ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL · 2019. 4. 7. · 2.6.2.2 .Desventajas del sistema de cañoneo TCP ..... 47 2.6.3. SISTEMA DE CAÑONEO PURE (PERFORATING FOR ULTIMATE RESERVOIR EXPLOITATION)

ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL

FACULTAD DE INGENIERÍA EN GEOLOGÍA Y

PETRÓLEOS

ANÁLISIS DE LAS TÉCNICAS DE CAÑONEO EN LOS POZOS DE LOS CAMPOS PINDO Y PALANDA YUCA SUR. EVALUACIÓN DE

RECAÑONEO Y AMPLIACIÓN DE PUNZADOS

PROYECTO PREVIO A LA OBTENCIÓN DE TÍTULO DE INGENIERO EN PETRÓLEOS

JOSÉ LUIS ZHUNIO PACHECO

[email protected]

DIRECTOR: ING. VINICIO RENÉ MELO GORDILLO

[email protected]

Quito, Julio 2014

II

DECLARACIÓN

Yo José Luis Zhunio Pacheco, declaro bajo juramento que el trabajo aquí descrito

es de mi autoría; que no ha sido previamente presentada para ningún grado o

calificación profesional; y, que he consultado las referencias bibliográficas que se

incluyen en este documento.

A través de la presente declaración cedo mis derechos de propiedad intelectual

correspondientes a este trabajo, a la Escuela Politécnica Nacional, según lo

establecido por la Ley de Propiedad Intelectual, por su Reglamento y por la

normatividad institucional vigente.

JOSÉ LUIS ZHUNIO P.

III

CERTIFICACIÓN

Certifico que el presente trabajo fue desarrollado por José Luis Zhunio Pacheco,

bajo mi supervisión.

ING. VINICIO MELO

DIRECTOR DE PROYECTO

IV

AGRADECIMIENTOS

A mi Dios que me ha permitido lograr esto y ha cuidado de los que más amo para

que lo vean.

“El Señor es mi pastor, nada me faltará”

Salmo 23

A mis padres, Manuel y Rosa, pues son la máxima inspiración de mi esfuerzo y el

mayor apoyo en mi vida.

A mis hermanas Jessenia y Mayra por cuidarme tan bien.

A mis sobrinas Camila y Dayuma por hacerme creer de nuevo.

Al Consorcio Petrosud - Petroriva que me permitió y apoyó realizar este trabajo.

A los Ingenieros Dorian Jaramillo y Hugo Simba por toda la ayuda prestada.

A mi tutor, el Ingeniero Vínicio Melo por la inmensa ayuda en este proyecto.

Al Ingeniero Raúl Valencia por todo ese apoyo y gran amistad.

A la Facultad, lucharemos por ella!!!!

A Leonardo y Jair por el apoyo, las ideas y parte de la edición.

AL ROOOCCKK!!! Y la música, compañía eterna en todo trabajo y jornada que

llena de sueños a esta vida terrenal…

Y a todos los que me dieron la mano en su momento… ellos saben quiénes son..

V

DEDICATORIA

De todo corazón se lo dedico a mi adorada familia: Mamá Rosita, Papá Manu,

Itus, Daby, Cami y Dayu, que sin ellos nada de lo que he logrado se hubiera

materializado o tuviera sentido.

A los vagos de toda la vida: Javier, Carlos, Freddy, Luis, Diego, Flavio, Pablo,

Jefferson, Alejandra, Jorge, Julio, Rómulo, Christian, Rubén, Paul, Gustavo,

Leonardo, Cristina, Mónica, Cecy, Vero (me sorprende que no se haya repetido

ningún nombre) entre otros no menos importantes pues no me alcanzaría ni todo

el proyecto para nombrarlos y darles gracias por el apoyo (en tristezas,

responsabilidades y sobre todo estupideces) cuando más lo necesitaba.

A los que no se dejan vencer de la vida, día a día…

Y a todos los que han estado conmigo a lo largo de este camino que apenas está

empezando, espero verlos a todos juntos en algún lugar al final del arcoíris…

VI

CONTENIDO

DECLARACIÓN ..................................................................................................... II

CERTIFICACIÓN .................................................................................................. III

AGRADECIMIENTOS ........................................................................................... IV

DEDICATORIA ....................................................................................................... V

CONTENIDO ......................................................................................................... VI

ÍNDICE DE TABLAS ............................................................................................. XI

ÍNDICE DE FIGURAS ......................................................................................... XIV

RESUMEN ......................................................................................................... XVII

PRESENTACIÓN .............................................................................................. XVIII

CAPÍTULO 1 .......................................................................................................... 1

DESCRIPCIÓN GENERAL DE LOS CAMPOS PALANDA, YUCA SUR Y PINDO................................................................................................................. 1

1.1. HISTORIA Y UBICACIÓN DE LOS CAMPOS PALANDA, YUCA SUR Y PINDO ............................................................................................................. 1

1.1.1. ANTECEDENTES DEL BLOQUE PALANDA- YUCA SUR ................ 1

1.1.2. UBICACIÓN GEOGRÁFICA DEL BLOQUE PALANDA Y YUCA SUR ...................................................................................................... 1

1.1.3. ANTECEDENTES DEL CAMPO PINDO ............................................ 2

1.1.4. UBICACIÓN GEOGRÁFICA DEL CAMPO PINDO ............................. 2

1.2. ESTRUCTURA DE LOS CAMPOS PINDO, PALANDA Y YUCA SUR ......................................................................................................... 3

1.3. ESTRATIGRAFÍA DE LOS CAMPOS PINDO, PALANDA Y YUCA SUR ......................................................................................................... 6

1.4. DESCRIPCIÓN DE RESERVAS ............................................................... 9

1.4.1. RESERVAS PROBADAS ................................................................... 9

1.4.2. RESERVAS PROBABLES ................................................................. 9

1.4.3. RESERVAS REMANENTES .............................................................. 9

1.5. PROPIEDADES PETROFÍSICAS ........................................................... 10

1.5.1. POROSIDAD .................................................................................... 10

1.5.2. SATURACIÓN .................................................................................. 11

1.5.3. PERMEABILIDAD ............................................................................. 12

VII

1.6. CARACTERIZACIÓN DE FLUIDOS ........................................................ 13

1.6.1. GRADO API ...................................................................................... 13

1.6.2. PRESIÓN DE BURBUJA .................................................................. 14

1.6.3. GOR ................................................................................................. 14

1.6.4. FACTOR VOLUMÉTRICO ................................................................ 14

1.6.5. VISCOSIDAD.................................................................................... 14

1.7. PRODUCCIÓN DE LOS CAMPOS PINDO, PALANDA Y YUCA SUR .. 15

CAPÍTULO 2 ........................................................................................................ 22

DESCRIPCIÓN TÉCNICA E INSTALACIÓN DE LOS SISTEMAS DE CAÑONEO Y MECANISMOS DE DAÑOS DE FORMACIÓN POR CAÑONEO ..................... 22

2.1. ANTECEDENTES ...................................................................................... 22

2.2. TIPO DE CAÑONES O PISTOLAS ............................................................ 23

2.3. CARGAS JET............................................................................................. 25

2.3.1. ELEMENTOS DE UNA CARGA........................................................... 25

2.3.1.1. Casco ............................................................................................ 25

2.3.1.2. Liner............................................................................................... 25

2.3.1.3. Primer ............................................................................................ 26

2.3.1.4. Explosivo principal ......................................................................... 26

2.3.1.5. Cordón detonante .......................................................................... 27

2.3.2. EXPLOSIVOS ...................................................................................... 27

2.3.2.1. Tipos de Explosivos ....................................................................... 27

2.3.2.2. Características de los Explosivos .................................................. 28

2.3.3. DETONADORES ................................................................................. 29

2.3.3.1. Detonadores Eléctricos .................................................................. 29

2.3.3.2. Detonadores de Percusión ............................................................ 30

2.3.3.3. Cordón Detonante ......................................................................... 30

2.3.4. CARGAS CONFIGURADAS ................................................................ 30

2.3.4.1. Cargas de Alta Penetración DP (Deep Penetration) ...................... 31

2.3.4.2. Cargas de Hueco Grande, BH (Big Hole) ...................................... 32

2.4. FACTORES QUE AFECTAN LAEFECTIVIDAD DE UN CAÑONEO ......... 33

2.4.1. FACTORES GEOMÉTRICOS DEL DISPARO..................................... 35

2.4.1.1. Efecto de la Penetración y Densidad de Disparo .......................... 36

2.4.1.2. Efecto del Ángulo de Fase ............................................................. 37

VIII

2.4.2. EFECTO DE LA PRESIÓN DIFERENCIAL AL MOMENTO DEL DISPARO. ...................................................................................................... 37

