformado por:
Dispositivos de iniciación (Iniciador o detonador).
Cordón detonante usado para transmitir la detonación a las cargas a lo largo
de la longitud del cañón.
Las cargas moldeadas que son las que penetran el casing, el cemento y la
formación.
Elemento estímulo (Booster).
18
Gráfico 2.5 Tren de explosivo (Arroba, 2015, pág. 12) (Bellarby, 2009, pág. 47)
2.2.5. Tipos de Cañones.
Los tipos de cañones más usados en la industria petrolera son los siguientes:
Cañones hidráulicos con chorro de agua de alta presión.
Cañones tipo balas.
Cañones con cargas moldeadas tipo chorro.
a) Cañones Tipo Hidráulico.
Este tipo de cañón presenta un arreglo de orificios diseccionados hacia la pared del
revestidor, esto se realiza con el fin de abrir agujeros mediante la inyección de fluidos a
elevada presión en las paredes del revestidor, cemento y formación, creando túneles
limpios con muy poco daño.
Según (Oilproduction, 2012, pág. 50), la desventaja de este tipo de cañón, radica en
que es un sistema lento y muy costosos, debido a que los agujeros son creados uno a la
vez.
19
b) Cañones tipo Bala
Los cañones tipo bala utilizados a partir de 1932, son bajados al pozo para crear un
canal de comunicación entre el yacimiento y el interior del pozo, el sistema de
detonación se activa mediante una señal generada desde la superficie, disparando las
balas que atraviesan el revestidor y penetran en la formación.
El desempeño de este tipo de cañón disminuye sustancialmente al incrementar la
compresibilidad de las formaciones o cuando se utiliza un revestidor de alta dureza,
razón por la cual, es poco utilizado en la industria petrolera en la actualidad. Sin
embargo, es aplicado en formaciones blandas o no consolidadas. (Oilproduction, 2012,
pág. 49)
c) Cañones tipo chorro (jet perforating).
El empleo de los cañones tipo chorro en las operaciones de cañoneo involucra
practicas extremadamente cuidadosas, debido a la necesaria secuencia de eventos para
su detonación.
Esta operación consiste en una reacción en cadena, donde inicialmente se inicia el
detonador eléctrico, el mismo, que a través del cordón detonante transfiere la energía
necesaria para detonar el explosivo principal y provocar que el material del casco de la
carga fluya a elevada presión, a tal grado que se dispersa a velocidad de 20.000 pies/seg
y con una presión estimada en la punta del chorro de 5 millones de psi. (UNAM, 2015,
pág. 88)
20
Hoy en día, los cañones tipo chorro son los que mayormente se utilizan, debido a
que emplean cargas moldeadas y explosivos de alta potencia. Según (Mendoza, 2015)
su clasificación se puede observar en el gráfico 2.6, y se describen a continuación.
Gráfico 2.6 Clasificación de cañones según su porta cargas (Behrmann, y otros, 2000, pág. 75)
Cañones recuperables.
Los cañones recuperables fueron diseñados para facilitar la recuperación de sus
componentes después del cañoneo dejando una mínima cantidad de residuos en el
fondo del pozo. (Schlumberger, Oilfield glossary, 2017).
21
En este tipo de cañones los componentes explosivos están encerrados como se puede
observar en el gráfico 2.7, presentando menos fallas operativas y pudiendo ser extraídos
del pozo conjuntamente con los residuos generados después del disparo; son ideales en
zonas de grandes profundidades, altas presiones y temperaturas elevadas.
Gráfico 2.7 Cañones recuperables (Mendoza, 2015)
Cañones desechables.
En este tipo de cañones, las cargas están contenidas en cápsulas individuales
construidas usualmente de un material quebradizo, como aluminio, cerámica o hierro y
selladas a presión como se observa en el gráfico 2.8. (Schlumberger, Oilfield glossary ,
2017).
Este tipo de cañón se desintegra durante los punzados, es decir, cuando las cargas
son detonadas, las capsulas se desintegran en pequeños fragmentos los cuales quedan
en el fondo del pozo, reduciendo el volumen y las dimensiones de los componentes
recuperados. Los cañones desechables son comúnmente utilizados cuando las
condiciones del pozo permiten sólo acceso limitado, como en operaciones a través de
las tuberías.
Gráfico 2.8 Cañones desechables (Mendoza, 2015)
22
Cañones semi-desechables.
Los cañones semi-desechables están conformados de partes recuperables y
desechables, como se puede observar en el gráfico 2.9 están equipados de porta cargas
recuperables, cápsulas mejoradas, con cables de acero, etc. Según la opinión de
(Mendoza, 2015), “estos cañones son inferiores a los cañones recuperables en términos
de especificaciones y construcción”.
Gráfico 2.9 Cañones Semi desechables (Mendoza, 2015)
2.2.6. Cordón detonante.
El cordón detonante es empleado para transmitir la detonación a lo largo del eje del
cañón, permitiendo así que la onda de detonación vaya en secuencia de una carga
explosiva a otra. En el grafico 2.10 se muestra un corte seccional de un cordón
detonante que está formado por el explosivo secundario, el cual se encuentra aislado
por una capa de carga protectora. (Arroba, 2015, pág. 16)
Gráfico 2.10 Cordón detonante
23
2.2.7. Explosivos.
El desempeño de las cargas empleadas en las operaciones de cañoneo depende
principalmente de los explosivos. Los explosivos son mezclas de químicos de reacción
instantánea, los mismos que aportan suficiente energía para perforar tanto en la tubería
de revestimiento y cemento como en la formación, de tal manera que exista un canal
conductor de fluidos apropiado entre el pozo y reservorio.
Los términos explosivos bajos y altos se siguen usando para caracterizar a los
explosivos químicos. (Schlumberger, Perforating Services Catalog, 2008, pág. 6)
a) Explosivos de baja intensidad de detonación (Propelente).
Los explosivos de baja intensidad de detonación son aquellos cuya energía inicial de
detonación es baja, según (Schlumberger, Perforating Services Catalog, 2008, pág. 6),
“los explosivos de baja intensidad se utilizan en aplicaciones modernas de campos
petrolíferos como cargas de potencia para conjuntos de presión, perforadores de bala y
pistolas de toma de muestras, así como para procedimientos de estimulación tales como
una fractura de gas de alta energía y limpieza de perforaciones”.
b) Explosivos de Alta Intensidad de detonación.
Los explosivos de alta intensidad son aquellos cuya energía inicial de detonación es
alta, generalmente son empleados en los iniciadores, cargas moldeadas y cordón
detonante. (Smithson, 2012, pág. 63) considera, que los explosivos de alta intensidad se
clasifican además por su sensibilidad o estabilidad de detonación.
24
Sensibilidad.
Es una medida de la energía, presión o potencia mínima requerida para iniciar un
explosivo, refleja la facilidad con la que este puede iniciarse. (Wikidot, 2017)
Existen varios tipos de Sensibilidades:
Sensibilidad al Impacto. - Es la mínima altura a la cual se puede dejar caer
un peso sobre el explosivo para que este detone.
Sensibilidad a la Chispa - Es la cantidad de energía que debe tener una
chispa para detonar un explosivo.
Estabilidad.
De acuerdo al concepto de (Wikidot, 2017), la estabilidad se refiere a la habilidad de
un explosivo para soportar altas temperaturas y perdurar por largos períodos de tiempo.
Los explosivos utilizados en los procesos de cañoneo deben tener alta estabilidad
para que puedan ser almacenados por un tiempo considerable y operen efectivamente
después de exponerse a las temperaturas del pozo.
Los altamente explosivos se dividen en dos grandes categorías: Primarias y
secundarias.
Explosivos primarios.
Los explosivos primarios son muy sensitivos y de fácil detonación por impacto,
ficción, o calor. Por razones de seguridad, en los sistemas de disparo, los explosivos
primarios como ácidos de plomo, se utilizan únicamente en detonadores eléctricos o de
25
percusión. Generalmente, un “casquillo detonador” o “detonador de mecha” comienza
la reacción en cadena. (Schlumberger, Perforating Services Catalog, 2008, págs. 7,8)
Según (Bellarby, 2009, pág. 47), los detonadores convencionales son iniciados
eléctricamente cuando una corriente pasa a través de un filamento, la cual enciende una
mecha y hace detonar la carga explosiva primaria compuesta de plomo y nitrógeno. A
pesar que demostraron ser muy confiables y con el fin de evitar una detonación no
intencional de los casquillos, se han desarrollado varias prácticas de seguridad para los
detonadores eléctricos, entre las cuales está la puesta a tierra de los sistemas eléctricos,
así como la desconexión del suministro eléctrico durante el armado de las pistolas.
Los detonadores iniciados mecánicamente se conocen también como detonadores de
percusión.
Explosivos secundarios.
Estos explosivos son denominados secundarios debido a que otra fuente debe iniciar
su detonación, son menos sensitivos que los explosivos primarios y requieren de una
onda de impacto o choque de alta energía para ser iniciados (Normalmente
proporcionado por un explosivo primario). Generalmente son usados en la mayoría de
los elementos de la cadena balística como son cordón detonante, iniciadores, y cargas
moldeadas. (Smithson, 2012, pág. 63). Los explosivos secundarios que comúnmente se
utilizan en la perforación de pozos de petróleo son: RDX (Royal Demolition Explosive);
HMX (High Melting Explosive); HNS (Hexanistrostilbene).
En la Tabla 2.2, se puede observar los rangos de temperatura que pueden soportar
los distintos explosivos de los sistemas de disparo de Schlumberger en función del
tiempo de exposición.
26
Tabla 2.2 Guía de temperatura para explosivos en cañones
Tipo de Explosivo
Rangos de Temperatura
1 hr 100 hr 200 hr 400 hr
RDX 340ºf
(171ºC) 240ºF
(115ºC) 225ºF
(107ºC) 210ºF (99ºC)
HMX 400ºF
(204ºC) 300ºF
(149ºC) 285ºF
(141ºC) 270ºF
(132ºC)
HNS 500ºF
(260ºC) 460ºF
(238ºC) 440ºF
(227ºC) 420ºF
(216ºC) Fuente: (Schlumberger, Perforating Services Catalog, 2008, pág. 7)
Debido al gradiente geotérmico terrestre, la temperatura de la tierra aumenta cuando
más profundo es perforado el pozo, por esta razón, los explosivos tienden a degradarse
en función del tiempo de exposición a dichas condiciones, es así, que durante la
selección de explosivos se debe seguir el lineamiento de Temperatura vs tiempo que se
puede observar en el gráfico 2.11.
Gráfico 2.11 Rango de temperatura vs tiempo – Explosivos (Arroba, 2015, pág. 23)
27
2.2.8. Cargas.
Según (Smithson, 2012, pág. 63), en la actualidad las cargas que mayormente se
utilizan durante las operaciones de cañoneo son del tipo jet.
a) Elementos de una carga.
De acuerdo con (Smithson, 2012, pág. 63), las cargas huecas están conformadas por
un casco externo que aloja el iniciador y el material explosivo, los componentes
permanecen en su lugar gracias al liner, cuya forma cónica genera un chorro de alta
energía de presión como se puede observar en el gráfico 2.13, penetrando la tubería de
revestimiento, el cemento y la formación. El dispositivo de encendido o iniciador actúa
como enlace entre el cordón detonante y los explosivos de la carga hueca.
De acuerdo a (Bakker, Veeken, Behrmann, Milton, & St, 2009, pág. 57) las cargas
están conformadas por cinco partes principales, las cuales se nombran a continuación y
pueden ser observadas en el gráfico 2.12.
Gráfico 2.12 Elementos de una carga (Frederic Bruyere, 2006-2007, pág. 20)
28
Gráfico 2.13 Detonación de cargas huecas (Smithson, 2012, pág. 63)
b) Tipos de cargas configuradas.
Las cargas configuradas se subdividen en cargas de alta penetración y cargas de
hueco grande.
Cargas de alta penetración, DP (Deep Penetration).
Como se puede observar en el gráfico 2.14, en esta categoría de cargas, la geometría
del liner es una estructura cónica que genera un jet angosto, alargado y fino;
consiguiendo una penetración relativamente profunda y un diámetro de agujero
pequeño.
29
El liner se halla compuesto de diversas mezclas de metal pulverizado, el cual, luego
de la detonación, colapsa formando un jet que perfora el casing y crea un canal de
comunicación entre el pozo y la formación. Según (Baummann, Fayard, Grove, &
Harvey, 2014, págs. 28,29) el pico de presión del colapso del liner luego de la
detonación logra un valor de alrededor de 4.4 x 106 psi, un liner de cobre, pueden
alcanzar valores máximos de velocidad de 23.000 pie/seg en la punta del jet, el 20% del
material que compone el liner formará el jet de alta velocidad, mientras que el restante
80% tendrá movimiento lento que generalmente no ayuda en el proceso de penetración.
Gráfico 2.14 Proceso de detonación de carga de alta penetración (Schlumberger, Perforating
Services Catalog, 2008)
Cargas de hueco grande, BH (Big Hole).
Como se observa en el gráfico 2.15, este tipo de cargas tienen la geometría del liner
parabólica o hemisférica, empleadas con el fin de incrementar el área total de flujo y el
rendimiento de la densidad de disparos.
30
Según (Behrmann, y otros, 2000, págs. 56,57), el liner de forma parabólica
provocará la formación del jet a bajas velocidades, producto de acarrear mayor cantidad
de masa, generando un agujero de mayor tamaño con respecto a las cargas de alta
penetración, pero con una longitud poco profunda.
Gráfico 2.15 Proceso de detonación de carga de hueco grande (Schlumberger, Perforating
Services Catalog, 2008)
2.3. Cargas y tecnologías utilizadas por Schlumberger
2.3.1. Power Jet Nova.
Las cargas huecas de alta penetración Power Jet Nova, tienen como objetivo mejorar
la eficiencia de la transferencia de energía explosiva de las cargas al chorro perforante y
de esta manera aumentar la penetración.
Debido a que en una roca muy compacta el umbral de penetración inicial es alto, y la
energía de la cola del chorro perforante se desperdiciaba al ser insuficiente para
perforar la formación, los diseñadores de cargas descubrieron a través de pruebas de
31
laboratorio, que al trasladar la energía más cerca de la región de la punta de la carga, se
optimiza y aumenta la presión o energía necesaria para superar el umbral de
penetración.
Las cargas de alta penetración Power Jet Nova se pueden utilizar con el sistema de
disparos PURE (el cual se describe más adelante en la sección 2.4.3.1.) para la
obtención de disparos limpios, además de operaciones con Wireline y sistemas de
cañón de TCP. (Schlumberger, Schlumberger, 2014).
2.3.2. Power Jet Omega
(Schlumberger, Power jet omega, 2016) Las cargas huecas de alta penetración Power
Jet Omega mantiene una penetración profunda para altas densidades de disparo (2 a 7
en sistemas de cañón de HSD)
Una penetración más profunda se traduce en una mayor productividad de los pozos o
inyectividad. Además, la eficiencia así se mejora para un impacto positivo en los
costos de extracción.
Las cargas de alta penetración Power Jet Omega se pueden utilizar con el sistema de
disparos PURE en condiciones bajo balance estático como bajo balance dinámico
para la obtención de disparos limpios, además de poder ser utilizadas en operaciones
con Wireline y sistemas de cañón de TCP, tubería flexible, tractores, y terminaciones
permanentes.
32
2.3.3. MAXR (Monobor Anchor with Automatic Release).
El ancla monobor con liberación automática (MAXR), es una herramienta patentada
por la compañía Schlumberger, que permite anclar los cañones en la tubería de
revestimiento o producción, pudiéndose instalar en el pozo antes terminación final.
Como se puede observar en el gráfico 2.16, el momento mismo de la detonación,
una fuerza retrae las cuñas del MAXR, provocando que todos los componentes de la
herramienta caigan en la parte inferior del pozo, la fuerza y reacción rápida con la que
se liberan las cuñas garantiza que el cañón y el hardware asociado, caigan en el fondo
del pozo antes de que la presión de formación pueda hacer que las pistolas se peguen.
MAXR presenta un mecanismo de respaldo mecánico de emergencia, que permite
remover los cañones a la superficie sin ser detonados, es decir, que las cargas
permanecen unidas al MAXR a menos que ocurra la detonación.
