CD-5948.pdf
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ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL FACULTAD DE INGENIERÍA EN GEOLOGÍA Y PETRÓLEOS “ESTUDIO DE LOS POZOS CERRADOS PARA SU REHABILITACIÓN E INCREMENTO DE LA PRODUCCIÓN DE PETRÓLEO EN EL ACTIVO LAGUPA, APLICANDO NUEVAS TECNOLOGÍAS” PROYECTO PREVIO A LA OBTENCIÓN DEL TÍTULO DE INGENIERO EN PETRÓLEOS AMAYA JIMÉNEZ GABRIEL ALEJANDRO [email protected] DIRECTOR: ING. ORTEGA VERIÑAZ RUBEN GUILLERMO. MSC. Ruben.ortega.epn.edu.ec Quito, NOVIEMBRE 2014 II DECLARACIÓN Yo, AMAYA JIMÉNEZ GABRIEL ALEJANDRO, 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 mi derecho 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. __________________________________ AMAYA JIMÉNEZ GABRIEL ALEJANDRO III CERTIFICACIÓN Certifico que el presente trabajo fue desarrollado por Amaya Jiménez Gabriel Alejandro, bajo mi supervisión. _______________________________ ING. GUILLERMO ORTEGA V. MSC DIRECTOR DEL PROYECTO IV DEDICATORIA A mis padres Francisco Amaya y Marcela Jiménez Gabriel Alejandro V AGRADECIMIENTOS Agradezco a Dios por darme la fuerza, inteligencia y sabiduría para terminar con este reto en vida profesional. A mis padres por todo el amor, paciencia y confianza que me han entregado durante todo este tiempo, gracias a ellos he cumplido cada una de mis metas y más que nada por ser mis mejores amigos y consejeros. A mis hermanos Andrés y Esteban son mi ejemplo a seguir, les agradezco por su amistad incondicional, el apoyo de todos los días para ser una mejor persona y por todas las aventuras que hemos pasado juntos que son los recuerdos más gratos que tengo en mi vida. A mi abuelita Clemencia, mi abuelito Francisco, mi tío Ramiry y mi Mamita Elenita que me han criado desde la infancia y me han entregado su cariño incondicional les quiero muchísimo y les agradezco por estar siempre a mi lado. A mis amigos y personas muy importantes en mi vida, Evelyn, Jonathan, William, Daniel, Rubén, Lenin, Cristian, Javier, Andrés, Alex, Diego, Xavier, Omar, David, gracias por su amistad sincera, cariño y tantas aventuras compartidas. A la carrera de Ingeniería en Petróleos de la ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL a la cual estoy muy orgulloso de pertenecer y a todo su personal docente, especialmente a mi director de tesis el Ing. Guillermo Ortega por toda la información, ayuda y apoyo en la elaboración de este proyecto de titulación. Al Ing. Pepe Játiva por toda la confianza y apoyo brindado. A mi colegio, el honorable JUAN PÍO MONTÚFAR por los valores y conocimientos impartidos a mi persona. Gabriel Alejandro VI CONTENIDO DECLARACIÓN ..................................................................................................... II CERTIFICACIÓN .................................................................................................. III DEDICATORIA ...................................................................................................... IV AGRADECIMIENTOS ............................................................................................ V CONTENIDO ......................................................................................................... VI LISTADO DE FIGURAS ....................................................................................... XV LISTADO DE TABLAS ........................................................................................ XIX CAPÍTULO I ........................................................................................................... 1 CARACTERÍSTICAS DEL ACTIVO LAGUPA ........................................................ 1 1.1. INTRODUCCIÓN ...................................................................................... 1 1.2. DESCRIPCIÓN GEOLÓGICA DE LAS FORMACIONES.......................... 2 1.2.1. CAMPO LAGUPA 1 ............................................................................ 2 1.2.2. CAMPO LAGUPA 2 ............................................................................ 3 1.2.3. CAMPO LAGUPA 3 ............................................................................ 3 1.3. PROPIEDADES Y CARACTERÍSTICAS DEL YACIMIENTO ................... 4 1.3.1. PROPIEDADES DE LA ROCA ........................................................... 4 1.3.1.1. Porosidad (Ø) ............................................................................... 4 1.3.1.2. Permeabilidad (k) ......................................................................... 5 1.3.1.3. Saturación (Sx) ............................................................................ 6 1.3.1.4. Espesor. ....................................................................................... 7 1.3.2. PROPIEDADES DEL FLUIDO ............................................................ 8 1.3.2.1. ANÁLISIS DE PRESIÓN, VOLUMEN Y TEMPERATURA (PVT). 8 VII 1.4. PRODUCCIÓN DEL ACTIVO LAGUPA .................................................. 10 1.5. TIPOS DE LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL ............................................ 11 1.5.1. BOMBEO MECÁNICO...................................................................... 11 1.5.1.1. DESCRIPCIÓN DEL EQUIPO DE FONDO................................ 12 1.5.1.1.1. ANCLA ..................................................................................... 13 1.5.1.1.2. SARTA DE VARILLAS ............................................................. 13 1.5.1.1.3. BOMBA DE SUBSUELO ......................................................... 13 1.5.1.1.4. NEPLO DE ASIENTO .............................................................. 14 1.5.1.1.5. SEPARADOR DE GAS ............................................................ 14 1.5.1.2. DESCRIPCIÓN DEL EQUIPO DE SUPERFICIE ....................... 15 1.5.1.2.1. MOTOR ................................................................................... 15 1.5.1.2.2. BALANCÍN ............................................................................... 16 1.5.1.2.3. CONTRAPESO........................................................................ 16 1.5.1.2.4. VASTAGO PULIDO ................................................................. 16 1.5.1.2.5. CABEZAL DE POZO ............................................................... 16 1.5.2. BOMBEO HIDRÁULICO ................................................................... 17 1.5.2.1. DESCRIPCIÓN DEL EQUIPO DE FONDO................................ 17 1.5.2.1.1. CAMISA DESLIZABLE ............................................................ 18 1.5.2.1.2. PACKER .................................................................................. 19 1.5.2.1.3. CAVIDAD ................................................................................. 19 1.5.2.1.4. JUNTA DE SEGURIDAD ......................................................... 19 1.5.2.1.5. BOMBA HIDRÁILICA............................................................... 19 1.5.2.2. DESCRIPCIÓN DEL EQUIPO DE SUPERFICIE ....................... 21 1.5.2.2.1. TANQUES DE ALMACENAMIENTO, DE LAVADO, SEPARADO Y TRATADORES .................................................................................... 22 1.5.2.2.2. UNIDAD DE POTENCIA .......................................................... 22 1.5.2.2.3. CABEZAL DE DISTRIBUCIÓN ................................................ 23 VIII 1.5.2.2.4. VÁLVULA DE CONTROL DE PRESIÓN ................................. 23 1.5.2.2.5. CABEZAL ................................................................................ 23 1.5.2.2.6. HIDROCYCLONES ................................................................. 23 1.5.3. BOMBEO ELECTRO SUMERGIBLE................................................ 23 1.5.3.1. DESCRIPCIÓN DE EQUIPOS DE FONDO ............................... 24 1.5.3.1.1. MOTOR ................................................................................... 26 1.5.3.1.2. SEPARADOR DE GAS ............................................................ 26 1.5.3.1.3. PROTECTOR .......................................................................... 26 1.5.3.1.4. BOMBA CENTRÍFUGA SUMERGIBLE ................................... 27 1.5.3.1.5. CABLE DE POTENCIA ............................................................ 27 1.5.3.2. DESCRIPCIÓN DEL EQUIPO DE SUPERFICIE ....................... 28 1.5.3.2.1. CABEZAL ................................................................................ 28 1.5.3.2.2. CAJA DE VENTEO .................................................................. 29 1.5.3.2.3. TABLERO DE CONTROL ....................................................... 29 1.5.3.2.4. TRANSFORMADOR................................................................ 29 1.6. ESTADO ACTUAL DEL ACTIVO LAGUPA ............................................. 29 1.6.1. ESTADO DE LOS POZOS ............................................................... 30 1.6.1.1. POZOS PRODUCTORES .......................................................... 30 1.6.1.2. POZOS ABANDONADOS Y ESPERANDO ABANDONO.......... 31 1.6.1.3. POZOS REINYECTORES ......................................................... 32 1.6.1.4. POZOS CERRADOS ................................................................. 32 1.6.2. DATOS DE B´UP .............................................................................. 37 1.6.3. RESERVAS ...................................................................................... 38 CAPÍTULO II ........................................................................................................ 39 IX ANÁLISIS TÉCNICO DE LOS POZOS CERRADOS ........................................... 39 2.1. SELECCIÓN DE LOS POZOS CERRADOS ........................................... 39 2.2. MARCO TEÓRICO PARA EL ANÁLISIS TÉCNICO DE LOS POZOS SELECCIONADOS ........................................................................................... 42 2.2.1. CURVAS DE CHAN.......................................................................... 42 2.1.1.1 INTERPRETACIÓN DE LAS CURVAS DE CHAN ........................ 42 2.1.1.1.1 CANALIZACIÓN ....................................................................... 42 2.1.1.1.2 CONIFICACIÓN ....................................................................... 43 2.1.1.1.3 PROBLEMA MECÁNICO ......................................................... 43 2.1.1.1.4 PRODUCCIÓN NORMAL ......................................................... 44 2.1.1.2 PROCEDIMIENTO PARA REALIZAR LAS CURVAS DE CHAN .. 44 2.2.2. 2.3. CÁLCULO DE RESERVAS .............................................................. 46 ANÁLISIS TÉCNICO DE LOS POZOS SELECCIONADOS .................... 47 2.3.1. POZO LAG 31 .................................................................................. 48 2.3.1.1. ESTADO MECÁNICO Y RESERVAS ........................................ 48 2.3.1.2. ANÁLISIS ARENAS PRODUCTORAS ...................................... 49 2.3.1.2.1. ARENA HOLLÍN ...................................................................... 49 2.3.1.2.2. ARENA U + T .......................................................................... 51 2.3.1.3. ANÁLISIS NUEVAS OPORTUNIDADES ................................... 54 2.3.1.4. RECOMENDACIONES .............................................................. 55 2.3.2. POZO LAG 37 .................................................................................. 55 2.3.2.1. ESTADO MECÁNICO Y RESERVAS ........................................ 55 2.3.2.2. ANÁLISIS ARENAS PRODUCTORAS ...................................... 56 2.3.2.2.1. ARENA BT ............................................................................... 56 2.3.2.3. ANÁLISIS NUEVAS OPORTUNIDADES ................................... 59 2.3.2.4. RECOMENDACIONES .............................................................. 60 2.3.3. POZO LAG 45 .................................................................................. 61 X 2.3.3.1. ESTADO MECÁNICO Y RESERVAS ........................................ 61 2.3.3.2. ARENAS PRODUCTORAS........................................................ 62 2.3.3.2.1. ARENA T ................................................................................. 62 2.3.3.2.2. ARENA H inf ............................................................................ 63 2.3.3.2.3. ARENA H sup .......................................................................... 65 2.3.3.3. 2.3.4. RECOMENDACIONES .............................................................. 65 POZO LAG 49 .................................................................................. 67 2.3.4.1. ESTADO MECÁNICO Y RESERVAS ........................................ 67 2.3.4.2. ANÁLISIS ARENAS PRODUCTORAS ...................................... 68 2.3.4.2.1. ARENA H sup + inf .................................................................. 68 2.3.4.2.2. ARENA U inf ............................................................................ 68 2.3.4.3. 2.3.5. RECOMENDACIONES: ............................................................. 71 POZO PRH 11 .................................................................................. 72 2.3.5.1. ESTADO MECÁNICO Y RESERVAS ........................................ 72 2.3.5.2. ANÁLISIS ARENAS PRODUCTORAS ...................................... 73 2.3.5.2.1. ARENA T inf ............................................................................ 73 2.3.5.2.2. ARENA U inf ............................................................................ 74 2.3.5.3. ANÁLISIS NUEVAS OPORTUNIDADES ................................... 76 2.3.5.4. RECOMENDACIONES .............................................................. 77 2.3.6. POZO PRH 13 .................................................................................. 78 2.3.6.1. ESTADO MECÁNICO Y RESERVAS ........................................ 78 2.3.6.2. ANÁLISIS ARENAS PRODUCTORAS ...................................... 79 2.3.6.2.1. ARENA T inf ............................................................................ 79 2.3.6.2.2. ARENA U inf ............................................................................ 80 2.3.6.3. ANÁLISIS NUEVAS OPORTUNIDADES ................................... 82 2.3.6.4. RECOMENDACIONES .............................................................. 83 2.3.7. POZO GNT 05 .................................................................................. 84 XI 2.3.7.1. ESTADO MECÁNICO Y RESERVAS ........................................ 84 2.3.7.2. ANÁLISIS ARENAS PRODUCTORAS ...................................... 85 2.3.7.2.1. ARENA T inf ............................................................................ 85 2.3.7.2.2. ARENA U inf ............................................................................ 85 2.3.7.2.3. ARENA U + BT ........................................................................ 86 2.3.7.2.4. ARENA BT ............................................................................... 87 2.3.7.3. 2.3.8. RECOMENDACIONES .............................................................. 89 POZO GNT 18 .................................................................................. 90 2.3.8.1. ESTADO MECÁNICO Y RESERVAS ........................................ 90 2.3.8.2. ANÁLISIS ARENAS PRODUCTORAS ...................................... 91 2.3.8.2.1. ARENA U inf ............................................................................ 91 2.3.8.2.2. ARENA Hollín sup. .................................................................. 94 2.3.8.2.3. ARENA T inf. ........................................................................... 94 2.3.8.2.4. ARENA BT ............................................................................... 95 2.3.8.3. ANÁLISIS NUEVAS OPORTUNIDADES ................................... 96 2.3.8.4. RECOMENDACIONES .............................................................. 97 CAPÍTULO III ....................................................................................................... 98 TRABAJOS DE REACONDICIONAMIENTO A APLICARSE ............................... 98 3.1. TRABAJOS CON TORRE Y SIN TORRE ............................................... 98 3.1.1. CAÑONEO ....................................................................................... 99 3.1.1.1. NUEVA TECNOLOGÍA ............................................................ 103 3.1.1.1.1. STIMGUM .............................................................................. 103 3.1.1.1.2. CARGAS MILLENNIUM ........................................................ 106 3.1.1.2. METODOLOGÍA PARA EL DISEÑO Y EJECUCIÓN DE CAÑONEO Y RECAÑONEO .................................................................... 107 XII 3.1.1.2.1. APLICACIÓN DE LA METODOLOGÍA .................................. 114 3.1.2. FRACTURAMIENTO HIDRÁULICO ............................................... 123 3.1.2.1. FLUIDOS Y COMPUESTOS DE FRACTURA: ....................... 123 3.1.2.2. EQUIPOS DE FRACTURAMIENTO HIDRÁULICO ................. 125 3.1.2.3. PROCEDIMIENTO DE FRACTURA ........................................ 128 3.1.2.4. METODOLOGÍA PARA EL DISEÑO DE FRACTURAMIENTO 129 3.1.2.5. APLICACIÓN DE LA METODOLOGÍA DE FRACTURAMIENTO ………………………………………………………………………..137 3.1.2.5.1. POZO LAG 45 ....................................................................... 140 3.1.2.5.2. POZO PRH 11 ....................................................................... 141 3.1.2.5.3. POZO PRH 13 ....................................................................... 143 3.1.2.5.4. POZO GNT 18 ....................................................................... 145 3.1.3. OPTIMIZACIÓN DE PESCA ........................................................... 146 3.1.3.1. HERRAMIENTAS DE PESCA.................................................. 146 3.1.3.1.1. SARTA DE PESCA CON HERRAMIENTA DE AGARRE EXTERNO ............................................................................................. 149 3.1.3.1.2. SARTA DE PESCA CON HERRAMIENTA DE AGARRE INTERNO .............................................................................................. 150 3.1.4. AISLAMIENTO DE ZONAS MEDIANTE CIBP................................ 151 3.1.5. HERRAMIENTAS MOLEDORAS ................................................... 152 3.1.5.1. JUNK MILL ............................................................................... 153 3.1.5.2. TAPER MILL ............................................................................ 154 3.1.6. EVALUACIÓN DE POZOS ............................................................. 154 3.1.6.1. HERRAMIENTAS DE SUPERFICIE PARA LA EVALUACIÓN DE POZOS MTU (MOBILE TEST UNIT) ........................................................ 155 3.1.6.1.1. COMPONENTES DE LA MTU............................................... 155 3.1.6.2. HERRAMIENTAS DE SUB-SUELO PARA LA EVALUACIÓN DE POZOS, CAMISA Y BOMBA JET............................................................. 156 XIII 3.1.6.2.1. COMPONENTES DEL BHA DE EVALUACIÓN .................... 160 3.1.6.3. OPERACIÓN DE EVALUACIÓN DE POZOS CON MTU Y BOMBA JET ............................................................................................. 162 3.1.7. REGISTROS DE CEMENTACIÓN ................................................. 162 3.1.8. BHA DE LIMPIEZA ......................................................................... 163 3.2. PROCEDIMIENTOS DE OPERACIÓN ................................................. 165 3.2.1. POZO LAG 31 ................................................................................ 165 3.2.2. POZO LAG 37 ................................................................................ 167 3.2.3. POZO LAG 45 ................................................................................ 168 3.2.4. POZO LAG 49 ................................................................................ 170 3.2.5. POZO PRH 11 ................................................................................ 172 3.2.6. POZO PRH 13 ................................................................................ 173 3.2.7. POZO GNT 05 ................................................................................ 175 3.2.8. POZO GNT 18 ................................................................................ 177 CAPÍTULO IV ..................................................................................................... 179 ANÁLISIS TÉCNICO – ECONÓMICO ................................................................ 179 4.1. PRODUCCIÓN ESTIMADA .................................................................. 179 4.2. INGRESOS ........................................................................................... 183 4.3. EGRESOS ............................................................................................ 183 4.4. FLUJO NETO DE CAJA ........................................................................ 184 4.5. VALOR ACTUAL NETO ........................................................................ 185 4.6. TASA INTERNA DE RETORNO ........................................................... 185 4.7. RELACIÓN BENEFICIO – COSTO ....................................................... 186 4.8. RESULTADOS ECONÓMICOS ............................................................ 187 CAPÍTULO V ...................................................................................................... 188 XIV CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES ..................................................... 188 5.1. CONCLUSIONES.................................................................................. 188 5.2. RECOMENDACIONES ......................................................................... 190 REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS ................................................................... 191 ANEXOS ............................................................................................................ 193 XV LISTADO DE FIGURAS FIGURA 1.1: UBICACIÓN DEL ACTIVO LAGUPA ................................................ 1 FIGURA 1.2 PRODUCCIÓN DEL ACTIVO LAGUPA ........................................... 10 FIGURA 1.3 PRODUCCIÓN ACUMULADA DEL ACTIVO LAGUPA ................... 10 FIGURA 1.4 COMPLETACIÓN DE FONDO PARA BOMBEO MECÁNICO ......... 12 FIGURA 1.5 CICLO DE BOMBEO MECÁNICO ................................................... 14 FIGURA 1.6 EQUIPOS DE SUPERFICIE DE BOMBEO MECÁNICO ................. 15 FIGURA 1.7 COMPLETACIÓN DE FONDO PARA BOMBEO HIDRÁULICO ...... 18 FIGURA 1.8 BOMBA TIPO PISTÓN .................................................................... 20 FIGURA 1.9 BOMBA JET..................................................................................... 21 FIGURA 1.10 EQUIPO DE SUPERFICIE PARA BOMBEO HIDRÁULICO .......... 22 FIGURA 1.11 COMPLETACIÓN DE FONDO PARA BOMBEO ELECTRO SUMERGIBLE .................................................................................................. 25 FIGURA 1.12 BOMBA CENTRÍFUGA SUMERGIBLE ......................................... 27 FIGURA 1.13 EQUIPO DE SUPERFICIE PARA BES .......................................... 28 FIGURA 2.1 CANALIZACIÓN .............................................................................. 42 FIGURA 2.2 CONIFICACIÓN ............................................................................... 43 FIGURA 2.3 PROBLEMAS MECÁNICOS ............................................................ 43 FIGURA 2.4 PRODUCCIÓN NORMAL ................................................................ 44 FIGURA 2.5 DIAGRAMA DE COMPLETACIÓN DEL POZO LAG 31 .................. 48 FIGURA 2.6 SATURACIÓN DE AGUA ARENA HOLLÍN POZO LAG 31 ............. 50 FIGURA 2.7 PRODUCCIÓN DE ARENA HOLLÍN POZO LAG 31 ....................... 50 FIGURA 2.8 PRODUCCIÓN DE ARENA U POZO LAG 31 ................................. 52 FIGURA 2.9 SATURACIÓN DE AGUA ARENA U POZO LAG 31 ....................... 52 FIGURA 2.10 CURVAS DE CHAN ARENA U POZO LAG 31 .............................. 53 FIGURA 2.11 ANÁLISIS DE DECLINACIÓN DEL POZO LAG 31 ARENA U ...... 53 FIGURA 2.12 REGISTRO ELÉCTRICO POZO LAG 31 ...................................... 54 FIGURA 2.13 DIAGRAMA DE COMPLETACIÓN DEL POZO LAG 37 ................ 55 FIGURA 2.14 PRODUCCIÓN DE ARENA BT POZO LAG 37 ............................. 57 FIGURA 2.15 SATURACIÓN DE AGUA ARENA BT POZO LAG 37 ................... 57 FIGURA 2.16 CURVAS DE CHAN ARENA BT POZO LAG 31 ............................ 58 FIGURA 2.17 ANÁLISIS DE DECLINACIÓN DEL POZO LAG 37 ARENA BT .... 58 XVI FIGURA 2.18 REGISTRO ELÉCTRICO POZO LAG 37 ...................................... 59 FIGURA 2.19 DIAGRAMA DE COMPLETACIÓN DEL POZO LAG 45 ................ 61 FIGURA 2.20 PRODUCCIÓN DE ARENA Hi POZO LAG 45............................... 63 FIGURA 2.21 SATURACIÓN DE AGUA ARENA Hi POZO LAG 45 .................... 64 FIGURA 2.22 RAP Y RAP´ vs T (POZO LAG 45) ................................................ 64 FIGURA 2.23 DIAGRAMA DE COMPLETACIÓN DEL POZO LAG 49D ............. 67 FIGURA 2.24 PRODUCCIÓN DE ARENA Ui POZO LAG 49............................... 69 FIGURA 2.25 SATURACIÓN DE AGUA ARENA Ui POZO LAG 49 .................... 70 FIGURA 2.26 RAP Y RAP´ vs T (POZO LAG 49) ................................................ 70 FIGURA 2.27 ANÁLISIS DE DECLINACIÓN POZO LAG 49 ARENA Ui ............. 71 FIGURA 2.28 DIAGRAMA DE COMPLETACIÓN DEL POZO PRH 11 ................ 72 FIGURA 2.29 REGISTRO DE INTEGRIDAD DEL CSG POZO PRH 11 ............. 74 FIGURA 2.30 PRODUCCIÓN DE ARENA Ui POZO PRH 11 .............................. 75 FIGURA 2.31 RAP Y RAP´ vs T (POZO PRH 11) ................................................ 75 FIGURA 2.32 ANÁLISIS DE DECLINACIÓN POZO PRH 13 ARENA Ui ............. 76 FIGURA 2.33 REGISTRO ELÉCTRICO POZO PRH 11 ...................................... 76 FIGURA 2.34 DIAGRAMA DE COMPLETACIÓN POZO PRH 1.......................... 78 FIGURA 2.35 REGISTRO ELÉCTRICO POZO PRH 13 ARENA T inf ................. 80 FIGURA 2.36 RAP Y RAP´ vs T (POZO PRH 13) ................................................ 81 FIGURA 2.37 PRODUCCIÓN DE ARENA Ui POZO PRH 13 .............................. 82 FIGURA 2.38 REGISTRO ELÉCTRICO POZO PRH 13 ARENA BT ................... 82 FIGURA 2.39 DIAGRAMA DE COMPLETACÓN DEL POZO GNT 05 ................. 84 FIGURA 2.40 PRODUCCIÓN DE ARENA U+BT POZO GNT 05 ........................ 87 FIGURA 2.41 SATURACIÓN DE AGUA DE ARENA U+BT POZO GNT 05 ........ 87 FIGURA 2.42 PRODUCCIÓN DE ARENA BT POZO GNT 05 ............................. 88 FIGURA 2.43 RAP Y RAP´ vs T (POZO GNT 05) ................................................ 89 FIGURA 2.44 DIAGRAMA DE COMPLETACIÓN DEL POZO GNT 18 ................ 90 FIGURA 2.45 SATURACIÓN DE AGUA DE ARENA Ui POZO GNT 18 .............. 92 FIGURA 2.46 REGISTRO ELÉCTRICO POZO GNT 18 ARENA U inf ................ 92 FIGURA 2.47 RAP Y RAP´ vs T (POZO GNT 18) ................................................ 93 FIGURA 2.48 PRODUCCIÓN DE ARENA Ui POZO GNT 18 .............................. 94 FIGURA 2.49 REGISTRO ELÉCTRICO POZO GNT 18 ARENA T inf ................. 95 FIGURA 2.50 REGISTRO ELÉCTRICO POZO GNT 18 ARENA BT ................... 96 XVII FIGURA 3.1 CAÑON BAJADO MEDIANTE CABLE ELÉCTRICO ....................... 99 FIGURA 3.2 CAÑONEO CON TCP PARA ARENA SUPERIOR ........................ 100 FIGURA 3.3 CAÑONEO CON TCP PARA ARENA INFERIOR.......................... 101 FIGURA 3.4 HERRAMIENTA STIMGUM CON TCP .......................................... 104 FIGURA 3.5 MICRO FRACTURAS CON PROPELENTE .................................. 105 FIGURA 3.6 CARGAS MILLENNIUM ................................................................. 106 FIGURA 3.7 MÁXIMO DESBALANCE SEGURO ............................................... 109 FIGURA 3.8 DENSIDAD DE CAÑONEO .......................................................... 111 FIGURA 3.9 RANGOS DE TEMPERATURA PARA LOS EXPLOSIVOS ........... 111 FIGURA 3.10 IPR´S DEL POZO LAG 31 ........................................................... 118 FIGURA 3.11 COMPLETACIÓN DE FONDO PARA FRACTURAMIENTO HIDRÁULICO PARA ARENA SUPERIO ......................................................... 126 FIGURA 3.12 COMPLETACIÓN DE FONDO PARA FRACTURAMIENTO HIDRÁULICO PARA ARENA INFERIOR. ....................................................... 127 FIGURA 3.13 FACTOR DE FRICCIÓN DE FANNING ....................................... 131 FIGURA 3.14 RELACIÓN DE ESTIMULACIONES PARA FRACTURAS VERTICALES .................................................................................................. 136 FIGURA 3.15 BLOQUE IMPRESOR .................................................................. 147 FIGURA 3.16 CANASTA DE PESCA ................................................................. 147 FIGURA 3.17 HERRAMIENTA DE FRESADO................................................... 148 FIGURA 3.18 HERRAMIENTA DE AGARRE EXTERNO................................... 148 FIGURA 3.19 HERRAMIENTA DE AGARRE INTERNO .................................... 149 FIGURA 3.20 SARTA DE PESCA CON HERRAMIENTA DE AGARRE EXTERNO ........................................................................................................................ 150 FIGURA 3.21 SARTA DE PESCA CON HERRAMIENTA DE AGARRE INTERNO ........................................................................................................................ 150 FIGURA 3.22 TAPÓN PUENTE TIPO N-1 ......................................................... 151 FIGURA 3.23 HERRAMIENTAS DE ASENTAMIENTO DE CIBP ...................... 152 FIGURA 3.24 JUNK MILL................................................................................... 153 FIGURA 3.25 TAPER MILL ................................................................................ 154 FIGURA 3.26 MTU ............................................................................................. 155 FIGURA 3.27 COMPLETACIÓN DE FONDO PARA EVALUACIÓN DE UNA ZONA .............................................................................................................. 157 XVIII FIGURA 3.28 COMPLETACIÓN DE FONDO PARA EVALUACIÓN DE DOS ZONAS............................................................................................................ 158 FIGURA 3.29 COMPLETACIÓN DE FONDO PARA EVALUACIÓN DE TRES ZONAS............................................................................................................ 159 FIGURA 3.30 HERRAMIENTA DE REGISTRO ELÉCTRICO DE CEMENTO ... 163 FIGURA 3.31 BHA DE LIMPIEZA ...................................................................... 164 FIGURA 4.1 PRODUCCIÓN VS TIEMPO PARA POZOS CANDIDATOS A REHABILITACIÓN .......................................................................................... 182 FIGURA 4.2 PRODUCCIÓN ACUMULADA Y RESERVAS VS TIEMPO PARA POZOS CANDIDATOS A REHABILITACIÓN ................................................. 182 FIGURA 4.3 FLUJO NETO DE CAJA ACUMULADO PARA EL PROYECTO DE REHABILITACION DE LOS POZOS CERRADOS ......................................... 187 XIX LISTADO DE TABLAS TABLA 1.1 CALIDAD DE LA ROCA EN FUNCIÓN DE LA POROSIDAD .............. 5 TABLA 1.2 CALIDAD DE LA ROCA EN FUNCIÓN DE LA PERMEABILIDAD ...... 6 TABLA 1.3 PROPIEDADES PETROFÍSICAS DEL CAMPO LAGUPA 1 ............... 7 TABLA 1.4 PROPIEDADES PETROFÍSICAS DEL CAMPO LAGUPA 2 ............... 7 TABLA 1.5 PROPIEDADES PETROFÍSICAS DEL CAMPO LAGUPA 3 ............... 7 TABLA 1.6 DATOS PVT (CAMPO LAGUPA 1) ...................................................... 8 TABLA 1.7 DATOS PVT (LAGUPA 2) ................................................................... 9 TABLA 1.8 DATOS PVT (LAGUPA 3) .................................................................... 9 TABLA 1.9 ESTADO DE LOS POZOS DEL ACTIVO LAGUPA ........................... 30 TABLA 1.10 POZOS PRODUCTORES ................................................................ 31 TABLA 1.11 POZOS ABANDONADOS Y ESPERANDO ABANDONO ............... 32 TABLA 1.12 POZOS CERRADOS (CAMPO LAGUPA 1) .................................... 34 TABLA 1.13 POZOS CERRADOS (CAMPO LAGUPA 2) .................................... 35 TABLA 1.14 POZOS CERRADOS (CAMPO LAGUPA 3) .................................... 36 TABLA 1.15 PRUEBAS DE PRESIÓN ................................................................ 37 TABLA 1.16 RESERVAS DEL ACTIVO LAGUPA ............................................... 