columna estratigrafica ecuador
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CAPITULO I
GEOLOGIA DE LA CUENCA ORIENTE
1. GEOLOGIA DE LA CUENCA ORIENTE
La Cuenca Oriental Ecuatoriana se encuentra ubicada al Este de la
Cordillera de los Andes, entre los 77º45' y 75º15' de Longitud Occidental y
0º15' de Latitud Norte y 4º30' de Latitud Sur.
El oriente ecuatoriano no es sino una parte de la vasta cuenca, o de la
cadena de cuencas sucesivas que se desarrollaron desde Venezuela
hasta Bolivia entre la Cordillera de los Andes y el escudo Guayano –
Brasileño (Figura #1).
FIGURA # 1: MAPA DE UBICACIÓN DE LA CUENCA ORIENTE
1
Geomorfológicamente, está constituida por dos zonas bien definidas,
estas zonas son:
a) Zona Subandina
Formada por complejas estructuras discontinuas y levantamientos que
separan la Cuenca Amazónica de la Cordillera de Los Andes, elevada
y deformada durante el Mioceno Tardío – Plioceno y principalmente en
el Cuaternario. Presenta fallas inversas de alto y bajo ángulo, producto
de una tectónica transgresiva con movimientos destrales sucedida
durante la orogenia andina. Se distinguen cuatro grandes estructuras:
El Levantamiento Napo, la Depresión del Río Pastaza, el
Levantamiento Cutucú y la Cordillera del Cóndor. Tanto el
Levantamiento Napo, ubicado al Norte como en el de Cutucú al Sur,
se encuentran las rocas más antiguas de la cuenca. En el lado Este,
se observan las estructuras jóvenes que presentan fallas inversas y de
cabalgamiento que constituyen el Frente de Empuje; en el Oeste se
presentan fallas regionales. La Zona Subandina tiene una orientación
Norte – Sur; se extiende a lo largo de 80 Km., con un ancho de 60 –
80 Km.
b) Cuenca Amazónica
Localizada al Este de la Zona Subandina, sobreyace al basamento
cristalino y constituye el transarco de la Cordillera de Los Andes. Una
gran parte de las estructuras encontradas aquí, tienen una orientación
Norte – Sur, producto de ligeros plegamientos asimétricos generados
por el crecimiento de la Cordillera Andina. Durante la formación de la
cuenca se produjo vulcanismo sintectónico seguido de levantamientos,
plegamientos y erosión, además de períodos de transgresión marina,
el más significativo corresponde al Período Cretácico, y de regresiones
dando lugar a ambientes de depositación continentales y salobres
acompañados de una débil subsidencia.
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GEOLOGIA REGIONAL
La cuenca oriental ecuatoriana forma parte del conjunto de cuencas
sedimentarias “back arc o transarco” que se extiende desde Venezuela
hasta Argentina ocupando un área de 100.000 Km2 aproximadamente,
que se extiende sobre 6.400 Km., y que separa el cinturón orogénico
andino del Cratón Sudamericano. La Cuenca Oriente tiene una extensión
de 37.000 Km2, está limitada al Norte (Colombia) por el umbral o saliente
de Vaupés, al Sur (Perú) por el Arco de Contaya, al Este por el Escudo
Guayano – Brasileño, y al Oeste por la Cordillera de los Andes, en
Colombia la cuenca toma el nombre de Cuenca del Putumayo, y en Perú
se la denomina Cuenca del Marañón.
La cuenca ha tenido influencia del Borde Activo Andino, que experimenta
la subducción de la placa oceánica de Nazca bajo la placa continental
sudamericana, y que ha tenido su incidencia al menos desde el Jurásico
(Megard 1978, Jaillard 1990). Representa una cuenca asimétrica con un
eje aproximado N – S, y con la presencia de buzamientos marcados en el
flanco oeste y suave en el flanco este. Se registran depósitos que van
desde el Paleozoico hasta el Cuaternario, la profundidad de la cuenca
aumenta estratégicamente de este a oeste y de norte a sur – suroeste (M.
Díaz, 1999). Por medio de esfuerzos transpresivos que están actuando
desde el Cretácico Terminal y que han provocado la emersión de la
Cordillera Real, se ha dado la estructuración de esta cuenca y la
formación de antepaís.
El basamento de la cuenca está constituido por rocas precámbricas
metamórficas sobre las cuales se depositaron sedimentos Paleozoicos y
Mesozoico Inferior de la plataforma Epicontinental (Formaciones
Pumbuiza, Macuma, Santiago) durante varias transgresiones marinas
(Baldock J. 1982). Las formaciones continentales del Mesozoico Superior
(Formaciones Chapiza, miembro Misahuallí), las cuales fueron sucedidas
por una transgresión marina, durante la cual se depositaron sedimentos
Cretácicos (Formaciones Hollín, Napo, Tena Inferior). Los sedimentos
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Cenozoicos (Formaciones Tena Superior, Tiyuyacu, Chalcana,
Orteguaza, Aranjuno, Chambira, Mesa y Mera) provenían del oeste de la
cuenca, llegando a un espesor de 1.500 a 2.000 m (Plataforma Tiputini), y
de 2.500 a 4.000 m en el centro de la cuenca.
Es evidente que el período más importante de depositación para la
generación y acumulación de hidrocarburos en la cuenca fue durante el
Cretácico, en la cual las estructuras predominantes para el
entrampamiento de los hidrocarburos constituyen anticlinales,
generalmente limitados por fallas, que les dan el carácter de trampas
estructurales combinadas. Las zonas de interés netamente económico en
la actualidad están referidas al ciclo deposicional del Cretáceo, debido a
que la producción de petróleo se da en las areniscas de las formaciones:
Hollín, Napo, y marginalmente de la formación Tena y hay la posibilidad
de depósitos de gas en formaciones Pérmico – Carboníferas.
GEOLOGIA LOCAL
En la zona de estudio se diferencian tres estructuras claramente
definidas. La mayor de ellas, que abarca los campos Conambo, Huito y
Marañón, está constituida por un anticlinal ligeramente alongado, con una
dirección preferencial NNO – SSE, con varias culminaciones estructurales
en los ejes, en los que se destacan los campos antes mencionados. Las
estructuras que forman los campos Amazonas y Balsaura son anticlinales
más cortos con una dirección preferencial NE – SO.
En estos campos, los principales reservorios productores son las
areniscas “M–1” y “U” de la Formación Napo Superior. La Arenisca “M–2”
ha sido considerada un reservorio marginal debido a sus características
petrofísicas pobres (altamente calcárea y arcillosa), por otro lado los
yacimientos “U” superior e inferior en algunos campos tienden a formar un
solo reservorio.
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Para el reservorio “M–1”, se ha llegado a determinar dos unidades
presentes que se constituyen en reservorio y que presentan
características propias para cada una.
GEOLOGIA ESTRUCTURAL
La cuenca “Oriente” está estructurada por varias etapas de deformación
transpresiva (dextral) en tres dominios tectónicos que forman tres “plays”
petroleros:
1. El Sistema Subandino - Constituye la parte más deformada y
levantada de la cuenca “Oriente”. El levantamiento es
principalmente de edad Plio-Cuaternario y los sistemas
petrolíferos están aflorando. Las estructuras mayores
corresponden a estructuras en flor positiva, todavía activas. En
la parte norte (“Levantamiento Napo”), el sistema petrolífero
corresponde al sistema Hollín-Napo (cretácico superior) de la
“Cocina Bermejo” y de la “Cocina Quito” destrozada por las
ultimas deformaciones andinas. Generó y expulsó petróleo a
partir del Eoceno. El campo Bermejo cuya estructuración
empezó en el Cretácico Terminal, constituye el único campo
petrolero en producción del Sistema Subandino. En el dominio
del Levantamiento Napo, las estructuras petrolíferas están
erosionadas, pero contienen grandes reservas de asfalto como
es el caso del campo Pungarayacu. En la Depresión Pastaza
se encontró petróleo pesado en la estructura Oglan, siendo de
interés petrolífero las partes central y occidental de esta zona.
En la parte sur (“Levantamiento Cutucú”), el sistema petrolífero
es más antiguo (sistema Santiago, Triásico Sup.-Jurásico inf.) y
su historia es mucho más compleja. El potencial de la roca
madre de la Formación Santiago se considera como bueno,
pero la mayoría de estructuras de la Zona Subandina están
erosionadas.
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2. Corredor Sacha-Shushufindi - Este corredor, ubicado en la
parte central de la cuenca, abarca los campos petroleros más
importantes del Ecuador. Está limitado por mega-fallas de
rumbo que originan estructuras en flor positivas como el campo
Shushufindi. Corresponde a la inversión de un sistema de
grabens y semi-grabens de edad Triásico sup.-Jurásico inf. que
se prolonga probablemente hacia el sur en el “Levantamiento
Cutucú”. La primera etapa de inversión y estructuración de los
campos petroleros - corresponde a la fase de deformación
Peruana que se desarrollo entre el Coniaciano y el
Maestrichtiano y es contemporánea de las extrusiones de
cuerpos volcánicos a lo largo de las mega-fallas, debida a la
presencia de un Punto Caliente situado - en esa época - debajo
del campo Auca. Esta anomalía térmica originó una cocina
(“Cocina Auca”, desconocida hasta la fecha) que generó y
expulsó petróleo en el sistema Napo, a partir del Eoceno. El
petróleo de los reservorios de la Formación Napo en las
estructuras Sacha y Shushufindi proviene probablemente de las
lutitas Napo Basal de la “Cocina Auca”. El petróleo encontrado
en la Hollín de las mismas estructuras es diferente y podría
provenir del sistema Sacha/Santiago presente en los grabens y
semi-grabens.
3. Sistema Invertido Capirón-Tiputini - Constituye el borde
oriental de la cuenca “Oriente” y corresponde a la inversión de
una cuenca extensiva estructurada por fallas lístricas, bastante
diferente de la cuenca Sacha/Santiago del “Corredor Sacha-
Shushufindi”. Por correlación con la parte oriental de la cuenca
“Marañón” de Perú, ésta cuenca extensiva sería de edad
Permo-Triásica (Formación Mitu). La primera etapa de
inversión - y de levantamiento de este borde de la cuenca -
coincide con el ciclo tectono-sedimentario Tiyuyacu Inferior
(Eoceno), donde se inicia el desarrollo de la cuenca de antepaís
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s.s. No existe un sistema petrolífero (generador) cretácico en
esta zona. El petróleo de bajo grado API encontrado en el
“trend” Tiputini puede provenir de la cuenca Marañón - lo que
implica largas distancias de migración - o de un sistema
petrolífero pre-cretácico que generó desde la cuenca extensiva
invertida. Más al NW (Yuturi, Pañacocha), el petróleo es más
liviano y puede provenir de la “Cocina Bermejo” o “Cocina
Quito”.
Entre los ciclos tectono-sedimentarios definidos, se diferencian los del
Pre-Cretácico, del Cretácico, del Paleógeno y del Neógeno.
1. Pre-Cretácico - Las formaciones paleozoicas Pumbuiza y
Macuma son de poco interés en los sistemas petrolíferos de la
cuenca “Oriente”. Están en gran parte erosionadas y aparecen
principalmente en el substrato de los grabenes triásicos y
jurásicos. Algunos intervalos de arcillas de la Formación
Macuma pueden constituir niveles de roca madre, pero son de
muy poco espesor. El Ciclo Permo-Triásico, definido en Perú
(Formación Mitu), constituye probablemente el relleno
sedimentario de los grabens del borde oriental de la cuenca
(“Sistema Invertido Capirón-Tiputini”). La poca información
disponible no permite especular sobre sus características
sedimentológicas y tectónicas. El Ciclo Sacha/Santiago
(Triásico sup. –Jurásico inf.) es equivalente de la Formación
Pucara de Perú. Forma el relleno de los grabens del “Corredor
Sacha-Shushufindi” y aflora en el “Levantamiento Cutucú”. Su
potencial como roca madre está probado. Pudo haber
alimentado gran parte de los reservorios de la Formación Hollín.
El Ciclo Chapiza/Yaupi/Misahullí (Jurásico medio-Cretácico
Basal) fue controlado por el arco volcánico jurásico de
orientación NNE-SSW, conocido desde el Perú hasta Colombia.
Sella en discordancia erosiva los grabens permo-triásicos y
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jurásicos. Puede constituir eventualmente un buen sello para
potenciales reservorios ubicados en los grabens.
2. Cretácico - El Ciclo Hollín-Napo Inferior (Aptiano-
Turoniano) esta afectado por pequeñas fallas normales -
actualmente en gran parte invertidas que controlaron la
sedimentación de ciertos cuerpos arenosos conocidos como
excelentes reservorios. Debido a la inversión de las fallas
normales, esos cuerpos arenosos se encuentran ahora en los
altos estructurales. En esa época, la cuenca tenía una
geometría bastante diferente de la cuenca actual; se
profundizaba progresivamente hacia el suroeste. Los ciclos
Napo Superior (Coniaciano-Campaniano) y Tena Inferior
(Maestrichtiano) son muy importantes en la historia de la
cuenca “Oriente”. Corresponden al inicio de la inversión de los
grabens pre-cretácicos del “Corredor Sacha-Shushufindi”.
Todas las trampas petrolíferas de este corredor estructural
empezaron a desarrollarse durante esa época. Esta primera
etapa de inversión coincide con la fase de deformación
compresiva “Peruana” definida más al sur, y es contemporánea
de la extrusión de cuerpos volcánicos a lo largo del “Corredor
Sacha-Shushufindi” (Punto Caliente). En esa época, hubo
también un importante levantamiento en el centro oeste de la
cuenca que originó una discordancia progresiva en la Basal
Tena.
3. Paleógeno - El Ciclo Tena Inferior (Paleoceno), limitado en
su base por un hiato sedimentario, se depositó en una cuenca
que sufrió una intensa erosión en su borde oriental al final del
Paleoceno. Esta superficie de erosión, visible en toda la cuenca,
constituye la base del Ciclo Tiyuyacu Inferior (Eoceno inf. a
medio) que registró el inicio de la formación de la cuenca de
antepaís “Oriente” s.s. y probablemente la primera fase de
deformación del “Sistema Invertido Capirón-Tiputini”. La
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sedimentación de la Tiyuyacu Inferior provocó el primer pulso
de generación y de expulsión de hidrocarburos en la “Cocina
Auca” y en la “Cocina Bermejo”. El Ciclo Tiyuyacu Superior-
Orteguaza (Eoceno sup. a Oligoceno inf.) empieza con una
superficie de erosión que peneplanizó toda la cuenca y que se
correlaciona con un cambio eustático (regresión de la base del
Eoceno superior). Se caracteriza por un régimen de calma
tectónica que permitió el ingreso del mar (transgresión) en
algunos sitios de la cuenca amazónica, lo que originó la
depositación de la Formación Orteguaza en su facie marina.
4. Neógeno - Se trata de un ciclo tectono-sedimentario típico de
una cuenca de antepaís continental - con una incursión marina
en el Mioceno que se forma en un contexto de tectónica
transpresiva. La cuenca era estrecha, se desarrollaba según un
eje N-S, tenia alimentación del oeste (Cordillera) y del este
(“Sistema Invertido Capirón-Tiputini”) y se profundizaba hacia el
sur. Las tasas de subsidencia y sedimentación relativamente
fuertes originaron un segundo pulso de generación y expulsión
de hidrocarburos.
5. Cuaternario - Este ciclo corresponde a la continuación del Ciclo
Neógeno, se caracteriza por importantes movimientos
tectónicos que se manifiestan por un levantamiento rápido del
“Sistema Subandino” asociado a una intensa actividad
volcánica. Se traduce también por una reactivación de las
antiguas fallas que estructuraron las trampas petrolíferas.
El estudio estructural y tectono-sedimentario de la cuenca “Oriente” aún
no esta completamente concluido. El modelo estructural propuesto en
este informe tiene que ser afinado por un análisis más detallado de la
parte sur de la cuenca.
Las características de los ciclos tectono-sedimentarios Hollín-Napo
Inferior y Napo Superior pueden ser precisados por un estudio de las
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relaciones tectónica-sedimentación en ciertos campos petroleros de la
parte norte de la cuenca.
A nivel de sistema petrolífero, el sistema Hollín-Napo está bien definido;
falta ahora caracterizar el sistema Sacha/Santiago cuyo potencial como
roca generadora esta probado.
FIGURA # 2: CORTE ESTRUCTURAL W-E DE LA CUENCA ORIENTE
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FIGURA # 3: MAPA ESTRUCTURAL DE LA CUENCA ORIENTE
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Estratigrafía
BASAMENTO PRECÁMBRICO
Las rocas de edad Precámbrica componen los escudos de Guayana y
Brasil. En algunos pozos de la cuenca oriental se encontraron rocas
cristalinas, las cuales se adjudica generalmente al Precámbrico.
Metamórficas: en los pozos Marañacu y Cancrio, Tiputini Shell,
en esta ultima están directamente cubiertos por la Hollín pero es
incierto si ellas representan a las rocas cristalinas precámbricas
del escudo Guayanés, que está expuesto en la parte sureste de
Colombia. Granitos en Cofanes 1, San Roque 3, Auca 2,
Tivacuno 1, Oglan A-1
FORMACIÓN PUMBUIZA (SILURICO - DEVONICO)
Su afloramiento se localiza a lo largo del río Pumbuiza en la parte norte
de la cordillera del Cutucú desde su nacimiento hasta la desembocadura
con el río Macuma. Afloran pizarras grises a negras, en algunos lugares
grafitosas, areniscas cuarcíticas duras de grano fino y conglomerados de
color gris oscuro con clastos subangulares a subredondeados muy
compactos y matriz silícea, estas rocas han sufrido fuerte plegamiento y
fallamiento, no se conoce el espesor ni la base de la formación, pero esta
discordantemente sobrepuesta por calizas carboníferas de la formación
Macuma. El análisis geofísico se puede interpretar que se encuentra en
discordancia angular con el basamento cristalino. Reportes de fósiles
braquiópodos (Língula) admiten una edad Paleozoico Pre–Carbonífero
(Siluriano–Devoniano), el ambiente de depositación es marino costanero,
de acuerdo a los análisis palinológicos la extensión original de ella
también es desconocida.
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FORMACIÓN MACUMA (CARBONÍFERO-PÉRMICO?)
Los afloramientos se encuentran en el cerro Macuma, al norte de la
cordillera del Cutucú y fueron los geólogos de la Shell quienes la
nombraron y la datan como del carbonífero y se encuentra en
discordancia erosional o fallada con la formación Pumbuiza, esta
discordancia aparece también en ciertas secciones sísmicas en el norte
de la cuenca igualmente en el norte del levantamiento del Cutucú ,tiene
un contacto discordante con la formación Chapiza suprayacente, lo que
sugiere que la formación Santiago se acuña y desaparece en el área del
cerro Macuma.
Los geólogos de la compañía Shell midieron un espesor aproximado de
4500 pies (1375 metros), Tschopp (1953) separa a esta formación en dos
miembros:
El Miembro Inferior se compone de un conglomerado cuarcítico
gris verdosos muy compacto sin porosidad y permeabilidad.
Intercalaciones de calizas silíceas de color gris oscuro muy
fosilífero con lutitas pizarrosas y esquistos arcillosos, la potencia
de esta sección oscila entre los 150 y 200 m.
El Miembro Superior es una secuencia potente de capas
delgadas de calizas de color gris oscuro, pasando hacia arriba a
margas y arcillolitas, gradando en la parte superior a areniscas
calcáreas.
La edad geológica determinada en base de macro y micro paleontología
indica que la parte inferior es Baschkiriano superior (Westfaliano A y B) y
de la parte superior es Moscoviano inferior (Westfaliano C), parte de la
Macuma podría ser Permiano, el estudio palinólogico da como resultado
una alta metamorfosis orgánica, la Formación Macuma se encontró en
algunos pozos por ejemplo en Macuma 1, Auca 3, Shushufindi 39 A,
Guarumo 1, Sacha profundo, en este ultimo el ambiente de depositación
de acuerdo al análisis litológico y del registro de dipmeter indica un
ambiente transicional. En la parte inferior lo sedimentos se depositaron a
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una profundidad aproximada de 0 a 30 pies y la superior que corresponde
a calizas y lutitas se depositaron a una profundidad de 90 a 300 pies,
corroborando también en el análisis de las curvas del registro GNT (Th-U)
<2.
MESOZOICO.
A. JURASICO
FORMACIÓN SANTIAGO (JURÁSICO INFERIOR)
La formación Santiago, fue nombrada por los geólogos de la Shell y sus
afloramientos tipo correspondientes a la parte superior de la formación
están en el Río Santiago (Cutucú Sur), (hacia el lado este de la
formación), donde se presenta como una secuencia de calizas silíceas de
color oscuro, lutitas negras a veces bituminosas y areniscas con cemento
calcáreo, de grano fino hasta grueso, de color gris dispuestas en capas
delgadas de 1 a 0.50 metros, además en el lado oeste, la formación
empieza a ser mas volcánica con abundantes intercalaciones
intraformacionales de brechas, tobas, intrusiones porfiríticas y diabasas
submarinas. Un cambio de facies similar es aparente en el norte del Perú
entre el grupo Pucara en el este y el grupo Zana en el oeste (Cobbing, et,
al, 1981) formación se extiende al sur hacia el Perú, pero no es conocida
en el resto del Ecuador. Su límite norte forma una discordancia erosional
comprobada por los pozos Cangaime 1 y Macuma 1.
La columna estratigráfica en el Río Mangozisa presenta en la parte
inferior calizas silíceas con vetas secundarias de calcita intercaladas por
limolitas, areniscas y lutitas: en la parte superior se encuentran areniscas
de color gris claro de grano muy fino con poca porosidad y algo limolítica,
es pobremente fosilífera, se encontraron amonites de genero arietites,
asignados a la edad jurásico inferior, Sinemuriense (Liásico); además
pelecípodos, restos de peces, radiolarios indeterminables.
La secuencia esta intrincadamente plegada y fallada, pero su potencia
esta entre 1500 a los 2700 metros. La base no esta expuesta y los
afloramientos de la Pumbuiza y Macuma están directamente
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sobrepuestos por capas rojas Chapiza en el este, pero al oeste la
Santiago esta directamente cubierta por rocas indiferenciadas del Albiano
grupo cretácico superior del Grupo Limón (equivalentes a las formaciones
Hollín, Napo y Tena).
La Formación Santiago fue atravesada por el pozo Sacha Profundo 1 en
donde de acuerdo a su litología y a la relación Th-U >2 corresponde a un
ambiente marino y depositado a una profundidad mayor de 300 pies,
análisis geoquímicos indican que son muy buenas rocas madres.
De acuerdo a Rivadeneira y Sánchez, (1989), tomado del documento: “La
Cuenca Oriente: Estilo tectónico, etapas de deformación y características
geológicas de los campos de Petroproducción, por Rivadeneira Marco y
Baby Patrice: “ existe al norte de la cuenca oriental una formación
equivalente lateral continental de la formación Santiago y es la formación
Sacha, la que tiene una edad Triásica determinada a partir de estudios
palinológicos en las capas rojas localizadas inmediatamente sobre los
sedimentos de la formación Macuma. Esta formación esta conservada en
grabens o semigrabens”
FORMACIÓN CHAPIZA – MISAHUALLI (JURASICO MEDIO –
CRETÁCICO INFERIOR)
La formación Chapiza fue denominada así por los geólogos de la
compañía Shell, por encontrarse presentes sus afloramientos a lo largo
del Río Chapiza, de acuerdo a la información tomada de los afloramientos
se divide en tres miembros: inferior, con capas rojas y verdes; medio con
capas rojas y superior, facies de lavas y piroclastos, denominada
Misahuallí. El espesor de la secuencia varía de 600 a 4500 metros, siendo
las facies volcánicas más predominantes hacia el norte. La formación
Chapiza esta expuesta en muchos lugares de la zona subandina al sur del
Ecuador (Montañas de Cutucú) pero es ausente en el flanco oeste, donde
la formación Santiago esta sobre expuesta directamente por las areniscas
de la formación Hollín. Subyace a las rocas cretácicas de la región Napo –
Galeras y las intersecciones de las perforaciones indican que ella también
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subyace la del cretácico – terciario en muchos lugares al Este del oriente,
adelgazándose hacia el Este, frente al Escudo Guyanés.
En el área tipo, la formación ha sido subdividida en tres (Tschopp,
1953):
o La Chapiza Inferior roja y gris, con un espesor máximo de
1500 metros, consiste de lutitas, areniscas y delgados
horizontes de anhidrita, dolomita y yeso, las evaporitas de la
Chapiza inferior tienen una gran extensión en el Perú, donde
forman los numerosos diapiros de sal en la zona subandina. Es
posible que existan en el Ecuador tales diapiros
o La Chapiza Media (máximo 1000 metros) comprende
lutitas rojas y areniscas sin evaporitas.
o La Chapiza Superior (Misahualli), alcanza 2000 metros en
espesor y consiste de lutitas rojas, areniscas y conglomerados
interestratificados con tobas violáceas, grises y verdes, brechas
tobáceas y basaltos.
Es de ambiente continental indicando las capas rojas una depositación
tipo litoral de clima árido, La base de la formación Chapiza es vista
únicamente al sur del Ecuador, subyace en contacto discordante a la
formación Santiago del Liásico (Sur del Cutucú) o sobre la Macuma del
Carbonífero (norte del Cutucú) indicando que la Santiago aparentemente
se acuña ligeramente entre Macuma y Chapiza. En el tope de Chapiza es
marcada por el recubrimiento Hollín pero la discordancia puede ser
únicamente de importancia local. Información palinológica indica que la
Chapiza no solo incluye el limite Jurasico — Cretácico, sino tiene un
rango en edad hasta el Neocomiense — Aptiano (Bristow y Hoffstetter,
1977).
Geólogos de la IRD, (Rivadeneira Marco y Patrice Baby) añaden dos
nuevas formaciones a la formación Chapiza: Formación Volcánica
Misahuallí y Formación Yaupi.
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Formación Volcánica Misahuallí: “Su zona de afloramiento parece estar
restringida al sistema Subandino, es un equivalente lateral de los
miembros inferior y medio de la formación Chapiza (Jaillard, 1997). Esta
constituida por acumulaciones volcánicas masivas y gruesas que forman
parte del potente arco magmático que corren desde el norte del Perú,
hasta el norte de Colombia. Según datos radiométricos, su edad abarca el
intervalo Liásico tardío – Jurásico superior temprano (Aspen etal., 1990,
Romeufetal., 1995)”
A. CRETÁCICO
FORMACIÓN HOLLÍN (ALBIANO – APTIANO INFERIOR)
La Formación Hollín es el reservorio más importante del Oriente, entre la
formación subyacente Chapiza y Hollín, existe una discordancia angular
con excepción del flanco de los Cutucú Sur. “La Cuenca Oriente, Etapas
de deformación y características geológicas de los principales Campos de
Petroproducción, pagina 12”:
Formación Yaupi “Definida en la parte norte de la cuenca, corresponde a
los depósitos de la parte superior de la Formación Chapiza, datados del
Jurasico superior – Cretácico inferior (Hall y Calle, 1982; Camtield et al,
1982). La diferencia de esta secuencia volcanoclástica con la categoría de
formación se la da sobre la base de la respuesta sísmica. Su base
aparece claramente como erosiva sobre la formación Sacha o el
Paleozoico”.
La Formación Hollín consiste de una arenisca blanca, grano grueso a
medio, en capas gruesas y a veces maciza, muchas veces con una
estratificación cruzada y presencia de ondulitas, intercalando con lentes
irregulares de lutita, Según la misión Alemana (1975) el ambiente que se
formó Hollín es continental con elementos marinos en su parte superior
donde la depositación tuvo lugar en aguas poco profundas sobre un
ambiente extenso de plataforma (lagunar o deltáica ) estando el origen de
los detritos al este. Tiene un espesor de 80 a 240 metros e incluye lutitas
fracturadas, capas guijarrosas delgadas, limolitas. Hacia el sur de la
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cuenca (cordillera del Cutucú), el espesor es máximo y bastante grande
en la parte central de la cuenca (pozos Aguila y Tiguino) y en la región del
domo de Napo; disminuye hacia el oeste en la depresión tectónica de
Mera – Puyo. Hollín esta ausente en la parte noreste de la cuenca (pozos
Margaret, Vinita)
En esta formación se encontraron microfósiles, restos de plantas, lechos
carbonosos, presencia de pólenes de angioespermas, lo que permitió que
con dataciones palinólogicas determinar que la base de la formación
Hollín no es más antigua que la base del Aptiano superior. Tschopp
(1953) divide a esta formación en dos unidades informales: Hollín
Superior (Hollín secundario) y Hollín Inferior (Hollín principal)
GRUPO NAPO (ALBIANO INFERIOR – CAMPANIANO MEDIO)
En el grupo Napo, el ambiente de sedimentación se vuelve netamente
marino. La transición de la Hollín a la Napo es rápida y la superposición
claramente concordante. La transgresión vino probablemente del sur o
suroeste, desarrollándose hacia el escudo cristalino, fue depositada en
una cuenca de orientación norte – sur o en un graben limitado por fallas
con una plataforma mucho menos profunda hacia el este, donde
predominantemente es de una facie más arenosa (orilla). En base de las
facies de los sedimentos Napo, se puede suponer que el mar Napo no
tenía una comunicación abierta hacia el oeste.
El Grupo empieza en el Albiano inferior y quizás es la secuencia más
importante en el Oriente Ecuatoriano, consiste de una sucesión de lutitas
negras y areniscas calcáreas. La formación varía en Etienne Jaillard en su
documento: “Síntesis Estratigráfica y Sedimentológica del Cretáceo y
Paleógeno de la Cuenca Oriental Ecuatoriana”, página 30 dice:
“proponemos sacar la unidad informal Hollín superior frecuentemente
utilizada actualmente de la formación Hollín Principal e integrarla a la
formación Napo, bajo el nombre de Arenisca inferior (Tschopp 1953) o
Arenisca Basal. Las razones de esta propuesta son las siguientes:
1)excepto en los pozos más orientales, la Formación Hollín es bien
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diferenciable de la arenisca basal; 2) la Arenisca Basal incluye una alta
proporción de limolitas y calizas y es francamente marina y 3) el carácter
marino de la arenisca basal demuestra que pertenece ya al ciclo
sedimentario marino del Cretácico medio (parte inferior de la formación
Napo)” espesores desde menos de 200 metros a más de 700 metros (800
metros en el Cutucú). Tschopp en 1953 le dio el carácter de formación y
la dividió originalmente en tres unidades. Resultados de datos más
detallados de las exploraciones petrolíferas han permitido una subdivisión
más exacta, siendo esta dada por geólogos de ORSTOM — IRD, Jaillard
en 1997 da la categoría de grupo en el que constan 4 formaciones de
origen marino de aguas poco profundas:
a) Formación Napo Basal (Albiano inferior – Albiano
Superior), descansa en concordancia con la formación Hollín,
posee un espesor promedio de 60 m, esta constituida por las
areniscas basales, glauconiticas de grano fino a medio,
intercaladas con limolitas y calizas delgadas. La caliza “C”, de
tipo masivo, con lutitas en la base, las lutitas Napo basal de
color negro, las calizas “T” con intercalaciones de margas
glauconíticas y las areniscas “T”.
b) La Formación Napo Inferior (Albiano superior –
Cenomaniano Superior), posee un espesor aproximado de
60 m, comprende la caliza “B” que son calizas margosas de
medio anóxico alternadas con lutitas negras; y las Areniscas U
y T, glauconíticas, masivas, a menudo divididas en dos y tres
miembros por niveles lutáceos, localmente con calizas. Hacia
la zona subandina cambian a facies de areniscas muy finas y
limo – arcillosas.
c) Formación Napo Medio (Turoniano) , tiene un espesor de 75
a 90 metros, es una unidad calcárea marina, compuesta por
las calizas “A” de color gris oscuras a negras, ocasionalmente
con cherts culminando con margas y calizas, en cuya base
19
ocasionalmente se desarrollan depósitos arenosos conocidos
como Arenisca “M-2”.
d) La formación Napo Superior (Coniciano inferior –
Campaniano Medio), alcanza 320 metros de espesor. De
base a tope, comprende: una secuencia de lutitas con
intercalaciones de bancos calcáreos; la Caliza “M-1” integrada
por calizas y lutitas oscuras, la Arenisca “M-1 inferior”, que
consiste de lutitas con intercalaciones delgadas e
intercalaciones de areniscas y la Arenisca “M-1 masiva”, que
es una secuencia grano – decreciente de areniscas
discordantes cubiertas por un delgado nivel lutáceo (Jaillard,
1997).
A.CENOZOICO (TERCIARIO)
FORMACIÓN TENA (MAESTRICHTIANO INFERIOR PALEOCENO)
El Maestrichtiense empieza con un brusco cambio de facies,
prescindiendo de la zona M-1 en la parte este de la cuenca. Una
discordancia angular entre Napo y Tena no se puede observar en los
afloramientos pero entre ambas unidades hay un hiato de sedimentación
correspondiente al Campaniano superior y una erosión parcial.
Litológicamente, la formación Tena consiste esencialmente de lutitas
abigarradas y pardo rojizas, con numerosas intercalaciones de areniscas
preponderantemente en las partes básales y superiores. Cerca de la base
se encuentran Cherts (estratos silicificados) y hacia el tope
conglomerados. Los colores rojos son la consecuencia de la
meteorización.
El espesor de la Tena alcanza los 1000 metros cuando esta conservada
en su totalidad (Cutucú). Al sur del río Pastaza, la misma sucesión fue
originalmente atribuida a la Pangui, pero este nombre es superfluo.
La edad de la Tena es en gran parte Maestritchtiense y abarca el límite
Cretácico – Terciario. La formación Tena es indicadora de un cambio
significativo de sedimentación Cretácica – terciaria en el oriente,
20
marcando una regresión marina y la emergencia de la naciente cordillera,
cuya erosión proveyó la principal fuente de material clástico a la cuenca
del Oriente desde el Maestritchtiense en adelante.
Jaillard en 1997 divide a esta formación en dos miembros:
a) Miembro Tena inferior: consiste en limolitas y areniscas
rojas continentales de grano fino, y descansan en
concordancia sobre las areniscas y limolitas “Tena basal”
esta ultima constituye una superficie de erosión, sobreyacida
por areniscas o conglomerados,
b) Miembro Tena superior: consiste en limolitas y areniscas
de grano mas grueso que el miembro inferior
Entre estos dos miembros existe un hiato de sedimentación.
FORMACIÓN TIYUYACU INFERIOR (EOCENO INFERIOR A MEDIO)
Geólogos franceses de la ORSTOM identificaron a partir de secciones
sísmicas una fuerte erosión intra — Tiyuyacu y diferenciaron dos
formaciones Tiyuyacu: una inferior y otra superior.
En el sistema Subandino norte, los afloramientos muestran que la
formación Tiyuyacu inferior consiste en conglomerados, areniscas y
arcillas que descansan en discordancia fuertemente erosiva sobre la
formación Tena inferior o superior. Las arcillas son generalmente
abigarradas, rojo — verde en la parte inferior y rojo — café azul —
amarillento en la parte superior. Los conglomerados presentan clastos de
6 a 7 cm. subredondeados a redondeados y compuestos principalmente
de Cherts y cuarzo lechoso y menor proporción de rocas metamórficas
(cuarcítas). La dirección de paleocorrientes medidas a partir de
imbricaciones de clastos, en afloramientos del Sistema Subandino indica
un sentido E y SE.
El ambiente sedimentario es de tipo fluvial y corresponde a ríos
proximales intermitentes o con larga estación seca (Marocco. R, et al.,
1997). La potencia de la Tiyuyacu inferior varía entre 100 y 500 metros.
21
Al sur del río Pastaza la secuencia equivalente se denominaba Cuzutca
con una litología ligeramente diferente: la base de la Cuzutca forman
conglomerados sobrepuestos por areniscas muchas veces glauconíticas y
piriticas y lutitas de color gris verde hasta rojo. En la parte media
preponderan areniscas cuarzosas marinas, mientras que el tercio superior
es formado por lutitas de color rojo, actualmente esta ha sido incluida
dentro de la Formación Tiyuyacu.
FORMACIONES TIYUYACU SUPERIOR – ORTEGUAZA - CHALCANA
(EOCENO MEDIO - OLIGOCENO)
La Formación Tiyuyacu superior presenta una base erosiva, la misma que
generalmente fue rellenada por areniscas o conglomerados. Al igual que
la formación Tiyuyacu inferior, está compuesta por conglomerados en la
base y arcillas y areniscas en el tope con la diferencia que los
conglomerados son esencialmente de cuarzo lechoso, translucido y muy
poco Chert, con tamaño de clasto que fluctúa entre los 2 y 3 cm. (Valdés,
1997), la potencia de esta formación varia entre 100 y 200 metros.
La Formación Orteguaza yace sobre la formación Tiyuyacu superior y se
encuentra debajo de sedimentos continentales fluviales de la formación
Chalcana. Está constituida por una serie marina somera compuesta por
areniscas grises y verduscas y lutitas gris verdosas a negras.
Los únicos afloramientos descritos hasta la fecha (Marocco R., et al.,
1997) se pueden observar en el sistema Subandino norte (Río Aguarico).
El color negro o gris muy oscuro de las lutitas, su fisilidad y la presencia
de nódulos piríticos indican un ambiente reductor, como es el caso de una
plataforma marina interna.
En sísmica, el contacto Tiyuyacu superior — Orteguaza corresponde a un
fuerte reflector que marca el paso del ambiente continental a marino.
La edad de esta formación es atribuida al Eoceno medio — Oligoceno.
La formación Chalcana en su parte basal abarca el equivalente lateral en
facies continentales de la Formación Orteguaza y esta constituidas por
22
arcillolitas rojas y esporádicas intercalaciones de areniscas
conglomeráticas, el espesor es de 1100 metros, depositada en un
ambiente continental.
Al sur del Río Pastaza, el equivalente de la formación Chalcana era
conocido como formaciones Pastaza inferior y medio, la formación
Pastaza Inferior suprayace a la Cuzutca, empezando con areniscas de
grano grueso, muchas veces conglomerática,
En la Pastaza medio, una gruesa y monótona secuencia de lutitas rojas
de gran espesor con intercalaciones de areniscas. En ninguna parte se
encontró la fauna “Amobaculites A” en la Pastaza medio. Posiblemente la
invasión de agua salobre a través del llamado “Portal de Marañón” que es
responsable para esta fauna, no alcanzó la región suroeste de la cuenca
ecuatoriana, se supone que esto es debido a que la secuencia Chalcana
estaba relacionada con la cuenca Orteguaza - Orito al norte y al sur
relacionada con facies del norte peruano.
FORMACIONES ARAJUNO - CURARAY - CHAMBIRA (MIOCENO
INFERIOR-PLIOCENO
En la Formación Arajuno (Mioceno Inferior), las facies empiezan a
volverse otra vez más gruesas, probablemente con relación con
movimientos de ascensión de la cordillera Real. La secuencia empieza
con areniscas y conglomerados con un marcado contenido de
hornblenda. La parte media de la formación esta representadas por
arcillas rojas, la parte superior por areniscas con intercalaciones de lignito
con una fauna de reptiles y moluscos de agua dulce. La parte inferior de
esta formación contiene material tufogénico y bentonita. Una litología
semejante muestra al sur del río Pastaza la que se conocía como
formación Pastaza superior en la que es típico un cambio frecuente de
facies vertical y lateral, el espesor de esta formación varia entre 100 y
1000 metros
La Formación Curaray (Mioceno Inferior -Superior) esta confinada al este
del Oriente, en donde subyace gran parte del terreno o cubierta por jungla
23
bajo delgadas capas aluviales. La formación consiste de una potente serie
de arcillas rojas verdosas y azuladas bien estratificadas, localmente se
encuentra yeso, alternando con horizontes de arenisca de grano fino,
horizontes tobáceos y carbonáceos ligníticos son comunes. Esta
formación contiene abundante fauna de agua dulce y ocasionalmente
salobre. La secuencia tiene por lo menos 750 metros de espesor y
probablemente representa un ambiente entre lacustre y de estuario
comparado con las condiciones de agua dulce de la gran formación
mayormente sincrónica Arajuno.
