UNIVERSIDAD TECNOLÓGICA EQUINOCCIAL

FACULTAD DE CIENCIAS DE LA INGENIERÍA

CARRERA DE INGENIERÍA DE PETRÓLEOS

ANÁLISIS TÉCNICO-ECONÓMICO DE LA TECNOLOGÍA

APLICADA DE CAÑONEO TIPO ANCLA EN COMBINACIÓN

CON BAJO BALANCE DINÁMICO EN POZOS PETROLEROS

DEL CAMPO GUANTA-DURENO

TRABAJO PREVIO A LA OBTENCIÓN DEL TÍTULO DE INGENIERO DE

PETRÓLEOS

GALO FABRICIO GUANOLUISA ARTEAGA

DIRECTOR: ING. BENJAMÍN HINCAPIÉ

Quito, Agosto 2014

i

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

ii

DECLARACIÓN

Yo GALO FABRICIO GUANOLUISA ARTEAGA, declaro que el trabajo aquí

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

ningún grado o calificación profesional; y, que he consultado las referencias

bibliográficas que se incluyen en este documento.

La Universidad Tecnológica Equinoccial puede hacer uso de los derechos

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

Propiedad Intelectual, por su Reglamento y por la normativa institucional

vigente.

_________________________

Galo Fabricio Guanoluisa Arteaga

C.I. 1311761330

iii

CERTIFICACIÓN

Certifico que el presente trabajo que lleva por título “Análisis técnico-

económico de la tecnología aplicada de cañoneo tipo Ancla en

combinación con bajo balance dinámico en pozos petroleros del campo

Guanta-Dureno”, que, para aspirar al título de Ingeniero de Petróleos fue

desarrollado por Galo Fabricio Guanoluisa Arteaga, bajo mi dirección y

supervisión, en la Facultad de Ciencias de la Ingeniería; y cumple con las

condiciones requeridas por el reglamento de Trabajos de Titulación artículos

18 y 25.

______________________

Ing. Benjamín Hincapié

DIRECTOR DEL TRABAJO

C.I. 0800852758

iv

DEDICATORIA

Este trabajo fruto del esfuerzo y sacrificio es dedicado primordialmente a

Dios quién ha guiado mis pasos en esta y todas las etapas de mi vida

llenándome de sabiduría para tomar las mejores decisiones, para Él toda la

gloria.

A mi madre pilar fundamental en mi vida y el ser a quien más amo, con su

amor y dulzura supo inculcarme desde pequeño a ser responsable y a

cumplir todos mis sueños “Te amo mamita”. A mi padre por sus valores

inculcados y por enseñarme a ser un luchador en la vida.

A mis hermanos, quienes son mi motivo de superación, lucha y son por

quienes trato de ser día a día mejor, los amo.

A toda mi familia: Mis abuelitos que están en el cielo, mis abuelitas que aún

las tengo conmigo ,mis viejitas lindas, a mis tíos, primos por la confianza en

mi depositada y por siempre tener los mejores deseos hacia mi.

v

AGRADECIMIENTO

A Dios por su infinito amor, por todas sus bendiciones y por siempre estar a

mi lado guiándome en cada paso.

A mis padres por ser el motor de mi vida, por haberme inculcado desde

pequeño buenos valores, principios y por haber formado mi carácter de la

mejor manera.

A mis tíos y primos por todo su apoyo durante esta importante etapa en mi

vida.

A mi querida Universidad Tecnológica Equinoccial, por su excelente

formación académica y humana, la combinación ideal para ser un gran

profesional.

A la Secretaría de Hidrocarburos del Ecuador y a la Gerencia de

Operaciones del activo Lago Agrio de Petroamazonas EP, por su

colaboración, apoyo y respaldo en el desarrollo del presente trabajo de

titulación.

Al Ingeniero Benjamín Hincapié por haber dirigido con gran paciencia y

responsabilidad mi trabajo de titulación, gracias por ser más que mi maestro,

mi amigo.

A mis compañeros de clases que compartieron conmigo el trayecto de esta

dura pero valiosa carrera profesional, por todos los buenos y malos

momentos compartidos.

vi

ÍNDICE DE CONTENIDOS

PÁGINA

DECLARACIÓN ............................................................................................. ii

CERTIFICACIÓN ........................................................................................... iii

DEDICATORIA .............................................................................................. iv

AGRADECIMIENTO ....................................................................................... v

RESUMEN ................................................................................................... xvi

ABSTRACT ............................................................................................... xviii

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

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

1.1. PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA ............................................... 2

1.2. OBJETIVOS ...................................................................................... 3

1.2.1. GENERAL .................................................................................. 3

1.2.2. ESPECÍFICOS ........................................................................... 3

1.3. IDEA A DEFENDER ......................................................................... 4

1.4. MARCO DE REFERENCIA .............................................................. 4

1.5. TÉCNICAS DE INVESTIGACIÓN UTILIZADAS ............................... 4

CAPITULO II .................................................................................................. 6

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

2.1.1. CAÑONES ................................................................................. 7

2.1.1.1. Iniciadores ........................................................................... 8

2.1.1.2. Cordón detonante ................................................................ 8

2.1.1.3. Boosters .............................................................................. 8

2.1.1.4. Cargas huecas ..................................................................... 8

2.2. PARÁMETROS QUE AFECTAN LA EFECTIVIDAD DE LOS

DISPAROS ............................................................................................... 11

2.2.1. TAPONAMIENTO DE LOS DISPAROS ................................... 11

2.2.2. COSTO .................................................................................... 13

2.2.3. DAÑOS DEL CEMENTO Y EL CASING .................................. 13

2.2.4. MEDICIÓN DE LA PROFUNDIDAD ......................................... 13

2.2.5. PENETRACIÓN CONTRA EL DIÁMETRO DEL ORIFICIO ..... 14

vii

2.2.6. USO DE FLUIDOS LIMPIOS ................................................... 14

2.2.7. RESISTENCIA Y COMPRESIÓN DE LAS ARENAS ............... 14

2.2.7.1. Arenas compactadas ......................................................... 15

2.2.7.2. Arenas no compactadas .................................................... 15

2.2.8. DENSIDAD DE DISPAROS ..................................................... 15

2.2.9. EFECTO DE LA PRESIÓN DIFERENCIAL .............................. 16

2.3. PARAMETROS QUE AFECTAN LA PRODUCTIVIDAD DE UN

POZO ....................................................................................................... 17

2.3.1. PARÁMETROS GEOMÉTRICOS DEL DISPARO .................. 18

2.3.1.1. Penetración de las cargas huecas en la formación ........... 20

2.3.1.2. Diámetro a la entrada de la perforación ............................. 20

2.3.1.3. Densidad de disparo .......................................................... 20

2.3.2. PRESIÓN DIFERENCIAL AL MOMENTO DEL DISPARO ...... 22

2.3.2.1. Sobre balance o diferencial de presión positiva................. 22

2.3.2.2. Balance .............................................................................. 22

2.3.2.3. Bajo balance o diferencial de presión negativo.................. 23

2.4. EFECTOS DEL DAÑO PRODUCIDO POR EL PROCESO DE

CAÑONEO ............................................................................................... 24

2.4.1. DAÑO A LA FORMACIÓN ....................................................... 24

2.4.1.1. Daño producido por el proceso de cañoneo ...................... 24

2.5. TRANSPORTE DE CAÑONES ....................................................... 25

2.5.1. CAÑONES BAJADOS CON CABLE (WIRELINE).................... 25

2.5.2. CAÑONES BAJADOS CON TUBERÍA DE PRODUCCIÓN TCP

26

2.6. TECNOLOGÍA APLICADA DE CAÑONEO ..................................... 29

2.6.1. SISTEMA DE DISPAROS EN BAJO BALANCE ...................... 29

2.6.1.1. Bajo balance estático ......................................................... 29

2.6.1.2. Bajo balance dinámico ....................................................... 30

2.6.2. TECNOLOGÍA DE CAÑONEO EN CONDICIONES DE BAJO

BALANCE DINÁMICO (PURE) ............................................................. 31

2.6.2.1. Bajo balance dinámico óptimo y eliminación del daño

producido por los disparos ................................................................. 33

2.7. TECNOLOGÍA DE CAÑONEO TIPO ANCLA (MAXR) ................... 35

viii

2.7.1. PROCEDIMIENTO DEL SISTEMA DE CAÑONEO CON MAXR

37

2.8. TECNOLOGÍA DE CAÑONEO TIPO ANCLA EN COMBINACIÓN

CON BAJO BALANE DINÁMICO (MAXR+PURE) .................................... 39

CAPÍTULO III ............................................................................................... 40

3. METODOLOGÍA .................................................................................... 40

3.1.1. LOCALIZACIÓN GEOGRÁFICA .............................................. 40

3.1.2. GENERALIDADES ................................................................... 41

3.2. GEOLOGÍA DEL CAMPO GUANTA-DURENO .............................. 42

3.3. COLUMNA ESTRATIGRÁFICA ...................................................... 46

3.4. RESERVORIOS PRINCIPALES ..................................................... 48

3.4.1. ESPESORES PROMEDIOS .................................................... 48

3.4.2. PARÁMETROS PETROFÍSICOS............................................. 48

3.4.3. PARÁMETROS DE FLUIDOS .................................................. 49

3.4.4. PRESIONES INICIALES, ACTUALES Y DE BURBUJA DE LAS

ARENAS PRODUCTORAS DEL CAMPO GUANTA-DURENO ............ 50

3.5. RESERVAS CERTIFICADAS DE LOS RESERVORIOS ................ 50

3.6. MAPAS ISOBÁRICOS .................................................................... 52

3.7. DECLINACIÓN DEL CAMPO ......................................................... 54

3.8. POZOS CAÑONEADOS EN EL ACTIVO LAGO AGRIO ................ 54

3.9. POZOS SELECCIONADOS PARA EL ANÁLISIS .......................... 55

3.10. RADIO DE INVASIÓN ................................................................. 56

3.11. ANÁLISIS DE LA EFECTIVIDAD DEL CAÑONEO EN LOS

POZOS SELECCIONADOS ..................................................................... 58

3.12. PENETRACIÓN DE LOS POZOS CAÑONEADOS ..................... 59

3.13. RELACIÓN ENTRE EL RADIO DE INVASIÓN Y LA

PENETRACIÓN DE DISPAROS .............................................................. 60

3.14. CONDICIONES FLUYENTES DE LOS POZOS CAÑONEADOS 62

3.15. RESULTADO DE LAS INTERPRETACIONES DE LOS POZOS 62

3.16. ANÁLISIS DE ACUERDO A LA RELACIÓN DE PRODUCTIVIDAD

64

3.17. ANÁLISIS A PARTIR DE LA EFICIENCIA DE PRODUCTIVIDAD

67

ix

3.17.1. UN MÉTODO SIMPLE PARA ESTIMAR LA PRODUCTIVIDAD

67

3.17.1.1. Procedimiento de cálculo ................................................... 71

3.18. DAÑO TOTAL EN EL POZO ....................................................... 71

CAPÍTULO IV ............................................................................................... 72

4. ANÁLISIS DE RESULTADOS ............................................................... 72

4.1. ANÁLISIS TÉCNICO....................................................................... 72

4.1.1. ANÁLISIS DE LA EFICIENCIA DE PRODUCTIVIDAD DEL

POZO GUANTA F-28 EN FUNCIÓN DE LA PROFUNDIDAD DE

PENETRACIÓN, DENSIDAD DE DISPAROS Y DIÁMETRO DEL

ORIFICIO. ............................................................................................. 72

4.1.1.1. Valores de eficiencia de productividad y relación de

productividad en función de la profundidad de penetración del pozo

Guanta F-28 ....................................................................................... 72

4.1.1.2. Valores de eficiencia de productividad en función de la

densidad de disparos del pozo Guanta F-28 ..................................... 76

4.1.1.3. Valores de eficiencia de productividad en función del

diámetro del orificio del pozo Guanta F-28 ........................................ 77

4.1.2. ANÁLISIS DE LA EFICIENCIA DE PRODUCTIVIDAD DEL

POZO GUANTA F-38 EN FUNCIÓN DE LA PROFUNDIDAD DE

PENETRACIÓN, DENSIDAD DE DISPAROS Y DIÁMETRO DEL

ORIFICIO .............................................................................................. 79

4.1.2.1. Valores de eficiencia de productividad y relación de

productividad en función de la profundidad de penetración del pozo

Guanta F-38 ....................................................................................... 80

4.1.2.2. Valores de eficiencia de productividad en función de la

densidad de disparos del pozo Guanta F-38 ..................................... 83

4.1.2.3. Valores de eficiencia de productividad en función del

diámetro del orificio del pozo Guanta F-38 ........................................ 84

4.2. ANÁLISIS A PARTIR DEL DAÑO TOTAL ...................................... 86

4.2.1. RESULTADOS DEL DAÑO TOTAL ENCONTRADO EN EL

POZO GUANTA F-28 ............................................................................ 86

4.2.2. RESULTADOS DEL DAÑO TOTAL ENCONTRADO EN EL

POZO GUANTA F-38 ............................................................................ 90

4.3. ANÁLISIS DE LOS POZOS SELECCIONADOS APLICANDOSE LA

TECNOLGÍA DE CAÑONEO TIPO ANCLA EN COMBINACIÓN CON

BAJE BALANCE DINÁMICO .................................................................... 94

x

4.4. ANÁLISIS ECONÓMICO ................................................................ 96

4.4.1. INDICADORES QUE INTERVIENEN EN LA EVALUACIÓN DEL

PROYECTO .......................................................................................... 96

4.4.1.1. Flujo Neto de Caja ............................................................. 96

4.4.1.2. Valor Actual Neto ............................................................... 97

4.4.1.3. Tasa Interna de Retorno .................................................... 98

4.4.1.4. Relación Beneficio-Costo................................................... 98

4.4.2. INGRESOS .............................................................................. 99

4.4.3. EGRESOS ............................................................................. 100

4.4.4. CONSIDERACIONES ............................................................ 101

4.4.5. ANÁLISIS ECONÓMICO DEL POZO GUANTA F-28 ............ 101

4.4.6. ANÁLISIS ECONÓMICO DEL POZO GUANTA F-38 ............ 105

CAPÍTULO V.............................................................................................. 109

5. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES ...................................... 109

5.1. CONCLUSIONES ......................................................................... 109

5.2. RECOMENDACIONES ................................................................. 112

SIMBOLOGÍA ............................................................................................ 113

GLOSARIO DE TÉRMINOS ...................................................................... 116

BIBLIOGRAFÍA .......................................................................................... 120

ANEXOS .................................................................................................... 123

xi

ÍNDICE DE TABLAS

PÁGINA

Tabla 2. 1 Presión diferencial a favor de la formación cuando se punzona . 17

Tabla3. 1 Listado de los pozos del campo Guanta-Dureno ......................... 42

Tabla3. 2 Parámetros Petrofísicos promedios del campo Guanta-Dureno .. 49

Tabla3. 3 Parámetros de fluidos .................................................................. 49

Tabla3. 4 Presiones iniciales, actuales y de burbuja .................................. 50

Tabla3. 5 Reservas certificadas al 31 de Diciembre de 2013 ...................... 51

Tabla3. 6 Pozos cañoneados en el Activo Lago Agrio (2013-2014) ............ 55

Tabla3. 7 Pozos cañoneados con la técnica Tipo Ancla en combinación con

bajo balance dinámico ................................................................................. 56

Tabla3. 8 Relación entre el factor de daño y las permeabilidades de las

zonas virgen y dañada ................................................................................. 57

Tabla3. 9 rs de los pozos cañoneados ......................................................... 59

Tabla3. 10 Penetración de los pozos cañoneados ...................................... 60

Tabla3. 11 Relación entre el radio de invasión y la penetración del pozo

cañoneado. .................................................................................................. 61

Tabla3. 12 Condiciones fluyentes de los pozos cañoneados ...................... 62

Tabla3. 13 Resultados de pruebas de producción de los pozos cañoneados

..................................................................................................................... 63

Tabla3. 14 Parámetros del estrato .............................................................. 63

Tabla3. 15 Parámetros de fluidos ................................................................ 64

Tabla 4. 1 Eficiencia de la productividad de penetración en el pozo Guanta

F-28 ............................................................................................................. 73

Tabla 4. 2 Relación de productividad en función de la penetración del pozo

Guanta F-28 ................................................................................................. 75

Tabla 4. 3 Eficiencia de productividad en función de la densidad de disparos

del pozo Guanta F-28 .................................................................................. 76

Tabla 4. 4 Eficiencia de productividad en función del diámetro del orificio del

pozo Guanta F-28 ........................................................................................ 78

Tabla 4. 5 Eficiencia de la productividad de penetración en el pozo Guanta

F-38 ............................................................................................................. 80

Tabla 4. 6 Relación de productividad en función de la penetración del pozo

Guanta F-38 ................................................................................................. 82

xii

Tabla 4. 7 Eficiencia de productividad en función de la densidad de disparos

del pozo Guanta F-38 .................................................................................. 83

Tabla 4. 8 Eficiencia de productividad en función del diámetro del orificio del

pozo Guanta F-38 ........................................................................................ 85

Tabla 4. 9 Resultados del análisis técnico ................................................... 95

Tabla 4. 10 Inversión inicial ...................................................................... 100

Tabla 4. 11 Producción mensual del pozo Guanta F-28 y costos de

producción ................................................................................................. 102

Tabla 4. 12 Flujo de caja del pozo Guanta F-28 en el escenario realista . 103

Tabla 4. 13 Flujo de caja del pozo Guanta F-28 en el escenario optimista

................................................................................................................... 103

Tabla 4. 14 Flujo de caja del pozo Guanta F-28 en el escenario pesimista104

Tabla 4. 15 Indicadores económicos del pozo Guanta F-28 .................... 104

Tabla 4. 16 Producción mensual del pozo Guanta F-38 y costos de

producción ................................................................................................. 105

Tabla 4. 17 Flujo de caja del pozo Guanta F-38 en el escenario realista .. 106

Tabla 4. 18 Flujo de caja del pozo Guanta F-38 en el escenario optimista 107

Tabla 4. 19 Flujo de caja del pozo Guanta F-38 en el escenario pesimista107

Tabla 4. 20 Indicadores económicos del pozo Guanta F-38 ..................... 108

xiii

ÍNDICE DE FIGURAS

PÁGINA

Figura 2. 1 Penetración de la carga .............................................................. 6

Figura 2. 2 Componentes de una carga hueca ............................................. 9

Figura 2. 3 Secuencia de detonación de la carga hueca ............................ 10

Figura 2. 4 Control de detritos ..................................................................... 12

Figura 2. 5 Parámetros geométricos del disparo......................................... 19

Figura 2. 6 Patrón de agujeros para pistolas fase 0° y 60° ......................... 21

Figura 2. 7 Patrón de agujeros para pistolas fase 30° y 90° ....................... 21

Figura 2. 8 Gráfica de las condiciones de cañoneo .................................... 23

Figura 2. 9 Daño provocado por los disparos.............................................. 25

Figura 2. 10 Sarta de Cañoneo con TCP .................................................... 27

Figura 2. 11 Gráfica de las técnicas de disparos ........................................ 30

Figura 2. 12 Presión v.s Tiempo en bajo balance ....................................... 31

Figura 2. 13 Sistema de pistolas PURE ...................................................... 32

Figura 2. 14 Bajo balance óptimo y eliminación del daño ........................... 34

Figura 2. 15 Componentes dinámicos de las operaciones .......................... 35

Figura 2. 16 Ensamblaje de cañón tipo ancla. ............................................ 36

Figura 2. 17 Sistema de cañoneo con MAXR ............................................. 38

Figura 2. 18 Sistema MAXR+PURE ............................................................ 39

Figura 3. 1 Localización geográfica del campo Guanta-Dureno ................. 41

Figura 3. 2 Mapa estructural al tope Basal Tena ........................................ 43

Figura 3. 3 Mapa estructural al tope U Superior.......................................... 43

Figura 3. 4 Mapa estructural al tope U Inferior ........................................... 44

Figura 3. 5 Mapa estructural al tope T Superior .......................................... 44

Figura 3. 6 Mapa estructural al tope T Inferior ............................................ 45

Figura 3. 7 Mapa estructural al tope Hollín Superior .................................. 46

Figura 3. 8 Columna estratigráfica de la cuenca oriente del Ecuador ......... 47

Figura 3. 9 Mapa Isobárico del reservorio Basal Tena ................................ 52

Figura 3. 10 Mapa Isobárico del reservorio U ............................................ 52

