UNIVERSIDAD TECNOLÓGICA EQUINOCCIALrepositorio.ute.edu.ec/bitstream/123456789/5255/1/58003_1.pdf · caÑoneo tipo ancla en pozos del campo sacha en la amazonÍa ecuatoriana. trabajo

UNIVERSIDAD TECNOLÓGICA EQUINOCCIAL

FACULTAD DE CIENCIAS DE LA INGENIERÍA

CARRERA DE INGENIERÍA DE PETRÓLEOS

ESTUDIO TÉCNICO ECONÓMICO DE LA APLICACIÓN DEL

CAÑONEO TIPO ANCLA EN POZOS DEL CAMPO SACHA EN LA

AMAZONÍA ECUATORIANA.

TRABAJO PREVIO A LA OBTENCIÓN DEL TÍTULO

DE INGENIERO DE PETRÓLEOS

PABLO ESTEBAN CHÁVEZ CABRERA

DIRECTOR: ING FAUSTO RAMOS AGUIRRE M.Sc.

Quito, Septiembre 2014.

© Universidad Tecnológica Equinoccial. 2014 Reservados todos los derechos de reproducción

DECLARACIÓN

Yo PABLO ESTEBAN CHÁVEZ CABRERA, 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.

____________________

Pablo Esteban Chávez Cabrera

CI: 1719057463

CERTIFICACIÓN

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

ECONÓMICO DE LA APLICACIÓN DEL CAÑONEO TIPO ANCLA EN POZOS

DEL CAMPO SACHA EN LA AMAZONÍA ECUATORIANA”, que, para aspirar

al título de Ingeniero de Petróleos fue desarrollado por Pablo Esteban Chávez

Cabrera, 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. Fausto Ramos Aguirre M.Sc.

DIRECTOR DEL TRABAJO

CI: 1705134102

CARTA DE LA INSTITUCIÓN

DEDICATORIA

En profunda dedicación al Dueño de todo, Dios todo lo que hago es para ti y a

la memoria de mis recordados abuelitos Nelson Cabrera y Rosita Moyano.

Con profundo Amor a mis padres Patricio Chávez y Martha Cabrera pilares

fundamentales en mi vida, a mis abuelitos que siguen guiando mis pasos Julio

Chávez, Anita Lluno y Alita Toscano.

Pablo Chávez.

AGRADECIMIENTO

El agradecimiento más sincero a Dios por haberme permitido culminar una

etapa muy significativa en mi vida y ponerme en mi camino a personas tan

maravillosas de las cuales he aprendido mucho.

Agradezco infinitamente al amor, compresión, tiempo y responsabilidad de mis

padres para que este día haya podido llegar.

A mi hermana y Sobrino por llenarme cada día de alegría y entusiasmo.

A Pame por haber sido una bendición de Dios al guiar mi camino por dónde el

desee, Gracias Amor.

A todos mis amigos y familiares por ese apoyo y confianza de toda la vida.

A los ingenieros que de una u otra manera aportaron para la realización de este

trabajo, en especial al Ing. Fausto Ramos por ser un docente ejemplar en la

transmisión de conocimientos.

Finalmente y con mucha emoción expresar un agradecimiento a la Universidad

Tecnológica Equinoccial en especial a la Escuela de ingeniería de Petróleos

que vela por exportar a los mejores profesionales a la industria nacional e

internacional.

Pablo Chávez.

i

INDICE DE CONTENIDOS

DECLARACIÓN ................................................................................................. III

CERTIFICACIÓN ............................................................................................... IV

CARTA DE LA INSTITUCIÓN ............................................................................. V

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

AGRADECIMIENTO ......................................................................................... VII

RESUMEN ........................................................................................................ XII

ABSTRACT ...................................................................................................... XIII

CAPÍTULO I ........................................................................................................ 1

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

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

1.2. JUSTIFICACIÓN. ................................................................................... 3

1.3. OBJETIVOS. .......................................................................................... 4

1.3.1. OBJETIVO GENERAL. ................................................................... 4

1.3.2. OBJETIVOS ESPECÍFICOS. .......................................................... 4

CAPITULO II ....................................................................................................... 5

2. MARCO TEÓRICO. ...................................................................................... 5

2.1. FUNDAMENTOS DE LOS SISTEMAS DE CAÑONEO Y LA TÉCNICA

DE CAÑONEO TIPO ANCLA. ......................................................................... 5

2.1.1. ANTECEDENTES DEL CAÑONEO. ............................................... 5

2.1.2. CAÑONEO O PUNZONAMIENTO. ................................................. 6

2.1.2.1. Condiciones hidrostáticas para el cañoneo.................................. 6

2.1.2.1.1. Sobre balance estático ........................................................... 7

2.1.2.1.2. Bajo balance estático. ............................................................ 8

2.1.3. SISTEMAS DE CAÑONEO. ............................................................ 9

2.1.3.1. Sistema de cañoneo transportado mediante Cable Eléctrico o

Wireline. .................................................................................................... 9

2.1.3.1.1. Ventajas del Sistema Wireline. ............................................. 10

2.1.3.1.2. Desventajas del Sistema Wireline. ....................................... 11

ii

2.1.3.2. Sistema de cañoneo transportado por tubería o TCP (Tubing

Conveyed Perforating). ........................................................................... 11

2.1.3.2.1. Ventajas del sistema TCP. ................................................... 12

2.1.3.2.2. Desventajas del sistema TCP. ............................................. 13

2.1.3.3. Sistema de Cañoneo transportado mediante tubería flexible o

Coiled Tubing. ......................................................................................... 13

2.1.3.3.1. Ventajas del sistema Coiled Tubing. .................................... 14

2.1.3.3.2. Desventajas del sistema Coiled Tubing. .............................. 14

2.1.4. EXPLOSIVOS. .............................................................................. 15

2.1.4.1. Selección de Explosivos. ........................................................... 15

2.1.4.2. Tipos de Explosivos. .................................................................. 16

2.1.4.2.1. Explosivos Altos. .................................................................. 16

2.1.4.2.2. Explosivos Bajos. ................................................................. 18

2.1.5. CAÑONES..................................................................................... 18

2.1.5.1. Elementos de un cañón. ............................................................ 18

2.1.5.1.1. Contenedor. ......................................................................... 18

2.1.5.1.2. Iniciador o Detonador. .......................................................... 19

2.1.5.1.2.1. Detonador Eléctrico. ....................................................... 19

2.1.5.1.2.2. Detonador de Percusión. ................................................ 20

2.1.5.1.3. Cordón detonante. ............................................................... 20

2.1.5.1.4. Cargas Moldeadas. .............................................................. 21

2.1.5.2. Tipo de cañones. ....................................................................... 23

2.1.5.2.1. Cañones Recuperables. ....................................................... 23

2.1.5.2.2. Cañones Desechables y Semi-desechables. ....................... 24

2.1.6. PROCESO DE PUNZONAMIENTO. ............................................. 25

2.1.6.1. Detonación de la carga. ............................................................. 26

2.1.6.2. Factores que afectan al punzonamiento. ................................... 27

2.1.6.2.1. Presión Diferencial. .............................................................. 27

2.1.6.2.1.1. Condición de Bajo balance. ............................................ 28

2.1.6.2.1.2. Cálculo de la presión de bajo balance (ΔP).................... 29

iii

2.1.6.2.2. Resistencia y compresión de la formación. .......................... 31

2.1.6.2.2.1. Formaciones Consolidadas. ........................................... 31

2.1.6.2.2.2. Formaciones no consolidadas. ....................................... 32

2.1.6.2.3. Medición de la profundidad. ................................................. 32

2.1.6.3. Factores que afectan a la productividad del pozo. ..................... 32

2.1.6.3.1. Factores Geométricos de Disparo. ....................................... 32

2.1.6.3.1.1. Densidad de Disparo. ..................................................... 33

2.1.6.3.1.2. Diámetro de los cañones. ............................................... 34

2.1.6.3.1.3. Ángulo de Fase. ............................................................. 35

2.1.6.3.2. Daño de formación. .............................................................. 36

2.1.6.3.2.1. Tipos de daño de formación. .......................................... 38

CAPITULO III .................................................................................................... 43

3. METODOLOGÍA. ........................................................................................ 43

3.1. DESCRIPCIÓN DEL CAMPO SACHA Y SUS RESERVORIOS. ........ 43

3.1.1. UBICACIÓN DEL CAMPO SACHA. .............................................. 43

3.1.2. ANTECEDENTES DEL CAMPO SACHA. ..................................... 44

3.1.3. ESTRUCTURA DEL CAMPO. ....................................................... 46

3.1.4. ESTRATIGRAFÍA DEL CAMPO. ................................................... 46

3.1.4.1. Formación Hollín. ....................................................................... 47

3.1.4.2. Formación Napo. ....................................................................... 47

3.1.4.3. Formación Tena. ........................................................................ 47

3.1.5. DESCRIPCIÓN DE LOS RESERVORIOS (LITOLOGÍA). ............. 48

3.1.5.1. Hollín inferior. ............................................................................. 48

3.1.5.2. Hollín Superior. .......................................................................... 48

3.1.5.3. Napo U. ...................................................................................... 48

3.1.5.4. Napo T. ...................................................................................... 48

3.1.5.5. Basal Tena. ................................................................................ 49

3.1.6. PARÁMETROS PETROFÍSICOS. ................................................. 49

3.1.7. PÁRAMETROS PVT. .................................................................... 50

3.1.8. MECANISMOS DE PRODUCCIÓN DEL CAMPO. ....................... 50

iv

3.1.9. COLUMNA ESTRATIGRÁFICA DEL CAMPO SACHA. ................ 51

3.2. TÉCNICA DE CAÑONEO TIPO ANCLA. ............................................. 52

3.2.1. TECNOLOGÍAS MAX-R / ONE TRIP. ........................................... 53

3.2.1.1. Proceso de anclaje. ................................................................... 57

3.2.1.2. Procedimiento de punzonamiento con tecnologías. ................... 58

3.2.1.3. Diferencias entre correr las tecnologías con Wireline y TCP. .... 60

3.2.1.4. Ventajas de la técnica de cañoneo tipo ancla (ONE TRIP). ....... 61

CAPITULO IV. ................................................................................................... 62

4. ANÁLISIS DE RESULTADOS. ................................................................... 62

4.1. ANÁLISIS TÉCNICO DE LA APLICACIÓN DEL CAÑONEO TIPO

ANCLA. .......................................................................................................... 62

4.1.1. EVALUACIÓN DE LA CONDICIÓN DE POZOS

SELECCIONADOS..................................................................................... 62

4.1.1.1. Pozo 1. ....................................................................................... 63

4.1.1.1.1. Registro a hueco abierto. ..................................................... 63

4.1.1.1.2. Registro de cementación...................................................... 64

4.1.1.1.3. Cañoneo............................................................................... 66

4.1.1.1.4. Prueba de Build Up. ............................................................. 66

4.1.1.1.5. Historial de producción. ........................................................ 67

4.1.1.2. Pozo 2. ....................................................................................... 69



4.1.1.2.3. Cañoneo............................................................................... 72

4.1.1.2.4. Prueba de Build up. .............................................................. 72

4.1.1.2.5. Historial de Producción. ....................................................... 73

4.1.1.3. Pozo 3. ....................................................................................... 75



4.1.1.3.3. Cañoneo............................................................................... 78

4.1.1.3.4. Prueba de Build up. .............................................................. 79

v


4.1.1.4. Pozo 4. ....................................................................................... 82



4.1.1.4.3. Cañoneo............................................................................... 85



4.1.1.5. Pozo 5. ....................................................................................... 88


4.1.1.5.2. Registro de Cementación. .................................................... 90

4.1.1.5.3. Cañoneo............................................................................... 91



4.1.1.6. Resumen de resultados obtenidos del análisis técnico de los

pozos en estudio. .................................................................................... 94

4.2. ANÁLISIS ECONÓMICO DE LA APLICACIÓN DEL CAÑONEO TIPO

ANCLA. .......................................................................................................... 97

4.2.1. COSTOS DE LA APLICACIÓN DEL CAÑONEO TIPO ANCLA. ... 97

4.2.2. DISCUSIÓN. ................................................................................. 98

4.2.3. ANÁLISIS BENEFICIO - COSTO. ................................................. 99

4.2.3.1. Recuperación de la inversión. .................................................. 101

4.2.3.2. Estimación de ingresos en tiempo productivo en pozos

cañoneados con la técnica tipo ancla (ONE TRIP) comparada con WL y

TCP convencional. ................................................................................ 103

CAPITULO V. .................................................................................................. 106

5. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES. .......................................... 106

5.1. CONCLUSIONES. ............................................................................. 106

5.2. RECOMENDACIONES. ..................................................................... 107

BIBLIOGRAFÍA. .............................................................................................. 108

ANEXOS. ........................................................................................................ 111

vi

INDICE DE TABLAS.

TABLA 1. CLASIFICACIÓN DE EXPLOSIVOS ALTOS Y SUS PROPIEDADES.

................................................................................................................... 17

TABLA 2. VALORES ÓPTIMOS DE PRESIÓN DE BAJO BALANCE PARA

FORMACIONES NO CONSOLIDADAS. .................................................... 28

TABLA 3 PROFUNDIDADES PROMEDIO DE LAS FORMACIONES

PRODUCTORAS DEL CAMPO. ................................................................ 47

TABLA 4. PARÁMETROS PETROFÍSICOS DE RESERVORIOS DE SACHA. 49

TABLA 5 PARÁMETROS PVT DE RESERVORIOS DE SACHA. .................... 50

TABLA 6 MECANISMOS DE PRODUCCIÓN DE RESERVORIOS DE SACHA.

................................................................................................................... 50

TABLA 7. IDENTIFICACIÓN DE POZOS. ........................................................ 63

TABLA 8 RESULTADOS BUILD UP DEL POZO 1. .......................................... 66

TABLA 9 HISTORIAL DE PRODUCCIÓN DEL POZO 1. ................................. 67

TABLA 10. RESULTADOS BUILD UP DEL POZO 2. ....................................... 72

TABLA 11. HISTORIAL DE PRODUCCIÓN DEL POZO 2. .............................. 73

TABLA 12. DAÑO DE SIMULACIÓN DE CAÑONEO DEL POZO 3. ................ 79


TABLA 14. RESULTADOS BUILD UP POZO 4. ............................................... 85



TABLA 17. PARÁMETROS OBTENIDOS DEL ANÁLISIS TÉCNICO DE LOS

POZOS ESCOGIDOS. ............................................................................... 95

TABLA 18. PRODUCCIÓN TRIMESTRAL DE LOS POZOS EXITOSOS

CAÑONEADOS CON LA TÉCNICA DE CAÑONEO TIPO ANCLA. ........... 96

TABLA 19. INVERSIÓN DE LA APLICACIÓN DE LA TÉCNICA DE CAÑONEO

TIPO ANCLA. ............................................................................................. 97

vii

TABLA 20. TIEMPO ESTIMADO DESDE LA FASE DE CAÑONEO HASTA LA

PRODUCCIÓN DE UN POZO PETROLÍFERO CON DIFERENTES

TÉCNICAS. ................................................................................................ 99

TABLA 21. PRECIO DEL CRUDO ORIENTE PARA DIFERENTES MESES Y

AÑOS. ...................................................................................................... 101

TABLA 22. PRODUCCIÓN DE PETRÓLEO POR DÍA CUANDO CORTE DE

AGUA SE ESTABILIZA. ........................................................................... 102

TABLA 23. RESULTADOS DE LA RECUPERACIÓN DE LA INVERSIÓN. ... 102

TABLA 24. DIFERENCIAL DE TIEMPO EN HORAS CON RESPECTO A LA

TÉCNICA ONE TRIP. ............................................................................... 103

TABLA 25. INGRESOS ECONÓMICOS DE OPORTUNIDAD EN TIEMPO

PRODUCTIVO DE POZOS CAÑONEADOS CON ONE TRIP. ................ 104

viii

INDICE DE FIGURAS

FIGURA 1. BARRERAS DEL PUNZONAMIENTO DE UN POZO PETROLERO 6

FIGURA 2. CAÑONEO SOBRE BALANCE. ....................................................... 7

FIGURA 3. CAÑONEO BAJO BALANCE. .......................................................... 9

FIGURA 4. SISTEMA DE CAÑONEO POR WIRELINE. ................................... 10

FIGURA 5. SISTEMA DE CAÑONEO POR TCP. ............................................. 12

FIGURA 6. SISTEMA DE CAÑONEO POR COILED TUBING. ........................ 14

FIGURA 7. SELECCIÓN DE EXPLOSIVOS DE ACUERDO A LA

TEMPERATURA Y EL TIEMPO. ................................................................ 16

FIGURA 8. INICIADOR O DETONADOR DE UN CAÑÓN UTILIZADO EN EL

CAÑONEO DE POZOS. ............................................................................. 19

FIGURA 9. DETONADOR ELÉCTRICO DE UN CAÑÓN UTILIZADO EN EL

CAÑONEO DE POZOS. ............................................................................. 19

FIGURA 10. DETONADOR DE PERCUSIÓN DE UN CAÑÓN. ....................... 20

FIGURA 11. CORDÓN DETONANTE DE UN CAÑÓN UTILIZADO EN EL

CAÑONEO DE POZOS. ............................................................................. 20

FIGURA 12. ELEMENTOS DE UNA CARGA MOLDEADA UTILIZADA EN EL

CAÑONEO DE POZOS. ............................................................................. 21

FIGURA 13. CONFIGURACIÓN DE LA CARGA PARA OBTENER UNA ALTA

PENETRACIÓN. ........................................................................................ 22

FIGURA 14. CONFIGURACIÓN DE LA CARGA PARA OBTENER UN HOYO

GRANDE. ................................................................................................... 22

FIGURA 15. CAÑONES RECUPERABLES UTILIZADOS EN EL CAÑONEO DE

POZOS. ...................................................................................................... 23

FIGURA 16. CAÑONES DESECHABLES Y SEMI-DESECHABLES

UTILIZADOS EN EL CAÑONEO DE POZOS. ........................................... 24

FIGURA 17. PROCESO DE PUNZONAMIENTO DE UN POZO PETROLERO.