La Formación Chambira (Mioceno superior — Plioceno) (Ushpa, al sur del
Río Pastaza), es una secuencia no fosilífera de gran espesor (1000 —
1500 metros) de sedimentos elásticos gruesos, sobreyaciendo a la
formación Arajuno y trangrediendo a la formación Curaray. Se la ha
dividido en tres miembros, la intermedia es tobácea, pero la Chambira
básicamente consiste de un abanico de pie de monte y de sedimentos
fluviales depositados durantes una intensa erosión de la cordillera al oeste
del Oriente. Los estratos equivalentes al sur del río Pastaza fueron
originalmente denominados como formación Ushpa, la que tiene una
composición litológica similar a la Chambira con un espesor de 1500
metros al este de la estructura Cangaime, pero actualmente ha sido
incluida dentro de la Chambira.
FORMACIÓN MESA (PLIO—PLEISTOCENO)
La formación Mesa (conocida anteriormente como Rotuno al sur del Río
Pastaza) comprende una serie de terrazas disectadas, compuestas de
depósitos elásticos de medio a gruesos, derivados de la continua erosión
de la sierra. La formación es mas gruesa en la parte oeste, cerca de la
Cordillera (1000 metros), mientras que al este de la zona Subandina es de
apenas 100 metros de espesor, aunque todavía se encuentran varios
horizontes tobáceos. Las terrazas muestran evidencia de fallamiento y
levantamiento y están parcialmente cubiertas por depósitos Cuaternarios
posteriores.
24
A.CUATERNARIO
FORMACIÓN MERA (CUATERNARIO)
La formación Mera consiste de terrazas mas jóvenes (topográficamente
inferiores) depósitos compuestos por abanicos de piedemonte del
Cuaternario, areniscas tobáceas y arcillas, las que postdatan al ultimo
período importante de fallamiento y levantamiento, y están menos
disectadas que las terrazas remanentes de la formación Mesa (Rotuno).
Hacia el este, los sedimentos de las terrazas disminuyen en espesor,
tamaño de grano y altitud, eventualmente gradan transicionalmente hacia
el aluvión del cuaternario parcialmente retrabajado de las cuencas de
drenajes actuales.
25
COLUMNA CRONO ESTRATIGRÁFICA DEL ORIENTE
EDADEDAD FORMACIÓNFORMACIÓN DESCRIPCIÓN LITOLÓGICADESCRIPCIÓN LITOLÓGICA
QQ MESATerrazas de arcillas y arenisca tobáseas,Conglomerados
TE
RC
IAR
IOT
ER
CIA
RIO
MIO
CE
NO
–M
IOC
EN
O –
P
LIO
CE
NO
PL
IOC
EN
O
CHAMBIRA Arcillas, areniscas, conglomerados
CO
NT
INT
ARANJUNO Conglomerados, arcillas en partes
CHALCANA Arcillas, poca arenisca
MA
RIN
O
EO
CE
NO
–E
OC
EN
O –
O
LIG
OC
EN
OO
LIG
OC
EN
O ORTEGUASA Lutitas pardas, poca arenisca
TIYUYACU Arcillas rojas, verdes, violeta, areniscas gruesas y conglomerado
CO
NT
INE
NT
.
CR
ET
ÁC
ICO
CR
ET
ÁC
ICO M
AA
MA
ASS
TENA Arcilla roja y areniscas
MA
RIN
OM – 1 Arenisca blanca cuarzosa porosa, permeable
AP
T –
SA
NT
AP
T –
SA
NT
NAPO“A” – Arenisca“U” – Caliza “B” – Arenisca“T” - Caliza
HOLLÍN Arenisca cuarzosa blanca
CO
NT
INE
NT
AL
JUR
ÁS
ICJU
RÁ
SIC
OOM
UM
U
Misahullí
Flujos de lava, brechas, “Red Beds”, arcillas, y arenisca, poco conglomeradoCHAPIZA
LL SANTIAGO Calizas y esquistos (bituminosos), escasa arenisca
MA
RIN
O
PA
LE
OZ
OIC
OP
AL
EO
ZO
ICO
PE
NS
S –
PE
NS
S –
P
ER
MP
ER
M
MACUMA Caliza, lutita, dolomita, arenisca
DE
V –
DE
V –
M
ISS
MIS
S
PUMBUIZA Lutita gris-negro
Esquisto, gneis, granitoP CP C BASAMENTO
Fuente: PETROPRODUCCIÓN-IRD FIGURA # 4: COLUMNA ESTRATIGRÁFICA
26
DEL ORIENTE.
Sedimentología
En el período comprendido entre el Albiano Medio – Turoniano Inferior, la
Cuenca Oriente consistía en una cuenca poco subsidente, cuya
sedimentación estuvo controlada por la transgresión eustática del
Cretácico Medio. Secuencias de grano fino creciente con bases definidas,
tradicionalmente asociadas con canales fluviales es muy común en la
cuenca. La distribución regular de los sedimentos, el tamaño relativo de
los granos, los depósitos de ríos trenzados en el área de la cuenca, la
base definida de las unidades regresivas y la falta de depósitos de lodo de
bahía y de diques, indican la existencia de un dominio de deltas
trenzados.
Las principales características de los depósitos de ríos trenzados y deltas
trenzados es el cambio rápido en la ubicación del canal, el cual tiende a
tener un efecto homogeneizante. Una transgresión termina cada fase
regresiva, suministrando muchas repeticiones de las secuencias de las
facies.
Historia Geológica de la Cuenca Oriente.
Periodos Prejurásicos
En el Ecuador, hasta la presente se dispone de muy pocos elementos de
valor relacionados con estos períodos puesto que los únicos
afloramientos paleozoicos fechados con exactitud se limitan al núcleo de
la Cordillera de Cutucú, al sur del oriente.
Se puede atribuir a una fase Herciniana a la discordancia entre la Fm.
Macuma y la Fm. Pumbuiza. De la misma manera la discordancia entre la
Fm. Santiago y la Fm. Macuma puede tener su origen en una fase
Herciniana.
Triásico – Jurasico
La única Fm. Sedimentaria conocida de esta edad es la Fm. Santiago,
que constituye el eje de la Cordillera de Cutucú, esta contiene amonites
27
del J1. Ciertos autores consideran que su parte inferior podría ser triásica,
pero ninguna prueba paleontológica confirma esta suposición.
Se puede decir solamente que en el J1 un mar abierto hacia el Perú
ocupaba la región del Puyo. Se trataba sin duda de un mar de extensión
limitada, pues las facies de la Fm. Santiago son a menudo euxínicas (mar
con agua estancada). El límite de este mar hacia el oeste debía estar
constituido por una cordillera o un arco de islas volcánicas puesto que se
conoce que la Fm. Santiago se cargó de material volcánico detrítico del
oeste.
En el J2 y J3 no se conoce ningún depósito marino en el Ecuador. En el
oriente una potente capa de sedimentos continentales rojos (Fm.
Chapiza) con capas delgadas de evaporitas sucede a la Fm. Santiago,
alcanza mayor extensión tanto al norte como al este. Es probable que el
mar del J1 que recubría el sur del oriente fue aislado poco a poco del mar
Occidental (Pacífico actual) y empujado hacia el sur por la abundancia de
erupciones volcánicas en la región que constituye actualmente la
cordillera andina y las provincias costaneras del Ecuador.
Estas erupciones volcánicas (que deben formar parte del conjunto
llamado Fm. Piñón) han debido alcanzar el oriente porque se encuentran
numerosas coladas de lavas en la Fm. Misahuallí.
Cretáceo Inferior (sin el Albiense)
No se conoce en el Ecuador ninguna formación francamente marina que
se haya depositado en el K1 a excepción del Albiense. Desde el punto de
vista paleogeográfico, en esta época existieron dos dominios diferentes:
1.Al oeste donde hoy son las provincias costaneras y la cordillera
occidental existía una región caracterizada por volcanismo.
2. Al este en el oriente ecuatoriano actual (también en Colombia y
Perú) durante el K1 se depositaron areniscas con estratificación
cruzada en medios dominantemente fluviales. Este tipo de
depósito se produjo en esta época sobre casi toda el área que
28
constituye el escudo Guayano-Brasilero desde Venezuela hasta
Bolivia. Estos depósitos de areniscas sobre la periferia de los
cratones, constituyen un fenómeno general que en el Ecuador
estas areniscas son llamadas Areniscas Hollín. El origen de los
aportes sedimentarios está constituido evidentemente por los
terrenos granítico–gneisicos del macizo Guayanés que debe
haber sido más elevado en esta época que actualmente y en
proceso de mayor erosión. El material detrítico fue transportado
por ríos que corrían sobre la superficie cratónica en dirección
oeste es decir hacia el Pacífico.
La red hidrográfica del oriente corría entonces en sentido opuesto a su
curso actual.
Albiense al Campaniense Inferior
En el albiense se presenta en el Ecuador las facies marinas que son bien
conocidas en las cuencas orientales de los países andinos (facies Luna,
Napo, Chonta). En efecto, después de las areniscas Hollín alrededor del
Cratón Guayano–Brasilero, la cuenca pericratónica que va a constituir el
antepaís de la cadena andina, acentúa su individualización. El mar
invadirá esta cuenca durante el Albiense permaneciendo hasta el
Cenomoniano a diferentes niveles según el lugar considerado. Este
episodio corresponde a la depositación de la Fm. Napo, los indicios de
hidrocarburos son muy frecuentes en esta formación.
El mar del K2 superior que bordeaba al macizo Guayano-Brasilero tenía
pues un carácter restringido con facies euxínicas. El límite oriental de este
mar fue el cratón sobre el cual avanzó o retrocedió originando materiales
detríticos que se encuentran intercalados entre las margas y calizas de la
Fm. Napo en las perforaciones orientales de la cuenca.
Campaniense Superior – Maestrichtiense
En este intervalo se producen dos cambios de sedimentación importantes
la aparición de capas rojas en el oriente y de fases flish en la cordillera
occidental.
29
En el oriente después de una laguna de corta duración (Campaniense
Sup.) se operó un cambio brutal en la sedimentación: a las facies marinas
euxínicas de la Fm. Napo suceden las facies “Red Beds” de la Fm. Tena.
El mar ha comenzado entonces a retirarse del oriente después del
depósito de las lutitas de la Napo Superior.
La parte situada más cerca de los Andes ha sido la primera en levantarse,
erosionándose entonces la Fm. Napo hasta sus niveles turonienses en
esta región, por este movimiento el mar transgredió ligeramente al cratón
antes de retirarse lo que provocó la depositación de las areniscas San
Fernando en la parte más oriental (Pozo Tiputini).
Dos argumentos existen acerca del retiro del mar, uno dice que el mar se
retiro de norte a sur. El oriente ecuatoriano ya estuvo en esta época
separado del oriente colombiano y venezolano por la saliente de Vaupés.
El mar se mantuvo durante más tiempo en sur que en el norte del oriente.
Paleoceno – Eoceno Inferior
La aparición de conglomerados con rodados de cuarzo y de rocas
metamórficas en el oriente indica que en esta época se produjo la
elevación de la precordillera transformándose en una verdadera cordillera,
a partir de esta época la Cordillera Real ha comenzado ha existir.
En el oriente la depositación de la Fm. Tena pudo haberse interrumpido
durante un corto período antes de la depositación de los conglomerados
de la Fm. Tiyuyacu, es claro que esta formación proviene de la erosión de
una cadena situada hacia el oeste pues su espesor disminuye hacia el
este (145m. sondaje Villano, 81m. sondaje Tiputini).
Eoceno Medio y Superior
En el oriente ahora separada del oeste por la cordillera emergida debería
observarse solamente depósitos continentales del tipo de la Fm. Tiyuyacu
alimentados por la erosión de la cordillera. Sin embargo en la parte
superior de esta formación se observa la presencia de lutitas piritosas con
30
foraminíferos que podría alcanzar hasta 300m de espesor. Lo que
actualmente se denomina Fm. Orteguaza.
Oligoceno – Mioceno Inferior
En este período en nuestra cuenca de estudio, los mares residuales se
desecaron poco a poco, originando niveles yesíferos contenidos en las
capas rojas de la Fm. Chalcana.
Mioceno Superior – Plioceno
Este intervalo es un período de orogenia para toda la cadena andina. La
notable fase orogénica de fines del Mioceno afectó todo el borde oriental
de la cadena subandina.
Esfuerzos de compresión han empujado a la cordillera oriental hacia el
este o sea hacia el ante país brasileño. Un poco más al este se formaron
anticlinales como la cordillera de Cutucú y el levantamiento Napo que
cabalgan hacia el este. En el oriente los depósitos correspondientes a
esta época son detríticos continentales presentando discordancias
angulares.
La Fm. Chambira constituye un abanico de conglomerados y areniscas
gruesas con espesores de 1500m al pie de los Andes y que corresponde
a una erosión intensa de la cadena andina.
Plioceno – Cuaternario
Varios hechos geológicos importantes han sucedido en estos períodos
como el levantamiento andino que se debe a una fase de levantamiento
sin compresión lateral.
Durante esta época se presentó una actividad volcánica muy importante
la misma que aún no termina pues la actividad volcánica se desplaza de
oeste a este.
31
1.1 RESERVORIOS PRODUCTIVOS DE LOS CAMPOS DE
PETROPRODUCCION
Los principales reservorios productivos son Hollín de edad Aptiano –
Albiano Inferior, T del Albiano Superior y U del Cenomaniano, todos
integrados por areniscas cuarzosas, en partes glauconíticas, las mismas
que hacia el este de la cuenca se formaron en medios
predominantemente fluviales, evolucionando en dirección oeste a
estuarios en unos casos y deltas en otros con influencia de mareas,
culminando en un ambiente claro de plataforma marina.
Algunos sedimentólogos, principalmente White et al. (1995), consideran
que las mismas se formaron como resultado de relleno de valles de
incisura. Reservorios arenosos de menor importancia son M1 del
Campaniano y Tena Basal del Maastrichtiano. Reservorios marginales
constituyen las calizas B y A del Cenomaniano y Huroniano
respectivamente.
1.2 CARACTERÍSTICAS LITOLÓGICAS DE LOS
PRINCIPALES CAMPOS DE PETROPRODUCCION.
CAMPO SHUSHUFINDI – AGUARICO
La arenisca U es un cuarzo – arenita sub-arcósica y sub-lítica, de cuarzo
que es mono cristalino y poli cristalino, con menor proporción de
feldespatos y fragmentos líticos. Entre los minerales accesorios se
describen circón, moscovita y glaucomita. La matriz predominante es
caolinítica y el cemento silíceo. La porosidad descrita es intergranular e
intragranular con disolución y porosidad móldica. La porosidad promedio
es de alrededor del 19%.
La arenisca T es similar a la U, con idénticos minerales accesorios. La
matríz es caolinítica y en menor proporción clorítica. La porosidad igual
que U es intragranular y tiene un valor promedio de 18%. La zona con
32
alto valor de permeabilidad es de grano medio a grueso con ocasionales
finos.
Ambiente de Depositación
Los yacimientos U y T presentan un modelo deltaico con subambientes de
barras de desembocadura influenciados por olas, las direcciones N –S y
subambientes menores de relleno de canal, barras de marea en U y
depósitos lobulares de grietas de desborde. En las areniscas, describen
la presencia de abundantes fósiles y cavidades de gusanos ocasionales
escamas de peces y dientes de tiburón.
Se considera que las calizas de Napo Inferior y Medio son depósitos de
bahía y lagunales, que ocasionalmente se interdigital con las areniscas
deltaicas. Los reservorios arenosos se caracterizan por la ausencia de
matriz arcillosa u otros inhibidores de porosidad.
CAMPO SACHA
Hollín principal. Arenisca cuarzosa, de grano medio a grueso (fino en
menor proporción) con porosidad de alrededor del 18% en promedio, con
ocasionales niveles limosos y arcillosos.
Hollín Superior (o arenisca Napo Basal). Arenisca cuarzosa –
glauconítica, calcárea, de grano fino a medio, con una porosidad media
del 14%. Se encuentra interestratificada con lutita.
T Principal. Es la sección arenosa de la secuencia T de mayor
continuidad vertical y lateral, su espesor varía entre 20 y 90’ y se
encuentra más desarrollada en la parte central del campo, siendo menor
su desarrollo en el norte y sur del mismo.
T Superior. Tiene un espesor total que oscila entre 30 y 100’. La
distribución de tamaño y desarrollo arenoso es similar al descrito para T
principal. Esta arenisca es mas discontinúa y heterogénea que T principal.
33
Arenisca U. Es una cuarzo-arenita subarcósica y sub-lítica, de cuarzo
mono y policristalino, con menor proporción de feldespatos y fragmentos
líticos.
Entre los minerales accesorios se describen circón, moscovita y
glaucomita. La matriz predominante es caolinítica y el cemento silíceo. La
porosidad descrita es Intergranular e intragranular, con disolución y
porosidad móldica, su valor promedio es del 17%. La arenisca U Inferior
es de mayor desarrollo, mientras que U Superior es una unidad más
discontinua.
Ambientes de Depositación
Tanto para Hollín como para T y U, se ha definido un ambiente estuarino
dominado por mareas sobre la base de la presencia de los siguientes
subambientes y estructuras: dos canales de marea con canales fluviales
asociados, estratificación cruzada con laminación lodosa que indica un
ambiente protegido como un estuario, facies heterolíticas inclinadas,
capas dobles de lodo, estratificación cruzada bidireccional (espina de
pescado), secuencias transgresivas (profundización hacia arriba).
La depositación de Hollín se produjo en varias etapas: (1) Canales
fluviales menores (corrientes de baja sinuosidad) y estuario común
dominado por mareas durante el tiempo Hollín Inferior; (2) estuario
dominado por mareas bien desarrollado y ambiente platafórmico durante
el Hollín Inferior y Superior; (3) estuario dominado por mareas inundado
durante el Hollín Superior; (4) ambiente platafórmico bien desarrollado (o
sea completamente inundado), con areniscas glauconíticas y lodos
durante la fase final de Hollín Superior. La Depositación de los principales
reservorios evolucionó como en casi toda la cuenca a partir de un
ambiente fluvial a la base (en muchos casos), culminando en un ambiente
franco de plataforma marina, en el marco de un ciclo transgresivo mayor
con eventos menores correspondientes a los ciclos Hollín, T y U.
34
CAMPO LIBERTADOR
Arenisca T Inferior. Arenisca cuarzosa en secuencias métricas
granodecrecientes de grano grueso a muy fino, con estratificación
cruzada e intercalaciones lutáceas (Labogeo, 1995). Tiene un importante
contenido de glaucomita, la misma que aparece ya en la parte media y
superior del cuerpo T Inferior.
Arenisca T Superior. Labogeo (1995), define areniscas cuarzo-
glauconíticas métricas de grano muy fino, masivas a onduladas, con
bioturbaciones. Tiene importante presencia de cemento calcáreo.
Arenisca T Inferior. Arenosa cuarzosa, en partes algo micácea
(Labogeo, 1995), granodecreciente, limpia, masiva y con estratificación
cruzada a la base, laminada al techo.
Arenisca U Media. Es una arenisca de poco espesor, cuarzosa, con
estratificación cruzada, ondulada y en partes masiva hacia la base, con
delgada intercalaciones lutáceas bioturbada hacia arriba.
Arenisca U Superior. En dos pozos (Shushuqui1 y Shuara 4), Labogeo
(1995) describe areniscas cuarzosas con frecuentes bioturbaciones y la
presencia de intercalaciones de lutita, a la base una secuencia grano-
creciente y hacia arriba secuencias granodecrecientes de areniscas. En
cuanto a las arcillas contenidas en la matríz de las areniscas, se
definieron los siguientes minerales en orden de importancia:
Arenisca T: caolinita, ilita, clorita y esmectita;
Arenisca U Inferior: caolinita, esmectita, clorita e ilita;
Arenisca U Superior: caolinita, esmectita, ilita y clorita.
Ambiente de Depositación
Arenisca T. En la arenisca T se define una evolución en transgresión,
desde areniscas de llanura deltaica proximal a la base con influencia
35
fluvial, pasando por barras y canales de marea con glaucomita y
bioturbaciones, culminando en la parte superior con la arenisca muy
glauconítica y bioturbada, marina somera. Arenisca U. Labogeo (1995)
define también un ambiente deltaico con influencia mareal y presencia de
sub-ambientes de canales y barras.
CAMPO AUCA
Hollín Principal. Es una arenisca masiva de cuarzo, no pudiéndose
realizar una descripción más detallada por carecer de núcleos.
Hollín Superior. Es una arenisca cuarzosa de grano fino, con un
contenido alto a medio de glaucomita, con importante contenido de
material carbonáceo. La porosidad promedio es de 14%.
Arenisca T. Se trata de una arenisca cuarzosa, limpia de grano fino, con
esporádicas capas de arcilla. Los poros en algunas muestras se
encuentran rellenos con illita y caolinita. Su porosidad es del 12% en
promedio. Hacia arriba (T Superior), se desarrollo una arenisca cuarzosa-
glauconítica de grano fino, en partes con fuerte bioturbación.
Arenisca U. Arenisca cuarzosa limpia, en capas masivas, hacia el techo
de lo que se denomina U principal se encuentra limonitas en estratos
delgados. La arenisca U Superior (y Media?) es una arenisca cuarzosa-
glauconítica de grano fino, dispuesta en capas delgadas, con importante
bioturbación. En promedio, presenta una porosidad del 13%.
Arenisca Tena Basal. Se trata de una arenisca cuarzosa redondeada,
de grano medio a grueso, con un promedio de porosidad del 19%.
Ambiente de Depositación
Se determina un ambiente estuarino con influencia de mareas,
identificándose ambientes proximales tipo fluvial a la base, culminado con
lutitas, calizas y areniscas glauconitas típicas de plataforma marina
36
somera. En base a las edades definidas por Etienne Jaillard (1997), los
descensos del nivel del mar producidos hace 112, 98 y 94 millones de
años para Hollín, T y U, habrían originado erosión en la plataforma marina
y la formación de valles que posteriormente acumularon depósitos
fluviales, de marea y plataforma durante la transgresión siguiente.
Etienne Jaillard (1997), define un ambiente deltaico denominado por
mareas, mientras que para U encuentra ambientes fluviales, de playa y
plataforma marina somera.
CAMPO LAGO AGRIO
La estructura Lago Agrio y su evolución
La estructura Lago Agrio, a nivel de la base de la caliza A, esta limitada
en su flanco oriental por una falla transcurrente que, en dirección sur, se
continúa en Palo Rojo, y hacia el norte, corta el flanco oriental del campo
Charapa. La falla tiene rechazos variables, alcanzando el mayor salto en
la parte más alta de la estructura y es de 80 seg. La reactivación de esta
falla formo un anticlinal de orientación NNE-SSO, que se extiende en una
longitud aproximada de 11 Km. con un ancho promedio de 4.5 km.
Presentan un alto norte de mayor relieve y desarrollo areal con un cierre
estructural a la base caliza A de 55ms (350’), y un alto sur de menores
dimensiones y menor relieve estructural. (fig. 2.5.1).
La estructura Lago Agrio crece en dos etapas, como resultado de
esfuerzos transpresivos derivados de la falla que limita el flanco oeste de
la estructura: la primera (la más importante), en el Maastrichtiano,
contemporánea a la Depositación de Tena Inferior y la segunda en el Mio-
Plioceno, esta ultima está evidenciada por una morfología estructural
bastante acentuada que alcanza horizontes cercanos a la superficie.
37
Ambiente de Depositación
Hollín es el principal reservorio del campo, lamentablemente la muy
escasa información disponible no permite desarrollar un modelo para el
campo, pero por correlación con afloramientos y en base a pocos
registros eléctricos que en el campo atravesaron la sección completa de
Hollín, se deduce que ésta se depositó en un ambiente fluvial.
Según White et al. (1995). Hollín se desarrollo en paleovalles formados
por la erosión del sustrato pre-Hollín, sobre los cuales se instaló un
ambiente tipo “braided” (entrenzado) representado por canales apilados
con estratificación cruzada festoneada y planar, con intercalaciones
menores de lutitas carbonáceas con abundantes fragmentos leñosos y
limonitas, culminando con depósitos de llanura costera posiblemente en
un ambiente estuarino dominado por mareas. Finaliza el ciclo en un
ambiente netamente transgresivo de plataforma, correspondiente al fin del
ciclo Hollín Superior.
1.3 CARACTERIZACION DE LOS CRUDOS
CAMPO SACHA
La gravedad del crudo de Hollín Principal varia entre 27 y 28 °API, el de
Hollín Superior entre 27 y 29 °API, el de T entre 27 y 28, el de U entre 27
y 29 y el de Tena Basal entre 27 y 29 °API. Los contenidos de azufre
determinados para los crudos Hollín varían entre 0.40 y 1.10%, los crudos
T tienen 0.88% y U 1.15 y 1.23%. Los contenidos de S, Ni y V del
petróleo del yacimiento T en general tiende a ser menores que los de U y
Tena Basal, mientras que Hollín muestra resultados muy divisibles, con
una variación fuerte de contenido de azufre, Ni y V, a pesar de tener la
misma gravedad. Los crudos Hollín presentan relaciones Pristiano/Gitano
cercanas a 1 (0.92 - 1.18), lo cual indica que pueden proceder de
sedimentos depositados en condiciones marino marginales, anóxicas con
fuerte aporte de materia orgánica terrestre.
38
CAMPO LIBERTADOR
La producción de este campo proviene de los reservorios U, T y
marginalmente de Tena Basal. El crudo tiene en promedio 30 °API. El
contenido de azufre es bajo y varía entre 0.49 y 0.97% en T y para el
crudo del reservorio U de 0.82-0.88%. Al punto de burbuja las
viscosidades del crudo son de 1.520 cp para T y 1.253 cp para U. La
relación Pristano/Gitano de los crudos T varía entre 0.95 y 1.24, mientras
que la de los crudos U entre 0.82 y 1.05. En general, parece que los
crudos del reservorio T tienen un mayor aporte de materia orgánica
terrestre que los crudos U.
CAMPO AUCA
El crudo de Hollín Inferior es de 27-30 °API, el de Hollín Superior de 27-
32 °API , el de T y U de 24-29 °API y el de Basal Tena de 20-22 °API.
Una muestra de crudo Hollín presentó un valor de 1.13% de azufre,
mientras que para T mostraron porcentajes de azufre de 1.17% y 1,38%,
para U es de 1.57% y 2.16% y para el crudo Tena Basal de 1.07%. La
relación Pristiano/Gitano de un crudo Hollín fue 0.99, de T de 0.93, de U
de 0.98 y de Tena Basal de 1.11. Esto puede indicar que la roca
generadora de Hollín, T y U en este campo se formó en condiciones
similares marino-marginales, mientras que el crudo Tena Basal tiene un
mayor aporte terrestre. Cabe destacar el alto contenido de azufre en el
crudo U.
CAMPO LAGO AGRIO
Los crudos tienen los siguientes rangos de gravedad: Hollín 28-32 °API;
T: 29-34 °API; U: 29-31 °API; Tena Basal: 28-29 °API. Los contenidos de
azufre de tres muestras de crudo del reservorio Hollín son de 0.29, 0.51 y
0.57%, mientras que en una muestra de T y en una de Tena Basal, se
obtuvieron valores de 0.53 y 0.94%, respectivamente. La relación
Pristano/Gitano para los crudos Hollín es de 1.17 es una muestra
39
analizada que indica una materia orgánica depositada en condiciones
marino-marginales, con importante aporte terrestre. La relación gas-
petróleo (GOR), en el punto de burbuja es la siguiente: Hp: 117-219; Hs:
227; T: 264 pies cub/bls est.
40
CAPITULO II
HISTORIAL DE POZOS
2.I HISTORIAL DE PRODUCCION
Los pozos que se detallan en este capitulo, son 8 pozos en los cuales
HALLIBURTON, ha realizado trabajos de Cañoneo TCP en la Empresa
PETROPRODUCCION; los datos de dichos pozos están actualizados
hasta Febrero del 2005.
Los datos de historial de producción, historial de reacondicionamiento,
análisis de Build-up y curvas IPR han sido proporcionados por
PETROPRODUCCION DISTRITO AMAZONICO.
POZO SHUSHUFINDI-54
Estado del Pozo.- Produciendo BES.
FECHA BFPD BPPD BAPD ARENA API
1/1/2004 408 164 244 BT 30.39/1/2004 Cerrado por cambio BT bomba13/02/2004 437 209 228 BT 30.15/3/2004 599 307 292 BT 29.929/03/2004 Cerrado por cambio de bomba25/04/2004 515 246 269 BT 29.912/5/2004 488 436 52 BT 29.811/6/2004 Cerrado por cambio de bomba26/6/2004 450 222 228 BT 3030/06/2004 17/07/04 W.O#11 Disparar “BT” 10 al 12 Julio B’UP22/07/2004 929 604 325 BT 2224/08/2004 821 575 246 BT 225/9/2004 958 575 383 BT 2221/10/2004 918 551 367 BT 2225/11/2004 866 520 346 BT 2213/12/2004 878 527 351 BT 228/1/2005 889 533 356 BT 2221/02/2005 815 489 326 BT 22
POZO CONONACO-18
Estado del Pozo: Produciendo. BES
41
FECHA BFPD BPPD BAPD ARENA API
03/01/2004 792 317 475 HS 32.621/02/2004 756 302 454 HS 32.606/03/2004 771 308 463 HS 32.617/03/2004 Rotura en SOTE alto nivel de T.K23/04/2004 756 302 454 HS 32.608/05/2004 760 304 456 HS 32.619/06/2004 760 304 456 HS 32.617/07/2004 762 305 457 HS 32.611/08/2004 740 296 444 HS 32.6
24/08/2004 W.O # 8 Disparar Arena “HI” y “Hs” (TCP)10/09/2004 Prueba de B'UP 27/09/2004 1525 458 1067 HI + HS 32.618/10/2004 1562 469 1093 HI + HS 32.623/11/2004 1565 470 1095 HI + HS 32.604/12/2004 1560 468 1092 HI + HS 32.628/01/2005 624 250 374 HI + HS 32.614/02/2005 602 241 361 HI + HS 32.6
POZO VICTOR HUGO RUALES-13
Estado del Pozo: Produciendo. BES.
FECHA BFPD BPPD BAPD ARENA API24/01/2004 547 274 273 T sup 31.317/02/2004 517 259 258 T sup 31.326/03/2004 509 255 254 T sup 31.310/04/2004 508 254 254 T sup 31.322/05/2004 507 254 253 T sup 31.307/06/2004 488 244 244 T sup 31.314/07/2004 452 226 226 T sup 31.318/08/2004 411 206 205 T sup 31.3
15/09/2004 W.0 # 1 PUNZAR ARENA "Ui" (TCP) 20/09/2004 22/09/2004 PRUEBA DE B' UP 27/09/2004 1440 1426 14 U inf 31.927/10/2004 1512 1504 8 U inf 31.925/11/2004 1401 1303 98 U inf 31.909/12/2004 924 785 139 U inf 31.916/01/2005 Evaluan con unidad MTU28/01/2004 1248 849 399 U inf 3225/02/2005 1353 893 460 U inf 31.9
POZO SACHA-191Estado del Pozo: Produciendo. BHJ
FECHA BFPD BPPD BAPD ARENA API
42
06/07/2004 Completación y pruebas iniciales Disparan "H inf" (TCP)12/07/2004 - 13/07/2004 Prueba de B' UP 31/07/2004 1355 1352 3 H inf 28.607/08/2004 1379 1376 3 H inf 28.505/09/2004 1404 1390 14 H inf 28.6
03/10/2004 C/B por perdida producción 13/10/2004 1227 1009 218 H inf 28.707/11/2004 1133 929 204 H inf 28.613/11/2004 C/B de Jet a Pistón 22/12/2004 1320 832 488 H inf 28.609/01/2005 1088 642 446 H inf 28.607/02/2005 1186 696 490 H inf 28.6
POZO SHUSHUFINDI 52BEstado del Pozo: Produciendo. BES
FECHA BFPD BPPD BAPD ARENA API12/09/2004 Completación y pruebas iniciales Disparan "BT" (TCP)22/10/2004 Prueba de B' UP 23/11/2004 762 759 3 BT 2406/12/2004 553 551 2 BT 2404/01/2005 366 365 1 BT 2407/01/2005 W.O # 1 C/C Comunicación tubing casing18/01/2005 978 974 4 BT 2411/02/2005 923 919 4 0.4 24
POZO PARAHUACO 3BEstado del Pozo: ProduciendoArena: Arenisca T
FECHA BFPD BPPD BAPD BSW (%) API GAS
43
(MPCD)28/01/2004 240 240 0 0.2 30.3 40127/02/2004 CERRADO 30/03/2004 CERRADO 13/04/2004 26 26 0 0.1 32.2 225
CERRADO 16/01/2005 TCP STIMGUN 25/01/2005 24 3 21 86 14.5 26
4/2/2005 312 125 187 60 32.3 10835/2/2005 336 197 139 41 32.2 17076/2/2005 288 181 107 37 31.6 15687/2/2005 288 206 82 28.3 31.7 15688/2/2005 288 204 84 29.3 32.4 15009/2/2005 288 215 73 25.3 32 1500
13/02/2005 288 220 68 23.7 32.1 58014/02/2005 144 114 30 20.8 32 48017/02/2005 264 210 54 20.3 31.6 47520/02/2005 C/B JET 25/02/2005 384 365 19 5 27.3 32526/02/2005 312 303 9 3 27.4 27027/02/2005 192 186 6 3 27 26528/02/2005 408 339 69 17 27.4 325
POZO SACHA-193Estado del Pozo: ProduciendoArena: Hollín Superior
FECHA BFPD BPPD BAPD BSW (%)29/03/2005 864 294 570 6730/03/2005 840 487 353 4231/03/2005 840 487 353 42
3/4/2005 840 504 336 40
2.2 HISTORIAL DE REACONDICIONAMIENTOS
POZO SHUSHUFINDI-54FECHA DE COMPLETACION: 24- Julio-1975INTERVALOS DISPARADOS: 9354 Pies – 9376 Pies (22`) “T”, 9148 Pies – 9178 Pies (30`) “U”, 9144 Pies – 9138 Pies (24`) “U”
44
W.O. Nº 07OBJETIVO: Cambio de completación (pescado herramientas de wire line). ESTADO ACTUAL DEL POZO: Cerrado.PROCEDIMIENTO:- Inicio de operaciones 27-Abril-1996.- Drenando gas del pozo, controlan pozo con agua tratada.- Desarman cabezal, instalan preventor.- Sacan completación de producción.- Bajan broca y raspatubos.- Bajan completación definitiva para Gas Lift.- Desarman preventor, instalan cabezal.- Terminan operaciones 30-Abril-1996.
RESULTADOS:INCREMENTO DE LA PRODUCCION ESTIMADA: 1200 Bls.
PRUEBA FECHA…. ZONAS METOD BPPD BSW APIAntes 22-Abr-96 PESCA DE WIRE LINEDespués 5-May-96 U –T PPG 867 50% 28
COMENTARIOS: Se recupera pescado de wire line. Tubería en buen estado, se baja completación para Gas Lift.
W.O. Nº 08OBJETIVO: Cambio de sistema de levantamiento de PPG a PPS, evaluar por separado “U” y “T”, diseñar BES. ESTADO ACTUAL DEL POZO: Cerrado (hueco en el tubing)PROCEDIMEINTO:- Inicio de operaciones 04-Mayo-2000- Controlan pozo a la estación con agua tratada.- Desarman cabezal, arman BOP, prueban, OK.- SLB baja cable eléctrico y realiza Back OFF a 9010’, luego realiza
corte químico a 9007’, OK.- Pescan packer “FH” luego de 17 días de pesca.- Evalúan arena “T” : BFPD: 288, BSW: 100%, SALINIDAD: 5500
PPMCL, TOTAL REC: 273 BLS.- Bajan completación definitiva.- Terminan operaciones 30-Mayo-200
RESULTADOS:INCREMENTO DE LA PRODUCCION ESTIMADA: 900 Bls.
PRUEBA FECHA…. ZONAS METOD BPPD BSWAntes 17-Mar-00 U-T PPG 737 70%Después 01-Jun-00 T BAJO APORTE
45
COMENTARIOS: Pozo queda cerrado y completado para evaluar con Bomba Jet. No se baja BES. Bajo aporte de “T” y “U”.
W.O. Nº 09OBJETIVO: Cambio de completación por comunicación tubing-casing. ESTADO ACTUAL DEL POZO: Cerrado desde el 13-May-2001. PROCEDIMIENTO:- Inicio de operaciones 20-Julio-2002- Controlan pozo con agua de inyección filtrada y tratada, desarman
cabezal, arman BOP.- Bajan broca y raspatubo, bajan completación definitiva.- Desarman BOP y arman cabezal, realizan pruebas de producción
de arena “T”: BFPD: 480, BPPD: 120, BSW: 75%.- Terminan operaciones 24-Julio-2002
RESULTADOS:INCREMENTO DE LA PRODUCCION ESTIMADA: 500 Bls.
PRUEBA FECHA…. ZONAS METOD BPPD BSWAntes 9-May-02 CERRADDespués 28-Ago-02 T PPH 478 13.1%
COMENTARIOS:
Se recupera 400BPPD.
W.O. Nº 10OBJETIVO: Cambio de completación por daño en cavidad. ESTADO ACTUAL DEL POZO: Produciendo por Bombeo Hidráulico.PROCEDIMIENTO:- Inicio de operaciones 9-Septiembre-2003.- Controlan pozo con agua tratada. - Sacan completación de Bombeo Hidráulico en 2 7/8” tubing.- Arman y bajan BHA de limpieza en tubería de 2 7/8” hasta 9403’.- Arman BHA de producción power oil sin packers.- Retiran BOP, colocan cabezal.- Wire line abre camisa 2 7/8” de arena “U” a 9083’.- Arman líneas, asientan Bomba Jet toman prueba de producción de
arena “U” a la estación: BPPD: 144, BSW: 0%, TOTAL REC: 36 BLS.
- Terminan operaciones 13-Septiembre-2003
RESULTADOS:INCREMENTO DE LA PRODUCCION ESTIMADA: 350 Bls.
46
PRUEBA FECHA…. ZONAS METOD BPPD BSW APIAntes 06-Sep-03 U PPH 54 81% 27.6Después 04-Oct-03 U PPH 205 56% 27.6
COMENTARIOS: Se encontró un tubo corroído bajo la camisa de “U”. La unidad power oil triples instalada para alimentar de fluido motriz,
el pozo presenta continuos problemas por lo que no permite un trabajo eficiente de las bombas instaladas en estos pozos.
