ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL FACULTAD DE INGENIERÍA EN GEOLOGÍA Y PETRÓLEOS ANÁLISIS DE LAS TÉCNICAS DE CAÑONEO EN LOS POZOS DE LOS CAMPOS PINDO Y PALANDA YUCA SUR. EVALUACIÓN DE RECAÑONEO Y AMPLIACIÓN DE PUNZADOS PROYECTO PREVIO A LA OBTENCIÓN DE TÍTULO DE INGENIERO EN PETRÓLEOS JOSÉ LUIS ZHUNIO PACHECO [email protected] DIRECTOR: ING. VINICIO RENÉ MELO GORDILLO [email protected] Quito, Julio 2014 II DECLARACIÓN Yo José Luis Zhunio Pacheco, declaro bajo juramento que el trabajo aquí descrito es de mi autoría; que no ha sido previamente presentada para ningún grado o calificación profesional; y, que he consultado las referencias bibliográficas que se incluyen en este documento. A través de la presente declaración cedo mis derechos de propiedad intelectual correspondientes a este trabajo, a la Escuela Politécnica Nacional, según lo establecido por la Ley de Propiedad Intelectual, por su Reglamento y por la normatividad institucional vigente. JOSÉ LUIS ZHUNIO P. III CERTIFICACIÓN Certifico que el presente trabajo fue desarrollado por José Luis Zhunio Pacheco, bajo mi supervisión. ING. VINICIO MELO DIRECTOR DE PROYECTO IV AGRADECIMIENTOS A mi Dios que me ha permitido lograr esto y ha cuidado de los que más amo para que lo vean. “El Señor es mi pastor, nada me faltará” Salmo 23 A mis padres, Manuel y Rosa, pues son la máxima inspiración de mi esfuerzo y el mayor apoyo en mi vida. A mis hermanas Jessenia y Mayra por cuidarme tan bien. A mis sobrinas Camila y Dayuma por hacerme creer de nuevo. Al Consorcio Petrosud - Petroriva que me permitió y apoyó realizar este trabajo. A los Ingenieros Dorian Jaramillo y Hugo Simba por toda la ayuda prestada. A mi tutor, el Ingeniero Vínicio Melo por la inmensa ayuda en este proyecto. Al Ingeniero Raúl Valencia por todo ese apoyo y gran amistad. A la Facultad, lucharemos por ella!!!! A Leonardo y Jair por el apoyo, las ideas y parte de la edición. AL ROOOCCKK!!! Y la música, compañía eterna en todo trabajo y jornada que llena de sueños a esta vida terrenal… Y a todos los que me dieron la mano en su momento… ellos saben quiénes son.. V DEDICATORIA De todo corazón se lo dedico a mi adorada familia: Mamá Rosita, Papá Manu, Itus, Daby, Cami y Dayu, que sin ellos nada de lo que he logrado se hubiera materializado o tuviera sentido. A los vagos de toda la vida: Javier, Carlos, Freddy, Luis, Diego, Flavio, Pablo, Jefferson, Alejandra, Jorge, Julio, Rómulo, Christian, Rubén, Paul, Gustavo, Leonardo, Cristina, Mónica, Cecy, Vero (me sorprende que no se haya repetido ningún nombre) entre otros no menos importantes pues no me alcanzaría ni todo el proyecto para nombrarlos y darles gracias por el apoyo (en tristezas, responsabilidades y sobre todo estupideces) cuando más lo necesitaba. A los que no se dejan vencer de la vida, día a día… Y a todos los que han estado conmigo a lo largo de este camino que apenas está empezando, espero verlos a todos juntos en algún lugar al final del arcoíris… VI CONTENIDO DECLARACIÓN ..................................................................................................... II CERTIFICACIÓN .................................................................................................. III AGRADECIMIENTOS ........................................................................................... IV DEDICATORIA ....................................................................................................... V CONTENIDO ......................................................................................................... VI ÍNDICE DE TABLAS ............................................................................................. XI ÍNDICE DE FIGURAS ......................................................................................... XIV RESUMEN ......................................................................................................... XVII PRESENTACIÓN .............................................................................................. XVIII CAPÍTULO 1 .......................................................................................................... 1 DESCRIPCIÓN GENERAL DE LOS CAMPOS PALANDA, YUCA SUR Y PINDO................................................................................................................. 1 1.1. HISTORIA Y UBICACIÓN DE LOS CAMPOS PALANDA, YUCA SUR Y PINDO ............................................................................................................. 1 1.1.1. ANTECEDENTES DEL BLOQUE PALANDA- YUCA SUR ................ 1 1.1.2. UBICACIÓN GEOGRÁFICA DEL BLOQUE PALANDA Y YUCA SUR ...................................................................................................... 1 1.1.3. ANTECEDENTES DEL CAMPO PINDO ............................................ 2 1.1.4. UBICACIÓN GEOGRÁFICA DEL CAMPO PINDO ............................. 2 1.2. ESTRUCTURA DE LOS CAMPOS PINDO, PALANDA Y YUCA SUR ......................................................................................................... 3 1.3. ESTRATIGRAFÍA DE LOS CAMPOS PINDO, PALANDA Y YUCA SUR ......................................................................................................... 6 1.4. DESCRIPCIÓN DE RESERVAS ............................................................... 9 1.4.1. RESERVAS PROBADAS ................................................................... 9 1.4.2. RESERVAS PROBABLES ................................................................. 9 1.4.3. RESERVAS REMANENTES .............................................................. 9 1.5. PROPIEDADES PETROFÍSICAS ........................................................... 10 1.5.1. POROSIDAD .................................................................................... 10 1.5.2. SATURACIÓN .................................................................................. 11 1.5.3. PERMEABILIDAD............................................................................. 12 VII 1.6. CARACTERIZACIÓN DE FLUIDOS........................................................ 13 1.6.1. GRADO API ...................................................................................... 13 1.6.2. PRESIÓN DE BURBUJA .................................................................. 14 1.6.3. GOR ................................................................................................. 14 1.6.4. FACTOR VOLUMÉTRICO ................................................................ 14 1.6.5. VISCOSIDAD.................................................................................... 14 1.7. PRODUCCIÓN DE LOS CAMPOS PINDO, PALANDA Y YUCA SUR .. 15 CAPÍTULO 2 ........................................................................................................ 22 DESCRIPCIÓN TÉCNICA E INSTALACIÓN DE LOS SISTEMAS DE CAÑONEO Y MECANISMOS DE DAÑOS DE FORMACIÓN POR CAÑONEO ..................... 22 2.1. ANTECEDENTES ...................................................................................... 22 2.2. TIPO DE CAÑONES O PISTOLAS ............................................................ 23 2.3. CARGAS JET............................................................................................. 25 2.3.1. ELEMENTOS DE UNA CARGA........................................................... 25 2.3.1.1. Casco ............................................................................................ 25 2.3.1.2. Liner............................................................................................... 25 2.3.1.3. Primer ............................................................................................ 26 2.3.1.4. Explosivo principal ......................................................................... 26 2.3.1.5. Cordón detonante .......................................................................... 27 2.3.2. EXPLOSIVOS ...................................................................................... 27 2.3.2.1. Tipos de Explosivos ....................................................................... 27 2.3.2.2. Características de los Explosivos .................................................. 28 2.3.3. DETONADORES ................................................................................. 29 2.3.3.1. Detonadores Eléctricos.................................................................. 29 2.3.3.2. Detonadores de Percusión ............................................................ 30 2.3.3.3. Cordón Detonante ......................................................................... 30 2.3.4. CARGAS CONFIGURADAS ................................................................ 30 2.3.4.1. Cargas de Alta Penetración DP (Deep Penetration) ...................... 31 2.3.4.2. Cargas de Hueco Grande, BH (Big Hole) ...................................... 32 2.4. FACTORES QUE AFECTAN LAEFECTIVIDAD DE UN CAÑONEO ......... 33 2.4.1. FACTORES GEOMÉTRICOS DEL DISPARO..................................... 35 2.4.1.1. Efecto de la Penetración y Densidad de Disparo .......................... 36 2.4.1.2. Efecto del Ángulo de Fase............................................................. 37 VIII 2.4.2. EFECTO DE LA PRESIÓN DIFERENCIAL AL MOMENTO DEL DISPARO....................................................................................................... 37 2.4.2.1. Determinación de la condiciones de la presión de Bajo-Balance .. 40 2.5 .TIPOS DE DAÑO ....................................................................................... 42 2.5.1. DAÑO GENERADO POR EL DISPARO .............................................. 42 2.5.2. DAÑO GENERADO POR EL FLUIDO DE COMPLETACIÓN ............. 42 2.5.3. DAÑO GENERADO POR EL FLUIDO DE PERFORACIÓN ................ 44 2.6. TÉCNICAS DE CAÑONEO ........................................................................ 44 2.6.1. SISTEMA DE CAÑONEO CON CABLE O WIRELINE ........................ 44 2.6.1.1. Ventajas del sistema de cañoneo con cable eléctrico ................... 45 2.6.1.2. Desventajas del sistema de cañoneo con cable eléctrico.............. 45 2.6.2. SISTEMA DE CAÑONEO CON TUBERÍA O TCP ............................... 46 2.6.2.1. Ventajas del sistema de cañoneo TCP .......................................... 46 2.6.2.2 .Desventajas del sistema de cañoneo TCP .................................... 47 2.6.3. SISTEMA DE CAÑONEO PURE (PERFORATING FOR ULTIMATE RESERVOIR EXPLOITATION) ..................................................................... 48 2.6.3.1. Ventajas del sistema de cañoneo PURE ....................................... 49 2.6.3.2. Desventajas del sistema de cañoneo PURE ................................. 50 2.6.4. SISTEMA DE CAÑONEO DUO ........................................................... 50 2.6.4.1. Ventajas del sistema de cañoneo DUO ......................................... 51 2.6.4.2. Desventajas del sistema de cañoneo DUO ................................... 51 2.6.5. SISTEMA DE CAÑONEO CON PROPELENTE (STIMGUN) .............. 51 2.6.5.1. Ventajas del sistema de cañoneo STIMGUN ................................ 54 2.6.5.2. Desventajas del sistema de cañoneo STIMGUN ........................... 54 CAPÍTULO 3 ........................................................................................................ 55 SISTEMAS DE CAÑONEO IMPLEMENTADOS EN LOS POZOS DE LOS CAMPOS PALANDA YUCA SUR Y PINDO ......................................................... 55 3.1. POZOS CAÑONEADOS CON SISTEMA WIRELINE ............................. 55 3.1.1. POZOS CAÑONEADOS CON WIRELINE EN EL CAMPO PINDO ..... 55 3.1.1.1. Punzonamientos en la Arena Basal Tena...................................... 55 3.1.1.2. Punzonamientos en la Arena Napo “U” Superior. .......................... 55 3.1.1.3. Repunzonamientos y Ampliación de Punzados en la Arena Napo “U” Superior. ............................................................................................... 56 3.1.1.4. Punzonamientos en la Arena Napo “U” Inferior. ............................ 58 IX 3.1.1.5. Punzonamientos en la Arena Napo “T” Inferior ............................. 59 3.1.1.6. Punzonamientos en la Arena Napo Hollín Superior ...................... 60 3.1.1.7. Repunzonamientos y Ampliación de Punzados en la Arena Hollín Superior ...................................................................................................... 60 3.1.2. POZOS CAÑONEADOS CON WIRELINE EN EL CAMPO PALANDA ...................................................................................................... 62 3.1.2.1. Punzonamientos en la Arena “U” Inferior ....................................... 62 3.1.2.2. Repunzonamientos y Ampliación de Punzados en la Arena Napo “U” Inferior. ................................................................................................. 62 3.1.2.3. Punzonamientos en la Arena Napo “T” Inferior ............................. 64 3.1.2.4. Punzonamientos en la Arena Hollín Superior. ............................... 64 3.1.3. POZOS CAÑONEADOS CON WIRELINE EN EL CAMPO YUCA SUR .................................................................................................... 65 3.1.3.1. Punzonamientos en la Arena “U” Inferior ....................................... 65 3.1.3.2. Punzonamientos en la Arena Napo “T” Inferior ............................. 65 3.1.3.3. Repunzonamientos y Ampliación de Punzados en la Arena Napo “T” Inferior. .................................................................................................. 66 3.1.3.4. Punzonamientos en la Arena Hollín Superior. ............................... 68 3.1.3.5. Repunzonamientos y Ampliación de Punzados en la Arena Napo Hollín Superior. ........................................................................................... 68 3.2. POZOS CAÑONEADOS CON SISTEMA TCP NORMAL .......................... 70 3.2.1. POZOS CAÑONEADOS CON SISTEMA TCP NORMAL EN LOS CAMPOS PINDO, PALANDA Y YUCA SUR ................................................. 70 3.2.2. POZOS RECAÑONEADOS CON SISTEMA TCP NORMAL EN LOS CAMPOS PINDO, PALANDA Y YUCA SUR. ................................................ 71 3.3. POZOS CAÑONEADOS CON TÉCNICAS MODERNAS .......................... 73 3.4.PORCENTAJES DE CAÑONEOS Y RECAÑONEOS REALIZADOS POR EMPRESA ................................................................................................ 77 CAPÍTULO 4 ........................................................................................................ 81 ANÁLISIS TÉCNICO DE LOS RESULTADOS DE LAS TÉCNICAS DE CAÑONEO IMPLEMENTADAS............................................................................ 81 4.1. SELECCIÓN DE POZOS ........................................................................... 81 4.2. ANÁLISIS GRÁFICO: CAPACIDAD DE LA FORMACIÓN VS PRODUCCIÓN ACUMULADA .......................................................................... 82 4.2.1. ANÁLISIS GRÁFICO EN LA ARENA BASAL TENA DEL CAMPO PINDO ........................................................................................................... 84 X 4.2.2. ANÁLISIS GRÁFICO EN LA ARENA “U” SUPERIOR DEL CAMPO PINDO ........................................................................................................... 86 4.2.3. ANÁLISIS GRÁFICO EN LA ARENA “U” INFERIOR DEL CAMPO PINDO ........................................................................................................... 86 4.2.4. ANÁLISIS GRÁFICO EN LA ARENA “T” INFERIOR DEL CAMPO PINDO ........................................................................................................... 89 4.2.5. ANÁLISIS GRÁFICO EN LA ARENA HOLLÍN SUPERIOR DEL CAMPO PINDO ............................................................................................. 90 4.2.6. ANÁLISIS GRÁFICO EN LA ARENA HOLLÍN INFERIOR DEL CAMPO PINDO ............................................................................................. 91 4.2.7. ANÁLISIS GRÁFICO EN LA ARENA “U” INFERIOR DEL CAMPO PALANDA ...................................................................................................... 92 4.2.8. ANÁLISIS GRÁFICO EN LA ARENA “T” INFERIOR DEL CAMPO PALANDA ...................................................................................................... 93 4.2.9. ANÁLISIS GRÁFICO EN LA ARENA “U” INFERIOR DEL CAMPO YUCA SUR .................................................................................................... 94 4.2.10. ANÁLISIS GRÁFICO EN LA ARENA “T” INFERIOR DEL CAMPO YUCA SUR .................................................................................................... 96 4.2.11. ANÁLISIS GRÁFICO EN LA ARENA HOLLÍN SUPERIOR DEL CAMPO YUCA SUR ...................................................................................... 98 4.3. ANÁLISIS DE LOS CAÑONEOS ESTABLES DEL CAMPO PINDO ........ 100 4.4. ANÁLISIS DE LOS CAÑONEOS ESTABLES DEL CAMPO PALANDA .. 106 4.5. ANÁLISIS DE LOS CAÑONEOS ESTABLES DEL CAMPO YUCA SUR. 108 CAPÍTULO 5 ...................................................................................................... 113 CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES ..................................................... 113 5.1. CONCLUSIONES .................................................................................... 113 5.2. RECOMENDACIONES ............................................................................ 115 REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS ................................................................... 118 ANEXOS ............................................................................................................ 119 XI ÍNDICE DE TABLAS TABLA 1.1: COORDENADAS DEL BLOQUE PALANDA - YUCA SUR ................. 2 TABLA 1.2: COORDENADAS DEL CAMPO PINDO .............................................. 3 TABLA 1.3: RESERVAS DE LAS ARENAS PRODUCTORAS DE LOS CAMPOS PINDO, PALANDA Y YUCA SUR AL 31 DE DICIEMBRE DE 2012 .................... 10 TABLA 1.4: POROSIDADES PROMEDIO DE LAS ARENAS PRODUCTORAS DE LOS CAMPOS PINDO, PALANDA Y YUCA SUR ................................................ 11 TABLA 1.5: VALORES DE SATURACIÓN DE AGUA DE LOS CAMPOS PINDO, PALANDA Y YUCA SUR. ..................................................................................... 12 TABLA 1.6: VALORES DE PERMEABILIDAD PROMEDIO DE LAS ARENAS PRODUCTORAS DE LOS CAMPOS PINDO, PALANDA Y YUCA SUR. ............ 13 TABLA 1.7: CARACTERÍSTICAS DE LOS FLUIDOS PRODUCIDOS ................. 15 TABLA 2.1: TIPOS Y CARACTERÍSTICAS DE LOS EXPLOSIVOS USADOS EN CAÑONEO ……………………………………………………………………………..27 TABLA 2.2: RANGOS DE PRESIÓN DE BAJO BALANCE PARA ALCANZAR UNA LIMPIEZA ADECUADA DE PERFORACIONES .......................................... 41 TABLA 3.1: DATOS DE LOS CAÑONEOS CON WIRELINE REALIZADOS EN LA ARENA BASAL TENA DEL CAMPO PINDO 55 TABLA 3.2 : DATOS DE LOS CAÑONEOS REALIZADOS CON WIRELINE EN LA ARENA NAPO “U” SUPERIOR DEL CAMPO PINDO .......................................... 56 TABLA 3.3: DATOS DE LOS REPUNZONAMIENTOS REALIZADOS CON WIRELINE EN LA ARENA NAPO “U” SUPERIOR DEL CAMPO PINDO ............ 57 TABLA 3.4 : DATOS DE LOS CAÑONEOS REALIZADOS CON WIRELINE EN LA ARENA NAPO “U” INFERIOR DEL CAMPO PINDO ........................................... 59 TABLA 3.5: DATOS DE LOS CAÑONEOS REALIZADOS CON WIRELINE EN LA ARENA NAPO “T” INFERIOR DEL CAMPO PINDO ............................................ 59 TABLA 3.6 : DATOS DE LOS CAÑONEOS REALIZADOS CON WIRELINE EN LA ARENA HOLLIN SUPERIOR DEL CAMPO PINDO ............................................ 60 TABLA 3.7: DATOS DE LOS REPUNZONAMIENTOS REALIZADOS CON WIRELINE EN LA ARENA HOLLÍN SUPERIOR DEL CAMPO PINDO ............... 61 TABLA 3.8: DATOS DE LOS CAÑONEOS REALIZADOS CON WIRELINE EN LA ARENA NAPO “U” INFERIOR DEL CAMPO PALANDA ...................................... 62 XII TABLA 3.9: DATOS DE LOS REPUNZONAMIENTOS REALIZADOS CON WIRELINE EN LA ARENA NAPO “U” INFERIOR DEL CAMPO PALANDA......... 63 TABLA 3.10 : DATOS DE LOS CAÑONEOS REALIZADOS CON WIRELINE EN LA ARENA NAPO “T” INFERIOR DEL CAMPO PALANDA ................................. 64 TABLA 3.11: DATOS DE LOS CAÑONEOS REALIZADOS CON WIRELINE EN LA ARENA HOLLÍN SUPERIOR DEL CAMPO PALANDA .................................. 64 TABLA 3.12: DATOS DE LOS CAÑONEOS REALIZADOS CON WIRELINE EN LA ARENA NAPO “U” INFERIOR DEL CAMPO YUCA SUR ............................... 65 TABLA 3.13 : DATOS DE LOS CAÑONEOS REALIZADOS CON WIRELINE EN LA ARENA NAPO “T” INFERIOR DEL CAMPO YUCA SUR ............................... 65 TABLA 3.14: DATOS DE LOS REPUNZONAMIENTOS REALIZADOS CON WIRELINE EN LA ARENA NAPO “T” INFERIOR DEL CAMPO YUCA SUR ....... 67 TABLA 3.15: DATOS DE LOS CAÑONEOS REALIZADOS CON WIRELINE EN LA ARENA HOLLÍN SUPERIOR DEL CAMPO YUCA SUR................................. 68 TABLA 3.16: DATOS DE LOS REPUNZONAMIENTOS REALIZADOS CON WIRELINE EN LA ARENA NAPO “T” INFERIOR DEL CAMPO YUCA SUR ....... 69 TABLA 3.17: DATOS DE CAÑONEOS REALIZADOS CON TCP NORMAL EN LOS CAMPOS PINDO, PALANDA Y YUCA SUR ................................................ 70 TABLA 3. 18 : DATOS DE RECAÑONEOS REALIZADOS CON TCP NORMAL EN LOS CAMPOS PINDO, PALANDA Y YUCA SUR .......................................... 72 TABLA 3.19 DATOS DE CAÑONEOS REALIZADOS CON TECNICAS ESPECIALESEN LOS CAMPOS PINDO, PALANDA Y YUCA SUR .................... 74 TABLA 3.20 : DATOS DE RECAÑONEOS Y AMPLIACIÓN DE PUNZADOS REALIZADOS CON TECNICAS ESPECIALES EN LOS CAMPOS PINDO, PALANDA Y YUCA SUR ...................................................................................... 76 TABLA 4.1: CAÑONEOS ESTABLES DEL POZO PINDO 4...............................101 TABLA 4.2: CAÑONEOS ESTABLES DEL POZO PINDO 6 .............................. 101 TABLA 4.3: CAÑONEOS ESTABLES DEL POZO PINDO 7 .............................. 101 TABLA 4.4: CAÑONEOS ESTABLES DEL POZO PINDO 9 .............................. 102 TABLA 4.5: CAÑONEOS ESTABLES DEL POZO PINDO 11 ............................ 103 TABLA 4.6: CAÑONEOS ESTABLES DEL POZO PINDO 12 ............................ 103 TABLA 4.7: CAÑONEOS ESTABLES DEL POZO PINDO 13 ............................ 103 TABLA 4.8: CAÑONEOS ESTABLES DEL POZO PINDO 15D ......................... 104 XIII TABLA 4.9: CAÑONEOS ESTABLES DEL POZO PINDO 16D ......................... 104 TABLA 4.10: CAÑONEOS ESTABLES DEL POZO PINDO 17D ....................... 105 TABLA 4.11: CAÑONEOS ESTABLES DEL POZO PALANDA 1 ...................... 106 TABLA 4.12: CAÑONEOS ESTABLES DEL POZO PALANDA 3 ...................... 107 TABLA 4.13: CAÑONEOS ESTABLES DEL POZO PALANDA 4 ...................... 107 TABLA 4.14: CAÑONEOS ESTABLES DEL POZO YUCA SUR 1 ..................... 109 TABLA 4.15: CAÑONEOS ESTABLES DEL POZO YUCA SUR 2 ..................... 109 TABLA 4.16: CAÑONEOS ESTABLES DEL POZO YUCA SUR 4 ..................... 109 TABLA 4.17: CAÑONEOS ESTABLES DEL POZO YUCA SUR 11 ................... 