Repositorio Digital Ute - Universidad Tecnológica Equinoccial

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I UNIVERSIDAD TECNOLÓGICA EQUINOCCIAL FACULTAD DE CIENCIAS DE LA INGENIERÍA CARRERA DE TECNOLOGÍA DE PETRÓLEOS TEMA: “ESTUDIO ACTUALIZADO DE CAÑONEO EN UN POZO PETROLERO PARA OPTIMIZAR LA PRODUCCIÓN Y EVITAR EL DAÑO EN LA FORMACIÓN” Tesis previa la obtención del Título de Tecnóloga de Petróleos Autora: Natalia Sobrevilla Arias Director de Tesis: Ing. Vinicio Melo Quito-Ecuador 2011 II DECLARATORIA Del contenido del presente trabajo se responsabiliza la autora LAURA NATALIA SOBREVILLA ARIAS CI: 1720287737 III CARTA DEL DIRECTOR DE TESIS Certifico que el trabajo “ESTUDIO ACTUALIZADO DE CAÑONEO EN UN POZO PETROLERO PARA OPTIMIZAR LA PRODUCCIÓN Y EVITAR EL DAÑO EN LA FORMACIÓN” fue desarrollado por señorita Natalia Sobrevilla Arias bajo mi supervisión Atentamente, Ing. Vinicio Melo Director de Tesis IV CARTA DE LA EMPRESA V DEDICATORIA Este trabajo está dedicado a mis padres y hermanas; en especial a mi abuelita Carmen Vallejo y a mi madre Ángela Arias, que han sido un ejemplo y motivación de mujeres trabajadoras y luchadoras a mis profesores, quienes me apoyaron con amor abnegación y esfuerzo para la feliz culminación de mis estudios universitarios y por tanto, para la elaboración de la tesis que a continuación se expone. Natalia Sobrevilla Arias VI AGRADECIMIENTO Deseo expresar mi sincero agradecimiento a todas las personas que bondadosamente colaboraron en la elaboración del presente trabajo. Agradezco a mi familia y a mi padre por todos los esfuerzos y horas de trabajo en prode mi bienestar ya que sin ellos mis sueños no serían posibles. Mi agradecimiento a la Universidad Tecnológica Equinoccial por llevarme por el camino de la excelencia académica, y mi gratitud al Ing. Jorge Vitara, Decano de la Facultad Ciencias de la Ingeniería, por su apoyo y atención. Al Ing. Vinicio Melo, en forma muy especial, por brindarme sus conocimientos y guiarme en este trabajo. VII ÍNDICE GENERAL DECLARATORIA .......................................................................................................... III CARTA DEL DIRECTOR DE TESIS .......................................................................... IV CARTA DE LA EMPRESA ............................................................................................ V DEDICATORIA ............................................................................................................. VI AGRADECIMIENTO .................................................................................................. VII ÍNDICE GENERAL..................................................................................................... VIII ÍNDICE DE CONTENIDOS .......................................................................................... IX ÍNDICE DE GRÁFICOS ............................................................................................. XIII ÍNDICE DE TABLAS ................................................................................................. XIV ÍNDICE DE ECUACIONES ....................................................................................... XIV RESUMEN................................................................................................................... XVI SUMMARY ............................................................................................................... XVII VIII ÍNDICE DE CONTENIDOS 1.1.1.-Objetivo General ............................................................................................. 3 1.1.2.- Objetivos Específicos .................................................................................... 3 1.4.1.- Hipótesis General ........................................................................................... 5 1.4.2.-Hipótesis Específica........................................................................................ 5 1.4.2.1.-Variable Independiente ............................................................................ 5 1.4.2.2.-Variable Dependiente .............................................................................. 6 1.5.1.-Métodos .......................................................................................................... 6 1.5.2.-Técnicas .......................................................................................................... 6 1.6.1.- Delimitación Temporal .................................................................................. 7 1.6.2.-Delimitación Espacial ..................................................................................... 7 2.2.1- Sensibilidad................................................................................................... 13 2.2.2.- Estabilidad ................................................................................................... 14 2.3.1.- Densidad de Cañoneo .................................................................................. 14 2.3.2.- Orientación de Tiro ...................................................................................... 14 2.3.3.- Separación de Cargas ................................................................................... 15 2.3.4.- Penetración................................................................................................... 15 2.3.5.- Diámetro de entrada de la Perforación ........................................................ 15 2.3.6.- Rendimiento de la Perforación .................................................................... 15 2.3.7.- Factores de Efectividad ................................................................................ 15 2.5.1.- Técnica de Disparo Sobre balance ............................................................... 17 2.5.2.- Técnicas de Disparo Bajo balance ............................................................... 17 2.5.3.- Técnica Híbrida............................................................................................ 18 IX 2.5.4.- Técnica de Cañoneo de Revestimiento con Cañones transportados con tubería...................................................................................................................... 20 2.6.1.- Operación de los cañones transportados con tubería (TCP) ........................ 21 2.6.2.- Evaluación ................................................................................................... 22 2.6.3.- Programación de los Trabajos...................................................................... 23 2.6.3.1.- Temperatura .......................................................................................... 23 2.6.3.2.- Especificaciones de la Tubería, Camisa y Revestimiento de Producción ............................................................................................................................. 23 2.6.3.3.- Zonas de Correlación ............................................................................ 23 2.6.3.4.- Fluido en el Pozo .................................................................................. 24 2.6.3.5.- Seguridad .............................................................................................. 24 2.6.3.6.- Equipos Usados en la Evaluación de Cañones Transportados con Tubería ................................................................................................................ 25 2.7.1.- Formación Consolidada ............................................................................... 28 2.7.2.- Formación no consolidada ........................................................................... 29 2.7.3.- Formaciones Laminadas .............................................................................. 29 2.8.1.- Cañones transportados con cable ................................................................. 30 2.8.1.1.- Cañones Recuperables: ......................................................................... 30 2.8.1.2.- Cañones Semirrecuperables .................................................................. 32 2.8.1.3.- Cañones Desechables o No Recuperables ............................................ 33 2.8.2.- Cañones transportados con tubería (TCP), los cuales son accionados mediante barra detonadora o mediante presión hidrostática ................................... 34 2.9.1.- Técnicas de Wireline Convencional ............................................................ 37 2.9.2.- Cañones por Revestidor (Casing Gun) ........................................................ 39 X 2.9.3.- Through Tubing ........................................................................................... 41 2.9.4.- Técnica PURE.............................................................................................. 42 2.9.5.- Técnica de cañoneo con eFire-Slickline ...................................................... 44 2.9.5.1.- Operación .............................................................................................. 45 2.11.1.- Diferencial de Presión Positivo.................................................................. 48 2.11.2.- Diferencial de Presión Negativo ................................................................ 49 2.11.3.- Duración de las Operaciones ..................................................................... 49 2.12.1- Atribuidos al proceso de cañoneo ............................................................... 50 2.12.1.1.-Configuración de la Carga ................................................................... 50 2.12.1.2.-Diámetro del Cañón ............................................................................. 50 2.12.1.3.- Separación entre el Cañón y la Zona Cañoneada ............................... 51 2.12.1.4.-Tipo de Material del Revestidor .......................................................... 51 2.12.1.5.- Taponamiento de los disparos............................................................. 51 2.12.1.6.- Necesidad de controlar el claro de los cañones ................................. 52 2.12.2.-Características del yacimiento ................................................................... 54 2.12.2.1.- Efectos del Desbalance ....................................................................... 54 2.12.2.2.- Consecuencias de usar fluidos limpios ............................................... 57 2.12.2.3.-Resistencia de la formación ................................................................. 57 2.12.2.4.-Temperatura ......................................................................................... 58 2.12.2.4.1.- Alta Temperatura ......................................................................... 58 2.12.2.4.2.- Baja Temperatura......................................................................... 59 2.13.1.- La Penetración de las Perforaciones .......................................................... 60 2.13.2.- Densidad y Distribución Radial de la Perforaciones ................................. 60 2.13.3.- Cálculo de la profundidad .......................................................................... 61 XI 2.13.4- Limpieza de las Perforaciones .................................................................... 62 2.13.5.- Costos ........................................................................................................ 62 2.15.1.-Daños del cemento y la tubería de revestimiento ...................................... 66 2.15.2.- Cálculo de la zona afectada ....................................................................... 67 2.15.3.- Daño producido por el fluido de la perforación ........................................ 68 2.15.4.- Daño producido por el fluido de la completación...................................... 68 2.16.1.- Factores que afectan la productividad de un pozo ..................................... 71 2.16.1.1.- Factores Geométricos del disparo ....................................................... 72 3.2 La Estructura Sacha y su Evolución ............................................................... 81 3.2.1. Características Litológicas de los Reservorios .......................................... 86 3.2.2. Ambientes sedimentarios de las rocas reservorio .................................. 87 3.2.3. Características de los crudos ..................................................................... 88 3.2.4.- Salinidades ............................................................................................... 90 3.4.1.-Técnicas TCP Bajo balance ......................................................................... 99 3.4.2.- Técnica del TCP Propelente ...................................................................... 102 3.4.3.- Técnicas de TCP Extremo Sobre balance .................................................. 104 3.4.4.- TCP altamente eficientes ........................................................................... 105 4.1.- HISTORIAL DE COMPLETACION Y PRUEBAS INICIALES EN EL POZO SACHA 163-D ...................................................................................... 108 4.2.-HISTORIAL DE REACONDICIONAMIENTO DETALLADO ............. 110 XII ÍNDICE DE GRÁFICOS GRÁFICO 1 ELEMENTOS DE LA CARGA ................................................................ 12 GRÁFICO 2 CAÑÓN Y EXPLOSIVO .......................................................................... 31 GRÀFICO 3 TIPO DE CARGA .................................................................................... 34 GRÀFICO 4 TIPO DE CARGA ..................................................................................... 35 GRÀFICO 5 PUNZAMIENTO CON WIRELINE ........................................................ 38 GRÁFICO 6 TIPOS DE SISTEMAS DE CAÑONEO................................................... 41 GRÁFICOS 7 EFECTOS DE LA PRESIÓN DIFERENCIAL PREVIA AL DISPARO ......................................................................................................................................... 55 GRÁFICO 8 DAÑO CAUSADO POR EL CAÑÓN .................................................... 65 GRÁFICOS 9 DAÑO DE LA FORMACIÓN DEBIDO AL PROCESO DE PERFORACIÓN ............................................................................................................. 70 GRÁFICO 10 FACTORES GEOMÉTRICOS DEL SISTEMA DE DISPAROS .......... 73 GRÁFICO 11 MAPA ESTRUCTURAL DEL CAMPO SACHA ................................. 