38 TABLA 2.1 POZOS SELECCIONADOS PARA ANÁLISIS TÉCNICO .................. 40 TABLA 2.2 CÁLCULO DE RAP Y RAP´ PARA POZO LAG 31 ............................ 46 TABLA 2.3 RESERVAS POZO LAG 31 ............................................................... 49 TABLA 2.4 TRABAJOS DE REACONDICIONAMIENTO ARENA H POZO LAG 31 .......................................................................................................................... 49 TABLA 2.5 RESERVAS POZO LAG 37 ............................................................... 56 TABLA 2.6 TRABAJOS DE REACONDICIONAMIENTO ARENA BT POZO LAG 37 ...................................................................................................................... 56 TABLA 2.7 RESERVAS POZO LAG 45 ............................................................... 62 TABLA 2.8 RESERVAS POZO LAG 49 ............................................................... 68 TABLA 2.9 RESERVAS POZO PRH 11 ............................................................... 73 TABLA 2.10 RESERVAS POZO PRH 13 ............................................................. 79 TABLA 2.11 RESERVAS POZO GNT 05 ............................................................. 85 TABLA 2.12 RESERVAS POZO GNT 18 ............................................................. 91 XX TABLA 2.13 TRABAJOS DE REACONDICIONAMIENTO ARENA Ui POZO GNT 18 ...................................................................................................................... 91 TABLA 3.1. TRABAJOS DE REACONDICIONAMIENTO .................................... 98 TABLA 3.2 CARACTERÍSTICAS DE CARGAS MILLENNIUM .......................... 107 TABLA 3.3 RESISTENCIA COMPRESIVA DE MATERIALES ........................... 110 TABLA 3.4 CRACTERISTICAS DE LOS EXPLOSIVOS .................................... 112 TABLA 3.5 CONSTANTES PARA EL CÁLCULO DE “S” EN CAÑONEO .......... 112 TABLA 3.6 DATOS DEL POZO LAG 31 ............................................................ 115 TABLA 3.7 VALORES PARA CURVAS IPR DE ANTES Y DESPUES DEL CAÑONEO ...................................................................................................... 118 TABLA 3.8 RESULTADO DE LA METODOLOGÍA PARA EL POZO LAG 31 .... 120 TABLA 3.9 RESULTADO DE LA METODOLOGÍA PARA EL POZO LAG 37 .... 121 TABLA 3.10 RESULTADO DE LA METODOLOGÍA PARA EL POZO LAG 49 .. 122 TABLA 3.11 MODULO DE YOUNG (Ɛ ) ............................................................. 130 TABLA 3.12 COEFICIENTE DE POISSON (ɤ ) .................................................. 130 TABLA 3.13 PROPIEDADES DE FLUIDOS FRACTURANTES ......................... 133 TABLA 3.14 APUNTALANTES SINTÉTICOS .................................................... 136 TABLA 3.15 DATOS DEL POZO LAG 31 .......................................................... 137 TABLA 3.16 DIMENSIONES DE LA FRACTURA .............................................. 139 TABLA 3.17 PROGRAMA DE FRACTURAMIENTO PARA EL POZO LAG 45.. 140 TABLA 3.18 DATOS DEL POZO PRH 11 .......................................................... 141 TABLA 3.19 PROGRAMA DE FRACTURAMIENTO PARA EL POZO PRH 11 . 142 TABLA 3.20 DATOS DEL POZO PRH 13 .......................................................... 143 TABLA 3.21 PROGRAMA DE FRACTURAMIENTO PARA EL POZO PRH 13 . 144 TABLA 3.22 DATOS DEL POZO GNT 18 .......................................................... 145 TABLA 3.23 PROGRAMA DE FRACTURAMIENTO PARA EL POZO GNT 18 . 146 TABLA 4.1 PREDICCIÓN DE PRODUCCIÓN DEL ACTIVO LAGUPA ............. 181 TABLA 4.2 COSTOS OPERATIVOS DE LOS POZOS CANDIDATOS .............. 184 TABLA 4.3 RESULTADOS ECONÓMICOS DEL PROYECTO .......................... 187 1 CAPÍTULO I CARACTERÍSTICAS DEL ACTIVO LAGUPA 1.1. INTRODUCCIÓN El desarrollo del presente proyecto de titulación, está planificado para un campo productor de petróleo ubicado en la región Oriente del Ecuador y con el fin de presentar la información a evaluarse, lo denominaremos Activo LAGUPA. El Activo LAGUPA se encuentra localizado al nororiente de la Región Amazónica en la provincia de Sucumbíos, atravesado por el río Aguarico. Está limitado por el campo Aguarico al Noroeste y por el campo Atacapi al Oeste, tiene un área de alrededor de 41.8 Km². FIGURA 1.1: UBICACIÓN DEL ACTIVO LAGUPA FUENTE: PETROAMAZONAS EP 2 El Activo LAGUPA se encuentra conformado por tres campos diferentes, que para efecto de este proyecto de titulación los denominaremos: Lagupa 1, Lagupa 2 y Lagupa 3. Los cuales tienen como yacimientos productivos las siguientes formaciones (para fines prácticos y debido a que las formaciones productoras están constituidas principalmente de arena, también las denominaremos como arenas productoras): FORMACIÓN HOLLÍN: Hollín Superior, Hollín Inferior. FORMACIÓN NAPO: T Superior, T Inferior, U Superior y U Inferior FORMACIÓN TENA: Basal Tena 1.2. DESCRIPCIÓN GEOLÓGICA DE LAS FORMACIONES 1.2.1. CAMPO LAGUPA 1 La principal formación productora del campo Lagupa 1 es Hollín debido a que posee una alta permeabilidad y porosidad, está dividida en Hollín Superior e Inferior. La formación Hollín Superior está constituida por areniscas medianas intercaladas de lentes calcáreos y lutíticos con presencia de glauconita y clorita con un espesor de 30-40 pies. La formación Hollín Inferior tiene areniscas de tamaño de grano variable, compuesto por cuarzo, glauconita, feldespatos con matriz arcillosa y cemento calcáreo con un espesor de 60 pies. Como yacimientos secundarios tenemos a las formaciones Tena y Napo por su bajo desarrollo de arena saturada. 3 Napo: Esta formación se divide en “Napo U” y “Napo T” las cuales tienen un espesor de 20-30 pies y de 25-30 pies respectivamente. Se encuentra constituida por cuerpos discontinuos de arena con intercalación de calizas y lutitas en un ambiente de deposición marino. Tena: Esta formación está constituida por arenisca cuarzosa de grano fino, mal seleccionado de color café claro o gris verdoso en un ambiente continental en la cual encontramos presentes lutitas verdes y cuarzos. 1.2.2. CAMPO LAGUPA 2 La principal formación productora del Campo Lagupa 2 es Napo, la cual se divide en dos yacimientos U y T. La formación “U” tiene mayor saturación de petróleo en la parte central debido a que está formada por granos finos a medios de color gris, de forma redondeada con intercalaciones de calizas, areniscas y lutitas. La formación “T” viene a ser el reservorio principal de este campo por su composición arenosa de aspecto masivo y homogéneo. Está formada por estratos de grano fino color gris de areniscas intercaladas con lutitas y calizas de forma sub-angular. Tiene como formación secundaria a Basal Tena por su poco desarrollo. Está formado por arenisca de granos gruesos de cuarzo sub-angulares y firmes. 1.2.3. CAMPO LAGUPA 3 La principal formación productora en el Campo Lagupa 3 es Napo, que está formada por los yacimientos “U” y “T” siendo de mayor interés la formación “T” seguido por la formación “U”. 4 La formación “T” está constituida por grano muy fino de buena selección, conformado por areniscas de color gris verdosa con intercalaciones de lutitas, tiene una porosidad regular y su cemento es calcáreo. La formación “U” se caracteriza por tener muchas impurezas con intercalaciones de lutitas, la arenisca es cuarzosa de grano muy fino a medio y de color gris verdoso o café claro, su cemento es calcáreo. La formación Hollín es el segundo yacimiento más importante para este campo ya que la parte superior de la formación está formada por granos de arenisca cuarzosa levemente delgados de forma sub-angular y cemento ligeramente calcáreo. La formación Tena es de ambiente continental con una porosidad regular, conformado por una arena de granos muy finos de color café claro e intercalado por limonitas de color gris o café oscuro, esta formación tiene poco desarrollo en este campo. 1.3. PROPIEDADES Y CARACTERÍSTICAS DEL YACIMIENTO Un yacimiento productor es decir del cual se puede extraer hidrocarburo, se lo caracteriza dependiendo de qué tan buenas sean sus propiedades petrofísicas, tanto de la roca que conforma el yacimiento como el fluido que la inunda. 1.3.1. PROPIEDADES DE LA ROCA 1.3.1.1. Porosidad (Ø): Indica la capacidad de la roca para almacenar fluidos y es definido como la división del volumen poroso (volumen entre los granos) para el volumen total de la roca. Se clasifica en: 5 Porosidad efectiva: Se define como el porcentaje de volumen de los poros interconectados entre sí, es la porosidad que se indica en las tablas 1.3, 1.4 y 1.5. Porosidad residual: Se define como el porcentaje de volumen de los poros que no están interconectados entre sí, pero tienen la capacidad de almacenar fluidos. Porosidad absoluta: Es la sumatoria de la porosidad efectiva y la porosidad residual. En la tabla 1.1 se presentan los diferentes rangos de porosidad en porcentaje para determinar la calidad de la roca según esta propiedad petrofísica. TABLA 1.1 CALIDAD DE LA ROCA EN FUNCIÓN DE LA POROSIDAD CALIDAD Ø (%) Muy buena > 20 Buena 15 - 20 Regular 10 – 15 Pobre 5 – 10 Muy pobre <5 FUENTE: http://www.slideshare.net 1.3.1.2. Permeabilidad (k): Esta propiedad indica la capacidad de la roca para permitir el flujo de fluidos a través de sus poros interconectados y tiene como unidad el Darcy, pero generalmente se lo expresa en mili-darcys. Se clasifica en: Permeabilidad absoluta (K): Es la capacidad de la roca para permitir el flujo de fluido a través de ella, por un fluido que satura al 100% la roca. Permeabilidad efectiva (kg, kw, ko): Es la capacidad de la roca para permitir el flujo de fluido a través de ella cuando existe más de un fluido que sature la roca. 6 Permeabilidad relativa (kr): Es la relación que existe entre la permeabilidad efectiva y la permeabilidad absoluta. La velocidad con la que los fluidos atraviesan la roca depende de tres factores básicos que son: 1) La presión a la cual los fluidos están sometidos. 2) La porosidad del yacimiento. 3) La densidad del fluido a su respectiva temperatura. En la tabla 1.2 se presentan los diferentes rangos de permeabilidad en milidarcys para determinar la calidad de la roca según esta propiedad petrofísica. TABLA 1.2 CALIDAD DE LA ROCA EN FUNCIÓN DE LA PERMEABILIDAD PERMEABILIDAD (K) GRADO DE (md) PERMEABILIDAD 1 – 10 Pobre 10 – 100 Regular 100 – 1000 Buena >1000 Muy buena FUENTE: http://repositorio.ute.edu.ec/bitstream/123456789/5907/1/37430_1.pdf 1.3.1.3. Saturación (Sx): Se define como la fracción de volumen poroso de una roca que está ocupado por un fluido que puede ser agua, petróleo o gas. La sumatoria de las saturaciones de todos los fluidos que ocupan la roca es igual a 1. Se clasifica en: Saturación de agua connata (Swc): Es la saturación de agua al momento del descubrimiento. Saturación residual de una fase: Es el volumen que queda de una fase que puede ser gas, petróleo o agua después de un proceso de desplazamiento en la zona barrida. 7 Saturación critica de una fase: Es la mínima saturación requerida para que una fase pueda moverse en el reservorio. 1.3.1.4. Espesor: El espesor de una arena se define como la longitud en la cual mediante registros eléctricos se ha encontrado la presencia de hidrocarburo. En las tablas 1.3, 1.4 y 1.5 se presentan los valores promedios de porosidad, espesor y saturación de agua para cada uno de los campos del activo LAGUPA. TABLA 1.3 PROPIEDADES PETROFÍSICAS DEL CAMPO LAGUPA 1 Campo Lagupa 1 ROCA Unidades BT U T Hollín sup Hollín inf Espesor pies 7,5 31 22,5 113,2 113,2 Porosidad % 15 14,5 13,6 15,2 17,5 Sw % 27 35,5 38,6 29,6 30 FUENTE: PETROAMAZONAS EP ELABORADO POR: Gabriel Amaya TABLA 1.4 PROPIEDADES PETROFÍSICAS DEL CAMPO LAGUPA 2 Campo Lagupa 2 ROCA Unidades BT U T Espesor ft 8,79 20 30,5 Porosidad % 15,22 11,32 11,21 Sw % 30,33 17,01 21,74 FUENTE: PETROAMAZONAS EP ELABORADO POR: Gabriel Amaya TABLA 1.5 PROPIEDADES PETROFÍSICAS DEL CAMPO LAGUPA 3 Campo Lagupa 3 ROCA Unidades Espesor ft Porosidad Sw BT U T Hollín sup 18,5 40,5 52,5 % 18,5 14,5 % 30,25 35,5 FUENTE: PETROAMAZONAS EP ELABORADO POR: Gabriel Amaya Hollín inf 26,5 26,5 13,6 15,7 17,5 38,6 31,05 33,2 8 1.3.2. PROPIEDADES DEL FLUIDO Para obtener las propiedades de los fluidos de un reservorio es necesario realizar las pruebas PVT. 1.3.2.1. ANÁLISIS DE PRESIÓN, VOLUMEN Y TEMPERATURA (PVT) El análisis PVT es el conjunto de pruebas de laboratorio que se hacen en una muestra representativa del yacimiento, las cuales consisten en simular en el laboratorio las condiciones de presión y temperatura, midiendo exactamente los volúmenes de gas y fluido en cada declinación de presión, de esta manera se podrá determinar las propiedades de los fluidos del yacimiento, permitiendo la selección del método más adecuado de producción y la predicción de su comportamiento a través de la vida productiva. En las tablas 1.6, 1.7 y 1.8 se muestran los resultados de estas pruebas para los reservorios del Activo LAGUPA. TABLA 1.6 DATOS PVT (CAMPO LAGUPA 1) CAMPO LAGUPA 1 DATOS DE YACIMIENTO DATUM BT US UI TS TI HS HI 7800 8680 8680 8843 8843 9035 9035 Presión @ DATUM 1311 1837 1796 1350 1693 3341 3822 Pi (psi) 3.500 4.195 4.195 4.417 4.417 4.485 4.485 Pa (psi) 1.935 1.780 1.780 2.150 2.150 3.266 3.266 Pb (psi) Boi (By/Bn) Bob (By/Bn) 810 800 800 770 770 750 750 1,1584 1,2424 - 1,2179 - - 1,1789 1,1863 1,2945 - 1,274 - - 1,2139 Salinidad (ppm Cl) 53.955 - 25.000 16.500 - 7.150 800 Salinidad (ppm ClNa) - 89.026 - 41.250 27.225 - 11.798 1.320 T (F) 194 198 - 204 - - 208 Rs 198 - - 264 - - 188 0,8457 0,774 0,774 0,8147 0,8147 0,7806 0,7806 194 198 198 202 202 205 205 Densidad (gr/cc) T (°F) API 27,0 29,5 - 32,4 - - 29,1 Grad 0,366 0,335 - 0,353 - - 0,338 FUENTE: PETROAMAZONAS EP ELABORADO POR: Gabriel Amaya 9 TABLA 1.7 DATOS PVT (CAMPO LAGUPA 2) CAMPO LAGUPA 2 BT DATOS DE YACIMIENTO UI TI TS DATUM 7870 8570 8730 Presión @ DATUM 1368 1792 2057 1327 Pi (psi) 3.000 3.600 4.150 4.150 Pa (psi) 2.150 1.800 1.500 1.500 Pb (psi) 844 1.293 1.050 1.050 Boi (By/Bn) 1,124 1,206 1,301 1,301 Bob (By/Bn) 1,1403 1,2251 1,358 1,358 Salinidad (ppm -Cl) 33.939 15.152 12.121 12.121 Salinidad (ppm ClNa) 56.000 25.000 20.000 20.000 Bg (pcn/bn) 0,08279 - 0,0809 0,0809 - - 0,75 - 196 198 204 204 µ (cps) T (F) Rs Densidad (gr/cc) 8730 160 - - - 0,9312 0,782 0,8204 0,8204 T (°F) 168 175 177 176 API 28,0 31,7 34,2 - Grad 0,404 0,339 0,356 - FUENTE: PETROAMAZONAS EP ELABORADO POR: Gabriel Amaya TABLA 1.8 DATOS PVT (CAMPO LAGUPA 3) CAMPO LAGUPA 3 BT US UI TI Hs DATUM 8825 9640 9640 9814 9920 Presión @ DATUM 1780 1379 2123 1941 3980 Pi (psi) 3.700 3.750 3.750 4.083 4.315 Pa (psi) 1.550 2.000 2.000 1.950 3.200 Pb (psi) 1.485 1.400 1.400 1.398 990 Boi (By/Bn) 1,1257 1,2265 1,2265 1,2753 1,215 Bob (By/Bn) 1,1454 1,2548 1,2548 1,3128 1,2695 Salinidad (ppm -Cl) 33.333 15.152 15.152 10.000 4.545 Salinidad (ppm ClNa) 55.000 25.000 25.000 16.500 7.500 Bg (pcn/bn) - 0,0136 - - - µ (cps) - 2,8 1,8 - 3,13 194 198 - 204 232 - 314 - - 308 DATOS DE YACIMIENTO T (F) Rs FUENTE: PETROAMAZONAS EP ELABORADO POR: Gabriel Amaya 10 1.4. PRODUCCIÓN DEL ACTIVO LAGUPA El Activo LAGUPA desde el 1 de junio del 2010 hasta el 31 de diciembre del 2013 tuvo una producción acumulada de 13’661.668 barriles de petróleo, 5’607.347 barriles de agua y 3’983.188 barriles de gas. En las figuras 1.2 y 1.3 se observa cómo ha ido variando la producción de cada una de las fases (petróleo, agua y gas) en el Activo con respecto al tiempo. FIGURA 1.2 PRODUCCIÓN DEL ACTIVO LAGUPA PRODUCCIÓN BARRILES 500000,00 400000,00 300000,00 PETRÓLEO 200000,00 AGUA 100000,00 GAS 0,00 0 10 20 30 40 50 MESES FUENTE: PETROAMAZONAS EP ELABORADO POR: Gabriel Amaya FIGURA 1.3 PRODUCCIÓN ACUMULADA DEL ACTIVO LAGUPA PRODUCCIÓN ACUMULADA BARRILES 15000000,00 10000000,00 PETRÓLEO ACU 5000000,00 AGUA ACU GAS ACU 0,00 0 10 20 30 MESES FUENTE: PETROAMAZONAS EP ELABORADO POR: Gabriel Amaya 40 50 11 1.5. TIPOS DE LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL Levantamiento artificial se define como el uso de medios artificiales para el incremento del flujo de los fluidos que se encuentran en el yacimiento. Estos mecanismos se los utiliza para pozos donde su presión de yacimiento es insuficiente como para llevar los fluidos hasta la superficie. Los mecanismos de levantamiento artificial que se utilizan en el activo LAGUPA son: Bombeo Mecánico Bombeo Hidráulico Bombeo electro-sumergible. (BES) 1.5.1. BOMBEO MECÁNICO El método de levantamiento artificial más común y antiguo del mundo es el bombeo mecánico. Debido a su simplicidad y robustez, es posible su aplicación en casi todos los tipos de pozos que requieren levantamiento a excepción de pozos desviados. Es recomendable aplicar este tipo de levantamiento para la producción de crudo pesado y extra pesado; no es recomendable aplicarlo cuando la producción de sólidos y la relación de gas-liquido sean muy altas. Su principal característica se basa en utilizar una unidad de bombeo para transmitir movimiento a la bomba de subsuelo, a través de una sarta de varillas y mediante la energía suministrada por un motor. 12 1.5.1.1. DESCRIPCIÓN DEL EQUIPO DE FONDO En la figura 1.4 se puede observar los diferentes componentes que se utilizan para realizar una completación de fondo de bombeo mecánico. FIGURA 1.4 COMPLETACIÓN DE FONDO PARA BOMBEO MECÁNICO CASING SUPERFICIAL ZAPATO GUIA SUPERFICIAL SARTA DE BARILLAS CASING INTERMEDIO NIVEL DE FLUIDO TUBERÍA DE PRODUCCIÓN ANCLA BOMBA NEPLO DE ASIENTO SEPARADOR DE GAS X-OVER NEPLO CAMPANA ZONA PRODUCTORA COLLAR FLOTADOR ZAPATO GUIA CEMENTADO CON 1070 SXS ELABORADO POR: Gabriel Amaya 13 1.5.1.1.1. ANCLA Este equipo de fondo permite estabilizar la tubería de producción controlando que la completación de fondo se mantenga centralizada permitiendo el buen funcionamiento de la misma, a su vez permite que el fluido pase a través de ella entre el espacio formado por la tubería de revestimiento o “CAISING” y la tubería de producción o “TUBING” este espacio también se lo denomina espacio anular. 1.5.1.1.2. SARTA DE VARILLAS La sarta de varillas de succión es un sistema vibratorio complejo mediante el cual el equipo superficial transmite energía o movimiento a la bomba sub superficial. La selección de la sarta de varillas depende de la profundidad del pozo y las condiciones de operación de este. Su diseño consiste en seleccionar la sarta más ligera y por lo tanto más económica, sin exceder el esfuerzo de trabajo de las propias varillas. El esfuerzo de trabajo depende de la composición química de las varillas, propiedades mecánicas y fluido bombeado. 1.5.1.1.3. BOMBA DE SUBSUELO El objetivo de la bomba es desplazar los fluidos del yacimiento desde el fondo del pozo hasta la superficie por el interior de la tubería de producción, consta principalmente de los siguientes componentes: Barril de trabajo /camisa de la bomba Émbolo o pistón Válvula viajera Válvula de pie o estacionaria 14 El ciclo de bombeo mecánico inicia con el movimiento del émbolo hacia arriba succionando el fluido dentro del barril a través de la válvula de pie, mientras que la válvula viajera permanece cerrada. Cuando el émbolo comienza a descender, la válvula viajera se abre permitiendo el paso del fluido desde el barril hacia la tubería de producción y a su vez la válvula de pie se encuentra cerrada, este movimiento se repite cíclicamente permitiendo la extracción del fluido hasta superficie como se puede observar el la figura 1.5 FIGURA 1.5 CICLO DE BOMBEO MECÁNICO FUENTE: http://es.slideshare.net/gabosocorro/bombeo-mecanico-presentacion 1.5.1.1.4. NEPLO DE ASIENTO Este equipo permite alojar diferentes dispositivos de cierre para controlar la producción de la tubería, en este caso aloja la bomba mecánica de subsuelo y se encuentra conectado directamente a la tubería de producción. 1.5.1.1.5. SEPARADOR DE GAS Tiene como objetivo separar la mayor cantidad de gas libre en el fluido para que este sea expulsado de la tubería de producción a través del espacio anular 15 mezclándose con el fluido de control, permitiendo así únicamente el flujo de líquido a través de la bomba. El separador de gas invierte el sentido del flujo dentro de su carcaza separando el gas del líquido debido a la diferencia de gravedades específicas. 1.5.1.2. DESCRIPCIÓN DEL EQUIPO DE SUPERFICIE Para que el equipo de fondo entre en funcionamiento es necesario transmitir la energía hacia la bomba de subsuelo mediante los equipos instalados en superficie como se observa en la figura 1.6. FIGURA 1.6 EQUIPOS DE SUPERFICIE DE BOMBEO MECÁNICO FUENTE:https://www.google.com.ec/search?q=bombeo+mecanico+equipo+de+superficie 1.5.1.2.1. MOTOR Es el encargado de suministrar la energía necesaria a la unidad de bombeo para levantar los fluidos del pozo. Los motores pueden ser de: Combustión interna: Control de velocidad más flexible. Eléctricos: Bajo costo inicial, menor costo de mantenimiento. 16 1.5.1.2.2. BALANCÍN Este equipo tiene como objetivo convertir el movimiento angular del eje de un motor a un movimiento rectilíneo vertical con una velocidad apropiada que accione la sarta de varillas y la bomba de subsuelo. 1.5.1.2.3. CONTRAPESO Sirve para balancear las fuerzas que se originan sobre el motor durante la carrera ascendente y descendente del balancín con el fin de reducir el momento de rotación y la potencia máxima efectiva. 1.5.1.2.4. VASTAGO PULIDO Es el que conecta la sarta de varillas de succión y el equipo de superficie. Esta varilla soporta las siguientes cargas: Peso del fluido Peso de las varillas Cargas de aceleración Carga por vibración Fuerzas de fricción 1.5.1.2.5. CABEZAL DE POZO Está formado por una serie de válvulas y dispositivos que permiten el paso del fluido desde el pozo hasta la superficie y se conecta con las varillas de succión por medio del vástago pulido. 17 1.5.2. BOMBEO HIDRÁULICO El bombeo hidráulico se basa en un principio sencillo: “La presión ejercida sobre la superficie de un fluido se transmite con igual intensidad en todas las direcciones dentro del fluido”. Aplicando este principio es posible inyectar desde la superficie un fluido a alta presión por el tubing accionando la bomba de subsuelo que succiona el fluido del yacimiento, el fluido inyectado se mezcla con el de la formación y salen juntos por el espacio anular. Los fluidos de potencia más utilizados son agua y crudos livianos que pueden provenir del mismo pozo. 1.5.2.1. DESCRIPCIÓN DEL EQUIPO DE FONDO Como ejemplo práctico del bombeo hidráulico, en la figura 1.7 se muestra la completación de fondo del pozo LAG 31. 18 FIGURA 1.7 COMPLETACIÓN DE FONDO PARA BOMBEO HIDRÁULICO LAG-31 W.O N˚ 08 Fecha de Completacion : 17/Abr/1982 EMR : 979' EDS : 963' W.O N˚ 07: 06/Jun/1998 W.O N˚ 08: 04/Dic/2007 2034' 10 3/4" S-55, 49 JTS 40,5 L/P ZAPATO CEMENTADO CON 196 SxS TIPO "G" 7" CSG 79 68 112 1 JTS JTS JTS JTS N-80 26 L/P LT & C @ 10042' T-96 23 L/P LT & C @ 7004' N-80 23 L/P LT & C @ 4371' T-95 26 L/P LT & C @ 33,3' 3 1/2" , EUE, N-80, 305 TUBOS 9502' 3 1/2" x 2 7/8" EUE, REDUCCION 2 7/8" CAVIDAD GUIBERSON PL -I 2 7/8" EUE, N-80,1 TUBO 9544' 2 7/8" JUNTA DE SEGURIDAD 7"x2 7/8" PACKER ARROW ARENA "U" @ 4 DPP 9619' - 9627' (8') 2 7/8" EUE, N-80, 2 TUBOS 9617' 9644' - 9653' (9') 2 7/8"x2 3/8" EUE, REDUCCION 2 3/8" EUE, CAMISA 9660' - 9668' (8') 2 7/8"x2 3/8" EUE, REDUCCION 9746' 2 7/8" EUE, N-80, 4 TUBOS 7"x2 7/8" PACKER "FH" 2 7/8" EUE, N-80, 2 TUBOS 9819' ARENA "T" @ 4 DPP 2 7/8"x2 3/8" EUE, REDUCCION 2 3/8" EUE, CAMISA 9823' - 9832' ( 9 ' ) 2 7/8"x2 3/8" EUE, REDUCCION 9836' - 9844' ( 8 ' ) 2 7/8" EUE, N-80, 1 TUBO 9855' 2 7/8" EUE, TAPON CIEGO 9870' - 9872' ( 2 ' ) SQZ 9900' CIBP ARENA "HOLLIN" @ 12 DPP 10004' - 10009' ( 5 ' ) 10009' - 10010' ( 1 ' ) @ 8 DPP 10014' TOPE DE CEMENTO 10039' ZAPATO GUIA DE FONDO CEMENTADO CON 700 SxS TIPO "G" 10016' - 10023' ( 7 ' ) SQZ 10023' - 10035' ( 12 ' ) SQZ FUNTE: PETROAMAZONAS EP. 1.5.2.1.1. CAMISA DESLIZABLE Tiene como función comunicar o permitir el paso de fluidos entre la tubería de producción y la tubería de revestimiento. Permite alojar la bomba jet para le evaluación del pozo. 19 1.5.2.1.2. PACKER Es un dispositivo de cierre que impide el flujo de fluidos por el espacio anular a través de éste. El packer en esta completación tiene como objetivo principal el ayudar al ingreso y extracción de la bomba hidráulica conjuntamente con el fluido motriz. 1.5.2.1.3. CAVIDAD Es un conjunto de acoples, camisas y extensión de perforaciones ubicados de forma especial y exacta. Este dispositivo permite alojar la bomba hidráulica ya sea de tipo jet o tipo pistón. 1.5.2.1.4. JUNTA DE SEGURIDAD Herramienta que permite la liberación de la sarta con tensión en caso de aprisionamiento. 1.5.2.1.5. BOMBA HIDRÁILICA a) Tipo pistón: trabaja de forma reciprocaste es decir con carrera ascendente y descendente. Este tipo de bomba funciona con el mismo principio del bombeo mecánico, pero con la diferencia de que no existen conexiones mecánicas hacia la superficie. Está compuesta por un pistón y un difusor que va conectado a una varilla central, esta bomba abre la válvula inferior permitiendo el ingreso 20 del fluido hacia la cámara mientras la válvula superior permanece cerrada hasta que la cámara esté llena, este viene a ser la carrera ascendente. En la carrera descendente la válvula inferior se cierra y la superior se abre permitiendo así que el fluido del reservorio y el fluido motriz se mezclen y sean llevados a superficie. En la figura 1.8 se puede observar el funcionamiento de la bomba tipo pistón. FIGURA 1.8 BOMBA TIPO PISTÓN FUENTE: Folleto de Levantamiento Artificial. Ing Vinicio Melo b) Tipo Jet: Consta de una bomba con el principio de Venturi, la cual consta de una boquilla, una garganta y un difusor. Su funcionamiento consiste en la entrada del fluido motriz por el tubing hacia la boquilla sufriendo una reducción en el área de flujo y aumentando la velocidad, esto hace que caiga la presión, lo que genera que los fluidos del yacimiento sean extraídos y se mezclen con el fluido motriz levantándolos por el anular como se observa en la figura 1.9. 21 FIGURA 1.9 BOMBA JET FUENTE: Tesis: Herramientas de fondo para Completaciones de Bombeo por Edgar Bedoya Guerrero. 1.5.2.2. DESCRIPCIÓN DEL EQUIPO DE SUPERFICIE En la figura 1.10 se puede observar los diferentes componentes que se instalan en superficie para un mecanismo de bombeo hidráulico. 22 FIGURA 1.10 EQUIPO DE SUPERFICIE PARA BOMBEO HIDRÁULICO. FUENTE: Folleto de Levantamiento Artificial. Ing Vinicio Melo 1.5.2.2.1. TANQUES DE ALMACENAMIENTO, DE LAVADO, SEPARADO Y TRATADORES Son aquellos donde se almacena el petróleo que va a ser utilizado como fluido de potencia y a los cuales el fluido de potencia más el fluido del yacimiento regresan conjuntamente después de pasar por la bomba hidráulica. Los fluidos son separados, el fluido de potencia es reinyectado al pozo formando un circuito cerrado mientras el hidrocarburo es almacenado en los tanques. 1.5.2.2.2. UNIDAD DE POTENCIA Es el conjunto de bombas multi-etapa y el motor que suministra la potencia necesaria para el funcionamiento de la unidad de cierre y de inyección, trabajan con presiones de alrededor de 2000 y 4000 psi y manejan ratas de fluido motriz de hasta 3000 BFPD. 23 1.5.2.2.3. CABEZAL DE DISTRIBUCIÓN Sirve para regular y/o distribuir el fluido de potencia directamente a cada uno de los pozos los cuales operan con bombeo hidráulico. 1.5.2.2.4. VÁLVULA DE CONTROL DE PRESIÓN Esta válvula sirve para desviar el fluido de alta presión para devolverlo al sistema de baja presión, además controla el nivel de fluido de la bomba multiplex, hasta la bomba hidráulica de subsuelo. 1.5.2.2.5. CABEZAL Es el conjunto de tuberías, acoples y válvulas que permite el ingreso del fluido motriz (el sistema de alta presión) hacia el pozo y la recuperación de la mezcla del fluido motriz conjuntamente con los fluidos del reservorio (sistema de baja presión), para luego trasladarlos hacia el separador. 1.5.2.2.6. HIDROCYCLONES Separa los sólidos del fluido motriz para evitar daños en las bombas de subsuelo y superficie. 1.5.3. BOMBEO ELECTRO SUMERGIBLE. El bombeo electro sumergible (B.E.S) es un sistema integrado de levantamiento artificial, considerado como un medio económico y efectivo para levantar altos volúmenes de fluidos desde grandes profundidades en yacimientos potencialmente rentables y en pozos profundos, con el objeto de manejar altas 24 tasas de flujo. Este método es aplicado generalmente cuando se presenta alto índice de productividad, baja presión de fondo, alta relación agua – petróleo y baja relación gas – líquido. Tiene un rango de capacidades que va desde 200 a 9000 BPD, trabaja a profundidades entre los 12000 y 15000 pies, además el rango de eficiencia está entre 18 – 68% y puede ser usado tanto en pozos verticales como desviados o inclinados. Se basa en la extracción del fluido de la formación a la superficie mediante la acción rotacional de una bomba centrífuga de múltiples etapas sumergidas en el pozo y accionada por energía eléctrica que es suministrada desde superficie. 1.5.3.1. DESCRIPCIÓN DE EQUIPOS DE FONDO En la figura 1.11 se observa la completación de fondo del pozo GNT 05 como ejemplo práctico de los componentes de fondo del equipo BES. 25 FIGURA 1.11 COMPLETACIÓN DE FONDO PARA BOMBEO ELECTRO SUMERGIBLE GUANTA-05 W.O # 16 FECHA DE COMPLETACION: 10-Febrero-1987 W.O. # 14: 01-Marzo-2010 W.O. # 15: 30-Mayo-2010 W.O. # 16: 02-AGOSTO-2010 RTE 10-3/4" CASING SUPERFICIAL K-55, 40.5 LB/PIE, ST&C, R-3, 51 TUBOS 2034' ZAPATO SUPERFICIAL CEMENTADO CON 950 SXS DE PROTECTORES INSTALADOS CANNON: 281 CEMENTO TIPO "A" MID JOINTS: 282 SUNCHOS SOBRE EQUIPO BES: 75 N-80, 26 L/P, LT&C, R-3, 252 TUBOS 7" CASING DE PRODUCCION N-80, 26 L/P, LT&C, R-2, 2 TUBOS DV TOOL CEMENTADO CON 1000 SXS TIPO " A" 7210' 3 1/2" TUBING SEC; 9.2 LBS/PIE; CLASE "B", 281 JTAS. CABLE PLANO AWG # 2, CON CAPILAR 3/8" 0 3 1/2" EUE Pin x 3 1/2" SEC Box - XOVER 8692' c CV 3 1/2" EUE, CAMISA(ID=2,31") 3 1/2" EUE, N-80, 1 TUBO 8726' 3 1/2" EUE, NO GO CON STD. VALVE 3 1/2" EUE, N-80, 1 TUBO 2 7/8" EUE PIN x 3 1/2" EUE BOX XOVER 8759' 8760' 2 7/8" EUE DESCARGA BOMBA WOOD GROUP TD300 156 ETAPAS, SERIE 400 8775' BOMBA WOOD GROUP TD300 156 ETAPAS, SERIE 400 8790' BOMBA WOOD GROUP TD300 156 ETAPAS, SERIE 400 8804' SEPARADOR DE GAS, SERIE 400 SEPARADOR DE GAS, SERIE 400 8810' INTAKE, SERIE 400 SELLO, SERIE 400 SELLO, SERIE 400 8822' MOTOR 100 HP 1355V/46A SERIE 456 CAMISA DE REFRIGERACION 5 1/2" SENSOR, TR4 SMARTGUARD SYSTEM, SERIE 456 4 1/2" CENTRALIZADOR 8851' 8852' 6" CENTRALIZADOR ARENA "BASAL TENA" @ 10 DPP 8892' -8904' (12') 9570' EZ-DRILL 9750' EZ-DRILL 9975' EZ-DRILL 9986' COLLAR FLOTADOR PERFORADO ARENA "U INFERIOR" 9634' -9654' (20') @ 9 DPP 9664' -9674' (10') @ 4 DPP ARENA "T INFERIOR" 9840' - 9860' (20') SQZ WO-13 9860' -9865' (5') @ 5 DPP 9886' -9894' (8') @ 10 DPP ARENA "HS" @ 4 DPP BHA: 0,00 10006' - 10016' ( 10' ) 10025' CIBP 10029' ZAPATO GUIA CEM ENTADO CON 800 SXS DE CEM ENTO "G" PT(L) = 10029' FUENTE: PETROAMAZONAS EP 26 1.5.3.1.1. MOTOR Componente más importante del sistema del bombeo electro sumergible, resiste altos esfuerzos de torsión de arranque. Los motores usados en estas operaciones son del tipo dipolares y trifásicos de inducción, además están llenos de un aceite mineral altamente refinado que lubrica los cojinetes del motor. En una instalación BES, el calor generado por el motor es retirado lejos por los fluidos del pozo en movimiento hacia la superficie. El enfriamiento del motor se logra a través de: Circulación interna del aceite del motor. Flujo del caudal del pozo alrededor de la parte exterior del motor. Los estudios de datos empíricos indican que los fluidos en el pozo deberían circular por el motor a una tasa mínima de 1 pie/seg, para disipar adecuadamente el calor transferido a través del motor. La eficiencia de un motor BES está en el orden de 80 y 90%. 1.5.3.1.2. SEPARADOR DE GAS Conecta el protector o sello y la bomba, permitiendo la producción de pozos con alto GOR (mayor o igual a 200 PCS/Bls) ya que reduce la cantidad de gas libre al pasar por la bomba. 1.5.3.1.3. PROTECTOR Este componente también llamado sección sellante, se localiza entre el motor y la bomba. Está diseñado principalmente para igualar la presión del fluido del motor y la presión externa del fluido del pozo a la profundidad de colocación del aparejo. 