2.4.2.1. Determinación de la condiciones de la presión de Bajo-Balance .. 40

2.5 .TIPOS DE DAÑO ....................................................................................... 42

2.5.1. DAÑO GENERADO POR EL DISPARO .............................................. 42

2.5.2. DAÑO GENERADO POR EL FLUIDO DE COMPLETACIÓN ............. 42

2.5.3. DAÑO GENERADO POR EL FLUIDO DE PERFORACIÓN ................ 44

2.6. TÉCNICAS DE CAÑONEO ........................................................................ 44

2.6.1. SISTEMA DE CAÑONEO CON CABLE O WIRELINE ........................ 44

2.6.1.1. Ventajas del sistema de cañoneo con cable eléctrico ................... 45

2.6.1.2. Desventajas del sistema de cañoneo con cable eléctrico.............. 45

2.6.2. SISTEMA DE CAÑONEO CON TUBERÍA O TCP ............................... 46

2.6.2.1. Ventajas del sistema de cañoneo TCP .......................................... 46

2.6.2.2 .Desventajas del sistema de cañoneo TCP .................................... 47

2.6.3. SISTEMA DE CAÑONEO PURE (PERFORATING FOR ULTIMATE RESERVOIR EXPLOITATION) ..................................................................... 48

2.6.3.1. Ventajas del sistema de cañoneo PURE ....................................... 49

2.6.3.2. Desventajas del sistema de cañoneo PURE ................................. 50

2.6.4. SISTEMA DE CAÑONEO DUO ........................................................... 50

2.6.4.1. Ventajas del sistema de cañoneo DUO ......................................... 51

2.6.4.2. Desventajas del sistema de cañoneo DUO ................................... 51

2.6.5. SISTEMA DE CAÑONEO CON PROPELENTE (STIMGUN) .............. 51

2.6.5.1. Ventajas del sistema de cañoneo STIMGUN ................................ 54

2.6.5.2. Desventajas del sistema de cañoneo STIMGUN ........................... 54

CAPÍTULO 3 ........................................................................................................ 55

SISTEMAS DE CAÑONEO IMPLEMENTADOS EN LOS POZOS DE LOS CAMPOS PALANDA YUCA SUR Y PINDO ......................................................... 55

3.1. POZOS CAÑONEADOS CON SISTEMA WIRELINE ............................. 55

3.1.1. POZOS CAÑONEADOS CON WIRELINE EN EL CAMPO PINDO ..... 55

3.1.1.1. Punzonamientos en la Arena Basal Tena...................................... 55

3.1.1.2. Punzonamientos en la Arena Napo “U” Superior. .......................... 55

3.1.1.3. Repunzonamientos y Ampliación de Punzados en la Arena Napo “U” Superior. ............................................................................................... 56

3.1.1.4. Punzonamientos en la Arena Napo “U” Inferior. ............................ 58

IX

3.1.1.5. Punzonamientos en la Arena Napo “T” Inferior ............................. 59

3.1.1.6. Punzonamientos en la Arena Napo Hollín Superior ...................... 60

3.1.1.7. Repunzonamientos y Ampliación de Punzados en la Arena Hollín Superior ...................................................................................................... 60

3.1.2. POZOS CAÑONEADOS CON WIRELINE EN EL CAMPO PALANDA ...................................................................................................... 62

3.1.2.1. Punzonamientos en la Arena “U” Inferior ....................................... 62

3.1.2.2. Repunzonamientos y Ampliación de Punzados en la Arena Napo “U” Inferior. ................................................................................................. 62


3.1.2.4. Punzonamientos en la Arena Hollín Superior. ............................... 64

3.1.3. POZOS CAÑONEADOS CON WIRELINE EN EL CAMPO YUCA SUR .................................................................................................... 65

3.1.3.1. Punzonamientos en la Arena “U” Inferior ....................................... 65


3.1.3.3. Repunzonamientos y Ampliación de Punzados en la Arena Napo “T” Inferior. .................................................................................................. 66

3.1.3.4. Punzonamientos en la Arena Hollín Superior. ............................... 68

3.1.3.5. Repunzonamientos y Ampliación de Punzados en la Arena Napo Hollín Superior. ........................................................................................... 68

3.2. POZOS CAÑONEADOS CON SISTEMA TCP NORMAL .......................... 70

3.2.1. POZOS CAÑONEADOS CON SISTEMA TCP NORMAL EN LOS CAMPOS PINDO, PALANDA Y YUCA SUR ................................................. 70

3.2.2. POZOS RECAÑONEADOS CON SISTEMA TCP NORMAL EN LOS CAMPOS PINDO, PALANDA Y YUCA SUR. ................................................ 71

3.3. POZOS CAÑONEADOS CON TÉCNICAS MODERNAS .......................... 73

3.4.PORCENTAJES DE CAÑONEOS Y RECAÑONEOS REALIZADOS POR EMPRESA ................................................................................................ 77

CAPÍTULO 4 ........................................................................................................ 81

ANÁLISIS TÉCNICO DE LOS RESULTADOS DE LAS TÉCNICAS DE CAÑONEO IMPLEMENTADAS. ........................................................................... 81

4.1. SELECCIÓN DE POZOS ........................................................................... 81

4.2. ANÁLISIS GRÁFICO: CAPACIDAD DE LA FORMACIÓN VS PRODUCCIÓN ACUMULADA .......................................................................... 82

4.2.1. ANÁLISIS GRÁFICO EN LA ARENA BASAL TENA DEL CAMPO PINDO ........................................................................................................... 84

X

4.2.2. ANÁLISIS GRÁFICO EN LA ARENA “U” SUPERIOR DEL CAMPO PINDO ........................................................................................................... 86

4.2.3. ANÁLISIS GRÁFICO EN LA ARENA “U” INFERIOR DEL CAMPO PINDO ........................................................................................................... 86

4.2.4. ANÁLISIS GRÁFICO EN LA ARENA “T” INFERIOR DEL CAMPO PINDO ........................................................................................................... 89

4.2.5. ANÁLISIS GRÁFICO EN LA ARENA HOLLÍN SUPERIOR DEL CAMPO PINDO ............................................................................................. 90

4.2.6. ANÁLISIS GRÁFICO EN LA ARENA HOLLÍN INFERIOR DEL CAMPO PINDO ............................................................................................. 91

4.2.7. ANÁLISIS GRÁFICO EN LA ARENA “U” INFERIOR DEL CAMPO PALANDA ...................................................................................................... 92

4.2.8. ANÁLISIS GRÁFICO EN LA ARENA “T” INFERIOR DEL CAMPO PALANDA ...................................................................................................... 93

4.2.9. ANÁLISIS GRÁFICO EN LA ARENA “U” INFERIOR DEL CAMPO YUCA SUR .................................................................................................... 94

4.2.10. ANÁLISIS GRÁFICO EN LA ARENA “T” INFERIOR DEL CAMPO YUCA SUR .................................................................................................... 96

4.2.11. ANÁLISIS GRÁFICO EN LA ARENA HOLLÍN SUPERIOR DEL CAMPO YUCA SUR ...................................................................................... 98

4.3. ANÁLISIS DE LOS CAÑONEOS ESTABLES DEL CAMPO PINDO ........ 100

4.4. ANÁLISIS DE LOS CAÑONEOS ESTABLES DEL CAMPO PALANDA .. 106

4.5. ANÁLISIS DE LOS CAÑONEOS ESTABLES DEL CAMPO YUCA SUR. 108

CAPÍTULO 5 ...................................................................................................... 113

CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES ..................................................... 113

5.1. CONCLUSIONES .................................................................................... 113

5.2. RECOMENDACIONES ............................................................................ 115

REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS ................................................................... 118

