Oilfield Review

Shushufindi: El renacimiento de un gigante
Daniel F. Biedma
Tecpetrol SA
Quito, Ecuador
Chip Corbett
Houston, Texas, EUA
Francisco Giraldo
Jean-Paul Lafournère
Gustavo Ariel Marín
Pedro R. Navarre
Andreas Suter
Guillermo Villanueva
Quito, Ecuador
En menos de tres años, un consorcio liderado por Schlumberger ha resucitado el
campo petrolero gigante Shushufindi de Ecuador. El equipo de trabajo del consorcio
asimiló los conocimientos existentes acerca del campo y formuló recomendaciones
para resolver los problemas y estimular la producción. Inmediatamente luego de
firmar un contrato, el consorcio se había abocado a implementar remediaciones,
perforar pozos nuevos y monitorear en forma permanente todas las operaciones
del campo. Como resultado de estas acciones, la producción de petróleo se
incrementó en más de un 60% con respecto a las tasas registradas tres años antes.
Iván Vela
Petroamazonas EP
Quito, Ecuador
Traducción del artículo publicado en
Oilfield Review Otoño de 2014: 26, no. 3.
Copyright © 2015 Schlumberger.
Por su colaboración en la preparación de este artículo,
se agradece a Joe Amezcua, Jean-Pierre Bourge,
Jorge Bolaños Burbano, Juan Carlos Rodríguez, Adriana
Rodríguez Zaidiza, Luis Miguel Sandoval Neira y Jorge
Vega Torres, Quito, Ecuador; Austin Boyd, Río de Janeiro;
Fausto Caretta, Londres; Joao Felix y Christopher Hopkins,
Houston; y Pablo Luna, Petroamazonas EP, Quito, Ecuador.
Avocet, CMR, CMR‑Plus, Dielectric Scanner, ECLIPSE, FMI,
i‑DRILL, IntelliZone Compact, LiftWatcher, NOVA, P3, Petrel,
Platform Express, PowerDrive Orbit, PowerDrive vorteX,
PURE, Techlog y Vx son marcas de Schlumberger.
CLEANPERF y FLO-PRO son marcas de M-I-SWACO, LLC.
CIPHER es un desarrollo conjunto entre Saudi Aramco
y Schlumberger.
1. Alvaro M: “Companies Look to Boost Production at
Mature Oil Fields in Ecuador,” The Wall Street Journal
(1º de febrero de 2012), http://online.wsj.com/article/
BT-CO-20120201-713643.html (Se accedió el 1º de
agosto de 2014).
2. Un sistema de pilares tectónicos y fosas tectónicas se
desarrolla en un régimen tectónico de extensión o de
rifting, en el que las fallas directas constituyen el tipo
más abundante de falla. Un pilar tectónico es un bloque
situado en una posición relativamente alta, limitado a
ambos lados por fallas directas que se inclinan unas
lejos de las otras. Una fosa tectónica es un bloque
situado en una posición relativamente baja —fosa o
cuenca— limitado a ambos lados por fallas directas
que se inclinan unas en dirección a las otras.
Un sistema de pilares tectónicos y fosas tectónicas
se forma a través de la alternancia de bloques situados
en posiciones altas y bajas.
3. Una roca sedimentaria clástica consiste en fragmentos
fracturados o erosionados, que son fragmentados a
partir de rocas pre-existentes, transportados a otro
lugar y redepositados para formar otra roca.
Los conglomerados, areniscas, limolitas, fangolitas y
lutitas son algunos ejemplos de rocas sedimentarias
clásticas comunes. Las rocas carbonatadas también
pueden ser disgregadas y re-elaboradas para formar
rocas sedimentarias clásticas.
46
Oilfield Review
ic
o
COLOMBIA
Oc
éa
no
P
a
c
íf
campo, la construcción de un centro digital de
operaciones petroleras, los esfuerzos para maximizar la producción a través de operaciones de construcción e intervención de pozos y el desarrollo de
programas piloto para probar la producción a través de proyectos de recuperación secundaria por
inundación con agua.
Provincia de
Sucumbíos
Cuenca
del Putumayo
Nueva Loja
Quito
Provincia
de Napo
ECUADOR
Cuenca Oriente
N
Cuenca
del Marañón
Campo
Shushufindi-Aguarico
PERÚ
0
0
km
200
mi
200
> Ubicación del campo Shushufindi. El campo petrolero Shushufindi-Aguarico (centro) se encuentra
ubicado en la cuenca Oriente, en las provincias de Sucumbíos y Napo del noreste de Ecuador (izquierda).
El sombreado gris indica las cuencas de Putumayo, Oriente y Marañón situadas en el este de Colombia,
Ecuador y Perú, a lo largo del frente oriental de los Andes (línea negra de guiones). El campo fue
descubierto en enero de 1969 y su primera producción de petróleo tuvo lugar en 1972. El anticlinal
Shushufindi-Aguarico (derecha) posee una orientación norte-sur, una longitud de 40 km [25 mi] y un
ancho de 10 km [6 mi] y se encuentra limitado al este por una falla inversa N–S.
El campo Shushufindi-Aguarico (al que se alude
en forma conjunta como Shushufindi) es un campo
gigante maduro, responsable de más del 10% de
la producción total de hidrocarburos de Ecuador.
Descubierto en el año 1969 con un volumen estimado de 3 700 millones de bbl [590 millones de m3]
de petróleo original en sitio, alcanzó una tasa de producción máxima de aproximadamente 125 000 bbl/d
[19 900 m3/d] de petróleo en 1986. Desde entonces, el campo se encuentra en declinación y en
2011 produjo menos de 40 000 bbl/d [6 360 m3/d]
de petróleo.
En el año 2010, el gobierno de Ecuador, preocupado por la declinación de los ingresos provenientes del petróleo de los campos petroleros
existentes en el país, buscó activamente formalizar una asociación con una compañía de servicios
para revertir esta tendencia. A fines de enero de
2012, la Empresa Pública de Hidrocarburos del
Ecuador (EP Petroecuador) firmó un contrato por
15 años con el Consorcio Shushufindi S.A. (CSSFD),
una asociación conjunta (JV) de servicios integrados liderada por Schlumberger, para manejar la
producción de Shushufindi.1 Los objetivos eran
Volumen 26, no.3
optimizar la producción, acelerar el desarrollo de
las reservas comprobadas y evaluar el potencial
para la recuperación secundaria y terciaria. En unos
pocos años, el consorcio resucitó el debilitado
gigante, restituyendo la producción de petróleo a
75 000 bbl/d [11 900 m3/d].
Al mes de agosto de 2014, el consorcio había
incrementado la producción de petróleo en más
de un 60%, había perforado 70 pozos, ejecutado
60 remediaciones y construido una planta de tratamiento de agua de última generación para un
proyecto piloto de inyección de agua con un volumen de 40 000 bbl/d. Actualmente, la producción
de Shushufindi ha alcanzado los límites de las
instalaciones disponibles.
Este artículo, que explica cómo el consorcio
CSSFD JV revitalizó la producción del campo
gigante Shushufindi-Aguarico, comienza con la
estructura del campo, su descubrimiento, la producción inicial de petróleo y la producción deficiente subsiguiente. Además, se analizan las
intervenciones iniciales del consorcio para incrementar la producción, los estudios simultáneos y
paralelos para comprender la arquitectura del
El apogeo y la decadencia de un gigante
El campo Shushufindi se encuentra ubicado en la
cuenca Oriente, en la porción noreste de Ecuador
(izquierda). Con una superficie de 400 km2
[150 mi2], es el campo de petróleo más grande de
Ecuador: un gigante que contiene un volumen estimado de 3 700 millones de bbl de petróleo original
en sitio (OOIP). Al mes de enero de 2014, el campo
había producido aproximadamente 1 200 millones
de bbl [190 millones de m3] de petróleo.
La cuenca Oriente ecuatoriana forma parte de
una cuenca de arco posterior de edad MesozoicoCenozoico, que se formó en conjunto con la actividad tectónica que dio origen a los Andes durante el
período Cretácico a Terciario. Las trampas estructurales actuales se originaron como resultado de la
deformación compresional y el rejuvenecimiento
de las estructuras de basamento precretácicas y
están compuestas principalmente por anticlinales
fallados o cubiertas pelágicas formadas sobre
estructuras de basamento levantadas.
La estructura del yacimiento ShushufindiAguarico de edad Cretácico corresponde a un
anticlinal asimétrico de bajo relieve; el flanco
oeste se inclina entre 1° y 2° al oeste. El campo
posee una longitud de 40 km [25 mi] y un ancho
de 10 km [6 mi] y exhibe un cierre estructural de
unos 67 m [220 pies] en el relieve. La estructura se
cierra al este por la presencia de una falla inversa
discontinua norte-sur, que posee un componente
secundario de movimiento por desplazamiento de
rumbo. Los geocientíficos consideran que esta falla
actúa como sello en algunos lugares pero en otros
constituye un sello parcial o ausente. El basamento
precretácico es dominado por un sistema de pilares tectónicos y fosas tectónicas, que incide
directamente en el ambiente depositacional y la
secuencia sedimentaria Cretácica.2
En la cuenca Oriente, los objetivos del yacimiento primario corresponden a las formaciones
cretácicas Hollín y Napo. Existen seis intervalos
clásticos que forman yacimientos: la formación
Hollín, los miembros T, U, M2 y M1 de la formación Napo y el miembro basal de la formación
Tena, de más antiguo a más moderno.3 Estas formaciones fueron depositadas en un ambiente sedimentario transgresivo-regresivo que se generó en
respuesta a las fluctuaciones globales del nivel
47
Tasa de producción, 1 000 bbl/d
160
Combinado
Petróleo
Agua
120
80
40
0
1972 1974 1976 1978 1980 1982 1984 1986 1988 1990 1992 1994 1996 1998 2000 2002 2004 2006 2008 2010
Año
Número de pozos activos
100
80
Número total de pozos activos
60
40
20
0
1972 1974 1976 1978 1980 1982 1984 1986 1988 1990 1992 1994 1996 1998 2000 2002 2004 2006 2008 2010
Año
> Historia de producción. Desde el inicio de la producción (extremo superior) en 1972, la producción de
petróleo del campo Shushufindi se redujo en forma concomitante con el incremento de la producción
de agua. Después del año 1986, la tendencia fue independiente del número de pozos activos del
campo (extremo inferior).
48
del miembro Napo T. Durante la producción inicial, el petróleo de estas unidades provenía de
varias formaciones. El soporte de un acuífero
lateral para las unidades yacimiento, proveniente
del oeste, constituyó el principal mecanismo de
empuje para la producción de hidrocarburos.
