UNIVERSIDAD TECNOLÓGICA EQUINOCCIALrepositorio.ute.edu.ec/bitstream/123456789/5252/1/57840_1.pdfA...

UNIVERSIDAD TECNOLÓGICA EQUINOCCIAL

FACULTAD DE CIENCIAS DE LA INGENIERÍA

CARRERA DE INGENIERÍA DE PETRÓLEOS

ESTUDIO TÉCNICO - ECONÓMICO DEL CAÑONEO PERF

STIM EN EL YACIMIENTO “M2” DEL CAMPO EDÉN YUTURI

TRABAJO PREVIO A LA OBTENCIÓN DEL TÍTULO DE INGENIERO DE

PETRÓLEOS

ASTUDILLO CAJAMARCA ÓSCAR MARIO

DIRECTOR: ING. IRVING SALAZAR

Quito, Octubre, 2014

ii

© Universidad Tecnológica Equinoccial. 2014

Reservados todos los derechos de reproducción

iii

DECLARACIÓN

Yo, ÓSCAR MARIO ASTUDILLO CAJAMARCA, declaro que el trabajo aquí

descrito es de mi autoría; que no ha sido previamente presentado para ningún

grado o calificación profesional; y que he consultado las referencias

bibliográficas que se incluyen en este documento.

La Universidad Tecnológica Equinoccial puede hacer uso de los derechos

correspondientes a este trabajo, según lo establecido por la Ley de Propiedad

Intelectual, por su Reglamento y por la normativa institucional vigente.

Óscar Mario Astudillo Cajamarca

C.I. 0502668312

iv

CERTIFICACIÓN

Certifico que el presente trabajo que lleva por título “ESTUDIO TÉCNICO-

ECONÓMICO DEL CAÑONEO PERF STIM EN EL YACIMIENTO “M-2” DEL

CAMPO EDÉN YUTURI”, que para aspirar al título de Ingeniero de

Petróleos fue desarrollado por Óscar Mario Astudillo Cajamarca, bajo mi

dirección y supervisión, en la Facultad de Ciencias de la Ingeniería; y cumple

con las condiciones requeridas por el reglamento de Trabajos de Titulación

artículos 18 y 25.

Ing. Irving Raúl Salazar Lanas

DIRECTOR DEL TRABAJO

C.I.1702091370

v

DEDICATORIA

El presente trabajo está dedicado a mis padres, Juan José y María, por ser

los mejores padres que Dios pudo darme, que a pesar de todos los

inconvenientes siempre estuvieron ahí para apoyarme, sin duda son los

pilares fundamentales para poder lograr este título.

A mi hermano Wilson, por todos los momentos compartidos principalmente de

niños y adolescentes, por el apoyo brindado hasta hoy a pesar de la distancia.

A mis hermanas Patty y Jennifer, quienes siempre en todo momento de mis

ocurrencias estuvieron ahí apoyándome, compartiendo momentos buenos y

malos, demostrando que con esfuerzo podemos alcanzar nuestras metas.

OSCAR

vi

AGRADECIMIENTO

Principalmente a Dios, por bendecirme cada día, por regalarme la familia que

tengo, por las fuerzas que me das para seguir adelante y no desmayar en las

vicisitudes que se presentan, por guiarme en la vida lleno de alegría y

esperanza, a pesar de mis temores.

A mis padres, por su amor y apoyo incondicional, por regalarme la oportunidad

de estudiar, pero principalmente por estar ahí a lo largo de mi vida.

A mis herman@s, por su cariño, por el soporte que han sido para mí, por

entenderme mí forma de ser, por compartir momentos indescriptibles que se

mantendrán con el tiempo.

A la Universidad Tecnológica Equinoccial, a todo sus excelentes docentes

profesionales quienes compartieron su amistad, conocimientos y

experiencias, que contribuyeron en mi formación estudiantil.

A la empresa PETROAMAZONAS EP, principalmente a todo el activo Edén

Yuturi, quienes me colaboraron incondicionalmente con su tiempo, con sus

experiencias, y todo lo necesario para culminar mí trabajo.

A la empresa Halliburton Latin America S.A. que por intermedio del ingeniero

Julio Lozada y el ingeniero Félix Moreno, me dieron la oportunidad realizar mi

tema de tesis, sus conocimientos, colaboración e información y su tiempo

empleado fue fundamental para culminar el trabajo.

A mis amigos y compañeros de la Universidad, con quienes hemos estado en

momentos buenos y malos, compartiendo alegrías y dificultades, ahora en

esta etapa de la vida espero que seamos buenos compañeros y amigos

profesionales, y seguir apoyándonos mutuamente.

OSCAR

vii

ÍNDICE DE CONTENIDO

PÁGINA

1. INTRODUCCIÓN ..................................................................................... 1

1.1. PROBLEMA ...................................................................................... 3

1.2. JUSTIFICACIÓN ............................................................................... 4

1.3. OBJETIVOS DEL PROYECTO ......................................................... 5

1.3.1. OBJETIVO GENERAL ............................................................... 5

1.3.2. OBJETIVOS ESPECÍFICOS ...................................................... 5

2. MARCO TEÓRICO .................................................................................. 6

2.1. DESCRIPCIÓN DE LA CUENCA ORIENTE Y DEL CAMPO EDÉN

YUTURI. ..................................................................................................... 6

2.1.1. GEOLOGÍA GENERAL DE LA CUENCA ORIENTE. ................. 6

2.1.2. ESTRATIGRAFÍA DE LA CUENCA ORIENTE .......................... 7

2.2. DESCRIPCIÓN DEL CAMPO EDÉN YUTURI. ............................... 10

2.2.1. GENERALIDADES. .................................................................. 10

2.3. UBICACIÓN GEOGRÁFICA DEL CAMPO EDÉN YUTURI. ........... 10

2.4. ANTECEDENTES DEL CAMPO EDÉN YUTURI BLOQUE 12. ...... 12

2.4.1. ORIENTACIÓN. ....................................................................... 13

2.4.2. ESTRUCTURA. ........................................................................ 14

2.5. ESTRATIGRAFÍA GEOLÓGICA DEL CAMPO EDÉN YUTURI. ..... 14

2.6. FORMACIONES ............................................................................. 16

2.6.1. FORMACIÓN ORTEGUAZA .................................................... 16

2.6.2. FORMACIÓN TIYUYACU ........................................................ 17

2.6.3. FORMACIÓN TENA. ................................................................ 17

2.6.4. FORMACIÓN NAPO. ............................................................... 18

2.7. CARACTERÍSTICAS GEOLÓGICAS DE LAS ARENAS

PRODUCTORAS ...................................................................................... 18

viii

2.7.1. YACIMIENTO “M1” ................................................................... 18

2.7.2. YACIMIENTO “M2” ................................................................... 19

2.7.3. YACIMIENTO U SUPERIOR .................................................... 19

2.7.4. YACIMIENTO U INFERIOR ..................................................... 20

2.7.5. YACIMIENTO T ........................................................................ 20

2.8. CARACTERIZACIÓN DEL YACIMIENTO “M-2” DEL CAMPO EDÉN

YUTURI .................................................................................................... 21

2.8.1. CARACTERÍSTICA DE LA ARENA “M2” ................................. 21

2.9. TIPOS DE FORMACIONES ........................................................... 22

2.9.1. FORMACIONES CONSOLIDADAS ......................................... 22

2.9.2. FORMACIONES NO CONSOLIDADAS ................................... 23

2.10. LITOLOGÍA Y AMBIENTE DEPOSICIONAL DEL YACIMIENTO

“M-2” DEL CAMPO EDÉN YUTURI .......................................................... 23

2.10.1. SUCESIONES DE FACIES Y CICLOS ESTRATIGRÁFICOS . 24

2.11. DESCRIPCIÓN LITOLÓGICA DEL RESERVORIO “M-2” ........... 24

2.12. AMBIENTE DE DEPÓSITO Y MAPA DE FACIES ...................... 28

2.13. CARACTERIZACIÓN DE FLUIDOS ............................................ 31

2.13.1. GRADO °API ............................................................................ 31

2.13.2. GOR, WOR .............................................................................. 32

2.13.3. VISCOSIDAD ........................................................................... 32

2.13.4. FACTOR VOLUMÉTRICO ....................................................... 33

2.14. PROPIEDADES PETROFÍSICAS ............................................... 33

2.14.1. SATURACIÓN .......................................................................... 33

2.14.2. POROSIDAD (ɸ). ..................................................................... 34

2.14.3. PERMEABILIDAD. (k). ............................................................. 35

2.14.4. SALINIDAD. (ppm Na Cl). ........................................................ 35

ix

2.15. RESERVAS ................................................................................. 36

2.15.1. RESERVAS DEL CAMPO ........................................................ 36

2.15.2. PETRÓLEO ORIGINAL EN SITIO (POES) .............................. 37

2.16. DESCRIPCIÓN DE RESERVAS ................................................. 38

2.16.1. RESERVAS DE PETRÓLEO ................................................... 38

2.16.2. RESERVAS PROBADAS ......................................................... 38

2.16.3. RESERVAS REMANENTES .................................................... 38

2.16.4. RESERVAS PROBABLES ....................................................... 39

2.16.5. RESERVAS POSIBLES ........................................................... 39

2.17. PRODUCCIÓN DEL CAMPO EDÉN YUTURI ............................. 40

2.17.1. PRODUCCIONES INICIALES .................................................. 41

2.18. HISTORIAL DE PRODUCCIÓN DE LA ARENA M-2 .................. 43

2.19. PROYECCIONES DE PRODUCCIÓN ........................................ 44

2.20. ANALISIS PVT ............................................................................ 45

2.21. DESCRIPCIÓN Y FUNDAMENTOS DEL SISTEMA Y CAÑONEO

46

2.22. FUNDAMENTO TEÓRICO .......................................................... 49

2.22.1. EXPLOSIVOS. ......................................................................... 49

2.22.2. TIPOS ...................................................................................... 49

2.22.3. CARACTERÍSTICAS. ............................................................... 51

2.22.3.1. Sensibilidad ....................................................................... 51

2.22.3.2. Estabilidad ......................................................................... 51

2.23. SELECCIÓN DE EXPLOSIVOS .................................................. 52

2.24. CAÑONES ................................................................................... 53

2.24.1. COMPONENTES DE UN CAÑON ........................................... 54

2.24.1.1. Contenedor ........................................................................ 54

x

2.24.1.2. Detonador .......................................................................... 54

2.24.1.3. Detonadores Eléctricos ...................................................... 55

2.24.1.4. Detonadores de Percusión ................................................ 55

2.25. CORDÓN DETONANTE.............................................................. 56

2.26. CARGAS MOLDEADAS .............................................................. 57

2.27. TIPOS DE CAÑONES ................................................................. 59

2.28. CLASIFICACIÓN DE LOS CAÑONES SEGÚN SU

PORTACARGAS ...................................................................................... 59

2.28.1. CAÑONES RECUPERABLES.................................................. 60

2.28.2. CAÑONES DESECHABLES .................................................... 60

2.28.3. CAÑONES SEMIDESECHABLES ........................................... 60

2.29. CLASIFICACIÓN DE LOS CAÑONES POR SU TAMAÑO ......... 61

2.29.1. CASING GUN........................................................................... 62

2.29.1.1. Tipos de Casing Gun ......................................................... 63

2.29.1.2. Ventajas del sistema CASING GUN .................................. 64

2.29.2. Desventajas del sistema CASING GUN ................................... 64

2.30. THROUGH TUBING GUN ........................................................... 65

2.30.1. VENTAJAS DEL SISTEMA THROUGH TUBING GUN ............ 66

2.30.2. DESVENTAJAS DEL SISTEMA THROUGH TUBING GUN .... 67

2.31. CARGAS CONFIGURADAS ........................................................ 67

2.31.1. TIPOS DE CARGAS ................................................................ 67

2.31.1.1. Tipo Jet .............................................................................. 67

2.31.1.2. Millenium............................................................................ 70

2.31.1.3. Ventajas ............................................................................. 70

2.31.2. MAXFORCE ............................................................................. 71

2.32. TIPOS DE CARGAS CONFIGURADAS ...................................... 72

xi

2.32.1. CARGAS DE ALTA PENETRACIÓN DP (Deep Penetration) .. 72

2.32.2. CARGAS DE HUECO GRANDE, BH (Big Hole) ...................... 74

2.33. COMPONENTES DE UNA CARGA ............................................ 76

2.33.1. CASCO .................................................................................... 77

2.33.2. LINER ....................................................................................... 77

2.33.3. PRIMER ................................................................................... 77

2.33.4. EXPLOSIVO PRINCIPAL ......................................................... 78

2.33.5. CORDÓN DETONANTE .......................................................... 78

2.34. PROCESO DE CAÑONEO.......................................................... 78

2.35. DETONACIÓN DE LAS CARGAS MOLDEADAS ....................... 80

2.36. FACTORES QUE AFECTAN LA EFICIENCIA DE CAÑONEO ... 81

2.37. FACTORES CLAVES QUE AFECTAN LA PRODUCTIVIDAD DEL

POZO .................................................................................................... 83

2.37.1. FACTORES GEOMÉTRICOS DE DISPARO ........................... 83

2.37.2. FASE DE DISPARO O ÁNGULO DE DISPARO ...................... 84

2.37.3. PENETRACIÓN Y DENSIDAD DE DISPARO ......................... 85

2.37.4. SEPARACIÓN (CLEARANCE)................................................. 86

2.38. JERARQUÍA DE LOS FACTORES GEOMÉTRICOS EN EL

DISEÑO DE UN CAÑONEO ..................................................................... 87

2.39. PRESIÓN DIFERENCIAL AL MOMENTO DEL DISPARO .......... 88

2.39.1. OPERACIÓN SOBRE-BALANCE ............................................ 88

2.39.2. OPERACIÓN BAJO BALANCE ................................................ 90

2.40. CONSIDERACIONES PARA REALIZAR EL CÁLCULO DE

CONDICIÓN DE DISPARO ...................................................................... 91

2.41. DETERMINACIÓN DE LA PRESIÓN A CONDICIONES DE BAJO

BALANCE (ΔP) ......................................................................................... 91

2.42. DAÑO A LA FORMACIÓN DEBIDO AL CAÑONEO ................... 94

xii

2.42.1. DAÑO GENERADO POR EL DISPARO .................................. 95

2.42.2. DAÑO CAUSADO POR EL FLUIDO DE COMPLETACIÓN .... 97

2.42.3. DAÑO GENERADO POR EL LODO DE PERFORACIÓN ....... 97

2.43. DESCRIPCIÓN DE LAS TÉCNICAS DE CAÑONEO .................. 98

2.44. TÉCNICAS DE CAÑONEO ......................................................... 98

2.44.1. SISTEMA DE CAÑONEO CON CABLE O WIRELINE (WL) .... 99

2.44.1.1. Ventajas del sistema de cañoneo con cable eléctrico ..... 100

2.44.1.2. Desventajas del sistema de cañoneo con cable eléctrico 101

2.44.2. CAÑONEO CON TCP (Tubing Conveyed Perforating) .......... 101

2.44.2.1. Ventajas del sistema de cañoneo TCP ............................ 103

2.44.2.2. Desventajas del sistema de cañoneo con TPC ............... 104

2.44.3. SISTEMAS DE CAÑONEO CON COILED TUBING O TUBERÍA

FLEXIBLE ............................................................................................ 105

2.44.3.1. Ventajas de cañoneo con Coiled Tubing o tubería flexible ....

......................................................................................... 107

2.44.3.2. Desventajas de cañoneo por Coiled Tubing o tubería flexible

......................................................................................... 107

2.44.4. SISTEMA DE CAÑONEO CON SLICKLINE .......................... 107

2.44.5. SISTEMAS DE CAÑONEO PURE (Perforating for Ultimate

Reservoir Explotation) ......................................................................... 108

2.44.5.1. Ventajas del sistema PURE ............................................. 109

2.44.5.2. Desventajas del sistema PURE ....................................... 110

2.44.6. SISTEMA DE CAÑONEO TIPO ANCLA O MAX-R ................ 110

2.44.6.1. Ventajas del sistema de cañoneo tipo Ancla O MAX-R ... 111

2.44.6.2. Desventajas del sistema de cañoneo tipo Ancla O MAX-R ...

......................................................................................... 112

2.45. TIPOS DE COMPLETACIÓN .................................................... 112

xiii

2.45.1. COMPLETACIÓN NATURAL ................................................. 113

2.45.2. CONTROL DE ARENA .......................................................... 113

2.45.3. ESTIMULACIÓN .................................................................... 114

3. METODOLOGÍA .................................................................................. 116

3.1. CAÑONEO PERF STIM ................................................................ 116

3.2. INTRODUCCIÓN .......................................................................... 116

3.3. DESCRIPCIÓN DE LA TÉCNICA ................................................. 117

3.4. CARACTERÍSTICAS DE LA TÉCNICA PERF STIM .................... 119

3.5. VENTAJAS ................................................................................... 120

3.6. DESVENTAJAS ............................................................................ 120

3.7. OPERACIÓN. ............................................................................... 121

3.8. RIESGOS OPERACIONALES. ..................................................... 123

3.9. ASPECTOS GENERALES DE SEGURIDAD Y AMBIENTE ......... 123

3.10. REQUERIMIENTOS DEL POZO ............................................... 124

3.10.1. INFORMACIÓN PETROFÍSICA ............................................. 125

3.10.2. DATOS DE ENTRADA-CTP PARA NUEVA SIMULACIÓN ... 129

3.11. PROCEDIMIENTOS A TOMAR EN CUENTA ANTES DE LA

EJECUCIÓN DEL TRABAJO. ................................................................ 131

3.12. PROCEDIMIENTO PERF STIM 𝐓𝐌 .......................................... 131

3.13. ¿CÓMO SE HACE? .................................................................. 133

3.14. PRINCIPALES COMPONENTES DEL EQUIPO PERF STIM ... 135

3.14.1. TUBING .................................................................................. 135

3.14.2. VÁLVULA DE PRUEBA DE PRESIÓN TST (Tubing String

Tester) ............................................................................................... 136

3.14.2.1. La válvula de TST consiste en: ........................................ 136

3.14.2.2. Características y beneficios ............................................. 137

xiv

3.14.2.3. Secuencia operativa. ....................................................... 137

3.14.3. VÁLVULA DE CIRCULACIÓN (RTTS) ................................... 138

3.14.4. VÁLVULA DE CIRCULACIÓN OMNI ..................................... 139

3.14.4.1. Características y beneficios ............................................. 140

3.14.4.2. Principales secciones y posiciones operativas ................ 140

3.14.5. CHAMP IV PACKER .............................................................. 141

3.14.6. CHAMP IV NR PACKER ........................................................ 142

3.15. PROCEDIMIENTO OPERATIVO PERF STIM .......................... 142

3.15.1.1. Contingencias: ................................................................. 143

3.15.2. FLUIDO A UTILIZAR EN EL PROGRAMA DE CAÑONEO EN

LOS POZOS EDY-A43 y EDY-D89. .................................................... 145

3.15.2.1. Hot Rock Acid (HRA). Información Técnica ..................... 145

3.15.2.2. Aplicaciones y Ventajas (HRA) ........................................ 145

3.16. PROGRAMA PARA EL POZO EDY-A43................................... 147

3.16.1. HISTORIAL DEL POZO ......................................................... 147

3.16.2. INFORMACIÓN DE LOS PARÁMETROS DE LA FORMACIÓN

PARA EL POZO EDY-A43 .................................................................. 147

3.16.3. ESTADO ACTUAL DEL POZO .............................................. 148

3.16.4. PRUEBAS DE NÚCLEO M2- EDÉN YUTURI EDY-A43 ........ 149

3.16.5. INFORMACIÓN PETROFÍSICA EDY-A43 ............................. 150

3.16.6. DISEÑO DEL POZO EDY-A43............................................... 151

3.17. PROCESO PERF STIM PARA EL POZO EDY-A43 ................. 153

3.18. PROCEDIMIENTO OPERATIVO PARA EL POZO EDY-A43 ... 153

3.19. PROGRAMA PARA EL POZO EDY-D89 .................................. 161

3.19.1. HISTORIAL DEL POZO ......................................................... 161


M2 PARA EL POZO EDY-D89 ............................................................ 161

xv

3.19.3. ESTADO ACTUAL DEL POZO EDY-D89 .............................. 162

3.19.4. PRUEBAS DE NÚCLEO M2- EDÉN YUTURI EDY-D89 ........ 163

3.19.5. INFORMACIÓN PETROFÍSICA EDY-D89 ............................. 164

3.19.6. DISEÑO DEL POZO EDY-D89 .............................................. 165

3.20. PROCESO PERF STIM PARA EL POZO EDY-D89 ................. 166

3.21. PROCEDIMIENTO OPERATIVO PARA EL POZO EDY-D89 ... 166

4. ANÁLISIS DE RESULTADOS ............................................................. 174

4.1. ANÁLISIS TÉCNICO..................................................................... 174

4.2. POZOS SELECCIONADOS ......................................................... 174

4.2.1. POZO EDY-A43 ..................................................................... 175

4.2.2. RESUMEN PERFPRO ........................................................... 175

4.3. PRUEBA PARA EL POZO EDY-A43 ............................................ 176

4.3.1. RESULTADOS ....................................................................... 176

4.4. REPORTE DE PRODUCTIVIDAD EDY-A43 ................................ 177

4.5. ANÁLISIS DE RESULTADOS EDY-A43 ....................................... 178

4.5.1. ANÁLISIS DE LA SIMULACIÓN PERF STIM, PARA LOS DOS

INTERVALOS EDY-A43 ...................................................................... 180

4.5.2. SEGUNDO INTERVALO EDY-A43 ........................................ 181

4.6. ANÁLISIS DE LAS TÉCNICAS EMPLEADAS EN LA PRODUCCIÓN

PARA EL POZO EDY-A43 ..................................................................... 182

4.7. POZO EDY-89 .............................................................................. 183

4.7.1. RESULTADOS ....................................................................... 183

4.8. REPORTE DE PRODUCTIVIDAD EDY-D89 ................................ 184

4.9. ANÁLISIS DE RESULTADOS EDY-D89 ...................................... 185

4.9.1. ANÁLISIS DE LA SIMULACIÓN PERF STIM PARA LOS

INTERVALOS EDY-D89 ...................................................................... 186

4.9.2. RESULTADO SEGUNDO INTERVALO EDY-D89 ................. 187

xvi

4.10. ANÁLISIS DE LAS TÉCNICAS EMPLEADAS EN LA

PRODUCCIÓN PARA EL POZO EDY-D89 ............................................ 188

4.11. ANÁLISIS ECONÓMICO ........................................................... 189

4.11.1. DEFINICIONES DE INTERÉS ............................................... 189

4.11.1.1. Inversión .......................................................................... 189

4.11.1.2. Vida útil ............................................................................ 190

4.11.1.3. Tasa mínima requerida .................................................... 190

4.11.1.4. Flujo neto de caja (FNC) .................................................. 190

4.11.1.5. Valor actual neto (VAN) ................................................... 191

4.11.1.6. Tasa interna de retorno (TIR) .......................................... 192

4.11.1.7. Relación costo/beneficio .................................................. 193

4.11.1.8. Tasa de declinación de producción ................................. 194

4.12. PARÁMETROS IMPORTANTES PARA REALIZAR EL ANÁLISIS

ECONÓMICO. ........................................................................................ 195

4.12.1. COSTOS ESTIMADOS PARA LA OPERACIÓN DE CAÑONEO.

............................................................................................... 195

4.12.2. INGRESOS ESTIMADOS ...................................................... 196

4.12.3. CONSIDERACIONES ............................................................ 198

4.12.4. COSTOS DE OPERACIÓN .................................................... 198

4.12.5. DATOS PARA LAS ESTIMACIONES .................................... 199

4.13. ANÁLISIS DE ESCENARIOS .................................................... 200

5. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES ....................................... 202

5.1. CONCLUSIONES ......................................................................... 202

5.2. RECOMENDACIONES ................................................................. 205

6. BIBLIOGRAFÍA ................................................................................... 211

7. ANEXOS .............................................................................................. 214

xvii

ÍNDICE DE TABLAS

PÁGINA

Tabla 1. Clasificación de Crudos Grados API.............................................. 32

Tabla 2. Características del Fluido Producido. ............................................ 33

Tabla 3. Valores de Saturación del Campo Edén Yuturi. ............................ 34

Tabla 4. Características Petrofísicas. Edén Yuturi. ..................................... 36

Tabla 5. Acumulado de las Arenas Productoras de los Fluidos en Campo

Edén Yuturi hasta junio 2014. ...................................................................... 39

Tabla 6. Reservas del Campo Edén Yuturi. ................................................ 40

Tabla 7. Reservas de la Arena M-2 Campo Edén Yuturi. ............................ 40

Tabla 8. Parámetros PVT del Campo Edén Yuturi. ..................................... 46

Tabla 9. Propiedades de los Explosivos Altos ............................................. 50

Tabla 10. Tipos Y Propiedades de los Explosivos. ...................................... 50

Tabla 11. Importancia de los Factores Geométricos de Acuerdo a la

Completación del Pozo. ............................................................................... 87

Tabla 12. Jerarquía Factores Geométricos de Acuerdo al Tipo de Formación

..................................................................................................................... 87

Tabla 13. Rango de Permeabilidad de los Fluidos del Pozo ....................... 94

Tabla 14. Riesgos Operacionales Perf Stim .............................................. 123

Tabla 15. Características de la Tubería a Escoger .................................... 136

Tabla 16. Capacidad de Disolución de Varias Mezclas Acidas. ................ 145

Tabla 17. Información, Sobre la Formación en el Pozo EDY-A43 ............. 147

Tabla 18. Tope Y Profundidad del Pozo EDY-A43 .................................... 148

Tabla 19. Valores Sobre la Composición de la Roca EDY-A43 ................ 149

Tabla 20. Valores de la Gradientes de presión de la formación de interés 150

Tabla 21. Survey del Pozo EDY-A43 ......................................................... 151

Tabla 22. Datos Geomecánicos del Laboratorio Core Edén Yuturi, .......... 152

Tabla 23. Módulo de Young, Resistencia a la Comprensión Traxial ......... 152

Tabla 24. Información Sobre la Formación en el Pozo EDY-D89 .............. 161

Tabla 25. Tope y Profundidad del Pozo EDY-D89 .................................... 162

Tabla 26. Valores Sobre la Composición de la Roca EDY-D89 ................ 163

xviii

Tabla 27. Survey del Pozo EDY-D89 ........................................................ 165

Tabla 28. Data General Para la Simulación EDY-43 ................................. 176

Tabla 29. Información de las Cargas, EDY-A43 ........................................ 176

Tabla 30. Resultado con las Cargas Simuladas EDY-A43 ........................ 177

Tabla 31. Resultados del Pozo EDY-A43 .................................................. 178

Tabla 32. Resultado del Daño y la Producción EDY-A43 .......................... 182

Tabla 33. Data General Para la Simulación EDY-D89 .............................. 183

Tabla 34. Información de las Cargas, EDY-D89 ........................................ 183

Tabla 35 Resultado con las Cargas Simuladas EDY-D89 ......................... 183

Tabla 36. Resultado General EDY-D89 ..................................................... 185

Tabla 37. Daño vs Productividad EDY-D89 ............................................... 188

Tabla 38. Costos Estimados de la Operación de Cañoneo ....................... 195

Tabla 39. Precio del Barril de Petróleo Actual, Agosto 2014 ..................... 196

Tabla 40. Costo de la Operación de Cañoneo por Pie EDY-A43 .............. 197

Tabla 41. Costo de la Operación de Cañoneo por Pie EDY-D89 .............. 197

Tabla 42 Resultados (VAN, TIR, C/B) ....................................................... 200

xix

ÍNDICE DE FIGURAS

PÁGINA

Figura 1. Estratigrafía Secuencial Del Cretácico, Cuenca Oriente Del

Ecuador: ........................................................................................................ 8

Figura 2. Columna Estratigráfica Generalizada del Ecuador ........................ 9

Figura 3. Ubicación Geográfica Del Campo Edén Yuturi ............................ 11

Figura 4. Campos del Bloque 12 ................................................................. 13

Figura 5. Columna Estratigráfica Del Campo Edén Yuturi .......................... 16

Figura 6. Subdivisión Estratigráfica del Intervalo M2 en el Campo Edén

Yuturi. Basado en el Análisis Secuencial del Pozo EDY-C5. ....................... 26

Figura 7. Columna Estratigráfica del Intervalo arenisca M2 en el Pozo EYC-

005. La subdivisión Estratigráfica Para la Arenisca M2, Basada en los Ciclos

Reconocidos en Núcleos de Perforación. Nótese que la Distribución de los

Reservorios Es Consistente con la Subdivisión Propuesta. ......................... 27

Figura 8.Litofacies de la arenisca M2, pozo EDYC-005. A) Arenisca

glauconítica de grano medio, con estratificación cruzada, facies de shoreface

superior, 7243 pies. B) Intercalaciones de arenisca con riples simétricos

(olas) y lutitas negras, facies de shoreface inferior, 7238 pies. C) Areniscas

de shoreface superior saturadas de petróleo, bioturbación de tipo ophiomorfa

(7218 pies). .................................................................................................. 28

Figura 9. (A) Mapa de Facies de la Arenisca M2a, Campo Edén Yuturi. .... 29

Figura 10. (B) Mapa de Facies de la Arenisca M2b, Campo Edén Yuturi ... 29

Figura 11. (C) Mapa de Facies Arenisca M2c, Campo Edén Yuturi ............ 30

Figura 12. (D) Mapa De Facies de la Arenisca M2d, Campo Edén Yuturi .. 30

Figura 13. Historial de Producción de Petróleo Campo Edén Yuturi. .......... 41

Figura 14. Historial de Producción de Agua Campo Edén Yuturi. ............... 41

Figura 15. Historial de Producción de Gas Campo Edén Yuturi. ................. 42

Figura 16. Historial de Corte de Agua Campo Edén Yuturi. ........................ 42

Figura 17. Historial de Produccion de Petroleo del Yacimiento M2, Campo

Edèn Yuturi. ................................................................................................. 43

xx

Figura 18. Historial de Producción de Agua Yacimiento M2, Campo Edén

Yuturi ........................................................................................................... 43

Figura 19. Historial de Producción de Gas del Yacimiento M2, Campo Edén

Yuturi. .......................................................................................................... 44

Figura 20. Forecast Campo Edén Yuturi. .................................................... 44

Figura 21. Forecast del Yacimiento M2, Campo Edén Yuturi. .................... 45

Figura 22. Selección de Explosivos. ........................................................... 52

Figura 23. Partes de un Cañón. .................................................................. 54

Figura 24. Detonador Eléctrico .................................................................... 55

Figura 25. Detonador de Percusión ............................................................ 56

Figura 26. Esquema Cordón Detonante Con Cubierta De Nylon ................ 57

Figura 27. Elementos de una Carga Moldeada ........................................... 58

Figura 28. Clasificación de los Cañones Según su Portacargas. ................ 61

Figura 29. Tipos de Cañones Casing Gun .................................................. 63

Figura 30. Tipos de Cañones THROUGH TUBING GUN ........................... 66

Figura 31. Efecto de Cavidad ...................................................................... 68

Figura 32. Proceso de Cañoneo con Cargas Jet Utilizando Liner Solido de

Metal. ........................................................................................................... 69

Figura 33. Secuencia de Penetración de las Cargas .................................. 71

Figura 34. Liner de Cargas Moldeadas DP ................................................. 72

Figura 35. Proceso de Detonación con Carga de Alta Penetración. ........... 73

Figura 36. Colapsamiento del Jet en Cargas Moldeadas DP. ..................... 74

Figura 37. Liner de Carga Moldeada BH ..................................................... 75

Figura 38. Proceso de Detonación con Carga BH. ..................................... 76

Figura 39. Partes de una Carga .................................................................. 76

Figura 40. Esquema del Proceso de Cañoneo ........................................... 79

Figura 41. Detonación Secuencial de Una Carga Moldeada ...................... 80

Figura 42. Factores Geométricos del Sistema de Disparo .......................... 84

Figura 43. Arreglos de Ángulo Fase ............................................................ 85

Figura 44. Esquema de Penetración y Densidad de Una Perforación ........ 86

Figura 45. Cañon Centralizado y Descentralizado. ..................................... 86

Figura 46. Esquema de Cañoneo Sobre-Balance ....................................... 89

xxi

Figura 47. Esquema de Cañoneo Bajo Balance ......................................... 90

Figura 48. Zona Compactada Generada Luego del Cañoneo .................... 95

Figura 49. Daño Producido por Disparo a la Formación ............................. 96

Figura 50. Esquema de Cañoneo con Wireline ......................................... 100

Figura 51. Sarta De Cañoneo TCP ........................................................... 103

Figura 52. Unidad de Tubería Flexible ...................................................... 105

Figura 53. Operación de Cañoneo en Condición de Bajo Balance Dinámico.

