FACULTAD DE CIENCIAS DE LA INGENIERÍA E CARRERA DE...
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UNIVERSIDAD UTE FACULTAD DE CIENCIAS DE LA INGENIERÍA E INDUSTRIAS CARRERA DE INGENIERÍA DE PETRÓLEOS DETERMINACIÓN DEL MÉTODO DE CAÑONEO DE POZOS CONFORME CON LAS CARACTERÍSTICAS PETROFÍSICAS Y PROPIEDADES DE LOS FLUIDOS DE UN RESERVORIO, PARA EVITAR DAÑOS EN LA FORMACIÓN Y OPTIMIZAR LA PRODUCCIÓN DE CRUDO DEL POZO ARMADILLO 2B, DEL CAMPO ARMADILLO. TRABAJO PREVIO A LA OBTENCIÓN DEL TÍTULO DE INGENIERO DE PETRÓLEOS CHRISTIAN RENATO ACUÑA MOLINA DIRECTOR: ING. FAUSTO RAMOS AGUIRRE Quito, octubre 2018
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UNIVERSIDAD UTE
FACULTAD DE CIENCIAS DE LA INGENIERÍA E
INDUSTRIAS
CARRERA DE INGENIERÍA DE PETRÓLEOS
DETERMINACIÓN DEL MÉTODO DE CAÑONEO DE POZOS
CONFORME CON LAS CARACTERÍSTICAS PETROFÍSICAS Y
PROPIEDADES DE LOS FLUIDOS DE UN RESERVORIO,
PARA EVITAR DAÑOS EN LA FORMACIÓN Y OPTIMIZAR LA
PRODUCCIÓN DE CRUDO DEL POZO ARMADILLO 2B, DEL
CAMPO ARMADILLO.
TRABAJO PREVIO A LA OBTENCIÓN DEL TÍTULO
DE INGENIERO DE PETRÓLEOS
CHRISTIAN RENATO ACUÑA MOLINA
DIRECTOR: ING. FAUSTO RAMOS AGUIRRE
Quito, octubre 2018
© Universidad UTE.2018
Reservados todos los derechos de reproducción
FORMULARIO DE REGISTRO BIBLIOGRÁFICO
PROYECTO DE TITULACIÓN
DATOS DE CONTACTO
CÉDULA DE IDENTIDAD: 1718264318
APELLIDO Y NOMBRES: Acuña Molina Christian Renato
DIRECCIÓN: Cuenca N1-59 y Bolívar
EMAIL: [email protected]
TELÉFONO FIJO: 2281671
TELÉFONO MOVIL: 0999227328
DATOS DE LA OBRA
TITULO: Determinación del método de cañoneo de
pozo conforme con las características
petrofísicas y propiedades de los fluidos
de un reservorio, para evitar daños en la
formación y optimizar la producción de
crudo del pozo Armadillo 2B, del campo
Armadillo.
AUTOR O AUTORES: Acuña Molina Christian Renato
FECHA DE ENTREGA DEL PROYECTO
DE TITULACIÓN:
Septiembre de 2018
DIRECTOR DEL PROYECTO DE
TITULACIÓN:
Ing. Fausto Ramos Aguirre
PROGRAMA
PREGRADO POSGRADO
TITULO POR EL QUE OPTA:
Ingeniero de Petróleos
RESUMEN: Mínimo 250 palabras El presente trabajo de titulación tuvo
como objetivo principal determinar un
método para el cañoneo de pozos
conforme a las características
petrofísicas y las propiedades de los
fluidos de un reservorio, para evitar
daños en la formación y optimizar la
producción de crudo del pozo
Armadillo 2B, del campo Armadillo. El
estudio se realizó en base a
información proporcionada por la
Agencia de Regulación y Control
X
Hidrocarburífero (ARCH), tales como
registros triple combo, pruebas de
build up y datos de cañoneos que
fueron realizados en el mismo pozo,
los cuales sirvieron para determinar el
método adecuado el cual cumple con
el objetivo plantado y es el que menos
daño causa a la formación y debido a
esto se tiene una producción óptima.
En base a esto se realizó un programa
de cañoneo el cual consta de toda la
información óptima, ya que es una
descripción paso a paso con
información detallada necesaria para
realizar una operación exitosa. Los
resultados obtenidos de índice de
productividad y daño de formación no
fueron justamente los mejores debido
a que la arena productora elegida fue
la Roca Ígnea, la cual es de origen
volcánico y no tiene buenas
características de porosidad y
permeabilidad, es la primera vez que
se utilizó esta formación como arena
en el Ecuador, pero debido a que
previo al cañoneo en la Roca Ígnea se
realizaron operaciones de cañoneo en
dos formaciones diferentes, en las
areniscas T superior y Hollin Superior
sin obtener buenos resultados de
producción de crudo, ni presencia de
presión de fondo fluyente (Pwf), se vio
la oportunidad de evaluar la formación
Roca Ígnea obteniendo una
producción de crudo con Q = 109
BFPD (Qo= 100 BPPD).
PALABRAS CLAVES: Cañoneo de pozos petroleros, Daño de
formación
ABSTRACT:
The main objective of the this work
was to determine a method of well
perforating according to the
petrophysical characteristics and the
properties of the fluids of a reservoir
(Roca Ignea), trying to avoid damage
in the formation and trying to optimize
the production of oil from the Armadillo
DEDICATORIA
Primeramente debo agradecer a Dios y a la Virgen por darme la fuerza,
salud y por iluminarme en mí día a día de estudios, y gracias a esto
permitirme alcanzar este objetivo tan anhelado.
A mis padres Renato y Martha el mejor regalo que Dios me pudo dar, que
con amor y cariño siempre supieron guiarme y apoyarme
incondicionalmente, lo cual sirvió como motivación para superar todos los
obstáculos que se presentaron a lo largo del camino.
A mi hermano Daniel, quien siempre supo apoyarme y estuvo junto a mí
para llenarme de valor y de ganas para cumplir este objetivo.
A mis abuelitos y tíos quienes siempre me apoyaron y sirvieron de
ejemplo para ser quien soy hoy.
Christian Renato Acuña Molina
AGRADECIMIENTO
A la Universidad UTE y a la Facultad de Ciencias de la Ingeniería por la
magnífica educación que pusieron a mi disposición.