Figura 3. 11 Mapa Isobárico del reservorio T ............................................. 53

Figura 3. 12 Mapa Isobárico del reservorio T ............................................. 53

Figura 3. 13 Declinación de la producción del campo Guanta-Dureno ....... 54

Figura 3. 14 Representación de perfil v.s distancia radial para una zona

dañada ......................................................................................................... 57

xiv

Figura 3. 15 Relación entre la penetración y el radio de invasión ............... 61

Figura 3. 16 Cañón o pistola ideal ............................................................... 68

Figura 3. 17 Eficiencia de productividad V.S Factor adimensional.............. 69

Figura 4. 1 Eficiencia de productividad en función de la penetración del pozo

Guanta F-28 ................................................................................................. 74

Figura 4. 2 Relación de productividad en función de la penetración del pozo

Guanta F-28 ................................................................................................. 75

Figura 4. 3 Eficiencia de productividad en función de la densidad de

disparos del pozo Guanta F-28 .................................................................... 77

Figura 4. 4 Eficiencia de productividad en función del diámetro del orificio del

pozo Guanta F-28 ........................................................................................ 79

Figura 4. 5 Eficiencia de productividad en función de la penetración del pozo

Guanta F-38 ................................................................................................. 81

Figura 4. 6 Relación de productividad en función de la penetración del pozo

Guanta F-38 ................................................................................................. 82

Figura 4. 7 Eficiencia de productividad en función de la densidad de

disparos del pozo Guanta F-38 .................................................................... 84

Figura 4. 8 Eficiencia de productividad en función del diámetro del orificio del

pozo Guanta F-38 ........................................................................................ 86

Figura 4. 9 Comportamiento de la Presión V.S Tiempo en el pozo Guanta F-

28 ................................................................................................................. 87

Figura 4. 10 Daño total en función de la densidad de disparos del pozo

Guanta F-28 ................................................................................................. 88

Figura 4. 11 Daño total en función de la Zona dañada del pozo Guanta F-28

..................................................................................................................... 89

Figura 4. 12 Comparación del daño total entre 2 técnicas diferentes ........ 90

Figura 4. 13 Comportamiento de la Presión V.S Tiempo en el pozo Guanta

F-38 ............................................................................................................. 91

Figura 4. 14 Daño total en función de la densidad de disparos del pozo

Guanta F-38 ................................................................................................. 92

Figura 4. 15 Daño total en función de la Zona dañada del pozo Guanta F-38

..................................................................................................................... 93

Figura 4. 16 Comparación del daño total entre 3 técnicas diferentes ........ 94

xv

ÍNDICE DE ANEXOS

PÁGINA ANEXO 1. A Simple Method for Estimating Well Productivity .................... 123

ANEXO 2. SPAN Rock Perforating Analysis Pozo Guanta F-28 ............... 131

ANEXO 3. SPAN Rock Perforating Analysis Pozo Guanta F-38 ............... 140

ANEXO 4. Procedimiento de completación del pozo Guanta F-28 ............ 150

ANEXO 5. Procedimiento de completación del pozo Guanta F-38 ............ 152

ANEXO 6. Diagrama de completación del pozo Guanta F-28 ................... 154

ANEXO 7. Diagrama de completación del pozo Guanta F-38 ................... 155

xvi

RESUMEN

El presente trabajo consistió en un análisis técnico y económico de la

tecnología aplicada de cañoneo Tipo Ancla en combinación con bajo balance

dinámico en 2 pozos petroleros del campo Guanta- Dureno perteneciente al

Activo Lago Agrio. El objetivo fundamental fue determinar si esta tecnología

brinda buenos resultados en términos de productividad y daño de formación

comparado con otros escenarios de cañoneo, además si dicha productividad

justifica la inversión realizada en términos económicos.

El primer capítulo consta de la introducción al cañoneo y la tecnología

estudiada, objetivo principal y específicos, justificación de la investigación e

idea a defender, además de la metodología y técnicas aplicadas para el

desarrollo del trabajo.

En el segundo capítulo se recopiló información relevante para el desarrollo

del trabajo tal como los parámetros que intervienen en el cañoneo,

parámetros que afectan la productividad de un pozo, se explica a detalle la

diferencia entre los diferentes tipos de bajo balance y su influencia para

disminuir el daño de formación así como las ventajas que representa el

cañoneo con Ancla.

En el tercer capítulo se realiza una breve descripción del campo Guanta-

Dureno, sus características petrofísicas, de fluidos, presiones iniciales,

actuales y reservas del campo, además de la selección de los pozos para el

análisis. Se describe también la metodología usada para el análisis técnico

“A Simple Method For Estimating Well Productivity” (SPE 381848).

En el capítulo 4, se realizó el análisis técnico para determinar la relación y

eficiencia de productividad, que está en función de la penetración, diámetro

del orificio y densidad de disparos en base al método mencionado, se

xvii

incluye los resultados de las simulaciones realizadas con el software SPAN

Rock, de la compañía Schlumberger, para determinar el daño de formación

comparado con otros escenarios de cañoneo y se realizó el análisis

económico para cada pozo en base a los indicadores TIR, VAN, RBC, para

ver si se justifica la inversión con la tecnología aplicada.

Finalmente en el capítulo 5 se muestran las conclusiones y

recomendaciones de la investigación.

xviii

ABSTRACT

This work has consisted in a technical and economic analysis about applied

technology to cannonade anchor type in a combination with underbalanced

dynamic in two oil wells, at Guanta-Dureno field, in the Active Lago Agrio.

The main objective was to determine if this technology provides good results

in terms of productivity and formation damage, compared to other scenarios

of cannonade and also if it justifies the investment productivity in economic

terms.

The first chapter contains an introduction that describes gunfire and the

applied technology, the main objective and specific objectives, justify the

research and the idea tended to be defended, and also the methodology and

techniques that will be used to develop the work.

In the second chapter prominent information was compiled to the

development of work as the parameters involved in the cannonade,

parameters that affect the productivity of a well, the difference between the

different types of low balance is explained and its influence to reduce

formation damage and the advantages of the cannonade with Anchor.

A short description of Guanta-Dureno field has been made in the third

chapter, its petrophysical characteristics, fluid, initial pressures, and reserves

of the field, and also the selection of wells for analysis. The methodology

used for technical analysis "A Simple Method for Estimating Well

Productivity" (SPE 381848) is also described.

In Chapter four it was made a technical analysis to determine the relation and

efficiency of productivity, which is a function of penetration, the hole diameter

and shot density based on the method described above. The results of the

simulations gotten with Schlumberger Company’s software, SPAN Rock to

xix

determine the formation damage compared with other cannonade scenarios

are included. Economic analysis was made for each well based on IRR,

NPV, RBC indicators, to determine if the investment is justified by the applied

technology.

Finally, in chapter 5, conclusions and recommendations of the investigation

are placed.

1

CAPÍTULO I

1. INTRODUCCIÓN

Todo pozo revestido debe ser punzonado para que los fluidos fluyan desde

el subsuelo o sean inyectados en el fondo del pozo. Con el cañoneo se logra

la comunicación efectiva entre el yacimiento y el interior del pozo mediante la

detonación de cargas las cuáles atraviesan la tubería el cemento y la

formación de interés.

Establecer un diseño óptimo es fundamental; tomando en cuenta ciertos

parámetros entre los cuáles tenemos: tipo de cañón, presión, temperatura,

litología de la formación; tipo y características del fluido de perforación y de

completación empleado; y fundamentalmente la diferencia de presión entre

el pozo y la formación.

Seleccionar la mejor y más eficiente tecnología de cañoneo es de gran

importancia ya que de esto dependerá la productividad del pozo y se logrará

un menor número de reacondicionamientos en el futuro, se minimizará el

daño de formación generado por los disparos y se alargará la vida útil del

pozo.

Cabe recalcar que la selección de la mejor técnica se debe combinar con el

diseño de disparos que comprenden ciertos factores como: longitud de

penetración en la formación de interés, cargas, cañones, fase, diámetro de

los orificios, densidad de disparo y el ángulo entre cada uno de ellos.

Con el fin de obtener una mayor productividad o inyectividad del pozo y

minimizar el daño de formación se han realizado estudios sobre la técnica

2

de cañoneo tipo Ancla combinándola con un desbalance de presión para

obtener mejores resultados.

Esta tecnología permite cañonear el pozo y ponerlo inmediatamente en

producción, utiliza un innovador proceso de diseño y equipos especiales

para mejorar significativamente la productividad e inyectividad del pozo.

El control de la diferencia de presión transitoria registrada en un pozo

durante las operaciones de disparos es una de las claves para el logro de

terminaciones de pozos entubados más efectivas.

1.1. PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA

El daño de formación que se genera por el punzonamiento es el principal

problema, este es originado por la presión del impacto del disparo que

traspasa el acero, cemento, formación y fluidos dentro de esta. Como

resultado de dicho impacto se presentan escombros sueltos en los ductos de

los perforados ejecutados, por tanto, el daño debido al cañoneo puede ser

un considerable limitante tanto para la productividad como para la

inyectividad de un pozo.

Los disparos con explosivos pulverizan los granos de roca de la formación

generando una zona triturada de baja permeabilidad en la formación

alrededor de las cavidades de los disparos, facilitando la posibilidad de

migración de finos. Este proceso también deja algunos detritos residuales de

la detonación dentro de los túneles de los disparos. El rebote elástico de la

formación alrededor de los túneles recién creados genera daño por las

vibraciones adicionales de los disparos. (Schlumberger, 2004, pág. 1)

Tanto el daño como los parámetros de los disparos: penetración en la

formación, tamaño del orificio, número de disparos y el ángulo entre los

orificios tienen un impacto significativo sobre la caída de presión en las

cercanías del pozo y por lo tanto sobre la producción. La optimización de

3

estos parámetros y la disminución del daño provocado por los disparos, es

de suma importancia para obtener una buena relación de productividad y

evitar un gran número de intervenciones al pozo en el futuro, nuevas

investigaciones sugieren un desbalance de presión para mitigar este daño

inducido por el cañoneo.

1.2. OBJETIVOS

1.2.1. GENERAL

Analizar técnica y económicamente la tecnología aplicada de cañoneo tipo

Ancla en combinación con bajo balance dinámico en pozos petroleros del

campo Guanta-Dureno.

1.2.2. ESPECÍFICOS

Describir la tecnología de cañoneo Tipo Ancla en combinación con

bajo balance dinámico.

Realizar el análisis técnico en base a la eficiencia de productividad

que está en función de la penetración en la formación, densidad de

disparos y diámetro del orificio.

Realizar el análisis del daño de formación obtenido con la tecnología

de cañoneo aplicada y compararlo con otros escenarios de cañoneo.

Efectuar el análisis económico de los pozos seleccionados en función

de los indicadores económicos Tir, Van y relación beneficio-costo

para verificar si se justifica la inversión con la tecnología de cañoneo

aplicada.

4

1.3. IDEA A DEFENDER

Demostrar que la tecnología aplicada de cañoneo tipo Ancla en combinación

con bajo balance dinámico en pozos petroleros del campo Guanta-Dureno

resulta técnica y económicamente rentable.

1.4. MARCO DE REFERENCIA

La correcta selección de la técnica de cañoneo a utilizarse es de gran

importancia para reducir el daño causado por los disparos y obtener mayor

productividad o inyectividad, además de minimizar las intervenciones del

pozo en el futuro y alargar su vida útil.

Tanto la productividad como la inyectividad del pozo dependen de la caída

brusca de presión en la cara del pozo a lo que se conoce como factor daño.

Con la tecnología de cañoneo tipo ancla se reduce el daño de formación, el

pozo entra en producción inmediatamente después del cañoneo con esto se

logra un ahorro en tiempos y costos de taladro además que no se requiere

de control del pozo después del cañoneo es decir no se requiere fluido de

matado.

Los cañones son depositados en el fondo del pozo y el ancla de fondo

reduce obstrucciones al flujo en caso de no desasentar.

1.5. TÉCNICAS DE INVESTIGACIÓN UTILIZADAS

Revisión de documentación de la tecnología aplicada de cañoneo

Tipo Ancla en combinación con bajo balance dinámico.

5

Análisis e interpretación de información proporcionada (pruebas de

producción, parámetros petrofísicos y de fluidos, costos de

completación de los pozos y del cañoneo realizado).

Simulaciones de penetración a partir del software Span Rock de la

compañía de servicios Schlumberger.

Uso del método “Un simple método para estimar la productividad”

para determinar la relación y eficiencia de productividad.

Visitas técnicas al Activo Lago Agrio.

Consultas personales con técnicos experimentados en el tema.

6

CAPITULO II

2. MARCO TEÓRICO

Una vez terminada la perforación de un pozo, éste queda aislado de la

formación que la rodea por el revestidor y el cemento. El primer punto de

contacto entre el pozo y el reservorio es el cañoneo, el cual se define como

la creación de túneles que penetran el revestidor, cemento, la zona dañada y

la formación.

Figura 2. 1 Penetración de la carga

Baker Hughes, 2012

El objetivo primordial de cañoneo es establecer una comunicación efectiva

entre el reservorio y el pozo. Esto da origen al movimiento de fluidos, lo cual

permite: evaluar arenas productoras, maximizar el caudal de producción del

pozo, obtener el drenaje más eficiente del reservorio.

7

El cañoneo debe ser analizado en el diseño del pozo, ya que puede hasta

afectar el tamaño de revestimiento y los tubulares en el mismo. Al ubicar el

cañón en el pozo, es inevitable realizar la perforación sin causar daño a la

formación adyacente. La precaución con respecto a los explosivos utilizados

en las operaciones de cañoneo es de suma importancia ya que éstos son

peligrosos y pueden ocurrir accidentes si no son manejados

cuidadosamente.

2.1. PUNZONAMIENTO

La operación de punzonamiento (cañoneo) consiste en disparar una pístola

(cañón) cargada con cargas explosivas huecas. En unas pocas decenas de

microsegundos, las cargas huecas son detonadas y las partículas fluidizadas

son expulsadas, formando un chorro de alta velocidad que se desplaza a

velocidades de hasta 8.000 m/s (26.250 pies/s) y creando una onda de

presión que ejerce una presión de 41 Gpa (6 millones de psi) sobre la

formación. El resultado inmediato es la formación de un túnel dejado por el

disparo revestido con una capa de roca dañada por las vibraciones y rellena

con detritos. (Schlumberger, 2009, pág. 4)

A menos que sea removida, la roca dañada impide el flujo de fluido, y los

detritos (roca pulverizada y restos de cargas) pueden taponar el túnel y

obturar las gargantas de los poros. (Schlumberger, 2009, pág. 4)

2.1.1. CAÑONES

Los cañones de perforación son el ensamblaje de un tren explosivo que

consta de varios dispositivos utilizados para iniciar y propagar la detonación

de los explosivos.

El tren explosivo de los cañones esta conformado por:

8

Iniciadores y unidades de retardo

Cordón detonante

Booster

Cargas huecas

2.1.1.1. Iniciadores

Se localizan en la cabeza de disparo y son usados para iniciar la detonación

de los explosivos. No se inician de manera eléctrica sino por percusión,

impacto. El martillo de impacto está forzado a impactar en el tope del

iniciador, este convierte el impacto en una detonación que es transferida al

resto del tren explosivo.

2.1.1.2. Cordón detonante

Es un accesorio de voladura formado por un núcleo central de explosivo

(PETN) recubierto por una serie de fibras sintéticas y una cubierta exterior

de plástico. Este es detonado debido a la onda de choque creada por el

booster y transfiere la onda explosiva a través del ensamblaje del cañón. El

hecho que el cordón detone o deflagre es determinado por la velocidad de la

onda, los cordones detonantes proveen detonaciones para cada carga; los

cordones RDX,HMX y HNS se encuentran en revestimiento flexible.

2.1.1.3. Boosters

Su función es transferir la detonación desde el iniciador hasta el cañón

superior a través de un espacio de aire en conexiones de cañón en tandem.

Se ecuentran doblados hacia adentro de cada extremo del cordón

detonante, si se encuentran doblados de manera incorrecta puede ocurrir

una interrupción en el disparo.

2.1.1.4. Cargas huecas

9

Las cargas huecas o moldeadas constan de cuatro componentes básicos: el

iniciador de la detonación y los explosivos principales, el revestimiento

cónico y un casco como se muestra en la figura 2.2

Figura 2. 2 Componentes de una carga hueca

Casco: Su proposito es mantener la potencia de la detonación de la

detonación, el tiempo suficiente y necesario para que el jet se forme, este

puede ser de diversos materiales tales como acero, zinc o aluminio.

Liner cónico: Es un revestimiento de partículas de metales pulverizados

como el cobre, tungsteno, zinc, plomo y estaño, para incrementar la

penetración y con una densidad suficiente y el gradiente de velocidad

necesaio al jet.

Explosivo principal: Considerado como el componente que libera energía a

altas velocidades que genera la detonación de la carga formando el chorro,

el cuál generará el túnel de disparo.

10

Explosivo primer: Considerado como un explosivo de alta sensitividad y

pureza que actúa como detonador del explosivo principal.

La cavidad cónica y la tubería de revestimiento corta metálica maximizan la

penetración de la tubería de revestimiento de acero, el cemento y la roca. Al

detonar las cargas, el revestimiento colapsa y se forma un chorro de alta

velocidad de partículas de metal fluidizado, las ondas de choque generadas

por los disparos y la presión de alto impacto fragmentan los granos de la

roca, descomponen la cementación de minerales intergranulares y producen

la pérdida de adherencia de las partículas de arcilla, creando una zona

triturada de baja permeabilidad en la formación, alrededor de los túneles de

los disparos. (Schlumberger, 2004, pág. 56)

En la figura 2.3 podemos observar la secuencia de detonación de la carga

hueca en la cual una onda explosiva recorre el cordón de disparo, activa el

detonador y hace estallar el explosivo principal; una detonación avanza en

forma esférica y puede alcanzar presiones de 7.5 MM psi antes de alcanzar

el vértice del liner.

Figura 2. 3 Secuencia de detonación de la carga hueca

Schlumberger, 2009

11

2.2. PARÁMETROS QUE AFECTAN LA EFECTIVIDAD DE

LOS DISPAROS

Varias condiciones deben ser tomadas en cuenta al momento de realizar un

diseño del sistema de cañoneo entre las cuales tenemos:

Obtener todos los datos del pozo y yacimiento.

Determinar el método de cañoneo.

Condiciones del cañoneo.

Seleccionar el tipo de explosivo basado en la carta de exposición

tiempo v.s temperatura (RDX, HMX, HNS, PYX).

Seleccionar el diámetro del cañón.

Es necesario tomar en cuenta los siguientes parámetros que intervienen en

el diseño y ejecución del punzonamiento.

2.2.1. TAPONAMIENTO DE LOS DISPAROS

Los detritos resultantes de las operaciones de disparo constituyen un peligro

para la integridad del pozo y su producción. Los restos de cañones y de las

cargas huecas aumentan el riesgo de aprisionamiento, se acumulan en el

fondo de los pozos verticales, mientras que en los pozos desviados pueden

no alcanzar el fondo o pueden llegar a la superficie y dañar los equipos de

producción.

Mediante el empleo de recubrimientos cónicos elaborados con metal

pulverizado, los residuos mayores han sido eliminados en varias de las

cargas especiales.

Una buena manera de controlar los detritos es mediante un empaque que

evite que estos abandonen el cañón colocándose de la forma más cercana

de acuerdo al tamaño del cañón y la densidad de disparos de tal manera que

12

no se puedan expandir; el confinamiento angosto hace que los cascos se

quiebren en grandes trozos que permanezcan dentro del cañón tal como se

ilustra en la figura 2.4

Figura 2. 4 Control de detritos

Schlumberger, 2009

Los disparos suelen llenarse con roca triturada de la formación, sólidos de

lodo, y detritos de las cargas cuando se dispara en lodo. Estos tapones son

difíciles de remover por el contraflujo. La presencia de partículas

compactadas y trituradas de la formación alrededor de los disparos reduce

aún más la probabilidad de limpiar los disparos.

En formaciones estratificadas, como las constituidas por secuencias de lutita

y arena, un gran número de disparos permanecen taponados y pueden

evitar que se drenen algunas zonas específicas cuando están taponadas, de

13

esta manera se puede obtener datos erróneos de daño de formación, índice

de productividad a partir de malas pruebas de presión.