La principal ventaja de este sistema, es que el pozo puede producir inmediatamente
después de realizarse los punzados, lo cual, impide invasión de los fluidos de control a
la formación. (Schlumberger, MAXR, 2012, págs. 1,2)
33
Gráfico 2.16 MAXR (Schlumberger, MAXR, 2012, págs. 1,2)
2.4. Descripción de las técnicas de cañoneo con TCP y wireline.
2.4.1. Técnica de wireline convencional.
Este sistema de cañoneo se lo realiza utilizando una unidad de cable eléctrico para
bajar los portadores de carga a la zona de interés, el proceso de cañoneo debe ser
realizado en condiciones de sobre-balance, es decir, que la presión hidrostática
necesaria para controlar el pozo es mayor a la presión de formación. (Smithson, 2012,
pág. 65)
Bajo el criterio de (Smithson, 2012, pág. 64) los tipos de portadores de carga jet se
dividen según el área de aplicación y son de dos tipos:
34
Casing gun (Tipo de cañón que sirve para punzonar el casing).
Through tubing (Cañones que son de menor diámetro que el casing gun y son
bajados al pozo a través de la tubería de producción)
a) Sistema de cañoneo wireline - Casing gun.
En el sistema casing gun según (Mendoza, 2015), mediante el empleo de un cable de
acero o cable de wireline se baja los cañones de diámetro grande (3 1/8”, 3 5/8”, 4”, 5”,
entre otros) a través del revestidor para disparar en la zona de interés, como se puede
observar en el gráfico 2.17. Con el fin de controlar el pozo, es recomendable que este
tipo de cañoneo se lo ejecute en condiciones de sobre balance estático, (Ph>Pf).
Adicionalmente, el sistema de cañoneo casing gun puede realizarse a hueco abierto,
con el fin de atravesar la zona dañada y llegar a la zona virgen de reservorio, para ello
se utilizan cargas de alta penetración que alcanzan rangos de perforación más allá de la
zona dañada.
Gráfico 2.17 Sistema casing gun (Mendoza, 2015)
35
Ventajas del sistema wireline- Casing gun
Según (Corella, 2009, pág. 5), las principales ventajas de este sistema son:
Operación se realiza en corto tiempo, 4 horas aproximadamente para
profundidades someras y 8 horas para pozos muy profundos.
Disminuye el tiempo de exposición de las cargas a elevadas temperatura.
En caso de falla, se puede volver a correr la sarta sin grandes pérdidas de
tiempo no productivo.
Permite utilizar cargas de gran diámetro y alta penetración.
Existe la factibilidad para seleccionar el tamaño del cañón compatible con
diámetro de la tubería de revestimiento.
Ideal para zonas de alta presión.
Desventajas del sistema wireline- Casing gun
Según (Corella, 2009, pág. 5), las principales desventajas de este sistema son:
Debido a que la operación se la realiza en sobre balance, inmediatamente
después de los disparos el fluido de control o completación invade la
formación.
Presenta una limitación en el número de pies que pueden ser disparados por
corrida.
El daño comúnmente es alto como consecuencia de la invasión de fluidos de
completación.
36
b) Sistema de cañoneo wireline - Through tubing.
En este método, inicialmente se baja la completación final o baja la tubería con
empacadura de prueba como se muestra en el gráfico 2.18, esta condición, permite
bajar el cañón con cable de acero o cable de wireline en bajo balance estático, es decir,
con diferencial de presión negativo (Ph<Pf). Usualmente se emplean cañones no
recuperables o parcialmente recuperables.
De acuerdo con (Mendoza, 2015), la tubería de producción con empacadura,
permiten utilizar un fluido de menor densidad para controlar el pozo.
Gráfico 2.18 Sistema through tubing gun (Mendoza, 2015)
Ventajas del sistema wireline - through tubing gun
Según (Corella, 2009, págs. 5,6), las ventajas de este sistema son:
No se requiere el uso de taladro para la completación de una nueva zona o
reacondicionamiento de una zona existente.
37
Minimiza la invasión de fluidos durante los punzados debido a que los pozos
pueden ser perforados con un pequeño bajo balance
Los cañones pueden ser posicionados en profundidad mediante un registro
CCL (casing collar location).
Brinda seguridad y completo control del pozo durante las operaciones.
Permite monitorear parámetros de fondo durante las operaciones de cañoneo
Desventajas del sistema wireline - through tubing gun
Según (Corella, 2009, págs. 5,6), las desventajas de este sistema son:
El tamaño del cañón y las cargas es limitado debido a que son bajados a
través del tubing.
El cañón usualmente es posicionado contra el casing para eliminar la pérdida
de rendimiento cuando se perfora a través de líquido en el pozo.
Los escombros generados durante las operaciones de cañoneo caen al fondo
del pozo.
El intervalo de disparo está limitado a una longitud menor o igual a 30 pies
por corrida.
Pequeño diferencial de presión a favor de la formación, solo se puede aplicar
en la primera zona o intervalo a cañonear, por limitaciones en el lubricador,
punto débil del cable eléctrico o en la tubería de producción.
38
2.4.2. Técnica TCP (Tubing Conveyed Perforating).
El sistema de disparo TCP permite bajar y posicionar los cañones en profundidad a
través de tubería como se ilustra en el gráfico 2.19, con la tubería se baja una
empacadura, la cual debe ser asentada previa a iniciar la operación de cañoneo, esto,
posibilita la creación de orificios limpios, profundos y simétricos, mediante el empleo
de cañones de mayor diámetro, cargas de alta penetración y alta densidad de disparo.
(Schlumberger, Tubing conveyed perforating, 2017)
Según (Smithson, 2012, pág. 64), este sistema permite perforar todo un intervalo en
condiciones de bajo balance estático, en cuanto a pozos con alto ángulo de desviación,
es la única opción de cañoneo para llegar a la zona o profundidad deseada.
a) Técnica TCP bajo balance
Consiste en cañonear el pozo bajo condiciones favorables al yacimiento, es decir,
cuando la presión de formación es mayor que la presión ejercida por la columna de
fluido, esta condición, minimiza el daño a la formación al remover los escombros
generados durante los punzados de los túneles perforados, devolviéndolos
inmediatamente al pozo luego de la detonación de las cargas. (Smithson, 2012, pág. 64)
Según (Mendoza, 2015), un correcto diseño del proceso de disparo permite alargar la
productividad del pozo, aun después de taponarse la mitad o las dos terceras partes de
los orificios cañoneados.
39
b) Técnica TCP sobre balance
Una operación de cañoneo en condiciones de sobre balance, se realiza cuando la
presión hidrostática, es decir, la presión ejercida por la columna de fluido es mayor a la
presión del yacimiento.
La principal ventaja de esta técnica, es que los valores de diámetro y longitud de las
perforaciones son máximos por realizar la operación con cañón tipo casing gun.
La principal desventaja de esta técnica, es que debido al sobre balance ocurre
invasión de los fluidos de control, completación y partículas finas a la formación,
ocasionando daño.
Gráfico 2.19 Sistema Tubing Conveyed Perforating (Mendoza, 2015)
Ventajas, aplicaciones y desventajas TCP bajo balance
Según (Corella, 2009, pág. 7), las ventajas de utilizar esta técnica son:
Se reduce el tiempo de completación
40
Correcto posicionamiento del cañón en la zona de intereses.
Única opción en pozos desviados u horizontales.
Los punzados y la evaluación pueden realizarse en un solo viaje.
Es posible utilizar cañones de mayor diámetro para cargas de alta
penetración o cargas de hueco grande.
Completo control del pozo durante toda la operación.
Según (Corella, 2009, pág. 7), las desventajas de utilizar esta técnica son:
El tiempo para realizar la operación es considerable.
Posibles fallas son consideradas como graves o catastróficas debido al
tiempo perdido.
2.4.3. Bajo balance dinámico - Técnica PURE (perforating for ultimate reservoir
exploitation).
Se logra al emplear cargas huecas que generan un vacío en fracciones de segundos
después de ejecutarse los disparos. Esta condición genera un influjo mayor que el
provocado de con el bajo balance estático minimizando el daño generado durante los
punzados y removiendo las impurezas de los túneles perforados.
El sistema PURE, “Perforating for Ultimate Reservoir Explotation” es una técnica
empleada para obtener perforaciones limpias, a través de la generación de un apropiado
bajo balance dinámico (el bajo-balance que se crea justo después de crearse las
perforaciones), esto se realiza con el fin de minimizar el daño generado durante las
perforaciones y así, eliminar la necesidad de usar métodos secundarios de limpieza en
41
pozos de baja permeabilidad, como se puede observar en el gráfico 2.20.
(Schlumberger, PURE “Perforating for Ultimate Reservoir Exploitation", 2004)
Las balas PURE no penetran el revestidor, si no que abren unos agujeros adicionales
dentro del cañón, generando un efecto de vacío o succión, donde, la presión interna del
cañón es menor a la presión hidrostática y menor a la presión de formación.
Este sistema utiliza métodos para controlar la dinámica en el fondo del pozo, y
lograr de esta manera perforaciones limpias, incrementado productividad e inyectividad
en los pozos. Según (Schlumberger, Perforating Services Catalog, 2008, págs. 62,63)
es una combinación del sistema de disparo y el diseño de la completación, siendo más
efectivo que los métodos convencionales de perforación con bajo balance estático.
Gráfico 2.20 PURE (Behrmann, y otros, 2000, pág. 60)
Ventajas del Sistema PURE
Según (Corella, 2009, pág. 8), las ventajas del sistema PURE son:
Esta técnica induce el bajo balance dinámico en los primeros 100
milisegundos después de detonarse la carga.
Permite control independiente de la dinámica post disparo, es decir, el flujo
de fluidos segundos después del disparo.
No requiere un bajo balance estático inicial.
42
Se la puede realizar en condiciones de sobre balance cuando se dispara con
TCP debajo de un empacador.
Se puede correr con Wireline, TCP, Coiled Tubing, Slickline.
Al maximiza la limpieza de las perforaciones, aumenta la productividad o
inyectividad de los pozos.
Reduce la necesidad del bajo balance inicial, ahorrando costos de N2,
fluidos, etc.
Minimiza el daño en la calidad de adherencia del cemento.
2.5. Factores que intervienen en la productividad del pozo
2.5.1. Índice de productividad
El Índice de productividad (IP) hace referencia a la tasa de producción de un pozo
dividida para el diferencial de presión (Economides, 1994, pág. 21).
Gracias a los estudios realizados por Darcy y Vogel, el IP puede ser representado
mediante la ecuación 2.1. Que se describe a continuación:
𝐼𝑃 =𝑄(𝐵𝑙𝑠)
∆𝑃(𝑃𝑆𝐼)=
𝑄(𝐵𝑙𝑠)
𝑃𝑤𝑠−𝑃𝑤𝑓 =
𝑘.ℎ
141.2µ𝛽(𝑙𝑛𝑟𝑒𝑟𝑤
−0.75+𝑆𝑇)
Ecuación 2.1
Dónde:
Q= Caudal de fluido producido, (bls/día)
Pws= Presión de reservorio, (psi)
Pwf= Presión de fondo fluyente, (psi)
43
k = Permeabilidad (md)
h = Espesor de la capa o nivel (ft)
Bo= Factor volumétrico del petróleo
u = Viscosidad absoluta (cp.)
re = Radio de drenaje (ft)
rw = Radio del pozo perforado (ft)
ST = Daño total de la formación
Las unidades del IP generalmente son: 𝑏𝑙𝑠
𝑃𝑆𝐼
Uno de los principales objetivos de la ingeniería de producción es maximizar el
índice de productividad de una manera económicamente rentable, esto es, incrementar
la tasa de flujo para un diferencial de presión adecuado (drawdown) o minimizando el
drawdown para obtener la tasa de producción requerida. (Economides, 1994, pág. 20)
Todas las ecuaciones sobre la afluencia de un pozo relacionan la tasa de producción
y la fuerza motriz del reservorio, es decir, la diferencia de presión entre la presión
inicial del límite exterior del reservorio y la presión de fondo fluyente del pozo.
2.5.2. Eficiencia de Flujo.
Matemáticamente es la relación existente entre el Índice de Productividad real y el
Índice de Productividad ideal. Asumiendo como ideal cuando un pozo no tiene daño o
estimulación alguna. (Economides, 1994, págs. 28,29)
44
2.5.3. Daño de Formación.
El factor de daño es un valor adimensional, calculado con el fin de tener una noción
sobre la eficiencia de la productividad de un pozo mediante la comparación de las
condiciones reales con las condiciones teóricas o ideales y se denota con la letra “S” de
Skin (Schlumberger, Factor de daño, 2016).
Un valor de factor de daño positivo indica la existencia de cierto daño que
está afectando la productividad del pozo.
Un valor de factor de daño negativo indica un mejoramiento en la capacidad
de aporte de fluidos del pozo, producto de una estimulación.
Un valor de factor de daño cero indica que no hubo alteración durante la
intervención en el pozo.
A partir del análisis realizado, (Economides, 1994, pág. 10) llegó a la conclusión
que, el daño de formación ocurre por la alteración de las condiciones iniciales de una
formación productora, generalmente resultado de la invasión de fluidos durante una
intervención o perforación. Las partículas sólidas presentes en estos fluidos taponan y
reducen el volumen poroso, reduciendo consecuentemente la permeabilidad efectiva de
la formación. Tres factores son íntimamente ligados al daño de formación los cuales se
detallan en la ilustración 2.3.
45
Ilustración 2.3 factores principales que ocasionan daño en la formación
a) Daño por los Fluidos de Completación.
Según el criterio de (Behrmann, y otros, 2000, págs. 64,65), los siguientes ítems
constituyen las causas más comunes de daño durante la completación de un pozo:
Reducción de la permeabilidad en la formación por taponamiento de los
canales de comunicación durante los punzados.
Hinchamiento y dispersión de las arcillas presentes en la formación.
Producción de arena.
Daño en la formación
El fluido de perforación al contacto con la
formación, pueden ocasionar
precipitación de partículas sólidas
que taponan el espacio poroso.
Formaciones arcillosas al
contacto con el agua, pueden
ocasionar hinchamiento de las arcillas reduciendo el volumen poroso.
Las partículas sólidas del fluido
de perforación taponan los canales de
comunicación.
46
Por deficiente cementación del revestidor existe invasión de fluidos de
control a la formación que puede dilatar las arcillas presentes en la formación
y disminuir la permeabilidad.
Corrosión, depósitos calcáreos o depósitos de parafina durante la vida activa
del pozo.
Los fluidos de estimulación, utilizados para aumentar la productividad del
pozo, puede causar daño a la formación por invasión de sólidos o por la
formación de precipitados.
b) Daño por perforaciones o punzonamientos.
Durante los punzonamientos se crean túneles que atraviesan el revestidor, cemento y
la formación productora, todos los métodos de cañoneo emplean chorros de alta energía
producto de la detonación de cargas explosivas, ocasionando daño a la formación, esto
debido a que, en la zona compactada del túnel perforado se reduce la permeabilidad
original como se puede observar en el gráfico 2.2.
Según (Bakker, Veeken, Behrmann, Milton, & St, 2009, págs. 56,57), durante el
cañoneo se produce cierto daño en la formación dentro del túnel perforado, esta región
se conoce como “zona triturada” y sus características son descritas en la ilustración 2.4:
47
Ilustración 2.4 Características de la zona triturada
El alcance del daño provocado por los punzados depende de la litología de la
formación, la resistencia de la roca, la porosidad, contenido de arcilla, tamaño de los
granos de la matriz y el diseño de las cargas huecas.
El factor de daño tiene mucho que ver con la productividad del pozo, por esta razón
que se lo toma en cuenta dentro de la ley de Darcy:
𝑞 =7,08 ∗ 10−3𝑘ℎ(�̅� − 𝑃𝑤𝑓)
𝜇𝐵 [𝐼𝑛 (𝑟𝑒
𝑟𝑤) − 0,75 + 𝑆]
Ecuación 2.2
De donde, el diferencial de presión en función del skin está dado por:
∆𝑃 =141,2 𝑞𝜇𝐵
𝑘ℎ 𝑆
Ecuación 2.3
Espesor entre 1/4 pulg a ½ pulg.