A la carrera de Ingeniería de Petróleos, y a sus autoridades y maestros,
quienes me compartieron su conocimiento y experiencia lo cual aportó
para formarme como profesional.
A mis padres y hermano por demostrarme el amor que sienten por mi y
apoyarme durante toda mi vida.
Christian Renato Acuña Molina
i
ÍNDICE DE CONTENIDOS
PÁGINA
RESUMEN 1
ABSTRACT 2
1. INTRODUCCIÓN 3
1.1. OBJETIVO
1.1.1. OBJETIVO GENERAL
1.1.2. OBJETIVOS ESPECÍFICOS
2. METODOLOGÍA
2.1. ESTRATIGRAFÍA Y ARENA PRODUCTORA
2.2. DETERMINACIÓN DIFERENCIAL DE PRESIONES
PARA LA ROCA ÍGNEA
2.3. PROPUESTA DE PROGRAMA DE CAÑONEO
2.4. DETERMINACIÓN DEL FACTOR DE DAÑO
2.5. DETERMINACIÓN DE INDICE DE PRODUCTIVIDAD
(IP) Y CONSTRUCCIÓN DE CURVA DE ÍNDICE DE
PRODUCTIVIDAD REAL (IPR)
3. RESULTADOS Y DISCUSIÓN
3.1. ESTRATIGRAFÍA Y ARENA PRODUCTORA
3.2. DIFERENCIAL DE PRESIONES PARA LA ROCA
ÍGNEA
3.3. PROGRAMA DE CAÑONEO
3.4. FACTOR DE DAÑO
3.5. INDICE DE PRODUCTIVIDAD (IP) Y CURVA DE
ÍNDICE DE PRODUCTIVIDAD REAL (IPR)
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PÁGINA
4. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES
4.1. CONCLUSIONES
4.2. RECOMENDACIONES
5. BIBLIOGRAFÍA
6. ANEXOS
29
29
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iii
ÍNDICE DE TABLAS
PÁGINA
Tabla 1. Características y tipos de explosivos
Tabla 2. Localización geográfica del Campo Armadillo
Tabla 3. Localización geográfica del Pozo Armadillo 2B
Tabla 4. Clasificación de la calidad de la roca en función de la porosidad
Tabla 5. Parámetros petrofísicos arenisca “Roca Ígnea”
Tabla 6. Profundidades de las formaciones correspondientes al Pozo Armadillo 2 B
Tabla 7. Parámetros petrofísicos de los fluidos del Pozo Armadillo 2B
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ÍNDICE DE FIGURAS
PÁGINA
Figura 1. Lineamientos de tiempo vs temperatura para explosivos
Figura 2. Componentes de un cañón Figura 3. Ubicación Campo Armadillo Figura 4. Mapa estructural del Campo Armadillo Figura 5. Registro eléctrico del Pozo Armadillo B2
Arenisca Roca Ígnea Figura 6. Registro de cementodel Pozo Armadillo B2
Arenisca Roca Ígnea Figura 7. Masterlog Arenisca “Roca Ígnea (Volcánico)” Figura 8. Relación funcional entre el caudal de producción
y la presión de fondo fluyente
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v
ÍNDICE DE ANEXOS
PÁGINA
ANEXO 1. BHA Cañoneo de Roca Ígnea del Pozo Armadillo 2B
ANEXO 2. Diagrama Mecánico final del Pozo Armadillo 2B
ANEXO 3. Correlación estructural del pozo Armadillo-B2 con pozos productores del área en la arenisca “roca ígnea (volcánico)”
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1
RESUMEN
El presente trabajo de titulación tuvo como objetivo principal determinar un
método para el cañoneo de pozos conforme a las características
petrofísicas y las propiedades de los fluidos de un reservorio, para evitar
daños en la formación y optimizar la producción de crudo del pozo
Armadillo 2B, del campo Armadillo. El estudio se realizó con la ayuda de
información proporcionada por la Agencia de Regulación y Control
Hidrocarburífero (ARCH), como registros triple combo, pruebas de build
up (pruebas de presión) y datos de cañoneos que fueron realizados en el
mismo pozo.Con ayuda de esta información se procedió a realizar análisis
petrofísicos de la formación y de los fluidos contenidosen la arena Roca
Ígnea, lo cual facilito la determinación el método y técnica de cañoneo a
ser utilizado, también se calculó el daño que este método causó en la
formación y el índice de productividad real que se tendrá después de
aplicar este método al momento de completar el pozo obteniendo una
producción de 109 barriles de fluido por día (Q = 109 BFPD)y 100 barriles
de petróleo por día (Qo= 100 BPPD).
Palabras clave: Cañoneo de pozos petroleros, Daño de formación.
2
ABSTRACT
The main objective of the this work was to determine a method of well
perforating according to the petrophysical characteristics and the
properties of the fluids of a reservoir, trying to avoid damage in the
formation and trying to optimize the production of oil from the Armadillo 2B
well, Armadillo field. The study was carried out based on information
provided by the Agencia de Regulación y Control Hidrocarburifero
(ARCH), such as triple combo logs, build up tests and well perforations
data that were performed in the same well.With the help of this
information, petrophysical analysis of the formation and fluids contained in
the igneous rock was carried out, which helped to determinate the
perforating method and technique to be used, as well as the damage that
this method caused in the formation and the actual productivity index
obtaining 109 barrels fluid per day (Q=100 bar/d) and 100 barrels oil per
day (Qo = 100 bopd)
Keywords: Well perforating, Formation damage.
3
1. INTRODUCCIÓN
Para poder extraer y explotar hidrocarburos, se necesita realizar operaciones
de cañoneo, lo cual nos ayudara a establecer comunicación entre las
formaciones productoras y el pozo (Zúñiga, 2013).
Evitar que se produzca daño de la formación productora es muy importante,
ya que de esto depende el evitar intervenciones en el pozo y de tal manera
que su vida útil sea mayor(Poveda, 2013).
Gracias a la investigación y a la compresión de los principios básicos del
cañoneo, se ha dado importancia a los factores específicos necesarios para
realizar estas operaciones de una manera óptima. Una parte sumamente
importante en el plan de completación es el diseño de los disparos, en este,
se toma en cuenta factores como características de la formación y
condiciones del yacimiento (Zúñiga, 2013).