110 TABLA 4.18: CAÑONEOS ESTABLES DEL POZO YUCA SUR 12 ................... 110 TABLA 4.19: CAÑONEOS ESTABLES DEL POZO YUCA SUR 13 ................... 111 TABLA 4.20: CAÑONEOS ESTABLES DEL POZO YUCA SUR 14 ................... 111 TABLA 4.21: CAÑONEOS ESTABLES DEL POZO YUCA SUR 15 ................... 111 XIV ÍNDICE DE FIGURAS FIGURA 1.1: UBICACIÓN GEOGRÁFICA BLOQUE PALANDA-YUCA SUR ........ 3 FIGURA 1.2: UBICACIÓN GEOGRÁFICA BLOQUE PALANDA-YUCA SUR ........ 4 FIGURA 1.3: MAPA ESTRUCTURAL DEL CAMPO PINDO AL RESERVORIO ARENISCA “U” INFERIOR ..................................................................................... 5 FIGURA 1.4: MAPA ESTRUCTURAL DEL BLOQUE PALANDA - YUCA SUR AL RESERVORIO ARENISCA “T” INFERIOR............................................................. 6 FIGURA 1.5: COLUMNA LITOLÓGICA DE LOS CAMPOS PINDO, PALANDA Y YUCA SUR ............................................................................................................. 8 FIGURA 1.6: HISTORIAL DE PRODUCCIÓN DE PETRÓLEO DEL CAMPO PINDO .................................................................................................................. 16 FIGURA 1.7: HISTORIAL DEL CORTE DE AGUA DEL CAMPO PINDO ............ 17 FIGURA 1.8: HISTORIAL DE PRODUCCIÓN DE PETRÓLEO DEL CAMPO PALANDA............................................................................................................. 18 FIGURA 1.9: HISTORIAL DEL CORTE DE AGUA DEL CAMPO PALANDA ....... 19 FIGURA 1.10: HISTORIAL DE PRODUCCIÓN DE PETRÓLEO DEL CAMPO YUCA SUR ........................................................................................................... 20 FIGURA 1.11: HISTORIAL DEL CORTE DE AGUA DEL CAMPO YUCA SUR ... 21 FIGURA 2.1: DISPOSITIVOS DE UN CAÑON ……………………………………...24 FIGURA 2.2: DISPOSITIVOS DE UNA CARGA .................................................. 26 FIGURA 2.3: ESTABILIDAD DE LOS EXPLOSIVOS ........................................... 29 FIGURA 2.4: PROCESO DE DETONACIÓN DE UNA CARGA DE ALTA PENETRACIÓN ................................................................................................... 32 FIGURA 2.5: PROCESO DE DETONACIÓN DE UNA CARGA DE HUECO GRANDE. ............................................................................................................. 34 FIGURA 2.6: FACTORES GEOMÉTRICOS DEL SISTEMA DE DISPARO ......... 36 FIGURA 2.7: EFECTO DE LA PENETRACIÓN Y LA DENSIDAD DE DISPARO SOBRE LA RELACIÓN DE PRODUCTIVIDAD (RP) ........................................... 37 FIGURA 2.8: EFECTO DE LA FASE SOBRE LA RELACIÓN DE PRODUCTIVIDAD (RP) ....................................................................................... 38 FIGURA 2.9: PATRONES DE DISPARO PARA ÁNGULOS DE 0O, 60O, 30O,90O, 45O, 180O.............................................................................................................. 39 FIGURA 2.10: DAÑO POR DISPARO CON CARGAS JET ................................. 43 XV FIGURA 2.11: ESQUEMA DE CAÑONEO CON WIRELINE ................................ 45 FIGURA 2.12: ESQUEMA DE CAÑONEO CON TUBERÍA.................................. 47 FIGURA 2.13: FUNCIONAMIENTO DEL SISTEMA DE CAÑONEO PURE ......... 49 FIGURA 2.14: ESQUEMA DEL SISTEMA DE CAÑONEO DUO ANTES Y DESPUÉS DEL DISPARO ................................................................................... 52 FIGURA 2.15: CAÑON TCP CON PROPELENTE ............................................... 53 FIGURA 3.1 : PORCENTAJE CAÑONEOS CON CABLE REALIZADOS EN LOS CAMPOS PINDO, PALANDA Y YUCA SUR POR EMPRESA ............................. 78 FIGURA 3.2: PORCENTAJE CAÑONEOS CON TCP NORMAL REALIZADOS EN LOS CAMPOS PINDO, PALANDA Y YUCA SUR POR EMPRESA ..................... 78 FIGURA 3.3: PORCENTAJE CAÑONEOS CON TÉCNICAS MODERNAS REALIZADOS EN LOS CAMPOS PINDO, PALANDA Y YUCA SUR POR EMPRESA ............................................................................................................ 79 FIGURA 3.4: PORCENTAJE CAÑONEOS REALIZADOS EN LOS CAMPOS PINDO, PALANDA Y YUCA SUR POR EMPRESA ............................................. 80 FIGURA 4.1: ZONAS DEL GRÁFICO CAPACIDAD DE LA FORMACIÓN VS PRODUCCIÓN ACUMULADA ............................................................................. 84 FIGURA 4.2: GRÁFICO CAPACIDAD DE LA FORMACIÓN VS PRODUCCIÓN ACUMULADA DE LA ARENA BASAL TENA DEL CAMPO PINDO. .................... 85 FIGURA 4.3: GRÁFICO CAPACIDAD DE LA FORMACIÓN VS PRODUCCIÓN ACUMULADA DE LA ARENA “U” INFERIOR DEL CAMPO PINDO. ................... 87 FIGURA 4.4 : REACONDICIONAMIENTOS DE LA ARENA “U” INFERIOR DEL POZO PINDO 14. ................................................................................................. 88 FIGURA 4.5: GRÁFICO CAPACIDAD DE LA FORMACIÓN VS PRODUCCIÓN ACUMULADA DE LA ARENA “T” INFERIOR DEL CAMPO PINDO. ................... 89 FIGURA 4.6: GRÁFICO CAPACIDAD DE LA FORMACIÓN VS PRODUCCIÓN ACUMULADA DE LA ARENA HOLLÍN SUPERIOR DEL CAMPO PINDO. ........ 90 FIGURA 4.7: GRÁFICO CAPACIDAD DE LA FORMACIÓN VS PRODUCCIÓN ACUMULADA DE LA ARENA HOLLÍN INFERIOR DEL CAMPO PINDO. ........... 91 FIGURA 4.8: GRÁFICO CAPACIDAD DE LA FORMACIÓN VS PRODUCCIÓN ACUMULADA DE LA ARENA “U” INFERIOR DEL CAMPO PALANDA. ............. 93 FIGURA 4.9: GRÁFICO CAPACIDAD DE LA FORMACIÓN VS PRODUCCIÓN ACUMULADA DE LA ARENA “T” INFERIOR DEL CAMPO PALANDA. .............. 94 XVI FIGURA 4.10: GRÁFICO CAPACIDAD DE LA FORMACIÓN VS PRODUCCIÓN ACUMULADA DE LA ARENA “U” INFERIOR DEL CAMPO YUCA SUR. ............ 95 FIGURA 4.11: GRÁFICO CAPACIDAD DE LA FORMACIÓN VS PRODUCCIÓN ACUMULADA DE LA ARENA “T” INFERIOR DEL CAMPO YUCA SUR. ............ 97 FIGURA 4.12: REACONDICIONAMIENTOS DE LA ARENA “T” INFERIOR DEL POZO YUCA SUR 4. ............................................................................................ 98 FIGURA 4.13: GRÁFICO CAPACIDAD DE LA FORMACIÓN VS PRODUCCIÓN ACUMULADA DE LA ARENA HOLLÍN SUPERIOR DEL CAMPO YUCA SUR. .. 99 XVII RESUMEN En el mundo actual, la matriz energética sigue siendo dominada por el petróleo a falta de otras opciones. Esto lo ha convertido en la base de la economía de varios países, entre ellos el nuestro. Por ello conforme transcurre el tiempo, cada gota de hidrocarburo aumenta su valor convirtiendo en una necesidad imperativa el control y cuidado de la producción petrolera de cada pozo. Las técnicas de cañoneo al ser el punto inicial de la producción de un pozo y del contacto directo con el yacimiento, tienen mucha influencia con la cantidad de producción petrolera, por lo cual el análisis de las tecnologías y procedimientos vinculados a esta fase de la industria hidrocarburífera es imprescindible. Así pues en este proyecto se realiza un análisis exhaustivo de las técnicas de cañoneo implementadas a lo largo de historia en los pozos petroleros de los campos Pindo, Palanda y Yuca Sur, buscando así entender la factibilidad de cada una y considerando nuevas alternativas de uso de las técnicas de punzonado en los pozos ya existentes en los mencionados campos. XVIII PRESENTACIÓN Este proyecto de titulación busca principalmente mostrar qué tipo de técnica de cañoneo resulta la más adecuada para los pozos el Campo Pindo y el Bloque Palanda – Yuca Sur. Por este motivo se ha realizado una búsqueda exhaustiva de información para el análisis, considerando todo el tiempo de funcionamiento de los campos, formando así un acervo bibliográfico confiable para nuestro estudio. El primer capítulo describe la historia y características tanto geológicas como petrofísicas de cada uno de los campos estudiados, seguido de definiciones teóricas sobre las diferentes técnicas de cañoneo antiguas y actuales en el segundo capítulo. El tercer capítulo muestra cada uno de los cañoneos, recañoneo y ampliación de punzados realizados en el Campo Pindo y el Bloque Palanda – Yuca Sur durante toda su existencia. Finalmente el capítulo 4 analiza todos los datos obtenido de manera técnica y comparativa, lo cual nos lleva a conclusiones importantes y sobre todo a resolver la incógnita principal, sobre que técnica de cañoneo es la mejor para los campos y cual empresa es la mejor en los trabajos. CAPÍTULO 1 DESCRIPCIÓN GENERAL DE LOS CAMPOS PALANDA, YUCA SUR Y PINDO 1.1. HISTORIA Y UBICACIÓN DE LOS CAMPOS PALANDA, YUCA SUR Y PINDO 1.1.1. ANTECEDENTES DEL BLOQUE PALANDA- YUCA SUR El Campo Palanda fue descubierto por PETROPRODUCCIÓN con la perforación del pozo Palanda 01 en 1991, llegando a perforarse por parte de la empresa hasta 5 pozos. El Campo Yuca Sur inició su producción en el año 1981,al ser descubierto mediante la perforación del pozo exploratorio Yuca Sur 01 en Diciembre de 1979 por PETROAMAZONAS, Operadora del Consorcio CEPE-TEXACO. Posteriormente el campo es operado por PETROPRODUCCION, empresa que perforó el pozo Yuca Sur 02. EL CONSORCIO PETROSUD – PETRORIVA tiene a cargo las operaciones de los Campos Marginales Palanda y Yuca Sur desde el mes de Julio del año 1999. En el año 2009 por situaciones legales el CONSORCIO PETROSUDPETRORIVA se divide en 2 entidades, la primera mantiene los nombre originales de la empresa mientras la segunda adopta el nombre CONSORCIO PETROLERO PALANDA-YUCA SUR , este último maneja el bloque Palanda Yuca Sur en la actualidad .Las áreas del contrato son de 140 km2en el bloque. 1.1.2. UBICACIÓN GEOGRÁFICA DEL BLOQUE PALANDA Y YUCA SUR El Bloque Palanda - Yuca Sur se encuentra en la provincia de Orellana, en el cantón Francisco de Orellana, 20 Km al Oeste de la estación Central del Campo Auca (Ver Figura 1.1). Se encuentra delimitado por 8 vértices cuyas coordenadas geográficas se encuentran a continuación en la Tabla 1.1 2 TABLA 1.1: COORDENADAS DEL BLOQUE PALANDA - YUCA SUR COORDENADAS DEL BLOQUE PALANDA - YUCA SUR VERTICE LATITUD SUR LONGITUD OESTE o P-PYS-1 00 29’52,5091” 76o48’14,4112” P-PYS-2 00o29’52,5704” 76o44’28,0547” 00o29’53,5189” P-PYS-3 76o44’28,0100” P-PYS-4 00o29’53,5495” 76o42’18,6609” P-PYS-5 00o32’19,1038” 76o42’18,7438” P-PYS-6 00o32’19,0577” 76o45’00,4320” P-PYS-7 00o38’33,4361” 76o45’00,5491” P-PYS-8 00o38’33,3681” 76o48’14,5734” FUENTE: Departamento de Exploración y Desarrollo del Consorcio PetrosudPetroriva y del Consorcio Petrolero Palanda Yuca Sur. 1.1.3. ANTECEDENTES DEL CAMPO PINDO El Campo Pindo fue descubierto por PETROAMAZONAS, operadora del consorcio CEPE - TEXACO en noviembre de 1991 con la perforación del pozo exploratorio Pindo 01, y fue operado durante seis años llegándose a tener seis pozos perforados. Desde Julio de 1999 hasta la actualidad el campo se encuentra en manos del Consorcio Petrosud - Petroriva. La empresa ha perforado 11 pozos adicionales, de los cuales 4 son direccionales. El área del contrato del Campo marginal Pindo es de aproximadamente de 64 km 2. 1.1.4. UBICACIÓN GEOGRÁFICA DEL CAMPO PINDO El campo Pindo se localiza en la provincia de Orellana, a 150 km. en línea recta al sur de la población de Lago Agrio y a 10 km. al oeste de la estación central del Campo Auca (Ver Figura 1.2).Tiene una área aproximada de 6800 hectáreas, la población más cercana a las instalaciones del Campamento base es la parroquia Dayuma. Se encuentra delimitado por 4 vértices cuyas coordenadas geográficas se encuentran a continuación en la Tabla 1.2 3 FIGURA 1.1: UBICACIÓN GEOGRÁFICA BLOQUE PALANDA-YUCA SUR FUENTE: Departamento de Exploración y Desarrollo del Consorcio PetrosudPetroriva y del Consorcio Petrolero Palanda Yuca Sur. 1.2. ESTRUCTURA DE LOS CAMPOS PINDO, PALANDA Y YUCA SUR La estructura del campo Pindo es un pliegue anticlinal asimétrico, con una longitud de 7 km con dirección en el sentido del eje, con rumbo principalmente NS; con respecto al ancho es de unos 2.5 km, quedando definido por fallas en los flancos (Ver Figura 1.3) TABLA 1.2: COORDENADAS DEL CAMPO PINDO COORDENADAS DEL CAMPO PINDO VERTICE LATITUD SUR LONGITUD OESTE P-PIN-1 00o38’33,3450” 76o49’19,2468” P-PIN-2 00o38’33,4361” 76o45’00,5491” P-PIN-3 00o43’10,1507” 76o45’00,6489” P-PIN-4 00o43’10,0485” 76o49’19,3507” FUENTE: Departamento de Exploración y Desarrollo del Consorcio PetrosudPetroriva y del Consorcio Petrolero Palanda Yuca Sur. 4 FIGURA 1.2: UBICACIÓN GEOGRÁFICA BLOQUE PALANDA-YUCA SUR FUENTE: Departamento de Exploración y Desarrollo del Consorcio PetrosudPetroriva y del Consorcio Petrolero Palanda Yuca Sur. En la estructura de Palanda – Yuca Sur se diferencian dos anomalías mayores, Yuca y Palanda, que podrían configurar culminaciones de un mismo eje estructural. Otra posibilidad es la intervención de componentes oblicuas que aumentarían la posibilidad de enlace y se confirmaría en el hundimiento norte de Palanda (Ver Figura 1.4). La estructura de Yuca Sur se encuentra ubicada en el hundimiento Sur del anticlinal asimétrico, con dimensiones considerables de rumbo N-S y conocido como anticlinal Yuca. Una falla inversa, longitudinal, afecta el hundimiento Sur en el flanco oriental del anticlinal que sería la prolongación sur de la que afecta al anticlinal Yuca. En la estructura Palanda el anticlinal es asimétrico, de rumbo NE-SO; estaría desligado de Yuca Sur por una falla oblicua. Dicha falla no causa la desvinculación en el entrampamiento de petróleo. En dirección sur el anticlinal sur retomaría rumbo N – S en el eje, existiendo un hundimiento sur del anticlinal Palanda en dirección del bloque Pindo. En la posición del pozo Primavera 01, 5 perforado en el flanco oriental en la latitud de la culminación de Yuca, no resulta claramente comprendida la condición de trampa. FIGURA 1.3: MAPA ESTRUCTURAL DEL CAMPO PINDO AL RESERVORIO ARENISCA “U” INFERIOR FUENTE: Departamento de Exploración y Desarrollo del Consorcio PetrosudPetroriva y del Consorcio Petrolero Palanda Yuca Sur. 6 FIGURA 1.4: MAPA ESTRUCTURAL DEL BLOQUE PALANDA - YUCA SUR AL RESERVORIO ARENISCA “T” INFERIOR FUENTE: Departamento de Exploración y Desarrollo del Consorcio PetrosudPetroriva y del Consorcio Petrolero Palanda Yuca Sur. 1.3. ESTRATIGRAFÍA DE LOS CAMPOS PINDO, PALANDA Y YUCA SUR Los campos marginales Pindo, Palanda y Yuca Sur están ubicados en la cuenca sedimentaria que se enmarca en el lineamiento de las cuencas subandinas de la 7 cadena montañosa oriental de los Andes, que a la vez corresponden a cuencas sedimentarias del tipo tras-arco que recientemente han sido formadas y estructuradas. En la columna estratigráfica (Ver Figura 1.5) se encuentran las principales formaciones petrolíferas existentes en la cuenca Oriente Ecuatoriana, en las que consecuentemente se encuentran los campos Pindo, Palanda y Yuca Sur. Con referencia a las diferentes formaciones se tiene que: Se alcanzó la formación Chapiza en los pozos Primavera 01, Yuca Sur 01 y Palanda 01; y está compuesta de limonitas y rocas felsíticas. La formación Hollín (Cretácico Inferior: Albiense, Aptiano) está formada por una serie de areniscas cuarcíticas de tamaño variable que van desde finas a gruesas, blanca, porosa, pobremente estratificada. En los pozos Yuca Sur 01 y Palanda 01 la formación tiene un espesor de 367 a 375 pies, mientras que en otros pozos fue atravesada parcialmente. La formación Napo (Cretácico: Albiano Inferior a Senoniano) se encuentra sobre la formación Hollín, está formada por lutitas ricas en materia orgánica, calizas bioclásticas y areniscas que han sido depositadas en ambientes fluviales, márgenes marinos y plataformas marino someras durante el cretácico superior (White et al., 1995, 2000). Sin duda es la formación la más importante desde el punto de vista hidrocarburífero para el Ecuador y, a la vez esta formación presenta espesores que varían desde 1224 a 1228 pies en los campos Pindo, Palanda y Yuca Sur. La formación Tena (Cretácico Superior Maestrichtiense) está formada predominantemente de arcillas, con un número significativo de intercalaciones de areniscas y escasos conglomerados; margas y calizas atenaceas aparecen en menor cantidad. Esta formación resulta de menor importancia petrolera, poca información y por lo tanto muy insegura en las correlaciones. El espesor de esta formación es alrededor de 600 pies. La formación Tiyuyacu (Paleoceno Superior-Eoceno) es una serie de capas rojas, comprendiendo conglomerados basales gruesos al que sobreyacen areniscas con 8 intercalaciones de lutitas rojas verdosas y grises; cuyo espesor varía de menos 500 pies a más de 1000 pies. La formación Chalcana comprende una secuencia de capas rojas de una variedad de arcillas rojizas abigarradas con yeso y parece cubrir transversalmente la formación Tiyuyacu. La Orteguaza es el equivalente a aguas profundas de la parte inferior de la formación Chalcana (Bristol y Hoffsteter, 1977). FIGURA 1.5: COLUMNA LITOLÓGICA DE LOS CAMPOS PINDO, PALANDA Y YUCA SUR ELABORADO POR: Ing. Cristina Correa (Consorcio Petrosud- Petroriva) 9 1.4. DESCRIPCIÓN DE RESERVAS Las reservas son los volúmenes de petróleo crudo, condensado, gas natural y líquidos del gas natural que se pueden recuperar comercialmente de acumulaciones conocidas, desde una fecha determinada en adelante. Una vez mencionado esto, se muestra a continuación en la Tabla: 1.3 el estado actual de las reservas de los campos Pindo, Palanda y Yuca Sur. Sin embargo para comprender mejor la mencionada tabla es importante recordar brevemente las clases de reservas que existen. 1.4.1. RESERVAS PROBADAS Las reservas probadas son las cantidades de hidrocarburos estimados por análisis de datos de geología e ingeniería con razonable certeza, que serán recuperables comercialmente de yacimientos conocidos, a partir de una fecha determinada en adelante, bajo las actuales condiciones económicas, operacionales y regulaciones gubernamentales. Si se emplea el método probabilístico, debe existir al menos un 90 % de probabilidad de que las cantidades a ser recuperadas serán iguales o superiores al estimado. 1.4.2. RESERVAS PROBABLES Las reservas probables son los volúmenes de hidrocarburos por análisis de datos de geología e ingeniería con una certeza menor a las reservas probadas, asociados a reservorios conocidos; recuperables de una manera comercialmente rentable, considerando las condiciones económicas, operacionales y regulaciones gubernamentales actuales; al utilizar métodos probabilísticos, debe existir al menos una probabilidad de 50 % de que la cantidad a ser recuperada será igual o superior a la suma de las reservas probadas más las probables. 1.4.3. RESERVAS REMANENTES Volumen de hidrocarburos que puede ser recuperado del yacimiento, cuantificado posterior a una fecha determinada. 10 TABLA 1.3: RESERVAS DE LAS ARENAS PRODUCTORAS DE LOS CAMPOS PINDO, PALANDA Y YUCA SUR AL 31 DE DICIEMBRE DE 2012 CAMPO Pindo Palanda Yuca Sur ARENA POES (bls) FR Inicial (%) RESERVAS PRODUCCIÓN PROBADAS ACUMULADA (bls) (bls) RESERVAS FR Actual (%) REMANENTES (bls) Basal Tena 15771652 0,27 4258346 4251744 0,27 6602 “U” Superior 4894538 0,05 244726 109073 0,02 135653 “U” Inferior 38198742 0,35 13369559 12904049 0,34 465510 “T” Inferior 12707675 0,29 3685225 2985662 0,23 699563 Hollín Superior 15686410 0,15 2352961 784885 0,05 1568076 Hollín Inferior 21351873 0,22 4697412 3001460 0,14 1695952 “U” Inferior 8054253 0,19 1518818 1509979 0,19 8839 “T” Inferior 12747475 0,32 4119565 3787670 0,30 331895 Hollín Superior 4289183 0,14 603316 519967 0,12 83349 “U” Inferior 21099078 0,19 4057173 3549103 0,17 508070 “T” Inferior 24324014 0,35 8512701 7293279 0,30 1219422 Hollín Superior 9566103 0,18 1701508 1388602 0,15 312906 FUENTE: Archivos de la ARCH. 1.5. PROPIEDADES PETROFÍSICAS En este apartado mostraremos las características petrofísicas de la roca reservorio en los diferentes yacimientos de los Campos Pindo, Palanda y Yuca Sur. 1.5.1. POROSIDAD La porosidad se define como la relación entre el volumen poroso y el volumen total de la roca (la propiedad inversa a la porosidad es la compacidad). Matemáticamente la porosidad en fracción se expresa con la ecuación 1.1. (1.1) En la mayoría de casos la porosidad esta expresada en porcentaje, por lo que para este caso se debe multiplicar por 100 el resultado de la ecuación 1.1. De acuerdo a la interconexión del volumen poroso, la porosidad se define en porosidades absoluta, efectiva y residual. 11 En la Tabla 1.4 mostramos las porosidades promedio de las arenas productoras de los Campos Pindo, Palanda y Yuca Sur. TABLA 1.4: POROSIDADES PROMEDIO DE LAS ARENAS PRODUCTORAS DE LOS CAMPOS PINDO, PALANDA Y YUCA SUR POROSIDAD (fracción) Basal Tena 0,18 “U” Superior 0,14 “U” Inferior 0,17 Pindo “T” Inferior 0,15 Hollín Superior 0,16 Hollín Inferior 0,17 “U” Inferior 0,17 Palanda “T” Inferior 0,17 Hollín Superior 0,15 “U” Inferior 0,17 Yuca Sur “T” Inferior 0,16 Hollín Superior 0,15 FUENTE: Departamento de Exploración y Desarrollo del Consorcio PetrosudPetroriva y del Consorcio Petrolero Palanda Yuca Sur. CAMPO ARENA 1.5.2. SATURACIÓN Es la relación que expresa la cantidad de fluido que satura el medio poroso. Conocida dicha cantidad y la extensión del volumen poroso se puede volumétricamente determinar cuánto fluido existe en una roca. Además al sumar todas las saturaciones de los fluidos existentes en roca el resultado debe ser 1. En la Tabla: 1.5 mostramos las saturaciones de agua promedio de las arenas productoras de los Campos Pindo, Palanda y Yuca Sur. 12 TABLA 1.5: VALORES DE SATURACIÓN DE AGUA DE LOS CAMPOS PINDO, PALANDA Y YUCA SUR. Swi (fracción) Basal Tena 0,21 “U” Superior 0,31 “U” Inferior 0,18 Pindo “T” Inferior 0,35 Hollín Superior 0,14 Hollín Inferior 0,28 “U” Inferior 0,25 Palanda “T” Inferior 0,32 Hollín Superior 0,28 “U” Inferior 0,24 Yuca Sur “T” Inferior 0,31 Hollín Superior 0,28 FUENTE: Departamento de Exploración y Desarrollo del Consorcio PetrosudPetroriva y del Consorcio Petrolero Palanda Yuca Sur. CAMPO ARENA 1.5.3. PERMEABILIDAD La permeabilidad es la capacidad que tiene el medio poroso para permitir el flujo de fluidos. Para flujo lineal la ley de Darcy dice que la velocidad de un fluido homogéneo en un medio poroso es proporcional a la fuerza de empuje (gradiente de presión) e inversamente proporcional a la viscosidad. Si la roca posee más de un fase (petróleo, agua y gas) en su medio poroso, su capacidad para permitir el flujo de cada una de las mismas a través de dicho medio poroso se define como permeabilidad efectiva. La permeabilidad efectiva de una fase determinada es menor a la permeabilidad absoluta; y se encuentra en función de la saturación de la misma. Los valores de permeabilidad de la tabla han sido obtenidos de las pruebas de presión realizadas a lo largo de la historia de los campos, puesto que hay escasa información de núcleos. 