La producción del campo Shushufindi se inició en el año 1972 con una tasa de 19 200 bbl/d
[3 050 m3/d] de petróleo y sin producción de
agua, y alcanzó un valor máximo aproximada80
Tasa de producción de petróleo, 1 000 bbl/d
del mar.4 Los yacimientos se encuentran en sucesiones de depósitos fluviales, estuarinos y deltaicos de sedimentos que provinieron del este y
progradaron, o se acumularon, sucesivamente en
dirección hacia el mar, primero como depósitos
costaneros y luego como depósitos marinos someros de plataforma.
La producción de petróleo del campo
Shushufindi proviene de los miembros T y U de la
formación Napo y de los yacimientos de la formación Tena basal. Las arenas homogéneas y de gran
espesor de la formación Hollín se encuentran presentes en el área, pero están saturadas de agua.
Los miembros Napo T y Napo U están representados por depósitos estuarinos a marinos someros
y se subdividen en los submiembros T Inferior,
T Superior, U Inferior y U Superior. Los submiembros inferiores son los yacimientos principales del
campo, se formaron a partir de arenas macizas
de marea y estuario, y contienen el 90% del OOIP
de Shushufindi. Los submiembros superiores
corresponden a areniscas y fangolitas interestratificadas que fueron depositadas en un ambiente
marino somero. Estos intervalos de yacimiento
poseen escaso soporte de presión del acuífero.
El campo petrolero Shushufindi fue descubierto por el consorcio Texaco-Gulf (dos compañías que ahora forman parte de Chevron) en el
año 1969. Las pruebas iniciales, efectuadas en el
pozo descubridor, arrojaron tasas de flujo de
petróleo de 2 496 bbl/d [396,8 m3/d] provenientes
del miembro Napo U y de 2 621 bbl/d [416,7 m3/d]
mente en 1977 con 120 000 bbl/d [19 100 m3/d] y
un bajo corte de agua (izquierda). Al declinar la
presión de formación, el acuífero avanzó en el yacimiento y la falla presente en el lado este de la
estructura permitió la incursión de agua en el
mismo. Para el año 1994, la producción de petróleo
era de 100 000 bbl/d [15 900 m3/d] y la de agua
ascendía a 40 000 bbl/d. De allí en adelante, la producción total de líquidos se mantuvo estable en
aproximadamente 130 000 bbl/d [20 700 m3/d], si
bien la producción de petróleo declinó gradualmente y la producción de agua se incrementó en
forma proporcional.
Para el año 2010, la producción de petróleo
representaba aproximadamente un 35% de la producción total de líquidos. Para contrarrestar la
tendencia declinante de la producción de petróleo, el gobierno de Ecuador invitó a un grupo de
compañías a presentar ofertas para la revitalización del campo Shushufindi. Schlumberger formó
el Consorcio Shushufindi S.A. (CSSFD) con la
compañía argentina de E&P Tecpetrol S.A. (25%) y
la firma multinacional de capital privado Kohlberg
Kravis Roberts & Co. LP (10%).
En enero de 2012, el consorcio firmó un contrato por 15 años con EP Petroecuador, la compañía petrolera nacional de Ecuador, con el fin de
formar una asociación conjunta (JV) de empresas
de servicios integrados para manejar la producción de Shushufindi.5 Los estudios del subsuelo y
las actividades con erogaciones de capital para el
contrato de JV son administrados por CSSFD.
En febrero de 2013, la división de exploración y
producción de EP Petroecuador se fusionó con
Petroamazonas Ecuador S.A. para convertirse en
60
Producción incremental
40
20
0
Feb. 2012
Base de producción
Ago. 2012
Feb. 2013
Ago. 2013
Feb. 2014
Ago. 2014
Fecha
> Producción incremental de petróleo. Desde la firma del contrato del Consorcio Shushufindi a fines
de enero de 2012, la producción de petróleo se incrementó hasta alcanzar más de 75 000 bbl/d, cifra
que incluye la producción incremental de petróleo de más de 30 000 bbl/d por encima de la producción
de referencia. El cálculo de la producción de referencia se basa en el supuesto de falta de acciones
posteriores y la producción de Shushufindi se dejaría declinar naturalmente.
Oilfield Review
Terminaciones
Profundidad
medida, pies
Arena
Arena
Lutita
Porosidad efectiva
Porosidad con
fluido ligado
Porosidad-neutrón
Porosidad efectiva
0,45 Fracción –0,15 0,5
Fracción
0
Profundidad
Intervalo
Volumen de lutita
vertical
Lutita
productivo
verdadera Zonas de la
Densidad
Porosidad total
Rayos
gamma
bajo el nivel formación Intervalo
del mar, pies Napo
2,95 0,5
Fracción
°API
150 0
Fracción
1 1,95 g/cm3
aislado 0
X 900
Permeabilidad
Potencial espontáneo
–121
mV
–9
Saturación de agua
Permeabilidad
Resistividad profunda
Saturación de agua
0 0,01
mD
10 000 0,2
ohm.m
200 1
Fracción
0
Arena
Yacimiento
Zona productiva
U superior
X 925
X 950
Y 300
X 975
U inferior
Y 000
Y 025
Y 050
Y 400
Lutita
intermedia
Y 075
Y 100
Y 125
Caliza
B
Y 150
Y 500
Y 175
T superior
Y 200
Y 225
Y 250
T inferior
Y 600
Y 275
Y 300
Lutita inferior
> Salida de tipo visualización de un solo pozo del software de registros de pozos Techlog. Los analistas interpretan todos los pozos del campo y los
resultados son presentados y se encuentran disponibles en un formato integral y simple, accesible para todo el personal que conforma los equipos de
trabajo del subsuelo, de ingeniería de producción, perforación y remediación de pozos. Esta representación de un solo pozo es utilizada para todas las
terminaciones y para las propuestas de reterminaciones y remediaciones.
Petroamazonas EP, o PAM. Como resultado de dicha
fusión, PAM asumió la responsabilidad como operador y como socio cliente del consorcio CSSFD JV en
el activo Shushufindi. En el momento de la firma del
contrato, unos 100 pozos activos producían en conjunto 45 000 bbl/d [7 150 m3/d] de petróleo.6
Desde entonces, la producción se incrementó
en más de un 60% hasta alcanzar unos 75 000 bbl/d
o aproximadamente 30 000 bbl/d [4 770 m3/d] de
petróleo más que en la fecha de inicio del contrato; es decir, en enero de 2012 (página anterior,
extremo inferior).
Intervención previa al contrato
En octubre de 2011, cuatro meses antes de la firma
del contrato, el consorcio CSSFD introdujo un
equipo de profesionales técnicos y de operaciones
dedicado al estudio del campo y la propuesta de
acciones específicas a ser adoptadas inmediatamente después de la formalización del contrato.
En menos de cuatro meses, el equipo de trabajo
diseñó el plan de trabajo anual (AWP) para el
año 2012, que incluyó la perforación de 22 pozos
y la ejecución de 25 remediaciones. Además, el
equipo de trabajo desarrolló estrategias para
revisar las instalaciones de superficie existentes
—buscando y abordando la existencia de cuellos
Volumen 26, no.3
de botella en el sistema— con el fin de mejorar la
productividad de la instalación.
A los cuatro meses de haber iniciado las tareas,
el equipo de trabajo había recabado una base de
datos general de los pozos existentes y había desarrollado un modelo geológico estático confiable y
un modelo de yacimiento dinámico realista para
Shushufindi.7 Además, el equipo de trabajo contaba con recomendaciones para 35 localizaciones
de pozos nuevos y 29 remediaciones, e ideó planes
para el monitoreo continuo y la modernización de
las instalaciones y las operaciones de producción a
fin de minimizar el tiempo no productivo (NPT) y
la producción diferida. A seis semanas de la vigencia del contrato, el equipo a cargo del activo estaba
operando un equipo de perforación y dos equipos
de remediación de pozos en el campo. Hacia fines
de 2012, el número de equipos de perforación y
remediación de pozos se incrementó a cuatro y
tres, respectivamente, y el consorcio CSSFD JV
había terminado los pozos nuevos y las remediaciones del AWP 2012 y había inaugurado un
centro de operaciones computarizado de última
generación.
A los dos meses de firmado el contrato, el
equipo de trabajo había evaluado 152 pozos utilizando la plataforma del software de pozos Techlog.
Los resultados para cada uno de los pozos fueron
compilados y presentados en un formato simple
(arriba). Además, cada pozo se correlacionó con
los cuatro pozos vecinos más cercanos; cada sección transversal de la correlación mostraba una
configuración en “M” con el pozo de interés en el
4. En estratigrafía secuencial, un paquete sedimentario
transgresivo-regresivo es una unidad de capas
secuenciales relacionadas de sedimentos formados
durante un ciclo de ascenso y descenso del nivel del
mar. Los sedimentos transgresivos son depositados
durante los períodos de ascenso del nivel del mar a
medida que el agua avanza sobre la tierra. Los
sedimentos regresivos son depositados durante los
períodos de descenso del nivel del mar a medida que
el agua se retira de la tierra.
5. Alvaro, referencia 1.
6. Lafournère J-P, Dutan J, Naranjo M, Bringer F, Suter A, Vega
J y Bolaños J: “Unveiling Reservoir Characteristics of a
Vintage Field, Shushufindi Project, Ecuador,” artículo SPE
171389, presentado en el Segundo Congreso Sudamericano
de Petróleo y Gas de la Sección Petrolera Occidente de
Venezuela de la SPE, Porlamar, Venezuela, 22 al 25 de
octubre de 2013.
7. Un modelo estático describe un momento en el tiempo.
Los modelos geológicos son estáticos porque en la escala
de tiempo humana, las características geológicas, en su
mayor parte, varían de manera imperceptible. Por el
contrario, un modelo dinámico describe los eventos a
medida que se desarrollan a través del tiempo. Los
modelos de yacimientos son dinámicos porque dan cuenta
del comportamiento de las propiedades dependientes del
tiempo —temperatura, presión, tasa de flujo, volumen,
saturación, compresibilidad y otras— que varían durante
la vida operativa de un yacimiento.