W.O. Nº 11OBJETIVO: Disparar y evaluar Basal Tena, completar de acuerdo a resultados.ESTADO ACTUAL DEL POZO: Produciendo por Bombeo Hidráulico.PROCEDIMIENTO:- Inicio de operaciones 30-Junio-2004.- Controlan el pozo con agua tratada y filtrada. - Bajan BHA de limpieza en 2 7/8” tubería.- Cia HALLIBURTON asienta con cable eléctrico tapo EZ-DRILL a
8510’, disparan para realizar SQZ en el siguiente intervalo: INTERVALOS: 8412’-8416’, DISPAROS: 2 DPP.
- Bajan BHA de prueba con RT-MATIC en tubería de 2 7/8”.- Bajan retenedor de cemento, Cia BJ realiza SQZ. - Bajan broca más canasta en tubería, bajan BHA de limpieza.- Bajan conjunto TCP con champ packer y camisa de circulación en
tubería de 2 7/8”, (Colchón de 2000’), correlacionan profundidad con registro GR-CCL, asientan packer y punzonan: ARENA: BASAL TENA: INTERVALOS: 8376’-8386’ (10’), DISPAROS: 6 DPP.
- Abren camisa de circulación, evalúan arena “BT” al tanque bota en locación: BFPD: 888, BPPD: 604, BSW: 32%, TOTAL REC: 1893, SALINIDAD: 11400 PPMCL.
- Pescan Bomba Jet 10-J, continúan evaluando arena “BT”: BFPD: 888, BPPD: 577, BSW: 35%, TOTAL REC: 2115.
- Cierran pozo por 12 horas para restauración de presión, reversan bomba Jet, recuperan elementos (Pr = 1910 PSI, Pwf = 1546 PSI), continuan evaluando arena “BT”: BFPD=912, BPPD=483, BSW=47%, T.REC= 4518, THE=120, SALINIDAD=15700 ppmCL.
- Asientan St. Valve, desplazan Bomba Jet, continúan evaluando arena “BT”: BFPD: 912, BPPD: 483, BSW: 47%, TOTAL REC: 4518, SALINIDAD: 15700 PPMCL.
- Pescan Bomba Jet, controlan pozo, desasientan champ packer, sacan conjunto TCP, arman equipo BES.
- Desarman BOP, instalan tubing head y colgador.- Realizan prueba de producción ARENA: BASAL TENA, BFPD:
960, BPPD: 240, BSW: 75%, API: 22.- Terminan operaciones 17-Julio-2004.
47
RESULTADOS:INCREMENTO DE LA PRODUCCION ESTIMADA: 450 Bls.
PRUEBA FECHA…. ZONAS METOD BPPD BSW APIAntes 26-Jun-04 U PPH 22 51% 28Después 22-Jul-04 BT PPS 436 55% 22
COMENTARIOS: Se punzona Basal Tena. Se obtiene producción de 450 BPPD. Se cambia sistema de levantamiento artificial de PPH a PPS.
POZO CONONACO-18 FECHA DE COMPLETACION: 01-Agosto-1992
SECCION PRODUCTIVA: HollínPRUEBAS INICIALES Y PROGRAMA DE COMPLETACION:- Inicio de operaciones 26-Julio-1992.- Desarman cabezal, arman preventor.- Bajan broca raspatubos.- Schlumberger corre registros de cementación: CBL-VDL-CCL-GR-
CET desde 10426’ hasta 8300’, buen cemento en zona de interés.- Arman y bajan cañón TCP y perforan el siguiente intervalo:
ARENA: “TSup” , INTERVALO: 10320’-10364’ (44’), DISPAROS: 4 DPP, DIAMETRO DEL CAÑON: 5”, ORIFICIO: 0.46”, CARGA TIPO: HJ-II-51B, PENETRACION: 25.80”.
- Bajan completación de producción para flujo natural.- Desarman preventor, arman cabezal, pozo fluye a la estación.- Terminan operaciones 01-Ago-1992 W.O. Nº 04OBJETIVO: Reparar Bomba Electro Sumergible.ESTADO ACTUAL DEL POZO: Cerrado (BES OFF 22-Ago-99)PROCEDIMIENTO:- Inicio de operaciones 13-Sep-99- Controlan pozo con agua tratada, desarman cabezal, armas BOP.- Bajan BHA de limpieza en tubing de 3 ½”.- Bajan completación electro sumergible en tubing de 3 ½”.- Retiran BOP, arman cabezal.- Realizan prueba de funcionamiento de la BES a la estación:
BFPD: 864, BSW: 90%.- Terminan operaciones 18 de Septiembre de 1999.
RESULTADOS:INCREMENTO DE PRODUCCION ESPERADA: 450 BLS
PRUEBA FECHA… ZONAS METOD BPPD BSWAntes 8-Feb-99 Hi PPS - -
48
Después 20-Sp-99 Hi PPS 490 40% COMENTARIOS:
Se recupera la producción +/- 490 BPPD.
W.O. Nº 05OBJETIVO: Reparar Bomba Electro SumergibleESTADO ACTUAL DEL POZO: Cerrado PROCEDIMEINTO:- Inicio de operaciones 24-Dic-1999- Controlan pozo con agua salada.- Desarman cabezal, arman BOP.- Bajan BHA de limpieza en tubing de 3 ½”.- Bajan tubing de 3 ½” con BHA de evaluación, se evalúa Hollín
Inferior con camión de BJ: BFPD: 936, BPPD: 749, BSW: 22%.
- Reversan Bomba, controlan pozo y sacan BHA de evaluación.- Bajan equipo BES en tubing de 3 ½”.- Retiran BOP, arman cabezal.- Realizan prueba de funcionamiento de la BES a la estación:
BFPD: 1200, BSW: 90%.- Terminan operaciones 01 de Enero del 2001.
RESULTADOS:INCREMENTO DE PRODUCCION ESTIMADA: 500 BLS
PRUEBA FECHA… ZONAS METOD BPPD BSWAntes 20-Dic-99 Hi PPS - -Después 20-En-01 Hi PPS 569 32.6%
COMENTARIOS: Se recupera la producción del pozo +/-550 BPPD
W.O. Nº 06OBJETIVO: Rediseñar Bomba Electro SumergibleESTADO ACTUAL DEL POZO: BES con fases a tierra (10-Nov-2002)PROCEDIMIENTO:- Inicio de operaciones 12-Nov-2002.- Controlan pozo con agua tratada.- Arman y bajan BHA de limpieza a 10425’, circulan, limpian, sacan.- Arman y bajan BHA de evaluación, asientan Packer a 10240’, wire
line recupera St. Valve y evalúan Hollín Inferior al tanque en locación: TOTAL REC: 1550 BLS, P/H: 67 BLS, P/D: 1608 BLS, BSW: 59%, BPPD: 434, SALINIDAD: 2650 PPMCL.
- Desplazan nuevamente bomba jet E-8 y continúan evaluación de Hollín Inferior sin elementos al tanque de locación: TOTAL REC: 2394 BLS, P/H: 70 BLS, P/D: 1680 BLS, BSW: 67%, BPPD: 554.
49
- Arman y bajan equipo BES Centrilift, probando con 3000 PSI, OK.- Terminan operaciones 21 de Noviembre del 2002.
RESULTADOS:INCREMENTO DE PRODUCCION ESTIMADA: 550 BLS
PRUEBA FECHA.… ZONAS METOD BPPD BSW APIAntes 30-Oct-02 Hi - - - -Después 24-Nov-02 Hi PPS 970 60% 32.6
COMENTARIOS: Se recupera y se incrementa la producción 970 bls, se completa
con cable REDA y CENTRILIFT.
W.O. Nº 07OBJETIVO: Reparar Bomba Electro SumergibleESTADO ACTUAL DEL POZO: BES con fases a tierraPROCEDIMIENTO:- Inicio de operaciones 04-Mar-2003- Controlan pozo con agua tratada. - Arman y bajan broca 6 1/8”.- Cia. Backer Atlas baja CIBP y asienta a 10334’.- Arman y bajan conjunto de evaluación en tubería de 3 ½”, asientan
RT-MATIC a 10258’.- Terminan operaciones 16 de Marzo del 2003.
RESULTADOS:INCREMENTO DE PRODUCCION ESTIMADA: 500 BLS.
PRUEBA FECHA.… ZONAS METOD BPPD BSW APIAntes 27-Feb-03 Hi - - - -
Después 21-Mar-03 Hi PPS 742 60% 32.6
COMENTARIOS: Se recupera e incrementa producción 742 BPPD.
W.O. Nº 08OBJETIVO: Bajar equipo BES rediseñado por daño de tubería, comunicación tubing-casing.ESTADO ACTUAL DEL POZO: Produciendo.PROCEDIMIENTO:- Inicio de operaciones 24-Agosto-2004. - Controlan pozo con agua tratada, desarman cabezal y arman BOP.- Bajan broca y raspatubos, bajan conjunto de evaluación, W.L abre
camisa desplazan bomba jet y evalúan arena “Hi”: BFPD = 432, BSW = 81%, BPPD = 82, TBR = 745, THE = 42, SALINIDAD = 14500 ppm Cl.
50
- Bajan junk mill y canasta, bajan broca y raspatubos, asientan CIBP, bajan conjunto de evaluación, bajan retenedor de cemento, bajan junk mill, esperan fragüe del cemento, bajan broca y raspatubos, circulan limpian y sacan.
- Bajan conjunto TCP, disparan los siguientes intervalos: Arena “Hi”: 10338’ 10350’ (12’) a 5DPP, Arena “Hs”: 10304’ – 10330’ (26’) a 5 DPP, fluye al tanque bota: BFPD: 192, BSW = 100%.
- Evalúan arenas “Hi y Hs”, con elementos, al tanque: BFPD = 1512, BSW = 75%, BPPD = 378, SALINIDAD = 800 ppmCl.
- Cierran pozo para restauración de presión, evalúan arenas “Hi + Hs”: BFPD = 1584, BSW = 77%, BPPD = 364, SALINIDAD = 800 ppmCl, reversan bomba controlan el pozo, desasientan champ packer, sacan conjunto TCP.
- Bajan equipo BES, realizan prueba de funcionamiento de BES: BFPD = 1776, BSW = 100%, PC = 52PSI, PWF = 2490 PSI.
- Terminan operaciones 15 de Septiembre del 2004.
RESULTADOS:INCREMENTO DE PRODUCCION ESTIMADA: 500 BLS.
PRUEBA FECHA.… ZONAS METOD BPPD BSW APIAntes 17-Ago-04 Hi +Hs BES 189 60% 32.6
Después 21-Oct-04 Hi+Hs BES 469 70% 32.6
COMENTARIOS: Se recupera e incrementa producción 742 BPPD.
POZO VICTOR HUGO RUALES-13FECHA DE COMPLETACION: 12- Noviembre-2002SECCION PRODUCTIVA: Arena Napo T Superior
PRUEBAS INICIALES Y PROGRAMA DE COMPLETACION:- Inicio de operaciones 20-Noviembre-2002- Controlan pozo, desarman cabezal, instalan BOP.- Arman y bajan BHA broca 6 1/8”.- Bajan scraper hasta 8280’, circulan, limpian y sacan.- Schulumberger toma registros de cementación CBL-VDL-CCL-GR
(desde 8286’ hasta 6286’), cemento bueno en zona de interés (“TSup”, “USup”, “UMed”, “U1”).
- Arman y bajan completación TCP con cañones de 4 ½” de alta penetración, correlacionan profundidad con registro GR, asientan positive packer @ 8057’, punzonan el siguiente intervalo: ARENA: “TSup” , INTERVALO: 8140’-8152’ (12’) (Pozo no fluye, Soplo leve), DISPAROS: 5 DPP , DIAMETRO DEL CAÑON: 4.5”, ORIFICIO: 0.42”, TIPO DEL EXPLOSIVO: HMX, PIES SATURADOS CON HC: 12’, SW PROMEDIA: 31.4, RW: 0.15, POROSIDAD PROMEDIA: 16%.
- Abren camisa de circulación de 3 ½” a 7984’.
51
- Desplazan Bomba Jet y evalúan “TSup”: TOTAL REC: 1249 BLS, BFPD: 1104, BPPD: 972, BSW: 22%, API: 29.2, SALINIDAD: 5350 PPMCL.
- Wire line recupera Bomba Jet, baja elementos de presión a 8019’, desplazan Bomba Jet y evalúan “TSup”: TOTAL REC: 1249 BLS, BFPD: 1104, BPPD: 972, BSW: 12%, API: 31.3, SALINIDAD: 5350 PPMCL.
- Desplazan Bomba Jet y continúan evaluando “TSup”: TOTAL REC: 5294 BLS, BFPD: 1248, BPPD: 1148, BSW: 8%, API: 31.3, SALINIDAD: 5350 PPMCL.
- Reversan Bomba Jet, controlan pozo, sacan completación TCP.- Arman y bajan completación BES REDA.- Desarman BOP, arman cabezal FIP.- Arman sección C del cabezal, realizan prueba de rotación y
producción de arena “TSup”: BFPD: 528, BPPD: 0, BSW: 100%, SALINIDAD: 1000 PPMCL.
- Terminan operaciones el 05-Dic-2002.
W.O. Nº 01OBJETIVO: Punzonar intervalo de Arena “Ui” de 8032’-8042’ (10’). Evaluar. Diseñar para BES.ESTADO ACTUAL DEL POZO: Cerrado.PROCEDIMIENTO:- Inicio de operaciones 15-Sep-2004. - Controlan pozo con agua tratada, desarman cabezal y arman BOP.- Bajan BHA de limpieza, asientan CIBP.- Bajan conjunto TCP, punzonan el intervalo: Arena “Ui”: 8032’ –
8042’ (10’) a 5 DPP, pozo produce a flujo natural, evalúan a estación: BFPD = 1824, BPPD = 1820, BSW = 0.2%, API = 31.9, PC = 100 PSI, THE = 24.
- Cierran pozo para restauración de presión por 25 horas, evalúan a flujo natural a la estación: BFPD = 1680, BPPD = 1758, BSW = 0,1%, API = 31.9, PC = 136 PSI THE = 70.
- W.L abre camisa, , bajan BHA de flujo natural, recuperan st.valve, arman lubricador Swad, prueba de produccion a flujo natural: BFPD = 1560, BPPD = 1544, BSW = 0.6%, API = 31.9%, P. INICIAL = 70 PSI, THE = 5.
- Terminan operaciones 25 de Septiembre del 2004.
RESULTADOS:INCREMENTO DE PRODUCCION ESTIMADA: 1200 BLS.
PRUEBA FECHA.… ZONAS METOD BPPD BSW APIAntes 3-Sep-04 T Sup BES 146 50% 32.6
Después 21-Oct-04 U Inf FN 1494 0.5% 31.9
COMENTARIOS: Se recupera producción de 1348 BPPD.
52
Pozo queda completado para producir a flujo natural.
POZO SACHA-191FECHA DE COMPLETACION: 12- Julio-2004SECCION PRODUCTIVA: Arena Hollín InferiorPRUEBAS INICIALES Y PROGRAMA DE COMPLETACION
- Inicio de operaciones 06-Julio-2004.- Desarman cabezal, arman y prueban BOP con 1500 PSI, bajan
BHA de perforación en tubería de 3 ½” clase “A”, bajan BHA de limpieza en tubería 3 ½” hasta 9947’. Cia. HALLIBURTON toma registros de cementación: CBL-CCL-GR-CAST V, desde el fondo hasta 7980’, existe un buen cemento en “H.Inf.” “H.Sup” y “T.Inf”, regular en “U.Inf” y malo en “BT”.
- Bajan conjunto TCP en tubería de 3 ½”, correlacionan profundidad, asientan packer y punzonan: ARENA: HOLLIN INFERIOR, INTERVALO: 9847’-9856’ (9’), DISPAROS: 5 DPP, DIAMETRO DEL CAÑON: 4”, CARGA: SDP, PENETRACION: 45.52”, DIAMETRO ORIFICIO: 0.37”, DESCRIPCION DEL SOPLADO: FUERTE, PETROLEO: 1126 BLS, AGUA: 2 BLS, GRAVEDAD: 29.8 ºAPI, PIES SATURADOS HC: 26, SW PROMEDIA: 42 %, POROSIDAD PROMEDA: 16.2”, RW: 1.7 OHM-M.
- Cierran pozo para prueba de restauración de presión: BFPD = 2208, BPPD = 2189, BSW = 0.87%, API = 29.8, SAL = 900 ppmCl.
- Realizan prueba de producción de “Hollín Inferior” con bomba Jet 10L a la estación: BFPD: 1584, BPPD: 1014, BSW: 36%, API: 29.8, TOTAL REC: 1007 BLS, SALINIDAD: 33600 PPMCL.
- Terminan operaciones 24-Julio-2004
POZO SHUSHUFINDI-52BFECHA DE COMPLETACION: 31- Octubre - 2004SECCION PRODUCTIVA: T Inferior.PRUEBAS INICIALES Y PROGRAMA DE COMPLETACION
- Inicio de operaciones 12-Septiembre-2004- Desarmar cabezal, arman BOP.- Arman kelly –swivel, perforando cemento desde 7640’ hasta 7678’. - Bajan BHA de limpieza hasta 9550’.- Cia. HALLIBURTON realiza corrida de registros de control de
cemento con: CAST-VDL-CBL-GR-CCL desde el fondo a 9550’ hasta 7550’ (2000’), buen cemento en las zonas de interés, regulan frente a las mismas se realiza disparos: ARENA: “T.Inf” , INTERVALO: 9450’-9454’ (4’) , DISPAROS: 4 DPP , DIAMETRO DEL CAÑON: 4.5”, ORIFICIO: 0.42”, PENETRACION: 54.1”, TIPO DEL EXPLOSIVO: HMX, PIES SATURADOS CON HC: 12’, SW PROMEDIA: 35%, RW: 0.035, POROSIDAD PROMEDIA: 16%.
- Realizan prueba de admisión en “T. Inf”.- Asientan retenedor de cemento, arman líneas.
53
- Realizan cementación forzada en “T. Inf”: disparan en los siguientes intervalos: ARENA: “U. Inf” , INTERVALO: 9194’-9204’ (10’), DISPAROS: 5 DPP , DIAMETRO DEL CAÑON: 4.5”, ORIFICIO: 0.42”, TIPO DEL EXPLOSIVO: HMX,
- Realizan prueba de admisión con 15 BLS de agua fresca.- Muelen cemento desde 9177’ hasta 9393’, continúan moliendo
segundo retenedor desde 9393’ hasta 9295’.- Cia. HALLIBURTON realiza corrida de registros, detectan tubo
entre NO-GO y camisa con radioactiactividad, regulan a la zona de interés y disparan: ARENA: “T. Inf” , INTERVALO: 9416’-9426’ (10’) DISPAROS: 5 DPP, DIAMETRO DEL CAÑON: 4.5”, ORIFICIO: 0.42”, PENETRACION: 54.1”, TIPO DEL EXPLOSIVO: HMX, TIPO DE SOPLO: MODERADO INTERMINENTE, PIES SATURADOS CON HC: 12’, SW PROMEDIA: 35%, RW: 0.035, POROSIDAD PROMEDIA: 16%.
- Wire line arma equipo, evaluando arena “T. Inf” con bomba jet: TOTAL DE INYECCCION: 1780 BLS, TOTAL REC: 558 BLS, BPPD: 528 BLS, BSW: 39%, SALINIDAD: 11500 PPMCL.
- Continúan evaluando arena “T. Inf”: TOTAL INYECTADO: 8314 BLS, TOTAL REC: 2343 BLS, BPPD: 384 BLS, BSW: 88%, SALINIDAD: 14940 PPMCL, API (seco): 28.6.
- Se realiza pruebas de radioactividad en la locación.- Retiran niple de flujo e instalan niple de disparos, Cia.
HALLIBURTON baja conjunto TCP, correlaciona profundidades para disparar los siguientes intervalos: ARENA: “U. Inf” , INTERVALO: 9194’-9204’ (10’), DISPAROS: 5 DPP, DIAMETRO DEL CAÑON: 4.5”, ORIFICIO: 0.42”, PENETRACION: 54.1”, TIPO DEL EXPLOSIVO: HMX, TIPO DE SOPLO: MODERADO, PIES SATURADOS CON HC: 12’, SW PROMEDIA: 35%, RW: 0.035, POROSIDAD PROMEDIA: 16%.
- Evaluando arena “U. Inf”: TOTAL INYECTADO: 648 BLS, TOTAL REC: 192, BSW: 60% , SALINIDAD: 8850 PPMCL .
- Cambian niple de flujo por niple de seguridad, arman, bajan conjunto TCP manteniendo 2000’ de colchón de agua, HALLIBURTON correlaciona profundidad de cañones con: CCL-GR y marca radioactiva como referencia (3’ de referencia), perforan intervalos: ARENA: “BASAL TENA” , INTERVALO: 8416’-8424’ (10’) , DISPAROS: 5 DPP , DIAMETRO DEL CAÑON: 4.5”, RIFICIO: 0.42”, PENETRACION: 54.1”, TIPO DEL EXPLOSIVO: HMX, TIPO DE SOPLO: MODERADO.
- Evalúan arena “Basal Tena” : TOTAL INYECTADO: 1528 BLS, TOTAL REC: 951 BLS, BPPD: 888 , BSW: 49%, SALINIDAD: 23750 PPMCL.
- Continúan evaluando arena “Basal Tena” con bomba jet, al tanque bota en la locación: TOTAL INYECTADO: 2696 BLS, TOTAL REC: 5193 BLS, BSW: 1%.
- Cierran pozo para prueba de restauración de presion: (PWS = 1531 PSI, PWF = 1219 PSI, ). Desplazan bomba jet continuan
54
evaluando Arena “BT”: BFPD = 720, BPPD = 714, BSW = 0.8%, SALINIDAD = 4500 ppmCl.
- Arman bomba BES, realizan pruebas de produccion al tanque en locacion: BFPD = 1008, BPPD = 202, BSW = 80%, PC = 40 PSI, P de Fondo = 1234.
- Terminan operaciones el 31 – Octubre – 2004.
W.O. Nº 01OBJETIVO: Cambio de completación por comunicación TNG – CSG.ESTADO ACTUAL DEL POZO: Produciendo.PROCEDIMIENTO:- Inicio de operaciones 13-Enero-2005. - Controlan pozo con agua tratada, desarman cabezal y arman BOP.- Sacan completación BES, bajan BHA de limpieza. - Arman equipo BES, retiran BOP, realizan prueba de produccion al
tanque en locación: BFPD = 1008, BPPD = 0, BSW = 100%, PC = 8 PSI, P de Fondo = 1097 PSI.
- Terminan operaciones 17 de Enero del 2005.
RESULTADOS:INCREMENTO DE PRODUCCION ESTIMADA: 650 BLS.
PRUEBA FECHA.… ZONAS METOD BPPD BSW APIAntes 10-Ene-05 BT BES 270 0.4% 24
Después 22-Ene-05 BT BES 987 0.4% 24 COMENTARIOS:
Se recupera producción de 650 BPPD.
POZO PARAHUACO 3B FECHA DE COMPLETACION:
W.O. Nº 01OBJETIVO: Evaluar “Ti” con BH, disparar “Ui”, evaluar y rediseñar BES.ESTADO ACTUAL DEL POZO: Cerrado.PROCEDIMIENTO:- Inicio de operaciones 23 de Junio del 2002..- Controlan el pozo con agua tratada, retiran cabezal, arman
preventor de reventones, sacan tubería.- Bajan BHA de limpieza, bajan BHA de evaluación, recuperan St.
Valve, evalúan arena “Ti”: BFPD: 264, BPPD: 145, BSW: 45%, SALINIDAD: 729ppmcl.
- Recuperan bomba jet, desasientan packer, sacan BHA de evaluación, bajan tapón CIBP, arman y bajan cañones TCP de 4 ½”, disparan arena “Ui” a 5 DPP 9564’-9576”.
- Evalúan arena “Ui”: BFPD: 504, BPPD: 313, BSW: 38%., reversan bomba jet, evalúan arena “Ui”: BFPD: 504, BPPD: 423, BSW: 16%.
55
- Cierran pozo para prueba de restauración de presión.- Arman y bajan equipo REDA, desarman BOP, arman cabezal.- Terminan operaciones 18 de Julio del 2002.
RESULTADOS:INCREMENTO DE PRODUCCION ESTIMADA: 600 BLS
PRUEBA FECHA.… ZONAS METODO BPPD BSWAntes 17-Abr-02 Ti PPS Pozo CerradoDespués 21-Jul-02 Ui PPS 187 3
COMENTARIOS: Trabajo exitoso.
W.O. Nº 02OBJETIVO: Moler CIBP, repunzonar y punzonar arena “T”, evaluar,Rediseñar tipo de levantamiento artificial.ESTADO ACTUAL DEL POZO: Cerrado.PROCEDIMIENTO:- Inicio de operaciones 21 de Diciembre del 2004.- Controlan el pozo con agua tratada, retiran cabezal, arman
preventor de reventones, sacan tubería.- Arman BHA de evaluación, desplazan bomba jet Para evaluar
arena “Ti”: BFPD: 240, BPPD: 36, BSW: 85%. SALINIDAD: 7600 ppmcl. Reversan bomba jet controlan el pozo con agua tratada.
- Bajan conjunto TCP, detonan cañones en los intervalos Arena “Ti”: 9768’-9773, 9790’-9813’, a 5 DPP.
- Realizan estimulación a arena “Ti”, abren camisa, desplazan bomba jet, reversan bomba y evalúan arena “Ti”: BFPD: 250, BPPD: 135, BSW: 46%, SALINIDAD: 18400 ppmcl.
- Cierran pozo por 24 horas para restauración de presión, bajan BHA de producción, realizan pruebas de producción a arena “Ti”: BFPD: 216, BSW: 100%, SALINIDAD: 1200 ppmcl.
- Terminan operaciones 10 de Enero del 2004.
RESULTADOS:INCREMENTO DE PRODUCCION ESTIMADA: 240 BLS
COMENTARIOS: Trabajo exitoso.
W.O. Nº 03OBJETIVO: Chequear fuga en el cabezal, cambio de completación por pescado St. Valve con elementos y herramientas de pesca.PROCEDIMIENTO:- Inicio de operaciones 21 de Marzo del 2004.- Controlan el pozo con agua tratada, retiran cabezal, arman
preventor de reventones, sacan tubería.
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- Levantan BOP+CSG Spool, cementan, instalan sección B y BOP, arman y bajan BHA de limpieza y de prueba, bajan BHA de producción.
- Retiran BOP, instalan cabezal, realizan prueba de producción de arena “Ti”: BFPD: 216, BSW: 100%.
- Terminan operaciones el 25 de Marzo del 2004..
COMENTARIOS: Pozo cerrado no se puede recuperar el St. Valve de la cavidad.
POZO SACHA-193 FECHA DE COMPLETACION:
W.O. Nº 01OBJETIVO: Evaluar “Ti” con BH, disparar “Ui”, evaluar y rediseñar BES.ESTADO ACTUAL DEL POZO: Cerrado.PROCEDIMIENTO:
2.3 ANALISIS DE BUILD-UP
POZO SACHA 191
1.- REPORTE DE RESTAURACION DE PRESION
El presente Análisis de Restauración de Presión corresponde a HOLLIN
INFERIOR del pozo SAC 191 que tiene un intervalo disparado de 9847 – 9856
pies (9’).
El pozo produjo un Qt = 1128 Bbl / día, con un BSW de 0.2 % de un crudo de
29.8 grados API.
A continuación se presentan los diferentes eventos que se desarrollaron durante
la prueba de producción y luego la restauración.
57
t1 = 2.69
t2 = 10.73
t3 = 23.74
TIEMPO DE PRODUCCION= 8.04 HRS
TIEMPO DE CIERRE = 13.01 HRS
TIEMPOS (HRS)
En el registro de presión se utilizo un registrador electrónico Zi- Probes No
9526 que fue asentado en el No-Go ubicado a 9626 pies.. Los valores de
presión del yacimiento Hollín Inferior serán reportados a la mitad de las
perforaciones (mp) ubicado a 9852 Pies.
Para el proceso de cálculo se han utilizado los parámetros básicos del
yacimiento proporcionados por el departamento de Ingeniería de Petróleos de
PETROPRODUCCION en SACHA y se han determinado los datos de análisis
PVT : Pb, Rs, Bo a partir de la Correlación de Standing y μo a partir de la
correlación de Beggs et al, aplicando el software de Interpretación de
Presiones Pansystem de EPS.
58
2.- DATOS BASICOS DE LA EVALUACION
Prueba de producción Parámetros del estrato Parámetros del fluido
Presiones
3.- RESULTADOS DE LA INTERPRETACION
METODO DE HORNER METODO DE LA DERIVADA
MODELOS
Bo = 1.0526 By/Bn
Bw = 1.0436 By/Bn
Rs = 20 Scf/Bbl
Uo = 7.5802 Cps
Ct = 6.55 e-6 Psi -1
GOR = 20 Scf/Bbl
gas
= 1.5767
Ht = 80 Fthn = 9 Ft
Φ = 17 %
rw = 0.291 FtTy = 229 ° F
Qo = 1126 BPPDQw = 2 BAPDQt = 1128 BFPDBSW = 0.2 %API = 29.8
Pwf @ Sensor (9626’) = 3548 PsiPwf@ mp (9852’) = 3634 PsiPws @ Sensor (9626’) = 4236 PsiPws @ mp (9852’) = 4322 PsiP Burbuja = 78 Psi
K = 445 md
S = 1.35
Delta Skin = 94 Psi
t match = 10.7 hrs
P match = 3548 Psi
Cs = 6.8 e-4 Psi -1
Pi @ sensor = 4299 Psi
Pi @ mp (9852’) = 4385 Psi
L NF = 140 Pies
Pendiente = -80 Psi-cicloDrawdown = 688 PsiK = 445 MdS = 1.35
R inv = 543 PiesP* = 4165 PsiP @(Ih) = 4089 Psi
59
MODELO DE ALMACENAJE CONSTANTE
FLUJO EN ELRESERVORIO RADIAL HOMOGENOUS
MODELO DEL LIMITE INTERSECTING FAULTS
4.- RESULTADOS DE PRODUCTIVIDAD
INDICE DE PRODUCTIVIDAD VALOR
J actual = 1.63 BBl/dia/PsiJ ideal = 1.89 BBl/dia/Psi
EF = 0.86Qmax = 6883 BBl/dia
Pwf Oil rateWater rate Total rate LEYENDA
Psi bppd bapd Bfpd0 6869 14 6883 PRESION DE BURBUJA
25 6863 14 6877 Pwf EN LA PRUEBA
50 6840 14 6854 PRESION DEL RESERVORIO
75 6807 14 682178 6804 14 6817
1000 5295 11 53061500 4477 9 44862000 3659 7 36662500 2841 6 28463000 2022 4 20263548 1126 2 11283700 877 2 8793800 713 1 7153900 550 1 5514000 386 1 3874236 0 0 0
60
61
62
POZO SHUSHUFINDI 54
1.- REPORTE DE RESTAURACION DE PRESION
El presente Análisis de Restauración de Presión corresponde a Basal Tena del
pozo SSFD 54 que tiene un intervalo disparado de 8374 - 8384 pies (10’).
El pozo produjo un Qt = 888 Bbl / día, con un BSW de 35 % de un crudo de 22
grados API.
A continuación se presentan los diferentes eventos que se desarrollaron durante la
prueba de producción y luego la restauración.
En el registro de presión se utilizo un registrador electrónico Zi- Probes No 9525 que
fue asentado en el No-Go ubicado a 8258 pies.. Los valores de presión del yacimiento
BASAL TENA serán reportados a la mitad de las perforaciones (mp) ubicado a 8379
Pies.
Para el proceso de cálculo se han utilizado los parámetros básicos del yacimiento
proporcionados por el departamento de Ingeniería de Petróleos de
PETROPRODUCCION en SHUSHUFINDI y se han determinado los datos de análisis
PVT : Pb, Rs, Bo a partir de la Correlación de Lasater y μo a partir de la
correlación de Beggs et al, aplicando el software de Interpretación de Presiones
Pansystem de EPS.
t1 = 2.03
t2 = 8.52
t3 = 22.47
TIEMPO DE PRODUCCION= 6.49 HRS
TIEMPO DE CIERRE = 13.95 HRS
TIEMPOS (HRS)
63
2. DATOS BASICOS DE LA EVALUACION
Prueba de producción Parámetros del estrato Parámetros del fluido
Presiones
3. RESULTADOS DE LA EVALUACION
METODO DE HORNER METODO DE LA DERIVADA
MODELOS
Bo = 1.1334 By/Bn
Bw = 1.0440 By/Bn
Rs = 134 Scf/Bbl
Uo = 4.01 Cps
Ct = 1.468 e-5 Psi -1
GOR = 134 Scf/Bbl
gas
= 1.0990
Ht = 15 Fthn = 10 Ft
Φ = 16 %
rw = 0.2291 FtTy = 222 ° F
Qo = 577 BPPDQw = 311 BAPDQt = 888 BFPDBSW = 35 %API = 22
Pwf @ Sensor (8258’) = 1541 PsiPwf@ mp (8379’) = 1592 PsiPws @ Sensor (8258’) = 1910 PsiPws @ mp (8379’) = 1961 PsiP Burbuja = 807 Psi
K = 1200 Md
S = 4.2
Delta Skin = 98 Psi
t match = 8.5 Hrs
P match = 1541 Psi
Cs = 0.0012 Psi –1
Pi @ sensor = 2014 Psi
Pi @ mp (8379’) = 2063 Psi
L 1 = 120 Pies
L 2 = 222 Pies
L 3 = 120 Pies
Pendiente = -27 Psi-cicloDrawdown = 369 PsiK = 1200 MdS = 4.2
R inv = 1411 PiesP* = 1820 PsiP @(Ih) = 1796 Psi
64
MODELO DE ALMACENAJE CONSTANTE
FLUJO EN ELRESERVORIO RADIAL HOMOGENOUS
MODELO DEL LIMITE U-SHAPED FAULTS
4.- RESULTADOS DE PRODUCTIVIDAD
INDICE DE PRODUCTIVIDAD VALOR
J actual = 2.40 BBl/dia/PsiJ ideal = 3.27 BBl/dia/Psi
EF = 0.73Qmax = 3728 BBl/dia
Pwf Oil rateWater rate Total rate LEYENDA
Psi bppd bapd Bfpd0 2423 1305 3728 PRESION DE BURBUJA
250 2399 1292 3690 Pwf EN LA PRUEBA
500 2351 1266 3618 PRESION DEL RESERVORIO
750 2285 1230 3515807 1725 929 2654
1000 1423 766 21901200 1111 598 17091400 798 430 12271500 641 345 9871541 577 311 8881600 485 261 7461700 328 177 5051800 172 93 2651900 16 8 241910 0 0 0
65
66
67
CONONACO 18
1.- REPORTE DE RESTAURACION DE PRESION
El presente Análisis de Restauración de Presión corresponde a HOLLÍN
SUPERIOR + INFERIOR, del pozo CONONACO 18 que tiene dos intervalos
disparados, el primero de 10304-10334 pies (30’), y el segundo de 10337-
10368 pies ( 31’).
El pozo produjo un Qt = 1536 Bbl / día, con un BSW de 77 % de un crudo de
31.6 grados API. A continuación se presentan los diferentes eventos que se
desarrollaron durante la prueba de producción y luego la restauración.
TIEMPOS (HRS)
t1 = 2.85
t2 = 28.83
t3 = 40.93
TIEMPO DE PRODUCCION= 25.98HRS
TIEMPO DE CIERRE = 12.1HRS
En el registro de presión se utilizo un registrador electrónico Zi- Probes No
9525 que fue asentado en el No-Go ubicado a 10189 pies.. Los valores de
presión del yacimiento Hollín sup+inf serán reportados a la mitad de las
perforaciones (mp) ubicado a 10336 Pies.
Para el proceso de cálculo se han utilizado los parámetros básicos del
yacimiento proporcionados por el departamento de Ingeniería de Petróleos de
PETROPRODUCCION en AUCA y se han determinado los datos de análisis
PVT : Pb, Rs, Bo a partir de la Correlación de Vásquez and Beggs y μo a
partir de la correlación de Beggs et al, aplicando el software de Interpretación
de Presiones Pansystem de EP.
68
2. DATOS BASICOS DE LA EVALUACION
Prueba de producción Parámetros del estrato Parámetros del fluido
Presiones
3. RESULTADOS DE LA INTERPRETACION
METODO DE HORNER METODO DE LA DERIVADA
Bo = 1.0355 By/Bn
Bw = 1.0495 By/Bn
Rs = 16 Scf/Bbl
Uo = 6.3343 Cps
Ct = 7.27 e-6 Psi -1
GOR = 16 Scf/Bbl
gas
= 1.5090
Ht = 61 Fthn = 38 Ft
Φ = 16 %
rw = 0.291 FtTy = 243 ° F
Qo = 353 BPPDQw = 1183 BAPDQt = 1536 BFPDBSW = 77 %API = 31.6
Pwf @ Sensor (10189’) = 3142 PsiPwf@ mp (10336’) = 3207 PsiPws @ Sensor (10189) = 4542 PsiPws @ mp (10336’) = 4607 PsiP Burbuja = 88 Psi
K = 660 md
S = 4.05
Delta Skin = 84.56 Psi
t match = 28.8 hrs
P match = 3142 Psi
Cs = 5.5 e-4 bbl /Psi
Pi @ sensor = 4548 Psi
Pi @ mp (10336’) = 4613 Psi
L CP = 190 Pies
Pendiente = -24 Psi-cicloDrawdown = 1400 PsiK = 660 MdS = 4.05
P* = 4528 PsiP @(Ih) = 4522 Psi
69
MODELOS
MODELO DE ALMACENAJE CONSTANTE
FLUJO EN ELRESERVORIO PARTIAL PENETRATION
MODELO DEL LIMITE SINGLE FAULT
4. RESULTADOS DE PRODUCTIVIDAD
INDICE DE PRODUCTIVIDAD VALOR
J actual = 1.09 BBl/dia/PsiJ ideal = 1.16 BBl/dia/Psi
EF = 0.93Qmax = 4937 BBl/dia
Pwf Oil rate Water rate Total rate LEYENDAPsi bppd bapd bfpd
0 1136 3801 4937 PRESION DE BURBUJA
25 1134 3798 4932 Pwf EN LA PRUEBA
50 1131 3788 4919 PRESION DEL RESERVORIO
75 1127 3772 489988 1124 3763 4887
500 1020 3415 44351000 894 2992 38861500 768 2570 33382000 641 2147 27892500 515 1725 22403000 389 1303 16923142 353 1183 15363500 263 880 11433750 200 669 8694000 137 458 5954250 74 247 3204542 0 0 0
70
71
72
2.4 CURVAS IPR POZO SACHA 191
POZO SHUSHUFINDI-54
73
POZO CONONACO-18
74
CAPITULO III
TEORIA DE LA TECNOLOGIA DEL PUNZONAMIENTO
3.1 HISTORIA DE LA TECNOLOGIA DEL PUNZONAMIENTO
Los disparos desempeñan un papel fundamental en la producción de
hidrocarburos, desde las pruebas de pozos para la evaluación del
yacimiento hasta la completación e intervención de remediación. El
disparo es un elemento clave para el éxito de la exploración, la
producción económica del petróleo y gas, la productividad del pozo a
largo plazo y la recuperación eficiente de los hidrocarburos.
El diseño de los disparos constituye una parte integral del planeamiento
de la completación en el que se tiene en cuenta las condiciones del
yacimiento, las características de la formación y las exigencias del pozo.
El punzonamiento es la operación más importante en pozos entubados.
Las causas para que un punzonamiento resulte malo son:
Desconocimiento de las técnicas y requerimientos para realizar un
buen punzonamiento.