................................................................................................................... 108

Figura 54. Esquema de Cañoneo Max-R .................................................. 110

Figura 55. Funcionamiento del Sistema Max-R ........................................ 111

Figura 56. Alineación de los Disparos con Preferencia al Plano de Esfuerzo

................................................................................................................... 113

Figura 57. Completación Natural y Completación con Gravel Packed ...... 114

Figura 58. Disparo Mal Orientado y Orientado .......................................... 115

Figura 59. Condición de Sobre Balance Generado por la Técnica. .......... 118

Figura 60. Diagrama Simplificado de la Técnica Perf Stim ....................... 119

Figura 61. Ensamblaje de Perf Stim .......................................................... 122

Figura 62. Información General del Pozo y el Cemento ............................ 125

Figura 63. Información Petrofísica del Pozo a Simular ............................. 126

Figura 64. Esquema del Pozo a Simular ................................................... 127

Figura 65. Resultado de las Condiciones de la Roca ................................ 127

Figura 66. Gráfico Para Determinar la Consolidación de la Roca ............. 129

Figura 67. Datos Necesarios Para Realizar la Simulación ........................ 130

Figura 68. Esquema Sobre la Configuración Básica del Perf Stim ........... 132

Figura 69. Esquema, Microfracturas Del Proceso Perf Stim ..................... 132

Figura 70. Funcionamiento del Fluido ....................................................... 134

Figura 71. Esquema de los Equipos de Ensamblaje ................................. 135

Figura 72. Válvula TST ............................................................................. 137

Figura 73. Válvula RTTS ........................................................................... 138

Figura 74. Parte Integral del Packer RTTS. .............................................. 139

Figura 75. Válvula de circulación OVNI ..................................................... 140

Figura 76. Esquema del Funcionamiento de la Válvula OVNI .................. 141

xxii

Figura 77. Posiciones Operativas Champ IV Packer ................................ 142

Figura 78. Curva de Estabilidad de Minerales........................................... 146

Figura 79. Master Log-EDY-A43 del Cemento .......................................... 148

Figura 80. Resultado Petrofísico del Intervalo de Interés EDY-A43 .......... 150

Figura 81. Diseño Actual del Pozo EDY-A43 ............................................ 151

Figura 82. Resultados de los Valores del Core ......................................... 152

Figura 83 Ubicación de la Cámara de Surgencia EDY-A43 ...................... 154

Figura 84. Master Log-EDY-D89 del Cemento.......................................... 162

Figura 85. Resultado Petrofísico del Intervalo de Interés EDY-D89 .......... 164

Figura 86. Diseño Actual del Pozo EDY-D89 ............................................ 165

Figura 87 Ubicación de la Cámara de Surgencia EDY-D89 ...................... 167

Figura 88. Curva IPR vs Caudal EDY-A43 ................................................ 177

Figura 89. Gráfico IP vs Daño Vs Cañón EDY-A43 .................................. 178

Figura 90. Resultado de la Simulación Primer Intervalo Pozo EDY-A43 .. 180

Figura 91. Datos de la Simulación Primer Intervalo Pozo EDY-A43 ......... 181

Figura 92. Presión vs Caudal EDY-D89 .................................................... 184

Figura 93. Índice de Productividad vs Skin vs Daño EDY-D89 ................. 184

Figura 94. Datos de la Simulación Primer Intervalo EDY-D89 .................. 186

Figura 95. Resultado de la Simulación Segundo Intervalo EDY-D89 ........ 187

xxiii

ÍNDICE DE ECUACIONES

PÁGINA

Ecuación [1]. Cálculo del API 31

Ecuación [2]. Saturación de medio poroso 33

Ecuación [3]. Cálculo de porosidad 34

Ecuación [4]. Cálculo del POES 37

Ecuación [5]. Índice de productividad 81

Ecuación [6]. Relación de productividad 81

Ecuación [7]. Eficie Índice ncia de flujo 82

Ecuación [8]. Presión máxima (arena consolidada) 91

Ecuación [9]. Presión mínima (arena consolida) 92

Ecuación [10]. Promedio de Presión (arena consilidada) 92

Ecuación [11]. Presión máxima (arena no consolidada) 92

Ecuación [12]. Tiempo de transito 93

Ecuación [13]. Presión mínima (arena no consolidada) 93

Ecuación [14]. Presión promedio (arena no consolidada) 93

Ecuación [15]. Módulo de Young 128

Ecuación [16]. Coeficiente de Poisson 128

Ecuación [17]. Flujo neto de caja 191

Ecuación [18]. Valor actual neto 191

Ecuación [19]. Cálculo del TIR 192

Ecuación [20]. Relación Costo Beneficio 193

Ecuación [21]. Tasa de declinación de la producción 194

xxiv

ÍNDICE DE ANEXOS

PÁGINA

Anexo 1. Resultado sobre el Análisis del Core del Campo Edén Yuturi, pozo

EDY-G17 ................................................................................................... 214

Anexo 2. Sarta Preliminar Pozo EDY-A43 ................................................ 215

Anexo 3. Sarta Preliminar Pozo EDY-D89 ................................................ 216

Anexo 4. Calculo Económico Técnica TCP ............................................... 217

Anexo 5. Calculo Económico técnica Perf Stim ........................................ 219

xxv

RESUMEN

La industria petrolera ha desarrollado varias técnicas de cañoneo, con el fin

de lograr una comunicación óptima entre la formación y el pozo, tomando en

cuenta básicamente las penetraciones alcanzadas, la productividad y el daño

total generado.

El objetivo del presente proyecto de titulación es seleccionar la mejor

alternativa de cañoneo en el campo Edén Yuturi, específicamente en el

Yacimiento M2, mediante una comparación técnica y económica.

Se describe algunas de las técnicas de cañoneo mayormente utilizados como

el sistema convencional TCP, por cable (Wireline), cañoneo con Coiled Tubing

o tubería flexible, sistema de cañoneo PURE, Sistema de cañoneo tipo Anclar.

Se realiza una descripción general de la técnica Perf Stim, se menciona las

partes principales del sistema, como sus características, aplicaciones,

ventajas y desventajas, también se describe el procedimiento operativo de

cómo se arma la sarta de cañoneo, tomando en cuenta riesgos operacionales,

aspectos generales de seguridad y ambiente y contingencias antes de

ejecutar el trabajo de punzonamiento.

Se recopilo toda la información necesaria de cada pozo sujeto al análisis, las

cual comprende historiales de trabajo de reacondicionamiento, pruebas de

restauración de presión, datos de producción y características generales,

generando una base de datos requeridos para el análisis.

Se analizara mediante simulación, si el sistema de cañoneo Perf Stim es

aplicable o no dentro del campo y la arena, específicamente en los pozos de

estudio. Para lo cual se necesitó la ayuda de los diferentes softwares de

cañoneo que usa la compañía Halliburton.

Se realiza comparaciones de las técnicas de cañoneo, tomando en

consideración factores que determinan la eficiencia del cañoneo como es el

daño a la formación, y la tasa de producción.

xxvi

Para el análisis económico se realiza con un ejemplo hipotético de costos que

cada uno de los sistemas de cañoneo en estudio pudiera tener. Se considera

costos de servicios, y costo de la operación, relacionarlo con la productividad

y el costo del barril de petróleo en tres escenarios, precio actual, pesimista y

optimista.

Finalmente se desarrolla las conclusiones y recomendaciones de las técnicas

utilizadas y la nueva técnica descrita para su posible aplicación en la arena

M2, con la finalidad de escoger la técnica de cañoneo eficiente que permita

obtener mayor rentabilidad.

xxvii

ABSTRACT

The oil industry has developed various techniques of cañoneo, whit the

objective of obtain an optimal communication between formation and well,

taking into account basically achieved penetrations, productivity and

generated total skin.

The objective of the present project of titulation is to select the best alternative

of cañoneo in camp Eden-Yuturi, specifically in the M2 reservoir, through a

technical and economic comparison.

Describes some of the techniques of cañoneo widely used as the conventional

system TCP, cable (Wireline), cañoneo with Coiled Tubing or flexible pipe,

cañoneo PURE system, and cañoneo system Anclar type.

Is performed an general description of the Perf Stim technique, mentioned the

main system parts, as their characteristics, applications, advantages and

disadvantages, also described the operative procedure of how the string of

cañoneo, taking into account operational risks, general aspects of safety and

environment, and contingencies before to realize the work of cañoneo.

I will collect all the necessary information from each subject to analysis well,

which includes records of work of overhauling, restoration of pressure,

production data and general characteristics tests, generating a data base

required for analysis.

It will be analyzed through simulation, if the cañoneo system Perf Stim is

applicable or not within the field and the reservoir, specifically in the wells of

study. For which required the help of different software of cañoneo that uses

the Halliburton Company.

Comparisons of cañoneo techniques, taking into account factors that

determine the efficiency of the cañoneo, consideration factors that determine

the efficiency of the cannonade as it is the damage to the formation, and the

rate of production.

xxviii

For the economic analysis is done with a hypothetical example of costs that

each one of the systems of cañoneo in study might have. It is considered costs

of services, and cost of operation and this relate to productivity and the cost of

a barrel of oil in three scenarios, optimistic, pessimistic, and current price.

Finally develops conclusions and recommendations according to results and

the new technique described for their possible application in the sand M2, in

order to choose the technique of efficient cañoneo that allow to obtain greater

profitability.

1

1. INTRODUCCIÓN

El presente trabajo es un Análisis Técnico-Económico del uso de la técnica

Perf Stim para estimulación en pozos que poseen principalmente propiedades

petrofísicas bajas como es la permeabilidad, porosidad, y la conexión

existente entre poros del pozo.

Una vez que se ha completado el pozo, es decir se ha perforado, entubado y

cementado, se necesita establecer una comunicación entre el pozo y la

formación, para esto se realizara una operación de cañoneo o disparos los

cuales tienen la finalidad de atravesar el Casing, el cemento y la formación a

fin de permitir al fluido confinado en el reservorio fluir hacia el pozo y

consecuentemente hacia la superficie.

Es una actividad fundamental para el mantenimiento o incremento de la

producción del petróleo y gas, además puede favorecer en la recuperación de

las reservas. Existe una amplia gama de literatura técnica de los diferentes

tipos de tratamientos que pueden ejecutarse en un yacimiento de acuerdo con

sus características. El avance tecnológico a través de simuladores y equipo

de laboratorio nos permite detectar pozos candidatos a estimular, diagnosticar

su daño y proponer los diseños más adecuados en forma rápida y con mayor

efectividad, de tal manera poder seleccionar las cargas y sistemas de disparos

óptimos.

La correcta selección del sistema de disparos es de mucha importancia ya

que de esto dependerá la productividad del pozo y la disminución de

intervenciones adicionales. Por tal motivo los punzonamientos de pozos de

petróleo o gas, deben diseñarse de modo que se minimice las futuras

reparaciones y se alargue al máximo la vida útil del pozo.

La optimización de la producción demanda diseños cuidadosos, para obtener

disparos conductores limpios. Un diseño óptimo se refiere a la elección del

mejor y más eficiente sistema de disparos, cargas, cañones, fase, diámetro

de los orificios, densidad de disparo, y asimismo la determinación del sistema

2

de Completación y Producción que asegure una buena relación de

productividad, aun después de que un porcentaje de los punzonamientos se

taponen a medida que produce el pozo.

El objetivo principal que orientó a plantear un Análisis Técnico-Económico del

uso de la técnica Perf Stim en el campo Edén Yuturi, específicamente en la

Arena M2, es con el fin de considerar la aplicación del sistema de cañoneo y

determinar si esta técnica es rentable técnicamente y económicamente, ya

que la Arena en estudio no posee propiedades petrofísicas tan favorables, y

esta técnica dado sus mejores resultados en este tipo de formaciones,

también considerar el sistema de cañoneo Perf Stim para futuros trabajos en

la empresa como en otros campo.

Este estudio utilizara resultados anteriores de otras técnicas implementadas

en pozos similares con los mismos parámetros, con el propósito de encontrar

diferencias de efectividad entre cada una de ellas y nos permita el análisis

para implementar esta técnica.

Para este estudio se ha seleccionado dos pozos que son EDY-D89 y EDY-

A43 del campo en mención que muestran ser candidatos para la aplicación

de esta técnica, realizando el análisis de penetración, razón de productividad

y daño de formación, para lo cual se utilizara software y técnicas adecuadas.

En el estudio se presentara los procedimientos seguidos, cálculos,

conclusiones y recomendaciones con un carácter de ingeniería de la forma

más clara posible, para que sirva como un documento de consulta y

conocimiento para próximos proyectos, que pueda ser utilizado por cualquier

persona que quiera entender sobre Operaciones de Cañoneo de Pozos.

El estudio va contribuir en seleccionar la técnica de cañoneo óptima en el

Yacimiento M2 del campo Edén Yuturi, con el fin de incrementar la producción

de petróleo y disminuir el daño que otras técnicas pueden ocasionar y

conseguir los mejores beneficios técnicos económicos posibles de modo que

se beneficie la empresa.

3

1.1. PROBLEMA

En lo referente a la estimulación de pozos. En la industria del petróleo desde

el inicio hasta la actualidad, las operaciones de cañoneo constituyen una

actividad primordial, para establecer la conectividad entre los reservorios y

pozos, que poseen tubería de revestimiento o Casing.

El Bloque 12 inicia sus operaciones de producción en 1993 a cargo de la

empresa Occidental, ahora operado por PETROAMAZONAS EP, donde su

producción se basaba principalmente en yacimientos con buenas propiedades

petrofísicas, con el pasar del tiempo estos yacimientos se han ido declinando

su potencial productivo, lo cual se han visto en la necesidad de producir de

todas la arenas posibles, con el fin de mantener e incrementar su producción.

En el campo Edén Yuturi se implementan distintas técnicas de cañoneo en

todos los yacimientos productivos, la arena M2 es uno de ellos, a pesar de no

tener propiedades petrofísicas muy favorables esta condición de yacimiento

ha hecho que las empresas entre ellas Halliburton muestren interés en

implementar algún sistema de cañoneo específicamente para este tipo de

formación.

PERF STIM, una técnica propiedad de Halliburton, de acuerdo a resultados

obtenidos en pozos con similares características petrofísicas ha demostrado

ser eficiente y rentable, estos resultados han creado el interés de analizar los

pozos en estudio, en la profundidad de la Arena M2 del campo Edén Yuturi,

con los datos existentes, con el fin de determinar su posible aplicación.

Esta técnica tiene como objetivo mejorar la eficiencia en el cañoneo en pozos

con bajas propiedades petrofísicas al lograr disparos limpios y de alcance

mayor a otras técnicas y por consiguiente obtener una optimización en la

producción o inyección, de tal modo minimizando el daño y se alargue la vida

útil del pozo ya que se baja una sola vez todo el conjunto de cañoneo.

4

1.2. JUSTIFICACIÓN

El presente trabajo es un Análisis Técnico-Económico del uso de la técnica

PERF STIM en el campo Edén Yuturi operado por PETROAMAZONAS EP;

para dar a conocer sus fundamentos y aplicaciones así como también el

análisis de ventajas y desventajas de la técnica en la Arena M-2.

La mayoría de pozos necesitan una estimulación adicional para mejorar el

flujo de fluidos principalmente donde la conectividad es muy pobre o donde

las condiciones petrofísicas no son las más optimas y al tener un pozo

perforado se necesita aprovechar el mayor radio de drenaje hacia el pozo por

lo que se utilizan varias técnicas para este trabajo.

La necesidad de producción de todas las arenas posibles ha hecho que se

utilicen técnicas convencionales y nuevas de cañoneo para lo cual la

importancia de que la operación resulte más eficiente radica básicamente en

las penetraciones alcanzadas y por ende las razones de productividades

estimadas a partir de estas, tratando de minimizar los daños generado por la

técnica.

El objetivo es lograr túneles de perforación profundos y limpios en arenas con

este tipo de propiedades petrofísicas para permitir que la zona contribuya a

las características productivas del pozo, la técnica Perf Stim es una de las

formas donde se ha encontrado resultados más eficientes de estimulación, de

esta forma aumentando la afluencia e incrementando la recuperación de

reservas e indicando su factibilidad económica.

Se pretende relacionar con yacimientos cercanos o con similares

características petrofísicas e incluso con otras técnicas utilizadas para realizar

un cuadro comparativo de producción con respecto a la inversión inicial y la

producción posterior de crudo.

5

Para realizar un adecuado análisis de este sistema de cañoneo, el trabajo se

basará en fundamentos teóricos y técnicos, selección de pozos y análisis

económicos.

1.3. OBJETIVOS DEL PROYECTO

1.3.1. OBJETIVO GENERAL

Realizar un estudio técnico-económico para la aplicación de cañoneo Perf

Stim en el yacimiento M-2 del campo Edén Yuturi con el fin de optimizar la

producción y disminuir el daño a la formación.

1.3.2. OBJETIVOS ESPECÍFICOS

1.-Realizar un estudio de las propiedades petrofísicas de los pozo EDY A-43

y EDY D-89.

2.- Comparar los datos de producción de los pozos cañoneados con otras

técnicas en la Arena M-2.

3.- Analizar la posible aplicación de esta técnica en los pozos EDY A-43 y EDY

D-89.

4.- Utilizar el software de simulación para determinar si los pozos

seleccionados indican resultados óptimos para su aplicación.

5.- Realizar un cuadro técnico-económico comparativo de uso de otras

técnicas con esta técnica para determinar su rentabilidad.

6

2. MARCO TEÓRICO

2.1. DESCRIPCIÓN DE LA CUENCA ORIENTE Y DEL CAMPO

EDÉN YUTURI

2.1.1. GEOLOGÍA GENERAL DE LA CUENCA ORIENTE

La cuenca oriente está conformada por dos dominios morfológicos.

El piedemonte subandino.

La llanura amazónica.

El piedemonte subandino, constituye el borde occidental de la Cuenca

Oriente. Se extiende en dirección Norte-Sur, en forma paralela a las

estribaciones orientales de la cordillera de los Andes.

Es una zona sub-montañosa de alta pluviosidad que tiene una temperatura

promedio de 24° sobre el nivel del mar con una latitud que varía entre los 210

(Edén Yuturi) a 3000 (Sumaco) metros sobre el nivel del mar.

La Cuenca Oriente tiene una extensión aproximada de 100.000 𝐾𝑚2 y forma

parte del conjunto de Cuencas Sub-andinas de tras-arco, las cuales inicia en

Venezuela hasta la parte austral de Argentina con una extensión de

6.400 𝐾𝑚2.

Están limitadas al Oeste por la Cordillera de los Andes y por el Este con el

Cratón Guayano-Brasilero.

Por otro lado la Cuenca Oriente se encuentra limitada al Norte por la

Subcuenca Putumayo en Colombia y al sur por la Sub-cuenca Marañón en el

Perú. (Baby Patricio, 2004)

7

En la dirección Este-Oeste, la Cuenca tiene forma asimétrica, con un borde

oriental platafórmico y un borde occidental tectónico.

Las mayores profundidades se las ha establecido en el Sur Peruano por la

sub-cuenca Marañón.

Los campos más importantes para la extracción de Hidrocarburo se

encuentran en la llanura amazónica, y las estructuras productoras son

anticlinales de bajo relieve, que algunos casos cierran contra fallas

subverticales en el Cretácico y/o el Terciario. (Barragan & Christopoul, 2004)

La sección cretácica de las formaciones Napo, Hollín y Basal Tena en la

cuenca Oriente Ecuatoriana exhibe característica definidas dentro de un modo

de estratigrafía secuencial.

Los principales reservorio constituyen las areniscas basales de la formación

Terciaria Tena; las arenas “M1”, “M2”, “U” y “T” de la formación Hollín del

cretácico Inferior. (Barragan & Christopoul, 2004)

Cada secuencia depositacional incluye un límite erosivo a la base, que

corresponde a la incisión de valles fluviales durante la caída correspondiente

caída del nivel del mar. El relleno de estos valles durante el proceso de las

transgresiones está caracterizado por sistemas fluviales y estuarinos,

seguidos por la depositación del sistema transgresivo, correspondiendo a una

sedimentación marina somera. (Baby Patricio, 2004)

2.1.2. ESTRATIGRAFÍA DE LA CUENCA ORIENTE

El análisis de estratigrafía secuencial de la sección sedimentaria Hollín, Napo,

Basal Tena; estas formaciones testifican variaciones bruscas de la línea de la

costa en la plataforma marina-somera de la Cuenca Oriente en el Cretácico e

indican cambios verticales y laterales de las facies a lo largo de la cuenca que

interrumpe la imperante sedimentación marina de baja energía.

8

La secuencia Hollín, Napo y Basal Tena, caracterizada por una serie repetitiva

de calizas, areniscas y lutitas, registra esta ciclicidad posiblemente por las

fluctuaciones del nivel eustático ocurrida durante el cretácico.

Figura 1. Estratigrafía Secuencial Del Cretácico, Cuenca Oriente Del Ecuador

Fuente: (PETROAMAZONAS EP, 2004)

9

La columna estratigráfica general de la Cuenca Oriente muestra los

principales aspectos estratigráficos y de la geología del petróleo.

Figura 2. Columna Estratigráfica Generalizada del Ecuador

Fuente: (Carvajal & Rivas , 2011)

La parte basal de la columna estratigráfica está conformado por las

formaciones Pre-Cretácicas como son: Chapiza, Santiago, Macuma y

Punbuiza. Este intervalo estratigráfico es poco estudiado ya se considera

como el basamento de la cuenca.

10

La parte media de la columna estratigráfica corresponde a la zona de mayor

importancia por la presencia de saturaciones de petróleo. En este intervalo se

encuentra las areniscas Hollín y la arenisca “M1”, “M2”, “U” y “T” de la

formación Napo las que se consideran los reservorios altamente productivos.

2.2. DESCRIPCIÓN DEL CAMPO EDÉN YUTURI

2.2.1. GENERALIDADES

El campo Edén Yuturi se encuentra en el bloque 12 anteriormente Bloque 15

Operado por PETROAMAZONAS EP. Este Bloque se encuentra ubicado en

la región oriental de la Amazonía Ecuatoriana, la mayor parte del área se

encuentra al sur–este de la población la Joya de los Sachas, en la provincia

de Sucumbíos y al nor-este de la población de Shushufindi, en la provincia de

Francisco de Orellana.

El Bloque 12 por cuestiones lógicas y de trabajo cubre actualmente solo el

campo EPF, ya que antes cubría también el área de CPF, que actualmente es

Bloque 15. (Males , 2013)

2.3. UBICACIÓN GEOGRÁFICA DEL CAMPO EDÉN YUTURI

El Campo Edén Yuturi se encuentra ubicado en la provincia de Orellana, en

el extremo Sur oriental del Bloque 12, a 75 Km al sureste del campo

Shushufindi.

Las principales rutas de acceso son la vía Shushufindi - Limoncocha -

Pompeya y mediante la vía fluvial el río Napo.

11

Sus coordenadas geográficas son las siguientes:

76 05’ 06.76’’ longitud oeste - 00 35’ 36.32’’ latitud sur y 76 05’ 51.31’’ de

longitud oeste - 00 32’ 07.02’’ de latitud sur respectivamente.

El Bloque 12 tiene como límites:

Norte: Campo de Limoncocha.

Sur: Campo Pañacocha.

Sur-Oeste: Bloque Primavera-Yuca Sur operado por Petróleos

Sudamericanos.

Este: Campos de PETROAMAZONAS EP.

Oeste: Campos de PETROAMAZONAS EP.

Figura 3. Ubicación Geográfica Del Campo Edén Yuturi


12

2.4. ANTECEDENTES DEL CAMPO EDÉN YUTURI BLOQUE 12

Este campo fue descubierto en el año de 1970 por la Corporación Estatal

Petrolera Ecuatoriana CEPE con la perforación de los pozos exploratorios

Edén-1 y Yuturi 1, con °API estimado de 12.8 a 18 en la mayoría de sus

reservorios. (Males , 2013)

Desde 1993 este campo fue explorado y desarrollado por la empresa

Norteamericana Occidental Exploration & Production Company (OXY). En

1996 la empresa Occidental perforó el pozo Eden-01 localizado a la parte final

del norte de la estructura con un °API de 19.9 a 23.

Occidental operó el que fue Bloque 15 hasta mayo del 2006 cuando las

operaciones fueron tomadas por PETROECUADOR EP la misma que

adjudico a la Administración y Operación Temporal UB-15.

El área EPF está compuesta por un único campo Edén Yuturi, Tangay Este,

Tumali, Tumali Sur Este, Dumbique, Dumbique Sur, Pañacocha, Yanahurco.

Los objetivos primarios en la perforación de pozos en este campo son las

areniscas “U” Superior, “U” inferior y “T” principal mientras que las areniscas

“M2”, “M1” “T” Superior, “U” Basal es un objetivo secundario por no tener

propiedades petrofísicas favorables. (PETROAMAZONAS EP, 2014)

El campo Edén Yuturi entro en producción el 22 de octubre del 2002 con el

pozo EDY-C6, luego se incorporó los pozos EDY-C7, EDY-C8, EDY-C5 todos

en la plataforma de producción en el PAD “C”.

En la actualidad existen pozos productores de petróleo de las arenas de las

formaciones principalmente de Napo. Así como también existen pozos

inyectores de agua en la Arena “M1”, así como también para la reinyección

para Recuperación Secundaria y se inyecta agua de desechos a la formación

Orteguaza.

13

En enero del 2007 se reiniciaron los trabajos de perforación a cargo de UB-

15, con el fin de alcanzar nuevos objetivos de producción y beneficios

económicos para el Estado.

Figura 4. Campos del Bloque 12


Hasta Junio del 2014 se han perforado 180 pozos productores, los cuales

producen de las areniscas de la Formación Napo tales como: “M1”;”M-2”;”U

Superior”, “U Inferior”, y Arenisca “T”.

También existen 13 pozos inyectores de agua y 1 pozo disposal.

2.4.1. ORIENTACIÓN

El Campo Edén Yuturi, es un anticlinal con buzamiento suave, asimétrico,

orientado en sentido norte – sur, con una extensión aproximada de 109 Km2

(27.000 Acre), limitado en la parte noreste por una falla inversa de dirección

NNE – SSW de 12 Km. de longitud y 9 Km. de ancho, con alto ángulo con

14

buzamiento al oeste, que posiblemente llega hasta el tope de la formación

Napo. Encontrándose los pozos de desarrollo al extremo oriental de la falla.

2.4.2. ESTRUCTURA

La sísmica del campo Edén Yuturi nos indica que está conformado por varios

altos de bajo relieve, interpretados como separados con un cierre estructural

de un anticlinal.

Estos lineamientos fueron reactivos durante varias fases comprensivas en las

eras del Cretácico y Eoceno, durante la migración del hidrocarburo, estos

ayudaron para el entrampamiento. Los principales rasgos estructurales

descritos se muestran en el mapa estructural al tope de la arenisca “T” y la

arenisca “U”

2.5. ESTRATIGRAFÍA GEOLÓGICA DEL CAMPO EDÉN

YUTURI

La arenas del campo Edén Yuturi tiene influencia marina esto indica que la

retirada del nivel del mar no llego al quiebre de la plataforma, son

caracterizados por ser de grano variable con mayor abundancia de grano fino

a medio con intercalaciones de lutitas y limolitas con algunas zonas de grano

grueso.

Los reservorios productivos hidrocarburíferas del Campo en estudio son

principalmente los que se encuentran en la formación Napo con un espesor

aproximado de 1.300 pies y está representado por una secuencia de lutitas,

calizas y areniscas que corresponden a la era Cretácica Superior y estos son:

Arenisca “M1”.

15

Arenisca “M2”.

Arenisca “U” y

Arenisca “T”.

Los reservorios productivos en el Campo Edén Yuturi tienen una variedad de

anchura producto de un valle de ambiente depositario lleno de marejada fluvial

influenciada por un ensamble delta de canales de distribución y de marea

plana, frente a la orilla, cerca de la costa, mar adentro. El nivel relativo del mar

no cambia y son considerados a tener importantes factores en la historia de

deposición del reservorio.

Los principales factores que controlan la sedimentación en la Cuenca Oriente

ecuatoriana son la subsidencia, los cambios eustático globales y la tectónica

tanto regional como local. (Baby Patricio, 2004)

16

Figura 5. Columna Estratigráfica Del Campo Edén Yuturi


2.6. FORMACIONES

2.6.1. FORMACIÓN ORTEGUAZA

Esta formación se encuentra formado por una secuencia de lutitas de gran

espesor, con algunos niveles de areniscas glauconítica. Tiene un espesor

17

promedio de 260 pies aproximadamente, en la zona subandino, hacia el Oeste

se produce un cambio lateral de facies, cambiándose está a continental, tiene

un origen somero.