No es uniforme a lo largo del tunel
Mayor daño en las cercanias del
agujero
Permeabilidad esta entre un 10% a
20% de la permeabilidad de la
zona virgen.
48
El daño de formación, puede ser calculado a través de la ecuación de Hawkins, que
relacionan las permeabilidades de la formación, con el radio de drenaje y el radio de la
zona afectada.
𝑆 = (𝑘
𝑘𝑠𝑘𝑖𝑛− 1) ln (
𝑟𝑠𝑘𝑖𝑛
𝑟𝑤)
Ecuación 2.4
Dónde:
S = Daño o Skin
k = Permeabilidad de la formación (md)
k skin= Permeabilidad de zona dañada (md)
rs = Radio de la zona dañada (ft)
rw = Radio del pozo (ft)
Por tanto, la caída de producción puede deberse a que en las cercanías del pozo se
produce una zona de daño muy severa.
2.6. Pruebas de restauración de presión Build Up
Las pruebas de restauración de presión Build Up, se realizan en pozos productores,
estas consisten en hacer producir un pozo para luego cerrarlo y registrar la presión de
fondo en función del tiempo.
49
Según (SCHLUMBERGER, 2016), los Build Up son de gran importancia porque
permiten monitorear el desempeño y diagnosticar un comportamiento no esperado del
pozo o reservorio, proveen datos de gran interés como:
Estimar la permeabilidad del yacimiento.
Determinar la presencia de daño.
Estimar la presión estática del yacimiento.
Geometría del yacimiento.
Esta prueba es sumamente costosa porque requiere parar la producción, por esta
razón no es factible realizarla en todos los pozos del campo, para ello, se escogen
ciertos pozos representativos en los cuales se realizan los Build Up.
50
3. CAPÍTULO III
3.1. DISEÑO METODOLÓGICO
3.1.1. Tipo de estudio.
El presente trabajo es un estudio descriptivo analítico de las diferentes técnicas de
cañoneo utilizadas en la industria petrolera, enfocado al campo AUCA.
3.1.2. Universo y muestra.
El universo del estudio está conformado por información de 32 pozos cañoneados
por la compañía SCHLUMBERGER en las formaciones arena “U” inferior, arena “T”
inferior, “Hollín superior” y “Hollín inferior” del campo Auca, durante el período
2015-2016.
En todos los pozos del análisis se utilizaron cargas Power Jet Nova y las técnicas de
cañoneo que se aplicaron son las siguientes (MAXR, TCP, TCP + PURE, Wireline,
Wireline + PURE),
3.1.3. Métodos y técnicas.
Para el análisis de datos y desarrollo del proyecto se emplearán los softwares
TECHLOG Y OFM, así como un simulador de cañoneo SPAN, cuyas licencias fueron
otorgadas por la compañía Schlumberger, con el fin de realizar un análisis comparativo
de las diferentes técnicas de cañoneo anteriormente mencionadas.
51
3.1.4. Análisis de información.
Los datos de evaluación provenientes de los proyectos de OFM y Techlog, se
filtraron, organizaron y almacenaron en un documento Excel por categorías. Esto
facilitó el desarrollo de una base de datos que agrupa los pozos cañoneados por la
compañía Schlumberger en el campo Auca durante los años 2015 -2016.
En esta sección se detalla el procedimiento seguido para analizar el desempeño de
cada una de las técnicas de cañoneo aplicadas en los pozos seleccionados del campo
Auca.
La secuencia del análisis de datos se detalla a continuación:
1. Inicialmente y para crear la base de datos se seleccionó los pozos cañoneados
por la compañía Schlumberger durante el período 2015-2016 en el campo
Auca.
2. Se organizó por categorías la información existente de cada uno de los pozos,
de acuerdo a:
a. Técnica de cañoneo empleada,
b. Producción real,
c. Datos de evaluación petrofísica,
d. Simulaciones y
e. Pruebas de Build Up.
3. Se aplicó una metodología de estandarización a partir del cálculo del Índice
de productividad por pie y mD disparado.
52
4. Se determinó la relación existente entre el IP/kh y el factor de daño
(resultado del Build Up) considerando las técnicas aplicadas.
5. Se analizó bajo el criterio de IP/kh el desempeño de cada una de las técnicas
de cañoneo aplicas en pozos seleccionados del campo Auca.
El índice de productividad “IP” fue calculado para cada pozo a partir de información
obtenida de pruebas de producción, como:
Presión de reservorio,
Presión de fondo fluyente,
Caudal de fluido y
Presión de burbuja.
Con estos datos y bajo las siguientes condiciones se realizó el cálculo del índice de
productividad real para cada pozo analizado. Dónde:
En pozos con Pwf > Pb se emplea la ecuación del índice de productividad proveniente
de la ecuación de Darcy.
𝐼𝑃 =𝑄𝑓
𝑃𝑟 − 𝑃𝑤𝑓
Ecuación 3.1
En pozos donde Pwf< Pb se aplica la ecuación de Vogel para yacimientos
subsaturados.
𝐼𝑃 =𝑄𝑓
(Pr − 𝑃𝑏) +𝑃𝑏1,8 (1 − 0,2 (
𝑃𝑤𝑓𝑃𝑏
) − 0,8 (𝑃𝑤𝑓𝑃𝑏
)2
)
Ecuación 3.2
53
3.1.5. Pozos cañoneados con MAXR.
En la tabla 3.1 se presenta un resumen de la información más relevante para el
análisis de los pozos cañoneados por la compañía Schlumberger durante el período
2015-2016, con la técnica de MAXR en condiciones de bajo balance estático.
Dentro de esta tabla se detalla:
Arena disparada,
Intervalo de disparo,
Densidad de disparo,
Producción real del fluido, BSW,
Presión de reservorio, presión de fondo fluyente y presión de burbuja,
Densidad API,
Permeabilidad y porosidad datos de evaluación petrofísica,
Permeabilidad y skin resultado de pruebas de Build Up,
Índice de productividad IP calculado a partir de información real de producción,
Índice de productividad por pie y mD disparado calculado IP/kh.
De siete pozos cañoneados con MAXR, solo en el pozo M7-Ti se empleó la
ecuación 3.2 para el cálculo del IP, esto debido a que la presión de fondo fluyente es
menor a la presión de burbuja y el gas comienza a liberarse. En los restantes seis pozos
se empleó la ecuación 3.1 para el cálculo del IP.
En el anexo 1 se detalla la información del sistema de cañoneo empleado en cada
uno de los pozos, en el anexo 2 se puede observar toda la información real de
producción y en el anexo 3 los datos de las simulaciones.
54
Tabla 3.1 Datos analizados de los pozos cañoneados con MAXR
POZO ARENA INTERVALOS DPP BFPD BSW
%
Pwf
(PSI)
Pr
(PSI)
Pb
(PSI) API
Techlog
IP
SPAN
Tyac
(ºF)
Int.
Disparo
(FT)
IP
real IP/h
K
Techlog
IP(real)/(
k(Techlog
)*h) *
1000
M1-Hs Hs 11 384 – 11 400/
11 408 – 11 416 5 1599,0 1 297 1750 180 32,5 0,134 0,36 236 24 1,10 0,05 341,31 0,134
M2-Hs Hs 11 371 -11 417 5 2478,7 2 600 4300 180 32,6 0,104 0,64 230 46 0,67 0,01 131,31 0,111
M3-Hs Hs
11 393 – 11 398 /
11 402 – 11 415 /
11 431 – 11 438
5 1144,0 2 2738 4000 179 32,6 0,131 0,74 236 25 0,91 0,04 470,54 0,077
M4-Ui Ui 10 906 – 10 930 5 389,0 78,7 1032 1563 942 16,2 0,153 0,47 185 24 0,73 0,03 518,12 0,059
M5-Ui Ui
10 128-10 135 /
10 138- 10 146 /
10 153- 10 168
5 275,0 1 453 920 445 17,7 0,147 0,45 228 30 0,59 0,02 465,38 0,042
M6-Ui Ui 10 116 – 10 157 5 230,0 80 582 980 430 31,9 0,142 0,38 228 41 0,58 0,01 400,19 0,035
M7-Ti TI
11 934 – 11 944/
11 947 – 11 962/
11 973 – 11 992
5 316,0 8,6 453 1050 860 27,7 0,146 1,20 200 44 0,62 0,01 597,00 0,024
55
3.1.5.1. Pozo M1-Hs.
Información general del pozo: El pozo M1-Hs fue cañoneado en condiciones de
bajo balance estático con la técnica de MAXR, en la arena Hollín Superior el 21 de
agosto del 2016. Se utilizaron cañones de 4 1/2 pulgada y carga PJN 4505 a una
densidad de disparo de 5TPP.
Los intervalos cañoneados fueron (11384 - 11400 y 1408 – 11416) ft, un espesor
total de 24 ft de arena disparada. En los anexos 1, 2 y 3 se detalla la información de
análisis del pozo.
3.1.5.2. Pozo M2-Hs.
Información general del pozo: El pozo M2-Hs fue cañoneado en condiciones de
bajo balance estático con la técnica de MAXR, en la arena Hollín Superior el 14 de
marzo del 2016. Se utilizaron cañones de 4 1/2 pulgada, con carga PJN 4512 a una
densidad de disparo de 12TPP.
Los intervalos cañoneados fueron (11371 -11417) ft, un espesor total de 46 ft de
arena disparada. En los anexos 1, 2 y 3 se detalla la información de análisis del pozo.
3.1.5.3.Pozo M3-Hs
Información general del pozo: El pozo M3-Hs fue cañoneado en condiciones de
bajo balance estático con la técnica de MAXR, en la arena Hollín Superior el 13 de
septiembre del 2016. Se utilizaron cañones de 4 1/2 pulgada, con carga PJN 4505 a una
densidad de disparo de 5TPP.
56
Los intervalos cañoneados fueron (11393 - 11398 / 11402 - 11415 / 11431 - 11438)
ft, un espesor total de 25 ft de arena disparada En los anexos 1, 2 y 3 se detalla la
información de análisis del pozo.
3.1.5.4.Pozo M4-Ui.
Información general del pozo: El pozo M4-Ui fue cañoneado en condiciones de
bajo balance estático con la técnica de MAXR, en la arena U Inferior el 28 de marzo
del 2016. Se utilizaron cañones de 4 1/2 pulgada, con carga PJN 4505 a una densidad
de disparo de 5TPP.
Los intervalos cañoneados fueron (10906 - 10930) ft, un espesor total de 24 ft de
arena disparada. En los anexos 1, 2 y 3 se detalla la información de análisis del pozo.
3.1.5.5.Pozo M5-Ui.
Información general del pozo: El pozo M5-Ui fue cañoneado en condiciones de
bajo balance estático con la técnica de MAXR, en la arena U Inferior el 09 de marzo
del 2016. Se utilizaron cañones de 4 1/2 pulgada, con carga PJN 4512 a una densidad
de disparo de 12TPP.
Los intervalos cañoneados fueron (10128-10135 / 10138-10146 / 10153-10168) ft,
un espesor total de 30 ft de arena disparada. En los anexos 1, 2 y 3 se detalla toda la
información del pozo.
57
3.1.5.6.Pozo M6-Ui.
Información general del pozo: El pozo M6-Ui fue cañoneado en condiciones de
bajo balance estático con la técnica de MAXR, en la arena U Inferior el 13 de marzo
del 2016. Se utilizaron cañones de 4 1/2 pulgada, con carga PJN 4505 a una densidad
de disparo de 5 TPP.
Los intervalos cañoneados fueron (10116 - 10157) ft, un espesor total de 41 ft de
arena disparada. En los anexos 1, 2 y 3 se detalla la información de análisis del pozo.
3.1.5.7.Pozo M7-Ui.
Información general del pozo: El pozo M7-Ti fue cañoneado en condiciones de
bajo balance estático con la técnica de MAXR, en la arena T Inferior el 6 de abril del
2016. Se utilizaron cañones de 4 1/2 pulgada, con carga PJN 4505 a una densidad de
disparo de 5 TPP.
Los intervalos cañoneados fueron (11934 - 11944 / 11947 - 11962 / 11973 11992) ft,
un espesor total de 44 ft de arena disparada. En los anexos 1, 2 y 3 se detalla la
información de análisis del pozo.
3.1.6. Pozos cañoneados con TCP.
En la tabla 3.2 se presenta un resumen de la información más relevante para fin del
análisis de los pozos cañoneados por la compañía Schlumberger durante el período
2015-2016, con la técnica de TCP en condiciones de bajo balance estático.
Dentro de esta tabla se detalla:
58
Arena disparada,
Intervalo de disparo,
Densidad de disparo,
Producción real del fluido, BSW,
Presión de reservorio, presión de fondo fluyente y presión de burbuja,
Densidad API,
Permeabilidad y porosidad datos de evaluación petrofísica,
Permeabilidad y skin resultado de pruebas de Build Up,
Índice de productividad IP calculado a partir de información real de producción,
Índice de productividad por pie y mD disparado calculado IP/kh.
De siete pozos cañoneados con TCP, solo en el pozo TCP 6-Ti se empleó la
ecuación 3.2 para el cálculo del IP, esto debido a que la presión de fondo fluyente es
menor a la presión de burbuja y el gas comienza a liberarse. En los restantes seis pozos
se empleó la ecuación 3.1 para el cálculo del IP.
En el anexo 1 se detalla la información del sistema de cañoneo empleado en cada
uno de los pozos, en el anexo 2 se puede observar toda la información real de
producción y en el anexo 3 los datos de las simulaciones.
59
Tabla 3.2 Datos analizados de los pozos cañoneados con TCP
POZO ARENA INTERVALOS DPP BFPD BSW
%
Pwf
(PSI)
Pr
(PSI)
Pb
(PSI) API
Techlog
IP
SPAN
Tyac
(ºF)
Int.
Disparo
(FT)
IP
real IP/h
K
Techlog
K
mD Skin
IP(real)/
(k
Techlog*h)
* 1000
TCP 1-Ti Ti 10 133 – 10 151 5 432,0 10 1462 2200 820 25,8 0,151 0,13 233 18 0,59 0,03 633,19 0,051
TCP 2-Hs Hs 10 644 – 10 665 5 445,0 3 359 1750 180 32,1 0,125 0,00 21 0,32 0,02 300,65 0,051
TCP 3-Hs Hs 10 770 – 10 777 5 263,0 1 421 4200 180 32 0,123 0,07 236 7 0,07 0,01 355,00 355 -1,14 0,028
TCP 4-Ui Ui 10 662 – 10 672/
10 676- 10 692 5 260,0 48 820 1615 430 18,6 0,145 0,46 228 26 0,33 0,01 553,42 0,023
TCP 5-Ui Ui 10 704 – 10 730/
10 736 – 10 756 5 986,0 28 999 2680 430 15,4 0,144 0,28 215 46 0,59 0,01 602,24 0,021
TCP 6-Ti Ti 10 356-10 366 /
10 372-10 394 5 170,0 8 403 1808 820 26,1 0,132 1,03 221 22 0,13 0,01 310,39 0,019
TCP 7-Ui UI 10 520 – 10 528/
10 536 – 10 556 5 401,0 1 650 2100 430 17 0,159 0,26 216 28 0,28 0,01 774,28 0,013
60
3.1.6.1.Pozo TCP 1-Ti.
Información general del pozo: El pozo TCP 1-Ti fue cañoneado en condiciones de
bajo balance estático con la técnica de TCP, en la arena T Inferior el 24 de noviembre
del 2015. Se utilizaron cañones de 4 1/2 pulgada, con carga PJN 4505 a una densidad
de disparo de 5 TPP.
Los intervalos cañoneados fueron (10133 - 10151) ft, un espesor total de 18 ft de
arena disparada. En los anexos 1, 2 y 3 se detalla la información de análisis del pozo.
3.1.6.2.Pozo TCP 2-Hs.
Información general del pozo: El pozo TCP 2- Hs fue cañoneado en condiciones
de bajo balance estático con la técnica de TCP, en la arena H superior el 20 de agosto
del 2016. Se utilizaron cañones de 4 1/2 pulgada, con carga PJN 4505 a una densidad
de disparo de 5 TPP.
