UNIVERSIDAD TECNOLÓGICA EQUINOCCIAL
FACULTAD DE CIENCIAS DE LA INGENIERÍA
CARRERA DE INGENIERÍA DE PETRÓLEOS
ANÁLISIS TÉCNICO-ECONÓMICO DE LA TECNOLOGÍA
APLICADA DE CAÑONEO TIPO ANCLA EN COMBINACIÓN
CON BAJO BALANCE DINÁMICO EN POZOS PETROLEROS
DEL CAMPO GUANTA-DURENO
TRABAJO PREVIO A LA OBTENCIÓN DEL TÍTULO DE INGENIERO DE
PETRÓLEOS
GALO FABRICIO GUANOLUISA ARTEAGA
DIRECTOR: ING. BENJAMÍN HINCAPIÉ
Quito, Agosto 2014
ii
DECLARACIÓN
Yo GALO FABRICIO GUANOLUISA ARTEAGA, 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.
_________________________
Galo Fabricio Guanoluisa Arteaga
C.I. 1311761330
iii
CERTIFICACIÓN
Certifico que el presente trabajo que lleva por título “Análisis técnico-
económico de la tecnología aplicada de cañoneo tipo Ancla en
combinación con bajo balance dinámico en pozos petroleros del campo
Guanta-Dureno”, que, para aspirar al título de Ingeniero de Petróleos fue
desarrollado por Galo Fabricio Guanoluisa Arteaga, 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. Benjamín Hincapié
DIRECTOR DEL TRABAJO
C.I. 0800852758
iv
DEDICATORIA
Este trabajo fruto del esfuerzo y sacrificio es dedicado primordialmente a
Dios quién ha guiado mis pasos en esta y todas las etapas de mi vida
llenándome de sabiduría para tomar las mejores decisiones, para Él toda la
gloria.
A mi madre pilar fundamental en mi vida y el ser a quien más amo, con su
amor y dulzura supo inculcarme desde pequeño a ser responsable y a
cumplir todos mis sueños “Te amo mamita”. A mi padre por sus valores
inculcados y por enseñarme a ser un luchador en la vida.
A mis hermanos, quienes son mi motivo de superación, lucha y son por
quienes trato de ser día a día mejor, los amo.
A toda mi familia: Mis abuelitos que están en el cielo, mis abuelitas que aún
las tengo conmigo ,mis viejitas lindas, a mis tíos, primos por la confianza en
mi depositada y por siempre tener los mejores deseos hacia mi.
v
AGRADECIMIENTO
A Dios por su infinito amor, por todas sus bendiciones y por siempre estar a
mi lado guiándome en cada paso.
A mis padres por ser el motor de mi vida, por haberme inculcado desde
pequeño buenos valores, principios y por haber formado mi carácter de la
mejor manera.
A mis tíos y primos por todo su apoyo durante esta importante etapa en mi
vida.
A mi querida Universidad Tecnológica Equinoccial, por su excelente
formación académica y humana, la combinación ideal para ser un gran
profesional.
A la Secretaría de Hidrocarburos del Ecuador y a la Gerencia de
Operaciones del activo Lago Agrio de Petroamazonas EP, por su
colaboración, apoyo y respaldo en el desarrollo del presente trabajo de
titulación.
Al Ingeniero Benjamín Hincapié por haber dirigido con gran paciencia y
responsabilidad mi trabajo de titulación, gracias por ser más que mi maestro,
mi amigo.
A mis compañeros de clases que compartieron conmigo el trayecto de esta
dura pero valiosa carrera profesional, por todos los buenos y malos
momentos compartidos.
vi
ÍNDICE DE CONTENIDOS
PÁGINA
DECLARACIÓN ............................................................................................. ii
CERTIFICACIÓN ........................................................................................... iii
DEDICATORIA .............................................................................................. iv
AGRADECIMIENTO ....................................................................................... v
RESUMEN ................................................................................................... xvi
ABSTRACT ............................................................................................... xviii
CAPÍTULO I ................................................................................................... 1
1. INTRODUCCIÓN .................................................................................... 1
1.1. PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA ............................................... 2
1.2. OBJETIVOS ...................................................................................... 3
1.2.1. GENERAL .................................................................................. 3
1.2.2. ESPECÍFICOS ........................................................................... 3
1.3. IDEA A DEFENDER ......................................................................... 4
1.4. MARCO DE REFERENCIA .............................................................. 4
1.5. TÉCNICAS DE INVESTIGACIÓN UTILIZADAS ............................... 4
CAPITULO II .................................................................................................. 6
2. MARCO TEÓRICO .................................................................................. 6
2.1.1. CAÑONES ................................................................................. 7
2.1.1.1. Iniciadores ........................................................................... 8
2.1.1.2. Cordón detonante ................................................................ 8
2.1.1.3. Boosters .............................................................................. 8
2.1.1.4. Cargas huecas ..................................................................... 8
2.2. PARÁMETROS QUE AFECTAN LA EFECTIVIDAD DE LOS
DISPAROS ............................................................................................... 11
2.2.1. TAPONAMIENTO DE LOS DISPAROS ................................... 11
2.2.2. COSTO .................................................................................... 13
2.2.3. DAÑOS DEL CEMENTO Y EL CASING .................................. 13
2.2.4. MEDICIÓN DE LA PROFUNDIDAD ......................................... 13
2.2.5. PENETRACIÓN CONTRA EL DIÁMETRO DEL ORIFICIO ..... 14
vii
2.2.6. USO DE FLUIDOS LIMPIOS ................................................... 14
2.2.7. RESISTENCIA Y COMPRESIÓN DE LAS ARENAS ............... 14
2.2.7.1. Arenas compactadas ......................................................... 15
2.2.7.2. Arenas no compactadas .................................................... 15
2.2.8. DENSIDAD DE DISPAROS ..................................................... 15
2.2.9. EFECTO DE LA PRESIÓN DIFERENCIAL .............................. 16
2.3. PARAMETROS QUE AFECTAN LA PRODUCTIVIDAD DE UN
POZO ....................................................................................................... 17
2.3.1. PARÁMETROS GEOMÉTRICOS DEL DISPARO .................. 18
2.3.1.1. Penetración de las cargas huecas en la formación ........... 20
2.3.1.2. Diámetro a la entrada de la perforación ............................. 20
2.3.1.3. Densidad de disparo .......................................................... 20
2.3.2. PRESIÓN DIFERENCIAL AL MOMENTO DEL DISPARO ...... 22
2.3.2.1. Sobre balance o diferencial de presión positiva................. 22
2.3.2.2. Balance .............................................................................. 22
2.3.2.3. Bajo balance o diferencial de presión negativo.................. 23
2.4. EFECTOS DEL DAÑO PRODUCIDO POR EL PROCESO DE
CAÑONEO ............................................................................................... 24
2.4.1. DAÑO A LA FORMACIÓN ....................................................... 24
2.4.1.1. Daño producido por el proceso de cañoneo ...................... 24
2.5. TRANSPORTE DE CAÑONES ....................................................... 25
2.5.1. CAÑONES BAJADOS CON CABLE (WIRELINE).................... 25
2.5.2. CAÑONES BAJADOS CON TUBERÍA DE PRODUCCIÓN TCP
26
2.6. TECNOLOGÍA APLICADA DE CAÑONEO ..................................... 29
2.6.1. SISTEMA DE DISPAROS EN BAJO BALANCE ...................... 29
2.6.1.1. Bajo balance estático ......................................................... 29
2.6.1.2. Bajo balance dinámico ....................................................... 30
2.6.2. TECNOLOGÍA DE CAÑONEO EN CONDICIONES DE BAJO
BALANCE DINÁMICO (PURE) ............................................................. 31
2.6.2.1. Bajo balance dinámico óptimo y eliminación del daño
producido por los disparos ................................................................. 33
2.7. TECNOLOGÍA DE CAÑONEO TIPO ANCLA (MAXR) ................... 35
viii
2.7.1. PROCEDIMIENTO DEL SISTEMA DE CAÑONEO CON MAXR
37
2.8. TECNOLOGÍA DE CAÑONEO TIPO ANCLA EN COMBINACIÓN
CON BAJO BALANE DINÁMICO (MAXR+PURE) .................................... 39
CAPÍTULO III ............................................................................................... 40
3. METODOLOGÍA .................................................................................... 40
3.1.1. LOCALIZACIÓN GEOGRÁFICA .............................................. 40
3.1.2. GENERALIDADES ................................................................... 41
3.2. GEOLOGÍA DEL CAMPO GUANTA-DURENO .............................. 42
3.3. COLUMNA ESTRATIGRÁFICA ...................................................... 46
3.4. RESERVORIOS PRINCIPALES ..................................................... 48
3.4.1. ESPESORES PROMEDIOS .................................................... 48
3.4.2. PARÁMETROS PETROFÍSICOS............................................. 48
3.4.3. PARÁMETROS DE FLUIDOS .................................................. 49
3.4.4. PRESIONES INICIALES, ACTUALES Y DE BURBUJA DE LAS
ARENAS PRODUCTORAS DEL CAMPO GUANTA-DURENO ............ 50
3.5. RESERVAS CERTIFICADAS DE LOS RESERVORIOS ................ 50
3.6. MAPAS ISOBÁRICOS .................................................................... 52
3.7. DECLINACIÓN DEL CAMPO ......................................................... 54
3.8. POZOS CAÑONEADOS EN EL ACTIVO LAGO AGRIO ................ 54
3.9. POZOS SELECCIONADOS PARA EL ANÁLISIS .......................... 55
3.10. RADIO DE INVASIÓN ................................................................. 56
3.11. ANÁLISIS DE LA EFECTIVIDAD DEL CAÑONEO EN LOS
POZOS SELECCIONADOS ..................................................................... 58
3.12. PENETRACIÓN DE LOS POZOS CAÑONEADOS ..................... 59
3.13. RELACIÓN ENTRE EL RADIO DE INVASIÓN Y LA
PENETRACIÓN DE DISPAROS .............................................................. 60
3.14. CONDICIONES FLUYENTES DE LOS POZOS CAÑONEADOS 62
3.15. RESULTADO DE LAS INTERPRETACIONES DE LOS POZOS 62
3.16. ANÁLISIS DE ACUERDO A LA RELACIÓN DE PRODUCTIVIDAD
64
3.17. ANÁLISIS A PARTIR DE LA EFICIENCIA DE PRODUCTIVIDAD
67
ix
3.17.1. UN MÉTODO SIMPLE PARA ESTIMAR LA PRODUCTIVIDAD
67
3.17.1.1. Procedimiento de cálculo ................................................... 71
3.18. DAÑO TOTAL EN EL POZO ....................................................... 71
CAPÍTULO IV ............................................................................................... 72
4. ANÁLISIS DE RESULTADOS ............................................................... 72
4.1. ANÁLISIS TÉCNICO....................................................................... 72
4.1.1. ANÁLISIS DE LA EFICIENCIA DE PRODUCTIVIDAD DEL
POZO GUANTA F-28 EN FUNCIÓN DE LA PROFUNDIDAD DE
PENETRACIÓN, DENSIDAD DE DISPAROS Y DIÁMETRO DEL
ORIFICIO. ............................................................................................. 72
4.1.1.1. Valores de eficiencia de productividad y relación de
productividad en función de la profundidad de penetración del pozo
Guanta F-28 ....................................................................................... 72
4.1.1.2. Valores de eficiencia de productividad en función de la
densidad de disparos del pozo Guanta F-28 ..................................... 76
4.1.1.3. Valores de eficiencia de productividad en función del
diámetro del orificio del pozo Guanta F-28 ........................................ 77
4.1.2. ANÁLISIS DE LA EFICIENCIA DE PRODUCTIVIDAD DEL
POZO GUANTA F-38 EN FUNCIÓN DE LA PROFUNDIDAD DE
PENETRACIÓN, DENSIDAD DE DISPAROS Y DIÁMETRO DEL
ORIFICIO .............................................................................................. 79
4.1.2.1. Valores de eficiencia de productividad y relación de
productividad en función de la profundidad de penetración del pozo
Guanta F-38 ....................................................................................... 80
4.1.2.2. Valores de eficiencia de productividad en función de la
densidad de disparos del pozo Guanta F-38 ..................................... 83
4.1.2.3. Valores de eficiencia de productividad en función del
diámetro del orificio del pozo Guanta F-38 ........................................ 84
4.2. ANÁLISIS A PARTIR DEL DAÑO TOTAL ...................................... 86
4.2.1. RESULTADOS DEL DAÑO TOTAL ENCONTRADO EN EL
POZO GUANTA F-28 ............................................................................ 86
4.2.2. RESULTADOS DEL DAÑO TOTAL ENCONTRADO EN EL
POZO GUANTA F-38 ............................................................................ 90
4.3. ANÁLISIS DE LOS POZOS SELECCIONADOS APLICANDOSE LA
TECNOLGÍA DE CAÑONEO TIPO ANCLA EN COMBINACIÓN CON
BAJE BALANCE DINÁMICO .................................................................... 94
x
4.4. ANÁLISIS ECONÓMICO ................................................................ 96
4.4.1. INDICADORES QUE INTERVIENEN EN LA EVALUACIÓN DEL
PROYECTO .......................................................................................... 96
4.4.1.1. Flujo Neto de Caja ............................................................. 96
4.4.1.2. Valor Actual Neto ............................................................... 97
4.4.1.3. Tasa Interna de Retorno .................................................... 98
4.4.1.4. Relación Beneficio-Costo................................................... 98
4.4.2. INGRESOS .............................................................................. 99
4.4.3. EGRESOS ............................................................................. 100
4.4.4. CONSIDERACIONES ............................................................ 101
4.4.5. ANÁLISIS ECONÓMICO DEL POZO GUANTA F-28 ............ 101
4.4.6. ANÁLISIS ECONÓMICO DEL POZO GUANTA F-38 ............ 105
CAPÍTULO V.............................................................................................. 109
5. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES ...................................... 109
5.1. CONCLUSIONES ......................................................................... 109
5.2. RECOMENDACIONES ................................................................. 112
SIMBOLOGÍA ............................................................................................ 113
GLOSARIO DE TÉRMINOS ...................................................................... 116
BIBLIOGRAFÍA .......................................................................................... 120
ANEXOS .................................................................................................... 123
xi
ÍNDICE DE TABLAS
PÁGINA
Tabla 2. 1 Presión diferencial a favor de la formación cuando se punzona . 17
Tabla3. 1 Listado de los pozos del campo Guanta-Dureno ......................... 42
Tabla3. 2 Parámetros Petrofísicos promedios del campo Guanta-Dureno .. 49
Tabla3. 3 Parámetros de fluidos .................................................................. 49
Tabla3. 4 Presiones iniciales, actuales y de burbuja .................................. 50
Tabla3. 5 Reservas certificadas al 31 de Diciembre de 2013 ...................... 51
Tabla3. 6 Pozos cañoneados en el Activo Lago Agrio (2013-2014) ............ 55
Tabla3. 7 Pozos cañoneados con la técnica Tipo Ancla en combinación con
bajo balance dinámico ................................................................................. 56
Tabla3. 8 Relación entre el factor de daño y las permeabilidades de las
zonas virgen y dañada ................................................................................. 57
Tabla3. 9 rs de los pozos cañoneados ......................................................... 59
Tabla3. 10 Penetración de los pozos cañoneados ...................................... 60
Tabla3. 11 Relación entre el radio de invasión y la penetración del pozo
cañoneado. .................................................................................................. 61
Tabla3. 12 Condiciones fluyentes de los pozos cañoneados ...................... 62
Tabla3. 13 Resultados de pruebas de producción de los pozos cañoneados
..................................................................................................................... 63
Tabla3. 14 Parámetros del estrato .............................................................. 63
Tabla3. 15 Parámetros de fluidos ................................................................ 64
Tabla 4. 1 Eficiencia de la productividad de penetración en el pozo Guanta
F-28 ............................................................................................................. 73
Tabla 4. 2 Relación de productividad en función de la penetración del pozo
Guanta F-28 ................................................................................................. 75
Tabla 4. 3 Eficiencia de productividad en función de la densidad de disparos
del pozo Guanta F-28 .................................................................................. 76
Tabla 4. 4 Eficiencia de productividad en función del diámetro del orificio del
pozo Guanta F-28 ........................................................................................ 78
Tabla 4. 5 Eficiencia de la productividad de penetración en el pozo Guanta
F-38 ............................................................................................................. 80
Tabla 4. 6 Relación de productividad en función de la penetración del pozo
Guanta F-38 ................................................................................................. 82
xii
Tabla 4. 7 Eficiencia de productividad en función de la densidad de disparos
del pozo Guanta F-38 .................................................................................. 83
Tabla 4. 8 Eficiencia de productividad en función del diámetro del orificio del
pozo Guanta F-38 ........................................................................................ 85
Tabla 4. 9 Resultados del análisis técnico ................................................... 95
Tabla 4. 10 Inversión inicial ...................................................................... 100
Tabla 4. 11 Producción mensual del pozo Guanta F-28 y costos de
producción ................................................................................................. 102
Tabla 4. 12 Flujo de caja del pozo Guanta F-28 en el escenario realista . 103
Tabla 4. 13 Flujo de caja del pozo Guanta F-28 en el escenario optimista
................................................................................................................... 103
Tabla 4. 14 Flujo de caja del pozo Guanta F-28 en el escenario pesimista104
Tabla 4. 15 Indicadores económicos del pozo Guanta F-28 .................... 104
Tabla 4. 16 Producción mensual del pozo Guanta F-38 y costos de
producción ................................................................................................. 105
Tabla 4. 17 Flujo de caja del pozo Guanta F-38 en el escenario realista .. 106
Tabla 4. 18 Flujo de caja del pozo Guanta F-38 en el escenario optimista 107
Tabla 4. 19 Flujo de caja del pozo Guanta F-38 en el escenario pesimista107
Tabla 4. 20 Indicadores económicos del pozo Guanta F-38 ..................... 108
xiii
ÍNDICE DE FIGURAS
PÁGINA
Figura 2. 1 Penetración de la carga .............................................................. 6
Figura 2. 2 Componentes de una carga hueca ............................................. 9
Figura 2. 3 Secuencia de detonación de la carga hueca ............................ 10
Figura 2. 4 Control de detritos ..................................................................... 12
Figura 2. 5 Parámetros geométricos del disparo......................................... 19
Figura 2. 6 Patrón de agujeros para pistolas fase 0° y 60° ......................... 21
Figura 2. 7 Patrón de agujeros para pistolas fase 30° y 90° ....................... 21
Figura 2. 8 Gráfica de las condiciones de cañoneo .................................... 23
Figura 2. 9 Daño provocado por los disparos.............................................. 25
Figura 2. 10 Sarta de Cañoneo con TCP .................................................... 27
Figura 2. 11 Gráfica de las técnicas de disparos ........................................ 30
Figura 2. 12 Presión v.s Tiempo en bajo balance ....................................... 31
Figura 2. 13 Sistema de pistolas PURE ...................................................... 32
Figura 2. 14 Bajo balance óptimo y eliminación del daño ........................... 34
Figura 2. 15 Componentes dinámicos de las operaciones .......................... 35
Figura 2. 16 Ensamblaje de cañón tipo ancla. ............................................ 36
Figura 2. 17 Sistema de cañoneo con MAXR ............................................. 38
Figura 2. 18 Sistema MAXR+PURE ............................................................ 39
Figura 3. 1 Localización geográfica del campo Guanta-Dureno ................. 41
Figura 3. 2 Mapa estructural al tope Basal Tena ........................................ 43
Figura 3. 3 Mapa estructural al tope U Superior.......................................... 43
Figura 3. 4 Mapa estructural al tope U Inferior ........................................... 44
Figura 3. 5 Mapa estructural al tope T Superior .......................................... 44
Figura 3. 6 Mapa estructural al tope T Inferior ............................................ 45
Figura 3. 7 Mapa estructural al tope Hollín Superior .................................. 46
Figura 3. 8 Columna estratigráfica de la cuenca oriente del Ecuador ......... 47
Figura 3. 9 Mapa Isobárico del reservorio Basal Tena ................................ 52
Figura 3. 10 Mapa Isobárico del reservorio U ............................................ 52
Figura 3. 11 Mapa Isobárico del reservorio T ............................................. 53
Figura 3. 12 Mapa Isobárico del reservorio T ............................................. 53
Figura 3. 13 Declinación de la producción del campo Guanta-Dureno ....... 54
Figura 3. 14 Representación de perfil v.s distancia radial para una zona
dañada ......................................................................................................... 57
xiv
Figura 3. 15 Relación entre la penetración y el radio de invasión ............... 61
Figura 3. 16 Cañón o pistola ideal ............................................................... 68
Figura 3. 17 Eficiencia de productividad V.S Factor adimensional.............. 69
Figura 4. 1 Eficiencia de productividad en función de la penetración del pozo
Guanta F-28 ................................................................................................. 74
Figura 4. 2 Relación de productividad en función de la penetración del pozo
Guanta F-28 ................................................................................................. 75
Figura 4. 3 Eficiencia de productividad en función de la densidad de
disparos del pozo Guanta F-28 .................................................................... 77
Figura 4. 4 Eficiencia de productividad en función del diámetro del orificio del
pozo Guanta F-28 ........................................................................................ 79
Figura 4. 5 Eficiencia de productividad en función de la penetración del pozo
Guanta F-38 ................................................................................................. 81
Figura 4. 6 Relación de productividad en función de la penetración del pozo
Guanta F-38 ................................................................................................. 82
Figura 4. 7 Eficiencia de productividad en función de la densidad de
disparos del pozo Guanta F-38 .................................................................... 84
Figura 4. 8 Eficiencia de productividad en función del diámetro del orificio del
pozo Guanta F-38 ........................................................................................ 86
Figura 4. 9 Comportamiento de la Presión V.S Tiempo en el pozo Guanta F-
28 ................................................................................................................. 87
Figura 4. 10 Daño total en función de la densidad de disparos del pozo
Guanta F-28 ................................................................................................. 88
Figura 4. 11 Daño total en función de la Zona dañada del pozo Guanta F-28
..................................................................................................................... 89
Figura 4. 12 Comparación del daño total entre 2 técnicas diferentes ........ 90
Figura 4. 13 Comportamiento de la Presión V.S Tiempo en el pozo Guanta
F-38 ............................................................................................................. 91
Figura 4. 14 Daño total en función de la densidad de disparos del pozo
Guanta F-38 ................................................................................................. 92
Figura 4. 15 Daño total en función de la Zona dañada del pozo Guanta F-38
..................................................................................................................... 93
Figura 4. 16 Comparación del daño total entre 3 técnicas diferentes ........ 94
xv
ÍNDICE DE ANEXOS
PÁGINA ANEXO 1. A Simple Method for Estimating Well Productivity .................... 123
ANEXO 2. SPAN Rock Perforating Analysis Pozo Guanta F-28 ............... 131
ANEXO 3. SPAN Rock Perforating Analysis Pozo Guanta F-38 ............... 140
ANEXO 4. Procedimiento de completación del pozo Guanta F-28 ............ 150
ANEXO 5. Procedimiento de completación del pozo Guanta F-38 ............ 152
ANEXO 6. Diagrama de completación del pozo Guanta F-28 ................... 154
ANEXO 7. Diagrama de completación del pozo Guanta F-38 ................... 155
xvi
RESUMEN
El presente trabajo consistió en un análisis técnico y económico de la
tecnología aplicada de cañoneo Tipo Ancla en combinación con bajo balance
dinámico en 2 pozos petroleros del campo Guanta- Dureno perteneciente al
Activo Lago Agrio. El objetivo fundamental fue determinar si esta tecnología
brinda buenos resultados en términos de productividad y daño de formación
comparado con otros escenarios de cañoneo, además si dicha productividad
justifica la inversión realizada en términos económicos.