Sacar los cañones inmediatamente después de punzonar,
cualquiera que haya sido el método utilizado.
Inadecuado control de espacio libre de los cañones.
Seleccionar los cañones o cargas en base a las pruebas de
penetración que se hacen en superficie, es decir; en laboratorio.
No estimar la calidad del punzonamiento en base a beneficios en la
producción, sino únicamente en base al precio del mismo.
3.2 OPERACIÓN DE PUNZONAMIENTO
El cañón es un ensamblaje del sistema de punzonamiento. Este consiste
de una serie de componentes explosivos diseñados para operar en una
secuencia predeterminada y a un debido tiempo. La reacción de un
componente de la serie conlleva a la reacción de la siguiente y
75
eventualmente culmina en un punzonamiento de la tubería de
revestimiento y del cemento. Una vez que la secuencia se ha iniciado,
ésta no puede ser parada, dado que la secuencia completa va desde la
activación del detonador hasta la penetración de la tubería de
revestimiento y del cemento requiriéndose solamente unos micro
segundos. El diseño del equipo y la planificación del trabajo son críticos.
El detonador inicia el cordón detónate, el cual acopla explosivamente a
las cargas.
El detonador inicia el cañón de punzonamiento. Las operaciones de
equipos de cables eléctricos o wireline, utilizan detonadores eléctricos.
En 1939, el detonador eléctrico moderno fue introducido. El detonador de
hoy utiliza un cable puente de nocrone, alambres de empalme de cobre
aislados con plástico, y un tapón de caucho para mantener los cables de
empalme en un sitio y para aislar el explosivo. Un corto colocado sobre
los alambres de empalme en su sitio y para aislar el explosivo. Un corto
colocado sobre los alambres de empalme antes de que el detonador sea
usado reduce la posibilidad de que se dispare accidentalmente. La
cápsula es de aluminio, bronce o hierro y esta engrampada alrededor del
tapón de caucho.
Una mezcla de ignición, una carga primaria y una carga base son
contenidas en la cápsula. El calor del alambre puente inicia la mezcla de
iniciación para iniciar la carga primaria, ésta es necesaria para detonar la
carga base, de más baja sensibilidad, la cual es generalmente un
explosivo alto como RDX, HMX. Existen detonadores de numerosos tipos
y tamaños utilizados por Halliburton dependiendo de cada aplicación y del
conjunto de circunstancias.
Los detonadores no eléctricos requieren de iniciación por choque tal como
el dejarles caer una barra o aplicarles una presión, dependiendo de su
aplicación.
La cuerda detonante acopla las cargas explosivamente. Una onda de
detonación iniciada por el detonador viaja rápidamente a través de la
76
cuerda detonante y dispara en secuencia las cargas entrelazadas de
punzonamiento.
La cuerda detonante moderna fue desarrollada en 1937. El interior puede
ser llenado con PETN, RDX, HMX, PYX u otro explosivo alto utilizable. La
cubierta exterior puede ser de polietileno, nylon, silicona o teflón. Los
diámetros externos de la cuerda deto nante generalmente varían desde
0.10 pulgadas hasta 0.25 pulgadas.
El componente más importante de un cañón de punzonamiento, es la
carga de punzonamiento a chorro. El explosivo en la carga lanza un
chorro de partículas metálicas a alta velocidad que penetran la tubería de
revestimiento, el cemento y la formación. Las cargas de punzonamiento
son objetos de precisión y deben ser muy cuidadosamente diseñadas y
fabricadas para asegurar que las características deseadas de
punzonamiento sean obtenidas.
3.3 SISTEMAS DE PUNZONAMIENTO
En la industria petrolera de manera general y en particular en la
ecuatoriana, los sistemas de punzonamientos utilizados podemos
enmarcarlos en dos grandes grupos: Punzonamientos con wireline y
punzonamientos con cañones transportados por tubería o TCP (Tubing
Conveyed Perforating).
3.3.1 PUNZONAMIENTO CON WIRELINE
Este sistema de Punzonamiento se lo realiza utilizando una unidad de
cable eléctrico, el equipo necesario para realizar el Punzonamiento se
muestra en la figura 5, los portadores de carga jet son los dispositivos
más usados para lograr este propósito. El Punzonamiento debe ser
realizado en condiciones de overbalance (sobrebalance) hacia la
formación, es decir, que la presión hidrostática necesaria para matar al
pozo es mayor o igual que la presión de formación, esto se hace con el fin
de evitar el soplado de los cañones hacia arriba, altas presiones en el
espacio anular y en la superficie.
77
Para lograr efectuar los punzonamiento requeridos es necesario seguir
cuidadosamente los siguientes pasos:
1. Los intervalos a punzonar constan en el programa de pruebas o de
reacondicionamientos y son seleccionados en base a la
interpretación de registros eléctricos.
2. El tipo de cañón y la densidad de disparos (disparos por pie DPP),
son establecidos en el programa respectivo que es proporcionado
por la Compañía Operadora.
3. Los disparos se efectúan luego de haberse colocado a profundidad
correcta en base a puntos de referencia (profundidad total, señales
en el cable) y después de haber correlacionado los registros
actuales del CCL con otros corridos originalmente o con algún
anterior registro de control de cementación (CCL, CBL, VDL).
4. Los cañones de que se dispone para realizar los diversos tipos de
punzonamientos se los especifica en el capítulo IV, estos son
armados en función de la densidad de disparos, de acuerdo al tipo
y conveniencia del trabajo a ser ejecutado.
5. Se debe punzonar primero la zona más profunda por posibles
problemas de atascamiento que pueden darse debido a la
deformación que sufre la superficie de la tubería a la entrada de los
orificios, por la acción explosiva de las cargas.
6. En un solo viaje no se puede utilizar más de dos cañones que
juntos den un largo máximo de 30 pies, para punzonar se debe
disparar el cañón inferior antes que el superior, esto se consigue
con la ayuda de un diodo que comunica a los dos cañones y
enviando desde superficie un voltaje positivo para disparar el un
cañón y un voltaje negativo para el otro. Se dispara el cañón
inferior primero para proteger al superior de las entradas de fluido
que se ocasionan.
78
FIGURA # 5: PUNZONAMIENTO CON WIRELINE
7. Cuando las cargas de los cañones no accionan por las fallas
imprevistas, y no se punzonan los intervalos programados o uno de
ellos, los cañones son sacados, revisados, vueltos a armar o
combinados y bajados en una nueva disposición que permita
corregir la falla.
A continuación se indican los diversos tipos de portadores jet que pueden
ser corridos con wireline:
3.3.1.1 TIPOS DE PORTADORES JET
Están basados en el área de aplicación: Casing gun (Tipo de cañón que
sirve para punzonar el casing) y Through tubing (Cañones que son de
79
menor diámetro que el casing gun y que son bajados a través de la
tubería de producción).
Los casing gun son usados para punzonar casings de gran diámetro,
todos son recuperables, algunos son reusables. Los through tubing son
usados para punzonar casing bajo el tubing, y el tubing en si; son
recuperables y algunas reusables. En la figura 6 se muestra un típico
cañón de Punzonamiento con sus componentes principales.
3.3.1.1.1 CASING GUN
Está compuesto de un transportador de pared delgada en la cual las
cargas están posicionadas con la ayuda de regletas. El fin de las cargas
está sellado para protegerlas de los fluidos del pozo y de las presiones.
Las cargas se disparan a través del screwports o ports machines. Los
screwports son orificios que han sido perforados a través de la pared del
transportador y que son sellados con taponamientos de metal delgado
ajustados con empaques. Los ports machined son áreas delgadas que
han sido manufacturadas dentro de la pared del transportador. El relativo
gran diámetro de los cañones casing gun permite flexibilidad en el tamaño
de las cargas que pueden ser usadas; los escombros de la carga son
retenidos en el transportador y esto evita que se taponen los choques,
válvulas y líneas de flujo.
Las condiciones de sobrebalance deja los punzonamientos taponados por
los restos de las cargas; este taponamiento continúa aún si el pozo es
puesto a producir; es muy difícil y raro que se consiga generar un
diferencial de presión que limpie la mayoría de los orificios punzonados,
creándose de esta manera altas velocidades de flujo y por consiguiente
una turbulencia en el frente productor; por lo tanto, realizar una limpieza
de estos taponamientos resulta difícil, puesto que aún acidificando o
realizando un reacondicionamiento no se lo consigue.
Si se evalúa estos taponamientos tan solo la zona compactada reduce la
permeabilidad original en un 80%, esto se hace más crítico en campos
con un alto índice de agotamiento.
80
FIGURA # 6: COMPONENTES DE UN CAÑÓN DE PUNZONAMIENTO
En general este tipo de punzonador casing gun, son punzonadores
similares a los through tubing pero de un diámetro mucho mayor.
3.3.1.1.2 THROUGH TUBING
Utiliza algunos tipos de transportadores uno de los cuales es el Hollow
Carrier (Tubo de acero de pared delgada en el cual se posicionan las
cargas con la ayuda de regletas), el cual es una versión de pequeño
diámetro del casing gun y tiene las mismas ventajas, sin embargo, a
causa de su pequeño diámetro, se pueden usar sólo pequeñas cargas, lo
que ocasiona una reducción del diámetro y penetración.
Estos cañones no son reusables si las cargas son disparadas a través de
orificios fabricados o ports machined. Las fases son generalmente
81
limitadas de 0 a 180º y la densidad de disparo varía de 1 a 6 tiros por pie
(TPP). La figura 7 ilustra algunas clases de cañones.
Estos cañones los hay de carga expuesta y de carga no expuesta; los
cañones de carga expuesta son aquellos cuya carga no tiene ningún
recubrimiento y están en contacto con el fluido de perforación o el
existente en el pozo; los cañones de carga no expuesta son aquellos
cuyas cargas están protegidas por un tubo de acero denominado “hollow
carrier gun”
FIGURA # 7: ALGUNOS TIPOS DE CAÑONES
Dentro de esta clasificación podemos decir que los típicos cañones de
carga expuesta son: Swing jet (Cañón accionado mecánicamente para
que las balas se abran a la profundidad indicada y se detona
eléctricamente. Sirve para punzonar el casing en el pozo en producción),
strip gun (cañón que consiste en una regleta en donde se colocan las
82
cargas, no poseen mucha penetración) y wire gun (cañón compuesto de
algunas piezas fijas y un alambre de gran diámetro). Los cañones de
carga no expuesta son del tipo casing gun.
Los cañones screwport no son desechables; los machined port gun si son
desechables puesto que vienen con unos orificios que no pueden ser
taponados nuevamente. De manera general estos cañones through
tubing, proveen una adecuada penetración sin dañar el casing;
generalmente son corridos con presión atmosférica dentro del cañón; la
energía que no es usada para producir el jet o chorro es absorbida por el
portador y no por el casing.
Los cañones Swing Jet, cañones transportados por wire line, su principal
ventaja, es la capacidad de poder correr estos cañones a través del tubing
para punzonar y entonces recuperarlos mientras se mantiene una presión
diferencial dentro del pozo.
Muchos de los cañones through tubing dan un inadecuado tamaño y
penetración del hueco. Un ejemplo de este tipo de cañón es el strip gun
que es un cañón desechable en el cual las cargas individuales
encapsuladas son aseguradas y alineadas sobre una cinta de metal. Los
cañones Swing Jet proveen huecos grandes y de suficiente penetración,
pero su principal desventaja es la manipulación mecánica a la que son
sometidos para poder ser corridos, y la gran cantidad de escombros que
permanecen después del punzonamiento. Para disparar estos cañones,
otro inconveniente es que se debe tener el adecuado espacio libre para
obtener una adecuada penetración y no resquebrajar el casing. Los
cañones de pared delgada vencen el inconveniente de no producir un
resquebrajamiento del casing, puesto, que pueden ser posicionados
mediante magnetos a la cara del pozo y de esta manera tener un espacio
libre de 0”, pero se sacrifica la penetración y el tamaño del orificio. Estos
cañones son utilizados ampliamente para punzonar pozos productores o
83
inyectores, en éstos se puede tener un pequeño diferencial de presión a
favor de la formación al momento del Punzonamiento.
Esta pequeña cantidad de presión a favor de la formación que puede ser
usada sin soplar las herramientas hacia arriba, no es suficiente para
remover y eliminar los restos de las cargas de la zona compactada creada
alrededor del punzonamiento. Es importante la penetración de las cargas
y la fase de disparos de este sistema. Dependiendo del tipo de carga
utilizada en el punzonamiento, se pueden tener las cargas que no
penetren en la formación y ha menudo tampoco atraviesan la zona
dañada por el lodo de perforación.
Una desventaja adicional, es que el pequeño diferencial de presión a
favor de la formación, sólo se puede aplicar a la primera zona o intervalo
a punzonar, por limitaciones en el lubricador, punto débil del cable
eléctrico o en la tubería de producción.
Con este tipo de cañones se pueden conseguir varios objetivos o
propósitos, y se debe realizar un diseño adecuado para vencer las
respectivas limitaciones, tales objetivos pueden ser:
Los cañones son disponibles para completaciones convencionales
y a través del tubing.
Hay punzonadores disponibles para penetrar solo el tubing, se
debe tener cuidado de que éste se encuentre centralizado para
evitar daños al casing; por este motivo, se recomienda punzonar
sobre el packer o, encima o debajo de un collar.
Los cortadores tipo jet son disponibles para cortar tubing, casing de
diverso diámetro.
Los punzonadores a hueco abierto tiene su principal ventaja en la
alta penetración que son capaces de producir, pero producen
serios problemas en la cara del pozo.
84
3.3.2 PUNZONAMIENTO CON TCP
Este método de punzonamiento, emplea TUBING CONVEYED
PERFORATING (TCP), y cañones del tipo casing gun (específicamente
los del tipo ports machined). El método de TCP debe ser operado en
fluido limpio con una presión de underbalance, es decir, que la presión de
la formación es mayor que la presión de la columna hidrostática. Este
sistema fue desarrollado y patentado en 1950 por EXXON, para vencer
los daños en la formación cuando punzonan en casings convencionales
en lodo u otros fluidos con una presión diferencial a favor de la formación.
Otros métodos de punzonamiento incluyen cañones through tubing, que
fueron desarrollados para vencer los problemas que causa el lodo; sin
embargo, algunos problemas de punzonamientos permanecerán,
especialmente los ocasionados por problemas de potencia que poseen
los cañones.
Algunas ventajas de los punzonamientos que se realizan con una presión
diferencial a favor de la formación han sido disponibles por más de 35
años, pero sólo debido a la reciente publicidad que se les ha dado, se
logra que la industria petrolera esté más enterada de los beneficios que
se obtiene con esta clase de punzonamientos.
El TCP involucra correr un cañón casing estándar con tubing o tubería de
perforación bajo un packer de tensión o compresión. Un mandril de
camisa deslizable es instalado en el tubing entre el packer y el cañón
punzonador, un disco cortante esta localizado en el tubing en un
predeterminado punto sobre el packer. Antes de asentar el packer, el
cañón deberá ser localizado exactamente en relación al intervalo de
casing a ser punzonado; para ayudar en esta operación una pastilla
radioactiva se coloca en un collar. Cuando el cañón ha sido colocado a la
profundidad correcta a punzonar, el tubing queda colgado de las cuñas;
entonces un registro de gamma ray o neutrón es corrido para localizar la
pastilla radioactiva en el tubing y hacer la correspondiente correlación de
85
profundidad. Si no está a la profundidad deseada para el punzonamiento,
el tubing es espaciado para ubicar el cañón correctamente.
Para lograr el punzonamiento, el packer es asentado y los orificios de flujo
son abiertos bajo el packer.
Como parte de la preparación para disparar el cañón, el tubing es
parcialmente lleno con fluido sobre el disco cortante, la localización del
disco y el nivel del fluido son factores muy importantes para controlar la
presión que se tendrá a favor de la formación al momento del
punzonamiento.
Además, de estas pocas herramientas descritas anteriormente, en la
actualidad realizar un cañoneo con TCP involucra una sarta de
herramientas sofisticadas que nos ayudan a realizar trabajos más
completos dentro de la industria petrolera.
Con este sistema el cañón es disparado de una de las maneras
siguientes:
1. Por caída de una barra detonadora que se lanza a través del tubing
hasta que golpee el pin de disparo del cañón, o
2. Por aplicación de una presión a un pistón de detonación
ensamblado abajo del cañón.
Si es empleado el sistema de detonación de la barra, la barra es botada
por el tubing o tubería de perforación, esta caerá libremente sobre el disco
de corte, rompe el disco, y entonces caerá sobre el tope superior de los
cañones donde golpea el detonador y dispara el cañón. Bajo situaciones
normales el pozo empezará a fluir inmediatamente.
Si se emplea el sistema de detonación por aplicación de una presión de
disparo controlada, el cañón será disparado por una presión diferencial o
una presión absoluta.
86
Este tipo de cañón puede ser equipado para permanecer como una
completación definitiva; también el tubing y el cañón pueden ser
recuperados, o el cañón puede ser liberado y se tiene la opción de
dejarlos caer hacia el fondo del hueco. El mecanismo de liberación del
cañón usualmente involucra un martillo. En la figura 8 se indica un
sistema de punzonamiento con TCP.
FIGURA # 8: SISTEMA DE PUNZONAMIENTO CON TCP,SISTEMA EN EL CUAL EL MECHANICAL
TUBING RELEASE ES OPCIONAL.
87
3.3.2 DESCRIPCION DE UNA SARTA TCP
FIGURA # 9: SARTA DE CAÑONEO TCP
3.4 EFECTOS DEL PUNZONAMIENTO EN DIFERENTES FLUIDOS
EN FLUIDOS LIMPIOS CON UNA PRESION DIFERENCIAL A FAVOR
DE LA FORMACION
Para algunas formaciones, los punzonamientos en fluidos limpios con una
presión diferencial a favor de la formación, resulta en pozos con una alta
productividad. El método usado es punzonar con cañones trough tubing
con 0” de espacio libre, en fluidos limpios con un diferencial de presión
88
dentro de la cara del pozo. Sin embargo, en muchos casos existen
muchas restricciones, a causa de las limitaciones del diámetro del tubing
y de las herramientas necesarias para cumplir con estos objetivos, por lo
que no se puede obtener suficiente tamaño del orificio y penetración.
Si los cañones trough tubing tienen insuficiente potencia para realizar un
punzonamiento existen algunas otras opciones que se pueden tomar en
cuenta, tales como:
La primera opción requiere del uso de un lubricador de gran
diámetro en la cabeza del pozo y emplear los siguientes
procedimientos:
Punzonar con un cañón casi del mismo diámetro del casing en
fluido limpio y con una presión diferencial a favor de la formación, y
luego recuperar el cañón bajo la presión del pozo. Usualmente se
usa una presión diferencial de 500 PSI a favor de la formación,
esto se realiza cuando se tiene una alta permeabilidad y una
presión normal del pozo. La presión requerida se obtiene llenando
parcialmente o completamente el casing con agua sal, agua fresca
o aceite. Se puede también usar gas o nitrógeno para proveer la
presión deseada en lugar de otro fluido.
Después de punzonar, el cañón es removido, y se coloca un
packer, el cual es asentado mediante cable eléctrico a la
profundidad deseada. Después de asentado el packer, la presión
es aliviada del casing sobre el packer.
Una segunda opción involucra, que el pozo tenga una baja presión,
donde el gradiente de presión es menor que 0.465 psi/pie.
Estos pozos que pueden ser llenados parcialmente con aceite,
agua fresca, agua sal, KCl o CaCl2, y son suaveados con un
circular con Nitrógeno, usando un carrete de tubing para proveer la
presión diferencial dentro de la cara del pozo. Entonces el pozo es
punzonado con un cañón convencional de casing y luego
recuperado. Si el pozo es productor de petróleo, la entrada de
petróleo dentro de la cara del pozo incrementara la presión de la
89
formación. Si la presión no puede ser aliviada antes de correr el
tubing, será necesario bombear algunos barriles limpios de NaCl,
CaCl2 o KCl con agua o petróleo para matar el pozo. Los
punzonamientos deberán ser limpiados a fondo antes de correr el
tubing. Si todos los restos de arena y escombros han sido
limpiados desde los punzonamientos, matar un pozo con fluido
limpio hará solo un pequeño daño al pozo.
Después de punzonar, los escombros y restos de roca serán
removidos si el diferencial de presión se mantiene continuo dentro
de la cara del pozo, habrá un promedio de 0.5 a 2.0 barriles de
fluido que fluirá si se bombea o suavea por cada punzonamiento.
Los pozos de gas también requieren una presión diferencial
continua dentro de la cara del pozo para remover los escombros y
desperdicios de roca aplastada. Si un pozo es cerrado
rápidamente después del punzonamiento, para recuperar los
cañones, en algunos de punzonamientos permanecerán taponados
a menos que exista comunicación entre los punzonamientos atrás
del casing a causa de los canales existentes en el cemento. Si los
escombros del punzonamiento y roca aplastada son limpiados de
todos los agujeros, el matado de un pozo con aceite o agua limpia
para recuperar los cañones y correr tubing, no causara un
apreciable taponamiento de los punzonamientos; la validez de este
procedimiento puede ser verificado en cualquier pozo con un
medidor de flujo a través del tubing, el cual mostrara un volumen
de flujo desde cada intervalo de punzonamiento.
Una tercera opción, es punzonar el casing con un cañón
convencional en fluido limpio (agua, aceite o nitrógeno) con una
presión diferencial a favor de la formación, y recuperar los cañones
bajo presión con el pozo fluyendo a una rata baja, y producir el
pozo sin tubing. La producción de petróleo y gas sin tubing, ha
sido el procedimiento usual por varios años, en varias regiones del
mundo.
90
Una cuarta opción es punzonar con un cañón convencional de
casing con una presión diferencial a favor de la formación que
permita que los punzonamientos sean limpiados totalmente. Luego
de realizada esta operación, recuperar el cañón bajo la presión
total del pozo y amortiguar el tubing dentro del pozo.
En algunos pozos productores de gran volumen equipados con
tubing de 5 ½” a 7” de diámetro, un cañón convencional de casing
puede ser corrido teniendo en cuenta un lubricador de gran
diámetro.
Estos pozos pueden ser punzonados con una presión diferencial
dentro de la cara del pozo en fluidos limpios.
3.5 EVALUACION DEL PUNZONAMIENTO EN LA FORMACION
Antes de 1952 toda prueba o evaluación fue hecha en pozos en
superficie, a la presión y temperatura atmosférica en casing cementados
dentro de los tambores de acero, similares a las pruebas realizadas por la
norma API RP 43.
Realizar comparaciones con pruebas realizadas a pozos de gas y
petróleo resulta muy inconveniente, puesto que, no resultan similares en
pozos punzonados a una misma formación. Las pruebas realizadas en
superficie a presión atmosférica tienen varios inconvenientes y por lo
tanto no nos dan un parámetro de comparación; como ejemplo, podemos
mencionar que el liner de la carga actuando a presión atmosférica tiende
a ser desviado del punzonamiento deseado; otro inconveniente, es que no
se puede predecir el flujo en el pozo a través de los punzonamientos,
como ocurre con la norma API RP43 sección I. Por consiguiente, se
puede concluir que las pruebas en superficie resultan inadecuadas para
predecir las condiciones y comportamiento de los punzonamientos.
El mejor método es usar los medidores de flujo a través de la tubería de
producción, que nos darán información de la rata de flujo desde un
espesor de uno o dos pies de punzonamiento. Si se utiliza un medidor de
flujo, deberá investigarse primero que exista un buen cemento entre el
91
casing y la formación antes del punzonamiento. Otro método de
evaluación, involucra correr un packer que posea un caucho suave de
impresión colocado de tal manera que quede en contra del casing para
que pueda obtenerse una impresión. Esta empaquetadura debe ser
hidráulicamente expandida. Si un punzonamiento esta abierto, el caucho
suave deberá ser impreso cerca de 1 ¼” de diámetro
3.5.1 DESARROLLO DE LOS SISTEMAS INDICATIVOS DE FLUJO
En 1952, la compañía EXXON desarrollo el primer procedimiento
confiable para similar punzonamientos y limpieza bajo condiciones de
pozo, y de esta manera estudiar los parámetros que intervienen en un
punzonamiento, todo esto es para optimizar la productividad de un pozo.
Se observo que para pozos de arena y algunos reservorios de carbonato,
el mejor método de punzonamiento se lo debería realizar en un fluido
limpio con un diferencial de presión a favor de la formación y se debía,
mantener este diferencial hasta que el pozo sea limpiado. Este sistema
inicialmente fue llamado “METODO DE PRUEBAS DE PRODUCCION EN
PUNZONAMIENTOS” O “INDICE DE FLUJO DEL POZO”, es muy similar
al que comúnmente es utilizado para la norma API RP43, y para similar
las condiciones del yacimiento se debe tomar en cuenta:
Uso de núcleos de formación de gran diámetro, acondicionados
para tener saturaciones intersticiales de hidrocarburo y agua.
Aislamiento de la formación por un cemento apropiado y casing.
Punzonamiento del casing, cemento y formaciones con varios
fluidos de perforación.
Determinación comparativa de flujo a través del núcleo de
formación, antes y después del punzonamiento, y después de
limpiar el pozo.
Mantenimiento de la temperatura y presión de reservorio antes y
después del punzonamiento.
Realizar pruebas de punzonamiento con una presión diferencial a
favor y en contra de la formación.
92
Mantener un continuo reflujo del pozo después de punzonar, para
similar la producción de un pozo con los punzonamientos limpios.
Evaluación de los resultados de la prueba.
Probar la validez de la prueba de producción, por medio de las
pruebas de producción de campo en cientos de pozos y con
medidores de flujo a través de la tubería de producción.
3.5.2 METODOS COMUNES DE LA EVALUACION DE
PUNZONAMIENTOS (API RP 43 SECCION I y II)
Se denominan métodos primarios de evaluación de cargas. La sección I
cubre pruebas de punzonamientos en superficie a temperatura y presión
atmosféricas donde la tubería de revestimiento esta cementada dentro de
un tambor de acero delgado. El material cementante es dos partes de
arena y una parte de cemento. La sección II provee una comparación
entre la penetración y el flujo de la formación a través de los
punzonamientos y deberá ser usado para todas las cargas y cañones.
Cuando las pruebas son hechas con un diferencial de presión a favor de
la formación, el flujo dentro del pozo deberá ser mantenido sin
interrupción desde el tiempo de punzonamiento hasta que todo el material
aplastado y compactado alrededor de la formación punzonada sea
removido.
3.5.3 EFECTO DEL PUNZONAMIENTO EN VARIOS FLUIDOS
La tabla 1 muestra los resultados de pruebas indicativas de flujo en pozos
que han sido punzonados con cargas en varios fluidos, tales como agua
sal. La primera prueba con punzonadores tipo jet fue corrida con una
presión diferencial de 200 PSI en contra de la formación y la segunda con
una presión diferencial de 500 PSI a favor de la formación; las pruebas de
los punzonadores bullet fueron corridas con una presión diferencial de
500 psi dentro de la formación. La temperatura para las pruebas fue de
180 °F.
93
Todas las pruebas fueron realizadas con el sistema indicativo de flujo
mencionado en la parte anterior, esencialmente el mismo equipo es usado
para las pruebas API RP 43.
Los taponamientos de los punzonamientos pueden ser el resultado de
que el pozo fue matado con lodo o fluido sucio durante la completación o
reacondicionamiento del pozo. Sin embargo, se puede predecir la
limpieza de un pozo cuando este, es punzonado con fluidos limpios y
existe una presión diferencial a favor de la formación que transporte
secuencialmente la arena aplastada y escombros.
3.5.4 EFECTO DE LAS RESISTENCIA A LA COMPRESION DE LA
FORMACION EN LA EFICIENCIA DEL PUNZONAMIENTO
Las pruebas de simulación usan un aparato que muestra que la
penetración del punzonamiento varía en relación al valor de la resistencia
a la compresión de la formación, como fue medido por las pruebas
ASTM-C-190 de núcleos. La resistencia de aplastamiento o compresión
de una roca, como se muestra para la prueba, no puede ser
representativa de las condiciones del reservorio, particularmente en el
caso de arenas no consolidadas. La fuerza de compresión de la
formación medida en superficie resulta menor que la que es medida a
condiciones de reservorio. Las cargas milleniun penetran mas
profundamente que las jet, en formaciones duras; sin embargo, algunas
jet penetran mas las formaciones que tienen baja resistencia de
compresión, particularmente si los cañones son disparados con un
espacio libre 0”.
Cuando las pruebas API RP 43 fueron establecidas, se basaron en el
sistema de pruebas EXXON, bajo este punto de vista, todas las pruebas
de punzonamiento para API RP43, sección II fueron corridas en berea,
teniendo una resistencia de compresión de 6500 PSI por lo tanto todo
dato obtenido debe ser corrido debido a la diferencia entre la resistencia
de compresión de la berea y la roca a ser punzonada.
94
En la tabla 1 se indican algunos ejemplos de penetración de una carga jet
en una formación con diferentes resistencias a la compresión. Para
arenas no consolidadas, es usualmente imposible obtener
significativamente una resistencia de compresión necesaria para corregir
la penetración provocada por el punzonador; sin embargo, en base a la
experiencia se estima que la resistencia de compresión de 3000 PSI o
menos, si la formación ha sido perforada a una velocidad de 1000 pies/día
o mas.
FIGURA # 10: RESISTENCIA A LA COMPRESION (1000 Psi)
95
DIFERENCIAL INDICE DE CONDICIONES TIPO DE PUNZONADOR, FLUIDO DEL POZO DATOS DEL PUNZONAMIENTO PROMEDIO FLUJO DESPUES
Y DIFERENCIAL DE PRESION PENETRACIONTAMAÑO DEL HUECO PARA INICIAR PROMEDIO DEL REFLUJO
PULGADAS PULGADAS EL FLUJO PUNZONADOR JET 10 lb de agua sal
200 psi a favor de la formación 6 1/2-8 1/4-1/2 0 1Hueco completamente limpio
500 psi en contra de la formación 6 1/2-8 1/4-1/2 0 0,61 Hueco limpio o parcialmente
de 3 a 10 hora lleno con restos de cargas y arena
10 lb lodo con quebracho cáustico
500 psi en contra de la formación 6 1/2-8 1/4-1/2 30 0,55Parcialmente o completamente lleno
con lodo y restos de carga16 lb de lodo base cal
500 psi en contra de la formación 6 1/2-8 1/4-1/2 100 0,41Completamente lleno con lodo,
arena y restos de cargas PUNZONADORES BULLET 10 lb de agua sal 500 psi en contra de la formación 6 1/2-8 0-1/2 0 0,61 Limpio y parcialmente lleno con arena 10 lb de lodo con quebracho cáustico 500 psi en contra de la formación 6 ½-8 0-1/2 30 0,53 Lleno con arena y lodo
96
3.6 PARAMETROS REQUERIDOS PARA UN PUNZONAMIENTO
FACTORES QUE AFECTAN LOS RESULTADOS
PUNZONAMIENTOS TAPONADOS
Los taponamientos a causa de los residuos de la carga son muy severos,
taponan los punzonamientos en el casing y en el cemento. La pieza del
liner de la carga es llevada al fin del punzonamiento como pequeñas
partículas. Las pruebas de superficie de la norma API RP43 Sección I, no
pueden evaluar este tipo de taponamientos debido a que son hechas a
presión atmosférica y los slug o piezas son a esta presión desviadas del
punzonamiento. Si los punzonamientos son hechos en lodos que
contienen sólidos, los punzonamientos son taponados con roca de
formación aplastada, sólidos del lodo y escombros de la carga.
Estos taponamientos no son removidos por un reflujo, debido a que
alrededor de los punzonamientos, la roca compactada y aplastada crea
una zona de permeabilidad nula, esto se da esencialmente cuando se
punzona con lodos pesados, mezclados con gran densidad de sólidos,
tales como la barita. Cuando unos pocos punzonamientos están abiertos,
el flujo a través de éstos, teniendo una presión de restauración en la cara
del pozo hace difícil crear la gran presión de drawdown necesaria para
abrir punzonamientos que se encontraban taponados. Esta situación es
mas notable en pozos de gas, donde la presión de restauración en la cara
del pozo debido al flujo de unos pocos punzonamientos es muy rápida,
esto ocasiona que los taponamientos en pozos de gas puedan
permanecer sellados para siempre.
Todo lo indicado anteriormente, puede ocasionar fracasos para drenar
muchas zonas específicas en formaciones estratificadas tales como arena
y lutitas. Cuando todos los punzonamientos en una o más zonas que
contienen múltiples estratos están completamente taponados, pruebas de
producción y pruebas de restauración de presión, incluido el cálculo de
97
daño Skin, pueden proveer una evaluación errónea del daño del pozo,
potencial de productividad y recobro de hidrocarburo.
LIMPIEZA DE LOS PUNZONAMIENTOS TAPONADOS
Para arenas no consolidadas o muy permeables, la mejor opción es
utilizar herramientas que laven el punzonamiento con un pie de
espaciamiento entre las empaquetaduras; también se usan herramientas
de reoleaje, sin embargo, estas tienden a causar cavernas. Si ninguno de
los dos métodos anteriores se puede usar, la mejor opción será fracturar
cada punzonamiento con agua o petróleo limpio usando selladores de
bola. Normalmente, estas fracturas estarán listas media hora después de
que ha sido retirada la presión de fractura. Otra posibilidad es repunzonar
con gas, nitrógeno, agua o aceite limpio con un diferencial de presión a
favor de la formación. Si se usa ácido como fluido de fractura para limpiar
los punzonamientos, el cemento arriba del intervalo punzonado es
dañado. La acidificación para taponamientos de lodo en formaciones
carbonatadas es usualmente exitosa, porque el ácido entra a unos pocos
punzonamientos y disuelve suficiente carbonatos para abrir algunos de
los punzonamientos adyacentes sin usar una presión de fractura.
Las formaciones de caliza o dolomita, ha menudo son punzonados con
ácido clorhídrico o acético con un diferencial de presión en contra de la
presión. A menudo causa de que la reacción entre el ácido acético y la
caliza es lenta, es aconsejable que el ácido permanezca por lo menos 24
horas dentro de la formación. Si una sección del casing punzonado esta
pobremente cementado, suministrando comunicación vertical dentro de la
tubería entre los punzonamientos, la condición resultante es similar a que
el hueco del pozo este completamente abierto. Si cualquier flujo ocurre
desde la formación, todos los punzonamientos en el casing serán
limpiados, pero los punzonamientos de la formación pueden o no ser
limpiados.
98
En ninguna parte del mundo, los taponamientos de los punzonamientos
durante la producción están provocados por parafina, asbesto o escala
que producen un serio problema. Para remover la parafina se utiliza
solvente y se remoja durante 24 horas.
Para remover asbesto se remoja 72 horas con isleño o tolueno; si los
punzonamientos están taponados con escala, es aconsejable repunzonar
la zona y luego tratar con ácido si se requiere.
3.6.1 EFECTO DE LA PRESION DIFERENCIAL
Cuando se punzona con una presión diferencial dentro de la formación,
esta hace que los punzonamientos sean llenados con sólidos de lodo,
desperdicios de la carga y partículas de la formación como se había
mencionado, los taponamientos de lodo son difíciles de remover y
generalmente producen taponamientos permanentes que reducen la
productividad del pozo y el factor de recobro; estos problemas pueden ser
agudizados en reservorios de lutita o de arena laminada. Cuando se
punzona teniendo una columna hidrostática que contenga agua o aceite, y
si la formación tiene una permeabilidad de mas de 250 md, los
desperdicios de la carga, cemento, oxido u otras sustancias finas pueden
penetrar profundamente dentro de los poros de la formación ocasionando
un daño muy severo.
Para formaciones de carbonato es aconsejable punzonar con HCl o ácido
acético, para obtener una alta productividad, pero generalmente se
punzona con fluidos limpios, las recomendaciones de la tablas 2 son una
modificación de los estudios de campo hechos por King, Anderson,
Bingham.
99
PRESION DIFERENCIAL (PSI)CONDICIONES DEL RESERVORIO
POZOS DE PETROLEO POZOS DE GAS
ARENAS NO CONSOLIDADAS 300-500 300-500
ARENAS CONSOLIDADAS
Permeabilidad de la formación 500 1000
mayor que 100 mD
Desde 100 hasta 10 mD 500-1000 2000
Menos que 10 mD 1000-2000 2000
CARBONATOS
Permeabilidad de la formación
mayor que 250 mD 500 500
Desde 100 a 250 mD 750 1000
Menor que 100 mD 1000 2000
Menor que 10 mD 2000 2000TABLA 2: PRESION DIFERENCIAL A FAVOR DE LA
FORMACION CUANDO SE PUNZONA
3.6.2 EFECTOS DE FLUIDOS LIMPIOS
La productividad del pozo, en todos los pozos de arena y carbonato, será
maximizada por el punzonamiento en aceite o agua sal limpios con una
presión diferencial a favor de la formación, además, es necesario tener un
periodo de limpieza de los punzonamientos. Si el pozo esta cerrado hay
que recuperar los cañones antes de completar la limpieza de todos los
punzonamientos; muchos punzonamientos podrán permanecer taponados
debido a un asentamiento de sólidos en el pozo durante el periodo de
cierre.
3.6.3 EFECTO DE LA RESISTENCIA DE LA COMPRESION DE LA
FORMACION
La penetración y tamaño del hueco hechos por los punzonadores son
reducidos cuando aumenta la resistencia de compresión del casing,
cemento y roca de formación.
3.6.4 DETERMINACION DE LA DENSIDAD DE PUNZONAMIENTO
100
La densidad de disparo depende del requerimiento de la rata de
producción, la cual depende del diámetro del punzonamiento,
permeabilidad de la formación y largo del intervalo punzonado.
Cuatro huecos de 0.5” por pie son usualmente adecuados para varios
pozos. En pozos que tienen bajos volúmenes, 2 huecos por pie
satisfactorio.
Cuando se punzonan con una densidad de 4 o mas disparos por pie, con
una carga de alta potencia en casing de pequeño diámetro y fuerza de
presión baja, se puede causar serios resquebrajamientos al casing;
además se puede cuartear el cemento que esta atrás del casing, si se
produce esto, puede ser muy difícil controlar la migración de agua o gas a
través del cemento dañado.
3.6.5 LIMITACIONES DE PRESION Y TEMPERATURA
Las Compañías de servicios disponen de cargas punzonadoras para
todos los rangos de presión y temperatura. La presión y temperatura del
fondo del pozo pueden imponer algunas limitaciones, especialmente a las
cargas expuestas. La figura11 muestra detonaciones en las que se
grafica curvas de temperatura versus tiempo para varios explosivos
usados en cargas convencionales.
Como regla general, las cargas de alta temperatura no deben ser
empleadas en pozos con un rango de temperatura entre 300-340 °F. Esta
recomendación esta basada en lo siguiente:
Algunas cargas de alta temperatura proveen baja penetración.
Son menos sensibles, lo que puede provocar un incremento en las
fallas.
Estas cargas son más costosas.
Hay menos opción de escogitamiento.
101
Cuando se usa cargas de baja temperatura y estamos operando en los
límites máximos de operación de temperatura las siguientes opciones
pueden ser consideradas:
Los pozos pueden ser circulados con fluidos que tengan baja
temperatura, esto se realiza para bajar la temperatura de la
formación y zona circundante; esto es aplicable para cañones
trough tubing, los cuales pueden ser corridos inmediatamente
después de que el fluido ha sido parado.