82 GRÁFICO12 CAMPO SACHA: SECCIÓN SÍSMICA SS-2 {78-272} MOSTRANDO EL ANTICLINAL SACHA PROFUNDO ..................................................................... 83 GRÁFICO 13 CAMPO SACHA: SECCIÓN SÍSMICA PE-92-2200 ............................ 83 XIII ÍNDICE DE TABLAS TABLA 1 TIPOS DE CARGAS ........................................................................................ 16 TABLA 2 CARACTERÍSTICAS DEL CAMPO SACHA ................................................ 85 TABLA 3 CARACTERÍSTICAS LITOLÓGICAS DEL CAMPO SANCHA.................. 87 TABLA 4 CARACTERÍSTICAS DE LOS FLUIDOS DEL CAMPO SACHA................ 90 TABLA 5 SALINIDADES DEL CAMPO SACHA .......................................................... 91 TABLA 6 PRODUCCIÓN INICIAL DEL CAMPO SACHA 163-D ............................... 93 TABLA 7 ULTIMA PRODUCCIÓN CAMPO SACHA 163-D ....................................... 95 TABLA 8 PRODUCCIÓN ACUMULADA ..................................................................... 96 TABLA 9 HISTORIA DE REACONDICIONAMIENTO SACHA 163-D ...................... 97 TABLA 10 HISTORIAL DE CAÑONEO DEL CAMPO SACHA 163-D........................ 98 TABLA 11 EVALUACIÓN INICIAL CON TALADRO ............................................... 108 TABLA 12 DATOS DE LA COMPLETACIÓN Y PRUEBAS INICIALES.................. 109 TABLA 13 DATOS W.O. 1 ............................................................................................ 111 TABLA 14 DATOS W.O. 2 ............................................................................................ 112 TABLA 15 DATOS W.O. 4 ............................................................................................ 114 TABLA 16 DATOS W.O. 5 ............................................................................................ 115 TABLA 17 PRESUPUESTO PARA EL W.O 6 .............................................................. 127 XIV ÍNDICE DE ECUACIONES ECUACIÓN1RADIO DE DAÑO .................................................................................. 67 ECUACIÓN 2 ÍNDICE DE PRODUCTIVIDAD .......................................................... 71 ECUACIÓN 3 CORRELACIÓN DE PRODUCTIVIDAD ........................................... 72 XV RESUMEN El trabajo de investigación, llamado “ESTUDIO ACTUALIZADO DE CAÑONEO EN UN POZO PETROLERO PARA OPTIMIZAR LA PRODUCCIÓN Y EVITAR EL DAÑO EN LA FORMACIÓN “está orientado hacia las técnicas actualizadas de cañoneo actualizado de un pozo, estudios, aplicaciones que llevan las diferentes empresas de servicio, esta investigación permitirá determinar la mejor técnica para obtener penetraciones limpias, más profundas y así optimizar la producción evitando el daño en la formación y reduciendo costos, concluir cual fue la mejor técnica utilizada en el campo SACHA 163D en base a los reacondicionamientos(WO) anteriores y el último realizado, siguiendo paso a paso un programa de cañoneo con el reporte diario de las actividades y los objetivos alcanzados. Dentro de esta investigación, están expuestas las diferentes técnicas que se encuentran en las actualidad sus ventajas y desventajas, se analizarán también los diferentes parámetros que hay que tomar en cuenta para la elección de un programa de cañoneo y por lo tanto los paso que implica un correcto programa de cañoneo. Se muestra el daño que se provoca a la formación con el programa de cañoneo y como evitarlo, así como también las causas que provoquen este daño. En la parte final se obtienen los resultados del trabajo de investigación. XVI SUMMARY The investigation called, ¨The actualized study of drilling an oil well to optimize production and avoid damage in the formation” is directed towards the actualized techniques of drilling a well, as well as studies and applications that different services companies use. This investigation will determine the best techniques to obtain cleaner and deeper penetrations to improve production and preventing from damaging the formation and reducing costs. It is going to help as well to find out which was the best technique used at the Sacha 163D field, based on the last reconditioning and following step by step a drilling program with a daily report about the activities and objectives reached. This research exposes different up to date technique that shows advantages and disadvantages. It will analyze the different parameters that need to be considered when choosing a drilling programmer, therefore the correct steps that it implies. My investigation will show the bad formation that could be produced in the drilling programmer and how to avoid it; as well as the reasons that provoke the damage. At the end it will obtain the results of the research. XVII CAPÍTULO I CAPÍTULO I 1.- INTRODUCCIÓN El ciclo de vida de un pozo productivo comienza con la perforación, mientras que la última operación para tener producción de hidrocarburos es los disparos; que sirven para comunicar el interior del pozo con las formaciones productoras, para eso hay que realizar la operación de cañoneo, bajando a la profundidad de interés un cañón que dispara cargas, dando como resultado canales limpios y conductivos, perforando la tubería de revestimiento, cemento y la formación; permitiendo la comunicación de los fluidos con el pozo y enviándolos a la superficie. La correcta selección de los intervalos de disparos es de vital importancia para el programa de cañoneo pues existen diferentes clases en la industria petrolera, de esto dependerá la producción del pozo, que no haya posibles intervenciones en el futuro debido al daño en la formación, ya que en la zona de daño la permeabilidad disminuye en un 90%, perjudicando la producción del pozo. Por lo tanto debe diseñarse de modo que se alargue al máximo la vida útil del pozo. En la actualidad existe gran tecnología en la construcción de cargas y sistemas de disparos, misma que ha crecido y desarrollado rápidamente. El trabajo de disparo cobra mayor importancia gracias a las investigaciones contemporáneas y a la compresión de sus principios básicos. En lo que respecta a la penetración y al tamaño del orificio, la optimización de los diseños y la precisión en su fabricación constituye al perfeccionamiento de las cargas, por consecuencia las pruebas 1 de disparo son cada vez más consistentes y trasladables a las condiciones de fondo a los efectos de proyectar rendimientos y estimar productividades Este estudio va orientado a plantear un estudio técnico- económico del uso de las diferentes técnicas de cañoneo en el pozo SACHA 163-D. Establecer que sistema de punzamiento es el más eficiente y el más recomendado en términos económicos y rentables para futuros trabajos que se realicen en diferentes empresas El proceso para efectuar el objetivo de este proyecto de tesis es estudiar las últimas y óptimas técnicas al cañonear o punzar que llevaría a mejorar la producción. Los pasos que se seguirá será realizar un análisis de penetración, razón de productividad y daño de la formación, todo esto mediante estudios y comparaciones de técnicas modernas. En el trabajo se presentan procedimientos, cálculos, conclusiones y recomendaciones técnicas lo más claro posible para que sirva como un documento de consulta y referencia para próximos trabajos de tesis y como método de estudio o consulta para cualquier persona que quiera fortalecer sus conocimientos en programas de cañoneo de pozos. 2 1.1.-OBJETIVOS DE LA INVESTIGACIÓN 1.1.1.-Objetivo General Realizar un estudio de cañoneo actualizado de un pozo, y las aplicaciones que están llevando a cabo las empresas de servicio. Para determinar la forma correcta de realizar este procedimiento obteniendo penetraciones limpias, más profundas, y (con huecos, limpios, lisos y redondos) para optimizar la producción y evitar el daño en la formación 1.1.2.- Objetivos Específicos Describir los fundamentos y aplicaciones de las técnicas de cañoneo de un pozo Analizar la aplicación de estas técnicas en el pozo SACHA 163D Establecer la técnica más aconsejable para aplicar en el pozo SACHA 163- D 1.2.- JUSTIFICACIÓN DEL PROYECTO Este estudio es realizado para dar a conocer y describir los fundamentos y aplicaciones de las técnicas de cañoneo de pozo como también el análisis, ventajas y desventajas de las mismas técnicas en el pozo SACHA 163 –D. Establecer cuáles son las técnicas más apropiadas y la más aconsejable para desarrollar el programa de cañoneo en el pozo SACHA 163D y mitigar los daños inducidos por el cañoneo. 3 El objetivo es lograr túneles de perforación 100% limpios, sin importar la calidad de la roca o las condiciones del pozo. La esquiva perforación perfecta traería una eficiencia de flujo de un 100%, generando un área efectiva de influjo mayor y reduciendo el caudal, un factor importante para controlar la producción de arena y evitar la falla del pozo. Además produciría un cambio radical en el desempeño del pozo (en productividad y capacidad de inyección) y permitiría que todas las zonas contribuyan a las características productivas del pozo, aumentando el influjo o el perfil de inyectabilidad e incrementando la recuperación de las últimas reservas. 1.3.-PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA El cañoneo es una de las principales técnicas de producción de petróleo que utilizan las empresas en el Ecuador en la actualidad, esta técnica ha producido daños en la formación cañoneada, actualmente existen nuevas técnicas que aplicadas reducen los problemas de daños en los túneles de perforación, logrando que el conducto sea más limpio, lo que genera un área de influjo mayor. En nuestro medio, todavía existe poco conocimiento de las últimas innovaciones de las herramientas para cañonear y lograr un óptimo trabajo para evitar la falla del pozo, lo que acarrea una mayor productividad por el aumento de la capacidad de inyección, permitiendo mayores recuperaciones de las reserva. 4 1.4.-HIPÓTESIS 1.4.1.- Hipótesis General Este estudio es muy útil ya que el programa de cañoneo de un pozo, el funcionamiento, la selección y el mantenimiento preventivo son muy necesarios, el daño en la formación y una producción mayor del pozo y la consiguiente rentabilidad produce un cambio radical en el pozo. Cabe recordar que trabajo en un pozo tiene como principal objetivo una mejor y mayor producción, al menor costo ambiental y económico posible. Hay que tomar en cuenta que la productividad está directamente relacionada con la permeabilidad de la formación. Esta característica se puede incrementar mediante acidificaciones y fracturas en la formación pero estas operaciones representan un costo adicional que se puede evitar si al cañonear el pozo el punzado sobrepasa la zona de daño. 1.4.2.-Hipótesis Específica 1.4.2.1.-Variable Independiente El efecto del impacto, también daña la roca, pulverizando los granos de la formación dejando escombros sueltos en los túneles recién creados. El daño debido al cañoneo consiste en una zona aplastada alrededor del túnel con escombros en el interior del conducto que individual y colectivamente pueden limitar, tanto la productividad como la capacidad de inyección. Remover los escombros y minimizar los daños causados por los cañones es esencial, para asegurar el éxito del pozo en los reservorios menos prometedores. 5 1.4.2.2.-Variable Dependiente El fomentar la importancia del conocimiento previo al programa de cañoneo, tiene como propósito principal al establecer una buena comunicación entre el agujero y el reservorio, y de las tecnologías revolucionarias que tienen el potencial de incrementar dramáticamente la capacidad de producción de petróleo y gas. Esto requiere, en su mayoría, procedimientos adicionales, algunas veces costosos, como el bombeo de tratamiento (estimulación ácida, lavado con salmuera, fracturamiento hidráulico, etc.); el uso de herramientas de limpieza especiales para el fondo del pozo(chorros hidráulicos), propulsores ( tecnología Stimgun, la herramienta Stimtube etc.) perforación desbalanceada estática y dinámica y procedimientos de completación; al igual que otras herramientas y técnicas de manejo de escombros post-cañoneo (filtros, magnetos, etc.) 1.5.- METODOLOGÍA 1.5.1.-Métodos Este estudio se ha basado en el método inductivo sintético, partiendo de lo particular, tratando los fundamentos básicos, concretos y determinados de los programas de cañoneo; hasta sintetizar la investigación sobre las nuevas tecnologías para llegar a la conclusión y generalización, dando posibles soluciones a los problemas planteados. 1.5.2.-Técnicas De acuerdo a esta investigación las técnicas a utilizar van a ser Explorativa y Explicativa con el fin de determinar las particularidades del proceso de cañoneo que nos 6 permita aclarar lo desconocido o poco conocido de este problema, ya que este tema no ha sido abordado antes; junto con revisión de la literatura que me han llevado a guías e ideas vagamente relacionadas con el problema en estudio explicativo, qué va más allá de conceptos , respondiendo a los problemas planteados y el objetivo se centra en explicar por qué ocurre un fenómeno y en qué condiciones se da éste y las variables que están relacionadas. La investigación contará con la técnica observacional en el campo SACHA 163D, donde se programó el trabajo de cañoneo, y se obtuvieron las conclusiones respectivas y las soluciones al problema. 1.6.-UNIVERSO DE LA INVESTIGACIÓN 1.6.1.- Delimitación Temporal: El período de investigación y observación ha sido realiza en un lapso de seis meses desde diciembre 2010 hasta mayo 2011 este periodo me ha servido para realizar, aprender y aplicar los conocimientos en este trabajo. 1.6.2.-Delimitación Espacial: Este estudio se va a realizar en el campo SACHA 163-D que se encuentra ubicado en la provincia de Orellana en la región amazónica del Ecuador, este campo está operado por el consorcio Río Napo que está compuesto por la estatal Petroecuador y la venezolana PVDSA, con una producción de 50,800 barriles de crudo. 7 CAPÍTULO II CAPÍTULO II 2.