13 TABLA 1.6: VALORES DE PERMEABILIDAD PROMEDIO DE LAS ARENAS PRODUCTORAS DE LOS CAMPOS PINDO, PALANDA Y YUCA SUR. CAMPO ARENA PERMEABILIDAD K (Md) Basal Tena 1755,0 “U” Superior 43,7 “U” Inferior 332,1 Pindo “T” Inferior 95,8 Hollín Superior 125,3 Hollín Inferior 405,3 “U” Inferior 152,3 Palanda “T” Inferior 342,5 Hollín Superior 300,0 “U” Inferior 578,6 Yuca Sur “T” Inferior 207,9 Hollín Superior 433,6 FUENTE: Departamento de Exploración y Desarrollo del Consorcio PetrosudPetroriva y del Consorcio Petrolero Palanda Yuca Sur. 1.6. CARACTERIZACIÓN DE FLUIDOS A continuación se presenta una breve descripción de las características del petróleo, para de allí mostrar una tabla donde se encuentran los valores promedios de las mencionadas características en los yacimientos de los Campos Pindo, Palanda y Yuca Sur: 1.6.1. GRADO API Es una medida de la densidad del petróleo, está estrechamente relacionada con la calidad del crudo y su valoración en el mercado. El API se relaciona con la gravedad específica del petróleo a través de la ecuación 1.2. (1.2) Donde: GE=Gravedad específica del petróleo. API=Densidad del petróleo en grados API. 14 1.6.2. PRESIÓN DE BURBUJA Se denota como Pb. Es la presión a la cual la primera burbuja de gas comienza a liberarse del petróleo. También es llamada presión de saturación. Cada yacimiento tiene su presión de burbuja particular. 1.6.3. GOR El término GOR es la abreviatura en ingles de razón gas-petróleo, esto es la razón entre la cantidad de pies cúbicos de gas y de barriles de petróleo producidos a condiciones normales. Su unidad es PCS/BF. 1.6.4. FACTOR VOLUMÉTRICO Se denota por Bo. Se define como el volumen de petróleo (más su gas en solución) en el yacimiento, requerido para producir un barril de petróleo medido a condiciones de superficie. Por ejemplo, Bo= 1.5 bl/BF significa que para tener un barril de petróleo en superficie (Barril Fiscal, BF) se requiere 1.5 barriles de petróleo en el yacimiento. Lógicamente, el valor de Bo será mayor de la unidad debido al gas que entra en solución. De otro modo, al pasar el petróleo de yacimiento a superficie sufre disminución en presión y temperatura y ocurre liberación de gas presente en el líquido (petróleo). Este proceso conduce a una merma del volumen de petróleo del yacimiento al pasar a superficie. 1.6.5. VISCOSIDAD Se denota como µo. Se define como la medida de la resistencia del petróleo al flujo. Es usualmente medida en centipoises, cp, (g cm -1 s-1). La resistencia al flujo es causada por fricción interna generada cuando las moléculas del fluido tratan de desplazarse unas sobre otras. Los principales factores de interés en Ingeniería de Petróleos que afectan μ o son: La composición del petróleo, la temperatura, el gas disuelto y la presión. La viscosidad aumenta cuando disminuye el API y también aumenta con un decremento en la temperatura. El efecto del gas disuelto es alivianar el petróleo y 15 por tanto disminuir su viscosidad. Mientras exista un incremento en la presión sobre un petróleo subsaturado, su viscosidad se incrementará. En la Tabla 1.7 se muestran los distintos valores de las características de los crudos producidos en los Campos Pindo, Palanda y Yuca Sur, estos fueron obtenidos de correlaciones con pozos aledaños de otros campos y algunos análisis existentes. TABLA 1.7: CARACTERÍSTICAS DE LOS FLUIDOS PRODUCIDOS βoi Pr Pb T µo GOR API (bls/BF) (cp) (PCS/BF) (psi) (psi) (F) Basal Tena 3578 590 195 18 1.12 7.1 116 “U” Superior 3735 680 190 12.2 1.16 4.8 179 “U” Inferior 4040 710 200 16.5 1.112 8.3 85 “T” Inferior 4200 675 205 23.6 1.298 3.61 220 Pindo Hollín 4391 290 220 23 1.152 4.42 12 Superior Hollín 4504 290 215 22 1.105 5.12 9 Inferior “U” Inferior 3190 710 200 18.4 1.112 8.1 190 “T” Inferior 3691 190 238 28 1.1 3.92 860 Palanda Hollín 3985 290 220 23 1.152 3.7 150 Superior “U” Inferior 3341 810 190 18 1.082 14 86 “T” Inferior 3840 168 235 28 1.2 2.78 168 Yuca Sur Hollín 4034 160 193 27 1.07 4.2 50 Superior FUENTE: Departamento de Exploración y Desarrollo del Consorcio PetrosudPetroriva y del Consorcio Petrolero Palanda Yuca Sur. CAMPO ARENA 1.7. PRODUCCIÓN DE LOS CAMPOS PINDO, PALANDA Y YUCA SUR En la Figura 1.6 se puede ver la evolución de la producción diaria de petróleo del campo Pindo durante toda su historia. Allí se observa que la producción es apenas existente en 1991, pues solo se perforo un pozo en ese año. La producción llega a un primer máximo en el año 1994, esto se debe a la estabilización de producción de los 6 pozos perforados hasta mediados de1993 por parte de PETROAMAZONAS. La menor producción 16 se registra en 1999, año en el que el campo es entregado al Consorcio PetrosudPetroriva, así pues la producción obtiene un pico en 2001 gracias a la perforación de 5 nuevos pozos ese año por parte del consorcio. Debido a la baja de producción de 2006, ese mismo año se perfora 2 pozos más recuperando la producción que obtendrá su máximo nivel gracias a la perforación de 2 pozos direccionales en 2008. Finalmente en 2011 para evitar la última caída de producción se perforó 2 pozos direccionales más obteniendo la última alza hasta final del 2012. FIGURA 1.6: HISTORIAL DE PRODUCCIÓN DE PETRÓLEO DEL CAMPO PINDO 7000 Tasa de Petróelo (BPD) 6000 5000 4000 3000 2000 1000 0 Años FUENTE: Departamento de Exploración y Desarrollo del Consorcio PetrosudPetroriva y del Consorcio Petrolero Palanda Yuca Sur. 17 En la Figura 1.7 se observa la evolución del corte de agua que ha ido subiendo como es natural en el tiempo y ha sido disminuida por medio de reacondicionamientos exitosos y perforación de pozos. En la Figura 1.8 observamos el historial de producción del campo Palanda. En la mencionada figura se observa cambios bruscos en la producción, esto se debe a que es un campo pequeño, con pocos pozos, lo que indica que el cierre de una arena basta para cambiar bruscamente el perfil de producción. FIGURA 1.7: HISTORIAL DEL CORTE DE AGUA DEL CAMPO PINDO 80 70 Corte de Agua (%) 60 50 40 30 20 10 2012 2011 2010 2009 2008 2007 2006 2005 2004 2003 2002 2001 2000 1999 1998 1997 1996 1995 1994 1993 1992 1991 0 Años FUENTE: Departamento de Exploración y Desarrollo del Consorcio PetrosudPetroriva y del Consorcio Petrolero Palanda Yuca Sur. Así pues el primer pico de producción y el más alto es en el año 1993, en el cual se terminaron los 5 pozos perforados por PETROPRODUCCIÓN. Mediante reacondicionamientos se ha aumentado la producción hasta el nuevo pico en 2004, año en el que se estabilizó la producción de 2 pozos nuevos perforados por 18 el Consorcio Palanda - Yuca Sur. De allí en adelante existe una declinación importante de producción que ha logrado ser revertida mediante reacondicionamientos y punzonamientos exitosos los 2 últimos años. FIGURA 1.8: HISTORIAL DE PRODUCCIÓN DE PETRÓLEO DEL CAMPO PALANDA 1600 1400 Tasa de Petróelo (BPD) 1200 1000 800 600 400 200 2012 2011 2010 2009 2008 2007 2006 2005 2004 2003 2002 2001 2000 1999 1998 1997 1996 1995 1994 1993 1992 1991 0 Años FUENTE: Departamento de Exploración y Desarrollo del Consorcio PetrosudPetroriva y del Consorcio Petrolero Palanda Yuca Sur. En la evolución del corte de agua (Figura 1.9) vale mencionar que 2 pozos fueron convertidos a inyectores después del año 2001 en el cual se muestra el pico, pues sólo producían agua. En la Figura 1.10 se observa la evolución de la producción de petróleo del campo Yuca Sur desde su inicio de operaciones 19 FIGURA 1.9: HISTORIAL DEL CORTE DE AGUA DEL CAMPO PALANDA 100 90 80 Corte de Agua (%) 70 60 50 40 30 20 10 0 Años FUENTE: Departamento de Exploración y Desarrollo del Consorcio PetrosudPetroriva y del Consorcio Petrolero Palanda Yuca Sur. Entre 1981 y 1992 sólo existió un pozo produciendo en el campo Yuca Sur, por lo que el primer pico en 1988 corresponde a un reacondicionamiento exitoso. En 1992 se perfora el segundo pozo en el campo con lo que se logra cierto aumento de producción. Así pues ya bajo el mando del Consorcio Petrolero Palanda - Yuca Sur, entre 2001 y 2003 se perforan 6 pozos en el campo, llegando al máximo punto de producción del campo hasta la fecha. La producción ha descendido desde allí salvo en 2006 donde aumentó ligeramente por la perforación de otro pozo, finalmente el declive ha continuado ya que no se ha perforado de nuevo. 20 FIGURA 1.10: HISTORIAL DE PRODUCCIÓN DE PETRÓLEO DEL CAMPO YUCA SUR 3500 Tasa de Petróelo (BPD) 3000 2500 2000 1500 1000 500 1981 1982 1983 1984 1985 1986 1987 1988 1989 1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 0 Años FUENTE: Departamento de Exploración y Desarrollo del Consorcio PetrosudPetroriva y del Consorcio Petrolero Palanda Yuca Sur. En la evolución del corte de agua que muestra la Figura 1.11 cabe resaltar el pico de 1991, que fue una de las razones para la perforación de un segundo pozo en el campo. Y finalmente el pico de 2000, razón importante para recurrirá una campaña de perforación entre 2001 y 2003. En la actualidad existe un corte de agua relativamente alto. 21 FIGURA 1.11: HISTORIAL DEL CORTE DE AGUA DEL CAMPO YUCA SUR 90 80 Corte de Agua (%) 70 60 50 40 30 20 10 1981 1982 1983 1984 1985 1986 1987 1988 1989 1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 0 Años FUENTE: Departamento de Exploración y Desarrollo del Consorcio PetrosudPetroriva y del Consorcio Petrolero Palanda Yuca Sur. En el Anexo 1 se encuentra los valores respectivos a las figuras desde la 1.6 hasta la 1.11 22 CAPÍTULO 2 DESCRIPCIÓN TÉCNICA E INSTALACIÓN DE LOS SISTEMAS DE CAÑONEO Y MECANISMOS DE DAÑOS DE FORMACIÓN POR CAÑONEO 2.1. ANTECEDENTES La culminación de los trabajos de un pozo para finalmente obtener producción es la operación de punzonamiento, también conocido como cañoneo. Esto consiste en atravesar la tubería de revestimiento y el cemento que la rodea con ayuda de cargas explosivas, para así comunicar los fluidos que se encuentran en el yacimiento con el interior del pozo por medio de los orificios que dejan las mencionadas cargas. Es imprescindible realizar un buen diseño de las técnicas de cañoneo, pues su ejecución tiene relación directa con la producción del pozo. El lograr disparos limpios y penetración profunda da como resultado un buen flujo del yacimiento al pozo y si a esto le sumamos que si la profundidad donde se realizó los disparos es la adecuada, se tiene un pozo productor rentable. El grado de la tubería de revestimiento, el diámetro de esta, el tipo de formación, la humedad y la temperatura son algunos factores que pueden afectar el resultado de los disparos. Tanto la productividad como la inyectividad del pozo dependen fundamentalmente de la caída de presión en las cercanías del hueco, la cual habitualmente se calcula a través del factor de daño. Este último depende del tipo de completación, del daño de la formación y de los parámetros de los disparos. En el pasado, los disparos a menudo consistían simplemente en orificios realizados en el acero del revestidor con cortadores mecánicos (antes de 1932), mediante el disparo de balas (a partir de 1932), por bombeo de abrasivos (desde 23 1958) o, más comúnmente, detonando explosivos con cargas huecas especiales fabricadas específicamente para los campos petroleros (a partir de 1948). Los métodos de transporte de las pistolas también se han mantenido actualizados a la par de la tecnología y las técnicas de disparo. A fines de la década de los 70 y principios de la del 80, las estrategias de disparo se limitaban a la utilización de pistolas más pequeñas que se bajaban a través de la tubería de producción o cañones más grandes que se bajaban a través del revestidor, transportados principalmente con cable de acero. Las cargas de cada tipo y tamaño de cañón se diseñaban con el fin de lograr el tamaño máximo del orificio, o bien una penetración profunda. A mediados de los años ochenta, se ampliaron las opciones de transporte de los cañones. A partir de entonces, los cañones bajados junto con la tubería de producción (TCP, por sus siglas en inglés) ya no están limitados a un sector reducido del mercado y se han convertido en un elemento esencial de muchas completaciones de pozos y en una importante herramienta para efectuar disparos. 2.2. TIPO DE CAÑONES O PISTOLAS Un sistema de disparo consiste de una colección de cargas explosivas, cordón detonante, estopín y portacargas. Esta es una cadena explosiva que contiene una serie de componentes de tamaño y sensitividad diferente y puede ser bajado con cable y/o con tubería. En la figura 2.1 se muestran los componentes de un cañón. Los componentes explosivos son montados en un portacargas el cuál puede ser un tubo, una lámina ó un alambre. Los portacargas se clasifican en : a. Recuperables (cargas no expuestas) b. Semidesechables (cargas expuestas) c. Desechables (cargas expuestas) 24 FIGURA 2.1: DISPOSITIVOS DE UN CAÑON FUENTE: Halliburton ELABORADO POR: Halliburton Recuperables: En los sistemas recuperables (cargas no expuestas), los residuos de los explosivos y lámina portadora son recuperados y prácticamente no queda basura en el pozo. En este sistema no están expuestos los explosivos a la presión y ambiente del pozo, lo cual lo hace más adecuado para ambientes hostiles. Esta última característica hace que sea la opción más usada en la industria petrolera ecuatoriana y por tanto la usada en los pozos a analizarse. Desechables: En las pistolas desechables, los residuos de las cargas, cordón, estopín y el sistema portador (Lámina, alambre, uniones de cargas) se quedan dentro del pozo dejando una considerable cantidad de basura. Una ventaja es que al no estar contenidas las cargas dentro de un tubo, pueden ser de mayor tamaño con lo que se obtiene una mayor penetración. La principal desventaja es que los 25 componentes explosivos están expuestos a la presión y fluido del pozo, por lo que, normalmente, este sistema está limitado por estas condiciones. Semidesechable: Este sistema es similar al desechable con la ventaja de que la cantidad de residuos dejados en el pozo es menor, ya que se recupera el portacargas. 2.3. CARGAS JET Es el tipo de carga ampliamente usado en la industria petrolera actualmente. Son dispositivos pre-formados que contienen el explosivo y material necesario para generar un chorro que atraviesa la tubería de revestimiento y la formación. Los cañoneos poseen dos tipos de carga: expuesta y no expuesta. La carga expuesta es cuando sus cargas no tienen ningún recubrimiento y están en contacto directo con el fluido de perforación del pozo y la carga no expuesta como su nombre lo indica posee una protección de acero, es decir se encuentra recubierta por un tubo de acero. 2.3.1. ELEMENTOS DE UNA CARGA Los elementos de la carga configurada son: Casco, liner, primer, explosivo principal y cordón detonante, como podemos observar en la figura 2.2. 2.3.1.1. Casco Fabricado de distintos materiales como acero, zinc, aluminio, cerámica o vidrio; su función es mantener la fuerza generada por la detonación el tiempo necesario para que se forme el Jet. 2.3.1.2. Liner Puede ser cónico o parabólico, dependiendo a la clase de carga que pertenezca, se ubica en el centro de la carga. El colapso de este elemento por la energía producto de la detonación de la carga principal es trascendental para la formación adecuada del Jet. 26 FIGURA 2.2: DISPOSITIVOS DE UNA CARGA FUENTE: Schlumberger ELABORADO POR: Schlumberger El liner es una combinación de polvos metálicos pulverizados como cobre, tungsteno, estaño, zinc y plomo, que aportan al Jet una densidad adecuada y un gradiente de velocidad uniforme, para lograr una penetración profunda sin taponamiento. 2.3.1.3. Primer También denominado primer charge, es un explosivo de alta sensibilidad y pureza; cuya función es accionar la carga en la detonación. 2.3.1.4. Explosivo principal Este elemento libera su energía a altas velocidades, para producir la detonación y determina a su vez la mayor o menor penetración; estas características lo tornan en el elemento primordial en la carga. 27 2.3.1.5. Cordón detonante Es un cable eléctrico, cuya función es accionar en secuencia todas las cargas del cañón o cañones, dependiendo la operación realizada. 2.3.2. EXPLOSIVOS Las cargas para perforar la tubería dependen de los explosivos para generar la energía necesaria y tener una penetración efectiva de la tubería de revestimiento, cemento y formación. Por esto, el desempeño de la carga está relacionado directamente con el desempeño del explosivo. Debido a su enorme relación Energía – Peso se prefiere los explosivos sobre otra fuente de energía. Los explosivos actúan rápidamente, son confiables y pueden ser almacenados por largos periodos de tiempo. Además, se manejan con seguridad tomando las precauciones debidas. 2.3.2.1. Tipos de Explosivos Los explosivos de acuerdo a su velocidad de reacción pueden clasificarse en ALTOS y BAJOS. TABLA 2.1: TIPOS Y CARACTERÍSTICAS DE LOS EXPLOSIVOS USADOS EN CAÑONEO Explosivos Bajos Explosivos Altos Velocidad de Reacción entre Velocidad de Reacción Mayor a 330 y 1500 m/s. Sensibles 1500 m/s. Iniciados por al calor, iniciados por flama o Calor o percusión. Características chispa. FUENTE: PEMEX ELABORADO POR: José Zhunio Los explosivos altos que se usan más comúnmente en la perforación de tuberías son: - Azida de plomo - Tacot - PYX (Picrilaminodinitropiridina, Bis - picrylamino - 3,5 dinitropyridine). - RDX (Royal Demolition Explosivo, Ciclotrimetileno Trinitramina, ciclonita, hexógeno, o T4). 28 - HNS (Hexanitrostilbeno). - HMX (High Melting Explosivo, octógeno o Ciclotetrametileno Tetranitramina). La Azida de plomo y el Tacot se usan en los estopines eléctricos. El RDX, HMX, HNS, HTX y PYX se usan en los cordones detonantes, fulminantes y cargas. Estos últimos son los comúnmente usados en la industria petrolera del país. Los explosivos bajos son compuestos sensibles, que pueden deflagrarse sin detonar; la deflagración ocurre por una reacción a un estímulo subsónico provocando una combustión súbita con llama a baja velocidad de propagación sin explosión, no se los emplea frecuentemente en aplicaciones de cañoneo Tipo Jet. 2.3.2.2. Características de los Explosivos 2.3.2.2.1. Sensitividad La sensitividad es una medida de la energía mínima, presión o potencia requerida para iniciar un explosivo y nos refleja la facilidad con la que puede iniciarse. La sensitividad al impacto es la altura mínima de la cuál puede dejarse caer un peso sobre el explosivo para que detone, mientras que la sensitividad a la chispa es la cantidad de energía que debe tener una chispa para detonar un explosivo. 2.3.2.2.2. Estabilidad La estabilidad se refiere a la habilidad de un explosivo para perdurar por largos períodos de tiempo o para soportar altas temperaturas sin descomponerse. Los explosivos usados en los disparos deben tener una alta estabilidad para que puedan ser almacenados por un tiempo razonable y que puedan operar efectivamente después de exponerse a las temperaturas del pozo. La Figura 2.3 nos muestra la estabilidad de algunos explosivos en función de la temperatura y el tiempo 29 FIGURA 2.3: ESTABILIDAD DE LOS EXPLOSIVOS FUENTE: Schlumberger ELABORADO POR: Schlumberger 2.3.3. DETONADORES Son dispositivos utilizados, para iniciar la detonación de la carga dentro del cañón. Los empleados actualmente en sistemas de cañoneo, son de dos tipos: eléctricos y de percusión. 2.3.3.1. Detonadores Eléctricos Este tipo de detonadores se activan mediante una corriente eléctrica, se los denomina dispositivos electro-explosivos; los más simples son los detonadores no 30 resistorizados, es decir no poseen resistencias dentro de sus componentes principales. Con el avance de la tecnología se logró mejoras en la seguridad como la eliminación de explosivos primarios sensibles y la creación de detonadores eléctricos con resistores de seguridad o resistorizados, cuya función es disipar el flujo de corriente de fuentes externas no deseadas. 2.3.3.2. Detonadores de Percusión Esta clase de detonadores se activan por un golpe generando una reacción rápida tanto de explosivos primarios y secundarios, se los emplea en sistemas de cañoneo TCP (Tubing Conveyed Perforating). Los detonadores de percusión no necesitan corriente eléctrica para su activación, por ende no presentan predisposición a problemas eléctricos; por otra parte la energía de percusión, para su detonación es de alrededor de 5 a 7 lb-pie. 2.3.3.3. Cordón Detonante Su función es transmitir la detonación por todo el eje del cañón, permitiendo quela onda de detonación siga en secuencia de una carga explosiva a otra. El cordón detonante está compuesto de explosivo secundario, el cual se encuentra aislado en su totalidad por una cubierta protectora. La importancia de selección del material de la cubierta es vital sobretodo en aplicaciones de cañones expuestos. La velocidad de detonación puede alterarse, fundamentalmente por el tipo de cordón detonante empleado en la operación. Los cordones detonantes elaborados para los explosivos HNS y PYX son generalmente lentos, con velocidades entre 22000 y 25000 pie/s; mientras los fabricados para explosivos RDX y HMX son más rápidos con velocidades aproximadamente entre 28000 y 30000 pie/s. 2.3.4. CARGAS CONFIGURADAS Las cargas configuradas se clasifican en cargas de alta penetración y cargas de hueco grande. 31 2.3.4.1. Cargas de Alta Penetración DP (Deep Penetration) En esta categoría de cargas, la geometría del liner es una estructura cónica y genera un jet angosto, alargado y fino; consiguiendo una penetración relativamente profunda y un diámetro de agujero pequeño. El liner se halla compuesto de diversas mezclas de metal pulverizado, el cual luego de la detonación colapsará, formando un jet que generará un canal de comunicación entre el pozo y la formación, dejando una mínima cantidad de residuos fruto del disparo, la mayoría de los mismos provendrá del casco. Cuando el casco es formado de zinc, los residuos se disgregan quedando prácticamente polvo facilitando su evacuación; por otra parte si el casco fuese de acero se generarán residuos de mayor tamaño, permaneciendo una fracción dentro del tubo o cápsula (Figura 2.4). El pico de presión de colapso en la línea central luego de la detonación, logra un valor de alrededor de 29 X 106 psi y disminuirá hasta alrededor de 2,9 X 106 psi. En un liner de cobre las velocidades en la punta del jet pueden alcanzar valores máximos de 28000 pie/s. 32 FIGURA 2.4: PROCESO DE DETONACIÓN DE UNA CARGA DE ALTA PENETRACIÓN FUENTE: Schlumberger ELABORADO POR: Schlumberger El 20% del material que compone el liner formará el jet de alta velocidad y el restante 80% tendrá movimiento lento, que generalmente no ayuda en el proceso de penetración. 2.3.4.2. Cargas de Hueco Grande, BH (Big Hole) Este tipo de cargas tienen la geometría del liner parabólica o hemisférica y son empleadas para incrementar el rendimiento de la densidad de disparos y el área total de flujo. 33 El liner de forma parabólica, provocará un jet con bajas velocidades, producto de acarrear mayor cantidad de masa, generando una perforación poco profunda. El agujero creado en la tubería de revestimiento durante el procedimiento será mayor con respecto a las cargas de alta penetración (Figura 2.5). 