Para realizar una correcta selección del método a utilizar, se debe tener
claro que es lo que necesitamos en cada caso ya que los siguientes inciden
en esta selección: tamaño del orificio y penetración, de tal manera que se
optimice esta operación(Hirschfelt, 2008).
Actualmente, la tecnología de cargas y cañoneo ha avanzado a pasos
agigantados, por lo cual es posible encontrar diversas opciones y
proveedores (Hirschfelt, 2008).
El cañoneo de pozos es una de las operaciones fundamentales para la
producción de hidrocarburos, el cual consiste en la detonación de cargas
dentro del mismo, con el objetivo de perforar el revestidor, el cemento y la
formación, y así permitir el paso de los fluidos que están contenidos en el
reservorio, a través de esto huecos hacia el pozo (Bustillos, 2008).
Algunos de los objetivos del Cañoneo de Pozos son:
• Establecer una comunicación efectiva entre el reservorio y el pozo.
• Evaluar zonas productoras
• Mejorar la producción por inyección
• Obtener resultados positivos de exploración
Para obtener resultados exitosos, la realización de un programa exclusivo de
cañoneo es primordial debido ya que ningún pozo es igual a otro.
4
Las cargas que son utilizadas para perforar el revestidor, el cemento y la
formación, dependen de la energía generada para tener una penetración
efectiva, la cual es proporcionada por los explosivos. Debido a esto el
desempeño del explosivo está directamente relacionado con el desempeño
de la carga (Simancas, 2005).
Los explosivos se clasifican de acuerdo a la velocidad de reacción, los
cuales son explicados en la siguiente tabla:
Tabla 1.Características y tipos de explosivos
EXPLOSIVOS BAJOS
EXPLOSIVOS ALTOS
• Velocidad de reacción
entre 300 y 1500 m/s
• Detonación se inicia por
llama o chispa
• Sensibles al calor
• Velocidad de reacción
mayor a 1500 m/s
• Detonación por calor o
percusión
• Son los más utilizados en
la Industria Petrolera
(PYX,HNS,HMX,RDX)
(Schlumberger, 2016)
La selección de explosivos sigue un lineamento de acuerdo a los factores de
tiempo y temperatura, para lo cual se utiliza la siguiente figura:
5
Figura 1. Lineamientos de tiempo vs temperatura para explosivos
(Baker Hughes, 2017)
Los explosivos que son utilizados en las operaciones de cañoneo se diseñan
de acuerdo a las diferentes temperaturas de los pozos, pero para poder
tener un óptimo desempeño de los mismos se recomienda no exceder el
tiempo de exposición de la carga de acuerdo a cada tipo. El tipo HNS
(Hexanitrostilbene) es utilizado en pozos los cuales sobrepasen
temperaturas de 400°F o 204°C. El tipo HMX (High MeltingExplosive) es el
de mayor aplicación, debido a que este tiene un alto poder de detonación.
Para pozos estándar se utilizan los RDX (Royal
DemolitionExplosive)(Simancas, 2005).
Los llamados cañones o portacargas, como su nombre lo dice sirven para
transportar los explosivos. Los cañones pueden ser de dos tipos:
• Carga Expuesta
• Carga no Expuesta
De acuerdo a su tamaño los cañones se clasifican en dos grupos:
• CasingGun
• ThroughTubingGun
Los elementos de un cañón son:
• Detonador
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• Cañón
• Detonante
• Cargas(Hirschfelt, 2008).
Figura 2. Componentes de un cañón
(Mendoza, 2016)
La función de las cargas es crear un orificio a lo largo del casing, en el
cemento, y en la formación. Las cargas tipo jet o configuradas son las más
utilizadas en las operaciones de cañoneo. Estas cargas emplean cargas de
fuerza explosiva. Con relación a los tipos, tenemos los siguientes:
• Para formaciones consolidadas:
o Penetración Profunda (DP)
o Súper Penetración Profunda
• Para formaciones no consolidadas:
o Agujero Grande (BH)
o Súper Hoyo
Los elementos que forman una carga son:
• Casco
• Liner cónico
7
• Explosivo principal
• Cuerda de detonación
Con el objetivo de minimizar el daño en la formación y tener los mejores
resultados, en la actualidad es muy común el uso de Cargas CONNEX de la
empresa GEODynamics la cual es una Carga Moldeada Reactiva que
perfecciona la geometría del túnel de la perforación durante el cañoneo
mejorando su rendimiento, esta es una carga libre de residuos que elimina el
daño producido por los disparos en el túnel de la perforación (Zúñiga, 2013).
Existen tres técnicas las cuales son las más empleadas a la hora de realizar
operaciones de cañoneo de pozos. A continuación se explicancada una de
ellas:
• Técnica de sobre balance
• Técnica de bajo balance
• Técnica hibrida (Poveda, 2013).
Técnica de sobre balance, presión hidrostática mayor que la presión de
formación (Ph>Pf)
El objetivo de cañonear un pozo bajo la técnica de sobre balance es el de
fracturar la formación cuando se realiza el cañoneo. Sin embargo se corre el
riesgo de tener residuos en el pozo y además una zona compactada con
baja permeabilidad.
Características:
• Esta técnica únicamente puede ser efectuada mediante la utilización
de wireline.
• Esta técnica es utilizada en pozos nuevos y reacondicionados.
• Se puede disparar en varios intervalos, por lo cual el pozo puede ser
completado de una manera selectiva (Poveda, 2013).
Técnica de bajo balance, presión hidrostática menor que la presión de
formación (Ph<Pf)
Esta técnica se basa en establecer una presión del fluido menor a la presión
de la formación adyacente, antes de realizar los disparos. Después de haber
realizado el cañoneo con la técnica de bajo balance, los residuos que dejan
las operaciones son expulsados debido a la diferencia de presiones (Zúñiga,
2013).
El uso de la técnica de cañoneo con bajo balance es la más recomendada si
se quiere evitar daño en la formación, debido a que se obtiene agujeros
8
limpios. Sin embargo la utilización de una presión diferencial muy alta no es
recomendada, ya que puede producirse arenamiento o migración de finos, lo
cual impide el flujo de los fluidos a través de los hoyos producidos. La
correcta aplicación de esta técnica de cañoneo es importante para evitar
futuras intervenciones al pozo (Zúñiga, 2013).