2.6.2. FORMACIÓN TIYUYACU

Esta formación tiene un espesor aproximado de 150 pies, la edad asignada a

esta formación es Eoceno Superior.

Hacia su tope tiene un ambiente sedimentario, pasa progresivamente de un

ambiente de depósitos fluviales a un ambiente marino, que es lo más

característico de esta formación.

Presenta también un conglomerado de ambiente fluvial, con presencia de

areniscas y arcilla, que descansan en discordancia fuertemente erosiva sobre

la formación Tena, de un espesor aproximado de 1000 pies.

2.6.3. FORMACIÓN TENA

La formación Tena tiene una subdivisión en las siguientes arenas: Tena

Superior, Tena Inferior. Estas formaciones poseen un ambiente continental,

con algunas variaciones de facies lluvio-marinas y de la plataforma marina

elástica somera.

La formación posee un espesor de 400 pies, que pertenece a una edad

Cretácica medio superior (Tena Superior), y Paleoceno (Tena Inferior y Basal).

18

2.6.4. FORMACIÓN NAPO

Está compuesta por calizas que van intercaladas con lutitas y areniscas;

posee un espesor aproximado de 900 pies.

La sección sedimentaria Hollín-Napo tiene características bien definidos

dentro de un modelo de estratigrafía secuencial, donde existen variaciones

bruscas de la línea de costa en la plataforma marina-somera de la Cuenca

Oriente en el Cretácico.

2.7. CARACTERÍSTICAS GEOLÓGICAS DE LAS ARENAS

PRODUCTORAS

2.7.1. YACIMIENTO “M1”

Esta arenisca en el área de Edén Yuturi se presenta con espesores que van

de 0 y 120 pies (TVD) de grano fino a medio, con clasificación de grano regular

de una arenisca cuarzosa.

Su ambiente de depósito ha sido descrito en núcleos de corona como deltaico

en su parte inferior (presencia de remanentes de secuencia deltaica), tidal

(influenciado por mareas) y marino somero hacia el tope.

Para este reservorio se considera que las areniscas erosionaron a la

secuencia deltaica subyacente observando en algunos casos la ausencia total

del ciclo deltaico. En otros casos se puede observar un remanente del ciclo

deltaico debajo del ciclo tidal, en algunos pozos se han encontrado solo ciclo

deltaico, donde el ciclo tidal se haya erosionado completamente o no haya

sido depositado.

19

Presentan porosidades que van desde 10% a 35% y permeabilidades

alrededor de 7 darcys, la saturación de agua es del 28%.

2.7.2. YACIMIENTO “M2”

Este reservorio nos indica propiedades petrofísicas regulares debido a que se

depositó en un ambiente marino de baja energía, obteniéndose

intercalaciones de areniscas y material muy fino en forma regular a

ocasionalmente irregular, no se tiene un gran desarrollo de arenas

lateralmente por lo que la porosidad como la permeabilidad han sido afectado.

Tiene una porosidad promedio de 10%, saturación de agua menor a 60%,

estos valores se obtuvieron mediante correlaciones con datos del campo.

El espesor varia de 110 a 140 pies, consiste de areniscas gris clara, traslucida,

transparente, friable, grano fino a ocasionalmente grano gruesos de cuarzo,

de sub-angular a sub-redondeado, clasificación regular a mala. Matriz

arcillosa y cemento calcáreo, sin porosidad visible, con inclusiones de

glauconita.

2.7.3. YACIMIENTO U SUPERIOR

Es una arenisca cuarzosa de grano fino, con valores promedio de porosidad

de 19%, permeabilidad de 1.7 darcys y una saturación de agua de alrededor

del 22%. El contacto agua-petróleo (CAP) está en -7200 TVDSS (Profundidad

Vertical desde el nivel del mar).

Presenta cemento kaolinitico hacia la base. El ambiente de depósito de la

arena ha sido descrito como tidal. La continuidad lateral de este reservorio es

bastante favorable. Tiene un espesor aproximado de 40 pies.

20

2.7.4. YACIMIENTO U INFERIOR

Es una arenisca cuarzosa de grano medio a grueso, sub-redondeada a sub-

angular, matriz arcillosa, mal clasificada con una porosidad de 20% y una

permeabilidad de 1.2 darcys.

El contacto agua-petróleo (CAP) se ubica en -7273’ TVDSS (Profundidad

Vertical desde el nivel del mar).

En la parte inferior media se presenta como una arenisca con una

estratificación cruzada (canales de marea) y hacia la parte superior aumenta

el contenido de intercalaciones de arcilla lo que indica mayor influencia marina

y un ambiente de depósito más tranquilo (marino somero).

Debido a que la roca en la parte superior tiene influencia marina por lo tanto

las propiedades petrofísicas son distintas a la parte inferior se ha subdividido

en dos cuerpos: U superior (marino somero) y U inferior (tidal). El espesor

promedio de este reservorio en el campo Edén Yuturi es de 120 pies.

2.7.5. YACIMIENTO T

En general este yacimiento se presenta como una secuencia transgresiva,

depósitos con influencia de mareas hacia la base con estratificación cruzada

(canales de marea) y para secuencias de grano decreciente hacia el tope.

La permeabilidad vertical y la horizontal están afectada por la presencia de

capas de arcilla que actúan como barreras al flujo de fluidos.

Es una arenisca cuarzosa de grano medio a grueso sin una clasificación

ordenada, a veces con matriz kaolonítica y presencia de glauconita en la parte

superior. Al igual que la U inferior se observa dos intervalos, cada uno con

propiedades petrofísicas distintas: la parte inferior de mejor calidad (ambiente

21

tidal) y el intervalo superior de menor calidad, presenta muchas

intercalaciones arcillosas y cemento calcáreo, arcilloso y glauconita definido

como marino somero.

Tiene una porosidad promedio de 21% y su permeabilidad aproximada es de

1 darcys y una saturación de agua del 29.5% en la parte inferior y en el

intervalo marino somero su porosidad promedio es del 14.2%, permeabilidad

de 200 milidarcys.

2.8. CARACTERIZACIÓN DEL YACIMIENTO “M-2” DEL

CAMPO EDÉN YUTURI

2.8.1. CARACTERÍSTICA DE LA ARENA “M2”

Las características a ser consideradas incluyen: profundidad, litología (arena,

dolomítica, caliza), peso del fluido (gas, aceite, agua), presión y temperatura.

Si se va estimar el punzonamientos hecho por una carga determinada se

necesitara conocer la velocidad del sonido en la formación, la densidad de la

matriz y la resistencia a la compresión. Otra información necesaria que se

debe conocer es si la formación esta fracturada o no, si contiene laminaciones

de lutitas, si se va a realizar una completación adicional, si se tiene un pozo

cercano con la misma completación que la que se va a realizar, las técnicas

utilizadas y si dieron resultados. (PETROAMAZONAS EP, 2010)

Todos estos parámetros permiten conocer el tipo de cañón, carga y equipo de

presión que será necesario.

22

2.9. TIPOS DE FORMACIONES

2.9.1. FORMACIONES CONSOLIDADAS

Es necesario conocer el tipo de formación si es consolidad o no consolidada

para la utilización de un diferencial de presión apropiado, necesario para la

eliminar el daño total en el momento del punzonamientos.

Una formación consolidada es cuando los granos de arena están cementados

y compactados lo suficiente como para que queden intactos y no fluyan, aun

en el caso de que haya flujo turbulento en sus espacios porosos; el grado de

consolidación de una arenisca se identifica usando los registros sónicos y de

densidad.

Se reconoce a las arenas consolidadas por las lutitas adyacentes (encima o

debajo) que están compactadas de tal manera que el tiempo de transito del

registro sónico en ellas es 100 µseg) pie o menos; con este valor

experimentalmente, se ha podido comprobar que las areniscas están lo

suficientemente consolidadas para que su registro pueda utilizarse y obtener

valores de porosidad sin que haga falta usar la corrección de compactación.

Se utilizan las lutitas adyacentes, puesto que si se utilizan las areniscas de

interés se deberían realizar correcciones por fluidos presentes para obtener

un tiempo de transito real que determine el tipo de formación.

El tipo de arena establecido en la “M-2” se considera una arena consolidada,

donde para el disparo se deberá encontrar un punto promedio entre una

presión bajo-balanceada mínima y una máxima. (PETROAMAZONAS EP, 2010)

El ambiente de depósito el intervalo de la arenisca “M2”, muestra facies entre

shoreface superior, shoreface inferior y plataforma calcárea posiblemente

karstificada. Somerizaciones rápidas exponen la plataforma calcárea,

produciendo karstificación y luego subidas rápidas del nivel del mar,

depositando areniscas de shoreface superior, que pueden en algunos casos

23

tener buena porosidad, seguidos por facies seguido por facies de shoreface

inferior y nuevamente plataforma calcárea. La roca reservorio se interpreta

como areniscas de shoreface superior, con proporciones variables de

glauconítica. Los cuerpos con buena porosidad están rodeados con cuerpos

de areniscas glauconítica de ambiente de shoreface.

2.9.2. FORMACIONES NO CONSOLIDADAS

Se define una formación no consolidad cuando las formaciones de lutitas

adyacentes tienen un tiempo de tránsito en el registro sónico mayor a 100

µseg/pie o, su densidad volumétrica es menor a 2.4 g/cm3.

2.10. LITOLOGÍA Y AMBIENTE DEPOSICIONAL DEL

YACIMIENTO “M-2” DEL CAMPO EDÉN YUTURI

Durante la perforación de los pozos EDY-C5 Y EDY-F35 fueron tomados 60

pies de núcleo de formación, del intervalo conocido como “M-2” objeto de este

estudio.

El intervalo arenisca M2 en el pozo EYD-C5, muestra facies entre shoreface

superior, shoreface inferior y plataforma calcárea posiblemente karstificada.

Somerizaciones rápidas exponen la plataforma calcárea, produciendo

karstificación y luego subidas rápidas del nivel del mar, depositando areniscas

de shoreface superior, que pueden en algunos casos tener buena porosidad,

seguido por facies de shoreface inferior y nuevamente plataforma calcárea.

(Mosquera, 2008)

24

2.10.1. SUCESIONES DE FACIES Y CICLOS ESTRATIGRÁFICOS

Los Ciclos Estratigráficos a los largo del reservorio “M-2” se caracterizan por

la ubicación de sus Facies hacia abajo que cambian de puesto en los lugares

de areniscas de la zona baja arenosa de la Facie de la Cuenca.

El cambio hacia debajo de la Facie es seguido por un dominante asimétrico

basamento que sube en hemiciclo del estrato.

El registro geofísico del núcleo examinado del intervalo “M-2” en 60 pies de

sección del pozo EDY-F35, sugiere que el ciclo estratigráfico se inicia con un

cambio de facies hacia abajo, justo donde aparecen los intervalos de

producción.

El reservorio “M-2” se encuentra ubicado entre la caliza “M-2” y la caliza “A”.

Según el análisis realizado al núcleo del intervalo “M-2”, objeto de este

estudio, indican que es de origen estuario platafórmico en la base y marino

transicional hacia el tope.

La arenisca “M-2” es un depósito arenoso discontinuo pero distribuido en toda

la cuenca. Es un reservorio semi-consolidado ya que no existe buena

cementación de sus granos. (PETROAMAZONAS EP, 2010)

2.11. DESCRIPCIÓN LITOLÓGICA DEL RESERVORIO “M-2”

Durante la perforación de los pozos EDY-G32 y EDY-D38, en Febrero del

2004 y Mayo del 2004, respectivamente, se realizó el control litológico de las

formaciones, a través del control de ripios, con los siguientes resultados:

Pozo EDY-D38: Muestra representativa para la caracterización de la

estructura Norte.

25

Para este pozo se estudió el intervalo “M-2” desde (-6309 pies) a (-6484 pies),

en profundidad vertical medida sobre el nivel del mar (SSTVD).

La arenisca se presenta en el análisis lumínico como una luz café,

transparente, blanca, transluciente a subtransluciente, suelta. El grano es fino

a medio, cuarzoso, subangular a subredondeado, moderadamente claseado,

matriz no visible, no hay presencia de cemento, a la vista pobre porosidad,

ocasionalmente se observa inclusiones de glauconita.

De pobre a representativa muestra de petróleo: Trazas de 20% de la muestra,

muestra cubierta café oscuro de manchas de petróleo. La fluorescencia

natural de la muestra es débil amarillo oro.

El “shale” se lo puede observar lodoso, ocasionalmente fragmentado de

sublaminar a laminar y no es calcáreo.

Para la estructura Sur dl intervalo “M2”, se tomó como referencia el análisis

de ripios realizado durante la perforación del pozo EDY-G32, único pozo

perforado en esta estructura. Los resultados fueron los siguientes:

En esta estructura el intervalo “M-2” se lo determinó durante la perforación en

las profundidades desde (– 6236 pies) hasta (-6483 pies), en profundidad

vertical medida sobre el nivel del mar (SSTVD).

Ante el análisis lumínico, la arenisca se observa diáfana, blanca, de

transparente a subtransparente, granos sueltos de textura fina a media,

granos cuarzosos, de angular a subangular, no hay presencia de matriz, ni de

cemento, pobre porosidad, en partes hay inclusiones de glauconita.

Poca presencia de petróleo en la muestra (10% al 20%), manchas tenues café

oscuro de manchas de petróleo, débil fluorescencia natural amarilla,

moderado rápido florecimiento de cortes fuertes de fluorescencia amarilla.

En el “Shale” se puede observar que es sublaminar y moderadamente fuerte,

ocasionalmente segmentado y no es calcáreo. No hay presencia de petróleo.

EL análisis de registros eléctricos y el conocimiento regional de la arenisca

M2 obtenido en los campos Pañacocha y Tumali, permitió determinar en el

26

campo Edén Yuturi, la misma ciclicidad en el intervalo “M-2” que ya haya sido

determinada en otros campos. La figuras mostradas a continuación indican

los 4 ciclos M2a, M2b, M2c y M2d, definidos en base al apilamiento observado

en el registro eléctrico (gamma ray). (PETROAMAZONAS EP, 2010)

Ciclos de la arena M2

Figura 6. Subdivisión Estratigráfica del Intervalo M2 en el Campo Edén Yuturi. Basado en el Análisis Secuencial del Pozo EDY-C5


La arenisca “M-2” del campo Edén Yuturi fueron analizadas en los núcleos del

pozo EDY-C5, fig.(6) en el intervalo M2 (tope de la caliza A) y el tope de la

caliza M2 (intervalo M2d).

27

Figura 7. Columna Estratigráfica del Intervalo arenisca M2 en el Pozo EYC-005. La subdivisión Estratigráfica Para la Arenisca M2, Basada en los Ciclos Reconocidos en Núcleos de Perforación. Nótese que la Distribución de los

Reservorios Es Consistente con la Subdivisión Propuesta


La sección descrita en el pozo EDYC-005 muestra que el intervalo M2 a (7247-

7223 pies) está formado por intercalaciones de areniscas de shoreface

superior y shoreface inferior, con muy baja porosidad debido a la glauconita

(>20%), que al tope del intervalo cambian a areniscas más limpias de

shoreface superior, con impregnación de petróleo.

El intervalo M2 b (7223-7196 pies) está separado de M2 a por un paquete de

arenas depositadas en el shoreface inferior, desde donde existe una

isomerización que deposita areniscas de shoreface con porosidad fig. (7),

posiblemente depositadas sobre calizas karstificadas, ya que se observa

28

abundantes fragmentos de caliza retrabajados y parcialmente disueltos. Es

típico encontrar en facies reservorio bioturbación de tipo ophiomorpha.

Figura 8.Litofacies de la arenisca M2, pozo EDYC-005. A) Arenisca glauconítica de grano medio, con estratificación cruzada, facies de shoreface

superior, 7243 pies. B) Intercalaciones de arenisca con riples simétricos (olas) y lutitas negras, facies de shoreface inferior, 7238 pies. C) Areniscas

de shoreface superior saturadas de petróleo, bioturbación de tipo ophiomorfa (7218 pies)


2.12. AMBIENTE DE DEPÓSITO Y MAPA DE FACIES

La roca reservorio se interpreta como areniscas de shoreface superior, con

proporciones variables de glauconita. Los mapas de las figuras (A, B, C, D)

muestran cuerpos de arena muy discontinuos. Los cuerpos con buena

porosidad están rodeados con cuerpos de arenisca glauconítica de ambiente

de shoreface. Las areniscas de la arenisca M2 b son los de mayor continuidad

lateral.

29

Figura 9. (A) Mapa de Facies de la Arenisca M2a, Campo Edén Yuturi


Figura 10. (B) Mapa de Facies de la Arenisca M2b, Campo Edén Yuturi


30

Figura 11. (C) Mapa de Facies Arenisca M2c, Campo Edén Yuturi


Figura 12. (D) Mapa De Facies de la Arenisca M2d, Campo Edén Yuturi


31

2.13. CARACTERIZACIÓN DE FLUIDOS

En el siguiente párrafo se presenta las características principales de los fluidos

(Tabla 1), y las reservas, con el objetivo de poder evidenciar el estado del área

Edén Yuturi en la actualidad.

2.13.1. GRADO °API

El grado °API es una medida de la densidad del petróleo, la cual cambia en

función de la temperatura y presión, se relaciona con la gravedad especifica

del proyecto mediante la siguiente ecuación:

°𝑨𝑷𝑰 =𝟏𝟒𝟏.𝟓

𝑺𝑮 @ 𝟔𝟎 °𝑭− 𝟏𝟑𝟏. 𝟓 Ec. [1]

Dónde:

SG = Gravedad especifica del petróleo a temperatura estándar.

°API = Densidad del petróleo en grados API.

La gravedad de los crudos de la formación Napo del campo Edén Yuturi varían

entre 13.9° y 26.6°, el crudo del arena M2 tiene un API de 17°en promedio,

que pueden alterarse de acuerdo a la contenido de azufre que va de 01.34%

a 1.71%, se considera petróleo agrio, el promedio API del campo es de 19°

que viene hacer crudo mediano a pesado.

32

Clasificación grados API crudos.

Tabla 1. Clasificación de Crudos Grados API

Fuente: (PETROAMAZONAS EP, Departamento de Reservorios, 2014)

2.13.2. GOR, WOR

La relación gas-petróleo (GOR) representa la razón entre los pies cúbicos de

gas a condiciones estándar con respecto a los barriles producidos a

condiciones normales. Las unidades que la simbolizan son PCS/BF. El valor

promedio para el área Edén Yuturi varía entre (45 a 190) PCS/BF.

La relación agua-petróleo (WOR) es la razón matemática entre el volumen de

agua producida por cada barril de petróleo extraído. Las unidades que la

simbolizan son los Bls/BF.

2.13.3. VISCOSIDAD

Es la resistencia que tiene el fluido para desplazarse, se puede medir

exclusivamente cuando el fluido (líquido o gas) se encuentra en movimiento.

La viscosidad es una cantidad numérica, que representa las fuerzas de

arrastre ocasionadas por las fuerzas de atracción en capas de fluidos

adyacentes, se la puede considerar como la fricción que ocurre a nivel interno

entre moléculas. La unidad en la que se representa, comúnmente es el (cp.)

o también en Cts.

33

2.13.4. FACTOR VOLUMÉTRICO

Relaciona la unidad de volumen de fluido en el yacimiento con la unidad de

volumen en la superficie, existen factores para el petróleo, gas y agua. Se

puede medir directamente de una muestra, calcularse u obtenerse por medio

de correlaciones empíricas. Las unidades que la representan son Bls/BF.

Tabla 2. Características del Fluido Producido


2.14. PROPIEDADES PETROFÍSICAS

En este párrafo se muestran los valores promedios de las diferentes

características petrofísicas de la roca para las arena productoras del área de

Edén Yuturi.

2.14.1. SATURACIÓN

La saturación de un medio poroso con respecto a un fluido se define como la

fracción del volumen poroso de una roca, que ocupa dicho fluido. Ecuación

2.2

𝑺𝒙 =𝑽𝒙

𝑽𝒕 Ec. [2]

34

Dónde:

𝑆𝑥 = Saturación de la fase X.

𝑉𝑥 = Volumen que ocupa la fase X.

𝑉𝑡 = Volumen poroso total de la roca.

Al realizar la sumatoria de las saturaciones de todos los fluidos que se

encuentran presentes en el proceso en el espacio poroso de una roca, su

resultado debe ser igual a 1.

Los valores de saturación de agua irreductible obtenidos de análisis

petrofísicos se presentan en el siguiente cuadro.

Tabla 3. Valores de Saturación del Campo Edén Yuturi


2.14.2. POROSIDAD (ɸ).

La porosidad es una medida de la capacidad de almacenamiento de fluidos

de una roca y se la expresa como la fracción del volumen total de la roca que

corresponde a los espacios interconectados, en donde se puede almacenar

fluidos, dicha porosidad es la denominada efectiva en la cual se basan todos

los cálculos de la industria petrolera. Ecuación 2.3.

ɸ = 𝑉𝑜𝑙𝑢𝑚𝑒𝑛 𝑝𝑜𝑟𝑜𝑠𝑜

𝑉𝑜𝑙𝑢𝑚𝑒𝑛 𝑡𝑜𝑡𝑎𝑙 Ec. [3]

35

Como el volumen poroso no puede ser mayor que le volumen total de la roca,

la porosidad es una fracción y el máximo valor, arreglo cúbico, que puede

alcanzar es de 47.6%, en la mayoría de ocasiones la porosidad es expresada

como un porcentaje, esta cantidad resulta de multiplicar el resultado de la

ecuación 1.3 por 100.

En el cuadro se representa la porosidad del campo, obtenido por registros

eléctricos.

2.14.3. PERMEABILIDAD. (k)

La permeabilidad absoluta es la capacidad de la roca para permitir el flujo a

través de sus poros interconectados, al estar saturada al 100% por un fluido

homogéneo.

Si la roca posee más de una fase (petróleo, agua y gas) en su medio poroso,

su capacidad para permitir el flujo de cada una de las mismas a través de

dicho medio poroso se define como permeabilidad efectiva.

La permeabilidad efectiva de una fase determinada es menor a la

permeabilidad absoluta; y se encuentra en función de la saturación de la

misma.

Los valores de permeabilidad son obtenidos de los análisis de los núcleos y

de las pruebas de restauración de presión realizadas en los pozos.

2.14.4. SALINIDAD. (ppm Na Cl)

La salinidad se encuentra presente dentro del reservorio, prácticamente

asociada al agua de formación, su acción es corrosiva y posteriormente daños

que generan mayores concentraciones de sal en el fluido.

36

Tabla 4. Características Petrofísicas. Edén Yuturi


2.15. RESERVAS

2.15.1. RESERVAS DEL CAMPO

El volumen de reservas de hidrocarburos de una nación es indicador del

rumbo e intensidad del desarrollo de su industria petrolera. De ahí la

necesidad de disponer cifras precisas y confiables de reservas que normen

en forma realista las acciones a ejecutarse.

La decisión de explorar y explotar una cuenca o un yacimiento de

hidrocarburos depende fundamentalmente del cálculo de sus recursos y

reservas.

Estimaciones de reservas tienen, por veces, grados de incertidumbre que

están relacionados al nivel de fiabilidad de los datos geológicos y de ingeniería

que se analizan en el momento en el que se hace su estimación e

interpretación.

37

2.15.2. PETRÓLEO ORIGINAL EN SITIO (POES)

El petróleo original en sitio es la cuantificación de todas las acumulaciones de

hidrocarburo naturales que se estiman existen.

𝑃𝑂𝐸𝑆 = 7758 𝑉𝑁 ∗ ɸ𝑒∗(1−𝑆𝑊)

𝛽𝑜𝑖 Ec. [4]

POES= petróleo original en sitio, en barriles estándar.

𝑉𝑁= Volumen neto de roca en acre-pie.

Volumen neto = Volumen bruto (𝑉𝐵) * N/G.

N/G = porcentaje de arena limpia respecto al espesor total de la arena

productiva.

ɸ𝑒 = Porosidad efectiva.

𝛽𝑜𝑖 = Factor volumétrico inicial.

𝑆𝑊 = Saturación de agua.

Todas las cantidades del volumen de hidrocarburo total pueden ser recursos

potencialmente recuperables, ya que la estimación de la parte que se espera

recuperar depende de la incertidumbre asociada, y también de circunstancias

comerciales, de la tecnología usada y de la disponibilidad de información.

38

2.16. DESCRIPCIÓN DE RESERVAS

2.16.1. RESERVAS DE PETRÓLEO

Las reservas de hidrocarburo es el porcentaje de petróleo original que se

puede recuperar del yacimiento petrolífero.

Las reservas nos permiten cuantificar la cantidad de hidrocarburo que se

encuentra en un yacimiento y luego poder implementar los programas para

desarrollo del campo.

Reservas Totales = Reservas producidas o acumuladas + Reservas

remanentes.

2.16.2. RESERVAS PROBADAS

Estas reservas son igual al volumen de hidrocarburo, cuyo cálculo ha sido

obtenido, por la información técnica proporcionada por los datos procesados

que viene de las perforaciones y análisis de núcleos, además de análisis PVT

(fluidos) y perfiles de pozos.

2.16.3. RESERVAS REMANENTES

Es el volumen de hidrocarburo recuperable, cuantificable a cualquier fecha

posterior al inicio de la producción comercial, que todavía permanece en el

yacimiento.

39

2.16.4. RESERVAS PROBABLES

Es el volumen de hidrocarburo recuperable de zonas que se fundamentan por

interpretación geológica, pudiendo ser comprobadas con la perforación de los

pozos, las reservas probables corresponden a áreas dentro de los límites

geológicos de la estructura. Tiene una certeza del 50%.

2.16.5. RESERVAS POSIBLES

Son reservas no probadas que el análisis de los datos de geología e ingeniería

sugieren que son menos ciertas a ser recuperadas que las reservas

probables.

Al utilizar métodos probalísticos, debe existir al menos una probabilidad de

10% de que las cantidades a ser recuperables serian iguales o excederían la

suma de las reservas probadas más probables y más posibles.

Tabla 5. Acumulado de las Arenas Productoras de los Fluidos en Campo Edén Yuturi hasta junio 2014


40

Tabla 6. Reservas del Campo Edén Yuturi


Tabla 7. Reservas de la Arena M-2 Campo Edén Yuturi


2.17. PRODUCCIÓN DEL CAMPO EDÉN YUTURI

INTRODUCCIÓN

El campo Edén Yuturi es uno de los campos más representativos,

desarrollados e importantes en la actualidad con operaciones continuas más

de una década, con el tiempo ha cambiado la producción, ahora produciendo

valores altos de agua.

Los gráficos a continuación representan la producción del campo Edén Yuturi

del petróleo, agua y gas, con el fin de observar los picos de producción en

cada año de acuerdo a los pozos perforados y los pozos reacondicionados.

41

2.17.1. PRODUCCIONES INICIALES

Figura 13. Historial de Producción de Petróleo Campo Edén Yuturi


Figura 14. Historial de Producción de Agua Campo Edén Yuturi


42

Figura 15. Historial de Producción de Gas Campo Edén Yuturi


Figura 16. Historial de Corte de Agua Campo Edén Yuturi


43

2.18. HISTORIAL DE PRODUCCIÓN DE LA ARENA M-2

Los gráficos representan la producción de los hidrocarburos petróleo, agua y

gas, se representa con el fin de observar la cantidad de cada uno de los

fluidos, para estimar con cuanto aporta esta Arena M2 al total de producción

del campo Edén Yuturi.

Figura 17. Historial de Produccion de Petroleo del Yacimiento M2, Campo Edèn Yuturi


Figura 18. Historial de Producción de Agua Yacimiento M2, Campo Edén Yuturi


44

Figura 19. Historial de Producción de Gas del Yacimiento M2, Campo Edén Yuturi


2.19. PROYECCIONES DE PRODUCCIÓN

En el grafico se puede observar las proyecciones del campo Edén Yuturi,

proyectadas hasta el año 2042, se puede decir que la producción tiene una

tendencia a aumentar hasta el año 2026, de ahí se mantendría la producción

hasta la fecha indicada, esto puede variar de acuerdo a los pozos perforados

y trabajos de reacondicionamiento que se realicen.

Figura 20. Forecast Campo Edén Yuturi


45

Figura 21. Forecast del Yacimiento M2, Campo Edén Yuturi


2.20. ANALISIS PVT

Se llama análisis PVT al conjunto de pruebas que se realizan en el laboratorio

para determinar las propiedades de los fluidos de un yacimiento, a partir de

simulaciones en función de la presión, el volumen y la temperatura, sus

resultados son más confiables que los obtenidos en las pruebas de campo.

Dentro de las propiedades más importantes del petróleo obtenidas a partir del

análisis PVT, es la presión de burbuja (Pb), presión inicial (Pi), densidad del

petróleo (ρo), viscosidad del petróleo (µo), factor volumétrico (βoi), relación

gas-petróleo (GOR), salinidad, entre otros, son muy útiles para realizar

cálculos dentro del yacimiento como fuera de mismo.

La conjunción de estos parámetros determina en gran parte el

comportamiento de producción del yacimiento

46

Tabla 8. Parámetros PVT del Campo Edén Yuturi


2.21. DESCRIPCIÓN Y FUNDAMENTOS DEL SISTEMA Y

CAÑONEO

INTRODUCCIÓN

El cañoneo es parte fundamental para la producción de hidrocarburos, es

clave para obtener resultados positivos de la exploración, la producción

económica de petróleo y gas, la producción y vida útil de pozo a largo plazo y

la recuperación eficiente de los hidrocarburos.

Una vez ya completado el pozo, es decir se ha perforado, entubado y

cementado, se necesita establecer una comunicación entre el pozo y la

formación, para esto se realizará una operación de cañoneo o disparos los

cuales tiene la finalidad de atravesar el Casing, el cemento y la formación

(hasta la zona virgen) a fin de permitir al fluido confinado en el reservorio fluir

hacia el pozo y posteriormente hacia la superficie.

Es una actividad fundamental para el mantenimiento o incremento de la

producción de petróleo y gas, además puede favorecer en la recuperación de

47

las reservas. Existe una amplia gama de literatura técnica de los diferentes

tipos de tratamientos que pueden ejecutarse en un yacimiento de acuerdo con

sus características. El avance tecnológico a través de simuladores y equipo

de laboratorio nos permite detectar pozos candidatos a estimular, diagnosticar

su daño y proponer los diseños más adecuados en forma rápida y con mayor

efectividad.

El objetivo de las técnicas de estimulación es de mantener en unos casos la

capacidad productora de las arenas en explotación y en otros casos mantener

o incrementar la capacidad productiva de pozos petrolíferos o gasíferos.