2.4. FACTORES QUE AFECTAN LAEFECTIVIDAD DE UN CAÑONEO El índice de productividad nos permite evaluar la potencialidad de un pozo y está representado matemáticamente por: (2.1) Donde: J= Índice de Productividad (bls/día psi) Q=Caudal de fluidos producido (bls/día) Pr= Presión de reservorio (psi) Pwf=Presión de fondo fluyente (psi) El índice de productividad de una zona puede ser difícil de determinar, por lo tanto el efecto del diseño del sistema de disparo como son la penetración, fase, densidad, diámetro del agujero, daño del lodo, etc., pueden ser evaluados usando la Relación de Productividad. 34 FIGURA 2.5: PROCESO DE DETONACIÓN DE UNA CARGA DE HUECO GRANDE. FUENTE: Schlumberger ELABORADO POR: Schlumberger (2.2) Obviamente como muestra la ecuación 2.2, entre RP sea más grande mejor resultado se habrá obtenido del cañoneo. Los principales factores que afectan la productividad del pozo son: a. Factores geométricos del disparo 35 b. Presión diferencial al momento del disparo c. Tipo de pistolas y cargas d. Daño generado por el disparo e. Daño causado por el fluido de la perforación f. Daño causado por el fluido de la completación Como se puede observar, los cuatro primeros factores que afectan la productividad pueden ser manipulados durante el diseño del disparo. Por lo tanto con el análisis de las condiciones del pozo y la selección del sistema de disparo adecuado, se obtendrá la máxima producción del pozo. 2.4.1. FACTORES GEOMÉTRICOS DEL DISPARO La geometría de los agujeros hechos por las cargas explosivas en la formación influye en la Relación de Productividad del pozo y está definida por los Factores Geométricos. Estos determinan la eficiencia del flujo en un pozo disparado y son: - Penetración - Densidad de cargas por metro - Fase angular entre perforaciones - Diámetro del agujero (del disparo) Otros factores geométricos que pueden ser importantes en casos especiales son: Penetración parcial, desviación del pozo, echados de la formación y radio de drenaje. La figura 2.6 muestra de manera simple como los factores geométricos de disparo tienen relación con la Relación de Productividad. 36 FIGURA 2.6: FACTORES GEOMÉTRICOS DEL SISTEMA DE DISPARO FUENTE: Schlumberger ELABORADO POR: Schlumberger 2.4.1.1. Efecto de la Penetración y Densidad de Disparo Como puede apreciarse en la Figura 2.7, el efecto de la penetración y la densidad de cargas es muy pronunciado en las primeras pulgadas de penetración. Arriba de 6 pulgadas la tendencia es menor pero es evidente la importancia de la penetración para mejorar la relación de productividad (RP). La densidad de cargas influye también en la relación de Productividad (RP) observando que para una densidad de 3 cargas/m es necesaria una penetración de 16 pulgadas para obtener una RP de 1.0 mientras que para una densidad de 13 cargas/m se necesitan solo 6 pulgadas. La gráfica supone un pozo sin daño, para el caso más real de un pozo con una zona de daño debido al fluido de perforación, la penetración mas allá de la zona de daño es relevante para mejorar la RP. 37 2.4.1.2. Efecto del Ángulo de Fase La fase angular entre perforaciones sucesivas es un factor importante. La Figura 2.8 muestra una reducción de un 10 - 12 % en la RP para sistemas de 0° y 90° con una misma penetración. Suponiendo que se use un sistema de 0° de fase, con una penetración de 6 pulgadas, se obtiene una RP de 0.9 de la gráfica, mientras que para un sistema de 90° se obtiene una RP de 1.02; esto representa una diferencia del 11% en la RP. FIGURA 2.7: EFECTO DE LA PENETRACIÓN Y LA DENSIDAD DE DISPARO SOBRE LA RELACIÓN DE PRODUCTIVIDAD (RP) FUENTE: Schlumberger ELABORADO POR: Schlumberger Los diferentes ángulos de fase se muestran en la Figura: 2.9. 2.4.2. EFECTO DE LA PRESIÓN DIFERENCIAL AL MOMENTO DEL DISPARO. Existen dos técnicas que pueden aplicarse durante la ejecución de los disparos: Sobre –balance Presión hidrostática > Presión de formación 38 Bajo – balance Presión hidrostática < Presión de formación FIGURA 2.8: EFECTO PRODUCTIVIDAD (RP) DE LA FASE SOBRE LA RELACIÓN DE FUENTE: Schlumberger ELABORADO POR: Schlumberger El objetivo de una terminación sobre-balanceada es fracturar la formación al momento del disparo, sin embargo si la presión no es alcanzada después del disparo y antes de que fluya el pozo, se forman tapones con los residuos de las cargas. Después de dejar fluir el pozo, es posible que aun se tenga una perforación parcialmente taponada y una zona compactada de baja permeabilidad. Cuando se tiene una terminación diferencial bajo-balanceada, los residuos de las cargas y la zona comprimida podrían ser expulsados por la acción del brote de fluido del yacimiento. 39 FIGURA 2.9: PATRONES DE DISPARO PARA ÁNGULOS DE 0O, 60O, 30O,90O, 45O, 180O. FUENTE: Schlumberger ELABORADO POR: Schlumberger 40 Disparar el pozo con una presión diferencial a favor de la formación es recomendable para obtener la limpieza de los agujeros. Sin embargo, usar presiones de bajo-balance muy altas es inadecuado ya que arriba de cierto valor no se obtiene ninguna mejora en el proceso de limpiado. Una presión diferencial muy baja puede provocar arenamiento o aporte de finos de formación que impedirán el flujo a través de la perforación, o un colapso de la tubería de revestimiento. Por lo cual para calcular la presión diferencial a establecer durante el disparo se deberán considerar los factores siguientes: - Grado de consolidación de la formación - Permeabilidad de la formación - Fluido en los poros - Presión de colapso de las tuberías y Equipo - Grado de invasión del fluido de perforación - Tipo de cemento Mientras que la magnitud de la presión diferencial de bajo-balance depende principalmente de: - La permeabilidad de la formación. - El tipo de fluido. 2.4.2.1. Determinación de la condiciones de la presión de Bajo-Balance El siguiente procedimiento es una manera fácil y efectiva de calcular una presión adecuada de bajo-balance adecuada para una operación de cañoneo. 1. Cálculo de la presión bajo-balanceada máxima (Ecuación 2.3 o Ecuación 2.4),ΔPmáx. (2.3) Donde: Δt= Tiempo de tránsito de la formación. 41 (2.4) Donde: ρb= Densidad total de la formación. 2. Cálculo de la presión bajo-balanceada mínima (Ecuación 2.5), ΔPmín. (2.5) Donde: K = Permeabilidad (md). 3. Cálculo del punto promedio de presión ΔPmed(Ecuación 2.6) (2.6) Basándose en estudios estadísticos realizados por W. T. BelI en 1984, se estableció un rango de valores de presión bajo-balanceada para la limpieza de las perforaciones en yacimientos de petróleo y gas, como se muestra en la Tabla:2.2. TABLA 2.2: RANGOS DE PRESIÓN DE BAJO BALANCE PARA ALCANZAR UNA LIMPIEZA ADECUADA DE PERFORACIONES Fluido Petróleo Gas FUENTE: Schlumberger Permeabilidad Alta K > 100 500 - 1000 psi 1000 - 2000 psi Permeabilidad Baja K < 100 1000 - 2000 psi 2000 - 5000 psi ELABORADO POR: José Zhunio En caso de que los registros indiquen una invasión somera de fluido de perforación y/o se utilizó cemento con baja pérdida de agua, la presión bajobalanceada se encontrará entre ΔPmín y el punto promedio de presión. 42 Por otra parte cuando los registros indican una invasión de fluido de perforación de media a profunda y/o se empleó cemento con media o alta pérdida de agua, la presión bajo-balanceada se encontrará entre el punto promedio de presión y Pmáx. 2.5 .TIPOS DE DAÑO 2.5.1. DAÑO GENERADO POR EL DISPARO El proceso de perforación de formaciones permeables y porosas con las cargas moldeadas crea una "película" que se opone al flujo en el agujero. El jet generado por la explosión de las cargas penetra la formación a alta velocidad, desplazando el material de formación, creando una zona compactada en las vecindades del agujero y disminuyendo la permeabilidad inicial. Dicha zona está compuesta por los granos triturados y compactados formando una capa de alrededor de 0.25 a 0.5 pg, cuyo grosor no es uniforme y disminuye mientras se acerca el final del canal de perforación (Figura 2.10) La recomendación para disminuir este tipo de daño es incrementar la penetración para sobrepasar la zona de daño. 2.5.2. DAÑO GENERADO POR EL FLUIDO DE COMPLETACIÓN El fluido de terminación es de primordial importancia para obtener óptimos resultados. Si existe algún material extraño en el fluido, puede ser empujado dentro de la perforación por el Jet ó un pequeño taponamiento sería el resultado. El jet de la carga genera gases de alta presión asociadas con la explosión, hay indicios reales de que el fluido alrededor de la carga es separado durante el disparo y cuando la burbuja de gas se contrae al enfriarse, el frente del fluido es lanzado dentro de la perforación. 43 FIGURA 2.10: DAÑO POR DISPARO CON CARGAS JET FUENTE: ESP OIL ELABORADO POR: ESP OIL Momentáneamente se crea una condición de sobre-balance con fuerzas de impacto y si el fluido no es completamente limpio, las partículas serán adheridas a las paredes del agujero y podría haber invasión de extensión limitada El daño del pozo, las perforaciones de las cargas, penetración parcial y la desviación provocan un cambio en la geometría radial del flujo que afecta la productividad del pozo. El efecto combinado de estos factores se denomina "Efecto Pelicular" y genera una caída de presión que afecta la producción del yacimiento. 44 2.5.3. DAÑO GENERADO POR EL FLUIDO DE PERFORACIÓN Existen componentes en el lodo de perforación como el carbonato de calcio que permiten aislar el yacimiento a través del efecto conocido como puenteo, o más comúnmente como costra de lodo. Este mismo efecto resulta en un daño si las mencionadas partículas no son bien removidas antes de depositar el cemento en el espacio anular. Así pues las partículas sólidas pueden ser arrastradas dentro del agujero abierto por el jet del disparo, aunque se use un fluido supuestamente limpio de terminación. 2.6. TÉCNICAS DE CAÑONEO En este apartado de manera preferente describiremos los métodos de cañoneo utilizados por las diferentes empresas en los campos Pindo, Palanda y Yuca Sur. Esto incluye técnicas relativamente nuevas de cañoneo como el PURE, DUO y el STIMGUN. 2.6.1. SISTEMA DE CAÑONEO CON CABLE O WIRELINE El sistema de disparo bajado con cable puede usarse antes de introducir la tubería de producción, o después de introducir la misma. La ventaja de efectuar el disparo previo a la introducción del aparejo es que se pueden emplear pistolas de diámetro más grande, generando un disparo más profundo. Este procedimiento se efectúa en condiciones de presión de sobre-balance, con el propósito de minimizar el soplado de los cañones hacia arriba, debido a las altas presiones existentes en el espacio anular y en superficie. Como resultado del procedimiento a condiciones de sobre-balance, las perforaciones se obstruyen por residuos, incluso si el intervalo de disparo es corto o el pozo inicia su producción; en conclusión a condiciones de sobrebalance es difícil que se realice una limpieza eficaz de las perforaciones, debido a las altas velocidades de flujo y turbulencia en el frente productor. Este sistema se ilustra en la figura 2.11. 45 FIGURA 2.11: ESQUEMA DE CAÑONEO CON WIRELINE FUENTE: BAKER HUGHES ELABORADO POR: BAKER HUGHES 2.6.1.1. Ventajas del sistema de cañoneo con cable eléctrico - Pérdida mínima de tiempo en relación a TCP en caso que ocurriese una falla. - Costo del servicio más económico al compararlo con el tiempo de taladro necesario en las operaciones con TCP. - La elección del tamaño del cañón se puede realizar de acuerdo con el diámetro de la tubería de revestimiento. - Apto para disparar en zonas de alta presión. - Duración de la operación entre 4 y 8 horas. 2.6.1.2. Desventajas del sistema de cañoneo con cable eléctrico - Al ser una técnica en la cual se dispara con presión de sobre balance, causan daños elevados. 46 - Los disparos se realizan con el pozo lleno de agua de control para prevenir un reventón, con el cañón aún dentro del pozo. - Disminución de la permeabilidad en la zona compactada debido al cañoneo efectuado en condiciones de sobre-balance. - El ángulo de inclinación máximo en el cual se puede conseguir un disparo óptimo es de 65º. 2.6.2. SISTEMA DE CAÑONEO CON TUBERÍA O TCP En el sistema de disparos bajados con tubería (conocido como TCP) el cañón se transporta en el extremo inferior de la tubería de producción con una empacadura, la cual debe ser asentada antes de iniciar la operación de cañoneo. La pistola es bajada al intervalo de interés con tubería de trabajo. A diferencia de las pistolas bajadas con cable, en este sistema sólo se utilizan portacargas entubados. El objetivo fundamental del sistema TCP es lograr orificios limpios, profundos y simétricos, ya que se puede utilizar cañones de mayor diámetro, cargas de alta penetración, alta densidad de disparo, sin límites de longitud en los intervalos a cañonear en un mismo viaje, todo esto combinado con un diferencial óptimo a favor de la formación. La mayor seguridad del pozo, cuando se emplea este método de cañoneo, se debe que cuando se baja el cañón adaptado a la tubería también se usa el equipo de control de presiones en el cabezal del pozo. Este equipo está instalado todo el tiempo para lograr máxima seguridad (Figura 2.12). 2.6.2.1. Ventajas del sistema de cañoneo TCP - Como se realiza a condiciones bajo-balance, se pone a producir inmediatamente el pozo, logrando así que se limpie las perforaciones con el aporte del yacimiento obteniendo un daño menor. - Permite disparar mayor cantidad de intervalos y de mayor longitud en una sola corrida. 47 FIGURA 2.12: ESQUEMA DE CAÑONEO CON TUBERÍA FUENTE: PETROPRODUCCIÓN ELABORADO POR: PETROPRODUCCIÓN - Se puede emplear en pozos con un alto grado de desviación y en pozos horizontales. - En formaciones sensibles a los fluidos de completación se puede disparar y evaluar simultáneamente. - Existe mayor seguridad en caso de presencia de ácido sulfhídirco H2S. 2.6.2.2 .Desventajas del sistema de cañoneo TCP - Sus costos son sumamente elevados en relación al cañoneo wireline. - El proceso presenta demora. 48 2.6.3. SISTEMA DE CAÑONEO PURE (PERFORATING FOR ULTIMATE RESERVOIR EXPLOITATION) Analizando las presiones transitorias de operaciones de disparos mediante pruebas de laboratorio se descubrió que el bajo-balance estático solo no garantiza la obtención de disparos limpios. Los resultados indicaron que lo que realmente rige la limpieza de los disparos son las fluctuaciones producidas en la presión del pozo inmediatamente después de la detonación de las cargas huecas antes ignoradas y no la diferencia de presión inicial como se pensaba anteriormente. El proceso de operaciones de disparos para la explotación total del yacimiento PURE (Perforating for Ultimate Reservoir Exploitation) es una nueva técnica aplicable a portacargas, o cañones, operados con cable o con línea de acero, y a sistemas de cañones bajados con tubería flexible o con la tubería de producción TCP, y sea en terminaciones de pozos verticales o muy inclinados, incluyendo los pozos horizontales. El proceso PURE utiliza operaciones de disparos diseñadas a la medida de las necesidades, cargas huecas especiales y configuraciones de cañones diseñados con un fin específico, para generar un alto nivel de bajo-balance dinámico, partiendo de bajos-balances o sobre-balances de presión modestos. En la Figura: 2.13 se observa un cañón con sistema PURE, dicho sistema emplea cargas configuradas (color azul) y cargas PURE especiales (color amarillo). El propósito de las cargas PURE es crear orificios adicionales en los transportadores de las cargas convencionales o en las cámaras PURE adicionales, sin llegar a penetrar la tubería de revestimiento, de tal manera que se maximice la presión y mejore la limpieza de los disparos 49 FIGURA 2.13: FUNCIONAMIENTO DEL SISTEMA DE CAÑONEO PURE FUENTE: Schlumberger ELABORADO POR: Schlumberger Inmediatamente después de la detonación de la carga, los jets de alta velocidad crean canales en la formación. Los diseños PURE varían las condiciones del pozo y parámetros de los cañones para provocar instantáneamente un bajo-balance en el intervalo de interés disparado. La oleada inicial de la formación se encarga de limpiar los escombros residuales y el daño inducido producto de la operación. Todo este proceso sucede en menos de un segundo. Vale mencionar finalmente que la denominación de este sistema de cañoneo es propia de la empresa Schlumberger 2.6.3.1. Ventajas del sistema de cañoneo PURE - Debido a que produce una condición de bajo- balance dinámico en los primeros milisegundos, disminuye considerablemente el daño producido. 50 - Puede utilizarse con todas las técnicas de cañoneo. - El pozo puede encontrarse en bajo-balance o sobre-balance estático previo a su ejecución. 2.6.3.2. Desventajas del sistema de cañoneo PURE - La densidad de disparos puede ser afectada por el diseño del sistema PURE, debido a que varias cargas pueden ser cambiadas por cargas PURE, por lo que la cantidad de perforaciones puede disminuir. - Su costo es mayor a las técnicas que usan cargas normales. 2.6.4. SISTEMA DE CAÑONEO DUO El proceso de Optimización del Bajo Balance Dinámico (DUO) es un sistema de análisis y planificación del trabajo que ayuda al sistema yacimiento-pozo ampliando el perfil del Bajo Balance, para optimizar la eficiencia de flujo de los canales perforados (Figura 2.14). El cañoneo con bajo balance dinámico es un método para crear una condición de bajo balance temporal (fracciones de segundo) en el pozo, con el propósito de limpiar las perforaciones sin la necesidad de establecer las condiciones tradicionales de bajo balance estático. Esto se logra mediante la utilización de Cámaras DUO que no son más que cámaras vacías que están selladas herméticamente a presión atmosférica desde la superficie, el diferencial de presión del reservorio y de las cámaras vacías provoca el bajo balance dinámico en el momento de la detonación. Estas se colocan generalmente 10 pies de cañones vacios más 1 o 2 válvulas IGPV-DUO por encima y debajo de la zona de interés, para controlar la presión y velocidad de flujo del yacimiento al pozo. La válvula IGPV (Intern Gun Pressure Vent), que por su disminución en el diámetro interno, aumenta la velocidad del flujo evacuando más rápidamente los residuos del punzonamiento. Vale recalcar finalmente que el sistema de cañoneo DUO es propio de la empresa Baker Hughes 51 2.6.4.1. Ventajas del sistema de cañoneo DUO - Debido a que produce una condición de bajo- balance dinámico en los primeros milisegundos, disminuye considerablemente el daño producido. 2.6.4.2. Desventajas del sistema de cañoneo DUO - Su costo es mayor a los cañoneos normales con cable y TCP. 2.6.5. SISTEMA DE CAÑONEO CON PROPELENTE (STIMGUN) El propelente (perclorato de potasio), es un oxidante, explosivo, es un material muy estable y seguro. La camisa requiere tres condiciones para inflamarse: confinamiento, presión y temperatura; por lo que es básicamente inerte en la superficie debido a que estas tres condiciones no existen comúnmente. Existe una ligera probabilidad de iniciación si la camisa es impactada (por ejemplo, con un martillo) pero la probabilidad es mínima. Para que reaccione tiene que estar confinado más o menos a 500 psi de hidrostática. En el agujero, la camisa está confinada en la tubería de revestimiento y existe presión suficiente proveniente de la hidrostática y temperatura del agujero creada por detonación de las cargas de perforación. La camisa propelente está expuesta directamente al agujero y no es tan resistente como el mismo tubo de cañón. La camisa es similar en resistencia a la tubería de PVC. La camisa es quebradiza y cualquier impacto puede causarle fractura. El propelente es aplicable a cualquier trabajo de TCP. Es importante mencionar que la cantidad de propelente se determina por el cubrimiento, así pues en 10 pies de punzado se coloca 7 pies de propelente. Este sistema de cañoneo se ilustra en la figura 2.15. 52 FIGURA 2.14: ESQUEMA DEL SISTEMA DE CAÑONEO DUO ANTES Y DESPUÉS DEL DISPARO FUENTE: Baker Hughes ELABORADO POR: Baker Hughes Para formaciones consolidadas la cantidad de propelente es menor que para formaciones no consolidadas, por la facilidad que tiene de expandirse. La sarta que se utiliza en StimGun, es la misma que la de un cañoneo TCP, sólo que en StimGun se añade las camisas de propelente, las mismas que son colocadas en la parte exterior del cañón y sujetadas con collares retenedores. 53 El cañón es detonado en el agujero según lo acostumbrado y durante el proceso de perforación la camisa es iniciada. La camisa, que es un oxidante patentado, arde rápidamente y produce una explosión de gas a alta presión. Este gas a alta presión entra a la perforación y crea fracturas alrededor de las zonas dañadas y crea un flujo mejorado de la formación al agujero. FIGURA 2.15: CAÑON TCP CON PROPELENTE FUENTE: Halliburton ELABORADO POR: Halliburton El TCP Propelente se usa: - Para lograr una mejor conexión con el reservorio. - Para la estimulación de pozos. 54 - Para restablecer inyectividad en pozos inyectores. - Como un método de pre-fractura. - Es un método de limpieza. - En pozos horizontales y abiertos donde hay daño - No reemplaza una fractura hidráulica. - Finalmente hay que acotar que este sistema de cañoneo es propio de la empresa Halliburton. 2.6.5.1. Ventajas del sistema de cañoneo STIMGUN - Debido a su efecto en la formación se ha evidenciado que evita la realización de fracturamiento hidráulico y tratamientos ácidos en la formación después de los disparos. - Inducción del flujo de arena en pozos de crudo pesado. 2.6.5.2. Desventajas del sistema de cañoneo STIMGUN - Tiene varios requerimientos específicos como una máxima temperatura de 350 OF, una mínima presión de confinamiento de 500 psi y nunca usarlo a 0O fase. - Es más costoso que todas las técnicas anteriores, pues sólo se lo realiza con TCP. 55 CAPÍTULO 3 SISTEMAS DE CAÑONEO IMPLEMENTADOS EN LOS POZOS DE LOS CAMPOS PALANDA YUCA SUR Y PINDO 3.1. POZOS CAÑONEADOS CON SISTEMA WIRELINE Para mostrar los resultados obtenidos mediante los cañoneos con cable y dado los pocos datos que se tiene se analizaran de forma general estos en los tres campos Palanda, Pindo y Yuca Sur, en cada una de las arenas productoras respectivas. 3.1.1. POZOS CAÑONEADOS CON WIRELINE EN EL CAMPO PINDO 3.1.1.1. Punzonamientos en la Arena Basal Tena Como se puede observar en la Tabla 3.1 en casi todos los casos hubo producción, con excepción del pozo Pindo 12, el cual se cerró en el 2009.Los daños son todos positivos y relativamente altos, mostrando que nunca hubo estimulación por parte de los disparos, al contrario muestran un daño significativo. El pozo Pindo 6 muestra un corte de agua muy alto, por lo que no fue producido a posteridad. TABLA 3.1: DATOS DE LOS CAÑONEOS CON WIRELINE REALIZADOS EN LA ARENA BASAL TENA DEL CAMPO PINDO Pozo W.O. Fecha Intervalo (pies) DPP IP Daño BPPD BSW (%) Pin-1 0 Pin-6 Carga Empresa 28-Nov-91 9041-9056(15) 4 2,1 6,35 1771 0,3 Hyperjet 2 SLB 0 21-Jul-93 9128 -9148 (20) 4 0,6 0,9 306 85 Hyperjet 2 SLB Pin-8 0 14-Feb-95 9080-9089(9) 5 0,7 7,25 227 3,3 N.D. SLB Pin-9 0 27-Mar-01 9040-9049(9) 5 1,6 15,4 216 0,1 N.D. SLB Pin-12 3 02-Jul-05 8970 -8976 (6) 5 N.D. N.D. N.D. N.D. Predator Baker FUENTE: Departamento de Exploración y Desarrollo del Consorcio PetrosudPetroriva y del Consorcio Petrolero Palanda Yuca Sur. 3.1.1.2. Punzonamientos en la Arena Napo “U” Superior. En la Tabla 3.2 se observan 2 disparos sin resultados (Pindo 4 y 9) produciendo solo agua. Solo se tiene 2 daños registrados, uno sumamente alto y otro negativo. Algo muy llamativo es que el daño alto registrado es el único cañoneo realizado por la empresa Halliburton. 