Los intervalos cañoneados fueron (10644 - 10665) ft, un espesor total de 21 ft de
arena disparada. En los anexos 1, 2 y 3 se detalla la información de análisis del pozo.
3.1.6.3.Pozo TCP 3-Hs.
Información general del pozo: El pozo TCP 3- Hs fue cañoneado en condiciones
de bajo balance estático con la técnica de TCP, en la arena H superior el 20 de mayo del
2016. Se utilizaron cañones de 4 1/2 pulgada, con carga PJN 4505 a una densidad de
disparo de 5 TPP.
61
Los intervalos cañoneados fueron (10770 - 10777) ft, un espesor total de 7 ft de
arena disparada. En los anexos 1, 2 y 3 se detalla la información de análisis del pozo.
3.1.6.4.Pozo TCP 4-Ui.
Información general del pozo: El pozo TCP 4- Ui fue cañoneado en condiciones
de bajo balance estático con la técnica de TCP, en la arena U inferior el 01 de febrero
del 2016. Se utilizaron cañones de 4 1/2 pulgada, con carga PJN 4505 a una densidad
de disparo de 5 TPP.
Los intervalos cañoneados fueron (10662 - 10672 / 10676-10692) ft, un espesor total
de 26 ft de arena disparada. En los anexos 1, 2 y 3 se detalla la información de análisis
del pozo.
3.1.6.5.Pozo TCP 5-Ui.
Información general del pozo: El pozo TCP 5- Ui fue cañoneado en condiciones
de bajo balance estático con la técnica de TCP, en la arena U inferior el 28 de febrero
del 2016. Se utilizaron cañones de 4 1/2 pulgada, con carga PJN 4505 a una densidad
de disparo de 5 TPP.
Los intervalos cañoneados fueron (10704 - 10730 / 10736 - 10756) ft, un espesor
total de 46 ft de arena disparada En los anexos 1, 2 y 3 se detalla la información de
análisis del pozo.
62
3.1.6.6. Pozo TCP 6-Ti.
Información general del pozo: El pozo TCP 6- Ti fue cañoneado en condiciones de
bajo balance estático con la técnica de TCP, en la arena T inferior el 23 de febrero del
2016. Se utilizaron cañones de 4 1/2 pulgada, con carga PJN 4505 a una densidad de
disparo de 5 TPP.
Los intervalos cañoneados fueron (10356-10366 / 10372-10394) ft, un espesor total
de 22 ft de arena disparada. En los anexos 1, 2 y 3 se detalla la información de análisis
del pozo.
3.1.6.7. Pozo TCP 7-Ui.
Información general del pozo: El pozo TCP 7- Ui fue cañoneado en condiciones
de bajo balance estático con la técnica de TCP, en la arena U inferior el 07 de octubre
del 2015. Se utilizaron cañones de 4 1/2 pulgada, con carga PJN 4505 a una densidad
de disparo de 5 TPP.
Los intervalos cañoneados fueron (10520 - 10528 / 10536 - 10556) ft, un espesor
total de 28 ft de arena disparada. En los anexos 1, 2 y 3 se detalla la información de
análisis del pozo.
3.1.7. Pozos cañoneados con TCP PURE.
En la tabla 3.3 se presenta un resumen de la información más relevante para fin del
análisis de los pozos cañoneados por la compañía Schlumberger durante el período
2015-2016, con la técnica de TCP PURE.
63
Dentro de esta tabla se detalla:
Arena disparada,
Intervalo de disparo,
Densidad de disparo,
Producción real del fluido, BSW,
Presión de reservorio, presión de fondo fluyente y presión de burbuja,
Densidad API,
Permeabilidad y porosidad datos de evaluación petrofísica,
Permeabilidad y skin resultado de pruebas de Build Up,
Índice de productividad IP calculado a partir de información real de producción,
Índice de productividad por pie y mD disparado calculado IP/kh.
De siete pozos cañoneados con TCP PURE,
En los pozos TP-3 Ti y TP-7 Ti se empleó la ecuación 3.2 para el cálculo del IP, esto
debido a que la presión de fondo fluyente es menor a la presión de burbuja y el gas
comienza a liberarse. En los restantes cinco pozos se empleó la ecuación 3.1 para el
cálculo del IP.
En el anexo 1 se detalla la información del sistema de cañoneo empleado en cada
uno de los pozos, en el anexo 2 se puede observar toda la información real de
producción y en el anexo 3 los datos de las simulaciones.
64
Tabla 3.3 Datos analizados de los pozos cañoneados con TCP PURE
POZO ARENA INTERVALOS DPP BFPD BSW
%
Pwf
(PSI)
Pr
(PSI)
Pb
(PSI) API
Techlog
IP
SPAN
Tyac
(ºF)
Int.
Dispar
o (FT)
IP
real IP/h
K
Techlog
K
mD Skin
IP(real)/
(k
Techlog*h
)* 1000
TP-1 Hs Hs 10 512 – 10 521 /
10 532-10 538 5 1592 97 2094 3900 175 31 0,146 0,77 230 15 0,88 0,06 639,37 0,092
TP-2 Hs Hs 10 815 – 10 820 /
10 826 – 10 842 5 573 3 484 1751 170 29,8 0,126 1,19 210 21 0,45 0,02 378,91 204 -0,60 0,057
TP-3 Ti Ti 10 279 – 10 312 5 807 2 694 1200 820 27,8 0,178 1,37 200 33 1,62 0,05 981,47 0,050
TP-4 Ui Ui 10.098 – 10 120 5 195 40 568 900 445 18,3 0,16 0,31 228 22 0,59 0,03 729,15 0,037
TP-5 Hs Hs 10 539 – 10 548 /
10 552 – 10 572 5 803 5 581 4466 180 32,9 0,119 0,94 236 29 0,21 0,01 237,83 0,030
TP-6 Ui Ui 10 544 – 10 568 5 530 10 539 1663 445 18,4 0,163 0,53 228 24 0,47 0,02 733,46 0,027
TP-7 Ti Ti 11 244 – 11 268 /
11 272 – 11 279 5 132,5 72 521 900 820 22 0,143 1,25 228 31 0,40 0,01 487,81 0,027
65
3.1.7.1.Pozo TP 1-Hs.
Información general del pozo: El pozo TP 1-Hs fue cañoneado con la técnica de
TCP PURE, en la arena H superior el 29 de enero del 2015. Se utilizaron cañones de 4
1/2 pulgada, con carga PJN 4505 a una densidad de disparo de 5 TPP.
Los intervalos cañoneados fueron (10512 - 10521 / 10532-10538) ft, un espesor total
de 15 ft de arena disparada. En los anexos 1, 2 y 3 se detalla la información de análisis
del pozo.
3.1.7.2.Pozo TP 2-Hs.
Información general del pozo: El pozo TP 2-Hs fue cañoneado con la técnica de
TCP PURE, en la arena H superior el 14 de agosto del 2016. Se utilizaron cañones de 4
1/2 pulgada, con carga PJN 4505 a una densidad de disparo de 5 TPP.
Los intervalos cañoneados fueron (10815 - 10820 / 10826 - 10842) ft, un espesor
total de 21 ft de arena disparada. En los anexos 1, 2 y 3 se detalla la información de
análisis del pozo.
3.1.7.3.Pozo TP 3-Ti.
Información general del pozo: El pozo TP 3 – Ti fue cañoneado con la técnica de
TCP PURE, en la arena T inferior el 04 de marzo del 2016. Se utilizaron cañones de 4
1/2 pulgada, con carga PJN 4505 a una densidad de disparo de 5 TPP.
Los intervalos cañoneados fueron (10279 - 10312) ft, un espesor total de 33 ft de
arena disparada. En los anexos 1, 2 y 3 se detalla la información de análisis del pozo.
66
3.1.7.4.Pozo TP 4-Ui.
Información general del pozo: El pozo TP 4 -Ui fue cañoneado con la técnica de
TCP PURE, en la arena U inferior el 31 de agosto del 2016. Se utilizaron cañones de 4
1/2 pulgada, con carga PJN 4505 a una densidad de disparo de 5 TPP.
Los intervalos cañoneados fueron (10098 - 10120) ft, un espesor total de 22 ft de
arena disparada. En los anexos 1, 2 y 3 se detalla la información de análisis del pozo.
3.1.7.5.Pozo TP 5- Hs.
Información general del pozo: El pozo TP 5– Hs fue cañoneado con la técnica de
TCP PURE, en la arena hollín superior el 27 de abril del 2015. Se utilizaron cañones de
4 1/2 pulgada, con carga PJN 4505 a una densidad de disparo de 5 TPP.
Los intervalos cañoneados fueron (10539 - 10548 / 10552 - 10572) ft, un espesor
total de 29 ft de arena disparada. En el Anexo 19 se detalla toda la información del
pozo. En los anexos 1, 2 y 3 se detalla la información de análisis del pozo.
3.1.7.6.Pozo TP 6-Ui.
Información general del pozo: El pozo TP 6 –Ui fue cañoneado con la técnica de
TCP PURE, en la arena U inferior el 06 de mayo del 2016. Se utilizaron cañones de 4
1/2 pulgada, con carga PJN 4505 a una densidad de disparo de 5 TPP.
Los intervalos cañoneados fueron (10544 - 10568) ft, un espesor total de 24 ft de
arena disparada. En los anexos 1, 2 y 3 se detalla la información de análisis del pozo.
67
3.1.7.7.Pozo TP 7-Ti.
Información general del pozo: El pozo TP 7 –Ti fue cañoneado con la técnica de
TCP PURE, en la arena T inferior el 12 de mayo del 2016. Se utilizaron cañones de 4
1/2 pulgada, con carga PJN 4505 a una densidad de disparo de 5 TPP.
Los intervalos cañoneados fueron (11244 - 11268 / 11272 - 11279) ft, un espesor
total de 31 ft de arena disparada. En los anexos 1, 2 y 3 se detalla la información de
análisis del pozo.
3.1.8. Pozos cañoneados con TCP PURE 12 DPP.
En la tabla 3.4 se presenta un resumen de la información más relevante para fin del
análisis de los pozos cañoneados por la compañía Schlumberger durante el período
2015-2016, con la técnica de TCP PURE 12 DPP.
Dentro de esta tabla se detalla:
Arena disparada,
Intervalo de disparo,
Densidad de disparo,
Producción real del fluido, BSW,
Presión de reservorio, presión de fondo fluyente y presión de burbuja,
Densidad API,
Permeabilidad y porosidad datos de evaluación petrofísica,
Permeabilidad y skin resultado de pruebas de Build Up,
68
Índice de productividad IP calculado a partir de información real de producción,
Índice de productividad por pie y mD disparado calculado IP/kh.
En los dos pozos cañoneados con TCP PURE 12 DPP, se empleó la ecuación 3.1
para el cálculo del IP.
En el anexo 1 se detalla la información del sistema de cañoneo empleado en cada
uno de los pozos, en el anexo 2 se puede observar toda la información real de
producción y en el anexo 3 los datos de las simulaciones.
69
Tabla 3.4 Datos analizados de los pozos cañoneados con TCP PURE 12 DPP
POZO ARENA INTERVALOS DPP BFPD BSW
%
Pwf
(PSI)
Pr
(PSI)
Pb
(PSI) API
Techlog
IP
SPAN
Tyac
(ºF)
Int.
Disparo
(FT)
IP
real IP/h
K
Techlog
K
mD Skin
IP(real)/
(k
Techlog*h
) * 1000
T12-1 Hs Hs 10 885 – 10 895 12 196,0 1 397 4200 180 32,5 0,134 0,3 236 10 0,05 0,01 370,43 294 6,18 0,014
T12-2 Hs Hs 11 323 – 11 342 12 116,0 24 422 4000 180 31,8 0,143 0,30 236 19 0,03 0,00 421,56 0,004
70
3.1.8.1.Pozo T12- 1 Hs.
Información general del pozo: El pozo T12-1 Hs fue cañoneado con la técnica de
TCP PURE 12, en la arena H superior el 24 de enero del 2015. Se utilizaron cañones de
4 1/2 pulgada, con carga PJN 4512 a una densidad de disparo de 12 TPP.
Los intervalos cañoneados fueron (10885 - 10895) ft, un espesor total de 10 ft de
arena disparada. En los anexos 1, 2 y 3 se detalla la información de análisis del pozo.
3.1.8.2.Pozo T12- 2 Hs.
Información general del pozo: El pozo T12-2 Hs fue cañoneado con la técnica de
TCP PURE 12, en la arena H superior el 23 de enero del 2015. Se utilizaron cañones de
4 1/2 pulgada, con carga PJN 4512 a una densidad de disparo de 12 TPP.
Los intervalos cañoneados fueron (11323 - 11342) ft, un espesor total de 19 ft de
arena disparada. En los anexos 1, 2 y 3 se detalla la información de análisis del pozo.
3.1.9. Pozos cañoneados con WL “DOBLE”.
En la tabla 3.5 se presenta un resumen de la información más relevante para fin del
análisis de los pozos cañoneados por la compañía Schlumberger durante el período
2015-2016, con la técnica de WL “DOBLE” en condiciones de sobre balance estático.
Haciendo referencia a “DOBLE” como doble densidad de disparo, es decir, 10 tiros por
pie.
71
Dentro de esta tabla se detalla:
Arena disparada,
Intervalo de disparo,
Densidad de disparo,
Producción real del fluido, BSW,
Presión de reservorio, presión de fondo fluyente y presión de burbuja,
Densidad API,
Permeabilidad y porosidad datos de evaluación petrofísica,
Permeabilidad y skin resultado de pruebas de Build Up,
Índice de productividad IP calculado a partir de información real de producción,
Índice de productividad por pie y mD disparado calculado IP/kh.
En los tres pozos cañoneados con WL “DOBLE”, se empleó la ecuación 3.2 para el
cálculo del IP, esto debido a que la presión de fondo fluyente es menor a la presión de
burbuja y el gas comienza a liberarse.
En el anexo 1 se detalla la información del sistema de cañoneo empleado en cada
uno de los pozos, en el anexo 2 se puede observar toda la información real de
producción y en el anexo 3 los datos de las simulaciones.
72
Tabla 3.5 Datos analizados de los pozos cañoneados con Wireline “DOBLE”
POZO ARENA INTERVALOS DPP BFPD BSW
%
Pwf
(PSI)
Pr
(PSI)
Pb
(PSI) API
Techlog
IP
SPAN
Tyac
(ºF)
Int.
Disparo
(FT)
IP
real IP/h
K
Techlog
K
mD Skin
IP(real)/
(k
Techlog*h
) * 1000
WL 1-Ti Ti 11 527-11 537 /
11 548- 11 590 10 488,0 50 440 1277 670 26 0,134 1,43 221 52 0,61 0,01 398,42 0,029
WL 2-Ui UI 10 388 – 10 432 10 340,0 1 523 1500 942 18,1 0,174 0,00 44 0,38 0,01 940,10 0,009
WL 2-Ui Ui 10 466 -10 479 /
10 484 -10 495 10 174,0 35 543 1568 942 17,4 0,119 0,59 185 24 0,18 0,01 1043,59 0,007
73
3.1.9.1.Pozo WL 1- Ti.
Información general del pozo: El pozo WL 1-Ti fue cañoneado en condiciones de
sobre balance estático con la técnica de WL “DOBLE”, en la arena T inferior el 24 de
octubre del 2016. Se utilizaron cañones de 4 1/2 pulgada, con carga PJN 4505 a una
doble densidad de disparo 10 TPP.
Los intervalos cañoneados fueron (11,527-11,537 / 11,548-11,590) ft, un espesor
total de 52 ft de arena disparada. En los anexos 1, 2 y 3 se detalla la información de
análisis del pozo.
3.1.9.2.Pozo WL 2- Ui.
Información general del pozo: El pozo WL 2-Ui fue cañoneado en condiciones de
sobre balance estático con la técnica de WL “DOBLE”, en la arena U inferior el 20 de
abril del 2016. Se utilizaron cañones de 4 1/2 pulgada, con carga PJN 4505 a una doble
densidad de disparo 10 TPP.
Los intervalos cañoneados fueron (10466-10479 / 10484-10495) ft, un espesor total
de 24 ft de arena disparada. En los anexos 1, 2 y 3 se detalla la información de análisis
del pozo.
