UNIVERSIDAD CENTRAL DEL ECUADOR FACULTAD DE ......Ingeniero de Petróleos de la Facultad de...

UNIVERSIDAD CENTRAL DEL ECUADOR

FACULTAD DE INGENIERÍA EN GEOLOGÍA, MINAS,

PETRÓLEOS Y AMBIENTAL

CARRERA DE INGENIERÍA DE PETRÓLEOS

Estudio para evaluar procesos de cañoneo utilizando cargas reactivas para

minimizar la zona afectada en pozos en el Campo Armadillo

Estudio Técnico presentado como requisito para optar el Título de Ingeniero de

Petróleos.

AUTORES: Cortez Palma Alex Giovanni

Cunalata Villena Lizeth Estefanía

TUTOR: Ing. Fernando Andrés Lucero Calvache

Quito , mayo 2020

ii

DERECHOS DE AUTOR

Nosotros, Lizeth Estefanía Cunalata Villena y Alex Giovanni Cortez Palma en calidad de

autores y titulares de los derechos morales y patrimoniales del Trabajo de Titulación Estudio

para evaluar procesos de cañoneo utilizando cargas reactivas para minimizar la zona

afectada en pozos en el Campo Armadillo, modalidad Estudio Técnico, de conformidad con

el Art.114 del CÓDIGO ORGÁNICO DE LA ECONOMÍA SOCIAL DE LOS

CONOCIMIENTOS, CREATIVIDAD E INNOVACIÓN, concedo a favor de la Universidad

Central del Ecuador un licencia gratuita, intransferible y no exclusiva para el uso no comercial

de la obra, con fines estrictamente académicos. Conservo a mi favor todos los derechos de

autoría sobre la obra, establecidos en la normativa citada.

Así mismo, autorizo a la Universidad Central del Ecuador para que realice la digitalización

y publicación de este trabajo de titulación en repositorio virtual, de conformidad a lo dispuesto

en el Art. 144 de la Ley Orgánica de Educación Superior.

Declaro que esta obra objeto de la presente autorización es original en su forma de expresión

y no infringe el derecho de autoría de terceros, asumiendo la responsabilidad por cualquier

reclamación que pudiera presentarse por esta causa y liberando a la Universidad de toda

responsabilidad.

Firman

Lizeth Estefanía Cunalata Villena

180375364-7

[email protected]

Alex Giovanni Cortez Palma

180463701-3

[email protected]

iii

APROBACIÓN DEL TUTOR

Por la presente, dejo constancia que en mi calidad de Tutor he supervisado la realización del

Trabajo de Titulación cuyo tema es: “Estudio para evaluar procesos de cañoneo utilizando

cargas reactivas para minimizar la zona afectada en pozos en el Campo Armadillo”,

presentado por la señorita Lizeth Estefanía Cunalata Villena y el señor Alex Giovanni Cortez

Palma para optar el Título de Ingeniero de Petróleos, considero que reúne los requisitos y

méritos suficientes para ser sometido a la evaluación y presentación pública por parte del

Tribunal que se designe.

Adjunto reporte de similitudes.

En la ciudad de Quito a los 05 del mes de febrero de 2020.

Firma

Lucero Calvache Fernando Andrés

1720160272

iv

Declaratoria de originalidad

Los abajo firmantes declaramos que el presente Trabajo de Titulación para optar al título de

Ingeniero de Petróleos de la Facultad de Ingeniería de Geología, Minas, Petróleos y Ambiental

de la Universidad Central del Ecuador denominado: Estudio para evaluar procesos de cañoneo

utilizando cargas reactivas para minimizar la zona afectada en pozos en el Campo Armadillo

es original y no ha sido realizado con anterioridad o empleado para el otorgamiento de

calificación alguna, ni de título o grado diferente al actual. El presente trabajo es el resultado

de las investigaciones del autor, excepto de donde se indiquen las fuentes de información

consultadas.

Firman

Lizeth Estefanía Cunalata Villena

CI: 180375364-7

[email protected]


CI: 180463701-3

[email protected]

Firma

Lucero Calvache Fernando Andrés

CI: 1720160272

TUTOR

v

DEDICATORIA

A Dios por darme la fortaleza y la capacidad necesaria a lo largo de mi formación profesional

guiando cada día mis pasos para lograr una de mis metas más anheladas.

A mis padres Gustavo Cunalata y Ana Luisa Villena por su apoyo incondicional en este

proceso de crecimiento personal y profesional, este logro es de los tres.

A mis hermanos Edwin y Jenny por creer en mí y brindarme su apoyo y ánimo en los momentos

más difíciles de mi vida estudiantil.

A mis primos Isabel, Patricio, Santiago por sus consejos y la fuerza que me han dado para

seguir adelante como futura profesional.

A mis amigos de Carrera por compartir conmigo cada momento en esta aventura estudiantil

definitivamente con ustedes todo fue más fácil.

Lizeth C

vi

DEDICATORIA

A mi más grande inspiración, mi madre.

Quien con su ejemplo y sacrificio supo mostrarme que el verdadero valor de las personas no

radica en su posición social, económica o en un título profesional que posean, el verdadero

valor del ser humano está en sus acciones en pro del bienestar de su familia y la sociedad.

Con amor, Tu hijo

Alex G. Cortez Palma

vii

AGRADECIMIENTO

A toda mi familia, por enseñarme que por más difícil que sea la situación siempre hay una

salida. Por sus consejos de vida para forjarme como persona y hacerles frente a las cosas que

vendrán como profesional.

A la empresa PERFOLOG por permitirnos realizar nuestro proyecto de investigación y

brindarnos su apoyo incondicional en el desarrollo de este proyecto.

Al Ingeniero Ángel Martínez por ser nuestro guía y mentor al momento de realizar este

proyecto de titulación, a pesar de sus ocupaciones siempre se tomó tiempo para poder

ayudarnos gracias al Ingeniero Ángel todo este trabajo fue posible, estamos eternamente

agradecidos.

A nuestro tutor Ingeniero Fernando Lucero por apoyarnos en la realización de este proyecto

de titulación.

A la Universidad Central del Ecuador, Carrera de Ingeniería Petróleos por permitirme

adquirir conocimientos teóricos y prácticos que me servirán para desarrollarme como

profesional en la Industria Petrolera.

A mis amigos de carrera gracias por haber compartido tantos momentos agradables conmigo.

La mejor de las suertes para cada uno de ustedes

A mis amigas mineras Jessy B., Alice V., Keyla O., Katherine M., Katherine T., Evelyn C.,

Erika C., Maggy Q por haber sido mis amigas y confidentes a lo largo de mi vida en la

universidad les deseo lo mejor amigas.

Lizeth C

viii

AGRADECIMIENTO

Al universo, por permitirme ser partícipe de la evolución humana, y experimentar la vida en

su totalidad desde un punto de vista práctico, haciendo lo que me apasiona: crear, diseñar,

sugerir y tomar decisiones para solucionar problemáticas.

A todos los seres que han interactuado en el transcurso de mi proceso, para que el día de hoy

pueda estar donde estoy y ser quien soy: familia, amigos y maestros que con sus palabras en

el momento indicado me motivan a seguir hacia adelante considerando y superando cada

obstáculo en el camino.

A la compañía PERFOLOG por permitirme desarrollar la presente investigación, por su guía

y enseñanzas en el transcurso del estudio.

Agradezco especialmente al Ángel Martínez quien vio en mí un potencial y me brindó la

oportunidad de demostrarlo.

Con cariño,

Alex G. Cortez Palma

ix

ÍNDICE DE CONTENIDOS

DERECHOS DE AUTOR ...................................................................................................... II

APROBACIÓN DEL TUTOR ............................................................................................. III

DECLARATORIA DE ORIGINALIDAD ......................................................................... IV

DEDICATORIA .................................................................................................................... VI

AGRADECIMIENTO ....................................................................................................... VIII

ÍNDICE DE CONTENIDOS ................................................................................................ IX

ABREVIATURAS Y SIGLAS ....................................................................................... XVIII

RESUMEN............................................................................................................................ XX

ABSTRACT ........................................................................................................................ XXI

CAPÍTULO I: GENERALIDADES ....................................................................................... 1

1.1. INTRODUCCIÓN. .......................................................................................................... 1

1.2. PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA ............................................................................... 2

1.2.1. Enunciado del problema ........................................................................................ 2

1.2.2. Descripción del problema ...................................................................................... 2

1.3. OBJETIVOS .................................................................................................................. 2

1.3.1. Objetivo general ..................................................................................................... 2

1.3.2. Objetivos específicos ............................................................................................. 3

1.4. JUSTIFICACIÓN E IMPORTANCIA .................................................................................. 3

1.5. FACTIBILIDAD Y ACCESIBILIDAD ................................................................................. 3

x

1.6. ENTORNO DEL ESTUDIO ............................................................................................... 3

1.6.1. Marco institucional ................................................................................................ 3

1.6.2. Marco ético ............................................................................................................ 4

1.6.3. Marco legal ............................................................................................................ 4

CAPÍTULO II: MARCO TEÓRICO..................................................................................... 5

2.1. GENERALIDADES DEL CAMPO ARMADILLO ................................................................. 5

2.1.1. Antecedentes ............................................................................................................ 5

2.1.2. GEOLOGÍA LOCAL ......................................................................................................... 6

2.2. CAÑONEO ................................................................................................................... 8

2.2.1. SISTEMA DE CAÑONEO ................................................................................................ 10

2.2.2. Cañones .................................................................................................................. 10

2.2.2.1. Tipos de cañones ............................................................................................. 11

2.2.3. Contenedor ............................................................................................................. 11

2.2.4. Detonador ............................................................................................................... 12

2.2.4.1. Detonadores eléctricos .................................................................................... 12

2.2.4.2. Detonadores de percusión ............................................................................... 12

2.2.5. Cordón detonante ................................................................................................... 12

2.2.6. Cargas explosivas................................................................................................... 12

2.2.6.1. Tipos de cargas explosivas.............................................................................. 13

2.2.6. Partes de las cargas explosivas .............................................................................. 19

2.3.1. Cañoneo con Wireline Convencional .................................................................... 19

2.3.4. Cañoneo con TCP (tubing conveyed perforation system) ..................................... 22

2.5.1 Taponamiento de los disparos ................................................................................. 24

2.5.2. Efectos de usar fluidos limpios .............................................................................. 25

2.5.3. Resistencia a la compresión ................................................................................... 25

xi

2.5.4. Densidad de los disparos y ángulo de fase............................................................. 25

2.5.5. Presión diferencial ................................................................................................. 26

2.5.6. Efecto Skin o Daño de formación .......................................................................... 26

2.4.7. Índice de productividad.......................................................................................... 28

2.5.8. Resistencia a la compresión uniaxial UCS ............................................................ 28

2.7. SIMULADOR iPerf ............................................................................................. 30

CAPÍTULO III: METODOLOGÍA ..................................................................................... 31

3.1. TIPO DE ESTUDIO ............................................................................................................ 31

3.2. UNIVERSO Y MUESTRA ................................................................................................... 31

3.3. INSTRUMENTOS DE RECOPILACIÓN Y PROCESAMIENTO DE INFORMACIÓN ...................... 33

3.4. METODOLOGÍA DE DESARROLLO .................................................................................... 45

3.5. ANÁLISIS DE RESULTADOS ............................................................................................. 45

CAPÍTULO IV: RESULTADOS.......................................................................................... 57

4.1 EFECTO DE LAS CARGAS REACTIVAS CONNEX REFLEJADO EN LA PRODUCCIÓN REAL DE

LOS POZOS DEL CAMPO ARMADILLO ..................................................................................... 57

4.2. PENETRACIÓN DE LA CARGA CONNEX Y EL CAUDAL OBTENIDO EN LOS POZOS DEL

CAMPO ARMADILLO ............................................................................................................. 65

4.3. DENSIDAD DE DISPAROS Y EL CAUDAL OBTENIDO EN LOS POZOS DEL CAMPO ARMADILLO

.............................................................................................................................................. 66

CAPÍTULO V: CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES ....................................... 68

CAPÍTULO VI: REFERENCIAS ........................................................................................ 72

ANEXOS ................................................................................................................................. 74

xii

ÍNDICE DE GRÁFICOS

Gráfico 1. Mapa de Ubicación del Campo Armadillo (Petroamazonas, 2019) ......................... 6

Gráfico 2. Columna tectono-estratigrafica, de la Cuenca Oriente y sus sistemas petrolíferos.