El cálculo de la magnitud de presión diferencial que se utilizara para tener
una mayor productividad y evitar daño en la formación, es de vital
importancia antes del cañoneo.
Técnica Híbrida
Esta técnica es una combinación de las dos técnicas antes expuestas, ya
que consiste en cañonear el pozo en sobre balance, y luego de esto, correr
una sarta de prueba con empacadura y con la tubería parcialmente llena,
con el fin de producir un efecto parecido como si las operaciones de
cañoneo serian realizadas con el método de bajo balance (Hirschfelt, 2008).
StimGun se le dio el nombre a un equipo compuesto de un cañón
convencional al que se le adiciona una camisa propelente en su exterior, el
cual utiliza una carga propulsora sobre los cañones de tal manera que logran
un estallido de gas a alta presión al instante que los cañones son detonados.
Este gas entra en las perforaciones y rompe los scalops alrededor del túnel,
y cuando la presión del gas se disipa entra en el pozo trayendo las partículas
(Hirschfelt, 2008).
En el sistema TCPlos cañones son bajados con tubería, en este sistema solo
se utilizan portacargas entubados, además la operación de disparos puede
ser efectuada en una sola corrida, lo que favorece la técnica de disparos en
bajo balance. El objetivo de este sistema es crear agujeros grandes y
profundos, lo cual favorece la productividad del pozo. Una ventaja de este
sistema también puede ser que es posible disparar en doble tubería de
revestimiento, esto con el objetivo de generar una penetración adecuada del
disparo.
En el sistema de cañoneo bajado con cable es utilizado antes o después de
bajar la tubería de producción. La ventaja de utilizar este sistema previo a
bajar la tubería de producción es que se pueden emplear cañones de
diámetro más grande lo cual genera un disparo más profundo (Simancas,
2005).
El Campo Armadillo está ubicado en la provincia de Napoal sur del Campo
Auca, y al Este de los Campos Rumiyacu y Cononaco,y forma parte del
9
Bloque 55, el cual inicio su producción en el año de 1997 y fue cerrado en
1999, con una producción de 409 bppd.
En agosto de 2012, el campo Armadillo fue asignado a Petroamazonas EP
por parte de la Secretaria de Hidrocarburos del Ecuador. El 10 de febrero de
2015 se firmó un contrato para la ejecución de servicios entre
Petroamazonas EP y el consorcio Ecuaservoil S.A. (conformado por la
empresa ecuatoriana Edinpetrol y la empresa estatal Belorusneft). El fin de
este contrato es el de optimizar la producción y el uso de técnicas de
recuperación mejorada en este campo, por lo cual se espera una inversión
inicial de USD 146.07 millones en los próximos cinco años.
Tabla 2. Localización geográfica del Campo Armadillo
Área Vértice PSDA 56 WGS 84
ESTE NORTE ESTE NORTE
Bloque 55
Armadillo
1 290225.8 9901436.8 290002 9901070
2 297225.8 9901436.8 297002 9901070
3 297225.8 9880436.8 297002 9880070
4 290225.8 9880436.8 290002 9880070
Área del
trazado de
oleoducto
fuera del
Bloque 55
1 290225.8 9895216.8 290002 9894850
2 286973.8 9895216.8 286750 9894850
3 286973.8 9896116.8 286750 9895750
4 290225.8 9896116.8 290002 9895750
(Secretaría de Hidrocarburos y Petroamazonas EP, 2013)
Figura 3.Ubicación Campo Armadillo
(Petroamazonas EP, 2017)
10
El pozo Armadillo-B2 se encuentra ubicado en la zona sur del campo
ARMADILLO, con las siguientes coordenadas UTM.
Tabla 3. Localización geográfica del Pozo Armadillo 2B
COORDENADAS DE
SALIDA
COORDENADAS DE
LLEGADA
N (m) 9897635.295 9 897 276.87
E (m) 294793.923 294 661.47
(Petroamazonas EP, 2017)
En la Figura 4 se observa la ubicación del Pozo Armadillo 2B mediante el
uso de un mapa estructural. Los pozos aledaños son: Armadillo-B3,
Armadillo-B4, como se observa en el mapa de ubicación:
Figura 4. Mapa estructural del Campo Armadillo
(Ecuaservoil, 2017)
Armadillo 2B
11
El pozo Armadillo B2 es un pozo direccional tipo “S”, que inició operaciones
de perforación el 23 de abril de 2017, alcanzando una profundidad total de
11240 pies de profundidad medida (MD) / 11065 pies de profundidad vertical
verdadera (TVD).
El 11 de junio de 2017 se cañonearon los intervalos 10959 pies – 10967 pies
(8 pies) @ 5 disparos por pie (DPP), 10942 pies – 10948 pies (6 pies) @ 5
disparos por pie (DPP) de la formación Holllin Superior obteniendo los
siguientes resultados:
PINY=3200 psi; bfpd=336; bppd=0; Corte de agua=100 %
Debido a los malos resultados obtenidos en la formación Hollin Superior, el
18 de junio de 2017 se volvió a cañonear en el pozo Armadillo 2B, esta vez
en los intervalos 10654 pies -10670 pies (16 pies) @ 12 DPP, 10700 pies -
10710 pies (10 pies) @ 12 DPP de la formación T Superior obteniendo los
siguientes resultados:
PINY = 3 200 psi; bfpd = 84; Corte de agua= 100 %
Después de haber cañoneado las Arenisca T Superior y Hollin Superior sin
tener buenos resultados, se vio la oportunidad de evaluar la formación Roca
Ígnea.(Ecuaservoil, 2017)
12
1.1. OBJETIVO
1.1.1. OBJETIVO GENERAL
Determinar un método para el cañoneo de pozos conforme a las
características petrofísicas y las propiedades de los fluidos de un
reservorio, para evitar daños en la formación y optimizar la producción
de crudo del pozo Armadillo 2B, del campo Armadillo.
1.1.2. OBJETIVOS ESPECÍFICOS
• Analizar las características petrofísicas y propiedades de los fluidos de la
arena productora del pozo Armadillo 2B.