- FUNDAMENTOS Y APLICACIONES DE LAS TÉCNICAS DE CAÑONEO DE UN POZO El cañoneo tiene como objetivo realizar túneles de conducción entre la tubería de revestimiento y del cemento, que nos sirven de enlace entre los huecos del revestimiento y las formaciones seleccionadas donde se encuentran los yacimientos de petróleo y gas, todo mediante balas o cargas fulminantes especiales y detonadores eléctricos llamados cañones. Sirve de enlace entre los yacimientos y los huecos revestidos con acero que llegan hasta la superficie. Los punzados desempeñan un papel importante en la producción de hidrocarburos desde las pruebas de pozo para la evaluación del yacimiento, hasta la completación, intervención o reacondicionamiento del pozo, constituyendo un elemento clave para el éxito de la exploración y la explotación. Sin embargo, el disparo también daña la permeabilidad1 de la formación alrededor de los túneles del mismo. El proceso de disparo genera, en forma instantánea, orificios-disparos- en el revestidor de acero en el cemento circundante y en la formación. En el pasado, los disparos a menudo consistían, simplemente en orificios realizados en el acero del revestidor con cortadores mecánicos. A partir de 1932 mediante disparo de bala y por bombeo abrasivo desde 1958, más comúnmente detonando explosivos con cargas huecas especiales para campo petroleros. Lejos de ser simple el disparo constituye un elemento complejo dentro de la completación del pozo.(J.Simancas, 2005) 1 Permeabilidad: Facultad que la roca posee para permitir que los fluidos se muevan a través de la roca 9 El programa de cañoneo debe estar diseñado para lograr los siguientes objetivos Evaluar los intervalos productores Optimizar la producción y el recobro; Optimizar la inyección y el recobro; Aislar las zonas no deseables (cementación forzada) El objetivo principal de la evaluación es identificar el método de cañoneo apropiado para la producción efectiva del pozo. Para lograr con este objetivo requiere una planificación cuidadosa en la que es necesario tener en cuenta: El tipo y tamaño de cañón; Tamaño y peso del revestidor que se disparará; Presión de la formación a cañonearse Cada vez que se realiza un trabajo de cañoneo, las perforaciones tienen que penetrar el revestidor e ir más allá del cemento en la formación petrolífera. Estas perforaciones deben ser limpias, de tamaño y profundidad uniformes y no deben dañar el revestidor ni la adherencia del cemento. 10 Las técnicas modernas de disparo no se pueden separar de otros servicios que mejoran la productividad del pozo como la fracturación, la acidificación y el control o prevención de la producción de arena. Además de ser conductos para el ingreso el flujo de petróleo y gas, los orificios proporcionan puntos uniformes para la inyección de agua, gas, ácido, geles como agentes de sostén, que se utilizan para las estimulaciones por fracturación hidráulica, y los fluidos que ubican la grava para el control de la producción de arena en formaciones débiles y no consolidadas. 2.1.- CARGAS La carga moldeada típica es un dispositivo sencillo, se efectúa en menos de un segundo por medio de cargas huecas que utilizan un efecto de cavidad explosiva, basada en la tecnología de las armas militares con un revestimiento de partículas metálicas prensadas llamadas liner para aumentar la penetración. Las cargas consisten de un explosivo de alta sentividad y pureza denominada primer, un casco, un liner cónico altamente explosivo conectado con una cuerda de disparo. Una cuerda disparo activa el detonador y el explosivo principal, el liner colapsa y se forma un chorro de alta velocidad de partículas de metal fluidizado que es impulsado a lo largo del eje de carga. 11 En el gráfico 1 se puede ver los elementos de la carga explosiva, carga detonadora, cubierta y cuáles son los lugares de ubicación en la misma. GRÁFICO 1 ELEMENTOS DE LA CARGA Fuente: Manual Teórico Práctico de Ingeniería de Completación y Rehabilitación de Pozos. Escuela de Petróleos de U.C.V Elaborado por: Natalia Sobrevilla Existen otros factores que se debe tomar en cuenta en el cañoneo de revestidores: Soporte del revestidor por el cemento; Espesor y resistencia del cemento; Gradiente geotérmico2; Temperatura de fondo. En cuanto a la temperatura, existen cargas diseñadas para que resista hasta 300° F durante cierto tiempo, y otras diseñadas para soportar temperaturas superiores a 300° F. 2 Geotérmico: Temperatura de las capas internas de la tierra 12 2.2.- EXPLOSIVOS La carga está relacionada directamente con el desempeño del explosivo, ya que esta energía que desprende el explosivo perforará la tubería, el explosivo es rápido, confiable y se consigue acopiar por mucho tiempo. Los explosivos se clasifican de acuerdo a su velocidad de reacción los cuales son Explosivos Bajos Poseen una velocidad de reacción de 300/1500m/s, su detonación se inicia por una llama o chispa, presentan un sensibilidad al calor. Explosivos Altos Velocidad de reacción mayor a 1500 m/s su detonación es por calor o percusión, este tipo de explosivos son los que mayormente se manejan en la industria petrolera PYX (Picrilamino dinitropiridina), HNS (Hexanitrostilbene), HMX (High melting Explosive), RDX (Royal Demolition Explosive). 2.2.1- Sensibilidad Medida de energía mínima de presión que se necesita va empezar la detonación de un explosivo, esta medida nos dará la disposición con la que se inicia la detonación. La distancia mínima a la que se deja bajar un peso sobre el explosivo para que empiece su detonación es denominada sensitividad al impacto, mientras que sensitividad a la chispa se denomina al aumento de energía que se compromete en la detonación del explosivo 13 2.2.2.- Estabilidad Se denomina a la propiedad del explosivo para soportar las altas temperaturas por un largo espacio de tiempo, para poder tenerlos almacenados los explosivos deben tener una alta estabilidad. Los diferentes explosivos están diseñados para responder según los límites de temperaturas en el pozo. El explosivo RDX (Royal Demolition Explosive) Es aplicado en patrones estándares de los pozos mientas que el HNS3 es aplicado en temperaturas superiores a 400°F. El nivel de temperatura está directamente relacionado con el tiempo de exposición, basándose en este principio se puede hacer la selección del explosivo, la temperatura no debe aventajar al tiempo de exposición. 2.3.- CONCEPTOS BÁSICOS(J.Simancas, 2005) Estos conceptos van a permitir un mejor entendimiento del proceso, tipos y objetivos del cañoneo. 2.3.1.- Densidad de Cañoneo: Número de cargas por unidad de longitud. Las más utilizadas son de 2 a 4 TPP4y se puede aumentar de 8 a 12 TPP con el equipo necesario. 2.3.2.- Orientación de Tiro: Ángulo de cargas entre cargas. Se puede disparar con un ángulo de 0°, 120°,180°. 3 HNS: Hexanitrostilbene explosivo de alta velocidad de reacción y detonado por calor o percusión. TPP : Tiros por pie 4 14 2.3.3.- Separación de Cargas: distancia real entre la pared interior del revestidor y la carga. 2.3.4.- Penetración: Distancia de la perforación efectuada por una carga dada. Se calcula siguiendo la técnica API RP 19B (API Standard Procedure for Evaluation of Well Perforations) 2.3.5.- Diámetro de entrada de la Perforación: Diámetro del agujero que se establece en el revestidor mientras dura el proceso de cañoneo. 2.3.6.- Rendimiento de la Perforación Resultado real de la perforación en relación con las pruebas en el núcleo. 2.3.7.- Factores de Efectividad Se determina mediante estos agentes Clase de equipo usado en el proceso; Cantidad y tipo de cargas del cañón; Técnicas usadas en la completación del pozo; Exclusividades de la tubería y del cemento; 2.4CAÑONES Un cañón puede ser un tubo, laminilla alambre que sirve como portacargas en los cuales son transportados los elementos explosivos existen dos clases de grupos los de carga expuesta y los de carga no expuesta. 15 En la tabla 1 se ve los dos tipos de cargas, las cargas expuestas y las no expuestas pudiéndose observar las diferencias de cada una de ellas especialmente con el fluido y el recubrimiento. Tabla 1 TIPOS DE CARGAS Carga Expuesta Carga No expuesta Tienen contacto directo con el fluido No tienen un contacto directo con el fluido del pozo del pozo Tienen recubrimiento que puede ser un tubo No tienen recubrimiento de acero Fuente: Manual Teórico Practico de Ingeniería de Completación y Rehabilitación de Pozos. Escuela de Petróleos de U.C.V. Elaborado por: Natalia Sobrevilla 2.5.-MÉTODOS DE CAÑONEO DE UN POZO(J.Simancas, 2005) Fundamentalmente existen tres técnicas de cañoneo utilizadas en la actualidad, las variaciones son infinitas. a. Técnica de disparo de sobre balance (“overbalance” Ph> Pf ); b. Técnica de disparo bajo balance (“ underbalance”Ph P. formación Bajo- balance 54 P. hidrostática < P. formación El objetivo de una terminación sobre balance fracturar la formación al momento del disparo. Sin embargo si la presión no es alcanzada después del disparo y antes de que fluya el pozo, se forman tapones con los residuos de las cargas. Después de dejar fluir el pozo, es posible que aún se tenga una perforación parcialmente taponada y una zona compactada de baja permeabilidad. En el gráfico se ve el efecto de la presión diferencial antes de realizar el proceso de cañoneo en la formación. GRÁFICOS 7 EFECTOS DE LA PRESIÓN DIFERENCIAL PREVIA AL DISPARO Fuente: “Análisis Técnico-Económico del uso de las diferentes técnicas de cañoneo en los campos operados por Petroproducción” Elaborado por: Natalia Sobrevilla Cuando se tiene una terminación diferencial bajo balance los residuos de las cargas y la zona comprimida podrían ser expulsados por la acción del brote de flujo de terminación. 55 El potencial de los disparos en condiciones de desbalance fue reconocido en los 60, ya que se notó un incremento en la producción y la eficiencia del flujo ya que inmediatamente después al disparo, el flujo limpiaba los disparos. Sin embargo, usar presiones diferenciales muy altas es inadecuado pues arriba de cierto valor no se obtiene ninguna mejora en el proceso de limpieza. Una presión diferencial excesiva puede provocar arenamiento o aporte de finos de formación que impedirán el flujo a través de la perforación, o un colapso de la tubería de revestimiento. A partir de 1989 se calcularon las presiones de desbalance mínimas y máximas basadas en la producción potencial de arena a partir de las velocidades sónicas para los pozos de gas. Para calcular la presión diferencial tenemos que tomar en cuenta los siguientes parámetros: Grado de consolidación de la formación; Permeabilidad de la formación; Fluido en los poros ; Presión de colapso de las tuberías y equipo; Grado de invasión del fluido de perforación; Tipo de cemento. 56 La magnitud de la presión diferencial negativa dependerá básicamente de dos factores: La permeabilidad de la formación El tipo de fluido 2.12.2.2.- Consecuencias de usar fluidos limpios La productividad del pozo, en todos los pozos de arena y carbonato, será maximizada por el cañoneo en aceite o salmuera limpios con una presión diferencial al favor de la formación, además es necesario tener un periodo de limpieza de los punzamientos. Si el pozo está cerrado hay que recuperar los cañones antes de completar la limpieza de todos los punzamientos ya que muchos de estos podrán permanecer taponados debido a un asentamiento de sólido en el pozo durante el periodo de cierre. 2.12.2.3.-Resistencia de la formación La resistencia de la formación es un factor importante que influye en la penetrabilidad de las “balas” o “chorros” del cañoneo. Por ejemplo, con la penetración a chorro de roca de alta resistencia, se obtiene aproximadamente, el doble de la penetración que se logra usando cañones de bala. En cambio en rocas de baja resistencia (con esfuerzo de compresión menores de 600 psi), el uso de balances es más efectivo. 57 2.12.2.4.-Temperatura Este factor afecta la naturaleza de la carga. La mayoría de los cañones a chorro usan explosivos a base de ciclorita, los cuales se pueden usar igualmente hasta la temperatura de 340°F (171°C), es necesario usar un equipo especial de cañoneo. Es posible dañar el pozo, si no se usa el equipo espacial cuando su temperatura excede los 340° F. La mayoría de cañones desechables que existen actualmente en el mercado no deben usarse en pozos de temperatura sobre los 300°F (149°C). 2.12.2.4.1.- Alta Temperatura El efecto negativo de un ambiente de alta temperatura en un proceso de cañoneo se puede resumir en las siguientes observaciones: A medida que aumenta la temperatura, aumenta la posibilidad de tener explosiones espontáneas; Los cañones de alta temperatura producen, por lo general, una penetración menor que los convencionales; Los cañones de alta temperatura son, usualmente, más costosos y no permiten una selección muy amplia de cargas. 58 2.12.2.4.2.- Baja Temperatura Cuando se opera un cañón de baja temperatura, cercano a su límite máximo de temperatura, es necesario tomar las siguientes precauciones. Circular el pozo con fluidos de baja temperatura para disminuir la temperatura en el fondo del pozo. Esto se recomienda especialmente cuando se emplean cañones de tuberías, los cuales se pueden introducir al pozo después de detener el proceso de circulación. En algunos casos existe la interrogante acerca de si se pueda exceder el límite de temperatura del cañón, antes que se produzca el disparo. En pozos de temperatura muy alta, es posible que la única alternativa sea usar un sistema de cañoneo en el que todas las cargas están diseñadas para altas temperaturas. Sin embargo, aún en ese caso, lo fundamental es el detonador de la temperatura, ya que si este se dispara, el resto de las cargas pueden no lograr el efecto de perforación. 2.13.- PARÁMETROS DEL DISPARO Para que sean efectivos los disparos deben atravesar el daño inducido por la perforación y la invasión del fluido del pozo. 5 59 2.13.1.- La Penetración de las Perforaciones Al diseñar cualquier carga moldeada puede obtenerse una mayor penetración sacrificando el tamaño del agujero. Debido a que una máxima penetración parece ser más importante. Con fundamentos en los cálculos teóricos de flujo, se han solicitado frecuentemente a la industria petrolera, y se han recibido a menudo, cargas de mayor tamaño del agujero. Cuando se perfora 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 pulg Las perforaciones deben extenderse algunas pulgadas dentro de la formación, preferiblemente más allá de la zona que se daña a consecuencia de la invasión de los fluidos de perforación. Sin embargo, en situaciones normales, debido a la dificultad en remover el lodo, los residuos de las cargas, las arenas y las partículas calcáreas de un disparo del diámetro y la formación, deberá normalmente tener un diámetro mínimo de entrada de 0,5 pulg, con un agujero liso y de tamaño uniforme de máxima penetración. 