El primer capítulo consta de la introducción al cañoneo y la tecnología
estudiada, objetivo principal y específicos, justificación de la investigación e
idea a defender, además de la metodología y técnicas aplicadas para el
desarrollo del trabajo.
En el segundo capítulo se recopiló información relevante para el desarrollo
del trabajo tal como los parámetros que intervienen en el cañoneo,
parámetros que afectan la productividad de un pozo, se explica a detalle la
diferencia entre los diferentes tipos de bajo balance y su influencia para
disminuir el daño de formación así como las ventajas que representa el
cañoneo con Ancla.
En el tercer capítulo se realiza una breve descripción del campo Guanta-
Dureno, sus características petrofísicas, de fluidos, presiones iniciales,
actuales y reservas del campo, además de la selección de los pozos para el
análisis. Se describe también la metodología usada para el análisis técnico
“A Simple Method For Estimating Well Productivity” (SPE 381848).
En el capítulo 4, se realizó el análisis técnico para determinar la relación y
eficiencia de productividad, que está en función de la penetración, diámetro
del orificio y densidad de disparos en base al método mencionado, se
xvii
incluye los resultados de las simulaciones realizadas con el software SPAN
Rock, de la compañía Schlumberger, para determinar el daño de formación
comparado con otros escenarios de cañoneo y se realizó el análisis
económico para cada pozo en base a los indicadores TIR, VAN, RBC, para
ver si se justifica la inversión con la tecnología aplicada.
Finalmente en el capítulo 5 se muestran las conclusiones y
recomendaciones de la investigación.
xviii
ABSTRACT
This work has consisted in a technical and economic analysis about applied
technology to cannonade anchor type in a combination with underbalanced
dynamic in two oil wells, at Guanta-Dureno field, in the Active Lago Agrio.
The main objective was to determine if this technology provides good results
in terms of productivity and formation damage, compared to other scenarios
of cannonade and also if it justifies the investment productivity in economic
terms.
The first chapter contains an introduction that describes gunfire and the
applied technology, the main objective and specific objectives, justify the
research and the idea tended to be defended, and also the methodology and
techniques that will be used to develop the work.
In the second chapter prominent information was compiled to the
development of work as the parameters involved in the cannonade,
parameters that affect the productivity of a well, the difference between the
different types of low balance is explained and its influence to reduce
formation damage and the advantages of the cannonade with Anchor.
A short description of Guanta-Dureno field has been made in the third
chapter, its petrophysical characteristics, fluid, initial pressures, and reserves
of the field, and also the selection of wells for analysis. The methodology
used for technical analysis "A Simple Method for Estimating Well
Productivity" (SPE 381848) is also described.
In Chapter four it was made a technical analysis to determine the relation and
efficiency of productivity, which is a function of penetration, the hole diameter
and shot density based on the method described above. The results of the
simulations gotten with Schlumberger Company’s software, SPAN Rock to
xix
determine the formation damage compared with other cannonade scenarios
are included. Economic analysis was made for each well based on IRR,
NPV, RBC indicators, to determine if the investment is justified by the applied
technology.
Finally, in chapter 5, conclusions and recommendations of the investigation
are placed.
1
CAPÍTULO I
1. INTRODUCCIÓN
Todo pozo revestido debe ser punzonado para que los fluidos fluyan desde
el subsuelo o sean inyectados en el fondo del pozo. Con el cañoneo se logra
la comunicación efectiva entre el yacimiento y el interior del pozo mediante la
detonación de cargas las cuáles atraviesan la tubería el cemento y la
formación de interés.
Establecer un diseño óptimo es fundamental; tomando en cuenta ciertos
parámetros entre los cuáles tenemos: tipo de cañón, presión, temperatura,
litología de la formación; tipo y características del fluido de perforación y de
completación empleado; y fundamentalmente la diferencia de presión entre
el pozo y la formación.
Seleccionar la mejor y más eficiente tecnología de cañoneo es de gran
importancia ya que de esto dependerá la productividad del pozo y se logrará
un menor número de reacondicionamientos en el futuro, se minimizará el
daño de formación generado por los disparos y se alargará la vida útil del
pozo.
Cabe recalcar que la selección de la mejor técnica se debe combinar con el
diseño de disparos que comprenden ciertos factores como: longitud de
penetración en la formación de interés, cargas, cañones, fase, diámetro de
los orificios, densidad de disparo y el ángulo entre cada uno de ellos.
Con el fin de obtener una mayor productividad o inyectividad del pozo y
minimizar el daño de formación se han realizado estudios sobre la técnica
2
de cañoneo tipo Ancla combinándola con un desbalance de presión para
obtener mejores resultados.
Esta tecnología permite cañonear el pozo y ponerlo inmediatamente en
producción, utiliza un innovador proceso de diseño y equipos especiales
para mejorar significativamente la productividad e inyectividad del pozo.
El control de la diferencia de presión transitoria registrada en un pozo
durante las operaciones de disparos es una de las claves para el logro de
terminaciones de pozos entubados más efectivas.
1.1. PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA
El daño de formación que se genera por el punzonamiento es el principal
problema, este es originado por la presión del impacto del disparo que
traspasa el acero, cemento, formación y fluidos dentro de esta. Como
resultado de dicho impacto se presentan escombros sueltos en los ductos de
los perforados ejecutados, por tanto, el daño debido al cañoneo puede ser
un considerable limitante tanto para la productividad como para la
inyectividad de un pozo.
Los disparos con explosivos pulverizan los granos de roca de la formación
generando una zona triturada de baja permeabilidad en la formación
alrededor de las cavidades de los disparos, facilitando la posibilidad de
migración de finos. Este proceso también deja algunos detritos residuales de
la detonación dentro de los túneles de los disparos. El rebote elástico de la
formación alrededor de los túneles recién creados genera daño por las
vibraciones adicionales de los disparos. (Schlumberger, 2004, pág. 1)
Tanto el daño como los parámetros de los disparos: penetración en la
formación, tamaño del orificio, número de disparos y el ángulo entre los
orificios tienen un impacto significativo sobre la caída de presión en las
cercanías del pozo y por lo tanto sobre la producción. La optimización de
3
estos parámetros y la disminución del daño provocado por los disparos, es
de suma importancia para obtener una buena relación de productividad y
evitar un gran número de intervenciones al pozo en el futuro, nuevas
investigaciones sugieren un desbalance de presión para mitigar este daño
inducido por el cañoneo.
1.2. OBJETIVOS
1.2.1. GENERAL
Analizar técnica y económicamente la tecnología aplicada de cañoneo tipo
Ancla en combinación con bajo balance dinámico en pozos petroleros del
campo Guanta-Dureno.
1.2.2. ESPECÍFICOS
Describir la tecnología de cañoneo Tipo Ancla en combinación con
bajo balance dinámico.
Realizar el análisis técnico en base a la eficiencia de productividad
que está en función de la penetración en la formación, densidad de
disparos y diámetro del orificio.
Realizar el análisis del daño de formación obtenido con la tecnología
de cañoneo aplicada y compararlo con otros escenarios de cañoneo.
Efectuar el análisis económico de los pozos seleccionados en función
de los indicadores económicos Tir, Van y relación beneficio-costo
para verificar si se justifica la inversión con la tecnología de cañoneo
aplicada.
4
1.3. IDEA A DEFENDER
Demostrar que la tecnología aplicada de cañoneo tipo Ancla en combinación
con bajo balance dinámico en pozos petroleros del campo Guanta-Dureno
resulta técnica y económicamente rentable.
1.4. MARCO DE REFERENCIA
La correcta selección de la técnica de cañoneo a utilizarse es de gran
importancia para reducir el daño causado por los disparos y obtener mayor
productividad o inyectividad, además de minimizar las intervenciones del
pozo en el futuro y alargar su vida útil.
Tanto la productividad como la inyectividad del pozo dependen de la caída
brusca de presión en la cara del pozo a lo que se conoce como factor daño.
Con la tecnología de cañoneo tipo ancla se reduce el daño de formación, el
pozo entra en producción inmediatamente después del cañoneo con esto se
logra un ahorro en tiempos y costos de taladro además que no se requiere
de control del pozo después del cañoneo es decir no se requiere fluido de
matado.
Los cañones son depositados en el fondo del pozo y el ancla de fondo
reduce obstrucciones al flujo en caso de no desasentar.
1.5. TÉCNICAS DE INVESTIGACIÓN UTILIZADAS
Revisión de documentación de la tecnología aplicada de cañoneo
Tipo Ancla en combinación con bajo balance dinámico.
5
Análisis e interpretación de información proporcionada (pruebas de
producción, parámetros petrofísicos y de fluidos, costos de
completación de los pozos y del cañoneo realizado).
Simulaciones de penetración a partir del software Span Rock de la
compañía de servicios Schlumberger.
Uso del método “Un simple método para estimar la productividad”
para determinar la relación y eficiencia de productividad.
Visitas técnicas al Activo Lago Agrio.
Consultas personales con técnicos experimentados en el tema.
6
CAPITULO II
2. MARCO TEÓRICO
Una vez terminada la perforación de un pozo, éste queda aislado de la
formación que la rodea por el revestidor y el cemento. El primer punto de
contacto entre el pozo y el reservorio es el cañoneo, el cual se define como
la creación de túneles que penetran el revestidor, cemento, la zona dañada y
la formación.
Figura 2. 1 Penetración de la carga
Baker Hughes, 2012
El objetivo primordial de cañoneo es establecer una comunicación efectiva
entre el reservorio y el pozo. Esto da origen al movimiento de fluidos, lo cual
permite: evaluar arenas productoras, maximizar el caudal de producción del
pozo, obtener el drenaje más eficiente del reservorio.
7
El cañoneo debe ser analizado en el diseño del pozo, ya que puede hasta
afectar el tamaño de revestimiento y los tubulares en el mismo. Al ubicar el
cañón en el pozo, es inevitable realizar la perforación sin causar daño a la
formación adyacente. La precaución con respecto a los explosivos utilizados
en las operaciones de cañoneo es de suma importancia ya que éstos son
peligrosos y pueden ocurrir accidentes si no son manejados
cuidadosamente.
2.1. PUNZONAMIENTO
La operación de punzonamiento (cañoneo) consiste en disparar una pístola
(cañón) cargada con cargas explosivas huecas. En unas pocas decenas de
microsegundos, las cargas huecas son detonadas y las partículas fluidizadas
son expulsadas, formando un chorro de alta velocidad que se desplaza a
velocidades de hasta 8.000 m/s (26.250 pies/s) y creando una onda de
presión que ejerce una presión de 41 Gpa (6 millones de psi) sobre la
formación. El resultado inmediato es la formación de un túnel dejado por el
disparo revestido con una capa de roca dañada por las vibraciones y rellena
con detritos. (Schlumberger, 2009, pág. 4)
A menos que sea removida, la roca dañada impide el flujo de fluido, y los
detritos (roca pulverizada y restos de cargas) pueden taponar el túnel y
obturar las gargantas de los poros. (Schlumberger, 2009, pág. 4)
2.1.1. CAÑONES
Los cañones de perforación son el ensamblaje de un tren explosivo que
consta de varios dispositivos utilizados para iniciar y propagar la detonación
de los explosivos.
El tren explosivo de los cañones esta conformado por:
8
Iniciadores y unidades de retardo
Cordón detonante
Booster
Cargas huecas
2.1.1.1. Iniciadores
Se localizan en la cabeza de disparo y son usados para iniciar la detonación
de los explosivos. No se inician de manera eléctrica sino por percusión,
impacto. El martillo de impacto está forzado a impactar en el tope del
iniciador, este convierte el impacto en una detonación que es transferida al
resto del tren explosivo.
2.1.1.2. Cordón detonante
Es un accesorio de voladura formado por un núcleo central de explosivo
(PETN) recubierto por una serie de fibras sintéticas y una cubierta exterior
de plástico. Este es detonado debido a la onda de choque creada por el
booster y transfiere la onda explosiva a través del ensamblaje del cañón. El
hecho que el cordón detone o deflagre es determinado por la velocidad de la
onda, los cordones detonantes proveen detonaciones para cada carga; los
cordones RDX,HMX y HNS se encuentran en revestimiento flexible.
2.1.1.3. Boosters
Su función es transferir la detonación desde el iniciador hasta el cañón
superior a través de un espacio de aire en conexiones de cañón en tandem.
Se ecuentran doblados hacia adentro de cada extremo del cordón
detonante, si se encuentran doblados de manera incorrecta puede ocurrir
una interrupción en el disparo.
2.1.1.4. Cargas huecas
9
Las cargas huecas o moldeadas constan de cuatro componentes básicos: el
iniciador de la detonación y los explosivos principales, el revestimiento
cónico y un casco como se muestra en la figura 2.2
Figura 2. 2 Componentes de una carga hueca
Casco: Su proposito es mantener la potencia de la detonación de la
detonación, el tiempo suficiente y necesario para que el jet se forme, este
puede ser de diversos materiales tales como acero, zinc o aluminio.
Liner cónico: Es un revestimiento de partículas de metales pulverizados
como el cobre, tungsteno, zinc, plomo y estaño, para incrementar la
penetración y con una densidad suficiente y el gradiente de velocidad
necesaio al jet.
Explosivo principal: Considerado como el componente que libera energía a
altas velocidades que genera la detonación de la carga formando el chorro,
el cuál generará el túnel de disparo.
10
Explosivo primer: Considerado como un explosivo de alta sensitividad y
pureza que actúa como detonador del explosivo principal.
La cavidad cónica y la tubería de revestimiento corta metálica maximizan la
penetración de la tubería de revestimiento de acero, el cemento y la roca. Al
detonar las cargas, el revestimiento colapsa y se forma un chorro de alta
velocidad de partículas de metal fluidizado, las ondas de choque generadas
por los disparos y la presión de alto impacto fragmentan los granos de la
roca, descomponen la cementación de minerales intergranulares y producen
la pérdida de adherencia de las partículas de arcilla, creando una zona
triturada de baja permeabilidad en la formación, alrededor de los túneles de
los disparos. (Schlumberger, 2004, pág. 56)
En la figura 2.3 podemos observar la secuencia de detonación de la carga
hueca en la cual una onda explosiva recorre el cordón de disparo, activa el
detonador y hace estallar el explosivo principal; una detonación avanza en
forma esférica y puede alcanzar presiones de 7.5 MM psi antes de alcanzar
el vértice del liner.
Figura 2. 3 Secuencia de detonación de la carga hueca
Schlumberger, 2009
11
2.2. PARÁMETROS QUE AFECTAN LA EFECTIVIDAD DE
LOS DISPAROS
Varias condiciones deben ser tomadas en cuenta al momento de realizar un
diseño del sistema de cañoneo entre las cuales tenemos:
Obtener todos los datos del pozo y yacimiento.
Determinar el método de cañoneo.
Condiciones del cañoneo.
Seleccionar el tipo de explosivo basado en la carta de exposición
tiempo v.s temperatura (RDX, HMX, HNS, PYX).
Seleccionar el diámetro del cañón.
Es necesario tomar en cuenta los siguientes parámetros que intervienen en
el diseño y ejecución del punzonamiento.
2.2.1. TAPONAMIENTO DE LOS DISPAROS
Los detritos resultantes de las operaciones de disparo constituyen un peligro
para la integridad del pozo y su producción. Los restos de cañones y de las
cargas huecas aumentan el riesgo de aprisionamiento, se acumulan en el
fondo de los pozos verticales, mientras que en los pozos desviados pueden
no alcanzar el fondo o pueden llegar a la superficie y dañar los equipos de
producción.
Mediante el empleo de recubrimientos cónicos elaborados con metal
pulverizado, los residuos mayores han sido eliminados en varias de las
cargas especiales.
Una buena manera de controlar los detritos es mediante un empaque que
evite que estos abandonen el cañón colocándose de la forma más cercana
de acuerdo al tamaño del cañón y la densidad de disparos de tal manera que
12
no se puedan expandir; el confinamiento angosto hace que los cascos se
quiebren en grandes trozos que permanezcan dentro del cañón tal como se
ilustra en la figura 2.4
Figura 2. 4 Control de detritos
Schlumberger, 2009
Los disparos suelen llenarse con roca triturada de la formación, sólidos de
lodo, y detritos de las cargas cuando se dispara en lodo. Estos tapones son
difíciles de remover por el contraflujo. La presencia de partículas
compactadas y trituradas de la formación alrededor de los disparos reduce
aún más la probabilidad de limpiar los disparos.
En formaciones estratificadas, como las constituidas por secuencias de lutita
y arena, un gran número de disparos permanecen taponados y pueden
evitar que se drenen algunas zonas específicas cuando están taponadas, de
13
esta manera se puede obtener datos erróneos de daño de formación, índice
de productividad a partir de malas pruebas de presión.