27 1.5.3.1.4. BOMBA CENTRÍFUGA SUMERGIBLE Su función básica es transmitir a los fluidos del pozo, el incremento de presión necesario para hacer llegar a la superficie el caudal requerido, con presión suficiente en la cabeza del pozo. Las bombas centrífugas son de múltiples etapas y cada etapa consiste de un impulsor giratorio y un difusor estacionario, estos componentes se puede observar en la figura 1.12. El impulsor da al fluido energía cinética, mientras el difusor convierte esta energía cinética en energía potencial. FIGURA 1.12 BOMBA CENTRÍFUGA SUMERGIBLE FUENTE: www.slideshare.net 1.5.3.1.5. CABLE DE POTENCIA Es uno de los componentes más importantes y sensibles en sistemas de levantamiento por BES. Este cable es el encargado de llevar la potencia eléctrica desde la superficie hasta el motor de subsuelo y también puede transmitir señales de presión y temperatura de regreso a superficie. 28 1.5.3.2. DESCRIPCIÓN DEL EQUIPO DE SUPERFICIE En la figura 1.13 se puede observar los diferentes componentes que se instalan en superficie para un mecanismo de bombeo electro sumergible. FIGURA 1.13 EQUIPO DE SUPERFICIE PARA BES. FUENTE: http://repositorio.ute.edu.ec/bitstream/123456789/5827/1/33834_1.pdf 1.5.3.2.1. CABEZAL Su función es sostener la tubería de producción, permitir su paso y el de los tres conductores del cable, proporcionando el sello necesario en el espacio anular entre la tubería de producción y revestimiento evitando la fuga de fluidos a la superficie. Los más comúnmente utilizados son: Tipo HÉRCULES, para baja presión e instalaciones no profundas Tipo Roscado, para alta presión e instalaciones a alta profundidad. 29 1.5.3.2.2. CAJA DE VENTEO Se instala por razones de seguridad entre el cabezal del pozo y el tablero de control, debido a que el gas puede viajar a lo largo del cable superficial y alcanzar la instalación eléctrica del tablero. Los conductores del cable quedan expuestos a la atmósfera. 1.5.3.2.3. TABLERO DE CONTROL Es el componente desde el que se gobierna la operación del aparejo de producción en el fondo del pozo. Dependiendo de la calidad de control que se desea tener, se seleccionan los dispositivos que sean necesarios para integrarlos al tablero. 1.5.3.2.4. TRANSFORMADOR Este componente se utiliza para elevar el voltaje de la línea, al voltaje requerido en la superficie, para alimentar al motor en el fondo del pozo, algunos transformadores están equipados con interruptores "taps" que proporciona una mayor flexibilidad de operación. Se puede utilizar un solo transformador trifásico o un conjunto de tres transformadores monofásicos. 1.6. ESTADO ACTUAL DEL ACTIVO LAGUPA El estado y datos de cada uno de los campos del Activo, que para este proyecto de titulación se los ha denominado: Lagupa1, Lagupa 2 y Lagupa 3, fueron obtenidos hasta diciembre del 2013 en el área de ingeniería de la empresa estatal PETROAMAZONAS EP. 30 1.6.1. ESTADO DE LOS POZOS En la tabla 1.9 se indica el estado de los 120 pozos perforados en el Activo. TABLA 1.9 ESTADO DE LOS POZOS DEL ACTIVO LAGUPA ESTADO DE LOS POZOS DEL ACTIVO LAGUPA CAMPOS LAGUPA 1 LAGUPA 2 LAGUPA 3 TOTAL PRODUCIENDO 24 12 22 58 CARRADOS 14 8 15 37 ABANDONADOS 7 1 2 10 ESPE. ABANDONO 2 0 0 2 REINYECTORES 2 0 2 4 EN W.O 8 1 0 9 TOTAL 57 22 41 120 FUENTE: PETROAMAZONAS EP ELABORADO POR: Gabriel Amaya 1.6.1.1. POZOS PRODUCTORES En la tabla 1.10 se indica el tipo de levantamiento artificial de los 58 pozos productores del Activo LAGUPA dividido en cada uno de sus campos. 31 TABLA 1.10 POZOS PRODUCTORES CAMPO LAGUPA 1 CAMPO LAGUPA 2 CAMPO LAGUPA 3 LEVAN. N° POZO LEVAN. ARTIFICIAL N° POZO ARTIFICIAL LEVAN. N° POZO ARTIFICIAL 1 LAG 04 BES 1 PRH 12 BES 1 GNT 01 BES 2 LAG 11 BES 2 PRH 20 BES 2 GNT 02 BES 3 LAG 21 BES 3 PRH 21 BES 3 GNT 10 BES 4 LAG 40 BES 4 PRH 24 BES 4 GNT 12 BES 5 LAG 42 BES 5 PRH 04 MECÁNICO 5 GNT 20 BES 6 LAG 47 BES 6 PRH 02 HIDRÁULICO 6 GNT 22 BES 7 LAG 50 BES 7 PRH 07 HIDRÁULICO 7 GNT 24 BES 8 LAG 12 MECÁNICO 8 PRH 08 HIDRÁULICO 8 GNT 25 BES 9 LAG 17 MECÁNICO 9 PRH 15 HIDRÁULICO 9 GNT 28 BES 10 LAG 30 MECÁNICO 10 PRH 17 HIDRÁULICO 10 GNT 29 BES 11 LAG 09 HIDRÁULICO 11 PRH 18 HIDRÁULICO 11 GNT 38 BES 12 LAG 13 HIDRÁULICO 12 PRH 40 HIDRÁULICO 12 GNT 42 BES 13 LAG 18 HIDRÁULICO 13 GNT 09 MECÁNICO 14 LAG 22 HIDRÁULICO 14 GNT 16 MECÁNICO 15 LAG 25 HIDRÁULICO 15 GNT 41 MECÁNICO 16 LAG 34 HIDRÁULICO 16 GNT 06 HIDRÁULICO 17 LAG 35 HIDRÁULICO 17 GNT 11 HIDRÁULICO 18 LAG 36 HIDRÁULICO 18 GNT 15 HIDRÁULICO 19 LAG 38 HIDRÁULICO 19 GTN 17 HIDRÁULICO 20 LAG 39 HIDRÁULICO 20 GNT 23 HIDRÁULICO 21 LAG 43 HIDRÁULICO 21 GNT 40 HIDRÁULICO 22 LAG 44 HIDRÁULICO 22 GNT 46 HIDRÁULICO 23 LAG 48 HIDRÁULICO 24 LAG 45 HIDRÁULICO FUENTE: PETROAMAZONAS EP ELABORADO POR: Gabriel Amaya 1.6.1.2. POZOS ABANDONADOS Y ESPERANDO ABANDONO Estos pozos son aquellos que se han cerrado y abandonado porque luego de haberles hecho varios trabajos de W.O se ha determinado que no se puede producir de ellos. Las casusas son varias, entre ellas encontramos fallas mecánicas, altos BSW (pozos conificados), baja producción o agotamiento de reservas y pescados irrecuperables que impiden la producción de todas las arenas. 32 La tabla 1.11 indica los pozos abandonados y en espera de abandono, del Activo LAGUPA. TABLA 1.11 POZOS ABANDONADOS Y ESPERANDO ABANDONO ACTIVO LAGUPA N° POZO ESTADO CAMPO CAUSA 1 LAG 05 ESP. ABANDONO Lagupa 1 fracturamiento suspendido 2 LAG 07 ABANDONADO Lagupa 1 colapso csg y pescado BES 3 LAG 10 ESP. ABANDONO Lagupa 1 tapón CIBP a 4002 pies 4 LAG 11 B ABANDONADO Lagupa 1 csg colapsado 5 LAG 15 ABANDONADO Lagupa 1 atascamiento de tubería 6 LAG 16 ABANDONADO Lagupa 1 csg colapsado 7 LAG 19 ABANDONADO Lagupa 1 incapacidad de flujo 8 LAG 29 ABANDONADO Lagupa 1 csg colapsado 9 LAG 46 ABANDONADO Lagupa 1 incapacidad de flujo y colapso de csg 10 PRH 03 ABANDONADO Lagupa 2 pescado no recuperable 11 GNT 08 ABANDONADO Lagupa 3 incapacidad de flujo 12 GNT 14 ABANDONADO Lagupa 3 incapacidad de flujo FUENTE: PETROAMAZONAS EP ELABORADO POR: Gabriel Amaya 1.6.1.3. POZOS REINYECTORES Para la reinyección de agua de formación son reacondicionados aquellos pozos que dejaron de ser económicamente productivos o que fueron abandonados por sufrir algún colapso cerca de los yacimientos. En el Activo LAGUPA se tiene 4 pozos reinyectores, dos en el campo Lagupa 1 que son los pozos: LAG 16 B, LAG 20 y dos en el campo Lagupa 3 que son: GNT 07, GNT 08S1. 1.6.1.4. POZOS CERRADOS Se consideran pozos cerrados temporalmente a aquellos pozos que han alcanzado su límite económico o tuvieron problemas operacionales. Estos pozos 33 serán reabiertos a producción cuando, producir de ellos sea económicamente rentable o se realice los trabajos de reacondicionamiento respectivos. En las tablas 1.12, 1.13 y 1.14 se indican los pozos cerrados del activo LAGUPA con sus principales características para cada uno de sus campos, con datos obtenidos de la empresa estatal “PETROAMAZONAS EP” del área de ingeniería a la fecha del 31 de diciembre del 2013. 34 TABLA 1.12 POZOS CERRADOS (CAMPO LAGUPA 1) CAMPO LAGUPA 1 N° Pozo Mecanismo Fecha de cierre Fecha ultimo w.o N° de w.o Arena 1 LGA 001 Mecánico 08/04/1967 07/05/2012 25/03/2012 22 2 LGA 003 BES 29/10/1967 27/03/2003 27/03/2006 19 3 LGA 008 BES Ultima producción antes del cierre Fecha de inicio 19/07/1970 08/12/1988 11/01/2008 BFPD BPPD BAPD BSW (%) API Producción acumulada H 811 16 795 98 26,2 12147480 H 340 85 255 75 28,4 3211380 U - - - - - 2463051 BT 0 0 0 100 - 0 H 200 160 40 20 26 5512320 CSG roto, se realizó ventana y no produjo, completación atascada, colocan tapón balanceado aislando arenas. 15 Causa de cierre Bajo aporte y obstrucción en el csg a 7545 ft y 8866 ft de profundidad Baja producción, alto BSW, Pescado 1/2 separador, protector, motor y PHD, CIBP colocado aislando arenas. 4 LGA 009B BES 09/04/1976 05/07/2005 11/06/2007 11 U+T 34 28 6 18,5 26,3 395473 Bomba atascada, irrecuperable 5 LGA 014 BES 21/06/1970 11/08/1992 11/08/1992 15 H - 233 - 4 26,8 2534040 Colapso csg a 4900 ft no pasa herramientas mayor a 4 plg , pescado completación de producción y de fondo H 446 31,2 415 93 26,8 1746545 6 LGA 023 JET 9A 25/02/1971 27/07/2013 29/09/1996 24 U 720 14,4 706 98 26,6 2262012 U - 26 - 19,4 29,1 285846 Bajo aporte H 1048 6 1042 92,4 28,9 13346820 Alto BSW 7 LGA 024 JET 9A 07/01/1971 18/08/2013 29/03/2012 CSG roto a 3620" y alto BSW 16 8 LGA 026 Hidráulico 18/08/1967 18/11/1994 06/06/2007 17 H 152 18 134 88 29,6 34647 Bomba pescada , alto corte de agua obstrucción en tubería 9 LGA 028 Mecánico 29/01/1979 23/02/2011 23/02/2011 19 H 138 48 90 65 26,4 565182 Colapso de csg a 6868, bajo aporte 10 LGA 031 Hidráulico 17/04/1982 24/06/2010 04/12/2007 8 U 75 61 14 32 29,4 258418 No aporta 11 LGA 032 JET 9A 27/02/1983 28/02/2013 26/12/2008 23 H 164 28 136 45,4 28,9 2360249 Colapso csg a 9945 y 9978ft, pescado separador, motor, protector y PHD, no aporta cavidad dañada 12 LGA 037 Mecánico 09/05/1993 16/02/2013 02/06/2012 9 BT 69 52 17 24 28,5 537618,27 Pescado bomba 13 LGA 045 Hidráulico 29/11/2004 25/03/2013 20/02/2011 4 H 301 2 299 99 29,2 27432 Pozo no aporta , comunicación tbg -csg, alto BSW 14 LGA 049 JET 10/12/2008 22/07/2013 02/06/2012 2 Ui 334 33 301 96,5 29,3 125991,03 Pozo no aporta, tubo roto a 9650ft ELABORADO POR: Gabriel Amaya 35 TABLA 1.13 POZOS CERRADOS (CAMPO LAGUPA 2) CAMPO LAGUPA 2 N° Pozo Mecanismo Fecha de inicio Fecha de cierre Fecha ultimo w.o N° de w.o 03/08/2013 18 29/08/2011 Ultima producción antes del cierre Producción acumulada Causa de cierre 32,9 6651484,54 Comunicación tbg-csg 98 24,8 0 Alto BSW 209 87,2 29,3 32025 Alto BSW 5 13 72 29,3 1776 Bajo aporte Arena BFPD BPPD BAPD BSW (%) API T 144 141 3 2 BT 441 9 432,2 Ti 240 31 Ui+Ti 18 PRH 001 BES PRH 003B BES 17 PRH 005 PPH 25/10/1979 31/01/2012 22/05/2012 11 Ti 98 70 28 29 32,5 1464179,65 Bajo aporte, pescado tubería 18 PRH 009 Mecánico 24/09/1999 31/08/2013 26/09/2007 2 T 35 34 1 0,6 39,7 317700 Bajo aporte 19 PRH 011 PPH 20/09/2008 14/05/2012 25/06/2012 2 Ui 154 150 4 2 32,8 184434,18 Daño de csg a 9606 a 9650ft, no aporta 20 PRH 013 Hidráulico 28/10/2008 11/05/2013 19/11/2012 1 Ui 120 2,4 118 98 31,4 513645 No aporta , comunicación tbg-csg 21 PRH 016 Hidráulico 15/11/2010 06/09/2013 25/10/2011 1 Ti 113 15 98 86,7 31,8 108810 No aporta , sin bomba y sin std valve 22 PRH 022 Hidráulico 21/12/2010 11/01/2011 - 0 Ui,Ti,BT 384 0 384 100 - 0 Pozo no aporta, alto BSW 15 16 18/11/1998 05/09/2013 13/02/2006 13/04/2002 16/05/2011 8 04/06/2007 ELABORADO POR: Gabriel Amaya 36 TABLA 1.14 POZOS CERRADOS (CAMPO LAGUPA 3) CAMPO LAGUPA 3 N° 23 24 Pozo GNT 003 GNT 004 Mecanismo Mecánico Hidráulico Fecha de inicio 29/10/1998 03/01/1987 Fecha de cierre 26/12/2013 09/03/2013 Fecha último w.o 19/03/2013 26/08/2012 N° de w.o 20 14 Ultima producción antes del cierre Arena Producción acumulada BFPD BPPD BAPD BSW (%) API H 426 151 375 88 28,4 900520 T 356 107 249 70 30,6 1826022 U 688 344 344 50 31,5 2233797 T 162 12 150 93 22,7 3595079,67 25 GNT 005 BES 10/02/1987 12/03/2013 02/08/2010 16 BT 232 121 111 48 18,4 172165 26 GNT 013 JET 13/01/2007 24/10/2012 21/02/2008 3 Ui 51 36 15 29,4 29,5 33842 27 GNT 014 R1 JET 31/03/2012 29/04/2013 15/11/2012 1 Ts+Ti 168 64 104 62 29 11220 BT 32 2 30 95,22 28,7 5910 Ui 17 3 14 82,4 29,3 475998 Ti 72 29 43 60 10 0 Ui 120 0 120 100 10 7440 28 29 GNT 018 GNT 019 JET 20/07/2008 SIN BOMBA JET 23/06/2008 16/10/2013 19/10/2013 04/10/2013 01/09/2010 6 Causa de cierre Varilla rota, existe corrosión, no aporta No aporta, alto BSW Problemas con el BHA, desprendimiento de equipo Comunicación tbg-csg, csg dañado a 9385 a 9549 ft Bajo aporte , alto corte de agua No aporta 3 No aporta, alto BSW 30 GNT 026 Mecánico 21/04/2009 28/02/2013 09/12/2009 3 U 93 52 41 60 29,5 14130 Pescado bomba y varilla 31 GNT 027 BES 17/10/2013 29/12/2013 - 0 Ui 222 0 222 100 - 0 No aporta , bajo aislamiento 32 GNT 032 BES 14/03/2013 21/07/2013 04/06/2013 1 Ti 56 15 42 74 28,3 9720 Bajo aporte y liquéo en base del cabezal 33 GNT 035 Nuevo 21/11/2013 21/11/2013 - 0 Ui+Ti 336 0 336 100 - 0 Pozo no aporta 34 GNT 039 Hidráulico 14/08/2013 12/12/2013 - 0 Ui 72 0 72 100 - 0 Pozo no aporta 35 GNT 043 BES 29/04/2013 29/04/2013 - 0 Ti 104 0 104 100 - 0 Pozo no aporta 36 GNT 045 JET 25/04/2013 06/05/2013 - 0 Ui 960 0 960 100 - 0 Posible pozo re inyector 2559095 Comunicación tbg-csg, posible tubería rota, pozo no aporta, problemas con la comunidad 37 DUR 001 BES 15/07/1969 14/11/1998 ELABORADO POR: Gabriel Amaya 06/12/1997 14 T 465 195 30 58 24,9 37 1.6.2. DATOS DE B´UP La tabla 1.15 indica los resultados de las últimas pruebas de restauración de presión realizadas a cada uno de los pozos cerrados del Activo. TABLA 1.15 PRUEBAS DE PRESIÓN DATOS B´UP POZO FECHA LGA 001 06/01/2004 LGA 003 ARENA DAÑO K (md) Pwf (psi) Pws (psi) BSW (%) H 14,25 11,79 H 1005,55 3859,59 60 1520 3494 67 IP 0,065 LAG 014 09/03/2004 T 12.8 218 1427 1688 30 0.53 LGA 023 15/05/2001 H 1,63 49 1488 3975 29 0,3 LGA 024 25/06/2002 U 10 27 1433 3288 0,1 0,13 LGA 028 03/16/2003 U 7,88 4 371 4528 28 0,11 LGA 031 04/11/2003 U -0,94 3,33 637,79 2412 1 0,19 LGA 032 02/05/2000 H -1,01 2 1109 4244 34 0,19 LGA 037 08/01/2009 BT 3 18,7 289 802 40 0,34 LGAE 049 29/10/2008 Ui 20 102 1104 1846 6 0,19 LGAB 009B 03/06/2005 U -1,14 16,35 2202 3333 79 0,12 LGA 026 05/05/2005 H 5,19 7 1778 4498 50 0,5 LGA 045 26/11/2004 Hi 0,42 247,25 3976 4236,28 76 0,55 PRH 001BT 08/09/2011 T -1,52 2 522,51 1306,29 2,2 0,219 PRHA 003B 07/03/2007 Ti -0,03 19,88 505,03 727,56 3 0,545 PRH 005 23/12/2006 Ti 4,83 103 341 815 16 0,49 PRH 009 12/14/2007 Ts 3 14,5 1032 2325 11 0,11 PRH 011 06/05/2009 Ui 0,5 7,5 981 1377 78 0,36 PRH 013 01/05/2013 Ui 1,94 36 682 860 51 0.33 PRHC 016 08/11/2010 Ti 19,6 75,5 1138 1417 19 0,69 GNT 003 15/01/2002 H 4,29 343 1859 2886 35 0,65 GNT 004 25/04/2003 T 21,79 78 1355 2058 38,14 0.48 GNT 005 04/06/2008 BT 9.2 520 918 1517 64 0.44 GNTC 014 R1 13/05/2012 Ts 16,26 131,45 676,88 1183,01 46 0,66 GNT 016 28/10/2009 U+Ti 1,64 11,8 605,9 1470,11 20 0,43 GNT 018 29/09/2013 BT 5 40.7 177.72 852.6 46 0.228 GNTA 019 25/05/2008 Hs -0,68 18 578,11 1359,51 60 0,12 FUENTE: PETROAMAZONAS EP ELABORADO POR: Gabriel Amaya 38 1.6.3. RESERVAS La tabla 1.16 indica las reservas de cada una de las formaciones correspondientes a los diferentes campos que constituyen el activo LAGUPA. TABLA 1.16 RESERVAS DEL ACTIVO LAGUPA CAMPO Campo Lagupa 1 Campo Lagupa 2 Campo Lagupa 3 ARENA POES FR % RESERBAS PROBADAS (BLS) RESERVAS PROBABLE S (BLS) TOTALES (BLS) PRODUCCIÓN ACUMULADA (BLS) RESERVAS REMANENTES (BLS) °AP I BT 17.771.529 40 7.108.611 0 7.108.611 4.966.532 2.142.079 27 U 45.593.985 24 10.942.556 0 10.942.556 3.148.978 7.793.578 28,6 T 49.148.888 24 11.795.733 0 11.795.733 6.531.937 5.263.796 32,4 28,8 H 391.840.045 40 156.736.018 0 156.736.018 143.865.071 12.870.947 subtotal 504.354.447 37 186.582.918 0 186.582.918 158.512.518 28.070.400 BT 27.807.713 15 4.171.157 0 4.171.157 1.261.491 2.909.666 20,3 U 38.632.485 20 7.726.497 0 7.726.497 2.206.931 5.519.566 28,2 T 81.992.698 29 23.777.882 0 23.777.882 14.796.268 8.981.614 30,8 subtotal 148.432.896 24 35.675.536 0 35.675.536 18.264.690 17.410.846 BT 28.545.470 20 5.709.094 556.586 6.265.680 3.710.527 1.998.567 23 U 101.377.197 36,92 37.428.461 0 37.428.461 27.363.622 10.064.839 29,6 T 117.069.588 15 17.560.438 4.884.661 22.445.099 9.274.379 8.286.059 28,9 28,9 H 85.927.135 20 17.185.427 41.749 17.227.176 5.221.560 11.963.867 subtotal 332.919.390 23,4 77.883.420 5.482.996 83.366.416 45.570.088 32.313.332 985.706.733 30,45 300.141.874 5.482.996 305.624.870 222.347.296 77.794.578 TOTAL ACTIVO LAGUPA FUENTE: PETROAMAZONAS EP ELABORADO POR: Gabriel Amaya 39 CAPÍTULO II ANÁLISIS TÉCNICO DE LOS POZOS CERRADOS 2.1. SELECCIÓN DE LOS POZOS CERRADOS Para el presente estudio se ha visto necesario considerar varios parámetros tanto mecánicos como económicos, para justificar el procedimiento más indicado a seguir para realizar una selección preliminar como se observa en la tabla 2.1, de los pozos cerrados que pueden ser rehabilitados basándonos en técnicas y tecnologías que actualmente se utilizan en la industria del petróleo y que se aplican en nuestro país. Los parámetros considerados para la selección son los siguientes: Daños u obstrucciones en el Csg. (Se corre el riesgo de que el momento de realizar un trabajo de reacondicionamiento las herramientas de trabajo no pasen o estas queden pescadas en el pozo lo cual sería una pérdida económica para la empresa a cargo). Pescados irrecuperables (estos pescados obstruyen las arenas productoras impidiendo la producción de las mismas). Pozos nuevos que solo han producido agua (estos pozos no dieron resultados satisfactorios por el motivo que solo produjeron agua y están siendo analizados para convertirlos en pozos reinyectores). 40 Alto BSW. (cuando las arenas tienen mayor producción de agua que de petróleo provocan que el pozo se conifique por el avance excesivo de agua). Sin BHA “Bottom Hole Assembly” de producción por falta de reservas. (existen pozos a los cuales se les ha dejado sin BHA de producción ya que sus arenas no tienen las características necesarias para producir o se han agotado las reservas de estas, por lo cual los equipos fueron pasados a pozos con mejor expectativas de producción). Los pozos que han sido seleccionados mediante estos criterios de selección y datos observados en las tablas 1.12, 1.13 y 1.14 se muestran en la tabla 2.1. TABLA 2.1 POZOS SELECCIONADOS PARA ANÁLISIS TÉCNICO POZOS CERRADOS ACTIVO LAGUPA POZO OBSERVACIÓN POZOS IDONEOS LAG 01 Bajo aporte y obstrucción en el csg a 7545 pies y 8866 pies de profundidad. NO LAG 03 Baja producción, alto bsw, Pescado 1/2 separador, protector, motor y PHD, CIBP colocado aislando arenas. NO LAG 08 CSG roto, se realizó ventana y no produjo, completación atascada, colocan tapón balanceado aislando arenas. NO LAG 14 Colapso CSG a 4900 pies no pasa herramientas mayor a 4 plg, pescado completación de producción y de fondo. NO LAG 23 CSG roto a 3620 pies y alto BSW. NO LAG 24 Bajo aporte, alto BSW, pozo conificado. NO LAG 26 Bomba pescada, alto corte de agua obstrucción en tubería. NO LAG 28 Colapso de CSG a 6868 pies, bajo aporte, CIBP colocado aislando arenas, sin BHA de fondo. NO LAG 31 No aporta SI LAG 32 Colapso CSG a 9945 pies y 9978 pies, pescado separador, motor, protector y PHD, no aporta cavidad dañada, alto BSW. NO LAG 37 Pescado bomba. SI LAG 45 Pozo no aporta, comunicación tbg -csg, alto BSW. SI LAG 49 Pozo no aporta, tubo roto a 9650 pies. SI PRH 01 Comunicación tbg-csg, alto BSW. NO PRH 03 Produce de dos arenas y tiene baja producción, existe daño en la tubería, CIBP colocado aislando arenas, sin BHA de fondo. NO PRH 05 Existe pescado que no hay como sacar ya que se ha intentado con cuatro talados de W.O además es pozo direccional y existe posible Csg roto. NO PRH 09 Bajo aporte y alto BSW. NO 41 CONTINUACIÓN TABLA 2.1 POZOS SELECCIONADOS PARA ANÁLISIS TÉCNICO POZOS CERRADOS ACTIVO LAGUPA POZO POZOS IDONEOS OBSERVACIÓN PRH 11 Daño de CSG a 9606 pies a 9650 pies, no aporta. SI PRH 13 No aporta, comunicación tbg-csg. SI PRH 16 Alto BSW y baja producción, pozo conificado. NO PRH 22 Solo produjo agua desde su apertura, existe obstrucción a 5800 pies. NO GNT 03 Alto BSW, pozo conificado. NO GNT 04 No aporta, alto BSW no se puede impedir el avance de agua. NO GNT 05 Problemas con el BHA, desprendimiento de equipo. SI GNT 13 Bajo aporte, no se puede eliminar la comunicación por detrás del CSG. NO GNT 14 Produce de dos arenas , tiene baja producción y alto bsw NO GNT 18 No aporta. SI GNT 19 BSW de 100%, se realizó 3 W.O y los tres no resultaron exitosos. NO GNT 26 Desde su inicio tuvo baja producción y alto BSW, se realizó cambio de levantamiento y el BSW se incrementó del 60% al 90%, CIBP colocado aislando arenas "T" y "H". NO GNT 27 Solo produjo agua. NO GNT 32 Bajo aporte, alto BSW del 74%, pozo conificado, liqueo en base del cabezal, existe corrosión en tubería, se sobrecalienta el motor el momento de la producción. NO GNT 35 Pozo nuevo, solo produjo agua. NO GNT 39 Pozo nuevo, solo produjo agua, se suspendió pruebas de producción iniciales. NO GNT 43 Pozo nuevo, solo produjo agua, posible pozo reinyector. NO GNT 45 Pozo nuevo, solo produjo agua. NO ELABORADO POR: Gabriel Amaya Los pozos seleccionados para realizar el análisis técnico son: LAG 31, LAG 37, LAG 45, LAG 49, PRH 11, PRH 13, GNT 05 Y GNT 18. Dependiendo de sus características mecánicas, petrofísicas y de facilidades, estos pozos seleccionados serán analizados de tal manera que puedan ser rehabilitados mediante un trabajo adecuado de reacondicionamiento. 42 2.2. MARCO TEÓRICO PARA EL ANÁLISIS TÉCNICO DE LOS POZOS SELECCIONADOS 2.2.1. CURVAS DE CHAN Este método permite de una forma sencilla y rápida diagnosticar el avance de agua perjudicial en los pozos, mediante una gráfica log-log del RAP (relación agua petróleo) y su derivada con respecto al tiempo (RAP´). 2.1.1.1 INTERPRETACIÓN DE LAS CURVAS DE CHAN En las figuras 2.1, 2.2, 2.3 y 2.4 se puede observar las diferentes curvas que representan, si es que en los pozos existe: canalización, conificación, problema mecánico o producción normal. Estas curvas han sido demostradas mediante la simulación de yacimientos de diferentes características. 2.1.1.1.1 CANALIZACIÓN Es cuando se forman pequeños canales de agua en la formación, llevando el agua desde el reservorio hasta el pozo y se lo identifica cuando la curva de RAP´ muestra una pendiente constante y positiva como se puede observar en la figura 2.1. FIGURA 2.1 CANALIZACIÓN FUENTE: PDVSA DOCUMENTO OFM 3.1. 43 2.1.1.1.2 CONIFICACIÓN Es cuando la capa de agua en la parte inferior del reservorio empieza a elevarse formando un cono y obstruyendo los punzados del pozo esto provoca que el pozo produzca únicamente agua. La conificación se identifica cuando la curva de RAP´ muestra una pendiente no constante y negativa como se puede observar en la figura 2.2. FIGURA 2.2 CONIFICACIÓN FUENTE: PDVSA DOCUMENTO OFM 3.1. 2.1.1.1.3 PROBLEMA MECÁNICO Esto generalmente se presenta en pozos que tienen comunicación entre la tubería de producción y la tubería de revestimiento y se lo identifica cuando las Curvas RAP y RAP´ indican un incremento abrupto que muestran la existencia de agua proveniente de las cercanías del pozo. FIGURA 2.3 PROBLEMAS MECÁNICOS FUENTE: PDVSA DOCUMENTO OFM 3.1. 44 2.1.1.1.4 PRODUCCIÓN NORMAL Ambas curvas son paralelas con pendientes positivas no constantes como se puede observar en la figura 2.4. FIGURA 2.4 PRODUCCIÓN NORMAL FUENTE: PDVSA DOCUMENTO OFM 3.1. 2.1.1.2 PROCEDIMIENTO PARA REALIZAR LAS CURVAS DE CHAN Para el diseño de las gráficas de RAP y RAP´ se ha optado por usar el siguiente procedimiento para el presente proyecto. Se diseña una hoja de cálculo en EXEL para determinar los parámetros necesarios para la construcción de las curvas, partiendo de la información del caudal de fluido y petróleo con respecto al tiempo acumulado de producción de cada pozo. Se calcula el RAP mediante la siguiente formula. (2.1) Donde: BFPD: es el caudal actual de fluido BPPD: es el caudal actual de petróleo 45 Se grafica los resultados del RAP vs el tiempo acumulado en escala logarítmica (log-log), se traza la curva de tendencia de los puntos graficados y su ecuación que es la siguiente. (2.2) Con los valores de (a) y (b) que son las constantes de la ecuación de la curva de RAP que se obtienen en la ecuación 2.2, calculamos RAP´ mediante la siguiente formula. (2.3) Donde: T: es el tiempo acumulado de producción Por último se grafica los resultados de RAP´ vs el tiempo acumulado en la misma gráfica del RAP y se interpreta. En la tabla 2.2 se presentan los resultados del pozo Lag 31 como ejemplo, más adelante se presentaran las gráficas (RAP y RAP´ vs T) para los pozos seleccionados. 46 TABLA 2.2 CÁLCULO DE RAP Y RAP´ PARA POZO LAG 31 LAG 31 ARENA U FECHA TIEMPO TIEMPO ACUM BFPD BPPD RAP RAP´ sep-04 30 0 260 255 0,01960784 0,00010584 dic-04 27 30 202 199 0,01507538 0,00012006 mar-05 30 57 146 143 0,02097902 0,00013448 jun-05 31 87 192 185 0,03783784 0,00015254 sep-05 30 118 182 175 0,04 0,00017376 dic-05 31 148 236 229 0,03056769 0,0001971 ene-06 31 179 284 272 0,04411765 0,00022451 mar-06 30 210 228 215 0,06046512 0,00025574 may-06 31 240 170 131 0,29770992 0,00029009 jul-06 31 271 130 115 0,13043478 0,00033044 oct-06 31 302 138 121 0,14049587 0,0003764 nov-06 30 333 120 105 0,14285714 0,00042876 dic-06 31 363 130 114 0,14035088 0,00048635 ene-07 31 394 114 100 0,14 0,000554 feb-07 28 425 130 115 0,13043478 0,00063106 may-07 31 453 134 95 0,41052632 0,00070983 jun-07 30 484 104 92 0,13043478 0,00080857 jul-07 30 514 108 96 0,125 0,00091718 ago-07 30 544 104 91 0,14285714 0,00104037 sep-07 30 574 74 61 0,21311475 0,00118011 oct-07 20 604 80 60 0,33333333 0,00133863 dic-07 15 624 75 61 0,2295082 0,00145596 FUENTE: Gómez Yusmeri, Zeledón Nell y (2010). ELABORADO POR: Gabriel Amaya 2.2.2. CÁLCULO DE RESERVAS Para la cuantificación de las reservas son utilizadas distintas metodologías, de acuerdo al desarrollo de los yacimientos, a la información geológica y de ingeniería disponible. Entre los métodos determinísticos se halla el método volumétrico, el cual no estima como tal el volumen de las reservas, sino que está asociado a la determinación de los hidrocarburos originales en sitio. El método volumétrico utiliza valores puntuales que mejor representen a cada uno de los parámetros geológicos que caracterizan el yacimiento. 47 FÓRMULA 1 (2.4) Donde: A= Área en “acres” Ho= Espesor de la arena en “pies” Ø= Porosidad en fracción Swi= Saturación de agua inicial en fracción Boi= Factor volumétrico inicial del petróleo en CFB/STB FÓRMULA 2 (2.5) Donde: Re= radio de drenaje en “pies” Ho= Espesor de la arena en “pies” Ø= Porosidad en fracción Swi= Saturación de agua inicial en fracción Boi= Factor volumétrico inicial del petróleo en CFB/STB 2.3. ANÁLISIS TÉCNICO DE LOS POZOS SELECCIONADOS Los pozos seleccionados en la tabla 2.1 serán analizados mediante la evaluación de los historiales de producción, trabajos de reacondicionamiento, reservas, datos de B´UP, estado mecánico de los pozos y curvas de CHAN. Todos estos datos serán necesarios para el posterior plan de reacondicionamiento que se lo presenta en el capítulo 3. 48 2.3.1. POZO LAG 31 2.3.1.1. ESTADO MECÁNICO Y RESERVAS FIGURA 2.5 DIAGRAMA DE COMPLETACIÓN DEL POZO LAG 31 LAG-31 W.O N˚ 08 Fecha de Completacion : 17/Abr/1982 EMR : 979' EDS : 963' W.O N˚ 07: 06/Jun/1998 W.O N˚ 08: 04/Dic/2007 2034' 10 3/4" S-55, 49 JTS 40,5 L/P ZAPATO CEMENTADO CON 196 SxS TIPO "G" 7" CSG 79 68 112 1 JTS JTS JTS JTS N-80 26 L/P LT & C @ 10042' T-96 23 L/P LT & C @ 7004' N-80 23 L/P LT & C @ 4371' T-95 26 L/P LT & C @ 33,3' 3 1/2" , EUE, N-80, 305 TUBOS 9502' 3 1/2" x 2 7/8" EUE, REDUCCION 2 7/8" CAVIDAD GUIBERSON PL -I 2 7/8" EUE, N-80,1 TUBO 9544' 2 7/8" JUNTA DE SEGURIDAD 7"x2 7/8" PACKER ARROW ARENA "U" @ 4 DPP 9619' - 9627' (8') 2 7/8" EUE, N-80, 2 TUBOS 9617' 2 7/8"x2 3/8" EUE, REDUCCION 9644' - 9653' (9') 2 3/8" EUE, CAMISA 9660' - 9668' (8') 2 7/8"x2 3/8" EUE, REDUCCION 9746' 2 7/8" EUE, N-80, 4 TUBOS 7"x2 7/8" PACKER "FH" 2 7/8" EUE, N-80, 2 TUBOS 9819' ARENA "T" @ 4 DPP 2 7/8"x2 3/8" EUE, REDUCCION 2 3/8" EUE, CAMISA 9823' - 9832' ( 9 ' ) 2 7/8"x2 3/8" EUE, REDUCCION 9836' - 9844' ( 8 ' ) 2 7/8" EUE, N-80, 1 TUBO 9855' 2 7/8" EUE, TAPON CIEGO 9870' - 9872' ( 2 ' ) SQZ 9900' CIBP ARENA "HOLLIN" @ 12 DPP 10004' - 10009' ( 5 ' ) 10009' - 10010' ( 1 ' ) @ 8 DPP 10014' TOPE DE CEMENTO 10039' ZAPATO GUIA DE FONDO CEMENTADO CON 700 SxS TIPO "G" 10016' - 10023' ( 7 ' ) SQZ 10023' - 10035' ( 12 ' ) SQZ FUENTE: PETROAMAZONAS EP. ÁREA DE INGENIERÍA 49 TABLA: 2.3 RESERVAS POZO LAG 31 RESERVAS PRODUCCIÓN RESERVAS PROBADAS ACUMULADA REMANENTES (BLS) (BLS) (BLS) (BLS) 40 180146,11 72058,4441 0 72058,44414 1,18 40 5618422,49 2247369 333068 2016043,881 1,18 40 254357,207 101742,883 0,34 1,22 24 94011,6984 22562,8076 0 22562,80761 0,128 0,32 1,22 24 752744,75 180658,74 0 180658,74 17 0,12 0,34 1,24 24 673894,916 161734,78 258418 30936,38039 8 0,16 0,17 1,24 24 531748,335 127619,601 POZO ARENA ÁREA ho Ø Sw Boi Fr POES UNI - acres ft / / CFB/STB (%) BT 80 3,5 0,13 0,26 1,16 HI 80 99 0,13 0,17 HS 80 6 0,13 0,38 TI 80 2 0,14 TS 80 17 UI 80 US 80 LAG 31 FUENTE: ÁREA DE INGENIERÍA “PETROAMAZONAS EP” ELABORADO POR: Gabriel Amaya 2.3.1.2. ANÁLISIS ARENAS PRODUCTORAS 2.3.1.2.1. ARENA HOLLÍN TABLA: 2.4 TRABAJOS DE REACONDICIONAMIENTO ARENA H POZO LAG 31 W.O 1 2 3 10004’-10010’ ( 6’) 10004’-10010’ ( 6’) 10004’-10010’ ( 6’) 10016’-10035’ (19’) 10016’-10035’ (19’) 10016’-10035’ (19’) TRABAJO Lavado con ácido Repunzonar a 4 DPP Estimulación ácida RESULTADO No exitoso 400 BFPD, Exitoso Exitosos BSW 85% 320 BFPD, 25% BSW 312 BFPD, BSW 40% INTERVALO BES fuera de servicio ELABORADO POR: Gabriel Amaya Los tres primeros trabajos de reacondicionamiento se realizaron para limpiar la cara del pozo ya que el pozo se encontraba inactivo a causa de la presencia de arcilla y otras impurezas. Desde el comienzo de la producción se tuvo problemas con el tipo de levantamiento artificial por lo cual en el quinto trabajo de reacondicionamiento se cambia de bombeo electro sumergible a bombeo hidráulico. 50 En el quinto y sexto trabajo de reacondicionamiento se evalúa la arena Hollín y se realiza sqz por el incremento de agua pero no es exitoso ya que el BSW no disminuye y se mantiene en 77%, como se observa en la figura 2.6. SATURACIÓN DE AGUA EN % FIGURA 2.6 SATURACIÓN DE AGUA ARENA HOLLÍN POZO LAG 31 Sw ARENA HOLLÍN 100 80 60 40 20 0 Sw FECHA ELABORADO POR: Gabriel Amaya La arena Hollín siempre tuvo mayor producción de agua que de petróleo, empezó con una producción de 222 BPPD y 270 BAPD a la fecha de 17/01/1985 y termino con una producción de 115 BPPD y 269 BAPD como se puede observar en la figura de producción. FIGURA 2.7 PRODUCCIÓN DE ARENA HOLLÍN POZO LAG 31 CAUDAL PRODUCCIÓN DE HOLLÍN 350 300 250 200 150 100 50 0 Qw Qo FECHA ELABORADO POR: Gabriel Amaya 51 A causa de que no se pudo detener el avance de agua en el séptimo trabajo de reacondicionamiento se aísla la arena con CIBP a los 9900 pies. 2.3.1.2.2. ARENA U + T En W.O número 7 se punzona el intervalo 9870´-9872´ pero se realiza cementación forzada ya que en la evaluación del intervalo se detecta comunicación entre las arenas T y H. En el mismo trabajo de reacondicionamiento se punzona a 6 DPP con alta penetración los siguientes intervalos: “T”: 9823’-9832’ (9’); 9836’-9844’ (8’) “U”: 9619’-9627’ (‘8); 9644’-9653’ (9’) y 9660’-9668’ (8’). Se evalúa con bomba jet la arena T por dos ocasiones y no aporta. Se evalúa con bomba jet las arenas T y U conjuntamente dando como resultado, 336 BFPD con 14% de BSW. El pozo comienza a producir de la arena U desde marzo de 1999 a una taza de 259 BPPD con un BSW de 0.2%. La producción de petróleo es buena se mantiene arriba de los 150 BPPD hasta finales del año 2006 donde empieza a decaer la producción y a incrementarse el porcentaje de saturación de agua como se puede observar en las figuras 2.8 y 2.9. 