................................................................................................................... 25

FIGURA 18. DETONACIÓN DE LA CARGA. .................................................... 27

ix

FIGURA 19. MUESTRA DE DISPAROS EN SOBRE BALANCE Y BAJO

BALANCE. .................................................................................................. 30

FIGURA 20. CURVA DE SELECCIÓN DE ARENISCA CON RELACIÓN A LA

POROSIDAD Y PROFUNDIDAD. .............................................................. 31

FIGURA 21. FACTORES GEOMÉTRICOS DE DISPARO. .............................. 33

FIGURA 22. EFECTO DE LA PENETRACIÓN Y LA DENSIDAD DE DISPARO

EN LA RELACIÓN DE PRODUCTIVIDAD DE UN POZO PETROLERO. .. 34

FIGURA 23. FASE ANGULAR ENTRE DISPAROS. ........................................ 35

FIGURA 24. EFECTO DEL ÁNGULO DE FASE EN LA RELACIÓN DE

PRODUCTIVIDAD. ..................................................................................... 36

FIGURA 25. COMPLETACIÓN NATURAL TÍPICA DE UN POZO PETROLERO.

................................................................................................................... 39

FIGURA 26. EMPAQUE DE GRAVA PARA CONTROL DE ARENA. ............... 40

FIGURA 27. INVASIÓN DE CEMENTO A LA FORMACIÓN. ........................... 41

FIGURA 28. DAÑO DE FORMACIÓN POR CAÑONEO. ................................. 42

FIGURA 29. MAPA DE UBICACIÓN DEL CAMPO SACHA. ............................ 44

FIGURA 30. PRODUCCIÓN ACTUAL DEL CAMPO SACHA. .......................... 45

FIGURA 31. COLUMNA ESTRATIGRÁFICA DEL CAMPO SACHA. ............... 51

FIGURA 32. ENSAMBLAJE DE CAÑÓN TIPO ANCLA. ................................... 53

FIGURA 33. ESQUEMA DE CAÑONEO TIPO ANCLA CON MAX-R. ............. 55

FIGURA 34. ESQUEMA DE CAÑONEO TIPO ANCLA CON ONE TRIP.......... 56

FIGURA 35. PROCESO DE ANCLAJE Y CAÑONEO. ..................................... 58

FIGURA 36. REGISTRO A HUECO ABIERTO POZO 1. .................................. 64

FIGURA 37. REGISTRO DE CEMENTACIÓN DEL POZO 1. .......................... 65

FIGURA 38. PRODUCCIÓN DE PETRÓLEO DEL POZO 1. ............................ 68

FIGURA 39. CORTE DE AGUA DEL POZO 1. ................................................. 68

FIGURA 40. PRODUCCIÓN DE AGUA DEL POZO 1. ..................................... 69




x















FIGURA 58. PRODUCCIÓN DE FLUIDO DEL POZO 5. .................................. 93



xi

INDICE DE ANEXOS

ANEXO 1. BHA ONE TRIP. ............................................................................ 111

ANEXO 2. BHA MAX-R................................................................................... 112

ANEXO 3. EJEMPLO DE UN PROCEDIMIENTO OPERATIVO DE LA TÉCNICA

MAX-R. ..................................................................................................... 113

ANEXO 4. EJEMPLO DE UN PROCEDIMIENTO OPERATIVO DE LA TÉCNICA

ONE TRIP. ............................................................................................... 116

ANEXO 5. RESULTADOS Y TERMINACIÓN DE PRUEBAS DEL POZO SAC-

276 D (POZO 1). ...................................................................................... 118


313 D (POZO 2). ...................................................................................... 119


207 D (POZO 3). ...................................................................................... 120


209 D (POZO 4). ...................................................................................... 121


247 D (POZO 5). ...................................................................................... 122

xii

RESUMEN

Actualmente en nuestro país con la necesidad de incrementar la producción

petrolera de un campo, las empresas operadoras se han visto en la necesidad

de implementar técnicas que ayuden a la mayor recuperación de petróleo

posible, una de estas técnicas es el cañoneo tipo ancla, el cual nos ayuda a

obtener una producción rápida y efectiva a través de la minimización del daño

de formación. El presente trabajo considera un estudio tanto técnico como

económico de la aplicación de la técnica mostrando resultados en pozos

cañoneados con ONE TRIP en el campo Sacha del Oriente ecuatoriano.

El estudio se llevó a cabo en 5 pozos del Oriente Ecuatoriano y después de

estudiar las características más importantes del sistema, se considera que tanto

técnica como económicamente su aporte es muy beneficioso, sin embargo hay

que tener en cuenta ciertas consideraciones en la evaluación de la zona a

cañonear.

En el fin de la investigación se determinó que 4 de los 5 pozos estudiados

fueron exitosos, dando como resultado técnico una producción inmediata y

satisfactoria que permitió la recuperación de la inversión en la técnica ONE

TRIP en tan solo 2.36 días en promedio y una alta rentabilidad. El bajo corte de

agua obtenido permite disminuir los gastos en las facilidades de superficie en su

tratamiento y disposición final

xiii

ABSTRACT

Currently in our country with the need to increase oil production from a field, the

operators have been required to implement techniques to help oil recovery as

possible; one of these techniques is the anchor type cannonade, which helps us

to get a fast and effective oil production through minimizing formation damage.

This paper considers both technical and economic study of the application of

this technique by showing results with ONE TRIP shelled wells in Sacha field in

Ecuador.

The study was carried out in 5 wells located in the Ecuadorian Amazon region

and after studying the most important features of the system, it is considered

that both technically and economically its contribution is very beneficial and

profitable, however you have to take into account certain considerations in

assessing the area to bombard.

At the end of the investigation it was determined that 4 of the 5 studied wells

were successful, leading to technical result an immediate and satisfactory oil

production which allowed a payback with ONE TRIP in about only 2.36 days on

average and a high profitability.

1

CAPÍTULO I

1. INTRODUCCIÓN.

Después de la etapa de perforación del pozo, es necesario ponerlo en

producción, es así que para establecer una comunicación entre el reservorio y

el pozo con la finalidad de que el fluido salga a superficie, en ingeniería usamos

el llamado punzonamiento el cual consiste en crear aberturas en el pozo

pasando a través de la tubería de revestimiento y cemento hasta que llegue a

penetrar la formación.

La industria petrolera una de las más innovadoras, ha desarrollado ya muchos

modelos o métodos para llevar a cabo la operación de punzonamiento haciendo

que estas se ajusten a las propiedades del reservorio y por supuesto del pozo

con la única finalidad que se reduzca en lo posible el daño de formación y que

se adecue de la mejor manera para que la producción no tenga problema.

En el momento de hacer un punzonamiento se da inevitablemente un daño de

formación, el cual se genera por la presión del impacto del disparo el cual

atraviesa al acero, cemento, roca y fluidos dentro de la formación y que

provocan que en la cara del pozo se genere residuos que afectan a la

permeabilidad de la arena.

Por dicho motivo se necesita escoger de manera óptima la herramienta y el

proceso que se llevara a cabo para realizar dicha actividad, por tanto la

importancia que tiene el proceso de cañoneo es muy trascendental, es por ello

que se ha innovado en este proceso haciéndolo más efectivo con la técnica

llamada One-Trip, la cual combina un sistema de cañoneo tipo ancla de bajo

balance con la completación del pozo definitiva, siendo esta de bombeo electro-

2

sumergible, es decir evita el uso de fluidos de control de pozos o de matados

que son los que generan el daño de formación, y de esa manera maximiza la

producción, también genera ahorro de dinero en el alquiler del taladro de

perforación entre otros ahorros.

Esta investigación apunta a analizar casos existentes, para hacer notar cuales

son los parámetros bajo los cuales se puede o se debería aplicar la técnica de

cañoneo tipo ancla con One-Trip como método de punzonamiento de bajo

balance y también sus beneficios.

Algunos factores y parámetros son los que interviene cuando se realiza labores

de punzonamiento, estos están orientados a facilitar tanto el diseño como la

ejecución de la actividad, es así que se determina que los factores que

interviene son:

o Presión Diferencial

o Densidad de disparos.

o Resistencia y compresión de la formación.

Luego de las actividades de cañoneo ponemos a prueba el pozo, es así que

también existirán factores que afectan a la productividad del mismo como los

siguientes:

o Influencia del daño de formación.

o Influencia de factores geométricos.

o Penetración del disparo.

En el presente método de investigación las pruebas de producción luego de

cañonear el pozo no se realizan, puesto que la completación definitiva se

encuentra ya en posición y por lo tanto el pozo tendrá una producción desde el

3

inicio y desde allí nace la gran ventaja de disminuir el daño de formación, el

ahorro de costos y la rápida producción del reservorio.

1.1. PROBLEMA.

El llevar a cabo el punzonamiento en un pozo es una actividad de mucha

trascendencia, puesto que representará el éxito o fracaso de la productividad

del mismo. Existen varios factores que hacen que el punzonamiento sea exitoso

o no, el daño de formación es el principal factor y es que éste es el elemento

menos deseado por los ingenieros de producción, ya que disminuye la

productividad del pozo. Es así que nace la necesidad de al menos minimizar el

daño de formación que las herramientas convencionales, aplicadas durante

mucho tiempo, no han sido capaces de hacer. Es importante saber también

que la remediación del daño de formación implica costos extras por la

implementación de trabajos y herramientas.

1.2. JUSTIFICACIÓN.

La producción de un pozo con un insignificante daño de formación o aun mejor

sin él es distinta a la producción de un pozo con daño elevado, ésta última

resultará menor que la de sin daño, es así que la necesidad de poder minimizar

al máximo el daño de formación y poder verificarlo en resultados óptimos de

producción es la razón de la innovación en las técnicas de cañoneo. La técnica

de cañoneo tipo ancla también conocida como ONE TRIP o MAXR nos brinda la

posibilidad de conseguir esta minimización considerable del daño con el

objetivo de mejorar la producción, además de ello es importante considerar que

si no existe daño se habrá eliminado la necesidad de la implementación de

trabajos remediales y con ello la reducción de costos.

4

1.3. OBJETIVOS.

1.3.1. OBJETIVO GENERAL.

Analizar la aplicación y resultados del cañoneo tipo ancla con la técnica

ONE TRIP en el campo Sacha y distinguir las condiciones ideales que

debe tener un pozo para ser candidato a la implementación de dicha

técnica.

1.3.2. OBJETIVOS ESPECÍFICOS.

o Identificar el daño de formación obtenido con la técnica de cañoneo tipo

ancla (One Trip) y relacionarlo con la productividad del pozo.

o Describir procedimientos y herramientas utilizadas en la corrida de la

técnica de cañoneo tipo ancla.

o Evaluar los resultados de producción que se han conseguido en los

pozos en los cuales se ha implementado el cañoneo tipo ancla en base a

un análisis tanto técnico como económico.

o Elaborar recomendaciones de aplicabilidad de esta tecnología en pozos

petroleros del oriente ecuatoriano.

5

CAPITULO II

2. MARCO TEÓRICO.

2.1. FUNDAMENTOS DE LOS SISTEMAS DE CAÑONEO Y LA

TÉCNICA DE CAÑONEO TIPO ANCLA.

2.1.1. ANTECEDENTES DEL CAÑONEO.

Históricamente podemos encontrar en la industria petrolera varias técnicas de

punzonamiento o cañoneo, todas con la única finalidad de brindar el mejor

ajuste a las características del pozo y reservorio, con el objetivo de minimizar el

daño de formación y así poder obtener réditos en la productividad del pozo.

En el pasado, antes del año 1932 se utilizaban cortadores mecánicos los cuales

realizaban la función de fabricar los agujeros para que exista la comunicación

entre la formación y el pozo, para los años posteriores ya se empezaron a

utilizar balas, para el año 1948 se innovó en la creación de las denominadas

cargas configuradas que son aquellas que poseen una detonación controlada.

Para los años 80 se incremento una alternativa al transporte de cañones

mediante la utilización de tubería de producción unida al respectivo cañón

conocido hoy en día como TCP (Tubing Conveyed Perforating). También se

incrementaron nuevas formas como Wireline y Coiled tubing.

Actualmente se han desarrollado nuevas técnicas con la implementación de

nuevas herramientas de las cuales se pueden tener varias aplicaciones según

las características del reservorio y del pozo, una de estas es la técnica de

6

cañoneo tipo ancla o no convencional, llamada One trip o a su vez Max-R

dependiendo de la compañía de servicios.

2.1.2. CAÑONEO O PUNZONAMIENTO.

La necesidad de establecer una eficaz comunicación entre la formación y el

pozo da como resultado la actividad de punzonamiento o cañoneo que consiste

en realizar agujeros que pasen por la tubería de revestimiento, por el cemento y

finalmente se internen en la formación para permitir el paso del fluido al pozo,

como muestra la figura 1,

Figura 1. Barreras del punzonamiento de un pozo petrolero

Fuente: (Baker Hughes, 2013)

2.1.2.1. Condiciones hidrostáticas para el cañoneo.

La condición bajo la cual un pozo va a ser cañoneado es indispensable para

lograr un exitoso punzonamiento, existen dos condiciones de presión en la cual

se puede llevar a cabo esta actividad. La única forma de poder crear esta

7

presión diferencial es gracias al fluido de control que se encuentra dentro del

pozo, esta columna de fluido puede transmitir dos condiciones de presión

diferencial que son:

2.1.2.1.1. Sobre balance estático

Para lograr sobre balance en el pozo la altura de la columna de fluido es

controlada de tal manera que la presión hidrostática resulte mayor a la presión

de reservorio. Generalmente es empleado para la búsqueda del fracturamiento

de la formación, garantizando así que los fluidos del reservorio no provoquen

una reacción contraria a la del cañón, como se aprecia en la figura 2.

Figura 2. Cañoneo Sobre balance.

Fuente: (Brito Flores, 2013)

8

2.1.2.1.2. Bajo balance estático.

Situación contraria a la de sobre balance, es decir que la presión del reservorio

es mayor que la presión hidrostática. La limpieza de residuos será más

eficiente, y en ocasiones eliminará la necesidad de futuros trabajos de

estimulación. La presente condición depende de dos factores fundamentales

que son la permeabilidad de la formación y el tipo de fluido de matado.