2.2.2. COSTO

Los costos de manera general son más bajos cuando se usan bajas

densidades de disparo. El empleo de cañones selectivos puede ahorrar un

tiempo apreciable en las intervenciones en que se tienen zonas productoras

separadas por intervalos no productores. El empleo de cañones que se

corren a través de la tubería de producción puede frecuentemente permitir el

ahorro de tiempo, si la tubería de la producción está abierta en su extremo y

situada arriba de las zonas que serán disparadas. Para el caso de cañones

anclados el pozo entra en producción después del cañoneo por lo que se

ahorra tiempo y costos de taladro.

2.2.3. DAÑOS DEL CEMENTO Y EL CASING

La energía que no se emplea al detonar las cargas es absorbida por los

cañones con cargador de tubo lo cual evita que el cemento se resquebraje y

también que existan grietas en el casing. Con el uso de los cañones a bala

convencionales no se daña mucho el revestidor. Al disparar con un claro

igual a cero se tiende a eliminar las asperezas dentro del revestidor. Los

cañones a chorro con cargas expuestas, como las de tipo encapsuladas o en

tiras, pueden causar la deformación, fracturamiento y ruptura de la tubería

de revestimiento, así como un notable agrietamiento del cemento el cuál se

ve afectado por la cantidad de explosivo, densidad de disparos, diámetro del

casing, grado de adherencia del casing al cemento y de la masa resistencia.

2.2.4. MEDICIÓN DE LA PROFUNDIDAD

14

El registro localizador de collares (CCL) se utiliza para determinar la

profundidad con respecto a las formaciones a la que se va a disparar con los

cañones, usando registros radioactivos.

La marca radioactiva que consiste en una sustancia radioactiva, la cual es

detectada por el registro de gamma ray, es un identificador de profundidad el

cual se coloca en la rosca de una lastra barrena seleccionado como un

puente de referencia para punzonar.

2.2.5. PENETRACIÓN CONTRA EL DIÁMETRO DEL ORIFICIO

A pesar de que una mayor penetración puede ser obtenida sacrificando el

tamaño del agujero. Cuando se perforan tuberías de revestimiento de alta

resistencia y de pared gruesa, o formaciones densas de alta resistencia,

probablemente se requiera una penetración máxima aun cuando el tamaño

del agujero sea reducido hasta 0,4 pulgadas. (Díaz, Sánchez, 2007, pág. 22)

2.2.6. USO DE FLUIDOS LIMPIOS

El cañoneo maximizará la productividad del pozo en formaciones de arena y

carbonato con una presión de formación mayor que la presión estática,

además es necesario tener un período de limpieza en los cañoneos. Si el

pozo está cerrado hay que recuperar los cañones antes de completar la

limpieza de todos los disparos; debido a un asentamiento de sólidos en el

pozo muchos disparos podrán permanecer taponados durante el período de

cierre. (Díaz,Sánchez, 2007, pág. 13)

2.2.7. RESISTENCIA Y COMPRESIÓN DE LAS ARENAS

Conocer las características petrofísicas de la formación nos da una gran

ventaja al conocer la situación en la que se realizará el disparo además de

determinar hasta qué punto se realizará el trabajo a satisfacción; existen dos

15

tipos de formaciones que se deben tomar en cuenta estas son compactadas

y no compactadas.

2.2.7.1. Arenas compactadas

Su grado elevado de compactación reduce la porosidad, por causa de los

sedientos superpuestos. La compresibilidad de las areniscas es muy

reducida

(3*10-7 psi-1) por su parte las lutitas pueden ser reducidas a una pequeña

parte de su volumen original al tiempo de sedimentación.

2.2.7.2. Arenas no compactadas

Son consideradas débiles, los disparos no se realizan a hueco abierto, por

lo que el disparo que traspasa el casing y el cemento es la última grieta en

donde se situaría la formación.

Otros factores influyentes en los disparos en arenas no compactadas son la

tensión efectiva, el desbalance, la distancia entre los disparos adyacentes y

los fluidos en los espacios porosos.

Cuando se dispara en arenas no compactadas los túneles de los disparos no

están definidos ya que el objetivo de disparar en arenas consolidadas es

disminuir la caída brusca de presión en el hueco relleno de arena, casing y

en el cemento; se sabe además que la acumulación de detritos y finos

perjudican a la permeabilidad y por tanto la capacidad de flujo.

Por medio del tiempo de propagación del sonido a través de la arena o

también llamado tiempo de tránsito (TT) se puede determinar si una arena

es compactada o no compactada. (Chila, 2012, pág. 15)

2.2.8. DENSIDAD DE DISPAROS

16

Número de disparos por pie. Este término se utiliza para describir la

configuración de las pistolas o cañones de disparo o la colocación de

disparos y se abrevia con frecuencia como dpp (disparos por pie). Un

ejemplo sería una pistola o cañón de tubería de revestimiento de 6 dpp.

Depende de la tasa de producción requerida, la permeabilidad de la

formación y la longitud del intervalo penetrado; en pozos de alta producción

tanto de petróleo y gas generalmente son adecuados de 4-5 dpp de 0.5

pulgadas mientras que para pozos de baja producción es adecuado utilizar

1-2 dpp.

2.2.9. EFECTO DE LA PRESIÓN DIFERENCIAL

Si el disparo es realizado en lodo, con una presión diferencial a favor del

pozo, los disparos se llenan con partículas sólidas de lodo de la formación y

detritos de las cargas. Este taponamiento muchas veces es permanente y

reduce la productividad del pozo.

A pesar de disparar en fluidos limpios tales como aceite o agua que tienen

altos ritmos de filtrado, los detritos procedentes de las arcillas, residuos de

las cargas, o de otro tipo, pueden causar taponamiento de los disparos y un

daño profundo en la formación. Las formaciones con permeabilidad de 250

md o mayores, dejan que las partículas de tamaño de las arcillas se muevan

hacia los poros de la formación causando un daño muy severo.

Si los disparos se efectúan con una presión diferencial a favor del yacimiento

y con fluidos limpios, se ayuda a obtener una buena limpieza de los

disparos. Este es el método preferido de areniscas y carbonatadas como se

muestra en la tabla 2.1.

17

Tabla 2. 1 Presión diferencial a favor de la formación cuando se

punzona

CONDICIONES DEL RESERVORIO

Presión Diferencial (PSI)

POZOS DE PETROLEO

POZOS DE GAS

ARENAS NO CONSOLIDADAS 300-500 300-500

ARENAS CONSOLIDADAS

Permeabilidad de la formación Presión Diferencial (PSI)

mayor que 100 Md 500 1000

Desde 100 hasta 10 Md 500-1000 2000

Menos que 10 mD 1000-2000 2000

CARBONATOS

Permeabilidad de la formación Presión Diferencial (PSI)

mayor que 250 Md 500 500

Desde 100 a 250 mD 750 1000

Menor que 100 mD 1000 2000

Menor que 10 mD 2000 2000

Chila K, 2012

2.3. PARAMETROS QUE AFECTAN LA PRODUCTIVIDAD DE

UN POZO

El índice de productividad permite evaluar la potencialidad de un pozo y está

representado por la ecuación 2.1:

(2. 1)

18

Donde:

J = Índice de productividad

Q = Tasa de producción, BPD

PWS = Presión de cierre de fondo, psi

PWF = Presión de fondo fluyente, psi

En ciertas zonas puede ser difícil determinar el índice de productividad, por

lo tanto el efecto del diseño del sistema de cañoneo como son la

penetración, fase, densidad, diámetro del agujero, pueden ser evaluados

usando la relación de productividad.

(2. 2)

Los parámetros fundamentales que afectan la productividad del son:

a) Factores geométricos del disparo.

b) Presión diferencial al momento del disparo.

c) Efecto del Daño.

Los dos primeros factores que afectan la productividad pueden ser

controlados durante el diseño del disparo. En consecuencia, con el análisis

de las condiciones del pozo y la selección del sistema de cañoneo

adecuado, es posible obtener una buena relación y eficiencia de la

productividad. (Chila, 2012, págs. 21-22)

2.3.1. PARÁMETROS GEOMÉTRICOS DEL DISPARO

19

Para obtener disparos efectivos estos deben atravesar el daño inducido por

la perforación y la invasión del fluido en el pozo. El rendimiento de las cargas

se está definido por tamaño del orificio de entrada en el casing y la longitud

del túnel.

La productividad del pozo además del daño de formación está regida por los

siguientes factores:

Penetración.

Diámetro del orificio

Densidad de disparos.

Orientación angular entre perforaciones.

Otros factores que pueden ser importantes en casos especiales son:

Penetración parcial, desviación del pozo radio de drenaje y relación de

permeabilidades verticales y horizontales (anisotropía).

Figura 2. 5 Parámetros geométricos del disparo

Schlumberger, 2009

20

2.3.1.1. Penetración de las cargas huecas en la formación

Los disparos deben atravesar el daño inducido por la perforación y la

invasión de los fluidos. Una regla práctica para establecer una efectiva

conexión con la roca no dañada es lograr una penetración profunda, que

atraviese al menos el 50% del daño.

2.3.1.2. Diámetro a la entrada de la perforación

Cuando el chorro entra en el revestimiento rumbo a la formación crea una

perforación circular. El diámetro de este agujero en el revestimiento es el

diámetro de la perforación. Las cargas (BH) crean diámetros de perforación

mayores que las (DP), esto hace que los trabajos de fracturamiento o los

empaques con grava resulten más exitosos.

2.3.1.3. Densidad de disparo

La densidad de disparo juega un papel importante ya que su aumento

reduce el daño provocado por los disparos y los pozos producen a

presiones inferiores. Si los reservorios tienen un grado alto de anisotropía

(relación entre permeabilidad vertical y horizontal) la densidad de disparos

debe ser elevada. Mientras el factor daño se aproxima a cero, la densidad de

disparos tiene una mayor importancia

2.3.1.4. Orientación angular entre perforaciones (fase)

El ángulo medido entre las cargas disparadas es definido como fase. Estas

fases son normalmente 0°, 45°,60°, 90° y 120° como se muestra en la Figura

2.6 y 2.7, sin embargo actualmente existen fases especiales como las de +/-

10 las cuales son seleccionadas en caso que la operación lo amerite.

21

Figura 2. 6 Patrón de agujeros para pistolas fase 0° y 60°

Ingeniería Pemex, 2009

Figura 2. 7 Patrón de agujeros para pistolas fase 30° y 90°

Ingeniería Pemex, 2009

La orientación de las cargas reduce la caída brusca de presión cerca de la

cara del pozo al proporcionar conductos de flujo en todas sus caras. Para

formaciones naturalmente fracturadas, la orientación múltiple de las cargas

de penetración profunda permite interceptar un mayor número de fracturas.

22

2.3.2. PRESIÓN DIFERENCIAL AL MOMENTO DEL DISPARO

Es definida como la diferencia de presión entre la presión que ejerce la

columna hidrostática a la profundidad de la arena cañoneada y la presión de

formación de dicha arena. En operaciones de cañoneo la columna debe ser:

salmuera, petróleo o diesel.

2.3.2.1. Sobre balance o diferencial de presión positiva

El sobre balance hace referencia a que la presión de la columna hidrostática

ejercida por el fluido de completación es mayor que la presión de la

formación y por lo tanto se obtiene un diferencial de presión positivo. Esta

técnica de disparo permite que las operaciones de cañoneo del pozo se

mantengan estáticas, así se controla la arremetida de fluidos por parte del

reservorio.

Usualmente se producen taponamientos de algunas de las perforaciones

Debido a que el lodo es fundamentalmente un fluido de control de

perforación y por lo tanto causa obstrucción del flujo. Normalmente, el daño

causado por el lodo es parcialmente irreversible. Es decir, aunque se

realicen operaciones para reducir la columna hidrostática (suabeo), es

prácticamente imposible obtener una limpieza total de las perforaciones.

2.3.2.2. Balance

Hace referencia a que el cañoneo debe realizarse con la presión de tubería

igual a la presión de poros; la técnica no provee una adecuada limpieza de

las perforaciones, pero si evita que el fluido de completación no produzca

daño a la formación. En pozos cañoneados a través de revestidor el

cañoneo en balance, no es una operación segura, debido a la ausencia

dentro del pozo, lo cual impediría controlar una eventual arremetida de la

formación, posibilidad siempre latente en operaciones de completación.

23

2.3.2.3. Bajo balance o diferencial de presión negativo

El bajo balance hace referencia a que la presión de la columna hidrostática

a la profundidad de la arena cañoneada es menor que la presión de la

formación y por lo tanto se obtiene un diferencial de presión negativo.

El punzonamiento óptimo se obtiene con un diferencial de presión negativo y

utilizando fluidos limpios libres de sólidos. Según la teoría convencional el

flujo instantáneo originado por una reducción de la presión de poro en la

región vecina al pozo mitiga el daño de la zona triturada y barre la totalidad o

parte de los detritos que se encuentran en los túneles de los disparos.

En la figura 2.8 se muestran las diferentes condiciones de cañoneo

Figura 2. 8 Gráfica de las condiciones de cañoneo

Schlumberger, 2009

24

2.4. EFECTOS DEL DAÑO PRODUCIDO POR EL PROCESO

DE CAÑONEO

La mayoría de los pozos reducen su permeabilidad cerca del borde del pozo

como resultado de las operaciones de perforación o completación. En la

práctica se observa que existe una caída de presión adicional entre el pozo y

el yacimiento, condición esta que causa una disminución en el potencial de

producción del pozo. Esta restricción al flujo es conocida como efecto daño.

(Valencia, 2011, pág. 21)

2.4.1. DAÑO A LA FORMACIÓN

Es el daño causado durante las operaciones de perforación, terminación,

reacondicionamiento, producción o inyección. Los movimientos hacia afuera

o adentro de la formación puede causar daño en los canales de flujo,

especialmente los tipos de daños causados por sólidos de cemento

prelavado, residuos de carga durante el cañoneo, y sólidos de fluidos de

terminación, bloques de emulsión, precipitados de acidificaciones, residuos

de material de fractura, parafinas, asfaltos, costras y otros sólidos. (Misle,

2011, pág. 62)

2.4.1.1. Daño producido por el proceso de cañoneo

Debido al chorro de las cargas huecas se crea una zona de permeabilidad

reducida alrededor de los túneles de los disparos. Las presiones de la onda

de vibración pulverizan la roca adyacente, fractura los granos de la matriz,

quiebran la cementación intergranular y despegan las partículas de arcilla.

La fragmentación de la formación alrededor de los disparos daña la

permeabilidad en sitio tal como se muestra en la figura 2.9

25

Figura 2. 9 Daño provocado por los disparos

Schlumberger, 2007

2.5. TRANSPORTE DE CAÑONES

Cargas explosivas, cordón detonante, estopín y porta cargas son las partes

de las cuales consisten el sistema de cañoneo. Esta cadena explosiva

contiene una serie de componentes de sensitividad y tamaño diferente y

puede ser bajado con cable o tubería.

2.5.1. CAÑONES BAJADOS CON CABLE (WIRELINE)

Wireline o sistema de punzonamiento bajado con cable puede usarse antes

de introducir la tubería de producción o después de introducirla.

Efectuar el disparo antes de bajar la tubería genera una ventaja; está es que

se pueden emplear cañones de diámetro más grande, generando un disparo

más profundo.

26

Los componentes explosivos son montados en un portacargas el cuál puede

ser un tubo, una lámina o un alambre. Los portacargas se clasifican en:

recuperables, desechables y semidesechables.

Recuperables: Los residuos de los explosivos y lámina portadora son

recuperados y prácticamente no queda basura en el pozo.

Desechables: En los cañones desechables, los residuos de las cargas,

cordón, estopín y el sistema portador (Lámina, alambre, uniones de cargas)

se quedan dentro del pozo dejando una considerable cantidad de basura.

Semi-desechable: Este sistema es similar al desechable con la ventaja de

que la cantidad de residuos dejados en el pozo es menor, ya que se

recupera la porta cargas.

2.5.2. CAÑONES BAJADOS CON TUBERÍA DE PRODUCCIÓN TCP

En el punzonamiento con TCP (Tubing Conveyed Perforating), el cañón se

transporta en el extremo inferior de la tubería eductora. Junto a esta se mete

una empacadura, la cual debe ser asentada antes de iniciar la operación de

punzonamiento.

La ventaja de este método consiste en poder utilizar un diferencial de

presión negativo y al mismo tiempo usar un cañón grande con

características semejantes a las de los cañones recuperables, pero que

eventualmente pueden ser desechables. Además de este método se

obtiene: alta densidad de disparos y fases óptimas.

Para permitir el flujo de los fluidos del reservorio hacia el tubing es usado el

tope de cabeza de disparos. El packer de producción es colocado por

encima de la salida de los fluidos de la formación. El ensamblaje es bajado

dentro del pozo al final de la sarta de tubería de producción. La sarta es

27

colocada en la profundidad deseada usualmente con un detector de Gamma

Ray.

Luego de posicionar los cañones, se asienta la empacadura y el pozo es

alistado para la producción. Se debe establecer la correcta condición de

bajo-balance dentro del tubing. Una vez que se disparan los cañones, los

fluidos de la formación fluyen hacia el pozo ayudando en la limpieza de las

perforaciones. De acuerdo a la situación, los cañones serán retirados o

dejados en el fondo del pozo, en la figura 2.10 se puede observar el

ensamblaje de la sarta de cañoneo con TCP.

Figura 2. 10 Sarta de Cañoneo con TCP

Schlumberger, 2006

Varios son los beneficios que se pueden obtener con este método de

cañoneo entre los cuáles tenemos: orificios limpios, profundos y simétricos,

ya que permite utilizar cañones de mayor diámetro, cargas de alta

penetración, alta densidad de disparos, sin límites en la longitud de

28

intervalos a cañonear en un mismo viaje; combinado con un diferencial de

presión a favor de la formación en condiciones dinámicas al momento mismo

del cañoneo, el cual permite eliminar el daño creado por la perforación, la

cementación y el cañoneo, utilizando para ello la misma energía del

yacimiento.

El hecho de que sean buenos los parámetros geométricos del disparo

combinados con un diferencial de presión a favor de la formación, nos

permite obtener una relación de productividad óptima (producción real vs.

producción teórica), aún después de haberse taponado la mitad o las

terceras partes de los orificios cañoneados.

Es más efectivo el control de arena usando perforaciones compatibles con

los agentes divergentes usados. Mientras mayor sea el cañón, mayor será el

diámetro máximo de las perforaciones y la penetración.

Se puede reducir notablemente el tiempo de operación en intervalos de

cañoneo grandes en relación con el tiempo empleado en operaciones de

cañoneo convencionales, que en este caso requiere de múltiples bajadas,

cuando se cañonea con diferencial de presión negativo.

Existe una gran seguridad cuando se emplea este método de cañoneo, ya

que cuando se baja el cañón adaptado a la tubería también se usa el equipo

de control de presiones en el cabezal del pozo.

La relación de productividad, es una función directa de los parámetros que

intervienen en la eficiencia del cañoneo en conjunto con las características

del yacimiento. En yacimientos de baja porosidad y permeabilidad esta

relación se hace más importante, especialmente durante la perforación por la

invasión del lodo.

29

2.6. TECNOLOGÍA APLICADA DE CAÑONEO

Como la presente investigación se basa en la aplicación de tecnología que

usa el bajo balance se procederá a describir los diferentes tipos de bajo

balance y luego se describirá la tecnología aplicada de cañoneo

seleccionada para el desarrollo del presente trabajo.

.

2.6.1. SISTEMA DE DISPAROS EN BAJO BALANCE

El sistema de disparos en bajo balance hace referencia a los disparos en el

cual la presión en el pozo es menor que la presión en la formación; una

mayor producción es obtenida cuando se utiliza adecuadamente esta

técnica, además, se crea un ambiente donde el flujo de fluido que proviene

de la formación al pozo se da inmediatamente esto genera una mayor

ventaja en comparación con el sobre balance en el pozo donde los fluidos de

la formación y los residuos producidos por los disparos continuarán en la

formación.

La presión diferencial creada en el pozo al momento de los disparos ayuda a

limpiar las perforaciones y a remover los escombros generados por los

disparos. Los factores que intervienen para tener la condición de bajo

balance que permita la remoción y limpieza de los escombros son: la

permebilidad del reservorio y el tipo de fluido.

2.6.1.1. Bajo balance estático

En este tipo de bajo balance la presión del pozo está por debajo de la

presión del reservorio. La detonación de la carga es indicada por el pico de

la presión, esta retorna a un estado de bajo balance hasta lograr un

equilibrio entre la presión cercana al pozo y la presión del pozo.

30

2.6.1.2. Bajo balance dinámico

La ejecución de disparos en condiciones de bajo balance dinámico se refiere

a la tecnología y la metodología que crea codiciones de bajo balance

después de la detonación de las cargas huecas.