2.2.2. COSTO
Los costos de manera general son más bajos cuando se usan bajas
densidades de disparo. El empleo de cañones selectivos puede ahorrar un
tiempo apreciable en las intervenciones en que se tienen zonas productoras
separadas por intervalos no productores. El empleo de cañones que se
corren a través de la tubería de producción puede frecuentemente permitir el
ahorro de tiempo, si la tubería de la producción está abierta en su extremo y
situada arriba de las zonas que serán disparadas. Para el caso de cañones
anclados el pozo entra en producción después del cañoneo por lo que se
ahorra tiempo y costos de taladro.
2.2.3. DAÑOS DEL CEMENTO Y EL CASING
La energía que no se emplea al detonar las cargas es absorbida por los
cañones con cargador de tubo lo cual evita que el cemento se resquebraje y
también que existan grietas en el casing. Con el uso de los cañones a bala
convencionales no se daña mucho el revestidor. Al disparar con un claro
igual a cero se tiende a eliminar las asperezas dentro del revestidor. Los
cañones a chorro con cargas expuestas, como las de tipo encapsuladas o en
tiras, pueden causar la deformación, fracturamiento y ruptura de la tubería
de revestimiento, así como un notable agrietamiento del cemento el cuál se
ve afectado por la cantidad de explosivo, densidad de disparos, diámetro del
casing, grado de adherencia del casing al cemento y de la masa resistencia.
2.2.4. MEDICIÓN DE LA PROFUNDIDAD
14
El registro localizador de collares (CCL) se utiliza para determinar la
profundidad con respecto a las formaciones a la que se va a disparar con los
cañones, usando registros radioactivos.
La marca radioactiva que consiste en una sustancia radioactiva, la cual es
detectada por el registro de gamma ray, es un identificador de profundidad el
cual se coloca en la rosca de una lastra barrena seleccionado como un
puente de referencia para punzonar.
2.2.5. PENETRACIÓN CONTRA EL DIÁMETRO DEL ORIFICIO
A pesar de que una mayor penetración puede ser obtenida sacrificando el
tamaño del agujero. Cuando se perforan tuberías de revestimiento de alta
resistencia y de pared gruesa, o formaciones densas de alta resistencia,
probablemente se requiera una penetración máxima aun cuando el tamaño
del agujero sea reducido hasta 0,4 pulgadas. (Díaz, Sánchez, 2007, pág. 22)
2.2.6. USO DE FLUIDOS LIMPIOS
El cañoneo maximizará la productividad del pozo en formaciones de arena y
carbonato con una presión de formación mayor que la presión estática,
además es necesario tener un período de limpieza en los cañoneos. Si el
pozo está cerrado hay que recuperar los cañones antes de completar la
limpieza de todos los disparos; debido a un asentamiento de sólidos en el
pozo muchos disparos podrán permanecer taponados durante el período de
cierre. (Díaz,Sánchez, 2007, pág. 13)
2.2.7. RESISTENCIA Y COMPRESIÓN DE LAS ARENAS
Conocer las características petrofísicas de la formación nos da una gran
ventaja al conocer la situación en la que se realizará el disparo además de
determinar hasta qué punto se realizará el trabajo a satisfacción; existen dos
15
tipos de formaciones que se deben tomar en cuenta estas son compactadas
y no compactadas.
2.2.7.1. Arenas compactadas
Su grado elevado de compactación reduce la porosidad, por causa de los
sedientos superpuestos. La compresibilidad de las areniscas es muy
reducida
(3*10-7 psi-1) por su parte las lutitas pueden ser reducidas a una pequeña
parte de su volumen original al tiempo de sedimentación.
2.2.7.2. Arenas no compactadas
Son consideradas débiles, los disparos no se realizan a hueco abierto, por
lo que el disparo que traspasa el casing y el cemento es la última grieta en
donde se situaría la formación.
Otros factores influyentes en los disparos en arenas no compactadas son la
tensión efectiva, el desbalance, la distancia entre los disparos adyacentes y
los fluidos en los espacios porosos.
Cuando se dispara en arenas no compactadas los túneles de los disparos no
están definidos ya que el objetivo de disparar en arenas consolidadas es
disminuir la caída brusca de presión en el hueco relleno de arena, casing y
en el cemento; se sabe además que la acumulación de detritos y finos
perjudican a la permeabilidad y por tanto la capacidad de flujo.
Por medio del tiempo de propagación del sonido a través de la arena o
también llamado tiempo de tránsito (TT) se puede determinar si una arena
es compactada o no compactada. (Chila, 2012, pág. 15)
2.2.8. DENSIDAD DE DISPAROS
16
Número de disparos por pie. Este término se utiliza para describir la
configuración de las pistolas o cañones de disparo o la colocación de
disparos y se abrevia con frecuencia como dpp (disparos por pie). Un
ejemplo sería una pistola o cañón de tubería de revestimiento de 6 dpp.
Depende de la tasa de producción requerida, la permeabilidad de la
formación y la longitud del intervalo penetrado; en pozos de alta producción
tanto de petróleo y gas generalmente son adecuados de 4-5 dpp de 0.5
pulgadas mientras que para pozos de baja producción es adecuado utilizar
1-2 dpp.
2.2.9. EFECTO DE LA PRESIÓN DIFERENCIAL
Si el disparo es realizado en lodo, con una presión diferencial a favor del
pozo, los disparos se llenan con partículas sólidas de lodo de la formación y
detritos de las cargas. Este taponamiento muchas veces es permanente y
reduce la productividad del pozo.
A pesar de disparar en fluidos limpios tales como aceite o agua que tienen
altos ritmos de filtrado, los detritos procedentes de las arcillas, residuos de
las cargas, o de otro tipo, pueden causar taponamiento de los disparos y un
daño profundo en la formación. Las formaciones con permeabilidad de 250
md o mayores, dejan que las partículas de tamaño de las arcillas se muevan
hacia los poros de la formación causando un daño muy severo.
Si los disparos se efectúan con una presión diferencial a favor del yacimiento
y con fluidos limpios, se ayuda a obtener una buena limpieza de los
disparos. Este es el método preferido de areniscas y carbonatadas como se
muestra en la tabla 2.1.
17
Tabla 2. 1 Presión diferencial a favor de la formación cuando se
punzona
CONDICIONES DEL RESERVORIO
Presión Diferencial (PSI)
POZOS DE PETROLEO
POZOS DE GAS
ARENAS NO CONSOLIDADAS 300-500 300-500
ARENAS CONSOLIDADAS
Permeabilidad de la formación Presión Diferencial (PSI)
mayor que 100 Md 500 1000
Desde 100 hasta 10 Md 500-1000 2000
Menos que 10 mD 1000-2000 2000
CARBONATOS
Permeabilidad de la formación Presión Diferencial (PSI)
mayor que 250 Md 500 500
Desde 100 a 250 mD 750 1000
Menor que 100 mD 1000 2000
Menor que 10 mD 2000 2000
Chila K, 2012
2.3. PARAMETROS QUE AFECTAN LA PRODUCTIVIDAD DE
UN POZO
El índice de productividad permite evaluar la potencialidad de un pozo y está
representado por la ecuación 2.1:
(2. 1)
18
Donde:
J = Índice de productividad
Q = Tasa de producción, BPD
PWS = Presión de cierre de fondo, psi
PWF = Presión de fondo fluyente, psi
En ciertas zonas puede ser difícil determinar el índice de productividad, por
lo tanto el efecto del diseño del sistema de cañoneo como son la
penetración, fase, densidad, diámetro del agujero, pueden ser evaluados
usando la relación de productividad.
(2. 2)
Los parámetros fundamentales que afectan la productividad del son:
a) Factores geométricos del disparo.
b) Presión diferencial al momento del disparo.
c) Efecto del Daño.
Los dos primeros factores que afectan la productividad pueden ser
controlados durante el diseño del disparo. En consecuencia, con el análisis
de las condiciones del pozo y la selección del sistema de cañoneo
adecuado, es posible obtener una buena relación y eficiencia de la
productividad. (Chila, 2012, págs. 21-22)
2.3.1. PARÁMETROS GEOMÉTRICOS DEL DISPARO
19
Para obtener disparos efectivos estos deben atravesar el daño inducido por
la perforación y la invasión del fluido en el pozo. El rendimiento de las cargas
se está definido por tamaño del orificio de entrada en el casing y la longitud
del túnel.
La productividad del pozo además del daño de formación está regida por los
siguientes factores:
Penetración.
Diámetro del orificio
Densidad de disparos.
Orientación angular entre perforaciones.
Otros factores que pueden ser importantes en casos especiales son:
Penetración parcial, desviación del pozo radio de drenaje y relación de
permeabilidades verticales y horizontales (anisotropía).
Figura 2. 5 Parámetros geométricos del disparo
Schlumberger, 2009
20
2.3.1.1. Penetración de las cargas huecas en la formación
Los disparos deben atravesar el daño inducido por la perforación y la
invasión de los fluidos. Una regla práctica para establecer una efectiva
conexión con la roca no dañada es lograr una penetración profunda, que
atraviese al menos el 50% del daño.
2.3.1.2. Diámetro a la entrada de la perforación
Cuando el chorro entra en el revestimiento rumbo a la formación crea una
perforación circular. El diámetro de este agujero en el revestimiento es el
diámetro de la perforación. Las cargas (BH) crean diámetros de perforación
mayores que las (DP), esto hace que los trabajos de fracturamiento o los
empaques con grava resulten más exitosos.
2.3.1.3. Densidad de disparo
La densidad de disparo juega un papel importante ya que su aumento
reduce el daño provocado por los disparos y los pozos producen a
presiones inferiores. Si los reservorios tienen un grado alto de anisotropía
(relación entre permeabilidad vertical y horizontal) la densidad de disparos
debe ser elevada. Mientras el factor daño se aproxima a cero, la densidad de
disparos tiene una mayor importancia
2.3.1.4. Orientación angular entre perforaciones (fase)
El ángulo medido entre las cargas disparadas es definido como fase. Estas
fases son normalmente 0°, 45°,60°, 90° y 120° como se muestra en la Figura
2.6 y 2.7, sin embargo actualmente existen fases especiales como las de +/-
10 las cuales son seleccionadas en caso que la operación lo amerite.
21
Figura 2. 6 Patrón de agujeros para pistolas fase 0° y 60°
Ingeniería Pemex, 2009
Figura 2. 7 Patrón de agujeros para pistolas fase 30° y 90°
Ingeniería Pemex, 2009
La orientación de las cargas reduce la caída brusca de presión cerca de la
cara del pozo al proporcionar conductos de flujo en todas sus caras. Para
formaciones naturalmente fracturadas, la orientación múltiple de las cargas
de penetración profunda permite interceptar un mayor número de fracturas.
22
2.3.2. PRESIÓN DIFERENCIAL AL MOMENTO DEL DISPARO
Es definida como la diferencia de presión entre la presión que ejerce la
columna hidrostática a la profundidad de la arena cañoneada y la presión de
formación de dicha arena. En operaciones de cañoneo la columna debe ser:
salmuera, petróleo o diesel.
2.3.2.1. Sobre balance o diferencial de presión positiva
El sobre balance hace referencia a que la presión de la columna hidrostática
ejercida por el fluido de completación es mayor que la presión de la
formación y por lo tanto se obtiene un diferencial de presión positivo. Esta
técnica de disparo permite que las operaciones de cañoneo del pozo se
mantengan estáticas, así se controla la arremetida de fluidos por parte del
reservorio.
Usualmente se producen taponamientos de algunas de las perforaciones
Debido a que el lodo es fundamentalmente un fluido de control de
perforación y por lo tanto causa obstrucción del flujo. Normalmente, el daño
causado por el lodo es parcialmente irreversible. Es decir, aunque se
realicen operaciones para reducir la columna hidrostática (suabeo), es
prácticamente imposible obtener una limpieza total de las perforaciones.
2.3.2.2. Balance
Hace referencia a que el cañoneo debe realizarse con la presión de tubería
igual a la presión de poros; la técnica no provee una adecuada limpieza de
las perforaciones, pero si evita que el fluido de completación no produzca
daño a la formación. En pozos cañoneados a través de revestidor el
cañoneo en balance, no es una operación segura, debido a la ausencia
dentro del pozo, lo cual impediría controlar una eventual arremetida de la
formación, posibilidad siempre latente en operaciones de completación.
23
2.3.2.3. Bajo balance o diferencial de presión negativo
El bajo balance hace referencia a que la presión de la columna hidrostática
a la profundidad de la arena cañoneada es menor que la presión de la
formación y por lo tanto se obtiene un diferencial de presión negativo.
El punzonamiento óptimo se obtiene con un diferencial de presión negativo y
utilizando fluidos limpios libres de sólidos. Según la teoría convencional el
flujo instantáneo originado por una reducción de la presión de poro en la
región vecina al pozo mitiga el daño de la zona triturada y barre la totalidad o
parte de los detritos que se encuentran en los túneles de los disparos.
En la figura 2.8 se muestran las diferentes condiciones de cañoneo
Figura 2. 8 Gráfica de las condiciones de cañoneo
Schlumberger, 2009
24
2.4. EFECTOS DEL DAÑO PRODUCIDO POR EL PROCESO
DE CAÑONEO
La mayoría de los pozos reducen su permeabilidad cerca del borde del pozo
como resultado de las operaciones de perforación o completación. En la
práctica se observa que existe una caída de presión adicional entre el pozo y
el yacimiento, condición esta que causa una disminución en el potencial de
producción del pozo. Esta restricción al flujo es conocida como efecto daño.
(Valencia, 2011, pág. 21)
2.4.1. DAÑO A LA FORMACIÓN
Es el daño causado durante las operaciones de perforación, terminación,
reacondicionamiento, producción o inyección. Los movimientos hacia afuera
o adentro de la formación puede causar daño en los canales de flujo,
especialmente los tipos de daños causados por sólidos de cemento
prelavado, residuos de carga durante el cañoneo, y sólidos de fluidos de
terminación, bloques de emulsión, precipitados de acidificaciones, residuos
de material de fractura, parafinas, asfaltos, costras y otros sólidos. (Misle,
2011, pág. 62)
2.4.1.1. Daño producido por el proceso de cañoneo
Debido al chorro de las cargas huecas se crea una zona de permeabilidad
reducida alrededor de los túneles de los disparos. Las presiones de la onda
de vibración pulverizan la roca adyacente, fractura los granos de la matriz,
quiebran la cementación intergranular y despegan las partículas de arcilla.
La fragmentación de la formación alrededor de los disparos daña la
permeabilidad en sitio tal como se muestra en la figura 2.9
25
Figura 2. 9 Daño provocado por los disparos
Schlumberger, 2007
2.5. TRANSPORTE DE CAÑONES
Cargas explosivas, cordón detonante, estopín y porta cargas son las partes
de las cuales consisten el sistema de cañoneo. Esta cadena explosiva
contiene una serie de componentes de sensitividad y tamaño diferente y
puede ser bajado con cable o tubería.
2.5.1. CAÑONES BAJADOS CON CABLE (WIRELINE)
Wireline o sistema de punzonamiento bajado con cable puede usarse antes
de introducir la tubería de producción o después de introducirla.
Efectuar el disparo antes de bajar la tubería genera una ventaja; está es que
se pueden emplear cañones de diámetro más grande, generando un disparo
más profundo.
26
Los componentes explosivos son montados en un portacargas el cuál puede
ser un tubo, una lámina o un alambre. Los portacargas se clasifican en:
recuperables, desechables y semidesechables.
Recuperables: Los residuos de los explosivos y lámina portadora son
recuperados y prácticamente no queda basura en el pozo.
Desechables: En los cañones desechables, los residuos de las cargas,
cordón, estopín y el sistema portador (Lámina, alambre, uniones de cargas)
se quedan dentro del pozo dejando una considerable cantidad de basura.
Semi-desechable: Este sistema es similar al desechable con la ventaja de
que la cantidad de residuos dejados en el pozo es menor, ya que se
recupera la porta cargas.
2.5.2. CAÑONES BAJADOS CON TUBERÍA DE PRODUCCIÓN TCP
En el punzonamiento con TCP (Tubing Conveyed Perforating), el cañón se
transporta en el extremo inferior de la tubería eductora. Junto a esta se mete
una empacadura, la cual debe ser asentada antes de iniciar la operación de
punzonamiento.
La ventaja de este método consiste en poder utilizar un diferencial de
presión negativo y al mismo tiempo usar un cañón grande con
características semejantes a las de los cañones recuperables, pero que
eventualmente pueden ser desechables. Además de este método se
obtiene: alta densidad de disparos y fases óptimas.
Para permitir el flujo de los fluidos del reservorio hacia el tubing es usado el
tope de cabeza de disparos. El packer de producción es colocado por
encima de la salida de los fluidos de la formación. El ensamblaje es bajado
dentro del pozo al final de la sarta de tubería de producción. La sarta es
27
colocada en la profundidad deseada usualmente con un detector de Gamma
Ray.
Luego de posicionar los cañones, se asienta la empacadura y el pozo es
alistado para la producción. Se debe establecer la correcta condición de
bajo-balance dentro del tubing. Una vez que se disparan los cañones, los
fluidos de la formación fluyen hacia el pozo ayudando en la limpieza de las
perforaciones. De acuerdo a la situación, los cañones serán retirados o
dejados en el fondo del pozo, en la figura 2.10 se puede observar el
ensamblaje de la sarta de cañoneo con TCP.
Figura 2. 10 Sarta de Cañoneo con TCP
Schlumberger, 2006
Varios son los beneficios que se pueden obtener con este método de
cañoneo entre los cuáles tenemos: orificios limpios, profundos y simétricos,
ya que permite utilizar cañones de mayor diámetro, cargas de alta
penetración, alta densidad de disparos, sin límites en la longitud de
28
intervalos a cañonear en un mismo viaje; combinado con un diferencial de
presión a favor de la formación en condiciones dinámicas al momento mismo
del cañoneo, el cual permite eliminar el daño creado por la perforación, la
cementación y el cañoneo, utilizando para ello la misma energía del
yacimiento.
El hecho de que sean buenos los parámetros geométricos del disparo
combinados con un diferencial de presión a favor de la formación, nos
permite obtener una relación de productividad óptima (producción real vs.
producción teórica), aún después de haberse taponado la mitad o las
terceras partes de los orificios cañoneados.
Es más efectivo el control de arena usando perforaciones compatibles con
los agentes divergentes usados. Mientras mayor sea el cañón, mayor será el
diámetro máximo de las perforaciones y la penetración.
Se puede reducir notablemente el tiempo de operación en intervalos de
cañoneo grandes en relación con el tiempo empleado en operaciones de
cañoneo convencionales, que en este caso requiere de múltiples bajadas,
cuando se cañonea con diferencial de presión negativo.
Existe una gran seguridad cuando se emplea este método de cañoneo, ya
que cuando se baja el cañón adaptado a la tubería también se usa el equipo
de control de presiones en el cabezal del pozo.
La relación de productividad, es una función directa de los parámetros que
intervienen en la eficiencia del cañoneo en conjunto con las características
del yacimiento. En yacimientos de baja porosidad y permeabilidad esta
relación se hace más importante, especialmente durante la perforación por la
invasión del lodo.
29
2.6. TECNOLOGÍA APLICADA DE CAÑONEO
Como la presente investigación se basa en la aplicación de tecnología que
usa el bajo balance se procederá a describir los diferentes tipos de bajo
balance y luego se describirá la tecnología aplicada de cañoneo
seleccionada para el desarrollo del presente trabajo.
.
2.6.1. SISTEMA DE DISPAROS EN BAJO BALANCE
El sistema de disparos en bajo balance hace referencia a los disparos en el
cual la presión en el pozo es menor que la presión en la formación; una
mayor producción es obtenida cuando se utiliza adecuadamente esta
técnica, además, se crea un ambiente donde el flujo de fluido que proviene
de la formación al pozo se da inmediatamente esto genera una mayor
ventaja en comparación con el sobre balance en el pozo donde los fluidos de
la formación y los residuos producidos por los disparos continuarán en la
formación.
La presión diferencial creada en el pozo al momento de los disparos ayuda a
limpiar las perforaciones y a remover los escombros generados por los
disparos. Los factores que intervienen para tener la condición de bajo
balance que permita la remoción y limpieza de los escombros son: la
permebilidad del reservorio y el tipo de fluido.
2.6.1.1. Bajo balance estático
En este tipo de bajo balance la presión del pozo está por debajo de la
presión del reservorio. La detonación de la carga es indicada por el pico de
la presión, esta retorna a un estado de bajo balance hasta lograr un
equilibrio entre la presión cercana al pozo y la presión del pozo.