La correcta selección del sistema de disparos es de mucha importancia ya

que de esto dependerá la productividad del pozo y la disminución de

intervenciones adicionales, al no tener resultados de producción favorable.

Por tal motivo los punzonamientos de pozos de petróleo o gas, deben

diseñarse de modo que se minimice las futuras reparaciones y se alargue al

máximo la vida útil del pozo.

La optimización de la producción demanda diseños cuidadosos, para obtener

perforaciones limpias. Un diseño óptimo se refiere a la elección del mejor y

más eficiente sistema de disparos, cargas, cañones, fase, diámetro de los

orificios, densidad de disparos, y asimismo la determinación del sistema de

Completación y Producción que asegure una buena relación de productividad,

aún después de que un porcentaje de los punzonamientos se taponen a

medida que produce el pozo.

El número de disparos por pie que se realizaran en una operación de cañoneo

es parte integral en la completación del pozo; donde se debe tomar en cuenta

las condiciones del yacimiento, las características de la formación y las

necesidades del pozo.

El cañoneo o punzonamientos es la operación más importantes en pozos

entubados.

48

Para que un trabajo de cañoneo se considere eficiente se debe tomar en

cuenta lo siguiente:

Conocer las técnicas de requerimientos.

No sacar los cañones inmediatamente después de disparar, cualquiera

que haya sido el método utilizado.

Controlar adecuadamente el disparo libre de cañones.

No seleccionar los cañones y cargas de acuerdo a las pruebas realizas

en superficie, es decir con los resultados de laboratorio.

Estimar la calidad de cañoneo basándose en beneficio de producción,

no sólo considerando el costo del mismo.

A finales de los años setenta e inicios de la década del ochenta, las técnicas

de cañoneo se limitaba a la utilización de dos tipos de cañones: uno

transportados a través de la tubería de producción y otros más grandes a

través de la tubería de revestimiento, generalmente con cable de acero.

Las cargas de los diversos tipos y tamaños de cañón se diseñaban con el

único fin de lograr tener el máximo orificio o una penetración profunda.

Durante la década de los ochenta se incrementaron las alternativas de

transporte de los cañones a través del pozo, mediante la utilización de la

tubería de producción unida a un respectivo cañón, denominado sistema TCP

(Tubing Conveyed Perforating), llegando a ser un elemento esencial para

muchas completaciones de pozos y una valiosa herramienta para efectuar

disparos.

En la actualidad, la tecnología en la fabricación de cargas y sistemas de

disparos ha evolucionado rápidamente por lo que es posible encontrar un gran

número de opciones y proveedores.

49

2.22. FUNDAMENTO TEÓRICO

2.22.1. EXPLOSIVOS

Existe una serie de componentes explosivos diseñados para operar una

secuencia predeterminada a un debido tiempo. La reacción de un componente

de la serie conlleva a la reacción del siguiente componente esto da lugar a la

penetración efectiva en la tubería de revestimiento y del cemento. Una vez

que la secuencia se ha iniciado, esta no puede ser parada, dado que la

secuencia completa va desde la activación del detonador hasta la penetración

de la tubería de revestimiento y del cemento requiriéndose solamente unos

micro segundos. El diseño del equipo y la planificación del trabajo son muy

importantes.

Los explosivos son una mezcla o compuestos químicos de reacción

instantánea, con la capacidad de generar energía suficiente. Para conseguir

una penetración efectiva, de tal manera que exista conectividad apropiada

entre pozo y reservorio; el éxito de operación depende de la relación directa

entre el desempeño de la carga y el explosivo.

Los explosivos se priorizan sobre otras fuentes de energía, debido a sus

propiedades como su actuación rápidamente, confiables y pueden ser

almacenados por largos periodos de tiempo. Además, para su manejo se debe

tomar en cuenta las precauciones debidas.

2.22.2. TIPOS

Los explosivos se clasifican por su velocidad de reacción en altos y bajos.

50

Explosivos Altos.- Velocidad de reacción mayor a 1500 m/s su detonación

es por calor o percusión, este tipo de explosivos son los que mayormente se

manejan en la industria petrolera PYX (Picrilamino Dinitropiridina), HNS

(Hexanitrostilbene), HMX (High Melting Explosive), RDX (Royal Demolition

Explosive).

En el siguiente cuadro se observan las propiedades de los explosivos antes

mencionados; en donde el punto de fusión, la presión de detonación y la

temperatura de aplicación más altas corresponden al explosivo PYX; mientras

los valores máximos para densidad y velocidad de detonación corresponden

a los explosivos HMX.

Tabla 9. Propiedades de los Explosivos Altos

Fuente: (Geodynamics, 2004)

Explosivos Bajos Poseen una velocidad de reacción de 300/1500m/s, su

detonación se inicia por una llama o chispa, presentan un sensibilidad al calor,

pueden deflagrarse sin detonar.

En el cuadro se observa el contraste de las principales características de los

explosivos bajos y altos, su velocidad de detonación y su método de ignición.

Tabla 10. Tipos Y Propiedades de los Explosivos


51

2.22.3. CARACTERÍSTICAS

Las características físicas, a tomar en cuenta para una adecuada elección del

explosivo son la sensibilidad y la estabilidad.

Se define como la medida de la energía, presión o potencia mínima necesaria

para iniciar la detonación de un explosivo esto se refleja a la facilidad de

iniciarse.

2.22.3.1. Sensibilidad

Sensibilidad de impacto.- Es la distancia mínima a la que se deja bajar un

peso sobre el explosivo para que empiece su detonación.

Sensibilidad a chispa.- Es la cantidad mínima de energía que se

compromete en la detonación del explosivo.

En cualquiera de los dos casos, los valores más altos indican más bajas

sensibilidades.

2.22.3.2. Estabilidad

Es la propiedad del explosivo para preservarse durante extensos periodos de

tiempo a tolerar altas temperaturas, sin sufrir daño excesivo o

descomponerse.

Para poder tenerlos almacenados debe tener una alta estabilidad.

52

Los explosivos se los elije a partir de la temperatura de fondo y la duración

calculada de exposición a dicha temperatura.

2.23. SELECCIÓN DE EXPLOSIVOS

Para la selección de explosivos se debe seguir el lineamiento de Tiempo vs

Temperatura como se observa en la figura siguiente.

Figura 22. Selección de Explosivos


En esta carta de lineamiento de tiempo vs temperatura se puede observar que

a una temperatura de 220 ºF, se tiene un desempeño óptimo de hasta 250

horas, como se observa en la línea roja de la figura.

Los explosivos usados para el cañoneo son diseñados principalmente para

diferentes rangos de temperatura de pozos. (Bustillos, 2008)

53

Los explosivos RDX son usados para aplicaciones estándar, nuestra Cuenca

Oriente (Ecuador), posee una temperatura promedio de 220 ºF; por lo que

esta opción es la más correcta, por otro lado el HNS puede ser usado en

ambientes que sobrepasan los 400 ºF.

El rango de temperatura de un explosivo depende del tiempo de exposición a

cierta temperatura. Los explosivos deben ser seleccionados en base a la

temperatura de fondo del pozo y la duración calculada de exposición.

El HMX es similar al RDX pero con mayor poder de detonación, por lo que su

uso es más frecuente. Dada a una temperatura de fondo no se debería

exceder el tiempo de exposición para cada tipo de explosivo de manera de

obtener un óptimo desempeño de la carga. (Bustillos, 2008)

2.24. CAÑONES

Los componentes explosivos son montados en un portacargas, llamado cañón

el cual puede ser un alambre, una lámina o un tubo. Estos pueden ser de

carga expuesta y no expuesta:

De carga expuesta: Cuyas cargas no tienen recubrimiento (tubo de acero) y

están en contacto con el fluido de perforación del pozo.

De carga no expuesta: Cuyas están protegidas por un tubo de acero.

El cañón se encuentra formado por contenedor, cordón detonante, detonador

y cargas jet.

54

Figura 23. Partes de un Cañón

Fuente: (Baker Hughes Wireline Services, 2008)

2.24.1. COMPONENTES DE UN CAÑON

2.24.1.1. Contenedor

El contenedor es la parte metálica, cuya función es transportar las cargas

explosivas, así como también proteger y aislar las cargas, detonador y el

cordón detonante, para obtener un disparo óptimo, también es el primer

obstáculo que el cañón debe perforar.

2.24.1.2. Detonador

El detonador es el dispositivo que almacena a los explosivos e inicia el

proceso de la detonación de las cargas moldeadas. El explosivo del detonador

debe estar en contacto con el explosivo del cordón detonante, que es activado

desde la superficie.

55

Los detonadores para la aplicación del cañoneo existen de dos tipos en la

industria petrolera.: Eléctricos y de percusión.

2.24.1.3. Detonadores Eléctricos

Los detonadores eléctricos son utilizados para cañones transportados con

cable eléctrico, que inicia la detonación a través del cable, existen sensibles

al fluido y no sensibles. Se denominan dispositivos electro-explosivos.

Con el avance de la tecnología se ha logrado mejorar en la seguridad sobre

estos detonadores, como la eliminación de explosivos primarios sensibles y la

creación de detonadores con resistores de seguridad, la misma que disipa el

flujo de corriente de fuentes externas no deseadas. (Brito, 2013)

Figura 24. Detonador Eléctrico

Fuente: (Halliburton, Perforating Solutions, 2012)

2.24.1.4. Detonadores de Percusión

Los detonadores de percusión se activan por medio de un golpe que lo genera

por medio de un pin (gatillo de disparo), que genera una reacción rápida de

56

los explosivos primarios y secundario, se lo utiliza principalmente en sistemas

de cañoneo TCP.

Para la activación de los detonadores no es necesario la corriente eléctrica

por lo que no existen inconvenientes a este problema. Se necesita de 5 a 7

ft/pie de energía de percusión para su activación. (Brito, 2013)

Figura 25. Detonador de Percusión


2.25. CORDÓN DETONANTE

El cordón detonante es un dispositivo que permite la activación de todas las

cargas del cañón en forma secuencial, permitiendo que la onda de detonación

siga de una carga a otra.

El cordón detonante está compuesto por explosivos secundario que se

encuentra recubierto para evitar el contacto con fluidos abrasivos y maltrato

en la manipulación, su recubrimiento puede ser de nylon o plomo, donde la

exposición a la temperatura para el nylon será de hasta 375 ºF y a

temperaturas mayores a este valor será para el plomo.

La importancia del cubierto del cordón es importante sobre todo cuando se

trata de aplicaciones de cañoneo expuesto.

57

La velocidad de detonación depende principalmente del tipo de cordón

detonante utilizado. Los cordones detonantes fabricados para los explosivos

HNS y PYX son generalmente lentos, están en el orden de 7000 m/s; mientras

los fabricados para explosivos RDX y HMX son más rápidos, están en el orden

de 8900 m/s. Su vida útil esta alrededor de 5 años.

Figura 26. Esquema Cordón Detonante Con Cubierta De Nylon


2.26. CARGAS MOLDEADAS

Las cargas moldeadas son un conjunto de distintos elementos que provocan

una explosión, logrando así perforar el cemento, Tubing y la formación.

Pueden generar una onda de presión de hasta 5 millones de psi.

Las cargas moldeadas están compuesto por: carga explosiva iniciadora, carga

explosiva principal, contenedor, Liner o cubierta y perforación del cordón

detonante. (Benavides Gualapillo, 2012)

58

Figura 27. Elementos de una Carga Moldeada


Cada uno de estos elementos tiene una función determinada dentro la carga.

Carga explosiva iniciadora: Se la conoce como “primer” es un explosivo de

alta sensibilidad de donde se inicia la detonación a través del cordón

detonante.

Carga explosiva principal: Es el explosivo de la carga más importante que

libera su energía a grandes velocidades, su explosión causara la penetración

en el revestido, cemento y formación.

Contenedor: El contenedor ayuda a retener la fuerza de la explosión con el

fin de convertirlo en forma de chorro. El material y la disposición del Liner

determinarán la forma del chorro.

Liner o cubierta: El Liner es un revestimiento que se encuentra en el de la

carga. Es una mezcla de polvos de materiales pulverizados como el cobre,

tungsteno, estaño, zinc y plomo que proporcionan al Jet una densidad

suficiente a velocidades uniformes para obtener mayor penetración.

Cavidad para cordón detonante: Esta cavidad sirve de apoyo para el cordón

detonante para iniciar la detonación de todas las cargas del cañón.

59

2.27. TIPOS DE CAÑONES

El sistema de disparo consiste de una colección de cargas explosivas, la que

se encuentran dentro de los cañones que son transportados o bajados hacia

el objetivo de la operación, por intermedio de cables de acero, líneas de,

tubería de producción, sarta de perforación, tuberías flexibles y líneas de

arrastre. Estos pueden ser de carga expuesta y no expuesta.

2.28. CLASIFICACIÓN DE LOS CAÑONES SEGÚN SU

PORTACARGAS

En sistemas de disparo bajado con cable (Wireline) puede usarse a hueco

descubierto, donde la ventaja de efectuar este disparo es que podemos utilizar

cañones de diámetro más grandes, con el fin de generar un radio de alcance

más profundo, o también se la puede bajar después de introducir la tubería de

perforación. (Benavides Gualapillo, 2012)

Los cañones según su portacargas pueden ser:

Recuperables (no expuestas).

Desechables (expuestas).

Semidesechables (expuestas y no expuestas).

60

2.28.1. CAÑONES RECUPERABLES

Los sistemas recuperables consiste en un tubo de acero que es fijada a la

carga moldeada, las cargas no están expuestas los que son transportados por

cable de acero, tubería de producción o sartas de perforación, los residuos de

los explosivos y lamina portadora son recuperados, logrando así que la basura

en el pozos sea prácticamente nula. Estos cañones al no estar expuestos sus

explosivos a la presión y ambiente del pozo son adecuados para ambientes

hostiles. (Benavides Gualapillo, 2012)

2.28.2. CAÑONES DESECHABLES

En los sistemas desechables, las cargas están expuestas a las condiciones

del pozo (presión y temperatura), se caracteriza por que los residuos de las

cargas, cordón detonante, detonador y el sistema de portador (lámina,

alambre, uniones de cargas), permanecen en el pozo tras su detonación

dejando una considerable cantidad de basura.

La ventaja es de al no estar las cargas dentro del de un tubo, pueden ser de

mayor tamaño y se pude conseguir una mayor penetración.

La principal desventaja al estar expuestas sus componentes a la presión y

temperatura del fluido del pozo, lo cual genera una limitación en la operación

a estas condiciones. (Benavides Gualapillo, 2012)

2.28.3. CAÑONES SEMIDESECHABLES

Este sistema es similar al desechable, con la ventaja de que los residuos

dentro del pozo son menores y además se recupera el portacargas. Sus

61

desechos después de la detonación se parecen a la grava, soporta la presión

y desgaste por las cubiertas de cerámica que son resistentes a las sustancias

químicas. (Benavides Gualapillo, 2012)

Figura 28. Clasificación de los Cañones Según su Portacargas

Fuente: (Schlumberger, 2002)

2.29. CLASIFICACIÓN DE LOS CAÑONES POR SU TAMAÑO

Por su tamaño se clasifican en Casing Gun (cañones que sirven para

cañonear el Casing o la tubería de revestimiento) y Through Tubing Gun (son

cañones de diámetro menor que el Casing Gun, que son transportados a

través de la tubería de producción o Tubing. (Benavides Gualapillo, 2012)

62

2.29.1. CASING GUN

Estos cañones son transportados por medio de un cable eléctrico a través de

la tubería de revestimiento (Casing), por lo que su diámetro es mayor y se usa

cargas de mayor tamaño, obteniendo un incremento en los disparos.

El Casing Gun está compuesto por un transportador de pared delgada, donde

las cargas se alojan en los flejes (tubos de carga empleados para alojar las

cargas). El final donde se alojan las cargas se encuentra sellados para

proteger de los fluidos del pozo y la presión.

Las cargas se disparan a través de orificios roscados (screw ports) o a través

de orificios fabricados (machined ports o scallops). Los screw ports son

orificios perforados a través de la pared que transporta e cañón y son sellados

con taponamiento de metal delgado, mientras que los machined ports son

áreas delgadas realizadas dentro de la pared del transportador. (Benavides

Gualapillo, 2012)

Los restos de las cargas luego de los disparos se quedan dentro del

transportador, esto evita que se obstruyan los choques, válvulas y líneas de

flujo, sin embargo como es necesario indicar que la operación se debe realizar

en condición de sobre-balance, los orificios se taponan por dichos restos, que

taponan cuando el pozo se pone a producir, ya que es difícil generar un

diferencial de presión que limpie los orificios de los disparos, creándose de

esta manera altas velocidades de flujo por lo tanto genera turbulencia en el

frente productor. Si se evalúa los taponamientos en la zona compactada se

reduce la permeabilidad original en hasta un 80%, se hace más crítico en

campos de alto índice de agotamiento. (Sobrevilla Arias , 2011.)

En general los Casing Gun son similares a los Through Tubing, pero con un

diámetro mayor.

63

2.29.1.1. Tipos de Casing Gun

-Cañones Port plug – PPG: Cañones diseñados para presiones y

temperaturas bajas, existen varios tamaños, son transportados por Wireline.

-High Efficiency Gun Shot – HEGS: Son los más económicos, están

diseñados para altas y bajas presiones y temperaturas utilizan cargas de alta

penetración.

-High Shot Density – HSD: Estos cañones utilizan cargas de lata

penetración, pueden ser transportados por medio Wireline, slickline, tubería

de producción o coiled Tubing se los pude alinearlos uno tras otro con el fin

de incrementar el intervalo de disparo.

Figura 29. Tipos de Cañones Casing Gun


64

2.29.1.2. Ventajas del sistema CASING GUN

Transportan cargas de lata penetración y cargas de gran diámetro.

La pérdida de tiempo es mínima al ocurrir un error.

El transporte en el pozo es rápido, aumentando el rango de temperatura en

las cargas empleadas.

Pude tener un rango de disparo hasta 12DPP.

Se puede emplear para realizar disparos en zonas de alta presión.

Permite seleccionar el tamaño de cañon compatible con el diámetro de la

tubería de revestimiento.

El tiempo de operación es de 4 a 8 horas. (Brito, 2013)

2.29.2. Desventajas del sistema CASING GUN

Ocasiona un daño o skin severo debido a que se dispara en condiciones de

sobre balance.

Se dispara con fluido de matado presente en el pozo.

Al momento del disparo se debe interrumpir comunicaciones de radio para

evitar interferencia.

Al culminar los disparos la permeabilidad disminuye considerablemente.

65

2.30. THROUGH TUBING GUN

Estos cañones no son reusables sin las cargas son disparadas a través de

orificios fabricados, son de diámetro menor al Casing Gun por lo que son

transportados por el interior de la tubería de producción, sus cargas son

pequeñas esto reduce los orificios y la profundidad de penetración.

Existe una limitación de fases de 0 a 180º y la densidad de disparo varia de 1

a 6 disparos por pie (DPP) y máxima velocidad de disparo en el pozo de 200

pies/min. (Benavides Gualapillo, 2012)

Fueron desarrolladas para reducir los problemas que puedan presentarse a

causa del lodo, además de proveer una adecuada penetración sin dañar el

Casing.

Sus cargas pueden ser expuestas y no expuesta, pueden ser armados cuando

ya tienen un arreglo de producción en el pozo, trabajan con un diferencial de

presión en bajo-balance.

Los cañones del tipo Through Tubing Gun pueden ser:

-Enerjet: Estos cañones tienen la carga expuesta, se transportan a través de

la tubería de producción y pueden ser desechables o Semidesechables.

-Pivot: Estos cañones son transportados por Wireline a través de la tubería

de producción, utilizados para trabajos de reacondicionamiento donde se

necesita punzonamientos, y son desechables.

-High Shot Density-HSD: Cañones transportados por Wireline, slickline,

tubería de producción o coiled Tubing, se utilizan para altas y bajas presiones

y temperaturas con cargas de alta penetración.

66

Figura 30. Tipos de Cañones THROUGH TUBING GUN


2.30.1. VENTAJAS DEL SISTEMA THROUGH TUBING GUN

La operación se la puede realizar con mínima presión de bajo-balance

permitiendo que los fluidos realicen la limpieza de las perforaciones

realizadas.

Para la completación o reacondicionamiento de una nueva no es necesario el

taladro.

Posee tiempos de operación cortos.

Se pude crear un desbalance utilizando este tipo de cañon.

67

2.30.2. DESVENTAJAS DEL SISTEMA THROUGH TUBING GUN

Al tener cargas pequeñas, sus penetraciones son poco profundas.

Los desperdicios de la operación caen al fondo del pozo.

Alcanza una máxima velocidad dentro del pozo de 200 pie/min.

Para eliminar la perdida de rendimiento, se lo ubica contra la tubería de

revestimiento.

2.31. CARGAS CONFIGURADAS

2.31.1. TIPOS DE CARGAS

Existen varios tipos de cargas, pero actualmente en la industria se utilizan las

cargas preformadas, entre ella se tiene:

2.31.1.1. Tipo Jet

Un detonador que puede ser accionado eléctricamente, mecánicamente o

hidráulicamente, empieza una reacción en cadena, lo cual hace la detonación

en el cordón detonante, la velocidad que lleva por las booster produce la

explosión principal, la presión causada por el explosivo hace que el metal en

el Liner de la carga fluya separando el interior y el exterior de la capa del Liner.

El aumento de presión en el Liner forma un jet de las partículas del metal con

una velocidad aproximada de 20000 pies/seg, que sale con un presión en este

punto de 10’000000 Psi. (Brito, 2013)

68

Las cargas que se encuentran no recubiertas producen cráteres lisos y poco

profundos, un efecto plan no permite una óptima penetración, cuando las

cargas se encuentran forradas se logra un mejor penetración usualmente se

forra con cobre y metal (Liner). Estas cargas provocan en la formación huecos

en forma de V, con una cavidad que logra una penetración en la formación;

estos tipos de penetración se indican en la siguiente figura.

Figura 31. Efecto de Cavidad


Las cargas tipo jet debido a tener alta sensibilidad, cualquier contratiempo

puede causar un mal funcionamiento en el sistema de cañoneo, lo cual se

deriva un una corta penetración y un orificio inadecuado. Esta falla puede ser

producida por:

Insuficiente suministro de corriente, voltaje o presión para el detonador.

Cordón detonante mojado, húmedo o detonador en mal estado.

Empaquetamiento insuficiente o viejo del explosivo principal.

69

El Liner de la carga no se encuentra posicionado o con un buen

contacto con el explosivo.

La exposición a altas temperaturas a componentes de baja

temperatura.

Figura 32. Proceso de Cañoneo con Cargas Jet Utilizando Liner Sólido de Metal


70

2.31.1.2. Millenium

Este tipo de cargas son las más ampliamente utilizadas dentro de las Cargas

Jet Research Center, como todo elemento en el cañoneo ha evolucionado con

el fin de proporcionar mayor facilidad en la utilización y también con el fin de

optimizar la penetración, el enfoque de estas cargas fue optimizar el

rendimiento de pico de velocidad del jet mejorando las especificaciones del

Liner pero el principio de las cargas Millenium es el mismo. (Brito, 2013)

Las cargas Milleniun son más eficientes en formaciones duras, las cargas Jet

penetran mejor en formaciones de baja resistencia de compresión,

particularmente si los cañones Se disparan en un espacio libre de 0”.

2.31.1.3. Ventajas

Mejor alcance en la penetración.

Atraviesa la zona de permeabilidad alterada.

Reduce la presión a través de las perforaciones.

Previene la escala, parafina, asfaltos.

Evita reacondicionamientos.

71

Figura 33. Secuencia de Penetración de las Cargas


2.31.2. MAXFORCE

MaxForce cargas se encuentran dentro las cargas preformadas; estas cargas

producen agujeros en el Casing más consistentes, independientemente del

espacio existente entre el cañon y el Casing, con relación a otras cargas

preformadas (Jet y Millenium). Alcanza una penetración mayor

particularmente en formaciones consolidadas. (Bustillos, 2008)

72

2.32. TIPOS DE CARGAS CONFIGURADAS

2.32.1. CARGAS DE ALTA PENETRACIÓN DP (Deep Penetration)

La geometría del Liner en estas cargas es cónica por lo que producirá un jet

estrecho, alargado y fino, produciendo una penetración poco profunda y un

diámetro de agujero pequeño.

El Liner se encuentra formado por varias mezclas pulverizado, el cual colapsa

formando el jet que generara el canal de comunicación entre el pozo y la

formación, dejando una mínima cantidad de residuos que generalmente es del

casco. (Benavides Gualapillo, 2012)

Cuando el casco es formado por zinc se desintegrara por completo

formándose prácticamente polvo, lo cual se puede evacuar fácilmente,

mientras que para cascos de cero se genera residuos más grandes

produciendo que una parte no se pueda evacuar y quede dentro del tubo

Figura 34. Liner de Cargas Moldeadas DP


73

Secuencia sobre el proceso de detonación con carga de alta

penetración.

Figura 35. Proceso de Detonación con Carga de Alta Penetración


El pico de presión de colapsamiento en la línea central luego de la detonación

alcanza un valor aproximado de 29 MM Psi y decae hasta alrededor de 2,9

MM Psi. Las velocidades en la punta del jet para un Liner de cobre pueden

llegar hasta 28000 pies/seg.

El 20% del material que compone el Liner formara un jet de alta velocidad y el

80% restante pasa a ser de movimiento lento que generalmente no ayuda en

la penetración.

74

Figura 36. Colapsamiento del Jet en Cargas Moldeadas DP

Fuente: (Halliburton, 2012)

Las cargas DP comunes, crean diámetros de huecos entre 0.2 y 0.5 pulgadas

con profundidades de una o varias docenas de penetración en hormigón.

Estas cargas (DP), son utilizadas principalmente para perforar formaciones

duras.

2.32.2. CARGAS DE HUECO GRANDE, BH (Big Hole)

En este tipo de cargas la geometría del Liner es parabólica o hemisférica, son

usados para maximizar el rendimiento de la densidad de disparo y el área total

de flujo.

75

Figura 37. Liner de Carga Moldeada BH


Este tipo de Liner producirá un movimiento lento ya que arrastra mayor

cantidad de masa, generando una perforación poco profunda, el diámetro del

hueco creado en el revestidor será mayor con respecto a cargas DP.

La presencia de fluido en el anular proporciona una resistencia natural lo que

ayuda a la formación del Jet, para un diseño apropiado del Liner se debe tomar

en cuenta la igualdad entre el diámetro y la velocidad en el momento de

impacto con el revestidor, de tal forma que para el diseño de una determinada

carga exista una óptima “longitud focal” en cargas BH es necesario en lo

posible alinear y centralizar las cargas para obtener mejor resultado.

(Halliburton, Perforating Solutions, 2012)

76

Figura 38. Proceso de Detonación con Carga BH


Las cargas BH son usadas normalmente para perforar formaciones no

consolidadas. Estas cargas son diseñadas con diámetros de hueco entre 0.6

y 1.5 pulgadas con penetraciones son generalmente de 8 pulgadas o menos.

2.33. COMPONENTES DE UNA CARGA

Figura 39. Partes de una Carga


77

2.33.1. CASCO

Es la parte que contiene los demás componentes, está sujeto a gran presión

y temperatura, además soportan una abrasión de parte de los fluidos del pozo.

Está fabricado de distintos materiales como: zinc, acero, cerámica o vidrio, la

función del casco es mantener la fuerza generada por la detonación hasta

formar el jet.

2.33.2. LINER

Es donde se ubica toda la carga expuesta para penetrar en el Casing, cemento

y formación, la presión ocasionada por la explosión hace que el Liner colapse

y se forme el jet.

Tiene forma parabólica o cónico de acuerdo a la clase de carga al que

pertenezca, se ubica en el centro de la carga, su fabricación se da con una

mezcla de polvos metálicos como el cobre, tungsteno, zinc y plomo que dan

la densidad apropiada y un gradiente de velocidad contante para lograr una

penetración profunda

2.33.3. PRIMER

El primer o booster está compuesto por explosivos de alta sensibilidad que la

del explosivo principal, su función es transmitir la onda de choque desde el

cordón detonante hasta el explosivo principal.

78

2.33.4. EXPLOSIVO PRINCIPAL

Es el elemento primordial de la carga, es la que provee energía necesaria a

altas velocidades para producir un jet y determina la penetración que pueda

alcanzar.

2.33.5. CORDÓN DETONANTE

Es un cable eléctrico que conecta las cargas y los cañones, cuya función es

accionar en secuencia al ensamblaje del cañon.

2.34. PROCESO DE CAÑONEO

El cañoneo consiste en la detonación de la carga moldeada, con el objetivo

de lograr perforar el revestidor, cemento y la formación, permitiendo así el

paso de los fluidos contenido dentro de la formación hacia el pozo, por el

orificio creado por el disparo.

El número de las perforaciones producidas es de acuerdo al número de cargas

colocadas en el cañon, densidad de disparo y fase de disparo.

79

Figura 40. Esquema del Proceso de Cañoneo


En la figura anterior podemos observar que inicialmente no existe alteración

sobre las condiciones de la formación, revestidor, cemento y formación.

Cuando el jet se ha disparado ya ha perforado el revestidor, el cemento y la

formación, esta acción del jet ha provocado que se genere la zona

compactada. La zona compactada es una mezcla de roca pulverizada con

residuos de material explosivo que es contenido dentro de la formación.

Luego del disparo, podemos observar una zona denominado “debris” o

residuos, que son residuos en su mayor parte del explosivo utilizado en la

carga. Antes de que el fluido empiece a fluir hacia el pozo, el material está

ubicado en la perforación, retenido hasta cuando el pozo entre en producción.

Al momento de iniciar la producción el pozo, las proximidades donde se

cañoneo sufren una alteración de la permeabilidad de la formación, esta

alteración provocara una reducción de la permeabilidad original de la

formación. El espesor de esta zona es de aproximadamente de ½ pulgada. A

80

esta alteración de la permeabilidad se la conoce como daño de la formación

cañoneada. (Benavides Gualapillo, 2012)

2.35. DETONACIÓN DE LAS CARGAS MOLDEADAS

Cuando el detonador ha sido accionado por medio del cordón detonante, las

cargas moldeadas siguen una secuencia de detonación, el proceso que dura

solo unos cuantos microsegundos.