La presión estática inicial puede encontrarse en bajo balance, balance o

sobrebalance. Esta caída de presión es el efecto de la igualación de la

presión en la cara del pozo y sus alrededores con la presión atmosférica

dentro de las secciones de cañones y de espaciadores. Este efecto

instantaneo puede ir de unos milisegundos a unos cuantos segundos,

limpiado el túnel perforado al disparar los cañones ofreciendo mejor

conectividad pozo-yacimiento. (Pozo, 2013, pág. 40).

En la figura 2.11 podemos observar la penetración de los diferentes tipos de

bajo balance comparados con el sobre balance y en la figura 2.12 podemos

ver la variación de presión con respecto al tiempo y la remoción del daño en

los diferentes tipos de bajo balance.

Figura 2. 11 Gráfica de las técnicas de disparos

Schlumberger, 2009

31

Figura 2. 12 Presión v.s Tiempo en bajo balance

Schlumberger, 2012

2.6.2. TECNOLOGÍA DE CAÑONEO EN CONDICIONES DE BAJO

BALANCE DINÁMICO (PURE)

Esta tecnología de bajo balance dinámico utiliza diseños de disparos

específicos, cargas huecas especiales y configuraciones de cañones

adecuados con el fin de explotar los cambios rápidos producidos en las

presiones que se desarrollan entre los cañones, el pozo y el reservorio a los

pocos cientos de milisegundos de producir la detonación de las cargas; de

esta manera se genera un bajo balance de presión transitoria a partir de un

bajo balance o sobre balance modesto de presión estática.

Además genera túneles de disparos limpios, optimiza los resultados

obtenidos mediante cargas de penetración extra-profunda. Medidores de

fondo de pozo, con velocidades de muestreo de datos extremadamente

rápidas son usados para captar los datos de presiones transitorias en el

campo y así poder verificar la diferencia de presión dinámica.

32

Parámetros de diseño de operaciones y equipo PURE especiales son

usados para crear la condición de bajo balance dinámico se combinan.

Tanto las cargas estándar como las cargas huecas PURE se colocan en la

sarta de pistolas como se muestra en la figura 2.13. La condición de bajo

balance dinámico se genera cuando estas cargas perforan agujeros muy

grandes en los sitemas de transporte y establecen un grado de

comunicación máxima entre el pozo y la sarta de pistolas, pemitiendo así el

rápido flujo de fluido hacia el interior de la pistola. (Schlumberger, 2009, pág.

10).

Figura 2. 13 Sistema de pistolas PURE

Schlumberger, 2009

El revestidor no es penetrado por las cargas PURE. Un transportador de

pistolas que contiene las cargas convencionales y las cargas huecas PURE

no posee el volumen interno suficiente para crear un bajo balance dinámico

de presión suficiente para causar la falla de la roca dañada, y luego sostener

el influjo el tiempo suficiente para limpiar los túneles de disparos, por ello al

arreglo se le agregan las cámaras PURE cargadas solamente con cargas

33

PURE, que sean necesarias para crear un grado adicional de caída de

presión e influjo.

Estas cargas se disparan al mismo tiempo que el resto de la sarta de

pistolas para lograr un efecto máximo, estas cámaras se colocan lo más

cerca posible de los disparos recién abiertos. Su función es que en el

instante en que se ejecuta el disparo se activa absorbiendo la mayor

cantidad de residuos que se originan en el punzado lo que garantiza una

mayor limpieza de las perforaciones y mejora índices de productividad.

(Schlumberger, 2009)

2.6.2.1. Bajo balance dinámico óptimo y eliminación del daño

producido por los disparos

Una vez que la carga ha sido detonada, los chorros de alta velocidad de los

disparos generan túneles en la formación. Los diseños PURE manipulan las

condiciones de pozo y los parámetros de las pistolas para crear de inmediato

un bajo balance óptimo a lo largo de un intervalo disparado.

La falla por tracción de la zona triturada alrededor de los túneles de los

disparos y el flujo inicial desde la formación eliminan el daño inducido y los

escombros residuales. En la figura 2.14 se pueden ver el proceso de

limpieza de los túneles hasta obtener uno totalmente limpio sin residuos ni

escombros. (Schlumberger, 2007, págs. 23-24)

34

Figura 2. 14 Bajo balance óptimo y eliminación del daño

Schlumberger, 2007

Como se observa en la figura 2.15 (centro a la derecha) un incremento inicial

de la presión del pozo resultante de la detonación de las cargas es seguido

por una rápida declinación de la presión creada por el influjo de fluidos hacia

el interior del transportador de pistolas vacío (centro a la izquierda). La roca

de la zona triturada falla y cae dentro del túnel de disparo. Luego, el flujo del

yacimiento (flechas negras) transporta esta roca fallada junto con los detritos

de las cargas hacia el interior del pozo y los transportadores vacíos (flechas

verdes). El resultado final es un túnel agrandado con características de flujo

mejoradas. (Schlumberger, 2009, pág. 11)

35

Figura 2. 15 Componentes dinámicos de las operaciones

Schlumberger, 2009

2.7. TECNOLOGÍA DE CAÑONEO TIPO ANCLA (MAXR)

Esta tecnología de cañoneo fue diseñada básicamente para anclar cañones

al casing frente a la zona de interés. Se puede correr en el pozo ya sea con

cable eléctrico o con tubería, este sistema ha sido empleado tanto en

levantamiento con bombeo eléctrico sumergible como en levantamiento

Power Oil.

Los cañones con anclaje permiten perforar en condiciones de desbalance de

presión, también es usado en completaciones convencionales donde los

cañones se corren en el pozo antes de bajar la completación final. (Pozo,

2013, pág. 41)

36

Figura 2. 16 Ensamblaje de cañón tipo ancla.

Brito M. (2013).

Una vez que los equipos son bajados hasta la profundidad deseada, los

cañones son anclados y están listos para ser detonados de acuerdo a las

condiciones de bajo balance estático o dinámico requerido por los ingenieros

de campo para un mejor trabajo.

Se debe correr la completación y el sistema de bombeo electrosumergible

debe estar probado ya que una vez cañoneado el pozo no se podrá detener

la producción del mismo, a menos que se lo cierre.

Entre las ventajas de la tecnología de cañoneo tipo ancla tenemos que se

reduce el daño de formación, el pozo entra en producción inmediatamente

después del cañoneo con esto se logra un ahorro en tiempos y costos de

taladro además que no se requiere de control del pozo después del cañoneo

es decir no se requiere fluido de matado.

37

Los cañones son depositados en el fondo del pozo y el ancla de fondo

reduce obstrucciones al flujo en caso de no desasentar.

Además los cañones no están expuestos a la temperatura de fondo por un

largo tiempo, se pueden utilizar explosivos de baja temperatura que

usualmente son más costosos.

Entre las desventajas tenemos que no se debe usar está técnica en pozo en

los cuáles la distancia desde la base de la zona de interés hasta el fondo del

pozo es muy pequeño, ya que la herramienta que cae al fondo podría

interferir a la zona productora disminuyendo la producción.

Además tiene restricciones cuando se desea realizar disparos de diferentes

zonas simultáneamente, ya que al tener que mantenerse anclados los

cañones solamente pueden soportar un peso equivalente a 30 pies de la

herramienta con cañones. Para una longitud mayor a esta no se puede usar

esta técnica.

2.7.1. PROCEDIMIENTO DEL SISTEMA DE CAÑONEO CON MAXR

Correr la sarta de cañoneo comprendida por: los cañones junto con el

sistema de anclaje.

Realizar la correlación y ubicación de la sarta de disparos en la

profundidad deseada para su asentamiento o anclaje.

Bajar la sarta de completación del pozo (puede ser BES o Power Oil

PPH), con la bomba respectiva.

Armar el cabezal de producción y líneas de flujo.

38

Probar rotación de la bomba.

Activar la cabeza de disparo; aquí se crea un bajo balance de presión

con el uso de la bomba.

Esperar la detonación de los cañones; en este momento se

desasienta la sarta de disparo y cae al fondo del pozo.

Arrancar la bomba y el sistema de producción del pozo. (Pozo, 2013,

págs. 41-42)

En la figura 2.17 podemos observar el sistema de cañoneo con MAXR

Figura 2. 17 Sistema de cañoneo con MAXR

Schlumberger, 2009

39

2.8. TECNOLOGÍA DE CAÑONEO TIPO ANCLA EN

COMBINACIÓN CON BAJO BALANE DINÁMICO

(MAXR+PURE)

Una solución muy eficiente y eficaz en términos de productividad y costos es

la combinación de las tecnologías MAXR+PURE ya que se utilizan pistolas

adecuadas al diámetro de la tubería de revestimiento y le da al yacimiento la

posibilidad de responder ante la mejor condición inicial de flujo: Bajo balance

estático inicial, Bajo Balance Dinámico, alta penetración y flujo inmediato del

yacimiento.

Se bajan las pistolas con cable o tubería y un colgador de pistolas MAXR,

para luego bajar la terminación de producción del pozo y producir.

El sistema MAXR+PURE se dispara una vez que el aparejo y el árbol de

producción han sido instalados en el pozo. Cuando se activa la cabeza de

disparo el colgador de pistolas MAXR se desancla y cae al fondo del pozo,

permitiendo libre acceso para futuras operaciones de cable o TF.

(Fernandez, Villarreal, Hernández, 2013).

Figura 2. 18 Sistema MAXR+PURE

Schlumberger, 2013

40

CAPÍTULO III

3. METODOLOGÍA

3.1. ANTECEDENTES DEL CAMPO GUANTA-DURENO

El campo Guanta – Dureno, fue descubierto por Texaco – Gulf, mediante la

perforación del pozo exploratorio Dureno – 01, que alcanzó una profundidad

de 10292’, en el mes de Julio de 1969, e inició su desarrollo productivo en el

año 1984. Las pruebas iniciales del pozo, en Septiembre de 1984 dieron en

la arena “T”: 799 BPPD; 343 BAPD y 32° API.

El pozo Guanta – 01, se perforó el 15 de Diciembre de 1985 y se completó el

11 de Febrero de 1986, con una producción 6261 BPPD, de los reservorios

“T” (1968 BPPD, 29° API), “U” (3576 BPPD, 30° API) y una producción

menor de Hollín Inferior y Superior (717 BPPD, 29° API), este último pozo

determinó que los yacimientos forman parte de un solo campo.

3.1.1. LOCALIZACIÓN GEOGRÁFICA

El Campo Guanta - Dureno, está localizado al Noroeste de la región

Amazónica Ecuatoriana, en la provincia de Sucumbíos, al Sur Oeste del

Campo Parahuacú y a unos 15 Km., en dirección Sur Este del Campo Lago

Agrio, alineado con el Play petrolero de los campos Tiguino, Cononaco,

Auca, Sacha, palo Azul – Palo rojo y Charapa, con una dirección preferencial

Norte – Noreste, este Play petrolero, entrampan hidrocarburos en las

secuencias detríticas de las formaciones Hollín, Napo y Tena.

41

Figura 3. 1 Localización geográfica del campo Guanta-Dureno

Petroamazonas EP, 2014

3.1.2. GENERALIDADES

En el Campo Guanta – Dureno se han perforado 44 pozos, de los cuales 21

se encuentran en producción de petróleo.

Existen 2 pozos Reinyectores de agua de formación (Guanta-007 y Guanta-

008 S1).

En la tabla 3.1 se detalla el listado de los pozos.

42

Tabla3. 1 Listado de los pozos del campo Guanta-Dureno

CAMPO GUANTA-DURENO

PR

OD

UC

IEN

DO

EV

ALU

AN

DO

CE

RR

AD

OS

AB

AN

DO

NA

DO

S

ES

PE

RA

N A

BA

ND

ON

O

RE

INY

EC

TO

RE

S

ES

P C

& P

. IN

ICIC

ALE

S

EN

W.O

.

W.O

. S

US

PE

ND

IDO

EN

C&

P. I

PE

RF

OR

AN

DO

PE

RF

. S

US

PE

N.

TO

TA

L

19 2 16 2 0 2 1 1 0 0 1 0 44

Petroamazonas EP, 2014

3.2. GEOLOGÍA DEL CAMPO GUANTA-DURENO

La Estructura del Campo Guanta - Dureno, está definido como un anticlinal

asimétrico de rumbo aproximado Norte-Sur, limitado al Este por un grupo de

fallas inversas de Orientación NNE-SSW, que cortan toda la sección

cretácica de forma casi vertical, haciéndose lístricas en profundidad. Estas

fallas controlan y estructuran el campo en el flanco Este, dividiéndolo en dos

sectores Norte y Sur.

La producción del campo Guanta-Dureno es esencialmente de las arenas

Napo U y T, pero tiene como potencial reservorio a Hollín Superior y a Basal

Tena.

El desarrollo ha sido en el bloque levantado de las fallas principales que

limitan al Campo por el Este, mientras que por el Oeste, Norte y Sur, el límite

está definido por los contactos agua-petróleo para los reservorios U, T y

Hollín Superior.

43

En las figuras 3.2, 3.3, 3.4, 3.5, 3.6, 3.7; se muestran los mapas

estructurales al tope de las arenas Basal Tena, U Superior, U Inferior, T

Superior, T Inferior, Hollín Superior, respectivamente.

Figura 3. 2 Mapa estructural al tope Basal Tena

Petroamazonas Ep, 2014

Figura 3. 3 Mapa estructural al tope U Superior

Petroamazonas Ep, 2014

44

Figura 3. 4 Mapa estructural al tope U Inferior

Petroamazonas Ep, 2014

Figura 3. 5 Mapa estructural al tope T Superior

Petroamazonas Ep, 2014

45

Figura 3. 6 Mapa estructural al tope T Inferior

Petroamazonas Ep, 2014

46

Figura 3. 7 Mapa estructural al tope Hollín Superior

Petroamazonas Ep, 2014

3.3. COLUMNA ESTRATIGRÁFICA

Para conocer de mejor manera las estructuras del campo Guanta-Dureno,

en la figura 3.8 se muestra la columna estratigráfica de la cuenca oriente del

Ecuador.

47

Figura 3. 8 Columna estratigráfica de la cuenca oriente del Ecuador

Petroamazonas EP, 2014

48

3.4. RESERVORIOS PRINCIPALES

El campo Guanta-Dureno tiene los siguientes reservorios:

Reservorio Productivos Principales:

Formación Napo: U INFERIOR con 32,5° API

Formación Napo: T INFERIOR con 32,1° API.

Reservorios Productivos Secundarios:

Formación Tena: Basal Tena con 27,5° API.

Formación Napo: U SUPERIOR con 29,5° API

Formación Napo: T SUPERIOR con 30° API.

Formación Hollín: Hollín Superior con 31° API.

3.4.1. ESPESORES PROMEDIOS

Los espesores promedios son: “Hollín Superior” con un promedio de 11 pies,

“Napo T” tiene un espesor de 25 pies, “Napo U” con un espesor neto de 30

pies y “BT” con 7 pies de espesor.

3.4.2. PARÁMETROS PETROFÍSICOS

Los Parámetros Petrofísicos promedios del Campo Guanta – Dureno se

muestran en la tabla 3.2.

49

Tabla3. 2 Parámetros Petrofísicos promedios del campo Guanta-Dureno

RESERVORIO

ESPESOR PROMEDIO

TOTAL

ESPESOR PROMEDIO

NETO POROSIDAD Sw

pies pies % %

Basal Tena 37 13,0 15,00 27,00

U Superior 64 9,5 11,00 27,00

U Inferior 42 29,0 14,00 15,00

T Superior 56 18,0 13,00 37,00

T Inferior 54 40,0 18,00 18,00

Hollín Superior 30 30,0 15,00 30,00

Reservorios Petroamazonas EP, 2014

3.4.3. PARÁMETROS DE FLUIDOS

Los parámetros considerados son: Factor volumétrico del petróleo,

permeabilidad, solubilidad a la presión de burbuja, viscosidad del petróleo a

presión de burbuja, temperatura del yacimiento y salinidad; todas estas

variables forman parte del análisis PVT y se muestran en la tabla 3.3

Tabla3. 3 Parámetros de fluidos

RESERVORIO

Factor Volumétr

ico Inicial,

Boi

Permeabilidad

Solubilidad Rsb a

la Pb

Viscosidad

petróleo a Pi

Viscosidad

petróleo a Pb

Temperatura de Yacimie

nto

Salinidad

By/Bn mD pcn/Bn cP cP °F ppm ClNa

Basal Tena 1,13 200 198 157245

U Superior 1,23 198 157245

U Inferior 1,23 255 314 2,24 1,72 200 157245

T Superior 1,28 204 26400

T Inferior 1,28 225 204 26400

Hollín Superior

1,22 120 308 2,17 0,98 232 12375

Reservorios Petroamazonas EP, 2014

50

3.4.4. PRESIONES INICIALES, ACTUALES Y DE BURBUJA DE LAS

ARENAS PRODUCTORAS DEL CAMPO GUANTA-DURENO

Los valores promedio de presiones iniciales, actuales y de burbuja de las

arenas productoras son mostrados en la tabla 3.4.

Tabla3. 4 Presiones iniciales, actuales y de burbuja

RESERVORIO Presión Inicial Presión Actual

Presión de Burbuja

Lpca Lpca Lpca

Basal Tena 3.700 1.780 1.485

U Superior 3.750 1.930

U Media 3.750 1.930

U Inferior 3.750 2.123 1.400

T Superior 4.083 1.941

T Inferior 4.083 1.941 1.398

Hollín Superior 4.315 3.980 990

Reservorios Petroamazonas EP, 2014

3.5. RESERVAS CERTIFICADAS DE LOS RESERVORIOS

En la tabla 3.5 se muestra el detalle de las reservas certificadas de las

arenas productoras del campo Guanta-Dureno al 31 de diciembre de 2013.

Tabla3. 5 Reservas certificadas al 31 de Diciembre de 2013

RESERVORIO

Petróleo

Original en Sitio

POES

Reserva

Inicial Probad

a

Reserva

Inicial Total

Producción

Acumulada al

31-Dic-2013

Factor de

Recobro

Actual 31-Dic-2013

Reservas(1P)

Probadas Remanentes al 31-Dic-

2013

Reservas

Probables al 31-

Dic-2013

Reservas(2P)

Probadas + probables

31-Dic-2013

Reservas

Posibles al

31-Dic-2013

Reservas(3P) probabas + Probables + Posibles

31-Dic-2012

FR a la Recuperación Final del Yacimiento

M Bls M Bls M Bls ( % ) M Bls M Bls M Bls M Bls M Bls ( % )

Basal Tena 36.727,82 4.856 5.507 4.234,53 11,5 621,08 325,93 947,01 325,9 1.272,94 15,0

U Superior 34.933,20 2.082 2.666 1.771,74 5,1 310,19 0,00 310,19 584,4 894,63 7,6

U Media 636,78 90 90 23,25 3,7 67,06 0,00 67,06 0,0 67,06 14,2

U Inferior 177.115,4

2 35.211 39.957 27.722,96 15,7 7.488,01 993,90 8.481,91 3.751,7 12.233,60 22,6

T Superior 67.989,27 220 411 125,18 0,2 95,14 190,27 285,41 0,0 285,41 0,6

T Inferior 182.157,1

0 18.001 23.347 9.933,52 5,5 8.067,80 1.508,78 9.576,58 3.836,9 13.413,52 12,8

Hollín Superior 99.761,91 7.744 14.705 5.583,99 5,6 2.160,39 4.522,24 6.682,62 2.438,4 9.121,07 14,7

Total 599.321,4

9 68.204,83 86.683,39 49.395,17 18.809,66 7.541,12 26.350,777 10.937,5 37.288,23 14,5

Reservorios Petroamazonas Ep, 2014

52

3.6. MAPAS ISOBÁRICOS

En las figuras 3.9, 3.10, 3.11, 3.12 se muestran los mapas isobáricos de las

arenas productoras del campo Guanta-Dureno.

Figura 3. 9 Mapa Isobárico del reservorio Basal Tena

Reservorios Petroamazonas EP, 2014

Figura 3. 10 Mapa Isobárico del reservorio U

Reservorios Petroamazonas EP, 2014

53

Figura 3. 11 Mapa Isobárico del reservorio T

Reservorios Petroamazonas EP, 2014

Figura 3. 12 Mapa Isobárico del reservorio T

Reservorios Petroamazonas EP, 2014

54

3.7. DECLINACIÓN DEL CAMPO

La declinación anual de producción del campo Guanta-Dureno es del 12 %

como se puede ver en la figura 3.13

Figura 3. 13 Declinación de la producción del campo Guanta-Dureno

Reservorios Petroamazonas EP, 2014

3.8. POZOS CAÑONEADOS EN EL ACTIVO LAGO AGRIO

El campo Guanta-Dureno pertenece al activo Lago Agrio, en la tabla 3.6 se

muestra los trabajos de cañoneo realizados en el período 2013-2014.