30
2.6.1.2. Bajo balance dinámico
La ejecución de disparos en condiciones de bajo balance dinámico se refiere
a la tecnología y la metodología que crea codiciones de bajo balance
después de la detonación de las cargas huecas.
La presión estática inicial puede encontrarse en bajo balance, balance o
sobrebalance. Esta caída de presión es el efecto de la igualación de la
presión en la cara del pozo y sus alrededores con la presión atmosférica
dentro de las secciones de cañones y de espaciadores. Este efecto
instantaneo puede ir de unos milisegundos a unos cuantos segundos,
limpiado el túnel perforado al disparar los cañones ofreciendo mejor
conectividad pozo-yacimiento. (Pozo, 2013, pág. 40).
En la figura 2.11 podemos observar la penetración de los diferentes tipos de
bajo balance comparados con el sobre balance y en la figura 2.12 podemos
ver la variación de presión con respecto al tiempo y la remoción del daño en
los diferentes tipos de bajo balance.
Figura 2. 11 Gráfica de las técnicas de disparos
Schlumberger, 2009
31
Figura 2. 12 Presión v.s Tiempo en bajo balance
Schlumberger, 2012
2.6.2. TECNOLOGÍA DE CAÑONEO EN CONDICIONES DE BAJO
BALANCE DINÁMICO (PURE)
Esta tecnología de bajo balance dinámico utiliza diseños de disparos
específicos, cargas huecas especiales y configuraciones de cañones
adecuados con el fin de explotar los cambios rápidos producidos en las
presiones que se desarrollan entre los cañones, el pozo y el reservorio a los
pocos cientos de milisegundos de producir la detonación de las cargas; de
esta manera se genera un bajo balance de presión transitoria a partir de un
bajo balance o sobre balance modesto de presión estática.
Además genera túneles de disparos limpios, optimiza los resultados
obtenidos mediante cargas de penetración extra-profunda. Medidores de
fondo de pozo, con velocidades de muestreo de datos extremadamente
rápidas son usados para captar los datos de presiones transitorias en el
campo y así poder verificar la diferencia de presión dinámica.
32
Parámetros de diseño de operaciones y equipo PURE especiales son
usados para crear la condición de bajo balance dinámico se combinan.
Tanto las cargas estándar como las cargas huecas PURE se colocan en la
sarta de pistolas como se muestra en la figura 2.13. La condición de bajo
balance dinámico se genera cuando estas cargas perforan agujeros muy
grandes en los sitemas de transporte y establecen un grado de
comunicación máxima entre el pozo y la sarta de pistolas, pemitiendo así el
rápido flujo de fluido hacia el interior de la pistola. (Schlumberger, 2009, pág.
10).
Figura 2. 13 Sistema de pistolas PURE
Schlumberger, 2009
El revestidor no es penetrado por las cargas PURE. Un transportador de
pistolas que contiene las cargas convencionales y las cargas huecas PURE
no posee el volumen interno suficiente para crear un bajo balance dinámico
de presión suficiente para causar la falla de la roca dañada, y luego sostener
el influjo el tiempo suficiente para limpiar los túneles de disparos, por ello al
arreglo se le agregan las cámaras PURE cargadas solamente con cargas
33
PURE, que sean necesarias para crear un grado adicional de caída de
presión e influjo.
Estas cargas se disparan al mismo tiempo que el resto de la sarta de
pistolas para lograr un efecto máximo, estas cámaras se colocan lo más
cerca posible de los disparos recién abiertos. Su función es que en el
instante en que se ejecuta el disparo se activa absorbiendo la mayor
cantidad de residuos que se originan en el punzado lo que garantiza una
mayor limpieza de las perforaciones y mejora índices de productividad.
(Schlumberger, 2009)
2.6.2.1. Bajo balance dinámico óptimo y eliminación del daño
producido por los disparos
Una vez que la carga ha sido detonada, los chorros de alta velocidad de los
disparos generan túneles en la formación. Los diseños PURE manipulan las
condiciones de pozo y los parámetros de las pistolas para crear de inmediato
un bajo balance óptimo a lo largo de un intervalo disparado.
La falla por tracción de la zona triturada alrededor de los túneles de los
disparos y el flujo inicial desde la formación eliminan el daño inducido y los
escombros residuales. En la figura 2.14 se pueden ver el proceso de
limpieza de los túneles hasta obtener uno totalmente limpio sin residuos ni
escombros. (Schlumberger, 2007, págs. 23-24)
34
Figura 2. 14 Bajo balance óptimo y eliminación del daño
Schlumberger, 2007
Como se observa en la figura 2.15 (centro a la derecha) un incremento inicial
de la presión del pozo resultante de la detonación de las cargas es seguido
por una rápida declinación de la presión creada por el influjo de fluidos hacia
el interior del transportador de pistolas vacío (centro a la izquierda). La roca
de la zona triturada falla y cae dentro del túnel de disparo. Luego, el flujo del
yacimiento (flechas negras) transporta esta roca fallada junto con los detritos
de las cargas hacia el interior del pozo y los transportadores vacíos (flechas
verdes). El resultado final es un túnel agrandado con características de flujo
mejoradas. (Schlumberger, 2009, pág. 11)
35
Figura 2. 15 Componentes dinámicos de las operaciones
Schlumberger, 2009
2.7. TECNOLOGÍA DE CAÑONEO TIPO ANCLA (MAXR)
Esta tecnología de cañoneo fue diseñada básicamente para anclar cañones
al casing frente a la zona de interés. Se puede correr en el pozo ya sea con
cable eléctrico o con tubería, este sistema ha sido empleado tanto en
levantamiento con bombeo eléctrico sumergible como en levantamiento
Power Oil.
Los cañones con anclaje permiten perforar en condiciones de desbalance de
presión, también es usado en completaciones convencionales donde los
cañones se corren en el pozo antes de bajar la completación final. (Pozo,
2013, pág. 41)
36
Figura 2. 16 Ensamblaje de cañón tipo ancla.
Brito M. (2013).
Una vez que los equipos son bajados hasta la profundidad deseada, los
cañones son anclados y están listos para ser detonados de acuerdo a las
condiciones de bajo balance estático o dinámico requerido por los ingenieros
de campo para un mejor trabajo.
Se debe correr la completación y el sistema de bombeo electrosumergible
debe estar probado ya que una vez cañoneado el pozo no se podrá detener
la producción del mismo, a menos que se lo cierre.
Entre las ventajas de la tecnología de cañoneo tipo ancla tenemos que se
reduce el daño de formación, el pozo entra en producción inmediatamente
después del cañoneo con esto se logra un ahorro en tiempos y costos de
taladro además que no se requiere de control del pozo después del cañoneo
es decir no se requiere fluido de matado.
37
Los cañones son depositados en el fondo del pozo y el ancla de fondo
reduce obstrucciones al flujo en caso de no desasentar.
Además los cañones no están expuestos a la temperatura de fondo por un
largo tiempo, se pueden utilizar explosivos de baja temperatura que
usualmente son más costosos.
Entre las desventajas tenemos que no se debe usar está técnica en pozo en
los cuáles la distancia desde la base de la zona de interés hasta el fondo del
pozo es muy pequeño, ya que la herramienta que cae al fondo podría
interferir a la zona productora disminuyendo la producción.
Además tiene restricciones cuando se desea realizar disparos de diferentes
zonas simultáneamente, ya que al tener que mantenerse anclados los
cañones solamente pueden soportar un peso equivalente a 30 pies de la
herramienta con cañones. Para una longitud mayor a esta no se puede usar
esta técnica.
2.7.1. PROCEDIMIENTO DEL SISTEMA DE CAÑONEO CON MAXR
Correr la sarta de cañoneo comprendida por: los cañones junto con el
sistema de anclaje.
Realizar la correlación y ubicación de la sarta de disparos en la
profundidad deseada para su asentamiento o anclaje.
Bajar la sarta de completación del pozo (puede ser BES o Power Oil
PPH), con la bomba respectiva.
Armar el cabezal de producción y líneas de flujo.
38
Probar rotación de la bomba.
Activar la cabeza de disparo; aquí se crea un bajo balance de presión
con el uso de la bomba.
Esperar la detonación de los cañones; en este momento se
desasienta la sarta de disparo y cae al fondo del pozo.
Arrancar la bomba y el sistema de producción del pozo. (Pozo, 2013,
págs. 41-42)
En la figura 2.17 podemos observar el sistema de cañoneo con MAXR
Figura 2. 17 Sistema de cañoneo con MAXR
Schlumberger, 2009
39
2.8. TECNOLOGÍA DE CAÑONEO TIPO ANCLA EN
COMBINACIÓN CON BAJO BALANE DINÁMICO
(MAXR+PURE)
Una solución muy eficiente y eficaz en términos de productividad y costos es
la combinación de las tecnologías MAXR+PURE ya que se utilizan pistolas
adecuadas al diámetro de la tubería de revestimiento y le da al yacimiento la
posibilidad de responder ante la mejor condición inicial de flujo: Bajo balance
estático inicial, Bajo Balance Dinámico, alta penetración y flujo inmediato del
yacimiento.
Se bajan las pistolas con cable o tubería y un colgador de pistolas MAXR,
para luego bajar la terminación de producción del pozo y producir.
El sistema MAXR+PURE se dispara una vez que el aparejo y el árbol de
producción han sido instalados en el pozo. Cuando se activa la cabeza de
disparo el colgador de pistolas MAXR se desancla y cae al fondo del pozo,
permitiendo libre acceso para futuras operaciones de cable o TF.
(Fernandez, Villarreal, Hernández, 2013).
Figura 2. 18 Sistema MAXR+PURE
Schlumberger, 2013
40
CAPÍTULO III
3. METODOLOGÍA
3.1. ANTECEDENTES DEL CAMPO GUANTA-DURENO
El campo Guanta – Dureno, fue descubierto por Texaco – Gulf, mediante la
perforación del pozo exploratorio Dureno – 01, que alcanzó una profundidad
de 10292’, en el mes de Julio de 1969, e inició su desarrollo productivo en el
año 1984. Las pruebas iniciales del pozo, en Septiembre de 1984 dieron en
la arena “T”: 799 BPPD; 343 BAPD y 32° API.
El pozo Guanta – 01, se perforó el 15 de Diciembre de 1985 y se completó el
11 de Febrero de 1986, con una producción 6261 BPPD, de los reservorios
“T” (1968 BPPD, 29° API), “U” (3576 BPPD, 30° API) y una producción
menor de Hollín Inferior y Superior (717 BPPD, 29° API), este último pozo
determinó que los yacimientos forman parte de un solo campo.
3.1.1. LOCALIZACIÓN GEOGRÁFICA
El Campo Guanta - Dureno, está localizado al Noroeste de la región
Amazónica Ecuatoriana, en la provincia de Sucumbíos, al Sur Oeste del
Campo Parahuacú y a unos 15 Km., en dirección Sur Este del Campo Lago
Agrio, alineado con el Play petrolero de los campos Tiguino, Cononaco,
Auca, Sacha, palo Azul – Palo rojo y Charapa, con una dirección preferencial
Norte – Noreste, este Play petrolero, entrampan hidrocarburos en las
secuencias detríticas de las formaciones Hollín, Napo y Tena.
41
Figura 3. 1 Localización geográfica del campo Guanta-Dureno
Petroamazonas EP, 2014
3.1.2. GENERALIDADES
En el Campo Guanta – Dureno se han perforado 44 pozos, de los cuales 21
se encuentran en producción de petróleo.
Existen 2 pozos Reinyectores de agua de formación (Guanta-007 y Guanta-
008 S1).
En la tabla 3.1 se detalla el listado de los pozos.
42
Tabla3. 1 Listado de los pozos del campo Guanta-Dureno
CAMPO GUANTA-DURENO
PR
OD
UC
IEN
DO
EV
ALU
AN
DO
CE
RR
AD
OS
AB
AN
DO
NA
DO
S
ES
PE
RA
N A
BA
ND
ON
O
RE
INY
EC
TO
RE
S
ES
P C
& P
. IN
ICIC
ALE
S
EN
W.O
.
W.O
. S
US
PE
ND
IDO
EN
C&
P. I
PE
RF
OR
AN
DO
PE
RF
. S
US
PE
N.
TO
TA
L
19 2 16 2 0 2 1 1 0 0 1 0 44
Petroamazonas EP, 2014
3.2. GEOLOGÍA DEL CAMPO GUANTA-DURENO
La Estructura del Campo Guanta - Dureno, está definido como un anticlinal
asimétrico de rumbo aproximado Norte-Sur, limitado al Este por un grupo de
fallas inversas de Orientación NNE-SSW, que cortan toda la sección
cretácica de forma casi vertical, haciéndose lístricas en profundidad. Estas
fallas controlan y estructuran el campo en el flanco Este, dividiéndolo en dos
sectores Norte y Sur.
La producción del campo Guanta-Dureno es esencialmente de las arenas
Napo U y T, pero tiene como potencial reservorio a Hollín Superior y a Basal
Tena.
El desarrollo ha sido en el bloque levantado de las fallas principales que
limitan al Campo por el Este, mientras que por el Oeste, Norte y Sur, el límite
está definido por los contactos agua-petróleo para los reservorios U, T y
Hollín Superior.
43
En las figuras 3.2, 3.3, 3.4, 3.5, 3.6, 3.7; se muestran los mapas
estructurales al tope de las arenas Basal Tena, U Superior, U Inferior, T
Superior, T Inferior, Hollín Superior, respectivamente.
Figura 3. 2 Mapa estructural al tope Basal Tena
Petroamazonas Ep, 2014
Figura 3. 3 Mapa estructural al tope U Superior
Petroamazonas Ep, 2014
44
Figura 3. 4 Mapa estructural al tope U Inferior
Petroamazonas Ep, 2014
Figura 3. 5 Mapa estructural al tope T Superior
Petroamazonas Ep, 2014
46
Figura 3. 7 Mapa estructural al tope Hollín Superior
Petroamazonas Ep, 2014
3.3. COLUMNA ESTRATIGRÁFICA
Para conocer de mejor manera las estructuras del campo Guanta-Dureno,
en la figura 3.8 se muestra la columna estratigráfica de la cuenca oriente del
Ecuador.
48
3.4. RESERVORIOS PRINCIPALES
El campo Guanta-Dureno tiene los siguientes reservorios:
Reservorio Productivos Principales:
Formación Napo: U INFERIOR con 32,5° API
Formación Napo: T INFERIOR con 32,1° API.
Reservorios Productivos Secundarios:
Formación Tena: Basal Tena con 27,5° API.
Formación Napo: U SUPERIOR con 29,5° API
Formación Napo: T SUPERIOR con 30° API.
Formación Hollín: Hollín Superior con 31° API.
3.4.1. ESPESORES PROMEDIOS
Los espesores promedios son: “Hollín Superior” con un promedio de 11 pies,
“Napo T” tiene un espesor de 25 pies, “Napo U” con un espesor neto de 30
pies y “BT” con 7 pies de espesor.
3.4.2. PARÁMETROS PETROFÍSICOS
Los Parámetros Petrofísicos promedios del Campo Guanta – Dureno se
muestran en la tabla 3.2.
49
Tabla3. 2 Parámetros Petrofísicos promedios del campo Guanta-Dureno
RESERVORIO
ESPESOR PROMEDIO
TOTAL
ESPESOR PROMEDIO
NETO POROSIDAD Sw
pies pies % %
Basal Tena 37 13,0 15,00 27,00
U Superior 64 9,5 11,00 27,00
U Inferior 42 29,0 14,00 15,00
T Superior 56 18,0 13,00 37,00
T Inferior 54 40,0 18,00 18,00
Hollín Superior 30 30,0 15,00 30,00
Reservorios Petroamazonas EP, 2014
3.4.3. PARÁMETROS DE FLUIDOS
Los parámetros considerados son: Factor volumétrico del petróleo,
permeabilidad, solubilidad a la presión de burbuja, viscosidad del petróleo a
presión de burbuja, temperatura del yacimiento y salinidad; todas estas
variables forman parte del análisis PVT y se muestran en la tabla 3.3
Tabla3. 3 Parámetros de fluidos
RESERVORIO
Factor Volumétr
ico Inicial,
Boi
Permeabilidad
Solubilidad Rsb a
la Pb
Viscosidad
petróleo a Pi
Viscosidad
petróleo a Pb
Temperatura de Yacimie
nto
Salinidad
By/Bn mD pcn/Bn cP cP °F ppm ClNa
Basal Tena 1,13 200 198 157245
U Superior 1,23 198 157245
U Inferior 1,23 255 314 2,24 1,72 200 157245
T Superior 1,28 204 26400
T Inferior 1,28 225 204 26400
Hollín Superior
1,22 120 308 2,17 0,98 232 12375
Reservorios Petroamazonas EP, 2014
50
3.4.4. PRESIONES INICIALES, ACTUALES Y DE BURBUJA DE LAS
ARENAS PRODUCTORAS DEL CAMPO GUANTA-DURENO
Los valores promedio de presiones iniciales, actuales y de burbuja de las
arenas productoras son mostrados en la tabla 3.4.
Tabla3. 4 Presiones iniciales, actuales y de burbuja
RESERVORIO Presión Inicial Presión Actual
Presión de Burbuja
Lpca Lpca Lpca
Basal Tena 3.700 1.780 1.485
U Superior 3.750 1.930
U Media 3.750 1.930
U Inferior 3.750 2.123 1.400
T Superior 4.083 1.941
T Inferior 4.083 1.941 1.398
Hollín Superior 4.315 3.980 990
Reservorios Petroamazonas EP, 2014
3.5. RESERVAS CERTIFICADAS DE LOS RESERVORIOS
En la tabla 3.5 se muestra el detalle de las reservas certificadas de las
arenas productoras del campo Guanta-Dureno al 31 de diciembre de 2013.
Tabla3. 5 Reservas certificadas al 31 de Diciembre de 2013
RESERVORIO
Petróleo
Original en Sitio
POES
Reserva
Inicial Probad
a
Reserva
Inicial Total
Producción
Acumulada al
31-Dic-2013
Factor de
Recobro
Actual 31-Dic-2013
Reservas(1P)
Probadas Remanentes al 31-Dic-
2013
Reservas
Probables al 31-
Dic-2013
Reservas(2P)
Probadas + probables
31-Dic-2013
Reservas
Posibles al
31-Dic-2013
Reservas(3P) probabas + Probables + Posibles
31-Dic-2012
FR a la Recuperación Final del Yacimiento
M Bls M Bls M Bls ( % ) M Bls M Bls M Bls M Bls M Bls ( % )
Basal Tena 36.727,82 4.856 5.507 4.234,53 11,5 621,08 325,93 947,01 325,9 1.272,94 15,0
U Superior 34.933,20 2.082 2.666 1.771,74 5,1 310,19 0,00 310,19 584,4 894,63 7,6
U Media 636,78 90 90 23,25 3,7 67,06 0,00 67,06 0,0 67,06 14,2
U Inferior 177.115,4
2 35.211 39.957 27.722,96 15,7 7.488,01 993,90 8.481,91 3.751,7 12.233,60 22,6
T Superior 67.989,27 220 411 125,18 0,2 95,14 190,27 285,41 0,0 285,41 0,6
T Inferior 182.157,1
0 18.001 23.347 9.933,52 5,5 8.067,80 1.508,78 9.576,58 3.836,9 13.413,52 12,8
Hollín Superior 99.761,91 7.744 14.705 5.583,99 5,6 2.160,39 4.522,24 6.682,62 2.438,4 9.121,07 14,7
Total 599.321,4
9 68.204,83 86.683,39 49.395,17 18.809,66 7.541,12 26.350,777 10.937,5 37.288,23 14,5
Reservorios Petroamazonas Ep, 2014
52
3.6. MAPAS ISOBÁRICOS
En las figuras 3.9, 3.10, 3.11, 3.12 se muestran los mapas isobáricos de las
arenas productoras del campo Guanta-Dureno.