52 FIGURA 2.8 PRODUCCIÓN DE ARENA U POZO LAG 31 500 PRODUCCIÓN DE "U" CAUDAL 400 300 200 0 1999/03/10 1999/05/16 1999/07/16 1999/09/01 1999/10/13 1999/12/11 2000/01/15 2000/03/02 2000/04/01 2003/12/08 2004/02/04 2004/04/14 2004/09/11 2004/10/06 2004/12/10 2005/03/08 2005/05/02 2005/06/23 2005/09/03 2005/11/25 2006/02/20 2006/05/18 2006/09/05 2006/12/06 2007/03/17 2007/07/04 2007/11/16 100 ELABORADO POR: Gabriel Amaya Sw ARENA U 100 80 60 40 Sw 20 0 1999/03/10 1999/05/16 1999/07/16 1999/09/01 1999/10/13 1999/12/11 2000/01/15 2000/03/02 2000/04/01 2003/12/08 2004/02/04 2004/04/14 2004/09/11 2004/10/06 2004/12/10 2005/03/08 2005/05/02 2005/06/23 2005/09/03 2005/11/25 2006/02/20 2006/05/18 2006/09/05 2006/12/06 2007/03/17 2007/07/04 2007/11/16 SATURACIÓN DE AGUA EN % FIGURA 2.9 SATURACIÓN DE AGUA ARENA U POZO LAG 31 ELABORADO POR: Gabriel Amaya En el W.O No 8 se realiza cambio de completación por cavidad en mal estado, el trabajo no resulta exitoso ya que se tiene varios problemas con la bomba y se cierra el pozo ya que las arenas T y U no aportan. Se cierran camisas de producción y existe recirculación por lo cual se asienta standing valve sobre cavidad, se prueba tubing con 200 psi y se determina comunicación tbg-csg bajo cavidad. Para corroborar la comunicación se puede observar en la curva de CHAN como la RAP y la RAP´ tienen un incremento 53 abrupto al final de su producción indicando que existe un problema mecánico en el pozo (observar figura 2.3 para comparación). FIGURA 2.10 CURVAS DE CHAN ARENA U POZO LAG 31 LAG 31 "U" 1 1 RAP Y RAP´ 0,1 10 100 1000 y = 0,0252e0,0042x RAP 0,01 RAP´ 0,001 0,0001 TIMPO AC. (DIAS) ELABORADO POR: Gabriel Amaya De continuar produciendo de la arena U se tendría los siguientes resultados. FIGURA 2.11 ANÁLISIS DE DECLINACIÓN DEL POZO LAG 31 ARENA U ELABORADO POR: Gabriel Amaya 54 2.3.1.3. ANÁLISIS NUEVAS OPORTUNIDADES Basándonos en registros eléctricos presentados en la figura 2.12, se justifica que la arena BT en el intervalo: (8820´-8827´) es una nueva oportunidad debido a la siguiente interpretación. El registro SP y GR nos indican que es una zona permeable de arenisca no muy limpia por el valor bajo de GR y la deflexión de la curva no constante de SP. El registro SP nos indica una mayor resistividad de la zona invadida que del agua de formación en el pozo. El registro de densidad corrobora lo indicado por el registro GR ya que siguen la misma tendencia en sus curvas. El registro de densidad con colaboración del registro neutrónico indica que es una zona porosa debido al cruce de sus curvas. Los registros de resistividad presentan lecturas relativamente altas en las cuales nos indican la presencia de hidrocarburo. FIGURA 2.12 REGISTRO ELÉCTRICO POZO LAG 31 FUENTE: PETROAMAZONAS EP. ÁREA DE INGENIERÍA 55 2.3.1.4. RECOMENDACIONES Aislar arena T con CIBP. Repunzonar arena U con propelente. A futuro punzonar intervalo (8820´-8827´) en BT. 2.3.2. POZO LAG 37 2.3.2.1. ESTADO MECÁNICO Y RESERVAS FIGURA 2.13 DIAGRAMA DE COMPLETACIÓN DEL POZO LAG 37 LAGO AGRIO - 37 W. O. # 09 FECHA COMPLETACION: RTE: GLE: MR: W.O # 07: W.O # 08: W.O # 09: 964' 947' 17' 09-may-93 06-oct-09 25-jul-10 02-jun-12 10-3/4" CSG SUPERFICIAL; 63 JTAS K-55; 40.5 LBS/FT 2602' ZAPATO GUIA SUPERFICIAL CEMENTADO CON 1300 SXS "A" 7" CSG; 232 JTAS; N-80; 26 LBS/FT; LT&C COMPLETACION DE B.M. 7735' D. V. TOOL CEMENTADO CON 1000 SxS TIPO "G" 1 BOMBA RHBC 1,75" x 16' 7880' 222 VARILLAS DE 3/4" X 25' 119 VARILLAS DE 7/8" X 25' 1 PONI ROD DE 7/8" X 8' 2 PONI ROD DE 7/8 X 2' 8526' 1 PONI ROD DE 7/8 X 4' 1 PONI ROD DE 7/8 X 6' 1 VARILLON PULIDO DE 1 1/4" 8561' TOPE DE CEMENTO 3 1/2" EUE, N-80, 9.3 LBS/FT, 276 JTAS. CLASE "B" 3 1/2" EUE CAMISA (ID=2.81") 3 1/2" EUE, N-80, 9.3 L/P, (1) TUBO CLASE "B" 3 1/2" EUE NOGO (ID=2.75") 8593' 3 1/2" EUE, N-80, 9.3 L/P, (1) TUBO CLASE "B" 8624' 3 1/2 x 2 7/8" X-OVER 2 7/8" EUE, N-80, 6.5 L/P, (1) TUBO CLASE "B" 2 7/8" EUE, NEPLO DE ASIENTO (ID: 2,25") 2 7/8" EUE, N-80, 6.5 L/P, (3) TUBOS CLASE B 8722' 2 7/8 x 2 3/8" X-OVER cCV 8757' 2 3/8" EUE, CAMISA (ID: 1.87") 2 3/8 x 2 7/8" X-OVER 8761' 2 7/8" EUE, N-80, 6.5 L/P, (1) TUBO CLASE B 2 7/8 x 3 1/2" X-OVER 7" x 3 1/2" ARROW SET PKR 3 1/2 x 2 7/8" X-OVER 2 7/8" EUE, N-80, 6.5 L/P, (1) TUBO 8798' 2 7/8" EUE, NEPLO CAMPANA 9800' 7" CIBP 9956' 7" CIBP 9998' 7" CIBP ARENA "B.T." (10 DPP) 8878' - 8892' (14') ARENA "Hs" (4 DPP) 9932' - 9945' (13') ARENA "Hi" ( 4DPP) 9966 - 9973' (7') 9989' - 9994' (5') 9999' - 10004' ( 5' ) 10139' 10165' 7" COLLAR FLOTADOR ZAPATO GUIA CEMENTADO CON 1070 SXS PT Perf = 10165' PT Log= 10187' FUENTE: PETROAMAZONAS EP. ÁREA DE INGENIERÍA 56 TABLA: 2.5 RESERVAS POZO LAG 37 POZO ARENA Re UNIDADES - LAG 37 ft ho Ø Sw Boi Fr POES ft fracción fracción CFB/STB (%) (BLS) RESERVAS PRODUCCIÓN RESERVAS PROBADAS ACUMULADA REMANENTES (BLS) (BLS) (BLS) BT 500 14 0,14 0,07 1,16 40 2366091,85 946436,738 537618,27 408818,4684 HI 500 21,5 0,15 0,27 1,18 40 3004146,72 1201658,69 0 1201658,69 HS 500 14,5 0,12 0,3 1,18 40 1554232,01 621692,804 0 621692,804 FUENTE: ÁREA DE INGENIERÍA “PETROAMAZONAS EP” ELABORADO POR: Gabriel Amaya 2.3.2.2. ANÁLISIS ARENAS PRODUCTORAS 2.3.2.2.1. ARENA BT TABLA: 2.6 TRABAJOS DE REACONDICIONAMIENTO ARENA BT POZO LAG 37 W.O 1 2 3 4 INTERVALO 8878´-8892´ (14´) 8878´-8892´ (14´) 8878´-8892´ (14´) 8878´-8892´ (14´) TRABAJO Estimulación con Estimulación redisparar Estimulación Regular MUD RESULTADO EXITOSO 361 BPPD, con solventes 6% BSW Exitoso Exitosos Exitoso 191 BPPD, 15.4% 325 BPPD, 19.1% 384 BPPD, 19.5% BSW BSW BSW ELABORADO POR: Gabriel Amaya En el segundo trabajo de reacondicionamiento se cambia el tipo de bombeo de BES a Hidráulico ya que el pozo no aportaba y tenía varios problemas en la bomba (rotura de eje, bomba se atascaba). La mayoría de problemas de este pozo fue mecánico como comunicación TBGCSG o por pesca de herramientas de producción por lo cual se realizaron los primeros 8 trabajos de reacondicionamiento resultando estos ser exitosos. En el séptimo trabajo de reacondicionamiento a la fecha de 18 de octubre del 2009 se cambia de completación a bombeo mecánico produciendo a una taza de 94 BPPD con un BSW del 22%. 57 En el último trabajo de reacondicionamiento se realiza cambio de completación por bomba mecánica pescada, el trabajo resulta satisfactorio, se recupera producción se baja completación híbrida (mecánico/hidráulico). FIGURA 2.14 PRODUCCIÓN DE ARENA BT POZO LAG 37 PRODUCCIÓN DE BT 300,00 200,00 100,00 Qo 0,00 Qw FECHA 98-01-03 98-10-15 01/01/2003 05/04/2004 24/10/2004 09/01/2005 30/08/2008 28/06/2009 09/10/2009 18/10/2009 24/11/2009 17/10/2011 04/01/2012 20/02/2012 04/03/2012 14/10/2012 CAUDAL 400,00 ELABORADO POR: Gabriel Amaya El pozo produjo desde sus inicios de la arena BT a un caudal de 220 BPPD, su producción nunca fue muy alta y a partir del 2009 se mantuvo bajo los 100 BPPD hasta enero del 2013 donde se cierra el pozo por bomba mecánica pescada. FIGURA 2.15 SATURACIÓN DE AGUA ARENA BT POZO LAG 37 100,00 80,00 60,00 40,00 20,00 0,00 Sw 98-01-03 98-10-15 01/01/2003 05/04/2004 24/10/2004 09/01/2005 30/08/2008 28/06/2009 09/10/2009 18/10/2009 24/11/2009 17/10/2011 04/01/2012 20/02/2012 04/03/2012 14/10/2012 SATURACIÓN DE AGUA EN % Sw ARENA "BT" ELABORADO POR: Gabriel Amaya Se puede concluir que el pozo no tiene problemas con el avance de agua ya que el porcentaje de BSW no es muy elevado se mantiene bajo el 20% hasta el final 58 de la producción y observando las curvas de CHAN el RAP y RAP´ presentan un claro ejemplo de una producción normal. FIGURA 2.16 CURVAS DE CHAN ARENA BT POZO LAG 31 LAG 37 "BT" 1 1 10 100 1000 RAP Y RAP´ 0,1 y = 0,2003e0,0006x RAP 0,01 RAP´ Exponencia l (RAP) 0,001 0,0001 TIMPO AC. (DIAS) ELABORADO POR: Gabriel Amaya En caso de continuar produciendo de la arena BT se tendría los siguientes resultados: FIGURA 2.17 ANÁLISIS DE DECLINACIÓN DEL POZO LAG 37 ARENA BT ELABORADO POR: Gabriel Amaya. 59 2.3.2.3. ANÁLISIS NUEVAS OPORTUNIDADES Basándonos en los registros eléctricos presentados en la figura 2.18 la arena Ti en el intervalo (9820´- 9834´) es una nueva oportunidad debido a la siguiente interpretación. FIGURA 2.18 REGISTRO ELÉCTRICO POZO LAG 37 FUENTE PETROAMAZONAS EP. ÁREA DE INGENIERÍA El registro SP y GR nos indican que es una zona permeable de arenisca no muy limpia por el valor bajo de GR y la deflexión de la curva no constante de SP. El registro SP nos indica una gran zona invadida por su deflexión realmente amplia. 60 El registro de densidad con colaboración del registro neutrónico indica que es una zona porosa debido al cruce de sus curvas. El registro de resistividad indica valores altos de resistividad para este intervalo por lo que se concluye presencia de hidrocarburo. El registro CBL y VDL muestran buena cementación y buena adherencia del cemento al CSG y a la formación. 2.3.2.4. RECOMENDACIONES Recuperar bomba mecánica atascada sacando totalmente la petrofísicos de completación de fondo. Dado los bajos resultados de los parámetros permeabilidad y porosidad así como el daño considerable en las vecindades del pozo en la última prueba de B´UP realizada en agosto del 2009, sería recomendable recañonear la arena BT con cañones de alta penetración y propelente, para el incremento de la permeabilidad y aumento de producción. K=18.7 md S= 3.25 Ø= 14% Pwf= 463 psi a 8885´profundidad de disparos. Pr= 940 psi a 8885´profundidad de disparos. A futuro recañonear en arena Ti el intervalo (9820´- 9834´) ya que en sus registros eléctricos mostró ser un buen candidato para explotación. Moler CIBP a 9800´ y evaluar arena Hs intervalo (9932´- 9945´) porque no existe datos de evaluación de esta arena, para una posible producción 61 de la misma ya que el reservorio hollín es una excelente arena de producción debido al acuífero que es un mecanismo natural de empuje. 2.3.3. POZO LAG 45 2.3.3.1. ESTADO MECÁNICO Y RESERVAS FIGURA 2.19 DIAGRAMA DE COMPLETACIÓN DEL POZO LAG 45 LAGO AGRIO - 45 W. O. No. 04 R.T.E.: 1012' COMPLETACION: 29 - Nov - 2004 G.L.S.: 982' W. O. No. 02: 11 - Oct - 2006 W. O. No. 03: 06 - Oct - 2008 W. O. No. 04: 20 - Feb - 2011 CSG SUPERFICIAL 55 JTS ;10-3/4" ; K-55 ; 40.5 LBS/FT ; 8 RD 2496' ZAPATO GUIA SUPERIFICIAL CEMENTADO CON 900 SXS TIPO "A" 8291' DV TOOL CEMENTADO CON 1200 SXS "G" 7" CSG 277 JTS ; C-95 ; 26 LBS/FT ; BT¢C 3-1/2" EUE, N-80, 303 TUBOS 9527' 3-1/2" x 2-7/8" EUE, REDUCCION 2-7/8" CAVIDAD GUIBERSON PL I 2-7/8" EUE, N-80, 1 TUBO 9567' 2-7/8" EUE, SAFETY JOINT 2-7/8" EUE, N-80 1 TUBO 9605' 7" x 2-7/8", PACKER HYDRO I ARENA " T " 2-7/8" EUE, N-80, 6 TUBOS 2-7/8" x 2-3/8" X-OVER 9801' 2-3/8" CAMISA 9890' - 9900' ( 10' ) @ 5 DPP. SQZ C&P 9900' - 9904' ( 4' ) @ 10 DPP W.O. 04 9904' - 9911' ( 7' ) @ 5 DPP. SQZ C&P 2-3/8" x 2-7/8" X-OVER 2-7/8" EUE, N-80, 6 TUBOS 9911' - 9924' ( 13' ) @ 10 DPP W.O. 04 ARENA " Hs" 10017' - 10024' ( 9994' 7" x 2-7/8", PACKER FH 7' ) @ 10 DPP W.O. 04 10024' - 10036' ( 12' ) @ 5 DPP. SQZ C&P 2-7/8" EUE, N-80, 1 TUBO 10036' - 10044' ( 2-7/8" x 2-3/8" X-OVER 8' ) @ 10 DPP W.O. 04 2-3/8" CAMISA 2-3/8" x 2-7/8" X-OVER 10031' 10056' - 10061' ( 2-7/8" EUE, N-80, 1 TUBO 5' ) @ 5 DPP. SQZ C&P 10067' 2-7/8" EUE, TAPON ARENA " Hi" a 15 DPP 10071' - 10079' ( 8' ) 10079' - 10082' ( 3' ) SQZ C&P SQZ W.O. 04 10082' - 10085' ( 3' ) a 4 DPP (S/T) SQZ W.O. 04 10085' - 10088' ( 3' ) SQZ C&P COTD WO-04 10100' 10123' 7" COLLAR FLOTADOR 10175' ZAPATO GUIA CEMENTADO CON 750 SXS TIPO "G" P. driller = 10184' P. loging = 10178' FUENTE: PETROAMAZONAS EP. ÁREA DE INGENIRÍA 62 TABLA: 2.7 RESERVAS POZO LAG 45 RESERVAS PRODUCCIÓN RESERVAS PROBADAS ACUMULADA REMANENTES (BLS) (BLS) (BLS) 0 645808,0221 1358964,92 543585,966 27432 516153,9661 40 704689,383 281875,753 9300 24 1218794,52 292510,684 0 POZO ARENA ÁREA ho Ø Sw Boi Fr POES UNI - acres ft / / cfb/stb % (BLS) BT 80 16 0,23 0,18 1,16 40 1614520,06 645808,022 HI 80 26,5 0,13 0,25 1,18 40 HS 80 29 0,07 0,34 1,18 TI 80 33 0,11 0,34 1,22 LAG 45 272575,7532 292510,6843 FUENTE: ÁREA DE INGENIERÍA “PETROAMAZONAS EP” ELABORADO POR: Gabriel Amaya 2.3.3.2. ARENAS PRODUCTORAS 2.3.3.2.1. ARENA T En completación y pruebas iniciales se punzona el intervalo (9890’ - 9923') a 5 DPP y se evalúa, obteniendo los siguientes resultados: BFPD = 48; BPPD = 0; Bsw = 100%, Tiempo = 24 hrs. Ya que la arena no aporta se realiza cementación forzada al intervalo. En el cuarto trabajo de reacondicionamiento realizado en febrero del 2011 se cañonea los siguientes intervalos en la arena T: 9911' - 9924' 9900' - 9904' La arena no aporta por lo que se cierra la camisa productora de esta arena. La arena T fue puesta en evaluación con bomba jet el 24 de marzo del 2013 llegando a una producción de 24 BFPD con 1 BPPD, obteniendo un BSW de 94%, así que se decide cerrar la zona por alto BSW y poco aporte en producción. 63 Se reabre la arena “T” el 3 de Febrero del 2014 para evaluaciòn con MTU, produciendo 72 BFPD y al dia siguiente decreciendo su producción a 48 BFPD con 30BPPD, se cambia de arena a “H. Superior” por poco aporte en producción. 2.3.3.2.2. ARENA H inf En completación y pruebas iniciales se punzona el intervalo (10071´-10088´) a 5 DPP, se evalúa la arena dando como resultado un alto BSW del 76% por lo cual se realiza cementación forzada al mismo y se repunzona un intervalo más pequeño de 8 pies desde los 10071 pies hasta los 10079 pies obteniendo una producción de 265 BPPD con un BSW del 8%. El pozo empieza a producir de esta arena desde noviembre del 2004 a un caudal promedio de 200 BPPD pero su producción decae rápidamente de forma lineal como se puede observar en la figura de producción hasta el año 2008. Se realiza prueba de B´UP a la arena y se determina que el pozo tiene un alto daño, S= 31 por lo cual se puede explicar la caída de producción en el mismo, este daño puede ser debido a la presencia de escala. FIGURA 2.20 PRODUCCIÓN DE ARENA Hi POZO LAG 45 PRODUCCIÓN ARENA Hi CAUDAL bls/día 1000 800 600 400 200 0 ELABORADO POR: Gabriel Amaya Qw Qo 64 Desde noviembre del 2008 hasta diciembre del 2010 que se cierra la arena en el trabajo de reacondicionamiento número 4 mediante cementación forzada, ya que la producción de agua incrementa de forma abrupta obteniendo un BSW del 80% debido a la canalización de la arena (como se puede observar en las curvas de CHAN) y los problemas mecánicos presentados en el pozo de comunicación tbgcsg. FIGURA 2.21 SATURACIÓN DE AGUA ARENA Hi POZO LAG 45 Saturación de agua en % Sw Arena Hi 120 100 80 60 40 20 0 Sw ELABORADO POR: Gabriel Amaya FIGURA 2.22. RAP Y RAP´ vs T (POZO LAG 45) LAG 45 "Hi" 1000 100 10 RAP 1 1 10 0,1 0,01 0,001 ELABORADO POR: Gabriel Amaya 100 1000 RAP´ 65 En la figura de CHAN se puede observar el incremento abrupto de las curvas con pendiente positiva y constante por lo que se concluye que existe canalización de la arena al pozo en “Hi”. 2.3.3.2.3. ARENA H sup En completación y pruebas iniciales se punzonaron los siguientes intervalos: 10018’ - 10042' ( 24' ) @ 5 DPP 10056’ - 10061' ( 5' ) @ 5 DPP Se evalúa la arena con bomba jet y se tiene una baja producción y alto BSW por lo que se decide recañonear los intervalos, la arena continúa con bajo aporte y un BSW del 71%, se aísla la zona con cementación forzada. En el cuarto trabajo de reacondicionamiento se cierra la arena H inf y se repunzonan los intervalos: 10036' - 10044' (8') @ 5 DPP 10017' - 10024' (7') @ 5 DPP El pozo produce durante marzo y abril del 2011 a un caudal bajo y un alto BSW por lo que se cierra el pozo. Durante el 2012 y 2013 se hacen varios intentos para producir del mismo pero se mantienen las características de baja producción y alto BSW por lo que se cierra el pozo. 2.3.3.3. RECOMENDACIONES Revisión y cambio de tubería por tubería de clase A ya que todos los trabajos de reacondicionamiento se los ha realizado por problemas de 66 comunicación tbg-csg debido a que se utiliza la misma tubería y no se cambia. Aislar arena Hollín con CIBP Considerando los parámetros petrofísicos (baja permeabilidad, baja porosidad) y considerando que el reservorio “T” es una arenisca sucia, se podría pensar en la factibilidad de un análisis de fracturamiento hidráulico a este reservorio a fin de sobrepasar la zona dañada en las vecindades del pozo e incrementar el área de flujo de los fluidos hacia el pozo, mejorando la productividad. RESULTADOS DE PRUEBAS DE B´UP (febrero del 2014) Intervalo: 9,900' – 9,904' (4') 9,911' – 9,924' (13') Permeabilidad 23.6 md Porosidad del 9% Capacidad de Flujo 402 md-pie Daño 6.03 Presión reservorio corregida @ MP 1498 psi Índice de Productividad 0.108 Bbl/día/psi 67 2.3.4. POZO LAG 49 2.3.4.1. ESTADO MECÁNICO Y RESERVAS FIGURA 2.23 DIAGRAMA DE COMPLETACIÓN DEL POZO LAG 49D LAG - 49D W. O. # 02 COMPLET. ORIGINAL: 10-Dic-2008 W. O. # 01: 27-Ago-2009 W. O. # 02: 02-Jun-2012 RTE: 986' GLE: 961,6 EMR= 24,4' 35' 20" CASING CONDUCTOR CSG SUPERFICIAL: 13-3/8" 72 LBS/FT, BTC 147 JTS, C-95 6003' ZAPATA GUIA SUPERFICIAL CEMENTADO CON 1600 SXS TIPO " A " 3 1/2" EUE 308 TUBOS CHINA CLASE "B" ANGULO MAXIMO 23,68º @ 1994' MD 1954' TVD 9 5/8" CASING PRODUCTOR , C-95, 47 LBS/FT BTC, 242 TUBOS 8162' 8768' TOPE 7" LINER PRODUCTOR 9572' 9597' 3 1/2" CAVIDAD OIL MASTER 3 1/2" SAFETY JOINT JPG-0015 3 1/2" 1 TUBO 3 1/2" X 2 7/8" X-OVER 9664' 7" x 2 7/8" DLH PACKER KULUU43 2-7/8" EUE. N-80 2 TUBOS ARENA "U. inf" @ 10 DPP 9754' - 9774' (20' ) 9786' - 9790' (4') 2-7/8" CAMISA SOP-3332 9728' SQz 2-7/8" EUE. N-80 (3) TUBOS 9829' 7" x 2 7/8" HYDROW PACKER KJP-1387 9860' 2-7/8" EUE. N-80 1 TUBO 9864' 2-7/8" CAMISA SIP 1255 2-7/8" EUE. N-80 1 TUBO 2-7/8" TAPON CIEGO 9899' 9923' ZAPATO GUIA NO CEMENTADA 9932' - 9936' (4' ) SQz ARENA "H.sup" @ 10 DPP 10116' - 10140' (24' ) SQZ W.O. 02 ARENA "H.inf" @ 5 DPP 10155' - 10176' (21') SQZ W.O. 02 10188' - 10200 (12') @ 11 DPP 10206' - 10212' (6') @ 6 DPP 10249' ZAPATA GUIA CEMENTADO CON 100 SXS TIPO "G" P. driller = 10360' P. loging = 10172' P. TVD = 10175' FUENTE: PETROAMAZONAS EP. ÁREA DE INGENIERÍA 68 TABLA: 2.8 RESERVAS POZO LAG 49 R. PRODUCCIÓN R. PROBADAS ACUMULADA REMANENTES (BLS) (BLS) (BLS) (BLS) 40 2187854,62 875141,847 0 875141,8475 1,18 40 621297,458 248518,983 0 248518,9831 1,24 24 924953,806 221988,914 125991,03 95997,88355 POZO ARENA ÁREA ho Ø Sw Boi Fr POES UNI - acres pies frac. frac. CFB/STB (%) HI 60 43,5 0,15 0,15 1,18 HS 60 15 0,14 0,25 UI 60 20 0,14 0,12 LAG 49 FUENTE: ÁREA DE INGENIERÍA “PETROAMAZONAS EP” ELABORADO POR: Gabriel Amaya 2.3.4.2. ANÁLISIS ARENAS PRODUCTORAS 2.3.4.2.1. ARENA H sup + inf En completación y pruebas iniciales se punzonó los siguientes intervalos: Arena " H. superior " @ 10 DPP 10116’ – 10140’ ( 24' ) Arena " H. inferior " @ 5 DPP 10155’ – 10176’ ( 21' ) Ninguna de las arenas aportó hidrocarburo hacia el pozo, las dos tenían un BSW del 100% por lo que se cierra la camisa de producción de estos intervalos. En el trabajo de reacondicionamiento número 2 se realiza cementación forzada a los intervalos anteriormente mencionados y se cañonea nuevos intervalos en Hi (10188'-10200'. y 10206'-10212') @ 6 DPP con cargas de alta penetración. Al evaluar la arena, el pozo produce por pocos días a un caudal de 130 bppd y alto BSW, por lo que se cierra la arena. 2.3.4.2.2. ARENA U inf En completación y pruebas iniciales se punzonan los siguientes intervalos a 10 DPP: 69 9754’ – 9774’ (20' ) 9786’ – 9790’ ( 4’ ) SQZ 9932’ – 9936’ ( 4’ ) SQZ Obteniendo como resultado una producción de 167 BPPD con un BSW del 7%. FIGURA 2.24 PRODUCCIÓN DE ARENA Ui POZO LAG 49 CAUDAL EN bls/día PRODUCCIÓN ARENA Ui 1200 1000 800 600 400 200 0 Qo Qw ELABORADO POR: Gabriel Amaya El pozo produce a un caudal promedio de 200 BPPD desde octubre del 2008 hasta abril del 2012, en este mes la producción decae y el pozo deja de aportar debido a un tubo roto por lo que entra en reacondicionamiento. Después del segundo trabajo de reacondicionamiento realizado el 20 de junio del 2012 existe un aumento abrupto de BSW como se observa en la figura de saturación de agua debido a que hay una canalización o daño mecánico. 70 FIGURA 2.25 SATURACIÓN DE AGUA ARENA Ui POZO LAG 49 SATURACIÓN DE AGUA EN % Sw ARENA Ui 100,00% 80,00% 60,00% 40,00% Sw 20,00% 0,00% ELABORADO POR: Gabriel Amaya Las curvas de RAP y RAP´ tienen pendiente positiva y variable, incrementándose al final de su producción por lo cual se concluye que el yacimiento “Ui” tiene una producción normal con canalización en los últimos días de producción. FIGURA 2.26. RAP Y RAP´ vs T (POZO LAG 49) LAG 49 "Ui" RAP Y RAP´ 0,1 1 10 100 1000 10000 0,01 y = 0,0215e0,001x RAP 0,001 RAP´ 0,0001 0,00001 TIMPO AC. (DIAS) ELABORADO POR: Gabriel Amaya En caso de continuar produciendo de la arena Ui se tendría los siguientes resultados: 71 FIGURA 2.27 ANÁLISIS DE DECLINACIÓN POZO LAG 49 ARENA Ui ELABORADO POR: Gabriel Amaya 2.3.4.3. RECOMENDACIONES: Realizar registro de cementación para verificar si el agua se está filtrando por el cemento o el aumento de BSW es por un problema mecánico. En caso de ser problema de cemento, realizar cementación forzada en el área afectada para disminuir el avance de agua. Aislar arena H inferior + superior con CIBP. Recañonear el intervalo 9754’ – 9774’ (20') en U inf con cañones de alta penetración para recuperar la producción. 72 2.3.5. POZO PRH 11 2.3.5.1. ESTADO MECÁNICO Y RESERVAS FIGURA 2.28 DIAGRAMA DE COMPLETACIÓN DEL POZO PRH 11 FUENTE: PETROAMAZONAS EP. ÁREA DE INGENIERÍA 73 TABLA: 2.9 RESERVAS POZO PRH 11 R. PRODUCCIÓN R. PROBADAS ACUMULADA REMANENTES (BLS) (BLS) (BLS) (BLS) 15 1864226,5 279633,975 0 279633,9749 1,301 29 3311590,79 960361,33 0 960361,33 1,301 29 1010617,93 293079,199 0 293079,1994 1,206 20 2285881,18 457176,237 184434,18 272742,0567 POZO ARENA Re ho Ø Sw Boi Fr POES UNI. - pie pie Frac. Frac CFB/STB (%) BT 500 14 0,14 0,29 1,124 TI 500 31 0,13 0,29 TS 500 10 0,118 0,26 UI 500 22 0,114 0,27 PRH 11 FUENTE: ÁREA DE INGENIERÍA “PETROAMAZONAS EP” ELABORADO POR: Gabriel Amaya 2.3.5.2. ANÁLISIS ARENAS PRODUCTORAS 2.3.5.2.1. ARENA T inf En completación y pruebas iniciales las zonas de interés tenían una mala cementación por lo cual se realiza cementación forzada y se punzonan a 5 DPP los intervalos: (9709’- 9730’) (21’) (9744’-9754’) (10’) Se realiza estimulación y se evalúa resultados con elementos de presión dando como resultado una producción de 322 BPPD y un BSW de 21%. Se cierra el pozo para B´UP por 12 hrs, se tiene como resultados un alto daño > 20 y baja permeabilidad de 10.01 md. Se opta por producir de U inf que muestra mejores resultados y se aísla la arena con EZ DRILL a 9620 pies. En el segundo trabajo de reacondicionamiento realizado en junio del 2012 se evalúa por dos ocasiones la arena T inf obteniendo el mismo resultado de BSW del 100% (existe comunicación de arena con el anular a 9600 pies como se observa en la figura 2.29), se aísla arena con EZ DRILL a 9580 pies. 74 FIGURA 2.29 REGISTRO DE INTEGRIDAD DEL CSG POZO PRH 11 FUENTE: WEATHERFORD 2.3.5.2.2. ARENA U inf En completación y pruebas iniciales se punzona el intervalo (9488´- 9510´) a 5 DPP. Se estimula la formación con mezcla ácida y se evalúan los resultados con elementos de presión dando como respuesta 337 BPPD y un BSW del 26%. El pozo comienza a producir de esta arena desde septiembre del 2008 a un caudal promedio de 400 BPPD hasta mayo del 2009 donde se cierra el pozo ya que la producción de petróleo decae y la producción de agua se incrementa, como se observa en la figura 2.30 debido a comunicación tbg-csg. Luego del primer trabajo de reacondicionamiento (cambio de completación por comunicación tbg-csg) el pozo continuó produciendo normalmente hasta mayo del 2012 cuando la arena deja de aportar. En el W.O No 2, se realiza sqz al intervalo 75 anteriormente punzado en la formación Ui y se recañonea el intervalo (9488´9504´), se evalúa la arena por dos ocasiones y el pozo no aporta por lo cual se cierra el pozo. FIGURA 2.30 PRODUCCIÓN DE ARENA Ui POZO PRH 11 600 500 400 300 200 100 0 Qo Qw 2008/09/20 2008/10/14 2008/11/17 2008/12/10 2008/12/28 2009/01/26 2009/03/01 2009/04/07 2009/05/17 2009/06/12 2009/07/09 2009/08/13 2009/09/22 2009/10/31 11/12/2011 20/02/2012 29/03/2012 CAUDAL EN bls/día PRODUCCIÓN ARENA Ui ELABORADO POR: Gabriel Amaya Esta arena no presenta problemas con el incremento de agua ya que en toda su producción se mantuvo bajo el 5% de BSW y en las curvas de CHAN se puede observar como el RAP y el RAP´ siguen una tendencia constante y paralela que indican una producción normal. FIGURA 2.31 RAP Y RAP´ vs T (POZO PRH 11) PRH 11 "Ui" RAP Y RAP´ 1 10 0,01 y = 0,0222e-6E-05x 100 0,001 RAP 0,0001 RAP´ Exponenci al (RAP) 0,00001 0,000001 ELABORADO POR: Gabriel Amaya 1000 TIMPO AC. (DIAS) 76 En caso de continuar produciendo de la arena Ui se tendría los siguientes resultados. FIGURA 2.32 ANÁLISIS DE DECLINACIÓN POZO PRH 13 ARENA Ui ELABORADO POR: Gabriel Amaya 2.3.5.3. ANÁLISIS NUEVAS OPORTUNIDADES FIGURA 2.33 REGISTRO ELÉCTRICO POZO PRH 11 FUENTE: PETROAMAZONAS EP. ÁREA DE INGENIERÍA 77 Basándonos en los registros eléctricos presentados en la figura 2.33 se indica que en la arena BT el intervalo:(8790´-8808´) es una nueva oportunidad debido a la siguiente interpretación. El registro SP y GR nos indican que es una zona permeable de arenisca no muy limpia por el valor bajo de GR y la deflexión de la curva no constante de SP. El registro SP nos indica una mayor resistividad de la zona invadida que del agua de formación en el pozo. El registro de densidad corrobora lo indicado por el registro GR ya que siguen la misma tendencia en sus curvas. El registro de densidad con colaboración del registro neutrónico indica que es una zona porosa debido al cruce de sus curvas. Los registros de resistividad presentan lecturas relativamente altas en las cuales nos indican la presencia de hidrocarburo. 2.3.5.4. RECOMENDACIONES Realizar fracturamiento hidráulico para recuperar producción de la arena Uinf ya que se repunzonó el intervalo (9488´- 9504´) y el pozo no produjo. Colocar LINER PRODUCTOR a 9550 pies para corregir daño de CSG a 9600 pies y producir de arena T inf ya que en sus pruebas iniciales presento buenos resultados. TIEMPO PRUEBA ZONA INTERVALO PRUEBA BPPD HORAS 29-AGO-09 “Ti” 9709’-9730’ 9744’-9754’ 37 322 BSW ºAPI PC % 60 ºF Psi. 21 33.3 Ctk A futuro punzonar intervalo en BT (8790´-8808´). OBSERVACIÓN Evalúan PPH por 78 2.3.6. POZO PRH 13 2.3.6.1. ESTADO MECÁNICO Y RESERVAS FIGURA 2.34 DIAGRAMA DE COMPLETACIÓN POZO PRH 13 PARAHUACO - 13 W.O # 01 GLE: 956' RTE: 988' MR: 32´ FECHA DE COMPLETACION: W. O. # 01: 19-nov-2011 40' 28-oct-08 1 TUBO 20",H-40, 94 L/P.PILOTEADO 10 3/4" CASING,K-55, 40.5 L/P,BTC, 73 TUBOS + 1 TUBO CORTO 2998' ZAPATO GUIA SUPERFICIAL CEMENTADO CON 880 SXS TIPO "A" 7" CASING DE PRODUCCION , C-95, 26 L/P, BTC, 211 TUBOS + 1 TUBO CORTO 8022' DV-TOOL CEMENTADO CON 920 SXS CLASE "G" 3 1/2" EUE, N-80,9.3 LBS/FT, 300 TUBOS CLASE "A" 9337' 3 1/2" CAMISA DESLIZABLE , ID= 2.81 3 1/2" EUE N-80, 9.3 LBS/FT, 1 TUBO ,CLASE "A" 9372' 5 1/2" X 3 1/2" ON-OFF CONECTOR (DERECHO) 3 1/2" EUE N-80, 9.3 LBS/FT, 1 TUBO ,CLASE "A" 9406' 7" X 3 1/2" PACKER FHL 9413' 3 1/2" NO-GO NIPPLE, ID=2.75 CON STD VALVE 3 1/2" EUE N-80, 9.3 LBS/FT, 1 TUBO ,CLASE "A" 9448´ 3 1/2" NEPPLO CAMPANA ARENA "U inf" ( 10 DPP ) 9512' - 9524' ( 12' ) 9529' - 9534' ( 5' ) 9600' 7" CIBP 9750' 7" COLLAR FLOTADOR ARENA "T inf" ( 5 DPP ) 9702' - 9728' ( 26' ) 9846' 7" ZAPATO GUIA CEMENTADO CON 364 SXS CLASE "G" PT drill = 9850' PT log = 9849' FUENTE: PETROAMAZONAS EP. ÁREA DE INGENIERÍA 79 TABLA: 2.10 RESERVAS POZO PRH 13 RESERVAS PRODUCCIÓN RESERVAS PROBADAS ACUMULADA REMANENTES (BLS) (BLS) (BLS) (BLS) 15 120265,115 18039,7672 0 18039,76724 1,301 29 4786309,43 1388029,73 0 1388029,734 1,301 29 770312,615 223390,658 0 223390,6582 0,09 1,206 20 4245312,25 849062,451 513645 335417,4509 0,36 1,206 20 483435,578 96687,1157 0 96687,11566 POZO ARENA Re ho Ø Sw Boi Fr POES UNIDADES - pies pies fracción fracción CFB/STB (%) BT 500 1,5 0,095 0,37 1,124 TI 500 30,5 0,149 0,09 TS 500 9,5 0,113 0,38 UI 500 23,5 0,159 US 500 5 0,121 PRH 13 FUENTE: ÁREA DE INGENIERÍA “PETROAMAZONAS EP” ELABORADO POR: Gabriel Amaya 2.3.6.2. ANÁLISIS ARENAS PRODUCTORAS 2.3.6.2.1. ARENA T inf En completación y pruebas iniciales se punzona a 5 DPP el intervalo (9702´9728´) y se evalúa con bomba jet durante 5 hrs sin éxito, no existe aporte de fluidos al pozo. Se realizan pruebas de presión a la arena obteniendo los siguientes resultados: K= 29 md S= 1.4 md Pwf (9741´) = 1297 psi Pws (9741´) =1582 psi Se evalúa por segunda ocasión la arena Tinf obteniendo 168 BFPD con BSW del 100% por lo cual se aísla la arena con CIBP a 9600 pies, para evaluar el siguiente posible intervalo productor en U inf. La interpretación de registros eléctricos presentados en la figura 2.35 muestra: 80 - Registros SP y GR indican una zona permeable con arenisca limpia debido a sus bajos valores y la forma constante de la deflexión de sus curvas. - El cruce de las curvas de los registros Density y Neutrón muestran una zona porosa. - El registro de resistividad muestra valores muy altos que nos indican la presencia de hidrocarburo. FIGURA 2.35 REGISTRO ELÉCTRICO POZO PRH 13 ARENA T inf FUENTE: PETROAMAZONAS EP. ÁREA DE INGENIERÍA 2.3.6.2.2. ARENA U inf En completación y pruebas iniciales se punzonaron los siguientes intervalos a 5 DPP: 9512' - 9524' (12') 9529' - 9534' ( 5') 81 Se evalúa la arena dando resultados positivos de producción por lo que se baja equipo BES para comenzar la producción con un caudal de 499 BPPD y un BSW del 60% a la fecha del 28 de octubre del 2008. La producción del pozo va decayendo paulatinamente sin incremento de BSW hasta octubre del 2011 como se puede observar en la figura de producción. En esta fecha la producción de petróleo se detiene y la producción de agua se incrementa debido a una comunicación tbg-csg (esta comunicación o problema mecánico se puede observar en las curvas de CHAN) por lo que el pozo entra a su primer trabajo de reacondicionamiento. FIGURA 2.36 RAP Y RAP´ vs T (POZO PRH 13) PRH 13 "Ui" RAP Y RAP´ 0,01 1 10 100 1000 10000 0,001 0,0001 y = 0,002e0,0027x RAP 0,00001 0,000001 TIMPO AC. (DIAS) ELABORADO POR: Gabriel Amaya Las curvas RAP y RAP´ presentan una producción constante con una posible canalización en las cercanías del pozo al final de su producción por comunicación mecánica. Ya que la pendiente de la curva RAP´ empieza a aumentar constantemente a partir de sus 700 días de producción y la curva RAP forma casi una pendiente de 90 grados. El trabajo de reacondicionamiento no resulta ser exitoso ya que el objetivo era repunzonar la arena U inf y rediseñar BES. Al repunzonar estos intervalos el pozo tuvo una baja producción por lo cual se optó por realizar una estimulación matricial obteniendo como resultado una producción baja de 85 BPPD con un alto BSW del 45 %, se tuvo que realizar un trabajo más de fracturamiento hidráulico a 82 la arena para que el pozo recupere la producción +/- 190 BPPD con un BSW del 4% mediante Bombeo Hidráulico tipo Jet. FIGURA 2.37 PRODUCCIÓN DE ARENA Ui POZO PRH 13 CAUDAL EN bls/día PRODUCCIÓN ARENA Ui 1000 800 600 400 200 0 Qo Qw ELABORADO POR: Gabriel Amaya El pozo continúa produciendo después del W.O No 1 durante todo el 2012 a un caudal promedio de 120 BPPD y por pocos meses del 2013, en mayo del 2013 el pozo queda cerrado por bajo aporte. 2.3.6.3. ANÁLISIS NUEVAS OPORTUNIDADES FIGURA 2.38 REGISTRO ELÉCTRICO POZO PRH 13 ARENA BT FUENTE: PETROAMAZONAS EP. ÁREA DE INGENIERÍA 83 Como se observa en la figura 2.38 en la arena BT el intervalo: (7220´-7250´) es una nueva oportunidad debido a la siguiente interpretación. El registro SP y GR nos indican que es una zona permeable de arenisca limpia por el valor bajo de GR y la deflexión de la curva constante de SP. El registro SP nos indica una mayor resistividad de la zona invadida que del agua de formación en el pozo. El registro de densidad con colaboración del registro neutrónico indica que es una zona porosa debido al cruce de sus curvas. Los registros de resistividad presentan lecturas medianamente altas en las cuales nos indican la presencia de hidrocarburo. 