55

Tabla3. 6 Pozos cañoneados en el Activo Lago Agrio (2013-2014)

POZO TÉCNICA DE DISPAROS

FECHA DE TRABAJO

GUANTA-18D TCP CONVENCIONAL 13/02/2013

GUANTA-32D TCP STIM PRO 01/03/2013

LGA-13 TCP STIM GUN Y PROPELENTE 01/05/2013

GUANTA-39 TCP PERFSTIM 01/09/2013

PRH-10 TCP STIM PRO 01/01/2014

GNTG-30 TCP SURGE PRO 01/03/2014

GUANTA-043 CABLE 27/04/2013

GUANTA F-28 MAXR+PURE (BAJO BALANCE) 24/06/2013

GUANTA F-38 MAXR+PURE (BAJO BALANCE) 04/08/2013

GUANTA 18D TCP PURE (BAJO BALANCE) 20/09/2013

GUANTA 18D TCP PURE (BAJO BALANCE) 27/09/2013

GUANTA G-29 MAXR+PURE (BAJO BALANCE) 09/01/2014

GUANTA-43D ONE TRIP 23/04/2013

GUANTA-27D ONE TRIP 16/10/2013

PRH-40D TCP BAJO BALANCE 23/11/2013

Operaciones Petroamazonas EP, 2014

3.9. POZOS SELECCIONADOS PARA EL ANÁLISIS

En las tablas 3.7 se detalla la zona, el intervalo cañoneado y la densidad de

disparos de los pozos seleccionados para la evaluación con su respectiva

técnica utilizada, ver diagramas de completación en anexos 6 y 7.

56

Tabla3. 7 Pozos cañoneados con la técnica Tipo Ancla en combinación con bajo balance dinámico

POZO TÉCNICA

DE DISPARO

ARENA INTERVALO(pies) PIES

DISPARADOS DPP FECHA

GUANTA F-28

MAXR+PURE(BAJO

BALANCE) UI

10042-10046 4

5 24/06/2013 10052-10066 14

10070-10086 16

GUANTA F-38

MAXR+PURE(BAJO

BALANCE) UI

10146-10153 7

5 04/08/2013 10164-10189 26

Operaciones Petroamazonas EP, 2014

3.10. RADIO DE INVASIÓN

En 1959 Hawkins introduce el concepto de un “daño de espesor finito”. Un

efecto de daño se puede visualizar como una región anular alrededor del

pozo (pero dentro de la formación) de permeabilidad kS y radio rs. De esta

forma el yacimiento se transforma en un yacimiento compuesto por una

sección de permeabilidad ks desde rw a rs y por otra de permeabilidad k para

r > rs

57

Figura 3. 14 Representación de perfil v.s distancia radial para una zona dañada

Valencia R, 2011

En la tabla 3.8 podemos observar la relación existente entre el factor daño y

las permeabilidades de la zona virgen y dañada.

Tabla3. 8 Relación entre el factor de daño y las permeabilidades de las zonas virgen y dañada

(S) FACTOR DE DAÑO

Ks

POSITIVO Ks<k

CERO ks=k

NEGATIVO ks>k (Fracturado o

Acidificación)

Valencia R, 2011

El radio de invasión puede ser calculado mediante la ecuación introducida

por Hawkins:

58

(3. 1)

Donde:

rs = radio de invasión, pies

rw = radio del pozo, pies

s = daño

k= permeabilidad, md

ks = permeabilidad en la zona dañada, md

3.11. ANÁLISIS DE LA EFECTIVIDAD DEL CAÑONEO EN LOS

POZOS SELECCIONADOS

El radio de penetración de los disparos es el principal factor del cual

depende la efectividad del cañoneo. Este tiene que ser mayor al radio de

daño de la invasión producido en la formación del pozo. Por tanto la

penetración que sobrepasa la zona dañada incrementa la relación de

productividad (PR). Esta teoría se puede complementar al tomar en cuenta

que la limpieza de los disparos es un factor fundamental en dicha

efectividad.

Al cañonear con bajo balance dinámico se obtiene una alta penetración y

limpieza de los punzados, así se obtendría mayor efectividad en los

disparos.

Por ello se ha considerado en nuestro estudio la comparación entre el radio

de invasión (rs) y la penetración de disparos para determinar si el trabajo se

considera satisfactorio tal como es mostrado en la tabla 3.9.

59

Tabla3. 9 rs de los pozos cañoneados

POZO ARENA rw (pies) S K/Ks rs (pies)

GUANTA F-28 UI 0,29 1,95 10 0,36

GUANTA F-38 UI 0,29 3,01 10,2 0,40

Guanoluisa G, 2014

3.12. PENETRACIÓN DE LOS POZOS CAÑONEADOS

La penetración del disparo es un factor predominante en un trabajo óptimo

de cañoneo y en especial cuando se aplica bajo balance dinámico. En la

tabla 3.10 se realiza el detalle de penetración con la respectiva técnica

analizada.

Los datos fueron tomados de pruebas de simulación realizadas con el

software SPAN Rock de la compañía Schlumberger, el cual es utilizado para

modelar el comportamiento del cañoneo ya que permite optimizar la

eficiencia de la completación del pozo comparando diferentes

configuraciones de cargas, cañones y las condiciones del reservorio.

Se puede realizar además un análisis de la productividad del cañoneo,

comprendiendo este parámetros tales como: longitud del canal y diámetro

del orificio creado por el cañón seleccionado, tipo de revestidor, roca, lodo

de perforación, cemento, etc.

Este software es fundamental para simular el desempeño del cañoneo y

luego evaluarlo con datos reales. Ver en el anexo 2 y 3 las simulaciones

realizadas con el software SPAN Rock de los pozos seleccionados para el

análisis.

60

Tabla3. 10 Penetración de los pozos cañoneados

POZO

DIÁMETRO DEL

CAÑÓN (pulg)

TIPO DE CARGA DPP

PENETRACIÓN TOTAL EN LA FORMACIÓN

(pulg)

DIÁMETRO PROMEDIO

DEL ORIFICIO

(pulg)

GUANTA F-28

4-1/2" PURE,PowerJetOmega4505,HMX 5 17,17 0,46

GUANTA F-38

4-1/2" PURE,PowerJetOmega4505,HMX 5 17,13 0,46

Guanoluisa G, 2014

3.13. RELACIÓN ENTRE EL RADIO DE INVASIÓN Y LA

PENETRACIÓN DE DISPAROS

Esta Relación es muy importante ya que cuando la penetración promedio de

disparos es mayor al radio de invasión se considera que el proceso para

cañonear es el adecuado, por tal motivo se comparará el radio de invasión

con la penetración promedia en la tabla 3.11 para ver si el proceso es el

adecuado.

61

Figura 3. 15 Relación entre la penetración y el radio de invasión

Halliburton, 2009

Tabla3. 11 Relación entre el radio de invasión y la penetración del pozo cañoneado.

POZO TIPO DE CARGA

DPP

PENETRACIÓN PROMEDIO EN LA FORMACIÓN

(pulg)

rs (pulg)

COMENTARIO RESULTADO

GUANTA F-28

PURE,PowerJetOmega4505,HMX

5 16,01 4,32 P>rs SATISFACTORIO

GUANTA F-38

PURE,PowerJetOmega4505,HMX

5 15,97 4,8 P>rs SATISFACTORIO

Guanoluisa G, 2014

62

3.14. CONDICIONES FLUYENTES DE LOS POZOS

CAÑONEADOS

Las condiciones fluyentes de los pozos cañoneados se muestran en la tabla

3.12 en ella se puede verificar el volumen de fluido aportado por los

diferentes pozos; estos datos fueron obtenidos de las pruebas de producción

de cada pozo según datos oficiales de Petroamazonas.

Tabla3. 12 Condiciones fluyentes de los pozos cañoneados

POZO ARENA CAUDAL DE

FLUIDO (BFPD)

BSW (%) API

GUANTA F-28 UI 1228 0,5 27,8

GUANTA F-38 UI 517 0,2 27,8

Petroamazonas EP, 2014

3.15. RESULTADO DE LAS INTERPRETACIONES DE LOS

POZOS

Está interpretación se basa en los resultados obtenidos en las pruebas de

producción de los pozos cañoneados, parámetros del estrato, parámetros

del flujo y se muestran en las tablas 3.13, 3.14, 3.15 respectivamente.

63

Tabla3. 13 Resultados de pruebas de producción de los pozos cañoneados

PRUEBAS DE PRODUCCIÓN

POZO GUANTA F-28 GUANTA F-38

ARENA UI UI

Qo (BPPD) 1222 516

Qw (BAPD) 6 1

Qt (BFPD) 1228 517

BSW (%) 0,5 0,2

API @ 60°F 27,8 27,8

SALINIDAD (PPM) 5500 11850

Reservorios Petroamazonas EP, 2014

Tabla3. 14 Parámetros del estrato

PARÁMETROS DEL ESTRATO

POZO GUANTA F-28 GUANTA F-38

ARENA UI

ESPESOR TOTAL (pies) 42

ESPESOR PRODUCTOR (pies) 29

ESPESOR DISPARADO (pies) 34 33

PERMEABILIDAD (md) 255

RADIO DEL POZO 0,29

TEMPERATURA DEL RESERVORIO (°F)

200

Petroamazonas EP, 2014

64

Tabla3. 15 Parámetros de fluidos

PARÁMETROS DEL FLUIDO

POZO ARENA Bo (BL / BF) Rs (PCS / BF) µo (cp)

GUANTA F-28 UI

1,23 314 2,24

GUANTA F-38 UI

Petroamazonas EP, 2014

3.16. ANÁLISIS DE ACUERDO A LA RELACIÓN DE

PRODUCTIVIDAD

Este análisis está basado en el método simple para la estimación de la

productividad elaborado por Hady El-Bermawy SPE, Agiba Petroleum

Company and Hossam El- Assal, Halliburton Energy Services, Inc, en el

paper denominado An Innovative solution for maximizing productivity from

perforated completions. Donde se hace mención que la Ley de Darcy es una

relación fundamental en la cual se sabe que el caudal es directamente

proporcional a la permeabilidad del reservorio y a la caída de presión.

(3. 2)

Donde:

P= Presión del reservorio al radio r, psi

Pwf= Presión de fondo fluyente, psi

Q= tasa de producción, BPD

65

µ= Viscosidad, cp

k= Permeabilidad horizontal o radial de formación, md

r= Distancia radial, pies

rW = radio del pozo, pies

Everdingen y Hurst introducen en 1953 el concepto de que la caída de

presión pudo haber sido causada poniendo una película (Skin) sobre el

estrato frente a la formación. La resistencia al flujo que se crea es conocido

como daño pelicular, que tiene cero espesor y así cero capacidad de llene

de almacenamiento (no existe acumulación de fluido en la película).

(Valencia, 2011, pág. 24)

De acuerdo a los investigadores Van Everdingen y Hurst ese debe conocer

lo siguiente:

1. Que existe resistencia al flujo continuo.

2. Que la zona de daño sea pequeña, esto es delgada.

En base a estas consideraciones se llega al concepto de un daño

infinitesimal y la caída de presión debido a dicho daño será:

(3. 3)

Donde:

ΔPS = Diferencial de presión, psi

Q= tasa de petróleo, BPD

µ= Viscosidad, cp

k= Permeabilidad horizontal o radial de la formación, md

h= Espesor de formación, pies

S= Daño

66

Tanto la perforación como los parámetros de la formación afectan

directamente el índice de productividad. El cociente entre el índice de

productividad real y el índice de productividad ideal en el pozo abierto se

conoce como la relación de productividad (PR) y puede estar expresada en

términos del Skin total, St.

a) Relación de productividad (PR): Es la relación entre el flujo real a

través de las perforaciones Q para el flujo Qo en un pozo a hueco

abierto teniendo un diámetro igual a D.

PR = Q/QD

(3. 4)

Donde:

PR= Cociente de productividad

Q= tasa de petróleo a través de los túneles, BPD

QD= Tasa de producción de un pozo a hueco abierto de diámetro D, BPD

b) Relación de productividad máxima (PR∞): Se define como la

productividad basada en el flujo, en el pozo teniendo penetración y

una densidad de disparos infinita.

⁄

⁄

(3. 5)

67

Donde:

PR∞ = Relación de productividad máxima, en un pozo con cañón idealizado

teniendo penetración P, y una densidad de disparos infinita (N→∞)

Q∞ = Tasa de producción de un pozo a hueco abierto de diámetro D+2P

QD = Tasa de producción de un pozo a hueco abierto de diámetro D

Df = Diámetro del yacimiento, pies

D= Diámetro del pozo, pies

P= Profundidad de penetración, pulg

3.17. ANÁLISIS A PARTIR DE LA EFICIENCIA DE

PRODUCTIVIDAD

3.17.1. UN MÉTODO SIMPLE PARA ESTIMAR LA PRODUCTIVIDAD

Este análisis está basado en “Un método simple para estimar la

productividad” elaborado por Brooks JE, artículo de la SPE 38148,

presentado en la conferencia Europea sobre Daño de la formación.

Al combinar los parámetros del disparo y de la formación en un grupo único

adimensional, se obtiene un cálculo rápido de la productividad sobre

diversas variables que coinciden con los cálculos analíticos establecidos en

los programas de computación disponibles en el mercado.

Este método, aplicable para los disparos que atraviesan el daño de la

formación en un esquema en forma de espiral, considera que las principales

variables que rigen la productividad son: la longitud del disparo, la densidad

de disparo, el diámetro del túnel, el diámetro en la pared del hueco, el daño

de la formación alrededor del pozo, el daño de permeabilidad inducido por

los disparos y la anisotropía de la permeabilidad. (Ver anexo 1)

68

La máxima relación teórica de productividad del pozo se define por medio de

un cañón ideal con densidad de disparo infinita que permite agrandar el

radio del hueco por una distancia equivalente a la penetración del disparo

como lo podemos observar en la figura 3.16

Figura 3. 16 Cañón o pistola ideal

Schlumberger, 2009

Así se establece la productividad teórica que se puede obtener para para

una completación natural con disparos y se define la eficiencia de

productividad máxima de los sistemas de disparo en términos de un factor

adimensional. La aplicación práctica de este método reside en determinar el

efecto de los parámetros, combinados, el desbalance, el mejoramiento de la

productividad y los parámetros económicos de las operaciones de disparo.

Resulta evidente que tanto la penetración como la densidad de disparo son

importantes para las completaciones naturales. La penetración tiene un

efecto proporcional que aumenta a medida que el disparo atraviesa el daño

de la formación. La densidad de disparo tiene un efecto exponencial de 1.5.

por otra parte, teniendo en cuenta que el daño provocado por el disparo es

inversamente proporcional al factor adimensional, se debería reducir cuando

se dispara con el diferencial adecuado de desbalance de presión.

69

En los casos en que no se puede alcanzar una penetración profunda, una

densidad de disparo elevada resulta particularmente efectiva. En las

completaciones naturales, el diámetro del túnel en la formación es el menos

importante de los parámetros del disparo y por lo general, se produce un

aumento del tamaño del orificio en detrimento de la penetración. Un aumento

del 10% en el diámetro significa una disminución de la penetración de

alrededor del 20%, mientras que el factor adimensional se reduce se reduce

en un 15%. Otra razón que lleva a restar importancia al tamaño del orificio

cuando se seleccionan cañones para las completaciones es que los chorros

de las cargas que abren huecos grandes también pueden provocar daño

adicional.

Cuando el flujo se ve reducido debido a la anisotropía elevada, al daño

causado por los disparos o al daño de la formación, se puede solucionar

parcialmente seleccionando un cañón con el mayor factor adimensional, ya

sea por penetración profunda, alta densidad de disparo, reducción del daño

por desbalance o una combinación de estos factores. Las mejores

estrategias son aquellas que proporcionan niveles de eficiencia de la

productividad cercanos al 100%. (Schlumberger, 2009, pág. 65)

Figura 3. 17 Eficiencia de productividad V.S Factor adimensional

Schlumberger, 2009

70

a) Eficiencia de productividad (PR/PR∞)= Tiene valores entre 0 y 1 (0 a

100 de eficiencia respectivamente) dependiendo de los parámetros de

perforación y formación en particular.

El estudio de los 270 datos analizados por Brooks, dieron soporte a su

contexto de que esta forma de normalización de parámetros pueden ser

tratados con una sola variable dependiente en la determinación de la

eficiencia de productividad. Donde βo es dicha variable, la cual es producto

de dos parámetros adimensionales y está dada por la siguiente ecuación:

⁄ ⁄ ⁄

(3. 6)

Donde:

βo = Parámetro adimensional basado en P, N, α, d (sin daño)

P = Profundidad de penetración, pulg

N = Densidad de disparos, pulg

d = Diámetro del túnel de perforación

α = Relación de anisotropía, cociente entre la permeabilidad horizontal y

permeabilidad vertical.

Un buen ajuste de la curva obtenida para la normalización de los parámetros

de cañoneo puede ser aproximado mediante la siguiente ecuación:

[ ⁄ ] (3. 7)

Donde:

PR / PR∞ = Eficiencia de productividad, entre 0 y 100

βo = Parámetro adimensional basado en P, N, α, d (sin daño)

71

3.17.1.1. Procedimiento de cálculo

El procedimiento a seguir con este tipo de análisis es el siguiente:

A partir de los parámetros de cañoneo que se obtuvieron en la

perforación de cada pozo con la técnica de cañoneo aplicada, se

calculan los valores de βo para diferentes longitudes de penetración

empleando la ecuación mencionada.

Luego con los valores de βo ya calculados se construyen las curvas

PR / PR∞ para cada pozo, usando la ecuación de aproximación para

la misma.

Finalmente los valores de PR / PR∞ correspondientes a la

penetración alcanzada durante el cañoneo para cada pozo y la

penetración “máxima” que se tiene actualmente en el mercado se las

multiplica por el valor de PR∞ del mismo pozo calculado a partir de la

respectiva ecuación obteniendo de esta manera los valores de la

relación de productividad PR.

3.18. DAÑO TOTAL EN EL POZO

Diferentes incertidumbres se manejan con respecto a los diferentes tipos de

daño y a la estimulación de la permeabilidad en la zona dañada, es por esto

que para nuestro estudio no aplicaremos el análisis de Brooks, ya que estos

nuevos datos con daño incluidos en la gráfica correspondiente caen encima

de los datos calculados sin daño. Para la estimación del daño en cada pozo

se usará las simulaciones del Software Span Rock en el cuál se comparan

los daños generadas a partir de diferentes técnicas seleccionadas y

recomienda cuál es la más efectiva. (Ver anexo 2 y 3).

72

CAPÍTULO IV

4. ANÁLISIS DE RESULTADOS

4.1. ANÁLISIS TÉCNICO

De acuerdo a lo expuesto en el capítulo anterior se utilizó el método simple

para estimar la productividad en función de la profundidad de penetración

alcanzada, densidad de disparos, diámetro del orificio, que se obtuvieron en

el cañoneo de cada pozo con la tecnología Tipo Ancla en combinación con

bajo balance dinámico.

4.1.1. ANÁLISIS DE LA EFICIENCIA DE PRODUCTIVIDAD DEL POZO

GUANTA F-28 EN FUNCIÓN DE LA PROFUNDIDAD DE

PENETRACIÓN, DENSIDAD DE DISPAROS Y DIÁMETRO DEL

ORIFICIO.

A partir de los resultados obtenidos en la profundidad de penetración de

17.17 pulg, una densidad de disparos de 5 dpp y un diámetro del orificio de

0.46 pulg, utilizando la carga Pure Power Jet Omega, 4505 HMX se obtuvo

una eficiencia de productividad de 0.8505 este resultado se lo puede

apreciar en la tabla 4.1

4.1.1.1. Valores de eficiencia de productividad y relación de

productividad en función de la profundidad de penetración del

pozo Guanta F-28

En la tabla 4.1 y en la figura 4.1 podemos observar las simulaciones

realizadas con los valores reales y con otros valores de profundidad de

penetración, comparando una profundidad de penetración mayor de 50

pulgadas obtenemos una eficiencia de productividad de 0.9283 que es

73

mayor a la que se obtuvo con la profundidad de penetración de 17.7

pulgadas de 0.8508, sin embargo esta eficiencia de productividad es mayor

comparándola con una menor profundidad de penetración de 5 pulgadas; ya

que se obtiene una eficiencia de productividad de 0.7088 pulgadas llegando

a la conclusión que la eficiencia de productividad es directamente

proporcional a la penetración de disparos y la profundidad de penetración de

17.17 pulg, aplicada a este pozo se considera adecuada con la carga

aplicada.