ANEXOS ............................................................................................................ 119

XI

ÍNDICE DE TABLAS

TABLA 1.1: COORDENADAS DEL BLOQUE PALANDA - YUCA SUR ................. 2

TABLA 1.2: COORDENADAS DEL CAMPO PINDO .............................................. 3

TABLA 1.3: RESERVAS DE LAS ARENAS PRODUCTORAS DE LOS CAMPOS

PINDO, PALANDA Y YUCA SUR AL 31 DE DICIEMBRE DE 2012 .................... 10

TABLA 1.4: POROSIDADES PROMEDIO DE LAS ARENAS PRODUCTORAS DE

LOS CAMPOS PINDO, PALANDA Y YUCA SUR ................................................ 11

TABLA 1.5: VALORES DE SATURACIÓN DE AGUA DE LOS CAMPOS PINDO,

PALANDA Y YUCA SUR. ..................................................................................... 12

TABLA 1.6: VALORES DE PERMEABILIDAD PROMEDIO DE LAS ARENAS

PRODUCTORAS DE LOS CAMPOS PINDO, PALANDA Y YUCA SUR. ............ 13

TABLA 1.7: CARACTERÍSTICAS DE LOS FLUIDOS PRODUCIDOS ................. 15

TABLA 2.1: TIPOS Y CARACTERÍSTICAS DE LOS EXPLOSIVOS USADOS EN

CAÑONEO ……………………………………………………………………………..27

TABLA 2.2: RANGOS DE PRESIÓN DE BAJO BALANCE PARA ALCANZAR

UNA LIMPIEZA ADECUADA DE PERFORACIONES .......................................... 41

TABLA 3.1: DATOS DE LOS CAÑONEOS CON WIRELINE REALIZADOS EN LA

ARENA BASAL TENA DEL CAMPO PINDO 55

TABLA 3.2 : DATOS DE LOS CAÑONEOS REALIZADOS CON WIRELINE EN LA

ARENA NAPO “U” SUPERIOR DEL CAMPO PINDO .......................................... 56

TABLA 3.3: DATOS DE LOS REPUNZONAMIENTOS REALIZADOS CON

WIRELINE EN LA ARENA NAPO “U” SUPERIOR DEL CAMPO PINDO ............ 57


ARENA NAPO “U” INFERIOR DEL CAMPO PINDO ........................................... 59

TABLA 3.5: DATOS DE LOS CAÑONEOS REALIZADOS CON WIRELINE EN LA

ARENA NAPO “T” INFERIOR DEL CAMPO PINDO ............................................ 59


ARENA HOLLIN SUPERIOR DEL CAMPO PINDO ............................................ 60


WIRELINE EN LA ARENA HOLLÍN SUPERIOR DEL CAMPO PINDO ............... 61

TABLA 3.8: DATOS DE LOS CAÑONEOS REALIZADOS CON WIRELINE EN LA

ARENA NAPO “U” INFERIOR DEL CAMPO PALANDA ...................................... 62

XII


WIRELINE EN LA ARENA NAPO “U” INFERIOR DEL CAMPO PALANDA......... 63

TABLA 3.10 : DATOS DE LOS CAÑONEOS REALIZADOS CON WIRELINE EN

LA ARENA NAPO “T” INFERIOR DEL CAMPO PALANDA ................................. 64

TABLA 3.11: DATOS DE LOS CAÑONEOS REALIZADOS CON WIRELINE EN

LA ARENA HOLLÍN SUPERIOR DEL CAMPO PALANDA .................................. 64


LA ARENA NAPO “U” INFERIOR DEL CAMPO YUCA SUR ............................... 65

TABLA 3.13 : DATOS DE LOS CAÑONEOS REALIZADOS CON WIRELINE EN

LA ARENA NAPO “T” INFERIOR DEL CAMPO YUCA SUR ............................... 65


WIRELINE EN LA ARENA NAPO “T” INFERIOR DEL CAMPO YUCA SUR ....... 67


LA ARENA HOLLÍN SUPERIOR DEL CAMPO YUCA SUR................................. 68


WIRELINE EN LA ARENA NAPO “T” INFERIOR DEL CAMPO YUCA SUR ....... 69

TABLA 3.17: DATOS DE CAÑONEOS REALIZADOS CON TCP NORMAL EN

LOS CAMPOS PINDO, PALANDA Y YUCA SUR ................................................ 70

TABLA 3. 18 : DATOS DE RECAÑONEOS REALIZADOS CON TCP NORMAL

EN LOS CAMPOS PINDO, PALANDA Y YUCA SUR .......................................... 72

TABLA 3.19 DATOS DE CAÑONEOS REALIZADOS CON TECNICAS

ESPECIALESEN LOS CAMPOS PINDO, PALANDA Y YUCA SUR .................... 74

TABLA 3.20 : DATOS DE RECAÑONEOS Y AMPLIACIÓN DE PUNZADOS

REALIZADOS CON TECNICAS ESPECIALES EN LOS CAMPOS PINDO,

PALANDA Y YUCA SUR ...................................................................................... 76

TABLA 4.1: CAÑONEOS ESTABLES DEL POZO PINDO 4...............................101

TABLA 4.2: CAÑONEOS ESTABLES DEL POZO PINDO 6 .............................. 101



TABLA 4.5: CAÑONEOS ESTABLES DEL POZO PINDO 11 ............................ 103



TABLA 4.8: CAÑONEOS ESTABLES DEL POZO PINDO 15D ......................... 104

XIII

TABLA 4.9: CAÑONEOS ESTABLES DEL POZO PINDO 16D ......................... 104

TABLA 4.10: CAÑONEOS ESTABLES DEL POZO PINDO 17D ....................... 105

TABLA 4.11: CAÑONEOS ESTABLES DEL POZO PALANDA 1 ...................... 106



TABLA 4.14: CAÑONEOS ESTABLES DEL POZO YUCA SUR 1 ..................... 109



TABLA 4.17: CAÑONEOS ESTABLES DEL POZO YUCA SUR 11 ................... 110





XIV

ÍNDICE DE FIGURAS

FIGURA 1.1: UBICACIÓN GEOGRÁFICA BLOQUE PALANDA-YUCA SUR ........ 3

FIGURA 1.2: UBICACIÓN GEOGRÁFICA BLOQUE PALANDA-YUCA SUR ........ 4

FIGURA 1.3: MAPA ESTRUCTURAL DEL CAMPO PINDO AL RESERVORIO

ARENISCA “U” INFERIOR ..................................................................................... 5

FIGURA 1.4: MAPA ESTRUCTURAL DEL BLOQUE PALANDA - YUCA SUR AL

RESERVORIO ARENISCA “T” INFERIOR............................................................. 6

FIGURA 1.5: COLUMNA LITOLÓGICA DE LOS CAMPOS PINDO, PALANDA Y

YUCA SUR ............................................................................................................. 8

FIGURA 1.6: HISTORIAL DE PRODUCCIÓN DE PETRÓLEO DEL CAMPO

PINDO .................................................................................................................. 16

FIGURA 1.7: HISTORIAL DEL CORTE DE AGUA DEL CAMPO PINDO ............ 17


PALANDA............................................................................................................. 18

FIGURA 1.9: HISTORIAL DEL CORTE DE AGUA DEL CAMPO PALANDA ....... 19


YUCA SUR ........................................................................................................... 20

FIGURA 1.11: HISTORIAL DEL CORTE DE AGUA DEL CAMPO YUCA SUR ... 21

FIGURA 2.1: DISPOSITIVOS DE UN CAÑON ……………………………………...24

FIGURA 2.2: DISPOSITIVOS DE UNA CARGA .................................................. 26

FIGURA 2.3: ESTABILIDAD DE LOS EXPLOSIVOS ........................................... 29

FIGURA 2.4: PROCESO DE DETONACIÓN DE UNA CARGA DE ALTA

PENETRACIÓN ................................................................................................... 32

FIGURA 2.5: PROCESO DE DETONACIÓN DE UNA CARGA DE HUECO

GRANDE. ............................................................................................................. 34

FIGURA 2.6: FACTORES GEOMÉTRICOS DEL SISTEMA DE DISPARO ......... 36

FIGURA 2.7: EFECTO DE LA PENETRACIÓN Y LA DENSIDAD DE DISPARO

SOBRE LA RELACIÓN DE PRODUCTIVIDAD (RP) ........................................... 37

FIGURA 2.8: EFECTO DE LA FASE SOBRE LA RELACIÓN DE

PRODUCTIVIDAD (RP) ....................................................................................... 38

FIGURA 2.9: PATRONES DE DISPARO PARA ÁNGULOS DE 0O, 60O, 30O,90O,

45O, 180O. ............................................................................................................. 39