Figura 3. 9 Mapa Isobárico del reservorio Basal Tena
Reservorios Petroamazonas EP, 2014
Figura 3. 10 Mapa Isobárico del reservorio U
Reservorios Petroamazonas EP, 2014
53
Figura 3. 11 Mapa Isobárico del reservorio T
Reservorios Petroamazonas EP, 2014
Figura 3. 12 Mapa Isobárico del reservorio T
Reservorios Petroamazonas EP, 2014
54
3.7. DECLINACIÓN DEL CAMPO
La declinación anual de producción del campo Guanta-Dureno es del 12 %
como se puede ver en la figura 3.13
Figura 3. 13 Declinación de la producción del campo Guanta-Dureno
Reservorios Petroamazonas EP, 2014
3.8. POZOS CAÑONEADOS EN EL ACTIVO LAGO AGRIO
El campo Guanta-Dureno pertenece al activo Lago Agrio, en la tabla 3.6 se
muestra los trabajos de cañoneo realizados en el período 2013-2014.
55
Tabla3. 6 Pozos cañoneados en el Activo Lago Agrio (2013-2014)
POZO TÉCNICA DE DISPAROS
FECHA DE TRABAJO
GUANTA-18D TCP CONVENCIONAL 13/02/2013
GUANTA-32D TCP STIM PRO 01/03/2013
LGA-13 TCP STIM GUN Y PROPELENTE 01/05/2013
GUANTA-39 TCP PERFSTIM 01/09/2013
PRH-10 TCP STIM PRO 01/01/2014
GNTG-30 TCP SURGE PRO 01/03/2014
GUANTA-043 CABLE 27/04/2013
GUANTA F-28 MAXR+PURE (BAJO BALANCE) 24/06/2013
GUANTA F-38 MAXR+PURE (BAJO BALANCE) 04/08/2013
GUANTA 18D TCP PURE (BAJO BALANCE) 20/09/2013
GUANTA 18D TCP PURE (BAJO BALANCE) 27/09/2013
GUANTA G-29 MAXR+PURE (BAJO BALANCE) 09/01/2014
GUANTA-43D ONE TRIP 23/04/2013
GUANTA-27D ONE TRIP 16/10/2013
PRH-40D TCP BAJO BALANCE 23/11/2013
Operaciones Petroamazonas EP, 2014
3.9. POZOS SELECCIONADOS PARA EL ANÁLISIS
En las tablas 3.7 se detalla la zona, el intervalo cañoneado y la densidad de
disparos de los pozos seleccionados para la evaluación con su respectiva
técnica utilizada, ver diagramas de completación en anexos 6 y 7.
56
Tabla3. 7 Pozos cañoneados con la técnica Tipo Ancla en combinación con bajo balance dinámico
POZO TÉCNICA
DE DISPARO
ARENA INTERVALO(pies) PIES
DISPARADOS DPP FECHA
GUANTA F-28
MAXR+PURE(BAJO
BALANCE) UI
10042-10046 4
5 24/06/2013 10052-10066 14
10070-10086 16
GUANTA F-38
MAXR+PURE(BAJO
BALANCE) UI
10146-10153 7
5 04/08/2013 10164-10189 26
Operaciones Petroamazonas EP, 2014
3.10. RADIO DE INVASIÓN
En 1959 Hawkins introduce el concepto de un “daño de espesor finito”. Un
efecto de daño se puede visualizar como una región anular alrededor del
pozo (pero dentro de la formación) de permeabilidad kS y radio rs. De esta
forma el yacimiento se transforma en un yacimiento compuesto por una
sección de permeabilidad ks desde rw a rs y por otra de permeabilidad k para
r > rs
57
Figura 3. 14 Representación de perfil v.s distancia radial para una zona dañada
Valencia R, 2011
En la tabla 3.8 podemos observar la relación existente entre el factor daño y
las permeabilidades de la zona virgen y dañada.
Tabla3. 8 Relación entre el factor de daño y las permeabilidades de las zonas virgen y dañada
(S) FACTOR DE DAÑO
Ks
POSITIVO Ks<k
CERO ks=k
NEGATIVO ks>k (Fracturado o
Acidificación)
Valencia R, 2011
El radio de invasión puede ser calculado mediante la ecuación introducida
por Hawkins:
58
(3. 1)
Donde:
rs = radio de invasión, pies
rw = radio del pozo, pies
s = daño
k= permeabilidad, md
ks = permeabilidad en la zona dañada, md
3.11. ANÁLISIS DE LA EFECTIVIDAD DEL CAÑONEO EN LOS
POZOS SELECCIONADOS
El radio de penetración de los disparos es el principal factor del cual
depende la efectividad del cañoneo. Este tiene que ser mayor al radio de
daño de la invasión producido en la formación del pozo. Por tanto la
penetración que sobrepasa la zona dañada incrementa la relación de
productividad (PR). Esta teoría se puede complementar al tomar en cuenta
que la limpieza de los disparos es un factor fundamental en dicha
efectividad.
Al cañonear con bajo balance dinámico se obtiene una alta penetración y
limpieza de los punzados, así se obtendría mayor efectividad en los
disparos.
Por ello se ha considerado en nuestro estudio la comparación entre el radio
de invasión (rs) y la penetración de disparos para determinar si el trabajo se
considera satisfactorio tal como es mostrado en la tabla 3.9.
59
Tabla3. 9 rs de los pozos cañoneados
POZO ARENA rw (pies) S K/Ks rs (pies)
GUANTA F-28 UI 0,29 1,95 10 0,36
GUANTA F-38 UI 0,29 3,01 10,2 0,40
Guanoluisa G, 2014
3.12. PENETRACIÓN DE LOS POZOS CAÑONEADOS
La penetración del disparo es un factor predominante en un trabajo óptimo
de cañoneo y en especial cuando se aplica bajo balance dinámico. En la
tabla 3.10 se realiza el detalle de penetración con la respectiva técnica
analizada.
Los datos fueron tomados de pruebas de simulación realizadas con el
software SPAN Rock de la compañía Schlumberger, el cual es utilizado para
modelar el comportamiento del cañoneo ya que permite optimizar la
eficiencia de la completación del pozo comparando diferentes
configuraciones de cargas, cañones y las condiciones del reservorio.
Se puede realizar además un análisis de la productividad del cañoneo,
comprendiendo este parámetros tales como: longitud del canal y diámetro
del orificio creado por el cañón seleccionado, tipo de revestidor, roca, lodo
de perforación, cemento, etc.
Este software es fundamental para simular el desempeño del cañoneo y
luego evaluarlo con datos reales. Ver en el anexo 2 y 3 las simulaciones
realizadas con el software SPAN Rock de los pozos seleccionados para el
análisis.
60
Tabla3. 10 Penetración de los pozos cañoneados
POZO
DIÁMETRO DEL
CAÑÓN (pulg)
TIPO DE CARGA DPP
PENETRACIÓN TOTAL EN LA FORMACIÓN
(pulg)
DIÁMETRO PROMEDIO
DEL ORIFICIO
(pulg)
GUANTA F-28
4-1/2" PURE,PowerJetOmega4505,HMX 5 17,17 0,46
GUANTA F-38
4-1/2" PURE,PowerJetOmega4505,HMX 5 17,13 0,46
Guanoluisa G, 2014
3.13. RELACIÓN ENTRE EL RADIO DE INVASIÓN Y LA
PENETRACIÓN DE DISPAROS
Esta Relación es muy importante ya que cuando la penetración promedio de
disparos es mayor al radio de invasión se considera que el proceso para
cañonear es el adecuado, por tal motivo se comparará el radio de invasión
con la penetración promedia en la tabla 3.11 para ver si el proceso es el
adecuado.
61
Figura 3. 15 Relación entre la penetración y el radio de invasión
Halliburton, 2009
Tabla3. 11 Relación entre el radio de invasión y la penetración del pozo cañoneado.
POZO TIPO DE CARGA
DPP
PENETRACIÓN PROMEDIO EN LA FORMACIÓN
(pulg)
rs (pulg)
COMENTARIO RESULTADO
GUANTA F-28
PURE,PowerJetOmega4505,HMX
5 16,01 4,32 P>rs SATISFACTORIO
GUANTA F-38
PURE,PowerJetOmega4505,HMX
5 15,97 4,8 P>rs SATISFACTORIO
Guanoluisa G, 2014
62
3.14. CONDICIONES FLUYENTES DE LOS POZOS
CAÑONEADOS
Las condiciones fluyentes de los pozos cañoneados se muestran en la tabla
3.12 en ella se puede verificar el volumen de fluido aportado por los
diferentes pozos; estos datos fueron obtenidos de las pruebas de producción
de cada pozo según datos oficiales de Petroamazonas.
Tabla3. 12 Condiciones fluyentes de los pozos cañoneados
POZO ARENA CAUDAL DE
FLUIDO (BFPD)
BSW (%) API
GUANTA F-28 UI 1228 0,5 27,8
GUANTA F-38 UI 517 0,2 27,8
Petroamazonas EP, 2014
3.15. RESULTADO DE LAS INTERPRETACIONES DE LOS
POZOS
Está interpretación se basa en los resultados obtenidos en las pruebas de
producción de los pozos cañoneados, parámetros del estrato, parámetros
del flujo y se muestran en las tablas 3.13, 3.14, 3.15 respectivamente.
63
Tabla3. 13 Resultados de pruebas de producción de los pozos cañoneados
PRUEBAS DE PRODUCCIÓN
POZO GUANTA F-28 GUANTA F-38
ARENA UI UI
Qo (BPPD) 1222 516
Qw (BAPD) 6 1
Qt (BFPD) 1228 517
BSW (%) 0,5 0,2
API @ 60°F 27,8 27,8
SALINIDAD (PPM) 5500 11850
Reservorios Petroamazonas EP, 2014
Tabla3. 14 Parámetros del estrato
PARÁMETROS DEL ESTRATO
POZO GUANTA F-28 GUANTA F-38
ARENA UI
ESPESOR TOTAL (pies) 42
ESPESOR PRODUCTOR (pies) 29
ESPESOR DISPARADO (pies) 34 33
PERMEABILIDAD (md) 255
RADIO DEL POZO 0,29
TEMPERATURA DEL RESERVORIO (°F)
200
Petroamazonas EP, 2014
64
Tabla3. 15 Parámetros de fluidos
PARÁMETROS DEL FLUIDO
POZO ARENA Bo (BL / BF) Rs (PCS / BF) µo (cp)
GUANTA F-28 UI
1,23 314 2,24
GUANTA F-38 UI
Petroamazonas EP, 2014
3.16. ANÁLISIS DE ACUERDO A LA RELACIÓN DE
PRODUCTIVIDAD
Este análisis está basado en el método simple para la estimación de la
productividad elaborado por Hady El-Bermawy SPE, Agiba Petroleum
Company and Hossam El- Assal, Halliburton Energy Services, Inc, en el
paper denominado An Innovative solution for maximizing productivity from
perforated completions. Donde se hace mención que la Ley de Darcy es una
relación fundamental en la cual se sabe que el caudal es directamente
proporcional a la permeabilidad del reservorio y a la caída de presión.
(3. 2)
Donde:
P= Presión del reservorio al radio r, psi
Pwf= Presión de fondo fluyente, psi
Q= tasa de producción, BPD
65
µ= Viscosidad, cp
k= Permeabilidad horizontal o radial de formación, md
r= Distancia radial, pies
rW = radio del pozo, pies
Everdingen y Hurst introducen en 1953 el concepto de que la caída de
presión pudo haber sido causada poniendo una película (Skin) sobre el
estrato frente a la formación. La resistencia al flujo que se crea es conocido
como daño pelicular, que tiene cero espesor y así cero capacidad de llene
de almacenamiento (no existe acumulación de fluido en la película).
(Valencia, 2011, pág. 24)
De acuerdo a los investigadores Van Everdingen y Hurst ese debe conocer
lo siguiente:
1. Que existe resistencia al flujo continuo.
2. Que la zona de daño sea pequeña, esto es delgada.
En base a estas consideraciones se llega al concepto de un daño
infinitesimal y la caída de presión debido a dicho daño será:
(3. 3)
Donde:
ΔPS = Diferencial de presión, psi
Q= tasa de petróleo, BPD
µ= Viscosidad, cp
k= Permeabilidad horizontal o radial de la formación, md
h= Espesor de formación, pies
S= Daño
66
Tanto la perforación como los parámetros de la formación afectan
directamente el índice de productividad. El cociente entre el índice de
productividad real y el índice de productividad ideal en el pozo abierto se
conoce como la relación de productividad (PR) y puede estar expresada en
términos del Skin total, St.
a) Relación de productividad (PR): Es la relación entre el flujo real a
través de las perforaciones Q para el flujo Qo en un pozo a hueco
abierto teniendo un diámetro igual a D.
PR = Q/QD
(3. 4)
Donde:
PR= Cociente de productividad
Q= tasa de petróleo a través de los túneles, BPD
QD= Tasa de producción de un pozo a hueco abierto de diámetro D, BPD
b) Relación de productividad máxima (PR∞): Se define como la
productividad basada en el flujo, en el pozo teniendo penetración y
una densidad de disparos infinita.
⁄
⁄
(3. 5)
67
Donde:
PR∞ = Relación de productividad máxima, en un pozo con cañón idealizado
teniendo penetración P, y una densidad de disparos infinita (N→∞)
Q∞ = Tasa de producción de un pozo a hueco abierto de diámetro D+2P
QD = Tasa de producción de un pozo a hueco abierto de diámetro D
Df = Diámetro del yacimiento, pies
D= Diámetro del pozo, pies
P= Profundidad de penetración, pulg
3.17. ANÁLISIS A PARTIR DE LA EFICIENCIA DE
PRODUCTIVIDAD
3.17.1. UN MÉTODO SIMPLE PARA ESTIMAR LA PRODUCTIVIDAD
Este análisis está basado en “Un método simple para estimar la
productividad” elaborado por Brooks JE, artículo de la SPE 38148,
presentado en la conferencia Europea sobre Daño de la formación.
Al combinar los parámetros del disparo y de la formación en un grupo único
adimensional, se obtiene un cálculo rápido de la productividad sobre
diversas variables que coinciden con los cálculos analíticos establecidos en
los programas de computación disponibles en el mercado.
Este método, aplicable para los disparos que atraviesan el daño de la
formación en un esquema en forma de espiral, considera que las principales
variables que rigen la productividad son: la longitud del disparo, la densidad
de disparo, el diámetro del túnel, el diámetro en la pared del hueco, el daño
de la formación alrededor del pozo, el daño de permeabilidad inducido por
los disparos y la anisotropía de la permeabilidad. (Ver anexo 1)
68
La máxima relación teórica de productividad del pozo se define por medio de
un cañón ideal con densidad de disparo infinita que permite agrandar el
radio del hueco por una distancia equivalente a la penetración del disparo
como lo podemos observar en la figura 3.16
Figura 3. 16 Cañón o pistola ideal
Schlumberger, 2009
Así se establece la productividad teórica que se puede obtener para para
una completación natural con disparos y se define la eficiencia de
productividad máxima de los sistemas de disparo en términos de un factor
adimensional. La aplicación práctica de este método reside en determinar el
efecto de los parámetros, combinados, el desbalance, el mejoramiento de la
productividad y los parámetros económicos de las operaciones de disparo.
Resulta evidente que tanto la penetración como la densidad de disparo son
importantes para las completaciones naturales. La penetración tiene un
efecto proporcional que aumenta a medida que el disparo atraviesa el daño
de la formación. La densidad de disparo tiene un efecto exponencial de 1.5.
por otra parte, teniendo en cuenta que el daño provocado por el disparo es
inversamente proporcional al factor adimensional, se debería reducir cuando
se dispara con el diferencial adecuado de desbalance de presión.
69
En los casos en que no se puede alcanzar una penetración profunda, una
densidad de disparo elevada resulta particularmente efectiva. En las
completaciones naturales, el diámetro del túnel en la formación es el menos
importante de los parámetros del disparo y por lo general, se produce un
aumento del tamaño del orificio en detrimento de la penetración. Un aumento
del 10% en el diámetro significa una disminución de la penetración de
alrededor del 20%, mientras que el factor adimensional se reduce se reduce
en un 15%. Otra razón que lleva a restar importancia al tamaño del orificio
cuando se seleccionan cañones para las completaciones es que los chorros
de las cargas que abren huecos grandes también pueden provocar daño
adicional.
Cuando el flujo se ve reducido debido a la anisotropía elevada, al daño
causado por los disparos o al daño de la formación, se puede solucionar
parcialmente seleccionando un cañón con el mayor factor adimensional, ya
sea por penetración profunda, alta densidad de disparo, reducción del daño
por desbalance o una combinación de estos factores. Las mejores
estrategias son aquellas que proporcionan niveles de eficiencia de la
productividad cercanos al 100%. (Schlumberger, 2009, pág. 65)
Figura 3. 17 Eficiencia de productividad V.S Factor adimensional
Schlumberger, 2009
70
a) Eficiencia de productividad (PR/PR∞)= Tiene valores entre 0 y 1 (0 a
100 de eficiencia respectivamente) dependiendo de los parámetros de
perforación y formación en particular.
El estudio de los 270 datos analizados por Brooks, dieron soporte a su
contexto de que esta forma de normalización de parámetros pueden ser
tratados con una sola variable dependiente en la determinación de la
eficiencia de productividad. Donde βo es dicha variable, la cual es producto
de dos parámetros adimensionales y está dada por la siguiente ecuación:
⁄ ⁄ ⁄
(3. 6)
Donde:
βo = Parámetro adimensional basado en P, N, α, d (sin daño)
P = Profundidad de penetración, pulg
N = Densidad de disparos, pulg
d = Diámetro del túnel de perforación
α = Relación de anisotropía, cociente entre la permeabilidad horizontal y
permeabilidad vertical.
Un buen ajuste de la curva obtenida para la normalización de los parámetros
de cañoneo puede ser aproximado mediante la siguiente ecuación:
[ ⁄ ] (3. 7)
Donde:
PR / PR∞ = Eficiencia de productividad, entre 0 y 100
βo = Parámetro adimensional basado en P, N, α, d (sin daño)
71
3.17.1.1. Procedimiento de cálculo
El procedimiento a seguir con este tipo de análisis es el siguiente:
A partir de los parámetros de cañoneo que se obtuvieron en la
perforación de cada pozo con la técnica de cañoneo aplicada, se
calculan los valores de βo para diferentes longitudes de penetración
empleando la ecuación mencionada.
Luego con los valores de βo ya calculados se construyen las curvas
PR / PR∞ para cada pozo, usando la ecuación de aproximación para
la misma.
Finalmente los valores de PR / PR∞ correspondientes a la
penetración alcanzada durante el cañoneo para cada pozo y la
penetración “máxima” que se tiene actualmente en el mercado se las
multiplica por el valor de PR∞ del mismo pozo calculado a partir de la
respectiva ecuación obteniendo de esta manera los valores de la
relación de productividad PR.
3.18. DAÑO TOTAL EN EL POZO
Diferentes incertidumbres se manejan con respecto a los diferentes tipos de
daño y a la estimulación de la permeabilidad en la zona dañada, es por esto
que para nuestro estudio no aplicaremos el análisis de Brooks, ya que estos
nuevos datos con daño incluidos en la gráfica correspondiente caen encima
de los datos calculados sin daño. Para la estimación del daño en cada pozo
se usará las simulaciones del Software Span Rock en el cuál se comparan
los daños generadas a partir de diferentes técnicas seleccionadas y
recomienda cuál es la más efectiva. (Ver anexo 2 y 3).
72
CAPÍTULO IV
4. ANÁLISIS DE RESULTADOS
4.1. ANÁLISIS TÉCNICO
De acuerdo a lo expuesto en el capítulo anterior se utilizó el método simple
para estimar la productividad en función de la profundidad de penetración
alcanzada, densidad de disparos, diámetro del orificio, que se obtuvieron en
el cañoneo de cada pozo con la tecnología Tipo Ancla en combinación con
bajo balance dinámico.
4.1.1. ANÁLISIS DE LA EFICIENCIA DE PRODUCTIVIDAD DEL POZO
GUANTA F-28 EN FUNCIÓN DE LA PROFUNDIDAD DE
PENETRACIÓN, DENSIDAD DE DISPAROS Y DIÁMETRO DEL
ORIFICIO.