Tabla 4. 1 Eficiencia de la productividad de penetración en el pozo Guanta F-28

P (pulg) N (dpp) d (pulg) α βo PR/PR∞

0,1 5 0,46 10

0,1798 0,2490

1 5 0,46 10

1,7982 0,4939

5 5 0,46 10

8,9909 0,7088

10 5 0,46 10

17,9818 0,7941

15 5 0,46 10

26,9727 0,8376

17,17 5 0,46 10

30,8748 0,8508

25 5 0,46 10

44,9546 0,8836

40 5 0,46 10

71,9273 0,9162

50 5 0,46 10

89,9092 0,9283

60 5 0,46 10

107,8910 0,9367

75 5 0,46 10

134,8637 0,9453

Guanoluisa G, 2014

74

Figura 4. 1 Eficiencia de productividad en función de la penetración del pozo Guanta F-28

En la figura 4.1 se describe el fenómeno de que a medida que se incrementa

la profundidad de penetración incrementa la eficiencia de productividad es

decir existe una proporción directa.

En la tabla 4.2 y en la figura 4.2 podemos observar que para la profundidad

de penetración alcanzada en el pozo Guanta F-28 se obtuvo una relación de

productividad de 1.2881, además se realizó la simulación con otros valores y

se llegó a la conclusión que la relación de productividad también es

directamente proporcional a la profundidad de penetración, ya que

comparándola con una penetración mayor de 50 pulgadas la relación de

productividad es de 1.9377 y con una penetración menor de 5 pulgadas la

relación de productividad obtenida es de 0.8538 por lo que se considera una

buena relación de productividad la obtenida con la carga aplicada.

PR/PR∞ V.S P 0,0000

0,2000

0,4000

0,6000

0,8000

1,0000

0,1 1 5

10

15

17

,17

25

40

50

60

75

Efic

ien

cia

de

pro

du

ctiv

idad

(P

R/P

R∞

)

Penetración total de la formación "P" (in)

PR/PR∞ V.S P

PR/PR∞ V.S P

75

Tabla 4. 2 Relación de productividad en función de la penetración del pozo Guanta F-28

Df (pies) D (pies) P (pulg) PR∞ PR/PR∞ PR

1320 6,96 0,1 1,0054305 0,2490 0,2504

1320 6,96 1 1,0505929 0,4939 0,5189

1320 6,96 5 1,2045406 0,7088 0,8538

1320 6,96 10 1,3480245 0,7941 1,0705

1320 6,96 15 1,4669649 0,8376 1,2288

1320 6,96 17,17 1,5139762 0,8508 1,2881

1320 6,96 25 1,6688338 0,8836 1,4746

1320 6,96 40 1,9284285 0,9162 1,7668

1320 6,96 50 2,0872858 0,9283 1,9377

1320 6,96 60 2,2400914 0,9367 2,0984

1320 6,96 75 2,4632372 0,9453 2,3286

Guanoluisa G, 2014

Figura 4. 2 Relación de productividad en función de la penetración del pozo Guanta F-28

0,0000

0,5000

1,0000

1,5000

2,0000

2,5000

0 20 40 60 80Re

laci

ón

de

pro

du

ctiv

idad

(P

R/P

R∞

)

Penetración total de la formación "P" (in)

PR V.S P

PR V.SP

76

En la figura 4.2 se describe el fenómeno de que a medida que se incrementa

la profundidad de penetración incrementa la relación de productividad es

decir existe una proporción directa.

4.1.1.2. Valores de eficiencia de productividad en función de la

densidad de disparos del pozo Guanta F-28

Se realizó la simulación con valores inferiores y superiores al valor real de la

densidad de disparos, según el análisis si la densidad de disparos es 2.5

dpp, se obtiene una eficiencia de productividad de 0.7947 que es un valor

menor a la densidad de disparos real 5 dpp con la cual se obtuvo una

eficiencia de productividad de 0.8508; con una densidad de disparos mayor

por ejemplo 6.5 dpp se obtuvo una eficiencia de productividad de 0.8850 que

es mayor a la densidad de disparos real del pozo. De acuerdo a lo expuesto

se considera una buena eficiencia de productividad en base a la densidad de

disparos usada. Este análisis puede ser observado en la tabla 4.3 y en la

figura 4.3

Tabla 4. 3 Eficiencia de productividad en función de la densidad de disparos del pozo Guanta F-28

P (pulg) N (dpp) d (pulg) α βo PR/PR∞

17,17 2,5 0,46 10

10,9159 0,7337

17,17 3 0,46 10 14,3493 0,7676

17,17 3,5 0,46 10 18,0822 0,7947

17,17 4 0,46 10

22,0922 0,8169

17,17 4,5 0,46 10

26,3614 0,8353

17,17 5 0,46 10 30,8748 0,8508

17,17 5,5 0,46 10 35,6199 0,8640

17,17 6 0,46 10

40,5860 0,8753

17,17 6,5 0,46 10

45,7635 0,8850

17,17 7 0,46 10 51,1442 0,8935

17,17 7,5 0,46 10 56,7206 0,9009

Guanoluisa G, 2014

77

Figura 4. 3 Eficiencia de productividad en función de la densidad de disparos del pozo Guanta F-28

4.1.1.3. Valores de eficiencia de productividad en función del

diámetro del orificio del pozo Guanta F-28

En las tabla 4.4 y en la figura 4.4 podemos observar la simulación realizada

para varios valores asumidos de diámetro del orificio; de acuerdo a esta

simulación, si el diámetro del orificio fuese de 0.7 pulgadas se obtendría una

eficiencia de productividad de 0.8699 que es un valor ligeramente mayor al

obtenido con el diámetro del orificio que genera el cañón Pure Power Jet

Omega de 0.46 pulgadas y obtiene una eficiencia de productividad de

0.8508, por otra parte si fuese menor el diámetro del orificio por ejemplo 0.3

pulgadas se obtendría una eficiencia de productividad de 0.8296 que es

menor a la obtenida por el cañón aplicado, considerándose así una buena

eficiencia de productividad en base al diámetro del orificio.

0,0000

0,1000

0,2000

0,3000

0,4000

0,5000

0,6000

0,7000

0,8000

0,9000

1,0000

2,5 3 3,5 4 4,5 5 5,5 6 6,5 7 7,5

Efic

ien

cia

de

pro

du

ctiv

idad

(P

R/P

R∞

)

Densiadad de disparos "N" (dpp)

PR/PR∞ V.S N

PR/PR∞ V.S N

78

Tabla 4. 4 Eficiencia de productividad en función del diámetro del orificio del pozo Guanta F-28

P (pulg) N (dpp) d (pulg) α βo PR/PR∞

17,17 5 0,1

10

14,3955 0,7680

17,17 5 0,2

10

20,3582 0,8080

17,17 5 0,3

10

24,9337 0,8296

17,17 5 0,35

10

26,9314 0,8375

17,17 5 0,4

10

28,7909 0,8441

17,17 5 0,46

10

30,8748 0,8508

17,17 5 0,5

10

32,1892 0,8547

17,17 5 0,6

10

35,2615 0,8631

17,17 5 0,7

10

38,0868 0,8699

17,17 5 0,8

10

40,7165 0,8755

17,17 5 0,9

10

43,1864 0,8804

Guanoluisa G, 2014

79

Figura 4. 4 Eficiencia de productividad en función del diámetro del orificio del pozo Guanta F-28

En la figura 4.4 nos damos cuenta que a medida que incrementa el diámetro

del orificio incrementa proporcionalmente la eficiencia de productividad.

4.1.2. ANÁLISIS DE LA EFICIENCIA DE PRODUCTIVIDAD DEL POZO

GUANTA F-38 EN FUNCIÓN DE LA PROFUNDIDAD DE

PENETRACIÓN, DENSIDAD DE DISPAROS Y DIÁMETRO DEL

ORIFICIO

A partir de los resultados obtenidos en la profundidad de penetración de

17.13 pulgadas, una densidad de disparos de 5 dpp y un diámetro del orificio

de 0.46 pulg, utilizando la carga Pure Power Jet Omega, se obtuvo una

eficiencia de productividad de 0.8494 este resultado se lo puede apreciar en

la tabla 4.5

0,7600

0,7800

0,8000

0,8200

0,8400

0,8600

0,8800

0,9000

0 0,2 0,4 0,6 0,8 1

Efic

ien

cia

de

pro

du

ctiv

idad

(P

R/P

R∞

)

Diámetro del orificio "d"(in)

PR/PR∞ V.S d

PR/PR∞ V.S d

80

4.1.2.1. Valores de eficiencia de productividad y relación de

productividad en función de la profundidad de penetración del

pozo Guanta F-38

En la tabla 4.5 y en la figura 4.5 podemos observar las simulaciones

realizadas con los valores reales y con otros valores de profundidad de

penetración, comparando una profundidad de penetración mayor de 50

pulgadas obtenemos una eficiencia de productividad de 0.9277 que es

mayor a la que se obtuvo con la profundidad de penetración de 17.13

pulgadas de 0.8498, sin embargo esta eficiencia de productividad es mayor

comparándola con una menor profundidad de penetración de 5 pulgadas; ya

que se obtiene una eficiencia de productividad de 0.7072 pulgadas llegando

a la conclusión que la eficiencia de productividad es directamente

proporcional a la penetración de disparos y la profundidad de penetración de

17.17 pulg, aplicada a este pozo se considera adecuada con la carga

aplicada.

Tabla 4. 5 Eficiencia de la productividad de penetración en el pozo Guanta F-38

P (pulg) N (dpp) d (pulg) α βo PR/PR∞

0,1 5 0,46 10,2 0,1776 0,2480

1 5 0,46 10,2 1,7761 0,4923

5 5 0,46 10,2 8,8803 0,7072

10 5 0,46 10,2 17,7606 0,7927

15 5 0,46 10,2 26,6410 0,8364

17,13 5 0,46 10,2 30,4240 0,8494

25 5 0,46 10,2 44,4016 0,8826

40 5 0,46 10,2 71,0426 0,9154

50 5 0,46 10,2 88,8032 0,9277

60 5 0,46 10,2 106,5639 0,9362

75 5 0,46 10,2 133,2049 0,9449

Guanoluisa G, 2014

81

Figura 4. 5 Eficiencia de productividad en función de la penetración del pozo Guanta F-38

En la figura 4.5 se describe el fenómeno de que a medida que se incrementa

la profundidad de penetración incrementa la eficiencia de productividad es

decir existe una proporción directa.

En la tabla 4.6 y en la figura 4.6 podemos observar que para la profundidad

de penetración alcanzada en el pozo Guanta F-38 se obtuvo una relación de

productividad de 1.2853, además se realizó la simulación con otros valores y

se llegó a la conclusión que la relación de productividad también es

directamente proporcional a la profundidad de penetración, ya que

comparándola con una penetración mayor de 50 pulgadas la relación de

productividad es de 1.9364 y con una penetración menor de 5 pulgadas la

relación de productividad obtenida es de 0.8518 por lo que se considera una

buena relación de productividad la obtenida con la carga aplicada.

PR/PR∞ V.S P 0,0000

0,2000

0,4000

0,6000

0,8000

1,00000

,1 1 5

10

15

17

,13

25

40

50

60

75

Efic

ien

cia

de

pro

du

ctiv

idad

(P

R/P

R∞

)

Penetración total de la formación "P" (in)

PR/PR∞ V.S P

PR/PR∞ …

82

Tabla 4. 6 Relación de productividad en función de la penetración del pozo Guanta F-38

Df (pies) D (pies) P (pulg) PR∞ PR/PR∞ PR

1320 6,96 0,1 1,0054 0,2480 0,2494

1320 6,96 1 1,0506 0,4923 0,5173

1320 6,96 5 1,2045 0,7072 0,8518

1320 6,96 10 1,3480 0,7927 1,0686

1320 6,96 15 1,4670 0,8364 1,2270

1320 6,96 17,13 1,5131 0,8494 1,2853

1320 6,96 25 1,6688 0,8826 1,4730

1320 6,96 40 1,9284 0,9154 1,7653

1320 6,96 50 2,0873 0,9277 1,9364

1320 6,96 60 2,2401 0,9362 2,0972

1320 6,96 75 2,4632 0,9449 2,3275

Guanoluisa G, 2014

Figura 4. 6 Relación de productividad en función de la penetración del pozo Guanta F-38

En la figura 4.6 se describe el fenómeno de que a medida que se incrementa

la profundidad de penetración incrementa la relación de productividad es

decir existe una proporción directa.

0,0000

0,5000

1,0000

1,5000

2,0000

2,5000

0 20 40 60 80Re

laci

ón

de

pro

du

ctiv

idad

(P

R/P

R∞

)

Penetración total de la formación "P" (in)

PR V.S P

PR V.S P

83

4.1.2.2. Valores de eficiencia de productividad en función de la

densidad de disparos del pozo Guanta F-38

Se realizó la simulación con valores inferiores y superiores al valor real de la

densidad de disparos, según el análisis si la densidad de disparos es 2.5

dpp, se obtiene una eficiencia de productividad de 0.7931 que es un valor

menor a la densidad de disparos real 5 dpp con la cual se obtuvo una

eficiencia de productividad de 0.8508; con una densidad de disparos mayor

por ejemplo 6.5 dpp se obtuvo una eficiencia de productividad de 0.8839 que

es mayor a la densidad de disparos real del pozo. De acuerdo a lo expuesto

se considera una buena eficiencia de productividad en base a la densidad de

disparos usada. Este análisis puede ser observado en la tabla 4.7 y en la

figura 4.7

Tabla 4. 7 Eficiencia de productividad en función de la densidad de disparos del pozo Guanta F-38

P (pulg) N (dpp) d (pulg) α βo PR/PR∞

17,13 2,5 0,46 10,2 10,7565 0,7319

17,13 3 0,46 10,2 14,1398 0,7658

17,13 3,5 0,46 10,2 17,8182 0,7931

17,13 4 0,46 10,2 21,7696 0,8153

17,13 4,5 0,46 10,2 25,9765 0,8338

17,13 5 0,46 10,2 30,4240 0,8494

17,13 5,5 0,46 10,2 35,0998 0,8627

17,13 6 0,46 10,2 39,9934 0,8740

17,13 6,5 0,46 10,2 45,0953 0,8839

17,13 7 0,46 10,2 50,3974 0,8924

17,13 7,5 0,46 10,2 55,8924 0,8999

Guanoluisa G, 2014

84

Figura 4. 7 Eficiencia de productividad en función de la densidad de disparos del pozo Guanta F-38

4.1.2.3. Valores de eficiencia de productividad en función del

diámetro del orificio del pozo Guanta F-38

En las tabla 4.8 y en la figura 4.8 podemos observar la simulación realizada

para varios valores asumidos de diámetro del orificio; de acuerdo a esta

simulación, si el diámetro del orificio fuese de 0.7 pulgadas se obtendría una

eficiencia de productividad de 0.8686 que es un valor ligeramente mayor al

obtenido con el diámetro del orificio que genera el cañón Pure Power Jet

Omega de 0.46 pulgadas y obtiene una eficiencia de productividad de

0.8494, por otra parte si fuese menor el diámetro del orificio por ejemplo 0.3

pulgadas se obtendría una eficiencia de productividad de 0.8281 que es

menor a la obtenida por el cañón aplicado, considerándose así una buena

eficiencia de productividad en base al diámetro del orificio.

0,0000

0,1000

0,2000

0,3000

0,4000

0,5000

0,6000

0,7000

0,8000

0,9000

1,0000

2,5 3 3,5 4 4,5 5 5,5 6 6,5 7 7,5

Efic

ien

cia

de

pro

du

ctiv

idad

(P

R/P

R∞

)

Densiadad de disparos "N" (dpp)

PR/PR∞ V.S N

PR/PR∞ V.S N

85

Tabla 4. 8 Eficiencia de productividad en función del diámetro del orificio del pozo Guanta F-38

P (pulg) N (dpp) d (pulg) α βo PR/PR∞

17,13 5 0,1 10,2 14,1853 0,7662

17,13 5 0,2 10,2 20,0610 0,8064

17,13 5 0,3 10,2 24,5696 0,8281

17,13 5 0,35 10,2 26,5382 0,8360

17,13 5 0,4 10,2 28,3705 0,8427

17,13 5 0,46 10,2 30,4240 0,8494

17,13 5 0,5 10,2 31,7192 0,8534

17,13 5 0,6 10,2 34,7466 0,8618

17,13 5 0,7 10,2 37,5307 0,8686

17,13 5 0,8 10,2 40,1220 0,8743

17,13 5 0,9 10,2 42,5558 0,8792

Guanoluisa G, 2014

86

Figura 4. 8 Eficiencia de productividad en función del diámetro del orificio del pozo Guanta F-38

En la figura 4.8 nos damos cuenta que a medida que incrementa el diámetro

del orificio incrementa proporcionalmente la eficiencia de productividad.

4.2. ANÁLISIS A PARTIR DEL DAÑO TOTAL

A partir de las simulaciones realizadas con el Software SPAN Rock de los

pozos seleccionados para el análisis Guanta F-28, Guanta F-38, se aprecian

los resultados del daño obtenido en cada pozo comparando además con el

daño que se obtendría con otra técnica de cañoneo. Ver Anexos 2 y 3.

4.2.1. RESULTADOS DEL DAÑO TOTAL ENCONTRADO EN EL POZO

GUANTA F-28

0,7600

0,7800

0,8000

0,8200

0,8400

0,8600

0,8800

0,9000

0 0,2 0,4 0,6 0,8 1

Efic

ien

cia

de

pro

du

ctiv

idad

(P

R/P

R∞

)

Diámetro del orificio "d"(in)

PR/PR∞ V.S d

PR/PR∞ V.S d

87

Se analizaron 2 escenarios:

1) Cañoneo con cable con sobre balance genera Skin de 11.48

2) Cañoneo con PURE genera Skin de 1.95

La simulación que genera mejores resultados en términos de Skin es la

opción 2 es decir el cañoneo con PURE.

En la figura 4.9 podemos observar que la presión del reservorio es 2360 psi

y la presión estática es 1550 psi obteniendo un desbalance de presión a

favor de la formación de 810 psi de esta manera se obtienen los mejores

resultados en términos de Skin.

Figura 4. 9 Comportamiento de la Presión V.S Tiempo en el pozo Guanta F-28

Schlumberger, 2013

En la figura 4.10 podemos observar la curva del Daño total en función de la

densidad de disparos en la cual se analizan los dos escenarios planteados y

podemos darnos cuenta que el cañoneo con cable con sobre balance con

88

carga HSD, Power Jet Omega, HMX genera un Skin de 11.48 mientras que

el cañoneo en bajo balance dinámico con carga PURE, Power Jet Omega,

HMX genera un Skin mucho menor de 1.95

Figura 4. 10 Daño total en función de la densidad de disparos del pozo Guanta F-28

Schlumberger, 2013

En la figura 4.11 podemos observar la curva del Daño total en función de la

zona dañada que para este pozo es de 6 pulgadas (Ver Anexo 2) y nos

damos cuenta al llegar al punto de la zona dañada el Skin es de 11.48 en el

cañoneo con cable con sobre balance y 1.95 en el cañoneo con bajo balance

dinámico PURE.

89

Figura 4. 11 Daño total en función de la Zona dañada del pozo Guanta F-28

Schlumberger, 2013

En la figura 4.12 podemos ver el daño total generado en los 2 escenarios

diferentes y la gran reducción del daño con la técnica de bajo balance

dinámico comparado con el sobre balance.

90

Figura 4. 12 Comparación del daño total entre 2 técnicas diferentes

Guanoluisa G, 2014

4.2.2. RESULTADOS DEL DAÑO TOTAL ENCONTRADO EN EL POZO

GUANTA F-38

Se analizaron 3 escenarios:

1) Cañoneo con pozo lleno en sobre balance genera skin de 19.43

2) Cañoneo con bajo balance estático genera skin de 6.61

3) Cañoneo con PURE genera skin de 3.01

De las tres opciones la tercera es decir el cañoneo con PURE es la que

genera mejores beneficios.