La disminución del daño de formación asegura una limpieza de los agujeros

más eficiente ya que los residuos de la carga son desalojados de la formación

debido a que los fluidos del reservorio invadirán al túnel hecho por el cañón

debido a la presión y llevarán consigo todo lo que encuentren a su paso

logrando así dejar limpio los túneles para que la salida del hidrocarburo sea lo

más limpia posible.

Ambas condiciones han sido desarrolladas tanto, con el fin de mejorar la

efectividad del cañoneo, mitigando el daño de formación por cañoneo, como

para mantener la seguridad de la actividad.

Es necesario mencionar que esta condición de bajo balance también tiene una

condición que cumplir y esta es que el cálculo para crear la diferencia de

presión debe ser bien realizado con el fin de crear el balance óptimo para cada

pozo, ya que una presión diferencial excesiva puede provocar el arenamiento

de formación, lo cual representaría una perdida en flujo de fluido o peor aun el

colapso de la tubería.

9

Figura 3. Cañoneo Bajo Balance.


2.1.3. SISTEMAS DE CAÑONEO.

Llamamos sistemas de cañoneo a la manera de transportar los cañones pozo

abajo y colocarlo frente a la formación, estos sistemas han sido ampliamente

utilizados durante muchos años y cada uno tiene sus aplicaciones, ventajas y

desventajas, estos son:

2.1.3.1. Sistema de cañoneo transportado mediante Cable Eléctrico o

Wireline.

Para este sistema se utiliza una unidad que porte cable eléctrico el cual será el

encargado de llevar los cañones al intervalo deseado, como se puede apreciar

en la figura 4, puede ser usado antes o después de introducir la tubería de

producción, generalmente cuando se baja cañones con cable se lo hace porque

las operaciones van a ser realizadas en sobre balance para evitar el soplo de

los cañones debido a las altas presiones existentes, pero esto no quiere decir

que no se puedan utilizar para bajo balance pero por supuesto existen ciertas

restricciones las cuales deben ser tomadas en cuenta.

10

Figura 4. Sistema de cañoneo por Wireline.

Fuente: (Matute Calva & Portero Naranjo, 2012)

2.1.3.1.1. Ventajas del Sistema Wireline.

o Ahorro en costos de servicios por usar cable y no necesitar taladro, por

ello es el sistema más económico en el mercado.

o Sistema de punzonamiento rápido puede durar entre 6 a 8 horas para

intervalos cortos.

o Se puede llevar a cabo con cualquier densidad de disparo.

o Permite la selección del tamaño del cañón que sea compatible con el

diámetro del revestidor.

o Se puede disparar en zonas que sean de alta presión.

o Los cañones no están expuestos a altas temperaturas por prolongados

periodos de tiempo, lo que permite que se puedan usar cañones de baja

temperatura los cuales resultan ser menos costosos.

11

2.1.3.1.2. Desventajas del Sistema Wireline.

o Presenta limitaciones de uso en pozos altamente desviados, por lo que

se puede obtener un disparo óptimo hasta los 65°.

o El peso limite del cañón es de 2 500 lb.

o El 50% de los canales de flujo generados durante el cañoneo con

Wireline no quedan abiertos al flujo.

o Durante la corrida del cable con los cañones se deben interrumpir otras

actividades tales como, comunicaciones de radio, operaciones de suelda

puesto que pueden crear interferencia.

2.1.3.2. Sistema de cañoneo transportado por tubería o TCP (Tubing

Conveyed Perforating).

Este sistema transporta los cañones mediante la tubería hasta llegar al intervalo

deseado, como se puede observar en la figura 5. Se la puede emplear para

transportar cañoneos en bajo balance así como también en sobre balance, su

principal objetivo es obtener túneles limpios, profundos y simétricos.

Este sistema nos permite seleccionar cañones de considerable diámetro, alta

densidad de disparos, cargas de alta penetración. Generalmente es el sistema

mayormente preferido ya que nos ayuda en la eliminación del daño por efecto

del punzonamiento logrando así la mayor productividad del pozo a pesar de los

taponamientos que puedan existir.

Para llevar a cabo el punzonamiento con esta técnica se debe bajar los

cañones con el tubing parcialmente lleno con fluido limpio y en condiciones de

bajo balance, para controlar el nivel del fluido se debe asentar un packer pero

previamente se debe localizar el intervalo a punzonar y colocar el cañón.

El cañón puede ser disparado de dos maneras, estas son:

12

o Por caída de una barra detonadora, la cual se lanza a través del tubing y

golpea en el pin de disparo de cañón.

o Por aplicación de presión a un pistón de detonación, ensamblado bajo el

cañón con el fin de activarlo.

Figura 5. Sistema de cañoneo por TCP.

Fuente: (Matute Calva & Portero Naranjo, 2012)

2.1.3.2.1. Ventajas del sistema TCP.

o Tiene un mejor desempeño en intervalos grandes ya que se puede

cañonear la longitud deseada y cualquier cantidad de intervalos en una

sola corrida.

13

o Su transporte se hace más seguro por el simple hecho de ser

transportados por tubería.

o No posee restricción en cuanto a pozos desviados se refiere, es más, es

la única técnica disponible de punzonamiento para pozos horizontales y

desviados con ángulos mayores a 65°.

2.1.3.2.2. Desventajas del sistema TCP.

o La operación toma más tiempo, especialmente en intervalos cortos.

o Se necesita utilizar torre para bajar la tubería lo que representa altos

costos, y en caso de ocurrir una falla en el punzonamiento se alargaría el

tiempo de taladro lo que haría incurrir en mayores costos.

o La operación es más demorosa por el cuidado de la operación.

2.1.3.3. Sistema de Cañoneo transportado mediante tubería flexible o

Coiled Tubing.

Generalmente usado en cañoneos de bajo balance, no presentan amplio

historial de uso sin embargo son preferidos para operaciones de

reacondicionamientos. Se trata de tuberías conformadas de secciones de acero

los cuales se pueden enrollar en un carrete para facilitar su transporte, como se

puede ver en la figura 6. La técnica de cañoneo más usada con este tipo de

sistema es la de tipo Through tubing.

El uso de este sistema permite una mayor capacidad y flexibilidad que los

anteriores sistemas, generalmente utiliza tuberías de diámetros que van desde

1 pulgada a 3,5 pulgadas y pueden alcanzar hasta los 24 000 ft de profundidad.

El sistema ha demostrado tener mayor rigidez al momento de ser utilizado, lo

que significa que permite soportar mayores fuerzas de tensión y compresión.

14

Figura 6. Sistema de cañoneo por Coiled Tubing.

Fuente: (Pozo Cruz, 2013)

2.1.3.3.1. Ventajas del sistema Coiled Tubing.

o Más eficiente en pozos con alta desviación gracias a la flexibilidad.

o Mayor seguridad cuando los cañones sean de mayor longitud y peso.

o Los tiempos de operación son relativamente cortos y se necesita el

mínimo de operadores.

o Se puede circular fluido continuamente y así contribuir al desplazamiento

de la tubería.

2.1.3.3.2. Desventajas del sistema Coiled Tubing.

o Altas pérdidas de presión por fricción al circular.

o El tamaño de los cañones es limitado por el diámetro de la tubería.

15

2.1.4. EXPLOSIVOS.

Se define un explosivo como una mezcla o compuesto químico capaz de

reaccionar instantáneamente, teniendo la capacidad de generar cierta energía

para provocar alguna alteración en su medio, en este caso, para las actividades

de punzonamiento, el explosivos debe generar tanta energía de tal manera que

construya orificios en el revestidor, cemento y formación. El explosivo es la

fuente ideal de energía para el cañoneo de pozos por sus diversas ventajas,

como la capacidad de poder almacenarlos por largos periodos de tiempo, etc.

2.1.4.1. Selección de Explosivos.

La figura 7 describe el lineamiento de tiempo vs temperatura, el cual nos señala

que los explosivos deben ser seleccionados de acuerdo a la temperatura del

pozo y el tiempo de exposición a dicha temperatura.

La temperatura y el tiempo son los dos factores principales que nos ayudarán a

escoger el material explosivo que se debe usar. Para poder obtener el mejor

desempeño del explosivo, no es recomendable exceder el tiempo de exposición

en determinada temperatura de fondo.

Al momento de escoger los explosivos hay que tomar en cuenta dos

características trascendentales, estas son:

o Sensitividad del explosivo, se refiere a la medida de la mínima energía o

presión para detonarlo, podemos diferenciar dos clases, sensitividad al

impacto, que es la altura mínima de la cual se deja caer un peso para

detonar el explosivo; sensitividad a la chispa, que es la cantidad de

energía que debe tener una chispa para lograr la detonación del

explosivo.

16

o Estabilidad, se refiere a la capacidad de un explosivo de soportar altas

temperaturas sin descomponerse o de perdurar largo tiempo

almacenado.

Figura 7. Selección de explosivos de acuerdo a la Temperatura y el tiempo.

Fuente: (Benavides Laguapillo, 2012)

2.1.4.2. Tipos de Explosivos.

De acuerdo a la velocidad de reacción los explosivos se clasifican en:

2.1.4.2.1. Explosivos Altos.

Su reacción se da en el proceso de detonación, el cual es una combustión que

genera una onda expansiva y una zona de reacción, su velocidad de

combustión es mayor a 16 400 ft/s (casi 5000m/s).

17

El calor, la fricción o corriente eléctrica es capaz de activar la detonación y la

potencia liberada es mucha más grande que la generada por los explosivos

bajos, la estabilidad y sensitividad de cada explosivo es diferente por lo que se

debe escoger apropiadamente el elemento a usar, los explosivos más usados

en el punzonamiento de pozos se los puede ver en la siguiente tabla que

muestra ciertas propiedades de los explosivos.

Tabla 1. Clasificación de explosivos altos y sus propiedades.

Explosivo

Velocidad de

detonación

(Ft/s).

Temperatura

Máxima

Soportada

(°F)

Presión de

detonación

(MM psi)

Densidad

(g/cm3).

HMX 29 857 400 5,7 1,9

RDX 28 709 325 5 1,82

HNS 24 967 520 3,5 1,75

PYX 24 623 600 7,7 1,77


Los explosivos altos tiene la siguiente subdivisión:

o Explosivos Altos Primarios: Son usados en su mayoría como iniciadores

para los explosivos menos sensitivos ya que estos se presentan muy

sensitivos a estímulos como el calor, fricción y corriente eléctrica. Son

menos potentes que los secundarios.

o Explosivos Secundarios: Son poco sensitivos a la iniciación sin embargo

son los más destructivos.

18

2.1.4.2.2. Explosivos Bajos.

Trabaja bajo el fenómeno de deflagración, es decir que su velocidad de

combustión es menor a 16 400 ft/s (casi 5000m/s).

Estos explosivos no detonan, son altamente sensibles al calor y generalmente

iniciados por una chispa o alguna otra fuente de calor. Pasan del estado sólido

al estado líquido y finalmente llegan al estado gaseoso. Hoy en día son

ampliamente usados para los procesos de estimulación como sobre balance

dinámico.

2.1.5. CAÑONES.

Un cañón es conocido como un porta-cargas en el cual se coloca un tren

explosivo el cual posee varios dispositivos que se encargarán de iniciar y

propagar la detonación del explosivo.

2.1.5.1. Elementos de un cañón.

A continuación se nombrarán y describirán los elementos que tiene que llevar

consigo un cañón para realizar la explosión.

2.1.5.1.1. Contenedor.

Se llama contenedor ya que es el elemento metálico o tubería que contendrá

todos los componentes de la carga y que además ayudará en su transporte.

Este será el primer obstáculo por la cual la carga debe pasar antes de atravesar

el revestidor, cemento y formación.

19

2.1.5.1.2. Iniciador o Detonador.

Es el elemento que tiene la función de iniciar el proceso de la detonación de las

cargas, siempre está localizado en la cabeza de disparo, como indica la figura

8. Existen dos tipos de detonadores, estos son el eléctrico y el de percusión.

Figura 8. Iniciador o Detonador de un cañón utilizado en el cañoneo de pozos.

Fuente. (Zuñiga Acurio, 2013)

2.1.5.1.2.1. Detonador Eléctrico.

Ampliamente conocidos como electro-explosivos, son dispositivos para la

iniciación de la detonación en cañones transportados por cable eléctrico.

Figura 9. Detonador Eléctrico de un cañón utilizado en el cañoneo de pozos.


20

2.1.5.1.2.2. Detonador de Percusión.

Permiten iniciar la detonación mediante un golpe que lo genera un gatillo de

disparo altamente sensible, provocando la reacción en los explosivos.

.

Figura 10. Detonador de Percusión de un cañón.

Fuente. (Brito Flores, 2013)

2.1.5.1.3. Cordón detonante.

Es un elemento formado por un núcleo de explosivo recubierto de fibra en el

interior y por plástico en el exterior, forma un cordón resistente además de ser

impermeable. Su función es de proveer detonaciones a las cargas moldeadas.

Figura 11. Cordón detonante de un cañón utilizado en el cañoneo de pozos.


21

2.1.5.1.4. Cargas Moldeadas.

Constituyen un compuesto de varios elementos los cuales generarán la

explosión para poder fabricar las perforaciones a la tubería de revestimiento,

cemento y formación. La onda de presión que puede generar una carga puede

ser de hasta 5 millones de psi y sus elementos se puede ver en la figura 12.

Figura 12. Elementos de una carga moldeada utilizada en el cañoneo de pozos.

Fuente. (Pozo Cruz, 2013)

Las cargas configuradas o más conocidas como tipo jet son las más utilizadas

en la industria para el cañoneo de pozos, estas han sido el reemplazo para la

carga tipo bala que antiguamente se usaba. Hay que tener muy en cuenta

ciertos factores para el buen manejo de las cargas, entre los cuales se puede

mencionar, que no se los debe dejar caer o no se los debe dejar que reciban

algún tipo de golpe, se debe inspeccionar las cargas para cerciorarse que no

exista ningún tipo de daño en su estructura, y por último protegerlas de la

humedad.

22

El resultado que consiga la carga en cuanto a la profundidad de penetración y el

diámetro del hoyo generado es totalmente dependiente de la configuración y

parámetros de diseño con el cual se fabricó la carga. Se distingue dos tipos de

configuraciones de acuerdo al resultado que se desea obtener:

o Configuración de alta penetración.- Resultará en un hoyo de entrada

pequeño (0.25 a 0.50 pulgadas) pero con una profundidad

significativa (13 a 43 pulgadas).

Figura 13. Configuración de la carga para obtener una alta penetración.


o Configuración de hoyo grande.- Resultará en un hoyo de entrada de

diámetro significativo (0.5 a 1.125 pulgadas) pero con una

profundidad reducida (5 a 8 pulgadas).

Figura 14. Configuración de la carga para obtener un hoyo grande.


23

2.1.5.2. Tipo de cañones.

Los cañones son seleccionados de acuerdo a la necesidad o condiciones del

pozo, los cañones se clasifican según su portacargas en, recuperables o

desechables y semi-desechables.

2.1.5.2.1. Cañones Recuperables.

En este tipo de cañones la detonación ocurre dentro del tubo bajo presión

atmosférica, pueden ser bajados con cable de acero, tubería de producción,

sarta de perforación o tubería flexible. Los transportadores huecos de acero

donde se baja la carga, son los que se depositan al fondo del pozo una vez

terminada las operaciones y pueden ser recuperados posteriormente.

Figura 15. Cañones recuperables utilizados en el cañoneo de pozos.


24

2.1.5.2.2. Cañones Desechables y Semi-desechables.

Los desechables no poseen ningún tipo de tubo que cubra la carga como se ve

en la figura 16, solamente una cápsula que resiste presiones y temperaturas

generadas por los fluidos presentes en el pozo situación que podría verse como

desventaja, contrariamente una ventaja se ve desde el punto en el que las

cargas pueden ser de mayor tamaño con lo que se podría obtener una mayor

penetración. Los residuos de las cargas permanecen en el pozo luego del

punzonamiento lo que podría interferir en la producción del pozo.