• Seleccionar el método adecuado de cañoneo mediante cálculos del
Daño de formación, Presión de bajo balance e Índice de productividad
del pozo.
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2. METODOLOGÍA
Para la realización de este estudio se utilizó información del Pozo Armadillo
2B, la cual fue proporcionada por la Agencia de Regulación y Control
Hidrocarburífero (ARCH). Se utilizaron datos de la arena “Roca Ígnea” que
corresponden al año 2017.
2.1. ESTRATIGRAFÍA Y ARENA PRODUCTORA
Para determinar las propiedades petrofísicas de la formación Roca Ígnea,
tales como porosidad, permeabilidad, saturación de agua y espesor de la
arena, se utilizó registros eléctricos de tiple combo (gamma ray, potencial
espontaneo, resistividades, caliper, neutrón, densidad). A partir de los datos
obtenidos de estos registros se construyó la columna estratigráfica del pozo
Armadillo 2B.Para verificar la calidad de la roca se comparó el valor de
porosidad obtenido con los intervalos indicados en la Tabla 4:
Tabla 4. Clasificación de la calidad de la roca en función de la porosidad
Calidad Ø (%)
Muy buena > 20
Buena 15 – 20
Regular 10 – 15
Pobre 5 – 10
Muy pobre <5
(Álvarez, 2012)
Las propiedades de los fluidos de la Roca Ígnea tales como corte de agua,
API, GOR (Relación gas-petróleo), presión de burbuja, viscosidad, salinidad
y factor volumétrico del petróleo, se obtuvieron de la base de datos provista
por la ARCH.
2.2. DETERMINACIÓN DEL DIFERENCIAL DE PRESIONES PARA ESTA
ARENA
Se determinó que el método adecuado es el de cañoneo con TCP (Tubing
Conveyed Perforating) porque utiliza herramientas que minimizan cualquier
daño en la formación.
La técnica elegida fue la de Bajo Balance, debido a que el uso de esta
técnica utiliza un diferencial de presión favorable a la formación.
14
Sin embargo, el uso de presiones diferenciales muy altas no es adecuado,
ya que por arriba de ciertos valores de presión se pueden producir
problemas tales como arenamiento o producción de finos, los cuales no
permitirán el flujo a través de los agujeros(Walton, 2004).
Para lo cual se calcularon las presiones necesarias para llevarlo a acabo.
1. Determinación de la presión de Bajo Balance Máxima (ΔPmax)
La presión de Bajo Balance Máxima viene definida por el límite de presión de
colapso del casing o tubería. Se utilizó los datos del casing de 9 5 8⁄ pulgadas,
47 lb/pie, N-80, el cual tiene una presión de colapso de 4760 psi, en la tabla
Oilfield Data (Bravo, 2013)
2. Determinación de la presión de Bajo Balance Mínima (ΔPmin)
El cálculo de la presión Bajo Balance Mínima (ΔPmin) depende de la
permeabilidad de la formación y del tipo de fluido contenido. El fluido
contenido es petróleo, por lo cual se utilizó la ecuación 1(Walton, 2004):
ΔPmin = 3 500
𝑘0.37 [1]
3. Determinación del promedio de presión (∆𝑃̅̅̅̅ )
∆𝑃̅̅ ̅̅ = ( ∆𝑃 max + ∆𝑃𝑚𝑖𝑛)
2 [2]
(Walton, 2004).
2.3. PROPUESTA DE PROGRAMA DE CAÑONEO
Para la realización del programa de cañoneo se siguieron los pasos
establecidos por Jovito (2012). Se modificó de acuerdo al historial de
trabajos realizados y se utilizaron las profundidades que se obtuvieron de la
columna estratigráfica.
15
Proceso del cañoneo:
1. Carga sin detonar
2. La carga se detona, la carcasa se expande y el liner comienza a
colapsarse
3. Se forma un chorro de alta presión de partículas de metal fluidizado.
Las ondas de presión viaja a 8000 (pies /seg) y 7 000 000 (psi).
4. El chorro se desarrolla más. La presión hace que la velocidad
aumente a 23 000 (pies/seg).
5. El chorro se elonga por que la parte posterior viaja a una velocidad
menor (3000 pies/seg).
6. La penetración se logra mediante una presión de impacto elevada;
3millones de (lpc) en el revestidor y cerca de 300000 (lpc) en la
formación.
2.4. DETERMINACIÓN DEL FACTOR DE DAÑO
Para el cálculo del daño se utilizó la ecuación 3.
𝑆 = (𝑘
𝑘𝑠𝑘𝑖𝑛− 1) ln (
𝑟𝑠𝑘𝑖𝑛
𝑟𝑤) [3]
Donde:
S: Daño o Skin k: Permeabilidad de la formación (mD) kskin: Permeabilidad de la zona dañada (mD) rskin: Radio de la zona dañada (pie) rw: Radio del pozo (pie)
Si la permeabilidad de la zona de daño es menor que la permeabilidad del
resto de la formación, S es positivo. Si tanto la permeabilidad de la formación
y la de la zona de daño son iguales, S es igual a cero.Si la permeabilidad en
la zona de daño es mayor que la permeabilidad en la formación es decir por
medio de fracturación o acidificación, S tendrá un valor negativo (Bustillos,
2008).
2.5. DETERMINACIÓN DE PRODUCTIVIDAD (IP) Y CONSTRUCCIÓN DE
LA CURVA DE ÍNDICE DE PRODUCTIVIDAD REAL (IPR)
Para la construcción de la curva IPR del pozo Armadillo-B2 se utilizó la
presión de 3972 psi obtenida del build up (prueba de restauración de
16
presión) realizado el 09 de julio de 2017 en el mismo pozo medida a una
profundidad vertical verdadera de 9093 pies (TVD).
La ecuación 4 se utilizó para el cálculo del índice de productividad (Bustillos,
2004).
𝐼𝑃 = 𝐽 = 𝑄 (𝑏𝑙𝑠)
∆𝑃 (𝑝𝑠𝑖)=
𝑄 (𝑏𝑙𝑠)
𝑃𝑟−𝑃𝑤𝑓 (𝑝𝑠𝑖)=
𝑘.ℎ
141.2 𝜇𝛽(ln𝑟𝑒
𝑟𝑤−0.75+𝑆𝑡)
[4]
Dónde:
Se puede catalogar los pozos de acuerdo a su índice de productividad de la
siguiente manera:
J < 0.5 Mal productor.