3.1.9.3.Pozo WL 3- Ui.
Información general del pozo: El pozo WL 3-Ui fue cañoneado en condiciones de
sobre balance estático con la técnica de WL “DOBLE”, en la arena U inferior el 09 de
74
agosto del 2016. Se utilizaron cañones de 4 1/2 pulgada, con carga PJN 4505 a una
doble densidad de disparo 10 TPP.
Los intervalos cañoneados fueron (10388 - 10432) ft, un espesor total de 44 ft de
arena disparada. En los anexos 1, 2 y 3 se detalla la información de análisis del pozo.
3.1.10. Pozos cañoneados con Wireline PURE “DOBLE”.
En la tabla 3.6 se presenta un resumen de la información más relevante para fin del
análisis de los pozos cañoneados por la compañía Schlumberger durante el período
2015-2016, con la técnica de WL PURE “DOBLE”. Haciendo referencia a “DOBLE”
como doble densidad de disparo, es decir, 10 tiros por pie.
Dentro de esta tabla se detalla:
Arena disparada,
Intervalo de disparo,
Densidad de disparo,
Producción real del fluido, BSW,
Presión de reservorio, presión de fondo fluyente y presión de burbuja,
Densidad API,
Permeabilidad y porosidad datos de evaluación petrofísica,
Permeabilidad y skin resultado de pruebas de Build Up,
Índice de productividad IP calculado a partir de información real de producción,
Índice de productividad por pie y mD disparado calculado IP/kh.
75
En los cinco pozos cañoneados con WL PURE “DOBLE”, se empleó la ecuación 3.1
para el cálculo del IP, porque su presión de fondo fluyente es mayor a la presión de
burbuja y no existe liberación de gas.
En el anexo 1 se detalla la información del sistema de cañoneo empleado en cada
uno de los pozos, en el anexo 2 se puede observar toda la información real de
producción y en el anexo 3 los datos de las simulaciones.
76
Tabla 3.6 Datos analizados de los pozos cañoneados con Wireline PURE “DOBLE"
POZO ARENA INTERVALOS DPP BFPD BSW
%
Pwf
(PSI)
Pr
(PSI)
Pb
(PSI) API
Techlog
IP
SPAN
Tyac
(ºF)
Int.
Disparo
(ft)
IP
real IP/h
K
Techlog
K
mD Skin
IP(real)/
(k
Techlog*h
)*1000
WLP 1-Hi Hi 10 588 – 10 605 10 5697 5 3083 4257,7 194,7 30,6 0,171 1,96 236 17 4,85 0,29 1460,06 0,195
WLP 2-Hs Hs 11 078 – 11 087/
11 091 - 11 100 10 624 95 1257 4165,7 189,7 32,3 0,071 0,23 236 18 0,21 0,01 68,14 0,175
WLP 3-Hi Hi 10 636 - 10 650 10 2647 1 3300 4300 80,0 31 0,163 2,65 230 14 2,65 0,19 1083,14 0,175
WLP 4-Hs Hs 10 762 – 10 767/
10 777 – 10 790 10 2300 77 1379 3000 179 30,6 0,157 1,11 236 18 1,42 0,08 714,36 0,110
WLP 5-Hs Hs
10 657 –10 665 /
10 669 –10 686 /
10 689 –10 694
10 521 60 870 2622 179,0 30,9 0,101 0,41 236 30 0,30 0,01 120,59 0,082
77
3.1.10.1. Pozo WLP 1- Hi.
Información general del pozo: El pozo WLP 1-Hi fue cañoneado con la técnica de
WL PURE “DOBLE”, en la arena Hollín inferior el 14 de diciembre del 2016. Se
utilizaron cañones de 4 1/2 pulgada, con carga PJN 4505 a una doble densidad de
disparo 10 TPP.
Los intervalos cañoneados fueron (10588 - 10605) ft, un espesor total de 17 ft de
arena disparada En los anexos 1, 2 y 3 se detalla la información de análisis del pozo.
3.1.10.2. Pozo WLP 2- Hs.
Información general del pozo: El pozo WLP 2-Hs fue cañoneado con la técnica de
WL PURE “DOBLE”, en la arena Hollín superior el 11 de octubre del 2016. Se
utilizaron cañones de 4 1/2 pulgada, con carga PJN 4505 a una doble densidad de
disparo 10 TPP.
Los intervalos cañoneados fueron (11,078 - 11,087 / 11,091 - 11,100) ft, un espesor
total de 18 ft de arena disparada. En los anexos 1, 2 y 3 se detalla la información de
análisis del pozo.
3.1.10.3. Pozo WLP 3- Hi.
Información general del pozo: El pozo WLP 3-Hi fue cañoneado con la técnica de
WL PURE “DOBLE”, en la arena Hollín inferior el 25 de febrero del 2015. Se
utilizaron cañones de 4 1/2 pulgada, con carga PJN 4505 a una doble densidad de
disparo 10 TPP.
78
Los intervalos cañoneados fueron (10636-10650) ft, un espesor total de 14 ft de
arena disparada. En los anexos 1, 2 y 3 se detalla la información de análisis del pozo.
3.1.10.4. Pozo WLP 4- Hs.
Información general del pozo: El pozo WLP 4-Hs fue cañoneado con la técnica de
WL PURE “DOBLE”, en la arena Hollín superior el 15 de agosto del 2016. Se
utilizaron cañones de 4 1/2 pulgada, con carga PJN 4505 a una doble densidad de
disparo 10 TPP.
Los intervalos cañoneados fueron (10762 - 10767 / 10777 - 10790) ft, un espesor
total de 18 ft de arena disparada. En los anexos 1, 2 y 3 se detalla la información de
análisis del pozo.
3.1.10.5. Pozo WLP 5- Hs.
Información general del pozo: El pozo WLP 5-Hs fue cañoneado con la técnica de
WL PURE “DOBLE”, en la arena Hollín superior el 11 de septiembre del 2016. Se
utilizaron cañones de 4 1/2 pulgada, con carga PJN 4505 a una doble densidad de
disparo 10 TPP.
Los intervalos cañoneados fueron (10657 - 10665 / 10669 - 10686 / 10689 - 10694)
ft, un espesor total de 30 ft de arena disparada. En los anexos 1, 2 y 3 se detalla la
información de análisis del pozo.
79
3.1.11. Pozos cañoneados con WL PURE 12.
En la tabla 3.7 se presenta un resumen de la información más relevante para fin del
análisis de los pozos cañoneados por la compañía Schlumberger durante el período
2015-2016, con la técnica de WL PURE 12 DPP.
Dentro de esta tabla se detalla:
Arena disparada,
Intervalo de disparo,
Densidad de disparo,
Producción real del fluido, BSW,
Presión de reservorio, presión de fondo fluyente y presión de burbuja,
Densidad API,
Permeabilidad y porosidad datos de evaluación petrofísica,
Permeabilidad y skin resultado de pruebas de Build Up,
Índice de productividad IP calculado a partir de información real de producción,
Índice de productividad por pie y mD disparado calculado IP/kh.
En el pozo cañoneado con WL PURE 12 DPP no se tiene registro de la presión de
burbuja del yacimiento, asumiendo que la Pwf > Pb y el cálculo del IP se realizó con la
ecuación 3.1.
En el anexo 1 se detalla la información del sistema de cañoneo empleado en cada
uno de los pozos, en el anexo 2 se puede observar toda la información real de
producción y en el anexo 3 los datos de las simulaciones.
80
Tabla 3.7 Datos analizados de los pozos cañoneados con Wireline PURE 12 DPP
POZO ARENA INTERVALOS DPP BFPD BSW
%
Pwf
(PSI)
Pr
(PSI)
Pb
(PSI) API
Techlog
IP
SPAN
Tyac
(ºF)
Int.
Disparo
(ft)
IP
real IP/h
K
Techlog
K
mD Skin
IP(real)/
(k
Techlog*h
) * 1000
WL12 -1 Hs Hs 10 152 – 10 168 12 291,0 79 814 3583 30,8 0,069 0,26 238 16 0,11 0,01 134,29 19,6 -0,50 0,049
81
3.1.11.1. Pozo WL12 - 1 Hs.
Información general del pozo: El pozo WL12 – 1 Hs fue cañoneado con la técnica
de WL PURE 12, en la arena Hollín superior el 21 de septiembre del 2016. Se
utilizaron cañones de 4 1/2 pulgada, con carga PJN 4512 a una densidad de disparo de
12 TPP.
Los intervalos cañoneados fueron (10152-10168) ft, un espesor total de 16 ft de
arena disparada. En los anexos 1, 2 y 3 se detalla toda la información del pozo.
82
4. CAPÍTULO IV
4.1. Metodología de estandarización para el análisis
Todas las ecuaciones sobre la afluencia de un pozo relacionan la tasa de producción
y la fuerza motriz del reservorio, con base a datos y estudios de ingeniería se ha
determinado que la manera más adecuada para evaluar la capacidad productiva de un
pozo, es a través del cálculo del índice de Productividad (IP), que hace referencia a la
tasa de producción de un pozo dividida para el diferencial de presión, dando un valor
claro de cuantos barriles de fluido puede aportar el pozo por cada PSI de diferencial de
presión.
Citando a la ecuación 2.1 para el cálculo del IP, se tiene que:
𝐼𝑃 =𝑄(𝐵𝑙𝑠)
∆𝑃(𝑃𝑆𝐼)=
𝑄(𝐵𝑙𝑠)
𝑃𝑤𝑠−𝑃𝑤𝑓 =
𝑘.ℎ
141.2µ𝛽(𝑙𝑛𝑟𝑒𝑟𝑤
−0.75+𝑆𝑇)
Donde las variables de la expresión 1
141.2µ𝛽(𝑙𝑛𝑟𝑒𝑟𝑤
−0.75+𝑆𝑇) permanecen constantes
antes y después de los punzados, es decir, que la viscosidad µ, factor volumétrico β,
radio de pozo rw, radio de drenaje re, no cambian ni son afectados durante el proceso
de cañoneo.
El daño total (St), es una variable dependiente e inversamente proporcional al
desempeño de la técnica de cañoneo, es decir, entre más eficiente es la técnica aplicada,
83
menor será el daño que ocasionará en la formación y viceversa, permitiendo corroborar
el criterio de análisis.
Debido a que el espesor o intervalo de disparo (h) así como la permeabilidad (k) son
variables que intervienen en el diseño de la operación de cañoneo y afectan de manera
directa en la productividad del pozo, fue necesario estandarizar el IP por cada pie (ft) y
miliDarcy (mD) disparado. Dando lugar a la siguiente expresión:
𝐼𝑃
𝑘. ℎ=
𝑄
(𝑃𝑟 − 𝑃𝑤𝑓) ∗ 𝑘 ∗ ℎ=
(𝐵𝐹𝑃𝐷)
(𝑃𝑆𝐼 ∗ 𝑓𝑡 ∗ 𝑚𝐷)
Ecuación 3.3
De esta manera, independientemente de la ubicación del pozo en el campo, la
presión de reservorio, la permeabilidad o el intervalo de disparo; el valor de IP/kh
permite realizar un análisis general de todos los pozos cañoneados en Auca durante el
período 2015-2016.
4.2.Presentación de resultados
A través de los valores de IP/kh calculado para cada pozo y variables como
(permeabilidad, presión de reservorio y skin Build up) se presentan los resultados
mediante gráficos y líneas de tendencia.
Para este estudio se ha divido en zonas como se detalla en la tabla 4.1 y
considerando los siguientes rangos tanto de presión como de permeabilidad:
84
Tabla 4.1 Rangos de presión y permeabilidad
ZONAS RANGO
Alta presión P > 3000 PSI
Presión media 1.500 < P < 3.000 PSI
Baja presión P < 1.500 PSI
Baja permeabilidad k < 200 mD
Permeabilidad promedio 200 < k <500 mD
Buena permeabilidad k > 500 mD
4.2.1. Factor Skin Build Up vs IP/kh calculado.
Debido a que las pruebas de restauración de presión build up son muy costosas
porque se requieren parar la producción, en el análisis únicamente se dispuso de
información de cuatro pozos con resultados de Build Up, en la tabla 4.2 se presenta el
resumen de las técnicas de cañoneo, valor de IP/kh calculado y daño obtenido de estos
pozos.
Tabla 4.2 Datos de pozos con resultados de Build Up
POZO TÉCNICA K mD Skin Pr (PSI) (IP/kh)
*1000
TP-2 Hs TCP PURE 204 -0,603 1751 0,06
WL 12-1 Hs WL PURE 12 19,6 -0,5 3583 0,05
TCP 3-Hs TCP UB Estático 355 -1,14 4200 0,04
T12-1 Hs TCP PURE 12 294 6,18 4200 0,01
En función de los pozos analizados y la técnica aplicada se realizó un gráfico con la
información y datos de la tabla, donde los valores de SKIN son representados por la
línea roja y los valores de IP/kh son representados por las columnas agrupadas.
En el gráfico 4.1 se observa que el daño de formación es inversamente proporcional
al valor de IP/kh, corroborando el criterio de análisis, es decir, que mientras mejor sea
el desempeño de la técnica de disparo menor será el daño generado durante las
perforaciones y mayor la productividad del pozo.
85
Gráfico 4.1 IP/kh vs Skin BuP
86
4.2.2. Reservorio arena “U” Inferior
En el reservorio arena “U” Inferior se tiene información de 10 pozos cañoneados por
la compañía Schlumberger, donde en tres de ellos se aplicó la técnica de MAXR, en
otros tres la técnica TCP, en dos pozos la técnica TCP PURE y en dos la técnica WL”
DOBLE”.
En la Tabla 4.3 se presenta el resumen de los pozos que fueron cañoneados en la
arena U inferior por la compañía Schlumberger durante el período 2015-2016.
En ella, se detalla el nombre del pozo, la técnica de cañoneo empleada, la presión del
reservorio, la permeabilidad obtenida a partir de la evaluación petrofísica y valor de
IP/kh calculado.
Tabla 4.3 Pozos cañoneados en el reservorio arena “U” Inferior
POZO TÉCNICA Pr (PSI) K Techlog 𝐈𝐏(𝐫𝐞𝐚𝐥) ∗ 𝟏𝟎𝟎𝟎
𝐤(𝐓𝐞𝐜𝐡𝐥𝐨𝐠) ∗ 𝐡
Producción Real
BFPD
M4-Ui MAXR UB ESTÁTICO 1563 518,12 0,059 389
M5-Ui MAXR UB ESTÁTICO 920 465,38 0,042 275
M6-Ui MAXR UB ESTÁTICO 980 400,19 0,035 230
TCP 4-Ui TCP UB ESTÁTICO 1615 553,42 0,023 260
TCP 5-Ui TCP UB ESTÁTICO 2680 602,24 0,021 986
TCP 7-Ui TCP UB ESTÁTICO 2100 774,28 0,013 401
TP-4 Ui TCP PURE 900 729,15 0,037 195
TP-6 Ui TCP PURE 1663 733,46 0,027 530
WL 2-Ui WL "DOBLE" 1500 940,10 0,009 340
WL 3-Ui WL "DOBLE" 1568 1043,59 0,007 174
Se realiza un gráfico con información y datos de la tabla, donde en función de los
pozos estudiados y la técnica utilizada se analiza el desempeño de las técnicas de
cañoneo en función del valor de IP/kh, Presión y Permeabilidad. Los valores de
permeabilidad (mD) son representados por la línea roja, los valores de presión (PSI)
son representados por la línea negra y lo valores de IP/kh son representados por las
columnas agrupadas.
87
Gráfico 4.2 Pozos cañoneados en el reservorio arena “U” inferior
88
En el grafico 4.2 se puede observar que MAXR es la técnica que mejor desempeño
presenta seguida de TCP PURE, esto se deduce porque al comparar los pozos M5-Ui y
TP-4Ui, con presiones de reservorio similares (920 y 900) PSI y permeabilidades de
(405,58 y 729,15) mD respectivamente, el valor de IP/kh del pozo cañoneado con
MAXR (0,042 𝐵𝐹𝑃𝐷∗1000
𝑃𝑆𝐼∗𝑚𝐷∗𝑓𝑡) es mayor al valor de IP/kh del pozo cañoneado con TCP
PURE (0,037 𝐵𝐹𝑃𝐷∗1000
𝑃𝑆𝐼∗𝑚𝐷∗𝑓𝑡).