(Baby et al., 2014). ..................................................................................................................... 7

Gráfico 3. Ciclos sedimentarios de la Cuenca Oriente (Baby et al., 2014). .............................. 8

Gráfico 4. Representación del proceso de cañoneo (Arrieta, M., 2019) .................................... 9

Gráfico 5. Sistema de Cañoneo, (Geodynamics 2018) ............................................................ 11

Gráfico 6. Carga explosiva y sus partes, (Geodynamics 2019) ............................................... 12

Gráfico 7. Secuencia de la acción de las cargas de penetración profunda, (Schlumberger -

Perforating Solutions Catalog, 2017) ....................................................................................... 13

Gráfico 8. Secuencia de la acción de las cargas de agujero grande, (Schlumberger -

Perforating Solutions Catalog, 2017) ....................................................................................... 14

Gráfico 9. Cargas reactivas Connex, (Geodynamics 2019) ..................................................... 15

Gráfico 10. Representación de la detonación del jet, (Geodynamics 2019) ............................ 16

Gráfico 11. Representación de la reacción exotérmica de la carga, (Geodynamics 2019) ...... 17

Gráfico 12. Representación de los resultados obtenidos por el uso de las cargas reactivas

Connex, (Geodynamics 2019) ................................................................................................. 17

Gráfico 13. Evaluación de las cargas reactivas Connex en núcleo a nivel de laboratorio,

(Geodynamics 2019) ................................................................................................................ 18

Gráfico 14. Representación de las ventajas que se obtiene con la aplicación de las cargas

reactivas Connex en comparación con el uso de cargas convencionales, (Geodynamics 2019)

.................................................................................................................................................. 18

Gráfico 15. Representación de Casing Gun, (Arrieta, M., 2019) ............................................ 20

Gráfico 16. Representación de through tubing, (Arrieta, M., 2019) ........................................ 21

Gráfico 17. Representation de tubing conveyed perforation system, (Arrieta, M., 2019) ....... 23

xiii

Gráfico 18. Representación de ángulo de fase, de 60°, (Geodynamics 2019) ......................... 26

Gráfico 19. Mapa estructural del tope de la arena U superior, (Ecuaservoil 2019) ................ 31

Gráfico 20. Mapa estructural del tope de la arena hollín superior, (Ecuaservoil 2019) ......... 32

Gráfico 21. Registro eléctrico de las zonas de interés del pozo Armadillo 07, (Perfolog 2019)

.................................................................................................................................................. 37

Gráfico 22. Petrofísica de las zonas de interés del pozo Armadillo 07, (Perfolog 2019) ........ 38

Gráfico 23. Estado del cemento en las zonas de interés del pozo Armadillo 07, (Perfolog

2018) ........................................................................................................................................ 38

Gráfico 24. Registro eléctrico a hueco abierto de las zonas de interés del pozo Armadillo 08,

(Perfolog 2019) ........................................................................................................................ 39

Gráfico 25. Petrofísica de las zonas de interés del pozo Armadillo 08, (Perfolog 2019) ........ 40

Gráfico 26. Registro de cemento de la zona de interés del pozo Armadillo 08, (Perfolog 2019)

.................................................................................................................................................. 40

Gráfico 27. Registro eléctrico a hueco abierto de la zona de interés del pozo Armadillo 09,

(Perfolog 2019) ........................................................................................................................ 41

Gráfico 28. Petrofísica de la zona de interés del pozo Armadillo 09, (Perfolog 2019) ........... 41

Gráfico 29. Registro de cemento de la zona de interés del pozo Armadillo 09, (Perfojog 2019)

.................................................................................................................................................. 42

Gráfico 30. Lithoscanner de la zona de interés del pozo Armadillo 10, (Perfolog 2019) ....... 43

Gráfico 31. Registro eléctrico a hueco abierto de la zona de interés del pozo Armadillo 10,

(Perfolog 2019) ........................................................................................................................ 44

Gráfico 32. Registro de cemento de la zona de interés en el pozo Armadillo 10, (Perfolog

2019) ........................................................................................................................................ 44

Gráfico 33. Data input de la arena Us del pozo ARM-07 (Lizeth Cunalata y Alex Cortez) ... 46

Gráfico 34. Data input de la arena Ui del pozo ARM-07 (Lizeth Cunalata y Alex Cortez) .... 47

xiv

Gráfico 35. Simulación de la penetración de las cargas reactivas a 12 spf. (Lizeth Cunalata y

Alex Cortez) ............................................................................................................................. 47

Gráfico 36. Curva IPR del pozo ARM-07 como resultado del cañoneo con cargas reactivas.

(Lizeth Cunalata y Alex Cortez) .............................................................................................. 48

Gráfico 37. Estimación del daño de la arena Us después del cañoneo con cargas reactivas.


Gráfico 38. Estimación del daño de la arena Ui del pozo ARM-07 después del cañoneo con

cargas reactivas. (Lizeth Cunalata y Alex Cortez) ................................................................... 49

Gráfico 39. Data input de la arena Us del pozo ARM-08 (Lizeth Cunalata y Alex Cortez) ... 50

Gráfico 40. Simulación de la penetración de las cargas reactivas a 5 spf. (Lizeth Cunalata y

Alex Cortez) ............................................................................................................................. 50



Gráfico 42. Estimación del daño de la arena Us del pozo ARM-08 después del cañoneo con


Gráfico 43. Estimación del daño de la arena Ui del pozo ARM-08 después del cañoneo con


Gráfico 44. Data input de la arena Hollin del pozo ARM-09 (Lizeth Cunalata y Alex Cortez)

.................................................................................................................................................. 52

Gráfico 45. Simulación de la penetración de las cargas reactivas a 5 spf en el pozo ARM-09.




Gráfico 47. Estimación del daño de la arena Hollin del pozo ARM-09 después del cañoneo

con cargas reactivas. (Lizeth Cunalata y Alex Cortez) ............................................................ 54

xv


.................................................................................................................................................. 55

Gráfico 49. Simulación de la penetración de las cargas reactivas a 5 spf en el pozo ARM-10.



(Lizeth Cualata y Alex Cortez) ................................................................................................ 56

Gráfico 51. Estimación del daño de la arena Hollin del pozo ARM-10 después del cañoneo

con cargas reactivas. (Lizeth Cunalata y Alex Cortez) ............................................................ 56

Gráfico 52. Producción del ARM 07, (Petroamazonas 2019) ................................................. 58

Gráfico 53. Producción del ARM 08, (Petroamazonas, 2019) ................................................ 60



Gráfico 56. Relación Penetración vs Caudal, (Lizeth Cunalata y Alex Cortez, 2020) ............ 65

Gráfico 57. Relación Disparos por Pie vs Caudal, (Lizeth Cunalata y Alex Cortez 2020) ..... 67

xvi

ÍNDICE DE TABLAS

Tabla 1. Datos de survey de los pozos ARM 07, 08, 09 y 10, (Lizeth Cunalata y Alex Cortez

2019) ........................................................................................................................................ 35

Tabla 2. Clasificación de información recolectada, (Lizeth Cunalata y Alex Cortez 2019) ... 35

Tabla 3. Clasificación de información recolectada, Alex Cortez y Lizeth Cunalata 2019 ...... 36

Tabla 4. Datos petrofísicos del pozo ARM 10. (Ecuaservoil 2019) ........................................ 43

Tabla 5. Tabla comparativa de resultados de la simulación de los pozos ARM 07, 08, 09 y 10

(Lizeth Cunalata y Alex Cortez 2019) ..................................................................................... 67

Tabla 6. Historial de Producción de ARM 07. (Petroamazonas 2019) .................................... 57




Tabla 10. Tabla de penetración de la carga Connex en los pozos del campo Armadillo. (Lizeth

Cunalata y Alex Cortez 2020) .................................................................................................. 65

Tabla 11. Número de disparos por pie de los pozos del campo Armadillo. (Lizeth Cunalata y

Alex Cortez, 2020) ................................................................................................................... 66

xvii

ÍNDICE DE ANEXOS

Anexo 1. Plan direccional del pozo ARM 07, (Ecuaservoil 2019) .......................................... 74




Anexo 5. String de cañoneo para el pozo ARM 07, (Perfolog2019) ....................................... 78




xviii

ABREVIATURAS Y SIGLAS

API: American Petroleum Institute

BAPD: Barriles de agua por día

BFPD: Barriles de fluido por día

Bo (bbl/stb): Factor volumétrico del petróleo (barriles de petróleo a condiciones de yacimiento

/ barriles de petróleo a condiciones de superficie)

BOPD: Barriles de petróleo por día

BSW %: Porcentaje - base de agua y sedimentos

BuP: Pruebas de restauración de presión Build Up

CCL: Casing collar locator

DOBLE: Doble Densidad de disparo

Form. Pen Avg: Penetración promedio de la carga en la formación medida en pulgadas

h: Intervalo de disparo

IP: Índice de productividad

k BUp: Permeabilidad resultado de un Build Up (mD)

k: Permeabilidad

kc: Permeabilidad de la zona triturada

kd: Permeabilidad de la zona dañada

kh: Permeabilidad horizontal de la formación

kv: Permeabilidad vertical de la formación

mcf: Millones de pies cúbicos estándar

ºF: Grados Fahrenheit de temperatura

Pb: Presión de burbuja

Pr: Presión de reservorio

PSI: Pounds per square inch (libra pulgada cuadrada)

xix

Pwf: Presión de fondo fluyente

Q: Caudal

Qmax: Caudal máximo que puede aportar el pozo

Qob: Caudal de petróleo a la presión de burbuja

rp: Radio de drenaje (acres)

rw: Radio del pozo

Skin BUp: Daño de formación resultado de un Build Up

Skin: Daño de formación

Spf: Shots per foot (Disparos por pie)

T: Temperatura

TCP: Tubing Converged Perforating (cañones transportados por tubing)

Tyac: Temperatura del Yacimiento

Ub ESTATICO: Bajo balance estático

UCS: Unconfined compressive strength

Wellbore Damage: Radio de la zona dañada en el pozo

WL: Wireline (cable eléctrico)

Φ: Porosidad

µ: Viscosidad medida en (cp)

xx

TÍTULO: Estudio para evaluar procesos de cañoneo utilizando cargas reactivas para

minimizar la zona afectada en pozos en el Campo Armadillo.

Autores: Lizeth Estefanía Cunalata Villena


Tutor: Fernando Andrés Lucero Calvache

RESUMEN

Con el paso del tiempo, la industria hidrocarburífera ha venido atravesando una

metamorfosis constante y en las últimas décadas considerablemente dinámica en torno a temas

de mejoramiento de la producción. Con base en este antecedente se optó por explorar las

operaciones de cañoneo de pozos de petróleo y gas (Perforating) en el presente estudio porque

es un procedimiento crucial para garantizar la productividad de los pozos de petróleo y gas.

La función principal de un proceso de cañoneo convencional es crear una comunicación

directa entre el intervalo de interés en el yacimiento con el pozo (wellbore) a través de la

formación de túneles comunicantes, este objetivo se logra por la detonación de jets que

atraviesan el casing, cemento y formación. En esta detonación, la energía expedida por el cañón

es sumamente alta, provocando una afectación directa en la zona del túnel creado por el jet,

conocida como la zona afectada. En este punto la problemática se concentra en el daño

provocado por los escombros o debris que este procedimiento acarrea.

En torno a esta consideración que afecta a la efectividad productiva del pozo, la industria ha

desarrollado múltiples técnicas, herramientas y tecnología para mitigar, prevenir y reducir el

daño, como por ejemplo cañoneo sobre y bajo balance, cañoneo con cámaras de vacío, cañoneo

con cargas de alta penetración, cañoneo con cargas reactivas entre otros.

El presente trabajo se enfoca en evaluar de qué manera las cargas reactivas (aplicación y

desempeño) ayudan a garantizar una mejor productividad como consecuencia de la

disminución del daño provocado por el “bypass” del jet.