Figura 16. Cañones Desechables y Semi-desechables utilizados en el cañoneo

de pozos.


25

2.1.6. PROCESO DE PUNZONAMIENTO.

Se puede concluir entonces que el punzonamiento consiste en el empleo de

cargas explosivas acomodadas estratégicamente dentro de un cañón con el

objetivo de crear túneles comunicantes entre el reservorio a explotar y el pozo.

El correcto diseño del sistema de cañoneo conjuntamente con consideraciones

correctas respecto del tipo de formación determinara el éxito de la productividad

del pozo y de sus futuras intervenciones. El punzonamiento inicia desde la

colocación del ensamble de cañoneo en fondo de pozo, frente a la zona de

interés. Todos los cañoneos se generan en la fracción de un segundo.

Figura 17. Proceso de Punzonamiento de un pozo petrolero.

Fuente. (Arrieta)

26

El proceso comienza al iniciar la detonación del explosivo principal, en donde se

genera una ráfaga o chorro de energía que se impulsa a muy altas velocidades

y gran potencia como se muestra la figura 17. Esta velocidad, la cual es mayor

en la punta de la ráfaga y menor en la cola de la misma, es la causante de un

gradiente de velocidad el cual produce el alargamiento del chorro que será el

responsable de crear los orificios en las barreras y también de internarse en la

formación.

En la etapa 1, la carga aun no ha sido detonada; en la 2, la carga se detona y

produce el colapso del liner y la expansión de la carcasa o casco; en la 3, ya se

puede ver la formación de un chorro a manera de ráfaga con partículas de

metal; en la 4, la presión de la detonación empieza a ejercer fuerza y ha

perforado ya el revestidor; en la 5, el chorro alcanza una elongación

pronunciada y logra atravesar el cemento; en la 6, el chorro logra entrar a la

formación en donde la presión es muy elevada.

2.1.6.1. Detonación de la carga.

Este evento empieza a ocurrir en la etapa número 2 de la figura 17, empieza

con el accionamiento del iniciador o detonador a través del cordón detonante, a

los 4 microsegundos, después de la detonación, existe una deformación del

liner y una expansión de la carga explosiva, 5 microsegundos después, la

carcasa de la carga moldeada también se ve deformada y se empieza a formar

el chorro perforador, finalmente a los 16 microsegundos la detonación se ha

completado y se ha formado el disparo.

Hay que ciertos factores que interfieren en el éxito del punzonamiento, estos

deben ser tomados muy en cuenta para lograr el mayor porcentaje de limpieza

en los túneles que unen al pozo con el reservorio.

27

Figura 18. Detonación de la carga.


2.1.6.2. Factores que afectan al punzonamiento.

El diseño del sistema de punzonamiento o cañoneo tiene algunos objetivos que

son:

o Definir las condiciones hidrostáticas de cañoneo.

o Determinar el sistema de cañoneo (Wireline, TCP, CT).

o Seleccionar tipo de explosivos (RDX, HMX, HNS, PYX).

o Asignar el diámetro del cañón.

o Conseguir datos del pozo y yacimiento.

Para poder cumplir con todos estos objetivos se debe tomar en cuenta ciertos

factores que afectan las actividades de punzonamiento, estos factores son:

2.1.6.2.1. Presión Diferencial.

La presión diferencial que se puede generar es debido a la condición

hidrostática existente en el pozo al momento del punzonamiento, como ya se

vio, estas son dos:

28

o Presión de bajo balance.

o Presión de sobre balance.

En esta sección se describirá más a fondo el proceso para obtener el bajo

balance adecuado y las condiciones para obtenerlo.

2.1.6.2.1.1. Condición de Bajo balance.

La técnica motivo de evaluación del presente trabajo emplea condiciones

hidrostáticas de bajo balance por lo que se hace necesario conocer como poder

lograr esta presión diferencial. La presión diferencial a condiciones de bajo

balance depende primordialmente de dos factores, estos son:

o La permeabilidad de la formación.

o Tipo de fluido de matado.

Existe un rango de valores para condiciones de bajo balance con los cuales se

puede llegar a obtener una limpieza adecuada de las perforaciones en

formaciones no consolidadas como se puede ver en la siguiente tabla.

Tabla 2. Valores óptimos de presión de bajo balance para formaciones no

consolidadas.

Fuente: (Zuñiga Acurio, 2013)

Yacimiento

Permeabilidad mayor

que 100 mD

Permeabilidad menor

que 100 mD

Presión de bajo Balance

De Petróleo 200 a 500 psi 1000 a 2000 psi

De Gas 1000 a 2000 psi 2000 a 5000 psi

29

2.1.6.2.1.2. Cálculo de la presión de bajo balance (ΔP).

La determinación del bajo balance adecuado es un proceso de tres pasos:

1. Se calcula el bajo balance máximo (ΔP máx. en psi), con la siguiente ecuación.

[3.1]

Donde:

ρb = densidad de la formación en g/cm3.

2. Se calcula el bajo balance mínimo (ΔP min. en psi), con la siguiente ecuación.

[3.2]

Donde:

k= Permeabilidad de la formación en mD.

3. Se calcula el bajo balance promedio (ΔP promedio. en psi), con la siguiente

ecuación.

[3.3]

Este será el valor equivalente al valor de bajo balance de presión; puede ocurrir

que este valor no se encuentre dentro de los rangos que indica la tabla 2, sin

embargo se debería proceder a realizar un ajuste que este dentro del valor

30

mínimo (ΔP min) y el valor promedio (ΔP promedio), ya que así se puede llegar a

saber el máximo valor de presión que se puede utilizar en la columna

hidrostática para conseguir el bajo balance deseado. Hay que tener muy en

cuenta lo que indiquen los registros, si estos indican una invasión somera o se

uso un cemento con baja perdida de agua, ΔP debe ser ajustado en un valor

entre el mínimo (ΔP min) y el promedio (ΔP promedio), si el registro indica una

invasión media a profunda o se utilizó un cemento de media a alta pérdida de

agua, ΔP debe ser ajustado a un valor entre el promedio (ΔP promedio) y el máximo

(ΔP máx.)

El cálculo para obtener la presión diferencial en formaciones consolidadas sigue

el mismo procedimiento con diferencia que el ΔP máx es calculado en función del

límite de presión de colapso de casing o tubería. Dentro del bajo balance se

puede distinguir dos características, la primera es bajo balance estático y la

segunda es bajo balance dinámico, la diferencia radica en el tiempo que toma el

cambio de presión en cada una siendo en cuestión de segundo en el estático y

en el dinámico en cuestión de milisegundos.

Sobre Balance.

Bajo Balance.

Figura 19. Muestra de disparos en sobre balance y bajo balance.


31

2.1.6.2.2. Resistencia y compresión de la formación.

Las características que posee la formación son muy importantes para el diseño

del sistema de cañoneo ya que con esa información se podrá tener un alto

porcentaje de conocimiento de las situaciones que podrían acontecer en el

proceso de punzonamiento. Existen dos tipos de formaciones de las cuales se

tiene que saber sus características.

2.1.6.2.2.1. Formaciones Consolidadas.

Se las denomina así por el alto grado de compactación que poseen, este es un

factor el cual reduce el porcentaje de porosidad, como se puede ver en la figura

20, debido a la presión de los sedimentos, además las fuerzas causantes de la

compactación están en función de la máxima profundidad de entierro de la roca.

Figura 20. Curva de selección de arenisca con relación a la porosidad y

profundidad.

Fuente. (Chila Angulo, 2012)

32

2.1.6.2.2.2. Formaciones no consolidadas.

Se las denomina así debido al bajo grado de cementación entre sus granos, y

eso implica que los granos puedan fluir cuando exista movimiento de fluidos a

través de la formación. Se la considera así a una arena que, en los registros

eléctricos, presenta capas de lutitas adyacentes con un tiempo de tránsito

mayor a 100 microsegundos por pie, o una densidad inferior a 2,4 gramos por

centímetro cúbico contrariamente que la de la formación consolidada.

2.1.6.2.3. Medición de la profundidad.

Con el único fin de cerciorarse que los cañones estén en posición correcta, es

necesario que la medición de la profundidad sea la correcta, para ello se

emplea los registros localizadores de collares (CCL), los cuales nos llevarán a

determinar el punto exacto donde se quiere llevar a cabo el punzonamiento.

2.1.6.3. Factores que afectan a la productividad del pozo.

La productividad del pozo se puede ver opacada por los factores geométricos

de disparos y por el daño de formación, en seguida se describe a cada uno.

2.1.6.3.1. Factores Geométricos de Disparo.

Existen tres factores geométricos que serán influyentes para que el pozo tenga

una buena productividad, estos son, la densidad de disparo, diámetro de los

cañones y ángulo de fase, como se muestra en la figura 21.

33

Figura 21. Factores Geométricos de Disparo.


2.1.6.3.1.1. Densidad de Disparo.

Desempeña un rol importante en el diseño de las operaciones ya que especifica

el número de cargas por unidad de longitud (disparos por pie o por metro). Una

efectiva densidad de disparo ayudará al flujo de fluido a encontrar la mayor de

cantidad de caminos hacia el pozo y también permitirá establecer contacto con

capas hidrocarburiferas adyacentes.

La relación de productividad por lo general aumenta a mayor densidad de

disparos puesto que existe mayor presión interna en los cañones que puede

causar un mejor efecto del bajo balance esperado.

34

Basándonos en la figura 22 podemos ver claramente que para una densidad de

13 disparos por metro es necesaria una penetración de 6 pulgadas para así

obtener una relación de productividad de 1 contrariamente si es que usamos

una densidad de 3 disparos por metro necesitaríamos una penetración de casi

16 pulgadas para obtener la misma relación de productividad anterior. Con esta

comparación se puede demostrar que mientras mayor sea la densidad de

disparos se puede obtener una mayor relación de productividad.

Figura 22. Efecto de la penetración y la densidad de disparo en la relación de

productividad de un pozo petrolero.


2.1.6.3.1.2. Diámetro de los cañones.

Dependiendo del tamaño de la tubería que contenga a los cañones se escoge

su diámetro, también hay que tomar en cuenta los niveles de presión requeridos

35

ya que es una variable que puede hacer cambiar el tamaño. Los cañones más

utilizados son los de 4 1/2 pulgadas de diámetro externo los cuales tiene un

hinchamiento de 4 11/16 pulgadas en una tubería de 7 pulgadas.

2.1.6.3.1.3. Ángulo de Fase.

Es el ángulo que existe entre los orificios resultantes de los disparos. La fase de

60° es la más utilizada en la industria, sin embargo existen de 0°, 30°, 45°, 90°,

120°, 135° y 180°.

La experiencia muestra que la relación de productividad disminuye cuando se

emplean sistemas de 0° y aumenta con los de 45, 60 y 90°.

Figura 23. Fase angular entre disparos.


En la figura 24 se puede ver como la relación de productividad para una fase de

90° es aproximadamente 1.03 con una profundidad de penetración de 6

pulgadas, si la comparamos con una fase de 0° y la misma penetración se

obtiene una relación de 0.9, situación desfavorable para la producción.

36

Figura 24. Efecto del ángulo de fase en la relación de productividad.


2.1.6.3.2. Daño de formación.

El daño de formación es una cantidad adimensional que puede estar

enmarcada dentro de un concepto de daño o también dentro del concepto

estimulación. En todo pozo en las actividades de perforación y completación

inevitablemente se tiene un cambio en la permeabilidad en sus alrededores y es

a ello que se llama daño de formación.

La interpretación que nos ofrece la ecuación de Hawkins (1959) para poder

obtener un valor, introduce el concepto de un espesor finito, el cual está regido

por la ecuación 3.4.

37

[3.4]

Donde:

S= Daño o skin.

k= Permeabilidad de la formación (mD)

kskin = Permeabilidad de la zona dañada (mD).

rskin = radio de la zona de daño (ft).

rw= Radio del pozo (ft).

Del valor obtenido del resultado de la obtención del daño o skin se puede

obtener tres tipos de conclusiones, que son:

Factor de daño positivo ( S > 0):

Se concluye que el pozo se encuentra dañado. Existe restricciones para

el flujo de fluido hacia el pozo, K skin es menor que k y r skin crece.

Factor de daño negativo ( S < 0):

Se concluye que el pozo se encuentra estimulado, y por ello está

produciendo más de lo esperado, generalmente se debe a la

estimulación con alguna técnica como estimulación acida, uso de

tecnologías de bajo balance, etc.

Facto de daño igual a cero ( S = 0):

Se concluye que no existe daño de formación y por ende no existen

restricciones de flujo de fluidos hacia el pozo debido a que no hay

presencia de cambio de permeabilidad en la vecindad del fondo del pozo.

38

2.1.6.3.2.1. Tipos de daño de formación.

El daño de formación está asociado al transporte y entrampamiento de sólidos

finos y reacciones químicas entre fluido y rocas reservorios, las cuales son

generadas en cualquiera de las fases que se realizan en el proceso de la

extracción del petróleo, es así que podemos encontrar algunos tipos de daños

que son:

Daño de formación inducida por la perforación:

La perforación con algunos eventos que suceden en ella son causantes

del origen del daño de formación, el choque de la broca con las

formaciones y paredes del pozo, los fluidos utilizados ya sea lodo o

químicos, Principalmente dos invasiones se tiene en la perforación, estas

son:

o Invasión de sólidos.- Las partículas de sólidos caen en los espacios

porosos de la formación interrumpiendo así el paso del fluido. Los

agentes densificantes, viscosificantes y aquellos usados para

disminuir la perdida de circulación durante la perforación son los

elementos que deben tener un uso controlado puesto que son el

mayor causantes del daño de formación.

o Invasión de filtrados.- Principalmente por el fluido circulante. La

severidad del daño de formación por invasión de fluidos de

perforación depende de la naturaleza de la roca, la sensibilidad de la

formación al filtrado.

39

Daño de formación producido por la completación:

La completación producirá daño al pozo puesto que se necesita de la

utilización de químicos como inhibidores, polímeros, etc. los cuales

crearán taponamientos. Existen tres tipos de completaciones que son:

o Completación Natural:

Cuyo objetivo es maximizar la relación de producción, el orden de

importancia de los factores geométricos empieza por la densidad de

disparos, fase del cañón y por último diámetro del mismo.

Figura 25. Completación Natural típica de un pozo petrolero.

Fuente. (Salazar Cedeño, 2013)

40

o Completación para control de arena:

Cuyo objetivo es prevenir que la formación no se derrumbe alrededor del

punzonamiento puesto que puede provocar un bloqueo de flujo de fluido

tal como lo muestra la figura 26.

Figura 26. Empaque de grava para control de arena.

Fuente. (Rick Dickerson, y otros, 2001)

La producción de arena depende de la resistencia de las rocas, de los

fluidos producidos y de los cambios en las tasas de flujo respecto de la

caída de presión.

El orden de importancia en esta oportunidad se presenta en el inicio con

el diámetro del punzonamiento, densidad de disparo, fase del cañón y

finalmente profundidad de disparo.

41

Daño de formación producido por la cementación del pozo:

El cemento contiene químicos como emulsificantes y dispersantes los

cuales en el momento de su filtración generan residuos de sales

insolubles. Como este filtrado cae en la formación, los químicos

reaccionan con los minerales de la formación y cambian las propiedades,

como lo muestra la figura 27, entre la más importante el pH el cual puede

resultar en precipitados inorgánicos como carbonato de calcio y sulfato

de calcio.

Figura 27. Invasión de cemento a la formación.

Fuente. (Matute Calva & Portero Naranjo, 2012)

Daño de formación producido por el cañoneo o punzonamiento:

En las operaciones de cañoneo se dispara los cañones con cargas moldeadas

unidas a un cordón detonante desde superficie a la formación con el objetivo de

crear de túneles para establecer comunicación entre el reservorio y el pozo, el

disparo debe atravesar el casing, cemento y formación, esto hace que

42

inevitablemente se tenga un daño de formación causado por los residuos de los

elementos que fueron impactados por el disparo y también por las ondas de

disparo que llegan hasta la formación, el disparo tiene hasta una pulgada de

espesor y reduce en un 80% la permeabilidad de la zona compactada en

comparación con la zona virgen.