56 TABLA 3.2 : DATOS DE LOS CAÑONEOS REALIZADOS CON WIRELINE EN LA ARENA NAPO “U” SUPERIOR DEL CAMPO PINDO Pozo W.O. Fecha Intervalo (pies) DPP IP Daño BPPD BSW (%) Carga Empresa Pin-1 0 28-Nov-91 9760-9771(11) 4 N.D. N.D. N.D. N.D. Hyperjet 2 SLB Pin-2 0 24-Sep-92 9755-9773(18) 4 0,05 30,1 160 5 D.P. Halliburton Pin-3 2 13-Jul-95 9832-9850 (18) 6 N.D. N.D. 294 50 N.D. N.D. Pin-4 6 02-Ago-04 9744-9756 (12) 5 N.D. N.D. 0 100 N.D. Baker Pin-6 0 31-Jul-93 4 0,16 -0,09 551 0,2 Hyperjet 2 SLB 5 N.D. N.D. 0 100 N.D. SLB 9840-9853 (13) 9858-9865 (7) Pin-9 0 27-Mar-01 9739-9747 (8) FUENTE: Departamento de Exploración y Desarrollo del Consorcio PetrosudPetroriva y del Consorcio Petrolero Palanda Yuca Sur. Es importante mencionar que si existe información del cañoneo de Pindo 1, sin embargo son datos de toda la arena U, los cuales por cierto muestran producción alta con daño alto (1037 BLS y 9,7 respectivamente). 3.1.1.3. Repunzonamientos y Ampliación de Punzados en la Arena Napo “U” Superior. En la Tabla 3.3 se muestran los datos de los recañoneos realizados en la arena Napo “U” superior del Campo Pindo. Cabe mencionar que a pesar de no tener los datos exactos de los resultados de los punzonados del reacondicionamiento 5, en el pozo Pindo 1 debido a que la operación de cañoneo se evaluó de forma conjunta para toda la arena U, hay una alza en la producción de ambas de 270 a 417 barriles de petróleo y una disminución del corte de agua del 80% al 68%. 13 13 7 Pin-1 Pin-1 Pin-2 16-Sep-07 19-Dic-02 08-Dic-02 01-Jun-94 Fecha 9755-9773 (18) 9760-9768(8) 9747-9755 (8) 9747-9755 (8) 9760-9768 (8) 5 5 5 6 Intervalo (pies) DPP 0,051 0,051 N.D. N.D. IP 30,8 4,26 N.D. N.D. Daño 0 0 36 N.D. 100 100 92 N.D. Antes BSW BPPD (%) 75 26 0 N.D. 32 66 100 N.D. Después BSW BPPD (%) N.D. N.D. N.D. N.D. Baker Baker Baker SLB Carga Empresa Se usó el pozo 10 Años como inyector Escala y Parafina. Recañoneo Después de Squeeze Ampliación de Punzados Observaciones FUENTE: Departamento de Exploración y Desarrollo del Consorcio Petrosud-Petroriva y del Consorcio Petrolero Palanda Yuca Sur. 5 Pin-1 Pozo W.O. TABLA 3.3: DATOS DE LOS REPUNZONAMIENTOS REALIZADOS CON WIRELINE EN LA ARENA NAPO “U” SUPERIOR DEL CAMPO PINDO 57 58 Además se reporta un daño bajo de 0,92, esto es muestra el logro de disminución de daño y mejora de producción gracias al squeeze y un buen punzonado. Después se procedió a ampliar los punzonados sin éxito, por lo cual en el mismo reacondicionamiento número 13 se repunzona toda U superior, dando como resultado un daño relativamente alto de 4,26 seguido de una producción muy pobre, por lo que se decide no producir. Es importante mencionar que en la operación de ampliación de punzados se utilizó en la correlación de profundidad un registro de 1991 (11 años de diferencia con la operación),lo que pudo contribuir a que se produzca un mal resultado. En el caso del Pindo 2 se puede acotar que la producción es muy pobre y el daño muy alto, pero es muy importante tomar en cuenta la presencia de escala y parafina que aumenta el efecto del daño y sobre todo que las condiciones mecánicas del pozo no eran óptimas para la operación de cañoneo dado que se usó previamente 10 años como inyector, lo que justificaría la mala operación. 3.1.1.4. Punzonamientos en la Arena Napo “U” Inferior. Como se puede observar en la Tabla 3.4 todos los cañoneos han tenido resultados favorables (de Pindo 1 ya se mostró previamente los resultados de toda la arena).Los daños son variados, destacándose la estimulación más alta de parte del único cañoneo de la empresa Baker Hughes y el segundo daño más alto del único cañoneo de Halliburton que es uno de los más antiguos Las producciones más bajas y cortes más altos de agua son del Pindo 3 y 8, en el primero siempre existieron problemas de cementación que terminó inclusive con el colapso del casing de este en 2011,lo que contribuye al poco éxito de la operación; en cambio en el Pindo 8 se conocen pocos detalles para determinar la razón, de hecho el bajo potencial del pozo hizo que sea utilizado para inyección de agua, lo que impide una reintervención. Finalmente en el pozo Pindo 17 tenemos buen aporte y un daño muy alto, hay poca información al respecto. 59 TABLA 3.4 : DATOS DE LOS CAÑONEOS REALIZADOS CON WIRELINE EN LA ARENA NAPO “U” INFERIOR DEL CAMPO PINDO Daño BPPD BSW (%) Carga Empresa N.D. N.D. N.D. N.D. Hyperjet 2 SLB 4 0,4 5,81 886 29 D.P. Halliburton 10090-10100(10) 5 N.D. N.D. 23 96 N.D. SLB 9836-9863 (27) 4 0,47 1,09 1068 11 Hyperjet 2 SLB 4 1,25 -0,3 1021 24 Hyperjet 2 SLB Pozo W.O. Fecha Intervalo (pies) DPP IP Pin-1 0 28-Nov-91 9863-9880 (17) 4 Pin-2 0 24-Sep-92 9860-9871(11) Pin-3 6 29-Jun-00 Pin-4 0 06-Sep-92 Pin-6 0 31-Jul-93 9940-9953 (13) 9957-9970 (13) Pin-7 0 08-Ene-01 9885– 9900 (15) 6 0,42 0,39 459 22 Powerjet SLB Pin-8 0 14-Feb-95 9909-9914 (5) 5 2,5 0,57 60 94 N.D. SLB Pin-9 0 27-Mar-01 5 0,341 0,82 446 15,5 N.D. SLB 9838-9844 (6) 9819-9824 (5) Pin-11 0 06-Jun-01 9834 – 9856 (22) 6 1,504 2,94 1216 6 N.D. SLB Pin-12 3 02-Jul-05 9776-9782 (6) 5 0,045 -2,14 204 14 Predator Baker Pin-17D 1 04-Feb-12 5 0,516 315 18 N.D. SLB 9970-9990 (20) 14 9960-9970 (10) FUENTE: Departamento de Exploración y Desarrollo del Consorcio PetrosudPetroriva y del Consorcio Petrolero Palanda Yuca Sur. 3.1.1.5. Punzonamientos en la Arena Napo “T” Inferior Como se puede observar en la Tabla 3.5 existen daños muy altos, además de 2 cañoneos infructuosos (Pindo 3 y 4), los cuales sólo produjeron agua. Sin embargo es importante señalar que el cañoneo del Pindo 3 sin resultados podría tener relación con los problemas ocasionados por el mal cemento del pozo, en cambio el caso del Pindo 4 los punzonamientos se realizaron después de varios problemas de invasión de la formación Tiyuyacu. TABLA 3.5: DATOS DE LOS CAÑONEOS REALIZADOS CON WIRELINE EN LA ARENA NAPO “T” INFERIOR DEL CAMPO PINDO BSW (%) Carga Empresa 239 0.5 Hyperjet 2 SLB 0 100 N.D. SLB N.D. 0 100 N.D. Baker 0.22 28.2 499 48 Hyperjet 2 SLB 1.52 14.4 344 35 Powerjet SLB Pozo W.O. Fecha Intervalo (pies) DPP IP Daño BPPD Pin-1 0 28-Nov-91 10085-10090 (5) 4 0.08 0.01 Pin-3 6 29-Jun-00 9744- 9752 (8) 5 0.19 N.D. Pin-4 6 29-Jul-04 10075-10085 (10) 5 N.D. Pin-6 0 31-Jul-93 4 6 10210-10218 (23) 10231-10254 (8) Pin-7 0 8-Jan-01 10130-10150 (20) 60 TABLA 3.5: CONTINUACIÓN Pin17D 10490-10495 (5) 1 9-Jan-12 5 N.D. N.D. N.D. N.D. HMX Baker 10498 -10502 (4) FUENTE: Departamento de Exploración y Desarrollo del Consorcio PetrosudPetroriva y del Consorcio Petrolero Palanda Yuca Sur. 3.1.1.6. Punzonamientos en la Arena Napo Hollín Superior En la Tabla 3.6 observamos que sólo uno de los punzonados no ha sido exitoso (Pindo 6). El daño más alto es de la compañía Halliburton en un punzonado antiguo y la mayor estimulación es de Baker Hughes. Un alto corte de agua existió en el pozo Pindo 8, por lo que se realizó una acidificación y un repunzonamiento como se verá a continuación. TABLA 3.6 : DATOS DE LOS CAÑONEOS REALIZADOS CON WIRELINE EN LA ARENA HOLLIN SUPERIOR DEL CAMPO PINDO BSW (%) Carga Empresa 1760 6 Hyperjet 2 SLB 4,37 1890 56 D.P. Halliburton 24,5 1999 15 N.D. Halliburton 0,06 -0,45 346 10 Hyperjet 2 SLB 4 N.D. N.D. 0 100 Hyperjet 2 SLB 10330-10340(10) 6 0,651 1,19 499 48 Powerjet SLB 14-Feb-95 10336 - 10343 (7) 5 13,5 8,5 357 66,2 N.D. SLB 0 27-Mar-01 10290-10302 (12) 5 0,34 3,5 682 10,4 N.D. SLB Pin-12 0 27-Jul-01 10208’-10226(18) 6 1,03 -2,94 1376 9 N.D. Baker Pin-21D 0 12-Ene-12 10410-10430 (20) 5 0,313 7,22 1800 62 N.D. Baker Pozo W.O. Fecha Intervalo (pies) DPP IP Daño BPPD Pin-1 0 28-Nov-91 10322-10341 (19) 4 N.D. N.D. Pin-2 0 24-Sep-92 10306-10320(14) 4 6,56 Pin-3 0 22-Ago-92 10296-10314 (18) 4 0,83 Pin-4 0 06-Sep-92 10266-10276 (10) 4 Pin-6 0 31-Jul-93 10399-10408 (9) Pin-7 0 08-Ene-01 Pin-8 0 Pin-9 FUENTE: Departamento de Exploración y Desarrollo del Consorcio PetrosudPetroriva y del Consorcio Petrolero Palanda Yuca Sur. 3.1.1.7. Repunzonamientos y Ampliación de Punzados en la Arena Hollín Superior. En la Tabla 3.7 se muestra los datos de los recañoneos realizados en la arena Hollín superior del Campo Pindo. Como se puede ver en la Tabla 3.7 se han realizado recañoneos esencialmente por los cortes de agua. En el caso de Pindo 1 se realizó 2 repunzonamientos pues se consideraba que el potencial del pozo lo permitía, pues en el primer repunzonamiento se produjo 420 barriles BPPD con un BSW de 30%; afortunadamente el resultado del segundo fue exitoso. 1 0 Pin-8 Pin-9 27-Mar-01 27-Abr-01 02-Jun-92 Fecha 10290-10302 (12) 10336 - 10343 (7) 10321-10332 (11) Intervalo (pies) 5 5 4 DPP 0,224 0,443 N.D. IP 9,42 5,2 N.D. 506 293 222 77,2 86,1 80 584 507 530 8 62 1,4 Después BSW BPPD (%) N.D. N.D. N.D. SLB SLB SLB Carga Empresa y squeeze Después de mal acido Después de squeeze squeeze después de ácido y Repunzonado 2 veces Observaciones FUENTE: Departamento de Exploración y Desarrollo del Consorcio Petrosud-Petroriva y del Consorcio Petrolero Palanda Yuca Sur. 2 Pin-1 Pozo W.O. Antes Daño BSW BPPD (%) TABLA 3.7: DATOS DE LOS REPUNZONAMIENTOS REALIZADOS CON WIRELINE EN LA ARENA HOLLÍN SUPERIOR DEL CAMPO PINDO 61 62 El resultado en Pindo 8 es exitoso, en cambio en Pindo 9 el squeeze y repunzonamiento se realizó debido al alto corte de agua producido por una acidificación previa con malos resultados. La mencionada acidificación se realizó por el daño alto reportado (3,5), luego se obtuvo un mayor daño (9,42) pero puede ser un error de interpretación en el build up. 3.1.2. POZOS CAÑONEADOS CON WIRELINE EN EL CAMPO PALANDA 3.1.2.1. Punzonamientos en la Arena “U” Inferior En los datos de la tabla 3.8 se muestra que los cañoneos con cable son antiguos pues el menor no supera el año 1993.En 2 casos hay cortes de agua altos (Palanda 4 y 5) pero las operaciones han sido normales, podría ser error humano o condición de la arena sin embargo la información es escasa para determinarlo. TABLA 3.8: DATOS DE LOS CAÑONEOS REALIZADOS CON WIRELINE EN LA ARENA NAPO “U” INFERIOR DEL CAMPO PALANDA BSW (%) Carga Empresa 854 11 Hyperjet 2 SLB 4,5 287 0,5 Hyperjet 2 SLB N.D. 0,67 268 38 D.P. Halliburton 4 N.D. N.D. 171 93 D.P. Halliburton 4 0,288 1,1 276 77 N.D. Halliburton Pozo W.O. Fecha Intervalo (pies) DPP IP Daño BPPD Pal-1 0 30-Nov-91 9840-9856 (16) 4 N.D. N.D. 4 0,34 4 9854- 9864 (10) Pal-2 0 17-May-92 9881 -9892 (11) Pal-3 0 10-Nov-92 Pal-4 0 28-Nov-92 9806- 9814 (8) 9794-9801 (7) 9817-9824 (7) Pal-5 0 03-May-93 9809-9816 (7) FUENTE: Departamento de Exploración y Desarrollo del Consorcio PetrosudPetroriva y del Consorcio Petrolero Palanda Yuca Sur. 3.1.2.2. Repunzonamientos y Ampliación de Punzados en la Arena Napo “U” Inferior. En la Tabla 3.9 se muestra los datos de los recañoneos realizados en la arena “U” inferior del Campo Palanda. En la tabla se muestra que el único pozo con repunzonamientos en esta arena es Palanda 2. En la ampliación de punzados del reacondicionamiento 5 hay un alto corte de agua. Existe la posibilidad de problemas en la correlación de profundidad realizada debido a la presencia de glauconita registros. en el pozo, lo cual afecto los 6 11 Pal-2 Pal-2 9854- 9864 (10) 22-Sep-11 9852 - 9863 (11) 9880 - 9888 (8) 5 6 6 Intervalo (pies) DPP 12-May-00 9854 - 9864 (10) 06-Sep-98 Fecha N.D. 0,133 N.D. IP N.D. N.D. N.D. 37 150 N.D. 12 53 N.D. 283 206 58 38 51 92 Después BSW BPPD (%) D.P. HMX D.P. HMX N.D. N.D. Carga Baker Baker SLB Halliburton Empresa squeeze Después de buen Ampliación de Punzados Recañoneo Observaciones FUENTE: Departamento de Exploración y Desarrollo del Consorcio Petrosud-Petroriva y del Consorcio Petrolero Palanda Yuca Sur. 5 Pal-2 Pozo W.O. Antes Daño BSW BPPD (%) TABLA 3.9: DATOS DE LOS REPUNZONAMIENTOS REALIZADOS CON WIRELINE EN LA ARENA NAPO “U” INFERIOR DEL CAMPO PALANDA 63 64 En el reacondicionamiento 6 se obtiene una ligera mejora, sin embargo en el 11 se obtiene muy buenos resultados gracias al squeeze previo. 3.1.2.3. Punzonamientos en la Arena Napo “T” Inferior Los cañoneos de la tabla 3.10 han tenido todos resultado positivo excepto en el pozo Palanda 5, de hecho este punzonamiento es el último previo al uso del pozo como inyector. El alto corte de agua en Palanda 3 no involucra problemas mecánicos y operaciones previas. TABLA 3.10 : DATOS DE LOS CAÑONEOS REALIZADOS CON WIRELINE EN LA ARENA NAPO “T” INFERIOR DEL CAMPO PALANDA Pozo W.O. Fecha Intervalo (pies) DPP IP Daño BPPD BSW (%) Carga Empresa Pal-1 0 30-Nov-91 10114-10131 (17) 4 N.D. N.D. 363 46 Hyperjet 2 SLB Pal-2 0 17-May-92 10157-10166 (9) 6 N.D. N.D. 166 31 Hyperjet 2 SLB Pal-3 0 10-Nov-92 10112-10126 (14) 4 N.D. N.D. 75 96 D.P. Halliburton Pal-4 0 28-Nov-92 10043-10064 (21) 4 N.D. N.D. 1266 0,5 D.P. Halliburton Pal-5 2 30-Abr-00 Pal-7 1 02-Ago-03 10097-10102 (5) 4 N.D. N.D. 0 0 N.D. SLB 10152-10168 (16) 5 0,44 -0,82 540 1 N.D. Baker FUENTE: Departamento de Exploración y Desarrollo del Consorcio PetrosudPetroriva y del Consorcio Petrolero Palanda Yuca Sur. 3.1.2.4. Punzonamientos en la Arena Hollín Superior. Lo que más llama la atención de la Tabla 3.11 es que todos excepto un cañoneo han producido sólo agua, y dado que se trata de distintas empresas y tiempo es probable que esto se deba a la formación que se encuentra invadida por agua. Vale decir que se realizó un repunzonamiento en Palanda 5 pero sólo se produjo agua, dando fuerza a la teoría. TABLA 3.11: DATOS DE LOS CAÑONEOS REALIZADOS CON WIRELINE EN LA ARENA HOLLÍN SUPERIOR DEL CAMPO PALANDA Pozo W.O. Fecha Intervalo (pies) DPP IP BSW (%) Carga Empresa Pal-1 0 30-Nov-91 10304-10316 (12) 4 N.D. Daño BPPD N.D. 0 100 Hyperjet 2 SLB Pal-2 6 08-May-00 6 0,11 N.D. 0 100 N.D. SLB 10338-10348 (10) 10318-10328 (10) Pal-3 0 10-Nov-92 10288-10296 (8) 4 N.D. N.D. 0 100 D.P. Halliburton Pal-5 0 03-May-93 10224-10260 (36) 4 N.D. 0,41 214 73 N.D. Halliburton FUENTE: Departamento de Exploración y Desarrollo del Consorcio PetrosudPetroriva y del Consorcio Petrolero Palanda Yuca Sur. 65 3.1.3. POZOS CAÑONEADOS CON WIRELINE EN EL CAMPO YUCA SUR 3.1.3.1. Punzonamientos en la Arena “U” Inferior En el caso de la tabla 3.12 se tiene 2 cañoneos infructuosos (Yuca Sur 4 y 5) realizados por Schlumberger. En cambio también se tiene 2 cañoneos con excelentes resultados (Yuca Sur 11 y 15) y un daño relativamente bajo de parte de la empresa Baker Hughes. TABLA 3.12: DATOS DE LOS CAÑONEOS REALIZADOS CON WIRELINE EN LA ARENA NAPO “U” INFERIOR DEL CAMPO YUCA SUR Pozo W.O. Fecha YS - 2 0 22-0ct-92 Intervalo (pies) DPP IP Daño BPPD BSW (%) Carga Empresa 4 N.D. N.D. 994 31 Hyperjet SLB 5 N.D. N.D. 0 0 N.D. SLB 9668-9680 (12) 9686-9694 (8) 9722-9728(6) YS - 4 0 22-May-01 9736-9742 (6) YS - 5 0 25-May-01 9653-9659 (6) 6 N.D. N.D. 0 100 N.D. SLB YS - 11 2 12-May-03 9611-9624 (13) 5 1,189 1,7 1163 1 N.D. Baker YS - 13 0 20-Sept-02 5 1,1 -0.23 444 51 Predator Baker 5 0,508 1,5 812 1 N.D. Baker 9598–9606 (8) 9616-9631 (15) YS - 15 1 13-Ago-04 9633-9656 (23) FUENTE: Departamento de Exploración y Desarrollo del Consorcio PetrosudPetroriva y del Consorcio Petrolero Palanda Yuca Sur. 3.1.3.2. Punzonamientos en la Arena Napo “T” Inferior La Tabla 3.13 tiene varias particularidades. La principal radica en la presencia de los pozos Yuca Sur 11 y Yuca Sur 11D, siendo ambos el mismo pozo, pues este empezó sus operaciones como vertical y luego fue transformado a direccional. TABLA 3.13 : DATOS DE LOS CAÑONEOS REALIZADOS CON WIRELINE EN LA ARENA NAPO “T” INFERIOR DEL CAMPO YUCA SUR Pozo W.O. Fecha YS - 2 0 22-0ct-92 Intervalo (pies) DPP 9952-9960 (8) 4 9962-9970 (8) 4 IP Daño BPPD BSW (%) Carga Empresa N.D. 24,1 1286 11 Hyperjet SLB YS - 4 0 22-May-01 9954 - 9966 (12) 5 N.D. N.D. 40 2,84 N.D. SLB YS - 5 0 25-May-01 9932-9942(10) 6 N.D. N.D. 0 100 N.D. SLB YS - 11 1 05-Abr-03 9842-9862 (20) 5 1,251 5,2 601 2 HMX Baker 66 TABLA 3.13: CONTINUACIÓN 10190 - 10200(10) 10160 - 10170 (10) 10140 - 10150 (10) YS 11D 0 12-Mar-11 10125 - 10140 (15) 6 1,08 N.D. 241 42 Dominator Halliburton 10110 - 10125 (15) 10085 - 10100 (15) 10070 -10085 (15) YS - 12 0 27-Jul-02 9955-9973 (18) 5 N.D. N.D. N.D. N.D. D.P. Baker YS - 13 0 20-Sep-02 9872-9882 (10) 5 0,947 0,6 68 77 Predator Baker FUENTE: Departamento de Exploración y Desarrollo del Consorcio PetrosudPetroriva y del Consorcio Petrolero Palanda Yuca Sur. Los disparos realizados en la arena “T” de Yuca Sur 11 tuvieron mucho éxito sin embargo la producción disminuyo repentinamente y hubo presencia de lodo, con lo cual se decide hacer el pozo direccional para alcanzar la mencionada arena pues mostraba potencial. Así pues se dispararon varios intervalos (en Yuca Sur 11D), sin embargo el resultado no fue óptimo. En esta ocasión los pozos 4 y 5 vuelven a tener malos resultados. Como ya en otros casos se ha visto, la compañía Baker Hughes ha obtenido el menor daño registrado (Yuca Sur 13), sin embargo el corte de agua es alto. El pozo Yuca Sur 12 si tiene datos, sin embargo estos incluyen el cañoneo realizado a la Arena “T” superior. Estos datos muestran resultados muy buenos (1760 BPPD con 6% de BSW y daño de 1,85) . 3.1.3.3. Repunzonamientos y Ampliación de Punzados en la Arena Napo “T” Inferior. En la siguiente página se indican los datos de los recañoneos realizados en la arena “T” inferior del Campo Yuca Sur. Fecha DPP IP Antes Después Daño BSW BSW BPPD BPPD (%) (%) Carga Empresa Observaciones 9942-9948 (6) Recañoneo y 9962-9970 (8) Ampliación de YS - 2 6 19-Sep-04 5 0,63 1,87 147 36 353 44 N.D. Baker 9952-9960 (8) punzados 9942-9948 (6) Ampliación de 9994-10004 YS - 4 1 29-Dic-02 5 0,1 5,556 0 0 353 36 Predator Baker (10) punzados FUENTE: Departamento de Exploración y Desarrollo del Consorcio Petrosud-Petroriva y del Consorcio Petrolero Palanda Yuca Sur. Pozo W.O. Intervalo (pies) TABLA 3.14: DATOS DE LOS REPUNZONAMIENTOS REALIZADOS CON WIRELINE EN LA ARENA NAPO “T” INFERIOR DEL CAMPO YUCA SUR 67 68 De la Tabla: 3.14 se puede acotar que Yuca Sur 2 paso a ser un pozo inyector tres años después de este punzonamiento en 2007, mientras que Yuca Sur 4 sigue produciendo hasta ahora. 3.1.3.4. Punzonamientos en la Arena Hollín Superior. De la Tabla 3.15 llama particularmente la atención que los daños registrados son negativos, es decir solo hay estimulación, algo que no ha sucedido en este mismo reservorio en los 2 campos restantes. El único cañoneo infructuoso (Yuca Sur 2) es a su vez el más antiguo. TABLA 3.15: DATOS DE LOS CAÑONEOS REALIZADOS CON WIRELINE EN LA ARENA HOLLÍN SUPERIOR DEL CAMPO YUCA SUR BSW (%) Carga Empresa 0 100 Hyperjet SLB -0,74 384 20 N.D. SLB Pozo W.O. Fecha Intervalo (pies) DPP IP Daño BPPD YS - 2 0 22-0ct-92 10120-10134 (14) 4 N.D. N.D. 10153 – 10158 (5) 5 YS - 4 0 22-May-01 0,35 10164 –10170 (6) 5 YS - 5 0 25-May-01 10066-10080(14) 6 0,02 -2,24 48 75 N.D. SLB YS - 11 0 20-Sep-01 10040-10058(18) 6 0,28 -1,93 455 1,1 N.D. Baker YS - 13 0 20-Sep-02 10052-10069 (17) 5 11,46 0,2 45 78 Predator Baker FUENTE: Departamento de Exploración y Desarrollo del Consorcio PetrosudPetroriva y del Consorcio Petrolero Palanda Yuca Sur. Tenemos cortes de aguas altos y producción baja en los pozos Yuca Sur 5 y 13, en este último existía presencia de crudo emulsionado, además fue cerrado en el 2012. Finalmente de todos estos pozos vale recalcar que el más estable es Yuca Sur 4, mientras que los pozos 2 y 4 ya no producen. 3.1.3.5. Repunzonamientos y Ampliación de Punzados en la Arena Napo Hollín Superior. En la siguiente página mostramos los datos de los recañoneos realizados en la arena Hollín superior del Campo Yuca Sur. 21 3 YS - 1 YS - 13 18-May-08 29-Sep-10 Fecha 10050-10066 (16) 10084-10089 (5) 10040-10052(12) 10083-10093(10) 10046-10078 (32) Intervalo (pies) 5 5 DPP N.D. 0,06 IP N.D. 0,82 Daño 76 192 38 92 Antes BSW BPPD (%) 0 194 100 9 Después BSW BPPD (%) N.D. N.D. Carga Baker Baker Empresa De Punzados. de TCP. Ampliación Recañoneo después Ampliación Recañoneo y Observaciones FUENTE: Departamento de Exploración y Desarrollo del Consorcio Petrosud-Petroriva y del Consorcio Petrolero Palanda Yuca Sur. W.O. Pozo TABLA 3.16: DATOS DE LOS REPUNZONAMIENTOS REALIZADOS CON WIRELINE EN LA ARENA NAPO “T” INFERIOR DEL CAMPO YUCA SUR 69 70 Como se observa en la Tabla 3.16, en el pozo Yuca Sur uno se realizó un recañoneo después de 12 años de un punzonamiento con TCP y una ampliación de punzados, obteniéndose buenos resultados con respecto a la disminución del corte de agua. El repunzonamiento en Yuca Sur 13 de manera similar a Yuca Sur 1 se realiza después de un cañoneo TCP y a su vez se amplía los punzados, sin embargo ambos procesos suceden en el mismo reacondicionamiento, así pues la baja producción del cañoneo TCP fue la causa del repunzonamiento que culminó lastimosamente con una producción total de agua. 3.2. POZOS CAÑONEADOS CON SISTEMA TCP NORMAL Al ser el cañoneo TCP normal utilizado en mucha menor cantidad que el de cable, mostraremos lo realizado en 2 tablas, las cuales tendrán información de los 3 campos. La primera (Tabla: 3.17) contiene los cañoneos con TCP mientras que la otra tiene los repunzonamiento y ampliaciones de punzados con TCP normal. 3.2.1. POZOS CAÑONEADOS CON SISTEMA TCP NORMAL EN LOS CAMPOS PINDO, PALANDA Y YUCA SUR En la tabla de la 3.17 se ve que apenas un solo cañoneo con TCP no fue exitoso (Palanda 7 en reacondicionamiento 5) sin embargo este pozo siempre tuvo problemas por su mala cementación, por lo que fue abandonado. TABLA 3.17: DATOS DE CAÑONEOS REALIZADOS CON TCP NORMAL EN LOS CAMPOS PINDO, PALANDA Y YUCA SUR Pozo W.O. Fecha Formación Pin-2 7 16-Sep-07 Pin-2 9 12-Sep-08 Pin-3 3 Pin-4 BSW (%) Carga Empresa 233 50 N.D. Baker 35 86 N.D. Baker -0,43 729 3 N.D. N.D. N.D. N.D. 142 84 N.D. Baker 5 0,817 2,6 437 30 N.D. Baker 9794-9828 (34) 5 2,84 0,872 646 48 N.D. Baker 10333-10346 (13) 5 0,137 -0,66 656 5 HMX Baker 9852-9858 (6) 5 N.D. N.D. 0 100 Intervalo (pies) DPP Basal Tena 9046-9055 (7) 5 5 8,2 Napo T inf. 10118-10124 (6) 4 0,015 0,45 16-Jun-97 Basal Tena 9028-9044 (16) 6 1,15 9 21-Nov-06 Basal Tena 9013- 9017 (4) 5 Pin-13 0 16-Jul-06 Napo U inf. 9834-9844 (10) Pin-14 0 10-Jun-06 Napo U inf. Pal-7 0 14-Jun-03 Hollín Pal-7 5 02-Nov-08 Napo U Pal-12 0 24-Ago-03 YS - 1 0 18-Dic-79 YS - 1 14 24-Mar-98 IP Daño BPPD N.D. Baker 9908-9920 (12) 5 N.D. N.D. N.D. Hollín 10268-10286 (18) 5 0,533 1,5 479 24 N.D. Baker Napo U inf. 9618 –9645 (27) 4 N.D. 0,44 1330 0,2 N.D. SLB Napo T inf. 9897-9907 (10) 8 N.D. N.D. 260 95 N.D. SLB Hollín Sup. 10046-10078 (32) 8 N.D. N.D. 315 18 N.D. N.D. 71 TABLA 3.17: CONTINUACIÓN YS - 14 YS - 15 0 0 04-Abr-03 11-May-03 9918-9932 (14) 5 9938-9972 (34) 5 10058-10068 (10) 5 Napo T inf. Hollín YS - 15 2 28-Oct-07 Napo T inf. YS - 19 0 24-Jul-06 Napo T 10073 -10086 (16) 5 9880-9898 (18) 5 9968'-9980' (12') 5 9994'-10000' (6') 5 1,141 2 1279 18 0,867 -1,3 1992 4 HMX Baker N.D. Baker N.D. 0,59 -1,5 335 73 HMX Baker 0,92 9,9 380 21 HMX Baker FUENTE: Departamento de Exploración y Desarrollo del Consorcio PetrosudPetroriva y del Consorcio Petrolero Palanda Yuca Sur. También existen cortes de agua altos en 4 cañoneos (Pindo 2 en reacondicionamiento 9, Pindo 4 en reacondicionamiento 9,Yuca Sur 1 en la completación y Yuca Sur 15 en el reacondicionamiento 2) en el primer caso el pozo fue usado como inyector por 10 años, en el segundo el pozo estuvo cerrado por dos años, en el tercer caso se trata del cañoneo más antiguo realizado en el campo, además la arena dio poco aporte y finalmente el cuarto caso se disparó sin asentar los packers, por lo que el resultado es el mismo que cañonear con wireline, existe estimulación por la limpieza de los orificios del cañoneo debido a la buena presión del reservorio, mayor a los 4000 psi. La mayor parte de los disparos corresponden a la empresa Baker Hughes, al igual que las mayores producciones. Además en el pozo Pindo 14 se menciona la probabilidad de que los disparos se hayan realizado muy abajo. 