PALABRAS CLAVE: CAÑONEO DE POZOS DE PETRÓLEO Y GAS / TÉCNICAS DE

CAÑONEO / CARGAS REACTIVAS CONNEX / CAMPO ARMADILLO / EFECTO SKIN

/ ZONA AFECTADA.

xxi

TITLE: Study to evaluate perforating processes using reactive charges in order to minimize

the affected area in wells in the Armadillo Field

Authors: Lizeth Estefanía Cunalata Villena


Tutor: Fernando Andrés Lucero Calvache P.E.

ABSTRACT

Over the time, the hydrocarbon industry has been going through a constant metamorphosis

and in recent decades considerably dynamic. Based on this background, we opted to explore

the operations of oil and gas well drilling in this study because we consider it a crucial

procedure to guarantee the productivity of oil and gas wells.

The main function of a conventional canyoning process is to create a direct communication

between the interval of interest in the reservoir with the well (wellbore) through the formation

of communicating tunnels, this objective is achieved by the detonation of jets that pass through

the casing, cement and formation. In this detonation, the energy emitted by the cannon is

extremely high, causing a direct affectation in the area of the tunnel created by the jet, known

as the affected area. At this point, the problem focuses on the damage caused by the debris or

debris that this procedure entails.

Around the consideration that affects the productive effectiveness of the well, the industry

has developed multiple techniques, tools and technology to mitigate, prevent and reduce

damage, such as cannon over and under balance, cannon with vacuum chambers, cannon with

high penetration charges, and cannon with reactive loads among others.

The present study focuses on assessing how reactive loads (application and performance) help

to ensure better productivity because of the decrease in damage caused by jet bypass.

KEY WORDS: OIL AND GAS WELLS PERFORATING / PERFORATING TECHNIQUES

/ REACTIVE CHARGES / ARMADILLO FIELD / SKIN EFFECT / CRUSHED ZONE.

1

CAPÍTULO I: GENERALIDADES

1.1. Introducción.

La industria hidrocarburífera a nivel global, contempla una cantidad significativa de nuevos

y diferentes retos día con día, entorno a los procedimientos de upstream, uno de los retos más

frecuentes es la recuperación, mantenimiento y aumento de productividad de pozos de petróleo

y gas, misma que se ve afectada por diversas razones de índole operativas y/o estructurales,

entre las más comunes: depletación del reservorio, migración de finos, fallas en sistemas de

levantamiento artificial, daño de formación (skin), entre otros.

Los esfuerzos que los técnicos realizan para encontrar soluciones a este tipo de problemas

convergen en la innovación y potenciación de operaciones convencionales. El presente estudio

se desarrolló en el área de cañoneo de pozos (Perforating). El objetivo del cañoneo es crear

una comunicación directa y efectiva entre el intervalo de interés del yacimiento y el pozo a

través del bypass de varias cargas en forma de jets a través de la tubería, el cemento, zona

invadida y el reservorio como tal, en esta práctica la evolución de las técnicas de cañoneo ha

permitido el desarrollo de nuevos elementos en la composición de cargas explosivas, basados

en química intermetálica para generar una reacción explosiva adicional después de la

detonación, denominadas cargas reactivas.

La acción de las cargas reactivas Connex consiste en crear una explosión altamente

exotérmica producto de la reacción entre los materiales metálicos que componen el casco del

proyectil inmediatamente después de la detonación, en condiciones de presión y temperatura

del yacimiento provocando un diferencial de presión que remueva efectivamente los escombros

generados producto del bypass del jet después de crear el túnel, generando una mejor limpieza

y geometría en el mismo.

2

El presente estudio se enfoca en analizar el desempeño de las cargas reactivas Connex en

procesos de cañoneo de pozos productores de petróleo, para lo cual han sido objeto de estudio

cuatro pozos del Campo Armadillo en el bloque 55, provincia de Napo, Ecuador: (Armadillo

7, Armadillo 8, Armadillo 9 y Armadillo 10).

El análisis se sustenta en los resultados de simulaciones de cañoneo de los pozos en cuestión,

se utilizó el software comercial iPerf, como herramienta para evidenciar los beneficios que

hemos obtenido gracias al uso y aplicación de las cargas reactivas en términos de productividad

de petróleo.

1.2.Planteamiento del problema

1.2.1. Enunciado del problema

Baja productividad de petróleo por daño de formación en los procesos de cañoneo en el

campo Armadillo.

1.2.2. Descripción del problema

La producción de un reservorio es función de las mínimas fricciones entre el sistema

wellbore – reservorio (entorno del pozo), la cual se ve afectada por las diferentes pérdidas de

presión asociadas a la fluencia de como el petróleo atraviesa las diferentes etapas tales como:

zona dañada, zona invadida, zona afectada, zona virgen, zona compactada y cómo los fluidos

reaccionan en este sistema. Esto implica pérdidas y bloqueos de producción a lo largo de la

vida del pozo.

1.3. Objetivos

1.3.1. Objetivo general

Evaluar los resultados del proceso de cañoneo usando cargas reactivas para minimizar la

zona afectada en los pozos del Campo Armadillo.

3

1.3.2. Objetivos específicos

Recopilar información existente sobre historiales de perforación, producción y

propiedades petrofísicas de al menos tres pozos del campo Armadillo.

Evaluar la acción de las cargas reactivas sobre el efecto skin o daño de formación.

Comparar la productividad del pozo antes y después del uso de las cargas reactivas.

1.4. Justificación e importancia

El desarrollo del tema de investigación propuesto es de crucial valor para entender como el

pozo fluye a través de sus diferentes secciones al conectarse al wellbore y minimizar el efecto

skin para garantizar la productividad de un pozo.

El estudio tiene apoyo de la empresa PERFOLOG, misma que facilitará el acceso a la

información necesaria para el desarrollo del estudio, y brindará asesoría técnica para su

correcto avance.

1.5. Factibilidad y accesibilidad

El presente trabajo es factible debido a que se cuenta con el talento humano de los

estudiantes, tutor y cotutor los cuales están perfectamente capacitados para aportar con una

guía y soporte técnico al desarrollo de la investigación.

Es accesible debido a que tiene todas las facilidades para la recolección de información y

datos necesarios por medio del auspicio de la empresa PERFOLOG, es decir se contará con los

materiales suficientes al igual que la licencia del programa iPerf y el tiempo adecuado para su

ejecución.

1.6. Entorno del estudio

1.6.1. Marco institucional

El presente estudio se realizará bajo la normativa establecida por la Universidad Central del

Ecuador, Facultad de Ingeniería, Minas, Petróleos y Ambiental, Carrera de Ingeniería de

4

Petróleos para la obtención del título de Ingeniero de Petróleos, con el aporte técnico de

PERFOLOG, el cual dará acceso a la información.

1.6.2. Marco ético

El presente estudio, no atentará en ninguna de sus fases contra los principios éticos, morales,

de hecho, garantizará la confidencialidad brindada por PERFOLOG, respetando los derechos

de autor, los resultados del estudio se presentarán de manera clara que no genere conflictos de

interés alguno.

1.6.3. Marco legal

La presente investigación se lleva a cabo en base a los siguientes artículos de los diferentes

cuerpos legales de la República del Ecuador:

Art. 350 de la Constitución de la República del Ecuador.

Art. 123 y 144 de la Ley Orgánica de Educación Superior.

Art. 37 Reglamento de régimen Académico del Sistema Nacional de Educación

Superior.

Art. 1 de la Ley de Propiedad Intelectual.

Guía de Procedimientos para la elaboración de Estudios Técnicos elaborada por la

Universidad Central del Ecuador (UCE, 2018).

5

CAPÍTULO II: MARCO TEÓRICO

2.1. Generalidades del Campo Armadillo

2.1.1. Antecedentes

El campo Armadillo pertenece al Bloque 55, ubicado en la Provincia de Napo. Inició su

producción en 1997 y fue cerrado en 1999 con una tasa de producción de 409 BPPD.

(Petroamazonas, 2015)

Desde agosto de 2012, el campo marginal Armadillo fue asignado por la Secretaría de

Hidrocarburos del Ecuador (SHE) a Petroamazonas EP, que de inmediato inició trámites para

obtener Licencia Ambiental e iniciar actividades en este bloque. Petroamazonas EP realizó un

workover en el pozo Armadillo 1 e incorporó a la producción más de 330 BPPD desde mayo

de 2014, de manos de técnicos nacionales. (Petroamazonas, 2015)

Petroamazonas EP el 10 de febrero de 2015 firmó un contrato con el consorcio Ecuaservoil

S.A. (conformado mayoritariamente por la empresa estatal Belorusneft y por la empresa

ecuatoriana Edinpetrol) para la ejecución de servicios en el Campo Armadillo (Bloque 55) en

el que se invertirán USD 146,07 millones hasta 2020.

En el campo Armadillo desde el 2016 hasta el primer quimestre del 2017 se tuvo una

producción promedia de 241 BPPD.

6

2.1.1. Ubicación de área de estudio

El campo Armadillo geográficamente se encuentra ubicado en la Cuenca Oriente, la que

corresponde a una Cuenca tras arco de los Andes ecuatorianos (Baby, et al., 1998), se extiende

hasta Colombia al Norte y Perú al Sur y hasta el escudo brasileño hacia el Este (Jaillard, et al.,

1997). Pertenece al Bloque – 55, ubicado en la provincia de Orellana, limitado al norte, sur y

este con el Bloque 17 y al oeste con el campo Cononaco – Bloque 61 (figura 1), Actualmente

se encuentra operado por Petroamazonas EP, cuenta con 9 pozos productores siendo su

principal reservorio la arenisca “U” Inferior.

2.1.2. Geología Local

Según Baby et al (1997), la arenisca U inferior esta descrita dentro del sistema deposicional

del Cretácico en el que se definen cambios bruscos de la línea de costa en la 6 plataforma

marino-somera de la Cuenca Oriente (figura 3). Dentro de este sistema se describe la mega

Campo

Armadillo

Gráfico 1. Mapa de Ubicación del Campo Armadillo (Petroamazonas, 2019)

7

secuencia Hollín Napo-Basal Tena, perteneciente al Ciclo Sedimentario III caracterizada por

una serie repetitiva de areniscas, calizas y lutitas asociada a los cambios del nivel del mar

durante el Cretácico (White et al., 1995; Barragán, 1999).

Gráfico 2. Columna tectono-estratigrafica, de la Cuenca Oriente y sus sistemas petrolíferos. (Baby et al., 2014).

Según Baby et al (2014) describe a la arenisca “U” inferior como “Areniscas cuarzosas,

bastante limpias, de grano grueso, con estructura homogénea, grano-creciente,

8

correspondientes a canales fluviales pasando a canales y barras mareales en un medio

estuarino”.

Gráfico 3. Ciclos sedimentarios de la Cuenca Oriente (Baby et al., 2014).

2.2. Cañoneo

El cañoneo es un proceso mecánico utilizado en pozos de petróleo y gas para establecer una

vía de conexión o comunicación directa entre el reservorio y el pozo. El proceso de cañoneo

consiste en bajar una herramienta o cañón que contiene varias cargas explosivas, hasta la

profundidad de la zona de interés y detonar estas cargas que despliegan proyectiles o jets que

9

atraviesan la tubería de revestimiento o casing, el cemento y la formación, creando túneles que

comunican los fluidos del reservorio con el pozo.

Zona Craqueada: se refiere a la región alrededor del pozo que se ha visto afectada

negativamente por el inicio, la propagación y la interacción entre los fluidos de perforación y /

o terminación y el yacimiento (y / o los fluidos del yacimiento).

Zona Invadida: Es la zona donde los fluidos de una formación y el filtrado de lodo están

mezclados.

Zona virgen: es aquella donde los poros en la zona no están contaminados por el filtro de

lodo; por lo tanto, están saturados con agua de la formación, petróleo o gas.

Los procesos de cañoneo han evolucionado constantemente a lo largo del tiempo y de su

aplicación en diferentes condiciones, por lo que en la actualidad existen varios métodos

especiales de cañoneo:

Láser: consiste en la suma de múltiples pulsos para generar una ráfaga de láser, la

misma que atraviesa el revestidor el cemento hasta llegar a la formación de interés.

(Bakhtbidar, Ghorbankhani, 2011).

Tubería de

revestimiento

Cemento

Formación:

Zona filtrada

Zona virgen

Zona Craqueada

Gráfico 4. Representación del proceso de cañoneo (Arrieta, M., 2019)

10

Golpes hidráulicos: sistema que utiliza fluido a altas presiones inyectado a través de

una tubería con arreglos de orificios direccionados hacia la pared del revestidor para

abrir túneles que conecten la zona virgen con el pozo.