En la figura 4.13 podemos observar que la presión del reservorio es 2300 psi

y la presión estática es 1250 psi obteniendo un desbalance de presión a

favor de la formación de 1050 psi de esta manera se obtienen los mejores

resultados en términos de Skin.

Sobre balance

Bajo balance dinámico

0

2

4

6

8

10

12

1

Daño generado en 2 escenarios diferentes

Sobre balance

Bajo balance dinámico

91

Figura 4. 13 Comportamiento de la Presión V.S Tiempo en el pozo Guanta F-38

Schlumberger, 2013

En la figura 4.14 podemos observar la curva del Daño total en función de la

densidad de disparos en la cual se analizan los tres escenarios planteados y

podemos darnos cuenta que el cañoneo con cable con sobre balance con

carga HSD, Power Jet Omega, HMX genera un Skin de 19.43, el cañoneo

con bajo balance estático con carga HSD, Power Jet Omega, HMX genera

un Skin de 6.61 mientras que el cañoneo en bajo balance dinámico con

carga PURE, Power Jet Omega, HMX genera un Skin mucho menor de 3.01

92

Figura 4. 14 Daño total en función de la densidad de disparos del pozo Guanta F-38

Schlumberger, 2013

En la figura 4.15 podemos observar la curva del Daño total en función de la

zona dañada que para este pozo es de 6 pulgadas (Ver Anexo 3 ) y nos

damos cuenta al llegar al punto de la zona dañada el Skin es de 19.43 en el

cañoneo con cable con sobre balance, 6.61 en el cañoneo con bajo balance

estático y 3.01 en el cañoneo con bajo balance dinámico PURE.

93

Figura 4. 15 Daño total en función de la Zona dañada del pozo Guanta F-38

Schlumberger, 2013

En la figura 4.16 podemos ver el daño total generado en los 3 escenarios

diferentes y la gran reducción del daño con la técnica de bajo balance

dinámico comparado con el bajo balance estático y el sobre balance.

94

Figura 4. 16 Comparación del daño total entre 3 técnicas diferentes

Guanoluisa G, 2014

4.3. ANÁLISIS DE LOS POZOS SELECCIONADOS

APLICANDOSE LA TECNOLGÍA DE CAÑONEO TIPO

ANCLA EN COMBINACIÓN CON BAJE BALANCE

DINÁMICO

En la tabla 4.9 se puede apreciar los resultados de la relación de

productividad, eficiencia de productividad que está en función de la

penetración, densidad de disparos y el diámetro del orificio, daño total

obtenido con la técnica de disparos aplicada, producción total de fluido y

producción de petróleo.

Sobre balanceBajo balance estático

Bajo balance dinámico

0

5

10

15

20

1

Daño generado en 3 escenarios diferentes

Sobre balance

Bajo balance estático

Bajo balance dinámico

95

Tabla 4. 9 Resultados del análisis técnico

POZOS Guanta F-28 Guanta F-38

TÉCNICA APLICADA MAXR+PURE MAXR+PURE

PENETRACIÓN (pulg) 17,17 17,13

DPP 5 5

DIÁMETRO DEL ORIFICIO (pulg)

0,46 0,46

PR/PR∞ 0,8508 0,8494

PR 1,2584 1,2556

Skin 1,95 3,01

Qt (BFPD) 1228 517

Qo (BPPD) 1222 516

Petroamazonas Ep, 2014 - Guanoluisa G, 2014

De acuerdo a la tabla 4.9 se determina que el pozo Guanta F-28 en el que

se aplicó la técnica de cañoneo MAXR+PURE alcanza una penetración de

17.17 pulgadas, diámetro del orificio de 0.46 pulgadas a una densidad de

disparos de 5 disparos por pie obteniéndose una relación de productividad

de 0.8508 y un daño de 1.95 resultados que son muy concordantes con la

producción de petróleo del pozo de 1222 BPPD que servirá de base para el

análisis económico.

El pozo Guanta F-38 en el que se aplicó la técnica de cañoneo

MAXR+PURE alcanza una penetración de 17.13 pulgadas, diámetro del

orificio de 0.46 pulgadas a una densidad de disparos de 5 disparos por pie

obteniéndose una relación de productividad de 0.8494 y un daño de 3.01

resultados que son muy concordantes con la producción de petróleo del

pozo de 516 BPPD que servirá de base para el análisis económico.

96

4.4. ANÁLISIS ECONÓMICO

Para determinar si se justifica o no una inversión y obtener parámetros que

permitan tomar buenas decisiones en diferentes escenarios y conocer la

viabilidad y rentabilidad de un proyecto se realiza el análisis económico.

Existen varios indicadores económicos que nos permiten saber si el proyecto

es económicamente rentable estos son: valor actual neto (VAN), tasa interna

de retorno (TIR) y la relación beneficio-costo (RBC) los cuáles deben cumplir

los siguientes parámetros:

El valor actual neto (VAN) tiene que ser mayor que cero.

La tasa interna de retorno (TIR) tiene que ser mayor a la tasa de

actualización.

La relación beneficio-costo tiene que ser mayor que 1.

4.4.1. INDICADORES QUE INTERVIENEN EN LA EVALUACIÓN DEL

PROYECTO

4.4.1.1. Flujo Neto de Caja

El estado de flujo de caja es un estado financiero dinámico y efectivo que

tiene como objetivo proveer información importante de los ingresos y

egresos de efectivo de un proyecto en un período de tiempo determinado

que generalmente es un año.

El flujo neto es la diferencia entre los ingresos y los egresos reales o

efectivos. Estos no toman en cuenta valores como depreciaciones o

inmovilizaciones y es considerado un importante indicador de liquidez.

La ecuación que representa el flujo neto de caja es la siguiente:

97

(4. 1)

Donde:

FNCK = Flujo Neto de caja, dólares

RK = Ingresos correspondientes al año K

DK = Egresos correspondientes al año K

4.4.1.2. Valor Actual Neto

Es el procedimiento que permite calcular el valor presente de un

determinado número de flujos de caja futuros. Que va a generar un proyecto,

descontados a una tasa de interés (tasa de actualización) y realizar una

comparación con el importe de la inversión inicial. Para que el proyecto sea

viable el VAN tiene que ser mayor que cero, ya que de lo contrario este no

es económicamente rentable y se debe rechazar, puede darse el caso de

que el VAN sea cero en este caso no hay pérdidas ni ganancias pero es

mejor no ejecutar el proyecto.

La ecuación que permite calcular el valor actual neto es la siguiente:

∑

(4. 2)

98

Donde:

VAN = Valor Actual Neto

FNCK = Flujo Neto de caja para un tiempo K

r = Tasa de actualización de la empresa

K = Tiempo asociado al proyecto

4.4.1.3. Tasa Interna de Retorno

La tasa interna de retorno de una inversión es el promedio geométrico de los

rendimientos futuros esperados de dicha inversión y que implica un supuesto

de oportunidad para reinvertir. Se la considera también como la tasa de

descuento con que el valor actual neto es cero, tasa de interés por la cual se

recupera la inversión o la tasa máxima de endeudamiento.

La tasa interna de retorno puede ser calculada mediante la siguiente

ecuación:

∑

(4. 3)

Para que el proyecto se considere económicamente rentable la tasa interna

de retorno tiene que ser mayor o igual a la tasa de actualización de lo

contrario el proyecto deberá ser rechazado ya que no es económicamente

rentable.

4.4.1.4. Relación Beneficio-Costo

99

Es un indicador económico que considera los ingresos como beneficio y los

egresos sumados a la inversión inicial como el costo, es decir que es la

ganancia que se obtiene en relación a la inversión.

La relación beneficio-costo puede ser calculada mediante la siguiente

ecuación:

(4. 4)

Para que el proyecto se considere económicamente rentable la RBC debe

tiene que ser mayor que 1, de ser el caso que está relación sea igual a 1 no

existen pérdidas ni ganancias y se considera indiferente, finalmente el

proyecto no es económicamente rentable si la relación beneficio costo es

menor a 1.

4.4.2. INGRESOS

Para obtener los ingresos se multiplica el precio del barril del petróleo por la

producción de crudo obtenida en las pruebas iniciales con la tecnología

aplicada de cañoneo. Esta producción obtenida sirve de base para el

cálculo de la producción de petróleo en el tiempo de la evaluación del

proyecto mediante la ecuación de declinación exponencial.

(4. 5)

100

Donde:

q = Producción esperada en el tiempo t

qo = Producción inicial

d = Tasa de declinación

t = Tiempo

4.4.3. EGRESOS

Los costos generados por la inversión inicial previa al cañoneo y la

tecnología de cañoneo aplicada y el costo de producción posterior de cada

barril de crudo aproximado de 17.54 USD/BARRIL para el activo Lago Agrio

son considerados como los egresos.

Los gastos generados a partir de la completación del pozo incluida la

tecnología aplicada de cañoneo son considerados como la inversión inicial

tal como se observa en la tabla 4.10

Tabla 4. 10 Inversión inicial

SERVICIO MATERIAL INVERSIÓN

MOVIMIENTO DE LA TORRE -

TRABAJO DE LA TORRE (10 DÍAS) 235.000,00

SUPERVISIÓN Y TRANSPORTE 15.000,00

CABEZAL+ACCESORIOS 50.000,00

TUBERÍA DE PRODUCCIÓN 140.000,00

QUÍMICOS 10.000,00

VACCUM+WL+EVAL 50.000,00

CABLE ELÉCTRICO+REGISTRO DE CEMENTO 70.000,00

TECNOLOGÍA DE CAÑONEO MAXR+PURE 120.000,00

BES+EQUIPO DE SUPERFICIE 450.000,00

TOTAL 1.140.000,00

Petroamazonas EP-Secretaría de Hidrocarburos, 2014

101

4.4.4. CONSIDERACIONES

Los siguientes parámetros fueron tomados en cuenta para el análisis

económico:

El análisis se lo realiza para un período de un año.

La tasa de actualización anual se asume del 12% (1%mensual).

El costo operativo de producción en el Activo Lago Agrio es de 17.54

USD/BBL. Cabe recalcar que este valor es alto ya que el Activo Lago

Agrio al ser centro operativo se le carga valor adicional de otros

activos.

La tasa de declinación de producción del campo Guanta-Dureno es

del 12% anual, es decir 1 % mensual (30 días).

Se consideran tres escenarios para el análisis de cada pozo, uno

realista de 100 USD/BL con el precio promedio del año 2013, el

siguiente escenario es optimista asumiendo un valor de 112.45

USD/BBL y por último un escenario pesimista de 84.90 USD/BBL de

acuerdo al presupuesto general del estado para el año 2013

4.4.5. ANÁLISIS ECONÓMICO DEL POZO GUANTA F-28

Partiendo de la producción diaria obtenida luego del disparo de 1222

BLS/DÍA se calculó la producción de acuerdo a la tasa de declinación

mencionada en las consideraciones. Los costos de producción se calculan

en base a esta tasa de producción multiplicándola por el costo de cada barril

de petróleo de 17.54 USD en el Activo Lago Agrio y lo podemos observar en

la tabla 4.11

102

Tabla 4. 11 Producción mensual del pozo Guanta F-28 y costos de producción

MES PRODUCCIÓN

(BPPD)

COSTO DE PRODUCCIÓN

(USD)

jul-13 36.660,00 643.016,40

ago-13 36.295,23 636.618,28

sep-13 35.934,08 630.283,82

oct-13 35.576,53 624.012,39

nov-13 35.222,54 617.803,37

dic-13 34.872,07 611.656,12

ene-14 34.525,09 605.570,04

feb-14 34.181,56 599.544,52

mar-14 33.841,45 593.578,95

abr-14 33.504,72 587.672,74

may-14 33.171,34 581.825,30

jun-14 32.841,28 576.036,04

Guanoluisa G, 2014

Con los Ingresos y egresos se procede al cálculo de los indicadores

económicos que permiten evaluar el proyecto tal como son el flujo de caja,

VAN, TIR y la relación Beneficio-Costo con las ecuaciones descritas

anteriormente y que se muestran en la tabla 4.12, 4.13, 4.14, 4.15

103

Tabla 4. 12 Flujo de caja del pozo Guanta F-28 en el escenario realista

(100 USD)

MES PERÍODO INGRESOS

(USD) COSTO DE

PRODUCCIÓN INVERSIÓN

(USD) FLUJO DE

CAJA (USD)

Junio 0 0,00 0,00 1.140.000,00 -1.140.000,00

Julio 1 3.666.000,00 643.016,40 0,00 3.022.983,60

Agosto 2 3.629.522,69 636.618,28 0,00 2.992.904,41

Septiembre 3 3.593.408,34 630.283,82 0,00 2.963.124,51

Octubre 4 3.557.653,33 624.012,39 0,00 2.933.640,93

Noviembre 5 3.522.254,08 617.803,37 0,00 2.904.450,72

Diciembre 6 3.487.207,07 611.656,12 0,00 2.875.550,95

Enero 7 3.452.508,78 605.570,04 0,00 2.846.938,74

Febrero 8 3.418.155,74 599.544,52 0,00 2.818.611,23

Marzo 9 3.384.144,53 593.578,95 0,00 2.790.565,58

Abril 10 3.350.471,73 587.672,74 0,00 2.762.798,98

Mayo 11 3.317.133,97 581.825,30 0,00 2.735.308,68

Junio 12 3.284.127,94 576.036,04 0,00 2.708.091,90

41.662.588,20 7.307.617,97 1.140.000,00 33.214.970,23

Guanoluisa G, 2014

Tabla 4. 13 Flujo de caja del pozo Guanta F-28 en el escenario optimista

(112.45 USD)

MES PERÍODO INGRESOS

(USD) COSTO DE

PRODUCCIÓN INVERSIÓN

(USD) FLUJO DE

CAJA (USD)

Junio 0 0,00 0,00 1.140.000,00 -1.140.000,00

Julio 1 4.122.417,00 643.016,40 0,00 3.479.400,60

Agosto 2 4.081.398,27 636.618,28 0,00 3.444.779,99

Septiembre 3 4.040.787,67 630.283,82 0,00 3.410.503,85

Octubre 4 4.000.581,17 624.012,39 0,00 3.376.568,77

Noviembre 5 3.960.774,72 617.803,37 0,00 3.342.971,35

Diciembre 6 3.921.364,35 611.656,12 0,00 3.309.708,23

Enero 7 3.882.346,12 605.570,04 0,00 3.276.776,08

Febrero 8 3.843.716,13 599.544,52 0,00 3.244.171,62

Marzo 9 3.805.470,52 593.578,95 0,00 3.211.891,57

Abril 10 3.767.605,45 587.672,74 0,00 3.179.932,71

Mayo 11 3.730.117,15 581.825,30 0,00 3.148.291,86

Junio 12 3.693.001,87 576.036,04 0,00 3.116.965,83

46.849.580,43 7.307.617,97 1.140.000,00 38.401.962,46

Guanoluisa G, 2014

104

Tabla 4. 14 Flujo de caja del pozo Guanta F-28 en el escenario pesimista

(84.90 USD)

MES PERÍODO INGRESOS

(USD) COSTO DE

PRODUCCIÓN INVERSIÓN

(USD) FLUJO DE CAJA

(USD)

Junio 0 0,00 0,00 1.140.000,00 -1.140.000,00

Julio 1 3.112.434,00 643.016,40 0,00 2.469.417,60

Agosto 2 3.081.464,76 636.618,28 0,00 2.444.846,48

Septiembre 3 3.050.803,68 630.283,82 0,00 2.420.519,86

Octubre 4 3.020.447,67 624.012,39 0,00 2.396.435,28

Noviembre 5 2.990.393,72 617.803,37 0,00 2.372.590,35

Diciembre 6 2.960.638,80 611.656,12 0,00 2.348.982,68

Enero 7 2.931.179,95 605.570,04 0,00 2.325.609,91

Febrero 8 2.902.014,23 599.544,52 0,00 2.302.469,71

Marzo 9 2.873.138,70 593.578,95 0,00 2.279.559,75

Abril 10 2.844.550,49 587.672,74 0,00 2.256.877,75

Mayo 11 2.816.246,74 581.825,30 0,00 2.234.421,45

Junio 12 2.788.224,62 576.036,04 0,00 2.212.188,58

35.371.537,38 7.307.617,97 1.140.000,00 26.923.919,41

Guanoluisa G, 2014

Tabla 4. 15 Indicadores económicos del pozo Guanta F-28

POZO ESCENARIO PRECIO (USD)

VAN (USD) TIR (%) RBC (USD)

GUANTA F-28

REALISTA 100,00 16.826.889,04 264% 13,76

OPTIMISTA 112,45 19.539.571,17 304% 16,14

PESIMISTA 84,90 13.536.808,71 216% 10,87

Guanoluisa G, 2014

Como se muestra en la tabla 4.15 los resultados son muy favorables ya que

en los tres escenarios el VAN es mayor a cero, la TIR es mayor que la tasa

de actualización y la relación Beneficio-Costo es mayor a 1 tanto en el

escenario realista en el que se recupera 13.76 USD por dólar invertido,

16.14 USD en el escenario optimista y 10.87 en el escenario pesimista con

lo que se justifica la inversión del proyecto.

105

4.4.6. ANÁLISIS ECONÓMICO DEL POZO GUANTA F-38

Partiendo de la producción diaria obtenida luego del disparo de 516 BLS/DÍA

se calculó la producción de acuerdo a la tasa de declinación mencionada en

las consideraciones. Los costos de producción se calculan en base a esta

tasa de producción multiplicándola por el costo de cada barril de petróleo de

17.54 USD en el Activo Lago Agrio y lo podemos observar en la tabla 4.16

Tabla 4. 16 Producción mensual del pozo Guanta F-38 y costos de producción

MES PRODUCCIÓN

(BPPD)

COSTO DE PRODUCCIÓN

(USD)

ago-13 15480,00 271519,20

sep-13 15325,97 268817,54

oct-13 15173,48 266142,76

nov-13 15022,50 263494,59

dic-13 14873,02 260872,78

ene-14 14725,03 258277,05

feb-14 14578,51 255707,15

mar-14 14433,46 253162,82

abr-14 14289,84 250643,81

may-14 14147,65 248149,86

jun-14 14006,88 245680,73

jul-14 13867,51 243236,17

Guanoluisa G, 2014

106

Con los Ingresos y egresos se procede al cálculo de los indicadores

económicos que permiten evaluar el proyecto tal como son el flujo de caja,

VAN, TIR y la relación Beneficio-Costo con las ecuaciones descritas

anteriormente y que se muestran en la tabla 4.17, 4.18, 4.19, 4.20

Tabla 4. 17 Flujo de caja del pozo Guanta F-38 en el escenario realista

(100 USD)

MES PERÍODO INGRESOS

(USD) COSTO DE

PRODUCCIÓN INVERSIÓN

(USD) FLUJO DE

CAJA (USD)

Julio 0 0,00 0,00 1.140.000,00 -1.140.000,00

Agosto 1 1.548.000,00 271.519,20 0,00 1.276.480,80

Septiembre 2 1.532.597,14 268.817,54 0,00 1.263.779,60

Octubre 3 1.517.347,55 266.142,76 0,00 1.251.204,79

Noviembre 4 1.502.249,69 263.494,59 0,00 1.238.755,09

Diciembre 5 1.487.302,05 260.872,78 0,00 1.226.429,27

Enero 6 1.472.503,15 258.277,05 0,00 1.214.226,10

Febrero 7 1.457.851,50 255.707,15 0,00 1.202.144,35

Marzo 8 1.443.345,63 253.162,82 0,00 1.190.182,81

Abril 9 1.428.984,10 250.643,81 0,00 1.178.340,29

Mayo 10 1.414.765,47 248.149,86 0,00 1.166.615,61

Junio 11 1.400.688,32 245.680,73 0,00 1.155.007,59

Julio 12 1.386.751,24 243.236,17 0,00 1.143.515,07

17.592.385,85 3.085.704,48 1.140.000,00 13.366.681,37

Guanoluisa G, 2014

107

Tabla 4. 18 Flujo de caja del pozo Guanta F-38 en el escenario optimista

(112.45 USD)

MES PERÍODO INGRESOS

(USD) COSTO DE

PRODUCCIÓN INVERSIÓN

(USD) FLUJO DE

CAJA (USD)

Julio 0 0,00 0,00 1.140.000,00 -1.140.000,00

Agosto 1 1.740.726,00 271.519,20 0,00 1.469.206,80

Septiembre 2 1.723.405,49 268.817,54 0,00 1.454.587,95

Octubre 3 1.706.257,32 266.142,76 0,00 1.440.114,56

Noviembre 4 1.689.279,77 263.494,59 0,00 1.425.785,18

Diciembre 5 1.672.471,16 260.872,78 0,00 1.411.598,38

Enero 6 1.655.829,79 258.277,05 0,00 1.397.552,74

Febrero 7 1.639.354,01 255.707,15 0,00 1.383.646,86

Marzo 8 1.623.042,16 253.162,82 0,00 1.369.879,34

Abril 9 1.606.892,63 250.643,81 0,00 1.356.248,81

Mayo 10 1.590.903,78 248.149,86 0,00 1.342.753,91

Junio 11 1.575.074,02 245.680,73 0,00 1.329.393,29

Julio 12 1.559.401,77 243.236,17 0,00 1.316.165,60

19.782.637,89 3.085.704,48 1.140.000,00 15.556.933,41

Guanoluisa G, 2014

Tabla 4. 19 Flujo de caja del pozo Guanta F-38 en el escenario pesimista

(84.90 USD)

MES PERÍODO INGRESOS

(USD) COSTO DE

PRODUCCIÓN INVERSIÓN

(USD) FLUJO DE

CAJA (USD)

Julio 0 0,00 0,00 1.140.000,00 -1.140.000,00

Agosto 1 1.314.252,00 271.519,20 0,00 1.042.732,80

Septiembre 2 1.301.174,97 268.817,54 0,00 1.032.357,44

Octubre 3 1.288.228,07 266.142,76 0,00 1.022.085,31

Noviembre 4 1.275.409,98 263.494,59 0,00 1.011.915,39

Diciembre 5 1.262.719,44 260.872,78 0,00 1.001.846,66

Enero 6 1.250.155,17 258.277,05 0,00 991.878,12

Febrero 7 1.237.715,92 255.707,15 0,00 982.008,77

Marzo 8 1.225.400,44 253.162,82 0,00 972.237,62

Abril 9 1.213.207,50 250.643,81 0,00 962.563,69

Mayo 10 1.201.135,89 248.149,86 0,00 952.986,02

Junio 11 1.189.184,39 245.680,73 0,00 943.503,65

Julio 12 1.177.351,80 243.236,17 0,00 934.115,64

14.935.935,59 3.085.704,48 1.140.000,00 10.710.231,11

Guanoluisa G, 2014

108

Tabla 4. 20 Indicadores económicos del pozo Guanta F-38

POZO ESCENARIO PRECIO (USD) VAN (USD) TIR (%) RBC (USD)

GUANTA F-38

REALISTA 100,00 6.446.673,28 111% 6,65

OPTIMISTA 112,45 7.592.126,62 128% 7,66

PESIMISTA 84,90 5.057.408,59 90% 5,44

Guanoluisa G, 2014

Como se muestra en la tabla 4.20 los resultados son favorables ya que en

los tres escenarios el VAN es mayor a cero, la TIR es mayor que la tasa de

actualización y la relación Beneficio-Costo es mayor a 1 tanto en el

escenario realista en el que se recupera 6.65 USD por dólar invertido, 7.66

USD en el escenario optimista y 5.44 en el escenario pesimista con lo que se

justifica la inversión del proyecto.