2.13.2.- Densidad y Distribución Radial de la Perforaciones La densidad de disparo y la orientación desempeñan patrones importantes, el aumento de la densidad de disparo reduce el daño provocado por los disparos y los pozos producen a presiones inferiores, cuando los pozos presentan formaciones laminares existen grandes diferencias entre las permeabilidades vertical y horizontal, por lo que es necesario una elevada densidad de disparo. 60 A medida que nos acerca al factor de daño cero la densidad de los disparos toma importancia. Es necesario establecer una combinación adecuada entre la penetración y el diámetro de entrada de la perforación. Evidentemente, las primeras pulgadas de penetración son las que poseen un mayor efecto en la profundidad. La influencia de la densidad del cañoneo también es notable. Por ejemplo, una densidad de 4 TPP y de apenas 2 pulgadas de penetración ofrece una relación de productividad sustancialmente mayor que cuando le densidad es de tipo 1 TPP y con una penetración apreciable de 12 pulgadas. Las cargas orientadas reducen la caída de presión cerca del pozo al proveer conductos de flujo en todas las caras del pozo, en pozos naturales nos permite producir del mayor número de fracturas. 2.13.3.- Cálculo de la profundidad El método aceptado para asegurar un control preciso en la profundidad de los disparos consiste en correr un registro localizador de collares (CCL) con los cañones, medir la profundad de los collares que han sido localizados, respecto de la formaciones, usando registros radiactivos. Pastillas radiactivas pueden ser insertadas dentro de la sarta de cañoneo para ayudar en la localización exacta de profundidad del punzonamiento con un registro de rayos 61 gamma. Los registros del collar pueden mostrar viejos punzamientos hechos con cargas expuestas, estos se muestran a manera de hinchamientos o abultamientos en el Casing debido a la detonación de las cargas. 2.13.4- Limpieza de las Perforaciones Al penetrar el chorro a la formación se produce desplazamientos y compactaciones de la formación en las cercanías de la zona cañoneada, lo cual altera la permeabilidad original de esa zona. Además, la cavidad creada por el cañoneo se llena de material de la formación y de restos de explosivos pulverizado. Este material usualmente se retira mediante el lavado de las perforaciones hasta lograr la capacidad original de flujo. La formación hace un lavado automático cuando se cañonea con un diferencial de presión “a favor de la formación”. Sin embargo, en pruebas con núcleo Berea se ha demostrado que la región compactada, después del cañoneo permanece con una reducción sustancial de permeabilidad con respecto a la zona sin daño. 2.13.5.- Costos El precio de los disparos varía, generalmente los costos son inferiores cuando se usan bajas densidades de disparos. El empleo de cañones selectivos puede ahorrar un tiempo apreciable en las intervenciones en que se tienen zonas productoras separadas por 62 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 será disparada. En los pozos nuevos la tubería de producción puede colocarse en unas cuantas horas después de cementar el pozo. Puede efectuarse los disparos a través de la tubería de producción sin tener un equipo en el pozo. En esta forma no se carga tiempo por equipo en la completación del pozo. 2.14.- DETERMINACIÓN DE LA DENSIDAD DE DISPARO La densidad de los disparos generalmente depende del ritmo de producción requerido, la permeabilidad de la formación y la longitud del intervalo disparado. Para pozos con alta producción de petróleo, la densidad de los disparos debe permitir el gasto con una caída de presión razonable. El primer paso de un “Diseño óptimo de Cañoneo “es elegir el sistema de cañoneo más eficaz, o sea, tipo y tamaño de la carga, etc. La mayoría de las selecciones se basan en la condiciones del pozo y del yacimiento. Ordinariamente son adecuados 4 disparos por pie de 0,5 pulg, siendo satisfactorio uno por dos disparos por pie para la mayoría de los pozos de producción baja. En los pozos que serán fracturados, los disparos se planean para permitir la comunicación con todas las zonas deseadas. Para operaciones en arenas consolidadas generalmente se prefieren 63 4 disparos por pie de diámetro grande. Para terminaciones con empaque de grava se prefiere de 4 a 8 disparos por pie de 0,75 pulg de diámetro o mayores. Los disparos de 4 o más cargas por pie en tuberías de revestimiento de diámetro pequeño y de baja resistencia, con cañones con carga expuestas, pueden agrietar la tubería de revestimiento. También el cemento puede fracturarse, siendo necesario cementaciones forzadas para controlar la producción indeseable de agua o gas. Los coplees de las tuberías de las tuberías de revestimiento de alta resistencia pueden dañarse al efectuar múltiples disparos sobre ellos. Como se han descrito anteriormente como ejemplo tenemos: 1. Se va a perforar con cañón trasportado por tubería (TCP); 2. Se usarán cañones de 5” de diámetro exterior , para una tubería de revestimiento de 7”; 3. Se va a utilizar la carga “Big Hole” ( orificio grande ) de 5” , para obtener un diámetro de orificio perforado de 0.71”; Considerando estas condiciones, hay que elegir la densidad de disparo que se va a necesitar para: 1. Reducir las reparaciones durante los primeros años de vida del pozo; 2. Mantener flujo laminar a través de los orificios; 3. Reducir al mínimo posible el potencial de producción de arena. 64 2.15.- DAÑO CAUSADO POR EL CAÑONEO El cañoneo constituye como un componente del “daño total “que se detecta en las pruebas de restauración de presión. Este valor comprende daño de la formación y los seudo – daños causados por el cañón, el flujo turbulento y la completación parcial del pozo. En la actualidad se utilizan técnicas de desbalance, balanceadas, de sobrepresión, de sobrepresión extrema, referente a las diferencias entre el hueco y el yacimiento antes de disparar. En el gráfico 8 se observa el daño que causa el caño en la formación y la zona compactada y como se ve afectada la permeabilidad. GRÁFICO 8 DAÑO CAUSADO POR EL CAÑÓN Fuente: Manual Teórico- Práctico de Ingeniería de Completación Elaborado por: Natalia Sobrevilla El seudo- daño por cañoneo se debe generalmente al cañoneo parcial. 65 El cañoneo parcial se utiliza para tratar de evitar estar cerca de contactos de gas y/o de agua. Es decir, la perforación de la arena objetivo, depende, en gran parte, de los contactos gas- petróleo y/o agua- petróleo. Sin embargo, el cañoneo parcial, si la arena es muy limpia y la permeabilidad vertical es alta, puede agravar la formación de conos en lugar de evitarlos, en razón de la distribución que crean en las líneas de flujo. 2.15.1.-Daños del cemento y la tubería de revestimiento Los cañones con cargador de tubo absorben la energía no empleada al detonar las cargas. Esto evita el agrietamiento de la tubería de revestimiento y elimina virtualmente que el cemento se resquebraje. Con el uso de los cañones a bala convencionales no se dañan mucho las tuberías de revestimiento. Al disparar con un claro igual a cero se tiende a eliminar las asperezas dentro de la tubería de revestimiento. 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 con el cemento, la densidad de los disparos, el diámetro de la tubería de revestimiento y la “masa resistencia” de la tubería de revestimiento, son factores que afectan al agrietamiento de las tuberías de revestimiento expuestas a disparos con cargas a chorro. La masa resistencia de la tubería de revestimiento ha sido definida como el producto del peso unitario y su resistencia hasta el punto de cedencia. 66 2.15.2.- Cálculo de la zona afectada El radio rs de la zona dañada alrededor del pozo y la permeabilidad ks en la zona está relacionada al factor de daño S por la ecuación de Hawkins: Ecuación 1 RADIO DE DAÑO rs rw e S k 1 ks Fuente: Manual Teórico- Práctico de Ingeniería de Completación Así la permeabilidad de la zona de daño es menor que en el resto de la formación, S será positivo; si la permeabilidad es igual, S será cero. Finalmente, si la permeabilidad en la zona de daño es mayor que en la formación, es decir, fracturado o acidificado, S será negativa. La hidráulica de los pozos fracturados muestra a menudo valores de S en un rango de -3 a -5. Notar que incluso si k, S y rw son conocidos, no es posible obtener el radio del daño ni la permeabilidad en esta zona. Valores para k y S pueden obtenerse de pruebas de presión del pozo. Sin embargo la relación k/ks es difícil de determinar. Típicamente k/ks variará de 5 a 10 o en valores aún menores. En este trabajo se considerará una reducción severa de permeabilidad por efectos de invasión representada matemáticamente por una relación k/ks igual a 10, empleada en estudios anteriores referentes a cañoneo de pozos de petróleo. 67 2.15.3.- Daño producido por el fluido de la perforación Mientras transcurre el proceso de perforación del pozo se causa un deterioro a la formación debido al lodo de la perforación, asociado al taponamiento de los poros alrededor del pozo. Últimamente se utilizan lodos que ayudan el objetivo de perforar segura y ahorrativamente un pozo pero no se calcula los efectos sobre la productividad del pozo. Una opción para evitar la invasión del filtrado es el enjarre pero si no es retirado completamente antes de depositar el cemento en el espacio anular, las partículas sólidas pueden ser arrastradas dentro del agujero abierto por el jet del disparador, aunque se utilice un fluido de completación aparentemente limpio. 2.15.4.- Daño producido por el fluido de la completación Este fluido representa una vital importancia para lograr buenos resultados. En el caso existir un objeto o residuos de un material este puede ser empujado en el interior de la perforación mediante el jet el resultado será un pequeño taponamiento. El jet de la carga forma gases con una alta presión relacionadas con la explosión, existen indicios reales de que el fluido alrededor de la carga es apartado durante el disparo, el frente del fluido es arrojado en el interior de la perforación. 68 Transitoriamente se origina un estado de sobre balance con fuerza de impacto y si el fluido no es completamente limpio, en las paredes del agujero se encontrarán incrustadas partículas de los residuos. El conjunto de estos daños causan un cambio en la geometría radial del flujo que afecta la productividad del pozo. El “Efecto Pelicular” (gráfico 9) es la combinación de los daños causados por el proceso de perforación que genera una caída de presión que afecta la producción del yacimiento. 69 GRÁFICOS 9 DAÑO DE LA FORMACIÓN DEBIDO AL PROCESO DE PERFORACIÓN Fuente: “Análisis Técnico-Económico del uso de las diferentes técnicas de cañoneo en los campos operados por Petroproducción” Elaborado por: Natalia Sobrevilla 2.16.- RELACIÓN DE PRODUCTIVIDAD La relación de productividad (RP) de una formación es igual al caudal de producción de un intervalo cañoneado dividido por la producción de ese mismo intervalo terminado a hoyo abierto. 70 Sin en un pozo se dan las condiciones (daños supuestos) y se le cañonea con presiones en equilibrio, levemente sobre balanceados hacia la formación, la producción se reduce drásticamente. Es muy importante usar cañones con alta densidad de disparo y alta penetración cuando se quiera cañonear una zona con daño significativo de formación. 2.16.1.- Factores que afectan la productividad de un pozo Para calcular la productividad de un pozo utilizamos el índice de Productividad lo que está representado matemáticamente mediante está formula. Ecuación 2 ÍNDICE DE PRODUCTIVIDAD J q pws pwf Fuente: Manual Teórico- Práctico de Ingeniería de Completación El índice de productividad puede ser difícil de calcular, debido a la consecuencia del diseño del sistema de cañoneo como son la penetración, fase, densidad, diámetro del agujero, daño del lodo, etc., pueden ser estimados, al usar la correlación de productividad. 71 Ecuación 3 CORRELACIÓN DE PRODUCTIVIDA Fuente: Manual Teórico- Práctico de Ingeniería de Completación Factores que afectan la productividad 1. Factores geométricos del disparo; 2. Presión diferencial al momento del disparo ; 3. Tipo de cañones y cargas; 4. Daño generado por el disparo; 5. Daño causado por el fluido de la perforación; 6. Daño causado por el fluido de la terminación; Los cuatro primeros factores que afectan la productividad pueden ser manejados en el momento del diseño del disparo. Con el estudio de las condiciones del pozo y la selección del sistema de disparo adecuado, se conseguirá la máxima producción del pozo. 2.16.1.1.- Factores Geométricos del disparo La geometría de los agujeros hechos por las cargas explosivas en la formación interviene en la relación de productividad del pozo y está especificada por los factores geométricos. Estos determinan la eficiencia del flujo en un pozo disparado y son: Penetración; Densidad de cargas; 72 Fase angular entre perforaciones; Diámetro del agujero (del disparo). Otros factores geométricos que pueden ser importantes en casos especiales son: Penetración parcial, desviación del pozo, buzamiento de la formación y radio de drenaje. En el gráfico 10 se muestran los diferentes diámetros o factores geométricos como longitud de disparo, diámetro de la zona dañada, diámetro de la zona compactada y los espaciamientos de los agujeros. GRÁFICO 10 FACTORES GEOMÉTRICOS DEL SISTEMA DE DISPAROS Fuente: “Análisis Técnico-Económico del uso de las diferentes técnicas de cañoneo en los campos operados por Petroproducción” Elaborado por: Natalia Sobrevilla 73 2.17.- DISEÑO Y ANÁLISIS DE LAS OPERACIONES DE DISPARO Constituye una parte integral de la proyección de la completación, donde se toman en cuenta las condiciones del yacimiento, particularidades de la formación y los requerimientos del pozo, Para diseñar las completaciones podemos utilizar el software de Análisis de Operaciones de Disparo de Schlumberger SPAN10, que pronostica la eficiencia del proceso de disparo en condiciones de fondo. Este programa consta de tres partes: 1. Se calcula la penetración, tamaño de hueco y el nivel óptimo de desbalance 2. Se determina productividad 3. Se calcula el nivel de desbalance para realizar los disparos cerca al factor de daño nulo. Este programa también muestra la producción después de la completación, si los datos de producción coinciden con los cálculos del programa el programa de disparos la completación es considerada exitosa, si sucede lo contrario se determinan los motivos que pueden ser: Existencia de residuos del daño Penetración profunda de la formación 10 SPAN: Diseño y análisis de las operaciones de disparo, se utiliza para pronosticar la eficiencia de las completaciones y la selección del mejor sistema de cañoneo. Los cálculos de desbalance se basan en los criterios más modernos. Si el diferencial real de presión es menor que el desbalance mínimo para alcanzar el daño nulo, se calcula el daño residual y muestra la productividad en relación a este factor. Con cinco diferentes clases de cañones se calcula la productividad y se consideran diferentes densidades y ángulos. 