Si existe alguna duda en cuanto a si el límite de temperatura de los
cañones puede ser alcanzado antes de disparar los cañones, los
detonadores de alta temperatura pueden ser empleados en
cañones equipados con cargas convencionales de baja
temperatura. Esta opción prevendrá punzonamientos accidentales
en un intervalo erróneo debido a la alta temperatura del fondo del
pozo. Las cargas expuestas a una alta temperatura quemaran sin
punzonar el casing, a menos que se disparen con un cañón
punzonador con detonador. Para pozos de excesiva temperatura,
lo que se hace es emplear todo un paquete de componentes de
alta temperatura; esto incluye un detonador, primacord, la carga
booster y la carga de potencia principal; generalmente, el
detonador es la clave de todo el sistema, ya que si este no es
disparado, tampoco lo harán las cargas.
PLANIFICACION DE UN EFECTIVO TRABAJO DE PUNZONAMIENTO
3.6.6 CARACTERISTICAS DE LA FORMACION
Las características a ser consideradas incluyen: profundidad, litología
(arena, dolomita, caliza), peso del fluido (gas, aceite, agua), presión y
temperatura. Si se va a estimar el punzonamiento hecho por una carga
determinada se necesitará conocer la velocidad del sonido en la
formación, la densidad nula y la resistencia a la compresión. Otra
información necesaria que se debe conocer será: si la formación esta
102
fracturada o no, si contiene laminaciones de lutita, si se va a realizar una
recompletación adicional, si se tiene un pozo cercano con la misma
completación que la que se va a realizar, las técnicas utilizadas y si dieron
resultado.
Todos estos parámetros dan una indicación del tipo de cañón, carga y
equipo de presión que será necesario.
103
FIGURA # 11: CARTA DE EXPLOSIVOS: TEMPERATURA VS TIEMPO
DE EXPLOSION
104
3.6.6.1 FORMACIONES CONSOLIDADAS
Se debe definir y tener muy claro el concepto de formaciones
consolidadas y no consolidadas para usar un diferencial de presión
apropiado, necesario para eliminar el daño total en el momento del
punzonamiento.
Una formación es consolidada cuando los granos de arena están
cementados o compactados lo suficiente como para que queden intactos
y no fluyan, aún en el caso de que haya flujo turbulento es sus espacios
porosos; el grado de consolidación de una arenisca se identifica usando
los registros sónico y de densidad. Se identifica a las arenas
consolidadas por las lutitas adyacentes (encima o debajo), que están
compactadas de tal manera que el tiempo de tránsito del registro sónico
en ellas es de 100 µseg/pie o menos; con este valor experimentalmente,
se ha podido comprobar que las areniscas están lo suficientemente
consolidadas para que su registro pueda utilizarse y obtener valores de
porosidad sin que haga falta usar la corrección por compactación. Se
utilizan las lutitas adyacentes, puesto que si se utilizara las areniscas de
interés se deberían realizar correcciones por fluidos presentes para
obtener un tiempo de tránsito real que determine que tipo de formación
es.
3.6.6.2 FORMACIONES NO CONSOLIDADAS
Se define una formación no consolidada cuando las formaciones de lutitas
adyacentes tienen un tiempo de tránsito en el registro sónico mayor a 100
µseg/pie.
3.6.7 TIPOS DE COMPLETACION
Existen tres tipos de completación: completación natural, completación
que requiere control de arena, completación para una estimulación.
105
El método utilizado para decidirse por cualquier completación esta
influenciado por las características de la formación. Los factores
geométricos del punzonamiento tales como: fase del cañón, densidad de
disparo, profundidad de la penetración y diámetro del punzonamiento, son
diferentes para cada completación.
FIGURA # 12: DISTRIBUCION DE LA PRESION EN UN RESERVORIO CON DAÑO
3.6.7.1 COMPLETACION NATURAL
El objetivo es maximizar la relación de producción. El orden de
importancia de estos factores geométricos es el siguiente:
Densidad de disparo.
Profundidad de la penetración.
Fase del cañón.
Diámetro del punzonamiento.
106
FIGURA # 13: ALINEACION DE PERFORACION CON PREFERENCIA AL PLANODEL ESFUERZO.
3.6.7.2 CONTROL DE ARENA
El objetivo es prevenir que la formación se deteriore o derrumbe alrededor
del punzonamiento, porque puede ocurrir que el material de formación
bloquee los punzonamientos.
En formaciones no consolidadas, el avenamiento puede ocurrir si hay una
apreciable caída de presión entre la formación y la cara del pozo. Esta
caída de presión es inversamente proporcional a la sección punzonada, la
probabilidad de avenamiento puede ser minimizada para maximizar el
área total punzonada.
107
FIGURA # 14: COMPLETACION NATURAL DE UN POZO Y COMPLETACIONDE UN GRAVEL PACKED.
Esto es controlado primariamente por la densidad de disparo y el diámetro
del punzonamiento. La importancia de los factores geométricos es el
siguiente:
Diámetro del punzonamiento.
Densidad de disparo.
Fase del cañón.
Profundidad de la penetración.
3.6.7.3 ESTIMULACION
Las operaciones de estimulación involucran acidificación y fracturamiento
hidráulico. El objetivo es incrementar el tamaño y número de caminos por
los cuales el fluido circule desde la formación a la cara del pozo. Las dos
operaciones (acidificación y fracturamiento) requieren que un gran
volumen de fluido sea bombeado bajo gran presión dentro de la
formación. En formaciones que requieren estimulación, el diámetro y
distribución de los punzonamientos es lo más importante. Los diámetros
del punzonamiento y densidad de disparo son seleccionados para
108
controlar la caída de presión a través de los punzonamientos y por lo
tanto minimizar los requerimientos del equipo de bombeo.
La buena distribución vertical de los punzonamientos tiene una
significativa importancia en el tratamiento, puesto que provee un camino
más directo para que el fluido de fractura entre a la formación. Para
asegurar que el fracturamiento ocurre a través de la mayor cantidad de
punzonamientos posibles, las bolas sellantes son utilizadas para tapar los
primeros punzonamientos que han aceptado los fluidos de fractura. Para
estimulación, la importancia de los factores geométricos es el siguiente:
Diámetro del punzonamiento.
Densidad de disparo.
Fase del cañón.
Profundidad de la penetración.
FIGURA # 15: PERFORACION MAL ORIENTADA Y PERFORACION BIEN
ORIENTADA
3.6.7.4 CONTROL DEL POZO
109
Normalmente se utilizan controladores convencionales de la cabeza del
pozo tales como BOP (válvula de seguridad que impide reventones).
También se usa lubricadores que utilizan grasa, generalmente en pozos
de gas que tengan mas de 1000 psi de presión en la cabeza del pozo, y
será necesario usarlo también después del punzonamiento. Los
lubricadores para usarlos durante el punzonamiento son disponibles con
un rango de presión de trabajo sobre los 25000 psi, por lo tanto
constituyen un buen equipo controlador para pozos de alta presión.
3.6.8 DAÑOS AL CASING Y AL CEMENTO
Los tubos de acero que contienen las cargas, absorben la energía no
usada para realizar el punzonamiento, que constituye en cerca del 93%
de la energía total entregada por la carga. La utilización de estos tubos
de acero previene resquebrajamiento del casing y virtualmente del
cemento. Disparar con 0 grados fase y 0 grados de espacio libre tiende a
minimizar daños del casing. Los cañones con carga expuesta tales como
los strip gun pueden causar deformación, resquebrajamiento y ruptura del
casing y del cemento. El peso del explosivo, grado de soporte del casing
con el cemento, densidad del punzonamiento, diámetro del casing y
masa-fuerza (se define como el producto del peso/pie*fuerza yield del
casing), son factores que intervienen en el resquebrajamiento del casing
con cargas expuestas.
3.6.9 ESPACIO LIBRE EN EL DISPARO DE LOS CAÑONES
Un excesivo espacio libre en cualquier cañón, especialmente en algún
punzonador through tubing, puede resultar en una penetración
inadecuada, inadecuado tamaño del hueco y en una irregular forma del
hueco.
El control del espacio libre puede ser alcanzado mediante el uso de
resortes tipo deflectores, magnetos y otros métodos; si se están usando
magnetos, es recomendable utilizar un gran campo magnético por un
periodo de tiempo antes de correr el cañón; si se desea una fase de 0
110
grados, se necesita 2 magnetos, uno colocado arriba y otro abajo al fondo
del cañón through tubing.
Los cañones jet deben ser disparadas con un espacio libre de 0 a 0.5”
para proveer mas penetración y un adecuado tamaño del hueco. En los
cañones de casing que tienen un espacio libre de 2”, es usualmente
deseable descentralizarlos, o usar 0 grados de fase de carga y orientar la
dirección del disparo de tal manera que el lado cargado quede cerca del
casing.
La centralización no es buena opción para algunos cañones through
tubing, los cuales son diseñados para ser disparados con un espacio libre
0”. Los cañones swing jet pueden aliviar el problema del espacio libre que
tienen los cañones through tubing, sin embargo los escombros y
problemas mecánicos pueden ocasionar un serio problema.
3.6.10 MEDIDA DE LA PROFUNDIDAD
El método aceptado para realizar un exacto control de profundidad es
correr un registro localizador de collares (CCL) con el cañón punzonador y
medir desde los collares del casing, los cuales han sido previamente
localizados con respecto a las formaciones usando registros radioactivos.
Pastillas radioactivas pueden ser insertadas dentro de la sarta
punzonadora para ayudar en la localización exacta de profundidad del
punzonamiento con un registro de rayos gamma. Los registros del collar
pueden mostrar viejos punzonamientos hechos con cargas expuestas,
estos se muestran a manera de hinchamientos o abultamientos en el
casing debido a la detonación de las cargas.
3.6.11 PENETRACION VERSUS TAMAÑO DEL HUECO
En el diseño de cualquier carga formeada, una gran penetración puede
ser alcanzada sacrificando el tamaño del orificio. A causa de que parece
ser muy importante la máxima penetración en el calculo del flujo teórico,
la industria petrolera ha menudo considera y desea una gran penetración
111
y no le importa el tamaño del orificio. Sin embargo, para algunas
situaciones a causa de la dificultad en remover lodos, escombros de
desperdicios de las cargas, arena, partículas de carbonatos, partículas
finas de la formación, asfaltos y parafinas desde los diámetros de los
punzonamientos; es necesario tener orificios de diámetro de 0.5 a 0.8”
con un orificio uniforme para máxima penetración.
Para situaciones especificas de punzonamiento, las siguientes
consideraciones deben ser tomadas en cuenta:
En pozos que van a ser fracturados, 4 orificio por pie de 0.75 a 8”
pueden ser lo optimo, esto se realiza para disminuir la caída de
presión a través de los punzonamientos durante el fracturamiento,
para de esta manera reducir la potencia hidráulica requerida para
realizar la fractura.
Para empaquetamiento de grava, los punzonamientos deben tener
un diámetro mínimo de 0.75” y una densidad de 4 a 12 disparos
por pie. Cuando los punzonamientos estén siendo limpiados con
lavadores de punzonamiento antes de empaquetar la grava, se
debe tener una penetración dentro de la formación de 4 a 6”.
En arenas plásticas consolidadas los punzonamientos deben tener
un diámetro mínimo de 0.5” con una penetración adecuada. Los
punzonamientos con un diferencial de presión a favor de la
formación limpian los punzonamientos, caso contrario se deben
utilizar los lavadores.
Cuando los selladores de bola sean usados como aparatos para
realizar un fracturamiento con acido o fractura hidráulica, la entrada
del orificio deberá ser larga, llana y redonda. Para realizar esta
aplicación un orificio de 0.75” de diámetro es lo indicado.
Cuando se punzona carbonatos con acido, el tamaño del orificio
deberá tener 0.75” de diámetro y una penetración de 4 a 6”, puesto
que el acido disolverá los carbonatos alrededor y delante de los
punzonamientos.
112
Si existe problemas por taponamientos de asfalto o parafina, los
punzonamientos deberán tener un diámetro de 0.75” o mayor para
facilitar la limpieza y evitar las tendencias de taponamiento. Para
ayudar en la limpieza de los punzonamientos, los orificios deben
ser grandes, uniformes y lisos y deben ser de gran penetración. El
tiempo requerido para que produzca un taponamiento con escala
cuando el pozo esta produciendo, esta en cierre o es un pozo de
inyección, es relativo al tamaño del punzonamiento, uniformidad
del túnel de punzonamiento en la formación, la concentración de
cristales de escala en la producción o inyección de agua que se
encuentra en contacto con los punzonamientos y la velocidad de
movimiento del agua a través de los punzonamientos. La caída de
presión a través de los punzonamientos de pequeño diámetro
incrementa la escala de CaCO3, BaSO4 y CaSO4. La caída de
temperatura a través de los punzonamientos en pozos de gas
incrementa la escala de BaSO4.
3.6.12 DISEÑO DE LAS CARGAS
El diseño de la carga es una operación compleja que involucra muchos
parámetros interrelacionados. Se utiliza el cobre como liner a causa de
su relativa alta velocidad de sonido. El espesor del liner es cerca del 2 al
5% del diámetro de base del liner. Generalmente un incremento en el
espesor del liner, hará decrecer la velocidad del jet y por lo tanto una
fracción de penetración; por otro lado, la reducción del espesor puede
ocasionar un jet inadecuado. El ángulo formado por la tangente a la onda
de detonación y la normal al liner afectan la dirección en la cual el material
del liner es proyectado y por lo tanto la velocidad del jet.
3.6.13 RELACION DE PRODUCTIVIDAD
113
La relación de productividad de una formación es igual al caudal de
producción de un intervalo punzonado dividido por la producción de un
pozo abierto de ese mismo intervalo; el objetivo cuando se punzona será
al menos tener una relación de productividad igual a 1, aun después que
se taponen la mitad o las ¾ partes de los orificios punzonados, esto se
puede lograr con la tecnología que se dispone actualmente. En la figura
16 se representa la relación de productividad de un pozo abierto de 6” de
diámetro y que no tiene daño. Se puede apreciar claramente, en la figura
16 que una penetración de 6” con una densidad de 4 disparos por pie
dan una relación de productividad de 1; este será el flujo equivalente de
un pozo abierto de 6” de diámetro.
Este diseño para caudales elevados de producción, disminuye la
necesidad de reparaciones en los primeros años de vida del pozo, así
como también se logra un flujo laminar en todos los punzonamientos con
los que se logra evitar la producción de arena, aun en formaciones no
consolidadas.
Según la experiencia en formaciones hidrófilas, es decir aquellas rocas
mojadas por agua, éstas producirán hidrocarburos únicamente mientras el
flujo a través de los orificios sea laminar y siempre que la saturación de
agua sea menor que la saturación critica. Si se tuviera flujo turbulento en
estas formaciones, se excedería la tensión superficial que es la
encargada de mantener es su lugar todos los granos de arena, partículas
suspendidas de lutitas, provocando con esto que haya flujo de agua con
el correspondiente movimiento de flujo de arena.
En la figura 16 también se aprecia que una densidad de disparo es más
importante que la penetración para mantener una relación de
productividad alta. Observe que la densidad de disparo 4 tiros por pie con
una penetración de 18” dentro de la formación, da una relación de
productividad igual al que se obtendría con 12 tiros por pie solo con 9” de
penetración. Además, si 2 de los 4 disparos con 18” de penetración, es
114
decir el 50% de los orificios taponados, se taponaran durante el periodo
de producción, la relación de productividad o P.R. baja de 1.18 a 1.10. En
cambio, usando 12 tiros por pie con una penetración de 9”, para que el
P.R. baje a 1.1 hace falta que se taponen 6 orificios, es decir 3 veces mas
orificios que en el primer caso.
115
PENETRACION TOTAL DE LAS CARGAS EN LA FROMACION (Pulgadas)
FIGURA # 16: RELACION DE PRODUCTIVIDAD
116
CAPITULO IV
CARGAS Y CAÑONES
4.1 TERMINOS DE EXPLOSIVOS
Los explosivos suministran la energía necesaria para que las cargas de
punzonamiento penetren efectivamente la tubería de revestimiento, el
cemento y la formación. Los explosivos actúan muy rápidamente, son
muy confiables, y pueden ser almacenados por largos períodos de
tiempo. Aún más, son muy seguros cuando son tomadas las
precauciones necesarias.
Los siguientes términos son usados para describir y clasificar los
explosivos: Detonación, deflagración, combustión, estabilidad,
sensibilidad, explosivo bajo, explosivo alto, explosivo primario y explosivo
secundario.
Una explosión es un evento caracterizado por la producción de una onda
de choque cuya velocidad excede la velocidad del sonido en el medio que
le rodea. Un explosivo es una mezcla o compuesto químico que
reacciona tan rápidamente y que libera energía tan intempestivamente
que ocasiona una explosión. Los explosivos generalmente contienen
carbón, hidrógeno, oxígeno y nitrógeno.
INICIACION
Es el proceso por el cual son comenzadas las reacciones químicas que
conllevan a una explosión. Estos procesos incluyen: Calor, fricción,
presión y corriente eléctrica.
4.2 COMBUSTION, DEFLAGRACION Y DETONACION
Son todas reacciones de oxidación y todas pueden resultar en
explosiones. Sin embargo, todas ellas difieren grandemente en la
117
velocidad de la reacción, rata de la reacción, potencia producida y presión
generada.
Combustión y deflagración son reacciones lentas. La velocidad de
reacción para ambos es más lenta que la velocidad del sonido en el
medio que reacciona. La diferencia principal entre las dos es que la
velocidad de reacción y las ratas de reacción son menores en combustión
que en deflagración. En ambos, la reacción es propagada a través del
medio de reacción por conducción de calor.
Detonación, es una reacción que excede la velocidad del sonido en el
medio que reacciona.
4.3 VELOCIDAD DE REACCION
Es la velocidad a la cual la reacción prosigue en el medio en que
reacciona. Rata de reacción es la rata a la cual el medio de reacción es
consumido. Por su velocidad de reacción los explosivos pueden ser
calificados en explosivos bajos y explosivos altos.
4.3.1 EXPLOSIVOS BAJOS (Explosivos de deflagración)
Son no detonantes. Ellos queman muy rápidamente y generalmente
tienen que estar confinados si se les quiere usar para generar trabajo útil.
Ellos son sensibles al calor y son generalmente iniciados por llama,
chispas u otras fuentes de calor. Pólvora negra y cargas de saca
muestras son explosivos bajos.
4.3.2 EXPLOSIVOS ALTOS
Son del tipo de detonación y son iniciados por calor o por percusión.
Tienen velocidades de reacción en exceso de 1500 m/s. Al comparar, la
presión producida por un explosivo alto permanece únicamente por pocos
micros segundos. Por lo tanto, la cantidad de potencia de los explosivos
altos es generalmente mucho más grande que aquella producida por los
explosivos bajos.
118
Otras propiedades son sensibilidad y estabilidad. Sensibilidad, es la
facilidad con la cual un explosivo es iniciado. Estabilidad se refiere a la
habilidad de un explosivo de sobrevivir por largos períodos de tiempo o de
soportar altas temperaturas sin descomponerse. Los explosivos usados
en punzonamientos deberán tener estabilidades altas para que puedan
ser operados efectivamente después de haber sido expuestos a las
temperaturas de los pozos. Explosivos altos pueden ser encontrados en
las cargas de punzonamiento y en las cuerdas de detonación. La
estabilidad de cada uno de estos explosivos es diferente. Por ejemplo
RDX puede ser expuesto a temperaturas del hoyo del pozo de 300 grados
por cinco horas y todavía se espera que de un resultado adecuado.
4.4 SENSIBILIDAD
Es la facilidad con la cual un explosivo puede ser iniciado. Existen dos
tipos de sensibilidad por impacto indica la mínima altura desde la cual un
peso puede ser dejado caer sobre un explosivo para detonarlo.
Sensibilidad por chispa indica la cantidad de energía que debe ser
aplicada por una chispa para detonarlo. En cualquiera de los dos casos,
los valores más altos indican más bajas sensibilidades.
De acuerdo a la sensibilidad, los explosivos altos pueden ser subdivididos
en dos grupos.
4.4.1 EXPLOSIVOS PRIMARIOS
Los cuales son muy sensitivos a los estímulos externos tales como calor,
fricción o choque y corriente eléctrica.
Los explosivos primarios son utilizados generalmente para iniciar a los
menos sensitivos pero más potentes explosivos secundarios.
4.4.2 EXPLOSIVOS SECUNDARIOS
Son relativamente no sensitivos a iniciación. Cuando son iniciados por
llama, éstos se pueden deflagrar sin detonación. Para tener detonación,
generalmente requieren del choque provisto por un explosivo primario.
119
Fulminato de mercurio fue el primer explosivo primario. Fue utilizado para
iniciar mezclas que contienen nitroglicerina. Fulminato de mercurio fue
utilizado en los primeros detonadores del campo petrolero, pero fue
reemplazado, por corrosivo e inestable.
El azide de plomo fue descubierto en el decenio de 1890 pero fueron
necesarios varios años de investigación para controlar la sustancia. En
su forma pura el azide de plomo es muy sensitivo a la fricción y pueden
estallar durante el proceso de cristalización mientras se fabrica.
El azide de plomo ha sido ingrediente importante para detonadores
eléctricos desde 1930.
El estiptinato de plomo fue descubierto de 1914 por E. Von Herz. Es muy
sensible al impacto y al calor y su principal uso se encuentra en los
detonadores no eléctricos.
El azide de plomo y el estiptinato de plomo son explosivos primarios y son
encontrados en los detonadores. Los detonadores utilizados para
cañones de punzonamiento con unidades de registros de cable eléctrico
son iniciados con corriente eléctrica. Los detonadores utilizados para
cañones transportados con tubería son no eléctricos y son iniciados por
choque o por presión.
Los explosivos secundarios, también conocidos como no iniciadores, son
menos sensibles a la iniciación y son encontrados en cargas y en cuerdas
detonantes.
PETN o tetranitrato Pentaeritrol fue descubierto primeramente en 1894.
Pentolite, una mezcla de PETN y TNT fue el explosivo utilizado en las
primeras cargas de punzonamiento.
RDX o ciclonita es trinitramina y cyclotrimetileno. Fue descubierto por
Harry Henning en 1899. Los británicos le impusieron el nombre de RDX
por explosivo real de demolición. Otros nombres asociados a este es el
Escogen y T4.
120
RDX es un componente importante en un número de explosiones binarias
como la composición B. Cyclotol, Torpes y el explosivo plástico como el
C-4.
HMX es otro explosivo comúnmente utilizado en cargas de
punzonamiento y en cuerda detonante. Tienen un promedio de
temperatura más alto que el RDX. Químicamente, HMX es tetranitramina
cyclotetrametileno. HMX, también conocido como Octogen, fue nombrado
por los británicos como el explosivo de su Majestad (His Majesty’s
Explosive).
HNS, Hesanitrostilbene, tiene mejor estabilidad térmica que el RDX y el
HMX. Es ulitizado en cuerdas detonantes y en cargas de punzonamiento
que son expuestas a altas temperatura. HNS puede ser producido por la
mezcla de TNT con blanqueador de productos caseros.
PYX o 2.6 –bi (picrylamino) - 3.5 Dinitropyridine es utilizado en
aplicaciones de punzonamiento a muy altas temperaturas. Fue
descubierto de 1972 por Michael Coburn de los Alamos, Nuevo México.
4.5 CARGAS
4.5.1 TIPOS DE CARGAS
4.5.1.1 TIPO BULLET
Se disponían de este tipo de cargas para cañones tipo Bullet de diámetro
externo (O.D) de 3 ¼”, servían para punzonar formaciones que tengan
una resistencia de compresión menores a 6000 psi, si se realizaban
punzonamientos en formaciones que tengan menos de 2000 psi de
resistencia de compresión, con este mismo tipo de cañón, se podía
obtener penetraciones más profundas en la formación. Estas cargas y
cañones han satisfecho las expectativas por más de 40 años. El espacio
libre con el cual eran disparados estos cañones, es muy importante
porque dependiendo del aumento de este se obtenía un decremento en la
penetración, tal es el caso de que si excedía las 0.5” de espacio libre, este
tipo de balas adquirían una velocidad de cerca de 3300 pies/seg. Estos
121
punzonadores podían ser disparados selectivamente y/o
simultáneamente.
4.5.1.2 TIPO JET
El proceso de punzonamiento se muestra en la figura 17.
Un detonador accionado eléctricamente, mecánicamente,
hidráulicamente, empieza una reacción en cadena, la cual detona el
primacord, la gran velocidad del booster en la carga hace que se
produzca la explosión principal. La gran presión causada por el explosivo
causa que el metal en el liner de la carga fluya separando el interior y el
exterior de la capa del liner. El aumento de presión en el liner de la carga
hace que el chorro de partículas a una alta velocidad, aproximadamente
20000 pies/seg, salga desde el cono con una presión en este punto
aproximadamente de 10´000.000 PSI. El exterior de la carga colapsa
debido a la alta presión y viaja a una velocidad de 1500-3000 pies/seg,
formando una corriente de metal.
Debido a la alta sensibilidad de este tipo de punzonamiento, cualquier
falla podía causar un mal funcionamiento del sistema, lo que se refleja en
un inadecuado tamaño del orificio, pobre penetración o la no efectuación
del orificio. Esta falla es provocada por:
122
FIGURA # 17: PROCESO DE PUNZONAMIENTO JET USANDO UN LINER SÓLIDO DE METAL
Insuficiente corriente, voltaje o presión para el detonador.
Un detonador en mal estado.
Primacord mojado, viejo o húmedo.
Vejez o pobre empaquetamiento del explosivo principal.
El liner de la carga no se encuentra posicionado o en efectivo
contacto con el explosivo.
Existe contacto de agua con el primacord
Se ha expuesto a altas temperatura a componentes de baja
temperatura.
4.5.1.3 CARGAS TIPO MILLENNIUM
Las cargas tipo millennium más ampliamente utilizadas dentro del gran
arsenal de la Compañía Jet Research Center; auque el diseño ha sufrido
algunas evoluciones, el concepto es el mismo que de las cargas tipo jet.
BENEFICIOS
123
Mayor penetración.
Incremento de la producción.
Bypasea el daño de penetración.
Incrementa el radio efectivo del pozo.
Reduce la presión a través de las perforaciones.
Previene la escala, parafina, asfaltos.
Evita reacondicionamientos – reduce riesgos.
CALIDAD
JRC, es la compañía que se encarga de la fabricación de las cargas, las
cuales tienen un proceso muy controlado y automatizado: es muy poca la
diferencia que existe entre carga y carga.
La Norma 19D es la que normaliza la prueba de las cargas. JRC consta
de un laboratorio, donde se pueden simular las condiciones de fondo
como compresión de la roca, presión de fondo fluyente, etc., bajo
condiciones reales.
A continuación se detalla una comparativa entre los diferentes tipos de
cargas existentes en el mercado, donde observamos que las cargas tipo
Millennium en la mayoría de los casos, tienen mayor penetración que el
resto de cargas.
2” MILLENNIUM RTG
124
Especificaciones:
2” Millennium
TTP = 24.0 in.
2” B-A Predator
TTP = 21.4 in.
2” Super DP
TTP = 14.1 in.
RTG = Retrievable Tubing Gun
FUENTE: CIA HALLIBURTON
2-1/2” MILLENNIUM RTG
Especificaciones:
2-1/2” Millennium
TTP = 26.5 in.
2-1/2” SLB PowerJet
TTP = 25.2 in.
2-1/2” Super DP
TTP = 14.8 in.
RTG = Retrievable Tubing Gun
FUENTE: CIA HALLIBURTON
2-3/4” 6 SPF MILLENNIUM EHC
125
Especificaciones:
2-3/4” Millennium
TTP = 26.4 in.
2-3/4” SLB Power Jet
TTP = 27.7 in.
2-3/4” Super DP
TTP = 21.9 in.
EHC = Expendable Hollow Carrier
FUENTE: CIA HALLIBURTON
3-3/8” 6 SPF MILLENNIUM EHC
Especificaciones:
3-3/8” Millennium
TTP = 40.4 in.
3-3/8” SLB Power Jet
TTP = 38.6 in.
3-3/8” Super DP
TTP = 28.5 in.
EHC = Expendable Hollow Carrier
FUENTE: CIA HALLIBURTON
4-1/2” 5 SPF MILLENNIUM EHC
126
Especificaciones:
4-1/2” 5 SPF Millennium
TTP = 52.0 in.
4-1/2” SLB Power Jet
TTP = 54.1 in.
4-1/2” Super DP
TTP = 44.8 in.
EHC = Expendable Hollow Carrier
FUENTE: CIA HALLIBURTON
4-1/2” 12 SPF MILLENNIUM EHC
Especificaciones:
4-1/2” 12 SPF Millennium
TTP = 31.5 in.
4-1/2” B-A Predator
TTP = 27.7 in.
4-5/8” Omni DP
TTP = 16.3 in.
EHC = Expendable Hollow Carrier
FUENTE: CIA HALLIBURTON
7” 12 SPF MILLENNIUM EHC
127
Especificaciones:
7” 12 SPF Millennium
TTP = 43.4 in.
7” SLB Ultra Jet
TTP = 43.8 in.
7” DP
TTP = 28.1 in.
EHC = Expendable Hollow Carrier
FUENTE: CIA HALLIBURTON
128
FIGURA # 18: SECUENCIA DE PENETRACION
129
TABLA 3: CARGAS DISPONIBLES
CONTINUACION DE LA TABLA:
130
TABLA 3: CARGAS DISPONIBLES
PATRONES DE PUNZONAMIENTOS
131
La Compañía HALLIBURTON posee patrones de punzonamientos a
diferentes grados fase y a distintas densidades de disparo.
132
133
134
135
4.5.2 COMPONENTES DE LAS CARGAS
Estas cargas tienen 4 componentes: La envoltura o caja de la carga, el
liner, el explosivo principal y el primer.
4.5.2.1 ENVOLTURA DE LA CARGA
FIGURA # 19: COMPONENTES DE UNA CARGA
Es la especie de carga que contiene los otros componentes, ésta deberá
soportar gran presión y temperatura, además soportará la gran abrasión
resultante de los fluidos que hay en el pozo. Comúnmente se utiliza
materiales como acero, aluminio y cerámica para elaborarla. Las cargas
que son corridas en el pozo con cañones reusables del tipo screwport,
están parcialmente cubiertas por un caucho que sirve para proteger que
los cañones no se dañen y para alinear correctamente las cargas cuando
son disparadas.
4.5.2.2 LINER
Es donde se encuentra toda la carga explosiva para penetrar el casing,
cemento y formación. La presión que se ocasiona cuando el explosivo
principal detona causa que el liner colapse para formar el jet. La forma
136
del liner, su espesor y composición influyen en la penetración, diámetro y
efectividad del punzonamiento. El liner tiene usualmente una forma
cónica o parabólica; la forma cónica es usada para las cargas de alta
penetración, para producir punzonamientos largos; la forma parabólica es
utilizada para provocar orificios de gran diámetro.
El punto del cono es denominado vértice y el ancho es llamado base. Los
liners son fabricados especialmente de cobre o una mezcla de cobre y
otro metal; el material del sólido puede ser prensado o sólido; el prensado
es utilizado en cargas de penetración profunda; cuando las cargas son
detonadas, los liners prensados se desintegran para formar el jet fino, sin
embargo, estas partículas tienden a dispersarse sobre el largo de los
pequeños orificios sin causar ningún estorbo para que el fluido circule a
través de ellas.
Los liners sólidos son hechos de cobre y de una aleación de cobre y plata,
y son utilizados en las cargas de gran orificio y forman un slug sólido en el
fin del jet que no bloquea el punzonamiento.
4.5.2.3 EXPLOSIVO PRINCIPAL
Es el que provee la energía necesaria para producir el jet. La masa,
distribución y velocidad de detonación afectan el rendimiento de la carga.
El explosivo de alto orden o secundario tal como RDX, HMX y PYX son
usados. La medida de explosivo es tomada dentro de la envoltura; el liner
es colocado en el extremo superior del explosivo, luego se aplica una
presión a la caja y liner para compactar el explosivo. La forma del liner
determina la distribución del explosivo, mientras que, la velocidad de
detonación es determinada por el tipo de explosivo y su densidad. En el
caso de RDX y otros explosivos usados en un rango de temperatura
normal, el explosivo es suministrado con una cera, para reducir la
sensibilidad del explosivo y hacerlo más seguro en el caso de malos
procedimientos de carga. Los explosivos como HNS, PYX que son
usados en aplicaciones de alta temperatura son relativamente insensibles
a la cera. La cantidad de explosivo que puede ser colocado en una carga
137
va desde los 2 gr. en cargas utilizadas a hueco abierto hasta 30 gr. en
cargas usadas en hueco entubado.
4.5.2.4 PRIMER
El primer o booster está compuesto de pequeñas cantidades de explosivo
que debe ser más sensible que el explosivo principal. Su finalidad es la
de transmitir la onda de choque desde el cordón detonante al explosivo
principal. La onda de choque en el cordón detonante genera una onda de
choque en el primer, el cual detona el explosivo principal. El primer
usualmente consta de cerca de 1 gr. del mismo tipo de explosivo usado
para el explosivo principal, sin embargo, es más sensible para detonar.
4.5.3 CORDON DETONANTE
Es el cordón que conecta las cargas y los cañones, es el medio de
transmisión de la onda explosiva de choque a través del ensamblaje del
cañón. El cordón detonante es denominado comúnmente Primacord, el
cual es una marca de tradición de la Compañía Ensing Bickford.
Primacord es el término industrial que sirve para referirnos al explosivo
secundario que se encuentra dentro de un tubo cilíndrico o rectangular, el
cual cuando detona correctamente provoca que detonen todas las cargas
para punzonar los respectivos pozos.
El Primacord está descrito por el contenido de explosivo por pie, tipo de
explosivo y cubierta. La velocidad de detonación es diferente para cada
tipo de explosivo, además cada tipo de explosivo ha sido fabricado para
soportar diversas temperaturas en diferentes tiempos de exposición. El
primacord es detonado por la onda de choque creada por el booster o
detonador, esta onda viaja a través del Primacord y lo detona. La
velocidad de la onda de choque determina que el Primacord detone o
deflagre. Generalmente el Primacord consta de los siguientes explosivos:
RDX; HMX, PYX.
138
4.5.4 INICIADORES Y BOOSTERS
La Compañía Vann Systems utiliza iniciadores y boosters para detonar el
Primacord y las cargas. La alta temperatura del iniciador es utilizada en la
cabeza de disparo para la fuerza inicial de detonación. Boosters
bidireccionales son colocados sobre el Primacord para llevar la
detonación de cañón a cañón. El iniciador de alta temperatura (HTI) es
detonado por medio de un pin de disparo, el cual es transportado dentro
de un yunque encima del iniciador.
Cuando el pin de disparo es transportado dentro del yunque, un
detonador de percusión es iniciado. El detonador de percusión detona el
azide de plomo justo abajo, el azide es el explosivo alto primario en el HTI
y sirve para detonar el explosivo alto secundario, el cual es el HNS II, éste
es empaquetado con una gran densidad para incrementar la salida de la
explosión.
Los boosters bidireccionales deben ser colocados en el Primacord arriba y
abajo del ensamblaje del cañón, éstos deben permanecer en una posición
específica para poder tener la capacidad de continuar el proceso de
detonación, esto se consigue con el uso de PAI o AAI que aseguran la
alineación de los boosters o detonadores, el largo correcto de corte del
Primacord asegura una apropiada posición entre los boosters o
detonadores.
4.5.5 CAÑONES
A continuación se muestran los diversos tamaños de hollow carrier o
casing gun, con sus respectivos largos, diámetros, densidad de disparo,
tipo de carga que admite.
Se pueden conseguir cañones con longitudes de: 4, 8, 11, 16, y 22 pies.
Por lo general, se trabaja con cañones de 22 pies.
139
FIGURA #20 : DISEÑO DE UNA SARTA DE CAÑONES
140
FIGURA # 21: TIPOS DE CARGAS Y CAÑONES
141
FIGURA # 22: DIAMETROS DE CAÑONES DISPONIBLES DESDE 1 9/16” – 7” Y DE 4 A 21
DPP
142
A continuación se detallan los materiales usados en TCP
4.5.6 CABEZAS DE DISPARO ACCIONADAS MECANICAMENTE
La Compañía Vann Systems tiene dos categorías de cabeza de disparo:
Estándar o normal y de liberación automática. Cada categoría tiene
variaciones en largo, métodos de operación y aplicaciones. Sin embargo,
todas las variaciones requieren una fuerza mecánica para iniciar la
secuencia de disparo y esta fuerza es comúnmente aplicada por la caída
de una barra desde superficie.
4.5.6.1 CABEZA DE DISPARO MECANICA
Es la cabeza de disparo más ampliamente utilizada dentro del gran
arsenal de la Compañía Vann Systems; auque, el diseño ha sufrido
algunas evoluciones, el concepto ha sido el mismo.
La operación básica de esta cabeza de disparo puede ser comparada con
el disparo de un cartucho de un rifle o de una pistola. La barra de disparo
golpea el pin de disparo con suficiente fuerza como para cortar el pin
laminar y conducir el pin de disparo dentro del iniciador para detonarlo.
143
FIGURA # 23: CABEZA DE DISPARO MECANICA
TABLA 4: ESPECIFICACIONES DE CABEZAS MECANICAS
144
Debido a que estas cabezas de disparo dependen únicamente de la barra
para suministrar la suficiente fuerza para detonar el iniciador, las
condiciones del pozo son extremadamente importantes. Los fluidos del
pozo deberán ser limpios y de baja viscosidad, el espacio tubular deberá
estar limpio y libre de excesivas cantidades de óxido, cemento y otros
tipos de escala.
La cabeza de disparo mecánicamente es recomendada para pozos que
tengan fluidos de completación limpios, pequeña desviación pocas patas
de perro y pocas restricciones.
4.5.6.2 CABEZA DE DISPARO MODELO IID
Es una cabeza de disparo con presión asistida, versión de la cabeza de
disparo mecánicamente. La caída de la barra es solo requerida para
romper el pin laminar el cual libera el pistón de disparo. La fuerza actual
requerida para conducir el pin de disparo dentro del iniciador es
proporcionada por la presión hidrostática o aplicada al tubing.
Las características de esta presión asistida hace que esta cabeza de
disparo modelo IID sea la mejor selección cuando tenemos que punzonar
en pozos con lodos pesados o altamente desviados. La mayor
desventaja es los 1500 PSI de presión de operación, los cuales en
muchos casos pueden interferir con el alcance de las propiedades de
underbalance. En estas situaciones ocurre que el modelo IIID puede ser
el sustituto ideal.
La cabeza de disparo modelo IID todavía requiere un tubing limpio y
fluidos de baja viscosidad pero es más tolerante de estos factores debido
a que la caída de la barra no entrega mucha fuerza. El modelo IID
requiere aproximadamente la mitad de la fuerza que requiere la cabeza
de disparo mecánica.
145
FIGURA # 24: CABEZA DE DISPARO MECANICA MODELO II-D
TABLA 5: ESPECIFICACIONES DE CABEZAS DE DISPARO MECANICAS MODELO
II-D
146
4.5.6.3 CABEZA DE DISPARO MODELO IIID
Es una evolución del modelo IID. El mecanismo de disparo es el mismo
en cada cabeza pero la presión de operación para el modelo IIID es
considerablemente bajo 250 PSI. La baja presión de operación del
modelo IIID permite ser usada en cualquier pozo.
La mayor diferencia será que el modelo IIID no puede ser disparado en
superficie debido a que se necesitará al menos 250 PSI aplicada al pistón
para que la cabeza sea disparada y esto es muy improbable que ocurra
en superficie.