Este valor indica que el pozo disparado con MAXR aporta 4,2*10-5 barriles de fluido
por cada mD de permeabilidad, por cada pie de arena disparada y por cada PSI de
diferencial de presión generado en la cara de la arena productora.
Los datos de producción real permiten corroborar lo anteriormente mencionado,
donde el pozo M5-Ui pese a tener 300 mD menos de permeabilidad produjo 275 BFPD
a comparación del pozo TP-4Ui que produjo 195 BFPD.
De igual manera se observa que los pozos (TCP 4-Ui, TCP 5-Ui, TCP 7-Ui)
cañoneados con la técnica TCP, pese a estar bajo condiciones de altas presiones (1615,
2680, 2100) PSI y permeabilidades de (553, 602, 774) mD los valores de IP/kh fueron
bajos (0.023, 0.021, 0.013) 𝐵𝐹𝑃𝐷∗1000
𝑃𝑆𝐼∗mD∗ft.
Lo cual indica, que en estos pozos los valores de producción real fueron bajos para
las excelentes condiciones de reservorio a las cuales se encuentran. Es decir, pese a
tener en promedio 1000 PSI más de presión de reservorio y permeabilidades más altas
que los pozos cañoneados con MAXR o TCP PURE, los valores de producción son
similares.
89
4.2.3. Reservorio arena “T” inferior
En el reservorio arena “T” inferior se tiene información de seis pozos cañoneados
por la compañía Schlumberger, donde en uno de ellos se aplicó la técnica de MAXR, en
dos la técnica TCP, en otros dos pozos la técnica TCP PURE y en uno la técnica WL”
DOBLE”.
En la Tabla 4.4 se presenta el resumen de los pozos que fueron cañoneados en la
arena T inferior por la compañía Schlumberger durante el período 2015-2016.
En esta se detalla el nombre del pozo, la técnica de cañoneo empleada, la presión del
reservorio, la permeabilidad obtenida a partir de la evaluación petrofísica y valor de
IP/kh calculado.
Tabla 4.4 Pozos cañoneados en el reservorio “T” inferior
POZO TÉCNICA Pr (PSI) K Techlog
(mD)
𝐈𝐏(𝐫𝐞𝐚𝐥) ∗ 𝟏𝟎𝟎𝟎
𝐤(𝐓𝐞𝐜𝐡𝐥𝐨𝐠) ∗ 𝐡
Producción Real
BFPD
M7-Ti MAXR UB ESTÁTICO 1050 597,004 0,024 316
TCP 1-Ti TCP UB ESTÁTICO 2200 633,193 0,051 432
TCP 6-Ti TCP UB ESTÁTICO 1808 310,394 0,019 170
TP-3 Ti TCP PURE 1200 981,474 0,050 807
TP-7 Ti TCP PURE 900 487,810 0,027 132,5
WL 1-Ti WL "DOBLE" 1277 398,419 0,029 488
Se realizó un gráfico con información y datos de la tabla, donde en función de los
pozos estudiados y la técnica utilizada se analiza el desempeño de las técnicas de
cañoneo en función del valor de IP/kh, Presión y Permeabilidad. Los valores de
permeabilidad (mD) son representados por la línea roja, los valores de presión (PSI)
son representados por la línea negra y lo valores de IP/kh son representados por las
columnas agrupadas.
90
Gráfico 4.3 Pozos cañoneados en el reservorio “T” inferior
91
En el reservorio arena “T” inferior se tiene muy poca densidad de datos, razón por la
cual no se puede concluir con certeza la técnica que mejor desempeño presenta, sin
embargo, en el gráfico 4.3 se puede observar que las técnicas TCP PURE y TCP
presentaron un buen desempeño con valores de IP/kh 0,05 𝐵𝐹𝑃𝐷∗1000
𝑃𝑆𝐼∗mD∗ft aproximadamente.
Es decir, que los pozos cañoneados con TCP y TCP PURE aportaran
aproximadamente 5*10-5 barriles de fluido por cada mD de permeabilidad, por cada pie
de arena disparada y por cada PSI de diferencial de presión generado en la cara de la
arena productora.
4.2.4. Reservorio arena “Hollín Superior “
En el reservorio arena “Hollín superior” se tiene información de quince pozos
cañoneados por la compañía Schlumberger, donde en tres de ellos se aplicó la técnica
de MAXR, en dos la técnica TCP, en tres la técnica TCP PURE, en dos la técnica de
TCP PURE 12 DPP, en tres la técnica de WL PURE “DOBLE” y en uno la técnica WL
PURE 12 DPP.
En la tabla 4.5 se presenta el resumen de los pozos que fueron cañoneados en la
arena Hollín superior por la compañía Schlumberger durante el período 2015-2016.
En esta se detalla el nombre del pozo, la técnica de cañoneo empleada, la presión del
reservorio, la permeabilidad obtenida a partir de la evaluación petrofísica y valor de
IP/kh calculado.
92
Tabla 4.5 Pozos cañoneados en el reservorio “Hollín Superior”
POZO TÉCNICA Pr (PSI) K Techlog (mD) 𝐈𝐏(𝐫𝐞𝐚𝐥) ∗ 𝟏𝟎𝟎𝟎
𝐤(𝐓𝐞𝐜𝐡𝐥𝐨𝐠) ∗ 𝐡
Producción Real
BFPD
M1-Hs MAXR UB ESTÁTICO 1750 341,313 0,134 1599
M2-Hs MAXR UB ESTÁTICO 4300 131,309 0,111 2478,7
M3-Hs MAXR UB ESTÁTICO 4000 470,535 0,077 1144
TCP 2-Hs TCP UB ESTÁTICO 1750 300,647 0,051 445
TCP 3-Hs TCP UB ESTÁTICO 4200 259,623 0,028 263
TP-1 Hs TCP PURE 3900 639,366 0,092 1592
TP-2 Hs TCP PURE 1751 378,914 0,057 573
TP-5 Hs TCP PURE 4466 237,826 0,030 803
T12-1 Hs TCP PURE 12 4200 370,425 0,014 196
T12-2 Hs TCP PURE 12 4000 421,558 0,004 116
WLP 2-Hs WL PURE "DOBLE" 4165,73 68,136 0,175 624
WLP 4-Hs WL PURE "DOBLE" 3000 714,361 0,110 2300
WLP 5-Hs WL PURE "DOBLE" 2622 120,588 0,082 521
WL12 -1 Hs WL PURE 12 3583 134,293 0,049 291
Se realizó un gráfico con información y datos de la tabla, donde en función de los
pozos estudiados y la técnica utilizada se analiza el desempeño de las técnicas de
cañoneo en función del valor de IP/kh, Presión y Permeabilidad. Los valores de
permeabilidad (mD) son representados por la línea roja, los valores de presión (PSI)
son representados por la línea negra y lo valores de IP/kh son representados por las
columnas agrupadas.
93
Gráfico 4.4 Pozos cañoneados en el reservorio “Hollín superior”
94
En el gráfico 4.4 se observa que para la arena “Hollín superior”, en zonas de alta
presión (> 3.000 PSI) y permeabilidades promedio, la técnica que mejor desempeño
presenta es WL PURE “DOBLE” con valores promedio de IP/kh de 0,17 𝐵𝐹𝑃𝐷∗1000
𝑃𝑆𝐼∗mD∗ft .
Este valor indica que los pozos disparados con WL PURE “DOBLE” en zonas de
alta presión aportan aproximadamente 1,7*10-4 barriles de fluido por cada mD de
permeabilidad, por cada pie de arena disparada y por cada PSI de diferencial de presión
generado en la cara de la arena productora.
Los datos de producción real permiten corroborar lo anteriormente mencionado,
donde el pozo WLP 2-Hs pese a tener una permeabilidad muy baja de 68,14 mD
produjo 624 BFPD a comparación del pozo TCP 3-Hs con permeabilidad de 259,62
mD que produjo 263 BFPD.
De igual manera, se observa que los pozos (T12-1Hs Y T12-2Hs) cañoneados con la
técnica TCP PURE 12, pese a estar bajo condiciones de altas presiones (4200 y 4000)
PSI y permeabilidades de (370,42 y 421,56) mD los valores de IP/kh fueron bajos
(0,014 y 0,004) BFPD∗1000
PSI∗mD∗ft respectivamente, esto se vio reflejado en los bajos valores de
producción (196 y 116) BFPD. El bajo desempeño pudo deberse a que la longitud total
del túnel cañoneado no traspasó la zona de daño y la permeabilidad aledaña a los
canales de comunicación es muy baja.
95
4.2.5. Reservorio arena “Hollín Inferior”
En el reservorio arena “Hollín” inferior se tiene información de dos pozos
cañoneados por la compañía Schlumberger, donde en ambos se aplicó la técnica WL
PURE” DOBLE”.
En la Tabla 4.6 se presenta el resumen de los pozos que fueron cañoneados en la
arena H inferior por la compañía Schlumberger durante el período 2015-2016.
En esta se detalla el nombre del pozo, la técnica de cañoneo empleada, la presión del
reservorio, la permeabilidad obtenida a partir de la evaluación petrofísica y valor de
IP/kh calculado.
Tabla 4.6 Pozos cañoneados en el reservorio “Hollín Inferior”
POZO TÉCNICA Pr
(PSI)
K Techlog
(mD)
𝐈𝐏(𝐫𝐞𝐚𝐥) ∗ 𝟏𝟎𝟎𝟎
𝐤(𝐓𝐞𝐜𝐡𝐥𝐨𝐠) ∗ 𝐡
Producción
Real
BFPD
WLP 1-Hi WL PURE "DOBLE" 4257,67 1460,060 0,195 5697
WLP 3-Hi WL PURE "DOBLE" 4300 1083,140 0,175 2647,6
Se realizó un gráfico con información y datos de la tabla, donde en función de los
pozos estudiados y la técnica utilizada se analiza el desempeño de las técnicas de
cañoneo en función del valor de IP/kh, Presión y Permeabilidad. Los valores de
permeabilidad (mD) son representados por la línea roja, los valores de presión (PSI)
son representados por la línea negra y lo valores de IP/kh son representados por las
columnas agrupadas.
En el gráfico 4.5 se observa que la densidad de datos en el reservorio arena “Hollín”
Inferior es muy pequeña, razón por la cual no se puede realizar un análisis comparativo
del desempeño de las técnicas de cañoneo.
96
Gráfico 4.5 Pozos cañoneados en el reservorio “Hollín Inferior”
97
4.2.6. Campo Auca
En el campo Auca se tiene información de treinta y dos pozos cañoneados por la
compañía Schlumberger, donde en siete de ellos se aplicó la técnica de MAXR, en
otros siete la técnica TCP, en siete la técnica TCP PURE, en dos la técnica de TCP
PURE 12 DPP, en tres la técnica de WL “DOBLE”, en cinco la técnica de WL PURE
“DOBLE” y en uno la técnica WL PURE 12 DPP.
En la tabla 4.7 se presenta el resumen de los pozos que fueron cañoneados en campo
Auca por la compañía Schlumberger durante el período 2015-2016.
En esta se detalla el nombre del pozo, la técnica de cañoneo empleada, la presión del
reservorio, la permeabilidad obtenida a partir de la evaluación petrofísica y valor de
IP/kh calculado.
Tabla 4.7 Pozos cañoneados en el campo Auca
POZO TÉCNICA ARENA Pr (PSI) K Techlog
(mD)
𝐈𝐏(𝐫𝐞𝐚𝐥) ∗ 𝟏𝟎𝟎𝟎
𝐤(𝐓𝐞𝐜𝐡𝐥𝐨𝐠) ∗ 𝐡
Producción
Real
BFPD
M1-Hs MAXR UB ESTÁTICO Hs 1750 341,313 0,134 1599
M2-Hs MAXR UB ESTÁTICO Hs 4300 131,309 0,111 2478,7
M3-Hs MAXR UB ESTÁTICO Hs 4000 470,535 0,077 1144
M4-Ui MAXR UB ESTÁTICO Ui 1563 518,118 0,059 389
M5-Ui MAXR UB ESTÁTICO Ui 920 465,375 0,042 275
M6-Ui MAXR UB ESTÁTICO Ui 980 400,193 0,035 230
M7-Ti MAXR UB ESTÁTICO TI 1050 597,004 0,024 316
TCP 1-Ti TCP UB ESTÁTICO Ti 2200 633,193 0,051 432
TCP 2-Hs TCP UB ESTÁTICO Hs 1750 300,647 0,051 445
TCP 3-Hs TCP UB ESTÁTICO Hs 4200 259,623 0,028 263
TCP 4-Ui TCP UB ESTÁTICO Ui 1615 553,424 0,023 260
TCP 5-Ui TCP UB ESTÁTICO Ui 2680 602,244 0,021 986
TCP 6-Ti TCP UB ESTÁTICO Ti 1808 310,394 0,019 170
TCP 7-Ui TCP UB ESTÁTICO UI 2100 774,282 0,013 401
TP-1 Hs TCP PURE Hs 3900 639,366 0,092 1592
TP-2 Hs TCP PURE Hs 1751 378,914 0,057 573
TP-3 Ti TCP PURE Ti 1200 981,474 0,050 807
TP-4 Ui TCP PURE Ui 900 729,146 0,037 195
TP-5 Hs TCP PURE Hs 4466 237,826 0,030 803
98
TP-6 Ui TCP PURE Ui 1663 733,463 0,027 530
TP-7 Ti TCP PURE Ti 900 487,810 0,027 132,5
T12-1 Hs TCP PURE 12 Hs 4200 370,425 0,014 196
T12-2 Hs TCP PURE 12 Hs 4000 421,558 0,004 116
WL 1-Ti WL "DOBLE" Ti 1277 398,419 0,029 488
WL 2-Ui WL "DOBLE" UI 1500 940,100 0,029 340
WL 3-Ui WL "DOBLE" Ui 1568 1043,590 0,009 174
WLP 1-Hi WL PURE “DOBLE" Hi 4257,67 1460,060 0,195 5697
WLP 2-Hs WL PURE "DOBLE" Hs 4165,73 68,136 0,175 6245
WLP 3-Hi WL PURE "DOBLE" Hi 4300 1083,140 0,175 2647,6
WLP 4-Hs WL PURE "DOBLE" Hs 3000 714,361 0,110 2300
WLP 5-Hs WL PURE "DOBLE" Hs 2622 120,588 0,082 521
WL12 -1 Hs WL PURE 12 Hs 3583 134,293 0,049 291
Se realizó un gráfico con información y datos de la tabla, donde en función de los
pozos estudiados y la técnica utilizada se analiza el desempeño de las técnicas de
cañoneo en función del valor de IP/kh, Presión y Permeabilidad. Los valores de
permeabilidad (mD) son representados por la línea roja, los valores de presión (PSI)
son representados por la línea negra y lo valores de IP/kh son representados por las
columnas agrupadas.
99
Gráfico 4.6 Pozos cañoneados en el campo Auca
100
En el gráfico 4.6 se observa que, en el campo Auca en zonas de alta presión y
permeabilidades promedio; la técnica de WL PURE “DOBLE” es la que mejor
desempeño presentó a nivel general, con un valor promedio de IP/kh de 0,17 𝐵𝐹𝑃𝐷∗1000
𝑃𝑆𝐼∗𝑓𝑡∗𝑚𝐷,
seguido de MAXR con un valor promedio de IP/kh de 0,092 𝐵𝐹𝑃𝐷∗1000
𝑃𝑆𝐼∗𝑓𝑡∗𝑚𝐷. Y la que menor
desempeño presenta es TCP PURE 12 con un valor de IP/kh de 0,009 𝐵𝐹𝑃𝐷∗1000
𝑃𝑆𝐼∗𝑓𝑡∗𝑚𝐷,
Este valor indica que los pozos disparados con WL PURE “DOBLE” aportan
aproximadamente 1,7*10-4 barriles de fluido por cada mD de permeabilidad, por cada
pie de arena disparada y por cada PSI de diferencial de presión generado en la cara de
la arena productora.