74 Este programa toma aspectos geológicos del yacimiento para trabajar en forma integral en la operación de dispararos. Sin embargo para tener un programa exitoso hay que tomar en cuenta lo siguiente: Selección de un sistema de cañoneo más eficaz; Selección del tamaño de los orificios perforados y la densidad de disparo Cálculo de la presión máxima de bajo- balance que la formación y/o el sistema mecánico que el pozo admita. Debido a que los disparos comprenden un elemento decisivo para la productividad del pozo, los requerimientos de cada pozo deberían ser mejorados basándose en las propiedades específicas de la formación. 2.18.-ORIENTACIÓN DE LOS DISPAROS CON TRAYECTORIA CORRECTA(Almague Jim, Verano 2002) La fase óptima, el espaciamiento entre disparos y la orientación correcta de los mismos facilitan el fracturamiento hidráulico, minimizando la posibilidad de entrada de arena a raíz del colapso del túnel generado por los disparos, también sirven para advertir el daño de los componentes de completación del pozo. Se aprovecha los avances en materia de herramientas, pistolas y sistemas operados por cable para contribuir con la correcta orientación ya determinada con anterioridad. 75 Existe nueva tecnología para alinear las pistolas TCP a lo largo de pozos desviados, el sistema OrientXact tiene pesos para orientación pasiva y secciones de pistolas unidas por articulaciones giratorias con cojinetes de rodillo que manejan grandes (Almague Jim, Verano 2002)cargas, orienta pistolas en un rango de 300m de largo en una sección determinada con exactitud de 10°, una confirmación de orientación con OCD (un innovador dispositivo de confirmación de orientación) calcula y registra la dirección de los disparos brindando datos excelentes acerca de la orientación de los disparos luego de recuperar las pistolas. En pozos verticales, las técnicas TCP usan giroscopios verifica la orientación de la pistola, se baja a través de la tubería de producción con cable, la sarta de la tubería se rota desde la superficie hasta obtener la orientación requerida, y el empacador se asienta hidráulicamente para evitar cualquier rotación adicional. Cuando no es posible orientar los disparos, las pistolas con alta densidad ayudan a que al menos un disparo esté entre 25° a 30° respecto a la dirección del esfuerzo máximo. La herramienta de disparos orientados operada por cable llamada por sus siglas en ingles WOPT11 de Schlumberger, que proporciona medidas independientes, continuas y en tiempo real de la desviación de la herramienta y de la orientación de la misma. La herramienta WOPT sirve para pozos tanto verticales como horizontales, sirve para prevenir la producción de arena, esta herramienta orienta pistolas en una dirección predeterminada, el tipo o la densidad depende de los requisitos de terminación, criterios 11 WOPT Siglas en ingles de la herramienta de disparos orientados operada a cable de Schlumberger, nos brinda medidas independientes continuas y en tiempo real. 76 de diseño. El giroscopio mide la inclinación y el azimut 12 del pozo, y la dirección relativa de la herramienta- ubicación de la sarta de la herramienta-respecto del norte verdadero durante una carrera inicial con pistolas desarmadas los viajes siguientes utilizan el giroscopio sólo si lo ameritan. La verificación de la orientación se puede determinar mediante un registro con la herramienta de Imágenes Ultrasónicas USI aquí los disparos aparecen como líneas finas debido a la escala de medición, las profundidades aparecen en el diagrama del pozo. En el siguiente diagrama observamos los pasos a seguir en una operación de disparos empezamos con: 1. Evaluación de la formación 2. Caracterización del yacimiento 3. Objetivos y parámetros de la terminación del pozo 4. Optimización de la estimulación 5. Control de la producción de arena 6. Disparos orientados. 12 Azimut Angulo que con el meridiano forma el circulo vertical que pasa por un punto de la esfera celeste o del globo terráqueo 77 Disparos Orientados Control de producción de arena Evaluacion de la Formación Optimización de la estimulación Caracterización del yacimiento Objetivos y parámetros de la terminación del pozo Fuentes: (Behrmann Larry, Verano200)13 Elaborado por: Natalia Sobrevilla 13 (Behrmann Larry, Verano200) 78 CAPÍTULO III CAPÍTULO III 3.-APLICACIÓN DE LAS TÉCNICAS DE CAÑONEO EN EL POZO SACHA163D 3.1.- BREVE RESEÑA HISTÓRICA DEL CAMPO SACHA La estructura Sacha fue probada con el pozo exploratorio Sacha 1, perforado con una torre helitransportable a partir del 21 de enero de 1969. Alcanzó los 10,160' de profundidad y produjo 1,328 bpd de 30° API provenientes del yacimiento Hollín. Este pozo continúa en producción, contando al primer trimestre de 2003 con un acumulado de aproximadamente 10,300 mil barriles. El campo fue puesto en producción el 6 de julio de 1,972 a una tasa promedia diaria para ese mes de 29,269 bpd, incrementándose hasta un promedio de 117, 591 bpd en noviembre de ese mismo año, que es la producción máxima registrada en la vida del campo. La producción con altos y bajos se mantuvo por sobre los 60,000 bpd hasta el año 1994, luego de lo cual ha venido declinando hasta la actualidad en que su producción diaria es de alrededor de 50,800 barriles. En la actualidad el campo Sacha es operado por la compañía Río Napo, integrada por la estatal ecuatoriana (EP Petroecuador) y la venezolana (PDVSA), que cuenta con el 30% de participación.(Baby P, 2004) 80 3.2 La Estructura Sacha y su Evolución Sacha es un anticlinal de dirección NNE-SSO (gráfico 11) cortado en su flanco oeste por una falla transpresional dextral. Se localiza en el flanco occidental del "play" central (corredor Sacha-Shushufindi). Tiene un ancho de 4 km al norte y alrededor de 7 km al centro y sur, y una longitud aproximada de 33 km. Presenta un cierre vertical máximo de alrededor de 240' a la base caliza "A" (culminación en el área del pozo Sacha 1), y un área de 32,167 acres. Bajo la estructura Sacha de edad cretácica, se desarrolló el anticlinal "Sacha Profundo", de posible edad jurásico inferior-tardío a medio (gráfico 12), que plegó los depósitos paleozoicos y triásico-jurásicos de la Formación Sacha (Santiago-equivalente), el mismo que fue probado con el pozo Sacha Profundo-1 sin resultados positivos. La estructura Sacha, al igual que Shushufindi, se formó en la primera etapa de inversión tectónica o sea entre el Turoniano Terminal y el Mastrichtiano, como muestra la variación de espesor de las formaciones Napo Superior y Tena entre el flanco occidental y el alto de la estructura (gráfico13) 81 GRÁFICO 11 MAPA ESTRUCTURAL DEL CAMPO SACHA Fuente: La Cuenca Oriente: Geología y Petróleo, Baby P., Barragán R. y Rivadeneira M. 1ª edición, 2004, Quito, Ecuador Elaborado por: Natalia Sobrevilla 82 GRÁFICO12CAMPO SACHA: SECCIÓN SÍSMICA SS-2 {78-272} MOSTRANDO EL ANTICLINAL SACHA PROFUNDO Fuente: La Cuenca Oriente: Geología y Petróleo, Baby P., Barragán R. y Rivadeneira M. 1ª edición, 2004, Quito, Ecuador Elaborado por: Natalia Sobrevilla GRÁFICO 13 CAMPO SACHA: SECCIÓN SÍSMICA PE-92-2200 Fuente: La Cuenca Oriente: Geología y Petróleo, Baby P., Barragán R. y Rivadeneira M. 1ª edición, 2004, Quito, Ecuador Elaborado por: Natalia Sobrevilla 83 El campo Sacha es operado por la compañía Río Napo, integrada por la estatal ecuatoriana (Petroecuador) y la venezolana (PDVSA), que cuenta con el 30% de participación, esta campo actualmente produce unos 50,800 barriles diarios de crudo. Se escogió el pozo Sacha 163-D escogido para este estudio por mostrar las mejores características en cuanto a disponibilidad de la información en el área de cañoneo y la aplicación de los diferentes métodos, reflejados en la producción y desarrollo del mismo. Está limitado por: Norte: Palo Rojo, Eno, Ron y Vista Sur: Campo Culebra-Yulebra Este: Los campos Mauro Dávalos Cordero y Alianza Operativa, Shushufindi y Aguarico Oeste: Pucuna, Paraíso Huachito en concesión a SIPEC. Este campo fue puesto en producción el 6 de julio de 1972 a una tasa promedia diaria para ese mes de 29,269 bpd, luego de la cual ha venido declinando hasta la actualidad que su producción diaria es de alrededor de 40,000 barriles. En la Tabla 2 se ve las características del campo Sacha como su área en acres, N° de pozos y producción diaria. 84 Tabla 2 CARACTERÍSTICAS DEL CAMPO SACHA Características del campo Sacha Valores Área acres 41,000 No. Pozos 194 No. pozos productores 117 No. pozos inyectores 6 No. de pozos con flujo natural 2 No. pozos con bombeo hidráulico 98 No. pozos con bombeo mecánico 0 No. pozos con gas Lift 0 No. pozos con bombeo electro 19 sumergible Fecha de inicio de producción, año 1969 Grado api (º) promedio de campo 28 BSW (%) 56 Producción diaria de petróleo, 49,668 BPPD Fuente: Ingeniería de Petróleo – Petroproducción DA Fecha: Abril 2006 85 3.2.1. Características Litológicas de los Reservorios Hollín Principal. Consiste en una arenisca cuarzosa, de grano medio a grueso (fino en menor proporción) con porosidad de alrededor del 18 % en promedio, con ocasionales intercalaciones de niveles limosos y arcillosos. Hollín Superior (o arenisca Napo Basal). Corresponde a una arenisca cuarzosa-glauconítica, calcárea, de grano fino a medio, con una porosidad media del 14%.Tiene Ínter estratificaciones de lutita. "T" Principal. Forma la sección arenosa de la secuencia "T" de mayor continuidad vertical y lateral. Su espesor total varía entre 20´ y 90' y se encuentra más desarrollada en la parte central del campo, siendo menor su desarrollo en el norte y sur del mismo. "T" Superior. Tiene un espesor total que oscila entre 30´ y 100'. La distribución de tamaño y desarrollo arenoso es similar al descrito para "T" principal. Esta arenisca es más discontinua y heterogénea que "T" principal. Arenisca "U". Es una arenisca cuarzosa, con feldespatos y fragmentos líticos en menor proporción. Entre los minerales accesorios se describen circón, muscovita y glauconita. La matriz predominante es caolinítica y el cemento silíceo (SSI, 1991). La porosidad descrita es intergranular y ocasionalmente intragranular con disolución y porosidad móldica; su valor promedio es del 17 %. La arenisca "U" Inferior es de mayor desarrollo, 86 mientras que "U" Superior es una unidad más discontinua. Los valores promedios de las características del campo Sacha están expuestas en la Tabla 3.(Baby P, 2004) Tabla 3 CARACTERÍSTICAS LITOLÓGICAS DEL CAMPO SANCHA VALORES PROMEDIOS CAMPO RESERVORIO Ø Espesor Sw So K (ft) (%) (%) md ºAPI (%) BT 17 24.1 9 34.3 65.7 300 U 17 27-29 20-60 12.8 67.2 100 20-44 20 80 200 27-29 Ts 15.6 27-28 Ti SACHA Hs 14 27-29 30-70 33.3 66.7 70 Hi 18 27-28 30-110 29.4 70.6 500 Fuente: Ingeniería de Petróleo – Petroproducción DA Fecha: Abril 2006 3.2.2. Ambientes sedimentarios de las rocas reservorio Tanto para Hollín como para "T" y "U", Shanmugan et al. (1998) han definido un ambiente estuarino dominado por mareas, sobre la base de la presencia de los siguientes subambientes y estructuras: canales de marea con canales fluviales asociados, estratificación cruzada con laminación lodosa, facies heterolíticas inclinadas, capas dobles de lodo, 87 estratificación cruzada bidireccional (espina de pescado), dispuestas en secuencias transgresivas. El depósito de Hollín se produjo en varias etapas: (1) canales fluviales menores (corrientes de baja sinuosidad) y estuario común dominado por mareas durante el tiempo Hollín Inferior; (2) estuario dominado por mareas bien desarrollado y ambiente platafórmico durante el Hollín Inferior y Superior; (3) estuario dominado por mareas inundado durante el Hollín Superior (encontrado en el núcleo de Hollín Superior del pozo Sacha 126); (4) ambiente platafórmico bien desarrollado (o sea completamente inundado), con areniscas glauconíticas y lodos durante la fase final de Hollín Superior. En general, los depósitos de los principales reservorios, evolucionó al igual que en la mayor parte de la cuenca, en secuencias transgresivas retrograda, a partir de un ambiente fluvio-estuarino a la base, culminando en un ambiente franco de plataforma marina. 3.2.3. Características de los crudos La gravedad de los crudos de los yacimientos Hollín Principal, Hollín Superior, "T", "U" y Tena Basal varía entre 27º y 29° API. El contenido de azufre de los crudos Hollín varía entre 0.40 y 1.10 % en peso, de los crudos "T" en alrededor del 0.90 % en peso y de los crudos "U" de 1.20 % en promedio. 88 Los contenidos de S, Ni y V del petróleo del yacimiento "T" en general tienden a ser menores que los de "U" y Tena Basal, mientras que dos muestras analizadas de crudos Hollín muestran resultados muy disímiles, con una fuerte variación en el contenido de dichos elementos, a pesar de tener la misma gravedad. Los crudos Hollín presentan relaciones pristano/fitano cercanas a uno (0.92-1.18), lo cual indica que pueden proceder de sedimentos depositados en condiciones marinos marginales, anóxicas con fuerte aporte de materia orgánica terrestre. En la tabla 4 están las principales características como API, GOR, Gravedad del gas clasificadas por las areniscas.(Baby P, 2004) 89 Tabla 4 CARACTERÍSTICAS DE LOS FLUIDOS DEL CAMPO SACHA ÁREA Ty Grado GOR βoil Gravedad (ºF) API (scf/STB) (RB/STB) del gas ARENISCA BT 181 24.1 150 1.1170 1.0990 U 211 26.7 270 1.2423 1.1324 Ui 218 22.8 224 1.2302 1.2100 T 216 30.3 436 1.3726 1.2518 Hs 225 27.3 124 1.1334 1.3561 H 225 27.1 35 1.1625 1.5767 SACHA Fuente: Ingeniería de Petróleo – Petroproducción DA Fecha: Abril 2006 3.2.4.- Salinidades Las salinidades del Campo Sacha van desde 800 en Hollín inferior hasta 65,000 en la arenisca U. En la tabla 5 se puede ver las respectivas salinidades en todas las areniscas del campo Sacha. 