La cabeza de disparo modelo IIID es disponible en configuración normal o
estándar y de liberación automática.
147
FIGRA # 25: CABEZA DE DISPARO MECANICA MODELO III-D
TABLA 6: ESPECIFICACIONES CABEZAS DE DISPARO MECANICAS MODELO
III-D
148
4.5.6.4 LIBERADOR MECANICO DE DISPARO
El MRF (Mechanical release firer) es disponible con la cabeza de disparo
mecánica y los modelos IID y IIID. El mecanismo de liberación es usado
en aplicaciones donde se desea que los cañones sean liberados
inmediatamente después de ser disparados.
El mecanismo de liberación es operado por la presión de la cara del pozo.
Dos pequeñas cargas, en la parte más baja del MRF son detonadas por el
primacord y punzonan en el sub; entonces la presión del pozo entra a
través de los punzonamientos y mediante un procedimiento mecánico los
cañones son liberados.
La selección del mecanismo dependerá de las condiciones del pozo. Las
mismas condiciones y precauciones deberán tenerse en cuenta cuando
se emplee un MRF dependiendo de cual mecanismo de disparo es
utilizado.
4.5.6.5 ENSAMBLAJE PARA LA BARRA DETONADORA
La barra detonadora es usada para detonar las diversas configuraciones
de la cabeza de disparo mecánicamente de 3 3/8¨ de diámetro exterior.
Ha menudo se usan ensamblajes del maximun diffrerencial bar pressure
vent y el bar pressure vent. Existen algunas configuraciones de la barra
de detonación básica.
La barra detonadora detona la cabeza de disparo por la entrega de
suficiente energía al pin de disparo para iniciar la percusión de la cápsula.
Cuando la barra cae a través del bar pressure vent, maximun diferencial
bar pressure vent o diferencial pressure reduction sub, la barra rompe el
tapón, permitiendo que la presión sea transmitida a través del tapón.
Las barras de disparo son disponibles en secciones de barra sólida y
barra de rodillo. La barra detonadora o jabalina mide 10 pies de largo y
de 1” y 1.25” de diámetro. La barra de rodillo se usa generalmente en
pozos desviados o que tengan una angulo de desviación mayor de 33º.
149
FIGURA # 26: BARRA DETONADORA
150
4.5.6.6 TIPOS DE CHAMP PACKERS QUE SE UTILIZAN EN TCP-
STIMGUN
FIGURA # 27: BAR PRESSURE VENT FIGURA # 28: MAXIMUN DIFERENTIAL BAR VENT
4.5.6.7 CALCULO DE LA VELOCIDAD DE LA BARRA
La velocidad de la barra puede ser calculada en pies por segundo para
estimar el tiempo que tomará alcanzar el pin de disparo. La barra caerá a
275-300 pies por segundo en tubería seca y a 20-25 pies por segundo en
fluido limpio (agua o diesel). La velocidad de la barra variará cuando
caiga en lodo de perforación, dependiendo de la condición y peso del
lodo. En lodo, la barra caerá de 15 a 25 pies por segundo. Cuando se
usa nitrógeno (N2) para desplazar el fluido en el tubing y luego se lo libera,
la barra viajará de 200-250 pies por segundo; si se mantiene la presión
151
que ejerce el nitrógeno, el tiempo de viaje será de 150-175 pies por
segundo.
CAPITULO V
152
PROPELENTES (STIMGUN)
5.1 HISTORIA DE LOS MATERIALES PROPELENTES
El crecimiento de la Industria del petróleo y gas comienza hace unos 150
años.
En 1860, un polvo negro denominado “torpedo”, de 3 ft de longitud y 2 plg
de una tubería de cobre, fue utilizado como un rifle de pólvora, teniendo
éxito en la estimulación de pozos de petróleo.
Nitroglicerina y otros explosivos fueron usados como estimulantes hasta
1867, prevaleciendo hasta los años 1940, cuando este explosivo usado
en la estimulación fue reemplazado por el fracturamiento hidráulico.
Los propelentes sólidos fueron inducidos en 1970 y son la base de la
moderna tecnología de propelentes para el uso en el campo petrolero.
Se inicio con una herramienta cilíndrica, con un tapón al fondo; la cual
tenia un sistema de ignición, era un poco marginal.
En años sucesivos la tecnología fue mejorando el desarrollo de la técnica,
se realizo una prueba con la aplicación de la tecnología de los
propelentes sólidos, realzando de esta manera la estimulación de los
pozos, todo esto con la ayuda de un registrador de datos de alta
velocidad, abajo en el pozo, mas una simulación con un computador
sofisticado y el diseño de una nueva herramienta, los mismos que han
sido diseñados por el Grupo de Desarrollo de la Tecnología del
Propelente.
El propelente ha sido diseñado para utilizarlo en tres procesos diferentes,
como son:
Herramienta de estimulación de pozos.
Ensamblaje de StimGun y,
Herramienta de StimTube.
153
El éxito de la moderna Tecnología de los Propelentes en el campo de
petróleo se debe a:
Un integrado paquete de ciencia e ingeniería.
Nuevos diseños de herramientas/propelente.
Alta velocidad de adquisición de datos, con la ayuda
de un sofisticado paquete de computación.
Análisis de datos y optimización del trabajo.
Extensa experiencia en el campo.
FIGURA # 29: CAMISA DE PROPELENTE
5.2 CLASIFICACION DE LOS PROPELENTES
En la Industria Petrolera a los propelentes se los puede clasificar de
acuerdo a los servicios que estos pueden brindar, de acuerdo a los
diferentes procesos modernos que a continuación detallaremos:
5.2.1 STIMGUNTM
Es una combinación de TCP con Wireline, cuando se usa cable se tiene
un poco de complicaciones, el propelente (Perclorato de Potasio) cuando
reacciona genera agua y CO2, el proceso al estar confinado genera un
impulso de 15000 a 20000 PSI que genera el canal propio de la carga y la
fractura.
Este servicio también brinda el beneficio del sobrebalance extremo para
la perforación de pozos profundos.
La técnica de punzado “STIMGUN”, combina el uso de cañones con
cargas de alta penetración y propelentes. Las camisas estimulantes de
material propelente son colocadas externamente al cañón y se activan
instantáneamente al momento del disparo generando grandes cantidades
154
de gas a alta presión sobre las perforaciones creando micro fracturas que
mejoran el canal de flujo de la formación hacia el pozo.
FIGURA # 30: ENSAMBLAJE STIMGUNTM
TABLA 7: ESPECIFICACIONES DE ENSAMBLAJE STIMGUNTM
155
5.2.2 STIM TUBETM
Crea la misma surgencia de alta presión de gas, usada con el ensamblaje
de StimGun y es requerida para aplicaciones que incluyen limpiezas y
estimulaciones después de los disparos del TCP convencional.
TABLA 8: ESPECIFICACIONES DEL ENSAMBLAJE STIM TUBETM
156
FIGURA # 31: ENSAMBLAJE STIM TUBETM
5.3 PRINCIPIO DE FUNCIONAMIENTO STIMGUNTM
El ensamble del StimGun tiene dos componentes principales: Un cañón
convencional rodeado por una camisa de material oxidante tipo
propelente. El cañón es detonado en el agujero según lo acostumbrado y
durante el proceso de perforación la camisa es iniciada. La camisa, que
es un oxidante patentado, arde rápidamente y produce una explosión de
gas a alta presión. Este gas a alta presión entra a la perforación y crea
fracturas alrededor de las zonas dañadas y crea un flujo mejorado de la
formación al agujero. El ensamble del StimGun puede ser bajado al pozo
157
en el cable eléctrico, tubería, tubería de perforación, o con tubería
flexible.
La camisa del StimGun esta expuesta directamente al agujero. No es tan
resistente como el mismo tubo de cañón. La camisa es similar en
resistencia a la tubería de PVC. Debe tener cuidado cuando maneje el
ensamble de manera que no impacte la camisa. La camisa es quebradiza
y cualquier impacto puede causarle fractura.
La camisa requiere tres condiciones para inflamarse: Confinamiento,
presión y temperatura. La camisa es básicamente inerte en la superficie
porque estas tres condiciones no existen comúnmente. Existe una ligera
probabilidad de iniciación si la camisa es impactada (por ejemplo, con un
martillo) pero la probabilidad es diminuta. En el agujero, la camisa está
confinada en la tubería de revestimiento y existe presión suficiente
proveniente de la hidrostática y temperatura del agujero creada por
detonación de las cargas de perforación.
5.4 DESCRIPCION DE LOS PROPELENTES EN UN CAÑONEO TCP
El propelente (perclorato de potasio), es un oxidante, explosivo, es un
material muy estable y seguro, para que pueda quemarse debe estar a
presión y temperatura mínimas. Para que reaccione tiene que estar
confinado más o menos a 500 psi de hidrostática.
El material propelente es similar a un tubo PVC. El propelente es
aplicable a cualquier trabajo de TCP. La cantidad de propelente se
determina por el cubrimiento (en 10 ft de punzado se coloca 7 ft de
propelente)
Para formaciones consolidadas la cantidad de propelente es menor que
para formaciones no consolidadas, por la facilidad que tiene de
expandirse. El propelente se puede usar en pozos inyectores.
El propelente se usa:
Para lograr una mejor conexión con el reservorio.
Para la estimulación de pozos.
158
Para reestablecer inyectabilidad en pozos inyectores.
Como un método de pre-fractura.
Es un método de limpieza.
En pozos horizontales y abiertos donde hay daño, para
determinarlo.
No reemplaza una fractura hidráulica.
Se usa con slickline y coiled tubing.
En pozos donde hay un daño de formación cerca.
LIMITACIONES:
La máxima temperatura para el uso de propelente es 350 ºF.
Requiere un mínimo de presión de confinamiento de 500 psi.
Requiere por lo menos que se tenga en superficie 100 ft de aire o
gas.
Requiere utilizar cañones de 4 tiros por pie y nunca a 0º fase.
Tiene que estar centralizado.
Si hay tapones debe estar por lo menos a 50 ft de separación.
Si se baja con cable la velocidad máxima es de 50 ft, con TCP no
hay problema.
La sarta que se utiliza en StimGun, es la misma que la de un cañoneo
TCP, solo que en StimGun se añade las camisas de propelente, las
mismas que son colocadas en la parte exterior del cañón y sujetadas con
collares retenedores.
159
FIGURA # 32: DESCRIPCION DE UNA SARTA TCP CON PROPELENTE
En la siguiente tabla se muestran las especificaciones de los retenedores
que se utilizan para fijar las camisas de propelente en la Sarta de
cañoneo TCP.
160
TABLA 9: ESPECIFICACIONES DE LOS COLLARES RETENEDORES
161
CAPITULO VI
APLICACIÓN DE LOS PROPELENTES EN LA INDUSTRIA
PETROLERA
6.1 CRITERIOS DE SELECCIÓN PARA LA APLICACIÓN DE
PROPELENTES
En la familia de productos de StimGun, es típico usar la fractura de la roca
del reservorio cerca del área del pozo, en general este proceso de
fracturamiento es usado para asegurar cualquier conexión del reservorio o
rotura, de la roca para el enlace de simulación adicional.
Esta tecnología ha tenido éxito en las siguientes aplicaciones:
Para evitar Fracturamiento Hidráulico y tratamiento de acido.
TCP con desbalance y sobrebalance.
Mejor colocación del gravel pack.
Estimulación exitosa cerca del contacto gas/petróleo/agua.
Inducción de flujo de arena en pozos de petróleo pesado.
Estimulaciones exitosas en pozos horizontales, a hueco abierto,
fracturas naturales.
Remediación en pozos inyectores.
Inyección de polímeros.
Debido a la amplia aplicación de este producto, es difícil seleccionar al
mejor candidato para este tipo de estimulaciones.
Para la selección del pozo candidato se debe tomar en cuenta los
siguientes cinco pasos:
1. Determinar para que se va a usar.
2. Selección de la estimulación apropiada.
3. Simulación en un computador sofisticado.
4. Decidir si la estimulación es apropiada.
5. Revisar los resultados de la simulación.
162
Generalmente todos los pozos, en algún momento de su vida son
candidatos para la estimulación con propelentes, la misma que genera un
incremento de producción. Esta metodología se ha venido utilizando con
extraordinarios éxitos en varias partes del mundo y ahora se propone
evaluar esta tecnología en Ecuador a fin de determinar su rentabilidad y
su efecto en la recuperación temprana de reservas de los yacimientos.
6.2 MEDIOS DE SIMULACION PARA LA APLICACIÓN DE LOS
PROPELENTES
La Técnica de PulseFrac ha sido desarrollada por John F. Schatz
Research & Consulting, Inc, en 1990.
Es una herramienta de Ingeniería científica, en la cual un software calcula
la fractura dinámica de la roca alrededor del pozo, creando fracturas por
alta energía generada por gas, como fuente de presión almacenada; en
tiempo real de flujo y fractura eventos que son simulados en un rango que
va de pocos milisegundos hasta 10 segundos.
Estos incluyen movimientos y cambios de presión de los fluidos en el
pozo y en superficie. Esta herramienta importa, filtra y presenta los datos
del pozo
163
FIGURA # 33: GEOMETRIA BASICA DEL CALCULO DEL PULSE FRAC
El programa PulseFrac se basa en las ecuaciones de energía
almacenada, soluciones de diferencias finitas simultaneas de Navier-
Stokes, ecuaciones para el pozo, perforación y flujo de la fractura y las
ecuaciones de la Mecánica de Suelos para la programación de la fractura.
No se utiliza ninguna curva empírica aunque algunas aproximaciones se
utilizan para solucionar ecuaciones muy largas donde no es necesaria
tanta exactitud y la donde la velocidad de computo es importante. El
esquema numérico de la diferencia finita subyacente emplea el flujo apto
para la velocidad y la exactitud.
Un grafico completo se incorpora para clasificar resultados, para ejecutar
la entrada y salida de los mismos y para tener en cuenta una amplia
variedad de opciones elegidas por el usuario. Se emplea una codificación
de 32 bits completa optimizada para Windows 95/98 y NT 4.0. El
programa consiste en aproximadamente 25.000 líneas de código.
La mayoría de las operaciones del PulseFrac son vistas en el menú de la
barra de herramientas que esta en la pantalla. Un sistema de ayuda
164
completo es proporcionado. Las típicas pantallas del PulseFrac se
muestran en los siguientes cuadros.
FIGURA # 34: PANTALLA TIPICA DONDE SE REGISTRAN LOS PARAMETROS DEL
POZO QUE REQUIERE EL PULSEFRAC
Para una simulación correcta del tratamiento dinámico del pozo se
emplean los siguientes modelos matemáticos:
Tipos de fluidos en diferentes fases (en el pozo y en fracturas).
Varias fuentes de energía, incluyendo quemada del propelente, la
ignición del disparo de perforación, la extensión rápida del gas y la
combinación de estos.
Válvulas, orificios de diferentes diámetros en el pozo y en
superficie.
Flujo en la perforación del túnel.
Análisis de la programación de la fractura.
165
FIGURA # 35: PANTALLA GRAFICA DE LOS RESULTADOS DEL PULSEFRAC
Arriba al lado izquierdo tenemos el diagrama de Masa vs Tiempo.
Al centro (lado izquierdo) tenemos el Ancho de la Fractura y la Variación
de la distancia vs Tiempo.
Abajo (izquierda) tenemos la grafica de Presión y Longitud de la Fractura
vs Tiempo.
En el centro y al lado derecho, esta otra información que ha sido corrida,
como la geometría del pozo. Esta información se pone en tiempo real
mientras progresa en funcionamiento.
Un modelo PulseFrac deberá ser introducido en cada tarea de TCP y se
recomienda para los trabajos con cable eléctrico. Este modelo puede
predecir posibles problemas, tanto operacionales como de seguridad y
también es usado para seleccionar la cantidad apropiada de propelente
para optimizar el trabajo.
166
El primer paso que se da cuando una Compañía Operadora requiere un
trabajo de StimGun, es llenar un formato en donde el cliente deberá llenar
algunos parámetros del pozo candidato, como: Formación, litología,
porosidad, permeabilidad, daño, profundidad, desviación del pozo, presión
de yacimiento, temperatura de yacimiento, producción inicial (gas,
petróleo y agua), tipo de pozo (productor, inyector), diámetro del casing y
tubing, intervalos a disparar, y algún comentario importante acerca del
pozo.
Todos estos datos ayudarán para el resultado de la simulación, mientras
mas datos verdaderos se introduzcan en el simulador mejor serán los
resultados emitidos por el PulseFrac. Este simulador además de darnos
la cantidad de propelente óptimo también nos determina el tipo de carga y
la densidad de disparo que se requiere para determinado trabajo.
167
PROPELLANT STIMULATION
Well Data Form
Company: Representative:
Phone Number:
Fax Number:
Well Name: Location:
Date: Job Date:
FORMATION / PRODUCTION DATA MECHANICAL DATA
Formation U OPEN HOLE BIT SIZE
mm in.
Lithology WELL TYPE
COMPLETION TYPE
Porosity 17 Permeability (mD) 1200 Producer Open hole Open Hole Dimensions
mm in.
Skin Factor
0 Injector Slotted Liner Slotted Liner Slot Dimensions
mm in.
Completion Date Fluid Sensitive: Hor./Dev. Perforated PBTD 10097 m 10097 ft. Deviation 46.5 ° Cement Bond
Condition?
BHP 3800 kPa 1 psi BHT °C 206 °F Size mm in.
Weight kg/m lbs/ft
Grade
Flowing Surface Pressure
kPa 178 psi Casing 7 29 N-80
Initial Prod. Flow Current Prod. Rate Tubing
gas 62000 ft3 m3 ft3 m3 Will tubing be removed?
Minimum Hole Diameter
mm in.
oil 374 bbl m3 bbl m3 HARDWARE MODEL SET @ w 4296 bbl m3 bbl m3 Packer H2S (ppm)
5 ppm Distance from underlying water?
Bridge Plug
CO2 (ppm)
1% m ft Other Hardware
PERFORATING DATA INTERVALS TO BE TREATED
Perforator Size Charge Wt.
Density Phasing Entrance Hole From To From To
Type mm in. g. spm spf deg. mm in. m ft. m ft. m ft. m ft. TAG 9538 2718 9560 2720 2718
2720
2703 2705 2703 2705 2694 2696 2694 2696 2687 2689 2687 2689
QUESTIONS
Previous Stimulations: Intervalos a punzonar 9538' - 9560'
Post Stimulations: Reason for Running Propellant: Pozo estuvo en trabajos de pesca Comments:
FIGURA # 36: FORMATO DE PARAMETROS DEL POZO CANDIDATO PARA
STIMGUN
168
6.3 POZOS VERTICALES SELECCIONADOS PARA EL USO DE
PROPELENTES
POZO Nº 1
169
170
171
POZO Nº 2Summary Report OEPC well Itaya-B7 StimGun 10032-10054 ft File Name: 3484.pul Run 1 - 12 spfResults for Working Region #1
Key Results for Working Region #1 Peak Pressure: 9259 psi Min Pressure: 6032 psi Perf Breakdown: 100 % Frac Length Max.: 3.27 ft Injected Amount: 71.23 lb Key Parameters for Working Region #1
Formation Tool Type: Sandstone Type: StimGun-T Permeability: 630.00 md Top: 10031.4 ft Porosity: 0.19 Bottom: 10054.7 ft Fluid Propellant Type: Other Water Diameter: 5.2 in Density: 1.00 g/cm^3 Top: 10037.0 ft Sound Speed: 4500 ft/s Bottom: 10049.0 ft Existing Perfs Loading: 55 % Top: na Perf Gun Bottom: na Diameter: 4.6 in Hole Density: na Charge Top: 10032.0 ft Phasing: na Charge Bottom: 10054.0 ft Hole Density: 12.0 /ft Phasing: 30 deg Assembly Weight: 0 lb Frac Number: 12 Top: 10032.0 ft
Bottom: 10054.0 ft
172
Summary Report OEPC well Itaya-B7 StimGun 10032-10054 ftFile Name: 3484b.pul Run 2 – 5 spfResults for Working Region #1
Key Results for Working Region #1 Peak Pressure: 8284 psi Min Pressure: 6418 psi Perf Breakdown: 100 % Frac Length Max.: 3.44 ft Injected Amount: 63.54 lb
Key Parameters for Working Region #1
Formation Tool Type: Sandstone Type: StimGun-T Permeability: 630.00 md Top: 10031.4 ft Porosity: 0.19 Bottom: 10054.7 ft Fluid Propellant Type: Other Water Diameter: 5.2 in Density: 1.00 g/cm^3 Top: 10037.0 ft Sound Speed: 4500 ft/s Bottom: 10049.0 ft Existing Perfs Loading: 55 % Top: na Perf Gun Bottom: na Diameter: 4.6 in Hole Density: na Charge Top: 10032.0 ft Phasing: na Charge Bottom: 10054.0 ft Hole Density: 5.0 /ft Phasing: 60 deg Assembly Weight: 0 lb Frac Number: 6 Top: 10032.0 ft
Bottom: 10054.0 ft
173
Well DiagramFile Name: Itaya-B7 Ecuador.pulRun Date: 12/15/2004Output Date: 12/15/2004
# Class Type Top, ft Bottom, ft
Full Scale
ft10100
1 Formations Sandstone 0.00 10100.002 Drill Bores Drill Bore #1 0.00 10100.003 Fluids Methane 0.00 2777.884 Fluids Methane 0.00 2777.885 Tube-Shaped Casing 0.00 10100.006 Tube-Shaped Std Tubing 0.00 9950.007 Deviations Deviation Depth 600.008 Fluids Other Wat 2800.00 10100.009 Fluids Other Wat 2800.00 10100.0010 Tube-Shaped Packer 9950.00 9960.0011 Tube-Shaped Std Tubing 9960.00 9970.0012 P-Acting Valve 9965.0013 Tube-Shaped Side Flow Sub 9970.00 9980.0014 Tube-Shaped Std Tubing 9980.00 10010.0015 Sol Cylinders Firing head 10010.00 10020.0016 Perf Gun Components Carrier 10020.00 10031.4017 StimGun Components Carrier 10031.40 10054.7018 StimGun Components Charge 10032.00 10054.0019 Fracs Frac #1 10032.00 10054.0020 StimGun Components Propellant 10037.00 10049.0021 Perf Gun Components Charge 14128.00 10112.70
174
POZO Nº 3Summary ReportFile Name: Jivino- A 12 Ecuador.pulRun Date: 12/23/2004Output Date: 12/24/2004 Results for Working Region #1
Key Results for Working Region #1 Peak Pressure: 7572 psi Min Pressure: 5252 psi Perf Breakdown: 94 % Frac Length Max.: 3.32 ft Injected Amount: 65.48 lKey Parameters for Working Region #1
Formation Tool Type: Sandstone Type: StimGun-T Permeability: 1200.00 md Top: 9548.5 ft Porosity: 0.17 Bottom: 9560.5 ft Fluid Propellant Type: Fresh Water Diameter: 5.2 in Density: 1.00 g/cm^3 Top: 9551.0 ft Sound Speed: 4500 ft/s Bottom: 9557.0 ft Existing Perfs Loading: 55 % Top: na Perf Gun Bottom: na Diameter: 4.6 in Hole Density: na Charge Top: 9549.0 ft Phasing: na Charge Bottom: 9560.0 ft Hole Density: 5.0 /ft Phasing: 60 deg Assembly Weight: 0 lb Frac Number: 6 Top: 9538.0 ft
Bottom: 9560.0 ft
175
Well DiagramFile Name: Jivino-A 12 Ecuador.pulRun Date: 12/23/2004Output Date: 12/24/2004
# Class Type Top, ft Bottom, ft
Full Scale
ft10097
1 Formations Sandstone 0.00 10097.002 Drill Bores Drill Bore #1 0.00 10097.003 Fluids Fresh Wat 0.00 10097.004 Fluids Fresh Wat 0.00 10097.005 Tube-Shaped Casing 0.00 10097.006 Tube-Shaped Std Tubing 0.00 9406.507 Perf Gun Components Charge 2500.00 2512.008 Tube-Shaped Packer 9406.50 9416.509 Pressure Locs Pressure Loc #1 9416.5010 Tube-Shaped Std Tubing 9416.50 9476.5011 Tube-Shaped Side Flow Sub 9476.50 9486.5012 Tube-Shaped Std Tubing 9486.50 9516.5013 Sol Cylinders Firing head 9516.50 9526.5014 Pressure Locs Pressure Loc #2 9526.5015 Perf Gun Components Carrier 9526.50 9537.5016 StimGun Components Carrier 9537.50 9548.5017 StimGun Components Charge 9538.00 9548.0018 Fracs Frac #1 9538.00 9560.0019 StimGun Components Propellant 9540.00 9546.0020 StimGun Components Carrier 9548.50 9560.5021 StimGun Components Charge 9549.00 9560.0022 StimGun Components Propellant 9551.00 9557.0023 Pressure Locs Pressure Loc #3 9560.00
POZO Nº 4
176
Summary ReportFile Name: PARAHUACO 3B Ecuador.pulRun Date: 1/14/2005Output Date: 1/14/2005
Results for Working Region #1
Key Results for Working Region #1 Peak Pressure: 9776 psi Min Pressure: 5762 psi Perf Breakdown: 67 % Frac Length Max.: 2.24 ft Injected Amount: 18.84 lb Key Parameters for Working Region #1 Formation Tool Type: Sandstone Type: StimGun-T Permeability: 80.00 md Top: 9767.5 ft Porosity: 0.18 Bottom: 9782.5 ft Fluid Propellant Type: Fresh Water Diameter: 5.2 in Density: 1.00 g/cm^3 Top: 9769.0 ft Sound Speed: 4500 ft/s Bottom: 9772.0 ft Existing Perfs Loading: 60 % Top: 9768.0 ft Perf Gun Bottom: 9773.0 ft Diameter: 4.6 in Hole Density: 5.0 /ft Charge Top: 9768.0 ft Phasing: 60 deg Charge Bottom: 9773.0 ft Hole Density: 5.0 /ft Phasing: 60 deg Assembly Weight: 0 lb Frac Number: 6 Top: 9768.0 ft
Bottom: 9773.0 ft
Summary Report
177
File Name: PARAHUACO 3B Ecuador.pulRun Date: 1/14/2005Output Date: 1/14/2005
Results for Working Region #2
Key Results for Working Region #2 Peak Pressure: 10231 psi Min Pressure: 5200 psi Perf Breakdown: 81 % Frac Length Max.: 2.68 ft Injected Amount: 73.15 lb Key Parameters for Working Region #2 Formation Tool Type: Sandstone Type: StimGun-T Permeability: 80.00 md Top: 9789.5 ft Porosity: 0.18 Bottom: 9810.5 ft Fluid Propellant Type: Fresh Water Diameter: 5.2 in Density: 1.00 g/cm^3 Top: 9794.0 ft Sound Speed: 4500 ft/s Bottom: 9806.0 ft Existing Perfs Loading: 60 % Top: 9790.0 ft Perf Gun Bottom: 9813.0 ft Diameter: 4.6 in Hole Density: 5.0 /ft Charge Top: 9790.0 ft Phasing: 60 deg Charge Bottom: 9810.0 ft Hole Density: 5.0 /ft Phasing: 60 deg Assembly Weight: 0 lb Frac Number: 6 Top: 9790.0 ft
Bottom: 9813.0 ft
Well DiagramFile Name: PARAHUACO 3B Ecuador.pul
178
Run Date: 1/14/2005Output Date: 1/14/2005
# Class Type Top, ft Bottom, ft
Full Scale
ft10000
1 Formations Sandstone 0.00 10000.002 Drill Bores Drill Bore #1 0.00 10000.003 Fluids Fresh Wat 0.00 10000.004 Fluids Fresh Wat 0.00 10000.005 Tube-Shaped Casing 0.00 10000.006 Tube-Shaped Std Tubing 0.00 9636.507 Perf Gun Components Charge 2500.00 2512.008 Perf Gun Components Charge 2500.00 2512.009 Tube-Shaped Packer 9636.50 9646.5010 Pressure Locs Pressure Loc #1 9646.5011 Tube-Shaped Std Tubing 9646.50 9706.5012 Tube-Shaped Side Flow Sub 9706.50 9716.5013 Tube-Shaped Std Tubing 9716.50 9746.5014 Sol Cylinders Firing head 9746.50 9756.5015 Pressure Locs Pressure Loc #2 9756.5016 Perf Gun Components Carrier 9756.50 9767.5017 StimGun Components Carrier 9767.50 9782.5018 Existing Perfs Existing Perf #1 9768.00 9773.0019 StimGun Components Charge 9768.00 9773.0020 Fracs Frac #1 9768.00 9773.0021 StimGun Components Propellant 9769.00 9772.0022 Perf Gun Components Carrier 9782.50 9789.5023 StimGun Components Carrier 9789.50 9810.5024 Existing Perfs Existing Perf #2 9790.00 9813.0025 StimGun Components Charge 9790.00 9810.0026 Fracs Frac #2 9790.00 9813.0027 StimGun Components Propellant 9794.00 9806.0028 Perf Gun Components Carrier 9810.50 9814.5029 Perf Gun Components Charge 9811.00 9813.0030 Pressure Locs Pressure Loc #3 9813.00
POZO Nº 5Summary ReportFile Name: Sacha 193 Interv 3.pulRun Date: 3/30/2005
179
Output Date: 3/30/2005Results for Working Region #1
Key Results for Working Region #1 Peak Pressure: 11420 psi Min Pressure: 5197 psi Perf Breakdown: 100 % Frac Length Max.: 1.58 ft Injected Amount: 37.06 lb
Key Parameters for Working Region #1 Formation Tool Type: Sandstone Type: StimGun-T Permeability: 300.00 md Top: 9661.5 ft Porosity: 0.15 Bottom: 9677.5 ft Fluid Propellant Type: KCl Water Diameter: 5.2 in Density: 1.05 g/cm^3 Top: 9664.0 ft Sound Speed: 5000 ft/s Bottom: 9670.0 ft Existing Perfs Loading: 60 % Top: na Perf Gun Bottom: na Diameter: 4.6 in Hole Density: na Charge Top: 9662.0 ft Phasing: na Charge Bottom: 9672.0 ft Hole Density: 5.0 /ft Phasing: 60 deg Assembly Weight: 0 lb Frac Number: 6 Top: 9662.0 ft
Bottom: 9672.0 ft
Summary ReportFile Name: sacha 193 Interv 3.pulRun Date: 3/30/2005Output Date: 3/30/2005
180
Results for Working Region #2
Key Results for Working Region #2 Peak Pressure: 10012 psi Min Pressure: 5140 psi Perf Breakdown: 100 % Frac Length Max.: 1.44 ft Injected Amount: 20.43 lb
Key Parameters for Working Region #2 Formation Tool Type: Sandstone Type: StimGun-T Permeability: 300.00 md Top: 9677.5 ft Porosity: 0.15 Bottom: 9693.5 ft Fluid Propellant Type: KCl Water Diameter: 5.2 in Density: 1.05 g/cm^3 Top: 9683.5 ft Sound Speed: 5000 ft/s Bottom: 9686.5 ft Existing Perfs Loading: 50 % Top: na Perf Gun Bottom: na Diameter: 4.6 in Hole Density: na Charge Top: 9682.0 ft Phasing: na Charge Bottom: 9688.0 ft Hole Density: 5.0 /ft Phasing: 60 deg Assembly Weight: 0 lb Frac Number: 6 Top: 9682.0 ft
Bottom: 9688.0 ft
Well DiagramFile Name: sacha 193 Interv 3.pulRun Date: 3/30/2005Output Date: 3/30/2005
181
# Class Type Top, ft Bottom, ft
Full Scale
ft10000
1 Formations Sandstone 0.00 10000.002 Drill Bores Drill Bore #1 0.00 10000.003 Fluids KCl Water 0.00 10000.004 Fluids KCl Water 0.00 10000.005 Tube-Shaped Casing 0.00 10000.006 Tube-Shaped Std Tubing 0.00 9531.007 Tube-Shaped Packer 9531.00 9541.008 Pressure Locs Pressure Loc #1 9541.009 Tube-Shaped Std Tubing 9541.00 9601.0010 Tube-Shaped Side Flow Sub 9601.00 9611.0011 Tube-Shaped Std Tubing 9611.00 9641.0012 Sol Cylinders Firing head 9641.00 9651.0013 Pressure Locs Pressure Loc #2 9651.0014 Perf Gun Components Carrier 9651.00 9661.5015 StimGun Components Carrier 9661.50 9677.5016 StimGun Components Charge 9662.00 9672.0017 Fracs Frac #1 9662.00 9672.0018 StimGun Components Propellant 9664.00 9670.0019 StimGun Components Carrier 9677.50 9693.5020 StimGun Components Charge 9682.00 9688.0021 Fracs Frac #2 9682.00 9688.0022 StimGun Components Propellant 9683.50 9686.5023 Pressure Locs Pressure Loc #3 9695.00
CAPITULO VII
ANALISIS TECNICO-ECONOMICO
182
7.1 ANALISIS TECNICO-ECONOMICO DE CAÑONEO TCP
Para el análisis Técnico – Económico, se ha tomado como ejemplo
proformas en las cuales se detalla el tipo de trabajo a realizarse, la
longitud a ser punzonada y la densidad de disparo. Así tenemos para
longitudes de 10, 30 y 80 pies, para punzados con TCP y con STIMGUN,
a 5 y 12 DPP.
Los costos se ha tomado de la LISTA DE PRECIOS MASTER Vigentes
para Ecuador de la Compañía HALLIBURTON.
183
COSTOS TCP PARA 10 PIES DE PUNZADO A 5DPP
PROFORMA No.
WELL COUNTY COUNTRY MONTH DAY YEARECUADOR
COMPANY TEST PEROFORATING LENGTH RIH & TESTING TIME KILL & POOHTCP 10 FT. DAYS DAYS
Ref. N°PART
NUMBERAMOUNT UNIT
ESTIMATED
AMOUNTUNIT Unit Price DISCOUNT
ESTIMATED TOTAL U$
TRANSPORTATION6988 TCP/TOOLS (ROUND TRIP) 1 EA 50 Kms. 5.73 286.50 6991 PERSONNEL (ROUND TRIP) 1 EA 50 Kms. 3.38 169.00
SUB-TOTAL 1 455.50 PERSONNEL
20908 TCP SPECIALIST, PER HOUR OR FRACTION 1 PERS. 24 HR 45.00 1,080.00 1243 TOOLS OPERATOR, PER HOUR OR FRACTION 1 PERS. 24 HR 22.50 540.00
SUB-TOTAL 2 1,620.00 TUBING CONVEYED PERFORATING
7010 MAXIMUM DIFFERENTIAL BAR VENT 1 EA 1 EA 1,725.00 1,725.00 6994 RADIACTIVE MARKER SUB 1 EA 1 RUN 112.50 112.50 6995 RADIACTIVE BEAD, EACH 1 EA 1 RUN 162.00 162.00 7065 MECHANICAL FIRING HEAD 1 EA 1 RUN 2,070.00 2,070.00 6872 4 5/8" - 5 SPF SUPER DP - MILLENNIUM 10 FT 1 RUN 715.50 7,150.00 6814 3 3/8" HMX SAFETY SPACER 10 FT 1 RUN 52.50 525.00
SUB-TOTAL 3 11,744.50$ PACKER AND TOOLS
16124 CHAMP PACKER 4"-7 5/8", 0' to 4000', FIRST 8 HOURS OR FRACTION 1 EA 1 EA 2,235.00 2,235.00 16124-1 CHAMP PACKER, EACH ADDITIONAL 1000' OR FRACTION 1 EA 7 EA 45.00 315.00
496 CHAMP PACKER, EACH ADDITIONAL CONSECUTIVE HOUR OR FRACTION 1 EA 16 HR 67.00 1,072.00
SUB-TOTAL 4 3,622.00$ TOTAL DISCOUNT
17,442.00$ ESTIMATED TOTAL COST
ADITIONAL TOOLS IF ARE REQUIRED
184
COSTOS TCP PARA 10 PIES DE PUNZADO A 12DPP
PROFORMA No.
WELL COUNTY COUNTRY MONTH DAY YEARECUADOR
COMPANY TEST PEROFORATING LENGTH RIH & TESTING TIMEKILL & POOHTCP 10 FT. DAYS DAYS
Ref. N°PART
NUMBERAMOUNT UNIT
ESTIMATED
AMOUNTUNIT Unit Price DISCOUNT ESTIMATED TOTAL U$
TRANSPORTATION6988 TCP/TOOLS (ROUND TRIP) 1 EA 50 Kms. 5.73 286.50 6991 PERSONNEL (ROUND TRIP) 1 EA 50 Kms. 3.38 169.00
SUB-TOTAL 1 455.50 PERSONNEL
20908 TCP SPECIALIST, PER HOUR OR FRACTION 1 PERS. 24 HR 45.00 1,080.00 1243 TOOLS OPERATOR, PER HOUR OR FRACTION 1 PERS. 24 HR 22.50 540.00
SUB-TOTAL 2 1,620.00 TUBING CONVEYED PERFORATING
7006 BAR PRESSURE VENT 1 EA 1 RUN 1,560.00 1,560.00 6994 RADIACTIVE MARKER SUB 1 EA 1 RUN 112.50 112.50 6995 RADIACTIVE BEAD, EACH 1 EA 1 RUN 162.00 162.00 7065 MECHANICAL FIRING HEAD 1 EA 1 RUN 2,070.00 2,070.00 6814 3 3/8" HMX SAFETY SPACER 1 FT 10 RUN 52.50 525.00 6872 4 5/8" - 12 SPF SUPER DP - MILLENNIUM 10 FT 1 RUN 910.00 9,100.00
SUB-TOTAL 3 13,529.50$ PACKER AND TOOLS
16124 CHAMP PACKER 4"-7 5/8", 0' to 4000', FIRST 8 HOURS OR FRACTION 1 EA 1 EA 2,235.00 2,235.00 16124-1 CHAMP PACKER, EACH ADDITIONAL 1000' OR FRACTION 1 EA 7 EA 45.00 315.00
496 CHAMP PACKER, EACH ADDITIONAL CONSECUTIVE HOUR OR FRACTION 1 EA 16 HR 67.00 1,072.00
SUB-TOTAL 4 3,622.00$ TOTAL DISCOUNT
19,227.00$ ESTIMATED TOTAL COST
ADITIONAL TOOLS IF ARE REQUIRED
185
COSTOS TCP PARA 30 PIES DE PUNZADO A 5DPP
PROFORMA No.