Los pozos disparados con MAXR aportan aproximadamente 9,2*10-5 barriles de
fluido por cada mD de permeabilidad, por cada pie de arena disparada y por cada PSI
de diferencial de presión generado en la cara de la arena productora.
De igual manera se observa que los pozos (T12—1Hs y T12-2Hs) cañoneados con la
técnica TCP PURE 12, pese a estar bajo condiciones de altas presiones (4200 y 4000)
PSI y permeabilidades de (370,42 y 421,56) mD los valores de IP/kh fueron bajos
(0,014 y 0,004) BFPD∗1000
PSI∗mD∗ft respectivamente, esto se vio reflejado en los bajos valores de
producción (196 y 116) BFPD.
El bajo desempeño pudo deberse a que la longitud total del túnel cañoneado no
traspasó la zona de daño y la permeabilidad aledaña a los canales de comunicación es
muy baja. Como se puede observar en el gráfico 4.7, extraído de una simulación real
101
realizada en un pozo, el diámetro y longitud de penetración de las cargas disparadas a
12 tiros por pie es menor que la longitud de penetración de las cargas disparadas a 5
tiros por pie.
Gráfico 4.7 Longitud de penetración de cargas (Simulación SPAN)
Campo Auca - Desempeño de las técnicas de cañoneo en función de la Presión.
El grafico 4.8 se encuentra dividido en tres zonas: Zonas de alta, media y baja
presión para facilidad de análisis.
En zonas de baja presión (<1500 PSI) área naranja, la técnica que mejor desempeño
presentó fue MAXR, esto se debe a que, en los pozos pese a tener permeabilidades
bajas los valores de IP/kh fueron los más altos 0.042 𝐵𝐹𝑃𝐷∗1000
𝑃𝑆𝐼∗mD∗ft en promedio.
102
Gráfico 4.8 Pozos cañoneados en el campo Auca- rango de presiones
103
En el rango de presión (1500 < P < 3000) PSI área verde, las técnicas que mejor
desempeño presentaron fueron MAXR y WL PURE “DOBLE” con valores promedio
de IP/ kh (0.09 y 0.11) 𝐵𝐹𝑃𝐷∗1000
𝑃𝑆𝐼∗mD∗ft respectivamente.
En zonas de alta presión (>3000 PSI) área azul, la técnica que mejor desempeño
presentó fue WL PURE “DOBLE” con valores promedio de IP/ kh 0.17 𝐵𝐹𝑃𝐷∗1000
𝑃𝑆𝐼∗mD∗ft.
Campo Auca – Eficiencia de las simulaciones vs datos de producción real.
En el gráfico 4.9 se puede observar que las simulaciones en su mayoría se realizaron
de manera conservadora bajo estimando producción, es decir, los valores de IP
calculados a partir de datos de producción real (columna azul), son mayores que los
valores de IP resultado de las simulaciones (columna naranja), por lo que la producción
real fue mejor de lo esperado.
Sin embargo, en ciertos pozos se sobreestimó producción y los pozos produjeron
menos de lo que se esperaba.
104
Gráfico 4.9 Eficiencia de las simulaciones vs datos de producción real
105
5. CAPÍTULO IV
5.1.Conclusiones
Independientemente de la presión de reservorio, se concluye que el valor de
IP/kh calculado para cada pozo en estudio, permite realizar un análisis general
del desempeño de cada una de las técnicas de cañoneo utilizadas en el campo
Auca.
Se concluye que la técnica que mejor desempeño presentó para el reservorio
arena “U” inferior en los pozos de estudio del campo Auca fue MAXR UB
ESTÁTICO con un valor promedio de IP/kh 0,05 𝐵𝐹𝑃𝐷∗1000
𝑃𝑆𝐼∗𝑓𝑡∗𝑚𝐷.
En los pozos TCP 5- UI, TCP 7 UI, ACSD-015 UI, TCP 6 TI, cañoneados con
TCP pese a tener altas presiones y buena permeabilidad el IP/kh fue bajo (0.023,
0.021, 0.013) 𝐵𝐹𝑃𝐷∗1000
𝑃𝑆𝐼∗mD∗ft respectivamente, por lo cual se recomienda hacer una
evaluación de Daño y Productividad en cada pozo y confirmar la factibilidad de
un reacondicionamiento.
En el reservorio arena “T” inferior la densidad de datos es muy pequeña, razón
por la cual no se puede concluir con certera que técnica es la más efectiva, sin
embargo, las técnicas TCP PURE y TCP presentan un buen desempeño con un
valor promedio de IP/kh 0,035 𝐵𝐹𝑃𝐷∗1000
𝑃𝑆𝐼∗𝑓𝑡∗𝑚𝐷.
106
Se concluye que la técnica que mejor desempeño presentó para el reservorio
arena Hollín superior en los pozos de estudio del campo Auca fue WL PURE
“DOBLE” con un valor promedio de IP/kh 0,17 𝐵𝐹𝑃𝐷∗1000
𝑃𝑆𝐼∗𝑓𝑡∗𝑚𝐷.
En Hollín superior (TP 5-HS) TCP PURE – (T12-1Hs y T12- 2 Hs) TCP PURE
12 y el (TCP 3- Hs) TCP pese a tener altas presiones y buena permeabilidad, el
IP/kh obtenido fue bajo, por lo cual, se recomienda hacer una evaluación de
Daño y Productividad para de esta manera confirmar la factibilidad de un
reacondicionamiento.
En los pozos disparados a 12 tiros por pie presentaron los valores más bajos de
IP/kh (0,004 y 0,014) 𝐵𝐹𝑃𝐷∗1000
𝑃𝑆𝐼∗𝑓𝑡∗𝑚𝐷, concluyéndose que la longitud de las
perforaciones no traspasó la zona de daño, sin embargo, la muestra es muy
pequeña y representa 6% de universo de estudio.
En el reservorio arena “Hollín” inferior la densidad de datos es muy pequeña,
razón por la cual no se puede concluir con certera que técnica es la más efectiva,
sin embargo se observa que WL PURE “DOBLE” presentó buen desempeño
con un valor promedio de IP/kh 0.19 𝐵𝐹𝑃𝐷∗1000
𝑃𝑆𝐼∗𝑓𝑡∗𝑚𝐷.
Bajo el criterio IP/kh la técnica que mejor desempeño presento en los pozos
estudiados del campo Auca fue WL PURE “DOBLE” con un valor promedio de
IP/kh de 0,17 𝐵𝐹𝑃𝐷∗1000
𝑃𝑆𝐼∗𝑓𝑡∗𝑚𝐷, seguido de MAXR con un valor promedio de IP/kh de
0,042 𝐵𝐹𝑃𝐷∗1000
𝑃𝑆𝐼∗𝑓𝑡∗𝑚𝐷.
107
5.2. Recomendaciones
Se recomienda continuar con la base de datos generada, para tener un registro
de desempeño de cada pozo según la técnica de cañoneo aplicada.
Se recomienda hacer una evaluación de Daño y Productividad para cada pozo
que presento un bajo IP/kh y confirmar con un BuP la factibilidad de un trabajo
de reacondicionamiento.
En la siguiente tabla se recomienda que:
Arena
Valores IP/kh*1000
RECOMENDACIÓN MAXR
UB
estático
TCP
UB
estático
TCP
PURE
TCP
PURE
12
WL
DOBLE
WL PURE
"DOBLE"
WL
PURE
12
U
Inferior
0,035 -
0,06
0,012 -
0,021
0,01 -
0,038 - 0,01 - -
En “U” inferior del
campo Auca, tomar en
consideración a MAXR
como primera opción en
el diseño y selección de
la técnica de cañoneo del
pozo, seguida de TCP
PURE.
T
Inferior 0,022
0,019 -
0,05
0,026 -
0,05 - 0,03 - -
Ampliar la base de datos
en el reservorio arena
“T” inferior para
identificar que técnicas
son las que mejor
desempeño presentan
Hollín
Superior
0,07-
0,13
0,03-
0,035
0,03 -
0,09
0,005-
0,015 - 0,175- 0,08 0,05
En la arena Hollín
superior tomar como
primera opción a WL
PURE “DOBLE” por ser
la técnica que mejor
desempeño presentó
Hollín
Inferior - - - - - 0,19 -
Ampliar la base de datos
en el reservorio arena
“Hollín” inferior para
identificar que técnicas
son las que mejor
desempeño presentan
108
6. CAPÍTULO V
6.1.Bibliografía
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114
GLOSARIO DE TÉRMINOS
Barril:
Unidad de medida de volumen para petróleo y derivados; equivale a 42 galones
americanos o 158.98 litros medidos a 60° Fahrenheit.
Campo petrolero:
Área geográfica delimitada, donde se lleva a cabo la perforación de pozos para la
explotación de yacimientos petrolíferos. (México, 2017)
Densidad API:
Es una medida de la densidad de los productos líquidos del petróleo, derivado de la
densidad relativa de acuerdo con la siguiente ecuación: Densidad API = (141.5/ densidad
relativa) - 131.5. (México, 2017)
Estimulación:
Proceso de acidificación o fracturamiento llevado a cabo para agrandar conductos
existentes o crear nuevos en la formación productora de un pozo.
Factor de volumétrico (B):
Factor que relaciona la unidad de volumen de fluido en el yacimiento con la unidad de
volumen en la superficie. Se tienen factores de volumen para el petróleo, el gas, ambas
fases, y para el agua.
Hidrocarburos:
Compuestos químicos constituidos completamente de hidrógeno y carbono.
115
Petróleo:
Término empleado para nombrar a los hidrocarburos, incluyendo petróleo crudo, gas
natural y líquidos del gas natural.
Permeabilidad:
Característica de la roca almacenadora que permite el movimiento de fluidos a través de
los poros interconectados. La unidad de medida es el miliDarcy.
Porosidad:
Relación entre el volumen de poros existentes en una roca con respecto al volumen
total de la misma. Es una medida de la capacidad de almacenamiento de la roca.
Porosidad efectiva:
Fracción que se obtiene de dividir el volumen total de poros comunicados entre el
volumen total de roca.
Pozo:
Agujero o conducto perforado en la roca desde la superficie hasta un yacimiento, con el
fin de explorar o extraer el hidrocarburo. Los pozos se clasifican de acuerdo a su objetivo
y resultado como: pozos de aceite y gas asociado, pozos de gas seco y pozos inyectores.
Pozo de desarrollo:
Pozo perforado y terminado en zona probada de un campo para la producción de
petróleo crudo y/o gas.
116
Pozo de inyección:
Pozo que se utiliza para inyectar agua, aire o gas a un estrato con el fin de aumentar la
presión de otros pozos en el yacimiento
Presión de burbuja:
Presión a la cual se forma la primera burbuja de gas, al pasar de la fase líquida a la
región de dos fases.
Presión original:
Presión que prevalece en un yacimiento que no ha sido explotado. Es la presión que se
mide en el pozo descubridor de una estructura productora.
Registro de pozos:
Representa la información sobre las formaciones del subsuelo obtenidas por medio de
herramientas que se introducen en los pozos, y son de tipo eléctrico, acústico y
radioactivo. El registro también incluye información de perforación y análisis de lodo y
recortes, de núcleos y pruebas de formación.
Relación gas-petróleo (GOR):
Indicador que determina el volumen de gas por unidad de volumen de aceite medidos a
condiciones superficiales.
Reservas:
El volumen de hidrocarburos en el subsuelo, calculado a una fecha dada a condiciones
atmosféricas, que se estima será producido técnica y económicamente, bajo el régimen
fiscal aplicable, con cualquiera de los métodos y sistemas de extracción aplicables a la
fecha de evaluación.
