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