Figura 41. Detonación Secuencial de Una Carga Moldeada


En la figura anterior se puede observar en el tiempo de 1 microsegundo (µs),

la carga está completa, en el tiempo de 4 microsegundos (µs), se observa la

deformación del Liner, en el tiempo de 9.4 microsegundos (µs), se observa

una deformación del protector de la carga moldeada, y la carga explosiva se

expande, formando el jet perforador. Al tiempo de 16.6 microsegundos (µs),

la detonación de la carga está en la condición perfecta para realizar un disparo

con el jet ya formado. (Bustillos, 2008)

81

2.36. FACTORES QUE AFECTAN LA EFICIENCIA DE

CAÑONEO

La eficiencia del pozo se examina mediante la productividad, y se determina

con la utilización del índice de productividad para evaluar el potencial del pozo;

y su ecuación matemática para el cálculo está dada por:

𝐼𝑃 = 𝑞

𝑃𝑊𝑆−𝑃𝑤𝑓 Ec. [5]

Donde:

q = Caudal de fluido producido (Bls)

Pws = Presión del reservorio (psi)

Pwf = Presión de fondo fluyente (psi)

Las unidades de campo del IP, vienen dado por Bls/día*psi.

También se puede determinar la productividad de un yacimiento, es por medio

de la Relación de Productividad (RP); el mismo que considera el efecto del

diseño del sistema de disparo como: penetración, densidad, fase, diámetro

del agujero, daño, etc. Se representa por la siguiente ecuación:

𝑅𝑃 = 𝑄𝑐𝑜𝑚𝑝𝑙𝑒𝑡𝑎𝑑𝑜

𝑄ℎ𝑢𝑒𝑐𝑜 𝑎𝑏𝑖𝑒𝑟𝑡𝑜=

𝑙𝑛 (𝑟𝑒𝑟𝑤

)

[𝑙𝑛 (𝑟𝑒𝑟𝑤

))+𝑆𝑡] Ec. [6]

Donde:

82

𝑄𝑐𝑜𝑚𝑝𝑙𝑒𝑡𝑎𝑑𝑜 = Rata de produccion de una zona entubada y disparada.

𝑄ℎ𝑢𝑒𝑐𝑜 𝑎𝑏𝑖𝑒𝑟𝑡𝑜 = Producción de la zona de interés entubada pero a hueco

abierto (Bl).

𝑆𝑡 = Daño total.

𝑟𝑒 = Radio de drenaje (pulg).

𝑟𝑤 = Radio del pozo (pulg).

Otra opción para analizar la productividad del yacimiento es la Eficiencia de

flujo (EF), que es la condición de daño o estimulación del pozo; se expresa

como la condición de índice de productividad real e ideal.

𝐸𝐹 = 𝑃−𝑃𝑤𝑓′

𝑃− 𝑃𝑊𝐹 Ec. [7]

Donde:

P = Presión del reservorio (psi).

𝑃𝑤𝑓 = Presión de fondo fluyente (psi).

𝑃𝑤𝑓′ = Presión de fondo fluyente ideal.

Si la eficiencia de flujo del pozo es de 0.1 (pozo con daño positivo), es cuando

el pozo produce el 10% de fluido con una pérdida del 90% de su producción,

caso contrario si el pozo tiene una eficiencia de flujo 2 (pozo con daño

negativo), esto indica que la producción se duplica. (Benavides Gualapillo, 2012)

83

2.37. FACTORES CLAVES QUE AFECTAN LA

PRODUCTIVIDAD DEL POZO

Factores geométricos de disparo.

Presión diferencial al momento de disparo. (descrito anteriormente)

Tipo de cañones y cargas.

Daño generado por el disparo.

Daño causado por el fluido de perforación.

Daño causado por la terminación.

Existen factores que pueden ser controlados durante el proceso del diseño del

cañoneo, por lo tanto con el análisis de las condiciones del pozo y la selección

del sistema más adecuado se puede obtener una máxima productividad del

pozo. (Bustillos, 2008)

2.37.1. FACTORES GEOMÉTRICOS DE DISPARO

La geometría de las perforaciones producidas por las cargas explosivas en la

formación a través del cañoneo, influye en la relación de Productividad del

pozo, y se determina por los siguientes factores geométricos.

Estos factores determinan la eficiencia del flujo en un pozo disparado y son:

Penetración.

Densidad de carga por pie.

Fase angular entre perforaciones.

Diámetro del disparo.

Otros factores que pueden ser considerados en ciertos casos particulares son:

Penetración parcial, desviación del pozo, grado de inclinación de la formación

y radio de drenaje.

84

Figura 42. Factores Geométricos del Sistema de Disparo


2.37.2. FASE DE DISPARO O ÁNGULO DE DISPARO

Angulo fase, esta variable de cañoneo es muy importante para el proceso de

disparos, ya sea en sistemas de cañoneo con tubería o cable eléctrico.

Como cuando se diseña en un Angulo fase de 0º, los disparos están dirigidos

en un mismo plano y se descentraliza el cañon hacia donde se realizaran los

disparos, se tendrá una profundidad considerable en la formación.

El porcentaje de productividad se reduce en (5 a 10%) debido a que el fluido

tendrá que atravesar un camino más tortuoso hasta llegar al pozo.

Para formaciones donde las fracturas naturales sean predominantes, es

recomendable escoger ángulo fase en varias direcciones ya que esto

aumentara la probabilidad de conectar los disparos con las fracturas.

Existen arreglos de 0º, 25º, 7º/128ª, 5º, 30º/150º, 45º/135º, 51.4º/154.3º,

60º/120º, 90º, 120º, 138º, 140º/160º y 180º. Los más usados son de 60º.

(Sobrevilla Arias , 2011.)

85

En el siguiente grafico se muestran los arreglos de ángulos fase antes

mencionado.

Figura 43. Arreglos de Ángulo Fase


2.37.3. PENETRACIÓN Y DENSIDAD DE DISPARO

En las operaciones de cañoneo el objetivo primordial es conseguir la mayor

penetración posible, sin tener problemas adicionales, si es necesario

sacrificando el tamaño del orificio.

Densidad de disparo se refiere al número de disparos por pie a realizar en un

trabajo de cañoneo, su diseño se debe tomar muy en cuenta ya que por

ejemplo: al cañonear con un ángulo fase de 0º los disparos se producen en

un solo plano, esto provocara el colapso del Casing por su debilitamiento.

86

Una acertada planificación de disparo no solo provocara que el flujo de fluidos

hacia el pozo sea más continua por los orificios causados, sino también

contactar con las capas hidrocarburíferas adyacentes. (Brito, 2013)

Figura 44. Esquema de Penetración y Densidad de Una Perforación


2.37.4. SEPARACIÓN (CLEARANCE)

Se refiere a la descentralización o separación entre la pared del Casing y la

carga, este parámetro se debe tomar en cuenta de acuerdo a programas ya

ejecutados, se debe poner en el diseño, tomando en cuenta el diámetro del

hueco en la entrada del túnel originado por el jet, que es el área expuesta al

flujo en un disparo.

Figura 45. Cañon Centralizado y Descentralizado


87

2.38. JERARQUÍA DE LOS FACTORES GEOMÉTRICOS EN EL

DISEÑO DE UN CAÑONEO

La jerarquía de los factores geométricos, se refiere a la importancia que tiene

cada una de ellas dentro de un cañon, para un trabajo determinado.

La importancia que toma cada una de los factores es de acuerdo al tipo de

completación que se esté diseñando, y el tipo de formación a cañonear.

En la siguiente tabla se puede observar su importancia, de acuerdo a la

completación del pozo; siendo 1 de mayor prioridad y 4 la de menor prioridad.

Tabla 11. Importancia de los Factores Geométricos de Acuerdo a la Completación del Pozo


Tabla 12. Jerarquía Factores Geométricos de Acuerdo al Tipo de Formación


88

2.39. PRESIÓN DIFERENCIAL AL MOMENTO DEL DISPARO

Es la interacción entre la completación del pozo y su formación. Esto ayuda o

dificulta el proceso de limpieza de disparos y esto influya en lo menos posible

en la productividad, por esta razón es recomendable realizar la operación en

la condición de bajo balance en lugar de la condición de sobre-balance.

En la medida que se ha desarrollado los sistemas de cañoneo, también se

desarrollado las condiciones en la cual se realizara la operación, esta se

refiere a la condición de presión diferencial que podría generarse con la ayuda

de algún fluido de control.

Esta columna de fluido de control que se encuentra en el interior del pozo

puede generar dos condiciones de presión diferencial para el proceso de

cañoneo que son:

Presión de sobre balance. (Presión hidrostática > Presión de formación)

Presión de bajo balance. (Presión hidrostática < Presión de formación)

Estas dos condiciones han sido consideradas para mantener la seguridad en

la operación de cañoneo, mejorar la efectividad de cañoneo, así como también

para reducir el daño en la formación. (Benavides Gualapillo, 2012)

2.39.1. OPERACIÓN SOBRE-BALANCE

El objetivo en esta terminación es fracturar la formación al momento de la

detonación, pero si la presión es insuficiente después del disparo y antes que

fluya el pozo, existe taponamiento con los residuos de la carga.

89

Una vez que el fluido se dirija hacia el pozo es posible que las perforaciones

se taponen parcialmente, por lo tanto se tenga una zona de baja

permeabilidad.

La columna de fluido de control en esta condición se lo controla dentro del

pozo, para obtener que la Ph. > Pr.

La operación de sobre-balance garantizara que al momento de realizar el

cañoneo los fluidos presurizados del reservorio no provoque una reacción de

“soplo” hacia la superficie del cañon utilizado, cuando los fluidos empiecen a

ascender a la superficie, reduce el daño a la formación.

Esta es una técnica de estimulación cercanas al pozo, esta técnica ha ganado

popularidad en pozos donde no se ha tenido efectividad con disparos en bajo

balance, se realiza principalmente cuando el sistema de cañoneo es bajado

con cable eléctrico. (Benavides Gualapillo, 2012)

Figura 46. Esquema de Cañoneo Sobre-Balance


90

2.39.2. OPERACIÓN BAJO BALANCE

Esta condición se opone totalmente a la operación de sobre-balance, en esta

condición la columna de fluido de control dentro del pozo generara una presión

hidrostática menor a la presión de reservorio (Ph < Pr).

En una operación de cañoneo bajo estas condiciones, la limpieza de los

residuos de las cargas se da en forma eficiente y la zona comprimida será

expulsada por acción del brote del fluido de completación, previene futuros

trabajos de estimulación.

Disparar a esta condición es recomendable para una limpieza de los agujeros,

sin embargo el empleo de presiones diferenciales muy altas es inapropiado

ya que al superar un valor determinado de presión, no se conseguirá una

mejora en el proceso de limpieza, más bien puede inducirse un aporte de

arenas finas de la formación que impiden el flujo a través de la perforación, o

un colapso de la tubería de revestimiento.

La condición de bajo balance es utilizado en operaciones donde el cañon es

bajado al pozo a través de la tubería de producción (TCP), ya que el cañon al

estar asegurado dentro de la tubería no existe el riesgo de un “soplo” sobre el

cañon cuando empiece a fluir el pozo. (Benavides Gualapillo, 2012)

Figura 47. Esquema de Cañoneo Bajo Balance


91

2.40. CONSIDERACIONES PARA REALIZAR EL CÁLCULO DE

CONDICIÓN DE DISPARO

Grado de consolidación a la formación.

Permeabilidad de la formación

Fluido en los poros.

Presión de colapso de las tuberías y equipos.

Grado de invasión del fluido de perforación.

Tipo de cemento.

2.41. DETERMINACIÓN DE LA PRESIÓN A CONDICIONES DE

BAJO BALANCE (ΔP)

Para determinar la presión de bajo balanceada se utilizan datos como la

permeabilidad, tiempo de tránsito o densidad de la formación; el

procedimiento a seguir es: debemos encontrar un punto de presión promedio

entre una presión de bajo balanceada mínima y máxima.

Si la formación es consolidada, se deberá tomar en cuenta la permeabilidad y

el tiempo de tránsito o la densidad volumétrica de la formación.

ΔPmax = Pr-Ppmin Ec. [8]

Donde:

Pr = es la presión del reservorio (psi)

Ppmin = es la presión de poro mínima.

92

Presión de Poro

La presión de poro es la fracción de los esfuerzos normales y de corte

transmitidos por los puntos de contacto entre las partículas de la roca y los

líquidos contenidos dentro de ella, llamados presiones hidrostáticos,

produciendo una presión hidrostática que es igual en todas las direcciones. A

medida de que la presión de poro disminuye existe más riesgo de arena.

Cálculo de la presión bajo-balanceada mínima (ΔPmin)

𝛥𝑃𝑚𝑖𝑛 = 3500

𝐾0.37 Ec. [9]

K = Permeabilidad (md)

3.- Cálculo del punto promedio de presión 𝛥𝑃̅̅ ̅̅

𝛥𝑃̅̅ ̅̅ = ( ∆𝑃𝑚𝑎𝑥+ ∆𝑃𝑚𝑖𝑛)

2 ≅ ∆𝑃 Ec. [10]

Arenas no consolidadas.

1.- Cálculo de la presión bajo balanceada máxima.

ΔPmax = 3600 – 20 Δt Ec. [11]

Donde:

93

Δt = Tiempo de transito de la formación.

ΔPmax = 2340 ρb – 4000 Ec. [12]

Donde:

Ρb = Densidad de la formación.

2.- Calculo de la presión bajo-balanceada mínima (ecuación C) ΔPmin.

𝛥𝑃𝑚𝑖𝑛 = 3500

𝐾0.37 Ec. [13]

Donde:

K = Permeabilidad (md).

3.- Calculo del punto promedio de presión 𝛥𝑃̅̅ ̅̅

Cuando ya se ha encontrado el valor de ΔPmax y ΔPmin en los

procedimientos anteriores, se determina el punto medio de presión diferencial

bajo-balanceada.

𝛥𝑃̅̅ ̅̅ = ( ∆𝑃𝑚𝑎𝑥+ ∆𝑃𝑚𝑖𝑛)

2 ≅ ∆𝑃 Ec. [14]

Basándose en estudios estadísticos realizados por W. T. Bell en 1984, se

llegó a establecer rangos de presión bajo-balanceada para limpiezas de las

perforaciones. De petróleo y gas; como se indica en la siguiente cuadro.

94

Tabla 13. Rango de Permeabilidad de los Fluidos del Pozo


Cuando los registros eléctricos indiquen una invasión somera de fluido de

perforación y/o utilizo cemento con baja perdida de agua, la presión de bajo

balanceada de encontrar entre ΔPmin y el punto promedio de presión.

En ocasiones cuando los registros indican una invasión de fluido de

perforación de media a profunda y/o se utilizó cemento con media o alta

perdida de agua, la presión bajo-balanceada se encontrara entre el punto

promedio de la presión y ΔPmax. (Bustillos, 2008)

2.42. DAÑO A LA FORMACIÓN DEBIDO AL CAÑONEO

Durante el proceso de perforación y completación, la formación sufre

modificaciones a sus condiciones iniciales de porosidad y permeabilidad,

debido al fluido de perforación, cemento y fluido de control.

Cuando realizamos la operación de cañoneo la roca sufre daños,

principalmente en su permeabilidad esto restringe el flujo de fluido en la zona

compactada. La zona compactada (crushed zone), es el primer obstáculo a

supera para una operación efectiva luego del cañoneo, donde su

permeabilidad es de alrededor del 10% de la permeabilidad de la zona virgen.

95

En esta zona también existe la caída de presión que afecta principalmente a

la producción del pozo. (Brito, 2013)

Figura 48. Zona Compactada Generada Luego del Cañoneo


2.42.1. DAÑO GENERADO POR EL DISPARO

Cuando se realiza el proceso de cañoneo las cargas configuradas luego de la

detonación crea una “película” que se opone al flujo de fluido en el orificio

perforado.

El jet penetra en la roca matriz produciendo una zona compactada alrededor

del túnel de perforación y reduciendo la permeabilidad original. Esta zona está

compuesta por granos triturados y compactados formándose una capa de

alrededor de 0.25 a 0.5 pulgadas, este grosor no es uniforme y decrece

mientras se acerca el final del canal de perforación. (Brito, 2013)

96

Figura 49. Daño Producido por Disparo a la Formación


El daño es un factor importante a considerar, por la cual se busca desarrollar

métodos que reduzcan el daño durante los disparos, mejorando los diseños o

la composición de las cargas y mediante el uso de las siguientes técnicas:

Disparos en Bajo- Balance, donde el operador libera los daños mediante una

limpieza efectiva de la formación

Disparos en Sobre-Balance Extremo, en donde se intenta inducir daño a las

perforaciones mediante microfracturas que atraviesen la zona dañada, estas

presiones se puede obtener del pozo en sí, presurizando con N2 o mediante

la utilización de cargas con Propelente. (Brito, 2013)

97

2.42.2. DAÑO CAUSADO POR EL FLUIDO DE COMPLETACIÓN

El fluido de completación es muy importante para obtener óptimos resultados,

si existe material extraño en el fluido, este podría ser empujado dentro de la

perforación por efecto de la formación del Jet, resultando taponamiento.

Luego del disparo se generan gases asociados con la explosión, lo que

provocaría que el frente del fluido sea lanzado dentro del túnel de perforación,

creándose una condición de sobre-balance con las fuerzas del impacto y si el

fluido no es íntegramente limpio, las partículas se adhieren a las paredes del

túnel, alterando la geometría radial del flujo y la productividad del pozo.

El efecto combinado de estos factores como: daño del pozo, las perforaciones

de las cargas, penetración parcial y le desviación, se denomina “efecto

pendular” y genera una caída de presión que afecta la producción del

yacimiento. (Brito, 2013)

2.42.3. DAÑO GENERADO POR EL LODO DE PERFORACIÓN

Durante el proceso de perforación del pozo, existe un daño inevitable a la

formación debido a la invasión del lodo de perforación, generalmente este

daño se asocia al taponamiento de los poros alrededor del pozo.

En la industria del petróleo la tendencia es utilizar fluidos que cumplan con el

objetivo de perforación rápida, segura y económica, sin tomar en cuenta que

puede ocasionar efectos del fluido contraproducentes sobre la productividad

del pozo.

El lodo de perforación forma una costra para evitar una invasión masiva del

fluido hacia la formación, pero si no es removida antes de realizar la

cementación, las partículas sólidas pueden ser empujadas hacia el interior del

98

orificio abierto por el jet del disparo, es así que se vuelve un reto atravesar

esta zona dañada durante la operación. (Brito, 2013)

2.43. DESCRIPCIÓN DE LAS TÉCNICAS DE CAÑONEO

La operación de cañoneo conlleva desde la selección del cañon que es parte

primordial del ensamblaje del sistema de cañoneo o punzonamientos. Existe

una serie de componentes explosivos diseñado para operar en forma

secuencial y en un tiempo determinado. La reacción de un componente del

sistema de cañoneo va en cadena con el otro componente y eventualmente

culmina en un punzonamiento de la tubería de revestimiento y del cemento.

(Brito, 2013)

Una vez que la secuencia ha empezado no hay como pararlo, ya que la

secuencia completa va desde la activación del detonador hasta la penetración

de la tubería de revestimiento y del cemento, en un tiempo de microsegundos.

El componente más importante de un cañon es la carga jet o carga chorro. El

explosivo en la carga expulsa un jet de partículas metálicas a alta velocidad

que llegan hasta la formación. Estas cargas son elementos de precisión que

deben ser fabricados y diseñados para obtener resultados óptimos. (Benavides

Gualapillo, 2012)

2.44. TÉCNICAS DE CAÑONEO

Dentro de la completación de un pozo se tiene procesos de selección como

de fluidos, cañoneo de la zona de interés, control de arena y diseño de

configuración.

99

En esta sección se trata de describir un análisis corto sobre el cañoneo con

diferentes técnicas, en la industria petrolera se han desarrollado varias

técnicas, entre las que se conocen: disparos con cable eléctrico (WL), con

tubería (TCP convencional), que se describan posteriormente y otras técnicas

no tan comunes como el Slickline, Coiled Tubing, para finalizar con un análisis

de la técnica de disparos PERF STIM operada por Halliburton.

2.44.1. SISTEMA DE CAÑONEO CON CABLE O WIRELINE (WL)

Este sistema de cañoneo bajado con cable puede ser usado antes o después

de introducir la tubería de perforación, la ventaja de realizar el disparo previo

a la introducción del aparejo es que se pueden usar cañones de diámetro más

grande y generar un disparo más profundo.

Los disparos se realizan en sobre balance con el propósito de minimizar el

soplado de los cañones hacia arriba, debido a altas presiones existentes en

el espacio anular y en superficie.

Al disparar en sobre-balance provoca un taponamiento de los canales de

comunicación por los residuos de la carga, inclusos si el intervalo de disparo

es corto o el pozo inicia su producción, en conclusión a esta condición de

disparo es difícil que se obtenga una limpieza eficaz de las perforaciones,

debido a altas velocidades de flujo y turbulencia en el frente productor.

Esta técnica es relativamente más económica y no muy demorosa, permite

realizar el diseño del cañon compatible al diámetro de la tubería de

revestimiento, estos disparos causan mayor daño por disparo, lo que provoca

una reducción de la permeabilidad inicial de hasta un 80%, la operación dura

alrededor de 4 a 8 horas. (Benavides Gualapillo, 2012)

100

Figura 50. Esquema de Cañoneo con Wireline


2.44.1.1. Ventajas del sistema de cañoneo con cable eléctrico

En caso de que exista alguna falla el tiempo de perdida es mínimo en relación

a TPC (cañones transportados por tubería de Producción)

El costo de servicio es más económico con relación al tiempo de taladro

utilizado con TPC.

La operación es rápida al aumentar el rango de temperatura para las cargas

usadas, dura entre 4 y 8 horas.

Permite la selección del tamaño del cañon de acuerdo con el diámetro de la

tubería de revestimiento.

Se puede disparar en zonas de alta presión.

No requiere necesariamente una torre de perforación.

101

2.44.1.2. Desventajas del sistema de cañoneo con cable eléctrico

Al dispararse en condición de sobre-balance provoca daño severo en la

formación.

Los disparos se realizan con el pozo lleno de agua de control. Previniendo un

reventón con cañon dentro del pozo.

Disminución de la permeabilidad en la zona triturada, esto si se realiza el

cañoneo en condiciones de sobre-balance.

Cuando se efectúa la operación es necesario interrumpir las comunicaciones

de radio y maniobras de suelda con el fin de evitar que interfieran con el

disparo.

La máxima de inclinación para obtener un disparo óptimo es de 65º.

Requiere múltiples corridas para intervalos grandes.

2.44.2. CAÑONEO CON TCP (Tubing Conveyed Perforating)

Este sistema fue desarrollado y patentado en 1950 por EXXON, para vencer

los daños ocasionados por la formación al punzonar con Casing convencional

y fluido dentro del pozo, con una presión favorable a la formación.

Este sistema de cañoneo requiere de Tubing o tubería de producción, para el

transporte de cañones hasta llegar a la profundidad que se desea disparar.

Su detonación pude ser mecánica o hidráulica, ya que el interior de la tubería

se llena con el fluido de control. Esta técnica de cañoneo (TCP) utiliza cañones

del tipo Casing Gun. (Benavides Gualapillo, 2012)

102

El método de TCP debe ser operado en fluido limpio con una presión de bajo

balance (underbalance), es decir, que la presión de la formación es mayor que

la presión de la columna hidrostática.

El objetivo de la operación de cañoneo con TCP es crear agujeros profundos,

grandes y simétricos, favoreciendo la productividad del pozo, a su vez permite

seleccionar cañones con grandes diámetros, cargas de alta penetración, alta

densidad de disparos, con longitudes extensas a cañonear en un mismo viaje,

facilitando la condición de bajo-balance de los disparos, dependiendo del

diseño los cañones serán recuperados o desechados en el pozo.

El sistema permite eliminar el daño producido por la perforación, cementación

y cañoneo, utilizando la misma energía del yacimiento lo que ayuda a tener

una productividad optima a pesar de los taponamientos de las perforaciones.

El armado TCP permite ubicar los cañones para la operación de cañoneo,

bajando a través de la tubería de Perforación o Producción, con una conexión

giratoria transmitida por los explosivos, se lo puede utilizar en pozos

horizontales donde los disparos son orientados en una dirección especifica al

borde del pozo, además es bidireccional, permitiendo la explosión en

cualquier sentido. (Bustillos, 2008)

Permite obtener una penetración profunda, en la cual la zona triturada y los

residuos de las cargas son removidos y eliminados por medio de la presión

favorable de la formación, con la energía propia del yacimiento.

103

Figura 51. Sarta De Cañoneo TCP

Fuente: Perforating Solutions, Halliburton

Con TPC, el cañón puede ser disparado por una de las siguientes

maneras:

1. Por caída de una barra detonadora que se lanza a través del Tubing

hasta que golpee el pin de disparo del cañon.

2. Por aplicación de una presión diferencial sobre el pistón de detonación.

2.44.2.1. Ventajas del sistema de cañoneo TCP

Puede cañonear grandes intervalos en un solo viaje, además puede llegar

a penetrar hasta 3 tuberías de revestimiento o Casing.

104

En formaciones sensibles a los fluidos de completación se puede disparar,

evaluar y completar simultáneamente el pozo.

El bajo balance necesita ser ajustado una sola vez y permite una vez,

además ayuda a un óptimo limpiado de las formaciones.

El control de los pozos se realiza a través del packer y el Tubing.

Ofrece seguridad y control total del pozo durante el tiempo de operación.

Se puede emplear en pozos altamente desviados con ángulos de

inclinación superiores a 65º, para pozos horizontales es la única opción de

disparo.

Posee mayor seguridad en situaciones donde exista altas presiones o H2S

(ácido sulfhídrico), que los cañones transportados por Wireline.

No requiere interrumpir comunicaciones de radio, operaciones de suelda

durante el proceso de operación.

Son adaptables para trabajos con registradores de presión activados luego

del disparo.

2.44.2.2. Desventajas del sistema de cañoneo con TPC

El costo de operación es elevado, tomando en cuenta el tiempo utilizado

por el taladro necesario para el trabajo.

El cañon utilizado una vez disparado es desechado.

Se necesitan explosivos más costosos comparados con el sistema

Wireline, ya que los explosivos TPC son más resistentes a altas

temperaturas.

105

La ubicación del cañón en la profundidad adecuada mediante la sarta

requiere de mucho tiempo.

2.44.3. SISTEMAS DE CAÑONEO CON COILED TUBING O TUBERÍA

FLEXIBLE

Esta herramienta anteriormente se consideraba de alto riesgo y aplicable

solamente a trabajos especiales, pero en la actualidad es una herramienta

principal para varias operaciones de intervención de pozos.

Este sistema de cañoneo utiliza la llamada tubería flexible para bajar el cañon

al pozo. La tubería flexible se halla compuesta por secciones de acero para

facilitar su transporte, se encuentra enrollada en un tambor ubicado en una

unidad o un camión destinado para la tubería, también posee otros elementos

complementarios al taladro de reacondicionamiento, que permiten ubicar los

cañones en la zona de interés. (Brito, 2013)

Figura 52. Unidad de Tubería Flexible


106

Las sartas de Coiled Tubing pueden tener una longitud de 28000 ft o superior

según el carrete, los diámetros de la tubería están entre 1” a 4”, siendo las

comúnmente utilizadas las de 1” ¼ a 2 “.

El proceso de disparo se lo realiza a condición de bajo-balance, permitiendo

la reducción de daño en un alto porcentaje.

Existen dos formas de accionar el cañon en este sistema una es por un

detonador eléctrico, cuando el cable eléctrico es bajado por el interior de la

tubería flexible, conjuntamente con el cañon. La otra forma cuando el

detonador es accionado por presión hidráulica con el fluido que se encuentra

dentro de la tubería flexible.

Una unidad motriz hidráulica o aparato motriz controlado a través de una

consola ubicada en la cabina central, acciona el cabezal del inyector para

desenrollar la tubería.

La tubería continúa y pasa por el cuello de cisne y a través de un cabezal del

inyector antes de ingresar al pozo por medio del equipo de pozo, q costa

generalmente de un prensaestopas, un tubo prolongador y un conjunto (BOP),

sobre el cabezal del pozo.

Para recupera la tubería flexible, el proceso se invierte hasta llegar al carrete

y enrollarlo.

El cañoneo con Coiled Tubing permite una mayor capacidad y flexibilidad que

los sistemas de Wireline o TPC. Este sistema también presenta mayor rigidez

y fuerza al momento de ser utilizado en operaciones de cañoneo, lo que

soporta mayor fuerza de tensión y comprensión que el cable eléctrico, esta

operación de cañoneo es más eficiente en pozos altamente desviados y

horizontales, cuando los cañones a ser bajados sean de mayor longitud y

peso. (Brito, 2013)

107

2.44.3.1. Ventajas de cañoneo con Coiled Tubing o tubería flexible

Su principal ventaja es que no existe problema al ser corrido en pozos

desviados.

Disminuye los tiempos de operación con poco personal.

Puede continuamente circular fluido y mover la tubería.

2.44.3.2. Desventajas de cañoneo por Coiled Tubing o tubería

flexible

Su utilización se da en intervalos pequeños a medianos.

Soporta menor fuerza de tensión que un sistema de TCP.

Altas pérdidas de presión por fricción al circular.

2.44.4. SISTEMA DE CAÑONEO CON SLICKLINE

Este sistema es similar al convencional bajado con cable eléctrico o Wireline,

pero con cable más delgado, posee distintos diámetros de acuerdo a lo

requerido.

El proceso es similar a las descritas por el método convencional (Wireline), se

recomienda utilizar en intervalos cortos. (Brito, 2013)

No es recomendable para pozos desviados y horizontales, debido a que estos

presentan inconvenientes operacionales que generan pérdida de tiempo en la

operación, se recomienda realizar en condiciones de sobre-balance.

108

2.44.5. SISTEMAS DE CAÑONEO PURE (Perforating for

Ultimate Reservoir Explotation)

La aplicación de esta técnica se da en condición de bajo balance-dinámico,

fenómeno que se da inmediatamente después del disparo, el estado de bajo

balance dinámico se consigue, si el estado inicial fue de bajo-balance o sobre-

balance estático.

Esta técnica crea túneles limpios con un daño mínimo a la permeabilidad, es

mucho más efectivo que los métodos convencionales de perforación con bajo-

balance logrando perforaciones limpias, incrementando productividad e

inyectividad en los pozos nuevos y viejos. (Benavides Gualapillo, 2012)

Figura 53. Operación de Cañoneo en Condición de Bajo Balance Dinámico


El sistema PURE, es un complemento o sistema adicional a otros sistemas de

transporte como TCP, Wireline, Coiled Tubing y Slickline.

109

El sistema PURE emplea cargas configuradas (color azul) y cargas PURE

especiales (color amarillo) a lo largo de la sarta de pistolas

El propósito de las cargas PURE es crear orificios extras en los

transportadores de las cargas convencionales o en las cámaras PURE

adicionales, sin penetrar en la tubería del revestimiento del pozo, esto para

aumentar la diferencia de presión y optimizar la limpieza de los disparos.