117
Yacimiento petrolero:
“Depósito de hidrocarburos entrampados en rocas sedimentarias a profundidades que
varían de 200 a 7000 metros bajo el nivel medio del mar”. (México, 2017)
118
ANEXOS
119
Anexo 1 Tecnología de cañoneo pozos campo Auca
General Reservorio
Intervalo de Perforación Fecha de Trabajo Tecnología de Cañoneo
Localidad Pozo Técnica Arena Intervalos Ft Año Mes Día DPP Doble
Densidad
Tecnología (PURE/ P3/ Ub Estático/
Propelente) Tipo de carga
Cañón (O.D)
Sur M1-Hs MAXR Hs 11384 - 11400 / 11408 – 11416 24 2016 Agosto 21 5 NO ESTATICO PJN 4505 4,5 Sur M2-Hs MAXR Hs 11371 -11417 46 2016 Marzo 14 5 NO ESTATICO PJN 4505 4,5
Sur M3-Hs MAXR Hs 11393 - 11398 / 11402 - 11415 / 11431 – 11438
25 2016 Septiembre 13 5 NO ESTATICO PJN 4505 4,5
Sur M4-Ui MAXR Ui 10906 – 10930 24 2016 Marzo 28 5 NO ESTATICO PJN 4505 4,5
Norte M5-Ui MAXR Ui 10128-10135 / 10138-10146 / 10153-10168
30 2016 Marzo 9 5 NO ESTATICO PJN 4505 4,5
Norte M6-Ui MAXR Ui 10116 – 10157 41 2016 Marzo 13 5 NO ESTATICO PJN 4505 4,5
Sur M7-Ti MAXR TI 11934 - 11944 / 11947 - 11962 / 11973 11992
44 2016 Abril 6 5 NO ESTATICO PJN 4505 4,5
Norte TCP 1-Ti TCP UB Estático Ti 10133 – 10151 18 2015 Noviembre 24 5 NO ESTATICO PJN 4505 4,5 Sur TCP 2-Hs TCP UB Estático Hs 10644 – 10665 21 2016 Agosto 20 5 NO ESTATICO PJN 4505 4,5
Norte TCP 3-Hs TCP UB Estático Hs 10770 – 10777 7 2016 Mayo 20 5 NO ESTATICO PJN 4505 4,5 Norte TCP 4-Ui TCP UB Estático Ui 10662 - 10672 / 10676-10692 26 2016 Febrero 1 5 NO ESTATICO PJN 4505 4,5
Sur TCP 5-Ui TCP UB Estático Ui 10704 - 10730 / 10736 – 10756 46 2016 Febrero 28 5 NO ESTATICO PJN 4505 4,5 Sur TCP 6-Ti TCP UB Estático Ti 10356-10366 / 10372-10394 22 2016 Febrero 23 5 NO ESTATICO PJN 4505 4,5 Sur TCP 7-Ui TCP UB Estático UI 10520 - 10528 / 10536 – 10556 28 2015 Octubre 7 5 NO ESTATICO PJN 4505 4,5 Sur TP-1 Hs TCP PURE Hs 10512 - 10521 / 10532-10538 15 2015 Enero 29 5 NO PURE PJN 4505 4,5 Sur TP-2 Hs TCP PURE Hs 10815 - 10820 / 10826 – 10842 21 2016 Agosto 14 5 NO PURE PJN 4505 4,5 Sur TP-3 Ti TCP PURE Ti 10279 – 10312 33 2016 Marzo 4 5 NO PURE PJN 4505 4,5
Norte TP-4 Ui TCP PURE Ui 10098 – 10120 22 2016 Agosto 31 5 NO PURE PJN 4505 4,5 Sur TP-5 Hs TCP PURE Hs 10539 - 10548 / 10552 – 10572 29 2015 Abril 27 5 NO PURE PJN 4505 4,5 Sur TP-6 Ui TCP PURE Ui 10544 – 10568 24 2016 Mayo 6 5 NO PURE PJN 4505 4,5 Sur TP-7 Ti TCP PURE Ti 11244 - 11268 / 11272 – 11279 31 2016 Mayo 12 5 NO PURE PJN 4505 4,5 Sur T12-1 Hs TCP PURE 12 Hs 10885 – 10895 10 2016 Enero 24 12 NO PURE PJN 4512 4,5
Norte T12-2 Hs TCP PURE 12 Hs 11323 – 11342 19 2016 Enero 23 12 NO PURE PJN 4512 4,5 Sur WL 1-Ti WL "DOBLE" Ti 11,527-11,537 / 11,548-11,590 52 2016 Octubre 24 10 SI NO PURE PJN 4505 4,5 Sur WL 2-Ui WL "DOBLE" UI 10388 – 10432 44 2016 Agosto 9 10 SI NO PURE PJN 4505 4,5 Sur WL 3-Ui WL "DOBLE" Ui 10466-10479 / 10484-10495 24 2016 Abril 20 10 SI NO PURE PJN 4505 4,5
Centro WLP 1-Hi WL PURE "DOBLE" Hi 10588 – 10605 17 2016 Diciembre 14 10 SI PURE PJN 4505 4,5
Sur WLP 2-Hs WL PURE "DOBLE" Hs 11,078 - 11,087 / 11,091 - 11,100
18 2016 Octubre 11 10 SI PURE PJN 4505 4,5
Norte WLP 3-Hi WL PURE "DOBLE" Hi 10636-10650 14 2015 Febrero 25 10 SI PURE PJN 4505 4,5
Norte WLP 4-Hs WL PURE "DOBLE" Hs 10762 - 10767 / 10777 – 10790 18 2016 Agosto 15 10 SI PURE PJN 4505 4,5
Norte WLP 5-Hs WL PURE "DOBLE" Hs 10657 - 10665 / 10669 - 10686 / 10689 – 10694
30 2016 Septiembre 11 10 SI PURE PJN 4505 4,5
Norte WL12 -1 Hs WL PURE 12 Hs 10152-10168 16 2016 Septiembre 21 12 NO PURE PJN 4512 4,5
120
Anexo 2. Datos reales de producción de los pozos del campo Auca
Datos Reales de Producción
Pozo SALINIDAD BFPD BOPD BSW % BAPD Gas (mcf) PIP
(PSI) Pwf
(PSI) IP
Fluido Pr (PSI)
Pb (PSI)
API DENSIDAD OIL K Techlog
(mD)
Techlog Qob
(BPD) Qmax (BPD)
M1-Hs 7500 1599 1583,01 1 15,99 19,00 225 297 1,10 1750 180 32,5 0,863 341,313 0,134 565,20 601,200
M2-Hs 33500 2478,7 2429,13 2 49,57 3,90 400 600 0,67 4300 180 32,6 0,862 131,309 0,104 2636,80 2700,800
M3-Hs 5500 1144 1121,12 2 22,88 7,21 2460 2738 0,91 4000 179 32,6 0,862 470,535 0,131 2827,54 2901,129
M4-Ui 42300 389 82,857 78,7 306,14 3,90 830 1032 0,73 1563 942 16,2 0,958 518,118 0,153 291,87 537,837
M5-Ui 30000 275 272,25 1 2,75 14,70 282 453 0,59 920 445 17,7 0,948 465,375 0,147 213,75 325,000
M6-Ui 5000 230 46 80 184,00 1,90 395 582 0,58 980 430 31,9 0,866 400,193 0,142 209,00 299,778
M7-Ti 5000 316 288,824 8,6 27,18 2,20 224 453 0,62 1050 860 27,7 0,889 597,004 0,146 228,00 801,333
TCP 1-Ti 1950 432 388,8 10 43,20 67,33 1262 1462 0,59 2200 820 25,8 0,900 633,193 0,151 179,40 238,622
TCP 2-Hs 7000 445 431,65 3 13,35 5,18 318 359 0,32 1750 180 32,1 0,865 300,647 0,125 0,00 0,000
TCP 3-Hs 7000 263 260,37 1 2,63 3,16 221 421 0,07 4200 180 32 0,865 259,623 0,123 281,40 288,400
TCP 4-Ui 40200 260 135,2 48 124,80 11,36 620 820 0,33 1615 430 18,6 0,943 553,424 0,145 545,10 654,989
TCP 5-Ui 36000 986 709,92 28 276,08 33,49 799 999 0,59 2680 430 15,4 0,963 602,244 0,144 630,0 696,889
TCP 6-Ti 26800 170 156,4 8 13,60 35,72 203 403 0,13 1808 820 26,1 0,898 310,394 0,132 1017,64 1486,862
TCP 7-Ui 26800 401 396,99 1 4,01 450 650 0,28 2100 430 17 0,953 774,282 0,159 434,20 496,311
TP-1 Hs 375 1592 47,76 97 1544,2 0,67 1894 2094 0,88 3900 175 31 0,871 639,366 0,146 2868,25 2943,111
TP-2 Hs 573 555,81 3 17,19 10,00 230 484 0,45 1751 170 29,8 0,877 378,914 0,126 1881,39 1993,779
TP-3 Ti 9050 807 790,86 2 16,14 228,86 494 694 1,62 1200 820 27,8 0,888 981,474 0,178 520,600 1144,711
TP-4 Ui 13900 195 117 40 78,00 9,83 504 568 0,59 900 445 18,3 0,945 729,146 0,160 141,050 217,689
TP-5 Hs 11550 803 762,85 5 40,15 6,60 381 581 0,21 4466 180 32,9 0,861 237,826 0,119 4028,84 4122,840
TP-6 Ui 2200 530 477 10 53,00 40,07 477 539 0,47 1663 445 18,4 0,944 733,463 0,163 645,54 776,568
TP-7 Ti 30000 132,5 37,1 72 95,40 8,70 321 521 0,40 900 820 22 0,922 487,810 0,143 100,0 669,444
T12-1 Hs 22850 196 194,04 1 1,96 1,75 197 397 0,05 4200 180 32,5 0,863 370,425 0,134 1206,0 1236,000
T12-2 Hs 3500 116 88,16 24 27,84 1,06 222 422 0,03 4000 180 31,8 0,867 421,558 0,143 1146,0 1176,000
WL 1-Ti - 488 244 50 244,00 0,00 396 440 0,61 1277 670 26 0,898 398,419 0,134 868,01 1400,288
WL 2-Ui 340 336,6 1 3,40 28,27 419 523 0,38 1500 942 18,1 0,946 940,100 0,174 0,000 0,000
WL 3-Ui 26300 174 113,1 35 60,90 0,00 473 543 0,18 1568 942 17,4 0,950 1043,590 0,178 369,340 678,107
WLP 1-Hi 50000 5697 5412,15 5 284,85 0,00 2727 3083 4,85 4257,7 194 30,6 0,873 1460,060 0,171 7963,42 8175,428
WLP 2-Hs 37500 624 31,2 95 592,80 0,00 1136 1257 0,21 4165,7 189 32,3 0,864 68,136 0,071 914,487 938,726
WLP 3-Hi - 2647,6 2647 1 26,48 3300 3300 2,65 4300 80 31 0,871 1083,140 0,163 11183,0 11300,778
WLP 4-Hs 730 2300 529 77 1771,0 6,35 1179 1379 1,42 3000 179 30,6 0,873 714,361 0,157 3131,31 3241,693
WLP 5-Hs 7600 521 208,4 60 312,60 1,51 771 870 0,30 2622 179 30,9 0,871 120,588 0,101 1001,63 1042,402
WL12 -1 Hs - 291 61,11 79 229,89 0,00 814 814 0,11 3583 30,8 0,872 134,293 0,069 931,58 931,580
121
Anexo 3. Datos de simulación de cañoneo de los pozos del campo Auca
Datos de simulación
Pozo IP
SPAN Tipo Roca
Bulk
Density (g/cm3)
UCS rw rp
Acre kh
(mD) kv
(mD) Wellbore Damage
µ (cp) Bo
(bbl/stb) Tyac (ºF)
Pr (PSI) Pwf (PSI) Kd/k kh/kv BPPD SKIN Formation
Pen Avg (in)
M1-Hs 0,36 Arenisca 13 2,42 9000 8,5 31,42 100 10 12 3,66 1,15 236 1750 500 0,05 10 453,6 3,48 18,82
M2-Hs 0,64 Arenisca 15 2,38 8000 8,5 31,42 50 5 12 2,9 1,15 230 4300 400 0,1 10 2478,7 0,78 14,46
M3-Hs 0,74 Arenisca 18 2,33 9000 8,5 31,42 420 42 10 3,66 1,15 236 1750 500 0,1 10 920,1 -0,22 18,86
M4-Ui 0,47 Arenisca 18 2,34 9000 8,5 31,42 300 30 8 18 1,11 185 2100 800 0,2 10 470,6 -0,18 19,08
M5-Ui 0,45 Arenisca 14 2,4 9500 8,5 31,42 210 21 10 10,39 1,12 228 950 320 0,1 10 283,9 4,16 13,3
M6-Ui 0,38 Arenisca 16 2,38 9500 8,5 31,42 200 20 10 14,44 1,1 228 1439 600 0,1 10 317,5 2,76 18,69
M7-Ti 1,2 Arenisca 15 2,38 8500 8,5 31,42 200 40 8 3,51 1,3 200 1000 500 0,4 5 600 3,35 19,14
TCP 1-Ti 0,13 Arenisca 11 2,45 9500 8,5 31,42 50 5 8 4,87 1,14 233 2200 900 0,2 10 172,6 0,71 18,63
TCP 2-Hs
TCP 3-Hs 0,07 Arenisca 12 2,44 9000 8,5 31,42 50 5 8 4,2 1,15 236 4200 400 0,2 10 282,7 0,11 19,16
TCP 4-Ui 0,46 Arenisca 16 2,38 9500 8,5 31,42 285 28 12 14 1,1 228 1615 700 0,1 10 421,1 1,32 18,75
TCP 5-Ui 0,28 Arenisca 13 2,43 9500 8,5 31,42 100 10 13 14 1,14 215 2400 400 0,1 10 564,3 0,85 18,79
TCP 6-Ti 1,03 Arenisca 14 2,4 7000 8,5 31,42 150 15 10 2,7 1,16 221 1020 320 0,1 10 718,1 2,2 20,23
TCP 7-Ui 0,26 Arenisca 12 2,45 9000 8,5 31,42 180 18 8 11,63 1,1 216 2100 700 0,2 10 357,4 0,76 19,08
TP-1 Hs 0,77 Arenisca 16 2,37 8000 8,5 31,42 160 16 14 3,28 1,11 230 3900 2900 0,1 10 771 3,68 19,94
TP-2 Hs 1,19 Arenisca 12 2,44 9000 8,5 31,42 200 20 10 3,28 1,15 210 1700 550 0,1 10 1367,2 1,64 13,52
TP-3 Ti 1,37 Arenisca 19 2,32 7000 8,5 31,42 150 15 12 2,93 1,17 200 1200 450 0,03 10 1030,3 -0,58 20,33
TP-4 Ui 0,31 Arenisca 15 2,39 9000 8,5 31,42 150 20 8 10,7 1,12 228 900 400 0,2 7,5 153,4 -0,49 18,92
TP-5 Hs 0,94 Arenisca 12 2,48 9500 8,5 4,508 128 12,8 8 4,31 1,15 236 4466 3466 0,2 10 938,3 -1,1 18,19
TP-6 Ui 0,53 Arenisca 17 2,36 9000 8,5 31,42 250 50 12 10,39 1,12 228 1500 400 0,1 10 583,4 -0,23 19,06
TP-7 Ti 1,25 Arenisca 16 2,36 8500 8,5 31,42 242 24 12 2,8 1,16 228 900 500 0,1 10 499,7 4,59 19,21
T12-1 Hs 0,3 Arenisca 13 2,41 8000 8,5 31,42 50 5 12 3,28 1,15 236 4200 800 0,05 10 1010,5 -0,07 14,47
T12-2 Hs 0,3 Arenisca 15 2,38 8000 8,5 31,42 50 5 10 3,28 1,15 236 4000 420 0,1 10 1056,9 -0,87 14,42
WL 1-Ti 1,43 Arenisca 13 2,43 8500 8,5 31,42 150 15 10 2,66 1,16 221 1200 450 0,2 10 1310 3,16 19,18
WL 2-Ui
WL 3-Ui 0,59 Arenisca 18 2,34 8000 8,5 31,42 350 70 8 13 1,11 185 1560 500 0,2 5 621,2 2,41 19,67
WLP 1-Hi 1,96 Arenisca 18 2,33 10000 8,5 31,42 720 72 12 6,14 1,15 236 4400 2000 0,1 10 4715,6 -0,85 18,61
WLP 2-Hs 0,23 Arenisca 10 2,45 10000 8,5 72,12 50 5 14 3,28 1,11 236 4100 500 0,1 10 829,5 0,17 18,41
WLP 3-Hi 2,65 Arenisca 16 2,37 9000 8,5 31,42 400 40 10 2 1,1 230 4300 3300 0,2 10 2647,6 0,03 19,04
WLP 4-Hs 1,11 Arenisca 17 2,35 10000 8,5 12,12 250 25 12 3,28 1,15 236 3000 600 0,05 10 2659,9 1,26 18,41
WLP 5-Hs 0,41 Arenisca 12 2,44 10000 8,5 12,12 180 18 18 2,7 1,15 236 2622 450 0,1 10 899,5 1,46 18,31
WL12 -1 Hs 0,26 Arenisca 14 2,4 10000 8,5 31,42 120 12 19 3,84 1,13 238 2600 300 0,17 10 609,1 3,34 13,08
122
Anexo 4. Datos de los pozos del campo Auca para el análisis
Datos de análisis
Pozo DPP h (ft) IP real IP/h K Techlog
(mD) Kh (mD) BFPD Final
K BuP (mD)
Skin BuP 𝐈𝐏(𝐫𝐞𝐚𝐥) ∗ 𝟏𝟎𝟎𝟎
𝐤(𝐓𝐞𝐜𝐡𝐥𝐨𝐠) ∗ 𝐡
M1-Hs 5 24 1,10 0,046 341,31 100,00 1599,00 0,134 M2-Hs 5 46 0,67 0,015 131,31 50,00 2478,70 0,111 M3-Hs 5 25 0,91 0,036 470,54 420,00 1144,00 0,077 M4-Ui 5 24 0,73 0,031 518,12 300,00 389,00 0,059 M5-Ui 5 30 0,59 0,020 465,38 210,00 275,00 0,042 M6-Ui 5 41 0,58 0,014 400,19 200,00 230,00 0,035 M7-Ti 5 44 0,62 0,014 597,00 200,00 316,00 0,024
TCP 1-Ti 5 18 0,59 0,033 633,19 50,00 432,00 0,051 TCP 2-Hs 5 21 0,32 0,015 300,65 0,00 445,00 0,051 TCP 3-Hs 5 7 0,07 0,010 259,62 50,00 263,00 355 -1,14 0,038 TCP 4-Ui 5 26 0,33 0,013 553,42 285,00 260,00 0,023 TCP 5-Ui 5 46 0,59 0,013 602,24 100,00 986,00 0,021 TCP 6-Ti 5 22 0,13 0,006 310,39 150,00 170,00 0,019 TCP 7-Ui 5 28 0,28 0,010 774,28 180,00 401,00 0,013 TP-1 Hs 5 15 0,88 0,059 639,37 160,00 1592,00 0,092 TP-2 Hs 5 21 0,45 0,022 378,91 200,00 573,00 204 -0,603 0,057 TP-3 Ti 5 33 1,62 0,049 981,47 150,00 807,00 0,050 TP-4 Ui 5 22 0,59 0,027 729,15 150,00 195,00 0,037 TP-5 Hs 5 29 0,21 0,007 237,83 128,00 803,00 0,030 TP-6 Ui 5 24 0,47 0,020 733,46 250,00 530,00 0,027 TP-7 Ti 5 31 0,40 0,013 487,81 242,00 132,50 0,027
T12-1 Hs 12 10 0,05 0,005 370,43 50,00 196,00 294 6,18 0,014 T12-2 Hs 12 19 0,03 0,002 421,56 50,00 116,00 0,004 WL 1-Ti 10 52 0,61 0,012 398,42 150,00 488,00 0,029 WL 2-Ui 10 44 0,38 0,009 940,10 0,00 340,00 0,009 WL 3-Ui 10 24 0,18 0,008 1043,59 350,00 174,00 0,007
WLP 1-Hi 10 17 4,85 0,285 1460,06 720,00 5697,00 0,195 WLP 2-Hs 10 18 0,21 0,012 68,14 50,00 624,00 0,175 WLP 3-Hi 10 14 2,65 0,189 1083,14 400,00 2647,60 0,175 WLP 4-Hs 10 18 1,42 0,079 714,36 250,00 2300,00 0,110 WLP 5-Hs 10 30 0,30 0,010 120,59 180,00 521,00 0,082
WL12 -1 Hs 12 16 0,11 0,007 134,29 120,00 291,00 19,6 -0,5 0,049