A partir de los resultados obtenidos en la profundidad de penetración de
17.17 pulg, una densidad de disparos de 5 dpp y un diámetro del orificio de
0.46 pulg, utilizando la carga Pure Power Jet Omega, 4505 HMX se obtuvo
una eficiencia de productividad de 0.8505 este resultado se lo puede
apreciar en la tabla 4.1
4.1.1.1. Valores de eficiencia de productividad y relación de
productividad en función de la profundidad de penetración del
pozo Guanta F-28
En la tabla 4.1 y en la figura 4.1 podemos observar las simulaciones
realizadas con los valores reales y con otros valores de profundidad de
penetración, comparando una profundidad de penetración mayor de 50
pulgadas obtenemos una eficiencia de productividad de 0.9283 que es
73
mayor a la que se obtuvo con la profundidad de penetración de 17.7
pulgadas de 0.8508, sin embargo esta eficiencia de productividad es mayor
comparándola con una menor profundidad de penetración de 5 pulgadas; ya
que se obtiene una eficiencia de productividad de 0.7088 pulgadas llegando
a la conclusión que la eficiencia de productividad es directamente
proporcional a la penetración de disparos y la profundidad de penetración de
17.17 pulg, aplicada a este pozo se considera adecuada con la carga
aplicada.
Tabla 4. 1 Eficiencia de la productividad de penetración en el pozo Guanta F-28
P (pulg) N (dpp) d (pulg) α βo PR/PR∞
0,1 5 0,46 10
0,1798 0,2490
1 5 0,46 10
1,7982 0,4939
5 5 0,46 10
8,9909 0,7088
10 5 0,46 10
17,9818 0,7941
15 5 0,46 10
26,9727 0,8376
17,17 5 0,46 10
30,8748 0,8508
25 5 0,46 10
44,9546 0,8836
40 5 0,46 10
71,9273 0,9162
50 5 0,46 10
89,9092 0,9283
60 5 0,46 10
107,8910 0,9367
75 5 0,46 10
134,8637 0,9453
Guanoluisa G, 2014
74
Figura 4. 1 Eficiencia de productividad en función de la penetración del pozo Guanta F-28
En la figura 4.1 se describe el fenómeno de que a medida que se incrementa
la profundidad de penetración incrementa la eficiencia de productividad es
decir existe una proporción directa.
En la tabla 4.2 y en la figura 4.2 podemos observar que para la profundidad
de penetración alcanzada en el pozo Guanta F-28 se obtuvo una relación de
productividad de 1.2881, además se realizó la simulación con otros valores y
se llegó a la conclusión que la relación de productividad también es
directamente proporcional a la profundidad de penetración, ya que
comparándola con una penetración mayor de 50 pulgadas la relación de
productividad es de 1.9377 y con una penetración menor de 5 pulgadas la
relación de productividad obtenida es de 0.8538 por lo que se considera una
buena relación de productividad la obtenida con la carga aplicada.
PR/PR∞ V.S P 0,0000
0,2000
0,4000
0,6000
0,8000
1,0000
0,1 1 5
10
15
17
,17
25
40
50
60
75
Efic
ien
cia
de
pro
du
ctiv
idad
(P
R/P
R∞
)
Penetración total de la formación "P" (in)
PR/PR∞ V.S P
PR/PR∞ V.S P
75
Tabla 4. 2 Relación de productividad en función de la penetración del pozo Guanta F-28
Df (pies) D (pies) P (pulg) PR∞ PR/PR∞ PR
1320 6,96 0,1 1,0054305 0,2490 0,2504
1320 6,96 1 1,0505929 0,4939 0,5189
1320 6,96 5 1,2045406 0,7088 0,8538
1320 6,96 10 1,3480245 0,7941 1,0705
1320 6,96 15 1,4669649 0,8376 1,2288
1320 6,96 17,17 1,5139762 0,8508 1,2881
1320 6,96 25 1,6688338 0,8836 1,4746
1320 6,96 40 1,9284285 0,9162 1,7668
1320 6,96 50 2,0872858 0,9283 1,9377
1320 6,96 60 2,2400914 0,9367 2,0984
1320 6,96 75 2,4632372 0,9453 2,3286
Guanoluisa G, 2014
Figura 4. 2 Relación de productividad en función de la penetración del pozo Guanta F-28
0,0000
0,5000
1,0000
1,5000
2,0000
2,5000
0 20 40 60 80Re
laci
ón
de
pro
du
ctiv
idad
(P
R/P
R∞
)
Penetración total de la formación "P" (in)
PR V.S P
PR V.SP
76
En la figura 4.2 se describe el fenómeno de que a medida que se incrementa
la profundidad de penetración incrementa la relación de productividad es
decir existe una proporción directa.
4.1.1.2. Valores de eficiencia de productividad en función de la
densidad de disparos del pozo Guanta F-28
Se realizó la simulación con valores inferiores y superiores al valor real de la
densidad de disparos, según el análisis si la densidad de disparos es 2.5
dpp, se obtiene una eficiencia de productividad de 0.7947 que es un valor
menor a la densidad de disparos real 5 dpp con la cual se obtuvo una
eficiencia de productividad de 0.8508; con una densidad de disparos mayor
por ejemplo 6.5 dpp se obtuvo una eficiencia de productividad de 0.8850 que
es mayor a la densidad de disparos real del pozo. De acuerdo a lo expuesto
se considera una buena eficiencia de productividad en base a la densidad de
disparos usada. Este análisis puede ser observado en la tabla 4.3 y en la
figura 4.3
Tabla 4. 3 Eficiencia de productividad en función de la densidad de disparos del pozo Guanta F-28
P (pulg) N (dpp) d (pulg) α βo PR/PR∞
17,17 2,5 0,46 10
10,9159 0,7337
17,17 3 0,46 10 14,3493 0,7676
17,17 3,5 0,46 10 18,0822 0,7947
17,17 4 0,46 10
22,0922 0,8169
17,17 4,5 0,46 10
26,3614 0,8353
17,17 5 0,46 10 30,8748 0,8508
17,17 5,5 0,46 10 35,6199 0,8640
17,17 6 0,46 10
40,5860 0,8753
17,17 6,5 0,46 10
45,7635 0,8850
17,17 7 0,46 10 51,1442 0,8935
17,17 7,5 0,46 10 56,7206 0,9009
Guanoluisa G, 2014
77
Figura 4. 3 Eficiencia de productividad en función de la densidad de disparos del pozo Guanta F-28
4.1.1.3. Valores de eficiencia de productividad en función del
diámetro del orificio del pozo Guanta F-28
En las tabla 4.4 y en la figura 4.4 podemos observar la simulación realizada
para varios valores asumidos de diámetro del orificio; de acuerdo a esta
simulación, si el diámetro del orificio fuese de 0.7 pulgadas se obtendría una
eficiencia de productividad de 0.8699 que es un valor ligeramente mayor al
obtenido con el diámetro del orificio que genera el cañón Pure Power Jet
Omega de 0.46 pulgadas y obtiene una eficiencia de productividad de
0.8508, por otra parte si fuese menor el diámetro del orificio por ejemplo 0.3
pulgadas se obtendría una eficiencia de productividad de 0.8296 que es
menor a la obtenida por el cañón aplicado, considerándose así una buena
eficiencia de productividad en base al diámetro del orificio.
0,0000
0,1000
0,2000
0,3000
0,4000
0,5000
0,6000
0,7000
0,8000
0,9000
1,0000
2,5 3 3,5 4 4,5 5 5,5 6 6,5 7 7,5
Efic
ien
cia
de
pro
du
ctiv
idad
(P
R/P
R∞
)
Densiadad de disparos "N" (dpp)
PR/PR∞ V.S N
PR/PR∞ V.S N
78
Tabla 4. 4 Eficiencia de productividad en función del diámetro del orificio del pozo Guanta F-28
P (pulg) N (dpp) d (pulg) α βo PR/PR∞
17,17 5 0,1
10
14,3955 0,7680
17,17 5 0,2
10
20,3582 0,8080
17,17 5 0,3
10
24,9337 0,8296
17,17 5 0,35
10
26,9314 0,8375
17,17 5 0,4
10
28,7909 0,8441
17,17 5 0,46
10
30,8748 0,8508
17,17 5 0,5
10
32,1892 0,8547
17,17 5 0,6
10
35,2615 0,8631
17,17 5 0,7
10
38,0868 0,8699
17,17 5 0,8
10
40,7165 0,8755
17,17 5 0,9
10
43,1864 0,8804
Guanoluisa G, 2014
79
Figura 4. 4 Eficiencia de productividad en función del diámetro del orificio del pozo Guanta F-28
En la figura 4.4 nos damos cuenta que a medida que incrementa el diámetro
del orificio incrementa proporcionalmente la eficiencia de productividad.
4.1.2. ANÁLISIS DE LA EFICIENCIA DE PRODUCTIVIDAD DEL POZO
GUANTA F-38 EN FUNCIÓN DE LA PROFUNDIDAD DE
PENETRACIÓN, DENSIDAD DE DISPAROS Y DIÁMETRO DEL
ORIFICIO
A partir de los resultados obtenidos en la profundidad de penetración de
17.13 pulgadas, una densidad de disparos de 5 dpp y un diámetro del orificio
de 0.46 pulg, utilizando la carga Pure Power Jet Omega, se obtuvo una
eficiencia de productividad de 0.8494 este resultado se lo puede apreciar en
la tabla 4.5
0,7600
0,7800
0,8000
0,8200
0,8400
0,8600
0,8800
0,9000
0 0,2 0,4 0,6 0,8 1
Efic
ien
cia
de
pro
du
ctiv
idad
(P
R/P
R∞
)
Diámetro del orificio "d"(in)
PR/PR∞ V.S d
PR/PR∞ V.S d
80
4.1.2.1. Valores de eficiencia de productividad y relación de
productividad en función de la profundidad de penetración del
pozo Guanta F-38
En la tabla 4.5 y en la figura 4.5 podemos observar las simulaciones
realizadas con los valores reales y con otros valores de profundidad de
penetración, comparando una profundidad de penetración mayor de 50
pulgadas obtenemos una eficiencia de productividad de 0.9277 que es
mayor a la que se obtuvo con la profundidad de penetración de 17.13
pulgadas de 0.8498, sin embargo esta eficiencia de productividad es mayor
comparándola con una menor profundidad de penetración de 5 pulgadas; ya
que se obtiene una eficiencia de productividad de 0.7072 pulgadas llegando
a la conclusión que la eficiencia de productividad es directamente
proporcional a la penetración de disparos y la profundidad de penetración de
17.17 pulg, aplicada a este pozo se considera adecuada con la carga
aplicada.
Tabla 4. 5 Eficiencia de la productividad de penetración en el pozo Guanta F-38
P (pulg) N (dpp) d (pulg) α βo PR/PR∞
0,1 5 0,46 10,2 0,1776 0,2480
1 5 0,46 10,2 1,7761 0,4923
5 5 0,46 10,2 8,8803 0,7072
10 5 0,46 10,2 17,7606 0,7927
15 5 0,46 10,2 26,6410 0,8364
17,13 5 0,46 10,2 30,4240 0,8494
25 5 0,46 10,2 44,4016 0,8826
40 5 0,46 10,2 71,0426 0,9154
50 5 0,46 10,2 88,8032 0,9277
60 5 0,46 10,2 106,5639 0,9362
75 5 0,46 10,2 133,2049 0,9449
Guanoluisa G, 2014
81
Figura 4. 5 Eficiencia de productividad en función de la penetración del pozo Guanta F-38
En la figura 4.5 se describe el fenómeno de que a medida que se incrementa
la profundidad de penetración incrementa la eficiencia de productividad es
decir existe una proporción directa.
En la tabla 4.6 y en la figura 4.6 podemos observar que para la profundidad
de penetración alcanzada en el pozo Guanta F-38 se obtuvo una relación de
productividad de 1.2853, además se realizó la simulación con otros valores y
se llegó a la conclusión que la relación de productividad también es
directamente proporcional a la profundidad de penetración, ya que
comparándola con una penetración mayor de 50 pulgadas la relación de
productividad es de 1.9364 y con una penetración menor de 5 pulgadas la
relación de productividad obtenida es de 0.8518 por lo que se considera una
buena relación de productividad la obtenida con la carga aplicada.
PR/PR∞ V.S P 0,0000
0,2000
0,4000
0,6000
0,8000
1,00000
,1 1 5
10
15
17
,13
25
40
50
60
75
Efic
ien
cia
de
pro
du
ctiv
idad
(P
R/P
R∞
)
Penetración total de la formación "P" (in)
PR/PR∞ V.S P
PR/PR∞ …
82
Tabla 4. 6 Relación de productividad en función de la penetración del pozo Guanta F-38
Df (pies) D (pies) P (pulg) PR∞ PR/PR∞ PR
1320 6,96 0,1 1,0054 0,2480 0,2494
1320 6,96 1 1,0506 0,4923 0,5173
1320 6,96 5 1,2045 0,7072 0,8518
1320 6,96 10 1,3480 0,7927 1,0686
1320 6,96 15 1,4670 0,8364 1,2270
1320 6,96 17,13 1,5131 0,8494 1,2853
1320 6,96 25 1,6688 0,8826 1,4730
1320 6,96 40 1,9284 0,9154 1,7653
1320 6,96 50 2,0873 0,9277 1,9364
1320 6,96 60 2,2401 0,9362 2,0972
1320 6,96 75 2,4632 0,9449 2,3275
Guanoluisa G, 2014
Figura 4. 6 Relación de productividad en función de la penetración del pozo Guanta F-38
En la figura 4.6 se describe el fenómeno de que a medida que se incrementa
la profundidad de penetración incrementa la relación de productividad es
decir existe una proporción directa.
0,0000
0,5000
1,0000
1,5000
2,0000
2,5000
0 20 40 60 80Re
laci
ón
de
pro
du
ctiv
idad
(P
R/P
R∞
)
Penetración total de la formación "P" (in)
PR V.S P
PR V.S P
83
4.1.2.2. Valores de eficiencia de productividad en función de la
densidad de disparos del pozo Guanta F-38
Se realizó la simulación con valores inferiores y superiores al valor real de la
densidad de disparos, según el análisis si la densidad de disparos es 2.5
dpp, se obtiene una eficiencia de productividad de 0.7931 que es un valor
menor a la densidad de disparos real 5 dpp con la cual se obtuvo una
eficiencia de productividad de 0.8508; con una densidad de disparos mayor
por ejemplo 6.5 dpp se obtuvo una eficiencia de productividad de 0.8839 que
es mayor a la densidad de disparos real del pozo. De acuerdo a lo expuesto
se considera una buena eficiencia de productividad en base a la densidad de
disparos usada. Este análisis puede ser observado en la tabla 4.7 y en la
figura 4.7
Tabla 4. 7 Eficiencia de productividad en función de la densidad de disparos del pozo Guanta F-38
P (pulg) N (dpp) d (pulg) α βo PR/PR∞
17,13 2,5 0,46 10,2 10,7565 0,7319
17,13 3 0,46 10,2 14,1398 0,7658
17,13 3,5 0,46 10,2 17,8182 0,7931
17,13 4 0,46 10,2 21,7696 0,8153
17,13 4,5 0,46 10,2 25,9765 0,8338
17,13 5 0,46 10,2 30,4240 0,8494
17,13 5,5 0,46 10,2 35,0998 0,8627
17,13 6 0,46 10,2 39,9934 0,8740
17,13 6,5 0,46 10,2 45,0953 0,8839
17,13 7 0,46 10,2 50,3974 0,8924
17,13 7,5 0,46 10,2 55,8924 0,8999
Guanoluisa G, 2014
84
Figura 4. 7 Eficiencia de productividad en función de la densidad de disparos del pozo Guanta F-38
4.1.2.3. Valores de eficiencia de productividad en función del
diámetro del orificio del pozo Guanta F-38
En las tabla 4.8 y en la figura 4.8 podemos observar la simulación realizada
para varios valores asumidos de diámetro del orificio; de acuerdo a esta
simulación, si el diámetro del orificio fuese de 0.7 pulgadas se obtendría una
eficiencia de productividad de 0.8686 que es un valor ligeramente mayor al
obtenido con el diámetro del orificio que genera el cañón Pure Power Jet
Omega de 0.46 pulgadas y obtiene una eficiencia de productividad de
0.8494, por otra parte si fuese menor el diámetro del orificio por ejemplo 0.3
pulgadas se obtendría una eficiencia de productividad de 0.8281 que es
menor a la obtenida por el cañón aplicado, considerándose así una buena
eficiencia de productividad en base al diámetro del orificio.
0,0000
0,1000
0,2000
0,3000
0,4000
0,5000
0,6000
0,7000
0,8000
0,9000
1,0000
2,5 3 3,5 4 4,5 5 5,5 6 6,5 7 7,5
Efic
ien
cia
de
pro
du
ctiv
idad
(P
R/P
R∞
)
Densiadad de disparos "N" (dpp)
PR/PR∞ V.S N
PR/PR∞ V.S N
85
Tabla 4. 8 Eficiencia de productividad en función del diámetro del orificio del pozo Guanta F-38
P (pulg) N (dpp) d (pulg) α βo PR/PR∞
17,13 5 0,1 10,2 14,1853 0,7662
17,13 5 0,2 10,2 20,0610 0,8064
17,13 5 0,3 10,2 24,5696 0,8281
17,13 5 0,35 10,2 26,5382 0,8360
17,13 5 0,4 10,2 28,3705 0,8427
17,13 5 0,46 10,2 30,4240 0,8494
17,13 5 0,5 10,2 31,7192 0,8534
17,13 5 0,6 10,2 34,7466 0,8618
17,13 5 0,7 10,2 37,5307 0,8686
17,13 5 0,8 10,2 40,1220 0,8743
17,13 5 0,9 10,2 42,5558 0,8792
Guanoluisa G, 2014
86
Figura 4. 8 Eficiencia de productividad en función del diámetro del orificio del pozo Guanta F-38
En la figura 4.8 nos damos cuenta que a medida que incrementa el diámetro
del orificio incrementa proporcionalmente la eficiencia de productividad.
4.2. ANÁLISIS A PARTIR DEL DAÑO TOTAL
A partir de las simulaciones realizadas con el Software SPAN Rock de los
pozos seleccionados para el análisis Guanta F-28, Guanta F-38, se aprecian
los resultados del daño obtenido en cada pozo comparando además con el
daño que se obtendría con otra técnica de cañoneo. Ver Anexos 2 y 3.
4.2.1. RESULTADOS DEL DAÑO TOTAL ENCONTRADO EN EL POZO
GUANTA F-28
0,7600
0,7800
0,8000
0,8200
0,8400
0,8600
0,8800
0,9000
0 0,2 0,4 0,6 0,8 1
Efic
ien
cia
de
pro
du
ctiv
idad
(P
R/P
R∞
)
Diámetro del orificio "d"(in)
PR/PR∞ V.S d
PR/PR∞ V.S d
87
Se analizaron 2 escenarios:
1) Cañoneo con cable con sobre balance genera Skin de 11.48
2) Cañoneo con PURE genera Skin de 1.95
La simulación que genera mejores resultados en términos de Skin es la
opción 2 es decir el cañoneo con PURE.
En la figura 4.9 podemos observar que la presión del reservorio es 2360 psi
y la presión estática es 1550 psi obteniendo un desbalance de presión a
favor de la formación de 810 psi de esta manera se obtienen los mejores
resultados en términos de Skin.
Figura 4. 9 Comportamiento de la Presión V.S Tiempo en el pozo Guanta F-28
Schlumberger, 2013
En la figura 4.10 podemos observar la curva del Daño total en función de la
densidad de disparos en la cual se analizan los dos escenarios planteados y
podemos darnos cuenta que el cañoneo con cable con sobre balance con
88
carga HSD, Power Jet Omega, HMX genera un Skin de 11.48 mientras que
el cañoneo en bajo balance dinámico con carga PURE, Power Jet Omega,
HMX genera un Skin mucho menor de 1.95
Figura 4. 10 Daño total en función de la densidad de disparos del pozo Guanta F-28
Schlumberger, 2013
En la figura 4.11 podemos observar la curva del Daño total en función de la
zona dañada que para este pozo es de 6 pulgadas (Ver Anexo 2) y nos
damos cuenta al llegar al punto de la zona dañada el Skin es de 11.48 en el
cañoneo con cable con sobre balance y 1.95 en el cañoneo con bajo balance
dinámico PURE.
89
Figura 4. 11 Daño total en función de la Zona dañada del pozo Guanta F-28
Schlumberger, 2013
En la figura 4.12 podemos ver el daño total generado en los 2 escenarios
diferentes y la gran reducción del daño con la técnica de bajo balance
dinámico comparado con el sobre balance.