2.3.6.4. RECOMENDACIONES Moler CIBP a 9600 pies, realizar fracturamiento hidráulico al intervalo (9702´-9728´) en T inf para mejorar la permeabilidad baja de la arena (K = 1.1 md) y a pesar que en pruebas iniciales esta arena no produjo, en registros eléctricos se observa un buen potencial. Punzonar intervalo (7220´-7250´) en BT. 84 2.3.7. POZO GNT 05 2.3.7.1. ESTADO MECÁNICO Y RESERVAS FIGURA 2.39 DIAGRAMA DE COMPLETACÓN DEL POZO GNT 05 GUANTA-05 W.O # 16 FECHA DE COMPLETACION: 10-Febrero-1987 W.O. # 14: 01-Marzo-2010 RTE= 939 PIES W.O. # 15: 30-Mayo-2010 GLE= 917 PIES W.O. # 16: 02-AGOSTO-2010 EMR= 22 RTE PIES 10-3/4" CASING SUPERFICIAL K-55, 40.5 LB/PIE, ST&C, R-3, 51 TUBOS 2034' ZAPATO SUPERFICIAL CEMENTADO CON 950 SXS DE PROTECTORES INSTALADOS CANNON: 281 CEMENTO TIPO "A" MID JOINTS: 282 SUNCHOS SOBRE EQUIPO BES: 75 N-80, 26 L/P, LT&C, R-3, 252 TUBOS 7" CASING DE PRODUCCION N-80, 26 L/P, LT&C, R-2, 2 TUBOS DV TOOL CEMENTADO CON 1000 SXS TIPO " A" 7210' 3 1/2" TUBING SEC; 9.2 LBS/PIE; CLASE "B", 281 JTAS. CABLE PLANO AWG # 2, CON CAPILAR 3/8" 0 3 1/2" EUE Pin x 3 1/2" SEC Box - XOVER 8692' c CV 3 1/2" EUE, CAMISA(ID=2,31") 3 1/2" EUE, N-80, 1 TUBO 8726' 3 1/2" EUE, NO GO CON STD. VALVE 3 1/2" EUE, N-80, 1 TUBO 2 7/8" EUE PIN x 3 1/2" EUE BOX XOVER 8759' 8760' 2 7/8" EUE DESCARGA BOMBA WOOD GROUP TD300 156 ETAPAS, SERIE 400 8775' BOMBA WOOD GROUP TD300 156 ETAPAS, SERIE 400 8790' BOMBA WOOD GROUP TD300 156 ETAPAS, SERIE 400 8804' SEPARADOR DE GAS, SERIE 400 SEPARADOR DE GAS, SERIE 400 8810' INTAKE, SERIE 400 SELLO, SERIE 400 SELLO, SERIE 400 8822' MOTOR 100 HP 1355V/46A SERIE 456 CAMISA DE REFRIGERACION 5 1/2" SENSOR, TR4 SMARTGUARD SYSTEM, SERIE 456 4 1/2" CENTRALIZADOR 8851' 8852' 6" CENTRALIZADOR ARENA "BASAL TENA" @ 10 DPP 8892' -8904' (12') 9570' EZ-DRILL 9750' EZ-DRILL 9975' EZ-DRILL 9986' COLLAR FLOTADOR PERFORADO ARENA "U INFERIOR" 9634' -9654' (20') @ 9 DPP 9664' -9674' (10') @ 4 DPP ARENA "T INFERIOR" 9840' - 9860' (20') SQZ WO-13 9860' -9865' (5') @ 5 DPP 9886' -9894' (8') @ 10 DPP ARENA "HS" @ 4 DPP BHA: 0,00 10006' - 10016' ( 10' ) 10025' CIBP 10029' ZAPATO GUIA CEM ENTADO CON 800 SXS DE CEM ENTO "G" PT(L) = 10029' FUENTE: PETROAMAZONAS EP. ÁREA DE INGENIERÍA 85 TABLA: 2.11 RESERVAS POZO GNT 05 PRODUCCIÓN RESERVAS ACUMULADA REMANENTES (BLS) (BLS) (BLS) 2166920,19 433384,039 172165 261219,0386 15 2420545,52 363081,828 36,9 2618382,85 966706,948 POZO ARENA Re ho Ø Sw Boi Fr POES R. PROBADAS UNI. - pies pies frac. frac. CFB/STB (%) (BLS) BT 500 12,5 0,16 0,19 1,1257 20 TI 500 19 0,13 0,17 1,2753 UI 500 15,5 0,16 0,14 1,2265 GNT 05 363081,8279 785909 180797,9482 FUENTE: ÁREA DE INGENIERÍA “PETROAMAZONAS EP” ELABORADO POR: Gabriel Amaya 2.3.7.2. ANÁLISIS ARENAS PRODUCTORAS 2.3.7.2.1. ARENA T inf En completación y pruebas iniciales se punzonaron los siguientes intervalos: 9840’ - 9860’ (20’) a 4 DPP 9885’ - 9895’ (10’) a 4 DPP Se evaluó la arena obteniendo como resultado una producción de 207 BPPD con un BSW del 88% por lo que se decide punzonar otra arena y producir de ella. En el reacondicionamiento número 13 (17/06/2008) se realiza cementación forzada y se recañonea con cañones de alta penetración en los intervalos 9860´9865´ y 9885’ - 9895’ de la arena T inf, se evalúa los resultados dando una producción de 360 BFPD con un BSW del 100% por lo que se aísla la arena con EZ-DRILL a 9750 pies. 2.3.7.2.2. ARENA U inf En completación y pruebas iniciales se punzonaron los siguientes intervalos: 86 9664’ - 9674’ (10’) a 4 DPP 9634’ - 9654’ (20’) a 4 DPP El pozo comienza a producir de esta arena desde marzo de 1987 a un caudal óptimo de 800 BPPD. La producción del pozo decae hasta los 328 BPPD con un incremento del BSW del 58% a la fecha del 10 de marzo de 1998. En los siguientes dos años, es decir hasta el año 2000 la arena deja de aportar por lo que el pozo queda inactivo de esta formación. La arena en todo su tiempo de producción no presenta grandes problemas ya que los motivos por los que se realiza los cinco trabajos de reacondicionamiento son principalmente por reparación y rediseño de BES, el principal problema de la arena es la abundancia de escala y el aumento del BSW que es uno de los causantes de daño en el equipo BES. 2.3.7.2.3. ARENA U + BT El momento que la producción decae bruscamente de la arena U inf, se punzona la arena BT el intervalo 8892’-8904’, se evalúa ambas arenas dando resultados positivos. Se produce de ambas arenas a un caudal promedio de 250 BPPD pero con un BSW alto del 80% como se puede observar en la figura de producción desde septiembre del 2000 hasta mayo del 2002 que se cierra el pozo por bajo aporte. 87 FIGURA 2.40 PRODUCCIÓN DE ARENA U+BT POZO GNT 05 ELABORADO POR: Gabriel Amaya FIGURA 2.41 SATURACIÓN DE AGUA DE ARENA U+BT POZO GNT 05 ELABORADO POR: Gabriel Amaya En el noveno trabajo de reacondicionamiento realizado en marzo del 2005 se repunzonan las arenas U y BT. Se evalúan las arenas por separado dando como resultado para U un BSW del 73 % y de la arena BT un BSW del 35% por lo que se concluye que la producción excesiva de agua es proveniente de la arena U por lo que se aísla U con CIBP a los 9570 pies para producir solo de BT. 2.3.7.2.4. ARENA BT Esta arena no tiene una producción constante como se puede observar en la figura 2.42, debido a que durante los 7 años de producción de la misma tiene 88 muchos problemas mecánicos por los que se ha tenido que cerrar el pozo para realizar los respectivos trabajos de reacondicionamiento. FIGURA 2.42 PRODUCCIÓN DE ARENA BT POZO GNT 05 CAUDAL EN bls/día PRODUCCIÓN ARENA BT 400 350 300 250 200 150 100 50 0 Qw Qo ELABORADO POR: Gabriel Amaya A pesar de la alta producción de agua, existente en esta arena, la producción de petróleo se ha mantenido casi constante y luego de realizar los debidos trabajos de reacondicionamiento se ha logrado incluso recuperar la producción. Después de su último trabajo de reacondicionamiento realizado el 02 de agosto del 2010 el pozo produce normalmente a un caudal promedio de 100 BPPD hasta marzo del 2013 donde se cierra el pozo por desprendimiento de equipo BES. En la figura del RAP y RAP ´se puede observar una producción constante de flujo normal y continuo con una posible comunicación de tubería a finales de la producción. 89 FIGURA 2.43. RAP Y RAP´ vs T (POZO GNT 05) GNT 05 1 RAP Y RAP´ 1 10 100 0,1 RAP RAP´ 0,01 0,001 1000 TIMPO AC. (DIAS) ELABORADO POR: Gabriel Amaya 2.3.7.3. RECOMENDACIONES Realizar trabajos de pesca para recuperar equipo desprendido y continuar produciendo de ella ya que como se observa en el gráfico de producción el caudal de petróleo no ha decaído desde el 2010. Realizar registro de integridad del CSG para saber si el motivo por el cual el equipo BES se atascó y se desprendió es debido a problemas de tubería. 90 2.3.8. POZO GNT 18 2.3.8.1. ESTADO MECÁNICO Y RESERVAS FIGURA 2.44 DIAGRAMA DE COMPLETACIÓN DEL POZO GNT 18 FUENTE: PETROAMAZONAS EP. ÁREA DE INGENIERÍA 91 TABLA: 2.12 RESERVAS POZO GNT 18 R. PRODUCCIÓN RESERVAS PROBADAS ACUMULADA REMANENTES (BLS) (BLS) (BLS) (BLS) 20 318350,004 63670,0007 5910 57760,00073 1,215 20 2360111,18 472022,237 472022,237 1,2753 15 7480891,86 1122133,78 1122133,78 1,2265 36,9 2955778,32 1091273,36 POZO ARENA Re ho Ø Sw Boi Fr POES UNI. - pies pies frac. frac. CFB/STB (%) BT 500 2 0,14 0,15 1,1257 HS 500 23 0,12 0,31 TI 500 48 0,15 0,12 UI 500 25,75 0,11 0,15 GNT 18 475998 615275,3572 FUENTE: ÁREA DE INGENIERÍA “PETROAMAZONAS EP” ELABORADO POR: Gabriel Amaya 2.3.8.2. ANÁLISIS ARENAS PRODUCTORAS 2.3.8.2.1. ARENA U inf TABLA 2.13 TRABAJOS DE REACONDICIONAMIENTO ARENA Ui POZO GNT 18 W.O 1 2 INTERVALO 9982’' - 10012' ( 30' ) 9982’' - 10012' ( 30' ) TRABAJO Estimulación ácida Fracturamiento Hidráulico Repunzonar a 5 DPP RESULTADO No exitoso Exitoso 204 BFPD, BSW 18% 216 BFPD, 43,3% BSW ELABORADO POR: Gabriel Amaya El primer trabajo de reacondicionamiento no fue exitoso debido a que la arena tiene un alto daño, mayor a 20 por lo que las operaciones realizadas a esta arena no limpian ni superan la zona dañada y se obtiene una pérdida de +/- 180 BPPD de su última producción. Debido al alto daño de la arena la producción decae bruscamente tres meses después del primer trabajo de reacondicionamiento y ya q la estimulación no dio buenos resultados se fracturó hidráulicamente la arena recuperando la producción en +/- 125 BPPD, pero también se incrementa el BSW a 43.3%. 92 Este incremento de producción de agua provoca corrosión en la tubería que ocasiona el daño de la misma y comunicación tbg-csg. FIGURA 2.45 SATURACIÓN DE AGUA DE ARENA Ui POZO GNT 18 SATURACIÓN DE AGUA EN % Sw DE ARENA Ui 100 80 60 40 20 0 Sw ELABORADO POR: Gabriel Amaya En la figura de saturación de agua se puede observar que la arena Uinf durante los dos primeros años de producción tiene un valor mínimo de BSW y se incrementa partir de abril del 2011 debido al fracturamiento hidráulico realizado en el tercer trabajo de reacondicionamiento. FIGURA 2.46 REGISTRO ELÉCTRICO POZO GNT 18 ARENA U inf FUENTE: ÁREA DE INGENIERÍA “PETROAMAZONAS EP” 93 En el registro eléctrico se puede observar que en la parte superior e inferior de la zona punzada hay la presencia de agua debido a los bajos valores de resistividad y altos valores de GR por lo que se concluye que el momento del fracturamiento hidráulico el agua se canalizo hacia la zona punzada. En la figura 2.47 se puede observar claramente que existe canalización en la arena “Ui” debido al incremento de la pendiente en forma constante. FIGURA 2.47. RAP Y RAP´ vs T (POZO GNT 18) GNT 18 "Ui" 0,1 1 10 100 1000 10000 RAP Y RAP´ RAP 0,01 y = 0,0087e0,0032x RAP´ 0,001 Exponencia l (RAP) 0,0001 0,00001 TIMPO AC. (DIAS) ELABORADO POR: Gabriel Amaya La arena” U inferior” inició con una producción de petróleo de 816 BPPD y 144 BAPD a la fecha de 21/07/2008 y terminó con una producción de 3 BPPD y 14 BAPD como se puede observar en la figura de producción. Debido al aumento de BSW la producción decae y se cierra la camisa de producción de la arena. 94 FIGURA 2.48 PRODUCCIÓN DE ARENA Ui POZO GNT 18 CAUDAL EN bls/día PRODUCCIÓN ARENA Ui 1000 800 600 400 200 Qo Qw 0 ELABORADO POR: Gabriel Amaya 2.3.8.2.2. ARENA Hollín sup. En el quinto trabajo de reacondicionamiento se realiza punzonamiento de la arena Hollín a 5 DPP a los intervalos (10328' - 10364') (36'); (10370' - 10380') (10'). Se evalúa la arena y se produce de ella por pocos días ya que tiene un caudal bajo de 68 BPPD, para incrementar la producción se abre la camisa de la arena U inf para producir de ambas arenas pero el pozo sigue con una producción baja por lo que se aísla Hollín con CIBP a 10296 pies de profundidad. 2.3.8.2.3. ARENA T inf. En el sexto trabajo de reacondicionamiento se punzona el intervalo 10184´10234´ se evalúa Ti sin obtener resultados ya que el pozo no aporta. Se reversa la bomba y se evalúa por dos ocasiones más sin éxito. Se coloca CIBP a 9290 pies aislando la arena. 95 FIGURA 2.49 REGISTRO ELÉCTRICO POZO GNT 18 ARENA T inf FUENTE: ÁREA DE INGENIERÍA “PETROAMAZONAS EP” La interpretación de los registros eléctricos presentados en la figura 2.49 indican que la curva GR nos mustra una buena zona permeable desde los 10182 pies hasta los 10290 pies. El cruce de las curvas Microlog y Laterolog indican la presencia de hidrocarburo así como los valores muy altos de resistividad. El cruce de las curvas Density y Neutrón nos indican que es una zona porosa. 2.3.8.2.4. ARENA BT En el sexto trabajo de reacondicionamiento disparan arena "BT" A 5 DPP, 92149229 (15'). La arena produce por 16 días únicamente, su producción decae de los 196 BPPD a 2 BPPD y el BSW aumenta hasta el 99%. 96 2.3.8.3. ANÁLISIS NUEVAS OPORTUNIDADES FIGURA 2.50 REGISTRO ELÉCTRICO POZO GNT 18 ARENA BT FUENTE: ÁREA DE INGENIERÍA “PETROAMAZONAS EP” Basándonos en los registros eléctricos presentados en la figura 2.50 se indica que en la arena BT el intervalo :(8154’ – 8162’) es una nueva oportunidad debido a la siguiente interpretación. El registro SP junto con el Gamma Ray determinan una zona permeable con presencia de arenisca en la cual existe menor resistividad del agua de formación que de filtrado de lodo. El registro de densidad presenta un cruce de curvas con el registro neutrónico lo cual proporciona información de una zona porosa existente. Alrededor de los 8160 pies se presenta una elevación considerable en la lectura de los registros de resistividad, lo que significaría una presencia de hidrocarburos. 97 2.3.8.4. RECOMENDACIONES Moler CIBP a 9290 pies y realizar fracturamiento hidráulico a la arena T inf ya que como se puede observar en el registro eléctrico la arena tiene buen potencial para producir de ella. Realizar registro de cementación para la arena BT ya que el incremento abrupto de BSW puede ser debido a que se esté filtrando el agua de la arena U. Dependiendo resultados realizar cementación forzada y recañonear con cañones de alta penetración el intervalo (9214´-9229´). A futuro punzonar el intervalo (8154’ – 8162’) en BT. 98 CAPÍTULO III TRABAJOS DE REACONDICIONAMIENTO A APLICARSE Los trabajos de reacondicionamiento son aquellos que se realizan con el objetivo de reparar, sustituir productora o implementar herramientas de subsuelo en la zona para aumentar la eficiencia del mecanismo de producción y/o disminuir la producción de agua, gas y arena asociada al hidrocarburo. 3.1. TRABAJOS CON TORRE Y SIN TORRE En la tabla 3.1 se presenta el trabajo de reacondicionamiento más idóneo de las diferentes recomendaciones propuestas en el Capítulo II, para los 8 pozos a ser rehabilitados. TABLA 3.1. TRABAJOS DE REACONDICIONAMIENTO POZO LAG 31 LAG 37 LAG 45 LAG 49 PRH 11 PRH 13 GNT 05 GNT 18 OBJETIVO Aislar arena “T” con CIBP, recañonear arena “U” con propelente, evaluar y producir de la misma. Recuperar bomba mecánica pescada, recañonear intervalo (8878´-8892´) en “BT” con propelente, evaluar, completar y producir. Aislar arena Hollín con CIBP, Realizar fracturamiento hidráulico a la arena “T”, bajar BHA definitivo y producir Aislar arena Hollín con CIBP. Recañonear el intervalo en “Ui” (9754´- 9774`) con cargas de alta penetración, evaluar, bajar BHA definitivo y producir. Realizar fracturamiento hidráulico en el intervalo (9488´-9504´) en la arena “U inf”, bajar BHA definitivo y producir. Moler CIBP a 9600 pies, realizar fracturamiento hidráulico al intervalo (9702´-9728´) en T inf”, bajar BHA definitivo y producir. Realizar operaciones de pesca, recuperar Bomba Electro Sumergible, completar y producir. Moler CIBP a 9290 pies, Realizar fracturamiento hidráulico a la arena “T inf” intervalo (10184´-10234´), bajar BHA definitivo y producir. ELABORADO POR: Gabriel Amaya 99 3.1.1. CAÑONEO El cañoneo es un proceso de reacondicionamiento que utiliza detonaciones explosivas controladas que crean canales desde el pozo hacia la formación atravesando la tubería de revestimiento, el cemento y la roca del yacimiento permitiendo que los fluidos fluyan al pozo de forma que puedan ser llevados hasta la superficie. Existen varios tipos de cañones utilizados para este proceso, los más utilizados por la empresa petrolera son los cañones a choro y de balas. Los cañones pueden ser bajados mediante dos formas: Cable eléctrico ver figura 3.1. FIGURA 3.1 CAÑÓN BAJADO MEDIANTE CABLE ELÉCTRICO FUENTE: Tesis: Análisis de herramientas y diseño de completación y reacondicionamiento utilizadas en pozos productores de petróleo. Elaborada por: Carrasco Paredes, Saulo Bernabe y Suárez Cerón, Luis Alfonso. TCP (Tubing conveyed perforating). El beneficio de bajar el cañón con TCP es que permite evaluar el pozo, ya que el momento que el cañón es 100 accionado la formación inmediatamente fluye debido al diferencial de presión entre el pozo y el yacimiento. El diseño de completación para cañoneo con TCP varía dependiendo de qué formación se decida cañonear como se observa en las figuras 3.2 y 3.3. FIGURA 3.2 CAÑONEO CON TCP PARA ARENA SUPERIOR. 10 3/4" CASING, K-55, 40,5 LP/PIE BTC/STC 3035' ZAPATO GUIA SUPERFICIAL CEMENTADO CON 1060 SXS TIPO "A" 7" CASING 213 TUBOS + 1 TUBO CORTO, C-95, BTC, 26 LB/PIE 3½" EUE, N-80, 9,3 LBS/FT, 306 TUBOS (CLASE B) MARCA RADIOACTIVA ID=2,99" 9352,26' 3½" EUE, CAMISA DESLIZABLE (ID = 2,81") 3½" EUE, N-80, 9,3 LBS/FT, 1 TUBO 9385,53' 3½" EUE, N-80, NO-GO (ID 2,75") CON STD-V 3½" EUE, N-80, 9,3 LBS/FT, 1 TUBO DISC-SUB ID 2,25" 9420,47' 3½" x 2⅞ EUE CROSS OVER 7" x 2 7/8" FHL PACKER 2⅞ EUE, N-80, 6,5 LBS/FT, 1 TUBO 9457,52' 2 7/8" CANASTA DE DESPERDICIOS 2⅞ EUE, N-80, 6,5 LBS/FT, 1 TUBO CABEZA DE DISPAROS ESPACIADOR DE SEGURIDAD AR E N A "U . inf" ( 5 D P P ) 9488' - 9504' ( 16' ) CAÑON DE 4,5" 9404' - 9510' ( 6' ) TAPON CIEGO DE 2 7/8" 9580' 7" EZ-DRILL (CPI) 9831' 7" COLLAR FLOTADOR 9926' 7" ZAPATO GUIA CEMENTADO CON 1380 SXS CLASE "G" AR E N A "T inf" ( 5 D P P ) 9709' - 9730' ( 21' ) 9744' - 9754' ( 10' ) ELABORADO POR: Gabriel Amaya 101 FIGURA 3.3 CAÑONEO CON TCP PARA ARENA INFERIOR. 10 3/4" CASING, K-55, 40,5 LP/PIE BTC/STC 3035' ZAPATO GUIA SUPERFICIAL CEMENTADO CON 1060 SXS TIPO "A" 7" CASING 213 TUBOS + 1 TUBO CORTO, C-95, BTC, 26 LB/PIE 3½" EUE, N-80, 9,3 LBS/FT, 306 TUBOS (CLASE B) MARCA RADIOACTIVA ID=2,99" 9352,26' 3½" EUE, CAMISA DESLIZABLE (ID = 2,81") 3½" EUE, N-80, 9,3 LBS/FT, 1 TUBO 9385,53' 3½" EUE, N-80, NO-GO (ID 2,75") CON STD-V 3½" EUE, N-80, 9,3 LBS/FT, 1 TUBO DISC-SUB ID 2,25" 9420,47' 3½" x 2⅞ EUE CROSS OVER 7" x 2 7/8" PACKER COMPRESION 2⅞ x 3½" EUE CROSS OVER AR E N A "U . inf" ( 5 D P P ) 3½" EUE, N-80, 9,3 LBS/FT, 1 TUBO 9488' - 9504' ( 16' ) 9404' - 9510' ( 6' ) PACKER POSIT RIVER 7" x 2 7/8" 2⅞ EUE, N-80, 6,5 LBS/FT, 1 TUBO 2 7/8" CANASTA DE DESPERDICIOS 2⅞ EUE, N-80, 6,5 LBS/FT, 1 TUBO 9580' CABEZA DE DISPAROS ESPACIADOR DE SEGURIDAD AR E N A "T inf" ( 5 D P P ) 9709' - 9730' ( 21' ) 9744' - 9754' ( 10' ) CAÑON DE 4,5" TAPON CIEGO DE 2 7/8" 9831' 7" COLLAR FLOTADOR 9926' 7" ZAPATO GUIA CEMENTADO CON 1380 SXS CLASE "G" ELABORADO POR: Gabriel Amaya. Las herramientas que conforman el BHA para cañoneo son: o Tapón ciego: permite cerrar la tubería de producción y está conectado al final de toda la tubería. o Cañones: es la herramienta que contiene las cargas explosivas. 102 o Canasta de desperdicios: esta herramienta aloja los desechos que no pudieron ser circulados hacia superficie, en las figuras 3.2 y 3.3 cumple la función de alojar la barra con la que se rompe el DISC-SUB y sus restos. o Packer: Es una herramienta que permite taponar el espacio anular formado por la tubería de producción y de revestimiento, mediante la expansión de cauchos, se adhieren al CSG mediante cuñas el momento de asentar la herramienta. Para las completaciones de cañoneo y evaluación se utiliza empacaduras recuperables mecánicas, su descripción se lo hará en el numeral 3.1.6.2.1, correspondiente a herramientas de sub-suelo para evaluación de pozos. o Cross Over: Esta herramienta tiene como objetivo conectar tuberías de diferente diámetro y generalmente se la utiliza para pruebas de producción o se la coloca sobre el BHA de completación. o DISC-SUB: Es un disco cóncavo de aluminio que forma sello hermético, es colocado de 300 a 500 pies por encima de la empacadura mecánica. Por debajo del disco se encuentra el fluido de control que sirve para controlar el pozo después de los disparos, por arriba del disco se encuentra la tubería vacía. Esta herramienta es de evaluación ya que el momento que la empacadura de prueba es asentada se suelta una barra rompe disco desde la superficie generando un diferencial de presión y permitiendo que el pozo empiece a fluir procediendo a las pruebas de producción. o NO-GO: Es una herramienta de seguridad acoplada a la tubería de producción la cual alberga accesorios de control como son los tapones, standing-valve, etc. 103 o Standing-Valve: Es una válvula de control de flujo o también denominada válvula check que permite que el fluido viaje en una sola dirección. o Camisa deslizable: Tiene como función comunicar la tubería de producción con el espacio anular, está formado por ranuras las mismas que pueden ser abiertas o cerradas dependiendo la necesidad. o Marca radioactiva: Sirve para correlacionar la profundidad de los cañones. Las dimensiones de las herramientas de completación se pueden observar en el Anexo No 1. 3.1.1.1. NUEVA TECNOLOGÍA 3.1.1.1.1. STIMGUM La nueva tecnología STIMGUM para cañoneo con propelente, genera unas perforaciones limpias y garantiza que el apropiado sobre-balance dinámico junto con el hadware (cañón mas propelente) y software (perfpro, PullsFrac), se diseñe en sistema más óptimo para lograr un trabajo de cañoneo exitoso. Este sistema es más efectivo que los sistemas convencionales ya que combina cargas de alta penetración y propelente. Las camisas de propelente se colocan recubriendo al cañón y reacciona en el momento que se realiza el disparo, produciendo un considerable porcentaje de gas a alta presión pasando por los punzados y ocasionando micro fracturas lo que mejora la conductividad del pozo, reduce el daño de formación y aumenta la permeabilidad efectiva. En la figura 3.4 se puede observar el ensamblaje de esta nueva tecnología. 104 FIGURA 3.4: HERRAMIENTA STIMGUM CON TCP FUENTE: “Análisis Técnico y de Costos del uso del StimGun Como Método de Punzonamiento en algunos Pozos de Petroproducción” COMPONENTES: Tubo normal usado en cualquier sistema de cañoneo. Porta cargas el cual está armado por explosivos. Cargas. Cable detonante. Camisa de propelente al tubo del cañón. Esta camisa queda segura al cañón a través de dos anillos que la sujetan al cuerpo del cañón. Este sistema con propelente o STIMGUM, puede ser bajado ya sea con Cable Eléctrico, tubería flexible o con TCP. CONDICIONES DE USO: Temperatura máxima de 350 °F. En superficie debe haber por lo menos 100 pies de aire o gas. 105 El ensamblaje de los cañones debe ser mínimo de fase 90 es decir 4 tiros por pie. El sistema debe estar centralizado. Recomendable bajar con TCP. Los tapones o empacaduras deben estar separados a más de 50 pies. PROPELENTE El propelente es un compuesto oxidante y está formado por partículas de perclorato de potasio y una resina epóxica. Por lo tanto no debe considerarse como un compuesto explosivo y para su funcionamiento necesita de condiciones instantáneas de presión, temperatura y confinamiento. Cuando el propelente se activa por la acción de los explosivos genera un gas, de alta tasa de expansión aproximadamente 1500:1 y ultrarrápida (en milisegundos). Al activarse el propelente se realiza una estimulación en los punzados, y esto es una consecuencia de la liberación de gas en condiciones de sobre-balance, produciendo micro fracturas en el túnel del punzado, mejorando la conductividad del yacimiento como se observa en la figura 3.5. FIGURA 3.5 MICRO FRACTURAS CON PROPELENTE FUENTE: “Análisis Técnico y de Costos del uso del StimGun Como Método de Punzonamiento en algunos Pozos de Petroproducción”. Ventajas: Permite profundizar, garantiza la limpieza en el túnel de las perforaciones 106 El pozo queda estimulado o permite la preparación para estimulación. Se puede aplicar en formaciones con baja permeabilidad. Reducción de Finos. Garantizar la conectividad con la formación. Permite cañonear intervalos largos o cortos con la misma efectividad. El ensamble de Stimgun puede ser bajado de una empacadura. Desventajas: No es viable para cañoneos que requieren profundidad de penetración limitada. No se debe aplicar en intervalos ubicados a 50 pies del fondo del pozo o tapón. 3.1.1.1.2. CARGAS MILLENNIUM Las cargas MILLENNIUM son cargas moldeadas de alta penetración presentadas en la figura 3.6. FIGURA 3.6 CARGAS MILLENNIUM FUENTE: Halliburton Estas cargas presentan las siguientes ventajas: Compatible con diferentes sistemas de cañoneo 107 Máxima profundidad de penetración en cargas moldeadas de su tipo. Su diseño es estandarizado en la industria. En la tabla 3.2 se puede observar las características de estas cargas. TABLA 3.2 CARACTERÍSTICAS DE CARGAS MILLENNIUM FUENTE: Halliburton 3.1.1.2. METODOLOGÍA PARA EL DISEÑO Y EJECUCIÓN DE CAÑONEO Y RECAÑONEO La metodología muestra una serie de pasos a seguir para realizar un exitoso trabajo de cañoneo, con el fin de incrementar la producción de petróleo de los pozos con bajo potencial mediante el cálculo de parámetros que nos permitan optimizar la producción. 1. Selección del pozo (Historial de producción, taza de declinación, reservas). 2. Análisis de registros eléctricos (posibles intervalos a cañonear o recañonear, espesor de arena considerable, sin intercalación de lutitas). 3. Revisión de los estados mecánicos (sin daños, colapsos ni pescados en el CSG). 4. Condiciones técnicas: 108 Cálculo de daño (S) (3.1) Cálculo del índice de productividad (IP) (3.2) Cálculo del caudal máximo de petróleo (Qo max) (3.3) Donde: Pr= Presión de reservorio (psi) Pwf= presión de fondo fluyente (psi) q= Caudal de petróleo (BPPD) B= factor volumétrico del petróleo u= viscosidad del petróleo (cp) k= permeabilidad (md) h= espesor (pies) re= radio de drenaje (pies) rw= radio del pozo (pies) 5. Cálculo del desbalance seguro Mínimo desbalance seguro (Um) (3.4) 109 Donde: Um= mínimo desbalance (psi) k= permeabilidad (md) Máximo desbalance seguro (UM) Se obtiene de la lectura del tiempo de tránsito del registro sónico de una lutita adyacente a la arena y se utiliza la figura 3.7. FIGURA 3.7 MÁXIMO DESBALANCE SEGURO FUENTE: Trabajo especial de grado realizado por Franklin E. Misle C. Cálculo del desbalance promedio (U prom) (3.5) Dependiendo si es que existe mínima o máxima cantidad de filtrado de lodo se utiliza las siguientes formulas correspondientemente. (3.6) (3.7) 110 6. Cálculo de la longitud de penetración (l pen) (3.8) Donde: l ps= longitud de muestra de la prueba (plg) (ver tabla 3.3) C prueba= resistencia compresiva de la prueba (psi) (ver tabla 3.3) C for= resistividad compresiva de la formación (psi) Ecuación de Thompsom (3.9) TABLA 3.3 RESISTENCIA COMPRESIVA DE MATERIALES FUENTE: Trabajo especial de grado realizado por Franklin E. Misle C. 7. Cálculo de la densidad de disparos. Con los datos obtenidos anteriormente se utiliza la figura 3.8: 111 FIGURA 3.8 DENSIDAD DE CAÑONEO FUENTE: Trabajo especial de grado realizado por Franklin E. Misle C. 8. Cálculo del tipo de explosivo Para este cálculo se utiliza la temperatura de la formación, ya que las cargas estarían expuestas a estas temperaturas y no pueden exceder la temperatura marcada en las curvas de la figura 3.9 durante el tiempo que se encuentre expuesta a ella. FIGURA 3.9 RANGOS DE TEMPERATURA PARA LOS EXPLOSIVOS FUENTE: Trabajo especial de grado realizado por Franklin E. Misle C. 112 Los explosivos utilizados en la industria petrolera tienen las siguientes características: TABLA 3.4 CARACTERÍSTICAS DE LOS EXPLOSIVOS FUENTE: Halliburton Las cargas RDX y HMX son las más utilizadas en la industria petrolera debido a su mayor velocidad de detonación. 9. Cálculo del daño del área de flujo después de los disparos (3.10) Donde: rw= radio del pozo (plg) r´w (Ø)= radio efectivo del pozo en función del ángulo de fase (3.11) El valor de la constante a(Ø) depende del ángulo de fase y se lo obtiene en la siguiente tabla: TABLA 3.5 CONSTANTES PARA EL CÁLCULO DE “S” EN CAÑONEO FASE a (Ø) 0° 0.25 360° 0.25 180° 0.5 120° 0.684 90° 0.726 60° 0.813 45° 0.86 FUENTE: Trabajo especial de grado realizado por Franklin E. Misle C. 113 10. Cálculo de la productividad del pozo después del cañoneo. En este punto se graficará las curvas IPR antes y después del cañoneo para visualizar el incremento en la producción. Curva IPR actual Ecuación de Vogel (3.12) Donde: qo= caudal de petróleo (BPPD) qo max= caudal máximo de petróleo (BPPD) Pwf= presión de fondo fluyente (psi) Pr= presión de reservorio (psi) Curva IPR después de disparos (3.13) (3.14) Donde: qof= caudal de petróleo a futuro (BPPD) IP f= índice de productividad a futuro Pr= presión de reservorio (psi) Pwf= presión de fondo fluyente (psi) h= espesor de la zona (pies) u= viscosidad del petróleo (cp) B= factor volumétrico (BY/BN) 114 K= permeabilidad (md) S= daño después de los punzados 11. Para el proceso de cañoneo se necesita cambiar el tipo de fluido de completación durante el reacondicionamiento, por lo cual es necesario calculara la cantidad de sacos de KCL que se necesita por cada 1 psi de presión. (1 psi = 0.036 sacos de KCL, de 55 kg y 8.9 lbs/gal). También se necesita calcular la altura necesaria de llenado del fluido para estabilizar la presión hidrostática de la columna de fluido en el pozo con la presión de reservorio. (3.15) Donde: Ph= presión hidrostática = densidad del fluido (lbs/gal) h= altura de la columna de fluido en pies. 3.1.1.2.1. APLICACIÓN DE LA METODOLOGÍA La aplicación de la metodología será aplicada para 3 de los 8 pozos seleccionados del activo LAGUPA, para estos pozos se seguirá el mismo procedimiento explicado en el punto 3.1.1.2, a manera de ejemplo, se ilustrara el desarrollo de la metodología para el pozo LAG 31. Los pasos 1, 2, 3 de la metodología ya se llevaron a cabo en el análisis técnico de los pozos. 115 DATOS DEL POZO En esta tabla se ha recopilado los datos del reservorio y fluido tomados de pruebas PVT y B´UP necesarios para el desarrollo metodológico antes presentado, también se muestran los resultados del paso número 4. TABLA 3.6 DATOS DEL POZO LAG 31 DATOS q= 75 bppd h= 49 pies rw= 0,41 pies re= 10000 pies Bo= 1,13 by/bn u= 1,393 cp k= 3,33 md porosidad= 25 % T for= 229 F s= 7,15816773 Pr= 2423,2 psi Pwf= 659,89 psi Pb= 699 psi IP= 0,04253364 bfpd/psi Qo max= 84,6302106 bppd ELABORADO POR: Gabriel Amaya PASO 4. CONDICIONES TÉCNICAS Cálculo de daño (S) Cálculo del índice de productividad (IP) 116 Cálculo del caudal máximo de petróleo (Qo máx) PASO 5. Cálculo del desbalance seguro Mínimo desbalance seguro (Um) Máximo desbalance seguro (UM) UM=1250 psi (figura 3.7) Cálculo del desbalance promedio (U prom) PASO 6. Cálculo de la longitud de penetración (l pen) 117 PASO 7. Cálculo de la densidad de disparos. Con la figura 3.8 y la longitud de penetración se obtiene una densidad de disparos = 4 DPP a una razón de productividad de 1.11 PASO 8. Cálculo del tipo de explosivo Con la figura 3.9 y la temperatura de formación se obtiene que el tipo de explosivo indicado para esta operación sea el RDX. PASO 9. Cálculo del daño del área de flujo después de los disparos. a (Ø) en la tabla 3.5 nos da un valor de 0.726 PASO 10. Cálculo de la productividad del pozo después del cañoneo. Con las formulas (3.12), (3.13) y (3.14) se generan las siguientes tablas. 118 TABLA 3.7 VALORES PARA CURVAS IPR DE ANTES Y DESPUES DEL CAÑONEO Curva IPR PWF QO (antes) QO (después) (PSI) (BPPD) (BPPD) 2423,2 0 0 2123,2 12,7600932 36,2411273 1823,2 25,5201865 72,4822545 1523,2 38,2802797 108,723382 1223,2 51,0403729 144,964509 699 73,3365092 187,424281 680 74,5488483 188,523876 670 74,774356 189,094154 659,89 75 189,664777 559,89 77,1049305 194,987859 459,89 78,9792569 199,727776 359,89 80,6229794 203,884526 259,89 82,0360978 207,458109 159,89 83,2186122 210,448527 59,89 84,1705225 212,855779 0 84,6302106 214,018267 ELABORADO POR: Gabriel Amaya Los cuadros sombreados de amarillo indican la última producción del pozo y la producción estimada del pozo después de los punzados a una presión de fondo fluyente de 659.89 psi. FIGURA 3.10 IPR´S DEL POZO LAG 31 PWF (PSI) IPR LAG 31 3000 2500 2000 1500 1000 500 0 IPR ANTES IPR DESPUES 0 50 100 150 Qo (BPPD) ELABORADO POR: Gabriel Amaya 200 250 119 PASO 11. Cálculo de la altura de la columna de fluido en el pozo y el número de sacos de KCL a utilizarse. Un total de 88 sacos de KCL se necesita para lograr la presión de desbalance calculado en el paso 5. En las tablas 3.8, 3.9 y 3.10 se presentan los resultados de la metodología de cañoneo para los pozos LAG 31, LAG 37 y LAG 49. 120 TABLA 3.8 RESULTADO DE LA METODOLOGÍA PARA EL POZO LAG 31 POZO LAG 31 - U k= porosidad= T for= s= Pr= Pwf= pb= IP antes= Qo max= 3,33 25 229 7,15816773 2423,2 659,89 699 0,04253364 84,6302106 bppd pies pies pies by/bn cp psi psi psi bfpd/psi bppd ELABORADO POR: Gabriel Amaya PROGRAMA DE OPERACIÓN TECNOLOGÍA STIMGUM DENSIDAD DISPAROS IPR LAG 31 md % F PWF (PSI) q= h= rw= re= Bo= u= DATOS 75 49 0,41 10000 1,13 1,393 DISEÑO DE CAÑONEO U= 2452,00738 psi h= 3566,70079 pies # sacos = 88 lp perf= 14,548861 plg Sh= -3,2766966 IP despues= 0,12080376 bfpd/psi 3000 2500 2000 1500 1000 500 0 IPR ANTES IPR DESPUES 0 100 200 Qo (BPPD) 300 CARGA EXPLOSIBA DE 4 MILLENNIUN RDX 121 TABLA 3.9 RESULTADO DE LA METODOLOGÍA PARA EL POZO LAG 37 POZO LAG 37 - BT DISEÑO DE CAÑONEO U= 1932,51848 psi h= 4175,70977 pies # sacos = 70 lp perf= 5,52603691 plg Sh= -2,7914692 IP después= 0,22698484 bfpd/psi qo des. = 99,5337697 bppd DATOS 52 14 0,29 1500 1,183 1,26 bppd pies pies pies by/bn cp k= porosidad= T for= s= Pr= Pwf= pb= IP antes= Qo max= 17,1 14 209 2,47346747 940 436 819 0,1031746 70,7364055 md % F psi psi psi bfpd/psi bppd ELABORADO POR: Gabriel Amaya 1000 800 IPR ANTES 600 400 IPR DESPUES 200 0 0 50 100 Qo (BPPD) PROGRAMA DE OPERACIÓN TECNOLOGÍA STIMGUM DENSIDAD DE 10 DISPAROS MILLENNIUN CARGA RDX EXPLOSIBA IPR LAG 37 PWF (PSI) qo = h= rw= re= Bo= u= 150 122 TABLA 3.10 RESULTADO DE LA METODOLOGÍA PARA EL POZO LAG 49 POZO LAG 49 - U DATOS 33 20 0,29 1500 1,1281 u= k= porosidad= T for= s= Pr= Pwf= pb= IP antes= Qo max= 1,2 5,1 19 222 3,44739529 1921 1179 790 0,04447439 57,3008974 bppd pies pies pies by/bn psi psi psi bfpd/psi bppd ELABORADO POR: Gabriel Amaya PROGRAMA DE OPERACIÓN TECNOLOGÍA STIMGUM IPR LAG 49 cp md % F 2500 2000 PWF (PSI) qo = h= rw= re= Bo= DISEÑO DE CAÑONEO U= 2302,45098 psi h= 4975,04533 pies # sacos = 83 lp perf= 8,58048043 plg Sh= -3,21357914 IP despues= 0,11628589 bfpd/psi qo des. = 86,2841322 bppd IPR ANTES 1500 1000 IPR DESPUES 500 0 0 100 Qo (BPPD) 200 DENSIDAD DE 10 DISPAROS MILLENNIUN CARGA RDX EXPLOSIBA 123 3.1.2. FRACTURAMIENTO HIDRÁULICO El fracturamiento es un proceso mediante el cual se inyecta fluido al pozo, a un caudal y presión que supera la capacidad de admisión matricial de la formación expuesta, originando un incremento de presión y la posterior fractura de la misma. Este proceso se realiza principalmente para pozos con baja permeabilidad y alto daño de formación. 