49
Profundidad
medida, pies
Terminaciones
Porosidad efectiva
A
Porosidad con
fluido ligado
Porosidad efectiva
Potencial espontáneo
Intervalo
Volumen de lutita
0,5
Fracción
0 –121
mV
–9
productivo
Zonas de la
Porosidad total
Resistividad profunda
formación Intervalo
Napo
Fracción
0 0,2
ohm.m
200
Fracción
1 0,5
aislado 0
B
C
Arena
Yacimiento
Zona productiva
D
Espesor
E
B
D
C
A
E
> Salida de tipo sección de pozos múltiples en “M” del software de registros de pozos Techlog. Para cada pozo, los carriles, de izquierda a derecha,
corresponden a: profundidad medida; zonas de la formación Napo (carril 1); información de terminaciones (carril 2); volumen de lutita (carril 3); porosidad
(carril 4); resistividad profunda y potencial espontáneo (carril 5); litología (carril 6); yacimiento (carril 7); zona productiva (carril 8); y espesor de la zona
productiva (carril 9). Cada uno de los pozos del campo se correlaciona con sus pozos vecinos inmediatos.
Arquitectura de los yacimientos
y estrategia de redesarrollo del campo
En un esfuerzo paralelo para comprender la
arquitectura de los yacimientos y preparar una
estrategia de redesarrollo de todo el campo, el
equipo de trabajo diseñó e implementó una cam-
50
paña integral de adquisición de datos. La campaña
incluyó análisis de núcleos, extensos conjuntos de
registros, análisis de fluidos y el reprocesamiento
de los datos sísmicos para reducir la incertidumbre asociada con los yacimientos y construir una
base de datos para la actualización del modelo
estático; dichos datos se basaron en el conocimiento mejorado de la arquitectura de los yacimientos y el comportamiento dinámico del
campo. Entre 2012 y 2013, los geólogos, geofísicos, petrofísicos e ingenieros de yacimientos tra-
bajaron en estrecha colaboración con los
ingenieros de perforación, terminaciones e instalaciones para elaborar una estrategia de desarrollo del campo a largo plazo.
Marco estructural: La estructura del campo
Shushufindi corresponde a un gran anticlinal asimétrico cerrado en el lado este por una falla
inversa (abajo). La estructura es plana y posee un
cierre vertical de sólo 67 m desde la cresta hasta el
flanco, a lo largo de una distancia de 7 km [4 mi].
Además, la falla este es irregular y discontinua
S0
NE
6,2 mi
Campo Sacha
0,6 mi
10 km
1 km
centro (arriba). Gracias a los formatos simples de
estas visualizaciones, los equipos de trabajo del
subsuelo, ingeniería, producción, perforación y
remediación de pozos pudieron planificar las
intervenciones de pozos con facilidad. Además, las
visualizaciones facilitaron la selección de las localizaciones para la perforación de los pozos de
relleno nuevos. El enfoque se centró inicialmente
en la caracterización de las areniscas Napo U inferior y Napo T inferior, que son las principales unidades prospectivas de Shushufindi. El equipo de
trabajo preparó una tarjeta de la historia del pozo
—un registro digital— para cada pozo, en la que
constaban los datos de producción y presión y las
reservas remanentes estimadas junto con los
eventos significativos, tales como terminaciones y
remediaciones. Los registros permitieron al
equipo de trabajo efectuar una revisión metódica
de todas las características del pozo, priorizar las
remediaciones y seleccionar las localizaciones
para los pozos nuevos.
Campo Shushufindi-Aguarico
Falla inversa
Paleoestructura precretácica
(sistema de pilares tectónicos
y fosas tectónicas
> Marco estructural derivado de los datos sísmicos. Los campos petroleros Sacha y ShushufindiAguarico corresponden a anticlinales asimétricos de bajo relieve. Las secuencias de yacimientos
Hollín, Napo T y Napo U de edad Cretácico (reflectores amarillos) forman un pliegue tipo cubierta
pelágica sobre el basamento precretácico, que es dominado por un sistema de pilares tectónicos
y fosas tectónicas (reflectores rojos). La estructura del campo Shushufindi-Aguarico está limitada al
este por una falla inversa. Las líneas verticales azules son las intersecciones con otras líneas sísmicas.
Oilfield Review
1º de agosto de 1972
1º de enero de 1976
1º de enero de 1980
1º de enero de 1984
1º de enero de 1988
1º de enero de 2000
1º de enero de 2004
1º de enero de 2008
1º de junio de 2011
1º de enero de 1992
N
1º de enero de 1996
> Avance del agua. Los mapas de burbujas muestran los pozos activos (círculos) y su producción de líquidos; el verde indica petróleo, el azul indica agua y
ambos colores indican la mezcla de ambos líquidos. La progresión, mapeada aproximadamente cada cuatro años, muestra el avance del agua en el campo
como resultado de la producción de petróleo y la declinación de la presión de yacimiento.
con respecto a su efecto de sello y localmente
permite un fuerte influjo de agua proveniente del
este (arriba).
La arquitectura de la formación Napo es variada.
El submiembro T inferior se caracteriza por la
presencia de arenas continuas de alta calidad
con escaza compartimentalización, mientras que
el submiembro U inferior exhibe tanto discontinuidades estratigráficas como compartimentalización.
Los submiembros T y U superiores se caracterizan por la presencia de lentes de arena discontinuos y aislados (abajo).
El efecto de sello irregular de la falla y la
arquitectura de los yacimientos son importantes
para comprender la distribución actual de los fluidos del yacimiento, que es controlada principalmente por las variaciones de las propiedades de
las rocas y las facies en las zonas del yacimiento.
S
N
Lutita superior Napo–Caliza M2
El miembro U inferior exhibe compartimentalización estratigráfica y lateral
U superior
200 m
Lutita intermedia Napo–Caliza B
T superior
656 pies
U inferior
2 km
T inferior
Los miembros T y U superiores poseen lentes arenosos discontinuos
1,2 mi
> Arquitectura de los yacimientos. En la formación Napo y sus miembros, el azul indica unidades de lutita y caliza de baja permeabilidad, el amarillo indica
arenas de buena calidad, el anaranjado indica arenas de baja calidad y el verde indica lutitas. El submiembro T inferior, el yacimiento principal, es continuo
y macizo a través del campo y tiene su origen en el apilamiento vertical de arenas coalescentes. El yacimiento del submiembro U inferior también es
continuo a través del campo, pero exhibe una mayor variación estratigráfica que el submiembro T inferior. Los submiembros T y U superiores contienen
yacimientos secundarios que exhiben poca continuidad lateral y se encuentran presentes en su mayor parte como lentes localizados.
Volumen 26, no.3
51
Canal fluvial
Pantano
Barra costera arenosa
Arena costera
Ambiente marino somero
Estuario dominado
por mareas
> Análogo actual para el ambiente depositacional. Un estuario extenso, llano y dominado por mareas que invade una
plataforma carbonatada somera es el modelo sedimentológico general para la cuenca cretácica de Ecuador que aloja al
campo Shushufindi. Esta fotografía de la costa este de Australia corresponde a un ambiente depositacional similar a los
que se encuentran en muchas otras partes del mundo.
Además, a la hora de seleccionar localizaciones
para pozos de relleno nuevos dentro del flanco de
la estructura, los ingenieros consideran la distribución de la producción acumulada de petróleo y
agua, y la contribución de cada pozo a la misma.
Marco geológico y sedimentología: Los sedimentos que formaron el campo petrolero Shushufindi
corresponden a depósitos litorales a marinos someros de edad Cretácico tardío. El ambiente deposita-
cional se caracteriza por la presencia de rasgos
tales como barras costeras arenosas, playas,
canales de marea, estuarios, lagunas someras,
pantanos y arroyos (arriba).8
Las arenas Napo T y U fueron depositadas en
aguas someras.9 Después de la depositación de
cada unidad arenosa, el nivel del mar ascendió;
como lo evidencian los ciclos reiterados de una
sucesión hacia arriba de carbonatos de plata-
forma somera y lutitas marinas depositadas sobre
las arenas. El examen del núcleo recortado a través de las areniscas Napo T y U indicó que las
arenas fueron depositadas en ambientes de baja
energía que sustentaron el desarrollo de diversos
tipos de humedales, tales como pantanos y humedales forestales.10 Dentro del núcleo, se encontraron capas delgadas de limolitas fuertemente
cementadas e impermeables, ricas en cuarzo y de
2,54 cm
1 pulgada
> Núcleos del campo Shushufindi. Finas capas de carbón y ámbar se intercalan entre capas de limolita limpia mezclada con lutita (izquierda). Estas capas
inclinadas se preservan en la base de los juegos de capas de arena y son características de los sedimentos dominados por mareas. Una fotomicrografía
(derecha) muestra la presencia de ámbar dentro del carbón. La conservación del ámbar es indicativa de un ambiente sedimentario calmo de baja energía.
52
Oilfield Review
Porosidad del núcleo
0.5
Fracción
0
Arena
Profundidad
medida, pies
Arena
Lutita
0.01
kv del núcleo
mD
10,000
0.01
kh del núcleo
mD
10,000
Porosidad efectiva
Porosidad con
fluido ligado
Porosidad-neutrón
Porosidad efectiva
0.45 Fracción –0.15 0.5
Fracción
0
Lutita
Zonas de la
Porosidad total
Densidad
Rayos gamma
formación
Napo
Fracción
2.95 0.5
0
°API
150 1.95 g/cm3
Permeabilidad
0 0.01
Datos de litología
y de producción
Potencial espontáneo
–121
mV
–9
Saturación de agua
Permeabilidad
Resistividad profunda
Saturación de agua
mD
10,000 0.2
ohm.m
200 1
Fracción
0
Arena
Yacimiento
Zona productiva
Espesor
X 605 pies
X 608 pies
X 611 pies
X 614 pies
X 606 pies
X 609 pies
X 612 pies
X 615 pies
X 607 pies
X 610 pies
X 613 pies
X 616 pies
X 500
U superior
X 475
X 525
X 550
X 600
U inferior
X 575
X 625
> Interpretación de pozos. La visualización de datos de pozos Techlog (izquierda) muestra los submiembros U superior e inferior de la formación Napo e
incluye datos del intervalo de extracción de núcleos del submiembro U inferior (derecha). Los carriles del registro, de izquierda a derecha, corresponden a:
profundidad medida; zonas de la formación Napo (carril 1); rayos gamma (carril 2); porosidad-neutrón y densidad (carril 3); porosidad efectiva, total y
de núcleo (carril 4); permeabilidad de núcleo y RMN (carril 5); resistividad profunda y potencial espontáneo (carril 6); saturación de agua de Archie y
saturación de agua y petróleo del núcleo (carril 7); litología (carril 8); yacimiento (carril 9); zona productiva (carril 10); y espesor de la zona productiva
(carril 11). El núcleo muestra capas horizontales delgadas —fajas de cuarzo, lignito y ámbar— que forman barreras para el flujo vertical y pueden
correlacionarse a través de extensas áreas. Estas capas delgadas no aparecen en los registros de pozos, que muestran el intervalo como un yacimiento
de areniscas homogéneas y macizas.
grano fino, y capas delgadas de carbón (arriba).