90 Tabla5 SALINIDADES DEL CAMPO SACHA ÁREA SACHA ARENISCAS SALINIDADES HOLLÍN INFERIOR 800ppm – 1,000ppm HOLLÍN SUPERIOR 5,000ppm – 8,000ppm T 6,500ppm – 15,000ppm U 35,000ppm – 65,000ppm BT 40,000ppm– 60,000ppm Fuente: Petroproducción Fecha: Abril 2006 3.3.- DATOS GENERALES POZO SACHA 163-D Se escogió el pozo Sacha 163-D para este estudio por mostrar las mejores características en cuanto a disponibilidad de la información en el área de cañoneo y la aplicación de los diferentes métodos, reflejados en la producción y desarrollo del mismo. Compañía Operadora: Río Napo-CEM Campo: SACHA Pozo: SACHA-163 D Trabajo: WO 06 Fecha: 21-04-2011 Yacimiento: Hollín Inferior Fecha de completación Inicial: 28-06-2002 91 Estado actual del pozo: Cerrado, causa para realizar prueba de presión al TBG con 1,500 psi cae PSI en 14 seg, existe comunicación TBG- CSG (26-12-10) La producción inicial no fue definida con una cifra exacta, por lo que Río Napo asumió el campo Sacha. Se supo que ésta sería similar a los 49 mil barriles, según cálculos de Hugo Coronel, gerente de la empresa. El contrato firmado con el Estado estípula que la compañía ecuatoriana-venezolana cobrará un valor de 16,89 por barril sobre la curva base establecida en los 49,700 barriles. En la Tabla 6 podemos ver la producción inicial del campo Sacha 163-D 92 Tabla 6 PRODUCCIÓN INICIAL DEL CAMPO SACHA 163-D % N° Fecha Yacimiento BFPD API BPPD Salinidad GOR BSW 60°F IP Método PFC PB 93 1 7-06-2002 Hi 3,792 3,788 0.1 27.7 NR NR PPF NR NR NR 2 10-06-202 Hi 2,436 2,347 3.6 27.2 NR NR PPF 75 NR NR Fuente: Río Napo Fecha: 2010-2011 Elaborado por: Natalia Sobrevilla OBSERVACIONES ppm P.C/ TALADRO La Tabla 7 observamos las tres últimas producciones del campo Sacha 163-D del yacimiento Hollín inferior, el cuadro muestra los barriles del fluido por día, barriles de petróleo por día el grado API que tiene un promedio de 27.5, no registra GOR. 94 Tabla 7 ULTIMA PRODUCCIÓN CAMPO SACHA 163-D Fecha Yacimiento BFPD BPPD %BSW API 60|° GOR Salinidad Método PFC Frec Observaciones 1 7-10-10 Hi 922 184 80 27.5 NR 1,300 PPS 60 25 Bomba DN-1750 2 9-11-10 Hi 667 121 80 27.5 NR 1,300 PPS 70 25 Bomba DN-1750 3 20-12-10 Hi 252 50 80 27.5 NR 1,300 PPS 70 26 Bomba DN-1750 95 N° Fuente: Río Napo Fecha: 2010-2011 Elaborado por: Natalia Sobrevilla En la Tabla 8 se puede observar la producción almacenada desde la fecha 04-09 del yacimiento Hollín inferior tanto de gas y de petróleo y el incremento de barriles por día. Tabla 8 PRODUCCIÓN ACUMULADA Fecha Yacimiento Petróleo Petróleo Gas Incremento de producción estimada BLS/DIA 04-09 1,101 400 Hi 410,224 143,028 Fuente: Río Napo Fecha: 2010-2011 Elaborado por: Natalia Sobrevilla En la tabla 9 podemos ver una descripción breve y cronológica, han sido los objetivos de anteriores trabajos de reacondicionamiento realizados en el pozo, calificando sus resultados como exitosos o no. Nos provee una imagen de cuáles han problemas detectados en el pozo hasta la presente fecha. 96 sido los Tabla 9 HISTORIA DE REACONDICIONAMIENTO SACHA 163-D W.O. N° FECHA BREVE DESCRIPCIÓN RESULTADOS 8-ago-05 Bajó CIBP. AISLAR "Hi". Punzonó "Ui" 9,470'-9484' (MD), 9,622'9,640' (MD). Evaluar. completar PPH Exitoso 2 8-sep-05 Reparó cabezal por daño en QUICK-CONECTOR Exitoso 3 21-sep-09 Tomó registro de saturación ,aisló Hi con C.I.B.P punzó HSUP, evaluar bajar B.E.S Exitoso 4 14-oct-09 SQZ A "Hi + Hs". Redisparar. evaluar y completar de acuerdo a resultados Poco satisfactorio. se recuperan +/- 100 BPPD DE "Hi" 5 27-ene-10 1 97 Fuente: Río Napo Fecha: 2010-2011 Elaborado por: Natalia Sobrevilla Reparar BES No exitoso. Ato corte de agua. El historial de punzamientos (Tabla 10) del pozo, nos proporciona su historia completa, por medio de este historial podemos conocer cuál es el problema que el pozo presenta en la actualidad y averiguar qué problemas se pueden presentar, como fue cañoneado, cuantos pies fueron disparados y la formación a la que pertenecían. Tabla 10 HISTORIAL DE CAÑONEO DEL CAMPO SACHA 163-D Fecha N° W.O 24-jul05 W.O #1 29-ago07 W.O #3 08-sep09 W.O # 4 Observaciones Bajar CIBP, aislar Hi, punzonar UI: 9470'-9484' (14') TVD - 9622'9640' (18') MD., evaluar y completar para B.H Aislar Hi con CIBP, punzonar Hs 10214'-10258' a 5 DPP, Evaluar Realizar sqz a "Hi" + "Hs", redisparar, evaluar, completar de acuerdo a resultados . Fuente: Río Napo Fecha: 2010-2011 Elaborado por: Natalia Sobrevilla 98 3.4.- TÉCNICAS APLICADAS AL POZO SACHA 163-D 3.4.1.-Técnicas TCP Bajo balance Este método de cañoneo, utiliza TUBING CONEYED PERFORATING (TCP), es manejado en fluido limpio con una presión de bajo balance. Esta práctica involucra un ensamblaje de fondo el cual tiene un transportador de cañones a través del casing en forma vertical con una cabeza de disparo. Hay varias clases de cabeza de disparo, el tope de la cabeza de disparo es usado para permitir el flujo del reservorio hacia el tubing, por encima de la salida fluidos de formación es colocado un packer, todo el ensamblaje es bajado dentro del pozo al final de la sarta de tubing, la misma que es colocada en la profundidad deseada con un detector de rayos gamma. Procedimientos El cañoneo con cable eléctrico permite disparar utilizando una conexión eléctrica desde superficie por medio de un cable de acero Los intervalos a ser disparados son elegidos mediante registros eléctricos, luego que el pozo ha sido revestido o cuando se realiza el reacondicionamiento respectivo. Un programa de computación es señalado el tipo de cañón y la densidad de disparo. 99 El camino depende del volumen y la distancia de los intervalos a ser punzados lo más distantes del contacto agua petróleo. Ubicados distancia apropiada con un punto de referencia y correlacionado el registro CCL con algún otro corrido anteriormente. Comenzamos con la zona más profunda debido a los atascamientos que se pueden dar por la detonación que sufre la superficie de la tubería por la carga explosiva de los cañones. Dos cañones es lo máximo que se puede utilizar en un viaje, al punzonar se debe disparar el cañón interior antes del superior con asistencia de un diodo que comunica a los dos cañones y envía desde superficie un voltaje positivo para disparar el cañón y un voltaje negativo para el otro. La razón por la que se dispara el cañón inferior primero, es para proteger al superior de la entrada de fluido. Cuando hay un indecente con la detonación de las cargas y no se punzonar los intervalos proyectados, los cañones son sacados, revisados, armados nuevamente y bajados corrigiendo la posición y la falla. El tope de la cabeza de disparo es usado para permitir el flujo de los fluidos del reservorio hacia el tubing. Un packer de producción es colocado por encima de la salida de los fluidos de la formación. Todo el ensamblaje es bajado dentro del pozo al final de la sarta de tubing. La sarta es colocada en la profundidad deseada. Usualmente con un detonador de rayos gamma. Esto incluye establecer la correcta condición de bajo balance dentro del tubing. Luego los cañones son disparados, los fluidos de la formación fluyen hacia el pozo; ayudando en la limpieza de las perforaciones. 100 Los cañones serán situados dentro del pozo o serán retirados según sea la situación. Con este sistema obtenemos orificios limpios, profundos y simétricos, ya que podemos utilizar cañones de mayor diámetro, cargas de alta penetración, alta densidad de disparos, sin límite en la longitud de intervalos a cañonear en un mismo viaje, todo esto combinado con un diferencial de presión óptimo a favor de la formación en condiciones dinámicas al momento mismo del cañoneo. Este sistema nos permite eliminar el daño creado por la perforación, la cementación y el cañoneo, utilizando para ello la misma energía del yacimiento. Adicionalmente el poder combinar una penetración en la formación alta densidad y fase de disparo y un diferencial de presión a favor de la formación, esto nos da una productividad óptima. Una función directa de la eficiencia del cañoneo y la combinación de las características del yacimiento es la relación de productividad. Ventajas En un sólo viaje se puede perforar varios intervalos paralelamente. Antes que los cañones sean disparados el cabezal del pozo en el sitio y el packer es asentado. Alta densidad de disparo en el casing con la presión de pozo inferior a la presión de formación dando la limpieza instantánea de las perforaciones. 101 Desventajas Sólo se puede corroborar si los cañones fueron perforados retirándolos del pozo. Disminuye su desempeño cuando son sometidos a grandes temperaturas. Mediante Wire line es más fácil de colocarse en las profundidades, se ahorra tiempo y consumo mientras que la sarta de cañones es más difícil Esto depende de que los cañones con Wireline se los posiciona usando CCL que nos indica la profundidad por medio de los collares del casing. Mientras que con el TCP la profundidad se ubica con GR, este registro es mucho más seguro y preciso. 3.4.2.- Técnica del TCP Propelente14 Propelente oxidante explosivo, estable y seguro. La camisa requiere tres circunstancias para enardecerse: confinamiento, presión y temperatura; es por eso que no es considerado un peligro en la superficie ya que estas condiciones no se dan comúnmente, en el hueco la camisa estará confinada en la tubería de revestimiento y existe presión suficiente y temperatura del agujero para crear una detonación de las cargas, la camisa Propelente está expuesta directamente al agujero y no es tan resistente como el tubo de cañón. El Propelente es adaptable a cualquier trabajo de TCP. La cantidad de Propelente se determina por el cubrimiento (en 10 ft de punzado se coloca 7 ft de Propelente). 14 Propelente: Perclorato de potasio 102 Para formaciones consolidadas la cantidad de Propelente es menor que para formaciones no consolidadas, porque se expande con facilidad, es aplicable en pozos inyectores. La sarta que se utiliza en StimGum, es la misma que la de un cañoneo TCP, solo que en StimGum se añade las camisas de Propelente, las mismas que son colocadas en la parte exterior del cañón y sujetadas con collares retenedores. El material de la camisa arde rápidamente y produce una explosión de gas a alta presión. Esta mezcla entra en la perforación y crea una fractura alrededor de las zonas dañadas y crea un flujo mejorado de la formación al agujero. Aplicaciones del TCP Propelente Para estimulación de pozos Para optimizar la comunicación con el reservorio Incitar la producción de pozos Para limpiar En pozos horizontales abiertos donde exista daño Limitaciones del TCP Propelente 350° F para el uso del Propelente, máxima temperatura 500 psi de presión confinada, Necesita por lo menos que se tenga en superficie 100 ft de aire o gas Utiliza cañones de 4 disparos por ft 103 Tiene que estar centralizado Si existe tapones debe estar a por lo menos a 50 ft de separación. Razones de Selección Impedir fracturamiento hidráulico y procedimiento con acido TCP con bajo-balance y sobre balance Estimulación exitosa cerca del contacto gas/petróleo/ agua Inducción de flujo de arena en pozos de petróleo pesado Estimulación exitosa en pozos horizontales a hueco abierto, fracturas naturales Remediación en pozos inyectores Tenemos una gama de aplicaciones así que son varios los candidatos para este método. Tomando en cuenta. Determinar la estimulación apropiada Simular en un equipo de punta y decidir si la estimulación es la correcta Estudiar los resultados. Este método genera un incremento de producción y con éxito en varios pozos 3.4.3.- Técnicas de TCP Extremo Sobre balance La presión de bajo balance no es suficiente para limpiar las perforaciones, cuando sucede esto se ha propuesto aplicar la técnica de extremo sobre balance, esta es muy parecida al procedimiento de estimulación del pozo perforado, esta perforación también aplica fracturas en las formaciones y se excluye los métodos típicos de fracturamiento. 104 Esta técnica involucra presurizar el pozo con gases comprensibles arriba de los volúmenes relativamente pequeños de líquido. Debido a que los gases poseen un alto nivel de energía almacenada, en el instante de la detonación del cañón los gases son usados para fracturar la formación y enviar fluido a todos los intervalos. Se pretende que este procedimiento mejora la conductividad cercana del pozo debido a la extensión de las fracturas más allá del daño de formación causado por la perforación del pozo. Se trabaja con una nivel mínimo de presión de 1.4 psi/ft de profundidad vertical verdadera. 3.4.4.- TCP altamente eficientes Su objetivo es minimizar el tiempo para activar las pistolas o cañones bajadas con la tubería de producción (TCP), y al mismo tiempo reducir la presión de hidrógeno en las líneas de superficie, esto mediante el sistema de cabezal de disparo electrónico eFireTCP y la unidad de desenganche automático de las pistolas trayendo consigo una reducción del tiempo de 10 horas del equipo de perforación. Este procedimiento elimino el uso de pistolas activas durante la operación y las carrearas múltiples con líneas de acero, anteriormente el tema de bajar las pistolas sin cabezas de disparo y la función de líneas de acero para su instalación requería aproximadamente 10 horas, el logro de disparos de calidad en un solo viaje. 105 Su aplicación en pozos que requieran operaciones de disparos con tubería de producción debido a la larga duración de la betería, también se puede utilizar con un colchón de nitrógeno. Su funcionamiento es a través de pulsos de presión codificados de bajo nivel que son inexorables a las altas presiones durante el procedimiento de pruebas, en la operación de caída de las pistolas hasta el fondo del pozo se seleccionó la tecnología de desenganche automático de las pistolas activadas por explosivos SXAR con las herramientas de terminación activadas por las pistolas de disparos X –Tools. Obtenemos varios beneficios como: lograr una operación más segura, activación de los cabezales de disparo en el primer intento, eliminación de las carreras con línea de acero, reducción del atascamiento de la línea de acero en el pozo; generando un ahorro tanto económico como de tiempo.(Schlumberger, 2010) 106 CAPÍTULO IV CAPÍTULO IV 4.