3.1.2.1. FLUIDOS Y COMPUESTOS DE FRACTURA: Para un proceso de fractura es necesario realizar una mezcla de químicos especiales para obtener un fluido apropiado y así poder bombear el fluido dentro de la formación a alto caudal y presión, para extender y mantener la fractura. Los fluidos a utilizarse en el presente proyecto son: OneSTEP GP (preflujo): Es un fluido acido gelificado que se lo utiliza previo a la ejecución del fracturamiento hidráulico, este permite controlar permanentemente la migración de finos en formaciones de areniscas que presentan este tipo de daño y tengan arcillas sensibles. El OneSTEP debe ser bombeado antes del fracturamiento y debe permanecer en remojo en la formación por lo menos durante 4-6 horas. Características: Control de migración de finos. Remoción del lodo de perforación Estabilizador de arcillas Penetración más profunda 124 YF130HTD (fluido de fractura): Este fluido mejora la eficiencia hidráulica de fractura, lo que nos permite obtener la geometría de la fractura necesaria para conseguir el incremento de producción deseado. El fluido de fractura tiene como objetivo iniciar la fractura y asegurar q ésta se mantenga abierta durante el tratamiento, razón por la cual se requiere de un gel con alta viscosidad. El sistema HTD tiene como características utilizarse en pozos con alta temperatura y que es un fluido amigable con el ambiente ya que a diferencia de otros no requiere de diesel para su preparación. CARBOLITE 20/40 (APUNTALANTE): Para la selección del apuntalante se tomó como principal parámetro la presión de cierre que se espera conseguir en el yacimiento y la conductividad del propante a dicha presión. Este apuntalante posee la capacidad de soportar un esfuerzo de cierre “gradiente de fractura” de 0.60 psi/pie, sin que se produzcan fallas de grano que reduzcan significativamente la conductividad de la fractura creada. El CARBOLITE 20/40 presenta las siguientes características: Gravedad especifica: 2.71 Diámetro medio: 0.029 plg Porosidad de empaque: 39.7% Permeabilidad: 164577 md PROPGUARD (aditivo): Es una pequeña fibra que se bombea juntamente con el apuntalante. Esta fibra permite formar una malla estrecha que mejora el bombeo del fluido más el apuntalante dentro de la tubería ya que proporciona una buena suspensión de sólidos, especialmente a concentraciones altas de apuntalante, también impide la producción o reflujo del apuntalante una vez que el pozo se ha puesto en producción. 125 3.1.2.2. EQUIPOS DE FRACTURAMIENTO HIDRÁULICO Los equipos de superficie utilizados actualmente para el proceso de fracturamiento hidráulico son: Equipos de almacenamiento de fluido Equipos de almacenamiento de agente de sostén Equipos mescladores: es donde se mesclan los químicos para obtener un fluido ideal de fractura. Equipos de bombeo de alta presión: tienen como función proporcionan la energía para que los fluidos ingresen al pozo y a la formación. Centro de control: tiene como función monitorear el proceso de fracturamiento Líneas de superficie y de distribución: es por donde viajan los fluidos desde la superficie hacia el pozo y de vuelta. En las figura 3.11 y 3.12 se puede observar la completación de fondo para el proceso de fracturamiento hidráulico dependiendo la ubicación de la formación. 126 FIGURA 3.11. COMPLETACIÓN DE FONDO PARA FRACTURAMIENTO HIDRÁULICO PARA ARENA SUPERIOR 10 3/4" CASING, K-55, 40,5 LP/PIE BTC/STC 3035' ZAPATO GUIA SUPERFICIAL CEMENTADO CON 1060 SXS TIPO "A" 7" CASING 213 TUBOS + 1 TUBO CORTO, C-95, BTC, 26 LB/PIE 7991' 3½" EUE, N-80, 9,3 LBS/FT, 306 TUBOS (CLASE B) 9352,26' 3½" EUE, N-80, 9,3 LBS/FT, 1 TUBO 9385,53' 3½" EUE, N-80, NO-GO (ID 2,75") CON STD-V 3½" EUE, N-80, 9,3 LBS/FT, 1 TUBO 3½" x 2⅞ EUE CROSS OVER 9420,47' 7" x 2⅞ EMPACADURA POSITRIVE 9457,52' 2 7/8" CAMPANA AR E N A "U . inf" ( 5 D P P ) 9488' - 9504' ( 16' ) 9404' - 9510' ( 6' ) 9580' 7" EZ-DRILL 9825' 9831' COTD (CPI) 7" COLLAR FLOTADOR AR E N A "T inf" ( 5 D P P ) 9709' - 9730' ( 21' ) 9744' - 9754' ( 10' ) 9926' PT drill = 9930' PT log = 9936' ELABORADO POR: Gabriel Amaya 7" ZAPATO GUIA CEMENTADO CON 1380 SXS CLASE "G" 127 FIGURA 3.12. COMPLETACIÓN DE FONDO PARA FRACTURAMIENTO HIDRÁULICO PARA ARENA INFERIOR. 10 3/4" CASING, K-55, 40,5 LP/PIE BTC/STC 3035' ZAPATO GUIA SUPERFICIAL CEMENTADO CON 1060 SXS TIPO "A" 7" CASING 213 TUBOS + 1 TUBO CORTO, C-95, BTC, 26 LB/PIE 7991' 3½" EUE, N-80, 9,3 LBS/FT, 306 TUBOS (CLASE B) 9352,26' 3½" EUE, N-80, 9,3 LBS/FT, 1 TUBO 9385,53' 3½" EUE, N-80, NO-GO (ID 2,75") CON STD-V 3½" EUE, N-80, 9,3 LBS/FT, 1 TUBO 3½" x 2⅞ EUE CROSS OVER 9420,47' 7" x 2⅞ EMPACADURA COMPRESSION 9457,52' AR E N A "U . inf" ( 5 D P P ) 9488' - 9504' ( 16' ) 9404' - 9510' ( 6' ) 7" x 2⅞ EMPACADURA POSITRIVE 9580' 2 7/8" CAMPANA AR E N A "T inf" ( 5 D P P ) 9709' - 9730' ( 21' ) 9744' - 9754' ( 10' ) 9825' 9831' COTD (CPI) 7" COLLAR FLOTADOR 9926' PT drill = 9930' PT log = 9936' ELABORADO POR: Gabriel Amaya 7" ZAPATO GUIA CEMENTADO CON 1380 SXS CLASE "G" 128 3.1.2.3. PROCEDIMIENTO DE FRACTURA Antes de fracturar una formación es necesario realizar una prueba DataFRAC, que identifica los valores de los parámetros específicos para la formación y el pozo, que son los criterios para un diseño óptimo de fracturamiento, impidiendo el arenamiento prematuro en la formación, reducción de la penetración de la fractura y el aumento de los costos de tratamiento debido al volumen excesivo de los fluidos. Esta prueba se la realiza mediante la inyección de un fluido viscoso sin apuntalante a una velocidad propuesta para el tratamiento de fracturación. El pozo se cierra generando una disminución de presión que es monitoreada y analizada utilizando un diseño de fracturamiento FracCADE y un software de evaluación. Ya obtenido los datos reales del pozo y yacimiento se procede a realizar la fractura. Inicialmente el fluido fracturante es bombeado para la fractura inicial, esta primera cantidad de fluido es encargada de controlar las pérdidas de flujo dentro de la formación. Las fracturas se extienden a lo largo de la formación a medida que el fluido se continúa bombeando. La fractura creada generara canales de alta conductividad desde el yacimiento hasta el fondo del pozo. Se bombea el agente apuntalante por un tiempo considerado para garantizar que las fracturas creadas permanezcan abiertas. Finalmente se limpia el pozo con agua tratada para eliminar excesos de apuntalante y de fluido fracturante. 129 En el Anexo No 2 se puede observar el programa de fracturamiento hidráulico realizado por la empresa SCHLUMBERGER a un pozo del Oriente Ecuatoriano. 3.1.2.4. METODOLOGÍA PARA EL DISEÑO DE FRACTURAMIENTO La metodología muestra una serie de pasos a seguir para realizar un exitoso trabajo de fracturamiento, con el fin de incrementar la producción de petróleo de los pozos con bajo potencial mediante el cálculo de parámetros que nos permitan optimizar la producción. Las variables que deben considerarse el diseño del proceso de fracturamiento son las siguientes: - Altura (HF), usualmente controlada por los diferentes esfuerzos in situ existentes entre los diferentes estratos. - Módulo de Young (E) o resistencia a la deformación de la roca. - Pérdida de fluido, relacionada con la permeabilidad de la formación y las características de filtrado del fluido fracturante. - Viscosidad del fluido (m), afecta la presión neta en la fractura, la pérdida de fluido y el transporte del apuntalante. - Gasto de la bomba (Q), que afecta casi todo el proceso. Los valores de estas variables dominan el proceso de fracturamiento. Los pasos a seguir son: 1. PROPIEDADES MECANICAS DE LA ROCA: Estas propiedades se obtienen experimentalmente y sirven para predecir la geometría de la fractura de la roca. Las tablas 3.11 y 3.12 muestran valores promedios del “Módulo de Young” y el “Coeficiente de Poisson” para los diferentes tipos de litologías. 130 TABLA 3.11 MÓDULO DE YOUNG (Ɛ ) TIPO DE ROCA MODULO DE YOUNG RANGO VALOR PROMEDIO Caliza y dolomita dura Arenisca dura Arenisca de dureza media Arenisca poco consolidada 8.0 a 13 5 a 7.5 2a4 0.5 a 1.5 10.5 6.25 3 1 FUENTE: Apuntes de Estimulación de Pozos /Francisco Garaicochea. Universidad Nacional Autónoma de México ELABORADO POR: Gabriel Amaya TABLA 3.12 COEFICIENTE DE POISSON (ɤ ) TIPO DE ROCA Rocas carbonatadas duras Rocas carbonatadas suaves Areniscas ɤ 0.25 0.30 0.20 FUENTE: Apuntes de Estimulación de Pozos /Francisco Garaicochea. Universidad Nacional Autónoma de México ELABORADO POR: Gabriel Amaya 2. MECANISMO DE FRACTURAMIENTO: En este punto se calcula las diferentes presiones que intervienen para el proceso de fracturamiento. a) Presión de propagación de la fractura (Ptw): Es la presión a la cual se debe someter la roca para que se fracture. (3.16) Donde: Pi= Presión instantánea el momento del cierre medida en superficie. ΔPh= Presión hidrostática generada por la columna de fluido en el pozo se calcula con la formula (3.15). b) Presión de tratamiento en superficie (Pts): Esta presión considera las pérdidas de presión por fricción y por perforados. (3.17) 131 Pérdida de presión por fricción en tubería (ΔPf) (3.18) (3.19) Donde: Q= caudal de inyección del fluido (bpm) v²= velocidad del fluido en la tubería (pie/seg) D= Profundidad de la formación (pie) = Densidad del fluido (lb/gal) u= viscosidad del fluido (cp) di= diámetro interno de la tubería (plg) do= diámetro externo de la tubería (plg) f= factor de fricción de faning calculado mediante Nr y la figura 3.13. FIGURA 3.13 FACTOR DE FRICCIÓN DE FANNING FUENTE: Apuntes De Estimulación De Pozos /Francisco Garaicochea. Universidad Nacional Autónoma De México 132 Pérdida de presión por perforados (ΔPp). (3.20) Donde: Q= Caudal (bpm) = Densidad del fluido (lb/gal) Hp= Diámetro de las perforaciones (plg) X= Número de perforaciones c) Gradiente de fracturamiento (Gf): Es la relación de presión a la cual ocurre la fractura en la formación. (3.21) Donde: Ptw= Presión de fractura (psi) D= Profundidad de fracturamiento (pies) d) Presión de confinamiento o cierre (Pc): esta presión nos ayuda a seleccionar el tipo de apuntalante ya que es la máxima presión que soporta la roca. (3.22) Donde: Ptw= Presión de fractuta (psi) Pr= Presión de reservorio (psi) e) Presión neta (Pn): Es la presión que se obtiene dentro de la fractura. (3.23) 133 Donde: Ptw= Presión de fractura (psi) Pc= Presión de cierre (psi) 3. GEOMETRÍA DE LA FRACTURA: Esta se define por su altura, longitud y amplitud. Para predecir estas dimensiones se necesita conocer las propiedades de la formación y del fluido fracturante. a) Propiedades de inyección del fluido fracturante. El fluido fracturante tiene que tener las siguientes características: - Debe ser compatible con el fluido del pozo - No dañar la permeabilidad de la roca - Seguro y fácil de manejar - Baja pérdida de fricción en la tubería - Baja pérdida de fluido a la formación - Estable a temperatura de fondo - Debe ser capaz de sostener y llevar el agente de soporte dentro de la fractura formada. En la tabla 3.13 se puede observar algunas propiedades de los diferentes tipos de fluido. TABLA 3.13 PROPIEDADES DE FLUIDOS FRACTURANTES FUENTE: Apuntes de Estimulación de Pozos /Francisco Garaicochea. Universidad Nacional Autónoma de México. 134 b) Coeficiente del fluido fracturante: este coeficiente controla el filtrado del fluido fracturante a la formación. Los valores de los coeficientes (C1 y C2) pueden calcularse a través de las propiedades físicas del yacimiento y la viscosidad del fluido fracturante. (3.24) (3.25) Donde: Kf= permeabilidad del fluido fracturante (Kf= k*0.6 según Smith) Ptw= presión de fractura (psi) Pr= presión de reservorio en (psi) Ø= porosidad en fracción Uf= viscosidad del fluido fracturante (cp) K= permeabilidad del fluido de reservorio (md) Ur= viscosidad del fluido de reservorio (cp) Ct= compresibilidad de la roca El coeficiente total combina los dos coeficientes anteriores y se lo obtiene usando la siguiente ecuación. (3.26) c) Para el cálculo de la amplitud (w) y longitud de fractura se aplican las siguientes formulas propuestas por Nolte y Economides: (3.27) 135 (3.28) Donde: C= coeficiente del fluido de fractura tp= tiempo de inyección (min) h= altura de la fractura (pies) Los tiempos de inyección se asumen y se calcula valores de longitud y amplitud para cada uno de ellos. d) Cálculo de volúmenes de inyección. La mejor forma de calcular es mediante el balance de materiales. (3.29) (3.30) Donde: Vi= volumen inicial (bls) Vf= volumen final (bls) W= en la amplitud promedio (plg) i= gasto de inyección (bpm) Xf= longitud de fracturamiento (pies) h= altura de la fractura (pies) e) Selección de APUNTALANTE. Existen dos tipos de apuntalantes el natural y el sintético. - Natural: están formadas por arenas de sílice soportan bajos cierres de fractura menores a 4000 psi 136 - Sintéticos: estos tienen gran resistencia de cierre de fracturas y existen de 4 tipos como se puede observar en la tabla 3.14. TABLA 3.14 APUNTALANTES SINTÉTICOS ESFUERSO DE CIERRE Arena regular < 6000 psi (el precio se Arena con resina 4000- 8000 psi incrementa de arriba Materiales cerámicos 5000- 1000 psi hacia abajo) Bauxita sintetizada 15000 psi FUENTE: Apuntes de Estimulación de Pozos /Francisco Garaicochea. Universidad APUNTALANTE COSTO Nacional Autónoma de México. ELABORADO POR: Gabriel Amaya 4. INCREMENTO DE LA PRODUCTIVIDAD: Mediante la figura 3.14 se obtiene el índice de productividad después de la fractura (J), utilizando la conductividad del fluido de fractura así como la longitud de fractura y el índice de productividad antes de la fractura. FIGURA 3.14 RELACIÓN DE ESTIMULACIONES PARA FRACTURAS VERTICALES FUENTE: Apuntes de Estimulación de Pozos /Francisco Garaicochea. Universidad Nacional Autónoma de México. Se puede calcular el caudal después de la fractura mediante la fórmula (3.2). 137 3.1.2.5. APLICACIÓN DE LA METODOLOGÍA DE FRACTURAMIENTO La aplicación de la metodología será aplicada para 4 de los 8 pozos seleccionados del activo LAGUPA, para estos pozos se seguirá el mismo procedimiento explicado en el punto 3.1.2.4, a manera de ejemplo, se ilustrará el desarrollo de la metodología para el pozo LAG 45. DATOS DEL POZO En la tabla 3.15 se ha recopilado los datos del reservorio y fluidos tomados de pruebas PVT y B´UP necesarios para el desarrollo metodológico antes presentado. TABLA 3.15 DATOS DEL POZO LAG 31 DATOS PROPIEDADES MECANICAS DE LA ROCA E= 3000000 lb/pg^2 ɤ= 0,2 PRESIONES PWF= 831,78 psi Pi= 480 psi Pr= 1498,03 psi PROPIEDADES DE LA ROCA Y FLUIDO Qf= 72 bppd Ø= 9 % Ct= 0,02276238 psi^-1 Tr= 229 °F h= 17 pies Uo= 2,09 cp densidad o= 54,842236 lbm/ft^3 API= 29,5 re= 1000 pies rw= 0,29 pies ko= 23,06 md FLIIDO DE 2% KCL DENSIDAD = 8,43 LPG PROPIEDADES DEL FLUIDO FRACTURANTE Qi= 15 bpm Uf= 400 cp densidad f= 15,606 lbm/gal PROPIEDADES DEL POZO Y TUBERÍA D= 9917 pies di= 2,875 plg do= 3,5 plg X= 10 Hp= 0,4 plg FUENTE: ÁREA DE INGENIERÍA. PETROAMAZONAS EP ELABORADO POR: Gabriel Amaya 138 PASO 2. MECANISMO DE FRACTURAMIENTO - Presión de fractura: - Pérdida de presión por fricción y disparos. Con el Nr se ingresa a la figura 3.13 y se obtiene un f=0.007 que se aplica en la siguiente ecuación. - Presión de tratamiento en superficie. - Presión de confinamiento o cierre. - Presión neta. - Gradiente de fractura. 139 PASO 3. GEOMETRÍA DE LA FRACTURA. - Coeficiente del fluido fracturante. - Amplitud y longitud de fractura y volúmenes de inyección a diferentes tiempos asumidos. TABLA 3.16 DIMENSIONES DE LA FRACTURA TIEMPO (min) Xf (pies) w (plg) Vi (bls) Vf (bls) 15 74,30408133 1,06874028 225 2700 30 105,0818396 2,137480561 450 7636,75324 45 128,6984441 3,206220841 675 14029,6115 60 148,6081627 4,274961121 900 21600 ELABORADO POR: Gabriel Amaya PASO 4. INCREMENTO DE LA PRODUCTIVIDAD - Cálculo de J antes del fracturamiento. - Cálculo de J después del fracturamiento con la figura 3.14 se obtiene J=0.2577 140 - Cálculo de caudal después del fracturamiento. 3.1.2.5.1. POZO LAG 45 RESULTADOS DE METODOLOGÍA DE FRACTURAMIENTO TABLA 3.17 PROGRAMA DE FRACTURAMIENTO PARA EL POZO LAG 45 FRACTURAMIENTO LAG 45 “T” GEOMETRÍA DE FRACTURA CÁLCULO PRESIONES DE TIEMPO Xf w FLUIDO FRACTURANTE Ptw= 4843,93618 psi (min) (pies) (plg) i= 15 bpm Ph= 4363,93618 psi 15 74,3040813 1,06874028 uf= 400 cp Gf= 0,48844773 psi/ft 30 105,08184 2,13748056 densidad = 15,606 lbm/gal ΔPf= 304,899137 psi 45 128,698444 3,20622084 C= 0,00731134 ft/min^(0,5) ΔPp= 11,4667523 psi 60 148,608163 4,27496112 FLUIDO APUNTALANTE Pts= 796,36589 psi CÁLCULO DE PRODUCTIVIDAD Pc= 3345,90618 psi J a= 0,10806754 bppd/psi Pn= 1498,03 psi Q a= 72 bppd J d= 0,25778827 bppd/psi Q d= 171,751432 bppd ELABORADO POR: Gabriel Amaya Arena regular 141 3.1.2.5.2. POZO PRH 11 DATOS TABLA 3.18 DATOS DEL POZO PRH 11 DATOS PROPIEDADES MECÁNICAS DE LA ROCA E= ɤ= 3000000 lb/pg^2 0,2 PRESIONES PWF= 1036 psi Pi= 620 psi Pr= 1432 psi PROPIEDADES DE LA ROCA Y FLUIDO Qf= 150 bppd Ø= 15 % Ct= 0,0529322 psi^-1 Tr= 233 °F h= 16 pies Uo= 0,68 cp densidad o= 54,1693252 lbm/ft^3 API= 31,5 re= 850 pies rw= 0,23 pies k= Fluido de 2% KCL densidad = 7,5 md 8,43 LPG PROPIEDADES DEL FLUIDO FRACTURANTE Qi= 17 bpm Uf= 400 cp densidad f= 15,606 lbm/gal PROPIEDADES DEL POZO Y TUBERÍA D= 9499 pies di= 2,81 plg do= 3,5 plg X= 5 Hp= 0,4 plg FUENTE: ÁREA DE INGENIERÍA. PETROAMAZONAS EP ELABORADO POR: Gabriel Amaya 142 RESULTADOS DE METODOLOGÍA DE FRACTURAMIENTO TABLA 3.19 PROGRAMA DE FRACTURAMIENTO PARA EL POZO PRH 11 FRACTURAMIENTO PRH 11 “U inf” GEOMETRÍA DE FRACTURA CÁLCULO DE PRESIONES TIEMPO Xf w FLUIDO FRACTURANTE Ptw= 4799,99695 psi (min) (pies) (plg) i= 17 bpm Ph= 4179,99695 psi 15 70,369014 1,3589078 uf= 400 cp Gf= 0,50531603 psi/ft 30 99,516814 2,7178155 densidad= 15,606 lbm/gal ΔPf= 229,080824 psi 45 121,88271 4,0767233 C= 0,009296 ft/min^(0,5) ΔPp= 58,9136254 psi 60 140,73803 5,4356311 Pts= 907,994449 psi Pc= 3367,99695 psi J a= 0,3787879 bppd/psi Pn= 1432 psi Q a= 150 bppd J d= 0,9120401 bppd/psi Q d= 361,16787 bppd CÁLCULO DE PRODUCTIVIDAD ELABORADO POR: Gabriel Amaya FLUIDO APUNTALANTE Arena regular 143 3.1.2.5.3. POZO PRH 13 DATOS TABLA 3.20 DATOS DEL POZO PRH 13 DATOS PROPIEDADES MECANICAS DE LA ROCA E= 3000000 ɤ= lb/pg^2 0,2 PRESIONES PWF= 682 psi Pi= 410 psi Pr= 860 psi PROPIEDADES DE LA ROCA Y FLUIDO Qf= 50 bppd Ø= 16 % Ct= 0,01375707 psi^-1 Tr= 245,9 °F h= 12 pies Uo= 0,767 cp densidad o= 53,7080292 lbm/ft^3 API= 32,9 re= 10000 pies rw= 0,29 pies k= 34,24 Fluido de 2% KCL densidad = 8,43 md LPG PROPIEDADES DEL FLUIDO FRACTURANTE Qi= 20 bpm Uf= 400 cp 15,606 lbm/gal densidad f= PROPIEDADES DEL POZO Y TUBERÍA D= 9518 pies di= 2,81 plg do= 3,5 plg X= 10 Hp= 0,4 plg FUENTE: ÁREA DE INGENIERÍA. PETROAMAZONAS EP ELABORADO POR: Gabriel Amaya 144 RESULTADOS DE METODOLOGIA DE FRACTURAMIENTO TABLA 3.21 PROGRAMA DE FRACTURAMIENTO PARA EL POZO PRH 13 FRACTURAMIENTO PRH 13 "U inf" GEOMETRÍA DE FRACTURA CÁLCULO DE PRESIONES TIEMPO Xf w psi (min) (pies) (plg) FLUIDO FRACTURANTE Ptw= 4598,3578 Ph= 4188,3578 psi 15 54,41432 2,7566273 uf= 400 cp Gf= 0,4831223 psi/ft 30 76,95347 5,5132545 densidad = 15,606 lbm/gal ΔPf= 153,02602 psi 45 94,24837 8,2698818 C= 0,0188583 ft/min^(0,5) ΔPp= 20,385338 psi 60 108,8286 11,026509 Pts= 583,41136 psi Pc= 3738,3578 psi J a= 0,280899 bppd/psi Pn= 860 psi Q a= 50 bppd J d= 0,87871 bppd/psi Q d= 156,4103 bppd CÁLCULO DE PRODUCTIVIDAD ELABORADO POR: Gabriel Amaya i= 20 bpm FLUIDO APUNTALANTE Arena regular 145 3.1.2.5.4. POZO GNT 18 DATOS TABLA 3.22 DATOS DEL POZO GNT 18 DATOS PROPIEDADES MECANICAS DE LA ROCA E= 3000000 ɤ= 0,2 lb/pg^2 PRESIONES PWF= 181,61 psi Pi= 97 psi Pr= 871 psi PROPIEDADES DE LA ROCA Y FLUIDO Qf= 63 bppd Ø= 13 % Ct= 0,0146 psi^-1 Tr= 212 °F h= 15 pies Uo= 1,25 cp densidad o= 55,5320755 lbm/ft^3 API= 27,5 re= 1000 pies rw= 0,29 pies k= 24,3 Fluido de 2% KCL densidad = 8,43 md LPG PROPIEDADES DEL FLUIDO FRACTURANTE Qi= 15 bpm Uf= 400 cp densidad f= 15,606 lbm/gal PROPIEDADES DEL POZO Y TUBERÍA D= 9221 pies di= 2,375 plg do= 2,81 plg X= 5 Hp= 0,4 plg FUENTE: ÁREA DE INGENIERÍA. PETROAMAZONAS EP ELABORADO POR: Gabriel Amaya 146 RESULTADOS DE METODOLOGÍA DE FRACTURAMIENTO TABLA 3.23 PROGRAMA DE FRACTURAMIENTO PARA EL POZO GNT 18 FRACTURAMIENTO GNT 18 "BT" GEOMETRIA DE FRACTURA CALCULO DE PRESIONES TIEMPO Xf w FLUIDO FRACTURANTE Ptw= 4154,66417 psi (min) (pies) (plg) i= 15 Bpm Ph= 4057,66417 psi 15 60,456187 1,488681 uf= 400 Cp Gf= 0,45056547 psi/ft 30 85,497959 2,977363 densidad = 15,606 lbm/gal ΔPf= 357,723983 psi 45 104,71319 4,466044 C= 0,0101842 ft/min^(0,5) ΔPp= 45,8670094 psi 60 120,91237 5,954726 Pts= 500,590992 psi Pc= 3283,66417 psi J a= 0,0913851 bppd/psi Pn= 871 psi Q a= 63 bppd J d= 0,2179934 bppd/psi Q d= 150,2825 bppd CALCULO DE PRODUCTIVIDAD FLUIDO APUNTALANTE Arena regular ELABORADO POR: Gabriel Amaya 3.1.3. OPTIMIZACIÓN DE PESCA Cualquier herramienta, tubería y objeto bajado al pozo puede quedar atascado por un mal manejo de este por lo cual se realiza trabajos de pesca en el pozo. Un trabajo de pesca está definido como el conjunto de operaciones o procedimientos a realizarse dentro de un pozo con el objetivo de remover o recuperar materiales, tuberías y herramientas de fondo que impiden o afectan la producción del pozo. 3.1.3.1. HERRAMIENTAS DE PESCA Para una óptima operación de pesca se debe tomar muy en cuenta la localización, dimensiones de la pieza pescada y orientación del pozo en caso de no saber estos detalles es necesario que el operador baje un bloque impresor 147 (figura 3.15) el cual utiliza un inserto de plomo blando, que proporciona una superficie sobre la cual se puede obtener una impresión de la parte superior de la pieza de pesca. FIGURA 3.15 BLOQUE IMPRESOR FUENTE: SCHLUMBERGER Se ha dividido en 6 diferentes categorías las herramientas de pesca: 1. Canastas de pesca (figura 3.16) recogen trozos de escombros y objetos pequeños que son demasiado pesados para circularlos fuera del pozo. Se circula el fluido que arrastra los desechos hasta cierta altura que permite que caigan dentro de la canasta de recolección como se observa en la siguiente figura. FIGURA 3.16 CANASTA DE PESCA FUENTE: SCHLUMBERGER 148 2. Herramientas de fresado (figura 3.17) que trituran la superficie superior de un objeto. En este proceso la herramienta tritura la parte superior del pescado para que esta se adapte a una herramienta de pesca, pero también para triturar collares flotadores, tapones y retenedores que después pueden ser extraídos con imanes, canasta de pesca o se circulan fuera del pozo. FIGURA 3.17 HERRAMIENTA DE FRESADO FUENTE: SCHLUMBERGER 3. Herramientas de corte, esta herramienta parte la tubería 4. Herramientas de agarre externo (figura 3.18), recuperan herramientas mediante el agarre de las mismas por la superficie. FIGURA 3.18 HERRAMIENTA DE AGARRE EXTERNO FUENTE: SCHLUMBERGER las 149 5. Herramientas de agarre interno (figura 3.19), esta engancha al pescado por la superficie interior. FIGURA 3.19 HERRAMIENTA DE AGARRE INTERNO FUENTE: SCHLUMBERGER 6. Herramientas de pesca para recuperar cables y alambres, Esta herramienta es de forma cónica larga de 5 hasta 10 pies alrededor del cual están dispuestas laminas en forma de gancho con las cuales se engancha el cable o alambre. 3.1.3.1.1. SARTA DE PESCA CON HERRAMIENTA DE AGARRE EXTERNO Esta sarta como se observa en la figura 3.20 consta aparte de la herramienta de agarre externo con dos herramientas importantes que son: - Martillo amortiguador: Permite viajar libremente a la herramienta tocando suavemente el pescado para capturarlo y golpearlo amortiguadamente hacia abajo. - Oil jar: proporciona fuertes impactos hacia arriba para liberar el pescado atascado. - Intensificador: Aumenta la transmisión del impacto generado por el martillo para la liberación del pescado. 150 - Drill Collar: proporciona peso y rigidez al BHA de pesca. FIGURA 3.20 SARTA DE PESCA CON HERRAMIENTA DE AGARRE EXTERNO FUENTE: SCHLUMBERGER 3.1.3.1.2. SARTA DE PESCA CON HERRAMIENTA DE AGARRE INTERNO En la siguiente figura se puede observar la configuración de la sarta para pesca con herramienta de agarre interno. FIGURA 3.21 SARTA DE PESCA CON HERRAMIENTA DE AGARRE INTERNO FUENTE: SCHLUMBERGER 151 3.1.4. AISLAMIENTO DE ZONAS MEDIANTE CIBP La herramienta CIBP es un retenedor de cemento el cual se coloca permanente para aislar zonas inferiores indeseables, debido generalmente a que se encuentran inundadas de agua, por lo que se denomina al CIBP como tapón puente (figura 3.22), a diferencia del retenedor de cemento esta no contiene la válvula check que se utiliza en los procesos de cementación forzada. FIGURA 3.22 TAPÓN PUENTE TIPO N-1 FUENTE: http://repositorio.ute.edu.ec/bitstream/123456789/5823/1/28868_1.pdf Los retenedores de cemento son considerados como empacaduras no recuperables por lo cual solo pueden removidos perforándolos o moliéndolos con herramientas específicas para ese trabajo. El CIBP se asienta mecánicamente con tubería ver figura 3.23, la herramienta es bajada hasta la profundidad deseada, se levanta dos pies haciendo que esta suelte los resortes de las cuñas. La herramienta es girada diez veces a la derecha y luego descendida a la profundidad de colocación, esto suelta las cuñas superiores que son piezas metálicas que se adhieren a la tubería como anclas, se genera tención sobre la herramienta comprimiendo los elementos y enganchando las cuñas inferiores. 152 FIGURA 3.23 HERRAMIENTAS DE ASENTAMIENTO DE CIBP FUENTE: http://repositorio.ute.edu.ec/bitstream/123456789/5776/1/23668_1.pdf ELABORADO POR: Gabriel Amaya En la figura 3.23 se observa las herramientas con las cuales se baja y se asienta un CIBP en un pozo. SETTING TOOL: Esta herramienta tiene como función asentar mecánicamente un tapón puente o un retenedor de cemento mediante la manipulación de la tubería en la superficie con tensión, rotación, y aplicando peso a la misma, de acuerdo a las características y marca de la herramienta a asentar. 3.1.5. HERRAMIENTAS MOLEDORAS Estas herramientas están diseñadas con el objetivo de triturar y destruir cualquier obstrucción en el pozo por medio de la acción rotatoria, fresado y de circulación del fluido. Estas herramientas no son difíciles de operar ya que sus velocidades de rotación van desde las 60 revoluciones por minuto hasta las 175 revoluciones por minuto (RPM), este parámetro depende del diámetro de la herramienta moledora, mientras menor sea el diámetro mayor es la velocidad de rotación y viceversa. 153 Después de moler, en este caso como ejemplo el CIBP, sus restos son recirculados hasta superficie mediante un fluido que tenga la densidad necesaria para elevar los desechos del pozo y extraerlos del mismo con la ayuda de magnetos para los escombros más pesados. 3.1.5.1. JUNK MILL Esta herramienta moledora corta de forma continua y uniforme debido a que su parte inferior es cilíndrica por lo que se encuentra en contacto con toda la superficie del objeto a molerse. Está compuesto en su parte superior por una conexión tipo pin para acoplarse al BHA moledor, en su parte intermedia tiene un centralizador que permite que la herramienta no se pegue a los bordes de la tubería de revestimiento, el centralizador contiene orificios que permite el paso del fluido que transporta los sólidos hasta la superficie, en la parte inferior de la herramienta se encuentra cubierto con carburo de tugsteno que es un material de extremada dureza que corta rápidamente el acero en pequeñas laminillas. En la figura 3.24 se puede observar la herramienta moledora y sus componentes. FIGURA 3.24 JUNK MILL FUENTE: http://repositorio.ute.edu.ec/bitstream/123456789/14829/1/48386_1.pdf 154 3.1.5.2. TAPER MILL Esta herramienta moledora está formado por un cuerpo de acero muy resistente en forma cónica, ver figura 3.25, tiene aletas recubiertas de carburo de tungsteno. Trabaja a velocidades rotatorias de 80 a 100 RPM ya que a altas velocidades tiende a quemar y a dañar el carburo de tungsteno. Está conformado en su parte superior por una conexión tipo pin para acoplarse al BHA moledor, tiene agujeros en las aletas por donde pasa el fluido que transporta los sólidos y a su vez cumple la función de refrigerante. FIGURA 3.25 TAPER MILL FUENTE: http://repositorio.ute.edu.ec/bitstream/123456789/14829/1/48386_1.pdf 3.1.6. EVALUACIÓN DE POZOS Mediante la evaluación de pozos se obtienen parámetros de presión, temperatura y caudal para una formación específica, con lo que se concluye si esta es idónea para ser explotada. 155 3.1.6.1. HERRAMIENTAS DE SUPERFICIE PARA LA EVALUACIÓN DE POZOS MTU (MOBILE TEST UNIT) La MTU (ver figura 3.26), sirve para para evaluar pozos petroleros mediante el método de bombeo hidráulico (ver punto 1.5.2). Esta unidad permite bombear hasta 4000 BPD a 3800 psi promedio durante la evaluación. Su acumulador posee un sistema presurizado, una vez que se inicia la prueba, mediante la utilización de sensores el MTU entrega resultados de presión temperatura y caudal en función del tiempo. FIGURA 3.26 MTU FUENTE: http://www.petrotechgroup.com/servicio_mtu.html 3.1.6.1.1. COMPONENTES DE LA MTU Los componentes básicos de esta unidad son: o Un separador de gas/liquido de 15 barriles de capacidad, un acumulado de 36 barriles. o Un set de ciclones para separar solidos del fluido que retorna del pozo (fluido motriz + fluidos del pozo). 156 o Bomba triplex, es la que descarga el fluido motriz desde la superficie hasta la bomba de subsuelo a alta presión. o Un motor con marchas para regular las revoluciones por minuto y la potencia suministrada a la bomba triplex. o Panel de control con el cual se controla las operaciones de evaluación. o Válvulas de descarga y de succión, son los componentes los cuales permiten el flujo del fluido motriz inyectado y el fluido motriz más los fluidos del pozo que regresan a superficie. o Medidores de flujo y presión. 3.1.6.2. HERRAMIENTAS DE SUB-SUELO PARA LA EVALUACIÓN DE POZOS, CAMISA Y BOMBA JET Para el diseño de completación de prueba se utiliza las herramientas indicadas en las figuras 3.27, 3.28 y 3.29 dependiendo la formación que deseemos evaluar. Para una evaluación de pozo con camisa y bomba Jet, se asienta el packer o los packers a una profundidad determinada, luego se asienta la bomba jet en la camisa que debe estar abierta y se circula el fluido motriz desde superficie a una alta presión hasta la bomba, el fluido motriz más el de yacimiento retornan a la superficie por el espacio anular. 157 FIGURA 3.27 COMPLETACIÓN DE FONDO PARA EVALUACIÓN DE UNA ZONA 10 3/4" CASING, K-55, 40,5 LP/PIE BTC/STC 3035' ZAPATO GUIA SUPERFICIAL CEMENTADO CON 1060 SXS TIPO "A" 7" CASING 213 TUBOS + 1 TUBO CORTO, C-95, BTC, 26 LB/PIE 7991' 3½" EUE, N-80, 9,3 LBS/FT, 306 TUBOS (CLASE B) 9352,26' 3½" EUE, CAMISA DESLIZABLE (ID = 2,81") 3½" EUE, N-80, 9,3 LBS/FT, 1 TUBO 9385,53' 3½" EUE, N-80, NO-GO (ID 2,75") CON STD-V 3½" EUE, N-80, 9,3 LBS/FT, 1 TUBO 3½" x 2⅞ EUE CROSS OVER 9420,47' 2⅞ EUE, N-80, 6,5 LBS/FT, 1 TUBO 9457,52' 7" x 2⅞ EMPACADURA POSITRIVE 2⅞ EUE, N-80, 6,5 LBS/FT PUP JOINT 2 7/8" CANASTA DE DESPERDICIOS AR E N A "U . inf" ( 5 D P P ) 9488' - 9504' ( 16' ) 9404' - 9510' ( 6' ) 9580' 7" EZ-DRILL 9825' 9831' COTD (CPI) 7" COLLAR FLOTADOR AR E N A "T inf" ( 5 D P P ) 9709' - 9730' ( 21' ) 9744' - 9754' ( 10' ) 9926' PT drill = 9930' PT log = 9936' ELABORADO POR: Gabriel Amaya 7" ZAPATO GUIA CEMENTADO CON 1380 SXS CLASE "G" 158 FIGURA 3.28 COMPLETACIÓN DE FONDO PARA EVALUACIÓN DE DOS ZONAS 10 3/4" CASING, K-55, 40,5 LP/PIE BTC/STC 3035' ZAPATO GUIA SUPERFICIAL CEMENTADO CON 1060 SXS TIPO "A" 7" CASING 213 TUBOS + 1 TUBO CORTO, C-95, BTC, 26 LB/PIE 7991' 3½" EUE, N-80, 9,3 LBS/FT, 306 TUBOS (CLASE B) 9352,26' 3½" EUE, CAMISA DESLIZABLE (ID = 2,81") 3½" EUE, N-80, 9,3 LBS/FT, 1 TUBO 9385,53' 3½" EUE, N-80, NO-GO (ID 2,75") CON STD-V 3½" EUE, N-80, 9,3 LBS/FT, 1 TUBO 3½" x 2⅞ EUE CROSS OVER 9420,47' 2⅞ EUE, N-80, 6,5 LBS/FT, 1 TUBO 9457,52' 7" x 2⅞ EMPACADURA COMPRESION 2⅞ EUE, N-80, 6,5 LBS/FT, 5 TUBO AR E N A "U . inf" ( 5 D P P ) 9488' - 9504' ( 16' ) 9404' - 9510' ( 6' ) 7" x 2⅞ EMPACADURA POSITRIVE 9580' 2 7/8" CANASTA DE DESPERDICIOS PESCANTE DE RBP AR E N A "T inf" ( 5 D P P ) 9709' - 9730' ( 21' ) 9744' - 9754' ( 10' ) 7" EMPACADURA RBP 9831' 7" COLLAR FLOTADOR 9926' PT drill = 9930' PT log = 9936' ELABORADO POR: Gabriel Amaya 7" ZAPATO GUIA CEMENTADO CON 1380 SXS CLASE "G" 159 FIGURA 3.29 COMPLETACIÓN DE FONDO PARA EVALUACIÓN DE TRES ZONAS 10 3/4" CASING, K-55, 40,5 LP/PIE BTC/STC 3035' ZAPATO GUIA SUPERFICIAL CEMENTADO CON 1060 SXS TIPO "A" 7" CASING 213 TUBOS + 1 TUBO CORTO, C-95, BTC, 26 LB/PIE 7991' 3½" EUE, N-80, 9,3 LBS/FT, 306 TUBOS (CLASE B) 9352,26' 3½" EUE, CAMISA DESLIZABLE (ID = 2,81") 3½" EUE, N-80, 9,3 LBS/FT, 1 TUBO 9385,53' 3½" EUE, N-80, NO-GO (ID 2,75") CON STD-V 3½" EUE, N-80, 9,3 LBS/FT, 1 TUBO 3½" x 2⅞ EUE CROSS OVER 9420,47' 7" x 2⅞ EMPACADURA COMPRESION AR E N A "U . inf" ( 5 D P P ) 2⅞ EUE, N-80, 6,5 LBS/FT, 15 TUBOS AR E N A "T . inf" ( 5 D P P ) 7" x 2⅞ EMPACADURA POSITRIVE 9580' 2 7/8" CANASTA DE DESPERDICIOS PESCANTE DE RBP AR E N A "H sup" ( 5 D P P ) 7" EMPACADURA RBP 9831' 7" COLLAR FLOTADOR 9926' PT drill = 9930' PT log = 9936' ELABORADO POR: Gabriel Amaya 7" ZAPATO GUIA CEMENTADO CON 1380 SXS CLASE "G" 160 En la evaluación de dos o tres zonas que son los casos de las figuras 3.28 y 3.29, para cambiar de zona se desasienta los packers y se pesca el RBP, se mueve la sarta de evaluación hacia arriba o hacia abajo dependiendo la siguiente zona a evaluar y se asienta los packers conjuntamente con el RBP a nuevas profundidades para la diferente zona. 3.1.6.2.1. COMPONENTES DEL BHA DE EVALUACIÓN El BHA de evaluación está conformado por: Camisa deslizable, No-go con standing valve, canasta de desperdicios, cross over. Estas herramientas fueron descritas en el punto 3.1.1 referente a cañoneo. Además de las herramientas antes mencionadas el BHA está conformado por las siguientes empacaduras recuperables: RTTS Es una empacadura mecánica recuperable que se la utiliza usualmente para procesos de evaluación y tratamiento de pozos, está formado por cuñas mecánicas por encima y debajo de las gomas. Su principal característica es que contiene una válvula de circulación que se abre o se cierra a voluntad tensionando o poniendo peso a la tubería con el objetivo de permitir el flujo por el anular, en caso de que las pruebas de producción sean exitosas se procede a matar al pozo por medio de la inyección de agua salada a través de la válvula de circulación. El RTTS puede ser asentada y desasentada para varios trabajos sin la necesidad de sacar el BHA del pozo. Al ser un packer mecánico el RTTS se asienta por torsión a la derecha y aplicando peso a la tubería, se la desasienta rotando a la izquierda y tensionando. 