FIGURA 2.10: DAÑO POR DISPARO CON CARGAS JET ................................. 43

XV

FIGURA 2.11: ESQUEMA DE CAÑONEO CON WIRELINE ................................ 45

FIGURA 2.12: ESQUEMA DE CAÑONEO CON TUBERÍA.................................. 47

FIGURA 2.13: FUNCIONAMIENTO DEL SISTEMA DE CAÑONEO PURE ......... 49

FIGURA 2.14: ESQUEMA DEL SISTEMA DE CAÑONEO DUO ANTES Y

DESPUÉS DEL DISPARO ................................................................................... 52

FIGURA 2.15: CAÑON TCP CON PROPELENTE ............................................... 53

FIGURA 3.1 : PORCENTAJE CAÑONEOS CON CABLE REALIZADOS EN LOS

CAMPOS PINDO, PALANDA Y YUCA SUR POR EMPRESA ............................. 78

FIGURA 3.2: PORCENTAJE CAÑONEOS CON TCP NORMAL REALIZADOS EN

LOS CAMPOS PINDO, PALANDA Y YUCA SUR POR EMPRESA ..................... 78

FIGURA 3.3: PORCENTAJE CAÑONEOS CON TÉCNICAS MODERNAS

REALIZADOS EN LOS CAMPOS PINDO, PALANDA Y YUCA SUR POR

EMPRESA ............................................................................................................ 79

FIGURA 3.4: PORCENTAJE CAÑONEOS REALIZADOS EN LOS CAMPOS

PINDO, PALANDA Y YUCA SUR POR EMPRESA ............................................. 80

FIGURA 4.1: ZONAS DEL GRÁFICO CAPACIDAD DE LA FORMACIÓN VS

PRODUCCIÓN ACUMULADA ............................................................................. 84

FIGURA 4.2: GRÁFICO CAPACIDAD DE LA FORMACIÓN VS PRODUCCIÓN

ACUMULADA DE LA ARENA BASAL TENA DEL CAMPO PINDO. .................... 85


ACUMULADA DE LA ARENA “U” INFERIOR DEL CAMPO PINDO. ................... 87

FIGURA 4.4 : REACONDICIONAMIENTOS DE LA ARENA “U” INFERIOR DEL

POZO PINDO 14. ................................................................................................. 88


ACUMULADA DE LA ARENA “T” INFERIOR DEL CAMPO PINDO. ................... 89


ACUMULADA DE LA ARENA HOLLÍN SUPERIOR DEL CAMPO PINDO. ........ 90


ACUMULADA DE LA ARENA HOLLÍN INFERIOR DEL CAMPO PINDO. ........... 91


ACUMULADA DE LA ARENA “U” INFERIOR DEL CAMPO PALANDA. ............. 93


ACUMULADA DE LA ARENA “T” INFERIOR DEL CAMPO PALANDA. .............. 94

XVI


ACUMULADA DE LA ARENA “U” INFERIOR DEL CAMPO YUCA SUR. ............ 95


ACUMULADA DE LA ARENA “T” INFERIOR DEL CAMPO YUCA SUR. ............ 97

FIGURA 4.12: REACONDICIONAMIENTOS DE LA ARENA “T” INFERIOR DEL

POZO YUCA SUR 4. ............................................................................................ 98


ACUMULADA DE LA ARENA HOLLÍN SUPERIOR DEL CAMPO YUCA SUR. .. 99

XVII

RESUMEN

En el mundo actual, la matriz energética sigue siendo dominada por el petróleo a

falta de otras opciones. Esto lo ha convertido en la base de la economía de varios

países, entre ellos el nuestro. Por ello conforme transcurre el tiempo, cada gota

de hidrocarburo aumenta su valor convirtiendo en una necesidad imperativa el

control y cuidado de la producción petrolera de cada pozo.

Las técnicas de cañoneo al ser el punto inicial de la producción de un pozo y del

contacto directo con el yacimiento, tienen mucha influencia con la cantidad de

producción petrolera, por lo cual el análisis de las tecnologías y procedimientos

vinculados a esta fase de la industria hidrocarburífera es imprescindible.

Así pues en este proyecto se realiza un análisis exhaustivo de las técnicas de

cañoneo implementadas a lo largo de historia en los pozos petroleros de los

campos Pindo, Palanda y Yuca Sur, buscando así entender la factibilidad de cada

una y considerando nuevas alternativas de uso de las técnicas de punzonado en

los pozos ya existentes en los mencionados campos.

XVIII

PRESENTACIÓN

Este proyecto de titulación busca principalmente mostrar qué tipo de técnica de

cañoneo resulta la más adecuada para los pozos el Campo Pindo y el Bloque

Palanda – Yuca Sur.

Por este motivo se ha realizado una búsqueda exhaustiva de información para el

análisis, considerando todo el tiempo de funcionamiento de los campos, formando

así un acervo bibliográfico confiable para nuestro estudio.

El primer capítulo describe la historia y características tanto geológicas como

petrofísicas de cada uno de los campos estudiados, seguido de definiciones

teóricas sobre las diferentes técnicas de cañoneo antiguas y actuales en el

segundo capítulo. El tercer capítulo muestra cada uno de los cañoneos,

recañoneo y ampliación de punzados realizados en el Campo Pindo y el Bloque

Palanda – Yuca Sur durante toda su existencia. Finalmente el capítulo 4 analiza

todos los datos obtenido de manera técnica y comparativa, lo cual nos lleva a

conclusiones importantes y sobre todo a resolver la incógnita principal, sobre que

técnica de cañoneo es la mejor para los campos y cual empresa es la mejor en

los trabajos.

CAPÍTULO 1

DESCRIPCIÓN GENERAL DE LOS CAMPOS

PALANDA, YUCA SUR Y PINDO

1.1. HISTORIA Y UBICACIÓN DE LOS CAMPOS PALANDA, YUCA

SUR Y PINDO

1.1.1. ANTECEDENTES DEL BLOQUE PALANDA- YUCA SUR

El Campo Palanda fue descubierto por PETROPRODUCCIÓN con la perforación

del pozo Palanda 01 en 1991, llegando a perforarse por parte de la empresa

hasta 5 pozos.

El Campo Yuca Sur inició su producción en el año 1981,al ser descubierto

mediante la perforación del pozo exploratorio Yuca Sur 01 en Diciembre de 1979

por PETROAMAZONAS, Operadora del Consorcio CEPE-TEXACO.

Posteriormente el campo es operado por PETROPRODUCCION, empresa que

perforó el pozo Yuca Sur 02. EL CONSORCIO PETROSUD – PETRORIVA tiene

a cargo las operaciones de los Campos Marginales Palanda y Yuca Sur desde el

mes de Julio del año 1999.

En el año 2009 por situaciones legales el CONSORCIO PETROSUD-

PETRORIVA se divide en 2 entidades, la primera mantiene los nombre originales

de la empresa mientras la segunda adopta el nombre CONSORCIO

PETROLERO PALANDA-YUCA SUR , este último maneja el bloque Palanda -

Yuca Sur en la actualidad .Las áreas del contrato son de 140 km2en el bloque.

1.1.2. UBICACIÓN GEOGRÁFICA DEL BLOQUE PALANDA Y YUCA SUR

El Bloque Palanda - Yuca Sur se encuentra en la provincia de Orellana, en el

cantón Francisco de Orellana, 20 Km al Oeste de la estación Central del Campo

Auca (Ver Figura 1.1). Se encuentra delimitado por 8 vértices cuyas coordenadas

geográficas se encuentran a continuación en la Tabla 1.1

2

TABLA 1.1: COORDENADAS DEL BLOQUE PALANDA - YUCA SUR

COORDENADAS DEL BLOQUE PALANDA - YUCA SUR VERTICE LATITUD SUR LONGITUD OESTE P-PYS-1 00o29’52,5091” 76o48’14,4112” P-PYS-2 00o29’52,5704” 76o44’28,0547”

P-PYS-3 00o29’53,5189”

76o44’28,0100” P-PYS-4 00o29’53,5495” 76o42’18,6609” P-PYS-5 00o32’19,1038” 76o42’18,7438” P-PYS-6 00o32’19,0577” 76o45’00,4320” P-PYS-7 00o38’33,4361” 76o45’00,5491” P-PYS-8 00o38’33,3681” 76o48’14,5734”

FUENTE: Departamento de Exploración y Desarrollo del Consorcio Petrosud-Petroriva y del Consorcio Petrolero Palanda Yuca Sur.

1.1.3. ANTECEDENTES DEL CAMPO PINDO

El Campo Pindo fue descubierto por PETROAMAZONAS, operadora del

consorcio CEPE - TEXACO en noviembre de 1991 con la perforación del pozo

exploratorio Pindo 01, y fue operado durante seis años llegándose a tener seis

pozos perforados. Desde Julio de 1999 hasta la actualidad el campo se

encuentra en manos del Consorcio Petrosud - Petroriva. La empresa ha perforado

11 pozos adicionales, de los cuales 4 son direccionales. El área del contrato del

Campo marginal Pindo es de aproximadamente de 64 km2.