3.2.2. POZOS RECAÑONEADOS CON SISTEMA TCP NORMAL EN LOS CAMPOS PINDO, PALANDA Y YUCA SUR. En la siguiente página se muestran los datos de los recañoneos realizados en los campos Pindo, Palanda y Yuca Sur 8 1 2 4 Pin-1 Pal-1 Pal-4 YS - 1 28-Abr-85 15-Dic-97 12-Feb-97 10-Nov-97 Fecha Napo U inf. Napo T inf. Napo U inf. Basal Tena Formación 6 4 6 10026-10036 (9) 10043 -10064 (21) 9618– 9634 (16) 6 4 DPP 9840-9850 (10) 9041-9056 (15) Intervalo (pies) N.D. 0,59 N.D. 2,97 IP N.D. 7,85 5 5,5 Daño 303 335 N.D. 56 40 N.D. Antes BSW BPPD (%) 371 36 414 569 612 45 40 25 Después BSW BPPD (%) 690 40 N.D. N.D. RDX D.P. N.D. Carga N.D. Halliburton Halliburton SLB Empresa Squeeze y Acido Después de Aproximados Datos 60 grados fase Había Escala Observaciones FUENTE: Departamento de Exploración y Desarrollo del Consorcio Petrosud-Petroriva y del Consorcio Petrolero Palanda Yuca Sur. W.O. Pozo TABLA 3. 18 : DATOS DE RECAÑONEOS REALIZADOS CON TCP NORMAL EN LOS CAMPOS PINDO, PALANDA Y YUCA SUR 72 73 Como se pudo observar en la tabla 3.18 se ha realizado muy pocos recañoneos con TCP normal, los cuales además no han sido recientes, pues los últimos constan de hace 16 años, esto se debe en esencia al uso de las nuevas técnicas de cañoneo. Hay que mencionar que la información en este tipo de cañoneo ha sido muy escasa Los daños conocidos son altos en este caso y existen pequeñas alzas de producción junto con cortes de agua altos que se mantienen pre y post operación. No se tiene muy clara la razón de los repunzonamientos más allá de que fueran por mermas de producción y aumento de corte de agua, sin embargo, en Pindo 1la presencia de escala en la arena Basal Tena obligo a un tratamiento microencapsulado, para 2 años después debido a la continua presencia del problema probar con un repunzonamiento. Finalmente el pozo Palanda 4 tiene la observación de datos aproximados debido a que el índice de productividad y el daño pertenecen a pruebas de 3 años después del cañoneo, por lo que no son tan confiables. 3.3. POZOS CAÑONEADOS CON TÉCNICAS MODERNAS Es muy importante mencionar en este punto que el campo con mayor potencial de producción en este estudio es el Campo Pindo, por ello el Consorcio lo eligió de entre los tres campos que maneja para que solo en este se apliquen todas las nuevas técnicas de cañoneo hasta el momento. Así pues se muestra en la siguiente tabla los punzonamientos realizados con diferentes técnicas nuevas de cañoneo en el campo Pindo. 0 1 2 0 3 0 Pin-15D Pin-15D Pin-15D Pin-16D Pin-16D Pin-17D 29-Mar-10 26-Oct-11 12-Ago-08 31-Ago-09 15-Oct-08 18-Jul-08 Fecha Napo T inf. Napo T inf. Hollín Inf. Hollín Sup. Napo T inf. Hollín Inf. Hollín Sup. Formación 5 5 5 5 10666-10670 (4) 10673-10677 (4) 10684-10690 (6) 10690 -10696 (6) 12 5 12 10444-10458 (14) 10486-10516 (30) 10452-10480 (28) 12 10420-10430 (10) 5 10607-10612 (5) 5 5 10592-10603 (11) 10620-1635 (15) DPP Intervalo (pies) 1,02 0,77 0,539 0,2 1,1 2,5 1,16 IP 2,16 4,39 10,2 -0,38 0,23 4,4 -0,83 1428 463 1123 353 1420 1792 1089 Daño BPPD 4 9 10 36 6 3 28 BSW (%) HMX HMX Omega Powerjet Omega Powerjet N.D. Omega Powerjet Omega Powerjet Carga Baker Baker SLB SLB Baker SLB SLB Empresa Sistema DUO Sistema DUO Sistema PURE Sistema PURE Sistema DUO Sistema PURE Sistema PURE Observaciones FUENTE: Departamento de Exploración y Desarrollo del Consorcio Petrosud-Petroriva y del Consorcio Petrolero Palanda Yuca Sur. W.O. Pozo TABLA 3.19 DATOS DE CAÑONEOS REALIZADOS CON TECNICAS ESPECIALESEN LOS CAMPOS PINDO, PALANDA Y YUCA SUR 74 75 De la tabla anterior se debe advertir que no se incluyó un cañoneo realizado en el pozo Pindo 21D, pues la información disponible es muy confusa, además de haber sido el pozo sometido a squeezes por mal cemento y varios percances que darían más problemas que soluciones a el análisis. En una vista rápida de la tabla se ven producciones muy buenas y cortes de agua bajo, pero no debemos olvidar que todos los pozos son direccionales y obviamente su producción será mayor a la de un pozo vertical. Los daños positivos (estimulaciones) solo se han obtenido con el sistema PURE. Por otra parte no han existido problemas mecánicos, ni cañoneos infructuosos. El pozo Pindo 16D tiene la particularidad de que en el primer cañoneo no obtuvo muy buenos resultados en la arena Hollín Superior, por lo que se realizó otra corrida para cañonear Hollín Inferior con buenos resultados. También las nuevas técnicas han sido utilizadas para recañonear y ampliar punzados, por lo que elaboró la Tabla 3.20 con la mencionada información. De la tabla la conclusión principal que se saca es que el sistema de cañoneo STIMGUN de la empresa Halliburton solo ha sido utilizado para repunzonados. Los diferentes casos de recañoneo llaman mucho la atención por lo que hablaremos lo más detalladamente posible a continuación: En el pozo Pindo 1 tenemos un recañoneo y ampliación de punzados con muy buenos resultados, tomando en cuenta que la arena se mantuvo aislada por 18 años (razón por la cual no tenemos datos de producción previa), el cañoneo previo se realizó con cable la empresa Schlumberger en el año 91. La información del Pindo 5 es sumamente escasa. El cierre del pozo ocurrió 6 meses después del cañoneo debido a un colapso de casing, así pues aunque el punzonado haya tenido muy buenos resultados, la mala cementación del pozo forzó a su cierre 17 9 1 3 0 Pin-1 Pin-5 Pin-13 Pin-15D Pin-21D 15-Dic-11 04-Ago-12 31-Ago-12 29-Abr-10 15-Oct-09 Fecha Napo U Napo T inf. Napo U inf Napo T Napo T Formación 9960-9970 (10) 5 5 9970-9990 (20) 5 10419-10429 (10) 5 5 9744- 9752 (8) 10443-10467 (24) 5 5 9834- 9854 (20) 9812- 9822 (10) 4 10100-10128' (28) 12 12 10085-10090 (5) 10124-10144 (20) DPP Intervalo (pies) 0,607 0,7 N.D. 1,478 0,23 IP 4,02 -1,39 N.D. 11 2,7 Daño N.D. 591 426 N.D. N.D. BPPD N.D. 72 36 N.D. N.D. BSW (%) Antes 336 675 420 977 221 BPPD 19 26 30 3 54 BSW (%) Después Omega Powerjet II Millenium 390 Force Max N.D. N.D. Carga SLB Halliburton Halliburton Baker Baker Empresa Sistema PURE Repunzado Con Cable Sistema STIMGUN Sistema STIMGUN Sistema DUO Cerradapor 18 años. Sistema DUO. Arena Observaciones FUENTE: Departamento de Exploración y Desarrollo del Consorcio Petrosud-Petroriva y del Consorcio Petrolero Palanda Yuca Sur W.O. Pozo TABLA 3.20 : DATOS DE RECAÑONEOS Y AMPLIACIÓN DE PUNZADOS REALIZADOS CON TECNICAS ESPECIALES EN LOS CAMPOS PINDO, PALANDA Y YUCA SUR 76 77 El Pindo 13 es el único pozo vertical donde se aplicó STIMGUN, en este caso para un recañoneo y ampliación de punzados, obteniendo así una pequeña disminución del corte de agua. Es importante mencionar que el pozo fue sometido a cementación forzada previo inclusive al primer cañoneo de producción lo que muestra problemas con el cemento. De hecho una de las zonas de cementación forzada se encuentra en medio de los intervalos de punzados En el Pindo 15D se obtiene muy buenos resultados de producción y una estimulación. El cañoneo previo se hizo con sistema DUO de Baker Hughes, así pues el recañoneo se debe a cierta presencia de escala. El caso del Pindo 21D no es muy claro, por lo que se sabe este recañoneo se realizó con cable apenas días después de un punzonamiento infructuoso con sistema DUO. Vale acotar aquí que también existen problemas con el cemento del pozo, sobre todo en la formación Hollín. 3.4.PORCENTAJES DE CAÑONEOS Y RECAÑONEOS REALIZADOS POR EMPRESA La compañía que más ha realizado cañoneos y repunzonamientos con cable en los campos Pindo, Palanda y Yuca Sur es Schlumberger con 45 cañoneos, seguidos de Baker Hughes con 21 y de Halliburton con 11 como muestra el gráfico 3.1 en la siguiente página. 78 FIGURA 3.1 : PORCENTAJE CAÑONEOS CON CABLE REALIZADOS EN LOS CAMPOS PINDO, PALANDA Y YUCA SUR POR EMPRESA Cañoneos con Cable Realizados por Empresa 14% Schlumberger Baker Hughes 27% 59% Halliburton FUENTE: Departamento de Exploración y Desarrollo del Consorcio PetrosudPetroriva y del Consorcio Petrolero Palanda Yuca Sur. ELABORADO POR: José Zhunio En lo que respecta al cañoneo y recañoneo TCP normal la empresa que más ha usado esta técnica es Baker Hughes en 12 ocasiones, seguida de Schlumberger en 3 ocasiones y 2 Halliburton. Existen además 3 cañoneos TCP desconocidos como se puede ver en el gráfico 3.2. FIGURA 3.2: PORCENTAJE CAÑONEOS CON TCP NORMAL REALIZADOS EN LOS CAMPOS PINDO, PALANDA Y YUCA SUR POR EMPRESA Cañoneos con TCP Normal Realizados por Empresa 15% 15% Schlumberger 10% Baker Hughes Halliburton Desconocido 60% FUENTE: Departamento de Exploración y Desarrollo del Consorcio PetrosudPetroriva y del Consorcio Petrolero Palanda Yuca Sur. ELABORADO POR: José Zhunio 79 En lo que respecta a cañoneos y repunzonamientos con nuevas técnicas, la compañía Schlumberger con su sistema PURE y Baker Hughes con su sistema DUO ha trabajado la misma cantidad de veces que son 5 para ambas. Halliburton ha usado su sistema STIMGUN solo 2 veces como se muestra en el gráfico 5.3. FIGURA 3.3: PORCENTAJE CAÑONEOS CON TÉCNICAS MODERNAS REALIZADOS EN LOS CAMPOS PINDO, PALANDA Y YUCA SUR POR EMPRESA Cañoneos con Técnicas Modernas Realizados por Empresa 17% Schlumberger (PURE) 41,5 % 41,5% Baker Hughes (DUO) Halliburton (STIMGUN) FUENTE: Departamento de Exploración y Desarrollo del Consorcio PetrosudPetroriva y del Consorcio Petrolero Palanda Yuca Sur. ELABORADO POR: José Zhunio Finalmente la empresa que mayor cantidad de operaciones de cañoneo ha realizado en los campos Pindo, Palanda y Yuca Sur es Schlumberger (49 veces), seguida de cerca por Baker Hughes (38 veces) y finalmente por Halliburton (14 veces).Esto se muestra en la siguiente página en el gráfico 3.4 80 FIGURA 3.4: PORCENTAJE CAÑONEOS REALIZADOS EN LOS CAMPOS PINDO, PALANDA Y YUCA SUR POR EMPRESA Porcentaje de Participación de las Diferentes Empresas en las Operaciones de Cañoneo de los Campos Pindo, Palanda y Yuca Sur 3% 13% Schlumberger 47% Baker Hughes Halliburton 37% Desconocido FUENTE: Departamento de Exploración y Desarrollo del Consorcio PetrosudPetroriva y del Consorcio Petrolero Palanda Yuca Sur. ELABORADO POR: José Zhunio 81 CAPÍTULO 4 ANÁLISIS TÉCNICO DE LOS RESULTADOS DE LAS TÉCNICAS DE CAÑONEO IMPLEMENTADAS. Al ser el presente trabajo una recopilación bibliográfica, se ha mencionado información en el capítulo 3 de la cual no hay evidencia en este proyecto, esto se debe a que muchas son notas y análisis realizados después de leer todos los informes de reacondicionamiento, pruebas de presión y de producción de todos los pozos de los campos Pindo, Palanda y Yuca Sur, a través de toda su historia. Así pues la cantidad de información que ha sido manejada para esta tesis no puede ser mostrada de forma total por su gran tamaño. Por esto se ha decidido que por facilidad se hablará brevemente de las diferentes razones por las que se escogió o no un pozo. 4.1. SELECCIÓN DE POZOS Como ya es de conocimiento, existen 34 pozos en total entre los campos Pindo (17 pozos con 4 de ellos direccionales), Palanda (7 pozos) y Yuca Sur (10 pozos con 2 de ellos desviados después de operar inicialmente como verticales). Todos estos como es normal tienen condiciones diferentes y muchas veces han tenido problemas en operaciones o con las formaciones productoras. Por ello, para realizar un análisis de las técnicas de cañoneo se considerarán los pozos con menos problemas, producciones más estables y datos disponibles. Así pues no se tomarán en cuenta los pozos: Pindo 2: Pues fue utilizado por 10 años como pozo reinyector para luego ser reabierto por 5 años más, finalmente fue usado como reinyector desde 2012 hasta la actualidad, todo esto debido a problemas con la formación Tiyuyacu. Además existen problemas con escala y parafina en la arena Napo “U” superior. 82 Pindo 3: Debido a los varios problemas que presenta y a la poca información registrada. Desde 2001 funcionó como reinyector, mientras que sufrió un colapso de casing en 2011. Pindo 5: Es el pozo con menos información disponible de todos y de la pocas que se tiene se conoce hueco en el casing y su posterior colapso en octubre de 2010. Palanda 7: Sus problemas incluyen mala cementación sin uso de diving tool, lo cual produjo a la larga interconexión entre formaciones y colapso de casing, por lo cual el pozo fue cerrado. Yuca Sur 5: Su producción duro apenas 2 años y fue muy baja, además se probó todas las arenas sólo obteniendo agua, excepto en Hollín que igualmente contaba con un corte de agua alto. Fue cerrado en mayo de 2003. Vale mencionar también que la arena Hollín del campo Palanda no será tomada en cuenta debido a que todos los cañoneos han producido agua, además es una arena de poco interés según los reportes y análisis petrofísico del departamento de Exploración y Producción del Consorcio Petrolero Palanda Yuca Sur. Los pozos y arenas tomados en cuenta deben tener cañoneos sin ningún indicio de problemas en lo posible, como crudo emulsionado, escala, squeeze por mala cementación, etc. Obviamente los pozos y arenas que no tengan la información requerida no serán tomados en cuenta. 4.2. ANÁLISIS GRÁFICO: CAPACIDAD DE LA FORMACIÓN VS PRODUCCIÓN ACUMULADA Debido a la cantidad de datos con que se cuenta para este proyecto se decidió implementar el método gráfico k*h vs producción acumulada para escoger los mejores cañoneos entre todos los realizados en las diferentes arenas de los campos Pindo, Palanda y Yuca Sur para que puedan ser utilizados para los análisis correspondientes. Así pues un método gráfico ayudará a agilitar este proceso. 83 Como se sabe la capacidad de la formación k*h (permeabilidad por espesor neto de pago) es un dato que se obtiene de un análisis de prueba de presión y se relaciona de manera directa con la habilidad de un depósito de transmitir fluidos. Así pues k*h nos ayuda a tener una idea clara de lo que producirá el pozo. Esta forma de análisis puede ser utilizada de manera indiscriminada tanto en pozos verticales como en horizontales. En la actualidad usar esta propiedad de manera combinada con la producción acumulada es algo muy común en la ingeniería de yacimientos (Paper SPE 36604 por ejemplo). Se ha demostrado su utilidad para la determinación de las prácticas de completación de mayor éxito en un área y formación dada, así como puede ser una herramienta de vigilancia para operaciones de recuperación primaria y secundaria. El análisis que se va a realizar en este caso es netamente cualitativo y se utiliza para entender la existencia de 4 casos: - Un yacimiento con mucho potencial que produjo gran cantidad de crudo (k*h alto con producción acumulada alta). - Un yacimiento de mucho potencial que produjo poca cantidad de crudo (k*h alto con producción acumulada baja). - Un yacimiento con poco potencial que produjo poca cantidad de crudo (k*h bajo con producción acumulada baja). - Un yacimiento con poco potencial que produjo gran cantidad de crudo (k*h bajo con producción acumulada alta). Estos 4 casos son sólo una pequeña clasificación empírica en la cual se puede considerar que en el caso 1 y 3 existe una operación normal del pozo, mientras que en el caso 4 resultaría de un pozo cuya completación y reacondicionamientos posteriores han tenido mucho éxito además de condiciones en el yacimiento muy particulares que colaboraron a obtener excelentes resultados. Finalmente el caso 3 en el cual debido a las operaciones o algún problema del yacimiento se produjo menos de lo esperado. Para poder considerar un potencial o una producción acumulada como alta o baja, se debe realizar este análisis gráfico por arena, entre pozos de un mismo campo 84 Finalmente el gráfico debe tener en el eje X la producción acumulada mientras que en el eje Y el producto k*h como se muestra a continuación en la figura 4.1: FIGURA 4.1: ZONAS DEL GRÁFICO CAPACIDAD DE LA FORMACIÓN VS PRODUCCIÓN ACUMULADA ELABORADO POR: José Zhunio Como se observa en el gráfico este está dividido en 4 cuadrantes cada uno correspondiente a los 4 casos nombrados previamente. En el caso de los datos que se disponen sobre los cañoneos de los campos Pindo, Palanda y Yuca Sur, existen arenas punzonadas que no han sido producidas todavía, invasión de agua en días, entre otras particularidades que hacen que los algunos datos no sean relevantes, por lo que el método gráfico también obliga a una discriminación de datos, que sumada al filtro de los pozos excluidos al inicio del capítulo, ayudará a un mejor análisis. 4.2.1. ANÁLISIS GRÁFICO EN LA ARENA BASAL TENA DEL CAMPO PINDO En la arena Basal Tena del campo Pindo se punzonaron 9 pozos, de los cuales por las consideraciones al inicio del capítulo no se tomó en cuenta 3 (Pindo 2, 3 y 5). La arena en Pindo 6 solo produjo agua y en Pindo12 tuvo poco aporte. De las 4 arenas restantes el Pindo 8 no tiene datos de producción y en 9 se mantiene la 85 arena aislada en su completación para ser explotada próximamente. Por ello se observa en el gráfico sólo 2 pozos. FIGURA 4.2: GRÁFICO CAPACIDAD DE LA FORMACIÓN VS PRODUCCIÓN ACUMULADA DE LA ARENA BASAL TENA DEL CAMPO PINDO. 7000 6000 5000 K*H 4000 PIN - 1 3000 PIN - 4 2000 1000 0 0 1000000 2000000 3000000 Prod. Acum. Hasta Abril 2013 (bls) FUENTE: Departamento de Exploración y Desarrollo del Consorcio PetrosudPetroriva y del Consorcio Petrolero Palanda Yuca Sur. ELABORADO POR: José Zhunio Como se observa en la figura 4.2 ambos pozos se encuentran en zonas del gráfico donde son pozos normales pues el potencial corresponde a su producción acumulada, sin embargo en Basal Tena de Pindo 1 existe muchas intervenciones (cerca de 12) esto sobre todo por el tiempo que ha transcurrido la arena abierta (23 años), además existen problemas con escala, lo cual ha acarreado daños a las bombas y corrosión, por lo que se decidió descartar su información para un análisis posterior. En cambio el Pindo 4 tiene la arena Basal Tena sin muchas intervenciones sobre todo por el tiempo de servicio de la misma (8 años) por lo que sería muy adecuado para un análisis. 86 4.2.2. ANÁLISIS GRÁFICO EN LA ARENA “U” SUPERIOR DEL CAMPO PINDO En el caso de la arena Napo “U” superior del campo Pindo no se cuenta con los datos petrofísicos, por lo cual el dato respectivo a la capacidad de la formación (k*h) no está disponible, lo cual no permite realizar el análisis gráfico. Sin embargo se conoce que 6 pozos fueron punzonados en “U” superior (Pindo 1, 2, 3, 4,6 y 9). De ellos se descarta directamente a 2 y3 por las consideraciones iniciales de este capítulo, también se descarta a las arenas de los pozos 4 y 9 pues sólo produjeron agua. Además se descarta los punzonados en Pindo 6 pues no se ha decidido producir la arena. Finalmente los punzonados en la arena “U” superior del pozo Pindo 1 tienen varios recañoneos pero la información de estos es muy escasa, además tiene intervenciones por corrosión y huecos en el tubing. Así que para no complicar el análisis futuro tampoco se lo tomará en cuenta. Con esto último ningún cañoneo de esta arena se incluirá en el análisis futuro 4.2.3. ANÁLISIS GRÁFICO EN LA ARENA “U” INFERIOR DEL CAMPO PINDO En la arena “U” inferior del Campo Pindo se han punzonado 15 pozos, de los cuales por las consideraciones iniciales no se tomó en cuenta 3 (Pindo 2, 3 y 5). Finalmente de los 12 restantes, la arena del pozo Pindo 8 tuvo un corte de agua muy alto y el Pindo 12 no tiene datos de producción pues se realizó producción conjunta. Por ello en el gráfico se encuentran 10 pozos. Como se observa en la figura 4.3 la arena “U” inferior en Pindo 11 y sobre todo en Pindo 6 tienen buenos resultados mostrando altas producciones acumuladas, sobre todo en el último caso en el cual se supera lo esperado en el potencial del pozo. Ambos casos no poseen reacondicionamientos en donde se haya involucrado operaciones a la arena, así pues son los mejores candidatos para un análisis más exhaustivo, En el caso del pozo Pindo 13 podría considerarse una formación con mal rendimiento pese a no contar con muchas intervenciones, sin embargo la arena fue abierta en 2006 por lo que se puede esperar más producción a la larga, si a esto le sumamos que fueron utilizadas en este caso técnicas de cañoneo nuevas 87 y poco implementadas como es el caso del STIMGUN, tenemos otra arena para el análisis posterior. FIGURA 4.3: GRÁFICO CAPACIDAD DE LA FORMACIÓN VS PRODUCCIÓN ACUMULADA DE LA ARENA “U” INFERIOR DEL CAMPO PINDO. 30000 25000 PIN - 1 PIN - 4 20000 PIN - 6 K*H PIN - 7 15000 PIN - 9 PIN - 11 10000 PIN -13 PIN - 14 5000 PIN - 17D PIN - 21D 0 0 500000 1000000 1500000 2000000 2500000 3000000 3500000 Prod. Acum. Hasta Abril 2013 (bls) FUENTE: Departamento de Exploración y Desarrollo del Consorcio PetrosudPetroriva y del Consorcio Petrolero Palanda Yuca Sur. “U” inferior en Pindo 14 nos muestra en el gráfico 4.3 un pozo en condiciones normales que tienden a malas, sin embargo revisando sus reacondicionamientos al parecer que tiene fallas en producción debido a problemas eléctricos con las bombas, como muestra el gráfico 4.4 de los eventos de la arena. 