Golpes mecánicos: Este método consiste en penetrar el revestimiento, el cemento y la

formación a partir de un disparo con una bala de acero. Se realiza en formaciones

blandas o no consolidadas.

Chorros de agua: consiste en presurizar agua a altas presiones, utiliza fluido con arena

para abrir agujeros a través del revestidor, cemento y formación.

Se considera que un cañoneo es exitoso cuando a través de su acción, se genera un flujo de

hidrocarburos desde la zona de interés del reservorio al pozo, que garantice la productividad

del pozo a lo largo de su ciclo de vida. Parte importante del éxito de las del cañoneo es la acción

de los explosivos en las cargas. Estas cargas son altamente poderosas en términos explosivos,

comúnmente se utilizan:

2.2.1. Sistema de cañoneo

Lo más importante a considerar en el proceso de cañoneo es seleccionar un sistema que se

ajuste a los requerimientos que la completación del pozo demande.

2.2.2. Cañones

La sistematización de los cañones se fundamenta en el conjunto de cargas explosivas, con

ellas un cordón detonante y un dispositivo detonador, ordenados secuencialmente para

obedecer a la señal detonante. Todo este conjunto puede ser transportado desde superficie hasta

el reservorio por un cable eléctrico wireline, por tubería TCP, por coiled tubing o Slick Line.

11

Gráfico 5. Sistema de Cañoneo, (Geodynamics 2018)

2.2.2.1. Tipos de cañones

El tipo de cañón depende del trabajo que se va a realizar. Entre estos se encuentran los

siguientes:

• Cañones recuperables: Los cañones recuperables se configuran generalmente para dejar

la menor cantidad de residuos, lograr una mínima distorsión del cañón y asegurar así,

una fácil recuperación del mismo.

• Cañones semi recuperables: Constan de un fleje recuperable de acero donde van

montadas las cargas. Estas se encuentran recubiertas de cerámica o de vidrio, y los

desechos después de la detonación se parecen a la arena o grava.

• Cañones no recuperables: Consiste en un conjunto de cargas cubiertas, selladas a

presión individualmente, fabricadas comúnmente de un material tal como: aluminio,

cerámica, vidrio o hierro colado. Cuando la carga se detona, fragmenta la cubierta en

pequeños pedazos, estos desechos quedan en el pozo.

2.2.3. Contenedor

Es similar a un tubo metálico que permite posicionar las cargas y el cordón detonador para

un correcto disparo.

12

2.2.4. Detonador

Es un dispositivo cuya función es almacenar el explosivo primario para activar el cordón

detonante. En las técnicas de cañoneo Wireline, los detonadores son activados por medio de

una señal o corriente eléctrica desde superficie, en técnicas de cañoneo con TCP comúnmente

se utilizan detonadores que son activados por percusión.

2.2.4.1. Detonadores eléctricos

Dispositivos que como su nombre lo indica, actúan por una señal eléctrica, comúnmente

usados en cañones que son transportados con cable eléctrico.

2.2.4.2. Detonadores de percusión

Dispositivos accionados por un golpe en la parte sensible del mismo, comúnmente usados

en cañones que son transportados por tubería, no reaccionan a impulsos eléctricos.

2.2.5. Cordón detonante

Es un dispositivo de plástico o metal que acopla explosivamente las cargas. El cordón

detonante es desarrollado a partir de la mecha, utiliza pólvora negra para su acción.

2.2.6. Cargas explosivas

Son dispositivos altamente sensibles, cuya detonación tiene como objetivo crear una vía o

túnel que creen un canal para el flujo de hidrocarburos del reservorio al pozo, atravesando el

casing, cemento y formación.

Casco

Carga explosiva

Casco

Gráfico 6. Carga explosiva y sus partes, (Geodynamics 2019)

13

2.2.6.1. Tipos de cargas explosivas

Cargas de penetración profunda (DP)

Como se puede observar en el gráfico 7, en esta categoría de cargas, la geometría del liner

es una estructura cónica que genera un jet angosto, alargado y fino; consiguiendo una

penetración relativamente profunda y un diámetro de agujero pequeño en comparación con las

cargas de big hole.

Gráfico 7. Secuencia de la acción de las cargas de penetración profunda, (Schlumberger - Perforating Solutions Catalog,

2017)

Formación

Se extiende el

jet y perfora la

Formación

El Jet perfora

el cañón

Después del

colapso

Colapso

del Casco Casco

Cónico

Cañón

Casing

14

Cargas de agujero grande (BH)

Como se observa en el Gráfico 8, este tipo de cargas tienen la geometría del liner parabólica o

hemisférica, empleadas con el fin de incrementar el área total de flujo y el rendimiento de la

densidad de disparos. (Behrmann, y otros, 2000, págs. 56,57)

Gráfico 8. Secuencia de la acción de las cargas de agujero grande, (Schlumberger - Perforating Solutions Catalog, 2017)

Formación

Casing

Fluido

Cañón

Casco

parabólico

Colapso

del Casco

Movimiento

lento del Jet

Concentración

del material

Expansión

del Jet

El Jet se

extiende

lentamente

Agujero

grande en

casing

Agujero

pequeño en

cañón

15

Cargas reactivas Connex

La tecnología de las cargas reactivas Connex se ha desarrollado gracias a los esfuerzos de

investigación en el campo de la química intermetálica para la aplicación balística en actividades

militares. (Bell, Hardesty & Clark, 2009).

QinetiQ, empresa que presta servicios al departamento de defensa de Reino Unido propuso

aplicar esta tecnología para estudios y desarrollo específico en la combinación de materiales

de cargas moldeadas en cañoneo de pozos de petróleo y gas. Esta tecnología se introduce a la

industria hidrocarburífera a finales de 2007, actualmente más de cuarenta compañías

operadoras han usado estas cargas en varios casos de estudio en diferentes continentes. (Bell,

Hardesty, Clark &2009). Ecuador no es la excepción debido a que estas cargas ya se han usado

en la Cuenca Oriente, específicamente en el campo Armadillo del bloque 55.

Las cargas reactivas Connex son visualmente similares a las cargas convencionales como

se evidencia en el Gráfico 7, se diferencian entre sí por su composición química, las cargas

reactivas Connex son dispositivos creados con materiales metálicos de alta densidad que

reaccionan entre sí inmediatamente después de la detonación del jet.

Gráfico 9. Cargas reactivas Connex, (Geodynamics 2019)

16

Funcionamiento de las cargas reactivas

Las cargas reactivas Connex se utilizan en procesos de cañoneo ya sea con cable (wireline)

o con tubería (TCP) en pozos de petróleo y gas. La función principal de estas cargas es generar

una reacción química de alta energía como producto de la interacción entre los materiales

componentes del casco inmediatamente después de la detonación del jet, se genera un

diferencial de presión en la zona afectada que permitirá una óptima remoción de los escombros

generados como consecuencia del bypass del jet a través del casing, el cemento y la formación.

Teniendo como resultado una mejor comunicación pozo-formación, creando túneles más

grandes, geométricamente mejor definidos y más limpios, de esta manera se tendrán varios

beneficios como: la reducción del skin por cañoneo, un mejor flujo del fluido y adicionalmente

una mini fractura en la punta del túnel perforado.

Las cargas se despliegan normalmente como con las cargas convencionales sin ningún tipo

de manejo especial de almacenamiento, cantidad de carga o procesos de corrida de herramienta.

Cuando se detona el explosivo el jet atraviesa o “by passea” la tubería, el cemento y la

formación.

La acción del bypass del jet acarrea consigo los escombros generados en la zona afectada.

Inmediatamente de la detonación el material de las cargas reactivas Connex realiza su trabajo.

Gráfico 10. Representación de la detonación del jet, (Geodynamics 2019)

17

El resultado de la reacción exotérmica se exhibe en la geometría del túnel, la limpieza y la

creación de una mini fractura en la punta del túnel cañoneado.

Estos diferentes beneficios se evidencian en las pruebas de laboratorio, en dónde se

despliegan jets en núcleos o rocas, mismas que son sometidas a presión para emular las

condiciones del yacimiento en subsuelo y poder simular de mejor forma la acción de estas

cargas.

Gráfico 11. Representación de la reacción exotérmica de la carga, (Geodynamics 2019)

Gráfico 12. Representación de los resultados obtenidos por el uso de las cargas reactivas

Connex, (Geodynamics 2019)

18

Las ventajas operativas que brinda el uso de las cargas reactivas Connex en los procesos de

cañoneo son:

Mejora la geometría del túnel.

Mejora la remoción de los escombros en el túnel.

Reducción considerable del efecto skin.

Creación de una mini fractura en la punta del túnel.

En procesos de estimulación por fracturamiento hidráulico, puede reducir la presión

inicial de la fractura hasta en 70%.

Puede mejorar la productividad del pozo entre 30% y 40%.

Gráfico 13. Evaluación de las cargas reactivas Connex en núcleo a nivel de laboratorio, (Geodynamics 2019)

Gráfico 14. Representación de las ventajas que se obtiene con la aplicación de las cargas reactivas Connex en

comparación con el uso de cargas convencionales, (Geodynamics 2019)

19

Gracias a los resultados obtenidos de la aplicación de las cargas reactivas Connex a nivel de

laboratorio y campo se ha identificado un gran potencial que tiene esta tecnología en procesos

de estimulación de pozos por fracturamiento hidráulico, estimulación con ácidos y por supuesto

en pozos de inyección para procesos de recuperación mejorada de petróleo. Así mismo se

proyecta un amplio campo de estudio para su aplicación en carbonatos y lutitas.

2.2.6. Partes de las cargas explosivas

Las partes en términos generales que componen las cargas explosivas son:

Casco o case

El casco es un elemento que tiene como función soportar la fuerza de la detonación el tiempo

suficiente para que se forme el jet. Generalmente es metálico zinc, aluminio, acero, existen

casos especiales donde los cascos pueden ser de vidrio.

Explosivo

Considerado uno de los elementos más importantes, el explosivo es el material que expele

su energía a gran velocidad.

Cubierta o liner

Este elemento está formado por materiales pulverizados como plomo, estaño, zinc,

tungsteno o cobre, se encuentra en el centro de la carga explosiva y su acción es crítica para la

formación del jet en el momento de su colapso.

2.3.Tipos de cañoneo

En la Industria Petrolera se aplica diferentes técnicas para realizar las operaciones de

cañoneo:

2.3.1. Cañoneo con Wireline Convencional

Esta técnica se la realiza utilizando unidades de cable con portadores de carga hasta llegar

a la zona de interés.

20

Los portadores jet son de dos tipos:

Casing Gun: Tipo de cañoneo que sirve para punzonar el casing.

Through tubing: Cañones que son de menor diámetro en el casing gun y que son bajados

a través de la tubería de producción.

2.3.2. Cañoneo Wireline- Casing Gun

El sistema de Casing Gun es un proceso de cañoneo corrido en el pozo con cable eléctrico

para tener un control de profundidad preciso que se la realiza a condiciones de sobre balance.

Esta condición indica que la presión de la columna hidrostática es mayor a la presión del

reservorio, lo cual evita el soplado de los cañones hacia arriba, debido a que este sistema trabaja

con cargas de alta penetración que alcanza rangos más allá de la zona dañada, lo que provoca

que los túneles perforados se taponen con los debris dejados por el bypass del jet, y reduce la

permeabilidad original entre 60-80%.

Gráfico 15. Representación de Casing Gun, (Arrieta, M., 2019)

21

Las ventajas del sistema Casing Gun son:

Uso de cargas de alta penetración y de gran diámetro.

Más económico con respecto al TCP.

Tiempo de operación de 4 a 8 horas.

Las desventajas del sistema Casing Gun son:

Debido a las condiciones de sobre balance se presenta un severo daño de formación.

Reduce la permeabilidad a un 60-80%.

2.3.3. Cañoneo wireline-through tubing

El cañoneo con Through Tubing tiene limitaciones con el tamaño de la carga de perforación

porque las cargas deben ser lo suficientemente pequeñas como para que funcionen dentro de la

completación. Además, es preocupante la penetración de este tipo de cargas muchas veces no

pueden penetrar en la formación y frecuentemente no atraviesan la zona dañada por el lodo de

perforación. Típicamente el tamaño de la carga es 2 ⅛ “

Gráfico 16. Representación de through tubing, (Arrieta, M., 2019)

22

Las ventajas del sistema Through Tubing son:

Rápido despliegue y recuperación mediante el uso de unidades de wireline y Electric

line.