161 COMPRESSION PACKER Es una empacadura mecánica recuperable con el objetivo de aislar la parte superior de la formación de interés en procesos de evaluación y reacondicionamiento de pozos para dos o más zonas. Para su asentamiento y liberación es de la misma forma que el RTTS. Esta herramienta posee un by pass que permite la comunicación arriba y abajo en el espacio anular CSG-TBG, cuya válvula no es abierta por presión sino por tensión. La válvula permite sostener la presión desde abajo independientemente del peso de la tubería. RBP Esta herramienta es más conocida como un tapón puente recuperable y tiene las siguientes características: Está conformado por dos gomas sellantes y dos juegos de cuñas para anclaje. Puede ser bajado con la tubería de producción Esta herramienta es conectada debajo del RTTS, el RBP está sujeto en su parte superior por un pescante que permite recuperarlo después que se ha utilizado. Esta herramienta tiene como objetivo ser usada para procesos de reacondicionamiento como cementación forzada o pruebas de producción. El RBP se asienta girando la tubería a la derecha para que las cuñas se asienten y se destrabe el enchufe en “J”. Se recupera bajando el pescante conectado al RTTS y girando la tubería de producción a la izquierda. 162 Las especificaciones de las empacaduras se pueden observar en el Anexo No 1. 3.1.6.3. OPERACIÓN DE EVALUACIÓN DE POZOS CON MTU Y BOMBA JET Verificar que las marchas del MTU se encuentren en Neutro. Arrancar la unidad desde el panel principal. Verificar parámetros como presión, temperatura y revoluciones por minuto del motor. Verificar que las válvulas de descarga y succión se encuentren abiertas. Seleccionar una marcha para transmitir el movimiento hacia el motor. Calibrar los manómetros de succión y descarga de la bomba con los parámetros de evaluación del pozo. Descargar el fluido motriz a alta presión para activar la bomba jet en el fondo del pozo a evaluar. El fluido inyectado es medido a través de un medidor de flujo. El fluido motriz conjuntamente con los fluidos del pozo retornan a superficie. El agua, gas y petróleo es separado. El agua es reutilizada como fluido motriz. El gas medido y quemado. La producción de pozo es medida en los tanques de almacenamiento. Se toma lecturas hora a hora. Una vez estabilizada la producción, se obtiene datos reales de la formación. 3.1.7. REGISTROS DE CEMENTACIÓN Estos registros trabajan bajo la medición de ondas acústicas y su interpretación es cualitativa como se muestra en la figura 3.30. 163 Esta herramienta emite energía acústica que viaja desde un transmisor a través de los fluidos del revestidor y regresa a la herramienta hasta un receptor colocado a una distancia fijada. La distancia que la señal viaja desde el transmisor hasta el receptor depende de la calidad del acoplamiento acústico del cemento a la formación y al revestidor. FIGURA 3.30 HERRAMIENTA DE REGISTRO ELÉCTRICO DE CEMENTO FUENTE: https://es.scribd.com/doc/62653835/Analisas-de-Registro-de-Cementacion Registro CBL La interpretación muestra que a bajas lecturas del registro existe buena adherencia de cemento al revestidor y altas lecturas indican mala adherencia. Registro VDL Este registro nos permite observar si es que existe buena adherencia de cemento con el CSG y con la formación. 3.1.8. BHA DE LIMPIEZA La combinación de las herramientas que constituyen este BHA garantiza la limpieza del pozo y las paredes internas del CSG, evitando problemas al bajar futuras herramientas y completación definitiva. 164 En la figura 3.31 se puede observar la configuración del BHA de limpieza. FIGURA 3.31 BHA DE LIMPIEZA 10 3/4" CASING, K-55, 40,5 LP/PIE BTC/STC 3035' ZAPATO GUIA SUPERFICIAL CEMENTADO CON 1060 SXS TIPO "A" 7" CASING 213 TUBOS + 1 TUBO CORTO, C-95, BTC, 26 LB/PIE 3 1/2" EUE TUBING 2,91 PPF 3 1/2" IF X 3 1/2" EUE 4 3/4" HWDP 7" CEPILLO 4 3/4" MAGNETO 7" SCRAPER 4 3/4" BIT-SUB AR E N A "U . inf" ( 5 D P P ) 4 3/4" CANASTA 9488' - 9504' ( 16' ) 6 1/8" BROCA TRICONICA 9404' - 9510' ( 6' ) 7" EZ-DRILL AR E N A "T inf" ( 5 D P P ) 9709' - 9730' ( 21' ) 9744' - 9754' ( 10' ) 9825' 9831' COTD (CPI) 7" COLLAR FLOTADOR 9926' PT drill = 9930' PT log = 9936' ELABORADO POR: Gabriel Amaya 7" ZAPATO GUIA CEMENTADO CON 1380 SXS CLASE "G" 165 Los elementos que conforman el BHA de limpieza son: o Broca tricónica: tiene como función remover escombros y dar guía al BHA de limpieza. o Canasta de desechos: Recoge trozos de escombros y objetos pequeños que no pudieron ser circulados hacia afuera del pozo. o Bit sub: Es un substituto rotatorio de tipo caja-caja, que sirve para conectar la canasta con el scraper. o Scraper: Esta herramienta se usa como raspador de tubos para la remoción de residuos de cemento, limpieza de costras de lodo, de parafinas y la limpieza de la tubería de producción y revestimiento, usualmente se la utiliza después que se ha realizado trabajos con broca. o Magneto: Es una herramienta magnetizada que atrae los residuos metálicos que fueron desprendidos del CSG por el paso del scraper. o Cepillo: Esta herramienta está compuesta por cerdas metálicas que limpian y pulen cualquier limalla en las paredes internas del CSG 3.2. PROCEDIMIENTOS DE OPERACIÓN 3.2.1. POZO LAG 31 OBJETIVO: Aislar arena “T” con CIBP, recañonear arena “U” con propelente, evaluar y producir de la misma. PROCEDIMIENTO: 1.- Mover la torre de reacondicionamiento a lo locación del pozo. 166 2.- Controlar el pozo con agua filtrada y tratar con químicos de 8.3 lb/gal. 3.- Desarmar cabezal, instalar BOP y probar. 4.- Desasentar packers y sacar completación de fondo. 5.- Bajar BHA de limpieza con broca triconica de 6 1/8” + 7” Scraper + 4 ¾” magneto + 7” cepillo (ver figura 3.31) hasta 9890 pies Circular limpiar y sacar. 6.- Bajar CIBP con tubería y sitting tool, asentar CIBP a +/- 9750 pies aislando formación “T” y probar. 7.- Armar herramienta STIM GUM con ensamblaje TCP y cañones de alta penetración + packer mecánico y BHA de evaluación (ver figura 3.2). 8.- Bajar conjunto TCP en 3 ½” tubing EUE calibrando y llenando con fluido de control hasta tener los cañones frente al intervalo a dispararse: (9619´- 9627´), (9644´-9653´) y (9660´-9668´). 9.- Con equipo de WIRE-LINE correlacionar profundidad de marca radioactiva. 10.- Maniobrar sarta para asentar packer mecánico de 7” a 9539 pies. 11.- Soltar barra + detonar cañones y disparar formación “U” intervalos: (9619´9627´), (9644´-9653´) y (9660´-9668´) + monitorear reacción de la formación por 10 minutos. 12.- Con unidad Slike line bajar standing valve 2.75” hasta NO-GO 3 ½” x 2.75” y abrir 3 ½” camisa. 13.- Conectar líneas de inyección y producción de la MTU a la cabeza del pozo. 14.- Desplazar 2.81” bomba jet hasta camisa de 3 ½” x 2.81” + estabilizar parámetros de evaluación. 15.- Evaluar formación “U” con bomba jet y unidad MTU hasta tener parámetros estabilizados. 16.- Una vez finalizada la evaluación, abrir by-pass del packer y circular fluido para controlar el pozo. 17.- Desasentar packer y esperar que se equilibren columnas entre tubería y anular + sacar conjunto TCP hasta superficie. 18.- Bajar completación definitiva para producción con bombeo hidráulico: 2 7/8” NIPLE CAMPANA 2 7/8” TUBING EUE N-80, 1 TUBOS. 2 7/8” EUE, NO-GO CON STNDING VALVE 167 2 7/8” TUBING EUE N-80, 1 TUBOS. 7” X 2 7/8” PACKER HIDRAULICO A 9544 PIES. 2 7/8” TUBING EUE N-80, 1 TUBO 2 7/8” CAVIDAD GUIVERSON PL - 1 2 7/8” EUE X 3 ½” EUE CROSS OVER 3 ½ EUE TUBING EUE N-80, HASTA LA SUPERFICIE. 19.- Desplazar bomba hidráulica hasta 2 7/8” cavidad + producir pozo 20.- Finalizar operaciones. 3.2.2. POZO LAG 37 OBJETIVO: Recuperar bomba mecánica pescada, Recañonear intervalo (8878´8892´) en “BT”, evaluar, bajar BHA definitivo y producir. PROCEDIMIENTO: 1.- Mover la torre de reacondicionamiento a lo locación del pozo. 2.- Controlar el pozo con agua filtrada y tratar con químicos de 8.3 lb/gal. 3.- Desarmar cabezal, instalar BOP y probar. 4.- Desasentar packer y sacar completación de fondo con bomba mecánica pescada. 5.- Bajar BHA de limpieza con broca triconica de 6 1/8” + 7” Scraper + 4 ¾” magneto + 7” cepillo (ver figura 3.31), hasta 9790 pies Circular limpiar y sacar. 6.- Armar herramienta STIM GUM con ensamblaje TCP y cañones de alta penetración + packer mecánico y BHA de evaluación (ver figura 3.2). 7.- Bajar conjunto TCP en 3 ½” tubing EUE calibrando y llenando con fluido de control hasta tener los cañones frente al intervalo a dispararse: (8878´-8892´). 8.- Con equipo de WIRE-LINE correlacionar profundidad de marca radioactiva. 9.- Maniobrar sarta para asentar el packer mecánico de 7” a 8793 pies. 10.- Soltar barra + detonar cañones y disparar formación “BT” intervalo: (8878´8892´) + monitorear reacción de la formación por 10 minutos. 168 11.- Con unidad Slike line bajar standing valve 2.75” hasta NO-GO 3 ½” x 2.75” y abrir 3 ½” camisa. 12.- Conectar líneas de inyección y producción de la MTU a la cabeza del pozo. 13.- Desplazar 2.81” bomba jet hasta camisa de 3 ½” x 2.81” + estabilizar parámetros de evaluación. 14.- Evaluar formación “BT” con bomba jet y unidad MTU hasta tener parámetros estabilizados. 15.- Una vez finalizada la evaluación, abrir by-pass del packer y circular fluido para controlar el pozo. 16.- Desasentar packer y esperar que se equilibren columnas entre tubería y anular + sacar conjunto TCP hasta superficie. 17.- Bajar completación definitiva para producción con bombeo mecánico: 2 7/8” NEPLO CAMPANA 2 7/8” EUE X 3 ½” EUE CROSS OVER 3 ½” TUBING EUE N-80, 1 TUBO 3 ½” SEPARADOR DE GAS. 3 ½” EUE NEPLO DE ASIENTO (ID= 2.91”) 7” X 3 ½” ANCLA A 8600 PIES. 3 ½ EUE TUBING N-80, HASTA LA SUPERFICIE. 18.- Armar bomba mecánica + bajar a asentar en neplo de siento en sarta de varillas de ¾” 19.- Finalizar operaciones. 3.2.3. POZO LAG 45 OBJETIVO: Aislar arena Hollín con CIBP, Realizar fracturamiento hidráulico a la formación “T”, bajar BHA definitivo y producir. 169 PROCEDIMIENTO: 1.- Mover la torre de reacondicionamiento a lo locación del pozo. 2.- Controlar el pozo con agua filtrada y tratar con químicos de 8.3 lb/gal. 3.- Desarmar cabezal, instalar BOP y probar. 4.- Desasentar packers y sacar completación de fondo. 5.- Bajar BHA de limpieza con broca triconica de 6 1/8” + 7” Scraper + 4 ¾” magneto + 7” cepillo (ver figura 3.31) hasta 10000 pies Circular limpiar y sacar. 6.- Bajar CIBP con tubería y sitting tool, asentar CIBP a +/- 9994 pies aislando formación “Hollín”. 7.- Armar y Bajar BHA de fracturamiento con 2 7/8” campana, 7” x 2 7/8” packer mecánico, 3 ½” x 2 7/8” cross over y 3 ½” no-go con standing valve, (ver figura 3.11). 8. - Recuperar standing valve con Slike Line. 9.- Asentar packer a +/- 9790 pies. 10.- Instalar unidades de fracturamiento hidráulico en superficie. 11.- Bombear 97 bls de ONE STEP, desplazado con WF130. 12.- Dejar en remojo el tratamiento ONE STEP por 4-6 horas, para remover daño de formación. 13.- Realizar DataFrac con fluido de fractura (aproximadamente 106 bls) y desplazar con WF130, reportar presiones y eficiencia de fluido. 14.- Esperar por declinación de presión y analizar data para el rediseño. 15.- Realizar fracturamiento hidráulico a formación “T”, rediseñado luego de DataFrac, bombeando 341 bls de fluido fracturante, YF130.1HTD + 25600 lbs de apuntalante, CARBOLITE 20/40 a un caudal de 20 bpm. 16.- Esperar cierre de fractura y declinar presión. 17.- Desasentar packer mecánico, circular en reversa con la bomba de taladro y fluido especial de control, para limpiar pozo y recuperar remanente de apuntalante. 18.- Sacar BHA de fracturamiento hasta superficie. 19.- Completar el pozo para bombeo hidráulico: 2 7/8” NIPLE CAMPANA 170 2 7/8” TUBING EUE N-80, 1 TUBOS. 2 7/8” EUE, NO-GO CON STNDING VALVE 2 7/8” TUBING EUE N-80, 1 TUBOS. 7” X 2 7/8” PACKER HIDRAULICO A 9600 PIES. 2 7/8” TUBING EUE N-80, 1 TUBO 2 7/8” CAVIDAD GUIVERSON PL - 1 2 7/8” EUE X 3 ½” EUE CROSS OVER 3 ½ EUE TUBING EUE N-80, HASTA LA SUPERFICIE. 20.- Desplazar bomba hidráulica hasta 2 7/8” cavidad. 21.- Finalizar operaciones. 3.2.4. POZO LAG 49 OBJETIVO: Aislar arena Hollín con CIBP. Recañonear el intervalo en “Ui” (9754´- 9774`) con cargas de alta penetración, evaluar, bajar BHA definitivo y producir. PROCEDIMIENTO: 1.- Mover la torre de reacondicionamiento a lo locación del pozo. 2.- Controlar el pozo con agua filtrada y tratar con químicos de 8.3 lb/gal. 3.- Desarmar cabezal, instalar BOP y probar. 4.- Desasentar packers y sacar completación de fondo en tubería 3 ½” EUE quebrando tubo a tubo y bajando a la planchada. 5.- Bajar BHA de limpieza con broca triconica de 6 1/8” + 7” Scraper + 4 ¾” magneto + 7” cepillo (ver figura 3.31) + bajar en 3 ½” tubing EUE clase “A”, hasta 9850 pies + circular y sacar BHA hasta superficie 6.- Bajar CIBP con tubería y sitting tool, asentar CIBP a +/- 9830 pies aislando formación “Hollín” y probar. 7.- Armar herramienta STIM GUM con ensamblaje TCP y cañones de alta penetración + packer mecánico y BHA de evaluación (ver figura 3.2). 171 8.- Bajar conjunto TCP en 3 ½” tubing EUE calibrando y llenando con fluido de control hasta tener los cañones frente al intervalo a dispararse: (9754´- 9774`). 9.- Con equipo de WIRE-LINE correlacionar profundidad de marca radioactiva. 10.- Maniobrar para asentamiento de packer mecánico de 7” a 9629 pies. 11.- Soltar barra + detonar cañones y disparar formación “U inf” intervalo: (9754´9774`) + monitorear reacción de la formación por 10 minutos. 12.- Con unidad Slike Line bajar standing valve 2.75” hasta NO-GO 3 ½” x 2.75” y abrir 3 ½” camisa. 13.- Conectar líneas de inyección y producción de la MTU a la cabeza del pozo. 14.- Desplazar 2.81” bomba jet hasta camisa de 3 ½” x 2.81” + estabilizar parámetros de evaluación. 15.- Evaluar formación “Uinf” con bomba jet y unidad MTU hasta tener parámetros estabilizados. 16.- Una vez finalizada la evaluación, abrir by-pass del packer y circular fluido para controlar el pozo. 17.- Desasentar packer y esperar que se equilibren columnas entre tubería y anular + sacar conjunto TCP hasta superficie. 18.- Bajar completación definitiva para producción con bombeo hidráulico: 2 7/8” NIPLE CAMPANA 2 7/8” TUBING EUE N-80, 1 TUBOS. 2 7/8” EUE, NO-GO CON STNDING VALVE 2 7/8” TUBING EUE N-80, 1 TUBOS. 7” X 2 7/8” PACKER HIDRAULICO A 9659 PIES. 2 7/8” TUBING EUE N-80, 1 TUBO 2 7/8” CAVIDAD GUIVERSON PL - 1 2 7/8” EUE X 3 ½” EUE CROSS OVER 3 ½ EUE TUBING EUE N-80, HASTA LA SUPERFICIE. 19.- Desplazar bomba hidráulica hasta 2 7/8” cavidad + producir pozo. 20.- Finalizar operaciones. 172 3.2.5. POZO PRH 11 OBJETIVO: Realizar fracturamiento hidráulico en el intervalo (9488´-9504´) en la arena “U inf”, bajar BHA definitivo y producir. PROCEDIMIENTO: 1.- Mover la torre de reacondicionamiento a lo locación del pozo. 2.- Controlar el pozo con agua filtrada y tratar con químicos de 8.3 lb/gal. 3.- Desarmar cabezal, instalar BOP y probar. 4.- Desasentar packers y sacar completación de fondo. 5.- Bajar BHA de limpieza con broca triconica de 6 1/8” + 7” Scraper + 4 ¾” magneto + 7” cepillo (ver figura 3.31) hasta 9560 pies. Circular, limpiar y sacar. 6.- Armar y Bajar BHA de fracturamiento con 2 7/8” campana, 7” x 2 7/8” packer mecánico, 3 ½” x 2 7/8” cross over y 3 ½” no-go con standing valve, (ver figura 3.11). 7. - Recuperar standing valve con Slike Line. 8.- Asentar packer a +/- 9388 pies. 9.- Instalar unidades de fracturamiento hidráulico en superficie. 10.- Bombear 92 bls de ONE STEP, desplazado con WF130. 11.- Dejar en remojo el tratamiento ONE STEP por 4-6 horas, para remover daño de formación. 12.- Realizar DataFrac con fluido de fractura (aproximadamente 100 bls) y desplazar con WF130, reportar presiones y eficiencia de fluido. 13.- Esperar por declinación de presión y analizar data para el rediseño. 14.- Realizar fracturamiento hidráulico a formación “U inf”, rediseñado luego de DataFrac, bombeando 327 bls de fluido fracturante, YF130.1HTD + 20100 lbs de apuntalante, CARBOLITE 20/40 a un caudal de 20 bpm. 15.- Esperar cierre de fractura y declinar presión. 16.- Desasentar packer mecánico, circular en reversa con la bomba de taladro y fluido especial de control, para limpiar pozo y recuperar remanente de apuntalante. 17.- Sacar BHA de fracturamiento hasta superficie. 173 18.- Completar el pozo para bombeo hidráulico: 2 7/8” NIPLE CAMPANA 2 7/8” TUBING EUE N-80, 1 TUBOS. 2 7/8” EUE, NO-GO CON STNDING VALVE 2 7/8” TUBING EUE N-80, 1 TUBOS. 7” X 2 7/8” PACKER HIDRAULICO A 9420 PIES. 2 7/8” TUBING EUE N-80, 1 TUBO 2 7/8” CAVIDAD GUIVERSON PL - 1 2 7/8” EUE X 3 ½” EUE CROSS OVER 3 ½ EUE TUBING EUE N-80, HASTA LA SUPERFICIE. 19.- Desplazar bomba hidráulica hasta 2 7/8” cavidad. 20.- Finalizar operaciones. 3.2.6. POZO PRH 13 OBJETIVO: Moler CIBP a 9600 pies, realizar fracturamiento hidráulico al intervalo (9702´-9728´) en T inf”, bajar BHA definitivo y producir. PROCEDIMIENTO: 1.- Mover la torre de reacondicionamiento a lo locación del pozo. 2.- Controlar el pozo con agua filtrada y tratar con químicos de 8.3 lb/gal. 3.- Desarmar cabezal, instalar BOP y probar. 4.- Desasentar packer y sacar completación de fondo. 5.- Armar BHA moledor con 6 1/8” Junk Mill + 4 ¾” canasta + Bit-sub + 4 ¾” Drill Collar (6 tubos) + 3 ½” IF x 3 ½” EUE cross over. 6.- Bajar BHA moledor hasta 9600 pies (tope de CIBP) 7.- Moler CIBP + sacar BHA moledor a superficie. 8.- Bajar BHA de limpieza con broca triconica de 6 1/8” + 7” Scraper + 4 ¾” magneto + 7” cepillo (ver figura 3.31) hasta 9740 pies. Circular, limpiar y sacar. 174 9.- Armar y Bajar BHA de fracturamiento con 2 7/8” campana, 7” x 2 7/8” packer mecánico,2 7/8” tiubing EUE N-80, 2 7/8” packer mecánico, 2 7/8” x 3 ½” cross over y 3 ½” no-go con standing valve, (ver figura 3.12). 10. - Recuperar standing valve con Slike Line. 11.- Asentar packers a +/- 9602 pies y a +/- 9412 pies. 12.- Instalar unidades de fracturamiento hidráulico en superficie. 13.- Bombear 95 bls de ONE STEP, desplazado con WF130. 14.- Dejar en remojo el tratamiento ONE STEP por 4-6 horas, para remover daño de formación. 15.- Realizar DataFrac con fluido de fractura (aproximadamente 105 bls) y desplazar con WF130, reportar presiones y eficiencia de fluido. 16.- Esperar por declinación de presión y analizar data para el rediseño. 17.- Realizar fracturamiento hidráulico a formación “T inf”, rediseñado luego de DataFrac, bombeando 334 bls de fluido fracturante, YF130.1HTD + 25600 lbs de apuntalante, CARBOLITE 20/40 a un caudal de 20 bpm. 18.- Esperar cierre de fractura y declinar presión. 19.- Desasentar packers mecánicos, circular en reversa con la bomba de taladro y fluido especial de control, para limpiar pozo y recuperar remanente de apuntalante. 20.- Sacar BHA de fracturamiento hasta superficie. 21.- Completar el pozo para bombeo hidráulico: 2 7/8” TAPON CIEGO 2 7/8” TUBING EUE N-80, 1 TUBOS. 2 7/8” CAMISA 2 7/8” TUBING EUE N-80, 1 TUBOS. 7” X 2 7/8” PACKER HIDRÁULICO A 9660 PIES. 2 7/8” TUBING EUE N-80, 6 TUBOS 7” X 2 7/8” PACKER MECÁNICO A 9480 PIES. 2 7/8” EUE X 3 ½” EUE CROSS OVER 3 1/2” TUBING EUE N-80, 1 TUBO 3 ½” JUNTA DE SEGURIDAD 3 1/2” CAVIDAD GUIVERSON PL - 1 175 3 ½” EUE TUBING EUE N-80, hasta la superficie. 22.- Desplazar bomba hidráulica hasta 3 1/2” cavidad. 23.- Finalizar operaciones. 3.2.7. POZO GNT 05 OBJETIVO: Realizar operaciones de pesca, recuperar Bomba Electro Sumergible, completar y producir. PROCEDIMIENTO: 1.- Mover la torre de reacondicionamiento a lo locación del pozo. 2.- Controlar el pozo con agua filtrada y tratar con químicos de 8.3 lb/gal 3.- Desarmar cabezal, instalar BOP y probar. Sacar tubería de 3 ½” hasta superficie en paradas verificando estado de tubería. 4.- Bajar bloque impresor de 6 1/8” en tubería 3 ½” EUE midiendo para determinar profundidad de cable eléctrico y cabeza de pescado. 5.- Armar BHA de pesca de cable eléctrico con arpón + sustituto para arpon + 4 3/4” Drill Collar + bajar en 3 1/2” EUE tubing hasta tope de cable eléctrico + maniobras dentro del pozo hasta obtener tención + trabajar sarta hasta liberar cable eléctrico + sacar a superficie. 6.- Bajar nuevamente bloque impresor, verificar cabeza de pescado y sacar. a. Si es para agarre interno continuar con el paso 7 al 9 b. Si es de agarre externo continuar con el paso 10 en adelante. 7.- Armar BHA de pesca con Overshot + junta de control + Amortiguador + martillo + Drill Collar + Intensificador + Drill Collar (ver figura 3.20) + bajar en 3 ½” tubing hasta 10 pies sobre tope de pescado. 8.- Maniobrar sarta girando hacia la derecha mientras se baja lentamente hasta sentir apoyo de cabeza de pescado (esto permitirá que la grapa se expanda y el pescado entre en ella) + tensionar sarta para verificar enganche del pescado + 176 trabajar con martillo golpeando hacia arriba hasta liberar pescado + sacar a superficie. 9.- Continuar paso 12 10.-Armar BHA de pesca con Arpón Release Spire + sustituto de drenaje + sustituto de arpón + Cross Over + Amortiguador + martillo + Drill Collar + intensificador + Drill Collar (ver figura 3.21) + bajar en 3 ½” tubing hasta alcanzar el punto deseado dentro del pescado. 11.- Maniobrar sarta girando una vuelta a la izquierda (esto permitirá que el mandril baje a través de la grapa, colocándola en posición de agarre) + tensionar sarta + trabajar con martillo golpeando hacia arriba hasta liberar pescado + sacar a superficie. 12.- Bajar BHA de limpieza con broca triconica de 6 1/8” + 7” Scraper + 4 ¾” magneto + 7” cepillo (ver figura 3.31), hasta 9560 pies. Circular limpiar y sacar. 13.- Armar equipo BES + BHA de producción: 5 ½” CAMISA DE ENFRIAMIENTO CON 6” CENTRALIZADOR 4 ½” CENTRALIZADOR SENSOR, SERIE 456 MOTOR, SERIE 456 SEPARADOR DE GAS, SERIE 400, 2 UNIDADES BOMBA, SERIE 400, 3 UNIDADES 2 7/8” EUE DESCARGA 2 7/8” X 3 ½” CROSS OVER 3 ½” TUBING EUE, N-80, 1 TUBO 3 ½” EUE, NO-GO CON STANDING VALVE 3 ½” TUBING EUE, N-80, 1 TUBO 3 ½” EUE, CAMISA (ID=2.31”) 3 ½ EUE TUBING EUE N-80, HASTA LA SUPERFICIE. 14.- Bajar equipo BES y cable eléctrico en 3 ½” EUE tubing llenando y colocando protectores de cable eléctrico hasta 8852 pies. 177 15.-Desarmar BOP + instalar cabezal + probar. Realizar prueba de producción y funcionamiento de la BES por +/- 6 hrs. 16.- Finalizar operaciones. 3.2.8. POZO GNT 18 OBJETIVO: Moler CIBP a 9290 pies, Realizar fracturamiento hidráulico a la arena “Ti” intervalo (10184´-10234´), bajar BHA definitivo y producir. PROCEDIMIENTO: 1.- Mover la torre de reacondicionamiento a lo locación del pozo. 2.- Controlar el pozo con agua filtrada y tratar con químicos de 8.3 lb/gal. 3.- Desarmar cabezal, instalar BOP y probar. 4.- Desasentar packers y sacar completación de fondo. 5.- Armar BHA moledor con 6 1/8” Junk Mill + 4 ¾” canasta + Bit-sub + 4 ¾” Drill Collar (6 tubos) + 3 ½” IF x 3 ½” EUE cross over. 6.- Barjar BHA moledor hasta 9290 pies (tope de CIBP) 7.- Moler CIBP + sacar BHA moledor a superficie. 8.- Bajar BHA de limpieza con broca triconica de 6 1/8” + 7” Scraper + 4 ¾” magneto + 7” cepillo (ver figura 3.31) hasta 10280 pies. Circular, limpiar y sacar. 9.- Armar y Bajar BHA de fracturamiento con 2 7/8” campana, 7” x 2 7/8” packer mecánico,2 7/8” tiubing EUE N-80, 2 7/8” packer mecánico, 2 7/8” x 3 ½” cross over y 3 ½” no-go con standing valve, (ver figura 3.12). 10. - Recuperar standing valve con Slike Line. 11.- Asentar packer a +/- 10084 pies y a +/- 9100 pies. 12.- Instalar unidades de fracturamiento hidráulico en superficie. 13.- Bombear 100 bls de ONE STEP, desplazado con WF130. 14.- Dejar en remojo el tratamiento ONE STEP por 4-6 horas, para remover daño de formación. 15.- Realizar DataFrac con fluido de fractura (aproximadamente 111 bls) y desplazar con WF130, reportar presiones y eficiencia de fluido. 178 16.- Esperar por declinación de presión y analizar data para el rediseño. 17.- Realizar fracturamiento hidráulico a formación “T inf”, rediseñado luego de DataFrac, bombeando 351 bls de fluido fracturante, YF130.1HTD + 29400 lbs de apuntalante, CARBOLITE 20/40 a un caudal de 20 bpm. 18.- Esperar cierre de fractura y declinar presión. 19.- Desasentar packers mecánicos, circular en reversa con la bomba de taladro y fluido especial de control, para limpiar pozo y recuperar remanente de apuntalante. 20.- Sacar BHA de fracturamiento hasta superficie. 21.- Completar el pozo para bombeo hidráulico: 2 7/8” TAPON CIEGO 2 7/8” TUBING EUE N-80, 1 TUBOS. 2 7/8” CAMISA 2 7/8” TUBING EUE N-80, 1 TUBOS. 7” X 2 7/8” PACKER HIDRÁULICO A 10140 PIES. 2 7/8” TUBING EUE N-80, 32 TUBOS 7” X 2 7/8” PACKER MECÁNICO A 9180 PIES. 2 7/8” EUE X 3 ½” EUE CROSS OVER 3 1/2” TUBING EUE N-80, 1 TUBO 3 ½” JUNTA DE SEGURIDAD 3 1/2” CAVIDAD GUIVERSON PL - ll 3 ½” EUE TUBING N-80, HASTA LA SUPERFICIE. 22.- Desplazar bomba hidráulica hasta 3 1/2” cavidad. 23.- Finalizar operaciones. 179 CAPÍTULO IV ANÁLISIS TÉCNICO – ECONÓMICO En el presente capítulo se analiza la rentabilidad de la rehabilitación de los pozos seleccionados, que se encuentran cerrados actualmente en el activo LAGUPA, mediante un estudio económico, basándonos en costos establecidos por PETROAMAZONAS EP al año 2013 – 2014. Este análisis se basa principalmente en el estudio de los ingresos y egresos de capital así como el valor actual neto y la tasa interna de retorno. 4.1. PRODUCCIÓN ESTIMADA Para estimar la producción de un pozo que se planea reabrir, se debe tomar en cuenta tres puntos importantes: Potencial productivo del pozo: Es un factor muy importante que nos permite saber la capacidad de producción del pozo después del reacondicionamiento basándonos en las reservas remanentes del pozo y nos permite pronosticar el caudal del mismo. Historial de producción: Es importante observar la producción del pozo ya que se podría estimar una producción similar si es que solo se realiza un trabajo mecánico de W.O. Tasa asignada por la ARCH: Es un factor importante ya que nos debemos regir a esta tasa de producción que se nos imponga. 180 Ya obtenidas las producciones estimadas para cada uno de los pozos a ser rehabilitados, es importante el tiempo de estabilización de los pozos y depende de la declinación del pozo y el tipo de trabajo realizado. Se utilizara la declinación exponencial para los pozos a ser rehabilitados mediante la utilización de la siguiente formula: (4.1) Donde: q= caudal al final del periodo t. (BLS) qi= caudal estimado. (BLS) a= constante de declinación exponencial. t= periodo de tiempo. El cálculo de producción estimada en función del tiempo se realizó para cada uno de los 8 pozos a ser rehabilitados, como ejemplo práctico se indican sus resultados en el Anexo No 3. En la tabla 4.1 se indica los resultados del pronóstico de producción de agua y petróleo en función del tiempo para el proyecto de reapertura de los pozos cerrados del Activo LAGUPA, a un tiempo de 30 meses después de su reapertura, con valores totales de reservas y producción de los 8 pozos a rehabilitarlos. 181 TABLA 4.1 PREDICCIÓN DE PRODUCCIÓN DEL ACTIVO LAGUPA PERÍODO mes 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 ACTIVO LAGUPA (POZOS CANDIDATOS) Qo Qo acum. RESERVAS Qw BPPM BLS BLS BLS 40890 0 1974742,497 16903,8516 40161,1689 40890 1933852,497 17196,2715 39445,8872 81051,1689 1893691,328 17493,9845 38743,8929 120497,056 1854245,441 17797,0909 38054,9292 159240,949 1815501,548 18105,693 37378,7444 197295,878 1777446,619 18419,8953 36715,092 234674,623 1740067,875 18739,8042 36063,7303 271389,715 1703352,783 19065,5283 35424,4224 307453,445 1667289,052 19397,1783 34796,9363 342877,867 1631864,63 19734,8672 34181,0443 377674,804 1597067,694 20078,7101 33576,5236 411855,848 1562886,649 20428,8245 32983,1557 445432,372 1529310,126 20785,3302 32400,7264 478415,527 1496326,97 21148,3496 31829,0259 510816,254 1463926,244 21518,0071 31267,8483 542645,28 1432097,218 21894,43 30716,9921 573913,128 1400829,369 22277,748 30176,2597 604630,12 1370112,377 22668,0934 29645,4574 634806,38 1339936,118 23065,6012 29124,3952 664451,837 1310290,66 23470,4089 28612,8872 693576,232 1281166,265 23882,6571 28110,7509 722189,12 1252553,378 24302,489 27617,8076 750299,87 1224442,627 24730,0506 27133,8819 777917,678 1196824,819 25165,4911 26658,8021 805051,56 1169690,937 25608,9626 26192,3999 831710,362 1143032,135 26060,6202 25734,51 857902,762 1116839,735 26520,6221 25284,9708 883637,272 1091105,225 26989,1298 24843,6237 908922,243 1065820,254 27466,3081 24410,313 933765,866 1040976,631 27952,3249 23984,8865 958176,179 1016566,318 28447,3519 ELABORADO POR: Gabriel Amaya Qw acum. BLS 0 16903,8516 34100,1231 51594,1076 69391,1985 87496,8915 105916,787 124656,591 143722,119 163119,298 182854,165 202932,875 223361,7 244147,03 265295,379 286813,386 308707,816 330985,565 353653,658 376719,259 400189,668 424072,325 448374,814 473104,865 498270,356 523879,319 549939,939 576460,561 603449,691 630915,999 658868,324 182 FIGURA 4.1 PRODUCCIÓN VS TIEMPO PARA POZOS CANDIDATOS A REHABILITACIÓN producción (BPPM) Producción vs tiempo 45000 40000 35000 30000 25000 20000 15000 10000 5000 0 Qo vs tiempo Qw vs tiempo 0 5 10 15 20 25 30 35 tiempo (meses) ELABORADO POR: Gabriel Amaya FIGURA 4.2 PRODUCCIÓN ACUMULADA Y RESERVAS VS TIEMPO PARA POZOS CANDIDATOS A REHABILITACIÓN producción acu. (BPPD) Produccion acu. vs tiempo 2500000 2000000 1500000 Qo acu. Vs tiempo 1000000 Qw acu. Vs tiempo 500000 reservas 0 0 5 10 15 20 25 tiempo (meses) ELABORADO POR: Gabriel Amaya 30 35 183 4.2. INGRESOS Los ingresos económicos del proyecto es el incremento de barriles o la producción de petróleo estimada de los 8 pozos candidatos después de su rehabilitación (TABLA 4.1).Basándonos en el valor actual del costo del petróleo que es 82,5 $ por barril producido. 4.3. EGRESOS Los egresos son los gastos e inversiones que se realizan para el cumplimiento del proyecto. El costo operativo es la suma de valores que intervienen el momento de la producción desde el fondo del pozo hasta la superficie, este costo según el informe de planificación institucional de PETROAMAZONAS emitido el 31 de diciembre del 2013 se ha establecido en $ 7.8 por barril de petróleo producido y $ 0.03 por barril de agua. El costo por transporte desde la estación hasta el puerto Balao, es de $ 1.30 por barril transportado. Los costos de operaciones de reacondicionamiento se refieren a la suma de valores que representa el alquiler o compra de las herramientas, el tiempo de alquiler y de trabajo de las diferentes personas que manejan los equipos, lo diferentes análisis y estudios que se realizan a estos, etc. En el Anexo No 4 se indican los costos individuales de las diferentes operaciones de reacondicionamiento que se van a realizar a los pozos candidatos, así como el costo operacional total del pozo Lag 31 como ejemplo práctico. 