-RESULTADOS OBTENIDOS EN EL POZO SACHA 163-D Este capítulo tiene como objetivo mostrar los mejores resultados de las técnicas de cañoneo aplicados en el pozo SACHA 163-D; para comprender mejor el proceso se Expondrá el programa de cañoneo, sus procedimientos y los reportes diarios del pozo, hasta llegar al objetivo del reacondicionamiento que es asentar el tapón CIBP a 10,152ft.Como podemos observar en los anexos 1 y 2 los diagramas propuestos y el realizado en el campo Sacha 163-D. 4.1.- HISTORIAL DE COMPLETACION Y PRUEBAS INICIALES EN EL POZO SACHA 163-D Se punzonó el siguiente intervalo: Hi10, 286’ – 10,305’ (19’); 5 DPP. Se puede observar en la tabla 11 los datos de la evaluación inicial. Tabla 11 EVALUACIÓN INICIAL CON TALADRO FECHA ZONA BPPD BSW API MÉTODO Observación 6-jun-02 Hi 3,908 0.1 27.7 FN P/C TALADRO 7-jun-02 Hi 3,788 0.1 27.7 FN B’UP Fuentes: Río Napo-CEM Programa de Trabajo y Reacondicionamiento Elaborado por: Natalia Sobrevilla 108 SUMARIO: Se inició operaciones el 31-may-2002 Se corrió registro de Cementación: CBL – VDL – GR - CCL, desde 10,324´ @ 9,300´. Buen cemento en las zonas de interés. Tope de cemento 9,460´. Se disparó con cañones TCP @ Hi: 10,286’ - 10,305’ (19’); 5 DPP. Pozo fluye Se tomó B’UP @ la arena Hi. Se bajó BHA definitivo con un packer FH para producir a Flujo Natural. Se realizó prueba de 6 hrs a Flujo Natural. Terminó operaciones el 10-jun.20 En la tabla 12 se pueden ver valores de la completación con la fecha y la zona en la que se trabajó en este caso Hi. Tabla 12 DATOS DE LA COMPLETACIÓN Y PRUEBAS INICIALES FECHA ZONA BPPD BSW API MÉTODO Observación 10-jun-02 Hi 1,751 24 27.4 FN P/C TALADRO Fuentes: Río Napo-CEM Programa de Trabajo y Reacondicionamiento Elaborado por: Natalia Sobrevilla 109 4.2.-HISTORIAL DE REACONDICIONAMIENTO DETALLADO W.O. # 1 Fecha: 08-agosto-05 OBJETIVO: Bajar CIBP, aislar Hi, punzonar Ui: 9,470’-9,484’ (14’) TVD – 9,622’-9,640’ (18’) MD. Evaluar y completar para bombeo Hidráulico. Se iniciaron operaciones el 24 de julio del 2005. Se evaluó arena Hi con bomba Jet-11K al TK bota en la locación con elementos de presión: BFPD=2,400, BPPD=408, BSW=83%. TE=150 Hrs. Se bajó equipo BES-GN-2,100: (98 etapas), motor=180 HP, 1,354 V. 83 Amp. Se finalizó operaciones el 08 de agosto del 2005. El Trabajo fue exitoso.(C. Rodrígez, 2011) En la tabla 13 se encuentran los valores del W.O. 1 antes y después del trabajo de reacondicionamiento 110 Tabla 13 DATOS W.O. 1 PRUEBA FECHA ZONA BPPD BSW API MÉTODO Antes 23-07-05 Hi 44 75.0 27.0 F Después 10-08-05 Hi 208 93.0 27.0 S OBSERV. GN-2,100 Fuentes: Río Napo-CEM Programa de Trabajo y Reacondicionamiento Elaborado por: Natalia Sobrevilla W.O. # 2 Fecha: 08-septiembre-05 OBJETIVO: Reparar cabezal por daño en Quick Conector Se iniciaron operaciones el 6 de septiembre del 2005. Se controló elpozo a la estación, se desarmó cabezal, desajustaron conector, levantaron colgador, detectaron bajo aislamiento, sacaron un tubo, cortaron cable, chequearon parámetros, detectaron bajo aislamiento en el equipo, pero se encontró eléctricamente equilibrado, instalaron nuevo conector y mini mandril, asentaron colgador, armaron cabezal, prueban con 1,500 psi. Se tomaron prueba de producción a la arena Hi. BFPD=2784, BSW=90%, BPPD=278, 50 HZ, PC=86, 46 AMP, TE=12, Finalizóoperaciones el 08 de Septiembre del 2005.(C. Rodrígez, 2011) En la tabla 14 se tiene los datos W.O. 2 con la zona, fecha, BPPD. 111 Tabla 14 DATOS W.O. 2 PRUEBA FECHA ZONA BPPD BSW API MÉTODO OBSERV. Antes 13-08-05 Hi 196 93 27.0 PPS GN-2,100 Después 10-09-05 Hi 182 93.0 27.0 PPS GN-2,100 Fuentes: Río Napo-CEM Programa de Trabajo y Reacondicionamiento Elaborado por: Natalia Sobrevilla W.O. # 3 Fecha: 21-septiembre-07 OBJETIVO: Tomar registro GR-neutrón-densidad-resistividad.- Aislar Hi con CIBP. Punzonar Hs 10,214’-10,258’ (54’) a 5 DPP. Evaluar. Alternativa, según registros punzonar “U” y “T” Se inicióoperaciones el 29 de agosto de 2007 Halliburton tomó registros GR-Densidad-Neutrón-Resistividad. Se asentó tapón a 10,279’ Con TCP se punzonó “Hs” 10,204’-10,258’ (54’) Se desplazó jet 10J, se evaluó al Tk. BFPD=144, BSW=100 %, TR=36 BLS, TE=5 Realizó tratamiento a “Hs” con HCl al 15 % Bajó BES DN-1,750 112 Prueba de producción: BFPD=2454, BSW=100 %, TE=6 Se finalizó operaciones el 21 de Septiembre del 2007.(C. Rodrígez, 2011) W.O. # 4 Fecha: 14-octubre-09 OBJETIVO: Se realizó squeeze a “Hi” + “Hs”, redisparar, evaluar y completar de acuerdo a resultados. Se inició operaciones el 9 de septiembre del 2009. Cía. BJ realizó cementación forzada con cemento tipo “G”. Muelen cemento desde 10,178’ hasta 10,275’. Cía. Baker punzonó arena “Hs”: 10,204’ -10,240’ (36’) a 5 DPP. Pozo no fluye. Cía. Baker repunzonó arena “Hs”, mismo intervalo. Se evaluó “Hs”. BSW=100%. Se asentó CIBP a 10,297’. Repunzonó “Hi” intervalo: 10,286’ – 10,296’ (6’) a 5 DPP. Evaluaron: BFPD=1,200, BPPD=192, BSW=84%. Cía. Schlumberger bajó equipo BES DN-1,750 (124/91/74) etapas hasta 9,922’. Se finalizaron operaciones el 14 de Octubre del 2009.(C. Rodrígez, 2011) En la tabla 15 se ve los resultados del W.O. 4 como el API del crudo, los barriles de petróleo por día y la zona en la que se encontraba. 113 Tabla 15 DATOS W.O. 4 PRUEBA FECHA ZONA BPPD BSW API MÉTODO OBSERV. Antes 01-Sep-09 Hs 97 96% 27.4 PPS DN-1,750 Después 30-Nov-09 Hi 210 80% 27.5 PPS DN-1,750 Fuentes: Río Napo-CEM Programa de Trabajo y Reacondicionamiento Elaborado por: Natalia Sobrevilla W.O. # 5 Fecha: 27-enero-2010 OBJETIVO: REPARAR BES. Se inició operaciones el 21 de enero del 2010. Schlumberger chequeó parámetros bajo el hanger, determinan equipo desbalanceado. Se bajó completación BES DN-1,750. Se finalizó operaciones el 27 de enero del 2010. W.O. No fue exitoso. BSW se mantiene alto.(C. Rodrígez, 2011) En la tabla 16 se puede ver la zona, los barriles de petróleo por día, BSW y el grado API del W.O. 5 114 Tabla 16 DATOS W.O. 5 PRUEBA FECHA ZONA BPPD BSW API MÉTODO OBSERV. Antes 06-ene-10 Hi 64 96% 27.4 PPS DN-1,750 Después 28-ene-10 Hi 43 96% 27.4 PPS DN-1,750 Fuentes: Río Napo-CEM Programa de Trabajo y Reacondicionamiento Elaborado por: Natalia Sobrevilla W.O. # 6 Fecha: 5-ago-11 OBJETIVO: ASENTAR TAPON CIBP A 10,152’, DISPARAR ARENAS ¨U¨ Y ¨T¨EVALUAR POR SEPARADO, COMPLETAR. Se inició operaciones el 08-jun-02 Se movió la torre de reacondicionamiento a la locación. Se controló el pozo con agua tratada con NE-118 (4 gls /100 Bls)+ RNB-60,703 (1gln/1,000 gls)+MAGNACIDE -575(1gln/500 Bls) peso 8.6 LPG. Máxima turbidez 10 NTU. Se desarmó cabezal y se armo BOP, se probó sacar completación BES, se chequeó presencia de corrosión, escala daños mecánicos y eléctricos. Se bajó BHA de limpieza en tubería de 3 y sacar. 115 hasta +/-10,100´, circular limpiar En tubería de 3 con campana se enganchó al ON OFF a +/-10,140´se tensionó y se sacó la completación de fondo. En tubería de 3 se bajó BHA de limpieza hasta 10,306´, y se circuló. Con cable eléctrico se asentó tapón CIBP a 10,152´, se corrió registro GYRO a todo el pozo y GR 2,000´ desde el CIBP. En tubería de 3 de 3 se bajó cañón TCP con cargas de alta penetración camisas y colchón de agua de 500´, correlacionar con GR-CCL marca radioactiva, disparar el intervalo de arena Ti9, 952´-9,982´ (30) MD a 5 DPP. Se reversó bomba jet y se controló el pozo, se sacó BHA de prueba, se diseñó BES de acuerdo a los resultados de las evaluaciones y BUP Se desarmó BOP, armó cabezal, se realizaron pruebas de rotación a la BES Se tomaron prueba de producción por 6 horas Se finalizó las operaciones del taladro.(C. Rodrígez, 2011) A continuación se presenta los reportes diarios del trabajo de cañoneo, paso a paso, realizado en el WO 6. Esta sección consta de diagramas de la completación del pozo, en la que se incluye con detalles el tipo, cantidad y dimensiones de las tuberías del pozo: La tubería protectora (si existe), el revestimiento superficial, el revestimiento inferior (de producción) o final, los liner (si los hay), la tubería de producción (Tubing) con todas las herramientas integrantes. Procedimiento: contiene una exposición paso a paso de los procedimientos recomendados para llevar a cabo el reacondicionamiento establecido. Para mejor 116 entendimiento revisar, el anexo N°1 en el que se presenta el diagrama propuesto para el W.O.6, conjuntamente con el historial de producción del pozo SAC-163D en el anexo N°2. Reporte Diario de Reacondicionamiento Fecha: 10-Feb-2011 Próxima Operación: Continuar Evaluando Completación en Pozo 06:00: Conjunto TCP Detalles: Se evaluó arena "Ti" con bomba jet oíl máster 9-A y unidad MTU de CÍA SOLIPET al tanque-bota del RIG: INYECCIÓN: PRES DE INY = 3,500 PSI TOTAL / INY = 725 HORA / INY = 65 BLS DÍA / INY = 1,560 BLS BSW / INY = 100 % HRS EVAL S/E = 11 HRS HRS EVAL C/E = 0 HRS TOTAL HRS EV = 11 HRS PRODUCCIÓN: TOTAL RECUP = 385 BLS BLS PROD / HRA = 43 BLS PROD / DÍA = 1,032 BLS BSW / FORM = 95 % 117 BSW / RET. = 98 % API a 60°F = SALINIDAD = Se reparó bomba de unidad MTU por daño en canastilla de válvulas. Tiempo a cargo de CÍA. SOLIPET. Se evaluó arena "Ti" con bomba jet OIL MASTER 9-A Y UNIDAD MTU DE CÍA SOLIPET al tanque-BOTA DEL RIG. INYECCIÓN: PRES DE INY = 3,500 PSI TOTAL / INY = 1,545 BLS HORA / INY = 62 BLS DÍA / INY = 1,488 BLS BSW / INY = 96 % HRS EVAL S/E = 24 HRS EVAL C/E = 0 TOTAL HRS EV = 24 HRS PRODUCCIÓN: TOTAL RECUP = 878 BLS PROD / HRA = 36 BLS PROD / DÍA = 864 BLS BSW / FORM = 69 % 118 °API @ 60ªF = SALINIDAD = Nota: Se desalojó tanque bota a la estación con BOMBA DEL RIG.(C. Rodrígez, 2011) . Reporte Diario de Reacondicionamiento Fecha 11-Feb-2011 Próxima Operación: Continuar Evaluando Completación en pozo 06:00 am: CONJUNTO TCP Detalles: Se evaluó arena ¨Ti con bomba jet oil master 9 –A y unidad MTU de CÍA. SOLIPET al tanque –Bota del RIG: INYECCIÓN: PRES DE INY= 3,500 PSI TOTAL /INY = 3,033 BLS HORA/ INY= 62 BLS DÍA/ INY =1,488 BLS BSW/ INY= 82% HRS EVAL S/E =48 HRS HRS EVAL C/E= 0 HRS TOTAL HRS EV= 48 HRS PRODUCCIÓN TOTAL RECUP= 1,951 BLS PROD/ HRA= 46 BLS PROD/ HRA=1,104 BLS 119 BSW/ FORM= 49 % BSW/ RET = 68 % °API a 60° F = SALINIDAD= 7,700 ppm Nota: Se desalojó tanque bota a la estación con bomba de RIG.(C. Rodrígez, 2011) Reporte Diario de Reacondicionamiento Fecha 12-Feb-2011 Próxima Operación: Continuar Evaluando Completación en pozo 06:00 am: CONJUNTO TCP Detalles Se evaluó arena "Ti" CON BOMBA JET OIL MASTER 9-A y unidad MTU de CÍA SOLIPET al TANQUE-BOTA DEL RIG: INYECCIÓN: PRES DE INY = 3,500 PSI TOTAL / INY = 4,521 BLS HORA / INY = 62 DÍA / INY = 1,488 BSW / INY = 76 % HRS EVAL S/E = 72 HRS HRS EVAL C/E = 0 HRS 120 TOTAL HRS EV = 72 HRS PRODUCCIÓN: TOTAL RECUP = 3,118 BLS PROD / HRA = 49 BLS BLS PROD / DÍA = 1,176 BLS BLS BSW / FORM = 58 % BSW / RET. = 68 % °API @ 60ªF = SALINIDAD = Reporte Diario de Reacondicionamiento Fecha 13-Feb-2011 Próxima Operación: Continuar Evaluando Completación en pozo 06:00 am: CONJUNTO TCP Detalles Se valuó arena "Ti" con bomba JET OIL MASTER 9-A y unidad MTU DE CÍA SOLIPET AL TANQUE-BOTA DEL RIG: INYECCIÓN: PRES DE INY = 3,000 PSI TOTAL / INY = 5,839 BLS HORA / INY = 62 BLS DÍA / INY = 1,488 BLS 121 BSW / INY = 70 % HRS EVAL S/E = 86 HRS HRS EVAL C/E = 0 HRS TOTAL HRS EV = 86 HRS PRODUCCIÓN: TOTAL RECUP = 3,802 BLS PROD / HRA = 40 BLS PROD / DÍA = 960 BLS BSW / FORM = 45 % BSW / RET. = 60 % °API @ 60ªF = SALINIDAD = 3,350 pap Nota: Se desalojó tanque a la estación con bomba del RIG. Se chequeó válvulas de bomba TRIPLEX por no poder elevar presión. Tiempo a cargo de CÍA SOLIPET. Evaluó arena "Ti" con bomba JET OIL MASTER 9-A y unidad MTU de CÍA SOLIPET al tanque-bota del RIG: INYECCIÓN: PRES DE INY = 3,500 PSI TOTAL / INY = 5,947 BLS HORA / INY = 62 BLS DÍA / INY = 1,488 BLS BSW / INY = 76 % 122 HRS EVAL S/E = 95 HRS HRS EVAL C/E = 0 HRS TOTAL HRS EV = 95 HRS PRODUCCIÓN: TOTAL RECUP = 4,248 BLS PROD / HRA = 52 BLS PROD / DÍA = 1,248 BLS BSW / FORM = 58 % BSW / RET. = 68 % °API @ 60ªF = SALINIDAD = 3,300 PPM Nota: Se desalojó tanque a la estación con bomba del RIG.(C. Rodrígez, 2011) Reporte Diario de Reacondicionamiento Fecha 14-Feb-2011 Próxima Operación: Continuar Evaluando Completación en pozo 06:00 am: BHA DE PRUEBA INYECCIÓN Detalles PRES DE INY = 3,500 PSI TOTAL / INY = 6,071 BLS 123 HORA / INY = 62 BLS DÍA / INY = 1,488 BLS BSW / INY = 76 % HRS EVAL S/E = 97 HRS HRS EVAL C/E = 0 HRS TOTAL HRS EV = 97 HRS PRODUCCIÓN TOTAL RECUP = 4,353 BLS PROD / HRA = 52 BLS BSW / FORM = 58 % BSW / RET. = 68 °API @ 60ªF = SALINIDAD = 3,350 pap W/L PETROTECH se armó equipo y con línea 3/16" bajó a recuperar bomba, JET 9-A OILMASTER de 3 camisas a 9,737´ft. Conservó tensionando con PULLING TOOL hasta con 2,000 LBS por varias ocasiones se recobró con éxito. Saca herramienta con BOMBA JET, salió limpia. Se desarmó equipo. Chequeó CAMISA DE 3 en superficie todo en optimas condiciones. Se controló el pozo por 3 CAMISA a 9,737´ft, con agua de 8.3 LPG filtrada y tratada con químicos. Desplazó fluido contaminado a la estación. Químicos usados 20 GLS DE NE 118.20 GLS DE CLATREAT Y 1 GALDE XCIDE. 124 TÉCNICO CÍA WEATHERFORD maniobró7 x 2 ARROWSET PACKER a 9,804´ften varios intentos para desasentarlo sin éxito. se trabajó sarta incrementando paulatinamente tensión hasta 130,000 LBS con éxito. Se descargó 210 SXS DE KCL desde plataforma con cuadrilla. Se sacó conjunto TCP EN 3 tubería, sale con 15,000 LBS de arrastre hasta 9,238 ft (colgador de 7") continuó sacando llenando el pozo normal. Técnico Baker desarmó CONJUNTO TCP: 3 3 2 EUE (1) TUBO, 3 EUE X-OVER, (WEATHERFORD), EUE NO-GO, 3 7 2 x 2 EUE BOX x 3 3 EUE (1) TUBO, 3 EUE ARROW EUE PIN X-OVER, 3 x2 SET x 3 EUE PUP JOINT, 4 , espaciador, 4 x PACKER EUE (1) TUBO, EUE, marca radiactiva, EUE X-OVER, 2 desbalance con disco de vidrio, 2 Mecánica, 4 EUE (1) TUBO, 3 x 3-1/2 EUE, X-OVER, 3 3 (2) . TUBOS, 3 EUE camisa de circulación, EUE SUB, de EUE X-OVER, 3 EUE adaptador para cabeza de disparo. (30 ft) cañones disparados 100%, 4 tapón. Se armó BHA DE PRUEBA: 7x2 2 BARCATCHER, 7 x 2 3 (1) TUBO, 3 RBP, 2 RET. MATIC, 2 NOGO, 3 125 (1) TUBO, 3 OVERSHOT, x 3 CAMISA. X-OVER, Se bajó BHA de prueba en 3 tubing clase "B" midió, calibró y se probó con 3,000 psi cada 20 paradas hasta 5,000 ft. Nota: Se probó con presión a 1,900 ft, se detecta fuga, saca y cambia tubo por PIN en mal estado.(C. Rodrígez, 2011) De acuerdo a la programación del trabajo se estiman los días de operación, las compañías de servicios y los materiales requeridos para realizar el reacondicionamiento, con ellos se calcula en función de los precios y el gasto total del trabajo. Los gastos por considerar son los gastos por movilización, días de operación de la torre, servicios para cementación, servicio de cable eléctrico, servicios de línea de alambre (wireline), químicos, equipo de subsuelo y contingencia. Los costos dependerán del trabajo y lo estimado no siempre estará de acuerdo con la realidad.