90
Figura 4. 12 Comparación del daño total entre 2 técnicas diferentes
Guanoluisa G, 2014
4.2.2. RESULTADOS DEL DAÑO TOTAL ENCONTRADO EN EL POZO
GUANTA F-38
Se analizaron 3 escenarios:
1) Cañoneo con pozo lleno en sobre balance genera skin de 19.43
2) Cañoneo con bajo balance estático genera skin de 6.61
3) Cañoneo con PURE genera skin de 3.01
De las tres opciones la tercera es decir el cañoneo con PURE es la que
genera mejores beneficios.
En la figura 4.13 podemos observar que la presión del reservorio es 2300 psi
y la presión estática es 1250 psi obteniendo un desbalance de presión a
favor de la formación de 1050 psi de esta manera se obtienen los mejores
resultados en términos de Skin.
Sobre balance
Bajo balance dinámico
0
2
4
6
8
10
12
1
Daño generado en 2 escenarios diferentes
Sobre balance
Bajo balance dinámico
91
Figura 4. 13 Comportamiento de la Presión V.S Tiempo en el pozo Guanta F-38
Schlumberger, 2013
En la figura 4.14 podemos observar la curva del Daño total en función de la
densidad de disparos en la cual se analizan los tres escenarios planteados y
podemos darnos cuenta que el cañoneo con cable con sobre balance con
carga HSD, Power Jet Omega, HMX genera un Skin de 19.43, el cañoneo
con bajo balance estático con carga HSD, Power Jet Omega, HMX genera
un Skin de 6.61 mientras que el cañoneo en bajo balance dinámico con
carga PURE, Power Jet Omega, HMX genera un Skin mucho menor de 3.01
92
Figura 4. 14 Daño total en función de la densidad de disparos del pozo Guanta F-38
Schlumberger, 2013
En la figura 4.15 podemos observar la curva del Daño total en función de la
zona dañada que para este pozo es de 6 pulgadas (Ver Anexo 3 ) y nos
damos cuenta al llegar al punto de la zona dañada el Skin es de 19.43 en el
cañoneo con cable con sobre balance, 6.61 en el cañoneo con bajo balance
estático y 3.01 en el cañoneo con bajo balance dinámico PURE.
93
Figura 4. 15 Daño total en función de la Zona dañada del pozo Guanta F-38
Schlumberger, 2013
En la figura 4.16 podemos ver el daño total generado en los 3 escenarios
diferentes y la gran reducción del daño con la técnica de bajo balance
dinámico comparado con el bajo balance estático y el sobre balance.
94
Figura 4. 16 Comparación del daño total entre 3 técnicas diferentes
Guanoluisa G, 2014
4.3. ANÁLISIS DE LOS POZOS SELECCIONADOS
APLICANDOSE LA TECNOLGÍA DE CAÑONEO TIPO
ANCLA EN COMBINACIÓN CON BAJE BALANCE
DINÁMICO
En la tabla 4.9 se puede apreciar los resultados de la relación de
productividad, eficiencia de productividad que está en función de la
penetración, densidad de disparos y el diámetro del orificio, daño total
obtenido con la técnica de disparos aplicada, producción total de fluido y
producción de petróleo.
Sobre balanceBajo balance estático
Bajo balance dinámico
0
5
10
15
20
1
Daño generado en 3 escenarios diferentes
Sobre balance
Bajo balance estático
Bajo balance dinámico
95
Tabla 4. 9 Resultados del análisis técnico
POZOS Guanta F-28 Guanta F-38
TÉCNICA APLICADA MAXR+PURE MAXR+PURE
PENETRACIÓN (pulg) 17,17 17,13
DPP 5 5
DIÁMETRO DEL ORIFICIO (pulg)
0,46 0,46
PR/PR∞ 0,8508 0,8494
PR 1,2584 1,2556
Skin 1,95 3,01
Qt (BFPD) 1228 517
Qo (BPPD) 1222 516
Petroamazonas Ep, 2014 - Guanoluisa G, 2014
De acuerdo a la tabla 4.9 se determina que el pozo Guanta F-28 en el que
se aplicó la técnica de cañoneo MAXR+PURE alcanza una penetración de
17.17 pulgadas, diámetro del orificio de 0.46 pulgadas a una densidad de
disparos de 5 disparos por pie obteniéndose una relación de productividad
de 0.8508 y un daño de 1.95 resultados que son muy concordantes con la
producción de petróleo del pozo de 1222 BPPD que servirá de base para el
análisis económico.
El pozo Guanta F-38 en el que se aplicó la técnica de cañoneo
MAXR+PURE alcanza una penetración de 17.13 pulgadas, diámetro del
orificio de 0.46 pulgadas a una densidad de disparos de 5 disparos por pie
obteniéndose una relación de productividad de 0.8494 y un daño de 3.01
resultados que son muy concordantes con la producción de petróleo del
pozo de 516 BPPD que servirá de base para el análisis económico.
96
4.4. ANÁLISIS ECONÓMICO
Para determinar si se justifica o no una inversión y obtener parámetros que
permitan tomar buenas decisiones en diferentes escenarios y conocer la
viabilidad y rentabilidad de un proyecto se realiza el análisis económico.
Existen varios indicadores económicos que nos permiten saber si el proyecto
es económicamente rentable estos son: valor actual neto (VAN), tasa interna
de retorno (TIR) y la relación beneficio-costo (RBC) los cuáles deben cumplir
los siguientes parámetros:
El valor actual neto (VAN) tiene que ser mayor que cero.
La tasa interna de retorno (TIR) tiene que ser mayor a la tasa de
actualización.
La relación beneficio-costo tiene que ser mayor que 1.
4.4.1. INDICADORES QUE INTERVIENEN EN LA EVALUACIÓN DEL
PROYECTO
4.4.1.1. Flujo Neto de Caja
El estado de flujo de caja es un estado financiero dinámico y efectivo que
tiene como objetivo proveer información importante de los ingresos y
egresos de efectivo de un proyecto en un período de tiempo determinado
que generalmente es un año.
El flujo neto es la diferencia entre los ingresos y los egresos reales o
efectivos. Estos no toman en cuenta valores como depreciaciones o
inmovilizaciones y es considerado un importante indicador de liquidez.
La ecuación que representa el flujo neto de caja es la siguiente:
97
(4. 1)
Donde:
FNCK = Flujo Neto de caja, dólares
RK = Ingresos correspondientes al año K
DK = Egresos correspondientes al año K
4.4.1.2. Valor Actual Neto
Es el procedimiento que permite calcular el valor presente de un
determinado número de flujos de caja futuros. Que va a generar un proyecto,
descontados a una tasa de interés (tasa de actualización) y realizar una
comparación con el importe de la inversión inicial. Para que el proyecto sea
viable el VAN tiene que ser mayor que cero, ya que de lo contrario este no
es económicamente rentable y se debe rechazar, puede darse el caso de
que el VAN sea cero en este caso no hay pérdidas ni ganancias pero es
mejor no ejecutar el proyecto.
La ecuación que permite calcular el valor actual neto es la siguiente:
∑
(4. 2)
98
Donde:
VAN = Valor Actual Neto
FNCK = Flujo Neto de caja para un tiempo K
r = Tasa de actualización de la empresa
K = Tiempo asociado al proyecto
4.4.1.3. Tasa Interna de Retorno
La tasa interna de retorno de una inversión es el promedio geométrico de los
rendimientos futuros esperados de dicha inversión y que implica un supuesto
de oportunidad para reinvertir. Se la considera también como la tasa de
descuento con que el valor actual neto es cero, tasa de interés por la cual se
recupera la inversión o la tasa máxima de endeudamiento.
La tasa interna de retorno puede ser calculada mediante la siguiente
ecuación:
∑
(4. 3)
Para que el proyecto se considere económicamente rentable la tasa interna
de retorno tiene que ser mayor o igual a la tasa de actualización de lo
contrario el proyecto deberá ser rechazado ya que no es económicamente
rentable.
4.4.1.4. Relación Beneficio-Costo
99
Es un indicador económico que considera los ingresos como beneficio y los
egresos sumados a la inversión inicial como el costo, es decir que es la
ganancia que se obtiene en relación a la inversión.
La relación beneficio-costo puede ser calculada mediante la siguiente
ecuación:
(4. 4)
Para que el proyecto se considere económicamente rentable la RBC debe
tiene que ser mayor que 1, de ser el caso que está relación sea igual a 1 no
existen pérdidas ni ganancias y se considera indiferente, finalmente el
proyecto no es económicamente rentable si la relación beneficio costo es
menor a 1.
4.4.2. INGRESOS
Para obtener los ingresos se multiplica el precio del barril del petróleo por la
producción de crudo obtenida en las pruebas iniciales con la tecnología
aplicada de cañoneo. Esta producción obtenida sirve de base para el
cálculo de la producción de petróleo en el tiempo de la evaluación del
proyecto mediante la ecuación de declinación exponencial.
(4. 5)
100
Donde:
q = Producción esperada en el tiempo t
qo = Producción inicial
d = Tasa de declinación
t = Tiempo
4.4.3. EGRESOS
Los costos generados por la inversión inicial previa al cañoneo y la
tecnología de cañoneo aplicada y el costo de producción posterior de cada
barril de crudo aproximado de 17.54 USD/BARRIL para el activo Lago Agrio
son considerados como los egresos.
Los gastos generados a partir de la completación del pozo incluida la
tecnología aplicada de cañoneo son considerados como la inversión inicial
tal como se observa en la tabla 4.10
Tabla 4. 10 Inversión inicial
SERVICIO MATERIAL INVERSIÓN
MOVIMIENTO DE LA TORRE -
TRABAJO DE LA TORRE (10 DÍAS) 235.000,00
SUPERVISIÓN Y TRANSPORTE 15.000,00
CABEZAL+ACCESORIOS 50.000,00
TUBERÍA DE PRODUCCIÓN 140.000,00
QUÍMICOS 10.000,00
VACCUM+WL+EVAL 50.000,00
CABLE ELÉCTRICO+REGISTRO DE CEMENTO 70.000,00
TECNOLOGÍA DE CAÑONEO MAXR+PURE 120.000,00
BES+EQUIPO DE SUPERFICIE 450.000,00
TOTAL 1.140.000,00
Petroamazonas EP-Secretaría de Hidrocarburos, 2014
101
4.4.4. CONSIDERACIONES
Los siguientes parámetros fueron tomados en cuenta para el análisis
económico:
El análisis se lo realiza para un período de un año.
La tasa de actualización anual se asume del 12% (1%mensual).
El costo operativo de producción en el Activo Lago Agrio es de 17.54
USD/BBL. Cabe recalcar que este valor es alto ya que el Activo Lago
Agrio al ser centro operativo se le carga valor adicional de otros
activos.
La tasa de declinación de producción del campo Guanta-Dureno es
del 12% anual, es decir 1 % mensual (30 días).
Se consideran tres escenarios para el análisis de cada pozo, uno
realista de 100 USD/BL con el precio promedio del año 2013, el
siguiente escenario es optimista asumiendo un valor de 112.45
USD/BBL y por último un escenario pesimista de 84.90 USD/BBL de
acuerdo al presupuesto general del estado para el año 2013
4.4.5. ANÁLISIS ECONÓMICO DEL POZO GUANTA F-28
Partiendo de la producción diaria obtenida luego del disparo de 1222
BLS/DÍA se calculó la producción de acuerdo a la tasa de declinación
mencionada en las consideraciones. Los costos de producción se calculan
en base a esta tasa de producción multiplicándola por el costo de cada barril
de petróleo de 17.54 USD en el Activo Lago Agrio y lo podemos observar en
la tabla 4.11
102
Tabla 4. 11 Producción mensual del pozo Guanta F-28 y costos de producción
MES PRODUCCIÓN
(BPPD)
COSTO DE PRODUCCIÓN
(USD)
jul-13 36.660,00 643.016,40
ago-13 36.295,23 636.618,28
sep-13 35.934,08 630.283,82
oct-13 35.576,53 624.012,39
nov-13 35.222,54 617.803,37
dic-13 34.872,07 611.656,12
ene-14 34.525,09 605.570,04
feb-14 34.181,56 599.544,52
mar-14 33.841,45 593.578,95
abr-14 33.504,72 587.672,74
may-14 33.171,34 581.825,30
jun-14 32.841,28 576.036,04
Guanoluisa G, 2014
Con los Ingresos y egresos se procede al cálculo de los indicadores
económicos que permiten evaluar el proyecto tal como son el flujo de caja,
VAN, TIR y la relación Beneficio-Costo con las ecuaciones descritas
anteriormente y que se muestran en la tabla 4.12, 4.13, 4.14, 4.15
103
Tabla 4. 12 Flujo de caja del pozo Guanta F-28 en el escenario realista
(100 USD)
MES PERÍODO INGRESOS
(USD) COSTO DE
PRODUCCIÓN INVERSIÓN
(USD) FLUJO DE
CAJA (USD)
Junio 0 0,00 0,00 1.140.000,00 -1.140.000,00
Julio 1 3.666.000,00 643.016,40 0,00 3.022.983,60
Agosto 2 3.629.522,69 636.618,28 0,00 2.992.904,41
Septiembre 3 3.593.408,34 630.283,82 0,00 2.963.124,51
Octubre 4 3.557.653,33 624.012,39 0,00 2.933.640,93
Noviembre 5 3.522.254,08 617.803,37 0,00 2.904.450,72
Diciembre 6 3.487.207,07 611.656,12 0,00 2.875.550,95
Enero 7 3.452.508,78 605.570,04 0,00 2.846.938,74
Febrero 8 3.418.155,74 599.544,52 0,00 2.818.611,23
Marzo 9 3.384.144,53 593.578,95 0,00 2.790.565,58
Abril 10 3.350.471,73 587.672,74 0,00 2.762.798,98
Mayo 11 3.317.133,97 581.825,30 0,00 2.735.308,68
Junio 12 3.284.127,94 576.036,04 0,00 2.708.091,90
41.662.588,20 7.307.617,97 1.140.000,00 33.214.970,23
Guanoluisa G, 2014
Tabla 4. 13 Flujo de caja del pozo Guanta F-28 en el escenario optimista
(112.45 USD)
MES PERÍODO INGRESOS
(USD) COSTO DE
PRODUCCIÓN INVERSIÓN
(USD) FLUJO DE
CAJA (USD)
Junio 0 0,00 0,00 1.140.000,00 -1.140.000,00
Julio 1 4.122.417,00 643.016,40 0,00 3.479.400,60
Agosto 2 4.081.398,27 636.618,28 0,00 3.444.779,99
Septiembre 3 4.040.787,67 630.283,82 0,00 3.410.503,85
Octubre 4 4.000.581,17 624.012,39 0,00 3.376.568,77
Noviembre 5 3.960.774,72 617.803,37 0,00 3.342.971,35
Diciembre 6 3.921.364,35 611.656,12 0,00 3.309.708,23
Enero 7 3.882.346,12 605.570,04 0,00 3.276.776,08
Febrero 8 3.843.716,13 599.544,52 0,00 3.244.171,62
Marzo 9 3.805.470,52 593.578,95 0,00 3.211.891,57
Abril 10 3.767.605,45 587.672,74 0,00 3.179.932,71
Mayo 11 3.730.117,15 581.825,30 0,00 3.148.291,86
Junio 12 3.693.001,87 576.036,04 0,00 3.116.965,83
46.849.580,43 7.307.617,97 1.140.000,00 38.401.962,46
Guanoluisa G, 2014
104
Tabla 4. 14 Flujo de caja del pozo Guanta F-28 en el escenario pesimista
(84.90 USD)
MES PERÍODO INGRESOS
(USD) COSTO DE
PRODUCCIÓN INVERSIÓN
(USD) FLUJO DE CAJA
(USD)
Junio 0 0,00 0,00 1.140.000,00 -1.140.000,00
Julio 1 3.112.434,00 643.016,40 0,00 2.469.417,60
Agosto 2 3.081.464,76 636.618,28 0,00 2.444.846,48
Septiembre 3 3.050.803,68 630.283,82 0,00 2.420.519,86
Octubre 4 3.020.447,67 624.012,39 0,00 2.396.435,28
Noviembre 5 2.990.393,72 617.803,37 0,00 2.372.590,35
Diciembre 6 2.960.638,80 611.656,12 0,00 2.348.982,68
Enero 7 2.931.179,95 605.570,04 0,00 2.325.609,91
Febrero 8 2.902.014,23 599.544,52 0,00 2.302.469,71
Marzo 9 2.873.138,70 593.578,95 0,00 2.279.559,75
Abril 10 2.844.550,49 587.672,74 0,00 2.256.877,75
Mayo 11 2.816.246,74 581.825,30 0,00 2.234.421,45
Junio 12 2.788.224,62 576.036,04 0,00 2.212.188,58
35.371.537,38 7.307.617,97 1.140.000,00 26.923.919,41
Guanoluisa G, 2014
Tabla 4. 15 Indicadores económicos del pozo Guanta F-28
POZO ESCENARIO PRECIO (USD)
VAN (USD) TIR (%) RBC (USD)
GUANTA F-28
REALISTA 100,00 16.826.889,04 264% 13,76
OPTIMISTA 112,45 19.539.571,17 304% 16,14
PESIMISTA 84,90 13.536.808,71 216% 10,87
Guanoluisa G, 2014
Como se muestra en la tabla 4.15 los resultados son muy favorables ya que
en los tres escenarios el VAN es mayor a cero, la TIR es mayor que la tasa
de actualización y la relación Beneficio-Costo es mayor a 1 tanto en el
escenario realista en el que se recupera 13.76 USD por dólar invertido,
16.14 USD en el escenario optimista y 10.87 en el escenario pesimista con
lo que se justifica la inversión del proyecto.