Figura 28. Daño de formación por cañoneo.

Fuente: (Baker Hughes, 2013)

43

CAPITULO III

3. METODOLOGÍA.

3.1. DESCRIPCIÓN DEL CAMPO SACHA Y SUS

RESERVORIOS.

3.1.1. UBICACIÓN DEL CAMPO SACHA.

El campo Sacha está ubicado en la provincia de Orellana, en el cantón "Joya de

los Sachas", a 180 km de la ciudad de Quito, geográficamente entre las

coordenadas: 00°11'00'' y 00°24'30'' Latitud Sur y 76°49'40'' a 76°54'16''

Longitud Oeste.

Geológicamente está ubicado en el eje de la sub-cuenca del napo, formando

parte del tren de estructuras orientadas en sentido Norte-Sur. Sus límites son:

o Al norte: Estructuras Palo Rojo, Eno y Vista.

o Al sur: Campos Culebra-Yulebra.

o Al este: Campos Mauro Dávalos Cordero y Shushufindi.

o Al oeste: Campos Pucuna, Paraíso y Huachito.

Cubre un área de aproximadamente 100 km2 que corresponde a la extensión

del reservorio Hollín. El campo Actualmente está administrado por la empresa

de economía mixta Rio Napo, y es el segundo campo más grande y de mayor

aporte de petróleo del país. En la siguiente figura podemos ver la localización

del campo en la amazonia ecuatoriana.

44

Figura 29. Mapa de ubicación del Campo Sacha.

Fuente: (Salazar Cedeño, 2013)

3.1.2. ANTECEDENTES DEL CAMPO SACHA.

El campo Sacha fue descubierto por el consorcio Texaco-Gulf en el año de

1969 por medio de la perforación del pozo exploratorio Sacha-01, el 21 de

enero de dicho año, llegó hasta una profundidad de 10 160 pies, perforado por

una torre helitransportable, y completado el 25 de febrero del mismo año. La

prueba de producción arrojó resultados muy buenos con 1328 BPPD con 30°

API y un BSW de 0,1% proveniente de la formación Hollín. Este pozo fue

cerrado en noviembre del 2001 llegando a tener una producción acumulada de

1’475 598 barriles de petróleo.

El campo inició oficialmente su producción el 6 de Julio de 1972 con una tasa

promedio de 29 269 BPPD llegando a incrementar hasta 117 591 BPPD en

noviembre del mismo año, dicha tasa fue la mayor registrada en la historia del

campo.

45

Para 1974 el campo bajo su producción a una tasa promedio de 52 000 BPPD y

desde allí la producción se mantuvo en promedio cercana a los 60 000 BPPD a

los cuales se pudieron superar en marzo de 1994, no obstante la producción

años más tarde bajo y se mantuvo bajo los 60 000BPPD.

Actualmente (Abril 2014), la producción del campo está en promedio sobre los

72 000 BPPD, como lo asegura la figura 30, con lo cual podemos asegurar que

se ha invertido en la perforación de nuevos pozos y la utilización de nuevas

técnicas para su producción como la implementación de la técnica de cañoneo

tipo ancla la cual permite la minimización del daño de formación viéndose

reflejada en la producción.

Figura 30. Producción Actual del Campo Sacha.

Fuente: (Rio Napo Empresa Pública, 2014)

Desde el 3 de noviembre del año 2009 el campo está a cargo de Operaciones

Rio Napo CEM, compañía que comparte economía con la empresa petróleos de

46

Venezuela con porcentajes del 70% y 30% respectivamente. Cabe recalcar que

Rio Napo CEM es parte de la empresa Petroamazonas EP.

Existen 4 facilidades de superficie distribuidas en el campo las cuales son:

Estación Central, estación norte 1 (planta de tratamiento de agua), estación

norte 2 y estación sur. Ellas son las encargas de recibir todo el crudo que viene

de los pozos en producción.

En 1986 se implementaron proyectos de recuperación secundaria en el campo,

los yacimientos U y T de la formación Napo son los que reciben el agua con un

modelo periférico de 6 pozos con el objetivo de mantener la presión en los

reservorios productores y así mejorar la recuperación del crudo.

3.1.3. ESTRUCTURA DEL CAMPO.

El campo Sacha estructuralmente constituye un anticlinal asimétrico de bajo

relieve producto de la compresión andina del cretácico, el cual afecta en forma

diagonal de Sur-Oeste a Nor-Este. La parte sur del campo está controlada por

un sistema de fallamiento de dirección este a oeste.

La estructura se encuentra cortada en su flanco oeste por una falla que tiene un

ancho 4 km al norte y cerca de 7 km al centro y sur con una longitud de casi 33

km. Posee un cierre vertical máximo de alrededor de 240 pies a la base de la

caliza A y un área aproximada de 32 167 acres.

3.1.4. ESTRATIGRAFÍA DEL CAMPO.

Las principales formaciones productoras del campo están listadas en la

siguiente tabla con su respectiva profundidad promedio:

47

Tabla 3. Profundidades promedio de las formaciones productoras del campo.


3.1.4.1. Formación Hollín.

De edad base de la era mesozoica del periodo cretácico, posee un ambiente de

depositación marino transgresivo y también continental viéndose reflejada en

las arenas de grano grueso de la parte inferior en tanto que la parte superior

presenta arena de grano más fino de origen marino.

3.1.4.2. Formación Napo.

Generada en la era mesozoica del periodo cretácico medio a superior, posee un

ambiente de depositación marino somero, es amplia y fácilmente reconocida

por la presencia de reflectores fuertes que corresponde a calizas. Posee

alrededor de 2500 pies de lutitas y calizas con intercalaciones de areniscas.

3.1.4.3. Formación Tena.

La formación pertenece a los finales de la era mesozoica e inicios de la era

cenozoica y por lo tanto pertenece a los periodos cretácico y paleógeno. Es de

origen continental y contiene areniscas cuarzosas translúcidas de grano medio.

Su desarrollo es de forma irregular por lo que se forman estratos lenticulares.

Formación Profundidad Promedio ( pies)

Hollín. 8975

Napo T. 8765

Napo U. 8530

Basal Tena. 7800

48

3.1.5. DESCRIPCIÓN DE LOS RESERVORIOS (LITOLOGÍA).

3.1.5.1. Hollín inferior.

Consiste en una arenisca cuarzosa de grano, en su mayoría, de medio a grueso

con una porosidad promedio de 18%, presenta buena saturación de

hidrocarburos con un API de 29°, espesor promedio saturado de 45 a 55 pies,

saturación de agua entre el 20 y 40%. Tiene presencia ocasional de

intercalaciones de niveles limosos y arcillosos.

3.1.5.2. Hollín Superior.

Corresponde a una arenisca cuarzosa glauconítica, calcárea de grano fino a

medio con una porosidad promedio de 14%, buena saturación de hidrocarburos

con un API de 27°, espesor promedio saturado es de 7,5 pies en el centro del

campo, saturación de agua de 35%. Posee lentes de lutita y caliza intercalados.

3.1.5.3. Napo U.

Consiste en una arenisca cuarzosa con feldespatos y fragmentos líticos en

menor proporción. Su porosidad promedio es de 17%, buena saturación de

hidrocarburos con un API de 28°, espesor neto promedio de 31 pies, saturación

de agua de 25%. La matriz predominante es caolinítica y el cemento silíceo. La

arenisca U inferior es de mayor desarrollo, mientras que U superior es un poco

más discontinua.

3.1.5.4. Napo T.

Consiste en una sección de arenisca dividida en dos, la T inferior o principal,

forma la sección arenosa de mayor continuidad tanto lateral como vertical,

49

posee un espesor total que varía entre los 20 y 90 pies y se encuentra más

desarrollada en la parte central del campo contrariamente que en el norte y sur.

Presenta una buena saturación de hidrocarburos con un API de 27°, espesor

neto saturado de 20 pies, porosidad promedio de 14,5% y una saturación de

agua de 28%. La arenisca T superior posee un espesor que varía entre los 30 a

100 pies, presenta mucha discontinuidad y heterogeneidad respecto de la T

inferior.

3.1.5.5. Basal Tena.

Posee areniscas cuarzosas translúcidas de grano medio con una saturación de

agua del 35%, porosidad promedio de 15%, espesor neto promedio de 10 a 15

pies y presenta un crudo de 26° API.

3.1.6. PARÁMETROS PETROFÍSICOS.

El siguiente cuadro resume las propiedades petrofísicas promedio de cada

yacimiento del campo.

Tabla 4. Parámetros Petrofísicos de reservorios de Sacha.

RESERVORIO

PARÁMETRO HOLLIN

INFERIOR HOLLIN

SUPERIOR NAPO T NAPO U

BASAL TENA

ESPESOR NETO (pies) 45-55 25 20 31 10-15

POROSIDAD (%) 18 14 14.5 17 15

PERMEABILIDAD (mD) 350 130 240 425 433

Swi (%) 20-40 30-40 20-30 20-25 35

Salinidad (ppm NaCl) 500 3890 20000-25000

30000-35000

13000-24000


50

3.1.7. PÁRAMETROS PVT.

La siguiente tabla muestra los parámetros PVT promedio de cada reservorio.

Tabla 5. Parámetros PVT de reservorios de Sacha.


3.1.8. MECANISMOS DE PRODUCCIÓN DEL CAMPO.

La siguiente tabla muestra los mecanismos de producción por reservorio.

Tabla 6. Mecanismos de producción de reservorios de Sacha.


PARÁMETROS

RESERVORIOS

Hollín

Superior

Hollín

Inferior Napo T Napo U

Basal

Tena

Presión Inicial (psi) 4 450 4 450 4 146 4 054 3 585

Pb (psi) 80 550 1 310 1 170 870

T (°F) 225 225 221 219 181

API 29,7 27,3 30,30 22,80 24,10

GOR (scf/stb) 24 124 436 270 150

Boi (bls/stb) 1,16 1,13 1,37 1,23 1,12

µoi (cP) 3,70 1,40 1,60 1,80 2,5

Coi x 10-6 (psi-1) 5,70 9,20 9,02 8,02 7

Reservorio Mecanismo de Empuje

Principal Mecanismo de empuje

Secundario

Hollín Empuje Hidráulico. Expansión de roca y fluidos. Napo U Expansión de roca y fluidos Empuje Hidráulico.

Napo T Expansión de roca y fluidos Empuje Hidráulico.

Basal Tena Expansión de fluidos. Expansión de roca y fluidos.

51

3.1.9. COLUMNA ESTRATIGRÁFICA DEL CAMPO SACHA.

Figura 31. Columna Estratigráfica del Campo Sacha.

Fuente: (Barba Díaz & Martínez Villareal, 2009)

52

3.2. TÉCNICA DE CAÑONEO TIPO ANCLA.

Dentro de la industria data de los años 80 de dónde hasta la presente fecha ha

sufrido modificaciones con el objetivo de hacerla una herramienta ampliamente

eficaz.

Se lo denomina tipo ancla ya que el cañón es bajado ya sea con tubería o con

cable eléctrico hasta la profundidad deseada y finalmente es anclado y

posicionado para las actividades de punzonamiento.

La técnica es ampliamente eficaz debido a su aplicación en condiciones de bajo

balance que como ya se ha mencionado contribuye significativamente a la

remoción del daño de formación. La decisión de usar esta técnica de

punzonamiento se da debido a la necesidad de poder disminuir costos

operativos a largo plazo, reducir el tiempo de exposición del fluido de matado

con la formación y así poder obtener un menor daño a la formación y aumentar

la productividad del pozo.

Es una de las técnicas que permite combinaciones de operaciones y que por lo

tanto se ha visto su gran utilidad al pasar de los años. El sistema nos permite un

vez finalizado el punzonamiento, dejar los cañones en el fondo del pozo e

instalar y poner en funcionamiento un sistemas de levantamiento artificial,

comúnmente Bombeo electrosumergible.

53

Figura 32. Ensamblaje de cañón tipo ancla.


Las tecnologías de cañoneo actualmente disponibles en el mercado son:

ONE TRIP, de la compañía Baker Hughes.

MAX-R, de la compañía Schlumberger.

3.2.1. TECNOLOGÍAS MAX-R / ONE TRIP.

En los últimos años en la industria petrolera ha habido un incremento

considerable del uso de esta técnica la cual tiene muchas ventajas, en la

industria nacional hidrocarburífera se ha visto la utilidad de esta técnica puesto

54

que permite la minimización del daño de formación además de la rápida y

rentable optimización de la producción que se consigue.

La técnica nos permite una rápida puesta en marcha de la producción una vez

finalizado el cañoneo y para ello se lo completa con levantamiento artificial

mediante bombeo electrosumergible que es el más buscado o también se lo

puede completar con sistema Power oil.

Cuando los equipos son bajados hasta la profundidad deseada, los cañones

son anclados y estos están listos para ser detonados según lo hayan

programado los ingenieros de campo. Una vez que la bomba se encuentra

instalada y oportunamente probada, se procede a presurizar el pozo con

alrededor de 2500 psi en superficie para activar el sistema hidráulico de

detonación de la cabeza de disparo, el cual consiste en la descompresión de un

resorte interno por el flujo de un aceite, dicha descompresión puede tardar

hasta 20 horas según la planificación programada, en este tiempo se realiza el

vaciado del pozo utilizando la bomba BES para generar el desbalance deseado.

Es indispensable saber que una vez cañoneado el pozo no se podrá detener la

producción del mismo, a menos que se lo cierre, por lo que las pruebas como

Build Up usualmente realizadas, deben ser alteradas y pospuestas para tal vez

cuando el pozo necesite un trabajo de reacondicionamiento, así eliminamos la

necesidad de controlar el pozo una vez que ha sido cañoneado, lo que nos

ayuda también a reducir el daño evitando la invasión de fluidos. El BHA de ONE

TRIP se presenta en el ANEXO 1 y el BHA de MAX- R se presenta en el

ANEXO 2.

55

Figura 33. Esquema de cañoneo tipo ancla con MAX-R.


Las tecnologías de las dos empresas de servicios, realizan la misma función en

cuanto al objetivo de punzonamiento, es decir ambas siguen el proceso del

anclaje y posterior cañoneo, las diferencias entre ambas radican en los pasos

del procedimiento que se siguen para el desarrollo de las actividades.

Principalmente ONE TRIP nos ofrece un mayor tiempo de retraso o delay en la

cabeza de disparo situación que es favorable para asegurar el alcance del bajo

balance estático deseado.

56

Figura 34. Esquema de cañoneo tipo ancla con ONE TRIP.


Los diámetros disponibles en el mercado son para casing de 3 1/2", 4 1/2", 5",

5" 1/2", 7" y 7 5/8", siendo los más usados en nuestro medio los de 7".

57

3.2.1.1. Proceso de anclaje.

Cuando el ancla y los cañones han sido corridos en el pozo se los detiene a la

profundidad de disparo, el ancla posee un sistema de ignición primaria que

puede ser accionado hidráulica, eléctrica o mecánicamente, para asentarla se

utiliza una herramienta llamada setting tool que se la coloca en el tope del

ancla, mientras que los cañones debajo del ancla.

Cuando se activa el setting tool, el alojamiento o housing exterior del ancla es

forzado a desplazarse hacia abajo mientras que el mandril interno es empujado

hacia arriba, este par de movimientos opuestos provocan un empuje a las

cuñas del ancla para que salgan y encuentren la pared interior de la tubería de

revestimiento con el fin de aprisionarlo con los dientes de la cuña.

En caso de emergencia si se necesita soltar los cañones y el ancla es posible

accionar un sistema de desenganche mecánico de seguridad operado con línea

de acero o con una herramienta de servicio.

Se debe instalar después el cabezal de pozo y tener todas las condiciones

necesarias en superficie para proceder a generar la presión que dará lugar a la

detonación de las cargas.

Cuando los cañones han sido disparados las cuñas del ancla se retractan

automáticamente por el sistema de liberación, el ensamblaje cae al fondo del

pozo y no resultará en un obstáculo para el flujo de fluidos.