88 FIGURA 4.4 : REACONDICIONAMIENTOS DE LA ARENA “U” INFERIOR DEL POZO PINDO 14. FUENTE: Departamento de Exploración y Desarrollo del Consorcio PetrosudPetroriva y del Consorcio Petrolero Palanda Yuca Sur. Por ello la arena en este pozo no será tomado en cuenta. Se tiene también varios pozos en una zona de normalidad pero con ciertas tendencias, así pues Pindo 17D y 21D que son direccionales muestran un k*h alto en relación a su producción acumulada, esto debido a los diversos problemas suscitados en los pozos por las diferentes operaciones (dificultades en cementación y cañoneos infructuosos en otras arenas), sin embargo los cañoneos no se pueden descartar por sus particularidades (técnicas nuevas en pozos direccionales), además que las arenas fueron recientemente abiertas (2011 y 2012). Por ello la información de “U” inferior en los pozos 17D y 21D se utilizaran con mucha objetividad. Por otra parte la arena “U” inferior en pozos como el Pindo 1, 4 y 9 se muestran normales en el gráfico, sin embargo en los reportes de reacondicionamiento de 1 tenemos varios problemas mecánicos (orificios en el tubing, corrosión), lo mismo en mayor cantidad encontramos en Pindo 4 (10 intervenciones debido a corrosión, parafinas, escala, bombas, etc ). Esto sumado a la antigüedad de producción de las arenas (ambas punzonadas en 1991 y 1992 respectivamente) hace que declinemos en usar sus datos. La arena en Pindo 9 por su parte no muestra problemas ni muchas intervenciones, por lo cual es escogido. 89 Finalmente tenemos a Pindo 7 en el cual su arena tiene varios reacondicionamientos por fallas mecánicas, de bombas y presencia de parafina por lo cual lo se descarta pese a que gráficamente se muestra como un pozo que produce más de lo esperado. 4.2.4. ANÁLISIS GRÁFICO EN LA ARENA “T” INFERIOR DEL CAMPO PINDO De 10 pozos cañoneados en la arena “T” inferior, 3 no fueron tomados en cuenta por consideraciones iniciales (Pindo 2, 3 y 5). Los pozos Pindo 1 y 6 no tienen registros de producción. En la arena del pozo 4 solo se produjo agua y en 17D en sólo 13 días la arena fue invadida por agua. Por lo cual solo se graficaron los siguientes 3 pozos. FIGURA 4.5: GRÁFICO CAPACIDAD DE LA FORMACIÓN VS PRODUCCIÓN ACUMULADA DE LA ARENA “T” INFERIOR DEL CAMPO PINDO. 8000 7000 6000 5000 K *H PIN - 7 4000 PIN - 15D 3000 PIN -16D 2000 1000 0 0 500000 1000000 1500000 2000000 Prod. Acum.Título Hastadel Abril 2013 (bls) eje FUENTE: Departamento de Exploración y Desarrollo del Consorcio PetrosudPetroriva y del Consorcio Petrolero Palanda Yuca Sur. ELABORADO POR: José Zhunio Como observamos en la figura 4.5 el pozo 16D tiene poco aporte en relación a lo esperado, sin embargo la arena “T” en este pozo fue abierta en 2010 por lo cual es la que tiene menos tiempo de producción, por lo cual se usará su información. 90 Pindo 7 tiene a la arena “T” inferior sin mayores problemas por lo cual no se descarta. Finalmente la arena en el pozo 15D tiene condiciones excelentes según el gráfico por lo que será tomada en cuenta. 4.2.5. ANÁLISIS GRÁFICO EN LA ARENA HOLLÍN SUPERIOR DEL CAMPO PINDO En la arena Hollín superior fueron cañoneados 9 pozos del campo Pindo, de los cuales 3 no fueron tomados en cuenta por las consideraciones al inicio del capítulo (Pindo 2, 3 y 5). La arena en el pozo 6 solo produjo agua y el pozo 16D tuvo muy poco aporte con lo cual se graficó los siguientes pozos. FIGURA 4.6: GRÁFICO CAPACIDAD DE LA FORMACIÓN VS PRODUCCIÓN ACUMULADA DE LA ARENA HOLLÍN SUPERIOR DEL CAMPO PINDO. 12000 10000 8000 K *H PIN - 4 6000 PIN - 7 PIN - 8 4000 PIN - 15D 2000 0 0 100000 200000 300000 400000 delAbril eje 2013 (bls) Prod. Acum.Título Hasta FUENTE: Departamento de Exploración y Desarrollo del Consorcio PetrosudPetroriva y del Consorcio Petrolero Palanda Yuca Sur. ELABORADO POR: José Zhunio Como observamos en la figura 4.6 se tiene una excelente arena en Pindo 7, que ha superado lo esperado por su potencial, por su parte la arena Hollín superior en Pindo 4 tiene un rendimiento bastante normal, sobre todo si tomamos en cuenta que la arena fue abierta varios años antes que la de Pindo 7. Por último tenemos los cañoneos de 8 y 15D, que han tenido un comportamiento normal con 91 tendencia a mala (especialmente el Pindo 8) según el gráfico, esto es corroborado con los informes de reacondicionamiento (incompletos en algunos casos), finalmente el pozo cerrado para realizar recuperación secundaria, por ello no lo tomaremos en cuenta. El pozo 15D sólo produjo 4 meses, sin embargo su cañoneo es muy particular (pozo desviado y sistema PURE), lo que lo vuelve importante para el análisis. Por todo lo anteriormente mencionado se tendrá en cuenta en la arena Hollín superior la información de los cañoneos en los pozos 4,7 y 15D. 4.2.6. ANÁLISIS GRÁFICO EN LA ARENA HOLLÍN INFERIOR DEL CAMPO PINDO De 7 pozos que se cañonearon en la arena Hollín inferior no se incluyó en el gráfico a Pindo 3 por las consideraciones que se encuentran al inicio de este capítulo, mientras que la arena de Pindo 21 no se graficó debido a que no se cuenta con el dato de capacidad de la formación (k*h). FIGURA 4.7: GRÁFICO CAPACIDAD DE LA FORMACIÓN VS PRODUCCIÓN ACUMULADA DE LA ARENA HOLLÍN INFERIOR DEL CAMPO PINDO. 25000 20000 15000 PIN - 1 K *H PIN - 9 10000 PIN - 12 PIN - 15D PIN - 16D 5000 0 0 500000 1000000 1500000 Prod. Acum. Hasta Abril 2013 (bls) Título del eje FUENTE: Departamento de Exploración y Desarrollo del Consorcio PetrosudPetroriva y del Consorcio Petrolero Palanda Yuca Sur. ELABORADO POR: José Zhunio 92 Como observamos en el gráfico 4.7, la arena no ha tenido un buen rendimiento para los pozos 1 y 15D pues en ambos casos solamente se obtuvo producción durante un lapso de tiempo aproximado a 2 años, sin embargo solo se descartar a Pindo 1 debido a que el cañoneo de 15 tiene condiciones particulares (pozo desviado y ejecutado por Baker Hughes). Por otra parte los pozos 16D y 9 muestran muy buenas producciones pese a su bajo potencial sobre todo si se considera que la arena Hollín Inferior en el pozo 16D solo tiene 4 años de producción, por lo que se los considerara. Finalmente el pozo Pindo 12 tiene su arena en una condición relativamente buena por lo que también será tomada en cuenta su información. 4.2.7. ANÁLISIS GRÁFICO EN LA ARENA “U” INFERIOR DEL CAMPO PALANDA En la arena “U” inferior del Campo Palanda se punzonaron 6 pozos, de los cuales 2 tuvieron cortes de agua mayores al 77% (Palanda 4 y 5) por lo que no se continuó con su producción. La arena del pozo 7 no se tomó en cuenta por las consideraciones al inicio del capítulo. Por lo cual se graficaron los 3 pozos restantes en la figura 4.8. Como podemos observar en la mencionada figura los pozos tienen condiciones buenas, sobre todo Palanda 3 que superó por mucho el potencial esperado. Sin embargo como se observa en la tabla 3.9 en el capítulo anterior, la arena “U” inferior en el pozo Palanda 2 tiene 3 repunzonamientos, cuyos motivos no son claros pues solo se cuenta con reportes de reacondicionamientos hasta el año 1998. Por lo cual la arena en el pozo 2 se descarta para un análisis posterior. Vale mencionar que todas las arenas empezaron a producir hace más de 15años. 93 FIGURA 4.8: GRÁFICO CAPACIDAD DE LA FORMACIÓN VS PRODUCCIÓN ACUMULADA DE LA ARENA “U” INFERIOR DEL CAMPO PALANDA. 3000 2500 2000 K *H 1500 PAL - 1 PAL - 2 1000 PAL - 3 500 0 0 200000 400000 600000 800000 1000000 Prod. Acum. Hasta Abril 2013 (bls) FUENTE: Departamento de Exploración y Desarrollo del Consorcio PetrosudPetroriva y del Consorcio Petrolero Palanda Yuca Sur. ELABORADO POR: José Zhunio 4.2.8. ANÁLISIS GRÁFICO EN LA ARENA “T” INFERIOR DEL CAMPO PALANDA De 6 pozos donde la arena Napo “T” inferior fue abierta, Palanda 7 no se tomó en cuenta por las consideraciones iniciales, Palanda 5 no produjo nada, Palanda 3 produjo con un corte de agua del 90% y Palanda 2 no tiene datos de producción. Por ello solo se usó en la figura 4.9 las arenas de los pozos Palanda 1 y 4. Como se puede observar en el gráfico 4.9 es claro que los 2 pozos han sido manejados relativamente bien, además su tiempo de producción es casi igual, por lo que la información de sus formaciones serán tomadas en cuenta. 94 FIGURA 4.9: GRÁFICO CAPACIDAD DE LA FORMACIÓN VS PRODUCCIÓN ACUMULADA DE LA ARENA “T” INFERIOR DEL CAMPO PALANDA. 18000 16000 14000 12000 10000 K *H 8000 PAL - 1 6000 PAL - 4 4000 2000 0 0 1000000 2000000 3000000 4000000 Prod. Acum. Hasta Abrildel2013 Título eje (bls) FUENTE: Departamento de Exploración y Desarrollo del Consorcio PetrosudPetroriva y del Consorcio Petrolero Palanda Yuca Sur. ELABORADO POR: José Zhunio 4.2.9. ANÁLISIS GRÁFICO EN LA ARENA “U” INFERIOR DEL CAMPO YUCA SUR De los 7 pozos que fueron cañoneados en la arena “U” de Yuca Sur, sólo uno no fue graficado debido a las consideraciones iniciales del capítulo (YS-5). En el gráfico 4.10 se muestra los restantes 6 pozos. El pozo Yuca Sur 1 tiene la tendencia más estable además de ser el cañoneo más antiguo y que se mantiene en producción, así pues vale destacar sus varios reacondicionamientos por problemas normales como también las operaciones de estimulación y acidificación muy exitosas que convierte a esta arena en la más antigua de todos los campos de este proyecto de titulación con 35 años, por lo cual tomaremos su información en cuenta. 95 FIGURA 4.10: GRÁFICO CAPACIDAD DE LA FORMACIÓN VS PRODUCCIÓN ACUMULADA DE LA ARENA “U” INFERIOR DEL CAMPO YUCA SUR. 30000 25000 20000 K *H YS - 1 YS - 2 15000 YS - 4 YS - 11 10000 YS - 13 5000 YS - 15 0 0 500000 1000000 1500000 2000000 Prod. Acum. Título Hasta del Abril eje2013 (bls) FUENTE: Departamento de Exploración y Desarrollo del Consorcio PetrosudPetroriva y del Consorcio Petrolero Palanda Yuca Sur. ELABORADO POR: José Zhunio Por otra parte la arena en el pozo Yuca Sur 2 muestra alto potencial pero muy poca producción acumulada, la arena se ha cerrado, por lo que no será tomado en cuenta para el análisis. Napo “U” inferior en Yuca Sur 4 en cambio es un caso muy particular, pese a verse como una arena normal y de poca producción, fue disparada en 2001 y no se reportó producción, sin embrago 4 años después la arena empezó a producir, así pues, no se ha podido encontrar información clara al respecto por lo cual no se tomara este caso para el análisis. Finalmente entre los tres pozos restantes (11, 13 y 15) vemos que en el gráfico 4.10 son pozos normales con tendencia a buenos, sin embargo el caso de la arena Napo “U” inferior del pozo Yuca Sur 11 no será considerado pues existe presencia de lodo en su producción además que la arena fue cerrada para realizar un pozo desviado. Por otra parte Yuca Sur 13 y 15 no tienen mayores problemas en la arena y serán tomados en cuenta para el análisis de los cañoneos que se mostrara más adelante. 96 4.2.10. ANÁLISIS GRÁFICO EN LA ARENA “T” INFERIOR DEL CAMPO YUCA SUR De los 10 arenas cañoneadas, no se graficó la del pozo Yuca Sur 5 por las consideraciones que se encuentran al inicio del capítulo. Por otra parte no están en el gráfico la arena Napo “T” de los siguientes pozos: - Yuca Sur 1, pues después del cañoneo hubo poco aporte con un corte de agua de 95%. - Yuca Sur 11, pues su producción descendió de manera abrupta en un mes y mostro presencia de lodo, se consideró que la mejor opción era realizar un pozo desviado para producir la arena “T” inferior, pero los resultados fueron pésimos. - Yuca Sur 13, pues la arena produjo en su prueba 68 barriles con un corte de agua del 77%, por lo cual se cerró. En la figura 4.11 se ve el caso de los pozos 4 y 15 donde a la arena pese a tener un alto potencial tienen una producción relativamente baja, si esto se suma que la arena “T” inferior en Yuca Sur 15 fue disparada sin asentar packers y con malos resultados, se decide por lo tanto no tomar en cuenta los datos de estas 2 arenas. 97 FIGURA 4.11: GRÁFICO CAPACIDAD DE LA FORMACIÓN VS PRODUCCIÓN ACUMULADA DE LA ARENA “T” INFERIOR DEL CAMPO YUCA SUR. 18000 16000 14000 12000 YS - 2 10000 YS - 4 K *H YS - 12 8000 YS - 14 6000 YS -15 4000 YS - 19 2000 0 0 500000 1000000 1500000 2000000 2500000 3000000 Prod. Acum. Hasta Abril 2013 (bls) FUENTE: Departamento de Exploración y Desarrollo del Consorcio PetrosudPetroriva y del Consorcio Petrolero Palanda Yuca Sur. ELABORADO POR: José Zhunio El caso del pozo Yuca Sur 4 parece ser un problema de la arena pues no se reportan mayores inconvenientes con los reacondicionamientos como se muestra en el gráfico 4.12. Por lo que será descartada para el análisis posterior. 98 FIGURA 4.12: REACONDICIONAMIENTOS DE LA ARENA “T” INFERIOR DEL POZO YUCA SUR 4. FUENTE: Departamento de Exploración y Desarrollo del Consorcio PetrosudPetroriva y del Consorcio Petrolero Palanda Yuca Sur. Por otra parte la arena “T” inferior del pozo Yuca Sur 12 se muestra gráficamente en perfectas condiciones por lo que será tomada en cuenta para el análisis posterior. Así mismo Yuca Sur 2 produjo más de lo previsto con su arena por lo que será tomada también en cuenta para el análisis futuro. Las arenas “T” de los pozos Yuca Sur 14 y 19 fueron cañoneadas de forma muy semejante (TCP, Baker Hughes uso las mismas cargas) con la diferencia de 3 años. Sin embargo gráficamente la arena de Yuca Sur 14 se muestra en mejores condiciones, por lo que será tomada en cuenta, mientras se descarta Yuca Sur 19. 4.2.11. ANÁLISIS GRÁFICO EN LA ARENA HOLLÍN SUPERIOR DEL CAMPO YUCA SUR De los 7 pozos en donde se abrió la arena Hollín Superior, no se graficó Yuca Sur 5 por las consideraciones tomadas previamente en este capítulo. La arena en el pozo 2 produjo solamente agua. 99 El caso de Yuca Sur 13 no fue considerado para graficar pues se lo punzonó de manera consecutiva (primero TCP, luego cable) sin lograr aumentar producción (45 barriles en la prueba inicial) y reducir el corte de agua (78%), además se reportó crudo emulsionado. Esto nos deja finalmente con el gráfico 4.13 como se muestra a continuación. FIGURA 4.13: GRÁFICO CAPACIDAD DE LA FORMACIÓN VS PRODUCCIÓN ACUMULADA DE LA ARENA HOLLÍN SUPERIOR DEL CAMPO YUCA SUR. 20000 18000 16000 14000 12000 K *H YS - 1 10000 YS - 4 8000 YS -11 6000 YS - 15 4000 2000 0 0 200000 400000 600000 800000 1000000 Prod. Acum. Hasta Abril 2013 (bls) Título del eje FUENTE: Departamento de Exploración y Desarrollo del Consorcio PetrosudPetroriva y del Consorcio Petrolero Palanda Yuca Sur. ELABORADO POR: José Zhunio Como se puede observar la arena Hollín superior en el pozo Yuca Sur 1 es la que mejores resultados ha dado, esto debido a la antigüedad del cañoneo y su estabilidad en operaciones, por lo que será considerada. Las arenas en los pozos 4, 11 y 15 se encuentran en condiciones parecidas, tienen poco potencial y poca producción. Estos 3 cañoneos tienen condiciones diferentes, además que en un caso no se posee datos de reacondicionamientos para discernir mejor su estado, por lo cual se decidió considerar a todos los cañoneos para analizar. 100 4.3. ANÁLISIS DE LOS CAÑONEOS ESTABLES DEL CAMPO PINDO Después de filtrar la mayoría de datos mediante un análisis gráfico considerando gran parte de las variables involucradas en la producción de un pozo, se muestra a continuación una tabulación de los cañoneos y recañoneos que han pasado los filtros previos, para poder así ilustrar una idea clara de las operaciones con mayor éxito en el campo Pindo. Pindo 1 No existe tabla debido a que como mencionamos en el análisis gráfico hay muchos problemas a lo largo de la historia del pozo y todas sus arenas, además al ser el pozo más antiguo del campo Pindo (cañoneos en 1991) con lo cual encierra las técnicas más antiguas, y menos efectiva que las de ahora. Si se han implementado técnicas más nuevas en recañoneos, pero no hay información clara sobre resultados. Pindo 4 Este pozo tiene 2 cañoneos estables como muestra la tabla 4.1, uno en la completación y otro 14 años después correpondiendo a la arena Hollín superior y Basal Tena respectivamente. De los disparos más antiguos se cuenta con poca información salvo que la prueba de producción de la arena dio 10% de corte de agua y 346 barriles de producción, además no se reporta mayores problemas en los reacondicionamientos de la arena. De los disparos realizados en Basal Tena en 2006 se tiene una prueba de producción con resultado de 184 barriles y un corte de agua de 84 %, sin embargo si se revisa el historial de producción 4 meses después del cañoneo esta sube a 5319 barriles por día. La producción de la arena Basal Tena continúo por 4 años sin necesidad de intervenciones. 101 TABLA 4.1: CAÑONEOS ESTABLES DEL POZO PINDO 4 Arena Fecha W.O. Intervalo (pies) DPP Daño Técnica BT 21-Nov-06 9 9013- 9017 (4) 5 N.D. “H” sup. 6-Sep-92 0 10266-10276 (10) 4 -0,45 Carga Empresa TCP N.D. Baker Cable Hyperjet 2 SLB FUENTE: Departamento de Exploración y Desarrollo del Consorcio PetrosudPetroriva y del Consorcio Petrolero Palanda Yuca Sur. ELABORADO POR: José Zhunio Pindo 6 Más de 20 años de producción, una prueba de producción inicial de 1021 barriles por día, y con reacondicionamientos sin mayor novedad que corrosión en una ocasión son los resultados de la arena “U” inferior, que la tabla 4.2 muestra como el mejor cañoneo del pozo Pindo 6. TABLA 4.2: CAÑONEOS ESTABLES DEL POZO PINDO 6 Arena Fecha W.O. "U" inf. 31-Jul-93 0 Intervalo (pies) DPP Daño Técnica Carga Empresa Hyperjet 2 SLB 9940-9953 (13) 4 -0,3 Cable 9957-9970 (13) FUENTE: Departamento de Exploración y Desarrollo del Consorcio PetrosudPetroriva y del Consorcio Petrolero Palanda Yuca Sur. ELABORADO POR: José Zhunio Pindo 7 En la tabla 4.3 se muestran los cañoneos más estables del pozo Pindo 7. La arena “T” inferior produjo 7 años con solo 4 intervenciones, mientras Hollín Superior tuvo un rendimiento excelente durante un año y se mantiene cerrada para a futuro ser utilizada. Vale mencionar que el daño tan alto en “T” inferior probablemente se deba a una falla en la interpretación de la prueba de presión. TABLA 4.3: CAÑONEOS ESTABLES DEL POZO PINDO 7 Arena Fecha W.O. Intervalo (pies) DPP Daño Técnica "T" inf 08-Ene-01 0 10130-10150 (20) 6 14,4 “H” sup. 08-Ene-01 0 10330-10340(10) 6 1,19 Carga Empresa Cable Powerjet SLB Cable Powerjet SLB FUENTE: Departamento de Exploración y Desarrollo del Consorcio PetrosudPetroriva y del Consorcio Petrolero Palanda Yuca Sur. ELABORADO POR: José Zhunio 102 Pindo 8 No se adjunta ninguna información pues el perfil del pozo como poco productivo fue tan notorio que fue escogido para ser sacrificado para empezar un proyecto de recuperación secundaria. Pindo 9 En esta ocasión se tiene la apertura de la arena Hollín inferior y su repunzonamiento que en la tabla 4.4, en la columna de observaciones indica los motivos de estos procedimientos. Como se observa ambas operaciones corresponden a la completación del pozo, de allí la arena durante 12 años en operación continua solamente tiene 3 intervenciones por problemas en la bomba. Finalmente la arena “U” inferior ha producido de forma continua 7 años y con 2 intervenciones sin mayor problemática. TABLA 4.4: CAÑONEOS ESTABLES DEL POZO PINDO 9 Arena Fecha W.O. "U" inf 27-Mar-01 0 Intervalo (pies) DPP Daño Técnica Carga Empresa Observaciones N.D. SLB Ninguno SLB Debido al daño alto se realiza una acidificación SLB La acidificación resulta desastroza, por lo que se realiza squeeze y se repunzona, Disminuyendo el corte de agua de 77% a 8% y aumentando la producción de 506 a 584 barriles. 9838-9844 (6) 5 0.82 Cable 9819-9824 (5) "H" inf "H" inf 27-Mar-01 27-Mar-01 0 0 10290-10302 (12) 10290-10302 (12) 5 5 3.5 9.24 Cable Cable N.D. N.D. FUENTE: Departamento de Exploración y Desarrollo del Consorcio PetrosudPetroriva y del Consorcio Petrolero Palanda Yuca Sur. ELABORADO POR: José Zhunio Pindo 11 En la tabla 4.5 se muestra el cañoneo más estable del pozo Pindo 11, la arena “U” inferior a la que corresponde se ha mantenido en producción 12 años y solamente ha recibido 3 reacondicionamientos. 103 TABLA 4.5: CAÑONEOS ESTABLES DEL POZO PINDO 11 Arena Fecha W.O. Intervalo (pies) "U" inf. 06-jun-01 0 9834 – 9856 (22) DPP Daño Técnica 6 2,94 Cable Carga Empresa N.D. SLB FUENTE: Departamento de Exploración y Desarrollo del Consorcio PetrosudPetroriva y del Consorcio Petrolero Palanda Yuca Sur. ELABORADO POR: José Zhunio Pindo 12 En la tabla 4.6 muestra el mejor cañoneo del pozo Pindo 12, el cual se realizó en la arena “U” superior, esta se mantuvo produciendo en el mencionado pozo durante 7 años. Su prueba de producción dio 1376 barriles por día con 9% de corte de agua. TABLA 4.6: CAÑONEOS ESTABLES DEL POZO PINDO 12 Arena Fecha W.O. Intervalo (pies) "H" Sup. 27-Jul-01 0 10208-10226 (18) DPP Daño Técnica 6 -2,94 Cable Carga Empresa N.D. Baker FUENTE: Departamento de Exploración y Desarrollo del Consorcio PetrosudPetroriva y del Consorcio Petrolero Palanda Yuca Sur. ELABORADO POR: José Zhunio Pindo 13 En la tabla 4.7 se muestran los cañoneos más estables del pozo Pindo 13. Ambos cañoneos corresponden a la misma arena, la cual ha producido de manera continua sin reacondicionamientos además de los punzonados. TABLA 4.7: CAÑONEOS ESTABLES DEL POZO PINDO 13 Arena "U" Inf. Fecha 16-jul-06 W.O. 0 Intervalo (pies) 9834-9844 (10) DPP Daño Técnica 5 2,6 TCP Carga N.D. Empresa Observaciones Baker Squeeze previo al cañoneo, 10 pies arriba de los disparos. Halliburton Ampliación de Punzados con Stimgun con ligero aumento de producción y pequeña disminución de corte de agua 9834- 9854 (20) 9812- 9822 (10) "U" Inf. 31-Ago-12 1 5 9744- 9752 (8) N.D. TCP Max Force 390 FUENTE: Departamento de Exploración y Desarrollo del Consorcio PetrosudPetroriva y del Consorcio Petrolero Palanda Yuca Sur. ELABORADO POR: José Zhunio 104 Pindo 15D En la tabla 4.8 existen 4 cañoneos , 2 correpondientes a “T” inferior que se ha mantenido produciendo sin reacondicionamientos a parte de los punzonados. En cambio en el caso de las arenas Hollín superior e Inferior tenemos poco tiempo de producción. En todos los cañoneos de este pozo se han utilizado técnicas nuevas. TABLA 4.8: CAÑONEOS ESTABLES DEL POZO PINDO 15D Arena Fecha W.O. "T" inf. 31-ago-09 2 Intervalo (pies) DPP Daño Técnica Carga Empresa Observaciones N.D. Baker Sistema DUO 10420-10430 (10) 12 0,23 TCP 10444-10458 (14) 10419-10429 (10) "T" inf. 04-ago-12 3 5 -1,39 TCP Millenium Halliburton II 5 -0,8 TCP Powerjet Omega SLB 5 4,4 TCP Powerjet Omega SLB 10443-10467 (24) 10592-10603 (11) "H" Sup. 18-jul-08 0 10607-10612 (5) "H" Inf. 15-oct-08 1 10620-10635 (15) Repunzonamiento con Stimgun, se aumenta 84 barriles y se disminuye en 46% el corte de agua Sistema PURE, solo se produjo 4 meses Sistema PURE, solo se produjo 2 años FUENTE: Departamento de Exploración y Desarrollo del Consorcio PetrosudPetroriva y del Consorcio Petrolero Palanda Yuca Sur. ELABORADO POR: José Zhunio Pindo 16D En la tabla 4.9 se muestra 2 cañoneos que son aperturas de arenas. La arena “T” inferior tiene una prueba de producción con 1428 barriles y 4% de corte de agua, además de ninguna intervención, así mismo la arena Hollín inferior da en la prueba de producción reportó 1123 barriles y 10% de corte de agua. TABLA 4.9: CAÑONEOS ESTABLES DEL POZO PINDO 16D Arena Fecha W.O. Intervalo (pies) DPP Daño "T" inf. 29-Mar-10 3 10486-10516 (30) 12 10684-10690 (6) 5 "H" Inf. 12-Ago-08 0 10690 -10696 (6) 5 Técnica Carga Empresa Observaciones 2,16 TCP HMX Baker Sistema DUO 10,2 TCP Powerjet Omega SLB Sistema PURE FUENTE: Departamento de Exploración y Desarrollo del Consorcio PetrosudPetroriva y del Consorcio Petrolero Palanda Yuca Sur. ELABORADO POR: José Zhunio 105 Pindo 17D En la tabla 4.10 se muestra el cañoneo más estable del pozo Pindo 17D. Es importante mencionar que este cañoneo se realizó con el sistema DUO. En este caso existió una invasión de agua que obligó a abandonar la arena 3 meses después de su apertura. TABLA 4.10: CAÑONEOS ESTABLES DEL POZO PINDO 17D Arena Fecha W.O. "U" Inf. 4-Feb-12 1 Intervalo (pies) DPP Daño Técnica Carga Empresa N.D. SLB 9970-9990 (20) 5 14 Cable 9960-9970 (10) FUENTE: Departamento de Exploración y Desarrollo del Consorcio PetrosudPetroriva y del Consorcio Petrolero Palanda Yuca Sur. ELABORADO POR: José Zhunio Pindo 21D El caso del pozo 21D es sumamente confuso y mal documentado, por lo cual resulta muy difícil incluir su información. Así pues en base a lo que se observa en la parte superior podemos considerar lo siguiente como el resultado de nuestro análisis: La premisa principal del trabajo realizado en esta tesis radica de manera simple en que un cañoneo con excelentes resultados debe contribuir a un pozo excelente. Es por ello que el análisis gráfico de la capacidad de la formación (k*h) vs la producción acumulada, por arena nos da una idea clara en conjunto con la información de reacondicionamientos, de cuáles son las arenas con mejor funcionamiento. Por lo cual las cañoneos que se encuentran tabulados son principalmente los más estables y exitosos. Vale mencionar que la técnica de TCP normal apenas ha generado 2 arenas estables. Con respecto a las nuevas técnicas de cañoneo que fueron implementadas en el campo Pindo solamente, podemos decir que los repunzonamientos con stimgun de la empresa Halliburton (2 registrados), uno fue exitoso y el otro muy poco. El sistema PURE de Schlumberger implementado 4 veces en el campo de las cuales 3 están bien documentadas, de estas 2 generaron pozos de poca producción y 106 una obtuvo una excelente arena. Finalmente el sistema DUO de Baker Hughes fue implementado 5 veces, 2 fueron descartados por las consideraciones iniciales de nuestros análisis. De los 3 cañoneos restantes, 2 cañoneos generaron arenas estables mientras que uno tuvo un desastre de invasión de agua en pocos días. Sin embargo los 2 cañoneos descartados por los análisis se tienen un dato muy importante y son buenas producciones sobre todo si se toma el caso de la arena “T” del pozo Pindo 1 donde se usó esta técnica después de 18 años de cierre y se obtuvo resultados. Así pues considerando la mayor cantidad de resultados positivos e inclusive la versatilidad al ser un sistema de cañoneo especial que puede ser realizado usando wireline, la técnica DUO de la empresa Baker Hughes parece ser la mejor opción para el campo Pindo. Por último se debe mencionar que las mayores estimulaciones son de un cañoneo con cable de Baker Hughes, seguido por un cañoneo con Stimgun. Así mismo los 2 mayores daños de entre los cañoneos escogidos son de 2 cañoneos con cable de Schlumberger. 