WELL COUNTY COUNTRY MONTH DAY YEARECUADOR
COMPANY TEST PEROFORATING LENGTH RIH & TESTING TIME KILL & POOHTCP 30 FT. DAYS DAYS
Ref. N°PART
NUMBERAMOUNT UNIT
ESTIMATED
AMOUNTUNIT Unit Price DISCOUNT
ESTIMATED TOTAL U$
TRANSPORTATION6988 TCP/TOOLS (ROUND TRIP) 1 EA 50 Kms. 5.73 286.50 6991 PERSONNEL (ROUND TRIP) 1 EA 50 Kms. 3.38 169.00
SUB-TOTAL 1 455.50 PERSONNEL
20908 TCP SPECIALIST, PER HOUR OR FRACTION 1 PERS. 24 HR 45.00 1,080.00 1243 TOOLS OPERATOR, PER HOUR OR FRACTION 1 PERS. 24 HR 22.50 540.00
SUB-TOTAL 2 1,620.00 TUBING CONVEYED PERFORATING
7006 BAR PRESSURE VENT 1 EA 1 RUN 1,560.00 1,560.00 6994 RADIACTIVE MARKER SUB 1 EA 1 RUN 112.50 112.50 6995 RADIACTIVE BEAD, EACH 1 EA 1 RUN 162.00 162.00 7065 MECHANICAL FIRING HEAD 1 EA 1 RUN 2,070.00 2,070.00 6872 4 5/8" - 5 SPF SUPER DP - MILLENNIUM 30 FT 1 RUN 715.00 27,300.00 6814 3 3/8" HMX SAFETY SPACER 10 FT 1 RUN 52.50 525.00
SUB-TOTAL 3 31,729.00$ PACKER AND TOOLS
16124 CHAMP PACKER 4"-7 5/8", 0' to 4000', FIRST 8 HOURS OR FRACTION 1 EA 1 EA 2,235.00 2,235.00 16124-1 CHAMP PACKER, EACH ADDITIONAL 1000' OR FRACTION 1 EA 7 EA 45.00 315.00
496 CHAMP PACKER, EACH ADDITIONAL CONSECUTIVE HOUR OR FRACTION 1 EA 16 HR 67.00 1,072.00
SUB-TOTAL 4 3,622.00$ TOTAL DISCOUNT
37,426.50$ ESTIMATED TOTAL COST
ADITIONAL TOOLS IF ARE REQUIRED
186
COSTOS TCP PARA 30 PIES DE PUNZADO A 12DPP
PROFORMA No.
WELL COUNTY COUNTRY MONTH DAY YEARECUADOR
COMPANY TEST PEROFORATING LENGTH RIH & TESTING TIME KILL & POOHTCP 30 FT. DAYS DAYS
Ref. N°PART
NUMBERAMOUNT UNIT
ESTIMATED
AMOUNTUNIT Unit Price DISCOUNT
ESTIMATED TOTAL U$
TRANSPORTATION6988 TCP/TOOLS (ROUND TRIP) 1 EA 50 Kms. 5.73 286.50 6991 PERSONNEL (ROUND TRIP) 1 EA 50 Kms. 3.38 169.00
SUB-TOTAL 1 455.50 PERSONNEL
20908 TCP SPECIALIST, PER HOUR OR FRACTION 1 PERS. 24 HR 45.00 1,080.00 1243 TOOLS OPERATOR, PER HOUR OR FRACTION 1 PERS. 24 HR 22.50 540.00
SUB-TOTAL 2 1,620.00 TUBING CONVEYED PERFORATING
7006 BAR PRESSURE VENT 1 EA 1 RUN 1,560.00 1,560.00 6994 RADIACTIVE MARKER SUB 1 EA 1 RUN 112.50 112.50 6995 RADIACTIVE BEAD, EACH 1 EA 1 RUN 162.00 162.00 7065 MECHANICAL FIRING HEAD 1 EA 1 RUN 2,070.00 2,070.00 6872 4 5/8" - 12 SPF SUPER DP - MILLENNIUM 30 FT 1 RUN 910.00 27,300.00 6814 3 3/8" HMX SAFETY SPACER 10 FT 1 RUN 52.50 525.00
SUB-TOTAL 3 31,729.00$ PACKER AND TOOLS
16124 CHAMP PACKER 4"-7 5/8", 0' to 4000', FIRST 8 HOURS OR FRACTION 1 EA 1 EA 2,235.00 2,235.00 16124-1 CHAMP PACKER, EACH ADDITIONAL 1000' OR FRACTION 1 EA 7 EA 45.00 315.00
496 CHAMP PACKER, EACH ADDITIONAL CONSECUTIVE HOUR OR FRACTION 1 EA 16 HR 67.00 1,072.00
SUB-TOTAL 4 3,622.00$ TOTAL DISCOUNT
37,426.50$ ESTIMATED TOTAL COST
ADITIONAL TOOLS IF ARE REQUIRED
187
COSTOS TCP PARA 80 PIES DE PUNZADO A 5 DPP
PROFORMA No.
WELL COUNTY COUNTRY MONTH DAY YEARECUADOR
COMPANY TEST PEROFORATING LENGTH RIH & TESTING TIME KILL & POOHTCP 80 FT. DAYS DAYS
Ref. N°PART
NUMBERAMOUNT UNIT
ESTIMATED
AMOUNTUNIT Unit Price DISCOUNT
ESTIMATED TOTAL U$
TRANSPORTATION6988 TCP/TOOLS (ROUND TRIP) 1 EA 50 Kms. 5.73 286.50 6991 PERSONNEL (ROUND TRIP) 1 EA 50 Kms. 3.38 169.00
SUB-TOTAL 1 455.50 PERSONNEL
20908 TCP SPECIALIST, PER HOUR OR FRACTION 1 PERS. 24 HR 45.00 1,080.00 1243 TOOLS OPERATOR, PER HOUR OR FRACTION 1 PERS. 24 HR 22.50 540.00
SUB-TOTAL 2 1,620.00 TUBING CONVEYED PERFORATING
7010 MAXIMUM DIFFERENTIAL BAR VENT 1 EA 1 EA 1,725.00 1,725.00 6994 RADIACTIVE MARKER SUB 1 EA 1 RUN 112.50 112.50 6995 RADIACTIVE BEAD, EACH 1 EA 1 RUN 162.00 162.00 7065 MECHANICAL FIRING HEAD 1 EA 1 RUN 2,070.00 2,070.00 6872 4 5/8" - 5 SPF SUPER DP - MILLENNIUM 80 FT 1 RUN 715.50 57,240.00 6814 3 3/8" HMX SAFETY SPACER 10 FT 1 RUN 52.50 525.00
SUB-TOTAL 3 61,834.50$ PACKER AND TOOLS
16124 CHAMP PACKER 4"-7 5/8", 0' to 4000', FIRST 8 HOURS OR FRACTION 1 EA 1 EA 2,235.00 2,235.00 16124-1 CHAMP PACKER, EACH ADDITIONAL 1000' OR FRACTION 1 EA 7 EA 45.00 315.00
496 CHAMP PACKER, EACH ADDITIONAL CONSECUTIVE HOUR OR FRACTION 1 EA 16 HR 67.00 1,072.00
SUB-TOTAL 4 3,622.00$ TOTAL DISCOUNT
67,532.00$ ESTIMATED TOTAL COST
ADITIONAL TOOLS IF ARE REQUIRED
188
COSTOS TCP PARA 80 PIES DE PUNZADO A 12 DPP
PROFORMA No.
WELL COUNTY COUNTRY MONTH DAY YEARECUADOR
COMPANY TEST PEROFORATING LENGTH RIH & TESTING TIME KILL & POOHTCP 80 FT. DAYS DAYS
Ref. N°PART
NUMBERAMOUNT UNIT
ESTIMATED
AMOUNTUNIT Unit Price DISCOUNT
ESTIMATED TOTAL U$
TRANSPORTATION6988 TCP/TOOLS (ROUND TRIP) 1 EA 50 Kms. 5.73 286.50 6991 PERSONNEL (ROUND TRIP) 1 EA 50 Kms. 3.38 169.00
SUB-TOTAL 1 455.50 PERSONNEL
20908 TCP SPECIALIST, PER HOUR OR FRACTION 1 PERS. 24 HR 45.00 1,080.00 1243 TOOLS OPERATOR, PER HOUR OR FRACTION 1 PERS. 24 HR 22.50 540.00
SUB-TOTAL 2 1,620.00 TUBING CONVEYED PERFORATING
7010 MAXIMUM DIFFERENTIAL BAR VENT 1 EA 1 EA 1,725.00 1,725.00 6994 RADIACTIVE MARKER SUB 1 EA 1 RUN 112.50 112.50 6995 RADIACTIVE BEAD, EACH 1 EA 1 RUN 162.00 162.00 7065 MECHANICAL FIRING HEAD 1 EA 1 RUN 2,070.00 2,070.00 6872 4 5/8" - 12 SPF SUPER DP - MILLENNIUM 80 FT 1 RUN 910.00 72,800.00 6814 3 3/8" HMX SAFETY SPACER 10 FT 1 RUN 52.50 525.00
SUB-TOTAL 3 77,394.50$ PACKER AND TOOLS
16124 CHAMP PACKER 4"-7 5/8", 0' to 4000', FIRST 8 HOURS OR FRACTION 1 EA 1 EA 2,235.00 2,235.00 16124-1 CHAMP PACKER, EACH ADDITIONAL 1000' OR FRACTION 1 EA 7 EA 45.00 315.00
496 CHAMP PACKER, EACH ADDITIONAL CONSECUTIVE HOUR OR FRACTION 1 EA 16 HR 67.00 1,072.00
SUB-TOTAL 4 3,622.00$ TOTAL DISCOUNT
83,092.00$ ESTIMATED TOTAL COST
ADITIONAL TOOLS IF ARE REQUIRED
189
7.2 ANALISIS TECNICO-ECONOMICO DE CAÑONEO CON PROPELENTES
COSTOS TCP-STIMGUN PARA 10 PIES DE PUNZADO A 5 DPP
PROFORMA No.
WELL COUNTY COUNTRY MONTH DAY YEARECUADOR
COMPANY TEST PEROFORATING LENGTH RIH & TESTING TIME KILL & POOHTCP Stim Gun 10 FT. DAYS DAYS
Ref. N°PART
NUMBERAMOUNT UNIT
ESTIMATED AMOUNT
UNIT Unit Price DISCOUNTESTIMATED TOTAL U$
TRANSPORTATION6988 TCP/TOOLS (ROUND TRIP) 1 EA 50 Kms. 5.73 286.50 6991 PERSONNEL (ROUND TRIP) 1 EA 50 Kms. 3.38 169.00
SUB-TOTAL 1 455.50 PERSONNEL
20908 TCP SPECIALIST, PER HOUR OR FRACTION 1 PERS. 24 HR 45.00 1,080.00 1243 TOOLS OPERATOR, PER HOUR OR FRACTION 1 PERS. 24 HR 22.50 540.00
SUB-TOTAL 2 1,620.00 TUBING CONVEYED PERFORATING
7006 BAR PRESSURE VENT 1 EA 1 RUN 1,560.00 1,560.00 6994 RADIACTIVE MARKER SUB 1 EA 1 RUN 112.50 112.50 6995 RADIACTIVE BEAD, EACH 1 EA 1 RUN 162.00 162.00 7065 MECHANICAL FIRING HEAD 1 EA 1 RUN 2,070.00 2,070.00 6814 3 3/8" HMX SAFETY SPACER 1 FT 10 RUN 52.50 525.00 6872 4 5/8" - 5 SPF SUPER DP - MILLENNIUM 10 FT 1 RUN 715.00 7,150.00
15975 PROPPELLANT, PER FT 5 FT 1 RUN 649.00 3,245.00 SUB-TOTAL 3 14,824.50$
PACKER AND TOOLS16124 CHAMP PACKER 4"-7 5/8", 0' to 4000', FIRST 8 HOURS OR FRACTION 1 EA 1 EA 2,235.00 2,235.00
16124-1 CHAMP PACKER, EACH ADDITIONAL 1000' OR FRACTION 1 EA 7 EA 45.00 315.00 496 CHAMP PACKER, EACH ADDITIONAL CONSECUTIVE HOUR OR FRACTION 1 EA 16 HR 67.00 1,072.00
SUB-TOTAL 4 3,622.00$ TOTAL DISCOUNT
20,522.00$ ESTIMATED TOTAL COST
ADITIONAL TOOLS IF ARE REQUIRED
190
COSTOS TCP-STIMGUN PARA 10 PIES DE PUNZADO A 12 DPP
PROFORMA No.
WELL COUNTY COUNTRY MONTH DAY YEARECUADOR
COMPANY TEST PEROFORATING LENGTH RIH & TESTING TIME KILL & POOHTCP Stim Gun 10 FT. DAYS DAYS
Ref. N°PART
NUMBERAMOUNT UNIT
ESTIMATED AMOUNT
UNIT Unit Price DISCOUNTESTIMATED TOTAL U$
TRANSPORTATION6988 TCP/TOOLS (ROUND TRIP) 1 EA 50 Kms. 5.73 286.50 6991 PERSONNEL (ROUND TRIP) 1 EA 50 Kms. 3.38 169.00
SUB-TOTAL 1 455.50 PERSONNEL
20908 TCP SPECIALIST, PER HOUR OR FRACTION 1 PERS. 24 HR 45.00 1,080.00 1243 TOOLS OPERATOR, PER HOUR OR FRACTION 1 PERS. 24 HR 22.50 540.00
SUB-TOTAL 2 1,620.00 TUBING CONVEYED PERFORATING
7006 BAR PRESSURE VENT 1 EA 1 RUN 1,560.00 1,560.00 6994 RADIACTIVE MARKER SUB 1 EA 1 RUN 112.50 112.50 6995 RADIACTIVE BEAD, EACH 1 EA 1 RUN 162.00 162.00 7065 MECHANICAL FIRING HEAD 1 EA 1 RUN 2,070.00 2,070.00 6814 3 3/8" HMX SAFETY SPACER 10 FT 1 RUN 52.50 525.00 6872 4 5/8" - 12 SPF SUPER DP - MILLENNIUM 10 FT 1 RUN 910.00 9,100.00 15975 PROPPELLANT, PER FT 5 FT 1 RUN 649.00 3,245.00
SUB-TOTAL 3 16,774.50$ PACKER AND TOOLS
16124 CHAMP PACKER 4"-7 5/8", 0' to 4000', FIRST 8 HOURS OR FRACTION 1 EA 1 EA 2,235.00 2,235.00 16124-1 CHAMP PACKER, EACH ADDITIONAL 1000' OR FRACTION 1 EA 7 EA 45.00 315.00
496 CHAMP PACKER, EACH ADDITIONAL CONSECUTIVE HOUR OR FRACTION 1 EA 16 HR 67.00 1,072.00
SUB-TOTAL 4 3,622.00$ TOTAL DISCOUNT
22,472.00$ ESTIMATED TOTAL COST
ADITIONAL TOOLS IF ARE REQUIRED
191
COSTOS TCP-STIMGUN PARA 30 PIES DE PUNZADO A 5 DPP
PROFORMA No.
WELL COUNTY COUNTRY MONTH DAYECUADOR
COMPANY TEST PEROFORATING LENGTH RIH & TESTING TIME KILL & POOHTCP Stim Gun 30 FT. DAYS
Ref. N°PART
NUMBERAMOUNT UNIT
ESTIMATED AMOUNT
UNIT Unit Price DISCOUNT
TRANSPORTATION6988 TCP/TOOLS (ROUND TRIP) 1 EA 50 Kms. 5.73 6991 PERSONNEL (ROUND TRIP) 1 EA 50 Kms. 3.38
SUB-TOTAL 1 PERSONNEL
20908 TCP SPECIALIST, PER HOUR OR FRACTION 1 PERS. 24 HR 45.00 1243 TOOLS OPERATOR, PER HOUR OR FRACTION 1 PERS. 24 HR 22.50
SUB-TOTAL 2 TUBING CONVEYED PERFORATING
7006 BAR PRESSURE VENT 1 EA 1 RUN 1,560.00 6994 RADIACTIVE MARKER SUB 1 EA 1 RUN 112.50 6995 RADIACTIVE BEAD, EACH 1 EA 1 RUN 162.00 7065 MECHANICAL FIRING HEAD 1 EA 1 RUN 2,070.00 6872 4 5/8" - 5 SPF SUPER DP - MILLENNIUM 30 FT 1 RUN 715.006814 3 3/8" HMX SAFETY SPACER 10 FT 1 RUN 52.50
15975 PROPPELLANT, PER FT 15 FT 1 RUN 649.00SUB-TOTAL 3
PACKER AND TOOLS16124 CHAMP PACKER 4"-7 5/8", 0' to 4000', FIRST 8 HOURS OR FRACTION 1 EA 1 EA 2,235.00
16124-1 CHAMP PACKER, EACH ADDITIONAL 1000' OR FRACTION 1 EA 7 EA 45.00 496 CHAMP PACKER, EACH ADDITIONAL CONSECUTIVE HOUR OR FRACTION 1 EA 16 HR 67.00
SUB-TOTAL 4 TOTAL DISCOUNT
ESTIMATED TOTAL COST
ADITIONAL TOOLS IF ARE REQUIRED
192
COSTOS TCP-STIMGUN PARA 30 PIES DE PUNZADO A 12 DPP
PROFORMA No.
WELL COUNTY COUNTRY MONTH DAY YEARECUADOR
COMPANY TEST PEROFORATING LENGTH RIH & TESTING TIME KILL & POOHTCP Stim Gun 30 FT. DAYS DAYS
Ref. N°PART
NUMBERAMOUNT UNIT
ESTIMATED
AMOUNTUNIT Unit Price DISCOUNT
ESTIMATED TOTAL U$
TRANSPORTATION6988 TCP/TOOLS (ROUND TRIP) 1 EA 50 Kms. 5.73 286.50 6991 PERSONNEL (ROUND TRIP) 1 EA 50 Kms. 3.38 169.00
SUB-TOTAL 1 455.50 PERSONNEL
20908 TCP SPECIALIST, PER HOUR OR FRACTION 1 PERS. 24 HR 45.00 1,080.00 1243 TOOLS OPERATOR, PER HOUR OR FRACTION 1 PERS. 24 HR 22.50 540.00
SUB-TOTAL 2 1,620.00 TUBING CONVEYED PERFORATING
7006 BAR PRESSURE VENT 1 EA 1 RUN 1,560.00 1,560.00 6994 RADIACTIVE MARKER SUB 1 EA 1 RUN 112.50 112.50 6995 RADIACTIVE BEAD, EACH 1 EA 1 RUN 162.00 162.00 7065 MECHANICAL FIRING HEAD 1 EA 1 RUN 2,070.00 2,070.00 6872 4 5/8" - 12 SPF SUPER DP - MILLENNIUM 30 FT 1 RUN 910.00 27,300.00 6814 3 3/8" HMX SAFETY SPACER 10 FT 1 RUN 52.50 525.00
15975 PROPPELLANT, PER FT 15 FT 1 RUN 649.00 9,735.00 SUB-TOTAL 3 41,464.50$
PACKER AND TOOLS16124 CHAMP PACKER 4"-7 5/8", 0' to 4000', FIRST 8 HOURS OR FRACTION 1 EA 1 EA 2,235.00 2,235.00
16124-1 CHAMP PACKER, EACH ADDITIONAL 1000' OR FRACTION 1 EA 7 EA 45.00 315.00 496 CHAMP PACKER, EACH ADDITIONAL CONSECUTIVE HOUR OR FRACTION 1 EA 16 HR 67.00 1,072.00
SUB-TOTAL 4 3,622.00$ TOTAL DISCOUNT
47,162.00$ ESTIMATED TOTAL COST
ADITIONAL TOOLS IF ARE REQUIRED
193
COSTOS TCP-STIMGUN PARA 80 PIES DE PUNZADO A 5 DPP
PROFORMA No.
WELL COUNTY COUNTRY MONTH DAY YEARECUADOR
COMPANY TEST PEROFORATING LENGTH RIH & TESTING TIME KILL & POOHTCP Stim Gun 80 FT. DAYS DAYS
Ref. N°PART
NUMBERAMOUNT UNIT
ESTIMATED AMOUNT
UNIT Unit Price DISCOUNTESTIMATED TOTAL U$
TRANSPORTATION6988 TCP/TOOLS (ROUND TRIP) 1 EA 50 Kms. 5.73 286.50 6991 PERSONNEL (ROUND TRIP) 1 EA 50 Kms. 3.38 169.00
SUB-TOTAL 1 455.50 PERSONNEL
20908 TCP SPECIALIST, PER HOUR OR FRACTION 1 PERS. 24 HR 45.00 1,080.00 1243 TOOLS OPERATOR, PER HOUR OR FRACTION 1 PERS. 24 HR 22.50 540.00
SUB-TOTAL 2 1,620.00 TUBING CONVEYED PERFORATING
7010 MAXIMUM DIFFERENTIAL BAR VENT 1 EA 1 EA 1,725.00 1,725.00 6994 RADIACTIVE MARKER SUB 1 EA 1 RUN 112.50 112.50 6995 RADIACTIVE BEAD, EACH 1 EA 1 RUN 162.00 162.00 7065 MECHANICAL FIRING HEAD 1 EA 1 RUN 2,070.00 2,070.00 6872 4 5/8" - 5 SPF SUPER DP - MILLENNIUM 80 FT 1 RUN 715.50 57,240.00 6814 3 3/8" HMX SAFETY SPACER 10 FT 1 RUN 52.50 525.00
15975 PROPPELLANT, PER FT 40 FT 1 RUN 649.00 25,960.00 SUB-TOTAL 3 87,794.50$
PACKER AND TOOLS16124 CHAMP PACKER 4"-7 5/8", 0' to 4000', FIRST 8 HOURS OR FRACTION 1 EA 1 EA 2,235.00 2,235.00
16124-1 CHAMP PACKER, EACH ADDITIONAL 1000' OR FRACTION 1 EA 7 EA 45.00 315.00 496 CHAMP PACKER, EACH ADDITIONAL CONSECUTIVE HOUR OR FRACTION 1 EA 16 HR 67.00 1,072.00
SUB-TOTAL 4 3,622.00$ TOTAL DISCOUNT
93,492.00$ ESTIMATED TOTAL COST
ADITIONAL TOOLS IF ARE REQUIRED
194
COSTOS TCP-STIMGUN PARA 80 PIES DE PUNZADO A 12DPP
PROFORMA No.
WELL COUNTY COUNTRY MONTH DAY YEARECUADOR
COMPANY TEST PEROFORATING LENGTH RIH & TESTING TIME KILL & POOHTCP Stim Gun 80 FT. DAYS DAYS
Ref. N°PART
NUMBERAMOUNT UNIT
ESTIMATED
AMOUNTUNIT Unit Price DISCOUNT
ESTIMATED TOTAL U$
TRANSPORTATION6988 TCP/TOOLS (ROUND TRIP) 1 EA 50 Kms. 5.73 286.50 6991 PERSONNEL (ROUND TRIP) 1 EA 50 Kms. 3.38 169.00
SUB-TOTAL 1 455.50 PERSONNEL
20908 TCP SPECIALIST, PER HOUR OR FRACTION 1 PERS. 24 HR 45.00 1,080.00 1243 TOOLS OPERATOR, PER HOUR OR FRACTION 1 PERS. 24 HR 22.50 540.00
SUB-TOTAL 2 1,620.00 TUBING CONVEYED PERFORATING
7010 MAXIMUM DIFFERENTIAL BAR VENT 1 EA 1 EA 1,725.00 1,725.00 6994 RADIACTIVE MARKER SUB 1 EA 1 RUN 112.50 112.50 6995 RADIACTIVE BEAD, EACH 1 EA 1 RUN 162.00 162.00 7065 MECHANICAL FIRING HEAD 1 EA 1 RUN 2,070.00 2,070.00 6872 4 5/8" - 12 SPF SUPER DP - MILLENNIUM 80 FT 1 RUN 910.00 72,800.00 6814 3 3/8" HMX SAFETY SPACER 10 FT 1 RUN 52.50 525.00 15975 PROPPELLANT, PER FT 40 FT 1 RUN 649.00 25,960.00
SUB-TOTAL 3 103,354.50$ PACKER AND TOOLS
16124 CHAMP PACKER 4"-7 5/8", 0' to 4000', FIRST 8 HOURS OR FRACTION 1 EA 1 EA 2,235.00 2,235.00 16124-1 CHAMP PACKER, EACH ADDITIONAL 1000' OR FRACTION 1 EA 7 EA 45.00 315.00
496 CHAMP PACKER, EACH ADDITIONAL CONSECUTIVE HOUR OR FRACTION 1 EA 16 HR 67.00 1,072.00
SUB-TOTAL 4 3,622.00$ TOTAL DISCOUNT
109,052.00$ ESTIMATED TOTAL COST
ADITIONAL TOOLS IF ARE REQUIRED
195
COMPARACION DE COSTOS EN LOS DIFERENTES TRABAJOS, LONGITUDES Y DENSIDAD DE DISPARO
PRUEBADENSIDAD DE
DISPAROLONGITUD DE PERFORACION
COSTO ESTIMADO PORCENTAJE
TCP 5 DPP 10 FT 1744217%
STIMGUN 5 DPP 10FT 20522
TCP 12 DPP 10 FT 1922717%
STIMGUN 12DPP 10 FT 22472
TCP 5 DPP 30 FT 31576,531%
STIMGUN 5 DPP 30 FT 41312
TCP 12 DPP 30 FT 37426,526%
STIMGUN 12 DPP 30 FT 47162
TCP 5 DPP 80 FT 6753238%
STIMGUN 5 DPP 80 FT 93492
TCP 12 DPP 80 FT 8309231%
STIMGUN 12 DPP 80 FT 109052
NOTA: El Porcentaje representa el costo adicional al trabajo de TCP, que el cliente deberá aumentar en su presupuesto para realizar un trabajo con STIMGUN.
196
ANALISIS COMPARATIVO TECNICO ECONOMICO DEL TCP - STIMGUN
17442 19227
31576,5
37426,5
67532
83092
20522 22472
41312
47162
93492
109052
17% 17%
31%
26%
38%
31%
0
20000
40000
60000
80000
100000
120000
10 FT 10 FT 30 FT 30 FT 80 FT 80 FT
5 DPP 12 DPP 5 DPP 12 DPP 5 DPP 12 DPP
Longitud de Perforación (FT)Densidad de Disparo (DDP)
Co
sto
Esti
mad
o
0%
5%
10%
15%
20%
25%
30%
35%
40%
Po
rcen
taje
TCP
STIMGUN
%
197
7.3 ANALISIS TECNICO-ECONOMICO DE LOS POZOS DE
PETROPRODUCCION EN LOS CUALES SE HAN
REALIZADO TRABAJOS DE TCP Y STIMGUN.
TRABAJOS CON TCP
POZO SHUSHUFINDI-54
PRODUCCION SSFD-54
489
533
527
520
551
575
575
604TCP
222
436
246
307
209164
0
100
200
300
400
500
600
700
Jan-
04
Feb
-04
Mar
-04
Abr
-04
May
-04
Jun-
04
Jul-0
4
Aug
-04
Sep
-04
Oct
-04
Nov
-04
Dic
/200
4
Jan-
05
Feb
-05
FECHA
PR
OD
UC
CIO
N (
BB
L)
BPPD
BAPD
En el Pozo Shushufindi-54, se realizo un trabajo de cañoneo TCP en la
zona “BT”, el 05 de Julio del 2004, su costo fue de $13.788.
Producción antes del TCP = 222 BPPD
Producción después del TCP = 604 BPPD
Incremento de Producción = 382 BPPD
El precio de petróleo en Julio del 2004 fue de $43.05. (WTI)
Incremento de Producción * Precio de BPPD = 16.445,1 $/DIA
Por lo tanto PETROPRODUCCION recupera la inversión del trabajo de
TCP en un estimado de 3 días de producción, dependiendo de los
factores externos que se puedan presentar en el pozo.
198
POZO CONONACO-18
PRODUCCION CONONACO-18
444
457
456
456
454
463
454
475
361
374
10921095
10931067TCP
0
200
400
600
800
1000
1200
FECHA
PR
OD
UC
CIO
N (
BB
L)
BPPD
BAPD
En el Pozo Cononaco-18, se realizo un trabajo de cañoneo TCP, el 05 de
Septiembre del 2004, su costo fue de $25.317.
Producción antes del TCP = 296 BPPD
Producción después del TCP = 458 BPPD
Incremento de Producción = 162 BPPD
El precio de petróleo en Septiembre del 2004 fue de $49.52. (WTI)
Incremento de Producción * Precio de BPPD = 8.022.24 $/DIA
Por lo tanto PETROPRODUCCION recupera la inversión del trabajo de
TCP en un estimado de 5 días de producción, dependiendo de los
factores externos que se puedan presentar en el pozo.
199
POZO VICTOR HUGO RUALES-13
PRODUCCION VHR-13
1504
1303
206
226
244
254
254
255
259
274
893849
785
1426 TCP
0
200
400
600
800
1000
1200
1400
1600
FECHA
PR
OD
UC
CIO
N (B
BL)
BPPD
BAPD
En el Pozo VHR-13, se realizo un trabajo de cañoneo TCP, el 18 de
Septiembre del 2004, su costo fue de $13.100.
Producción antes del TCP = 206 BPPD
Producción después del TCP = 1426 BPPD
Incremento de Producción = 1220 BPPD
El precio de petróleo en Septiembre del 2004 fue de $49.52. (WTI)
Incremento de Producción * Precio de BPPD = 60.414,4 $/DIA
Por lo tanto PETROPRODUCCION recupera la inversión del trabajo de
TCP en un estimado de 3 días de producción, dependiendo de los
factores externos que se puedan presentar en el pozo.
200
POZO SACHA-191
PRODUCCION SACHA-191
696642
832929
1009
1390
13761352TCP
0200400600800
1000120014001600
FECHA
PR
OD
UC
CIO
N (
BB
L)
BPPD
BAPD
En el Pozo Sacha-191, se realizo un trabajo de cañoneo TCP, el 09 de
Julio del 2004, su costo fue de $17.600.
Producción antes del TCP = 0 BPPD
Producción después del TCP = 1352 BPPD
Incremento de Producción = 1352 BPPD
El precio de petróleo en Septiembre del 2004 fue de $43.05. (WTI)
Incremento de Producción * Precio de BPPD = 58.203,6 $/DIA
Por lo tanto PETROPRODUCCION recupera la inversión del trabajo de
TCP en un estimado de 3 días de producción, dependiendo de los
factores externos que se puedan presentar en el pozo.
201
POZO SHUSHUFINDI-52B
PRODUCCION SSFD-52B
919974
551
759TCP
0
200
400
600
800
1000
1200
Nov-04 Dic/2004 Jan-05 Feb-05
FECHA
PRO
DU
CC
ION
(BB
L)
BPPD
BAPD
En el Pozo Shushufindi-53B, se realizo un trabajo de cañoneo TCP, el 09
de Octubre del 2004, su costo fue de $9.380.
Producción antes del TCP = 0 BPPD
Producción después del TCP = 759 BPPD
Incremento de Producción = 759 BPPD
El precio de petróleo en Septiembre del 2004 fue de $55.65. (WTI)
Incremento de Producción * Precio de BPPD = 42.238,35 $/DIA
Por lo tanto PETROPRODUCCION recupera la inversión del trabajo de
TCP en un estimado de 3 días de producción, dependiendo de los
factores externos que se puedan presentar en el pozo.
202
POZO CONONACO-17
PRODUCCION CONONACO-17
279
280
281
286
289
386
670
656638TCP
0
200
400
600
800
1000
FECHA
PRO
DU
CC
ION
(BB
L)
BPPD
BPPD
En el Pozo Cononaco-17, se realizo un trabajo de cañoneo TCP, el 31 de
Marzo del 2004, su costo fue de $21000.
Producción antes del TCP = 0 BPPD
Producción después del TCP = 107 BPPD
Incremento de Producción = 638 BPPD
El precio de petróleo en Marzo del 2004 fue de $49.54.
Incremento de Producción * Precio de BPPD = 31606,52 $/DIA
Por lo tanto PETROPRODUCCION recupera la inversión del trabajo de
TCP en un estimado de 5 días de producción, dependiendo de los
factores externos que se puedan presentar en el pozo.
203
TRABAJOS CON STIMGUN
POZO PARAHUACO-3B
PARAHUACO 3B
0
100
200
300
400
500
600
700
FECHA
PR
OD
UC
CIO
N (
BB
L)
BPPD
BAPD
En el Pozo Parahuaco-3B, se realizo un trabajo de cañoneo TCP-
STIMGUN, el 16 de Enero del 2005, su costo fue de $35.000.
Producción antes del STIMGUN = 26 BPPD
Producción después del STIMGUN = 220 BPPD
Incremento de Producción = 194 BPPD
El precio de petróleo en Enero del 2005 fue de $47.18.
Incremento de Producción * Precio de BPPD = 9.152.92 $/DIA
Por lo tanto PETROPRODUCCION recupera la inversión del trabajo de
TCP en un estimado de 7 días de producción, dependiendo de los
factores externos que se puedan presentar en el pozo.
204
PRODUCCION PARAHUACO-3BDESPUES DEL STIMGUN
220215
204
206
181
197
125
3
329
331
470
329
186 186
279
339303
364
210
114
311307
91
285
050
100150200250300350400450500
FECHA
PRO
DUCC
ION
(BBL
)
BPPD
BAPD
205
POZO SACHA-193
PRODUCCION SACHA-193
570
353
487487
294STIMGUN
353
0
100
200
300
400
500
600
29/03/2005 31/03/2005 1/4/2005
FECHA
PR
OD
UC
CIO
N (B
BL)
BPPD
BAPD
En el Pozo Sacha-193, se realizaron trabajos de cañoneo TCP-
STIMGUN, el 27 y 28 de Marzo del 2005, en el cual se dispararon los
siguientes intervalos:
Hollín Inferior : 9868’-9876’ (8’) 27 de Marzo del 2005
Hollín Superior: 9854’-9860’ (6’) 28 de Marzo del 2005
9830’-9840’ (10’)
Al momento el pozo se encuentra en evaluación con un promedio de 840
BFPD.
206
CAPITULO VIII
NORMAS DE SEGURIDAD INDUSTRIAL
8.1 NORMAS DE SEGURIDAD PARA EL MANEJO CON
EXPLOSIVOS
8.1 ALMACENAMIENTO DE EXPLOSIVOS
HES sigue las recomendaciones IME para el almacenamiento de
explosivos y construcción del contenedor de explosivos.
HES utiliza los siguientes tipos de contenedores:
Contenedores del Tipo I: Son contenedores permanentes para el
almacenamiento de alto y bajo explosivo.
Contenedores del Tipo II: Son contenedores móviles, portátiles,
internos y externos para el almacenamiento de alto y bajo
explosivo.
Contenedores del Tipo III: Son para el almacenamiento temporal
del alto y bajo explosivo mientras son vigilados. Un contenedor
del Tipo III, por ejemplo, es una “caja de diario”.
8.1.1 CONTENEDORES DE EXPLOSIVOS
El LESR esta a cargo de contenedores y es responsable de hacer
cumplir las precauciones de seguridad.
Los contenedores son mantenidos con candado (cerrado) y
asegurados siempre, excepto cuando se mete o saca material de
ellos.
Todos los contenedores son inspeccionados por lo menos una vez
cada 7 días para asegurar que no exista algún intento de entrada o
entrada no autorizada al interior del contenedor. (La seguridad
durante las 24 horas cumple este requerimiento automáticamente).
207
No se harán cambios o modificaciones en la construcción del
contenedor aprobado.
Los explosivos deben ser almacenado solo en contenedores que
cumplan las especificaciones IME.
Las cajas son almacenada horizontalmente, con la parte superior
hacia arriba. Las cajas de productos de igual fabricante y clase
deben colocarse juntas y de manera tal que la marca y las
indicaciones sean visibles.
Los contenedores de materiales explosivos deben estar cerrados
mientras están almacenados.
Los explosivos que no se usen deben ser empacados, etiquetados,
almacenado e inventariados en un sitio aparte dentro del
contenedor.
No almacene herramientas metálicas productoras de chispas o
implementos semejantes en los contenedores.
Utilice solo lámparas accionadas con batería (algunas veces
denominadas linternas o lamparillas) si necesita lámparas de mano
en las áreas de almacenamiento de explosivos. No use
extensiones eléctricas no focos expuestos, como fuentes de luz.
Las áreas de almacenamiento deben ser mantenidas limpias,
secas y libres de arena empaques de papel y basura.
Los materiales explosivos no deben ser colocados directamente
contra las paredes interiores de los contenedores ni deben ser
almacenados de manera que interfieran con la ventilación.
No tire o maneje inadecuadamente explosivos.
Los explosivos deben ser almacenados apropiadamente de
acuerdo con la tabla de compatibilidad proporcionada en el
Apéndice A.
Si un contenedor de explosivos necesita reparación, todos los
explosivos deben ser removidos primero y almacenados en otro
contenedor, o guardados en un sitio seguro.
Se deben mantener registros apropiados.
208
8.1.2 CONTENEDORES DE INTERIORES
Un edificio o construcción puede contener mas de dos
contenedores de interiore, pero el peso neto combinado de
explosivos en los contenedores no puede exceder las 50 libras o
5000 detonadores.
Los contenedores de almacenamiento en interiores deben estar
separados por lo menos 1º ft (3 metros) y localizados a 10 ft (3
metros) de la salida del edificio.
Los contenedores deben ser mantenidos siempre con candado
(cerrado) excepto cuando los explosivos sean removidos o
retornados.
8.1.3 REGLAMENTACION PARA CONTENEDORES DE EXTERIORES
Las distancias y cantidades para los contenedores de exteriores se
establecen de acuerdo con el terreno circundante.
Los contenedores de exteriores deben estar apropiadamente
soportados para prevenir cualquier contacto directo con el suelo.
La pendiente del terreno circundante al contenedor de exteriores
deben estar en dirección opuesta al contenedor para permitir el
desagüe.
El terreno circundante al contenedor debe estar libre de maleza,
matorrales, hojas secas u otros combustibles por lo menos a 25
pies.
Los materiales peligrosos deben ser mantenidos por lo menos a 50
pies de los contenedores de exteriores.
8.1.4 REQUERIMIENTOS PARA EL REGISTRO DE DATOS
Los contenedores deben ser inspeccionados cada 7 días y
chequeados por perdidas, danos, o entrada o no entradas no
autorizadas. Se mantendrán registros de las inspecciones. Para
las unidades internacionales con contenedores en instalaciones
militares, del cliente, o de la policía con seguridad 24/7, el
209
requerimiento de 7 días puede ser descartado, pero se deben
mantener registros.
Una copia valida y actualizada del permiso debe ser colocada y
tenerse disponible para inspección en cada contenedor. Una copia
del permiso y cualquier desviación con la reglamentación otorgada
a HES debe mantenerse en archivo en la oficina.
Los registros del contenedor deben ser:
o Mantenidos en forma permanente (libro de registros del
contenedor)
o Mantenidos en las instalaciones por 5 años a partir de la
fecha de la operación.
o Mantenidos en todos los movimientos de explosivos.
o Mantenidos separadamente en cada contenedor y retenidos
en el archivo de la oficina, y
o Mantenidos en las “Inspecciones del Contenedor de
Explosivo”, semanalmente.
Mantener en archivo por 5 años las copias del
Embarque/Transporte de Materiales Peligrosos-Explosivos.
Mantener por 5 años las trasferencias de materiales relacionados
con explosivos.
Se deberá llevar a cabo y registrar por lo menos un inventario por
año calendario del contenedor.
Mantener por 5 años, registros de la disposición dada a los
explosivos.
8.1.5 COLOCACION DE LETREROS EN LAS AREAS DE
ALMACENAMIENTO
A menos que se especifique lo contrario en la reglamentación local,
HES requiere que los contenedores de exteriores del Tipo I y II
tengan colocados letreros indicando “Explosivos – Manténgase
Lejos”.
210
A menos que se especifique lo contrario en la reglamentación local,
HES requiere que los contenedores de interiores del Tipo II deban
estar pintados en rojo y llevar la inscripción “Explosivos –
Manténgase Lejos del Fuego” en blanco en los costados y techo en
por lo menos 3 pulgadas de altura.
8.1.6 RIESGOS GENERALES
Abajo se listan las áreas donde no se permite fumar, cerillo, llamas
abiertas, dispositivos transmisores de radio frecuencia (teléfonos
celulares, sistemas por radio, etc.) y aparatos que produzcan chispas
(soldadoras, esmeriles, sopletes, etc.):
En ningún contenedor.