Control preciso de la profundidad.

Reducción de costos porque no requiere de recuperación de completación.

Las desventajas del sistema Through Tubing son:

Al usar cargas de menor diámetro la profundidad de penetración es menor.

La longitud de la perforación en una corrida es limitada por el equipo de superficie.

El uso de cargas pequeños y una presión diferencial limitada para las operaciones con

wireline provoca una zona de menor permeabilidad.

2.3.4. Cañoneo con TCP (tubing conveyed perforation system)

El cañoneo con TCP permite bajar los cañones a la profundidad deseada a través de tubería

y junto con ella se baja una empacadura que debe ser asentada antes de iniciar el proceso de

cañoneo. Cañoneo con TCP puede trabajar en condiciones de bajo balance y sobre balance.

Condiciones de bajo balance: Consiste en cañonear cuando la presión de la columna es menor

a la de reservorio por lo tanto se minimiza el efecto skin en la zona afectada, teniendo como

resultado túneles más limpios y definidos. (Basantes,2017)

Condiciones de sobre balance: Consiste en cañonear la formación cuando la presión de la

columna es mayor a la de reservorio, las perforaciones son de mayor penetración, pero a la vez

vamos a tener mayor daño en la zona afectada por la invasión de los fluidos de control o

invasión de finos. (Basantes,2017)

23

Gráfico 17. Representation de tubing conveyed perforation system, (Arrieta, M., 2019)

Ventajas de TCP (Tubing Conveyed Perforation System)

Este sistema puede ser usado bajo una mayor caída de presión por debajo de las

condiciones de bajo balance, especialmente para la prueba de pozos de H2S de alta

presión.

Es adecuado para pozos altamente desviados.

Proporciona un mayor rendimiento del pozo a diferentes condiciones.

Desventajas de TCP (Tubing Conveyed Perforation System)

El costo de este sistema es 25% más que otras técnicas para cañoneo.

Se requiere una mejora en la detección adecuada del disparo de la carga para reducir el

tiempo de explosión.

24

2.4. Método de para el cálculo de IPR

Método de Vogel

Vogel desarrollo una ecuación para el cálculo de la IPR en pozos productores de petróleo

a partir de un yacimiento saturado. A pesar de que el método de Vogel solo fue diseñado

para yacimientos saturados con empuje de gas en solución, este método también es

aplicable para yacimientos en los cuales la saturación de gas incremente al disminuir la

presión. Inicialmente Vogel no tomo en cuenta los efectos de daño diferentes de cero, sin

embargo, la modificación de Standing permitió aplicar este método a pozos estimulados o

dañados. (Cabarcas, 2014)

La forma general para realizar la gráfica de la IPR para todos los casos considerados por

Vogel llego a la siguiente relación entre la tasa de flujo y la presión adimensionales.

𝑞0

𝑞0(𝑚𝑎𝑥)= 1 − 0,2(

𝑃𝑤𝑓

𝑃𝑟) − 0,8(

𝑃𝑤𝑓

𝑃𝑟)² Ecuación (1)

Donde:

𝑞0= Tasa de flujo inicial.

𝑞0(𝑚𝑎𝑥)= Tasa de flujo máxima.

𝑃𝑤𝑓= Presión de fondo fluyente.

𝑃𝑟= Presión de reservorio.

2.5.Factores que afectan al cañoneo

2.5.1 Taponamiento de los disparos

Cuando el cañón llega a la zona de interés se ejecuta el disparo para que el proyectil o jet

realice un bypass a través del casing y el cemento hasta llegar a la formación lo cual genera

una cantidad de residuos metálicos que combinados con las partículas del cemento y la

formación generan un daño o skin por cañoneo. Los fluidos o lodos de alta densidad

combinados con sólidos pesados generan taponamiento en los túneles generados por los

disparos. (Freire & Mullo, 2014)

25

2.5.2. Efectos de usar fluidos limpios

Para aumentar la producción de un pozo es necesario realizar el cañoneo en aceite o

salmuera limpias con la presión de formación a favor, y se debe contar con una limpieza de los

punzonamientos. (Cañoneo de pozos perforación avanzada,2016)

2.5.3. Resistencia a la compresión

Antes de realizar el proceso de cañoneo es indispensable conocer con qué tipo de formación

vamos a trabajar ya que el tamaño del túnel va a depender de la resistencia de compresión del

casing, cemento y la roca de la formación. (Cañoneo de pozos perforación avanzada,2016)

2.5.4. Densidad de los disparos y ángulo de fase

La determinación de la densidad de los disparos depende de la producción requerida y de

longitud que del intervalo en la zona de interés. Para pozos con producción baja, es

conveniente disparar 4 disparos por pie de 0.5pulg. Para formaciones poco consolidadas es

recomendable disparar 4 disparos por pie de diámetro de 1 pulg. y para terminaciones con

empaque de grava se requiere 4 a 8 disparos por pie de 0.75 pulgadas. (Freire & Mullo, 2014)

La densidad de disparo dará lugar a la selección de un correcto ángulo de fase. El ángulo de

fase hace referencia al orden geométrico que en donde se sitúan las cargas para poder cumplir

la densidad de disparo seleccionada.

26

Gráfico 18. Representación de ángulo de fase, de 60°, (Geodynamics 2019)

2.5.5. Presión diferencial

Es importante mantener un enfoque respecto al estado del pozo (sobre-balance, balance,

bajo-balance) permite obtener un adecuado diseño del sistema de cañoneo. Por lo general al

hablar de un sistema de wireline se lo realiza en una condición de sobre-balance, debido a que

el peso de la herramienta es lo único que ejerce presión en la formación, es así que, se podría

producir un soplo si no se aplica presión para equilibrar la columna hidrostática. (Freire &

Mullo, 2014)

2.5.6. Efecto Skin o Daño de formación

El concepto de efecto skin s fue introducido por Van Everdingen and Hurst (1949) este

efecto está direccionado a describir alteraciones que puedan existir en el pozo o wellbore, el

parámetro del yacimiento que suele ser más afectado es la permeabilidad, el daño puede ser

causado por prácticamente cualquier operación o trabajo que se realice sea este de perforación,

completación, cañoneo, inyección de fluidos o bacterias, etc.

27

La estimulación matricial ha probado ser efectiva en la reducción del efecto skin causado

por cementación o invasión de fluidos. Sin embrago el efecto skin es el resultado de la adición

de varios factores y se lo podría describir de la siguiente manera:

Ecuación (2)

Según la fórmula propuesta por Hawkins en 1956:

Ecuación (3)

Donde:

s: Daño de formación.

k: permeabilidad original de la formación.

ks: permeabilidad alterada.

rs: radio de drenaje.

rw: radio del pozo.

Se genera una aseveración para entender el efecto skin en términos de ingeniería de

producción, si ks < k, el pozo presenta un daño en consecuencia s > 0; si ks > k, el pozo presenta

una condición de estimulación así que s < 0. Si s = 0 o similar a 0 se dice que la permeabilidad

alterada es igual a la permeabilidad original del reservorio.

Daño por perforación

Este tipo de daño es producto de la interacción de los sólidos contenidos en los fluidos de

perforación (agentes viscosificantes, densificantes etc.) y los minerales de la formación

(arcillas, feldespatos).

28

Daño por cañoneo

El daño se genera por sólidos creados en el proceso de cañoneo o disparo, para poder

remover este tipo de daño es conveniente minimizar el daño de perforación, usar la presión de

surgencia durante el punzado y usar tuberías y fluidos limpios para evitar la contaminación.

2.4.7. Índice de productividad

Es la capacidad que tiene un pozo para producir petróleo desde una arena productora, a una

determinada presión de reservorio y a una presión de fondo fluyente. Es decir, el índice de

productividad es una relación entre el caudal producido diariamente y la caída de presiones

entre la presión de reservorio y la presión de fondo fluyente (Drawdown). (Cabarcas,2014)

𝐽 =𝑞𝑜

𝑃𝑟−𝑃𝑤𝑓 Ecuación (4)

Donde:

J= Índice de productividad.

𝑞𝑜= Caudal inicial bls/día.

𝑃𝑟 = Presión de reservorio Psi.

𝑃𝑤𝑓 = Presión de fondo fluyente Psi.

El índice de productividad para un pozo incluyendo el daño se lo expresa así:

𝐽 =0.00708𝑘ℎ

(𝑃𝑟−𝑃𝑤𝑓)[ln (0,472 𝑟𝑒/𝑟𝑤)]+𝑆∫

𝑘0

𝑢𝑜𝐵𝑜𝑑𝑃

𝑃𝑅

𝑃𝑤𝑓 Ecuación (5)

2.5.8. Resistencia a la compresión uniaxial UCS

La resistencia a la compresión uniaxial (UCS) es el esfuerzo de compresión axial máximo

que puede tolerar una muestra cilíndrica recta de material antes de fracturarse. Se conoce

también como la resistencia a la compresión no confinada de un material porque el esfuerzo de

confinamiento se fija en cero. (Schlumberger, 2019)

29

El UCS es relevante para elegir el peso adecuado en la broca, evaluar la eficiencia de la

operación de perforación, el desgaste de la broca y el tiempo de vida útil eficiente de la broca

en uso. Se define como la cantidad de esfuerzo axial que un cilindro de roca predefinido puede

tolerar antes de fallar y depende de varios parámetros como la litología , la cantidad

de compactación , la porosidad, la cementación y el contenido del fluido. La mayoría de los

problemas que se enfrentan al practicar el análisis de estabilidad del pozo implican la

evaluación de las propiedades mecánicas de la roca, especialmente la formación de UCS.

(Hassanvand, Moridi, Fattahi, Zarga & Kamari, 2018).

2.6.Factores que afectan al índice de productividad

Comportamiento de las fases en yacimientos.

El comportamiento de las fases es un parámetro del cual depende el índice de productividad

debido a que, si el fluido de yacimiento está por encima de la presión de burbuja a la presión

inicial del yacimiento, por lo tanto, no existe gas libre en ninguna parte del yacimiento. Sin

embargo, si la presión en algún punto cae por debajo de la presión de burbuja se formará gas

libre y la permeabilidad relativa se reducirá. Por lo tanto, si el pozo produce a una tasa que

requiere que la presión de fondo fluyente sea menos que la presión de burbuja, permeabilidad

relativa y el índice de productividad disminuirá alrededor de la cara del wellbore. (Cabarcas,

M, 2014)

Permeabilidad relativa

Si el espacio poroso de la roca es ocupado por gas, se reducirá en la capacidad de la fase

líquida para fluir. La permeabilidad relativa es la relación entre la permeabilidad efectiva y la

permeabilidad absoluta de la roca. Esta permeabilidad disminuiría si el líquido se satura en un

yacimiento de gas y esto es resultado de la condensación retrograda.

https://www.sciencedirect.com/topics/engineering/axial-stress

https://www.sciencedirect.com/topics/earth-and-planetary-sciences/lithology

https://www.sciencedirect.com/topics/engineering/compaction

https://www.sciencedirect.com/topics/engineering/cementation

30

𝑘𝑟0 =𝑘0

𝑘 Ecuación (5)

Donde:

kr0: Permeabilidad Relativa.

ko: Permeabilidad efectiva.

k: Permeabilidad absoluta.

2.7. SIMULADOR iPerf

El simulador iPerf es un software de cañoneo que utiliza los últimos desarrollos de modelaje

para ofrecer un rendimiento realista del sistema de fondo de pozo basados en más de 5000

pruebas realizadas a las cargas a nivel de laboratorio en rocas de formaciones a condiciones de

pozo. Los resultados del desempeño de la simulación incluyen: Profundidad de penetración de

la carga, limpieza del túnel y estimación de producción.

31

CAPÍTULO III: METODOLOGÍA

3.1. Tipo de estudio

Este estudio es del tipo descriptivo-analítico sobre el trabajo que realizan las cargas reactivas

Connex en procesos de cañoneo para pozos de petróleo del campo Armadillo.