Inmediatamente después de la detonación de la carga, los jets de alta

velocidad forman túneles en la formación, (0 a 100µs. Los diseños PURE

modifican las condiciones de pozo y los parámetros de los cañones para crear

inmediatamente un bajo-balance ideal a lo largo del intervalo de interés

disparado (100 a 200 ms):

El daño de la zona compactada alrededor de los túneles de los disparos y la

oleada inicial desde la formación elimina el daño inducido y los escombros

residuales (300 a 400 ms), producto de la operación.

2.44.5.1. Ventajas del sistema PURE

Reduce considerablemente el daño causado por la perforación o lo fluidos

de completación por medio de un bajo-balance dinámico controlado.

Previene la producción de arena, por el corto periodo de tiempo empleado

para realizar la operación

Para la operación puede encontrarse en bajo-balance o sobre-balance

estático, para luego generar un bajo balance dinámico inmediatamente

luego del disparo en (100 ms), que mejorar la limpieza de las

perforaciones.

Puede ser utilizado como complemento en todas las técnicas de cañoneo

como: TCP, Coiled Tubing, Slickline.

110

2.44.5.2. Desventajas del sistema PURE

La densidad de los disparos podría ser afectada por el diseño del sistema

PURE, al momento de sustituir las cargas convencionales por las cargas

PURE, esto disminuye las perforaciones.

Su costo es adicional al valor de la operación de cañoneo, al ser

completado para optimizar la eficiencia de los disparos, este valor suele

ser representativo.

2.44.6. SISTEMA DE CAÑONEO TIPO ANCLA O MAX-R

MAXR (Monobore Anchor Release X-Tool), por sus siglas en inglés, fue

diseñado básicamente para lograr anclar cañones al Casing. Se puede

transportar en el pozo ya sea por medio de cable eléctrico o tubería.

El sistema MAX-R pude ser utilizado en completaciones convencionales

donde los cañones son transportados al pozo antes de bajar la completación

final, como por ejemplo una BES. (Bustillos, 2008)

Figura 54. Esquema de Cañoneo Max-R


111

Al momento de que la cabeza de disparo es activada y detona al cordón

detonante atravesando el MAXR, se acciona el mecanismo de liberación tipo

“X”, retracta las cuñas del MAXR. El ancla y los cañones caen al fondo del

pozo, dejando a la tubería de revestimiento libre de cualquier restricción a fluir.

El MAXR y los cañones pueden ser fácilmente pescados cuando sea

necesario, en caso de emergencia, el dispositivo posee un mecanismo de

liberación adicional para soltar los cañones. (Bustillos, 2008)

Figura 55. Funcionamiento del Sistema Max-R


2.44.6.1. Ventajas del sistema de cañoneo tipo Ancla O MAX-R

El fluido de completación no se encuentra en contacto directo con la formación

durante el proceso de disparo, lo cual disminuye significativamente el daño a

la formación.

112

Disminuye e tiempo de taladro y costo, ya que se utiliza un sistema Wireline

para su despliegue, y se obtiene horas extras de producción.

Es posible utilizar el sistema de bajo balance estático y dinámico, además

evitando el contacto del fluido de completación con la formación

2.44.6.2. Desventajas del sistema de cañoneo tipo Ancla O MAX-R

No es aconsejable utilizar este sistema, en donde su distancia desde la base

de la zona perforada hasta el fondo del pozo es reducida, ya que por la

operación la herramienta puede caerse al fondo del pozo, y al no haber

espacio suficiente podría interferir en la zona productora disminuyendo la

producción.

No es recomendable usar en pozos donde el ángulo de inclinación es muy

elevados

2.45. TIPOS DE COMPLETACIÓN

Los tipos de completación existentes para realizar el trabajo de cañoneo son:

completación natural, completación que requiere control de arena,

completación para una estimulación.

El tipo de completación es de acuerdo a distintos parámetros de la formación.

Los factores geométricos como la fase de cañon, densidad de disparo,

profundidad de la penetración y diámetro del punzonamiento, son distintos

para cada tipo de completación, e interfiere en el valor de factor Skin,

profundidad y orientación de los disparos. (Benavides Gualapillo, 2012)

113

2.45.1. COMPLETACIÓN NATURAL

La completación natural cumple con el objetivo de maximizar la producción.

Existe un orden de los factores geométricos para esta completación que es la

siguiente:

Densidad de disparo.

Profundidad de disparo.

Fase de cañon.

Diámetro de punzonamiento.

Figura 56. Alineación de los Disparos con Preferencia al Plano de Esfuerzo


2.45.2. CONTROL DE ARENA

El control de arena se lo realiza con el objetivo de evitar que la formación se

derrumbe alrededor del disparo, porque estos pueden obstruir al material de

cañoneo.

El drenaje en formaciones no consolidadas puede ocurrir si existe una

considerable caída de presión entre la formación y la cara del pozo. Esta caída

114

de presión es inversamente proporcional a la sección cañoneada. Existe una

probabilidad de que el drenaje se minimice al maximizar el área total

cañoneada, esto se controlara con la densidad de disparo y el diámetro de

punzonamiento. (Benavides Gualapillo, 2012)

Figura 57. Completación Natural y Completación con Gravel Packed


Importancia de los factores geométricos para este caso es la siguiente:



Fase del cañon.

Profundidad de disparos.

2.45.3. ESTIMULACIÓN

El objetivo de la estimulación es aumentar el tamaño de los punzonamientos

y mejorar la circulación del fluido hacia la cara del pozo, la estimulación se lo

puede realizar con acidificación y fracturamiento hidráulico.

115

En formaciones que requieren estimulación, el diámetro y dirección vertical de

los disparos es lo primordial, estos factores son seleccionados para controlar

la caída de presión a través de los disparos y por lo tanto minimizar los

requerimientos del equipo de bombeo.

Las operaciones tanto de acidificación y fracturamiento necesitan gran

volumen de fluido que sea bobeado a una alta presión dentro de la formación.

La importancia de los factores geométricos en este caso es la siguiente:



Fase del cañon.

Profundidad de los disparos.

Figura 58. Disparo Mal Orientado y Orientado


116

3. METODOLOGÍA

3.1. CAÑONEO PERF STIM

El presenta capitulo tiene como objetivo describir en forma detallada sobre la

técnica de cañoneo Perf Stim, crear una base de datos que contenga

información necesaria para realizar una simulación en los pozos escogidos, y

permita determinar su posible aplicación de la técnica.

Los datos de pozos fueron proporcionados por la empresa Petroamazonas

EP. (PAM), los mismos que fueron simulados por gran parte del software

PULS FRAC y PERF PRO, propiedad de la empresa Halliburton, que trabajan

con la técnica Perf Stim.

3.2. INTRODUCCIÓN

La empresa PETROAMAZONAS (PAM), tiene como misión desarrollar

actividades estratégicas de exploración y explotación de hidrocarburos de

eficiente, sustentable y segura; con responsabilidad social y ambiental,

actualmente está a cargo de 20 Bloques, 17 ubicados en la Cuenca Oriente y

3 en la costera Litoral. La operación de PAM, es con el propósito de explotar

las reservas y transportar hidrocarburos hasta los centros de procesos, que

se encuentran tecnológicamente equipados. (PETROAMAZONAS EP, 2014)

La empresa con el fin de cumplir todas las expectativas de producción, ha

desarrollado distintos sistemas de cañoneo como el TCP, Wireline, entre

otros, que se encuentran descritos en el capítulo anterior.

Halliburton como empresa que presta sus servicios en gran parte del mundo,

provee soluciones adecuadas con el fin de cumplir objetivos empresariales

117

como la de sus clientes, por lo que ha desarrollado una nueva técnica para el

sistema de estimulación de pozos a través de micro-fracturas en la formación,

denominada PERF STIM, este sistema que ya ha sido probado en nuestro

país con resultados positivos, se pretende implementar en el Campo EDEN

YUTURI, en los pozos EDY-A43 Y EDY-D89, que presentan características

adecuadas para la aplicación de esta técnica.

La técnica de cañoneo PERF STIM es una tecnología nueva, diseñada en la

década del 2000, con el propósito de obtener mejor diámetro de la perforación

y la profundidad del disparo, por medio de Propelente, estimulación matricial

y Nitrógeno (N2), en pozos candidatos que su principal características es de

poseer propiedades petrofísicas no tan favorables, donde se ha obtenido

mejores resultados tanto técnicos como económicos.

3.3. DESCRIPCIÓN DE LA TÉCNICA

La técnica Perf Stim, posee el mismo principio de la técnica convencional TCP,

se necesita un sistema de reacondicionamiento (chivo), donde se baja el

equipo de cañoneo por medio de tubería de revestimiento, en la nariz de la

sarta del equipo, el propósito de la operación es obtener agujeros limpios y

lograr una mayor penetración durante el trabajo de cañoneo, las que pueden

variar entre (9 a 12 ft) de promedio, las gradientes de la roca se calcula

mediante correlaciones de la formación donde se va a estimular.

El PERF STIM, es un servicio de Sobre-balance Extremo que crea

microfracturas con un gradiente de presión que excede en 0,4 psi/ft

(adicionada al gradiente de fractura de la formación).

118

Figura 59. Condición de Sobre Balance Generado por la Técnica

Fuente: (Halliburton, Proceso Perf Stim, 2014)

El sistema nos permite cañonear la zona de interés, ubicada por medio de un

simulador, el proceso no tiene limitaciones de longitud e intervalos de interés

a disparar, donde se produce una triple estimulación que consiste en la

combinación del uso del Propelente, la estimulación matricial de la roca por

medio de un ácido (ácido de acuerdo a la composición de la roca), también se

utilizara el nitrógeno como agente facilitador para mejorar el movimiento del

fluido, gracias a sus propiedades únicas del Nitrógeno. (Halliburton, Perforating

Solutions, 2012)

Nitrógeno.- Es un gas incoloro, inodoro, insípido e inerte que por lo general

(no reactivo), este nitrógeno se utiliza por encima del cañon y también de la

columna de la acido, esto a más de evitar la explosión del líquido ayuda a

presurizar el sistema para poder obtener la condición de sobre-balance

extremo.

119

Figura 60. Diagrama Simplificado de la Técnica Perf Stim


Su operación se la ejecuta en una sola corrida, esto facilita la condición de

sobre balance extremo para los disparos, dependiendo de la situación los

cañones serán recuperados o abandonados en el fondo del pozo.

3.4. CARACTERÍSTICAS DE LA TÉCNICA PERF STIM

Consigue que la producción fluya rápidamente: Esto porque una vez

disparado el ácido, el nitrógeno crea aberturas donde el fluido tenga

mejor movilidad.

Ahorra tiempo de uso en la plataforma de perforación, ya que cuando

se arma el equipo se produce un triple trabajo de estimulación en una

sola bajada.

120

Ayuda a desarrollar que los daños de la formación sea negativa. Ósea

que el Skin tenga valores, (S<0) o menor 1.

Proporciona una evaluación temprana del potencial productivo del

pozo, al tomar referencia los registros eléctricos.

Utiliza menor potencia hidráulica para fracturar, con relación a una

estimulación de mayor escala.

3.5. VENTAJAS

Ahorro de tiempo, ya que se realiza una triple estimulación en una sola bajada

del equipo.

Ayuda a migrar al fluido hacia el pozo, gracias al Nitrógeno.

Se puede alcanzar penetraciones profundas adicionales de entre 9 a 12 ft, con

relación al TCP.

Cuando se realiza el disparo se puede continuar bombeando el nitrógeno u

acido.

3.6. DESVENTAJAS

La tubería a utilizarse debe cumplir cierta especificaciones técnicas que

excedan la presión de trabajo a la cual se diseñó la tecnología Perf Stim, es

importante considerar el peso y grado de la tubería por la razón que debe

soportar presiones muy elevadas, estas deben ser Tipo “A”, o por lo menos

tipo “B”, que sea inspeccionada y segura. (Halliburton, Perforating Solutions, 2012)

121

El costo inicial de instalación es elevado, por los equipos a utilizar y

necesariamente se requiere de una torre,

Los sistemas de seguridad en superficie son altos, por motivo de que el fluido

retorna junto a al Nitrógeno.

3.7. OPERACIÓN

El objetivo es realizar un cañoneo por el método Extreme Sobre-Balance –

Perf Stim, donde instantáneamente se logra micro fracturamiento en la roca,

estimula la formación. Con la liberación instantánea del nitrógeno se obtiene

la condición de bajo-balance en tubería para remoción de posibles daños en

la zona de tratamiento.

La metodología consiste en conseguir una adición de por lo menos 0.4 psi/pie

sobre el gradiente de fractura para lograr una mayor penetración durante el

cañoneo, las que pueden variar entre ~ 9 a 12 ft, el gradiente de la roca se

logra estimar en base a correlaciones de la formación, que es función directa

entre la presión y la profundidad (psi/pie). El método Perf Stim permite

adicionar fluidos de tratamiento (acido, RPMs, estabilización de finos) en la

tubería para facilitar la erosión de las caras de las micro-fractura creadas en

la roca cuando estas se cierran al final del tratamiento. En este caso el RPM

(Relative Permeability Modifier) está siendo usado para controlar el ingreso

del agua durante la completación final del pozo luego después del tratamiento.

En el proceso PERF STIM, es creado una condición de sobre balance extremo

que crea micro-fracturas con gradientes de presión que alcanza o sobrepasa

de por lo menos 1.4 psi/ft (31 bar/m). (Halliburton, 2012)

Cuando se dispara el equipo, la presión del fluido es “lanzado” dentro de la

perforación a velocidades superiores de 3000 ft/seg (900 m/seg), y con ratas

de fluido que pueden fácilmente superar los 140 bbl/min.

122

Se elimina cualquier daño en los alrededores de la zona perforada debido del

alto impacto de presión y caudal del Nitrógeno y se crean pequeñas fracturas

adicionales para mejorar la producción inicial y obtener mejores resultados del

tratamiento. El desplazamiento con N2 garantiza la extensión de micro

fracturas.

El sistema VannGun de Halliburton más comúnmente utilizada para realizar

el procedimiento es que la tubería que transporta el sistema permita que exista

máxima presión posible en el fondo del pozo. Este sistema puede permanecer

unido a la sarta de herramientas o también caído en el hoyo, donde se puede

dejar provisionalmente la tubería, después que las cargas han sido

disparadas.

Un pequeño volumen de fluido (usualmente no mayor a 300 ft en la columna),

fluido compatible se coloca por encima del disparo, y luego se presiona con

Nitrógeno. Si es necesario, un líquido puede ser enviado por encima de la

columna de Nitrógeno. (Halliburton, Perforating Solutions, 2012)

Figura 61. Ensamblaje de Perf Stim


123

3.8. RIESGOS OPERACIONALES

Tabla 14. Riesgos Operacionales Perf Stim


3.9. ASPECTOS GENERALES DE SEGURIDAD Y AMBIENTE

1. Asegurar de realizar el análisis de riesgo con todo el personal

involucrado.

2. Chequear que se cuente con todos los permisos para la ejecución del

trabajo antes de iniciar las actividades.

3. Revisar que todos los tanques de Halliburton se encuentren dentro de

cubetos.

124

4. Demarcar con cinta de seguridad la zona de trabajo.

5. Asignar una zona de evacuación y concentración en caso de

emergencia.

6. Informar a todo el personal ajeno a Halliburton que durante todo el

trabajo, se deberán mantener alejada del área de trabajo.

7. Provea extintores y señale su ubicación durante la reunión de

seguridad.

8. En caso de usar fluidos ácidos asegurarse de que se incluya en el

análisis de riesgos adicional y usar el EPP adecuado para la tarea.

9. Tener siempre en un lugar accesible y cercano al lugar de trabajo los

MSDS de todos los químicos que se van a usar.

10. El estándar de Halliburton, Stop Work Authority (SWA), provee a sus

empleados y contratistas el entrenamiento, autoridad y responsabilidad

para asegurar un ambiente de protección y seguridad personal. Los

empleados de la compañía y contratistas están autorizados y son

responsables de “Detener el Trabajo” si ellos observan una condición

o acto inseguro en el lugar de trabajo o si tienen una preocupación

referente al control de un riesgo de HSE, soportar la “Detención del

Trabajo” de otros y reportarlo a su Supervisor. (Halliburton, Proceso Perf

Stim, 2014)

3.10. REQUERIMIENTOS DEL POZO

125

El trabajo se puede ejecutar en pozos que cumplen un estudio previo de sus

propiedades petrofísicas, donde nuestro informe incluye recomendaciones y

procedimientos a utilizar como un adelanto de la aplicación en el campo.

La información se respalda en registros eléctricos y pruebas de simulación; en

este reporte incluye: datos del pozo, cálculos y requerimientos de materiales,

así como también los intervalos a disparar, la calidad de cementación que

tiene el pozo. Este informe se lo realiza de acuerdo a la experiencia del campo

y con la referencia de trabajos previos realizados en el área de estimulación.

Figura 62. Información General del Pozo y el Cemento


3.10.1. INFORMACIÓN PETROFÍSICA

Aquí se logra observar por medio de registros eléctricos de Litología y

Espesor, Porosidad y Resistividad, el contenido de cada uno de los fluidos y

la litología existente en los intervalos a disparar en la zona de interés, el

126

Contacto agua-petróleo (CAP), el contacto petróleo-agua (CPA), de la zona

de interés, etc.

Figura 63. Información Petrofísica del Pozo a Simular


Conocer el diseño del pozo es importante para cualquier trabajo de

reacondicionamiento del mismo, donde considero las características del pozo

como la desviación, el tipo de pozo, los diámetros de la tubería de

revestimiento, como del Casing, la distancia del pozo (MD en ft), la inclinación

del pozo (º), el Azimut (º), la medida vertical real del pozo (TVD en ft).

127

Figura 64. Esquema del Pozo a Simular


En esta parte es determina el tipo de pozo, se debe poseer datos de Survey

del Pozo, donde nos indique (MD, TVD) ft, si es direccional el ángulo de

inclinación y el azimut.

Se debe tener los resultados del análisis de Core, para determinar la

compresibilidad, resistencia, el tipo de consolidación, de la roca, para verificar

si se puede aplicar la técnica y resista sobre-balance extremo Perf Stim.

Figura 65. Resultado de las Condiciones de la Roca


128

Para conocer las características de la roca antes mencionado se puede

analizar por medio de las siguientes definiciones

Módulo de Young (𝞤).-Es una propiedad característica de las sustancias

sólidas, conocer su valor nos permitirá calcular la deformación que sufrirá un

cuerpo solido al someterse a un esfuerzo.

Ec. [15]

Donde:

𝞤 = Modulo de Young.

F = Fuerza o esfuerzo en Nw.

A = Área.

Δl = Elongación.

L = Longitud original (metros).

Coeficiente de Poisson (Ʋ).- Es un parámetro característico de cada material

que indica la relación entre las deformaciones longitudinales que sufre el

material en sentido perpendicular a la fuerza aplicada y las deformaciones

longitudinales en dirección de la fuerza aplicada sobre el mismo.

Ʋ = Ɛ𝑝

Ɛ𝑎 Ec. [16]

Donde:

129

Ʋ = Coeficiente de Poisson.

Ԑ𝑝 = Deformacion perpendicular.

Ԑ𝑎 = Deformación axial.

De acuerdo de los resultados obtenidos de la roca, en el siguiente grafico se

puede correlacionar los datos, y obtener el grado de consolidación de la roca.

Figura 66. Gráfico Para Determinar la Consolidación de la Roca


3.10.2. DATOS DE ENTRADA-CTP PARA NUEVA SIMULACIÓN

Requerimientos necesarios de la formación para iniciar un programa de

cañoneo Perf Stim.

130

Figura 67. Datos Necesarios Para Realizar la Simulación


Halliburton, con el fin de optimizar y garantizar un trabajo eficiente considera

ciertas recomendaciones para ofrecer el servicio, conjuntamente con

operadores y profesionales.

Los resultados esperados son en base a nuestras buenas prácticas de campo

y esto no aplica cualquier tipo de Garantía de Producción. El compromiso es

proceder con un trabajo de alta calidad operacional, Petroamazonas es la

empresa que la responsabilidad y control de la formación y producción.

131

3.11. PROCEDIMIENTOS A TOMAR EN CUENTA ANTES DE LA

EJECUCIÓN DEL TRABAJO

1. Revisar con el Company Man los aspectos de seguridad significativos

durante el proceso de trabajo.

2. Realizar reunión de seguridad con todo el personal involucrado en el

trabajo, incluyendo personal del taladro, para discutir los riesgos del

trabajo y aspectos operacionales.

3. Antes de ejecutar cualquier actividad solicitar los permisos de trabajo.

4. El cliente será el responsable de manejar los fluidos de retornos.

5. Asignar tareas y responsabilidades a cada uno de los integrantes del

TEAM y asegurarse que entiendan el papel que desarrollarán en el

trabajo.

6. Es necesario que antes del Perf Stim se haya realizado viaje de

limpieza y que el pozo este lleno.

3.12. PROCEDIMIENTO PERF STIM 𝐓𝐌

El proceso utiliza una condición de sobre balance extremo para perforar y

estimular de forma simultanea la formación.

El proceso no solamente produce perforaciones limpias en formaciones de

baja presión, ello también inicia fracturas en la formación, reduciendo costos

de estimulación. (Halliburton, Perforating Solutions, 2012)

132

Esta condición de Sobre-Balance Extremo requerida en los pozos se crea

presurizando la tubería con fluido/nitrógeno para obtener un gradiente de

presión de fondo que supere al menos en 0.4 psi/ft al gradiente de fractura

original de la roca. (Halliburton, Proceso Perf Stim, 2014)

Cuando los cañones se disparan, la presión de Nitrógeno (N2), impulsa un

fluido a manera de lanza hacia las perforaciones a velocidades superiores a

2500 psi/seg y con tasas que pueden superar los 140 bbl/min.

Figura 68. Esquema Sobre la Configuración Básica del Perf Stim


Figura 69. Esquema, Microfracturas Del Proceso Perf Stim

Fuente: Perforating Solutions, Halliburton

133

Luego que se inicia la perforación, la presión confinada en tubería por gas

nitrógeno (N2), se crea instantáneamente micro-fracturas que pueden

alcanzar profundidades cercanas que van desde (9 a 12) ft, el rango de la

penetración es directamente proporcional al incremento de presión confinada,

la cual se considera un gradiente adicional de 0.4 psi/pie, sobre el gradiente

original de fractura.

Para el proceso se considera las siguientes alternativas de fluido.

Solo micro-fracturas utilizando gas Nitrógeno.

Solventes, Bio balls divergentes, ácido y Nitrógeno.

Lo-Gard, Nitrógeno gaseoso.

Se escoge uno de estos fluidos de acuerdo a los resultados obtenidos en los

registros eléctricos, laboratorio y propiedades de cada pozo como la presión,

la temperatura entre otros. El fluido es escogido de acuerdo a las

características principalmente de la roca a estimular.

3.13. ¿CÓMO SE HACE?

1. La sarta de disparo TCP se prepaga con un colchón de fluido que

puede ser (ácido, brine, gel + bauxita, RPM, etc.).

2. Por lo general adicionamos en los cañones camisas deslizables de

Propelente (Stim Gun).

3. Para activar el cabezal de disparo se presuriza en el Tubing con N2. La

cabeza de disparo está configurada con pines para romper a una

presión de 0.4 psi/ft superior a la presión de fractura.

134

4. Cuando se realiza el disparo se puede continuar bombeando

Nitrógeno, brime o fluidos de tratamiento.

5. Terminado el tratamiento, los fluidos son retornados realizando

flowback ayudado por el efecto sifón del N2.

Figura 70. Funcionamiento del Fluido


La presión de fractura es la presión en el pozo con la que una formación se

rompe o produce una fractura.

La tensión dentro de la roca puede resolverse en tres principales esfuerzos.

Una formación se fracturará cuando la presión del taladro exceda la menor de

las tensiones dentro de la estructura de la roca.

Normalmente estas fracturas se propagaran en la dirección perpendicular a la

tensión menos complicada de la roca. (Halliburton, Proceso Perf Stim, 2014)

135

3.14. PRINCIPALES COMPONENTES DEL EQUIPO PERF STIM

Figura 71. Esquema de los Equipos de Ensamblaje


3.14.1. TUBING

Tubería de producción, para este sistema de cañoneo se debe usar la tubería

apropiada en peso y/o grado, para lo que se recomienda utilizar una tubería

de 3 ½“, EUE; 9.3·; N80. Pero la tubería óptima para el sistema seria la que

resiste 15.000 psi, como se indica en el siguiente cuadro.

136

Tabla 15. Características de la Tubería a Escoger


3.14.2. VÁLVULA DE PRUEBA DE PRESIÓN TST (Tubing String

Tester)

La TST es una válvula usada para probar la sarta con presión durante la

corrida de herramientas. La válvula es operada luego de que un packer

recuperable ha sido asentado. La válvula es operada aplicando una presión

diferencial mayor por el anular. La válvula de TST requiere una presión

diferencial entre el anillo y el tubo a la cizalla. (Halliburton, Perforating Solutions,

2012)

3.14.2.1. La válvula de TST consiste en:

La válvula de charnela y la primavera.

Sección de shear pin

Perros de bloqueo

137

3.14.2.2. Características y beneficios

La válvula flapper requiere únicamente 4 psi para abrir.

Tantas pruebas como sea necesario.

3.14.2.3. Secuencia operativa

Armado en posición de corrida.

Corriendo pozo.

Prueba de presión al String.

Aplicación de presión al anular.

Actividad de apertura de flapper.

Figura 72. Válvula TST


138

3.14.3. VÁLVULA DE CIRCULACIÓN (RTTS)

Existe con candado abierto, candado cerrado.

Sirve como válvula de circulación, ecualización y by-pass.

Automáticamente candado en cerrado cuando el packer está en posición de

asentamiento. (Halliburton, Perforating Solutions, 2012)

Figura 73. Válvula RTTS


139

Figura 74. Parte Integral del Packer RTTS


3.14.4. VÁLVULA DE CIRCULACIÓN OMNI

OMNI es una válvula que es operada con presión por anular. Aplicando y

liberando determinada cantidad de presión en el anular, la herramienta es

cicleada a diferentes posiciones. (Halliburton, Perforating Solutions, 2012)

Well Testing.

Cerrada.

Circulación.

140

Figura 75. Válvula de circulación OVNI


3.14.4.1. Características y beneficios

Válvula de Bola se cierra antes que la válvula de circulación abra.

Mantiene la presión de circulación separada de la formación.

Permite evaluar el pozo, prueba de circulación.

Ilimitada cantidad de ciclos.

Puede ser utilizada en conjunto con la válvula de prueba, (Tester Valves.)

3.14.4.2. Principales secciones y posiciones operativas

Posición de evaluación del pozo.- Válvula de bola abierta/Puerto de

circulación cerrados.

Posición Blank.- Válvula de bola cerrada/Puerto de circulación cerrados.

141

Posición de circulación.- Válvula de bola cerrada/Puertos de circulación

abiertos. (Halliburton, Perforating Solutions, 2012)

Figura 76. Esquema del Funcionamiento de la Válvula OVNI


3.14.5. CHAMP IV PACKER

Límites de 10,000 (psi) diferencial y 400 (ºF), (dependiendo del tamaño).

Medidas desde 4 ½” hasta 13 3/8”.

Packer de asentamiento a compresión.

Bypass concéntrico.

Reasentable.

Útil en aislación multizona.

142

Figura 77. Posiciones Operativas Champ IV Packer


3.14.6. CHAMP IV NR PACKER

Fácilmente operable en pozos altamente desviados.

No requiere rotación.

Puede ser fácilmente reubicado en múltiples zonas.

Gran by-pass concéntrico.

Mecanismo de aseguramiento de posición J-slot mantiene al packer en

posición de corrida hasta alcanzar la profundidad deseada.

3.15. PROCEDIMIENTO OPERATIVO PERF STIM

143

En esta parte se describe el procedimiento de armaje para el programa de

cañoneo con Perf Stim, se describe paso a paso el orden y la cantidad de los

equipos a utilizar, de acuerdo a los intervalos programados en los pozos EDY-

A43 y EDY-D89.Como se arma la sarta para el trabajo de cañoneo.

3.15.1.1. Contingencias:

1.- En caso que la cabeza de disparo KVII no se active, con estas

recomendaciones, seguir con procedimiento Halliburton, para la remoción del

conjunto TCP.

2.- En caso de que la válvula de circulación RTTS no actúe, es recomendado

desasentar el packer y poner el mismo en modo de asentamiento, para

ejecutar el trabajo. Todas las marcas deben ser efectuadas en superficie en

función de las correcciones de W&P.

3.- El fluido proveniente del retorno será direccionado para la estación.

4.- El fluido o salmuera de control para llenado de pozo será proporcionado

por PAM.

5.- No se puede recuperar el packer con simple tensión:

En caso de que el packer no se desancle, abrir válvula de

circulación (By-pass) y circular hasta obtener columnas con el

mismo peso hidrostático, intentar desanclarlo, tensionando.

En caso de que el packer no se desancle, tensione la sarta sobre

el peso subiendo obtenido en el paso 12. Mantenga la tensión

hasta cortar la Tensión Sleeve en la junta de seguridad.

144

En caso de que el packer no se desancle, tensione la sarta con

el peso subiendo obtenido en el paso #12. Mantenga la tensión

hasta observar la acción del martillo hidráulico.

Intente mover la sarta hacia arriba unos pies para verificar

liberación del packer. Si el packer está libre, circule un fondo

arriba en reversa y proceda a sacar la sarta. Caso contrario:

Vuelva a bajar hasta obtener una lectura de peso de unas 5,000

lbs por debajo del peso bajando obtenido en el paso 12.

6.- Repita el paso “1, 2 y 3” unas 10 a 15 veces más. Si aun así el packer no

se libera, active la junta de seguridad según sigue:

Lleve la sarta al peso subiendo obtenido en el paso 12 del

procedimiento operativo. Manteniendo la tensión, gire la

sarta ½ vuelta a nivel de la herramienta.

Coloque peso hasta el valor del peso bajando obtenido

en el paso 12 del procedimiento operativo. Gire la sarta

otra ½ revolución.

Repita el proceso (pasos anteriores) tantas veces como

sea necesario (10 revoluciones en total son necesarias)

para liberar la sarta a nivel de la junta de seguridad.

7.- Una vez liberada la sarta, retírela del pozo y baje con sarta de pesca con

un pescante externo capaz de ajustarse a un OD de 4.87” (x 24” de longitud).

NOTA: Nunca intente pescar en el interior de esta herramienta.