0.5 ≤ J ≤ 1.0 Productividad media.
1.0 ≤ J < 2.0 Buen productor.
J ≥ 2.0 Excelente productor (Bustillos, 2004).
k: permeabilidad (mD) h: espesor de la arena (pies) µ: viscosidad absoluta (cP) β: factor volumétrico del petróleo(bbl/STB) re: radio de drenaje (pies) rw: radio del pozo perforado (pies) St: daño total
17
3. RESULTADOS Y DISCUSIÓN
3.1. ESTRATIGRAFÍA Y ARENA PRODUCTORA
A continuación, se presenta el gráfico del registro eléctrico a la profundidad
del reservorio “roca ígnea (volcánico)” y los resultados petrofísicos obtenidos
se especifican en la siguiente tabla:
Tabla 5. Parámetros petrofísicos arenisca “Roca Ígnea (Volcánico)”
(Petroamazonas EP, 2017)
En base al análisis petrofísico de la roca ígnea hacen que se considere una
porosidad secundaria de 11%, con fracturas naturales que teóricamente
permitirán la producción de lo que podría resultar en una permeabilidad
absoluta de entre 80 a 117 mD.
Existe una gran incertidumbre de que la arena produzca debido a que no se
tiene registradas pruebas previas en esta roca en otros bloques del país. Se
planea realizar una prueba de producción de al menos 7 días con el sistema
hidráulico, hasta que se note una estabilización en la producción del pozo,
luego se cerró para build up por un período de al menos 72 horas, con el fin
de conocer datos intrínsecos de la arena como la K, S, Pr y sus límites de
yacimiento.
La Roca Ígnea se encuentra en los intervalos 9 432 pies – 9 452 pies (20
pies)
Parámetros Roca ígnea (volcánico)
Espesor zona de pago (Ho) 20 pies
Porosidad (ø) 11%
Saturación de agua (Sw) 33.6%
Permeabilidad (k) 80 – 117 mD
18
Tabla 6. Profundidades de las formaciones correspondientes al Pozo Armadillo 2 B
FORMACION
PROGNOSIS (PIES) RIPIOS (PIES)
MD TVD MD TVD
Orteguaza 6393 6214 6361 6187
Tiyuyacu 7385 7206 7345 7171
Tiyuyacu cgl sup 7756 7577 - -
Base tiyuyacu cgl superior
7796 7617 - -
Tiyuyacucgl inferior 8707 8528 8639 8464
Base cgl inferior 8735 8556 8683 8508
Tena 8899 8720 8883 8709
Tena basal 9423 9244 9362 9188
Napo shale 9458 9279 9384 9210
Roca ígnea 9513 9334 9418 9244
Caliza M-2 10083 9904 9998 9824
Base caliza M-2 10116 9937 10038 9864
Caliza A 10172 9993 10069 9895
Arenisca U superior 10314 10135 10237 10062
Arenisca U inferior 10372 10193 10308 10133
Base arenisca U inferior
10426 10247 10325 10150
Caliza B 10551 10372 10612 10437
Arenisca T superior 10568 10389 10637 10462
Arenisca T principal 10661 10482 10710 10535
Base arenisca T principal
10723 10544 10815 10640
Caliza C 10856 10677 10925 10750
Hollin superior 10880 10701 10943 10768
Holln principal 10918 10739 10966 10791
Total depth 11203 11024 11240 11065
19
Figura 5. Registro eléctrico del Pozo Armadillo B2 Arenisca “Roca Ígnea (Volcánico)”
(Ecuaservoil, 2017)
El tope del volcánico se encuentra a 9 424 pies (MD) y presenta posible
presencia hidrocarburo, hasta 9 550 pies (MD), GR limpio con valores
menores a 40.0 API y bajo contenido de arcilla.La roca ígnea se encuentra
en la sección del hoyo de 12 1 4⁄ pulgadas. La condición del hoyo en esta
sección tiene derrumbes, ya que se tiene caliper mayor a 14 pulgadas, lo
cual afecta las lecturas de las curvas de densidad y neutrón.
Roca ígnea
Presencia de hidrocarburo
20
Figura 6.Registro de cemento del Pozo Armadillo B2 Arenisca “Roca Ígnea (Volcánico)”
(Ecuaservoil, 2017)
1) Se obtienen valores de CBL entre 30 y 40 mv para la roca ígnea.
2) No se ven arribos a la formación aceptables en el VDL.
3) Arriba y abajo de la formación se tiene valores de CBL de 40mv lo
que indica un cemento pobre.
4) Los arribos a la formación VDL y CBL se ven afectados de gran
forma por los cuellos del casing, esto se observa cuando el cemento
detrás del casing es malo a pobre.
5) El mapa de cemento muestra anillos arriba y abajo de la roca ígnea
con cemento muy pobre.
Roca ígnea
1
3
3
2
5
5
4
4
21
Figura 7.Masterlog Arenisca “Roca Ígnea (Volcánico)”
(Ecuaservoil, 2017)
Descripción “Roca Ígnea (volcánico)”:
Su parte superior de este cuerpo volcánico está descrita como una brecha
volcánica de color gris clara, blocosa, amorfa, muy alterada y deleznable,
textura afanítica con inclusiones de fragmentos vítreos, los líticos son
angulosos de color verde oscuro y negro. Con presencia de hidrocarburo.
Además hacia la parte superior se observan clastos de color rojizo (riolitas).
Roca Ígnea
22
La parte central se presenta más compacta y dura de color gris verdosa, gris
clara, textura brechosa con inclusiones de fragmentos líticos angulosos de
color verde claro (clorita), ocasionalmente de color negro. Con microfracturas
rellenas de calcita y manchas de petróleo. Hacia la parte inferior se observa
este cuerpo de color gris oscuro con pequeñas intercalaciones de material
tobáceo ligeramente calcáreo de color gris claro, gris oscuro, suave,
subbloque con inclusiones de fragmentos vítreos.