3.2. Universo y muestra

El universo de estudio comprende los pozos del campo Armadillo perteneciente al bloque

55 de la Cuenca Oriente de Ecuador operado por el consorcio Ecuaservoil.

Gráfico 19. Mapa estructural del tope de la arena U superior, (Ecuaservoil 2019)

-9590

-9600

-9600

-9610

-9610

-9620 -9610

-962

0-9

630

-9590-9580

-957

0

-9570

-9550

-9550

-9570

-9580

-9590

-9560

-956

0

-9550-9540

-9530

-9520-9510-9500-9490

-94

90

-9480

-9480

-9470

-9470

-9460

-9460

-9450

-9450

-9440

-9440

-9400

-9430

-94

30

-9420

-9420

-9410

-9410

-9410

-9400

-9400

-9390

-9390

-9380

-9380

-9370

-9500-9360

-9360

-9410

-9410

-9420

-9310

-9400

-9400

-9350

-9390

-9390

-9380-9370

-9340

-934

0

-9370

-9360

-9360-9350

-9330

-9340

-9340

-9340

-9350

-93

50

-9360

-9360

-9370

-9370

-9380

-939

0 -9400

-9410

-9340

-9420

-9280

-9330

-9330

-9330

-93

30

-9330

-9320

-9320

-9320

-9320

-9320

-9430

-9310

-9310

-9310

-9310

-9310

-9310

-9310

-931

0

-9310

-933

0

-9440-9

270

-9350

-9300

-9300

-9300

-9300

-93

00

-9300

-9300

-9300

-9300

-9280 -9280

-9290

-9310

-9300

-9280

-9290

-9280

-9290

-9290

-9290

-9290

-9290

-9280

-9280

-9280

-9280

-9270

-9270

-927

0

-9260

-9280

-9270

-9260

-92

60

-9260

-933

0

-9250

-9250

-925

0

-9240

-9240

-9240

-93

00

-9230

-9230

-9230

-9220

-9220

-922

0

-9210

-9210

-921

0

-9260

-9200

-92

00

-9190

-9190

-9190

-9180

-9170

-9280

-9180

-9180

-925

0

-9260 -9400

-9290

-9290

-9290

-9290

-9290

-9290

-9280 -9280

-9380

-9390

-9170

-9170

-9270

-937

0-9360

-9160

-9160

-9150

-915

0

-9140

-9140

-9140-9

130

-9330

-9330

-93

30

-9360

-9360

-9370

-937

0

-9340

-934

0

-93

40

-912

0

-9350

-9350

-9380

-9380

-9320

-93

20

-9320

-9320

-9440

-9390

-9390

-9400

-9410

-9430

-9420

-9110

-9110

-9100

-9080

-9090

-9270

-9250

-92

20

-9240

-9230-9260

-91

80

-9280

-9314

ARMB-002

-9281

ARMB-003

-9265

ARMB-004

-9248

ARMB-005

-9299

ARMB-006

-9276

ARMB-007

-9270

ARMB-008

-9295

ARMB-009

-9250

ARMB-010

-9274

ARMB-011

-9292

ARMA-001

-9269

ARMB-012

293600 293800 294000 294200 294400 294600 294800 295000 295200 295400 295600 295800 296000 296200 296400 296600 296800 297000

293600 293800 294000 294200 294400 294600 294800 295000 295200 295400 295600 295800 296000 296200 296400 296600 296800 297000

9895000

9895200

9895400

9895600

9895800

9896000

9896200

9896400

9896600

9896800

9897000

9897200

9897400

9897600

9897800

9898000

9898200

9898400

9898600

9898800

9899000

9899200

9899400

9895000

9895200

9895400

9895600

9895800

9896000

9896200

9896400

9896600

9896800

9897000

9897200

9897400

9897600

9897800

9898000

9898200

9898400

9898600

9898800

9899000

9899200

9899400

0 100 200 300 400 500m

1:10000

-9625-9600-9575-9550-9525-9500-9475-9450-9425-9400-9375-9350-9325-9300-9275-9250-9225-9200-9175-9150-9125-9100

Depth

32

Gráfico 20. Mapa estructural del tope de la arena hollín superior, (Ecuaservoil 2019)

Se tomó como muestra cuatro pozos: Armadillo 07, 08, 09 Y 10 pozos cañoneados con

cargas reactivas Connex en las arenas: “U superior”, “U inferior” y “Hollín superior” en una

nueva campaña de cañoneo que empezó en enero de 2019, se considera que es una muestra

confiable porque refleja y nos permite evaluar el funcionamiento de las cargas reactivas

Connex en distintas condiciones de aplicación.

33

3.3. Instrumentos de recopilación y procesamiento de información

Los instrumentos de recopilación de información son: la base de datos proporcionada por el

consorcio Ecuaservoil, donde se muestran los datos de producción, completación, registros

eléctricos, propuestas y programas de cañoneo, adicionalmente se contó con el software iPerf

cuya licencia y autorización de uso fue proporcionada por la empresa PERFOLOG, con el fin

de realizar simulaciones del desempeño del cañoneo llevado a cabo en estos pozos.

Una vez obtenida la información se canalizó la misma en un documento de Excel que se

refleja en la Tabla 3 que permitió ordenar y entender las condiciones y características de cada

pozo.

La secuencia del análisis de datos que se obtuvo se explica a continuación:

1. En un principio se agrupó la información existente de los pozos cañoneados por la

empresa PERFOLOG en el campo Armadillo desde enero de 2019. Mismos que corresponden

a los pozos número 7, 8, 9 y 10.

2. Seguido se filtró la información existente de cada uno de los pozos en varios aspectos

importantes:

a. Datos de Producción: Producción actual, corte de agua, densidades de fluidos, relación gas

petróleo, factor volumétrico.

b. Petrofísica: arena disparada, porosidad, permeabilidad efectiva, saturación de agua,

contenido de arcilla, relación de permeabilidad, tiempo de tránsito, densidad de grano,

viscosidad.

c. Presiones: radio de drenaje, presión estática del reservorio, presión de fondo fluyente, UCS,

compresibilidad de la roca, gradiente de fractura.

d. Cargas: Cargas reactivas Connex.

34

e. Condición del Cemento: mV sobre y bajo la arena, canales sobre y bajo la arena.

f. Estado mecánico del pozo.

3. Con la información debidamente organizada y analizada se procedió a realizar la

simulación con las condiciones reales en torno a los pozos.

35

SURVEYS

Medición ARM 07 ARM 08 ARM 09 ARM 10

MD 1000 3000 6000 9000 11000 1000 3078 6063 9048 11013 1000 3087 6073 9070 11058 1000 3091 6077 9037 11030

Inclinación 3,65 33,38 13,15 0 0 4,64 10,86 13,89 12,24 5,85 6,7 20,7 0,66 0,18 0,97 4,21 20,13 0,44 0,7 0,18

Azimut 69,72 69,72 69,72 0 0 60,54 96,41 112,5 110,39 113,02 11,41 7,45 60,62 78,82 198,13 138,94 131,8 152,55 250,81 254,59

TVD 999,9 2839,4 5450,9 8443,2 10443,2 998,93 3040,16 5938,23 8833,95 10758,02 998,73 2999,62 5895,38 8892,34 10879,96 999,69 3000,87 5915,69 8875,82 10868,29

Tabla 1. Datos de survey de los pozos ARM 07, 08, 09 y 10, (Lizeth Cunalata y Alex Cortez 2019)

COMPLETACIÓN

ARMADILLO 7 ARMADILLOS 8 ARMADILLO 9 ARMADILLO 10

Tamaño del hoyo (in) 8,5 8,5 8,5 8,5

Fondo del hoyo (ft) 11474 11176 11176 11088

OD Casing (in) 7 7 7 7

Tope del casing (ft) 11472 11132 11129 11088

Base del casing (ft) 11474 11174 11176 11090

Peso del casing (lb/ft) 26 26 26 26

Grado del casing P110 P110 P110 P110

Tubing (in) 3,5 3,5 3,5 3,5

Densidad de disparo (spf) 12 5 5 5

Tabla 2. Clasificación de información recolectada, (Lizeth Cunalata y Alex Cortez 2019)

36

RESERVORIO

POZOS ARMADILLO 7 ARMADILLO 8 ARMADILLO 9 ARMADILLO 10

Arena NAPO U NAPO U Hollín Hollín

Formación U superior U inferior U superior U inferior Hollín Superior Hollín Superior

Intervalo a disparar (ft) 10828-10834 10842-10860 10524-10528 10530-10556 10914-10946 10869-10900

Intervalo total de la arena (ft) 10828-10860 10524 - 10556 10914-10946 10869-10900

Fondo del pozo (ft) 11474 11176 11129 11090

Porosidad (%) 11,60 19 13 16 10 16

Permeabilidad (mD) 100 100 200-300 500-600 80-120 200-230

GOR (scf/bbl) 114 100 114 75 75

Densidad del agua (lb/gal) 8,4 8,4 8,6 8,6 8,6 8,6

Saturación de agua (%) 27,7 20,1 26 15 31 30

Relación de permeabilidades 0,3 0,3 0,3 0,3

Producción (junio-2019) 774 BFPD - 341 BPPD - 56BSW 181 BFPD - 152 BPPD - 16 BSW 162 BFPD - 146 BPPD - 16 BSW 488 BFPD - 195 BPPD - 60 BSW

Presión de fondo fluyente (psi) 1250 - - - -

Presión de reservorio (psi) INICIAL 3380 ACTUAL 1755 INICIAL 3385 ACTUAL 1755 INICIAL 4200 ACTUAL 3125 INICIAL 4185 ACTUAL 3125

°API 17,1 16,5 23,1 23,1

Temperatura de Reservorio (°F) 226 226 226 226 228 228

Tabla 3. Clasificación de información recolectada, Alex Cortez y Lizeth Cunalata 2019

37

3.3.1. Pozos cañoneados con cargas reactivas Connex

Pozo Armadillo 07

El pozo Armadillo 07 fue re-cañoneado el 18 de enero del 2019 con la técnica TCP, a

condiciones de bajo balance de 2000 psi y utilizando cargas reactivas Connex a 12spf los

objetivos principales fueron los intervalos de las arenas U superior: 10828 – 10836 (ft) (8 ft) y

U inferior:10842 – 10860 (ft) (18 ft) en MD, como se refleja en el registro las condiciones son

favorables para la arena U superior un GR=60 API, resistividad = 50 ohm-m una zona con

porosidad presente, para la arena U inferior un GR= 32 API, resistividad=950 ohm-m y

porosidad, parámetros generales que sugieren el re-cañoneo con cargas reactivas Connex en

esta zona.

En el Gráfico 22 se aprecian las condiciones petrofísicas, mismas que se muestran favorables

tanto en porosidad, permeabilidad, saturación de agua los valores se encuentran en la Tabla 3.

U superior

U inferior

Gráfico 21. Registro eléctrico de las zonas de interés del pozo Armadillo 07, (Perfolog 2019)

38

Gráfico 22. Petrofísica de las zonas de interés del pozo Armadillo 07, (Perfolog 2019)

Se evaluó la condición del cemento sobre y bajo la zona de interés en los intervalos: 10828

– 10836 (ft) y 10842 – 10860 (ft) y como muestra el Gráfico 23 las condiciones del cemento

reflejan un aislamiento regular para evita la invasión de fluidos no deseados.

Gráfico 23. Estado del cemento en las zonas de interés del pozo Armadillo 07, (Perfolog 2018)

39

Pozo Armadillo 08

El pozo Armadillo 08 fue cañoneado el 08 de enero de 2019 con TCP en condiciones de

bajo balance con 2000 psi utilizando cargas reactivas Connex a 5 spf, según el análisis de la

petrofísica Gráfico 25 se distinguen las zonas de interés en la Arena U intervalo superior:

10524 - 10528 (ft) (4 ft) en MD e intervalo inferior: 10530 - 10556 (ft) (26 ft) en MD, se aprecia

una lectura promedio de GR=60 API y Resistividad de 40 y 300 ohm-m respectivamente,

sugiere que la zona de arenisca tiene potencia hidrocarburífero Gráfico 24.

Gráfico 24. Registro eléctrico a hueco abierto de las zonas de interés del pozo Armadillo 08, (Perfolog 2019)

40

Gráfico 25. Petrofísica de las zonas de interés del pozo Armadillo 08, (Perfolog 2019)

En el Gráfico 26, se aprecia un buen aislamiento del cemento con valores de amplitud 2

mV en promedio, sin presencia de canalización.