1.1.4. UBICACIÓN GEOGRÁFICA DEL CAMPO PINDO

El campo Pindo se localiza en la provincia de Orellana, a 150 km. en línea recta al

sur de la población de Lago Agrio y a 10 km. al oeste de la estación central del

Campo Auca (Ver Figura 1.2).Tiene una área aproximada de 6800 hectáreas, la

población más cercana a las instalaciones del Campamento base es la parroquia

Dayuma. Se encuentra delimitado por 4 vértices cuyas coordenadas geográficas

se encuentran a continuación en la Tabla 1.2

3

FIGURA 1.1: UBICACIÓN GEOGRÁFICA BLOQUE PALANDA-YUCA SUR


1.2. ESTRUCTURA DE LOS CAMPOS PINDO, PALANDA Y YUCA

SUR

La estructura del campo Pindo es un pliegue anticlinal asimétrico, con una

longitud de 7 km con dirección en el sentido del eje, con rumbo principalmente

NS; con respecto al ancho es de unos 2.5 km, quedando definido por fallas en los

flancos (Ver Figura 1.3)

TABLA 1.2: COORDENADAS DEL CAMPO PINDO

COORDENADAS DEL CAMPO PINDO VERTICE LATITUD SUR LONGITUD OESTE P-PIN-1 00o38’33,3450” 76o49’19,2468” P-PIN-2 00o38’33,4361” 76o45’00,5491” P-PIN-3 00o43’10,1507” 76o45’00,6489” P-PIN-4 00o43’10,0485” 76o49’19,3507”


4

FIGURA 1.2: UBICACIÓN GEOGRÁFICA BLOQUE PALANDA-YUCA SUR


En la estructura de Palanda – Yuca Sur se diferencian dos anomalías mayores,

Yuca y Palanda, que podrían configurar culminaciones de un mismo eje

estructural. Otra posibilidad es la intervención de componentes oblicuas que

aumentarían la posibilidad de enlace y se confirmaría en el hundimiento norte de

Palanda (Ver Figura 1.4).

La estructura de Yuca Sur se encuentra ubicada en el hundimiento Sur del

anticlinal asimétrico, con dimensiones considerables de rumbo N-S y conocido

como anticlinal Yuca. Una falla inversa, longitudinal, afecta el hundimiento Sur en

el flanco oriental del anticlinal que sería la prolongación sur de la que afecta al

anticlinal Yuca.

En la estructura Palanda el anticlinal es asimétrico, de rumbo NE-SO; estaría

desligado de Yuca Sur por una falla oblicua. Dicha falla no causa la

desvinculación en el entrampamiento de petróleo. En dirección sur el anticlinal sur

retomaría rumbo N – S en el eje, existiendo un hundimiento sur del anticlinal

Palanda en dirección del bloque Pindo. En la posición del pozo Primavera 01,

5

perforado en el flanco oriental en la latitud de la culminación de Yuca, no resulta

claramente comprendida la condición de trampa.

FIGURA 1.3: MAPA ESTRUCTURAL DEL CAMPO PINDO AL RESERVORIO ARENISCA “U” INFERIOR


6


1.3. ESTRATIGRAFÍA DE LOS CAMPOS PINDO, PALANDA Y

YUCA SUR

Los campos marginales Pindo, Palanda y Yuca Sur están ubicados en la cuenca

sedimentaria que se enmarca en el lineamiento de las cuencas subandinas de la

FIGURA 1.4: MAPA ESTRUCTURAL DEL BLOQUE PALANDA - YUCA SUR AL RESERVORIO ARENISCA “T” INFERIOR

7

cadena montañosa oriental de los Andes, que a la vez corresponden a cuencas

sedimentarias del tipo tras-arco que recientemente han sido formadas y

estructuradas.

En la columna estratigráfica (Ver Figura 1.5) se encuentran las principales

formaciones petrolíferas existentes en la cuenca Oriente Ecuatoriana, en las que

consecuentemente se encuentran los campos Pindo, Palanda y Yuca Sur. Con

referencia a las diferentes formaciones se tiene que:

Se alcanzó la formación Chapiza en los pozos Primavera 01, Yuca Sur 01 y

Palanda 01; y está compuesta de limonitas y rocas felsíticas.

La formación Hollín (Cretácico Inferior: Albiense, Aptiano) está formada por una

serie de areniscas cuarcíticas de tamaño variable que van desde finas a gruesas,

blanca, porosa, pobremente estratificada. En los pozos Yuca Sur 01 y Palanda 01

la formación tiene un espesor de 367 a 375 pies, mientras que en otros pozos fue

atravesada parcialmente.

La formación Napo (Cretácico: Albiano Inferior a Senoniano) se encuentra sobre

la formación Hollín, está formada por lutitas ricas en materia orgánica, calizas

bioclásticas y areniscas que han sido depositadas en ambientes fluviales,

márgenes marinos y plataformas marino someras durante el cretácico superior

(White et al., 1995, 2000). Sin duda es la formación la más importante desde el

punto de vista hidrocarburífero para el Ecuador y, a la vez esta formación

presenta espesores que varían desde 1224 a 1228 pies en los campos Pindo,

Palanda y Yuca Sur.

La formación Tena (Cretácico Superior Maestrichtiense) está formada

predominantemente de arcillas, con un número significativo de intercalaciones de

areniscas y escasos conglomerados; margas y calizas atenaceas aparecen en

menor cantidad. Esta formación resulta de menor importancia petrolera, poca

información y por lo tanto muy insegura en las correlaciones. El espesor de esta

formación es alrededor de 600 pies.

La formación Tiyuyacu (Paleoceno Superior-Eoceno) es una serie de capas rojas,

comprendiendo conglomerados basales gruesos al que sobreyacen areniscas con

8

intercalaciones de lutitas rojas verdosas y grises; cuyo espesor varía de menos

500 pies a más de 1000 pies.

La formación Chalcana comprende una secuencia de capas rojas de una variedad

de arcillas rojizas abigarradas con yeso y parece cubrir transversalmente la

formación Tiyuyacu. La Orteguaza es el equivalente a aguas profundas de la

parte inferior de la formación Chalcana (Bristol y Hoffsteter, 1977).

ELABORADO POR: Ing. Cristina Correa (Consorcio Petrosud- Petroriva)

FIGURA 1.5: COLUMNA LITOLÓGICA DE LOS CAMPOS PINDO, PALANDA Y YUCA SUR

9

1.4. DESCRIPCIÓN DE RESERVAS

Las reservas son los volúmenes de petróleo crudo, condensado, gas natural y

líquidos del gas natural que se pueden recuperar comercialmente de

acumulaciones conocidas, desde una fecha determinada en adelante.

Una vez mencionado esto, se muestra a continuación en la Tabla: 1.3 el estado

actual de las reservas de los campos Pindo, Palanda y Yuca Sur. Sin embargo

para comprender mejor la mencionada tabla es importante recordar brevemente

las clases de reservas que existen.

1.4.1. RESERVAS PROBADAS

Las reservas probadas son las cantidades de hidrocarburos estimados por

análisis de datos de geología e ingeniería con razonable certeza, que serán

recuperables comercialmente de yacimientos conocidos, a partir de una fecha

determinada en adelante, bajo las actuales condiciones económicas,

operacionales y regulaciones gubernamentales. Si se emplea el método

probabilístico, debe existir al menos un 90 % de probabilidad de que las

cantidades a ser recuperadas serán iguales o superiores al estimado.

1.4.2. RESERVAS PROBABLES

Las reservas probables son los volúmenes de hidrocarburos por análisis de datos

de geología e ingeniería con una certeza menor a las reservas probadas,

asociados a reservorios conocidos; recuperables de una manera comercialmente

rentable, considerando las condiciones económicas, operacionales y regulaciones

gubernamentales actuales; al utilizar métodos probabilísticos, debe existir al

menos una probabilidad de 50 % de que la cantidad a ser recuperada será igual o

superior a la suma de las reservas probadas más las probables.

1.4.3. RESERVAS REMANENTES

Volumen de hidrocarburos que puede ser recuperado del yacimiento, cuantificado

posterior a una fecha determinada.

10

TABLA 1.3: RESERVAS DE LAS ARENAS PRODUCTORAS DE LOS CAMPOS PINDO, PALANDA Y YUCA SUR AL 31 DE DICIEMBRE DE 2012

CAMPO ARENA POES (bls) FR

Inicial (%)

RESERVAS PRODUCCIÓN FR

Actual (%)

RESERVAS

PROBADAS ACUMULADA REMANENTES

(bls) (bls) (bls)

Pindo

Basal Tena 15771652 0,27 4258346 4251744 0,27 6602

“U” Superior 4894538 0,05 244726 109073 0,02 135653

“U” Inferior 38198742 0,35 13369559 12904049 0,34 465510

“T” Inferior 12707675 0,29 3685225 2985662 0,23 699563

Hollín Superior

15686410 0,15 2352961 784885 0,05 1568076

Hollín Inferior 21351873 0,22 4697412 3001460 0,14 1695952

Palanda

“U” Inferior 8054253 0,19 1518818 1509979 0,19 8839

“T” Inferior 12747475 0,32 4119565 3787670 0,30 331895

Hollín Superior

4289183 0,14 603316 519967 0,12 83349

Yuca Sur

“U” Inferior 21099078 0,19 4057173 3549103 0,17 508070

“T” Inferior 24324014 0,35 8512701 7293279 0,30 1219422

Hollín Superior

9566103 0,18 1701508 1388602 0,15 312906

FUENTE: Archivos de la ARCH.