Dentro de los 50 pies de cualquier contenedor de exteriores.
Dentro de cualquier área designada para el ensamblaje del cañón
contenido un contenedor de interiores.
8.2 MANEJO DE EXPLOSIVOS
Utilice primero la existencia de explosivos más vieja en tanto no
haya expirado el tiempo de almacenaje.
No tire, deslice o maneje bruscamente las cajas de explosivos.
Cuando maneje explosivos, utilice siempre las siguientes tres
claves para un manejo seguro:
o No someta los explosivos a una presión de confinamiento o
impacto (choque).
o No someta los explosivos al calor.
o Mantenga las fuentes detonantes lejos de los explosivos.
Todos los explosivos deben ser mantenidos en contenedores con
candado (cerrado) que cumplan las normas IME a menos que:
o Estén en el proceso de manufactura o ensamblado del
canon
o Sean manejados físicamente en el proceso de operación por
un usuario
211
o Estén siendo usados
o Sean transportados a un lugar de almacenamiento o que
sean utilizados por una persona que haya adquirido
legalmente los explosivos.
8.2.1 CARGADO DEL CAÑÓN
Los cañones deben ser cargados únicamente en las áreas
designadas. Las áreas para cargas cañones deben ser equipadas
con tapetes de plástico (SAP 79757) para prevenir la iniciación de
cargas debido al impacto/caída de las mismas.
No se permite fumar, llamas abiertas, dispositivos transmisores de
radiofrecuencia (teléfonos celulares, sistemas de llamada por radio,
et.) o dispositivos de chispas (soldadoras, esmeriles, sopletes, etc.)
en ningún cuarto o sitio para el cargado de cañones.
Utilice las herramientas apropiadas aprobadas por el fabricante y
HES durante el cargado de cañones.
Observe los procedimientos publicados para cargas cañones.
Corte los cordones detonantes solo con herramientas
especialmente diseñadas, designadas específicamente para este
propósito o con una hoja de afeitar de un solo filo con un bloque de
apoyo de madera, de plástico o aluminio.
Los detonadores y boosters deben ser crimpeados en el sitio
apropiado usando las herramientas designadas.
Todos los explosivos, incluyendo las cargas preformadas, cordón
detonante y booster direccional, están sujetos a iniciación si son
manejados inapropiadamente.
Nunca golpee, deje caer, fuerce, caliente, esmerile, taladre o
martille sobre ningún elemento explosivo o ensamble de
explosivos.
Antes de armar cualquier explosivo en el tubo del cañón,
asegúrese que el tubo este limpio y libre de oxido y residuos.
212
No modifique ningún artículo explosivo. Si requiere dicha
modificación, devuelva el explosivo al vendedor.
No vacíe las cargas de la caja original a otra caja contenedor.
Retire cada capa de cargas de la caja original, coloque la capa de
cargas en la mesa de cargado, y retire las cargas del contenedor
una a la vez.
Después que sean cargados los cañones, capturemos en el
Inventario de Cañones Cargados.
Se deben colocar después de ensamblado, en cada extremo del
cañón cargado, las tapas protectoras aprobadas. Estas tapas
protectoras tienen la característica que liberan presión excesiva en
el caso de incendio o calentamiento. La tapa protectora también
sirve para proteger al booster en el extremo del cordón detonante.
Los cañones entubados reutilizables (HCG) cargados deben ser
ensamblados en el estante designado hasta que sean necesitados
para uso. Cada instalación debe informar y observar los límites
explosivos establecidos para dicha instalación.
Solo deberán cargarse los cañones requeridos para tareas
pendientes.
Todos los cañones deben tener adheridas las etiquetas de
explosivos de la división 1.4D cuando planee embarcarlas. Sea
conciente que puede ser necesario cambiar la etiqueta de
embarque previo a la transportación, dependiendo del peso total
neto de explosivos a cargar en el vehículo.
213
FIGURA # 37: ETIQUETA DE IDENTIFICACION DE EXPLOSIVOS
Retenga las cajas y materiales de empaque originales para los
componentes explosivos en el caso que sean necesarias para el
reempaque del producto no usado o de corridas fallidas.
8.2.2 TRANSPORTACION DE EXPLOSIVOS
La transportación de explosivos debe realizarse de acuerdo con las
normas HES y la reglamentación aplicable.
8.2.3 LINEAMIENTOS PARA LA TRANSPORTACION
La transportación segura de explosivos requiere que los vehículos
estén limpios, libres de aceite y grasa, y en buenas condiciones
con cables bien aislados y líneas de escape y combustible sin
fugas.
Los vehículos transportando explosivos deben desplegar rótulos si
lo requieren las reglamentaciones locales o estatales o sin
excedidos los limites de carga establecidos por las normas HES.
El Formato 7609 o 3046 Embarque / Transporte de Materiales
Peligrosos ‘Explosivos, completado apropiadamente, deberá
acompañar cualquier material explosivo transportado. Después de
usar explosivos en una tarea, modifique este formato para indicar
la cantidad y peso correcto de los explosivos transportados de
regreso al taller. También revise que el rotulado del vehículo sea el
propio para la carga de retorno.
214
Todos los explosivos deben ser separados apropiadamente de
otros materiales peligrosos de acuerdo con la tabla de segregación
en el Apéndice B.
Asegúrese que todos los explosivos cargados en el vehículo sean
compatibles de acuerdo con la tabla de compatibilidad para la
transportación en el Apéndice C.
Asegúrese que todos los explosivos cargados en embarcaciones
cumplan la segregación de materiales peligrosos de acuerdo con
los requerimientos para embarcaciones hallados en el Apéndice D.
Los vehículos que transporten explosivos deben evitar todo paro
innecesario, y todas las rutas deberán ser planeadas para evitar
áreas congestionadas cuando sea posible. Se deben seguir las
rutas designadas para cargamentos peligrosos.
Los vehículos que transporten explosivos no deben ser dejados sin
vigilancia en ningún momento.
Los empleados no deben fumar no llevar cerillos u otro dispositivo
productores de flama mientras se encuentren a o dentro de 25 pies
a la redonda de los vehículos que transporten explosivos.
Los vehículos con menos de 14000 libras (peso bruto combinado
del vehículo) que transporten explosivos deben tener por lo menos
dos extintores de incendio (10BC o mas grande) abordo en todo
momento. Los vehículos con mas de 14000 libras (peso bruto
combinado del vehículo) transportando explosivos deben tener por
lo menos dos extintores de incendio que totalicen 4ª’70BC abordo
siempre. Los extintores de incendio deben ser visualmente
inspeccionados, cada mes, para asegurarse que estén
apropiadamente cargados.
Las puertas y compuertas traseras deben estar aseguradas de
manera apropiada.
Los explosivos que no se encuentren montados en los cañones
deben estar en los contenedores de embarque apropiados.
215
Las cajas de explosivos deben ser cubiertas por una lona
impermeable y resistente a la firma en un vehículo abierto.
Los empaques de explosivos no deben ser cargados sobre los
lados de un vehículo de carrocería abierta.
Los explosivos deben ser contenidos dentro de la plataforma del
vehículo o de los límites del remolque.
Un vehículo que transporte explosivos debe tener el motor
apagado al reabastecerse de combustible.
8.2.4 TRANSPORTACION DE CAÑONES DE CHORRO CARGADOS
La descripción apropiada del embarque UN para cañones cargados sin
detonadores instalados es “cañones de chorro, pozo de petróleo cargado,
sin detonador”, que son aprobaciones UN, tales como, UN0494 para
explosivos 1.4D y UN0124 para explosivos 1.1D.
Todos los cañones cargados vienen identificados con etiquetas de
la división 1.4D con aprobación UN. Si menos de 200 libras en
peso neto de explosivos y menos de 1000 libras de peso bruto
(transportistas mas explosivos) son transportados, no se requiere
rótulo.
Si el peso bruto de los contenedores (transportistas mas
explosivos) excede 1000 libras y el peso neto de los explosivos es
menor a 200 libras, una etiqueta de la división 1.4D será pegada a
cada cañón y se desplegara el rotulo “Explosivo 1.4D”.
La transportación de mas de 200 libras de peso neto de explosivos,
sin importar el peso bruto (transportista mas explosivo) requiere el
desplegado del rótulo “Explosivos 1.1D”. Los cañones vienen
identificados con etiquetas de la división 1.1D.
NOTA:
Bajo estas circunstancias será necesario reetiquetar cañones
individuales a 1.1D que fueron previamente etiquetados 1.4D después
del cargado y almacenamiento.
216
Los tubos cargados de acero reutilizables deben ser transportados
con tapas protectoras (con medios de ventilación) instaladas.
Los cañones encapsulados deben ser guardados y almacenados
en tubos de cubierta metálica. Los tubos deben tener un diámetro
interno mínimo del diámetro externo del cañón mas 0.75 pulgadas
(19 mm). Los tubos deben tener tapas ventiladas instaladas. El
cañón encapsulado debe ser asegurado a un extremo del tubo
para prevenir el movimiento longitudinal. Los tubos deben ser
etiquetados 1.4D.
En los Estados Unidos de América, los cañones de disparo
selectivo con detonadores eléctricos conectados deben tener
instalados dispositivos interruptores de detonación aprobados.
Deben ser descritos como cañones de chorro, pozo de petróleo
cargado, con detonador y tener etiquetado NA0494 para explosivos
1.4D o NA0124 para explosivos 1.1D.
Los cañones de chorro, con detonador deben ser transportados por
transportistas privados o transportistas por contrato para carretera.
Los cañones de chorro no deben extenderse más allá de la
carrocería del vehículo y deben estar apropiadamente asegurados.
Se permite la transportación de cañones en (a) repisas anguladas,
elevadas (comúnmente conocidas como “lanzacohetes”) siempre
que a) las repisas estén “aptas para ese propósito”, b) los cañones
no se extiendan mas allá de la carrocería del vehículo, y c) los
cañones estén adecuadamente asegurados. Aptas para este
propósito, en este contexto, significa que las repisas estén
diseñadas para soportar apropiadamente el diámetro, peso y
longitud de los cañones siendo transportados, sin sobrecargar o de
otro modo volver inestable al vehículo.
Cuando los cañones de chorro son transportados por
embarcaciones privadas de provisiones de pozo petrolero costa
afuera, los cañones deben ser apropiadamente asegurados a
217
tarimas aprobadas para herramientas de fondo costa afuera,
separadas por un mínimo de 10 pies.
8.2.5 TRANSPORTACION DE DETONADORES Y DISPOSITIVOS
INICIADORES
No más de dos detonadores por cañón pueden ser transportados
en el mismo vehículo transportando cañones cargados.
Los detonadores deben ser transportados en contenedores diarios
(depósitos Tipo III).
Ningún cañón cargado será transportado con dispositivos
iniciadores incorporados (con excepción de los cañones de disparo
selectivo con detonadores eléctricos).
8.2.6 TRANSPORTACION DE OTROS DISPOSITIVOS EXPLOSIVOS
DE ESPECIALIDAD
Los cañones sacamuestras de formación deben ser transportados
como 1.4C y marcados apropiadamente para transportación.
Si el peso bruto de los cañones excede 1000 libras, se debe
desplegar un rotulo 1.4C en el vehículo de transportación.
Los cañones sacamuestras de formación deben ser transportados
en repisas aprobadas que estén aseguradas al vehículo.
Los dispositivos explosivos usados en aplicaciones de Servicios de
Especialidad (tales como desintegradotes de barrenas, cargas de
corte en boca del pozo, cortadores lineales, cargas de punzado,
Stim Tube y oxidantes) deben ser transportados de acuerdo con
las tablas de segregación y compatibilidad proporcionadas en los
Apéndices C y D.
218
8.2.7 LINEAMIENTOS GENERALES PARA LA ROTULACION DE
ANUNCIOS
Si transporta alguna cantidad de explosivos etiquetada como
división 1.1, rotule al vehículo “Explosivo 1.1 (con la letra del grupo
compatible aplicable, por ejemplo, 1.1.D)”.
Un vehículo transportando explosivos de la división 1.1 no pueden
tener ningún otro material peligroso abordo.
Es permisible transportar un cordón detonante que sea 100 gramos
por pie o menos y no chapado en plomo o metálico como un
explosivo de la división 1.4D hasta un peso bruto de 100 libras sin
rótulo (permitido solo en los Estados Unidos de América). Cuando
transporte 101 libras o más, rotule al vehículo ¨Explosivo 1.1D.¨.
La transportación de cajas de cargas preformeadas de chorro
etiquetadas como explosivos de la división 1.4 hasta un peso bruto
de 1000 libras no requiere rotulo. Transportar un peso bruto mayor
a las 1000 libras de cargas preformeadas de la división 1.4
requiere el rotulo “Explosivo 1.4”.
Después de completar un trabajo (o Envió de Emergencia) usando
explosivos, actualice la Forma 3046 – Embarque / Transporte de
Materiales Peligrosos – Explosivos, para “Tubing Conveyed
Perforating” o 7609 para “Logging and Perforating”. Utilice el
rotulado apropiado para el viaje de ida y vuelta.
Los requerimientos de la rotulación pueden diferir de las
reglamentaciones nacionales de los Estados Unidos y deberán ser
documentados en los procedimientos locales HMS y las Auditorias
de Cumplimiento Trimestrales de explosivos (QCAs).
NOTA:
Cuando embarque cantidades de explosivos requiriendo rotulación
para los transportistas públicos y transportistas por contrato, es la
responsabilidad del fletador asegurar que el transportista tenga los
rótulos apropiados.
219
8.3 SEGURIDAD GENERAL CON EXPLOSIVOS EN EL SITIO DEL
POZO
Antes de iniciar operaciones, realice las siguientes actividades:
1. Realice una inspección en el sitio del pozo buscando riesgos
generales de seguridad incluyendo, pero no limitado, los riesgos
de tropezones, riegos de incendios, líneas presurizadas,
alambrados eléctricos, riesgos sobre la cabeza, y los espacios
de trabajo encerrados que pudieran afectar las operaciones con
explosivos y corrija cuando sea necesario.
2. Conduzca una junta de seguridad para asegurar que las
cuadrillas o personal de perforación, supervisores del cliente y
todos los miembros de la cuadrilla HES entiendan la secuencia
del trabajo y todos los peligros, amenazas y riesgos asociados.
3. Identifique un sitio seguro donde el personal no esencial sea
relocalizado durante ciertas partes del trabajo de perforación.
En la junta de seguridad, se identificara al Usuario de Explosivos a
Cargo. En el caso que sea necesario cambiar al Usuario de
Explosivos a Cargo o el Usuario de Explosivos a Cargo original
llega a estar incapacitado por algún motivo, entonces se deberá
celebrar otra junta de seguridad para identificar al nuevo Usuario
de Explosivos a Cargo. Solo hay un Usuario de Explosivos a
Cargo en el sitio y su autoridad y responsabilidades no pueden ser
delegadas.
No se permite fumar excepto en las áreas designadas.
Cuando no se cuente con iluminación natural suficiente, por
ejemplo para las operaciones de noche, un generador auxiliar debe
suministrar suficiente iluminación artificial.
Detenga toda operación de superficie durante las tormentas
eléctricas dentro de las 10 millas a la redonda con explosivos
(usualmente asociadas con la distancia de escuchar el trueno).
Las tormentas eléctricas pueden derivarse de la actividad de los
220
rayos / truenos, nieve, arena o polvo. Este requerimiento esta
dirigido a proteger al personal del impacto de relámpagos y aplica
tanto TCP como operaciones con línea eléctrica. Durante las
operaciones con línea eléctrica, existe un riesgo añadido debido a
la iniciación eléctrica potencial accidental de ciertos tipos de
detonadores eléctricos.
Todos los explosivos estarán asegurados en el contenedor hasta
que sean requeridos.
Los cañones cargados, no en uso inmediato durante la conducción
de un trabajo, serán colocados fuera de la línea directa de disparo
del área de armado.
El cargado o descargado en el sitio del pozo de dispositivos
explosivos debe ser conducido en un sitio designado localizado a
por lo menos 50 pies (15.2 metros) de las fuentes de calor, tales
como operaciones con llamas abiertas o soldadura.
Se deben desplegar en el sitio de cargado inmediato las
señalizaciones de advertencia con la leyenda “Peligro –
Explosivos” o su equivalente.
Los cañones u otros explosivos no deben ser dejados en el sitio del
pozo a menos que:
- estén atendidos, o
- el sitio del pozo tenga seguridad las 24 horas, lo cual, hace
constar
que se tienen explosivos, o
- estén los cañones u otros explosivos en el agujero y la
torre
de perforación este detenida.
8.4 OPERACIONES DE TCP EN EL SITIO DEL POZO
Después de llegar al sitio del pozo, siga los procedimientos de las
Secciones anteriores.
221
Todos los sistemas de disparo no eléctricos deben desplegar la
señal de advertencia “Peligro – Explosivos”.
Para operaciones de TCP usando detonadores no eléctricos, se
permite continuar sin interrumpir la protección catódica activa y
transmisores de radiofrecuencia.
8.4.1 PREPARACION DEL CAÑON
1. La preparación del cañón debe ser supervisada por el Usuario de
Explosivos a Cargo.
2. Asegúrese que todo el personal no esencial este fuera del área de
operaciones y que no se halle ninguna persona por debajo del piso
de perforación durante la preparación del cañón.
3. Asegúrese que todos los cañones estén equipados con tapas
protectoras apropiadas de manera que las conexiones balísticas no
estén expuestas durante el manejo y movimiento.
4. Antes de la instalación de cualquier sistema de disparo, se debe
conducir una revisión de repaso de la seguridad en el piso de
perforación, abarcando especialmente la función del sistema de
disparo usado.
5. Si utiliza una cabeza de disparo desde el fondo, instale la cabeza
de disparo mientras la sección del cañón este suspendida en los
elevadores. Asegúrese que los elevadores estén asegurados
antes de tomar la sección del cañón. La cabeza ¨Top ‘ Fire¨ no
será conectada hasta que el espaciador de seguridad haya sido
colocado en las cuñas.
6. La instalación y remoción del ensamblaje de elevación la realiza
personal HES únicamente.
7. Tenga cuidado cuando ensamble la sarta del cañón para evitar
posibles impactos entre las conexiones balísticas o el
aplastamiento o forzamiento de las conexiones balísticas.
222
8. Quite el ensamble de elevación de la sección inferior del cañón
retenida en las cuñas. Coloque un protector lateral apropiado
sobre el conector balístico previo a la toma del siguiente cañón.
9. Cuando haga una conexión vertical del cañón, primero quite el
protector lateral del cañón suspendido de los elevadores y
asegúrese visualmente que el booster no se extienda más allá del
extremo del inserto para alinear. Después quite el protector lateral
de la parte superior o inferior de la sección del cañón, retenida en
las cuñas. Determine que no se tenga presente ningún material u
objeto extraño dentro del cañón y cavidades justo antes de la
conexión.
8.4.2 REQUERIMIENTOS PARA EL USO DE LA CABEZA MECANICA
DE DISPARO (BARRA)
La cabeza de disparo es definida como un ensamble que utiliza el
subensamble SAP 100155945, y es mayormente usada en el
ensamble SAP 100005223.
La cabeza de disparo mecánica esta categorizada como un articulo
de aplicación especial, y solo será utilizada cuando las condiciones
del pozo imposibiliten el uso de sistemas de disparo alternos.
Cuando se desea un sistema de disparo accionado por barra, las
cabezas de disparo de elección serán del tipo asistido por presión,
ya sean el Modelo IID o el Modelo IIID.
Cuando no se tenga una presión hidrostática mínima (250 psi, 17.2
bar) en el agujero para utilizar la cabeza de disparo Modelo IIID,
puede manejar la Cabeza de Disparo si se cumplen las siguientes
condiciones:
o La Cabeza Mecánica de Disparo debe ser manejada en
conjunción con el Ensamble del Dispositivo Interruptor de
Detonación.
223
o Un mínimo de 10 pies (3.0 metros) de espaciador de
seguridad debe ser colocado entre la cabeza de disparo y la
carga superior (primera carga).
Si no se tiene presente la presión hidrostática mínima para la
cabeza de disparo Modelo IIID, ni la temperatura mínima del
agujero inferior (135ª F, 57.2ª C) necesaria para el Dispositivo
Interruptor de Detonación, puede meter la Cabeza Mecánica de
Disparo si se cumplen las siguientes condiciones:
o El Departamento de Tecnología TCP ha sido notificado
antes de ejecutar el trabajo.
o Se debe meter un mínimo de 10 pies (3.0 metros) de
espaciador de seguridad entre la cabeza de disparo y la
carga superior (primera carga).
o La barra de detonación debe ser pescada inmediatamente
después que ha sido dejada caer, a pesar de las
indicaciones de la detonación del cañón.
o El cliente ha sido informado de la política de HES
concerniente al uso de la Cabeza Mecánica de Disparo
sobre las consideraciones de seguridad y acepta seguir los
procedimientos recomendados de HES relativos al uso de la
Cabeza Mecánica de Disparo.
8.4.3 ARMADO DEL CAÑON MECANICO (BARRA – TODOS LOS
TIPOS)
1. Relocalice todo el personal no esencial a un sitio seguro hasta
que el ensamble del cañón haya sido armado y metido al pozo a
una profundidad de 200 pies (61 metros).
2. Después de instalar la cabeza de disparo, inspeccione el
unidireccional (no-go) por una instalación apropiada. Reinstale el
tapón ciego de acero después de la inspección.
224
NOTA:
Nunca quite el ensamble para manipular la cabeza de disparo
mientras la cabeza de disparo esta unida a un cañón.
3. Antes de conectar cualquier tubular al ensamble para manipular la
cabeza de disparo, debe ser calibrado. El Usuario de Explosivos
a Cargo debe verificar visualmente que estén calibrados los
primeros 200 pies (61 metros) de tubulares.
4. Si se encuentra algún retraso mientras introduce la tubería en el
pozo, debe instalar un tapón ciego de acero en la parte superior
de la tubería.
5. Todas las mangueras y conexiones-adaptadores de tubería
usados en la operación de llenado de la tubería arriba de la
cabeza de disparo deben estar diseñadas de manera que no
puedan atravesar el unidireccional.
8.4.4 RECUPERACION DEL POZO DE CAÑONES DE TCP
ACCIONADOS MECANICAMENTE (BARRA – TODOS LOS
TIPOS)
1. No intente recuperar cañones a la superficie sin hacer todos los
intentos razonables de recuperar o recobrar la barra amenos que
exista una indicación positiva que los cañones has disparado. Si
no existe ninguna indicación positiva que los cañones han
disparado y la barra no puede ser recogida antes de jalar el
ensamble del fondo, contacte al supervisor local quien puede
entonces contactar a Servicios Técnicos TCP si es necesario.
2. Relocalice todo el personal no esencial a un sitio seguro cuando el
cañón sea recogido de una profundidad de 200 pies (61 metros)
por debajo de la tierra o a 200 pies (61 metros) por debajo de
cualquier área ocupada en plataformas petroleras costa-afuera.
225
NOTA:
Nadie deberá estar debajo del piso de la torre de perforación cuando
el cañón sea recogido a 200 pies (61 metros) por debajo de la tierra o
a 200 pies (61 metros) por debajo de cualquier área ocupada en
plataformas petroleras costa-afuera.
3. Deje otro tanto de los tubulares/equipamiento conectado al
ensamble para manipular la cabeza de disparo cuando lo permite
la torre de perforación y autorice todavía la instalación de la placa
soporte en el conector superior del cañón. No intente aflojar
ninguna conexión en esta sección.
4. Quite inmediatamente el mecanismo de disparo y proceda con el
desmontaje de los cañones en sentido inverso descrito en la
sección de Preparado de la Sección.
5. Antes de desarmarlo, confirme que el ensamble del cañón haya
sido disparado.
6. Determine si existe presión interna dentro del ensamble del cañón.
Si existe presión, siga los procedimientos establecidos para liberar
presión (véase sección 8.7)
8.4.5 REQUERIMIENTOS GENERALES PARA CABEZAS DE
DISPARO ACCIONADAS POR PRESION
Relocalice todo el personal no esencial a un sitio seguro hasta que
el ensamble del cañón haya sido armado e introducido en el pozo a
una profundidad de 200 pies (61 metros).
No aplique presión a las cabezas de disparo accionadas por
presión cuando estén en la superficie.
8.4.6 PRUEBA DE PRESION DE CABEZAS DE DISPARO DE TCP EN
LUBRICADORES
No se permite someter a prueba de presión ninguna cabeza de disparo de
TCP en los lubricadores.
226
8.4.7 ECUALIZACION DE LA PRESION EN LUBRICADORES CON
CABEZA DE DISPARO DE TCP INSTALADAS
No se ecualice la presión en lubricadores, ni en la sarta de ¨snubbing¨, sin
primero contactar al supervisor local.
8.5 DESFOGUE DE LA PRESION ATRAPADA EN LOS SITEMAS DE
DISPARO
Sea conciente que cada vez que saque cañones del pozo, puede
tener presión atrapada dentro de cualquier cañón disparado o no
disparado y en los espaciadores del cañón. Para determinar si
existe alguna presión atrapada, rompa la conexión del cañón en
forma normal. Si no hay presión atrapada, la conexión retrocederá
con mínima resistencia. La única resistencia será la fricción del O-
ring. Si se dificulta en extremo retroceder la conexión, entonces
usted puede tener presión atrapada en el interior del cañón o en el
cuerpo espaciador.
Hay varios métodos para desfogar la presión atrapada. El método
utilizado dependerá del sistema de cañón en particular siendo
usado y del equipo disponible en su área.
NOTA:
En algunos sistemas de cañón el O-ring se romperá mientras las
roscas todavía hacen contacto, y la presión puede ser fácilmente
desfogada. Sin embargo, otros sistemas pierden contacto en la rosca
antes de que el O-ring se rompa. Es importante saber qué tipo de
sistema esta siendo usado antes de intentar desfogar la presión
atrapada al retroceder las roscas.
Es posible tener la formación de fluidos y gases atrapados en los
cañones. Esta presión atrapada pudiera ser inflamable o toxica.
Se deberán tomar las precauciones apropiadas.
227
El método para desfogar la presión es usar la Herramienta para
desfogar la Presión Atrapada en el Cañón del Jet Research Center,
para penetrar un ¨scallop¨ (festón) y desfogar la presión.
8.6 SISTEMAS PROPELENTES (STIMGUN)
8.6.1 CONSIDERACIONES DE SEGURIDAD
El ensamblaje del StimGun es metido en conjunción con un cañón
convencional y como tal deberá ser manejado con el mismo cuidado dado
a cualquier tubo de cañón.
La camisa propelente del StimGun deberá ser transportada al sitio en su
contenedor de embarque del fabricante original y nunca ser transportada
en un cañón cargado.
ADVERTENCIA:
Nunca asegure los cables sustentadores, etc., a la camisa o permita al
ensamble oscilar ni golpear la estructura de la torre de perforación ya que
esto puede causar daños a la camisa. Nunca coloque llaves o pinzas, ni
cuñas sobre la camisa.
8.6.2 NOTAS OPERACIONALES:
El ensamble del StimGun deberá ser bajado al pozo por lo menos a 200
pies/minuto en el cable eléctrico y a una velocidad baja a moderada
cuando descienda en tubulares (90 a 100 pies/minuto).
8.6.3 PROCEDIMIENTOS DE TALLER
NOTA:
Los ensambles de tándem normal, tapones ciegos y subensambles
superiores serán reemplazados por tándems centralizadores con aletas.
Estos subensambles servirán para proteger la camisa al bajar al pozo.
228
8.6.4 PROCEDIMIENTOS EN EL SITIO DEL POZO
Si el ensamble es traído nuevamente a la superficie sin detonar, todos los
componentes del ensamble de la camisa pueden ser limpiados con agua
fresca y almacenados para re-uso, asumiendo que no se notaron daños
en la camisa.
El cañón deberá ser inspeccionado por lo posible degeneración de
explosivos y la duración a la temperatura del agujero cuando decida si los
componentes explosivos son adecuados o no para re-uso.
También proteja las camisas propelentes. Pueden estar dañadas por el
contacto con la pared de la tubería de revestimiento. Se prefiere el
tándem del centralizador tipo anillo, pero cualquier tipo de tándem con
aletas con un diámetro externo mayor a la camisa propelente es mejor
que nada de protección en absoluto.
Para pozos horizontales, los trabajos deberán ser preparados de manera
que las camisas propelentes estén bien protegidas. Cada sección del
cañón con camisa StimGun en éste, debe estar protegido con anillos
retenedores centralizados.
ADVERTENCIA:
No modifique la camisa cortándola. El polvo es irritante y potencialmente
inflamable.
Use un tándem de centralizador superior e inferior y el cuello retenedor de
centralizador de protección para posicionar la camisa (contacte al
Departamento de Tecnología TCP por las especificaciones). No dependa
de retenedores del a versión anterior para proteger el propelente.
No use cinta para ductos, abrazaderas de manguera, algo diferente al
cuello retenedor de centralizador de protección para asegurar las
camisas. Para cañones múltiples, asegúrese que cada cañón con
propelente instalado esté protegido con un centralizador.
229
8.7 MANEJO DE EXPLOSIVOS DE CORRIDAS FALLIDAS EN EL SITIO
DEL POZO
Los componentes explosivos recuperados de corridas fallidas
deben ser devueltos a sus contenedores.
Los detonadores recuperados de corridas fallidas tienen alambres
del detonador juntos y en corto y el cordón detonante removido o
cortado tan chico como sea posible y colocado en su contenedor
de transporte apropiado.
Inspeccione el área por trozos de cordón detonante, cargas
sueltas, y cualquier otro componente del dispositivo explosivo y
colóquelos en contenedores de transporte apropiados.
Todas las componentes explosivos de dispositivos de corridas
fallidas deben ser evaluados por el Usuario de Explosivos a Cargo
antes que sean usados nuevamente.
Nunca vuelva a usar los dispositivos de iniciación
Cuando un trabajo es completado, asegúrese que el área esté
limpia. Lleve todas las cajas de explosivos vacías y carretes de
cordón detonante de regreso a la base para ser disposicionados de
acuerdo con las reglamentaciones.
8.8 DISPOSICIONAMIENTO DE EXPLOSIVOS
Todos los explosivos devueltos de un trabajo deben ser evaluados
y ya sea regresados como existencias o designados como no
utilizables.
Todo explosivo utilizable e inutilizable debe ser almacenado en
contenedores en su empaque original, segregados de acuerdo con
las reglamentaciones, apropiadamente etiquetados e inventariados.
Si no se tiene disponible o no es utilizable el empaque original,
entonces los explosivos necesitan ser re-empacados en cajas
nuevas del mismo tipo a la original y re-etiquetados
apropiadamente.
230
Todos los explosivos inutilizables deben ser disposicionados de
acuerdo con la Política Global de Eliminación de Explosivos.
Las cajas vacías sin ningún residuo explosivo dentro pueden ser
tratadas como residuo industrial. Antes de dar disposicionamiento,
las etiquetas de explosivos deben ser ya sea removidas o
deterioradas (recubiertas con pintura). Las cajas que contengan
residuos explosivos deben ser disposicionadas en conformidad con
la Policía Global de Eliminación de Explosivos.
8.9 REQUERIMIENTOS DE SEGURIDAD CON EXPLOSIVOS
Los explosivos almacenados en contenedores Tipo I y Tipo II
deben ser asegurados con dos candados aprobados.
Los contenedores externos remotos también deben ser asegurados
con una cerca ciclónica de por lo menos 6 pies de altura. La puerta
de la cerca debe estar asegurada con un candado aprobado.
Los depósitos Tipo III y contenedores de transporte deben estar
fijos al vehículo de forma permanente o asegurados por tornillos o
cadenas.
Si se pierden o roban explosivos, contacte inmediatamente al
oficial de seguridad de explosivos HES.
231
CAPITULO IX
CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES
9.1 CONCLUSIONES
Básicamente la existencia de las dos técnicas de punzonamiento,
Wireline o TCP, están relacionadas con la optimización de la
productividad de un pozo.
El cañoneo TCP se usa en pozos desviados y cuando se van a
realizar punzados largos.
La técnica de punzado “STIMGUN”, combina el uso de cañones
con cargas de alta penetración y propelentes.
El ensamble del StimGun puede ser bajado al pozo con cable
eléctrico, tubería, tubería de perforación, o con tubería flexible.
El propelente es aplicable a cualquier trabajo de TCP.
Realizar un cañoneo TCP con STIMGUN da mejor penetración al
disparo, que al efectuarlo solamente con TCP; y por lo tanto la
productividad del pozo será mayor.
Antes de efectuar una operación de punzonamiento, ya sea con
Wireline o con TCP es indispensable conocer las características
del sistema mecánico y de la formación.
Es necesario, antes de realizar un punzonamiento, verificar que
exista una buena cementación entre la formación y el casing,
mediante los registros eléctricos.
Es muy importante tener una exactitud en la profundidad a la que
se desea punzonar, más aun cuando se realiza un trabajo en
pozos productores, ya que se puede cometer el error de punzar
mas debajo del contacto agua petróleo, ocasionando con esto la
producción de agua.
Todas las operaciones de punzonamiento deben seguir reglas de
seguridad específicas, por el peligro que implica la manipulación de
explosivos y elementos radioactivos.
232
La elección de los correctos factores geométricos del
punzonamiento tales como: fase del cañón, densidad de disparo,
profundidad de la penetración y diámetro del punzonamiento,
ayudan al desarrollo de un buen trabajo.
Es importante tener un conocimiento de las ventajas y desventajas
que proporcionan los diversos sistemas de punzonamiento
disponibles en el mercado, así como los objetivos para los que
fueron diseñados.
Existe una correlación entre el diferencial de presión utilizado para
punzonar y la permeabilidad de la formación, para obtener orificios
punzonados limpios.
Punzonar con sobrebalance de presión en contra de la formación
daña la formación que contiene hidrocarburos.
En formaciones que se punzonan con sobrebalance y que tienen
presiones superiores a 5000 PSI, se prevee que con la energía
suministrada por esta presión se limpien los punzonamientos
taponados.
El cañoneo TCP utiliza un diferencial de presión a favor de la
formación, cuyo efecto permite acarrear los restos dejados por las
cargas y despejar parte del lodo de perforación remanente y otras
partículas extrañas, se disminuye el efecto de daño y se aumenta
la productividad.
233
9.2 RECOMENDACIONES
Con el objeto de incrementar la productividad de formaciones
productivas, se recomienda utilizar la Técnica de punzado
“STIMGUN”.
Usar el máximo diferencial de presión permitido, para lograr hacer
fluir la formación y tener una alta relación de productividad.
Los pozos de alta productividad y alta presión requieren bastante
seguridad y la técnica de TCP minimiza los riesgos para estas
operaciones.
Se recomienda usar STIMGUN como un método de pre-fractura.
El propelente se lo puede también usar para lograr una mejor
conexión con el reservorio, para la estimulación de pozos, para
reestablecer inyectabilidad en pozos inyectores, como un método
de pre-fractura, como un método de limpieza.
Los cañones y sistemas de completación, deberán ser diseñados
para cumplir con las condiciones del pozo.
234
APENDICES
APENDICES A
TABLA DE COMPATIBILIDAD PARA EL ALMACENAMIENTO DE
EXPLOSIVOS, SÓLIDOS INFLAMABLES Y OXIDANTES.
I. Contenedores para Alto
Explosivo Primario
Detonadores eléctricos –
resistorizados
Iniciadores e iniciadores
secundarios
Iniciadores para cordón detonante
Detonadores no eléctricos
Iniciadores de percusión
Estopines con retraso en tiempo
Fusibles con retraso en tiempo
Pernos explosivos
Iniciadores y detonadores RED
II. Contenedores para Alto
Explosivo Secundario.
Cargas preformadas
Cordón detonante
Cargas de poder JRC/HES
Cargas de cañones sacamuestras
de formación
Cordón detonante blindado
Pólvora fumígura
Boosters bidireccionales (sólo
explosivos secundarios)
Cargas de poder Baker de
accionamiento lento
Cortadores térmicos
Cartuchos y pastillas del ¨severing
235
tool¨
Explosivos C-4 y Comp. B
III. Armarios Ignífugos
Seguros
Cargas de poder Baker estándar
Pastillas generadoras de gas
(Cortador Químico HES)
Granos generadores de gas
(Cortador Químico PRS)
IV. Área Segura (que está
seca, fría y lejos de
materiales inflamables y
explosivos)
Productos StimGun (StimSleeve y
StimTube)
NOTA:
La tabla de arriba es sólo para propósitos de almacenamiento sin atención
y no deberá ser usada para propósitos de transportación o
almacenamiento temporal.
236
APENDICE B
TABLA DE SEGREGACION DE MATERIALES PELIGROSOS
1.1 1.3 1.4 2.1 2.2 2.3 3 4.1 5.1 7 8
Explosivos 1.1 * * * X X X X X X X X
Explosivos 1.3 * * * X X X X X
Explosivos 1.4 * * * 0 0 0 0
Gases Inflamables 2.1 X X 0 0 0 0
Gases No Inflamable, No tóxico X
Gas Venenoso 2.3 X X 0 0 0 0 0 0
Líquidos Inflamables 3 X X 0 0 0
Sólidos Inflamables 4.1 X 0 0
Oxidantes 5.1 X X 0 0
Materiales Radioactivos 7 X 0
Líquidos Corrosivos 8 X X 0 0 0 0
- ¨X¨ denota que estos materiales pueden ser transportados juntos en el
mismo vehículo.
- ¨0¨ denota que los materiales pueden ser transportados juntos en el mismo
vehículo siempre que estén separados por al menos 4 pies en cada
dirección.
- ¨*¨ denota hacer referencia a la Tabla de Compatibilidad para
Transportación en el Apéndice C.
APENDICE C
237
APENDICE C – TABLA DE COMPATIBILIDAD PARA
TRANSPORTACION
GRUPO DE
COMPATIBILIDAD
B C D G S
B X X X 4
C X 4
D X 4
G X 4
S 4 4 4 4
- Un espacio en blanco en la tabla indica que no aplican
restricciones.
- ¨X¨ indica que los explosivos de grupos de diferente compatibilidad
no pueden ser transportados en el mismo vehículo de transporte.
- ¨4¨ significa 177.835 (g) cuando transporte detonadores.
APENDICE D
238
SEGREGACION DE MATERIALES PELIGROSOS PARA
EMBARCACIONES
1.1 1.4 2.1 2.2 2.3 3 4.1 5.1 7 8
Explosivos 1.1 * * 4 2 2 4 4 4 2 4
Explosivos 1.4 * * 2 1 1 2 2 2 2 2
Gases Inflamables 2.1 4 2 X X X 2 1 2 2 1
Gases No Inflamable, No tóxico 2.2 2 1 X X X 1 X X 1 X
Gas Venenoso 2.3 2 1 X X X 2 X X 1 X
Líquidos Inflamables 3 4 2 2 1 2 X X 2 2 X
Sólidos Inflamables 4.1 4 2 1 X X X X 1 2 1
Oxidantes 5.1 4 2 2 X X 2 1 X 1 2
Materiales Radioactivos 7 2 2 2 1 1 2 2 1 X 2
Líquidos Corrosivos 8 4 2 1 X X X 1 2 2 X
SEPARACION EN EL PISO
1. Separado por 10 pies (3 metros)
2. Separado por 20 pies (6.1metros)
3. Separado por 39 pies (12 metros)
4. Separado por 79 pies (24 metros)
5. Segregación si la hay mostrada en la tabla 172.101
BIBLIOGRAFIA
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