41

Pozo Armadillo 09

El pozo Armadillo 09 fue re-cañoneado el 10 de febrero de 2019, utilizando TCP en

condiciones de bajo balance con 3200 psi utilizando cargas reactivas Connex a 5 spf con

cañones de 4 ½ in de diámetro en el intervalo de la arena Hollin Superior: 10914 – 10946 (ft)

(32 ft).

Hollín Superior

Gráfico 27. Registro eléctrico a hueco abierto de la zona de interés del pozo Armadillo 09, (Perfolog 2019)

Gráfico 28. Petrofísica de la zona de interés del pozo Armadillo 09, (Perfolog 2019)

42

En hollín superior de denota una integridad regular del cemento con valores fluctuantes

ente 3 y 5 mV de amplitud en el registro de cemento, ver Gráfico 29


43

Pozo Armadillo 10

El Pozo Armadillo 10 fue cañoneado con TCP y cargas reactivas Connex en condiciones de

bajo balance con 3200 psi, el trabajo se llevó acabo en la arena Hollin Superior en el intervalo

(10869- 10900 ft) (31 ft) con cañones de 4 ½ in de diámetro, con cargas Conex a 5 spf, tomamos

como referencia el GR=43 API del lithoscanner debido a que no contamos con el registro a

hueco abierto.

En la Tabla 4, se observa los valores de las propiedades petrofísicas obtenidas del programa

IP en el intervalo cañoneado (10869 – 10900 ft) de la formación Hollín Superior del pozo

Armadillo 10.

INTERVALO POROSIDAD SATURACION Sw PERMEABILIDAD

10869 – 10900 (31ft) 15 - 17% 30% 200 – 230 md

Tabla 4. Datos petrofísicos del pozo ARM 10. (Ecuaservoil 2019)

Gráfico 30. Lithoscanner de la zona de interés del pozo Armadillo 10, (Perfolog 2019)

44

Gráfico 31. Registro eléctrico a hueco abierto de la zona de interés del pozo Armadillo 10, (Perfolog 2019)

En la arena hollín superior, la integridad del cemento se muestra buena según el registro

de cemento, Gráfico 32

Gráfico 32. Registro de cemento de la zona de interés en el pozo Armadillo 10, (Perfolog 2019)

45

3.4. Metodología de desarrollo

Ilustración 1. Flujograma utilizado para la obtención de resultados. (Lizeth Cunalata y Alex Cortez 2019)

3.5. Análisis de resultados

Una vez seleccionados los pozos candidatos se realizaron simulaciones en el software iPerf

facilitado por la empresa Perfolog, con el objetivo de determinar el daño de formación y las

curvas de IPR, para lo cual utilizamos la información recolectada y filtrada con anterioridad.

Si

No

No

Si

46

Proceso de simulación con el software iPerf

El proceso de simulación con el software iPerf se detalla continuación para cada pozo.

Armadillo 07

Como primer paso para la simulación del pozo Armadillo 07 se debe seleccionar del reporte

de Survey por lo menos 5 puntos a diferentes profundidades para tener una representación

gráfica del pozo. Ver Tabla 1.

Seguido introducimos la data del pozo (input) como podemos ver en el siguiente gráfico, el

software nos sugerirá un valor de UCS entre 5566-9310 psi debido a que no contamos con una

data exacta medida en laboratorio, una permeabilidad de 100mD para los dos intervalos y una

porosidad de 11 y 19% respectivamente.

Gráfico 33. Data input de la arena Us del pozo ARM-07 (Lizeth Cunalata y Alex Cortez)

47

Gráfico 34. Data input de la arena Ui del pozo ARM-07 (Lizeth Cunalata y Alex Cortez)

El pozo Armadillo 07 se cañoneo con una densidad de disparo de 12 spf cuya profundidad

de la penetración simulada es de 21.13 in de la carga Reactiva Connex, lo que indica que la

carga pasó la zona lavada de 17 in sugerida por la simulación. Ver Gráfico 33

Gráfico 35. Simulación de la penetración de las cargas reactivas a 12 spf. (Lizeth Cunalata y Alex Cortez)

48

La curva IPR del pozo Armadillo 07 sugiere un nodo solución con una presión de fondo

fluyente de 1250 Psi y un caudal de 774 BFPD.

Gráfico 36. Curva IPR del pozo ARM-07 como resultado del cañoneo con cargas reactivas. (Lizeth Cunalata y Alex Cortez)

Bajo estas condiciones, el daño en la arena U inferior en el intervalo 10842 – 10860 (ft) en

MD a una presión de fondo fluyente de 1290 psi es de -0.218 lo cual nos indica que el pozo fue

estimulado por la acción de las cargas reactivas Connex y como consecuencia un aumento de

la producción.

Gráfico 37. Estimación del daño de la arena Us después del cañoneo con cargas reactivas. (Lizeth Cunalata y Alex Cortez)

49

Para el intervalo de la U superior 10828 – 10836 (ft) en MD a una presión de fondo fluyente

de 1250 Psi es de 0.032 lo que nos indica que el daño es mínimo.

Gráfico 38. Estimación del daño de la arena Ui del pozo ARM-07 después del cañoneo con cargas reactivas. (Lizeth

Cunalata y Alex Cortez)

Armadillo 08

El pozo Armadillo 08 fue cañoneado en el intervalo de la arena U superior: 10524 - 10528

(ft) y en el intervalo de la arena U inferior: 10530 - 10556 (ft) en MD. Se procedió de la misma

forma que en el pozo anterior, ingresando el input de variables más importantes para la

simulación, el software sugiere un valor de UCS de 8446 psi con una permeabilidad de 100

mD, una porosidad de 13%.

50

Gráfico 39. Data input de la arena Us del pozo ARM-08 (Lizeth Cunalata y Alex Cortez)

El pozo Armadillo 08 fue cañoneado con cargas Reactivas Connex cuya profundidad de

la penetración de la carga fue de 35 in, es decir de 18 in más allá de la zona lavada calculada

por el software.

Gráfico 40. Simulación de la penetración de las cargas reactivas a 5 spf. (Lizeth Cunalata y Alex Cortez)

51


La curva IPR del pozo Armadillo 08 sugiere un nodo solución con una presión de fondo

fluyente de 1175 psi con un caudal de 181 BFPD.

Para el intervalo de la U superior 10524 - 10528 (ft) en MD a una presión de fondo fluyente

de 1175 Psi con un daño de 3.809

Gráfico 42. Estimación del daño de la arena Us del pozo ARM-08 después del cañoneo con cargas reactivas. (Lizeth


52

Para el intervalo de la arena U inferior: 10530 - 10556 (ft) en MD a una presión de fondo

fluyente de 1175 Psi con un daño de 3.42

Gráfico 43. Estimación del daño de la arena Ui del pozo ARM-08 después del cañoneo con cargas reactivas. (Lizeth


Armadillo 09

El pozo Armadillo 09 fue cañoneado en el intervalo de Hollín superior (10869- 10900 ft) en

MD. Ingresando la data input el software nos sugiere un valor de UCS de 10405 psi una

permeabilidad de 80 mD y una porosidad de 10 %.


53

La profundidad de penetración de las cargas reactivas fue de 25.70in es decir de 10.66in

mas alla de la zona lavada.

Gráfico 45. Simulación de la penetración de las cargas reactivas a 5 spf en el pozo ARM-09. (Lizeth Cunalata y Alex Cortez)

El nodo solución del pozo Armadillo 09 se determinó a una presión de fondo fluyente de

2410 psi con un caudal de 162 BFPD.


54

Bajo estas condiciones el daño promedio estimado para el intervalo de Hollín superior

10914 – 10946 (ft) en MD a una presión de fondo fluyente de 2410 Psi es de 0.355 lo cual no

indica que el daño es mínimo.

Gráfico 47. Estimación del daño de la arena Hollin del pozo ARM-09 después del cañoneo con cargas reactivas. (Lizeth


Armadillo 10

El pozo Armadillo 10 fue cañoneado en el intervalo de la arena Hollín superior 10914 –

10946 (ft) en MD. Ingresando la data input, el software nos sugiere un valor de UCS de 6857

psi, con una permeabilidad de 75 mD y una porosidad de 16 %.

55


El pozo Armadillo 10 fue cañoneado con cargas Reactivas Connex a 5 spf cuya profundidad

de la penetración fue de 28.19in de la carga fue de in es decir de 16.19 in más allá de la zona

lavada.

Gráfico 49. Simulación de la penetración de las cargas reactivas a 5 spf en el pozo ARM-10. (Lizeth Cunalata y Alex Cortez)

56

El nodo total al cual se ajusto el pozo Armadillo 10 fue a una presión de fondo fluyente de

2290 Psi para un caudal para 488BFPD.

Gráfico 50. Curva IPR del pozo ARM-10 como resultado del cañoneo con cargas reactivas. (Lizeth Cualata y Alex Cortez)

Bajo estas condiciones el daño promedio estimado para el pozo Armadillo 10 a una presión

de fondo fluyente de 2290 BFPD es de 0.388 es decir un daño mínimo.

Gráfico 51. Estimación del daño de la arena Hollin del pozo ARM-10 después del cañoneo con cargas reactivas. (Lizeth


57

CAPÍTULO IV: RESULTADOS

4.1 Efecto de las Cargas Reactivas Connex reflejado en la producción real de los pozos

del campo Armadillo

Las Cargas reactivas Connex se emplearon en los pozos ARM 07, 08,09 y 10. Estos pozos

presentaban una pobre producción, por esta razón fueron recañoneados usando cargas reactivas

Connex para mejorar su producción.

Armadillo 07

Tabla 5. Historial de Producción de ARM 07. (Petroamazonas 2019)

58

En el gráfico se observa el cambio en el historial de producción del pozo Armadillo 07, su

producción el 14 de diciembre del 2018 fue 318 BFPD de los cuales 297 BPPD, llegando a

producir 188BFPP hasta el 12 de enero del 2019 cuando se cierra el pozo para reacondicionarlo.

El 22 de enero del 2019 después del cañoneo con cargas reactivas Connex, el pozo tuvo una

producción de 720 BFPD, llegando a su pico más alto el 23 de enero del mismo año

produciendo 1000 BFPD de los cuales 560 BPPD y se estabiliza su producción hasta el 17 de

junio del 2019 en 774 BFPD totales, de petróleo 342 BPPD y un corte de agua de 17,1% hasta

la fecha de estudio.

Gráfico 52. Producción del ARM 07, (Petroamazonas 2019)

59

Armadillo 08


60

El pozo Armadillo 08 fue cañoneado en la arena U intervalo inferior su y superior el 08 de

enero de 2019 con una tasa inicial de 268 BFPD el 13 de enero de 2019, llegando a su pico más

alto el 22 de enero con una producción de 460 BFPD con un BSW% de 1,4. Estabilizándose a

una tasa de 316 BFPD, pero su producción cae repentinamente a 181 BFPD por lo cual la

operadora cierra el pozo para un posible workover.

Gráfico 53. Producción del ARM 08, (Petroamazonas, 2019)

61

Armadillo 09


62

El pozo Armadillo 09 fue cañoneado en la arena Hollín Superior el 11 de febrero de 2019

inicia su producción con una tasa inicial de 418 BFPD y 150 BPPD llegando a estabilizarse

con una tasa promedio de 232 BFPD y un promedio de 182 BPPD con un corte de agua de 20%

hasta la fecha de estudio.

Gráfico 54. Producción del pozo ARM 09, (Petroamazonas 2019)

63

Armadillo 10


64

El pozo Armadillo 10 fue cañoneado en Hollín Superior el 25 de marzo del 2019 iniciando su

producción con una tasa inicial de 300 BFPD de los cuales 50 BPPD estabilizándose a un

caudal promedio de 536 BFPD y una tasa promedio de petróleo 220 BPPD.

Gráfico 55. Producción del pozo ARM 10, (Petroamazonas 2019)

65

4.2. Penetración de la carga Connex y el caudal obtenido en los pozos del Campo

Armadillo

En la siguiente tabla se presenta la penetración de la carga Connex y el caudal que se obtuvo

en los pozos del campo Armadillo.