1.5. PROPIEDADES PETROFÍSICAS

En este apartado mostraremos las características petrofísicas de la roca

reservorio en los diferentes yacimientos de los Campos Pindo, Palanda y Yuca

Sur.

1.5.1. POROSIDAD

La porosidad se define como la relación entre el volumen poroso y el volumen

total de la roca (la propiedad inversa a la porosidad es la compacidad).

Matemáticamente la porosidad en fracción se expresa con la ecuación 1.1.

(1.1)

En la mayoría de casos la porosidad esta expresada en porcentaje, por lo que

para este caso se debe multiplicar por 100 el resultado de la ecuación 1.1.

De acuerdo a la interconexión del volumen poroso, la porosidad se define en

porosidades absoluta, efectiva y residual.

11

En la Tabla 1.4 mostramos las porosidades promedio de las arenas productoras

de los Campos Pindo, Palanda y Yuca Sur.

TABLA 1.4: POROSIDADES PROMEDIO DE LAS ARENAS PRODUCTORAS DE LOS CAMPOS PINDO, PALANDA Y YUCA SUR

CAMPO ARENA POROSIDAD

(fracción)

Pindo

Basal Tena 0,18

“U” Superior 0,14

“U” Inferior 0,17

“T” Inferior 0,15

Hollín Superior 0,16

Hollín Inferior 0,17

Palanda




Yuca Sur





1.5.2. SATURACIÓN

Es la relación que expresa la cantidad de fluido que satura el medio poroso.

Conocida dicha cantidad y la extensión del volumen poroso se puede

volumétricamente determinar cuánto fluido existe en una roca. Además al sumar

todas las saturaciones de los fluidos existentes en roca el resultado debe ser 1.

En la Tabla: 1.5 mostramos las saturaciones de agua promedio de las arenas

productoras de los Campos Pindo, Palanda y Yuca Sur.

12

TABLA 1.5: VALORES DE SATURACIÓN DE AGUA DE LOS CAMPOS PINDO, PALANDA Y YUCA SUR.

CAMPO ARENA Swi

(fracción)

Pindo

Basal Tena 0,21






Palanda




Yuca Sur





1.5.3. PERMEABILIDAD

La permeabilidad es la capacidad que tiene el medio poroso para permitir el flujo

de fluidos. Para flujo lineal la ley de Darcy dice que la velocidad de un fluido

homogéneo en un medio poroso es proporcional a la fuerza de empuje (gradiente

de presión) e inversamente proporcional a la viscosidad.

Si la roca posee más de un fase (petróleo, agua y gas) en su medio poroso, su

capacidad para permitir el flujo de cada una de las mismas a través de dicho

medio poroso se define como permeabilidad efectiva. La permeabilidad efectiva

de una fase determinada es menor a la permeabilidad absoluta; y se encuentra en

función de la saturación de la misma.

Los valores de permeabilidad de la tabla han sido obtenidos de las pruebas de

presión realizadas a lo largo de la historia de los campos, puesto que hay escasa

información de núcleos.

13

TABLA 1.6: VALORES DE PERMEABILIDAD PROMEDIO DE LAS ARENAS PRODUCTORAS DE LOS CAMPOS PINDO, PALANDA Y YUCA SUR.

CAMPO ARENA PERMEABILIDAD K (Md)

Pindo

Basal Tena 1755,0






Palanda




Yuca Sur





1.6. CARACTERIZACIÓN DE FLUIDOS

A continuación se presenta una breve descripción de las características del

petróleo, para de allí mostrar una tabla donde se encuentran los valores

promedios de las mencionadas características en los yacimientos de los Campos

Pindo, Palanda y Yuca Sur:

1.6.1. GRADO API

Es una medida de la densidad del petróleo, está estrechamente relacionada con

la calidad del crudo y su valoración en el mercado. El API se relaciona con la

gravedad específica del petróleo a través de la ecuación 1.2.

(1.2)

Donde:

GE=Gravedad específica del petróleo.

API=Densidad del petróleo en grados API.

14

1.6.2. PRESIÓN DE BURBUJA

Se denota como Pb. Es la presión a la cual la primera burbuja de gas comienza a

liberarse del petróleo. También es llamada presión de saturación. Cada

yacimiento tiene su presión de burbuja particular.

1.6.3. GOR

El término GOR es la abreviatura en ingles de razón gas-petróleo, esto es la

razón entre la cantidad de pies cúbicos de gas y de barriles de petróleo

producidos a condiciones normales. Su unidad es PCS/BF.

1.6.4. FACTOR VOLUMÉTRICO

Se denota por Bo. Se define como el volumen de petróleo (más su gas en

solución) en el yacimiento, requerido para producir un barril de petróleo medido a

condiciones de superficie.

Por ejemplo, Bo= 1.5 bl/BF significa que para tener un barril de petróleo en

superficie (Barril Fiscal, BF) se requiere 1.5 barriles de petróleo en el yacimiento.

Lógicamente, el valor de Bo será mayor de la unidad debido al gas que entra en

solución. De otro modo, al pasar el petróleo de yacimiento a superficie sufre

disminución en presión y temperatura y ocurre liberación de gas presente en el

líquido (petróleo). Este proceso conduce a una merma del volumen de petróleo

del yacimiento al pasar a superficie.

1.6.5. VISCOSIDAD

Se denota como µo. Se define como la medida de la resistencia del petróleo al

flujo. Es usualmente medida en centipoises, cp, (g cm-1 s-1). La resistencia al flujo

es causada por fricción interna generada cuando las moléculas del fluido tratan de

desplazarse unas sobre otras.

Los principales factores de interés en Ingeniería de Petróleos que afectan μo son:

La composición del petróleo, la temperatura, el gas disuelto y la presión. La

viscosidad aumenta cuando disminuye el API y también aumenta con un

decremento en la temperatura. El efecto del gas disuelto es alivianar el petróleo y

15

por tanto disminuir su viscosidad. Mientras exista un incremento en la presión

sobre un petróleo subsaturado, su viscosidad se incrementará.

En la Tabla 1.7 se muestran los distintos valores de las características de los

crudos producidos en los Campos Pindo, Palanda y Yuca Sur, estos fueron

obtenidos de correlaciones con pozos aledaños de otros campos y algunos

análisis existentes.

TABLA 1.7: CARACTERÍSTICAS DE LOS FLUIDOS PRODUCIDOS

CAMPO ARENA Pr Pb T

API βoi µo GOR

(psi) (psi) (F) (bls/BF) (cp) (PCS/BF)

Pindo

Basal Tena 3578 590 195 18 1.12 7.1 116 “U” Superior 3735 680 190 12.2 1.16 4.8 179 “U” Inferior 4040 710 200 16.5 1.112 8.3 85 “T” Inferior 4200 675 205 23.6 1.298 3.61 220

Hollín Superior

4391 290 220 23 1.152 4.42 12

Hollín Inferior

4504 290 215 22 1.105 5.12 9

Palanda

“U” Inferior 3190 710 200 18.4 1.112 8.1 190 “T” Inferior 3691 190 238 28 1.1 3.92 860

Hollín Superior

3985 290 220 23 1.152 3.7 150

Yuca Sur

“U” Inferior 3341 810 190 18 1.082 14 86 “T” Inferior 3840 168 235 28 1.2 2.78 168

Hollín Superior

4034 160 193 27 1.07 4.2 50


1.7. PRODUCCIÓN DE LOS CAMPOS PINDO, PALANDA Y YUCA

SUR

En la Figura 1.6 se puede ver la evolución de la producción diaria de petróleo del

campo Pindo durante toda su historia.

Allí se observa que la producción es apenas existente en 1991, pues solo se

perforo un pozo en ese año. La producción llega a un primer máximo en el año

1994, esto se debe a la estabilización de producción de los 6 pozos perforados

hasta mediados de1993 por parte de PETROAMAZONAS. La menor producción

16

se registra en 1999, año en el que el campo es entregado al Consorcio Petrosud-

Petroriva, así pues la producción obtiene un pico en 2001 gracias a la perforación

de 5 nuevos pozos ese año por parte del consorcio.