El esquema del proceso de anclaje de los cañones se presenta en la siguiente

figura.

58

Figura 35. Proceso de anclaje y cañoneo.

Fuente. (Schlumberger Perforating , 2012)

3.2.1.2. Procedimiento de punzonamiento con tecnologías.

Primeramente el representante de la empresa operadora en el taladro

(Company Man) debe revisar el procedimiento para disparar en los intervalos

convenidos. Antes de empezar con las operaciones el pozo debe estar

totalmente limpio y adicionalmente se recomienda la corrida de una canasta de

mínimo 5.75" si es que el casing es de 7" (hay que tomar en cuenta drift del

casing que para el de 7" es 6.15"), es recomendable también probar la

hermeticidad del pozo con 2500 psi por alrededor de 5 minutos.

59

Se procederá a realizar la charla de seguridad con todo el personal del taladro,

es indispensable la presencia del Company Man, representante de la compañía

operadora, ingeniero de la empresa de servicios a cargo de las operaciones,

ingeniero de Wireline, el perforador y dos cuñeros, junto con ellos se acuerda

tener todo el material necesario en la mesa del taladro, prescindir de personas

ajenas a la operación, y seguir las instrucciones del ingeniero a cargo de la

empresa de servicios. Es de vital importancia que el Company Man y

representante de la empresa operadora estén en acuerdo con la correlación

previo al asentamiento del ancla.

Se procede al ensamblaje del cañón de acuerdo a la secuencia que cada una

de las empresas de servicio tenga. Se empieza con la corrida del ensamblaje y

registros GR-CCL con Wireline a una velocidad máxima de 5000 a 6000 pies

por hora, se debe tener mucho cuidado al entrar al liner.

En la profundidad deseada se asienta el ensamblaje (MAXR u ONE TRIP),

activando explosivos dentro del setting tool que es generalmente el CPST-AA,

se debe tener un registro de la tensión del cable todo el tiempo y esperar 5

minutos antes de sacar el cable. Levantar 50 pies de cable y bajarlo

nuevamente de forma lenta, para verificar si el ensamblaje se encuentra en

posición y anclado correctamente.

Luego se debe sacar el equipo de asentamiento dejando en posición en sistema

de ancla junto con los cañones. Se debe proceder con la bajada de la bomba

electrosumergible de acuerdo al programa de la empresa de servicios,

realizando pruebas de presión cada 200 pies y aplicando 1000 psi a la tubería

contra el standing valve manteniendo el BOP abierto de lo contrario se puede

activar la cabeza de disparo.

60

Se desmonta el BOP y se arma el cabezal teniendo en cuenta las conexiones

eléctricas finales, es necesario que el standing valve se deje en la tubería para

garantizar el balance de diseño y tiempos de retardo establecido en la cabeza

hidráulica. Se arranca la BES y se realiza pruebas de rotación. Se conecta las

líneas de producción al cabezal y se las prueba con 2500 psi con la válvula

máster cerrada, se conecta también la línea anular al sistema de bombeo del

rig.

Completar el fluido desplazado en la pruebas de rotación y aplicar 2500 psi para

activar la cabeza de disparo durante un minuto. Liberar después de ese tiempo

la presión a cero, arrancar la BES para desplazar la cantidad de barriles

necesarios para obtener el bajo balance estático deseado. El tiempo de

evacuación de fluido dependerá del diseño de la bomba y debe ser lógico con el

tiempo de retardo de la cabeza de disparo.

Se espera la detonación de los cañones, la cual podrá ser verificado con el

sensor de la BES con un incremento de presión debido al aporte de pozo. En

caso de que la detonación no tenga lugar se seguirá el procedimiento de

contingencia de la compañía de servicios preparado para estos casos, mismo

que indica esperar el doble de tiempo máximo.

Una vez lograda la detonación se arranca la BES para prueba de producción y

se finaliza las operaciones de la empresa de servicios. En el ANEXO 3 Y

ANEXO 4 se puede ver los procedimientos operativos de MAX-R y ONE TRIP.

3.2.1.3. Diferencias entre correr las tecnologías con Wireline y TCP.

Los sistemas más utilizados en la industria en cuanto a cañoneo se trata son los

sistemas de Wireline y TCP, existen algunas diferencias que pueden ser

marcadas también como ventajas o desventajas de cada sistema.

61

o Cuando tenemos varios intervalos y de mayor longitud a disparar es más

recomendable utilizar un sistema TCP que nos permitirá ejecutar el

trabajo sin ningún inconveniente y en una sola corrida, mientras que en

Wireline la configuración hace imposible que sea en una sola corrida.

o El sistema TCP permite que la técnica de cañoneo ONE TRIP/MAXR

pueda ser corrida en pozos altamente desviados y horizontales, situación

que no ocurre con Wireline ya que el desempeño óptimo es de pozos

hasta 65°.

o El sistema de Wireline que baja la tecnología ONE TRIP/MAXR no

necesita de taladro, mientras que el sistema TCP sí, cuestión que haría

aumentar los costos a la empresa operadora.

3.2.1.4. Ventajas de la técnica de cañoneo tipo ancla (ONE TRIP).

Las principales ventajas encontradas con la técnica de cañoneo tipo ancla son:

o La técnica permite poner en producción el pozo inmediatamente después

de haberlo cañoneado puesto que los cañones se depositan al fondo del

pozo y no necesitan ser sacados si no hasta un primer trabajo de

reacondicionamiento del pozo.

o Con el bajo balance logrado se asegura una mejor limpieza de los

túneles comunicantes entre el reservorio y el pozo lo que contribuye a

obtener menor daño en la formación y posterior producción considerable.

o Nos permite obtener ahorros en tiempo y costos de taladro, pues no

necesitamos control de pozo después del cañoneo.

62

CAPITULO IV.

4. ANÁLISIS DE RESULTADOS.

4.1. ANÁLISIS TÉCNICO DE LA APLICACIÓN DEL CAÑONEO

TIPO ANCLA.

4.1.1. EVALUACIÓN DE LA CONDICIÓN DE POZOS SELECCIONADOS.

Para el presente estudio se toma como muestra 5 pozos del campo sacha, los

cuales han sido cañoneados bajo la técnica tipo ancla y puestos en producción

con sistema de levantamiento artificial con bombeo electrosumergible.

Por motivos de completación del pozo, las pruebas de restauración de presión

son generalmente tomadas en el primer reacondicionamiento o workover, por lo

que la información presente en esta investigación para obtener el daño de

formación fue obtenida tanto, de la primera prueba de Build up en ciertos

casos, de las simulaciones del cañoneo y en otros de la estimación de IP.

Los pozos no serán mencionados con su nombre real, si no que se utilizarán

nombres que permitan la fácil identificación de cada uno, sin embargo en la

tabla 7 se puede verificar el nombre real del pozo. Con el fin de realizar el

análisis técnico de la aplicación del cañoneo tipo ancla, se deberá evaluar

documentos como, registros a hoyo abierto para verificar la buena selección de

reservorio cañoneado, registros de cementación para verificar que el cañoneo

no haya sido afectado por la mala cementación, el cañoneo en sí para conocer

los parámetros utilizados en el diseño, la prueba de Build up para conocer el

daño de formación de ser posible y por último la producción temprana del pozo.

63

Tabla 7. Identificación de Pozos.

Número de Pozo. Nombre del Pozo.

Pozo1 SAC-276 D

Pozo 2 SAC-313 D

Pozo 3 SAC-207 D

Pozo 4 SAC-209 D

Pozo 5 SAC-247 D

Fuente. (Chávez Cabrera, 2014)

4.1.1.1. Pozo 1.

El Pozo 1 empieza su perforación desde la plataforma Sac-63, localizado al

norte del campo, el 13 de Noviembre del 2013 y finaliza el 3 de Diciembre del

mismo año, se trata de un pozo direccional el cual alcanzó una profundidad total

medida de 11390 pies y una profundidad vertical verdadera de 10061 pies con

un ángulo de desviación máximo de 37.3°.

4.1.1.1.1. Registro a hueco abierto.

El pozo fue perfilado a hueco abierto en el intervalo de 9500 a 11259 pies (MD)

y comprendió los sistemas para obtener curvas de resistividad, gamma ray y

densidad neutrón, como se puede observar en la figura 36. La interpretación

petrofísica confirmó la presencia de hidrocarburos en las arenas Hollín inferior,

Napo T inferior y Napo U inferior. El cuerpo de buen desarrollo está ubicado en

la arena T inferior en el intervalo 10881' a 10896', que presenta regulares

propiedades de roca evidenciándose en una porosidad promedio de 14%, bajo

volumen de arcilla y regular calificación de saturación de hidrocarburos con

63%.

64

Figura 36. Registro a hueco abierto Pozo 1.

Fuente. (Río Napo, 2013)

4.1.1.1.2. Registro de cementación.

El registro de cementación del pozo nos muestra dos curvas principales, la de

CBL y VDL en la pistas 2 y 4 respectivamente en el intervalo de la zona de

interés que va desde 10881 a 10896 pies, en la figura 37. El registro CBL nos

muestra la interfase casing-cemento medido en mV, ésta posee un valor

promedio en todo el intervalo de 2 mV, lo que significa una muy buena

adherencia en la interfase mencionada (mayor a 10 mV se categoriza a la

65

calidad de cementación como poco confiable). Lo interpretado del CBL se

puede comprobar mediante el registro VDL que muestra la interfase cemento-

formación e indica que las ondas de casing no son notorias y por lo tanto existe

una cupla acústica favorable a lo largo del casing y cemento en la totalidad del

intervalo lo que a su vez significa que la adherencia en la ya mencionada

interfase es muy buena.

Figura 37. Registro de cementación del Pozo 1.


En general la calidad del cemento en la zona de interés es muy buena y no se

esperaría que haya algún problema en las etapas de cañoneo y posterior

producción.

66

4.1.1.1.3. Cañoneo.

El pozo 1 fue cañoneado con la técnica de cañoneo tipo ancla (One Trip) en el

intervalo 10881' a 10896' (MD) es decir 15 pies de la arena TI, el cañoneo se

dio en condiciones hidrostáticas de bajo balance con un diferencial de presión

de 800 psi, con cañones de 4.5 pulgadas a 5 disparos por pie y una fase de

60°.

4.1.1.1.4. Prueba de Build Up.

El pozo produjo inmediatamente después del cañoneo mediante el sistema de

levantamiento por bombeo electrosumergible, la compañía operadora calificó de

exitoso los trabajos y resultados de la completación y pruebas iniciales.

Al pozo no se le ha realizado ninguna prueba de restauración de presión por

motivos de completación como ya se ha mencionado, sin embargo la compañía

operadora en su estudio para establecer el índice de productividad del pozo

estableció ciertos valores base que se muestra en la siguiente tabla.

Tabla 8. Resultados Build Up del Pozo 1.

Pws (psi) Skin

2020 1

Fuente: (Río Napo, 2013)

El valor correspondiente al daño de formación indica un daño casi imperceptible

aceptado por la compañía operadora, con lo cual se esperaría que la limpieza

de los túneles comunicantes con el reservorio sea muy buena y que se vea

reflejada en la producción de fluido.

67

4.1.1.1.5. Historial de producción.

En la siguiente tabla se muestra la producción disponible del pozo que

corresponde a una producción temprana en sus primeros días y datos en varios

meses.

Tabla 9. Historial de Producción del Pozo 1.

FECHA BFPD Corte de Agua (%)

BAPD BPPD

15 de diciembre de 2013 747 80,0 598 149

16 de diciembre de 2013 703 60,0 422 281

18 de diciembre de 2013 604 1,0 6 598

24 de diciembre de 2013 598 1,0 6 592

4 de enero de 2014 444 0,9 4 440

28 de febrero de 2014 468 1,1 5 463


El pozo nos muestra un considerable aporte de fluido en los primeros días de

producción, es importante mencionar el bajo porcentaje de corte de agua

obtenido, con lo cual se consigue poca producción de agua y por el contrario

considerable producción de petróleo, como se puede ver en las figuras 38, 39 y

40.

68

Figura 38. Producción de Petróleo del Pozo 1.


Figura 39. Corte de agua del Pozo 1.


0 150 300 450 600 750

BPPD

28 de febrero de 2014

4 de enero de 2014

24 de diciembre de 2013




0,0 20,0 40,0 60,0 80,0 100,0

Co

rte

de

Agu

a (%

)


4 de enero de 2014





69

Figura 40. Producción de Agua del Pozo 1.


4.1.1.2. Pozo 2.

El Pozo 2 empieza su perforación el 4 de Octubre del año 2012 y culmina el 30

de Octubre del mismo año, se trata de un pozo direccional el cual alcanzó una

profundidad total medida de 10990 pies y una profundidad vertical verdadera de

10089.8 pies con un ángulo de desviación máximo de 31.04°.


El pozo fue perfilado a hueco abierto y se descubrió que el intervalo de mayor

prospectividad se encontraba dentro de la arena BT.

En primera instancia debido a las malas condiciones del pozo, únicamente fue

posible hacer una corrida con los registros Wireline de gamma ray-potencial

espontaneo y resistividades, como se observa en la figura 41, la cual también

0 150 300 450 600 750

BAPD


4 de enero de 2014





70

muestra el registro de evaluación básica de formación. Fueron necesarios los

registros de porosidad neutrón y saturación, los cuales fueron tomados días

más tarde y están presentes en la figura 41.

La arena Basal Tena fue encontrada como una de las arenas de buen

contenido de hidrocarburos junto con otras, sin embargo se decidió que se

completaría para producir del intervalo 9647' a 9660' perteneciente a la arena

BT, la cual presenta buena porosidad de alrededor del 17% y un saturación de

agua promedio de 34% en la zona de petróleo.



71



CBL y VDL en la pistas 2 y 3 respectivamente en el intervalo de interés. El

registro CBL presenta en la parte superior y media un comportamiento

cambiante probablemente debido a mala adherencia del casing al cemento, sin

embargo en la parte inferior podemos encontrar valores menores a 10 mV, que

significa una buena adherencia en esta sección. El registro VDL en la interfase

cemento-formación muestra ondas generadas por el casing y también por la

formación, lo que significa una cupla acústica favorable a la cementación. En

general la cementación es de buena calidad por lo que se esperaría no tener

problemas en las etapas de cañoneo y posterior producción.



72

4.1.1.2.3. Cañoneo.

El pozo 2 fue cañoneado con la técnica de cañoneo tipo ancla en el intervalo

9647'-9660' (MD) es decir 13 pies de la arena BT, el cañoneo se dio en

condiciones hidrostáticas de bajo balance con cañones, bajados con Wireline,

de 4.5 pulgadas a 5 disparos por pie.

4.1.1.2.4. Prueba de Build up.




Al pozo se le realizó una prueba de presión multi-tasas durante el periodo

comprendido entre el 5 al 9 de Mayo del 2013, en donde al no tener un cierre no

es posible determinar la presión estática del reservorio, sin embargo un valor de

presión de fondo fluyente promedio y el daño se muestran en la siguiente tabla.

Tabla 10. Resultados Build Up del Pozo 2.

Pwf promedio (psi) Skin

600 1.2


El valor del daño de formación es realmente muy bajo, situación que resultaría

favorable a la producción de fluidos del pozo.

73

4.1.1.2.5. Historial de Producción.

En la siguiente tabla podemos ver la producción del pozo durante los 3 primeros

meses.



BAPD BPPD

10 de noviembre de 2012 978 50,0 489 489

12 de noviembre de 2012 990 13,0 129 861

25 de noviembre de 2012 845 13,0 110 735

26 de noviembre de 2012 872 13,0 113 759

9 de diciembre de 2012 968 13,0 126 842

17 de diciembre de 2012 762 18,0 137 625

25 de diciembre de 2012 679 18,0 122 557

29 de diciembre de 2012 642 18,0 116 526

31 de diciembre de 2012 591 18,0 106 485

19 de enero de 2013 297 18,0 53 244


El pozo nos muestra un gran aporte de fluido en los primeros días de

producción, sin embargo como se puede evidenciar en la tabla 11 en el mes de

enero del 2013, su producción baja significativamente, situación que se debió al

desfase de la bomba electrosumergible mas no por ningún motivo de

obstrucción o daño en el fondo del pozo, es importante mencionar que se tuvo

que realizar el primer reacondicionamiento el 1 de Febrero del 2013. En el

tiempo que estuvo produciendo se tuvo un corte de agua muy bajo, lo cual

desemboca en poca producción de agua, y significativa producción de petróleo,

como se puede ver en las siguientes figuras.