105
4.4.6. ANÁLISIS ECONÓMICO DEL POZO GUANTA F-38
Partiendo de la producción diaria obtenida luego del disparo de 516 BLS/DÍA
se calculó la producción de acuerdo a la tasa de declinación mencionada en
las consideraciones. Los costos de producción se calculan en base a esta
tasa de producción multiplicándola por el costo de cada barril de petróleo de
17.54 USD en el Activo Lago Agrio y lo podemos observar en la tabla 4.16
Tabla 4. 16 Producción mensual del pozo Guanta F-38 y costos de producción
MES PRODUCCIÓN
(BPPD)
COSTO DE PRODUCCIÓN
(USD)
ago-13 15480,00 271519,20
sep-13 15325,97 268817,54
oct-13 15173,48 266142,76
nov-13 15022,50 263494,59
dic-13 14873,02 260872,78
ene-14 14725,03 258277,05
feb-14 14578,51 255707,15
mar-14 14433,46 253162,82
abr-14 14289,84 250643,81
may-14 14147,65 248149,86
jun-14 14006,88 245680,73
jul-14 13867,51 243236,17
Guanoluisa G, 2014
106
Con los Ingresos y egresos se procede al cálculo de los indicadores
económicos que permiten evaluar el proyecto tal como son el flujo de caja,
VAN, TIR y la relación Beneficio-Costo con las ecuaciones descritas
anteriormente y que se muestran en la tabla 4.17, 4.18, 4.19, 4.20
Tabla 4. 17 Flujo de caja del pozo Guanta F-38 en el escenario realista
(100 USD)
MES PERÍODO INGRESOS
(USD) COSTO DE
PRODUCCIÓN INVERSIÓN
(USD) FLUJO DE
CAJA (USD)
Julio 0 0,00 0,00 1.140.000,00 -1.140.000,00
Agosto 1 1.548.000,00 271.519,20 0,00 1.276.480,80
Septiembre 2 1.532.597,14 268.817,54 0,00 1.263.779,60
Octubre 3 1.517.347,55 266.142,76 0,00 1.251.204,79
Noviembre 4 1.502.249,69 263.494,59 0,00 1.238.755,09
Diciembre 5 1.487.302,05 260.872,78 0,00 1.226.429,27
Enero 6 1.472.503,15 258.277,05 0,00 1.214.226,10
Febrero 7 1.457.851,50 255.707,15 0,00 1.202.144,35
Marzo 8 1.443.345,63 253.162,82 0,00 1.190.182,81
Abril 9 1.428.984,10 250.643,81 0,00 1.178.340,29
Mayo 10 1.414.765,47 248.149,86 0,00 1.166.615,61
Junio 11 1.400.688,32 245.680,73 0,00 1.155.007,59
Julio 12 1.386.751,24 243.236,17 0,00 1.143.515,07
17.592.385,85 3.085.704,48 1.140.000,00 13.366.681,37
Guanoluisa G, 2014
107
Tabla 4. 18 Flujo de caja del pozo Guanta F-38 en el escenario optimista
(112.45 USD)
MES PERÍODO INGRESOS
(USD) COSTO DE
PRODUCCIÓN INVERSIÓN
(USD) FLUJO DE
CAJA (USD)
Julio 0 0,00 0,00 1.140.000,00 -1.140.000,00
Agosto 1 1.740.726,00 271.519,20 0,00 1.469.206,80
Septiembre 2 1.723.405,49 268.817,54 0,00 1.454.587,95
Octubre 3 1.706.257,32 266.142,76 0,00 1.440.114,56
Noviembre 4 1.689.279,77 263.494,59 0,00 1.425.785,18
Diciembre 5 1.672.471,16 260.872,78 0,00 1.411.598,38
Enero 6 1.655.829,79 258.277,05 0,00 1.397.552,74
Febrero 7 1.639.354,01 255.707,15 0,00 1.383.646,86
Marzo 8 1.623.042,16 253.162,82 0,00 1.369.879,34
Abril 9 1.606.892,63 250.643,81 0,00 1.356.248,81
Mayo 10 1.590.903,78 248.149,86 0,00 1.342.753,91
Junio 11 1.575.074,02 245.680,73 0,00 1.329.393,29
Julio 12 1.559.401,77 243.236,17 0,00 1.316.165,60
19.782.637,89 3.085.704,48 1.140.000,00 15.556.933,41
Guanoluisa G, 2014
Tabla 4. 19 Flujo de caja del pozo Guanta F-38 en el escenario pesimista
(84.90 USD)
MES PERÍODO INGRESOS
(USD) COSTO DE
PRODUCCIÓN INVERSIÓN
(USD) FLUJO DE
CAJA (USD)
Julio 0 0,00 0,00 1.140.000,00 -1.140.000,00
Agosto 1 1.314.252,00 271.519,20 0,00 1.042.732,80
Septiembre 2 1.301.174,97 268.817,54 0,00 1.032.357,44
Octubre 3 1.288.228,07 266.142,76 0,00 1.022.085,31
Noviembre 4 1.275.409,98 263.494,59 0,00 1.011.915,39
Diciembre 5 1.262.719,44 260.872,78 0,00 1.001.846,66
Enero 6 1.250.155,17 258.277,05 0,00 991.878,12
Febrero 7 1.237.715,92 255.707,15 0,00 982.008,77
Marzo 8 1.225.400,44 253.162,82 0,00 972.237,62
Abril 9 1.213.207,50 250.643,81 0,00 962.563,69
Mayo 10 1.201.135,89 248.149,86 0,00 952.986,02
Junio 11 1.189.184,39 245.680,73 0,00 943.503,65
Julio 12 1.177.351,80 243.236,17 0,00 934.115,64
14.935.935,59 3.085.704,48 1.140.000,00 10.710.231,11
Guanoluisa G, 2014
108
Tabla 4. 20 Indicadores económicos del pozo Guanta F-38
POZO ESCENARIO PRECIO (USD) VAN (USD) TIR (%) RBC (USD)
GUANTA F-38
REALISTA 100,00 6.446.673,28 111% 6,65
OPTIMISTA 112,45 7.592.126,62 128% 7,66
PESIMISTA 84,90 5.057.408,59 90% 5,44
Guanoluisa G, 2014
Como se muestra en la tabla 4.20 los resultados son favorables ya que en
los tres escenarios el VAN es mayor a cero, la TIR es mayor que la tasa de
actualización y la relación Beneficio-Costo es mayor a 1 tanto en el
escenario realista en el que se recupera 6.65 USD por dólar invertido, 7.66
USD en el escenario optimista y 5.44 en el escenario pesimista con lo que se
justifica la inversión del proyecto.
109
CAPÍTULO V
5. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES
5.1. CONCLUSIONES
La tecnología aplicada de cañoneo Tipo Ancla en combinación con
bajo balance dinámico permite poner el pozo en producción
inmediatamente después del cañoneo logrando ahorros en tiempos y
costos de taladro.
Con esta tecnología los cañones son depositados en el fondo del
pozo y el ancla de fondo reduce obstrucciones al flujo en caso de no
desasentar, con el bajo balance dinámico se logran disparos más
limpios minimizando el daño de formación observandose así una
elevada producción.
Como se pudo observar en las simulaciones con el software Span
Rock de la compañía Schlumberger para el pozo Guanta F-28 en
condiciones de bajo balance dinámico genera un daño de 1.95
mientras que con sobre balance genera un daño de 11.48 notándose
una gran diferencia entre ambas técnicas.
Para el pozo Guanta F-38 simulado en 3 escenarios con el software
Span Rock de la compañía Schlumberger se puede ver que el
cañoneo en condiciones de bajo balance dinámico genera un daño de
3.01 representando una gran diferencia en comparación con la
técnica de bajo balance estático que genera un daño de 6.61 y la
técnica de sobre balance con la que se genera un daño de 19.43
110
En el pozo Guanta F-28 en el que se aplicó la técnica de cañoneo
MAXR+PURE alcanza una penetración de 17.17 pulgadas, diámetro
del orificio de 0.46 pulgadas a una densidad de disparos de 5 dpp se
obtuvo una relación de productividad de 0.8508 y un daño de 1.95
resultados que son muy concordantes con la producción de petróleo
del pozo de 1222 BPPD.
En el pozo Guanta F-38 en el que se aplicó la técnica de cañoneo
MAXR+PURE alcanza una penetración de 17.13 pulgadas, diámetro
del orificio de 0.46 pulgadas a una densidad de disparos de 5
disparos por pie obteniéndose una relación de productividad de
0.8494 y un daño de 3.01 resultados que son concordantes con la
producción de petróleo del pozo de 516 BPPD.
A partir de la producción registrada para el pozo Guanta F-28 con la
técnica MAXR+PURE de 1222 BPPD (36660 Barriles de petróleo por
mes) se justifica la inversión ya que se obtienen resultados favorables
demostrándose en los indicadores económicos de los 3 escenarios
planteados incluso en el pesimista, siendo para el escenario realista
los siguientes resultados; VAN = 16826889.13, TIR = 264%, RBC =
13.76
A partir de la producción registrada para el pozo Guanta F-38 con la
técnica MAXR+PURE de 516 BPPD (15480 Barriles de petróleo por
mes) se justifica la inversión ya que se obtienen resultados favorables
demostrándose en los indicadores económicos de los 3 escenarios
planteados incluso en el pesimista, siendo para el escenario realista
los siguientes resultados; VAN = 6446673.28, TIR = 111%, RBC =
6.65
De acuerdo al análisis técnico-económico realizado para el pozo
Guanta F-28 y Guanta F-38 cañoneados con la tecnología aplicada de
111
cañoneo Tipo Ancla en combinación con bajo balance dinámico
MAXR+PURE se concluye que en ambos pozos se lograron
resultados excelentes con un mínimo daño de formación, buena
relación y eficiencia de productividad reflejada en la tasa de
producción diaria registrada y en el análisis económico el cual genera
una gran rentabilidad al ser todos los indicadores económicos
positivos en ambos pozos.
112
5.2. RECOMENDACIONES
Realizar simulaciones previas al cañoneo para los diferentes pozos de
acuerdo a parámetros petrofísicos y de fluido para determinar el mejor
método de cañoneo en términos de daño y productividad.
Diseñar el sistema de cañoneo tomando en cuenta que los
parámetros que intervienen en el punzonamiento como son
penetración del disparo, diámetro del orificio y densidad de disparos
optimicen la relación y eficiencia de productividad.
Tomar pruebas de restauración de presión o Build Up después del
cañoneo ya que estas generan información relevante en términos de
daño, presiones, e índice de productividad, permitiendo así una mejor
caracterización de los reservorios productores.
Cumplir con gran precaución todas las normativas de seguridad y
equipos de protección personal ya que al usarse en las operaciones
de cañoneo material explosivo y radiactivo generan grandes riesgos
para el personal profesional encargado de la operación.
Es recomendable aplicar la tecnología de cañoneo Tipo Ancla en
combinación con bajo balance dinámico ya que se obtiene menor
daño de formación y consecuentemente una buena producción
además que se ahorra tiempo y costos de taladro ya que el pozo
entra en producción inmediatamente después del cañoneo.
En pozos donde la distancia desde la base de la zona en que se
cañonea hasta el fondo del pozo es muy corta no es recomendable
usar la técnica Tipo Ancla ya que la herramienta que cae al fondo
podría interferir a la arena productora disminuyendo la producción.
113
SIMBOLOGÍA
SÍMBOLO SIGNIFICADO DIMENSIONES
BAPD Barriles de agua por día
BFPD Barriles De fluido por día
BF Barril fiscal
Bl Barril
BPPD Barriles de petróleo por día
BSW Porcentaje de agua y sedimentos
Df Diámetro del reservorio L
D Diámetro del pozo L
d Diámetro del túnel de perforación L
Dpp Disparos por pie
DUB Dinamic Under Balance
°F Grado Fahrenheit
J Índice de Productividad
k Permeabilidad L2
ks Permeabilidad en la zona dañada L2
ko Permeabilidad al petróleo L2
ht Espesor del reservorio L
ho Intervalo disparado L
pc Presión en la cabeza del pozo ML-1T-2
114
N Densidad de disparos
P Profundidad de penetración de los
disparos
L
ppm Partes por millón
PR Relación de productividad
PR∞ Razón de productividad máxima
PR/PR∞ Eficiencia de productividad
Pi Presión inicial ML-1T-2
pulg Pulgadas ML-1T-2
pws Presión estática ML-1T-2
pwf Presión de fondo fluyente ML-1T-2
Pb Presión de burbuja ML-1T-2
Q Tasa de producción de una
completación disparada
L3T-1
QD Tasa de producción para un pozo
con agujero abierto
L3T-1
Q∞ Tasa de producción para un pozo
con agujero abierto de diámetro
(D+2P)
L3T-1
q Tasa de producción L3T-1
qo Tasa de producción de petróleo L3T-1
qw Tasa de producción de agua L3T-1
qt Tasa de producción de fluido total L3T-1
115
GOR Relación gas petróleo
rs Radio de la zona dañada L
rw Radio del pozo L
re Radio externo L
Sf Factor de daño de formación
St Factor de daño total en el pozo
TCP Tubing conveyed perforating
T Temperatura del yacimiento
βo Parámetro adimensional basado
en P,N,α,d
α Anisotropía
Bo Factor volumétrico del petróleo
Bw Factor volumétrico del agua
ø Porosidad
°C Grados Celsius
µw Viscosidad del agua
µo Viscosidad del petróleo
Co Compresibilidad del petróleo
116
GLOSARIO DE TÉRMINOS
API.- American Petroleum Institute, organismo estadounidense de la
industria petrolera, fundado en 1920, la API es la organización de mayor
autoridad normativa de los equipos de perforación y, de producción
petrolera.
Arenamiento.- A medida que el yacimiento descarga petróleo hacia el pozo,
con el tiempo se va acumulando arena y sedimento en el fondo del pozo.
Esta acumulación puede ser de tal magnitud y altura que puede disminuir
drásticamente o impedir completamente la producción del pozo.
Barril.- Unidad de medida de volumen para petróleo y derivados; equivale a
42 galones americanos o 158.98 litros medidos a 60° Fahrenheit (15.5° C).
Cañoneo.- El cañoneo es el proceso de crear aberturas a través de la
tubería de revestimiento y el cemento para establecer comunicación entre el
pozo y las formaciones seleccionadas. Las herramientas para hacer este
trabajo se llaman cañones.
Completación.- Es la preparación de un pozo para ponerlo en producción
económicamente. Después que un pozo es entubado y cementado, cada
horizonte productivo es puesto en contacto permanente con el pozo,
permitiendo el flujo de fluidos del reservorio hacia la superficie a través de la
tubería de producción y el equipo apropiado para controlar la tasa de flujo. El
contacto con cada horizonte puede ser alcanzado directamente (a hueco
abierto) o por cañoneo a través de la tubería de revestimiento. Otra
definición.- Trabajos posteriores a la perforación que tienen por objeto poner
el pozo en condiciones de producir.
.
117
Compresibilidad.- Para la mayoría de los yacimientos de petróleo, la
compresibilidad de la matriz es considerada pequeña en comparación con la
compresibilidad de los poros. La compresibilidad de la formación es un
término usado comúnmente para describir la compresibilidad total de la
formación y es igual a la compresibilidad del volumen poroso.
Corte de agua.- Representa el porcentaje de agua que se produce con un
barril de petróleo.
Daño a la formación.- Se puede definir como una reducción en la
permeabilidad de una zona productora en la vecindad del pozo.
Densidad de disparos (dpp).- Se define por el número de cargas por
unidad de longitud.
Diámetro a la entrada de la perforación.- Representa el diámetro del
agujero que se crea en el revestidor durante el cañoneo.
Diferencial de presión.- (pe-pwf) (Drawdown). Es la diferencia entre la
presión existente en el límite exterior de un pozo y la presión de fondo de
producción del mismo.
Espesor (h).- El espesor útil es el espesor promedio de la formación
permeable que contiene el área de drenaje por el cual el fluido fluye hacia el
pozo. Este no es solamente el intervalo punzado o el espesor de formación
encontrado por el pozo.
Fluido de perforación.- Es un líquido o gas que circula a través de la sarta
de perforación hasta la barrena y regresa a la superficie por el espacio
anular.
118
Gravedad API.- Gravedad del petróleo, determinada a base de los
estándares del American Petroleum Institute (API). A mayor gravedad API,
mayor calidad del crudo y viceversa.
Índice de Productividad.- En un indicador de la capacidad o habilidad para
producir fluido de un pozo.
Penetración.- Es la longitud de penetración realizada por una carga.
Presión Diferencial.- Es la diferencia entre dos presiones. Viene expresado
en milímetros columna de mercurio, milímetros columna de agua o pulgadas
de columna de agua.
Presión dinámica de fondo.- Esta es la presión que se desarrolla en la cara
de la formación o sea en las paredes del pozo donde se encuentran los
punzados. Esta se puede determinar con ensayos de formación, perfiles de
presión o sensores de fondo. Su valor puede variar para pozos de cierta
proximidad y afectados a la misma formación debido al daño que se haya en
el volumen de la roca en las cercanías del pozo.
Presión promedio de reservorio.- Esta es la presión promedio de
reservorio que se asume como la presión estática que se desarrolla a una
distancia del pozo igual al radio de drenaje.
Presión.- El esfuerzo ejercido por un cuerpo sobre otro cuerpo, ya sea por
peso (gravedad) o mediante el uso de fuerza. Se define como la relación
fuerza entre área.
Producción Bruta.- Producción petrolera que incluye gas natural, agua y
sedimentos.
Producción Neta.- Petróleo libre de agua, gas y sedimentos.
119
Radio de drenaje (re).- Es la distancia comprendida desde el centro del
pozo y el límite de volumen de roca permeable al cual se le interrumpe la
presión estática. Se lo llama radio de drenaje, ya que en la mayoría de los
casos se asume un flujo desde el reservorio hacia el pozo.
Salmuera.- La salmuera es agua con una alta concentración de sal disuelta
(NaCl). Existen ríos y lagos salados en donde no hay vida por el exceso de
sal y de donde se extrae la salmuera, principalmente para obtener su sal
evaporando el agua en salinas.
TCP.- Tubing conveyed perforating.
Tubería de Revestimiento.- Este es el nombre que se le da a la tubería de
producción y podría estar potencialmente expuesta a fluidos del reservorio.
La misma podría ser extendida hasta la superficie como una sarta integral o
ser una combinación de liner de producción (7”) y la tubería de revestimiento
anteriormente colocada de (9 - 5/8”), el propósito de la tubería es de aislar
las zonas productoras, permitir el control del reservorio, actuar como un
conducto seguro de transmisión de fluidos, gas condesados a la superficie y
previene el influjo de fluido no deseados.
120
BIBLIOGRAFÍA
Bakker E., Behrman L., Milton P., Salsman A., Stutz L. & Underdown
D; (2004) “La Nueva Dinámica De Operaciones De Disparos en
Condiciones de Bajo Balance”. Houston-Texas. Oilfield Review.
Baxter D., Behrman L., Heiland J., Hong L., Khong C., Martin A.,
Mishra V., Munro j., Pizzolante I., Safin N., (2009) “Operaciones de
disparos cuando la falla es el objetivo”. Houston-Texas. Oilfield
Review.
Bruyere F., Clark D., Stirton G., Kusumadjaja A., Manalu D., Sobirin
M., Roberston D., Stenhouse A., (2007) “Nuevas prácticas para
mejorar los resultados de las operaciones de disparos”. Houston-
Texas. Oilfield Review.
Behrmann L., Brooks JE., Ferrant S., Fayard A., Venkitafaman A.,
Brown A., Michael C., Noordefmeef A., Smith P. & Underdown D
(2000): “Técnicas de diseño de los disparos para optimizar la
productividad.” Oilfield Review 12.no.1. Houston- Texas.
Chila, K. (2012); Evaluación de las técnicas de cañoneo TCP
convencional y TCP bajo balance dinámico, aplicadas en el campo
Auca. Tesis de grado de Ingeniería de Petróleos. UTE. Quito-
Ecuador.
Zúñiga, G. (2013); Análisis y selección de la mejor técnica de cañoneo
de bajo balance y su aplicación en el área Auca. Tesis de grado de
Ingeniería de Petróleos. EPN. Quito-Ecuador.
121
Pozo, S. (2013); Factibilidad de aplicación de nuevas tecnologías de
cañoneo en pozos petroleros del ÁREA Cuyabeno para incrementar la
producción. Tesis de grado de Ingeniería de Petróleos. EPN. Quito-
Ecuador.
Díaz, J. y Sánchez, C. (2007) Análisis técnico-económico del uso de
las diferentes técnicas de cañoneo en los campos operados por
Petroproducción. Tesis de grado de Ingeniería de Petróleos. ESPOL.
Guayaquil-Ecuador.
Valencia, R. (2011) Fundamentos de pruebas de presión. EPN. Quito
–Ecuador.
James, E. (1997) SPE 38148 “A Simple Method For Estimation Well
Productivity” Hosuton-Texas.
Petroamazonas EP (2014) “Ingeniería de petróleos y yacimientos
campo Guanta-Dureno” Lago Agrio-Ecuador.
Johnson AB, Brooks JE, Behrmann LA, Venkitaraman V, Pastel DR Y
Fruge MW (2003): “Reservoir Communicating with a Wellbore.”
Patente de EUA N°: 6’598.682.
Jhonson AB, Behrmann LA, Yang W y Cornelis FH: (2003)
“Controlling Transient Underbalance in a Wellbore.,” Publicación de
solicitudes de Patentes de EUA no. 2003/0089498 .
Behrmann LA, Li JL, Venkitaraman A y Li H (1997): “Borehole
Dynimics During Underbalanced Perforating.” artículo de la SPE
38139, presentado en la Conferencia Europea sobre Daño de
formación de la SPE. La Haya- Países Bajos.
122
RP 19B (2006), “Recommended Practices for Evaluation of Well
Perforators”, 2DA edición. Washintong, DC: Instituto Americano del
Petróleo.
Baxter D, McCausland H,Wells B, Mishra VK Y behrmann L (2007):
“Overcoming Environmental Challenges Using Innovative Approach of
Dynamic Underbalance Perforating.” artículo SPE 108167, presentado
en la Conferencia del Área Marina de Europa de la SPE, Aberdeen.
Behrmann LA Y McDonald B (1996): “Underbalance or Extreme
Overbalance,” artículo de la SPE 31083, presentado en el Simposio
Internacional sobre Control del Daño de la formación de la SPE,
Lafayette, Luisana, EEUU.
King GE, Anderson A Y Bingham M. (1985): “A field Study of
Underbalance Pressures Necessary to Obtain Clean Perforations
Using Tubing-Conveyed Perforating.” artículo de la SPE 14321,
presentado en la Conferencia Técnica y Exhibition Annual No 60 de la
SPE, Las Vegas, Nevada, EEUU.,
Halliburton Company (2002). “Análisis del comportamiento de pozos
debido al incremento en la producción de petróleo y/o gas por la
utilización del método de cañones transportados por tubería TCP”.
Craft, B. (1997) Ingeniería aplicada de yacimientos petrolíferos
Madrid, España: Tecnos S.A.
Vega C., (1983), Ingeniería Económica, Quito, Ecuador. Mediavilla.