Debido a la baja de producción de 2006, ese mismo año se perfora 2 pozos más

recuperando la producción que obtendrá su máximo nivel gracias a la perforación

de 2 pozos direccionales en 2008.

Finalmente en 2011 para evitar la última caída de producción se perforó 2 pozos

direccionales más obteniendo la última alza hasta final del 2012.

FIGURA 1.6: HISTORIAL DE PRODUCCIÓN DE PETRÓLEO DEL CAMPO PINDO


0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

7000

Tas

a d

e P

etró

elo

(B

PD

)

Años

17

En la Figura 1.7 se observa la evolución del corte de agua que ha ido subiendo

como es natural en el tiempo y ha sido disminuida por medio de

reacondicionamientos exitosos y perforación de pozos.

En la Figura 1.8 observamos el historial de producción del campo Palanda.

En la mencionada figura se observa cambios bruscos en la producción, esto se

debe a que es un campo pequeño, con pocos pozos, lo que indica que el cierre de

una arena basta para cambiar bruscamente el perfil de producción.

FIGURA 1.7: HISTORIAL DEL CORTE DE AGUA DEL CAMPO PINDO


Así pues el primer pico de producción y el más alto es en el año 1993, en el cual

se terminaron los 5 pozos perforados por PETROPRODUCCIÓN. Mediante

reacondicionamientos se ha aumentado la producción hasta el nuevo pico en

2004, año en el que se estabilizó la producción de 2 pozos nuevos perforados por

0

10

20

30

40

50

60

70

80

19

91

19

92

19

93

19

94

19

95

19

96

19

97

19

98

19

99

20

00

20

01

20

02

20

03

20

04

20

05

20

06

20

07

20

08

20

09

20

10

20

11

20

12

Co

rte

de

Ag

ua

(%)

Años

18

el Consorcio Palanda - Yuca Sur. De allí en adelante existe una declinación

importante de producción que ha logrado ser revertida mediante

reacondicionamientos y punzonamientos exitosos los 2 últimos años.


PALANDA


En la evolución del corte de agua (Figura 1.9) vale mencionar que 2 pozos fueron

convertidos a inyectores después del año 2001 en el cual se muestra el pico, pues

sólo producían agua.

En la Figura 1.10 se observa la evolución de la producción de petróleo del campo

Yuca Sur desde su inicio de operaciones

0

200

400

600

800

1000

1200

1400

1600

19

91

19

92

19

93

19

94

19

95

19

96

19

97

19

98

19

99

20

00

20

01

20

02

20

03

20

04

20

05

20

06

20

07

20

08

20

09

20

10

20

11

20

12

Tas

a d

e P

etró

elo

(B

PD

)

Años

19

FIGURA 1.9: HISTORIAL DEL CORTE DE AGUA DEL CAMPO PALANDA


Entre 1981 y 1992 sólo existió un pozo produciendo en el campo Yuca Sur, por lo

que el primer pico en 1988 corresponde a un reacondicionamiento exitoso. En

1992 se perfora el segundo pozo en el campo con lo que se logra cierto aumento

de producción.

Así pues ya bajo el mando del Consorcio Petrolero Palanda - Yuca Sur, entre

2001 y 2003 se perforan 6 pozos en el campo, llegando al máximo punto de

producción del campo hasta la fecha. La producción ha descendido desde allí

salvo en 2006 donde aumentó ligeramente por la perforación de otro pozo,

finalmente el declive ha continuado ya que no se ha perforado de nuevo.

0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

100

Co

rte

de

Ag

ua

(%)

Años

20

FIGURA 1.10: HISTORIAL DE PRODUCCIÓN DE PETRÓLEO DEL CAMPO YUCA SUR


En la evolución del corte de agua que muestra la Figura 1.11 cabe resaltar el pico

de 1991, que fue una de las razones para la perforación de un segundo pozo en

el campo. Y finalmente el pico de 2000, razón importante para recurrirá una

campaña de perforación entre 2001 y 2003. En la actualidad existe un corte de

agua relativamente alto.

0

500

1000

1500

2000

2500

3000

35001

98

1

19

82

19

83

19

84

19

85

19

86

19

87

19

88

19

89

19

90

19

91

19

92

19

93

19

94

19

95

19

96

19

97

19

98

19

99

20

00

20

01

20

02

20

03

20

04

20

05

20

06

20

07

20

08

20

09

20

10

20

11

20

12

Tas

a d

e P

etró

elo

(B

PD

)

Años

21

FIGURA 1.11: HISTORIAL DEL CORTE DE AGUA DEL CAMPO YUCA SUR


En el Anexo 1 se encuentra los valores respectivos a las figuras desde la 1.6

hasta la 1.11

0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

19

81

19

82

19

83

19

84

19

85

19

86

19

87

19

88

19

89

19

90

19

91

19

92

19

93

19

94

19

95

19

96

19

97

19

98

19

99

20

00

20

01

20

02

20

03

20

04

20

05

20

06

20

07

20

08

20

09

20

10

20

11

20

12

Co

rte

de

Ag

ua

(%)

Años

22

CAPÍTULO 2

DESCRIPCIÓN TÉCNICA E INSTALACIÓN DE LOS

SISTEMAS DE CAÑONEO Y MECANISMOS DE DAÑOS DE

FORMACIÓN POR CAÑONEO

2.1. ANTECEDENTES

La culminación de los trabajos de un pozo para finalmente obtener producción es

la operación de punzonamiento, también conocido como cañoneo. Esto consiste

en atravesar la tubería de revestimiento y el cemento que la rodea con ayuda de

cargas explosivas, para así comunicar los fluidos que se encuentran en el

yacimiento con el interior del pozo por medio de los orificios que dejan las

mencionadas cargas.

Es imprescindible realizar un buen diseño de las técnicas de cañoneo, pues su

ejecución tiene relación directa con la producción del pozo. El lograr disparos

limpios y penetración profunda da como resultado un buen flujo del yacimiento al

pozo y si a esto le sumamos que si la profundidad donde se realizó los disparos

es la adecuada, se tiene un pozo productor rentable.

El grado de la tubería de revestimiento, el diámetro de esta, el tipo de formación,

la humedad y la temperatura son algunos factores que pueden afectar el resultado

de los disparos.

Tanto la productividad como la inyectividad del pozo dependen fundamentalmente

de la caída de presión en las cercanías del hueco, la cual habitualmente se

calcula a través del factor de daño. Este último depende del tipo de completación,

del daño de la formación y de los parámetros de los disparos.

En el pasado, los disparos a menudo consistían simplemente en orificios

realizados en el acero del revestidor con cortadores mecánicos (antes de 1932),

mediante el disparo de balas (a partir de 1932), por bombeo de abrasivos (desde

23

1958) o, más comúnmente, detonando explosivos con cargas huecas especiales

fabricadas específicamente para los campos petroleros (a partir de 1948).

Los métodos de transporte de las pistolas también se han mantenido actualizados

a la par de la tecnología y las técnicas de disparo. A fines de la década de los 70

y principios de la del 80, las estrategias de disparo se limitaban a la utilización de

pistolas más pequeñas que se bajaban a través de la tubería de producción o

cañones más grandes que se bajaban a través del revestidor, transportados

principalmente con cable de acero. Las cargas de cada tipo y tamaño de cañón se

diseñaban con el fin de lograr el tamaño máximo del orificio, o bien una

penetración profunda. A mediados de los años ochenta, se ampliaron las

opciones de transporte de los cañones. A partir de entonces, los cañones bajados

junto con la tubería de producción (TCP, por sus siglas en inglés) ya no están

limitados a un sector reducido del mercado y se han convertido en un elemento

esencial de muchas completaciones de pozos y en una importante herramienta

para efectuar disparos.

2.2. TIPO DE CAÑONES O PISTOLAS

Un sistema de disparo consiste de una colección de cargas explosivas, cordón

detonante, estopín y portacargas. Esta es una cadena explosiva que contiene una

serie de componentes de tamaño y sensitividad diferente y puede ser bajado con

cable y/o con tubería. En la figura 2.1 se muestran los componentes de un cañón.

Los componentes explosivos son montados en un portacargas el cuál puede ser

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

a. Recuperables (cargas no expuestas)

b. Semidesechables (cargas expuestas)

c. Desechables (cargas expuestas)

24

FIGURA 2.1: DISPOSITIVOS DE UN CAÑON

FUENTE: Halliburton

ELABORADO POR: Halliburton

Recuperables: En los sistemas recuperables (cargas no expuestas), los residuos

de los explosivos y lámina portadora son recuperados y prácticamente no queda

basura en el pozo. En este sistema no están expuestos los explosivos a la presión

y ambiente del pozo, lo cual lo hace más adecuado para ambientes hostiles. Esta

última característica hace que sea la opción más usada en la industria petrolera

ecuatoriana y por tanto la usada en los pozos a analizarse.