184 En la tabla 4.2 se detalla los costos operativos para cada uno de los pozos seleccionados y el valor total de reacondicionamiento del proyecto. TABLA 4.2 COSTOS OPERATIVOS DE LOS POZOS CANDIDATOS POZO LAG 31 LAG 37 LAG 45 LAG 49 PRH 11 PRH 13 GNT 05 GNT 18 COSTO OPERACIONAL ($) 765.501,10 638.573,10 827.126,30 999.508,30 782.840,50 758.022,20 1.260.980,50 807.286,60 TOTAL 6.839.838,60 FUENTE: Catálogo Máster del Oracle de PAM ELABORADO POR: Gabriel Amaya 4.4. FLUJO NETO DE CAJA El flujo neto de caja (FNC) durante un determinado intervalo de tiempo de un proyecto, en este caso 1 año, es igual a la suma de todas las ganancias que se recibe del mismo menos todos los gastos que se realiza durante dicho intervalo y se lo puede representar con la fórmula 4.2: (4.2) En el Anexo No 5, se indican los resultados del flujo neto de caja para el proyecto de rehabilitación de los pozos cerrados. 185 4.5. VALOR ACTUAL NETO Es la sumatoria de los flujos netos de caja actualizados, a una taza del 12% anual utilizada por el departamento económico de PETROAMAZONAS EP, que nos permite saber si un proyecto es viable o no dependiendo el resultado que nos presente: VAN > 0, el proyecto es viable. VAN < 0, el proyecto no es viable, no existe beneficio económico y se obtiene una perdida en el proyecto. Se lo puede calcular mediante la fórmula 4.3: (4.3) Donde: Io= valor de la inversión inicial del proyecto k= el número de periodos a los que se calcula la inversión FNC= flujo neto de caja i= taza de actualización 4.6. TASA INTERNA DE RETORNO Es un indicador financiero en porcentaje que representa la máxima rentabilidad que podría ofrecer el proyecto, este valor hace que el valor actual neto sea igual a cero. Mediante la tasa interna de retorno se puede saber si un proyecto es rentable o no: TIR> a la taza de actualización, el proyecto es rentable. TIR< a la taza de actualización, el proyecto no es rentable. 186 Se aplica la siguiente fórmula para el cálculo del TIR: (4.4) Donde: k= el número de periodos a los que se calcula la inversión FNC= flujo neto de caja. La tasa de actualización está establecida del 12% por PETROAMAZONAS. Esta tasa está dada ya que los ingresos tanto como los egresos tienen que estar actualizados a la fecha de inicio del proyecto. 4.7. RELACIÓN BENEFICIO – COSTO Este valor se obtiene al dividir el valor presente neto de los ingresos, para el valor presente neto de los egresos, este resultado es muy importante ya que nos indica cómo está avanzando el proyecto: Beneficio – Costo<1, el proyecto no generara ganancias. Beneficio-Costo> 0.5, el proyecto se está ejecutando regularmente. Beneficio-Costo = 1, el proyecto es bueno, genera ganancias. Beneficio – Costo > 1, el proyecto es excelente. Con la siguiente formula se puede calcular le relación beneficio costo: (4.5) Donde: VA (INGRESOS)= valor actual de la sumatoria de ingresos. VA (EGRESOS)= valor actual de la sumatoria de egresos. 187 4.8. RESULTADOS ECONÓMICOS Los valores de TIR, VAN y B/C obtenidos a través de la aplicación de las formulas (4.2), (4.3), (4.4) y (4.5) en el flujo neto de caja (Anexo No 5) para el presente proyecto se detallan en la tabla 4.3. TABLA 4.3 RESULTADOS ECONÓMICOS DEL PROYECTO VAN ($)= 21.827.622,47 TIR= 3,69 B/C= 3,33 ELABORADO POR: Gabriel Amaya Dados los resultados de la tabla 4.3 se concluye que el proyecto es viable, rentable y excelente, la figura 4.3 nos indica que se puede recuperar la inversión en un tiempo de 2 meses y medio aproximadamente. FIGURA 4.3 FLUJO NETO DE CAJA ACUMULADO PARA EL PROYECTO DE REHABILITACION DE LOS POZOS CERRADOS. Flujo Neto de Caja acumulado ($) 30.000.000,00 25.000.000,00 20.000.000,00 15.000.000,00 10.000.000,00 Fnc 5.000.000,00 0,00 -5.000.000,00 0 1 2 3 -10.000.000,00 ELABORADO POR: Gabriel Amaya 4 5 6 7 8 Tiempo (meses) 9 10 11 12 13 188 CAPÍTULO V CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES 5.1. CONCLUSIONES Los campos que han tenido una larga vida productiva, cuyos pozos actualmente no tienen una productividad rentable pueden ser analizados para darles un reacondicionamiento que mejore o reactive su producción. En pozos con larga vida productiva se puede observar que las formaciones que fueron objetivos primarios se encuentran depletados o con conificación de agua, por lo cual se toma como opción objetivos secundarios para la producción. Las principales causas de cierre de los pozo en el activo LAGUPA son: - Alto BSW debido a la canalización de agua en los pozos. - Baja productividad debido al taponamiento de las arenas productoras (daño de formación). - Pesca de herramientas de fondo, debido a la mala operación de las mismas o por colapso de CSG. El uso de nuevas tecnologías como cañoneo con propelente y operaciones de fracturamiento ayudan a mejorar la permeabilidad y limpiar el daño de la formación, aumentado la productividad del pozo. 189 Algunos de los trabajos propuestos contemplan el repunzonamiento de zonas abiertas, con el propósito de seguir drenando reservas remanentes existentes, antes de ir a una nueva zona. La rehabilitación de los 8 pozos cerrados incrementaría la producción en el activo LAGUPA en 1.368 barriles de petróleo por día, tomado en cuenta el precio actual del petróleo de $ 82.50 por barril, se obtendría $ 112.860 diarios. Para el desarrollo del proyecto de reactivación de los 8 pozos cerrados seleccionados se necesita realizaría una inversión total de $ 6.839.838,60 con un tiempo estimado de recuperación de la inversión es de 2 meses y medio desde el inicio de la producción. 190 5.2. RECOMENDACIONES Realizar registros de cementación e integridad del CSG a pozos que tengan alto BSW, ya que este problema puede ser debido a que el agua se esté filtrando de formaciones adyacentes a la productora, hacia el pozo. Se recomienda que para trabajos de estimulación de formaciones productoras como fracturamiento o recañoneo, se realice pruebas de restauración de presión (B´UP) para obtener datos reales de presión y daño de formación del pozo a tratarse. Esto permitirá un buen diseño de cañoneo o fracturamiento, minimizando costos de operación. En el punzonamiento o repunzonamiento se recomienda utilizar cargas de alta penetración con propelente ya que estimula el pozo, se puede utilizar en pozos con baja permeabilidad que es el caso de los pozos cerrados del activo LAGUPA y garantiza la limpieza en los canales de las perforaciones. Las operaciones de pesca son actividades que retardan los procesos de reacondicionamiento así como la producción del pozo, por lo cual se recomienda utilizar tuberías clase “A”, accesorios nuevos y ser operados por especialistas calificados en el área, dependiendo el trabajo a realizarse, ya que una operación de pesca puede durar desde semanas hasta meses y sin la garantía de que se pueda recuperar el pescado. Para el asentamiento de packers es necesario analizar los registros de cementación ya que estos deben ser asentados en puntos donde exista buena adherencia de cemento hacia el caising y hacia la formación permitiendo que la sarta se estabilice, en procesos de producción, cañoneo, evaluación, fracturamiento, etc. 191 REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS “Análisis técnico- económico para ahorro de fluido motriz, utilizando bombas eléctricas sumergibles, en pozos que tienen baja presión de formación en el área Lago Agrio” Tesis elaborada por Rubén Ortega y María José Rojas. “Estudio del sistema de bombeo Hidráulico en el Campo Lago Agrio para incrementar la producción” Tesis elaborada por Collaguazo Cristian y Romero Mirian de la EPN. Folleto de Levantamiento Artificial. Ing Vinicio Melo. “Uso de herramientas de pesca en operaciones de reacondicionamiento de pozos petrolíferos en el oriente ecuatoriano” Tesis realizada por: Ángel Enrique Navarrete Oquedo de la Escuela Superior Politécnica del Litoral. “Reservoir Stimulation, 3rd Edition” por Economides-M-J-and-Nolte-K-G. “Estudio para mejorar la eficiencia de los trabajos de fracturas hidráulicas en la arena U de un campo del oriente ecuatoriano” Tesis realizada por: Wilson Jiménez y Alexander Pérez de la EPN. “Apuntes de estimulación de pozos” por Francisco Garaicochea P. de la Universidad Autónoma de México. Guía de diseño para fracturamiento hidráulico por la empresa PEMEX. “Estudio Técnico-Económico de la aplicación de diferentes técnicas de cañoneo para incrementar la producción del campo Sacha” Tesis realizada por Eduardo Enriques Salazar Cedeño de la EPN 192 “Análisis Técnico y de Costos del uso del StimGun Como Método de Punzonamiento en algunos Pozos de Petroproducción” Elaborado por: Jacqueline Boas Matamoros, Ing. Ángel Martínez Andrade, Ing. Héctor Román. “Metodología para la selección, diseño y ejecución del cañoneo y/o recañoneo de pozos de bajo potencial. Aplicación al campo Colorado” Tesis Realizada por Maty María de la Hoz Navarro y Diana Patricia Ortiz de la Universidad Industrial de Santander. “Herramientas de completación de fondo de pozo en bombeo mecánico, hidráulico, elctrosumergible y por gas, utilizadas en el distrito amazónico por Petroproducción y la selección del mejor sistema en el pozo sacha 121” Tesis elaborada por Edgar Daniel Bedoya Guerrero de la Universidad Tecnológica Equinoccial. “Análisis Técnico – Económico para incrementar la producción de petróleo mediante la re-evaluación de los pozos cerrados en el campo Shushufindi para su reapertura” Elaborado por Paul Ñacato y Alex Quishpe de la Universidad Central del Ecuador. “Estudio para incrementar la producción de petróleo mediante la rehabilitación de pozos cerrados en el campo Sacha del distrito amazónico” Tesis realizada por Esteban Alba y Jorge Hurtado de la Universidad Central del Ecuador. Tesis: Análisis de herramientas y diseño de completación y reacondicionamiento utilizadas en pozos productores de petróleo. Elaborada por: Carrasco Paredes, Saulo Bernabe y Suárez Cerón, Luis Alfonso 193 ANEXOS 194 ANEXO No 1 DIMENSIONES DE LAS HERRAMIENTAS DE COMPLETACIÓN 195 CANASTA DE DESPERDICIOS DATOS DIMENSIONALES DE LA CANASTA DE DESPERDICIOS BAKER DIM TAMAÑO PULG OE 1 2 2 3 4 5 7 A 2- 3/8 2- 7/8 3- 1/8 4- ½ 6- 5/8 API API API API API B 3.125 3.75 4.25 5.5 7.75 C 1.625 2 2.25 2.5 3.625 4 5.5 D 3.5 3.688 4 4.5 4.75 6 6.625 8 F 0.75 1 1.25 2 2.25 3.5 G 1.688 1.875 2.375 3.375 4.875 J 7 8.25 9.25 9 9.625 9.938 9.75 L 8.313 9.625 11.875 10.875 11 10.313 9 M 2.5 N 23.688 25.125 25.125 24.625 24.375 23.188 21.625 28.5 P 7 8.25 10.5 9.75 9.75 8.938 9 Q 31 30.5 30.125 30.5 36.375 R 11 12 13 14 S 56 58.5 62.25 60.875 62.875 62.375 69 FUENTE: Tesis: Análisis de herramientas y diseño de completación y reacondicionamiento utilizadas en pozos productores de petróleo. Elaborada por: Carrasco Paredes, Saulo Bernabe y Suárez Cerón, Luis Alfonso CROSS OVER ESPECIFICACIONES DEL CROSS OVER 2 3/8” EUE x 3 ½” EUE BOX 4 ½” PIN x 3 ½” EUE BOX 2 7/8” EUE x 2 3/8” EUE PIN 4 ½” EUE PIN x 3 ½” EUE BOX 5 ½” EUE BOX x 2 3/8” EUE PIN 5 ½” EUE PIN x 2 7/8” EUE BOX FUENTE: Tesis: Análisis de herramientas y diseño de completación y reacondicionamiento utilizadas en pozos productores de petróleo. Elaborada por: Carrasco Paredes, Saulo Bernabe y Suárez Cerón, Luis Alfonso 196 NO-GO FUENTE: Tesis: Análisis de herramientas y diseño de completación y reacondicionamiento utilizadas en pozos productores de petróleo. Elaborada por: Carrasco Paredes, Saulo Bernabe y Suárez Cerón, Luis Alfonso CAMISA DESLIZABLE ESPECIFICACIONES DE LA CAMISA - WEATHERFORD Tubing VL Max OD VXA Max OD VXO Max OD Diámetro Diámetro Diámetro Interno interno interno IN IN IN IN IN IN 2 3/8 1.875 2.910 1.875 3.053 1.875 3.063 2 7/8 2.312 3.410 2.313 3.75 2.313 3.750 3 1/2 2.750 4.500 2.750 4.275 2.750 4.275 VL= Se utiliza Shifing Tool Weatherford Tipo D2 VXA= Se utiliza Shifing Tool Weatherford Tipo B VXO= Se utiliza Shifing Tool Weatherford Tipo B FUENTE: Tesis: Análisis de herramientas y diseño de completación y reacondicionamiento utilizadas en pozos productores de petróleo. Elaborada por: Carrasco Paredes, Saulo Bernabe y Suárez Cerón, Luis Alfonso 197 COMPRESSION PACKERS ESPECIFICACIONES COMPRESSION PACKER DE ASENTAMIENTO MECÁNICO WEATHERFORD CSG PACKER OD PESO Min ID Max Max Min Conexión NÚMERO DE ID OD ID de la PRODUCTO rosca API pulg Lbm/pie pulg pulg plgg pulg EU RD 7 38.0-46.4 5.626 5.92 5.525 2.688 3½ 688-73D 9-5/8 32.6-43.5 8.755 9.001 8.584 3.750 4½ 688-96 13-3/4 48-77 12.275 12.715 12.00 3.750 4 1/2 68813 FUENTE: Tesis: Análisis de herramientas y diseño de completación y reacondicionamiento utilizadas en pozos productores de petróleo. Elaborada por: Carrasco Paredes, Saulo Bernabe y Suárez Cerón, Luis Alfonso PACKERS RTTS ESPECIFICACIONES DEL PACKER RECUPERABLE DE ASENTAMIENTO MECÁNICO WEATHERFORD CSG PACKER OD PESO Min ID Max Max Min Conexión NÚMERO DE ID OD ID de la PRODUCTO rosca API pulg Lbm/pie pulg pulg plgg pulg EU RD 7 29.0-35.0 6.004 6.184 5.875 2.500 2 7/8 613-670 9-5/8 32.3-43.5 8.755 9.001 8.500 4.000 4½ 613-696 13 -3/4 48-72 12.347 12.715 12.00 4.000 4 1/2 613 FUENTE: Tesis: Análisis de herramientas y diseño de completación y reacondicionamiento utilizadas en pozos productores de petróleo. Elaborada por: Carrasco Paredes, Saulo Bernabe y Suárez Cerón, Luis Alfonso 198 PACKERS RBP ESPECIFICACIONES DEL PACKER RECUPERABLE MECÁNICO RBP WEATHERFORD CSG Herramient NÚMERO a DE PRODUCTO OD PESO Min ID Max ID OD pulg Lbm/pie pulg pulg plgg 7 26.0-32.0 6.094 6.276 5.875 725-771 9-5/8 40.0-53.5 8.535 8.835 8.250 725-795 FUENTE: Tesis: Análisis de herramientas y diseño de completación y reacondicionamiento utilizadas en pozos productores de petróleo. Elaborada por: Carrasco Paredes, Saulo Bernabe y Suárez Cerón, Luis Alfonso 199 ANEXO No 2 PROGRAMA DE FRACTURAMIENTO HIDRÁULICO 200 FRACTURAMIENTO HIDRAULICO PARA EL POZO PRH 10 1.- OBJETIVO Remover el daño de formación y optimizar la producción del pozo PRH 10 mediante la implementación de FRACTURAMIENTO HIDRAULICO. 2.- ESTADO MECÁNICO DEL POZO 201 3.- HISTORIAL DE PRODUCCIÓN El grafico presentado a continuación presenta un resumen del comportamiento de producción para el pozo PRH 10 para el yacimiento U inferior. La última prueba registrada para la arena Ui fue de 144 bfpd, con un BSW del 57 % y presión de intake de 230 psi. 4.- ANÁLISIS DE B´UP Datos básicos de la evaluación Datos mecánicos Tipo de pozo: Desviado Profundidad del reservorio: 9464-9474 pies (MD) 9482-9490 pies (MD) Profundidad del sensor: 9204.3 pies (MD) Profundidad de bomba: 9171 pies (MD) Diámetro del CSG: 7” OD 202 Propiedades de los fluidos Densidad del petróleo: 31.1 °API Presión de burbuja (Pb): 1.293 psia Factor Volumétrico (Bo): 1.1242 by/bn Viscosidad del petróleo (Uo): 0.62 cp Salinidad del agua de formación: 25000 ppm CLNa Propiedades petrofísicas Espesor disparado: 18 pies Radio del pozo (rw): 0.29 pies Porosidad efectiva: 15 % Saturación de agua: 27 % Compresibilidad total: 1.7184e-5 psia -1 203 5.- REGISTROS ELÉCTRICOS En el registro petrofísico se puede observar que se tienen formaciones arcillosas arriba y debajo del intervalo de interés, conteniendo la fractura en esta zona. 204 Registro de cementación Se observa buen cemento por encima de la zona de interés, faltaría determinar la calidad de la sección inferior. 205 6.- ANÁLISIS NODAL De acuerdo al análisis nodal realizado, tomando en cuenta los datos suministrados del B´UP efectuado en enero de 2014 y las últimas condiciones de flujo observadas en Ui, posterior al tratamiento de fracturamiento se estima 206 un potencial de producción aproximado de 348 bfpd, asociado a un ganancial de 204 bfpd. 7.- DISEÑO DE FRACTURA HIDRÁULICA Consideraciones Generales Luego de revisar y analizar la información disponible, se pudo concluir que el pozo PRH-10 puede incrementar su producción mediante la realización de un tratamiento de Fractura Hidráulica para incrementar el radio efectivo del pozo mediante la técnica Tip Screen Out TSO con el fluido Fraccon y propante Carbolite 20/40. Para el diseño de la fractura se tomaron en cuenta los datos obtenidos de pozos fracturados en el mismo yacimiento. En la simulación se usó un gradiente de fractura de 0.60 psi/pie y un Módulo de Young de 3.49X10^6 psi en la arena más limpia. 207 Configuración de Pozo 232 F Temperatura de Fondo Tubería OD (in) Peso (lb/ft) ID (in) Prof (ft) 3.500 9.2 2.990 9300.0 Revestidor OD (in) Peso (lb/ft) ID (in) Profundidad (ft) 7.000 26.0 6.276 9600.0 Cañoneo Tope MD (ft) Tope TVD (ft) Base MD (ft) Base TVD (ft) TTP (shot/ft) 9464.0 9482.0 9464.0 9482.0 9474.0 9490.0 9474.0 9490.0 5.00 5.00 Número Diámetro 50 40 (in) 0.32 0.32 Pre-flujo OneSTEP GP. Tomando en cuenta la mineralogía de la formación U Inferior y su contenido de arcillas por lo tanto es recomendable realizar el bombeo de un pre-flujo de OneSTEP GP, previo a la ejecución del fracturamiento hidráulico. El fluido OneSTEP GP es un sistema de ácido gelificado que permite el controlar permanentemente la Migración de Finos en formaciones areniscas que presentan este tipo de daño y que tengan arcillas sensibles. Este fluido será bombeado antes del fracturamiento y debe permanecer en remojo en la formación por lo menos durante 4-6 horas. 208 Beneficios: Control de migración de finos Remoción de lodo de perforación Estabilizador de arcillas Disponibilidad de HF limitada ==> Penetración más profunda Probabilidad de precipitación reducida Volúmenes y Presiones Estimadas durante Tratamiento YF130HTD Fluido de Fractura Para la selección del fluido de fractura se fijará como prioridad la utilización de un sistema que diera la mayor posibilidad de limpieza en el empaque de la fractura posterior al tratamiento. Este es un parámetro de vital importancia para lograr que la fractura generada proporcione el contraste de permeabilidad necesario para incrementar la producción del pozo significativamente. Basado en lo anteriormente expuesto y en la temperatura estimada de yacimiento, se propone utilizar el sistema YF130HTD como fluido de fractura, con la finalidad de mejorar la eficiencia hidráulica de la fractura, lo cual nos llevaría a obtener la geometría de fractura necesaria para obtener el incremento de producción deseado. Este sistema es utilizado con la finalidad de iniciar la fractura y asegurar que ésta se mantenga abierta durante el tratamiento, razón por la cual se requiere de un gel con alta viscosidad. El sistema HTD (High Temperature Delay), fue diseñado para tratamientos de fracturamiento en pozos de alta temperatura. Otra característica resaltante del sistema HTD es que es un fluido ambientalmente amigable ya que a diferencia de otros sistemas no requiere de diesel para su preparación. Selección de Apuntalante Para la selección del agente de sostén, se tomó como principal parámetro la presión de cierre que se espera conseguir en el yacimiento y la conductividad del propante a dicha presión. Se estima que el gradiente de fractura esté en el 209 orden de 0.60 psi/pie (teniendo como referencia pozos en el mismo yacimiento). Esto da un esfuerzo de cierre sobre el propante de 5666 psi aprox. El agente apuntalante a utilizar es CarboLite 20/40, el cual posee la capacidad de resistir este valor de esfuerzo sin que se produzcan fallas de grano que reduzcan significativamente la conductividad de la fractura creada. Data Apuntalante Nombre Apuntalante Gravedad Especifica Diámetro medio (in) CarboLite 20/40 2.71 0.029 Porosidad de empaque (%) 39.7 Permeabilidad (md) 164577 Stress on Proppant 260000 240000 220000 200000 180000 160000 140000 CarboLite 20/40 Prop Stress 120000 100000 80000 60000 40000 20000 0 Grafico # 1. Permeabilidad del propante en función de la presión de cierre. Propguard. (Aditivo para evitar reflujo de apuntalante) En ocasiones anteriores se ha probado exitosamente el PropGUARD el cual es una pequeña fibra que se bombea juntamente con el apuntalante. Esta fibra permite formar una malla estrecha que no solamente favorece el bombeo del fluido más apuntalante dentro de la tubería (buena suspensión de sólidos, especialmente a concentraciones de apuntalante más altas), sino que además impide la producción o reflujo de apuntalante una vez que el pozo sea puesto en producción. Primero las fibras individuales se conectan unas con otras creando una malla que mejora la consolidación mecánica del empaque. Segundo la malla de fibras se refuerza cuando las fibras ya unidas se unen a 210 otras fibras en los puntos de intersección. La adición de las mismas se hará a 0.7% BWOP a partir de la etapa de 3.0 PPA Etapa Fluido Volumen (bbl) P. max esperada Caudal (bpm) Propante (lbs) (psi) Preflujo OneSTEP 110 4000 5-20 - Desplazamiento WF130 87 4500 20 - DataFRAC YF130HTD 120 4500 20 - Desplazamiento WF130 87 4500 20 - Fractura YF130HTD 325 4500 20 25600 lb CarboLite 20/40 Desplazamiento WF130 84 4500 20 - 8.- SIMULACIÓN DE LA FRACTURA HIDRÁULICA Con la finalidad de determinar el programa de bombeo se utilizó el simulador FracCADETM. Para dicho propósito, se utilizó información proveniente de los perfiles disponibles, tomando un promedio de acuerdo al el tipo de roca encontrada. Por otra parte, se realizó una primera simulación tomando como base un caudal de 20.0 bpm y un total de 256 sx de propante. El programa de bombeo, así como los volúmenes requeridos de fluido y cantidad de apuntalante / propante pueden ser observados las tablas siguientes: Programa de bombeo El siguiente es el Programa de Bombeo para alcanzar una longitud media de fractura apuntalada (Xf) de 124.8 ft Con un promedio de conductividad (Kfw) de 2271 md.ft. 211 Descripción de Trabajo Nombre de Etapa Caudal de Bombeo (bbl/min) Nombre de Fluido Volumen Etapa de Fluido (bbl) Conc. Gel (lb/mgal) Apuntalante Tipo y Malla Conc. Apunt. (PPA) PAD 20.0 YF130.1HTD 180 30.0 1.0 PPA 20.0 YF130.1HTD 15 30.0 CarboLite 20/40 0.00 1.00 2.0 PPA 20.0 YF130.1HTD 17 30.0 CarboLite 20/40 2.00 3.0 PPA 20.0 YF130.1HTD 21 30.0 CarboLite 20/40 3.00 4.0 PPA 20.0 YF130.1HTD 25 30.0 CarboLite 20/40 4.00 5.0 PPA 20.0 YF130.1HTD 25 30.0 CarboLite 20/40 5.00 6.0 PPA 20.0 YF130.1HTD 22 30.0 CarboLite 20/40 6.00 7.0 PPA 20.0 YF130.1HTD 20 30.0 CarboLite 20/40 7.00 FLUSH 20.0 WF130 84 30.2 0.00 Por favor note que este programa de bombeo está sub-desplazado por 3.0 bbl. Fluidos Totales 325 bbl of 84 bbl of YF130.1HTD WF130 Apuntalantes Totales 25600 lb of CarboLite 20/40 Porcentajes de PAD % PAD Limpio 55.4 % PAD Sucio 51.2 212 Nota: Es requerido realizar pruebas de compatibilidad entre el fluido de fractura y el crudo de la formación a fin de asegurar que los mismos sean compatibles Luego de utilizar los datos disponibles al momento, el simulador indica los siguientes resultados Tope de Fractura Inicial TVD 9458.7 ft Base de Fractura Inicial TVD ft 9474.9 Longitud Media de Fractura Apuntalada Altura Hidráulica en Pozo EOJ Ancho apuntalado promedio Concentración de gel promedio Factor de retención de gel promedio Presión Neta Eficiencia 0.207 Conductividad Efectiva Fcd Efectivo Presión de Superficie Máxima 124.8 ft 88.1 ft 0.149 in 906.3 lb/mgal 0.60 1386 psi 3070 md.ft 1.0 4227 psi Resultados de Simulación por Segmento de Fractura Desde (ft) Hasta (ft) Conc.Apunt. al final de bombeo (PPA) Ancho Apuntalado (in) Altura Apuntalada (ft) Conc. Apunt. Frac (lb/ft2) Conc. Gel Frac (lb/mgal) Conductividad de Fractura (md.ft) 0.0 31.2 9.3 0.171 70.1 1.50 791.9 2664 31.2 62.4 10.5 0.185 81.3 1.65 704.9 2855 62.4 93.6 9.8 0.188 65.3 1.81 567.4 2907 93.6 124.8 1.1 0.052 38.8 0.48 1560.8 693 GEOMETRÍA DE FRACTURA POR ZONA PARA PREDICCIÓN DE PRODUCCIÓN Nombre de Zona Tope MD (ft) Tope TVD (ft) Altura Bruta (ft) Altura Neta Ancho de Fractura (in) Conductividad de Fractura (md.ft) 0.000 Longitud de Fractura (ft) .0 LIMESTONE 9345.2 9345.2 38.5 38.5 SHALE 9383.8 9383.8 38.1 38.1 0.017 52.4 263 DIRTYSANDSTONE SHALE 9421.9 9421.9 24.0 24.0 0.086 76.6 1325 9445.9 9445.9 12.8 12.8 0.148 110.4 2268 CLEANSANDSTONE SHALE 9458.7 9458.7 16.2 16.2 0.221 124.8 3359 9474.9 9474.9 4.2 4.2 0.200 123.9 3051 CLEANSANDSTONE DIRTYSANDSTONE SHALE 9479.1 9479.1 15.4 15.4 0.182 115.0 2765 9494.5 9494.5 5.5 5.5 0.098 99.2 1500 9500.0 9500.0 33.3 33.3 0.045 85.2 684 0 213 La gráfica siguiente muestra la geometría de la fractura, largo, ancho y altura de la misma. Adicionalmente se muestra la concentración de apuntalante, medido en libras por pie cuadrado a lo largo del área fracturada. A la izquierda se mira el contraste de esfuerzos y en el cuadro del medio puede observarse el ancho de la fractura. Gráfica # 2 Perfil de Fractura y Concentración de Apuntalante Gráfica # 3 Presión esperada de Tratamiento 214 9.- EJECUCIÓN DE FRACTURAMIENTO 1. Mover equipos de fractura al pozo 2. Sacar sarta de Evaluación 3. Bajar sarta de fracturamiento, probando con 3,500 psi cada 2,000 pies como sigue: 3.5” tubing (2 tubos) 7” x 3.5” packer (a ser asentado a +/- 9,300 ft) 3.5” tubing No go 3.5” tubing 3.5” tubing, hasta superficie 4. Recuperar standing valve con Slick Line 5. Asentar packer a +/- 9,300 ft (presión diferencial requerida 10000 psi) 6. Armar equipo de Well Services para fracturamiento hidráulico. NOTA: el taladro deberá suministrar un estimado de 1000 bbls de agua fresca filtrada para realizar la mezcla de los fluidos de tratamiento. 7. Realizar prueba de líneas con 9000 psi contra válvula de tapón en cabezal de pozo. Si la prueba es satisfactoria durante 5 minutos, liberar presión, abrir cabezal de pozo. Colocar 800 psi en el espacio anular, mantener la presión en el anular con una unidad de back up. 8. Bombear 110 OneSTEP, desplazando con WF130 y dejarlo en remojo por 4-6 horas. Confirmar volúmenes de desplazamiento con diagrama mecánico final 9. Realizar DataFRAC con fluido de fractura (Aprox 120 Bbls) y desplazar con WF130, reportar presiones y eficiencia de fluido. 10. Esperar por declinación de presión y analizar data para el rediseñó. 11. Realizar operación de fracturamiento hidráulico 215 12. En caso de arenamiento al final del tratamiento, se limpiara el pozo con el taladro en sitio. Se deberá proveer de un catch tank para la recolección del propante reversado. Lo que se sugiere es que se lo trate junto con los Ripios en un pozo de Perforación. 13. Esperar cierre de fractura y liberar presión. 14. Desasentar packer y bajar limpiando sub-desplazamiento de arena bombeando casing tubing 15. Sacar sarta de fractura 16. Bajar sarta de producción 17. Dar por terminadas las operaciones. FUENTE: SCHLUMBERGER 216 ANEXO No 3 PREDICCIÓN DE PRODUCCIÓN DE AGUA Y PETRÓLEO PARA EL POZO CERRADO LAG 31 217 PREDICCIÓN DE PRODUCCIÓN DEL POZO LAG 31 ARENA “U” RESERVAS POZO ARENA LAG 31 qi (BPPD) U 190 REMANENTES DECLINACIÓN 212936,1952 0,165 BSW (%) 38,6 RESERVAS PERÍODO Qo Qo acum. "U" Qw Qw acum. mes BPPM BLS BLS BLS BLS 0 5700 0 212936,1952 3583,387622 0 1 5622,16137 5700 207236,1952 3632,999502 3583,38762 2 5545,38569 11322,1614 201614,0338 3683,298257 7216,38712 3 5469,65846 16867,5471 196068,6481 3734,293396 10899,6854 4 5394,96534 22337,2055 190598,9897 3785,994561 14633,9788 5 5321,29223 27732,1709 185204,0243 3838,411527 18419,9733 6 5248,6252 33053,4631 179882,7321 3891,554204 22258,3849 7 5176,95049 38302,0883 174634,1069 3945,43264 26149,9391 8 5106,25457 43479,0388 169457,1564 4000,057021 30095,3717 9 5036,52407 48585,2933 164350,9019 4055,437674 34095,4287 10 4967,74579 53621,8174 159314,3778 4111,585071 38150,8664 11 4899,90675 58589,5632 154346,632 4168,509826 42262,4515 12 4832,99411 63489,47 149446,7252 4226,222703 46430,9613 13 4766,99523 68322,4641 144613,7311 4284,734613 50657,184 14 4701,89761 73089,4593 139846,7359 4344,056618 54941,9186 15 4637,68897 77791,3569 135144,8383 4404,199934 59285,9752 16 4574,35715 82429,0459 130507,1493 4465,175933 63690,1752 17 4511,89018 87003,403 125932,7922 4526,996142 68155,3511 18 4450,27626 91515,2932 121420,902 4589,672249 72682,3472 19 4389,50373 95965,5695 116970,6257 4653,216106 77272,0195 20 4329,5611 100355,073 112581,122 4717,639725 81925,2356 21 4270,43705 104684,634 108251,5609 4782,955286 86642,8753 22 4212,12038 108955,071 103981,1238 4849,17514 91425,8306 23 4154,60009 113167,192 99769,00347 4916,311805 96275,0057 24 4097,86528 117321,792 95614,40338 4984,377974 101191,318 25 4041,90524 121419,657 91516,5381 5053,386518 106175,696 26 3986,70938 125461,562 87474,63286 5123,350483 111229,082 27 3932,26728 129448,272 83487,92348 5194,283096 116352,433 28 3878,56863 133380,539 79555,6562 5266,197769 121546,716 29 3825,60328 137259,108 75677,08757 5339,108098 126812,913 30 3773,36122 141084,711 71851,48429 5413,027868 132152,021 ELABORADO POR: Gabriel Amaya 218 PRODUCCIÓN VS TIEMPO PARA POZO LAG 31 ARENA “U” Producción vs tiempo producción (BPPM) 6000 5000 4000 3000 Qo vs tiempo 2000 Qw vs tiempo 1000 0 0 10 20 30 40 tiempo (meses) ELABORADO POR: Gabriel Amaya PRODUCCIÓN ACUMULADA Y RESERVAS VS TIEMPO PARA POZO LAG 31 ARENA “U” Producción acu. vs tiempo producción acu. (BPPD) 250000 200000 150000 Qo acu. Vs tiempo 100000 Qw acu. Vs tiempo reservas "U" 50000 0 0 10 20 tiempo (meses) ELABORADO POR: Gabriel Amaya 30 40 219 ANEXO No 4 COSTOS OPERATIVOS DE REACONDICIONAMIENTO 220 COSTO DE HERRAMIENTAS Y TRABAJOS DE REACONDICIONAMIENTO COSTOS OPERACIONALES DETALLE VALOR Movilización torre de reacondicionamiento 7.570,00 Servicio de torre de reacondicionamiento (15 días) 150.000,00 Fluido de control 1000 bls (química + preparación) 20.000,00 Unidad de slick line (apertura y cierre de camisa + recuperación de std. Valve + operaciones varias) 7.285,00 Alquiler de herramientas para BHA de limpieza 17.333,00 Alquiler de herramientas para BHA moledor 18.807,00 Alquiler de herramientas para BHA de pesca 19.300,00 Corrida de conjunto TCP + CAÑONES + NUEVA TECNOLOGÍA 170.602,00 Equipo de fracturamiento hidráulico 250.000,00 Evaluación de pozo (MTU + bomba Jet) 30.000,00 Herramientas para BHA de evaluación y producción (camisa + No-go + std valve) 12.500,00 7" CIBP 21.566,00 Unidad de Wire Line 2.000,00 Equipo de fondo BH (equipo y técnicos) 150.000,00 Completación de fondo BES (equipo de fondo y superficie + técnicos + cable eléctrico) 746.000,00 Servicio de spooler 2.500,00 Tubing clase A Contingencias (30%) ELABORADO POR: Gabriel Amaya FUENTE: Catálogo Máster del Oracle de PAM 180.000,00 30% del total 221 COSTOS OPERACIONALES DEL POZO LAG 31 COSTOS (LAG 31) DETALLE Movilización torre de reacondicionamiento Servicio de torre de reacondicionamiento (15 días) Fluido de control 1000 bls (química + preparación) Unidad de slick line (apertura y cierre de camisa + recuperación de std. Valve + operaciones varias) Alquiler de herramientas para BHA de limpieza Corrida de conjunto TCP + cañones+ nueva tecnología Evaluación de pozo (MTU + bomba Jet) Unidad Wire line Herramientas para BHA de evaluación y producción (camisa + No-go + std valve) 7" CIBP Equipo de fondo BH (equipo y técnicos) Contingencias (30%) TOTAL FUENTE: Catálogo Máster del Oracle de PAM ELABORADO POR: Gabriel Amaya VALOR 7.570,00 150.000,00 20.000,00 7.282,00 17.333,00 170.602,00 30.000,00 2.000,00 12.500,00 21.560,00 150.000,00 176.654,10 765.501,10 222 ANEXO No 5 ANÁLISIS ECONÓMICO DE LA REHABILITACIÓN DE LOS POZOS CANDIDATOS DEL ACTIVO LAGUPA 223 ANÁLISIS ECONÓMICO PERÍODO Qo Qw INGRESOS COSTO DE W.O mes BPPM BLS $ $ 0 0,00 0,00 0,00 1 40161,1689 17196,2715 2 39445,8872 17493,9845 3 38743,8929 17797,0909 4 38054,9292 18105,693 5 37378,7444 18419,8953 6 36715,092 18739,8042 3.028.995,09 7 36063,7303 19065,5283 8 35424,4224 19397,1783 9 34796,9363 19734,8672 10 34181,0443 20078,7101 11 33576,5236 20428,8245 12 32983,1557 20785,3302 COSTO OPERATIVO DE PETROLEO COSTO OPERATIVO DE AGUA COSTO DE TRANSPORTE EGRESOS FLUJO NETO DE CAJA FLUJO NETO DE CAJA ACUMULADO $ $ $ $ $ $ 0,00 0,00 0,00 3.313.296,43 6.839.838,60 0,00 313.257,12 515,89 52.209,52 365.982,53 2.947.313,91 -3.892.524,69 3.254.285,69 0,00 307.677,92 524,82 51.279,65 359.482,39 2.894.803,30 -997.721,39 3.196.371,16 0,00 302.202,36 533,91 50.367,06 353.103,34 2.843.267,83 1.845.546,44 3.139.531,66 0,00 296.828,45 543,17 49.471,41 346.843,03 2.792.688,63 4.638.235,07 291.554,21 552,60 48.592,37 340.699,17 2.743.047,24 7.381.282,31 0,00 286.377,72 562,19 47.729,62 334.669,53 2.694.325,56 10.075.607,87 2.975.257,75 0,00 281.297,10 571,97 46.882,85 328.751,91 2.646.505,84 12.722.113,71 2.922.514,85 0,00 276.310,49 581,92 46.051,75 322.944,16 2.599.570,69 15.321.684,40 3.083.746,41 2.870.747,24 0,00 0,00 6.839.838,60 -6.839.838,60 -6.839.838,60 271.416,10 592,05 45.236,02 317.244,17 2.553.503,08 17.875.187,47 2.819.936,15 0,00 266.612,15 602,36 44.435,36 311.649,86 2.508.286,29 20.383.473,77 2.770.063,20 0,00 261.896,88 612,86 43.649,48 306.159,23 2.463.903,97 22.847.377,73 257.268,61 623,56 42.878,10 300.770,28 2.420.340,07 25.267.717,80 2.721.110,35 0,00 TOTAL= 36.095.855,99 TOTAL= ACTUAL= 32.228.442,85 ACTUAL= ELABORADO POR: Gabriel Amaya. 10.828.138,19 9.667.980,53