Tabla 7. Parámetros petrofísicos de los fluidos del Pozo Armadillo 2B
PARÁMETRO VALOR UNIDAD
Corte de agua 5.0 %
API 16.2
GOR 56.07 Scf/bbl
Presión de burbuja (Pb) 500 psi
Viscosidad @ 80 F 195.0 cP
Viscosidad @ 215 F 25.0 cP
Salinidad 78 500 ppm
Bo 1 104 (bbl/STB)
(ARCH, 2017)
El fluido presente en el Pozo Armadillo 2B, es un fluido que no tiene buenas
características petrofísicas debido a que presenta un API de16.2 valor con el
cual se puede considerar que el crudo es pesado. El valor del corte de agua
es de 5.0 % el cual es bajo y nos dice que se tendrá una baja producción de
agua en comparación con los dos cañoneos previos realizados en el
Armadillo 2B en los cuales se obtuvo cortes de agua del 100% en ambos
casos.
23
3.2. DIFERENCIAL DE PRESIONES PARA ESTA ARENA
1. Presión de Bajo Balance Máxima (ΔPmax)
La presión de Bajo Balance Máxima viene definida por el límite de presión de
colapso del casing o tubería. En este caso es un casing de 9 58⁄ pulgadas, 47
lb/pie, N-80, el cual tiene una presión de colapso de 4760 psi.
ΔPmax = 4 760 (psi)
2. Presión de Bajo Balance Mínima (ΔPmin)
El cálculo de la presión Bajo Balance Mínima (ΔPmin) depende de la
permeabilidad de la formación y del tipo de fluido contenido. El fluido
contenido es petróleo, por lo cual la formula a ser utilizada es la siguiente:
ΔPmin = 970.87 ≈ 971 (psi)
3. Promedio de presión (∆𝑃̅̅̅̅ )
∆𝑃̅̅̅̅ = 1 894.5 (𝑝𝑠𝑖)
3.3. PROPUESTA DE PROGRAMA DE CAÑONEO
Después de haber cañoneado las Arenisca T Superior y Hollin Superior sin
tener buenos resultados de producción de crudo, se vio la oportunidad de
evaluar la formación Roca Ígnea, para lo cual se realizó la siguiente
propuesta de programa de cañoneo:
Procedimiento de cañoneo y pruebas con MTU – Roca ígnea
1. Bajar CIBP @ +/- 10565 pies.
24
2. Se procederá a bajar el BHA mecánico de producción para bombeo
hidráulico tipo jet + el BHA de cañoneo con TCP, Cargas CONNEX
4039, 12 DPP, en una sola corrida.
INTERVALO A CAÑONEAR: 9432pies – 9452 pies MD
3. Bajar con standing valve en No-Go de 3 12⁄ pulgadas. Realizar
pruebas de presión en la tubería con 1000 psi por 10 min cada 2000
pies.
4. Recuperar standing valve, una vez en profundidad asentar packer
(para asentar en la profundidad deseada utilizar pupjoints).
5. Ejecutar el procedimiento para disparar los cañones.
6. Abrir camisa de 312⁄ pulgadas.
7. Bajar a asentar con slickline memorias de presión colgadas en un
standing valve.
8. Desplazar bomba jet.
9. Iniciar prueba de producción.
10. Cuando se tenga datos de producción estabilizada cerrar pozo para
Build Up.
11. Bajar la completación de acuerdo a los resultados de la evaluación del
volcánico con tubería de 3 12⁄ pulgadas EUE, probando con 2000 psi x
10 min.
12. Retirar BOP y accesorios. Instalar y probar cabezal pozo (X-mas-tree).
13. Realizar prueba de producción con equipo de levantamiento artificial,
por un periodo de +/-8 horas estabilizadas.
14. Finalizar operaciones
TCP PROCEDIMIENTO
1. Coordinar y revisar el siguiente procedimiento con el Company Man
y Tool Pusher a la llegada al pozo para perforar el Volcánico en el
intervalo 9432 pies– 9452 pies MD con cañones 7 pulgadas
25
cargados con cargas Connex a 12 y con 500 psi de bajo balance
estático.
2. Para realizar el siguiente procedimiento el pozo debe ser probado
con una presión de +/- 2200 psi para activar la cabeza de disparo
de back up en caso de requerirlo.
3. Reunión de Seguridad pre-trabajo: Personal requerido para atender
la reunión: perforador, tool pusher, operador de montacargas,
company man, cualquier persona adicional es bienvenida:
• Material necesario en el rigfloor: 2 78⁄ pulgadas, 3 1
2⁄ pulgadas
elevadores, 2 78⁄ pulgadas cunas, 4 x 27
8⁄ pulgadas EUE tubos, 4.5
pulgadas collarín de seguridad, conejo para las tuberías de trabajo.
• Personal no esencial debe mantenerse lejos de la mesa rotaria.
• Evacuar cualquier persona debajo de la mesa del taladro a la altura
de la BOP mientras se arman las cabezas de disparo a los cañones.
• Levantar cañones de acuerdo a las instrucciones del ingeniero de
PERFOLOG.
• Toda la tubería debe ser conejeada.
• La distancia desde la marca radiactiva hasta el primer disparo debe
ser revisada dos veces por el especialista y el company man.
• Usar una tapa para prevenir que cualquier objeto pueda caer dentro
de la tubería y obstruir el paso de la barra de disparo.
• La grasa en la tubería se debe poner solo en pin.
• Bajar sarta de TCP y prueba despacio. Se recomienda una
velocidad de 90 s. por parada.
• Atención extrema debe ponerse al pasar la sarta por el tope del
liner de 7 pulgadas. Reducir la velocidad de corrida de la sarta
hasta que el BHA pase el tope de liner. El especialista estará
presente en la mesa rotaria al momento de pasar por el tope del
liner.
• Cual objeto que caiga dentro de la tubería debe ser reportado
inmediatamente al coman.
• La tubería no debe ser rotada hacia la derecha o hacia la izquierda
26
en su viaje al fondo del pozo.
4. Armar sarta de TCP y pruebas de acuerdo al diagrama adjunto.
5. Correr sarta de TCP con tubería 3 ½ pulgadas EUE llenando con
fluido de control cada 10 paradas hasta alcanzar una presión en el
colchón de 2000 psi. Confirmar estos valores con el company man.