145

3.15.2. FLUIDO A UTILIZAR EN EL PROGRAMA DE CAÑONEO EN

LOS POZOS EDY-A43 y EDY-D89

Para el trabajo de cañoneo se debe considerar el tipo de fluido compatible con

la formación y la roca a estimular, para estos dos pozos, por encontrarse en

la misma formación se utilizara HOT ROCK ACID.

3.15.2.1. Hot Rock Acid (HRA). Información Técnica

El sistema de Hot Rock Acid, es un sistema toralmente orgánico con un poder

de disolución igual al 15% HCl. El sistema consiste de ácido acético y ácido

fórmico en proporciones diferentes para eliminar problemas de precipitación

secundaria (cuando el fluido se hace más pesado y obstruye la garganta poral)

y mantener el máximo poder disolvente.

Tabla 16. Capacidad de Disolución de Varias Mezclas Acidas


3.15.2.2. Aplicaciones y Ventajas (HRA)

El sistema de Hot Rock Acid, aumenta la eficacia de la estimulación y reduce

la tasa de corrosión.

146

Específicamente, permite tiempos de reacción extendidos, proporciona el

control de hierro en la tubería, a la vez que aumenta el rendimiento de ácidos

del agente gelatinizador. Debido a la reducción de la tensión interfacial, el

servicio proporciona emulsión y es menos probable los problemas asociados

a los lodos.

La pérdida de peso por la corrosión se indica en la tabla siguiente, las ventajas

de mezclas orgánicas. La mezcla del 13% HCl con el 11% de fórmico, tiene

un equivalente de potencia de hasta un 20% de disolución HCl. El sistema Hot

Rock ácido es equivalente al 15% HCl. La pérdida de peso del sistema Hot

Rock ácido fue 0.032 lb/ft2, muy por debajo de la pérdida de peso máximo de

0.05-lb/ft2 aceptada por la mayoría de la industria. La mezcla de Hot Rock

Acid cumplió con estos criterios sin un intensificador de inhibidor, incluso en

presencia de Agente gelificante de SGA-HT 3%.

Figura 78. Curva de Estabilidad de Minerales


Nota: Según información mineralógica para la formación M2 de Edén Yuturi,

en su caso más crítico y con temperaturas de reservorio > 200 ºF, se permite

solamente el uso de ácidos orgánicos para no lograr reacción ni efecto de

desestabilización de los minerales presentes.

147

3.16. PROGRAMA PARA EL POZO EDY-A43

DATOS GENERALES DEL POZO

3.16.1. HISTORIAL DEL POZO

El pozo EDY-A43, ubicado en el Campo Edén Yuturi, es un pozo direccional

tipo J, perforado por la compañía PETROAMAZONAS EP a través de H&P.

La perforación inicia en el 2004, hasta la actualidad, alcanzando la

profundidad total de 8808 pies (MD).


PARA EL POZO EDY-A43

Tabla 17. Información, Sobre la Formación en el Pozo EDY-A43


148

Tabla 18. Tope Y Profundidad del Pozo EDY-A43

Fuente: (PETROAMAZONAS EP, Departamento de Geología, 2014)

3.16.3. ESTADO ACTUAL DEL POZO

Figura 79. Master Log-EDY-A43 del Cemento


149

Intervalos de disparo Perf Stim Arenisca M-2

1. 8102’-8106’ = 4 pies. No se toma en cuenta por no tener una buena

cementación.

2. 8124’-8134’ = 10 pies

3. 8136’-8148’ = 12 pies

3.16.4. PRUEBAS DE NÚCLEO M2- EDÉN YUTURI EDY-A43

RESULTADOS OBTENIDOS POR XRD (X-ray Diffraction), nos indica la

cantidad de cada mineral, presentes en el Núcleo de prueba.

Tabla 19. Valores Sobre la Composición de la Roca EDY-A43


La Arena M2, generalmente tiene una gradiente de presión de +/- 0.8, a esto

valor se debe añadir (+/- 0.4) de gradiente obtenido al presurizar la tubería

con fluido/Nitrógeno, necesario para obtener la condición de Sobre Balance

Extremo.

150

Tabla 20. Valores de la Gradientes de presión de la formación de interés


3.16.5. INFORMACIÓN PETROFÍSICA EDY-A43

Figura 80. Resultado Petrofísico del Intervalo de Interés EDY-A43


151

3.16.6. DISEÑO DEL POZO EDY-A43

Figura 81. Diseño Actual del Pozo EDY-A43


Tabla 21. Survey del Pozo EDY-A43


152

Tabla 22. Datos Geomecánicos del Laboratorio Core Edén Yuturi


Ver anexo # 1 (Advanced Core Analysis Study Well EDYG-170)

Tabla 23. Módulo de Young, Resistencia a la Comprensión Traxial


Figura 82. Resultados de los Valores del Core


153

En las pruebas de núcleos se observa que la formación tiene una

consolidación adecuada, por lo que resistirá un Extreme Overbalance

Perforating Perf Stim.

3.17. PROCESO PERF STIM PARA EL POZO EDY-A43

Este proceso como se describió anteriormente utiliza una condición de sobre

balance-extremo, para perforar y estimular de forma simultanea la formación,

adicionando un gradiente de presión de fondo de al menos 0.4 psi/pie, sobre

el gradiente de fractura original de la roca a estimular.

En el pozo EDY-A43, se utilizará la combinación ácido orgánico Hot Rock

Acid descrito anteriormente, y Nitrógeno gaseoso. Por qué las pruebas de

laboratorio reportan que existe una compatibilidad de la formación con el

fluido.

Nota: Para el procedimiento operativo se debe diseña una sarta Preliminar.

Ver ANEXO # 2

3.18. PROCEDIMIENTO OPERATIVO PARA EL POZO EDY-A43

1. Ejecutar una visita al taladro para evaluar la tubería de trabajo y Lay

Out. En caso de observar excesiva presencia de óxidos en la tubería,

solicitar al personal del taladro golpear con un martillo dicha tubería

mientras esta es alzada de la planchada. Tomar una reunión con

Company Man para definición previa si esta tubería está certificada y

si aplica al trabajo. En esta visita a la locación previa al trabajo, se debe

evaluar la disposición de los equipos que serán usados en el servicio.

2. Iniciar con las reuniones de seguridad y análisis de riesgos.

154

3. Correr registro de evaluación de cemento, y realizar remediación en

caso de detectar mal de cemento.

4. Iniciar con el montaje de equipo de acuerdo al Lay Out. Armar en mesa

del taladro: Cross Over 3.5” EUE x 1502 + Lotorc 2” + Codo doble

macho + Tee + Choke de ½” en el retorno. Utilizar cadena para toda

línea de retorno del Nitrógeno. Armar línea individual para el anular del

Casing.

5. Verificar el primer registro de CCL disponible para evitar que las gomas

del packer queden cerca de un collar.

6. Armar sarta de TCP de acuerdo al diseño.

Intervalos programados en el pozo EDY A43.

8124’-8134’ = 10 pies

8136’-8148’ = 12 pies

Figura 83 Ubicación de la Cámara de Surgencia EDY-A43

Fuente: (Halliburton, (Sotfware) Pulse Frac, 2014)

155

7. Cuidados durante el ensamblaje de sarta TCP (desde abajo hacia

arriba):

a) Al momento de la conexión verificar que la válvula de circulación

este abierta y anular TBG-CSG abierto. Y que se mantenga abierta

durante toda la corrida de la sarta.

b) Características del Tubing 3 ½ “, 9.3 ·, N-80; EUE (Tubería nueva)

hasta superficie:


8. Una vez conectado 1000 ft de Tubing 3 ½ “9.3·, N-80; EUE por encima

de la última marca radiactiva, conectar en directa para probar integridad

del BHA y sello de la válvula TST. Estableces la circulación reversa y

garantizar comunicación efectiva por el Tubing hacia los tanques del

equipo. Una vez realizada esta prueba, asegurarse que los retornos del

anular hacia los tanques del equipo estén abiertos. Aplicar 8000 psi

durante 5 minutos con bombas Halliburton contra la válvula TST.

9. Continuar bajando Tubing 3 ½”, 9.3#, N-80, EUE, probando la sarta en

directa con 8000 psi cada 3000 ft:

a) Mientras bajan los primeros 3000 ft de tubería probar unidad de

bombeo y línea de alta presión Halliburton con 8000 psi por

separado sin conectarse a boca de pozo.

b) Con la tubería en 300, 6000 y 8000 ft de profundidad repetir el

procedimiento descrito de prueba de presión en el paso 7.

c) Última prueba antes de asentar el packer.

156

10. Registrar pesos subiendo y bajando antes de que la punta del

ensamblaje de TCP ingrese en el Liner de 7”, a la profundidad

aproximada de 7317 ft MD.

11. Bajar lentamente los tubos, una vez que el ensamble del TCP ingrese

a través del Liner de 7”, a la profundidad aproximada de 7317 ft MD.

12. Correr el packer 10 a 15 ft por debajo de la profundidad de

asentamiento según tally. La profundidad estimada de asentamiento

del packer es +/- 7973, (valor del fondo RTTS Packer), establecido en

la sarta preliminar. (Confirmar en locación)

13. En este punto, registre peso de la sarta subiendo y bajando.

14. Realizar reunión de seguridad para correr registros de GR-CCL.

15. Correr registro de GR-CCL para correlacionar las 2 marcas radioactivas

en la sarta.

16. Con tubería en profundidad, establecer circulación en reversa y

verificar que el pozo este lleno.

17. Corregir medida para ubicar el primer disparo a 8124 ft. Debe

verificarse con el registro CCL, que el packer no quede asentado en un

cuello del Liner de 7”.

18. Espaciar según la correlación, utilizando 3.5” EUE Pup Joints

proporcionado por (PAM). Verificar que los Pup Joints sean mínimo del

mismo grado y peso que el del Tubing usado. Verificar los cálculos con

la profundidad de asentamiento exacto del packer.

157

19. Colocar contador de presión y volumen en bomba Halliburton en 0, para

prueba de packer. Monitorear y registrar en todo momento la presión

anular.

20. Cerrar pipe RAMS y presurizar espacio anular con bombas Halliburton

con 500 psi.

21. Tomar nota de la cantidad de barriles necesarios para presurizar la

totalidad del pozo hasta 500 psi.

22. Descargar presión a 0 psi y el contador de barriles de la bomba

Halliburton a 0.

23. Abrir pipe RAMS

24. Levante la sarta hasta ponerla en tensión y girar 5 vueltas a la derecha.

Asiente con 30,000lbs de peso sobre el packer.

25. La válvula de circulación se cierra automáticamente al asentar el

packer.

26. Colocar contador de Volumen en 0.

27. Cerrar pipe RAMS, presurizar anular con 500 psi.

28. Tomar nota de la cantidad de barriles necesarios para presurizar el

espacio anular hasta 500 psi. (Registrar presión y caudal en todo

momento)

29. El packer estar bien asentado si la cantidad de barriles en el paso #19

> Cantidad de barriles en paso #28

158

30. Continuar presurizando anular hasta ±1000 psi para abrir flapper de la

válvula TST RD. (Confirmar con cálculos de parámetros en locación)

31. Liberar presión del espacio anular hasta 50 psi. (Dejar preventor anular

cerrado).

32. Abra Válvula de circulación RTTS (girando sarta a la derecha y levante

el peso de la tubería hasta que caiga a 0 psi la presión anular).

33. Abrir Preventor anular.

34. Establecer circulación en directa sin presión, esto con el fin de verificar

apertura de flapper de válvula TST. Verificando retornos por el anular.

35. Armar líneas de bombeo en superficie y pruébelas con 8000 psi. Esta

prueba debe ser ejecutada antes de la conexión con la válvula Lotorc.

Tomar en cuenta que esta prueba debe ser ejecutada antes para que

todos los arreglos necesarios sean tomados con los debidos tiempos y

cuidados por la alta presión. Conectar tubería en mesa rotaria y probar,

por segunda vez con 8000 psi. Esto se debe realizar con Válvula de

circulación RTTS abierta y con línea de retorno del Casing abierta.

36. Descargar presión a 0 psi y abrir válvula anular en superficie.

37. Con la válvula de circulación RTTS abierta y con línea de retorno del

Casing abierta, iniciar el bombeo de 30 Bls, del fluido escogido en este

caso (HTA):

a) Solo micro-fracturas utilizando gas Nitrógeno.

b) Solventes, Bio balls divergentes, ácido y Nitrógeno.

c) Lo-Gard, Nitrógeno gaseoso.

159

38. Desplazar acido con aproximadamente +/- 392 gal de N2 liquido

equivale a 60 Bls de volumen desplazado en la tubería de trabajo.

(Chequear y contrastar en los retornos que haya retornado 60 Bls de

fluido del pozo para corroborar desplazamiento exacto del ácido hasta

profundidad de válvula de circulación). Coordinar volúmenes/cubicar

tanques de retorno con personal de lodos en locación.

39. Cerrar la válvula de circulación RTTS. Y aplicar el peso necesario al

Packer.

40. Cerrar Preventor anular, Colocar 1500 psi de presión en el anular.

Seguir registrando presión en el anular durante todo el tiempo del

trabajo.


41. Presurizar hasta 7416 psi por directa con 450 scfm. Parar bombeo por

5 minutos y monitorear la presión.

42. Continuar bombeando nitrógeno a la misma rata superando la presión

inferior, para llegar al Target de 7806 psi, donde es esperado la

detonación de los cañones, el cual se verá evidenciado por una

perturbación en la presión.

160

43. Si se evidencio la detonación de los cañones, detener el bombeo de

Nitrógeno.

44. En caso de no tener indicio de la detonación, seguir bombeando

nitrógeno con una rata de 1,000 scf, hasta elevar presión para 8196

psi. Parar bombeo por 5 minutos y monitorear presión. Caso si

observa Fall Off o caída brusca de presión, tomar como positiva la

detonación.

45. En caso de no observar el Fall Off y o discontinuidad en curva que

muestra el cañoneo, es recomendado añadir 10 Bls de fluido de

completación desde superficie para ayudar con nivel hidrostático, solo

en el caso de no disponer de nitrógeno suficiente, sin superar la

máxima presión en superficie de 8748 psi.

46. Con la evidencia del cañoneo, seguir con todo el bombeo restante de

N2. Realizar backflow del nitrógeno a superficie chocando con Choke

de 0.25”, para obtener una caída de presión estimada máxima de 50

psi/min. Recordar que esta línea esta direccionada para un tanque de

retornos y con líneas con cadenas para evitar que la fuerte presión y

velocidad del nitrógeno derrame en la locación.

Nota: En caso de detectar presencia de crudo durante el backflow de

N2, direccionar fluido a la estación. No se recomienda neutralizar el

ácido orgánico gastado en superficie, ya que sube gastado luego de

limpiar la formación.

47. Con el Fall Off concluido, desasentar empacadura y sacar conjunto

TCP en Tubing 3 ½”, 9.3#, N-80, EUE, hasta superficie.

161

3.19. PROGRAMA PARA EL POZO EDY-D89

3.19.1. HISTORIAL DEL POZO

El pozo EDY-D89, ubicado en el Campo Edén Yuturi, es un pozo direccional

perforado por la compañía PETROAMAZONAS EP a través de SINOPEC. La

perforación inicia en el 2009, hasta la actualidad, alcanzando la profundidad

total de 8912 pies (MD).


M2 PARA EL POZO EDY-D89

Tabla 24. Información Sobre la Formación en el Pozo EDY-D89


162

Tabla 25. Tope y Profundidad del Pozo EDY-D89


3.19.3. ESTADO ACTUAL DEL POZO EDY-D89

Figura 84. Master Log-EDY-D89 del Cemento


163

Intervalos de disparo Perf Stim Arenisca M-2 EDY-D89

1. 8228’-8268’ = 40 pies.

2. 8282’-8288 = 6 pies

Se escogió estos intervalos, porque sus propiedades petrofísicas son aptas

para esta técnica.

3.19.4. PRUEBAS DE NÚCLEO M2- EDÉN YUTURI EDY-D89

RESULTADOS OBTENIDOS POR XRD (X-ray Diffraction), nos indica la

cantidad de cada mineral, presentes en el núcleo de prueba

Tabla 26. Valores Sobre la Composición de la Roca EDY-D89


164

3.19.5. INFORMACIÓN PETROFÍSICA EDY-D89

Figura 85. Resultado Petrofísico del Intervalo de Interés EDY-D89


No se observa CAP cercano, razón por la cual se propone el uso de la técnica

Perf Stim con gas Nitrógeno a alta presión para formar micro fracturas.

165

3.19.6. DISEÑO DEL POZO EDY-D89

Figura 86. Diseño Actual del Pozo EDY-D89


Tabla 27. Survey del Pozo EDY-D89


166

En las pruebas de núcleos indicadas en el pozo anterior se observa que la

formación tiene una consolidación adecuada, por lo que resistirá un Extreme

Overbalance Perforating Perf Stim.

3.20. PROCESO PERF STIM PARA EL POZO EDY-D89

En el pozo EDY-D89, se utilizará la combinación ácido orgánico Hot Rock Acid

descrito anteriormente, (con igual poder de disolución que el HCL 15%) y

Nitrógeno gaseoso.

Para el procedimiento operativo se debe diseñar la Sarta Preliminar EDY-D89

Ver anexo # 3

3.21. PROCEDIMIENTO OPERATIVO PARA EL POZO EDY-D89

1. Ejecutar una visita al taladro para evaluar la tubería de trabajo y Lay

Out. En caso de observar excesiva presencia de óxidos en la tubería,

solicitar al personal del taladro golpear con un martillo dicha tubería

mientras esta es alzada de la planchada. Tomar una reunión con

Company Man para definición previa si esta tubería está certificada y

si aplica al trabajo. En esta visita a la locación previa al trabajo, se debe

evaluar la disposición de los equipos que serán usados en el servicio.

2. Iniciar con las reuniones de seguridad y análisis de riesgos.

3. Correr registro de evaluación de cemento, y realizar remediación en

caso de detectar mal de cemento.

167

4. Iniciar con el montaje de equipo de acuerdo al Lay Out. Armar en mesa

del taladro: Cross Over 3.5” EUE x 1502 + Lotorc 2” + Codo doble

macho + Tee + Choke de ½” en el retorno. Utilizar cadena para toda

línea de retorno del Nitrógeno. Armar línea individual para el anular del

Casing.

5. Verificar el primer registro de CCL disponible para evitar que las gomas

del packer queden cerca de un collar.

6. Armar sarta de TCP de acuerdo al diseño del pozo.

Intervalos programados en el pozo EDY D89.

8228’-8268’ = 40 pies.

8282’-8288’ = 6 pies

Figura 87 Ubicación de la Cámara de Surgencia EDY-D89


168

7. Cuidados durante el ensamblaje de sarta TCP (desde abajo hacia

arriba):

a) Al momento de la conexión verificar que la válvula de circulación

este abierta y anular TBG-CSG abierto. Y que se mantenga

abierta durante toda la corrida de la sarta.

b) Características del Tubing 3 ½ “, 9.3 ·, N-80; EUE (Tubería

nueva) hasta superficie:


8. Una vez conectado 1000 ft de Tubing 3 ½ “9.3·, N-80; EUE por encima

de la última marca radiactiva, conectar en directa para probar integridad

del BHA y sello de la válvula TST. Estableces la circulación reversa y

garantizar comunicación efectiva por el Tubing hacia los tanques del

equipo. Una vez realizada esta prueba, asegurarse que los retornos del

anular hacia los tanques del equipo estén abiertos. Aplicar 7500 psi

durante 5 minutos con bombas Halliburton contra la válvula TST.

9. Continuar bajando Tubing 3 ½”, 9.3#, N-80, EUE, probando la sarta en

directa con 7500 psi cada 3000 ft:

a) Mientras bajan los primeros 3000 ft de tubería probar unidad de

bombeo y línea de alta presión Halliburton con 9000 psi por

separado sin conectarse a boca de pozo.

b) Con la tubería en 300, 6000 y 8000 ft de profundidad repetir el

procedimiento descrito de prueba de presión en el paso 7.

c) Última prueba antes de asentar el packer.

169

10. Registrar pesos subiendo y bajando antes de que la punta del

ensamblaje de TCP ingrese en el Liner de 7”, a la profundidad

aproximada de 7317 ft MD.

11. Bajar lentamente los tubos una vez que el ensamble del TCP ingrese a

través del Liner de 7”, a la profundidad aproximada de 7317 ft MD.

12. Correr el packer 10 a 15 ft por debajo de la profundidad de

asentamiento según tally. La profundidad estimada de asentamiento

del packer es +/- 8063, (valor del fondo RTTS Packer), establecido en

la sarta preliminar. (Confirmar en locación)

13. En este punto, registre peso de la sarta subiendo y bajando.

14. Realizar reunión de seguridad para correr registros de GR-CCL.

15. Correr registro de GR-CCL para correlacionar las 2 marcas radioactivas

en la sarta.

16. Con tubería en profundidad, establecer circulación en reversa y

verificar que el pozo este lleno.

17. Corregir medida para ubicar el primer disparo a 8228 ft. Debe

verificarse con el registro CCL, que el packer no quede asentado en un

cuello del Liner de 7”.

18. Espaciar según la correlación, utilizando 3.5” EUE Pup Joints

proporcionado por (PAM). Verificar que los Pup Joints sean mínimo del

mismo grado y peso que el del Tubing usado. Verificar los cálculos con

la profundidad de asentamiento exacto del packer.

170

19. Colocar contador de presión y volumen en bomba Halliburton en 0, para

prueba de packer. Monitorear y registrar en todo momento la presión

anular.

20. Cerrar pipe RAMS y presurizar espacio anular con bombas Halliburton

con 500 psi.

21. Tomar nota de la cantidad de barriles necesarios para presurizar la

totalidad del pozo hasta 500 psi.

22. Descargar presión a 0 psi y el contador de barriles de la bomba

Halliburton a 0.

23. Abrir pipe RAMS

24. Levante la sarta hasta ponerla en tensión y girar 5 vueltas a la derecha.

Asiente con 33,000lbs de peso sobre el packer.

25. La válvula de circulación se cierra automáticamente al asentar el

packer.

26. Colocar contador de Volumen en 0.

27. Cerrar pipe RAMS, presurizar anular con 500 psi.

28. Tomar nota de la cantidad de barriles necesarios para presurizar el

espacio anular hasta 500 psi. (Registrar presión y caudal en todo

momento)

29. El packer estar bien asentado si la cantidad de barriles en el paso #19

> Cantidad de barriles en paso #28

171

30. Continuar presurizando anular hasta ±1000 psi para abrir flapper de la

válvula TST RD. (Confirmar con cálculos de parámetros en locación)

31. Liberar presión del espacio anular hasta 50 psi. (Dejar preventor anular

cerrado).

32. Abra Válvula de circulación RTTS (girando sarta a la derecha y levante

el peso de la tubería hasta que caiga a 0 psi la presión anular).

33. Abrir Preventor anular.

34. Establecer circulación en directa sin presión, esto con el fin de verificar

apertura de flapper de válvula TST. Verificando retornos por el anular.

35. Armar líneas de bombeo en superficie y pruébelas con 7,500 psi. Esta

prueba debe ser ejecutada antes de la conexión con la válvula Lotorc.

Tomar en cuenta que esta prueba debe ser ejecutada antes para que

todos los arreglos necesarios sean tomados con los debidos tiempos y

cuidados por la alta presión. Conectar tubería en mesa rotaria y probar,

por segunda vez con 7,500 psi. Esto se debe realizar con Válvula de

circulación RTTS abierta y con línea de retorno del Casing abierta.

36. Descargar presión a 0 psi y abrir válvula anular en superficie.

37. Con la válvula de circulación RTTS abierta y con línea de retorno del

Casing abierta, iniciar el bombeo de 40 Bls, aproximado de Hot Rock

Acid.

38. Desplazar acido con aproximadamente +/- 404 gal de N2 liquido

equivale a 62 Bls de volumen desplazado en la tubería de trabajo.

(Chequear y contrastar en los retornos que haya retornado 62 Bls de

fluido del pozo para corroborar desplazamiento exacto del ácido hasta

172

profundidad de válvula de circulación). Coordinar volúmenes/cubicar

tanques de retorno con personal de lodos en locación.

39. Cerrar la válvula de circulación RTTS. Y aplicar el peso necesario al

Packer.

40. Cerrar Preventor anular, Colocar 1500 psi de presión en el anular.

Seguir registrando presión en el anular durante todo el tiempo del

trabajo.


41. Presurizar hasta 6565 psi por directa con 450 scfm. Parar bombeo por

5 minutos y monitorear la presión.

42. Continuar bombeando nitrógeno a la misma rata superando la presión

inferior, para llegar al Target de 6893 psi, donde es esperado la

detonación de los cañones, el cual se verá evidenciado por una

perturbación en la presión.

43. Si se evidencio la detonación de los cañones, detener el bombeo de

Nitrógeno.

44. En caso de no tener indicio de la detonación, seguir bombeando

nitrógeno con una rata de 1,000 scf, hasta elevar presión para 6893

173

psi. Parar bombeo por 5 minutos y monitorear presión. Caso si observa

Fall Off o caída brusca de presión, tomar como positiva la detonación.

45. En caso de no observar el Fall Off y o discontinuidad en curva que

muestra el cañoneo, es recomendado añadir 10 Bls de fluido de

completación desde superficie para ayudar con nivel hidrostático, solo

en el caso de no disponer de nitrógeno suficiente, sin superar la

máxima presión en superficie de 7414 psi.

46. Con la evidencia del cañoneo, seguir con todo el bombeo restante de

N2. Realizar backflow del nitrógeno a superficie chocando con Choke

de 0.25”, para obtener una caída de presión estimada máxima de 50

psi/min. Recordar que esta línea esta direccionada para un tanque de

retornos y con líneas con cadenas para evitar que la fuerte presión y

velocidad del nitrógeno derrame en la locación.

Nota: En caso de detectar presencia de crudo durante el backflow de N2,

direccionar fluido a la estación. No se recomienda neutralizar el ácido orgánico

gastado en superficie, ya que sube gastado luego de limpiar la formación.

47. Con el Fall Off concluido, desasentar empacadura y sacar conjunto

TCP en Tubing 3 ½”, 9.3#, N-80, EUE, hasta superficie.

174

4. ANÁLISIS DE RESULTADOS

El presente capitulo tiene como objetivo analizar las Técnicas de cañoneo en

el Campo Edén Yuturi, tomando en consideración un factor que determine la

eficiencia de cañoneo como el daño de formación (S), para los pozos en

estudio.

La comparación técnica de un método de cañoneo asociado a su análisis

económico permitirá obtener conclusiones que conlleven a decidir si un cierto

método es el recomendado o no para determinada formación.

La presente evaluación será con datos obtenidos anteriormente.

4.1. ANÁLISIS TÉCNICO

El análisis técnico se llevara a cabo mediante comparaciones de sistemas de

cañoneo. También se proporcionara también datos estadísticos.

4.2. POZOS SELECCIONADOS

Para realizar el presente análisis se han seleccionado los pozos encontrados

en el campo, principalmente que se encuentren en la arena M2, que no

poseen propiedades petrofísicas muy favorables.

175

4.2.1. POZO EDY-A43

El pozo se encuentra ubicado en el PAD A del campo Edén Yuturi, fue

perforado el 10 de abril del 2004 por la Compañía H&P RIG-21, el cual es un

pozo direccional tipo J, se alcanzó una profundidad de 8,808 ft (MD), donde

se obtuvo curvas de GR, Densidad, Neutro y Resistividad.

La completación del pozo fue (SIMPLE+Y – TOOL+SELC), en Noviembre del

2004, producía 1300 Bls de fluido (agua, gas y petróleo), con un grado

API=17.

El pozo ha sido simulado con sus propiedades específicas para determinar su

aplicabilidad del sistema de cañoneo PERF STIM, el software utilizado es

PerfPro Process, el mismo que entrega los siguientes resultados.

4.2.2. RESUMEN PERFPRO

Proceso de PerfPro, es un programa de diseño de perforación, basado en

desarrollos de propiedades con estudios de laboratorio, API del fluido, modelo

de análisis en 3D y datos empíricos del campo.

El software PerfPro, consiste en dos módulos: Rendimiento de carga y

productividad. El módulo de la carga nos ayuda a predecir la penetración en

la formación y el tamaño de hoyo para realizado. El rendimiento de la carga

depende de tipo de cañón/carga, parámetros del pozo, resistencia de la

compresibilidad de la formación y tensión eficaz.

El módulo de productividad es utilizado para evaluar como distintas

combinaciones cañón/carga y condiciones del pozo (grado bajo-balance o

sobre-balance), afecta la eficiencia de la completación del pozo.

176

Para el caso de un pozo de petróleo, el módulo de productividad reportara un

índice de productividad real/inyección (Bls/día/psi) y el factor de daño. Para el

caso de un pozo de gas el módulo de productividad reportara el potencial

absoluto abierto de flujo (AOF) y un factor daño.

El componente de factor daño se definirá más para tener en cuenta la

penetración parcial, daños de perforación, desviación del pozo, anisotropía,

comprensión en la zona de perforación y efectos turbulentos. Los cálculos de

productividad se basan en la ecuación de Darcy para flujo de estado

estacionario en una completación natural.

4.3. PRUEBA PARA EL POZO EDY-A43

4.3.1. RESULTADOS

Tabla 28. Data General Para la Simulación EDY-43

Fuente: (Halliburton, (Sotfware) PerfPro Process, 2014)

Tabla 29. Información de las Cargas, EDY-A43


177

Tabla 30. Resultado con las Cargas Simuladas EDY-A43


4.4. REPORTE DE PRODUCTIVIDAD EDY-A43

Figura 88. Curva IPR vs Caudal EDY-A43


178

Figura 89. Gráfico IP vs Daño Vs Cañón EDY-A43


Podemos determinar de acuerdo a los escenarios simulados con la técnica

convencional, que el primer caso sería el más favorable, a pesar de tener un

factor de daño positivo, este caso será tomado para los cálculos posteriores.

4.5. ANÁLISIS DE RESULTADOS EDY-A43

Tabla 31. Resultados del Pozo EDY-A43


179

Los gráficos y los resultados obtenidos en la simulación podemos decir que

las técnicas convencionales comúnmente utilizados, no entregan resultados

eficientes, poseen daños superiores a uno y el índice de productividad no es

alentador, con este tipo de cañoneo.

Se ha disparado en tres diferentes escenarios, con cargas que se usa con

frecuencia, cuando la condición de pozo es Sobre-Balance (OB) y Bajo-

Balance (UB), podemos determinar que en el primer escenario es el más

favorable de entre los tres, pero también posee un daño positivo mayor a uno,

los otros dos cañones poseen daños mayores, con una producción menor.

Lo que podemos concluir que el pozo con este tipo de carga, responde mejor

a la condición de cañoneo con Bajo-Balance, pero el índice de productividad

no demuestra no ser tan favorable.