(Quiroga, 1991) Como se ve en la Tabla 11 la lista de las compañías, los servicios que prestaron y los costos de cada una de ellas con el total del valor. 126 Tabla 17 PRESUPUESTO PARA EL W.O 6 Compañías Servicios Costos USD Triboilgas/Geopet Movimiento de la torre 5,000 Triboilgas/Geopet Trabajo de la torre 120,000 Triboilgas/Geopet Supervisión y transporte 10,000 Reda/Centrilift Equipo de subsuelo 150,000 Reda/Centrilift Supervisión e instalación BES 10,000 Schl/Baker/Halliburton Cañón TCP 40,000 BJ Services Químicos 5,000 BJ Services Spooler + vacuum 10,000 BJ Services Unidad de wire line 3,000 Otros Contingencias (30%) 105,900 458,900 SUBTOTAL 458,900 TOTAL Fuente: Río Napo-CEM Programa de Trabajo y Reacondicionamiento Fecha: 2010-2011 Elaborado por: Natalia Sobrevilla 127 CAPÍTULO V CAPÍTULO V CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES 5.1 CONCLUSIONES Los cañoneos bajo balance, generalmente crean perforaciones con mayor productividad que cañoneos sobre balanceados. Los orificios quedan más limpios, y en algunos casos de mayor diámetro, debido a la remoción de una parte de la zona compactada. De las propiedades mecánicas de las rocas de la Cuenca Oriente como la resistencia a la compresión, depende la longitud de penetración en el cañoneo, donde también influyen el diseño de la carga y el tipo. El cañoneo sobre balanceado generalmente daña los yacimientos de hidrocarburos, en el orden siguiente (en relación al daño).  Zona de Petróleo  Zona gasífera de alta presión  Zona gasífera de baja presión El daño con cañoneo sobre balance puede ser minimizado, achicando el pozo o produciendo con altas caídas de presión. Se necesitan altas presiones de formación que puedan equilibrar la caída de presión en el yacimiento y la completación, mayores que el diferencial mínimo para obtener perforaciones limpias. La técnica de Wireline genera un mayor daño de la formación que las técnicas TCP Bajo- balance y PURE. 129 El cañoneo realizado con la técnica de TCP bajo balance es el doble de costosa que la técnica Wireline convencional y a la vez la técnica TCP bajo balance es más económica que la TCP PURE en circunstancias similares e iguales condiciones de operación. . 5.2 RECOMENDACIONES Para seleccionar el procedimiento de cañoneo en un pozo de la Cuenca Oriente con diferencial a favor de la formación se recomienda determinar los siguientes parámetros determinar los siguientes parámetros:  Permeabilidad  Presión de yacimiento  Velocidad sónica en las lutitas adyacentes  Densidad (registros FDC) de las lutitas adyacentes  Considerar el mínimo diferencial bajo balance requerido  Estimar el máximo diferencial permisible, como sigue: Velocidad del registro sónico menor de 90 µs/pie o densidad de lutita mayor de 2,4 gr/cc (formación consolidada) Velocidad de registro sónico mayor de 90 µs/pie o densidad de lutita menor de 2,4 gr/cc (formación no consolidada) Es recomendable optar por un diferencial de presión debajo balance, entre el mínimo y el máximo calculado. 130 Una carga de alta penetración es económicamente conveniente, y justifica la inversión cuando se refleja el aumento de producción y productividad del pozo. Seleccionar un diferencial más cercano al mínimo, en caso de tener problemas de arenamiento en el área. Se recomienda que en el pozo el Sacha 163-D se monitoreé la presencia de corrosión, se chequen daños mecánicos y eléctricos, para evitar cualquier improvisto en las operaciones siguientes. Investigar el régimen del flujo del pozo (con fin de predecir las tasas de flujo y las caídas de presión para las diferentes opciones de cañoneo que se está escogiendo) como en el caso del pozo Sacha 163-D en el que se tomó en cuenta las características de flujo de los yacimientos. Implementar cañones de alta densidad y cargas grandes en el campo Sacha 163D, ya que estos producen mayores tasas de flujo. Se recomienda hacer una evaluación de costos diarios y las compañías que prestan los servicios en el reacondicionamiento, para obtener un presupuesto y el valor total de la operación. 131 GLOSARIO Acidificar Dar propiedades ácidas a cuerpos que no la tienen API Instituto Americano del petróleo. Arcilla Minerales muy pequeños con un micro estructura en capas y una gran área de superficie Arcillosa Constituida por agregados de silicatos de aluminio, hidratados procedentes de la descomposición de minerales de aluminio Arenamiento Fenómeno donde el material de la formación viaja hacia el pozo y la superficie como parte de los fluidos producidos. Arenisca Opsamita es una roca sedimentaria de tipo detrítico de color variable que contiene datos de tamaño de arena. Arenisca Roca sedimentaria clástica formada por granos de arena cuyo tamaño varía entre 2 -0.0625 ms. Azimut Ángulo que con el meridiano forma el círculo vertical que pasa por un punto de la esfera celeste o del globo terráqueo Campo Proyección en superficie del conjunto de yacimientos de hidrocarburos con características similares y asociados al mismo rasgo geológico. Cañoneo Método que consiste en perforar la tubería de revestimiento para hacer fluir gas natural y/o petróleo del yacimiento hacia el pozo. Caoliníta Arcilla blanca muy pura que se utiliza para la fabricación de porcelanas y de aprestos para almidonar Cemento Mezcla o lechada para endurecer las paredes del pozo Cizallamiento Fuerza paralela a la superficie de los cuerpos. 132 Compactación Proceso físico donde los sedimentos son consolidados, resultando una reducción de los poros entre los granos. Completación Trabajos posteriores a la perforación de un pozo que tienen como objetivo ponerlo a producir. Preparación de un pozo para ponerlo en producción económicamente rentable. Próximo a ser entubado los horizontes productivos son puestos en contacto, permitiendo el flujo de fluidos del reservorio hacia la superficie por medio de la tubería de producción y el equipo apropiado para controlar la tasa de flujo. Consolidación Sedimentos que se han compactado y cementado hasta tal punto que se ha convertido en un sólido, esto trae un crecimiento en la densidad, velocidad acústica y una disminución en la porosidad. Corte de agua Porcentaje de agua que se produce con un barril de petróleo. Crudo liviano › 30° API Crudo Medio 22- 30° API 22° API Crudo pesado ‹22° API Cuarzosa Mineral muy duro de aspecto cristalino que forma parte de la composición de muchas rocas, en estado puro es incoloro, pero puede adquirir gran variedad de colores en función de las sustancias con las que este mezclado. Diferencial de presión (pe-Pf) (Drawdown) se denomina así a la diferencia entre la presión existente en el límite exterior de un pozo y la presión de fondo de producción del mismo. Estimulación Técnica de rehabilitación aplicada a los pozos, para estimular su capacidad productora, entre esta técnica tenemos: fracturamiento, acidificación, lavado de perforaciones y frac pack. Fino Partícula que posee un tamaño entre el rango de 44 a 74 micrones. 133 Formación Estratos rocosos homogéneos de cualquier tipo, usados para describir zonas de roca penetrada durante la perforación. Fracturamiento Método por el cual accedemos a los poros de la formación productora de hidrocarburo, mediante fluido a alta presión provocando su ruptura y para mantenerle abierta de utilizan aditivos. Gas natural: Mezcla de hidrocarburos gaseosos que encuentran en tipo de roca sedimentaria y relacionada al petróleo. El gas natural es especialmente parafínico principalmente. El gas natural puede ser de dos tipos gas asociado y no asociado. Geotérmico Calor de las capas internas de la tierra Grado API Clasificación del petróleo en función de su densidad su fórmula es: [141.5/grav. espec a 16° C]- 131.5 HEGSHigh Efficiency Gun ShotCañón casing gum HMX High melting Explosive Pertenece a la clase de explosivos altos debido a su velocidad de reacción. HNS Hexanitrostilbene explosivo denominado altos por su velocidad de reacción que va desde 1500m/s su detonación es por calor o percusión. HSD High shot density cañón casing gum Impide reventones Sistema que controla el “golpe de ariete”, el aumento repentino de la presión que puede resultar en incendio. IRIS (Intelligent Remote Implementation System) 134 Petróleo Mezcla de hidrógeno y oxígeno, su apariencia puede ser incolora hasta completamente negro, capacidad calórica ente 18,300 a 19,500 Btu por libra y una gravedad específica entre 0,78 y 1.00 (correspondiente a 50° API y 10° API, respectivamente de acuerdo a esto se clasifican en Poro Espacio vacío que tiene la roca donde se almacena aire, agua, hidrocarburo u otro fluido, el porcentaje vacío es la porosidad de la roca. Pozo Agujero que se ha terminado apropiadamente con los aditamentos requeridos, para traer a la superficie la producción de gas y/o petróleo de un yacimiento. PPG Port plug Ejemplo de cañón casing gun que se bajan por el revestidor y se manipulan por medio de cable eléctrico Propelente: Perclorato de potasio PYX Picrilamino dinitropiridina Explosivos altos con velocidad de reacción de 300/1500m/s RDX Royal Demolition Explosive posee una velocidad de reacción de 1500 m/s eso lo hace un explosivo alto Rehabilitación de Pozos Restablecer u optimizar la capacidad de intervalo productor de un pozo, o de cambiar el horizonte de producción por otro ubicado por otro ubicado a mayor o menor profundidad. Reparación Este trabajo se lo realiza en las instalaciones de superficie o de subsuelo con el objetico de corregir inconvenientes mecánicos que resten o frenen la producción. Reservas posibles Estimación de las reservas de petróleo y/o gas en base a estructuras penetradas. Reservas Probables Reservas de petróleo y gas que se estima recuperable de campos conocidos, bajo condiciones económicas y operativas existentes. 135 Reservas Recuperables Proporción de hidrocarburos que se puede recobrar de un yacimiento. SAFE (Slapper Actuated Firing Equipment) Salmuera Agua salada SPAN Diseño y análisis de las operaciones de disparo, se utiliza para pronosticas la eficiencia de las completaciones y la selección del mejor sistema de cañoneo .Los cálculos de desbalance se basan en los criterios más modernos. Si el diferencial real de presión es menor que el desbalance mínimo para alcanzar el daño nulo, se calcula el daño residual y muestra la productividad en relación a este factor. Con cinco diferentes clases de cañones se calcula la productividad y se ve diferentes densidades y ángulos. TPP Tiros por pie 136 Bibliografía Almague Jim, J. M. (Verano 2002). Orientación de los disparos en dirección correcta . Oilfield Review , 18-33. Baby P, B. R. (2004). La Cuenca Oriente: Geología y Petróleo . Quito : Primera edición . Baxter Dennis, B. L. (2009). Operación de disparo : Cuando la falla es el objetivo . Oilfield Review , 4-17. Behrmann Larry, B. J. (Verano200). Técnicas de diseño de los disparos para optimizar la productividad. Oilfield Review , 54-79. C.Rodrigez, E. C. (2011). Programa de trabajo o Reacondicionamiento . Quito : OPERACIONES RÍO NAPO-CEM. Calad, C. (2002). Mejore el Desempeno Reduzca Riesgos, Nueva Tecnologia.Texas EE.UU: Schumberger Oilfield Service Latin. J.Simancas, F. (2005). MANUAL TEÓRICO-PRACTICO DE INGENIERÍA DE COMPLETACIÓN Y REABILITACIÓN DE POZOS ESCUELA DE PETRÓLEO DE LA U.C.V. CARACAS . Patricia Baby, M. R. (2004 Edición Octubre). La Cuenca Oriente Geologìa y Petróleo . Editores Cientificos . Quiroga, K. H. (1991). Pruebas Completación y Reacondiconamientos de Pozos Petrolìferos.Quito: Manual. Schlumberger. (2010). www.slb.com/perforating. Retrieved 03 20, 2011, from Schumberger: www.slb.com/perforating 137 Trabajos citados Almague Jim, J. M. (Verano 2002). Orientación de los disparos en dirección correcta . Oilfield Review , 18-33. Baby P, B. R. (2004). La Cuenca Oriente: Geología y Petróleo . Quito : Primera edición . Baxter Dennis, B. L. (2009). Operación de disparo : Cuando la falla es el objetivo . Oilfield Review , 4-17. Behrmann Larry, B. J. (Verano200). Técnicas de diseño de los disparos para optimizar la productividad. Oilfield Review , 54-79. C.Rodrigez, E. C. (2011). Programa de trabajo o Reacondicionamiento . Quito : OPERACIONES RÍO NAPO-CEM. Calad, C. (2002). Mejore el Desempeno Reduzca Riesgos, Nueva Tecnologia.Texas EE.UU: Schumberger Oilfield Service Latin. J.Simancas, F. (2005). MANUAL TEÓRICO-PRACTICO DE INGENIERÍA DE COMPLETACIÓN Y REABILITACIÓN DE POZOS ESCUELA DE PETRÓLEO DE LA U.C.V. CARACAS . Patricia Baby, M. R. (2004 Edición Octubre). La Cuenca Oriente Geologìa y Petróleo . Editores Cientificos . Quiroga, K. H. (1991). Pruebas Completación y Reacondiconamientos de Pozos Petrolìferos.Quito: Manual. Schlumberger. (2010). www.slb.com/perforating. Retrieved 03 20, 2011, from Schumberger: www.slb.com/perforating 138 ANEXOS ANEXO 1 SACHA - 163 D DIAGRAMA PROPUESTO W.O.- 06 COMPLETACION :08-JUNIO-2002 W.O.- 02: 08-SEPT-2005 W.O.- 03: 21-SEPT-2007 W.O.- 04: 14-OCT-2009 W.O.- 05: 27-ENE-2010 20" casing H-40, 94 LBS/FT, 8RD, 3 TUBOS Zapato guía cementado con 373 sxs clase "A" 13 3/8" casing C-95, 72 LB/FT BTC, 122 TUBOS Zapato, cementado con 3150 SxS clase "A" RTE= 916' GLE= 886' MR=30 115' 5365' Casing 9 5/8", C-95, 47 LBS/ft, BTC, 225 tubos Cable Plano Nº 2 con capilar 296 Protectores Cannon 310 Middle joint 3 1/2" EUE, N-80, 314 TUBOS Kick Off Point (KOP) Incl 0.57°, Azimut 180.43° 8490' DV-TOOL 7 " COLGADOR DE LINER 9238' VENTANA a 9461' INC 38°, AZ 212° LINER 7" C-95 ,26 LB/FT, 25 tubos HOLLIN SUP.(5DPP) 10204' - 10218' (14') MD 10224' - 10232' (8') MD 10237' - 10246' (9') MD 10228' - 10258' (10') MD CIBP HOLLIN INF.(5DPP) 10286' - 10305' (19') MD 9484' 3½" EUE, CAMISA DESLIZABLE (ID=2,81") 3½" EUE, N-80, 9.3 LB/PIE 3½" EUE, NO-GO C/STD-VALVE 3½" EUE, N-80, 1 TUBO Agujero de 8 1/2" 3½" DESCARGA DE LA BOMBA CIBP 9513' 9547' 9 5/8" TR, C-95, 47LB/FT, BTC, 225 tubos BOMBAS , SERIE 400 B 9580' B B Agujero de 12 1/4", Incl 70°, Azimut 211° 9632' Pescado tope a 10282' Zapato, cementado con 1156 sxs "G" 10306' 9635' 9653' 10440' 9670' por: J. Cotrina / 90742 140 ADAPTER, SERIE 400/540 SEPARADOR DE GAS, SERIE 540 SELLO, SERIE 540 SELLO, SERIE 54SELLO, SERIE MOTOR 150HP / 2300 V / 39 Collar flotador, Incl 59°, SENSOR Azimuth 224º 7" CENTRALIZADOR PT : 10442' SxS clase "A" ANEXO 2 141 ANEXO 3 142 ANEXO 4 143