6. Correr BHA hasta la profundidad de disparo.
7. Armar unidad de wireline para realizar correlación.
8. Espaciar tubería usando tubos cortos de 3 12⁄ EUE (2, 4,8 pies
deben estar disponibles en pozo).
9. Tomar pesos de la sarta subiendo y bajando y dejar packer en
tensión por debajo del intervalo a dispararse.
10. Correr herramienta GR-CCL fino para determinar profundidad de
marca radiactiva.
11. Identificada la profundidad de la marca radiactiva mover sarta hacia
arriba y sentar packer de 9 58⁄ pulgadas dejando 5000 lbs de peso
sobre el packer.
12. Correr nuevamente herramientas de GR-CCL fino para confirmar
que la marca radiactiva está en profundidad y por tanto los cañones
también.
13. Sacar herramientas de correlación.
14. Poner 15000 libras de peso más sobre el packer.
15. Armar líneas de superficie para recibir soplo del pozo.
16. Soltar barra para abrir válvula de producción y activar cabeza de
disparo mecánica.
17. Esperar hasta tener indicativo de disparo del volcánico.
18. Monitorear respuesta de la formación por unos 15 min. Si no existe
indicación de disparo seguir plan de contingencia para pescar barra
de disparo antes de activar la cabeza de disparo secundaria.
19. Realizar prueba de producción del volcánico.
20. Al término de la prueba de producción controlar pozo a través de
27
camisa de circulación.
21. Sacar sarta de TCP para des asentar packer y esperar por unos 10
min para que las gomas se relajen.
22. Sacar sarta de TCP y prueba.
23. Desarmar BHA de TCP.
3.4. CÁLCULO DEL FACTOR DE DAÑO
𝑆 = 1.5
Debido a que el daño impide el flujo normal hacia la cara de la arena es
muy importante saber su magnitud. En el caso del pozo Armadillo 2B el
factor de daño es de 1.5 por lo que se concluyó que es esta tiene daño el
cual no es tan grave. Pese a que el daño es pequeño se puede hacer
tratamiento con ácido con el fin de eliminarlo.
3.5. ÍNDICE DE PRODUCTIVIDAD (IP) Y CURVA DE ÍNDICE DE
PRODUCTIVIDAD REAL (IPR)
Figura 8.Relación funcional entre el caudal de producción y la presión de fondo fluyente.
Q (bfpd)
28
En base a la elaboración de la curva IPR y al historial de producción, la tasa
recomendada será Q = 109 bfpd (Qo= 100 bppd) con una presión de fondo
fluyente de 650 psi.
IP FLUIDO
𝐼𝑃 = 0.032 (𝑏𝑓𝑝𝑑/𝑝𝑠𝑖)
IP PETRÓLEO
𝐼𝑃 = 0.0295 (𝑏𝑓𝑝𝑑/𝑝𝑠𝑖)
Se obtuvo como resultado un índice de productividad de fluidos de 0.032
bfpd/psi y de petróleo de 0.0295 bppd/psi. De acuerdo a la clasificación que
se da a los pozos de acuerdo a su IP, el Armadillo 2B tiene unJ < 0,5 lo cual
indica que es un pozo con mala producción.
29
4. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES
4.1. CONCLUSIONES
• Debido a que el objetivo del cañoneo en esta zona es tener un factor de
daño S = 0 o S con valores negativos, la técnica adecuada para
cañonear el Pozo Armadillo B2 es TCP con Bajo Balance, además el uso
de cargas CONNEX ayuda a minimizar el daño en la formación.
• Antes de cañonear esta zona existió una gran incertidumbre acerca de
que la arena produzca debido a que no se tiene registradas pruebas
previas en esta roca en otros bloques del país.
• Se calculó un daño de formación igual a 1,5 (S=1,5) el cual es un valor
suficiente para considerar al Pozo Armadillo 2B como dañado, este es
uno de los factores que influyeron en el cálculo de IP, el cual de acuerdo
a la clasificación que se da a los pozos tiene un J < 0,5 lo cual indica que
es un pozo con mala producción
• Otro causal de la baja producción que tiene el Pozo Armadillo 2B es la
baja porosidad (Ø =11%) que presenta la formación, lo cual se debe a
que la arena productora es una roca ígnea, una formación que no es
comúnmente utilizada como productora.
• La presión de bajo balance calculada para realizar el cañoneo de la
Roca Ígnea del Pozo Armadillo 2B es de 1895 psi (∆𝑃̅̅̅̅ = 1 894.5 𝑝𝑠𝑖) la
cual permite obtener agujeros limpios. El uso de presiones diferenciales
muy altas (gradiente de fractura de la formación) no es adecuado ya que
pueden producir problemas tales como arenamiento o producción de
finos, los cuales no permitirán el flujo a través de los agujeros.
• En base al cálculo de la curva IPR la tasa recomendada será Q = 109
bfpd (Qo= 100 bppd) con una presión de fondo fluyente de 650 psi.
30
4.2. RECOMENDACIONES
• Por utilizar material explosivo de alta peligrosidad se deben cumplir con
todos los instructivos del sistema de gestión, para seguridad y salud de
la empresa operadora.
• Se recomienda realizar pruebas de Build Up después de haber realizado
los disparos para evaluar la formación y debido que estas pruebas
contribuyen con gran cantidad de información que puede ser de gran
ayuda en trabajos futuros.
31
5. BIBLIOGRAFÍA
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tipo ancla en pozos del campo Sacha en la Amazonia Ecuatoriana.
Trabajo previo a la obtención del título de Ingeniero de Petróleos, Quito,
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32
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las rocas. EPN. Quito, Ecuador.
33
ANEXO 1.
BHA de Cañoneo para Roca Ígnea del Pozo Armadillo 2B
(Ecuaservoil, 2017)
34
ANEXO 2.
Diagrama Mecánico final del Pozo Armadillo 2B
(Petroamazonas EP, 2017)
35
ANEXO 3.
Correlación estructural del pozo Armadillo-B2 con pozos productores del área en la arenisca “roca ígnea (volcánico)”
(Ecuaservoil, 2017)
![5[1]. cañoneo de pozos](https://static.fdocument.pub/doc/165x107/577cd3151a28ab9e7896a34c/51-canoneo-de-pozos.jpg)