74





0 200 400 600 800 1000

BPPD






26 de noviembre de 2012




0,0 25,0 50,0 75,0 100,0

Co

rte

de

Agu

a (%

)










75

Figura 45. Producción de Agua del pozo 2.


4.1.1.3. Pozo 3.

El pozo 3 inicia su perforación el 21 de Noviembre del 2012 y finaliza el 24 de

Diciembre del mismo año, se trata de un pozo direccional el cual alcanzó una


10065.7 pies con un ángulo máximo de desviación de 25.9°.


Debido a la inestabilidad del pozo no fue posible correr registros Wireline de

acuerdo a lo programado, por ello en el pozo se corrió la herramienta LWD de la

compañía Schlumberger registrando el intervalo de 9260 a 10740 pies (MD)

donde se pudo obtener curvas de resistividad, gamma ray y densidad neutrón,

como se puede observar en la figura 46.

0 250 500 750 1000

BAPD










76

EL intervalo de mayor interés va desde 10163 pies a 10192 pies (MD), el cual

corresponde a la arenisca U inferior que presenta un cuerpo homogéneo de

aproximadamente 30 pies con intercalaciones de lutitas, su porosidad mejora

hacia la base alcanzando valores de hasta 17%, con un promedio de 16% lo

cual es una porosidad buena, presenta una muy buena saturación de

hidrocarburos de 85% en la zona de interés y buena calidad de roca.



77

La evaluación petrofísica confirmó además la presencia de hidrocarburos en las

areniscas Napo-T con un intervalo de 10 pies y arenisca Basal Tena con un

intervalo de 8 pies. La compañía Operadora decidió completar la arenisca U

inferior



CBL y VDL en la pistas 2 y 3 respectivamente en el intervalo que se ha decidido

cañonear que va desde 10179'-10208' tal como indica la figura 47.

El registro CBL en la interfase casing-cemento, muestra un valor menor a 5 mV

hasta al menos la mitad del intervalo asegurando una buena calidad de

cemento, sin embargo al final del intervalo este valor crece representando a una

adherencia poco confiable. Al final del intervalo se tiene indicios de canalización

sin embargo no se esperaría tener mayor inconvenientes puesto que debajo de

ello se puede evidenciar una cementación buena lo que ayudaría a crear un

sello hidráulico que es básicamente lo que se busca.

El registro VDL muestra una onda acústica bastante favorable en casi todo el

intervalo lo que quiere decir que la cementación en la interfase cemento-

formación es bastante buena, sin embargo en los últimos pies se hace notable

las ondas acústicas provenientes del casing resultando en una regular

adherencia debido a la presencia de la ya mencionada canalización, esto

comprueba lo encontrado con el registro CBL. En definitiva la cementación es

aceptable en la totalidad del intervalo, con lo que se esperaría no tener ningún

problema en el cañoneo y posterior producción.

78

Figura 47. Registro de cementación del pozo 3.


4.1.1.3.3. Cañoneo.

El pozo 3 fue cañoneado, con la técnica de cañoneo tipo ancla en el intervalo

de 10179'-10208' (MD) es decir 29 pies de la arena UI, el cañoneo se dio en

condiciones hidrostáticas de bajo balance con un diferencial de presión de 500

79

psi, con cañones bajados con Wireline de 4.5 pulgadas a 5 disparos por pie con

cargas HMX-EXTRA DP.

4.1.1.3.4. Prueba de Build up.




El pozo no registra ninguna prueba de restauración de presión por lo que el

daño de formación no ha podido ser descubierto verdaderamente, sin embargo

la empresa prestadora de servicios que brinda el cañoneo obtuvo un valor de

daño de formación en sus simulaciones de cañoneo, el cual fue presentado a la

compañía operadora y se presenta en la tabla 12, se estima que el valor del

daño obtenido por simulación es representativo de la realidad, en este caso se

tiene una formación estimulada debido al valor negativo, se esperaría que el

pozo tenga una limpieza de túneles altamente efectiva la cual se vea reflejada

en una buena producción.

Tabla 12. Daño de Simulación de cañoneo del pozo 3.

Skin

-2.1



La tabla 13 presenta la producción del pozo 3 en los seis primeros meses.

80



BAPD BPPD

2 de enero de 2013 696 31,00 216 480

3 de enero de 2013 842 0,20 2 840

11 de enero de 2013 830 0,20 2 828

28 de enero de 2013 898 0,20 2 896

24 de febrero de 2013 713 0,20 1 712

15 de marzo de 2013 588 0,20 1 587

30 de abril de 2013 598 0,20 1 597

29 de mayo de 2013 853 0,20 2 851

4 de junio de 2013 978 0,20 2 976


Se evidencia una producción de fluidos alta, el corte de agua se estabiliza

rápidamente y su valor es muy bajo lo que resulta en gran producción de

petróleo y en poca producción de agua, como muestran las siguientes figuras.



0 200 400 600 800 1000

BPPD

4 de junio de 2013

29 de mayo de 2013

30 de abril de 2013

15 de marzo de 2013


28 de enero de 2013

11 de enero de 2013

3 de enero de 2013

2 de enero de 2013

81





0,00 10,00 20,00 30,00 40,00 50,00

Co

rte

de

Agu

a (%

) 4 de junio de 2013

29 de mayo de 2013

30 de abril de 2013

15 de marzo de 2013


28 de enero de 2013

11 de enero de 2013

3 de enero de 2013

2 de enero de 2013

0 50 100 150 200 250

BAPD

4 de junio de 2013

29 de mayo de 2013

30 de abril de 2013

15 de marzo de 2013


28 de enero de 2013

11 de enero de 2013

3 de enero de 2013

2 de enero de 2013

82

4.1.1.4. Pozo 4.

El pozo 4 fue perforado desde la plataforma SAC-189 localizado al sur del

campo, iniciando el 1 de Enero del 2013 y finalizando el 18 de Enero del mismo

año. Se trata de un pozo direccional el cual alcanzó una profundidad total

medida de 10640 pies y una profundidad vertical verdadera de 1047 pies con un

ángulo máximo de desviación de 25°.


El pozo fue perfilado a hueco abierto donde se obtuvo curvas principales de

resistividad, gamma ray, y densidad neutrón como se puede observar en la

figura 51.

La evaluación petrofísica confirmó la presencia de hidrocarburos en las arenas

Napo T inferior en un intervalo de disparo de 45 pies, Napo U inferior con un

intervalo de 38 pies, Basal Tena con un espesor de 6 pies y por ultimo Hollín

Inferior con un espesor de 5 pies.

La compañía operadora recibió la recomendación de completación inicial en la

arena T inferior en los siguientes intervalos:

o 10294' a 10306' (12pies)

o 10325' a 10331' (6 pies)

o 10340' a 10358' (18 pies)

o 10362' a 10371' (9 pies).

Presenta un cuerpo con intercalaciones de lutita con una porosidad promedio

de 18%, alcanzando valores de hasta 22% con la cual se puede caracterizar

como una porosidad buena en promedio además de tener una buena a regular

saturación de hidrocarburos de alrededor del 62%.

83




El presente registro de cementación del pozo nos muestra los cuatro intervalos

que son de interés. Las dos curvas principales, CBL y VDL ubicadas en las

pistas 2 y 4 respectivamente, de la figura 52, mostrarán las condiciones en las

que se encuentra el cemento. La caracterización del la calidad de cemento se la

hará por intervalos.

En el primer intervalo, el registro CBL que muestra la interfase casing-cemento,

posee un valor menor a 10 mV durante todo el intervalo, lo que significa que

dicha interfase presenta una muy buena adherencia, sin embargo existen 4 pies

84

del intervalo que presenta un aumento en su medición, lo que se puede

comprobar con el registro VDL que nos muestra la interfase cemento-formación

y presenta una onda notoria de casing en los mismo 4 pies, a pesar de eso la

cementación en la zona es de amplia aceptación. En el segundo intervalo

presenta un vacío en su cementación que es captado tanto con el CBL como el

VDL como se ve en la figura. En el tercer y cuarto intervalo presentan valores

de CBL menores a 3 mV lo que garantiza buena cementación, también se lo

puede comprobar con el registro VDL. En general la calidad de cementación es

bastante buena por lo que no se debería tener complicaciones.



85

4.1.1.4.3. Cañoneo.

El pozo 4 fue cañoneado, con la técnica de cañoneo tipo ancla en los intervalos

de 10294' a 10306', 10325' a 10331', 10340' a 10358' y 10362' a 10371' es decir

un total de 45 pies de la arena TI, el cañoneo se dio en condiciones

hidrostáticas de bajo balance con cañones bajados con Wireline de 4.5

pulgadas con cargas de alta penetración a 5 disparos por pie.





Al pozo no se le ha realizado ninguna prueba de restauración de presión por

motivos de completación como ya se ha mencionado, sin embargo la compañía

operadora determinó el daño en condiciones conservadoras, expresándolo

cuantitativamente con el valor de 1 en su simulación de IP, lo que a su vez

significa una formación dañada muy levemente con lo cual se esperaría que la

producción del pozo sea muy buena.

Tabla 14. Resultados Build Up Pozo 4.

Skin

1


86


La tabla 15 presenta los valores de producción disponible del pozo durante los

durante los 6 primeros meses.

Tabla 15. Historial de producción del pozo 4.


BAPD BPPD

31 de enero de 2013 893 30,00 268 625

1 de febrero de 2013 893 1,00 9 884

21 de febrero de 2013 857 1,00 9 848

29 de marzo de 2013 931 1,00 9 922

3 de abril de 2013 929 1,00 9 920

27 de abril de 2013 597 1,00 6 591

13 de mayo de 2013 724 1,00 7 717

25 de mayo de 2013 658 1,00 7 651

3 de junio de 2013 631 1,00 6 625

22 de junio de 2013 605 1,00 6 599

5 de julio de 2013 624 1,00 6 618

27 de julio de 2013 623 1,00 6 617


El pozo presenta una producción bastante buena, se puede ver que el corte de

agua es muy bajo y se mantiene por meses lo que provoca que exista gran

producción de petróleo y muy poca de agua que es lo que siempre se intenta

buscar, así lo muestran las siguientes figuras.

87





0 200 400 600 800 1000

BPPD

27 de julio de 2013

5 de julio de 2013

22 de junio de 2013

3 de junio de 2013

25 de mayo de 2013

13 de mayo de 2013

27 de abril de 2013

3 de abril de 2013

29 de marzo de 2013


0,00 10,00 20,00 30,00 40,00

Co

rte

de

Agu

a (%

)

27 de julio de 2013

5 de julio de 2013

22 de junio de 2013

3 de junio de 2013

25 de mayo de 2013

13 de mayo de 2013

27 de abril de 2013

3 de abril de 2013

29 de marzo de 2013


88



4.1.1.5. Pozo 5.

El pozo 5 fue perforado direccionalmente desde la plataforma SAC-60. Se

encuentra localizado al norte de campo Sacha, su perforación inició el 21 de

Febrero del 2013 y finalizó el 24 de Febrero del mismo año. Alcanzó una


10049.2 pies con un ángulo máximo de desviación de 33.5°.


El pozo fue perfilado con el registro LWD en la sección de 9550 a 11200 pies

(MD), y el intervalo de interés se centro de 10600 a 10630 pies, como lo indica

la figura 56.

La evaluación petrofísica confirmó la existencia de hidrocarburos en las

formaciones U inferior, con un intervalo propuesto de disparo de 30 pies, Hollín

0 100 200 300 400

BAPD

27 de julio de 2013

5 de julio de 2013

22 de junio de 2013

3 de junio de 2013

25 de mayo de 2013

13 de mayo de 2013

27 de abril de 2013

3 de abril de 2013

29 de marzo de 2013


89

Superior, con un intervalo propuesto de disparo de 36 pies, y T Inferior, con un

intervalo propuesto de disparo de 17 pies. La compañía operadora decidió que

la completación inicial sería en la arena U inferior.

El intervalo de completación nos muestra un cuerpo arenoso homogéneo el cual

presenta una matriz caolinítica causante de la disminución de la porosidad de la

zona. El intervalo tiene calidad de roca pobre o regular en promedio una

porosidad del 12% y una saturación de petróleo del 55%, ambas clasificadas

como propiedades regulares.



90

4.1.1.5.2. Registro de Cementación.

El presente registro de cementación del pozo nos muestra dos curvas

principales, la de CBL y VDL localizadas en la pistas 2 y 3 respectivamente en

el intervalo de la zona de interés que va desde 10600 a 10630 pies como se

puede ver en la figura 57.



El registro CBL, posee valores muy variados durante todo el intervalo, los

cuales son superiores a 10 mV en su mayoría lo que significa que la interfase

presenta problemas de adherencia. Cuatro pies por debajo de la mitad del

intervalo se tiene valores menores a 10 mV perteneciente a 3 pies del intervalo

91

de allí se puede decir que existe una adherencia medianamente buena. El

registro VDL por su parte nos muestra una canalización que inicia en los

primeros pies del intervalo y se extiende hasta la mitad del mismo, confirma

también lo visto en el registro CBL ya que no muestra una cupla acústica

favorable para la adherencia entre el cemento y la formación.

De la interpretación se puede decir que la cementación fue de muy mala calidad

y presenta vacios por donde se tiene canalizaciones las cuales podrían afectar

al cañoneo y posterior producción.

4.1.1.5.3. Cañoneo.

El pozo 5 fue cañoneado, con la técnica de cañoneo tipo ancla en el intervalo

de 10600 a 10630 pies (MD) es decir 30 pies de la arena UI, el cañoneo se dio

en condiciones hidrostáticas de bajo balance con un diferencial de presión de

1000 psi.

Los cañones de 4.5 pulgadas fueron bajados con Wireline acomodados a 5

disparos por pie con cargas HMX-EXTRA DP.




no exitoso los trabajos y resultados de la completación y pruebas iniciales

debido al bajo aporte de la formación, por lo cual la arena U inferior fue

descartada y no se realizó ningún trabajo de restauración de presión por lo que

no se pudo identificar el valor del daño de formación.

92


La tabla 16 presenta los volúmenes producidos por el pozo en las actividades

de completación y pruebas iniciales que fueron calificadas como no exitosas

debido al bajo aporte que se obtuvo de la formación.



BAPD BPPD

20 de marzo de 2013 224 100 224 0

21 de marzo de 2013 274 100 274 0

25 de marzo de 2013 36 40 14 22

27 de marzo de 2013 83 1 1 82

2 de abril de 2013 138 1 1 137

4 de abril de 2013 63 1 1 62


Lamentablemente la producción de fluido no fue la esperada, a pesar del bajo

corte de agua estabilizado muy lentamente el volumen producido no ayudó a la

rentabilidad puesto que los barriles de petróleo no fueron los que se necesitaba

como se indican en las siguientes figuras.

93

Figura 58. Producción de Fluido del Pozo 5.




0 100 200 300

BFPD

4 de abril de 2013

2 de abril de 2013

27 de marzo de 2013

25 de marzo de 2013

21 de marzo de 2013

20 de marzo de 2013

0 50 100 150 200 250 300

BPPD

4 de abril de 2013

2 de abril de 2013

27 de marzo de 2013

25 de marzo de 2013

21 de marzo de 2013

20 de marzo de 2013

94



4.1.1.6. Resumen de resultados obtenidos del análisis técnico de los

pozos en estudio.

Con el fin de tener un mejor panorama de los resultados que se obtuvieron del

análisis técnico de los pozos seleccionados, se construyen las siguientes tablas,

en las que se muestran ciertos parámetros que fueron influyentes en la

productividad del pozo.

0 100 200 300

BAPD

4 de abril de 2013

2 de abril de 2013

27 de marzo de 2013

25 de marzo de 2013

21 de marzo de 2013

20 de marzo de 2013

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Tabla 17. Parámetros obtenidos del análisis técnico de los pozos escogidos.