Ambos tipos de capas delgadas contienen ámbar
—resina fosilizada de las coníferas— que normalmente se conserva en ambientes de baja
energía (página anterior, abajo).11 Estas limolitas
y carbones de escaso espesor son trazables en los
núcleos, entre un pozo y otro, y se extienden a
través de grandes áreas; por consiguiente, consti-
tuyen barreras o desvíos potenciales para la
migración vertical de fluido.
Si bien los geocientíficos conjeturan que la
estratificación es la estructura que controla la
migración de fluidos, algunas zonas contienen
arenas coalescentes, que son unidades arenosas
depositadas unas sobre otras para conformar un
cuerpo arenoso que es efectivamente continuo. Si se
encuentran presentes, las arenas coalescentes
pueden contribuir al flujo vertical de fluido.
Ambas estructuras —las capas impermeables
lateralmente extensas y los cuerpos arenosos
localmente coalescentes— afectan la migración
de fluidos originales, el comportamiento del
empuje de agua natural y las operaciones de inundación con agua para recuperación secundaria y
8. White HJ, Skopec RA, Ramírez FA, Rodas JA y Bonilla G:
“Reservoir Characterization of the Hollin and Napo
Formations, Western Oriente Basin, Ecuador,” en Tankard
AJ, Suárez Soruco R y Welsink HJ (eds): Petroleum
Basins of South America. Tulsa: American Association
of Petroleum Geologists, Memoir 62 (1995):573–596.
9. Corbett C, Lafournère J-P, Bolaños J, Bolaños MJ, Frorup
M y Marín G: “The Impact of Layering on Production
Predictions from Observed Production Signatures,
Shushufindi Project, Ecuador,” artículo SPE 171387,
presentado en el Segundo Congreso Sudamericano de
Petróleo y Gas de la Sección Petrolera Occidente de
Venezuela de la SPE, Porlamar, Venezuela, 22 al 25 de
octubre de 2013.
10.Greb SF, DiMichele WA y Gastaldo RA: “Evolution and
Importance of Wetlands in Earth History,” en Greb SF
y DiMichele WA (eds): Wetlands Through Time.
Boulder, Colorado, EUA: The Geological Society of
America Special Paper 399 (2006): 1–40.
11.Lafournère et al, referencia 6.
La presencia de ámbar indica que existía un ambiente
de baja energía en el momento de su depositación.
Las coníferas crecieron en humedales y dejaron caer
resina, que no fue barrida y permaneció en el lugar
un tiempo suficiente como para ser preservada
como ámbar.
Volumen 26, no.3
53
9
Relación agua-petróleo de los pozos
8
Flujo vertical
7
Flujo intensamente estratificado
6
5
4
3
Datos medidos, pozo SSF-128D
Datos medidos, pozo SSF-127D
Datos medidos, pozo SSF-094
2
1
0
0
2
4
6
8
10
12
Ajuste con los datos, pozo SSF-127D
Ajuste con los datos, pozo SSF-094
14
16
18
Valores totales de producción de líquidos del pozo, millones de bbl
> Rúbricas de producción. Representación gráfica de una relación agua-petróleo (WOR) típica versus la producción
acumulada de líquidos (petróleo y agua) para los pozos perforados a través de un yacimiento intensamente estratificado
(azul) y a través de otro yacimiento con flujo más vertical (rojo). Los círculos representan las relaciones WOR de los pozos
del campo Shushufindi. Las líneas corresponden a los mejores ajustes lineales con respecto a la producción inicial.
En comparación con los pozos con un componente de flujo predominantemente vertical, el incremento de la relación
WOR de un yacimiento intensamente estratificado es más gradual.
de recuperación terciaria. Los perfiles de producción de muchos pozos del campo Shushufindi indican un incremento constante de la producción de
agua causado por el avance de un acuífero lateral;
estas características confirman la presencia de un
sistema estratificado dominante (arriba).12
Los geocientíficos e ingenieros de CSSFD
demostraron que esta interpretación era incompleta. Después de establecer el marco geológico, el
equipo de trabajo utilizó el simulador de yacimientos ECLIPSE para incorporar un mayor conocimiento de la geología con el fin de modelar el corte
de agua. Las simulaciones numéricas de yacimientos utilizan diversos parámetros para dar cuenta
del comportamiento inusual de los yacimientos.
Para modelar horizontes geológicos estratificados
en los que la migración de fluidos es principalmente horizontal, los simuladores de yacimientos
poseen un parámetro denominado multiplicador
de la transmisibilidad vertical (MULTZ) que
representa la comunicación vertical entre las
capas geológicas; el parámetro MULTZ varía entre
cero y uno, y cuando se fija en cero, una barrera de
permeabilidad bloquea el flujo vertical entre las
capas. El ajuste del parámetro MULTZ a cero para
el horizonte superior de cada capa genera una
barrera de permeabilidad y produce un incremento gradual del corte de agua de un pozo, algo
similar a lo que se observa. No obstante, cuando el
agua proveniente de las capas individuales
irrumpe en el pozo, el corte de agua modelado
exhibe una serie de pulsos. En los datos del campo
Shushufindi, no se observaron los pulsos.
Luego, el equipo de trabajo de CSSFD utilizó
un flujo de trabajo de la plataforma del software
54
Petrel E&P para modificar el multiplicador de la
transmisibilidad vertical.13 El equipo a cargo del
activo modeló los horizontes entre las capas como
desvíos, o como barreras fracturadas y con pérdidas, que representan las magnitudes de la coalescencia de la arena. Para el 80% de las celdas de
una cuadrícula que conforman una capa, el flujo
fue sólo horizontal; las caras de las celdas superiores de la cuadrícula fueron barreras con “ausencia
de flujo” o permeabilidad nula. Con respecto al
resto de las celdas de la cuadrícula, el flujo vertical se produjo según las propiedades de la permeabilidad y la transmisibilidad de los fluidos a
través de los límites de las capas.14 El resultado
de este modelo se ajustó en forma más estrecha
con la historia del corte de agua. La producción
de agua modelada se incrementó gradualmente y
no exhibió los pulsos producidos por la incursión
de agua capa por capa.
La comprensión de la arquitectura de los yacimientos del campo Shushufindi es importante
para la planeación de los programas de terminaciones y perforación de pozos de relleno. El equipo
de trabajo de CSSFD planea incrementar la densidad de pozos, pasando de un espaciamiento nominal de 0,506 km2 [125 acres] a un espaciamiento
de aproximadamente 0,243 km2 [60 acres]; estos
espaciamientos corresponden a una distancia
entre pozos de alrededor de 802 m [2 630 pies] y
555 m [1 820 pies], respectivamente.
Caracterización de los medios porosos: El
equipo de trabajo de CSSFD deseaba efectuar una
caracterización de yacimientos mediante la fijación de objetivos secuenciales. El objetivo inmediato del contrato era rejuvenecer la recuperación
de las zonas del yacimiento primario. Por consiguiente, los planes AWP para 2012 y 2013 se enfocaron en los yacimientos de los submiembros T y
U de la formación Napo inferior.
Una vez rejuvenecida la recuperación de los
yacimientos primarios, el análisis se irá enfocando cada vez más en la provisión de resultados
para el plan de desarrollo del campo, lo que
incluye la planeación de las fases de recuperación
secundaria y terciaria, un proyecto piloto de inundación con agua y, posiblemente, un proyecto
piloto de recuperación mejorada de petróleo
(EOR). Además, los esfuerzos para la caracterización de los yacimientos aportarán una evaluación
cuantitativa del OOIP presente en los yacimientos
secundarios intensamente laminados de los submiembros T y U de la formación Napo superior.15
Para caracterizar los medios porosos, el equipo
de trabajo de CSSFD utilizó estudios de rutina y
de avanzada de núcleos, datos de resonancia
magnética de alta resolución, el procesamiento
avanzado de los datos de la herramienta combinable de resonancia magnética CMR-Plus y, en
menor medida, los datos del servicio de dispersión
dieléctrica multifrecuencia Dielectric Scanner.16
El objetivo era caracterizar la granulometría, el
tamaño de poros, el tamaño de la garganta de
poros y la saturación de petróleo residual en sitio
en condiciones de yacimiento. Los resultados
permitieron al equipo de trabajo de CSSFD definir cuatro tipos de rocas, basados en el procesamiento de avanzada CIPHER del tamaño de
poros, la garganta de poros, el índice de productividad, la permeabilidad y el comportamiento
hidráulico (próxima página).17
Oilfield Review
CIPHER
MICP y SEM en núcleos
Registro de densidad-neutrón
y registro CMR
Registro CMR
RMN en núcleos
Pruebas de producción
y análisis nodal
Tipo
de roca
Porosidad,
%
Permeabilidad,
mD
Diámetro
de grano
promedio, µm
Diámetro medio
de garganta
de poro, µm
Diámetro medio de
cuerpo poroso, µm
Descripción de poros
CIPHER primarios
Número
de celda de
porosidad CMR
Productividad promedio,
bbl/pie/d [m3/m/d]
1
Mayor que 17
Mayor que 800
Mayor que 30
Mayor que 20
Mayor que 120
Macroporos
7a8
2
3
4
14 a 17
12 a 16
Menor que 12
400 a 800
150 a 250
Menor que 10
25
5 a 10
Menor que 5
10 a 20
2 a 10
Menor que 2
40 a 80
8 a 40
Menor que 8
Mesoporos a macroporos
Mesoporos
Microporos
6a7
3a5
1a2
Mayor que 160 y hasta 400
[Mayor que 63,5 y hasta 209]
68 [35,5]
28 [14,6]
Ausencia de flujo
Resultados CIPHER
Datos CMR-Plus
Microporos
Distribución de T2
Mesoporos
0,3
ms
Profundidad
medida, pies
Profundidad
medida, pies
Valor de corte de T2
5 000
Media logarítmica de T2
0,3
ms
5 000
Tiempo de relajación T2, ms
Tiempo, ms
Distribución de T2
X 000
Amplitud del eco
Amplitud de la señal de RMN
X 000
Macroporos
X 025
X 025
CIPHER
> Tipificación de las rocas. El equipo de trabajo del Consorcio Shushufindi utilizó diversas fuentes de datos (extremo superior) para definir cuatro tipos
de rocas. Las clasificaciones de los tipos de rocas integraron los resultados del análisis de núcleos (verde) de los datos de porosimetría de presión capilar
por inyección de mercurio (MICP), microscopía electrónica de barrido (SEM) y resonancia magnética nuclear (RMN); los resultados de los registros de
neutrón, densidad y resonancia magnética combinable CMR; los resultados del procesamiento del software CIPHER (azul); y los datos de producción y
el análisis nodal (anaranjado). Los tipos de rocas son definidos por sus respectivos valores de porosidad, permeabilidad, tamaño de granos, tamaño de
gargantas de poros, diámetro de poros, familias de poros, familias de celdas de porosidad CMR y rangos de productividad basados en el procesamiento
avanzado CIPHER (extremo inferior). Los datos CMR-Plus (izquierda) son procesados utilizando el software CIPHER (centro) para cuantificar las dimensiones
de los poros y el volumen de poros asociado (derecha). La ventana CIPHER muestra un espectro de decaimiento, o distribución de tiempo de relajación
transversal (T2), a la izquierda, y una gráfica de decaimiento de la amplitud del eco RMN a la derecha; a través de la inversión matemática, la gráfica de
decaimiento de la derecha se convierte en la distribución de T2 de la izquierda. La distribución de T2 se relaciona directamente con las propiedades capilares
de la distribución del tamaño de los poros. El valor de corte de T2 es un valor de T2 fijo empírico —normalmente de 33 ms en las areniscas— que se relaciona
con las propiedades capilares de los fluidos presentes en los poros y separa los poros en poros suficientemente grandes para el flujo de fluido libre y poros
demasiado pequeños para el flujo de fluido libre; en este último caso, el fluido es ligado, o entrampado, por las fuerzas capilares.