109

CAPÍTULO V

5. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES

5.1. CONCLUSIONES

La tecnología aplicada de cañoneo Tipo Ancla en combinación con

bajo balance dinámico permite poner el pozo en producción

inmediatamente después del cañoneo logrando ahorros en tiempos y

costos de taladro.

Con esta tecnología los cañones son depositados en el fondo del

pozo y el ancla de fondo reduce obstrucciones al flujo en caso de no

desasentar, con el bajo balance dinámico se logran disparos más

limpios minimizando el daño de formación observandose así una

elevada producción.

Como se pudo observar en las simulaciones con el software Span

Rock de la compañía Schlumberger para el pozo Guanta F-28 en

condiciones de bajo balance dinámico genera un daño de 1.95

mientras que con sobre balance genera un daño de 11.48 notándose

una gran diferencia entre ambas técnicas.

Para el pozo Guanta F-38 simulado en 3 escenarios con el software

Span Rock de la compañía Schlumberger se puede ver que el

cañoneo en condiciones de bajo balance dinámico genera un daño de

3.01 representando una gran diferencia en comparación con la

técnica de bajo balance estático que genera un daño de 6.61 y la

técnica de sobre balance con la que se genera un daño de 19.43

110

En el pozo Guanta F-28 en el que se aplicó la técnica de cañoneo

MAXR+PURE alcanza una penetración de 17.17 pulgadas, diámetro

del orificio de 0.46 pulgadas a una densidad de disparos de 5 dpp se

obtuvo una relación de productividad de 0.8508 y un daño de 1.95

resultados que son muy concordantes con la producción de petróleo

del pozo de 1222 BPPD.

En el pozo Guanta F-38 en el que se aplicó la técnica de cañoneo

MAXR+PURE alcanza una penetración de 17.13 pulgadas, diámetro

del orificio de 0.46 pulgadas a una densidad de disparos de 5

disparos por pie obteniéndose una relación de productividad de

0.8494 y un daño de 3.01 resultados que son concordantes con la

producción de petróleo del pozo de 516 BPPD.

A partir de la producción registrada para el pozo Guanta F-28 con la

técnica MAXR+PURE de 1222 BPPD (36660 Barriles de petróleo por

mes) se justifica la inversión ya que se obtienen resultados favorables

demostrándose en los indicadores económicos de los 3 escenarios

planteados incluso en el pesimista, siendo para el escenario realista

los siguientes resultados; VAN = 16826889.13, TIR = 264%, RBC =

13.76

A partir de la producción registrada para el pozo Guanta F-38 con la

técnica MAXR+PURE de 516 BPPD (15480 Barriles de petróleo por

mes) se justifica la inversión ya que se obtienen resultados favorables

demostrándose en los indicadores económicos de los 3 escenarios

planteados incluso en el pesimista, siendo para el escenario realista

los siguientes resultados; VAN = 6446673.28, TIR = 111%, RBC =

6.65

De acuerdo al análisis técnico-económico realizado para el pozo

Guanta F-28 y Guanta F-38 cañoneados con la tecnología aplicada de

111

cañoneo Tipo Ancla en combinación con bajo balance dinámico

MAXR+PURE se concluye que en ambos pozos se lograron

resultados excelentes con un mínimo daño de formación, buena

relación y eficiencia de productividad reflejada en la tasa de

producción diaria registrada y en el análisis económico el cual genera

una gran rentabilidad al ser todos los indicadores económicos

positivos en ambos pozos.

112

5.2. RECOMENDACIONES

Realizar simulaciones previas al cañoneo para los diferentes pozos de

acuerdo a parámetros petrofísicos y de fluido para determinar el mejor

método de cañoneo en términos de daño y productividad.

Diseñar el sistema de cañoneo tomando en cuenta que los

parámetros que intervienen en el punzonamiento como son

penetración del disparo, diámetro del orificio y densidad de disparos

optimicen la relación y eficiencia de productividad.

Tomar pruebas de restauración de presión o Build Up después del

cañoneo ya que estas generan información relevante en términos de

daño, presiones, e índice de productividad, permitiendo así una mejor

caracterización de los reservorios productores.

Cumplir con gran precaución todas las normativas de seguridad y

equipos de protección personal ya que al usarse en las operaciones

de cañoneo material explosivo y radiactivo generan grandes riesgos

para el personal profesional encargado de la operación.

Es recomendable aplicar la tecnología de cañoneo Tipo Ancla en

combinación con bajo balance dinámico ya que se obtiene menor

daño de formación y consecuentemente una buena producción

además que se ahorra tiempo y costos de taladro ya que el pozo

entra en producción inmediatamente después del cañoneo.

En pozos donde la distancia desde la base de la zona en que se

cañonea hasta el fondo del pozo es muy corta no es recomendable

usar la técnica Tipo Ancla ya que la herramienta que cae al fondo

podría interferir a la arena productora disminuyendo la producción.

113

SIMBOLOGÍA

SÍMBOLO SIGNIFICADO DIMENSIONES

BAPD Barriles de agua por día

BFPD Barriles De fluido por día

BF Barril fiscal

Bl Barril

BPPD Barriles de petróleo por día

BSW Porcentaje de agua y sedimentos

Df Diámetro del reservorio L

D Diámetro del pozo L

d Diámetro del túnel de perforación L

Dpp Disparos por pie

DUB Dinamic Under Balance

°F Grado Fahrenheit

J Índice de Productividad

k Permeabilidad L2

ks Permeabilidad en la zona dañada L2

ko Permeabilidad al petróleo L2

ht Espesor del reservorio L

ho Intervalo disparado L

pc Presión en la cabeza del pozo ML-1T-2

114

N Densidad de disparos

P Profundidad de penetración de los

disparos

L

ppm Partes por millón

PR Relación de productividad

PR∞ Razón de productividad máxima

PR/PR∞ Eficiencia de productividad

Pi Presión inicial ML-1T-2

pulg Pulgadas ML-1T-2

pws Presión estática ML-1T-2

pwf Presión de fondo fluyente ML-1T-2

Pb Presión de burbuja ML-1T-2

Q Tasa de producción de una

completación disparada

L3T-1

QD Tasa de producción para un pozo

con agujero abierto

L3T-1

Q∞ Tasa de producción para un pozo

con agujero abierto de diámetro

(D+2P)

L3T-1

q Tasa de producción L3T-1

qo Tasa de producción de petróleo L3T-1

qw Tasa de producción de agua L3T-1

qt Tasa de producción de fluido total L3T-1

115

GOR Relación gas petróleo

rs Radio de la zona dañada L

rw Radio del pozo L

re Radio externo L

Sf Factor de daño de formación

St Factor de daño total en el pozo

TCP Tubing conveyed perforating

T Temperatura del yacimiento

βo Parámetro adimensional basado

en P,N,α,d

α Anisotropía

Bo Factor volumétrico del petróleo

Bw Factor volumétrico del agua

ø Porosidad

°C Grados Celsius

µw Viscosidad del agua

µo Viscosidad del petróleo

Co Compresibilidad del petróleo

116

GLOSARIO DE TÉRMINOS

API.- American Petroleum Institute, organismo estadounidense de la

industria petrolera, fundado en 1920, la API es la organización de mayor

autoridad normativa de los equipos de perforación y, de producción

petrolera.

Arenamiento.- A medida que el yacimiento descarga petróleo hacia el pozo,

con el tiempo se va acumulando arena y sedimento en el fondo del pozo.

Esta acumulación puede ser de tal magnitud y altura que puede disminuir

drásticamente o impedir completamente la producción del pozo.

Barril.- Unidad de medida de volumen para petróleo y derivados; equivale a

42 galones americanos o 158.98 litros medidos a 60° Fahrenheit (15.5° C).

Cañoneo.- El cañoneo es el proceso de crear aberturas a través de la

tubería de revestimiento y el cemento para establecer comunicación entre el

pozo y las formaciones seleccionadas. Las herramientas para hacer este

trabajo se llaman cañones.

Completación.- Es la preparación de un pozo para ponerlo en producción

económicamente. Después que un pozo es entubado y cementado, cada

horizonte productivo es puesto en contacto permanente con el pozo,

permitiendo el flujo de fluidos del reservorio hacia la superficie a través de la

tubería de producción y el equipo apropiado para controlar la tasa de flujo. El

contacto con cada horizonte puede ser alcanzado directamente (a hueco

abierto) o por cañoneo a través de la tubería de revestimiento. Otra

definición.- Trabajos posteriores a la perforación que tienen por objeto poner

el pozo en condiciones de producir.

.

117

Compresibilidad.- Para la mayoría de los yacimientos de petróleo, la

compresibilidad de la matriz es considerada pequeña en comparación con la

compresibilidad de los poros. La compresibilidad de la formación es un

término usado comúnmente para describir la compresibilidad total de la

formación y es igual a la compresibilidad del volumen poroso.

Corte de agua.- Representa el porcentaje de agua que se produce con un

barril de petróleo.

Daño a la formación.- Se puede definir como una reducción en la

permeabilidad de una zona productora en la vecindad del pozo.

Densidad de disparos (dpp).- Se define por el número de cargas por

unidad de longitud.

Diámetro a la entrada de la perforación.- Representa el diámetro del

agujero que se crea en el revestidor durante el cañoneo.

Diferencial de presión.- (pe-pwf) (Drawdown). Es la diferencia entre la

presión existente en el límite exterior de un pozo y la presión de fondo de

producción del mismo.

Espesor (h).- El espesor útil es el espesor promedio de la formación

permeable que contiene el área de drenaje por el cual el fluido fluye hacia el

pozo. Este no es solamente el intervalo punzado o el espesor de formación

encontrado por el pozo.

Fluido de perforación.- Es un líquido o gas que circula a través de la sarta

de perforación hasta la barrena y regresa a la superficie por el espacio

anular.

118

Gravedad API.- Gravedad del petróleo, determinada a base de los

estándares del American Petroleum Institute (API). A mayor gravedad API,

mayor calidad del crudo y viceversa.

Índice de Productividad.- En un indicador de la capacidad o habilidad para

producir fluido de un pozo.

Penetración.- Es la longitud de penetración realizada por una carga.

Presión Diferencial.- Es la diferencia entre dos presiones. Viene expresado

en milímetros columna de mercurio, milímetros columna de agua o pulgadas

de columna de agua.

Presión dinámica de fondo.- Esta es la presión que se desarrolla en la cara

de la formación o sea en las paredes del pozo donde se encuentran los

punzados. Esta se puede determinar con ensayos de formación, perfiles de

presión o sensores de fondo. Su valor puede variar para pozos de cierta

proximidad y afectados a la misma formación debido al daño que se haya en

el volumen de la roca en las cercanías del pozo.

Presión promedio de reservorio.- Esta es la presión promedio de

reservorio que se asume como la presión estática que se desarrolla a una

distancia del pozo igual al radio de drenaje.

Presión.- El esfuerzo ejercido por un cuerpo sobre otro cuerpo, ya sea por

peso (gravedad) o mediante el uso de fuerza. Se define como la relación

fuerza entre área.

Producción Bruta.- Producción petrolera que incluye gas natural, agua y

sedimentos.

Producción Neta.- Petróleo libre de agua, gas y sedimentos.

119

Radio de drenaje (re).- Es la distancia comprendida desde el centro del

pozo y el límite de volumen de roca permeable al cual se le interrumpe la

presión estática. Se lo llama radio de drenaje, ya que en la mayoría de los

casos se asume un flujo desde el reservorio hacia el pozo.

Salmuera.- La salmuera es agua con una alta concentración de sal disuelta

(NaCl). Existen ríos y lagos salados en donde no hay vida por el exceso de

sal y de donde se extrae la salmuera, principalmente para obtener su sal

evaporando el agua en salinas.

TCP.- Tubing conveyed perforating.

Tubería de Revestimiento.- Este es el nombre que se le da a la tubería de

producción y podría estar potencialmente expuesta a fluidos del reservorio.

La misma podría ser extendida hasta la superficie como una sarta integral o

ser una combinación de liner de producción (7”) y la tubería de revestimiento

anteriormente colocada de (9 - 5/8”), el propósito de la tubería es de aislar

las zonas productoras, permitir el control del reservorio, actuar como un

conducto seguro de transmisión de fluidos, gas condesados a la superficie y

previene el influjo de fluido no deseados.

120

BIBLIOGRAFÍA

Bakker E., Behrman L., Milton P., Salsman A., Stutz L. & Underdown

D; (2004) “La Nueva Dinámica De Operaciones De Disparos en

Condiciones de Bajo Balance”. Houston-Texas. Oilfield Review.

Baxter D., Behrman L., Heiland J., Hong L., Khong C., Martin A.,

Mishra V., Munro j., Pizzolante I., Safin N., (2009) “Operaciones de

disparos cuando la falla es el objetivo”. Houston-Texas. Oilfield

Review.

Bruyere F., Clark D., Stirton G., Kusumadjaja A., Manalu D., Sobirin

M., Roberston D., Stenhouse A., (2007) “Nuevas prácticas para

mejorar los resultados de las operaciones de disparos”. Houston-

Texas. Oilfield Review.

Behrmann L., Brooks JE., Ferrant S., Fayard A., Venkitafaman A.,

Brown A., Michael C., Noordefmeef A., Smith P. & Underdown D

(2000): “Técnicas de diseño de los disparos para optimizar la

productividad.” Oilfield Review 12.no.1. Houston- Texas.

Chila, K. (2012); Evaluación de las técnicas de cañoneo TCP

convencional y TCP bajo balance dinámico, aplicadas en el campo

Auca. Tesis de grado de Ingeniería de Petróleos. UTE. Quito-

Ecuador.

Zúñiga, G. (2013); Análisis y selección de la mejor técnica de cañoneo

de bajo balance y su aplicación en el área Auca. Tesis de grado de

Ingeniería de Petróleos. EPN. Quito-Ecuador.

121

Pozo, S. (2013); Factibilidad de aplicación de nuevas tecnologías de

cañoneo en pozos petroleros del ÁREA Cuyabeno para incrementar la

producción. Tesis de grado de Ingeniería de Petróleos. EPN. Quito-

Ecuador.

Díaz, J. y Sánchez, C. (2007) Análisis técnico-económico del uso de

las diferentes técnicas de cañoneo en los campos operados por

Petroproducción. Tesis de grado de Ingeniería de Petróleos. ESPOL.

Guayaquil-Ecuador.

Valencia, R. (2011) Fundamentos de pruebas de presión. EPN. Quito

–Ecuador.

James, E. (1997) SPE 38148 “A Simple Method For Estimation Well

Productivity” Hosuton-Texas.

Petroamazonas EP (2014) “Ingeniería de petróleos y yacimientos

campo Guanta-Dureno” Lago Agrio-Ecuador.

Johnson AB, Brooks JE, Behrmann LA, Venkitaraman V, Pastel DR Y

Fruge MW (2003): “Reservoir Communicating with a Wellbore.”

Patente de EUA N°: 6’598.682.

Jhonson AB, Behrmann LA, Yang W y Cornelis FH: (2003)

“Controlling Transient Underbalance in a Wellbore.,” Publicación de

solicitudes de Patentes de EUA no. 2003/0089498 .

Behrmann LA, Li JL, Venkitaraman A y Li H (1997): “Borehole

Dynimics During Underbalanced Perforating.” artículo de la SPE

38139, presentado en la Conferencia Europea sobre Daño de

formación de la SPE. La Haya- Países Bajos.

122

RP 19B (2006), “Recommended Practices for Evaluation of Well

Perforators”, 2DA edición. Washintong, DC: Instituto Americano del

Petróleo.

Baxter D, McCausland H,Wells B, Mishra VK Y behrmann L (2007):

“Overcoming Environmental Challenges Using Innovative Approach of

Dynamic Underbalance Perforating.” artículo SPE 108167, presentado

en la Conferencia del Área Marina de Europa de la SPE, Aberdeen.

Behrmann LA Y McDonald B (1996): “Underbalance or Extreme

Overbalance,” artículo de la SPE 31083, presentado en el Simposio

Internacional sobre Control del Daño de la formación de la SPE,

Lafayette, Luisana, EEUU.

King GE, Anderson A Y Bingham M. (1985): “A field Study of

Underbalance Pressures Necessary to Obtain Clean Perforations

Using Tubing-Conveyed Perforating.” artículo de la SPE 14321,

presentado en la Conferencia Técnica y Exhibition Annual No 60 de la

SPE, Las Vegas, Nevada, EEUU.,

Halliburton Company (2002). “Análisis del comportamiento de pozos

debido al incremento en la producción de petróleo y/o gas por la

utilización del método de cañones transportados por tubería TCP”.

Craft, B. (1997) Ingeniería aplicada de yacimientos petrolíferos

Madrid, España: Tecnos S.A.

Vega C., (1983), Ingeniería Económica, Quito, Ecuador. Mediavilla.

123

ANEXOS

ANEXO 1. A Simple Method for Estimating Well Productivity

124

125

126

127

128

129

130

131

ANEXO 2. SPAN Rock Perforating Analysis Pozo Guanta F-28

132

133

134

135

136

137

138

139

140

ANEXO 3. SPAN Rock Perforating Analysis Pozo Guanta F-38

141

142

143

144

145

146

147

148

149

150

ANEXO 4. Procedimiento de completación del pozo Guanta F-28

151

152

ANEXO 5. Procedimiento de completación del pozo Guanta F-38

153

154

ANEXO 6. Diagrama de completación del pozo Guanta F-28

155

ANEXO 7. Diagrama de completación del pozo Guanta F-38