4.4. ANÁLISIS DE LOS CAÑONEOS ESTABLES DEL CAMPO PALANDA A continuación se muestra los cañoneos más estables del campo Palanda. Palanda 1 En la tabla 4.11 se muestran los cañoneos más estables del pozo Palanda 1.Como podemos observar estos son muy antiguos y las arenas tuvieron varios años de producción. En el caso de “U” inferior se sigue produciendo hasta ahora. Los reacondicionamientos en esta arena se deben a arreglos de las bombas y corrosión, mientras que la arena “T” inferior durante todos los años que se mantuvo en producción no tuvo ninguna intervención. TABLA 4.11: CAÑONEOS ESTABLES DEL POZO PALANDA 1 Arena Fecha W.O. Intervalo (pies) "U" Inf 30-Nov-91 0 9840-9856 (16) DPP Daño Técnica 4 N.D. Cable Carga Empresa Observaciones Hyperjet 2 SLB 16 años de producción 107 TABLA 4.11: CONTINUACIÓN "U" Inf "T" inf 12-Feb-97 1 9840-9850 (10) 6 30-Nov-91 0 10114-10131 (17) 4 5 TCP N.D. Cable Repunzonamiento con incremento RDX D.P. Halliburton de producción en 331 barriles 12 años de Hyperjet 2 SLB producción FUENTE: Departamento de Exploración y Desarrollo del Consorcio PetrosudPetroriva y del Consorcio Petrolero Palanda Yuca Sur. ELABORADO POR: José Zhunio Palanda 2 Este pozo tiene una acidificación que culminó con una canalización produciendo pésimos resultados en el repunzonamiento de su arena Napo “T” inferior. Además la información de los reacondicionamientos de “U” inferior en este pozo está incompleta. Palanda 3 El cañoneo más estable del pozo Palanda 3 estuvo produciendo durante 8 años, con solo 3 intervenciones. TABLA 4.12: CAÑONEOS ESTABLES DEL POZO PALANDA 3 Arena Fecha W.O. Intervalo (pies) "U" Inf 10-nov-92 0 9806- 9814 (8) DPP Daño Técnica 4 0,67 Cable Carga Empresa D.P. Halliburton FUENTE: Departamento de Exploración y Desarrollo del Consorcio PetrosudPetroriva y del Consorcio Petrolero Palanda Yuca Sur. ELABORADO POR: José Zhunio Palanda 4 El Cañoneo y recañoneo de la tabla 4.13 corresponden a la arena “T” inferior que sigue produciendo hasta la actualidad, es decir 21 años. TABLA 4.13: CAÑONEOS ESTABLES DEL POZO PALANDA 4 Arena Fecha W.O. Intervalo (pies) "T" inf 28-nov-92 0 10043-10064 (21) 2 10043 -10064 (21) "T" inf 15-dic-97 DPP Daño Técnica 4 6 N.D. 7,85 Cable TCP Carga Empresa Observaciones D.P. Halliburton Ninguna Halliburton Repunzonamiento, daño aproximado. Incremento en 120 barriles. N.D. FUENTE: Departamento de Exploración y Desarrollo del Consorcio PetrosudPetroriva y del Consorcio Petrolero Palanda Yuca Sur. ELABORADO POR: José Zhunio 108 Palanda 5 Los problemas de este pozo empiezan desde su primeras producciones con un corte de agua del 77%, seguido de problemas mecánicos en el pozo por lo cual finalmente fue cerrado para ser usado como pozo inyector. Palanda 12 La única arena que se abrió en este pozo es Hollín Superior, la cual esta invalidada por agua. Así pues en base a lo que se observa en la parte superior podemos considerar lo siguiente como el resultado de nuestro análisis: Como se observa existe muy pocos cañoneos estables esto se debe a que Palanda es un campo muy pequeño y de baja producción, además todos sus cañoneos tienen más de 15 años debido a que no hay pozos nuevos desde 2003. El cañoneo con wireline se muestra como la opción común para abrir las arenas en este campo. En este caso resulta muy complicado hablar al respecto de los daños, debido a que existen muy pocos datos al respecto de las pruebas de producción en el campo Palanda, por otra parte vale mencionar que los repunzonamientos con TCP por parte de la empresa Halliburton tuvieron gran éxito. 4.5. ANÁLISIS DE LOS CAÑONEOS ESTABLES DEL CAMPO YUCA SUR. Yuca Sur 1 En esta ocasión es destacable la arena “U” inferior que tiene más de 30 años de operación continua y apenas ha necesitado un repunzonamiento, como muestra la tabla 4.14. En el caso del cañoneo restante, la arena Hollín superior tiene más de 15 años de operación continua sin reportar reacondicionamientos por problemas en el yacimiento. El uso de TCP se muestra como una razón para explicar el éxito del pozo. 109 TABLA 4.14: CAÑONEOS ESTABLES DEL POZO YUCA SUR 1 Arena Fecha W.O. Intervalo (pies) "U" Inf. 18-dic-79 0 9618 –9645 (27) DPP Daño Técnica 4 0,44 TCP Carga Empresa Observaciones Hyperdome SLB Daño aproximado "U" Inf. 28-abr-85 4 9618– 9634 (16) 4 N.D. TCP N.D. N.D. Repunzonamiento, después de Squeeze y acidificación, incremento en 111 barriles. "H" sup. 24-mar-98 14 10046-10078 (32) 8 N.D. TCP N.D. N.D. Ninguna FUENTE: Departamento de Exploración y Desarrollo del Consorcio PetrosudPetroriva y del Consorcio Petrolero Palanda Yuca Sur. ELABORADO POR: José Zhunio Yuca Sur 2 En la tabla 4.15 se muestran los cañoneos más estables del pozo Yuca Sur 2 los cuales pertenecen a la arena “T” inferior la cual tuvo 17 años de operación con ayuda de varias intervenciones exitosas. TABLA 4.15: CAÑONEOS ESTABLES DEL POZO YUCA SUR 2 Arena Fecha W.O. "T" inf. 22-oct-92 0 Intervalo (pies) DPP Daño Técnica Carga Empresa Observaciones 9952-9960 (8) 4 24,1 Cable Hyperjet SLB Daño alto verdadero 5 1,87 Cable N.D. Baker Recañoneo y ampliación de punzados 9962-9970 (8) 9942-9948 (6) "T" inf. 19-sept04 9962-9970 (8) 6 9952-9960 (8) 9942-9948 (6) FUENTE: Departamento de Exploración y Desarrollo del Consorcio PetrosudPetroriva y del Consorcio Petrolero Palanda Yuca Sur. ELABORADO POR: José Zhunio Yuca Sur 4 En la tabla 4.16 se muestran el cañoneo más estable del pozo Yuca Sur 4. La situación de la arena cañoneada no es clara debido a producción conjunta. TABLA 4.16: CAÑONEOS ESTABLES DEL POZO YUCA SUR 4 Arena Fecha W.O. "H" sup 22-may-01 0 Intervalo (pies) DPP Daño Técnica Carga Empresa N.D. SLB 10153 – 10158 (5) 5 -0,74 Cable 10164 –10170 (6) FUENTE: Departamento de Exploración y Desarrollo del Consorcio PetrosudPetroriva y del Consorcio Petrolero Palanda Yuca Sur. ELABORADO POR: José Zhunio 110 Yuca Sur 11 En la tabla 4.17 se muestran el cañoneo más estable del pozo Yuca Sur 11, este pertenece a la arena Hollín superior, así pues en solo existe reportado 2 años de producción del yacimiento pues se realizó un pozo desviado en la misma locación debido al potencial de las arenas, sin embargo como ya se mencionó previamente los resultados no fueron los esperados. TABLA 4.17: CAÑONEOS ESTABLES DEL POZO YUCA SUR 11 Arena Fecha W.O. Intervalo (pies) "H" sup 20-sep-01 0 10040-10058(18) DPP Daño Técnica 6 -1,93 Carga Empresa N.D. Baker Cable FUENTE: Departamento de Exploración y Desarrollo del Consorcio PetrosudPetroriva y del Consorcio Petrolero Palanda Yuca Sur. ELABORADO POR: José Zhunio Yuca Sur 12 En la tabla 4.18 se muestran el cañoneo más estable del pozo Yuca Sur 12 el cual corresponde a la arena Napo “T” inferior que ha producido por más de 10 años sin ninguna intervención al yacimiento. TABLA 4.18: CAÑONEOS ESTABLES DEL POZO YUCA SUR 12 Arena Fecha W.O. Intervalo (pies) "T" inf. 27-jul-02 0 9955-9973 (18) DPP Daño Técnica 5 N.D. Carga Empresa D.P. Baker Cable FUENTE: Departamento de Exploración y Desarrollo del Consorcio PetrosudPetroriva y del Consorcio Petrolero Palanda Yuca Sur. ELABORADO POR: José Zhunio Yuca Sur 13 En la siguiente pagina se muestra la tabla 4.19 que contiene el cañoneo más estable del pozo Yuca Sur 13 el cual corresponde a la arena Napo “U” inferior que estuvo produciendo durante reacondicionamientos a su haber. un lapso de 9 años y tiene solo 2 111 TABLA 4.19: CAÑONEOS ESTABLES DEL POZO YUCA SUR 13 Arena Fecha W.O. "U" Inf 20-Sep-02 0 Intervalo (pies) DPP Daño Técnica Carga Empresa Predator Baker 9598–9606 (8) 5 -0.23 Cable 9616-9631 (15) FUENTE: Departamento de Exploración y Desarrollo del Consorcio PetrosudPetroriva y del Consorcio Petrolero Palanda Yuca Sur. ELABORADO POR: José Zhunio Yuca Sur 14 Con más de 10 años de producción y sin ninguna intervención al yacimiento, la arena Napo “T” inferior tiene el cañoneo más estable del pozo Yuca Sur 14 como muestra la tabla 4.20 TABLA 4.20: CAÑONEOS ESTABLES DEL POZO YUCA SUR 14 Arena Fecha W.O. "T" 04-Abr-03 0 Intervalo (pies) DPP Daño Técnica Carga Empresa HMX Baker 9918-9932 (14) 5 2 TCP 9938-9972 (34) FUENTE: Departamento de Exploración y Desarrollo del Consorcio PetrosudPetroriva y del Consorcio Petrolero Palanda Yuca Sur. ELABORADO POR: José Zhunio Yuca Sur 15 En la tabla 4.21 se muestran los cañoneos más estables del pozo Yuca Sur 15.En este pozo también se realizó un pozo desviado en su misma locación pero con muy poco éxito, esto interrumpió la producción de las arenas. TABLA 4.21: CAÑONEOS ESTABLES DEL POZO YUCA SUR 15 Arena Fecha W.O. Intervalo (pies) “U” Inf 13-Ago-04 1 9633-9656 (23) "H" sup 11-May-03 0 DPP Daño Técnica Carga Empresa 5 1,5 Cable N.D. Baker 5 -1,3 TCP N.D. Baker 10058-10068 (10) 10073 -10086 (16) FUENTE: Departamento de Exploración y Desarrollo del Consorcio PetrosudPetroriva y del Consorcio Petrolero Palanda Yuca Sur. ELABORADO POR: José Zhunio Yuca Sur 19 No tiene cañoneos estables debido a que este pozo tiene un solo cañoneo, el mismo que fue eliminado por el análisis gráfico. 112 Así pues en base a lo que se observa en la parte superior podemos considerar lo siguiente como el resultado de nuestro análisis: Como se observa la técnica más exitosa en el campo Yuca Sur es el cable, sin embargo está muy seguida del cañoneo con tubería. Aquí las arenas que mayor tiempo se han mantenido en producción fueron abiertas con ayuda de cañoneo TCP. El daño más alto lo reporta un cañoneo de Schlumberger, mientras que la mejor estimulación un cañoneo de Baker Hughes. 113 CAPÍTULO 5 CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES 5.1. CONCLUSIONES - En el campo Pindo la empresa más exitosa en operaciones de cañoneo normal es Schlumberger, la densidad de disparo más comúnmente usada con buenos resultados es 5 y las cargas de cuales se conoce más operaciones exitosas son las de tipo Powerjet (normal y Omega) que igualmente pertenecen a Schlumberger. Por otra parte en lo que respecta a técnicas nuevas de cañoneo, el sistema DUO de Baker Hughes se muestra como la mejor opción. - En el campo Palanda la empresa más exitosa en operaciones de cañoneo es Halliburton, la densidad de disparo más comúnmente usada con buenos resultados es 4 y las cargas de las cuales se conoce más operaciones exitosas son las de tipo Deep Penetration que igualmente pertenecen a Halliburton. - En el campo Yuca Sur la empresa más exitosa en operaciones de cañoneo es Baker Hughes y la densidad de disparo más comúnmente usada con buenos resultados es 5. Debido a la falta de información de las cargas utilizadas en el campo Yuca Sur resulta muy difícil concluir cual es la carga con mejores resultados. - El pozo Pindo 1 al ser el más antiguo tiene muy poca información, esto se debe a como se manejaba los registros de operaciones de cañoneo años antes. Además de todas las intervenciones con las que cuenta complica considerar sus cañoneos para análisis, hay que recordar pues que las simulaciones de cañoneos son las herramienta más claras para saber que sucede en la formación, sin embargo son inventos recientes y poco utilizados por cuestiones económicas en campos marginales. Por lo cual se puede concluir que los cañoneos en pozos muy antiguos de campos marginales difícilmente pueden ser evaluados años después. 114 - Todos los cañoneos del pozo Pindo 8 fueron descartados en el análisis del capítulo 4. Su condición de pozo sacrificado para recuperación secundaria lo vuelve claramente como un pozo cuya producción no es adecuada, ni manejo bueno. Sin embargo en el pozo Pindo 12 pese a ser reinyector se tiene un cañoneo bueno en la arena Hollín Superior. Por lo cual concluimos que los pozos involucrados en inyección y reinyección de agua deben ser revisados minuciosamente si se desea analizar sus cañoneos. - De los cuadros que muestran los cañoneos más estables en el campo Pindo, podemos ver que la campaña más exitosa para implementar nuevos pozos es la del año 2001, pues la mayor parte de las arenas estables del campo pertenecen a pozos de esta campaña. - Después de todo lo analizado en este trabajo se puede concluir que la arena con los peores resultados en el campo Pindo es Napo “U” superior. - Como es de conocimiento, el daño de formación o factor skin es una causa artificial que reduce la producción de un reservorio y que puede ser producido por cualquier operación donde se involucre a la arena, como la perforación, cementación y finalmente el cañoneo. El daño obtenido en una prueba de pozo es un dato general el cual a veces es seriamente influenciado por efectos como el pseudoskin (pérdidas de presión por factores que no tienen que ver con la formación). Por lo cual al existir tantos factores que influyen en el daño, no se lo puede relacionar de manera directa con la efectividad de un cañoneo, por lo cual en este proyecto se lo utilizo como un número referencial para tener una idea básica de la efectividad del cañoneo, por ello no se adentra mucho en el tema del efecto skin en este trabajo. 115 5.2. RECOMENDACIONES - Es muy importante tomar en cuenta que debido a la cantidad de datos existentes con respecto a cañoneo en los más de 30 pozos de los Campos Pindo, Palanda y Yuca Sur su manejo resulta muy complicado. Por ello es recomendable en proyectos de titulación similares a este tabular y automatizar los datos usando muy bien el Excel, bases de datos e inclusive programas para manejar campos petrolíferos. Además es muy importante tomar en cuenta previamente la cantidad de pozos y los años en que empezó su funcionamiento, para así formar una idea previa de la dimensión del trabajo y su grado de complejidad. - El caso del pozo Pindo 13 trata del uso de la técnica Stimgun en una ampliación de punzonados, buscando nuevas unidades de flujo, sin embargo los resultados fueron malos, sobre todo si se mostrara los análisis petrofísicos optimistas y las posturas optimistas de la no interferencia del pozo Pindo 21D en la producción del pozo 13. El material respecto a este tema es muy amplio pero con poco apego al tema central de este proyecto, sin embargo se recomienda un mayor estudio a este particular caso. - En la experiencia ganada al realizar el análisis gráfico de la capacidad del yacimiento (k*h) vs la producción acumulada, se ha observado que el tiempo es un factor complicado de manejar, pues casi todas las arenas tienen fecha diferente de arranque de producción. Esto implica que pueden existir más o menos producción acumulada en arenas que tengan la misma capacidad, dependiendo el tiempo que han permanecido abiertas. Este problema fue resuelto en este proyecto mediante la aplicación de criterio del autor que tenía a disposición los datos respectivos a tiempo de producción. Sin embargo para un manejo más adecuado de este análisis se recomienda el realizar este gráfico utilizando 3 ejes, la capacidad del yacimiento (k*h) en el eje y, la producción acumulada en el eje x y el tiempo que ha producido la arena en el eje z. Esto brindará una perspectiva más clara con respecto a la calidad de la arena. Pero las aplicaciones de un tercer eje no se deberían limitar al tiempo, como parte de una 116 experimentación más profunda del tema se recomienda usar factores como la densidad de disparo, la compañía que realizó los disparos, la profundidad o la presión para graficar en el tercer eje. - Lastimosamente las operaciones de cañoneo son en su mayoría mal registradas y poco tomadas en cuenta, lo que complica los proyectos de titulación de este tipo. Por ello es recomendable para las empresas tener archivos vinculados con las propuestas de cañoneo y pruebas de presión pues van de la mano y ayudarían a observar el desempeño de cada empresa en este ámbito de los servicios petroleros. - En el presente trabajo al realizar el análisis gráfico varias arenas son tomadas en cuenta debido a que en ellas se implementó sistemas nuevos de cañoneo, pese a que se muestran como arenas con poco rendimiento, esto se ha mostrado como un gran error, ya que después de los análisis finales se observa que pese a tratarse de técnicas nuevas, los cañoneos también resultan en muchos casos desastrosos. Por lo cual se recomienda ser imparcial en el análisis gráfico, para concentrarse netamente en los resultados de la arena y no en lo implementado en estas, pues solo complica los análisis siguientes. - Este proyecto de titulación tiene varias particularidades, de hecho su creación se ha basado en un método ensayo - error, esto se debe a que generalmente los análisis de cañoneos se realiza previo a su ejecución y no después, por lo cual no existía un método exacto a seguir. Así pues se buscó maneras de solucionar la hipótesis planteada, optando por varios métodos llegando así al análisis gráfico de la capacidad del yacimiento (k*h) vs la producción acumulada. Este método es bastante simple e interesante y puede brindar muchas más posibilidades de análisis y resultados. - El tópico de este proyecto de titulación resulta muy amplio y con tantas implicaciones que el implementar este tema en otros campos involucra un esfuerzo importante y una dificultad alta. Sin embargo las posibilidades y formas de análisis debido al mismo tamaño del tema son muchos, por lo cual con la correcta ejecución y guía se puede generar resultados 117 importantes. Por lo cual se recomienda adoptar este tema de tesis para otros campos en el país pero de manera cuidadosa y muy técnica. 118 REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS Behrmann L., Brooks., Brown A., Farrant S., Fayard A., Michel C., Noordermeer A., Smith P., Venkitaraman A. y David Underdown, (2004), La nueva dinámica de operaciones de disparo en condiciones de bajo balance. Texas, EEUU: Schlumberger. Benavides L., (2012), Estudio Técnico – Económico de la Utilización de los Diferentes Sistemas de Cañoneo a las Arenas “U” y “T” en el Área Cuyabeno. Tesis de Grado EPN, Quito, Ecuador. Bjorn F., Fimreite H. Morten K. Y Bob Parrott, (2000), Técnicas de diseño de los disparos para optimizar la productividad. Texas, EEUU: Schlumberger. Corrales A., (2013), Aplicación de Nuevas Tecnologías para Optimizar la Producción en el Campo Palanda -Yuca Sur. Tesis de Grado UCE, Quito, Ecuador. Escobar F., (2008), Fundamentos de Ingeniería de Yacimientos, Colombia: Universidad Sur Colombiana. Ochoa J. y, Tello E. (2008), Reservas de Petróleo Crudo y Gas del País. Quito, Ecuador: Petroproducción. Rodriguez A., (2007), Optimización del Gas de los Campos Pindo, Palanda Yuca Sur II Para Generación Eléctrica. Tesis de Grado EPN, Quito, Ecuador. Rodríguez J. y Rodriguez C.,(2007), Análisis Técnico Económico del Uso de las Diferentes Técnicas de Cañoneo en los Campos Operados por Petroproducción. Tesis de Grado ESPOL, Guayaquil, Ecuador. Vistín J., (2013), Análisis de Causa- efecto en los Trabajos de Reacondicionamiento de Pozos del Bloque Pindo, Valoración de Resultados y Lecciones aprendidas. Tesis de Grado UCE, Quito, Ecuador. 119 ANEXOS 120 ANEXO NO 1 PRODUCCIÓN Y CORTE DE AGUA PROMEDIO DE LOS CAMPOS PINDO, PALANDA Y YUCA SUR 121 ANEXO 1: PRODUCCIÓN Y CORTE DE AGUA PROMEDIO DE LOS CAMPOS PINDO, PALANDA Y YUCA SUR Campo Pindo Campo Palanda Campo Yuca Sur Qo Promedio Corte de Agua Qo Promedio Corte de Agua Qo Promedio Corte de Agua Año (BPPD) (%) (BPPD) (%) (BPPD) (%) 1981 - - - - 389 13 1982 - - - - 464 30 1983 - - - - 462 44 1984 - - - - 368 50 1985 - - - - 302 57 1986 - - - - 288 66 1987 - - - - 70 54 1988 - - - - 642 60 1989 - - - - 377 60 1990 - - - - 224 61 1991 27 16 70 4 149 84 1992 846 39 874 41 325 42 1993 2063 53 1427 26 410 43 1994 2156 43 1384 24 468 45 1995 1972 39 952 7 573 48 1996 2047 53 540 20 511 48 1997 1951 27 925 50 485 10 1998 1829 44 712 45 406 12 1999 779 42 315 32 345 33 2000 1947 55 882 64 498 78 2001 4026 42 466 90 833 32 2002 3851 51 557 59 1785 48 2003 3520 57 1131 23 3195 46 2004 2918 65 1386 42 2698 52 2005 2680 66 819 53 2639 55 2006 3534 64 600 46 2763 59 2007 4303 68 522 53 2658 66 2008 4676 62 494 58 2252 67 2009 4601 66 396 62 2153 77 2010 6136 67 377 65 1990 77 2011 4738 70 463 70 1477 78 2012 5255 73 648 85 1307 80 FUENTE: Departamento de Exploración y Desarrollo del Consorcio PetrosudPetroriva y del Consorcio Petrolero Palanda Yuca Sur. ELABORADO POR: José Zhunio