12.Para obtener más información sobre las tablas de
características de las complicaciones asociadas con
el agua, consulte: Chan KS: “Water Control Diagnostic
Plots,” artículo SPE 30775, presentado en la Conferencia
y Exhibición Técnica Anual de la SPE, Dallas, 22 al 25 de
octubre de 1995.
Para obtener más información sobre problemas de
control de la producción de agua y sus soluciones,
consulte: Bailey B, Crabtree M, Tyrie J, Elphick J,
Kuchuk F, Romano C y Roodhart L: “Control de agua,”
Oilfield Review 12, no. 1 (Verano de 2000): 32–53.
13.Hoffman DR: “Petrel Workflow for Adjusting
Geomodel Properties for Simulation,” artículo SPE
164420, presentado en la Muestra y Conferencia
de Petróleo y Gas de Medio Oriente de la SPE,
Manama, Bahrain, 10 al 13 de marzo de 2013.
14.Corbett et al, referencia 9.
Volumen 26, no.3
15.Gozalbo E, Bourge JP, Vargas A, Lafournère JP y Corbett
C: “Geomodel Validation Through Pressure Transient
Analysis (PTA) and Simulation in the Shushufindi Field,
Ecuador,” artículo GEO-DE-EG-04-E, presentado en VIII
INGEPET, Lima, Perú, 3 al 7 de noviembre de 2014.
16.Lafournère JP, Dutan J, Hurtado J, Suter A, Bringer
F, Naranjo M, Bourge JP y Gozalbo E: “Selection of
Optimum Completion Intervals Based on NMR
Calibrated Lithofacies,” artículo SPE 169372,
presentado en la Conferencia de Ingeniería de
América Latina y el Caribe de la SPE, Maracaibo,
Venezuela, 21 al 23 de mayo de 2014.
Para obtener más información sobre la adquisición
de registros CMR, consulte: Allen D, Flaum C,
Ramakrishnan TS, Bedford J, Castelijns K, Fairhurst D,
Gubelin G, Heaton N, Minh CC, Norville MA, Seim MR,
Pritchard T y Ramamoorthy R: “Tendencias en
registros de RMN,” Oilfield Review 12, no. 3
(Invierno de 2001): 2–21.
Para obtener más información sobre el servicio
Dielectric Scanner, consulte: Carmona R, Decoster E,
Hemingway J, Hizem M, Mossé L, Rizk T, Julander D,
Little J, McDonald T, Mude J y Seleznev N:
“Irradiación de rocas,” Oilfield Review 23, no. 1
(Septiembre de 2011): 40–58.
17.Para obtener más información sobre el software
CIPHER, consulte: Clerke EA, Allen DF, Crary SC,
Srivastava A, Ramamoorthy R, Saldungaray P,
Savundararaj P, Heliot D, Goswami J y Bordakov G:
“Wireline Spectral Porosity Analysis of the Arab
Limestone—From Rosetta Stone to CIPHER,” Actas
del 55º Simposio Anual de Adquisición de Registros
de la SPWLA, Abu Dhabi, Emiratos Árabes Unidos,
18 al 22 de mayo de 2014.
55
Estrategia de redesarrollo del campo: El resurgimiento del campo Shushufindi es el resultado de
la integración de disciplinas, conocimientos técnicos especiales y más de 50 tecnologías especializadas que se utilizaron en el campo (abajo).
El Consorcio Shushufindi lidera el equipo de
manejo de la producción del contrato. Los diversos grupos de CSSFD y PAM asumieron responsa-
El equipo de trabajo de CSSFD utilizó los datos
de tipificación de las rocas para seleccionar los
intervalos de yacimientos para las terminaciones,
optimizar los parámetros operativos de las bombas
eléctricas sumergibles (ESP) dentro de las zonas
de terminación y evaluar el tamaño de las partículas para los fluidos de perforación y terminación a
fin de prevenir y mitigar el daño de formación.
Reprocesamiento sísmico
bilidades específicas.18 Los equipos de trabajo del
subsuelo se formaron con geofísicos, petrofísicos,
geólogos, modeladores geológicos e ingenieros de
yacimientos. El alcance de su tarea incluyó eventos a corto plazo, tales como la determinación de
las profundidades de entubación y los intervalos
de terminación de los pozos nuevos y la responsabilidad con respecto a plazos más largos que se
Análisis de núcleos de avanzada
Tamaño de garganta de poros
y fluido ligado CMR
9612
9606
Sistema de control de supervisión
y adquisición de datos
9616
9610
Calibración utilizando
datos petrofísicos
Estimación de la saturación de petróleo
residual utilizando el servicio
Dielectric Scanner
n
ió
Monit
oreo
de
la
gía
olo
Ge
pro
du
cc
Métodos sísmicos
Centro de Manejo Integrado del Activo
Servicio de inspección LiftWatcher
Simulación de yacimientos
os
ge
oz
ni
er
ep
ía
nd
de
c ió
yac
ina
Terminación IntelliZone Compact
im ie
Term
ntos
Pruebas de pozos multifásicos Vx
Heterogeneidades verticales utilizando
el registro FMI, el registro dieléctrico
y la herramienta con cable
Platform Express de alta resolución
In
C o n s tr
ucción de pozos
Fracturamiento hidráulico
Desempeño mejorado de la perforación
Sistema rotativo direccional
motorizado PowerDrive vorteX
Daño reducido del yacimiento
Anclas MAXR, sistema de disparos
PURE y válvulas NOVA
> Integración multidisciplinaria. El centro de manejo integrado del activo (AIM) coordina la colaboración y el flujo de información de los diversos equipos de
trabajo del campo Shushufindi: sísmica, geología, ingeniería de yacimientos, construcción de pozos, terminación de pozos y monitoreo de la producción.
56
Oilfield Review
Pozo de avanzada perforado en
la estructura vecina (AGU-29)
Producción marginal; pozo
AGU-19 convertido en pozo
de eliminación de recortes
de perforación
Pozo de delineación excelente,
AGU-29, aceleración del desarrollo
primario en el área
N
Fallas
AGU-29
AGU-19
1
Estrategia de desarrollo
primario para Aguarico
y Shushufindi norte
Límite del área de desarrollo
Perforación de pozos
de relleno para reducir
el espaciamiento entre
pozos a unos 450 m
Fallas
4
Límite del área de desarrollo
Extensión
del campo
Producción mixta causada
por los límites estratigráficos
y estructurales; desarrollo
aminorado en el área
5
Buen potencial para la
producción de T y U inferiores;
baja presión en U inferior;
U inferior objetivo para la
expansión de la inundación
con agua
6
Perforación de pozos
de relleno para reducir
el espaciamiento entre
pozos a unos 450 m
Límite del área de desarrollo
Buena producción del pozo
de desarrollo; aceleración
de la perforación de pozos
de relleno en el área
3
2
Construcción del patrón
del área del programa
piloto de inundación
con agua a través de
la perforación de pozos
de relleno
Extensión
del campo
AGU-29
Límite del área de desarrollo
Excelente
Buena a muy buena
Media a baja
Pobre a antieconómica
Pozo inyector
Cresta de la estructura barrida
por el influjo de agua a través
de la falla
7
8
Cambio de foco para la
perforación de pozos de
relleno en el flanco oeste
de la estructura
Límite del área de desarrollo
Límite del área de desarrollo
10
Actividad de
perforación
2013 a 2014
0
0
m
Delineación de yacimientos
de las áreas de desarrollo
sur y suroeste
5 000
pies
20 000
Actividad de
perforación
2014 a 2015
0
0
m
pies
5 000
N
9
Buena producción de las arenas
U en el área de desarrollo sur;
demora de la perforación de
pozos de relleno hasta el año
2016 debido a la baja capacidad
de las instalaciones
20 000
> Estrategia de desarrollo del campo. Estos mapas sintetizan los planes de desarrollo para el período comprendido entre el segundo semestre (S2) de 2013 y
el primer semestre (S1) de 2015. En el plan S2 2013 a S1 2014 (izquierda), el campo Shushufindi-Aguarico se divide en cinco áreas de desarrollo; consideradas
desde el norte, estas áreas son las de Aguarico y Shushufindi norte, central, sur y suroeste. Los pozos nuevos (círculos de colores) se clasifican según
su producción. Los óvalos de guiones indican las áreas de actividad de perforación del campo; sus colores muestran la actividad descripta en los
correspondientes rectángulos de colores. Para el plan S2 2014 a S1 2015 (derecha), el campo se subdividió en 10 áreas de actividad de desarrollo y
perforación (números y áreas con contornos de guiones). Los colores de los contornos varían según el riesgo y el potencial de producción; el verde indica
bajo riesgo, buena producción y desarrollo acelerado; el amarillo indica riesgo medio, producción moderada y desarrollo aminorado; el rojo indica alto
riesgo, producción pobre y desarrollo interrumpido; el azul indica la expansión de la inundación con agua; y el negro indica actividad de perforación.