Pozo

Parámetro

Pozo 1 Pozo 2 Pozo 3 Pozo 4 Pozo 5

Arena TI BT UI TI UI

Porosidad (%) 14 17 16 18 12

Saturación de

Petróleo (%) 63 66 85 62 55

Saturación de

Agua (%) 37 34 15 38 45

Daño (adim) 1 1.2 -2.1 1 -

Calidad de

cementación

Muy

Buena Buena Buena Muy Buena Mala


De la tabla se puede distinguir que las porosidades de los pozos 2, 3 y 4 son

buenas, la del pozo 1 es regular con acercamiento a la calificación buena, sin

embargo el quinto posee una porosidad regular, la saturación de petróleo

también posee valores altos en los 4 primeros casos más no en el quinto,

situación contraria con la saturación de agua que es baja en los primeros casos

y alta en el último caso.

El valor de daño obtenido en el primer y cuarto pozo muestra que la formación

posee un daño insignificante, no hay que olvidar que ese valor es una asunción

que se hace puesto que no es posible cerrar el pozo para una prueba de

96

restauración de presión, pero no debería estar tan alejado de la realidad, en sí

es por ello que se usa esta técnica, para lograr minimizar al máximo el daño de

formación, su calidad de cemento es muy buena, la producción de petróleo es

mejor para el cuarto pozo sin dejar de ser buena en el primero, el segundo valor

de daño muestra una formación levemente dañada con una buena calidad de

cemento lo que dio como resultado una producción buena, el tercer pozo

presenta una formación estimulada y una muy buena calidad de cemento por lo

que se tuvo una producción bastante buena. El quinto y último pozo, como se

mencionó no tuvo una aceptación en la producción de fluido, basándonos en los

resultados obtenidos en los otros pozos se evidencia que los parámetros no son

los mismos ni al menos parecidos por lo que se debería atribuir el fracaso de

producción a la mala decisión de haber cañoneado dicha arena con las

propiedades presentes en la tabla 17.

En la tabla 18 se muestra la producción de los 4 pozos exitosos, en el primer

trimestre, cabe indicar que la producción fue llevada a un valor mensual con

valores de producciones en fechas disponibles.

Tabla 18. Producción trimestral de los pozos exitosos cañoneados con la

técnica de cañoneo tipo ancla.

POZO DÍAS ON BP CALCULADO

1 91 42 420

2 83 45 322

3 91 70 152

4 90 77 896


97

En la tabla 18, podemos ver según los valores producidos en el primer trimestre

que el pozo con mayor producción acumulada es el pozo 4 y el pozo con menor

producción acumulada es el pozo 1. En el pozo 2 como se ve en la tabla se

cuenta solamente los días de producción puesto que el pozo tuvo que ser

intervenido en un reacondicionamiento para cambio de BES. DÍAS ON significa

los días que estuvo encendida la bomba y por lo tanto se tuvo producción.

4.2. ANÁLISIS ECONÓMICO DE LA APLICACIÓN DEL

CAÑONEO TIPO ANCLA.

4.2.1. COSTOS DE LA APLICACIÓN DEL CAÑONEO TIPO ANCLA.

La tabla 19 muestra la inversión por parte de la empresa operadora para las

operaciones de cañoneo con la técnica tipo ancla (ONE TRIP) en cada uno de

los pozos, la información fue obtenida de los resultados de terminación y

pruebas iniciales. El archivo de resultados de terminación y pruebas iniciales de

cada pozo se lo puede ver en os ANEXOS 5, 6, 7, 8 y 9.

Tabla 19. Inversión de la aplicación de la técnica de cañoneo tipo ancla.


POZO INVERSIÓN

($)

1 150 015

2 153 928

3 159 204

4 178 605

5 164 668

98

4.2.2. DISCUSIÓN.

El presente trabajo no consiste en un análisis comparativo entre técnicas de

cañoneo, sin embargo se hace necesario nombrar ciertos puntos en los cuales

la técnica de cañoneo tipo ancla es más beneficiosa económicamente

hablando.

El tiempo transcurrido desde que el cañoneo se realiza e inicia con la

producción es definitivamente el punto más importante dentro de la rentabilidad

de la técnica, puesto que la técnica de cañoneo tipo ancla nos permite tener

una producción inmediata posterior a las actividades de cañoneo con lo que se

puede conseguir un reducción en tiempos de operación y consecuentemente se

generaría un ahorro en costos asociados, además de recibir réditos económicos

con mayor rapidez. El principal costo que se asocia a la actividad de cañoneo

es el del tiempo de alquiler de taladro, el cual es un valor representativo por

hora.

Al no tener la necesidad de controlar el pozo después del cañoneo y evaluar la

zona se genera también el ahorro de materiales y contratación de servicios

destinados a dichas actividades, situación que sí sucede con otras diferentes

técnicas convencionales.

Hay que saber que la técnica tiene necesariamente que ser aplicada en una

zona ampliamente conocida y que se estime que tenga un buen potencial para

así asegurar un gran rango de probabilidad de éxito, tal afirmación es la base

del éxito de las operaciones, puesto que para producir un reservorio se debe

tener la mayor cantidad de datos como sea posible y más aun cuando a la zona

productora no se le realiza evaluaciones preliminares a la producción definitiva

como es el caso de las zonas cañoneado bajo la técnica tipo ancla.

99

El presente análisis se basará en la relación directa entre el tiempo y los costos

de toda la operación de cañoneo comparando el tiempo utilizado por la técnica

de cañoneo tipo ancla versus el tiempo utilizado por las técnicas

convencionales Wireline y TCP. En la siguiente tabla se indica el tiempo

estimado que se tiene desde que la actividad de cañoneo inicia hasta que el

pozo empieza su producción.

Tabla 20. Tiempo estimado desde la fase de cañoneo hasta la producción de

un pozo petrolífero con diferentes técnicas.

Técnica Tiempo (hrs)

Tipo ancla (ONE TRIP) 102

Wireline Convencional 159

TCP Convencional 181


La información presentada en la tabla 20, corresponde a un análisis de varios

pozos de la cuenca oriente, cabe recalcar también que el tiempo estimado

empieza a ser contado desde la reunión de seguridad que mantiene el personal

de la compañía de servicios con el personal del taladro y empresa operadora

hasta el momento en que se verifique que los cañones fueron disparados a

través del incremento de la presión de intake de la bomba y también con la

presencia de fluido en superficie.

4.2.3. ANÁLISIS BENEFICIO - COSTO.

El análisis beneficio - costo del presente trabajo se enfocará en presentar dos

aspectos, el primero es demostrar la rápida recuperación de la inversión que se

tiene con la aplicación de cañoneo tipo ancla y el segundo es dar a conocer los

100

beneficios económicos que se obtiene en el periodo de tiempo en el cual se

produce petróleo de un pozo cañoneo con la técnica tipo ancla y no así con

otras técnicas convencionales.

Para el primer fin existen algunos puntos a tomar en cuenta en el análisis, estos

son los siguientes:

o Para la estimación del tiempo de recuperación de la inversión se necesita

del dato de la ganancia diaria, que viene dada por la siguiente ecuación:

[4.5]

Y la recuperación de la inversión viene dada por la siguiente ecuación:

[4.6]

o El dato del costo de operación por barril de petróleo neto proporcionado

por la compañía operadora es de $6,60.

o El valor de Qo corresponde a la producción de petróleo obtenida en un

día y se tomará en cuenta el primero valor donde el corte de agua se

estabiliza.

Para el segundo fin los puntos a considerar son:

o Para la estimación de los ingresos en el periodo de tiempo antes

mencionado se toma en cuenta la producción de los primeros días.

o De igual manera se tomará en cuenta el precio del crudo Oriente

registrado en el Banco Central para cada uno de los meses en los que se

101

tiene valores de producción de petróleo y que se los puede visualizar en

la tabla 20.

Tabla 21. Precio del Crudo Oriente para diferentes meses y años.

Mes y Año Precio del Crudo Oriente

($)

Noviembre 2012 92.6

Enero 2013 100.1

Febrero 2013 97.7

Diciembre 2013 91.4


4.2.3.1. Recuperación de la inversión.

Como se ha mencionado para el cálculo de la ganancia diaria, se utilizará los

valores de producción de petróleo en donde el corte de agua se estabiliza, a

estos valores se les puede encontrar en la tabla de historial de producción de

cada pozo, sin embargo para facilidad en la tabla 22 se los cita nuevamente.

Para el precio referencial del crudo en dichas fechas se utiliza los valores de la

tabla 21 y el costo de barril neto es el mencionado anteriormente. Los costos

del cañoneo son tomados de la tabla19. Se ha omitido los datos del pozo 5

puesto que como se mencionó el pozo no fue exitoso en las pruebas iniciales.

102

Tabla 22. Producción de petróleo por día cuando corte de agua se estabiliza.

Pozo Fecha BPPD

1 18-Diciembre-2013 598

2 12-Noviembre-2012 861

3 3-Enero-2013 840

4 1-Febrero-2013 884


El siguiente ejemplo que reemplazará valores será la manera de aplicar el

cálculo y con ello se consigue llenar la tabla 23 que muestra los resultados

obtenidos del análisis de ganancia diaria y recuperación de la inversión.

[4.7]

[4.8]

Tabla 23. Resultados de la recuperación de la Inversión.

Pozo Qo (BP/Día)

Precio Crudo

Oriente ($/BP)

Costo Barril Neto

($/BP)

Costo Cañoneo

($)

Ganancia Diaria ($/Día)

Recuperación de la inversión

(Días)

1 598 90,4 6,6 150 015 50 112,4 2,99

2 861 91,4 6,6 159 204 73 012,8 2,18

3 840 99,8 6,6 178 605 78 288 2,28

4 884 100,1 6,6 164 668 82 654 1,99


103

Como se puede evidenciar la recuperación de la inversión hecha en la técnica

de cañoneo tipo ancla, es en un periodo muy corto de tiempo de tal manera que

en tan solo 3 días como máximo se puede recuperar lo invertido, esto gracias al

aporte elevado de petróleo en los primeros días de producción del pozo.

4.2.3.2. Estimación de ingresos en tiempo productivo en pozos

cañoneados con la técnica tipo ancla (ONE TRIP) comparada con WL y

TCP convencional.

Como se mencionó en el punto de discusión existe una importante diferencia en

el tiempo estimado que se tiene desde que la actividad de cañoneo inicia hasta

que el pozo empieza su producción, con respecto de la técnica ONE-TRIP

como se pudo ver en la tabla 20, este diferencial de tiempo medido en horas se

la puede ver en tabla 24.

Tabla 24. Diferencial de tiempo en horas con respecto a la técnica ONE TRIP.

Técnica de Cañoneo Diferencial de Tiempo

(hrs)

Wireline Convencional 57

TCP Convencional 79


La tabla 24 nos indica que el pozo que sea cañoneado bajo la técnica tipo ancla

(ONE-TRIP) empezará a producir 57 horas antes que la técnica convencional

con Wireline y 79 horas antes que la técnica de cañoneo convencional con

TCP. Este tiempo extra que toman otras técnicas de cañoneo se debe a la

existencia de actividades de control de pozo, evaluación de producción, etc. que

104

no permiten que el pozo inicie su producción de manera rápida provocando

mayor inversión para realizar estas actividades.

En estas 57 y 79 horas posterior al cañoneo en las cuales el pozo ya se

encuentra en producción ya que así lo permitió la técnica ONE TRIP, se puede

contabilizar una ganancia por el petróleo producido, involucrando los pozos del

presente análisis se realizará el cálculo respectivo para identificar los ingresos

que la compañía tuvo al invertir en esta técnica.

Tabla 25. Ingresos económicos de Oportunidad en tiempo Productivo de pozos

cañoneados con ONE TRIP.

Pozo Qo en 57 HRS (BP)

Qo en 79 HRS (BP)

Precio Crudo

Oriente ($/BP)

Ingresos en 57 HRS

($)

Ingresos en 79 HRS

($)

1 596 1 047 90,4 53 878,4 94 648,8

2 1 482 2 268 91,4 135 454,8 207 295,2

3 1 633 2 399 99,8 162 973,4 239 420,2

4 1 840 2 648 100,1 184 184,0 265 064,8


De la tabla anterior se puede concluir que en el tiempo de 57 horas, en las

cuales con la técnica Wireline convencional no se tendría producción de

petróleo, se llega a tener hasta una producción de 596 barriles de petróleo lo

que implica un ingreso de aproximadamente 54 mil dólares para el pozo 1, en el

mejor de los casos es decir en el pozo 4 se llega a tener un ingreso de 184 mil

dólares. En el tiempo de 79 horas, en las cuales con la técnica TCP

convencional no se tendría producción de petróleo, los ingresos se hacen

mayores como se puede verificar en la tabla 25.

105

La compañía operadora al invertir en esta técnica de cañoneo percibió ingresos

rápidamente, sin embargo si no hubiese invertido en ella, dichos ingresos no se

hubieran tenido y por el contrario se hubiese invertido más dinero en materiales

y servicios ya mencionados.

106

CAPITULO V.

5. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES.

Al término de este trabajo, se han obtenido las siguientes conclusiones y

recomendaciones:

5.1. CONCLUSIONES.

o Aplicar el bajo balance permitió una limpieza altamente efectiva lo que

contribuyó significativamente a tener minimizados valores de daño como

lo muestra la tabla 17. En el caso del pozo 1 y 4 en dónde el valor del

daño es estimado por la compañía operadora en condiciones

conservadoras aun sin saber el valor real del daño, se puede verificar en

la tabla 18 que su producción es satisfactoria por lo que la estimación

hecha es cercana a la realidad.

o Se concluye que la inversión realizada en la técnica de cañoneo tipo

ancla (ONE TRIP) en los pozos analizados se recupera de manera

inmediata debido a la producción de petróleo obtenido, como se puede

ver en la tabla 23.

o Con la aplicación de la técnica en estudio se demuestra que se puede

conseguir una producción de petróleo inmediata lo que contribuye a

obtener grandes beneficios económicos para el país.

o La técnica de cañoneo tipo ancla (ONE TRIP) fue efectiva en 4 de los 5

pozos que fueron analizados en este trabajo, es así que las condiciones

107

ideales en las cuales un pozo se debe encontrar son aquellas

encontradas en los pozos del 1 al 4 y que se puede ver en la tabla 17.

5.2. RECOMENDACIONES.

o La implementación de la técnica estudiada se debe llevar a cabo en

zonas en las cuales se tenga un amplio conocimiento del

comportamiento del reservorio, puesto que para el estudio previo de la

zona a cañonear se utilizan correlaciones entre pozos.

o Realizar una evaluación y análisis exhaustivo a la zona a cañonear así

como también la calidad de la cementación en dicha zona, puesto que si

se cañoneo un pozo en una zona donde no hubo buena cementación se

corre el riesgo de una canalización de agua.

o En si la aplicación del bajo balance en el cañoneo de pozos es muy

recomendable sea cual sea la técnica que se utilice.

o Utilizar esta técnica de cañoneo en pozos verticales y desviados del

Oriente ecuatoriano en donde cumplan con las condiciones descritas a lo

largo del presente trabajo.

108

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111

ANEXOS.

Anexo 1. BHA ONE TRIP.

112

Anexo 2. BHA MAX-R.

113

Anexo 3. Ejemplo de un procedimiento operativo de la técnica MAX-R.

114

Continuación Anexo 3. Ejemplo de un procedimiento operativo de la técnica

MAX-R.

115


MAX-R.

116

Anexo 4. Ejemplo de un procedimiento operativo de la técnica ONE TRIP.

117


ONE TRIP.

118

Anexo 5. Resultados y terminación de pruebas del pozo SAC-276 D (POZO 1).

119


120


121


122


Documents

UNIVERSIDAD TECNOLÓGICA EQUINOCCIALrepositorio.ute.edu.ec/bitstream/123456789/5255/1/58003_1.pdf · caÑoneo tipo ancla en pozos del campo sacha en la amazonÍa ecuatoriana. trabajo