Estos resultados de acuerdo a la experiencia obtenida por los profesionales

de Halliburton en pozos similares indican la factibilidad en la posible aplicación

de la técnica Perf Stim, con el fin de mejorar la productividad, esto daría

entender que también económicamente sería rentable el proyecto.

180

4.5.1. ANÁLISIS DE LA SIMULACIÓN PERF STIM, PARA LOS DOS

INTERVALOS EDY-A43

Figura 90. Resultado de la Simulación Primer Intervalo Pozo EDY-A43


En este intervalo nos indica un factor de daño negativo, con una facilidad de

limpieza del 77%, que demuestra la favorable aplicabilidad de la técnica Perf

Stim, y se estima una mayor producción de petróleo, de acuerdo a los

resultados obtenidos en pozos similares los valores de producción sería el

doble del promedio obtenido con otros sistemas, estas predicciones será

utilizado para el análisis económico. El máximo valor de presión que

alcanzaría da la pauta para el equipamiento del sistema.

181

4.5.2. SEGUNDO INTERVALO EDY-A43

Figura 91. Datos de la Simulación Primer Intervalo Pozo EDY-A43


En este intervalo tambien se obtiene valor negativo del daño, con una mayor

eficiencia de limpieza del 82%, esto indica que los parametros de la formaciòn

en la misma arena no son muy similares. El pico maximo de presion que

alcanzaria para el trabajo, esto es vital para la utilizacion de los equipos en el

sistema

182


PRODUCCIÓN PARA EL POZO EDY-A43

Tabla 32. Resultado del Daño y la Producción EDY-A43

Esta tabla nos indica la cantidad de petróleo producido por cada sistema

utilizada para los cálculos, podemos indicar que la técnica Perf Stim, sería la

mas recomendable por el factor daño que indica que es negativo, esto es muy

favorable para evitar posibles reparaciones posteriores en el pozo.

La producción de petróleo es casi el doble que se obtendría con la técnica

convencional, lo hace mas rentable y beneficioso para las partes integradas

en el trabajo, ya que se justificaría la inversión inicial, con la producción que

se tendría. Esto nos indica que le pozo es candidato para la aplicación de la

técnica en estudio.

183

4.7. POZO EDY-89

4.7.1. RESULTADOS

Tabla 33. Data General Para la Simulación EDY-D89


Tabla 34. Información de las Cargas, EDY-D89


Tabla 35 Resultado con las Cargas Simuladas EDY-D89


184

4.8. REPORTE DE PRODUCTIVIDAD EDY-D89

Figura 92. Presión vs Caudal EDY-D89


Figura 93. Índice de Productividad vs Skin vs Daño EDY-D89


185

4.9. ANÁLISIS DE RESULTADOS EDY-D89

Tabla 36. Resultado General EDY-D89


De acuerdo a los gráficos y los resultados obtenidos con las especificaciones

antes indicadas en la simulación podemos decir que las técnicas

convencionales comúnmente utilizados, no son muy alentadores en los casos

simulados, los valores de daño son altos y los índices de productividad

muestran valores relativamente bajos.

Se ha disparado en tres diferentes escenarios, con cargas que se usa con

frecuencia, cuando la condición de pozo es Sobre-Balance (OB) y Bajo-

Balance (UB), podemos determinar que en el primer escenario es favorable

de entre los tres, pero también posee un daño relativamente grande, los otros

dos cañones poseen daños mayores, con una producción menor, estos

modelos prácticamente se desechan.

Lo que podemos concluir que el pozo con estos tipos de carga, responde

mejor a la condición de cañoneo con Bajo-Balance, pero el índice de

productividad no demuestra no ser tan favorable.

Estos resultados de acuerdo a la experiencia en pozos similares nos indican

que otra forma de estimulación más agresiva seria con la aplicación de la

técnica Perf Stim, para un posible aumento de producción, generando un daño

menor en la formación.

186

4.9.1. ANÁLISIS DE LA SIMULACIÓN PERF STIM PARA LOS

INTERVALOS EDY-D89

Figura 94. Datos de la Simulación Primer Intervalo EDY-D89


En este primer intervalo nos indica un factor de daño negativo, con una

facilidad de limpieza del 62%, con un pico de presión que alcanzaría esta

información es útil para adecuar los equipos a instalar, demuestra la favorable

aplicabilidad de la técnica Perf Stim, y se estima una mayor producción de

petróleo, de acuerdo a los resultados obtenidos en pozos similares los valores

de producción seria el doble del promedio obtenido con otros sistemas, estas

predicciones será utilizado para el análisis económico.

187

4.9.2. RESULTADO SEGUNDO INTERVALO EDY-D89

Figura 95. Resultado de la Simulación Segundo Intervalo EDY-D89


En este intervalo nos indica un factor de daño negativo, el pico más alto de la

presión, y la secuencia durante el trabajo de los componentes del sistema,

posee una facilidad de limpieza del 21%, en este caso se tendría que realizar

un ajuste sobre la cantidad de ácido que se utilizara, el porcentaje de limpieza

afectaría a la operación adecuada del cañoneo.

188


PRODUCCIÓN PARA EL POZO EDY-D89

Tabla 37. Daño vs Productividad EDY-D89

Esta tabla nos indica la cantidad de petróleo producido por cada sistema

utilizada para los cálculos, podemos indicar que la técnica Perf Stim, sería la

mas recomendable por el factor daño que indica que es negativo, esto vendría

ser favorable para evitar posibles reparaciones posteriores en el pozo.

La produccion de petróleo es practicamente el doble que al de la técnica

convencional, podemos determinar que el pozo es candidato para aplicar el

sistema, también se justificaría la inversion inicial, con la producción que se

tendría. Perf Stim es una técnica con resultados positivos en este tipo de

formaciones.

189

4.11. ANÁLISIS ECONÓMICO

El análisis económico es importante para la evaluación de un proyecto, en

este caso para determinar la técnica de cañoneo óptima, factor clave para

elegir la empresa de servicios a contratarse.

El estudio financiero tiene como objetivo demostrar que el proyecto es viable,

de acuerdo con los recursos económicos disponibles, específicamente de este

estudio se pretende determinar si la técnica de cañoneo Perf Stim es

económicamente viable.

Se presentara de manera sintetizada los distintos escenarios de costos; por

lo tanto el estudio se basa principalmente en las proyecciones y simulaciones

de los cálculos financieros en las diferentes técnicas empleadas.

4.11.1. DEFINICIONES DE INTERÉS

Para entender los conceptos que se emplean durante el análisis, a

continuación se realizara la definición de los mismos.

4.11.1.1. Inversión

Es el capital de trabajo, se refiere a la necesidad de financiar la primera

producción antes de recibir ingresos, por lo que se deberá comprar materias

primas, pagar mano de obra directa que la transforme, otorgar créditos en las

primeras ventas y contar con efectivo para los gastos diarios de la empresa,

esto es diferente a la inversión de los activos fijos. (Brito, 2013)

190

4.11.1.2. Vida útil

Es el tiempo que se considera que el proyecto generara beneficios y deberá

estar dentro del horizonte de planeación del proyecto.

4.11.1.3. Tasa mínima requerida

Es la tasa de ganancia anual que solicita ganar el inversionista para llevar a

cabo el proyecto. Esta tasa requerida debe cubrir al menos el costo de capital

de los recursos utilizados por la empresa para la adquisición de activos

requeridos para el proyecto de inversión. (Benavides Gualapillo, 2012)

4.11.1.4. Flujo neto de caja (FNC)

Se define al flujo Neto de Caja como la suma de todas las entradas y salidas

de efectivo en el transcurso de la vida útil del proyecto, su valor es equivalente

a la cantidad prevista para los ingresos menos la cantidad prevista para los

egresos correspondiente al mismo tiempo del proyecto.

La información básica para realizar esta proyección está contenida en los

estudios de mercado, técnico y organizacional.

El flujo de Caja de cualquier proyecto se compone de cuatro elementos

básicos:

Egresos iniciales de fondos.

Ingresos y egresos de operación.

Momento que ocurren estos ingresos y egresos, y

Valor de desecho o salvamento del proyecto.

191

La empresa Petroamazonas EP, maneja como datos para todos sus proyectos

una tasa de actualización del 12% anual, 1% mensual.

𝐹𝑁𝐶𝐾 = 𝑅𝐾 − 𝐷𝐾 Ec. [17]

Donde:

𝑅𝐾 = Ingresos para el tiempo K.

𝑅𝐾 = Egresos para el tiempo K.

4.11.1.5. Valor actual neto (VAN)

Permite calcular el valor presente de un determinado número de flujos de caja

futuros, a una tasa de interés y a un periodo específico, generados por una

inversión.

El valor neto se define como la sumatoria de los flujos netos de caja anuales

actualizados menos la inversión inicial, de manera que le valor obtenido es el

valor actual neto del proyecto. (Benavides Gualapillo, 2012)

𝑉𝐴𝑁 = ∑ 𝐹𝑁𝐶𝐾

(1+𝑖)𝑛𝑛𝐾=0 − 𝐼0 Ec. [18]

Donde:

𝐹𝑁𝐶𝐾 = Flujo Neto de Caja para el tiempo K.

i = Tasa de actualización.

n = Periodo.

𝐼0 = Inversion inicial.

192

Al inicio del proyecto por lo general el VAN es negativo, ese valor representa

a su fase de inversión, posteriormente será positivo en la etapa de

recuperación del proyecto.

Si VAN > 0, el proyecto es aceptado, la inversión producirá ganancias por

encima de la rentabilidad exigida.

Si VAN = 0, la inversión no producirá ni ganancias ni perdidas.

Si VAN < 0, la inversión producirá ganancias por debajo de la rentabilidad

exigida, el proyecto no se aceptara.

4.11.1.6. Tasa interna de retorno (TIR)

Representa aquella tasa porcentual que reduce a cero el valor actual neto del

proyecto. La TIR al inversionista la tasa de interés máxima a la que debe

contraer una deuda, sin que incurra en futuros fracasos financieros. Para

lograr esto se busca aquella tasa que aplicada al flujo neto de caja hace que

el VAN sea igual a cero. A diferencia del VAN, donde la tasa de actualización

se fija de acuerdo a las alternativas de inversión externas, aquí no se conoce

la tasa que se aplicara para encontrar el TIR; por definición la tasa buscada

será aquella que reduce el VAN, primero se debe calcular el valor actual neto.

El procedimiento para determinar la TIR es igual al utilizado para el cálculo del

VAN; para posteriormente aplicar el método numérico mediante

aproximaciones sucesivas hasta acercarnos a un VAN =0, o por

interpretación. Para el cálculo del VAN se aplica la siguiente formula.

(Benavides Gualapillo, 2012)

𝑉𝐴𝑁 = ∑ 𝐹𝑁𝐶𝐾

(1+𝑇𝐼𝑅)𝑛𝑛𝐾=0 − 𝐼0 = 0 Ec. [19]

Donde:

193

𝐹𝑁𝐶𝐾 = Flujo Neto de Caja para el tiempo K.

n = Periodo.

Io = Inversión inicial.

Si la tasa interna de retorno es mayor a la tasa de actualización (i), el proyecto

es rentable.

Si la tasa interna de retorno es igual a la tasa de actualización (i), el proyecto

no representa pérdidas ni ganancias.

Si la tasa interna de retorno es menor a la tasa de actualización (i), el proyecto

no es rentable.

4.11.1.7. Relación costo/beneficio

El análisis costo-beneficio es una herramienta financiera que mide la relación

entre los ingresos y la inversión inicial más los egresos, es conveniente para

determinar los beneficios por cada dólar que se sacrifica en el proyecto, se

presenta por la siguiente ecuación. (Benavides Gualapillo, 2012)

𝐵𝑒𝑛𝑒𝑓𝑖𝑐𝑖𝑜

𝐶𝑜𝑠𝑡𝑜=

𝑅𝐾

𝐷𝐾+𝐼𝑜 Ec. [20]

Donde:

𝑅𝐾 = Ingresos para el tiempo K.

𝐷𝐾 = Egresos para el tiempo K.

Io = Inversión inicial.

Si B/C > 1, los ingresos son mayores que los egresos, el proyecto es

recomendable.

194

Si B/C = 1, los ingresos son iguales que los egresos, el proyecto es indiferente.

Si B/C < 1, los ingresos son menores que los egresos, el proyecto no es

recomendable.

4.11.1.8. Tasa de declinación de producción

La declinación de producción se utiliza para conocer la cantidad de

hidrocarburo producido en un determinado tiempo en el futuro, el método de

declinación de producción empleado es la Declinación Exponencial, mediante

la ecuación:

𝑞 = 𝑞𝑜 ∗ 𝑒−𝑑𝑡 Ec. [21]

Donde:

q = Producción a un tiempo determinado t.

Qo = Producción inicial.

d = Declinación de producción.

t = Tiempo.

195

4.12. PARÁMETROS IMPORTANTES PARA REALIZAR EL

ANÁLISIS ECONÓMICO

4.12.1. COSTOS ESTIMADOS PARA LA OPERACIÓN DE CAÑONEO

Los costos para la operación de cañoneo de cada pozo son aquellos costos

en los que se incurre para que a futuro se genere ingresos.

Para ello se indican las inversiones realizadas en los pozos seleccionados

para el estudio. Para cada técnica los costos son distintos, debido que cada

una de ellas difiere de los demás, no solo por el principio de funcionamiento,

sino también por su aplicación, además de que el tiempo empleado en cada

operación es distinto y cada zona tiene sus características propias.

Tabla 38. Costos Estimados de la Operación de Cañoneo


Los valores indicados son aproximados, del proceso en general de cañoneo

con cada una de las técnicas, existe una variación de precios ya que se

considera los materiales utilizados de acuerdo al intervalo a cañonear a pesas

de encontrarse en la misma zona de interés, esto puede variar de acuerdo a

las condiciones específicas del pozo, como el tipo de cemento, disparos, el

ángulo de inclinación etc.

196

4.12.2. INGRESOS ESTIMADOS

Para efectos del proyecto, en base a la aplicación de las técnicas de cañoneo,

se han considerado ciertas variables como el precio de barril, según el Banco

Central del Ecuador, tasa de declinación de producción para el campo y otras

variables, las cuales se calculan en base al aumento o disminución de la

producción, la tasa de producción promedio que se multiplica por el precio

estimado, con ello se obtiene los ingresos proyectados.

Para el presente estudio, la producción en el tiempo de evaluación económica

se considera una declinación de producción del campo al 6.6% anual.

El precio del petróleo Ecuatoriano se encuentra fijado por el crudo

estadounidense West Texas Intermediate (WTI), nuestro petróleo tiene una

diferencia establecida por EP Petroecuador, en el siguiente tabla se puede

observar el precio del barril del petróleo Ecuatoriano en agosto del 2014.

PRECIO DEL PETRÓLEO DEL ÚLTIMO MES

Valor máximo = 28,99 USD., Valor mínimo = 93,86 USD.

Tabla 39. Precio del Barril de Petróleo Actual, Agosto 2014

Fuente: (Banco Central del Ecuador, 2014)

197

EGRESOS

Para considerar los egresos para el primer periodo la suma de los costos de

trabajo de cañoneo por técnica, cuyos valores involucran el costo del cañoneo

propiamente dicho y el taladro y el resto de equipos, ya que esto constituye la

inversión inicial para el proyecto, la cual se va a comparar con el flujo para

determinar la rentabilidad. También se indica el costo aproximado por pie

cañoneado, el cual esta obtenido a partir de la relación entre el costo del

cañoneo propiamente dicho en dólares (USD) y el intervalo neto cañoneado

en pies.

PARA EL POZO EDY-A43

Tabla 40. Costo de la Operación de Cañoneo por Pie EDY-A43


PARA EL POZO EDY-D89

Tabla 41. Costo de la Operación de Cañoneo por Pie EDY-D89


198

4.12.3. CONSIDERACIONES

Se considera el tiempo aproximado de cada sistema de cañoneo de acuerdo

a la experiencia indicada por los profesionales de las empresas que ejecutan

el trabajo.

Sistema TPC, se tarda 9 horas bajando el sistema, 4 horas en la correlacionar

y 11 horas subiendo el sistema, de acuerdo a esto la utilización los equipos

adicionales en la ejecución del trabajo.

Sistema WIRELINE, se tarda entre 6 a 8 horas por corrida, las corridas son

de acuerdo al intervalo a cañonear.

Sistema Perf Stim se tarda alrededor de 42 horas en ejecutar todo el armaje

del programa, no tiene restricción en los intervalos a disparar.

Nota: Los precios pueden variar de acuerdo a las condiciones de pozo,

también en pozos direccionales, materiales utilizados.

Para los siguiente periodos consideraremos la multiplicación de la tasa BPPD

por pozo y por técnica con los costos estimados por barril, ahí obtendremos

los egresos totales a efectos de poder calcular los flujo que servirán para

determinar que técnica es rentable.

4.12.4. COSTOS DE OPERACIÓN

Estos costos se refieren a todo el valor que se necesitan para la extracción

del crudo en los pozos, que para efectos del proyecto es de US$ 14,00 por

barril de petróleo, según el dato entregado por Petroamazonas EP. (PAM).

199

4.12.5. DATOS PARA LAS ESTIMACIONES

Entre los principales datos requeridos para realizar las estimaciones del

estudio económico, a más de los ya descritos, se tiene:

El periodo de tiempo de análisis es un año, doce meses.

La depletación de producción anual del campo es 6.6%.

La tasa de actualización es del 12% anual, 1% mensual.

El costo operativo de 1 barril de petróleo es 14 dólares.

Se considera tres escenarios para el análisis: uno optimista, otro conservador

y un final pesimista.

Para determinar el escenario optimista, se tomó en base al precio de barril de

petróleo registrado en el Banco Central del Ecuador, el cual es de US$ 110.

Para determinar el escenario conservador de los ingresos, se toma como

referencia las oscilaciones del precio del petróleo en los meses transcurridos

en este año, su valor es de US$ 100.

Para proyectar el valor pesimista se toma como base el precio del barril del

petróleo WTI, registrado en el presupuesto General del Estado para el año

2014, se tomó como fuente la estimación realizada por el ministerio de

Finanzas, que considera el barril de petróleo en US$ 86,401.

Nota: No se considera deprecación contable de los equipos, puesto que

no intervienen los impuestos fiscales.

1 http://www.finanzas.gob.ec/wp-content/uploads/downloads/2013/11/019-1noviembre2013.

200

4.13. ANÁLISIS DE ESCENARIOS

Tabla 42 Resultados (VAN, TIR, C/B)

El análisis de escenarios es una herramienta que permite realizar distintas

proyecciones de flujos de efectivo a fin de obtener resultados que ayuden a

determinar qué escenario es el más apropiado para el proyecto y tomar la

decisión adecuada, como se indica:

(En el ANEXO # 4 de los 2 pozos en estudio para la técnica convencional y el

ANEXO 5, el análisis para la técnica Perf Stim).

Una vez obtenidos los valores y comparándoles (entre el VAN, TIR Y RCB),

se determina la factibilidad o no del proyecto y se tiene:

De acuerdo a los resultados obtenidos a las condiciones calculadas, con

estimaciones de egresos como de ingresos de recursos, nos da a entender

que con las técnicas convencionales, tomando como referencia la producción

mas no el daño a la formación, son viables aunque no en gran porcentaje, se

tendría que realizar algunas consideraciones para determinar su factibilidad o

no, de acuerdo a las experiencias de los ejecutantes.

201

Con las condiciones calculadas, para la técnica Perf Stim, podemos

determinar que sería la opción más adecuada. Ya que los valores tanto del

VAN como el TIR, son prácticamente el doble al sistema convencional, esto

nos da una indicación que este sistema es más rentable, sin correr riesgo la

inversión, ya que el estudio en los tres escenarios muestran que el proyecto

es viable, tomando en cuenta la producción estimada, de acuerdo a

experiencia en pozos similares, se considera una producción superior de entre

el 60 al 80% que los sistemas convencionales, como porcentaje conservador

ya que existen pozos que han duplicado la producción.

Podemos concluir que los dos sistemas son rentables, sin tomar en cuenta el

daño producido por el cañoneo, tomando esta consideración, se recomienda

la aplicación de la técnica Perf Stim, para evitar reparaciones posteriores, que

ocasionaría gastos adicionales.

202

5. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES

5.1. CONCLUSIONES

El trabajo de titulación contribuye a conocer la técnica Perf Stim,

describiendo partes principales del equipo y el funcionamiento de cada una

de ellas.

El estudio del proyecto de titulación se centró en la Yacimiento M2, por que

los análisis de geología han demostrado no poseer propiedades

petrofísicas muy favorables, ya que la técnica de cañoneo en estudio es

específicamente recomendado a este tipo de arena, pero esto no garantiza

la aplicación del sistema, así como también la producción.

La elección de los pozos en estudio se dio porque estos guardan

especificaciones requeridas para este método, poseen Permeabilidades,

EDY-A43 (150Md), EDY-D89 (155 Md), sus porosidades 18 y 16

respectivamente, su viscosidad promedio de 20 Cp.

Según los datos entregados, para la producción del campo Edén Yuturi,

tenemos una pendiente casi uniforme, con sistemas de producción

convencionales, y con el conocimiento y desarrollo de nuevas técnicas se

necesita mejorar la producción promedio que ha tenido en los últimos 10

años.

La producción del yacimiento M2, hasta el año 2010, se mantenía en

niveles mínimos, pero a partir de ese año se incrementado la producción,

porque se ha explotado en mayor escala este yacimiento, esto da a

entender el interés que tiene la empresa en el yacimiento M2, como

203

también en la implementación de varios métodos con la finalidad de seguir

explotando con mayor eficiencia.

Según el Forecast el yacimiento M2, a partir del presente año tiende a subir

su producción hasta el año 2025, por la implementación de varias técnicas

de producción, lo que se pretende mejorar con la técnica Perf Stim por sus

resultados obtenidos en yacimientos similares.

Las propiedades físicas de los fluidos indican el comportamiento que

tendrán bajo ciertas condiciones, en los pozos en estudio en este caso no

se tiene información abundante de históricos de producción y análisis PVT

de los fluidos a través del tiempo, lo que no ayuda a obtener resultados

más claros.

La cementación del pozo debe encontrarse en buenas condiciones para la

ejecución de la técnica Perf Stim.

Para la aplicación de esta técnica se debe crear la condición de sobre

balance extremo, con gradientes de al menos 1.4 psi/ft, de tal forma que

cuando las cargas detonan el fluido el fluido viaje en forma helicoidal a

velocidades aproximados de 3000 ft/seg.

Se desarrolló el proyecto sobre este tema de cañoneo, principalmente por

experiencias obtenidas en pozos del país con similares características, ya

que al no ser una técnica muy reconocida no existe mucha información de

textos.

La técnica Perf Stim, tiene sus resultados positivos en pozos que no

responden de mejor forma a sistemas convencionales tanto en Bajo

balance como en sobre-balance.

204

Perf Stim es una tecnología nueva y eficiente que ayuda a manejar niveles

de inyectividad y productividad a valores superiores.

Perf Stim, es una mezcla de tres técnicas en una sola corrida, es la

combinación, Propelente, Cámara de surgencia y el Nitrógeno, el cual lo

hace de las técnicas más agresivas de estimulación.

El ácido utilizado para la estimulación se lo calcula de acuerdo al intervalo

a cañonear y las propiedades específicamente de la roca, la limpieza del

pozo se debe a la inyectividad que produce el ácido en el pozo.

El procedimiento operativo Perf Stim descrito, para los dos pozos indica la

misma secuencia, al ser procedimientos comunes, pero como todo método

puede variar al momento de la ejecución del trabajo de acuerdo a las

especificaciones de cada tipo de pozo.

Tomando en cuenta los resultados del factor Skin, que es un parámetro de

comparación importante, se observa que los casos simulados con la

técnica convencional, tienen un valor mayor a cero, lo que refiere al daño

existente en la formación. La técnica de Perf Stim, indica daños negativos

esto se debe al alto impacto de presión y caudal del Nitrógeno y se crean

pequeñas fracturas adicionales para mejorar la producción inicial y obtener

mejores resultados del tratamiento. El desplazamiento con N2 garantiza la

extensión de micro fracturas.

Los resultados obtenidos por la simulación, nos da la razón que la técnica

Perf Stim, es más eficiente en pozos con características petrofísicas no

favorables, ya que en otro tipo de formación esta técnica no resultaría muy

atractivo, debido a que no se incrementaría considerablemente la

producción, y no tendría sentido invertir para la aplicación del sistema.

205

5.2. RECOMENDACIONES

Debido a que existen reservas de petróleo en el yacimiento M2, y con

precios altos del petróleo en el mercado internacional, necesariamente

se debería explotar estas reservas. Para este fin se debe diseñar e

implementar sistemas de producción eficientes, y de acuerdo a los

resultados obtenidos a las condiciones del pozo la técnica Perf Stim

sería uno de los métodos más recomendables por sus propiedades

petrofísicas y la rentabilidad del proyecto.

Para la simulación se debe proporcionar una base de datos muy

próximos al reservorio, principalmente de la viscosidad y de la

permeabilidad, para asegurar resultados cercanos a la realidad.

Se debe analizar las propiedades petrofísicas previamente al cañoneo

Perf Stim, porque si estas propiedades son favorables a otras técnicas,

no sería rentable, ya que este sistema tiene costos altos de inversión.

Se debe coordinar los datos simulados mediante PerfPro y Pulse Frac

de Halliburton con los datos del campo ya que no pueden variar en

mucho, por lo que para cualquier toma de decisión se debe consultar

en locación.

La tubería a utilizarse debe cumplir cierta especificaciones técnicas que

excedan la presión de trabajo a la cual se diseñó la tecnología Perf

Stim, es importante considerar el peso y grado de la tubería por la razón

que debe soportar presiones elevadas, estas deben ser Tipo “A”, o por

lo menos tipo “B”, que sea inspeccionada y segura.

Es fundamental el uso del ácido con la cantidad adecuada, para reducir

el daño a la formación provocado por los disparos, también ayuda a la

206

limpieza del pozo, ya que el trabajo se lo realiza en Sobre Balance

extremo.

Al momento de realizar los disparos es necesario utilizar fluido

compatible con la arena, es decir, fluido que no provoque daños

adicionales al producido por el cañoneo.

Es conveniente tomar pruebas de restauración de presión, luego de

realizar el trabajo de cañoneo, de tal manera poder determinar con más

claridad los beneficios o perjuicios obtenidos.

Cumplir con las normas establecidas anteriormente como de Seguridad

industrial, Salud, Calidad, Medio ambiente para cualquier trabajo a

realizar, ya que se emplean material explosivo y radioactivo.

207

SIMBOLOGÍA

SIMBOLO SIGNIFICADO DIMENSIONES

AMP Amperaje -

API American Petroleum Institute -

B&C Boot and Cut -

B’UP Pruebas de restauración de presión -

BSW Porcentaje de agua y sedimentos %

BAPD Barriles de agua por día 𝐿3

𝑡

Bl Barriles 𝐿3

BFPD Barriles de fluido por día 𝐿3

𝑡

BPD Barriles por día 𝐿3

𝑡

BPPD Barriles de petróleo por día 𝐿3

𝑡

CCL Registro detector de collares -

Cp Centipoise 𝑚

𝑡

CPA Contacto Petróleo-Agua -

CAP Contacto Agua-Petróleo -

DPP Disparo por pie -

EDY Edén Yuturi -

EF Eficiencia de flujo -

ft pies L

FR Factor de recobro -

βoi Factor volumétrico del petróleo -

208

GR Gama Ray -

GOR Relación gas petróleo -

h Espesor del reservorio L

HCT Halliburton Completion Tools -

HESG High Efficiency Shot Density -

HES Personal de Salud y Seguridad -

HDS High Shot Density -

Hz Hertz -

IP Índice de productividad 𝐿4

𝑡

IPi Índice de productividad ideal 𝐿4

𝑡

K Permeabilidad 𝐿2

MAX-R Monobore anchor Release X-Tool -

MD Profundidad medida L

M-1 Arena M1 -

M-2 Arena M2 -

mD miliDarcy 𝐿2

ø Porosidad %

PAM Petroamazonas EP. -

Pb Presión de burbuja 𝑚

𝐿𝑡2

PPH Producción por bombeo hidráulico 𝐿3

𝑡

ppm Partes por millón -

PPS Producción por bombeo sumergible 𝐿3

𝑡

209

ΔP Presión de bajo balance 𝑚

𝐿𝑡2

𝚫𝐏𝐦à𝐱 Presión máxima de bajo balance 𝑚

𝐿𝑡2

𝚫𝐏𝐦ì𝐧 Presión mínima de bajo balance 𝑚

𝐿𝑡2

Pr Presión de reservorio 𝑚

𝐿𝑡2

psi libra por pulgada cuadrada 𝑚

𝐿𝑡2

pulg Pulgada L

Pwf Presión de fondo fluyente 𝑚

𝐿𝑡2

ppg Libras por galón 𝑚

𝐿𝑡3

PURE Perforating for Ultimate Reservoir Exploration -

re Radio de drenaje L

RC/B Relación costo beneficio -

RP Relación de productividad -

RPM Relative Permeability Modifier -

rw Radio del pozo L

𝐒𝐆𝐎 Gravedad especifica del petróleo -

Sf Daño a la formación -

SSTVD Profundidad vertical desde el nivel del mar L

St Daño total -

SWA Stop Work Authority -

ºF Grados Fahrenheit T

TBG-CSG Tubing-Casing -

TCP Tubing Conveyed Perforating -

210

T Arena T -

TIR Tasa interna de retorno

TVD Profundidad vertical verdadera L

Ui Arena U inferior -

Us Arena U superior -

VAN Valor actual neto -

µo Viscosidad del petróleo m/Lt

WL Wireline -

WO Workover o trabajo de reacondicionamiento -

WOR Relación agua petróleo -

WP Wireline Perforating -

WTI West Texas Intermediate -

211

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27. Valencia, R. (2011.). FUNDAMENTOS DE PRUEBA DE PRESIÓN.

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214

7. ANEXOS

Anexo 1. Resultado sobre el Análisis del Core del Campo Edén Yuturi, pozo EDY-G17

215

Anexo 2. Sarta Preliminar Pozo EDY-A43

216

Anexo 3. Sarta Preliminar Pozo EDY-D89

217

Anexo 4. Calculo Económico Técnica TCP. Escenario Optimista.

ESCENARIO CONSERVADOR Técnica TCP

218

ECSENARIO PESIMISTA Técnica TCP.

219

Anexo 5. Calculo Económico técnica Perf Stim. Escenario Optimista.

ESCENARIO CONSERVADOR técnica Perf Stim

220

Escenario PESIMISTA técnica Perf Stim

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