Los pozos nuevos se colorean y se clasifican como en el lado izquierdo. El programa de desarrollo del consorcio CSSFD es dinámico y puede cambiar
con el tiempo para adaptarse a los nuevos datos y situaciones, como lo muestran estos mapas.
tradujo en planes de trabajo anuales, y la definición del plan de desarrollo del campo; este último
se basó en una caracterización detallada de los
yacimientos, que permitió identificar las reservas
remanentes, las áreas para la perforación de
pozos de delineación y las oportunidades de
intervención de pozos.
En el año 2012, el equipo de trabajo de CSSFD
desarrolló una estrategia de redesarrollo del
campo para cada una de las áreas de producción
de Shushufindi para el período comprendido
entre el primer semestre de 2013 y el primer
semestre de 2014 inclusive (arriba). El plan incluyó
la perforación de pozos de desarrollo de bajo riesgo
Volumen 26, no.3
en los flancos de la estructura para incorporar
reservas de petróleo y la reducción del espaciamiento entre pozos para acceder al petróleo pasado
por alto que tenía un buen soporte de presión.
Esta estrategia se basó en la caracterización de las
áreas con agotamiento de presión, en las que la
recuperación secundaria se implementará a través
de un programa piloto de inundación con agua.
Además, el plan contenía pozos de delineación y
extensión de alto riesgo en la periferia de la
estructura principal. Los nuevos resultados y las
lecciones aprendidas durante este período permitieron al equipo de trabajo de CSSFD formular una
estrategia de perforación y desarrollo con objeti-
vos específicos para cada área del campo para el
período comprendido entre el segundo semestre
de 2014 y el primer semestre de 2015 inclusive.
El centro de manejo integrado del activo
El éxito económico del campo se mide por la producción incremental registrada por encima de la
producción de referencia, para la que se asumió un
18.Marín G, Paladines A, Suter A, Corbett C, Ponce G
y Vela I: “The Shushufindi Adventure,” artículo SPE
173486, presentado en el Segundo Congreso
Sudamericano de Petróleo y Gas de la Sección
Petrolera Occidente de Venezuela de la SPE,
Porlamar, Venezuela, 22 al 25 de octubre de 2013.
57
> Centro de manejo integrado del activo (AIM). El equipo de trabajo de CSSFD monitorea
constantemente las operaciones de perforación, remediación y producción para mejorar la
eficiencia en el campo. Toda vez que se produce un corte eléctrico, tal como la falla de un equipo, el
personal del centro alerta al campo para minimizar el tiempo no productivo y la producción diferida.
Todas las actividades del campo son monitoreadas desde el centro AIM de Quito para optimizar la
producción y reducir los costos de operación.
escenario de falta de acciones posteriores. El contrato del campo Shushufindi obliga además a
CSSFD a efectuar inversiones directas en erogaciones de capital (capex).
El consorcio CSSFD JV contrató a Schlumberger
Production Management para que diseñara y construyera un centro digital de operaciones petroleras
a fin de adquirir datos, monitorear las actividades y manejar el campo petrolero Shushufindi.
En diciembre de 2012, CSSFD abrió su Centro de
Manejo Integrado del Activo (Centro MIA o AIM,
por su sigla en inglés).19
Los procesos de toma de decisiones del consorcio CSSFD JV implican la integración multidisciplinaria de datos de perforación, terminaciones,
remediaciones, producción e instalaciones de
superficie e incluyen el uso extendido de datos en
tiempo real del centro AIM. La integración de los
datos fue posible gracias a la disponibilidad de
aplicaciones de software específicas en una plataforma común, tecnologías de visualización de
última generación y revisiones de la secuencia tradicional de toma de decisiones.
El centro AIM opera con tres secuencias temporales: rápida, intermedia, y lenta. La secuencia
rápida cubre la inspección diaria en tiempo real y
el monitoreo de las actividades relacionados con
el estado de los pozos, las bombas ESP, las pruebas de pozos, y las operaciones de perforación,
terminación y remediación.
La secuencia intermedia cubre las actividades que tienen lugar en el término de 1 a 90 días
y aborda las actividades de optimización, en las
58
que el centro AIM desempeña un rol clave como
facilitador para la colaboración entre todos los
equipos de trabajo de CSSFD en el campo y en las
oficinas de Quito en Ecuador. Estas actividades
incluyen la programación de las operaciones diarias y semanales de las bombas ESP y su mantenimiento, el monitoreo y el seguimiento de las
operaciones de terminación de pozos especiales,
tales como los tratamientos de fracturamiento
hidráulico o las operaciones de disparos en condiciones de sobrebalance, el manejo de la producción diferida y perdida, y el manejo de las
instalaciones de superficie.
La secuencia lenta se enfoca en el manejo de
los yacimientos. El centro AIM proporciona los
datos diarios, semanales y mensuales a los especialistas del equipo del subsuelo, quienes los
integran con los resultados del yacimiento, las
instalaciones y los modelos económicos para planificar el desarrollo del campo, la perforación de
pozos de relleno y las operaciones anuales.
El monitoreo continuo en el centro AIM es un
objetivo que está por convertirse en realidad
(arriba). Ya se han instalado en el campo los
equipos de monitoreo e inspección; estos dispositivos incluyen medidores de presión de fondo de
pozo, válvulas de control de influjo, equipos compactos de terminaciones inteligentes y sensores
de monitoreo de presión y de la distribución de la
temperatura. El estado de cada operación llevada
a cabo en este campo se resume diariamente y se
muestra en pantallas de video, en un formato que
resulta fácil de comprender a primera vista.
El campo Shushufindi utiliza sistemas de
levantamiento artificial y un 99% de los pozos del
campo está provisto de bombas ESP.20 Para maximizar la vida útil de las bombas y minimizar la
producción diferida, el centro AIM monitorea
cada pozo provisto de una bomba ESP con un
arreglo de sensores que miden la presión y la
temperatura de fondo de pozo, las funciones de la
ESP y los parámetros de boca de pozo, tales como
presión, temperatura y tasas de flujo. Estos datos
se compilan para determinar si las bombas se
encuentran activadas o desactivadas y cómo este
estado se compara con un programa de cierres y
pruebas de pozos planificados. En el caso de los
cierres tanto programados como no programados, el centro alerta al campo y registra la hora
del cierre y la pérdida de producción hasta volver
a poner el pozo en producción.21 El objetivo final
es que no se registre ningún tiempo inactivo no
programado ni pérdida alguna de producción no
programada (próxima página, arriba).
Durante la construcción de los pozos, el objetivo del equipo de trabajo del centro AIM es minimizar el tiempo no productivo y las erogaciones
de capital. El equipo monitorea constantemente
los parámetros de perforación críticos, tales
como peso sobre la barrena, velocidad de penetración (ROP), torque (esfuerzo de torsión), profundidad de la sarta de perforación y presión. Si los
parámetros de perforación se desvían de los rangos
aceptables, los expertos del AIM alertan al equipo
de trabajo de perforación apostado en la localización del pozo. Las operaciones de terminación y
remediación de pozos siguen un proceso similar.
La habilitación de un ambiente de colaboración ideal es otro objetivo clave del centro AIM.
Las salas de colaboración con dispositivos de
ayuda visual y comunicación lo hacen posible.
Por ejemplo, durante el diseño y la selección de
las terminaciones inteligentes de zonas múltiples,
equipos multidisciplinarios del campo y de las oficinas de Quito y el personal de soporte técnico de
Houston compartieron información en tiempo real
para facilitar y acelerar el flujo de trabajo de la
toma de decisiones (próxima página, abajo).
Soluciones para los problemas
de la construcción de pozos
La perforación de pozos nuevos es una actividad que
consume toda la atención de un equipo de proyecto.
El consorcio CSSFD JV formó un grupo de trabajo
de perforación que evaluó los aspectos geomecánicos y la trayectoria de cada pozo. El grupo
modificó diversos parámetros de perforación
para reducir el riesgo, los costos de perforación y
el daño de la formación, y mejorar la integridad
Oilfield Review
de los pozos. Por ejemplo, a fin de minimizar los
impactos ambientales en esta región sensible del
Amazonas, todos los pozos se perforan desde una
localización de perforación para múltiples pozos.
El grupo utilizó tecnologías diseñadas para
incrementar la calidad del pozo. El sistema rotativo direccional (RSS) motorizado PowerDrive
Orbit logró una buena limpieza del pozo, lo que
redujo los tiempos de circulación y maniobras.
El RSS motorizado PowerDrive vortex convirtió
efectivamente la potencia hidráulica del lodo en
potencia mecánica adicional para lograr un mejoramiento de la ROP.22 Los diseños de los arreglos de
fondo de pozo, derivados del software de diseño de
sistemas de perforación i‑DRILL, contribuyeron a
una ROP más alta, redujeron las vibraciones de la
sarta de perforación e incrementaron los metros
perforados con la barrena en secciones heterogéneas del yacimiento.23 Los fluidos de perforación
fueron diseñados para resultar compatibles con
la formación y el régimen de esfuerzos locales, lo
que aseguró la estabilidad química y mecánica
del pozo. Gracias a la combinación de sistemas
RSS, barrenas adecuadas y fluidos de perforación
apropiados, los incidentes de atascamiento de las
tuberías fueron menos frecuentes y menos severos que en las campañas de perforación previas,
llevadas a cabo en otros lugares del campo.
19.Rodríguez JC, Biedma D, Goyes J, Tortolero MA, Vivas P,
Navarre P, Gozalbo E, Agostini D y Suter A: “Improving
Reservoir Performance Using Integrated Asset
Management in Shushufindi Asset,” artículo SPE 167835,
presentado en la Conferencia y Exhibición de Energía
Inteligente de la SPE, Utrecht, Países Bajos, 1º al 3 de
abril de 2014.
Para obtener más información sobre el manejo
integrado de activos, consulte: Bouleau C, Gehin H,
Gutiérrez F, Landgren K, Miller G, Peterson R, Sperandio
U, Trabouley I y Bravo da Silva L: “La gran visión de
conjunto,” Oilfield Review 19, no. 4 (Primavera de
2008): 36–51.
20.Para obtener más información sobre las bombas
eléctricas sumergibles, consulte: Bremner C, Harris
G, Kosmala A, Nicholson B, Ollre A, Pearcy M, Salmas
CJ y Solanki SC: “Tecnologías en evolución: Bombas
eléctricas sumergibles,” Oilfield Review 18, no. 4
(Primavera de 2007): 34–49.