En el pozo Armadillo 07 la penetración de la carga Connex en la arena U superior e inferior

fue de 21,3 in y se obtuvo un caudal de 774 BFPD, mientras que el pozo Armadillo 08 la

penetración de la carga Connex en la arena U superior e inferior fue de 34,95 in obteniendo un

caudal de 181 BFPD. Posteriormente se analizó el pozo Armadillo 09 que fue cañoneado en

hollín superior cuya penetración de la carga Connex fue de 25,69 in llegando a estabilizarse el

pozo con una caudal de 181BFPD y finalmente el pozo Armadillo 10 tiene una penetración de

la carga Connex de 28,19 llegando a estabilizarse el pozo con un caudal de 488 BFPD.

Pozos Arena Penetración (in) Caudal (BFPP)

Armadillo 07 U inferior + U superior 21,3 774

Armadillo 08 U inferior + U superior 34,95 181

Armadillo 09 Hollín Superior 25,69 165

Armadillo 10 Hollín Superior 28,19 488

Tabla 9. Tabla de penetración de la carga Connex en los pozos del campo Armadillo. (Lizeth Cunalata y Alex Cortez 2020)

Gráfico 56. Relación Penetración vs Caudal, (Lizeth Cunalata y Alex Cortez, 2020)

66

En el Gráfico 56, se observa que el caudal de los pozos del campo Armadillo es

directamente proporcional a la penetración de la carga Connex un claro ejemplo son los pozos

Armadillo 09 y 10 cuya penetración de la carga Connex fue de 25,69 in y 28,19 in

respectivamente estos pozos se llegaron a estabilizar con un caudal de 165 BFPD para el pozo

Armadillo 09 y 488 BFPD para el pozo Armadillo 10. El pozo Armadillo 07 tiene un caudal

de 774 BFPD a pesar de que la penetración de la carga Connex es de 21, 3 in menor a los pozos

Armadillo 09 y 10 esto se debe a que la densidad de disparo es diferente a los pozos anteriores.

4.3. Densidad de disparos y el caudal obtenido en los pozos del campo Armadillo

A continuación, se presenta en número de disparos por pie en los pozos del campo

Armadillos. Los pozos Armadillo 07 y Armadillo 08 fueron disparados con una densidad de

12 DPP y 5 DPP respectivamente en las arenas U superior e inferior. Mientras que los pozos

Armadillo 09 y Armadillo 10 fueron disparados con una densidad de 5 DPP.

Pozos Caudal (BFPD) Disparos por pie (DPP)

Armadillo 7US 162 12

Armadillo 7UI 612 12

Armadillo 8US 24 5

Armadillo 8UI 150 5

Armadillo 9HS 165 5

Armadillo 10HS 488 5

Tabla 10. Número de disparos por pie de los pozos del campo Armadillo. (Lizeth Cunalata y Alex Cortez, 2020)

67

Gráfico 57. Relación Disparos por Pie vs Caudal, (Lizeth Cunalata y Alex Cortez 2020)

La presente gráfica refleja que la densidad de disparo es directamente proporcional al valor

del caudal que se obtiene cuando se cañonea los pozos. Esto se evidencia en el pozo Armadillo

07 cañoneado en las arenas U inferior y superior obtuvo un caudal de 774 BFPD ya que su

densidad de disparo es de 12 DPP mientras que para los pozos Armadillo 08, 09 y 10 fueron

cañoneados con una densidad de disparo de 5 DPP y sus caudales fueron de 181 BFPD, 165

BFPD Y 488 BFPD respectivamente, es decir menor a la del pozo Armadillo 07.

TABLA COMPARATIVA DE RESULTADOS

POZO

CARGAS +

DENSIDAD DE

DISPARO

ARENA

INTERVALOS (ft)

PENETRACIÓN (in)

DAÑO

RELACION DE

PERMEABILIDAD

K_dfrac K_cfrak K UCS (psi)

AJUSTE DEL

NODO

ARM 07

CONNEX 12 SPF

NAPO U1

10828 - 10834

21,3 -0,032

0,1 0,3 0,3 100 9310 774 BFPD @ 1250

psi CONNEX 12 SPF

NAPO U2

10842 - 10860 0,1 0,3 0,3 100 5566

ARM 08

CONNEX 5 SPF

NAPO U1

10524 - 10528

35,84 3,42

0,3 0,1 0,1 200 8446 181 BFPD @ 1175

psi CONNEX

5 SPF NAPO

U2 10530 - 10556 0,3 0,1 0,1 200 7350

ARM 09

CONNEX 5 SPF

HOLLIN

10914 -10946 25,69 0,355 0,3 0,1 0,1 80 1040

5

165 BFPD @ 2410

psi

ARM 10

CONNEX 5 SPF

HOLLIN

10869 - 10900 28,19 0,388 0,1 0,1 0,1 200 6857 488 BFPD @ 2290

psi

Tabla 11. Tabla comparativa de resultados de la simulación de los pozos ARM 07, 08, 09 y 10 (Lizeth Cunalata y Alex

Cortez 2019)

68

CAPÍTULO V: CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES

Objetivos Conclusiones Recomendaciones

Evaluar los resultados

del proceso de cañoneo

usando cargas reactivas

para minimizar la zona

afectada en los pozos del

Campo Armadillo.

La producción de los pozos estudiados se ve

afectada de manera proporcional a la densidad de

disparo diseñada, como se evidencia en los pozos

Armadillo 07 el cual fue re-cañoneado con una

densidad de disparo de 12 DPP obteniendo un

caudal de 774BPPD a diferencia del pozo Armadillo

08 que fue cañoneado a 5DPP y obteniendo un

caudal de 181BPPD a pesar de que los dos fueron

disparados en las mismas arenas con propiedades

petrofísicas similares.

La arena Napo U en sus intervalos inferior y

superior de los pozos Armadillo 07 y 08 al ser rocas

más suaves, tendrán una mayor zona invadida la

Se recomienda enfocar en estudios

posteriores sobre las cargas reactivas, en el

impacto que tiene la reacción secundaria de

la carga Connex sobre el degaste de la matriz

de la roca en términos geológicos y cómo

influye esto en la producción.

Se recomienda que previo a la utilización de

cargas Connex, se debe tener claras las

características petrofísicas y propiedades del

reservorio, con esto se logra reducir el grado

de incertidumbre e incrementar la eficiencia

de los punzados, para cubrir mayor distancia

de la zona lavada.

69

cual es de 17 in, mientras que Hollín al ser una roca

más compacta tendrá una menor zona invadida

como se refleja en los pozos Armadillo 09 con una

zona invadida de 15in y el pozo Armadillo 10 con

una zona invadida de 12in.

Se recomienda utilizar de ser posible la

información de núcleos para conocer

propiedades geomecánicas de las rocas tales

como los esfuerzos y UCS

Recopilar información

existente sobre

historiales de

perforación, producción

y propiedades

petrofísicas de al menos

Mediante la recopilación de los historiales de

perforación, producción, propiedades petrofísicas y

la ayuda del software iPef se realizó las

simulaciones para cada uno de los pozos del campo

Armadillo y obtener los valores de IPR, efecto skin

y la penetración de las cargas reactivas Connex.

Para reducir la incertidumbre se debe realizar

una depuración y validación de la

información, reportes e informes; con esto

nos aseguramos mayor eficiencia en el

diseño de la simulación del uso de cargas

reactivas en los pozos a estudiar.

70

tres pozos del campo

Armadillo.

Evaluar la acción de las

cargas reactivas sobre el

efecto skin o daño de

formación.

Se evaluó el desempeño de las cargas reactivas en

los pozos re-cañoneados ARM 07 se aprecia una

disminución del daño promedio igual a - 0.093

(Estimulación) y del pozo ARM 09 con un daño de

0.355 (Daño mínimo).

La reducción del efecto skin en los pozos Armadillo

07 y Armadillo 09 fue debido a que el cañoneo con

cargas Connex se lo realizo a condiciones de bajo

balance.

Para reducir el efecto skin en los punzados,

se debe realizar un buen diseño de

perforación y cañoneo esto dependerá

principalmente de la calidad de la

información recopilada para el mismo.

Es recomendable realizar las operaciones de

cañoneo en un sistema bajo balance, con esto

logra reducir considerablemente el skin en

los punzados

Comparar la

productividad del pozo

La eficiencia técnica de las cargas reactivas Connex

en los pozos del campo Armadillo es alta, la acción

Para comprobar la eficiencia del uso de esta

tecnología, se debe aplicar en un mayor

71

antes y después del uso

de las cargas reactivas

más representativa fue en el pozo Armadillo 07, el

mismo que entregaba una producción de 297 BFPD

y después del re-cañoneo con cargas reactivas

Connex incremento a 341 BFPD en julio del 2019.

número de pozos, con esto tendríamos una

visión más amplia del uso y aplicación de

este tipo de cargas Connex.

72

CAPÍTULO VI: REFERENCIAS

Basantes, M. Análisis de desempeño de las técnicas de cañoneo empleadas en el

campo Auca durante el periodo 2015-2016. Tesis de grado. Universidad Central del

Ecuador. Recuperado del 14 de febrero de 2019,

http://www.dspace.uce.edu.ec/handle/25000/10418.

Bell, M. R., Hardesty, J. T., & Clark, N. G. (2009, January 1). Reactive Perforating:

Conventional and Unconventional Applications, Learnings and Opportunities. Society

of Petroleum Engineers. doi:10.2118/122174-MS. Recuperado de:

https://www.onepetro.org/conference-paper/SPE-122174-MS?

Cabarcas, M., Modulo II-Desempeño del Yacimiento. Optimización Integrada de

Sistema de Producción Utilizando Análisis Nodal. pp 18-20.

Ecuaservoil. (2019). Interpretación del registro eléctrico y determinación de intervalos

a producir. Quito

Freire, J., & Mullo, E. (2014, enero). Estudio de cañoneo combinado con desbalance

dinámico con cargas reactivas de alta penetración y limpieza en pozos del oriente

ecuatoriano. Tesis de grado, Universidad Politécnica Nacional. Recuperado el 02 de

enero de 2019, de https://bibdigital.epn.edu.ec/handle/15000/7132

Geodynamics Engineered Perforating Solutions., Connex Perforating, it’s all about

Enhancing your Well Profitability.

Mario, A., Daño de formación y cañoneo. Recuperado el 21 de marzo de 2019 de,

https://slideplayer.es/slide/4766256/

Perfolog. (2019). Diagrama mecánico final. Pozos del Campo Armadillo. Quito

Petroamazonas. (2015). Petroamazonas EP firma contrato para el Campo Armadillo

y asegura nuevas inversiones por USD 146,07 millones en cinco años. Recuperado de

petroamazonas.gob.ec/wp-content/uploads/downloads/2015/02/Petroamazonas-EP-

http://www.dspace.uce.edu.ec/handle/25000/10418

https://www.onepetro.org/conference-paper/SPE-122174-MS?sort=&start=0&q=Reactive+Perforating%3A+Conventional+and+Unconventional+Applications%2C+Learnings+and+Opportunities.+Society+of+Petroleum+Engineers&from_year=&peer_reviewed=&published_between=&fromSearchResults=true&to_year=&rows=25

https://bibdigital.epn.edu.ec/handle/15000/7132

https://slideplayer.es/slide/4766256/

73

firma-contrato-para-el-Campo-Armadillo-y-asegura-nuevas-inversiones-por-USD-

14607-millones-en-cinco-años.pdf

Qayyum, T., Khattak, K. U., Qureshi, I., Aizad, T., Hameed, S., & Akhtar, S. (2009,

January 1). Successful Introduction of Next Generation - Reactive Liner Perforating

Technology in Pakistan. Society of Petroleum Engineers. doi:10.2118/125901-MS.

Recuperado de: https://www.onepetro.org/conference-paper/SPE-125901-MS?

https://www.onepetro.org/conference-paper/SPE-125901-MS?sort=&start=0&q=successful+introduction+of+nezt+generation-reactive+liner+perforation+technology+in+pakistan&from_year=&peer_reviewed=&published_between=&fromSearchResults=true&to_year=&rows=25

74

ANEXOS

Anexo 1. Plan direccional del pozo ARM 07, (Ecuaservoil 2019)

75


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77


78

Anexo 5. String de cañoneo para el pozo ARM 07, (Perfolog2019)

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