21.Goyes J, Biedma D, Suter A, Navarre P, Tortolero M,
Ostos M, Vargas J, Vivas P, Sena J y Escalona C: “A Real
Case Study: ‘Well Monitoring System and Integration
Data for Loss Production Management’ Consorcio
Shushufindi,” artículo SPE 167494, presentado en la
Conferencia y Exhibición de Energía Inteligente de
Medio Oriente de la SPE, Dubai, 28 al 30 de octubre
de 2013.
22.Para obtener más información sobre el sistema rotativo
direccional motorizado PowerDrive vortex, consulte:
Copercini P, Soliman F, El Gamal M, Longstreet W, Rodd
J, Sarssam M, McCourt I, Persad B y Williams M:
“Mayor potencia para continuar la perforación,”
Oilfield Review 16, no. 4 (Primavera de 2005): 4–9.
23.Para obtener más información sobre el sistema de
perforación diseñado i-DRILL, consulte: Centala P,
Challa V, Durairajan B, Meehan R, Páez L, Partin U,
Segal S, Wu S, Garrett I, Teggart B y Tetley N:
“El diseño de las barrenas: Desde arriba hasta abajo,”
Oilfield Review 23, no. 2 (Diciembre de 2011): 4–19.
Volumen 26, no.3
> Informe diario del estado de monitoreo de los pozos. Para cada área de producción del campo
petrolero Shushufindi-Aguarico —Aguarico, norte, central, sur y suroeste— un panel contiene
cuatro columnas de datos del estado del pozo, el tiempo inactivo no programado, la pérdida de
producción y la tasa de flujo de la última prueba de pozo. Los círculos de la izquierda de cada panel
se encuentran codificados en colores para indicar el estado del pozo: normal (verde), cerrado para
una prueba de pozo (azul), cierre programado (amarillo), cierre no programado (rojo), sin señal del
equipo de monitoreo (negro) y sin monitoreo (blanco). En la base de cada panel se indica la pérdida
de producción total no programada para el área. El resumen que figura por debajo de los paneles
muestra la pérdida de producción acumulada del día, el número de pozos cerrados y la pérdida
de producción por cierres no programados y cierres programados.
> Salas de colaboración. En el centro AIM, un equipo multidisciplinario realiza los ajustes finales del
diseño de una terminación inteligente de múltiples zonas. Mediante la utilización de capacidades de
visualización y comunicación de última generación, los ingenieros pueden mostrar los atributos de
los yacimientos, el diseño mecánico y los indicadores clave de rendimiento en la pantalla de video
y colaborar con el centro de soporte de Houston mediante video conferencias.
59
Para minimizar el factor de daño de la formación, los ingenieros utilizaron fluidos con un contenido de sólidos relativamente bajo, tales como
los sistemas de fluidos de perforación de yacimientos M‑I SWACO FLO‑PRO, para perforar la
sección del yacimiento.24 Mediante la utilización
de un probador de taponamiento de la permeabilidad, los analistas de laboratorio sometieron a
pruebas una serie de núcleos para verificar la
efectividad del revoque de filtración.25 Estos resultados fueron utilizados para diseñar un fluido
sellador eficiente con un mínimo daño de las arenas objetivo. Estas nuevas tecnologías de perforación, en combinación, permitieron reducir los
tiempos de perforación de cada pozo de este
campo de un promedio de 30 días por pozo en el
año 2011 a 22 días en 2014.
Se han formado equipos de trabajo independientes para la ejecución de las terminaciones
de los pozos nuevos y para las intervenciones.
El equipo de terminaciones de pozos investigó las
tecnologías de terminaciones inteligentes, específicamente, las terminaciones inteligentes concéntricas compactas.
El éxito de esta operación depende de la precisión de los objetivos de perforación definidos por
el equipo del subsuelo. Los ingenieros registran
los pozos con herramientas LWD y herramientas
operadas con cable. Y la ejecución rápida de una
evaluación petrofísica les proporciona los datos
necesarios para diseñar con celeridad el programa de entubación y seleccionar las profundidades de los disparos. El equipo a cargo de las
terminaciones diseña el programa de terminaciones y programa la entrega del equipo de levantamiento artificial y las tuberías de revestimiento
con varios meses de anticipación a la fecha de
inicio de la perforación del pozo.
El consorcio CSSFD JV aplica además tecnologías de terminación de avanzada para reducir el
daño de la formación mediante el diseño de fluidos de terminación acorde con las pruebas de
flujo en núcleos, la mineralogía y la compatibilidad con el yacimiento. Por ejemplo, el equipo de
terminación de pozos ha aplicado técnicas de
disparos, tales como el sistema de disparos limpios
PURE, el fluido de disparos no invasivo CLEANPERF
y las implosiones controladas posteriores a los
disparos P3 PURE para limpiar los disparos.26
ESP
Cápsula
Empacador
Zona 1
Disparos
Empacador
Zona 2
Disparos
Módulo multicaída
FCV y sensores
Módulo multicaída
FCV y sensores
> Terminaciones inteligentes. En esta configuración, la bomba eléctrica sumergible (ESP) se encuentra
encapsulada para su fácil mantenimiento y reemplazo. La utilización de módulos multicaída en cada
zona proporciona a los ingenieros el control remoto de las válvulas de control de flujo de fondo de
pozo (FCV) y la capacidad para monitorear los sensores de fondo de pozo que registran la presión
y la temperatura de flujo de fondo de pozo, la presión y la temperatura de yacimiento y la posición de
la herramienta. Esta configuración proporciona flexibilidad al centro AIM del campo Shushufindi
para monitorear la producción simultánea, calcular la producción de líquidos con las válvulas FCV
inteligentes y aislar las zonas para la medición trifásica, las operaciones de estimulación, la
limpieza mecánica sin equipo de remediación o las pruebas de pozos.
60
La aplicación de estas técnicas y herramientas
ayudó a reducir el daño de la formación, que pasó
de un factor de daño de 6 a uno de 1 (véase
“Innovaciones en operaciones de disparos:
Perforación de orificios y modelos de desempeño,”
página 14). Los tratamientos de fracturamiento
hidráulico han sido utilizados con éxito en algunos de los pozos terminados en el submiembro
Napo U superior para mejorar la producción; esta
técnica de terminación de pozos agrega otro nivel
de complejidad a las operaciones.
Desde 1994, la Agencia de Regulación y
Control Hidrocarburífero (ARCH) —la autoridad
que regula la actividad hidrocarburífera en
Ecuador— prohíbe la mezcla del petróleo recuperado de los yacimientos de los miembros T y U de
la formación Napo con el petróleo del miembro
basal de la formación Tena. La mayor parte de los
pozos del campo Shushufindi fueron terminados
tanto en las arenas T como en las arenas U, y para
cumplir con las regulaciones de la agencia ARCH,
las arenas son explotadas de manera secuencial.
Esta práctica no conduce a la optimización de
la producción incremental porque difiere la producción de petróleo; por consiguiente, CSSFD
evaluó los pozos con el fin de identificar los candidatos para la instalación del sistema modular
de control multizonal IntelliZone Compact para
terminaciones inteligentes.27 Esta tecnología permite el flujo y la medición simultáneos de múltiples zonas del yacimiento (izquierda). El sistema
incluye sensores de presión y temperatura de
fondo de pozo y proporciona mediciones de
superficie de producción de petróleo, gas y agua.
Estas capacidades hacen posible que el consorcio
CSSFD JV asigne la producción a cada arena y
satisfaga de ese modo los requisitos impuestos por
la agencia ARCH. Además, los ingenieros del centro AIM monitorean constantemente el sistema
de terminaciones inteligentes para identificar el
comportamiento de los intervalos productivos y
efectuar los ajustes que correspondan.
En diciembre de 2013, después de un año de
estudio, los ingenieros comenzaron a instalar el
sistema IntelliZone Compact en el pozo SSF-136D
de acuerdo con los objetivos del programa prescritos por CSSFD. A continuación se indican los
objetivos del proyecto:
•Explotar las arenas T y U simultáneamente
•Efectuar pruebas de restauración de presión en
una arena, mientras se establece el flujo de la
otra
•Proporcionar accesibilidad para las estimulaciones independientes
•Configurar el pozo para un reemplazo más rápido
de las bombas ESP
Oilfield Review
•Efectuar estudios de análisis de restauración
de presión sin equipo de remediación
•Monitorear constantemente las presiones y temperaturas de flujo de fondo de pozo en tiempo
real en las oficinas de CSSFD y en el centro AIM
•Permitir la inyección de químicos de fondo de
pozo en la formación
•Aislar las arenas durante las remediaciones
para minimizar el daño de formación
•Reducir la huella de las operaciones de pozos.
Después de la instalación, los ingenieros verificaron las características del sistema y efectuaron pruebas de producción individuales en las
arenas T y U utilizando los estranguladores de
fondo de pozo IntelliZone Compact en las posiciones de dos tercios abiertas y completamente abiertas, a la vez que se monitorearon las presiones y
temperaturas de flujo con medidores redundantes
y sensores IntelliZone Compact. Los técnicos monitorearon las tasas de flujo de superficie utilizando
la tecnología de pruebas de pozos multifásicos Vx
y luego efectuaron restauraciones de presión en
las zonas T y U inferiores.28 La producción de
petróleo de las arenas fue de 700 y 350 bbl/d [110
y 56 m3/d], respectivamente.
El equipo de remediaciones de pozos evaluó
los pozos del campo para identificar aquellos con
alto corte de agua y baja producción de petróleo.
Luego, los ingenieros elaboraron un conjunto de
soluciones adecuadas y clasificaron los candidatos
para operaciones de remediación. Los programadores asignaron los pozos a los equipos de remediación y coordinaron las operaciones con un nuevo
programa de perforación que evitó que los equipos
de remediación estuvieran simultáneamente en la
misma localización de múltiples pozos.
Programa piloto de inundación con agua
Según los requisitos del contrato, el consorcio
CSSFD JV debe llevar a cabo un proyecto piloto
de inundación con agua. Por consiguiente, el consorcio planificó y programó iniciar la inyección
de agua el cuatro trimestre de 2014. Para la eje24.Factor de daño es un término utilizado en la teoría
de la ingeniería de yacimientos para describir la
restricción para el flujo de fluidos en una formación
geológica o en un pozo. Los valores de factor de daño
positivos cuantifican las restricciones del flujo, en
tanto que los valores de factor de daño negativos
cuantifican los mejoramientos del flujo.
25.Un probador de taponamiento de la permeabilidad es
un dispositivo utilizado para evaluar el desarrollo de
filtrado con el tiempo, y el espesor y el aspecto del
revoque de filtración. Los resultados de esta prueba
permiten a los ingenieros evaluar el potencial para
la invasión de fluidos en las formaciones.
26.Para obtener más información sobre la tecnología
PURE, consulte: Bruyere F, Clark D, Stirton G,
Kusumadjaja A, Manalu D, Sobirin M, Martin A,
Robertson DI y Stenhouse A: “Nuevas prácticas para
mejorar los resultados de las operaciones de disparos,”
Oilfield Review 18, no. 3 (Invierno de 2006/2007): 18–35.
Volumen 26, no.3
cución de los proyectos piloto, se seleccionaron
dos áreas de la región productora central del
campo Shushufindi. Las zonas del yacimiento del
submiembro Napo U inferior, en las que las tasas
de producción de petróleo y las presiones de yacimiento han declinado hasta alcanzar niveles
antieconómicos, son los horizontes objetivos.
Al inicio del contrato de CSSFD, la distancia
nominal existente entre los pozos de inyección y
los pozos de producción era de aproximadamente
600 a 800 m [1 970 a 2 620 pies], lo que generaba
áreas de distribución de pozos de unos 125 acres;
el tamaño del área dependía del patrón de configuración de los pozos. Dado que el equipo de trabajo consideró que esta área de distribución de
pozos era demasiado extensa, decidió revisar la
implementación de áreas de distribución de pozos
más pequeñas y espaciamientos más estrechos en
un esfuerzo para seleccionar los sitios de inyección que representaran el yacimiento U inferior
típico del área central. El equipo de trabajo de la
JV consideró que la inyección según un patrón o
distribución —en lugar de la inyección periférica, o en los flancos, estructura abajo— era más
adecuada debido a su mayor eficiencia de inyección, mayor flexibilidad y un tiempo de respuesta
más rápido, que permiten su fácil modificación.
El equipo de trabajo decidió además conservar el
área de distribución de pozos de 125 acres para
los proyectos piloto.
En mayo de 2012, los ingenieros de CSSFD
seleccionaron dos localizaciones en la porción
central de Shushufindi para llevar a cabo los proyectos piloto de inundación con agua; el área
piloto 1 (PA1) contiene tres sistemas invertidos
contiguos de cinco pozos. Al sur de esta área, el
área piloto 2 (PA2) constituye un esquema simple
de 125 acres (arriba, a la derecha).29 Los factores
de recuperación para las áreas PA1 y PA2 son de
aproximadamente 20% y 27% del OOIP, respectivamente. Los ingenieros de CSSFD evaluaron la
utilización de las áreas de distribución de pozos
de 30 acres [0,121 km2] y 60 acres y decidieron
Para obtener más información sobre los fluidos de
las operaciones de disparos, consulte: Behrmann L,
Walton IC, Chang FF, Fayard A, Khong CK, Langseth B,
Mason S, Mathisen AM, Pizzolante I, Xiang T y Svanes
G: “Sistemas de fluidos óptimos para las operaciones
de disparos,” Oilfield Review 19, no. 1 (Verano de
2007): 14–25.
27.Rodríguez JC, Dutan J, Serrano G, Sandoval LM, Arévalo
JC y Suter A: “Compact Intelligent Completion: A Game
Change for Shushufindi Field,” artículo SPE 169483,
presentado en la Conferencia de Ingeniería Petrolera
de América Latina y el Caribe de la SPE, Maracaibo,
Venezuela, 21 al 23 de mayo de 2014.
Para obtener más información sobre las terminaciones
inteligentes, consulte: Dyer S, El-Khazindar Y, Reyes A,
Huber M, Raw I y Reed D: “Terminaciones inteligentes,”
Oilfield Review 19, no. 4 (Primavera de 2008): 4–17.
N
Área del programa piloto 1
Cerrado
Productor
Inyector
Abandonado
Área del programa piloto 2
0
0
m
2 500
pies
10 000
> Pozos de las áreas del programa piloto de
inundación con agua. En el área de producción
central del campo Shushufindi se han seleccionado dos áreas para el programa piloto de inundación con agua. El área piloto 1 contiene tres
sistemas invertidos contiguos de cinco pozos.
Al sur de la misma, el área piloto 2 constituye
un sistema simple, que se encuentra en espera
porque el consorcio CSSFD JV la está considerando para un programa piloto de recuperación
mejorada de petróleo (EOR).
mantener el espaciamiento actual de 600 a 800 m.
Para asegurar que las áreas PA1 y PA2 se adecuaran a este espaciamiento, el equipo de trabajo
tuvo que perforar seis pozos en el área PA1 y dos
pozos en el área PA2. Los pozos drenarán el yacimiento en el submiembro T inferior bajo condiciones primarias y actuarán como inyectores en
el submiembro U inferior, evitando los problemas de entubación y cementación que podrían
haber ocurrido si se hubieran utilizado los pozos
más antiguos.
Para obtener más información sobre el sistema modular
de control multizonal IntelliZone Compact, consulte:
Beveridge K, Eck JA, Goh G, Izetti RG, Jadid MB,
Sablerolle WR y Scamparini G: “Terminaciones
inteligentes modulares,” Oilfield Review 23, no. 3
(Marzo de 2011): 18–27.
28.Para obtener más información sobre la tecnología de
pruebas de pozos multifásicos Vx, consulte: Atkinson I,
Theuveny B, Berard M, Conort G, Groves J, Lowe T,
McDiarmid A, Mehdizadeh P, Perciot P, Pinguet B, Smith
G y Williamson KJ: “Un nuevo horizonte en mediciones
de flujo multifásico,” Oilfield Review 16, no. 4 (Primavera
de 2005): 58–70.
29.Un sistema de cinco pozos es una configuración de
inyección cuadrilateral que comprende cuatro pozos
de inyección en los vértices y un pozo de producción
en el centro. Un sistema invertido de cinco pozos tiene
los pozos de producción en los vértices y el pozo de
inyección en el centro.
61
ción de agua y los requisitos de calidad. Debido a
los largos plazos requeridos para el diseño de las
instalaciones, la fabricación de los materiales, su
entrega e instalación, el equipo a cargo de las instalaciones necesitaba contar con un plan general
para las especificaciones de calidad del agua y los
volúmenes de inyección. El consorcio CSSFD JV ha
construido una planta de tratamiento de agua que
trata 40 000 bbl/d de agua, en cumplimiento con las
especificaciones de calidad del agua (izquierda).
La fecha anticipada de inicio del proyecto de inyección es el cuarto trimestre de 2014.
> Planta de tratamiento de agua de última generación para el programa piloto de inundación con agua.
El pozo SSFD-151D fue perforado en junio de
2012 y se extrajeron núcleos que fueron enviados
al laboratorio de Análisis y Extracción de Muestras
de Yacimientos de Schlumberger en Houston, en
agosto de 2012. Las pruebas de núcleos indicaron
que la calidad de las rocas, la saturación de agua
inicial, la mojabilidad y la heterogeneidad variaban según la zona del yacimiento. El equipo de
trabajo de CSSFD llegó a la conclusión de que los
diseños convencionales de la sarta de inyección
no resultarían satisfactorios ni cumplirían con
los requisitos de maximizar la inyectividad por
zona, incrementar la eficiencia vertical y controlar las tasas de inyección por zona; para el logro
de estos objetivos sería necesaria la extracción
de la sarta de inyección. El proceso de inyección
en el área PA2 se ha interrumpido, mientras el
consorcio CSSFD JV considera el área para un
proyecto piloto de EOR.
Cuando comenzó a regir el contrato, CSSFD
reconoció que las instalaciones existentes eran
inadecuadas para abordar el volumen de inyec-
Tasa de producción de petróleo, 1 000 bbl/d
80
60
NW 2014
NW 2013
NW 2012
WO 2014
WO 2013
WO 2012
Referencia
40
20
0
Feb. 2012
Ago. 2012
Feb. 2013
Ago. 2013
Feb. 2014
Ago. 2014
Fecha
> División de la producción de petróleo. La producción total de petróleo se ha incrementado desde la
entrada en vigencia del contrato en enero de 2012. La producción de petróleo de referencia se indica
en gris. La producción incremental de petróleo ha sido desglosada por el año y se ha dividido entre las
operaciones de remediación (WO) y la perforación y la terminación de los pozos nuevos (NW) activos.
La mayor contribución a la producción incremental de petróleo provino de la perforación y la terminación
de los pozos nuevos y de la reducción del espaciamiento entre los pozos. La contribución secundaria
de las remediaciones se ha mantenido constante en 10 000 bbl/d [1 590 m3/d] desde enero de 2013.
62
Un gigante revivido
En los casi tres años transcurridos desde la entrada
en vigencia del contrato, la asociación entre el
Consorcio Shushufindi y la compañía operadora
del campo, Petroamazonas EP, ha revertido con
éxito la declinación de más de 20 años del campo.
Desde febrero de 2012, la producción de petróleo
se incrementó en más de un 60%, de 45 000 bbl/d
a 75 000 bbl/d (izquierda, extremo inferior).
La razón de este rápido cambio de rumbo es
el equipo integrado dedicado de expertos técnicos y operacionales que trabajan con los profesionales de Petromazonas EP en el campo y en las
oficinas de Quito. Además de proporcionar nuevos conocimientos acerca de los yacimientos, el
equipo de trabajo se enfocó en la introducción de
tecnologías selectas en el campo, que mejoraron
las eficiencias operacionales y permitieron abordar las incertidumbres asociadas con el subsuelo.
Como resultado de estas acciones, la producción
se incrementó en todo el campo. El consorcio
CSSFD JV estableció un centro AIM para coordinar el monitoreo continuo en tiempo real de
todas las operaciones de Shushufindi. Las operaciones de remediación, perforación y terminación de pozos son monitoreadas en forma remota
para incrementar la seguridad, anticipar la existencia de problemas, maximizar la eficiencia y
minimizar el tiempo no productivo.
Los pasos adoptados por el consorcio y las tecnologías que ha utilizado para revivir el campo
Shushufindi y recuperar el control de su producción
han ayudado al consorcio a lograr su objetivo contractual de optimizar la producción incremental.
En los próximos años, el consorcio CSSFD JV continuará con su estrategia de perforación y de terminación de pozos con el sistema IntelliZone Compact,
expandirá las operaciones de inundación con agua
para recuperación secundaria a todo el campo y
evaluará el potencial para un programa de EOR. El
gigante Shushufindi, rescatado de su declinación
constante, ha sido dotado de una nueva vida y un
futuro más brillante. —RCNH
Oilfield Review