Desechables: En las pistolas desechables, los residuos de las cargas, cordón,

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

dentro del pozo dejando una considerable cantidad de basura. Una ventaja es que

al no estar contenidas las cargas dentro de un tubo, pueden ser de mayor tamaño

con lo que se obtiene una mayor penetración. La principal desventaja es que los

25

componentes explosivos están expuestos a la presión y fluido del pozo, por lo

que, normalmente, este sistema está limitado por estas condiciones.

Semidesechable: Este sistema es similar al desechable con la ventaja de que la

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

portacargas.

2.3. CARGAS JET

Es el tipo de carga ampliamente usado en la industria petrolera actualmente. Son

dispositivos pre-formados que contienen el explosivo y material necesario para

generar un chorro que atraviesa la tubería de revestimiento y la formación.

Los cañoneos poseen dos tipos de carga: expuesta y no expuesta.

La carga expuesta es cuando sus cargas no tienen ningún recubrimiento y están

en contacto directo con el fluido de perforación del pozo y la carga no expuesta

como su nombre lo indica posee una protección de acero, es decir se encuentra

recubierta por un tubo de acero.

2.3.1. ELEMENTOS DE UNA CARGA

Los elementos de la carga configurada son: Casco, liner, primer, explosivo

principal y cordón detonante, como podemos observar en la figura 2.2.

2.3.1.1. Casco

Fabricado de distintos materiales como acero, zinc, aluminio, cerámica o vidrio; su

función es mantener la fuerza generada por la detonación el tiempo necesario

para que se forme el Jet.

2.3.1.2. Liner

Puede ser cónico o parabólico, dependiendo a la clase de carga que pertenezca,

se ubica en el centro de la carga. El colapso de este elemento por la energía

producto de la detonación de la carga principal es trascendental para la formación

adecuada del Jet.

26

FIGURA 2.2: DISPOSITIVOS DE UNA CARGA

FUENTE: Schlumberger

ELABORADO POR: Schlumberger

El liner es una combinación de polvos metálicos pulverizados como cobre,

tungsteno, estaño, zinc y plomo, que aportan al Jet una densidad adecuada y un

gradiente de velocidad uniforme, para lograr una penetración profunda sin

taponamiento.

2.3.1.3. Primer

También denominado primer charge, es un explosivo de alta sensibilidad y

pureza; cuya función es accionar la carga en la detonación.

2.3.1.4. Explosivo principal

Este elemento libera su energía a altas velocidades, para producir la detonación y

determina a su vez la mayor o menor penetración; estas características lo tornan

en el elemento primordial en la carga.

27

2.3.1.5. Cordón detonante

Es un cable eléctrico, cuya función es accionar en secuencia todas las cargas del

cañón o cañones, dependiendo la operación realizada.

2.3.2. EXPLOSIVOS

Las cargas para perforar la tubería dependen de los explosivos para generar la

energía necesaria y tener una penetración efectiva de la tubería de revestimiento,

cemento y formación. Por esto, el desempeño de la carga está relacionado

directamente con el desempeño del explosivo.

Debido a su enorme relación Energía – Peso se prefiere los explosivos sobre otra

fuente de energía. Los explosivos actúan rápidamente, son confiables y pueden

ser almacenados por largos periodos de tiempo. Además, se manejan con

seguridad tomando las precauciones debidas.

2.3.2.1. Tipos de Explosivos

Los explosivos de acuerdo a su velocidad de reacción pueden clasificarse en ALTOS y BAJOS.

TABLA 2.1: TIPOS Y CARACTERÍSTICAS DE LOS EXPLOSIVOS USADOS EN CAÑONEO

Explosivos Bajos Explosivos Altos

Características

Velocidad de Reacción entre Velocidad de Reacción Mayor a

330 y 1500 m/s. Sensibles 1500 m/s. Iniciados por

al calor, iniciados por flama o Calor o percusión.

chispa.

FUENTE: PEMEX ELABORADO POR: José Zhunio

Los explosivos altos que se usan más comúnmente en la perforación de tuberías

son:

- Azida de plomo

- Tacot

- PYX (Picrilaminodinitropiridina, Bis - picrylamino - 3,5 dinitropyridine).

- RDX (Royal Demolition Explosivo, Ciclotrimetileno Trinitramina, ciclonita,

hexógeno, o T4).

28

- HNS (Hexanitrostilbeno).

- HMX (High Melting Explosivo, octógeno o Ciclotetrametileno

Tetranitramina).

La Azida de plomo y el Tacot se usan en los estopines eléctricos. El RDX, HMX,

HNS, HTX y PYX se usan en los cordones detonantes, fulminantes y cargas.

Estos últimos son los comúnmente usados en la industria petrolera del país.

Los explosivos bajos son compuestos sensibles, que pueden deflagrarse sin

detonar; la deflagración ocurre por una reacción a un estímulo subsónico

provocando una combustión súbita con llama a baja velocidad de propagación sin

explosión, no se los emplea frecuentemente en aplicaciones de cañoneo Tipo Jet.

2.3.2.2. Características de los Explosivos

2.3.2.2.1. Sensitividad

La sensitividad es una medida de la energía mínima, presión o potencia requerida

para iniciar un explosivo y nos refleja la facilidad con la que puede iniciarse.

La sensitividad al impacto es la altura mínima de la cuál puede dejarse caer un

peso sobre el explosivo para que detone, mientras que la sensitividad a la chispa

es la cantidad de energía que debe tener una chispa para detonar un explosivo.

2.3.2.2.2. Estabilidad

La estabilidad se refiere a la habilidad de un explosivo para perdurar por largos

períodos de tiempo o para soportar altas temperaturas sin descomponerse.

Los explosivos usados en los disparos deben tener una alta estabilidad para que

puedan ser almacenados por un tiempo razonable y que puedan operar

efectivamente después de exponerse a las temperaturas del pozo.

La Figura 2.3 nos muestra la estabilidad de algunos explosivos en función de la

temperatura y el tiempo

29

FIGURA 2.3: ESTABILIDAD DE LOS EXPLOSIVOS



2.3.3. DETONADORES

Son dispositivos utilizados, para iniciar la detonación de la carga dentro del cañón.

Los empleados actualmente en sistemas de cañoneo, son de dos tipos: eléctricos

y de percusión.

2.3.3.1. Detonadores Eléctricos

Este tipo de detonadores se activan mediante una corriente eléctrica, se los

denomina dispositivos electro-explosivos; los más simples son los detonadores no

30

resistorizados, es decir no poseen resistencias dentro de sus componentes

principales.

Con el avance de la tecnología se logró mejoras en la seguridad como la

eliminación de explosivos primarios sensibles y la creación de detonadores

eléctricos con resistores de seguridad o resistorizados, cuya función es disipar el

flujo de corriente de fuentes externas no deseadas.

2.3.3.2. Detonadores de Percusión

Esta clase de detonadores se activan por un golpe generando una reacción rápida

tanto de explosivos primarios y secundarios, se los emplea en sistemas de

cañoneo TCP (Tubing Conveyed Perforating).

Los detonadores de percusión no necesitan corriente eléctrica para su activación,

por ende no presentan predisposición a problemas eléctricos; por otra parte la

energía de percusión, para su detonación es de alrededor de 5 a 7 lb-pie.

2.3.3.3. Cordón Detonante

Su función es transmitir la detonación por todo el eje del cañón, permitiendo quela

onda de detonación siga en secuencia de una carga explosiva a otra. El cordón

detonante está compuesto de explosivo secundario, el cual se encuentra aislado

en su totalidad por una cubierta protectora. La importancia de selección del

material de la cubierta es vital sobretodo en aplicaciones de cañones expuestos.

La velocidad de detonación puede alterarse, fundamentalmente por el tipo de

cordón detonante empleado en la operación. Los cordones detonantes elaborados

para los explosivos HNS y PYX son generalmente lentos, con velocidades entre

22000 y 25000 pie/s; mientras los fabricados para explosivos RDX y HMX son

más rápidos con velocidades aproximadamente entre 28000 y 30000 pie/s.

2.3.4. CARGAS CONFIGURADAS

Las cargas configuradas se clasifican en cargas de alta penetración y cargas de hueco grande.

31

2.3.4.1. Cargas de Alta Penetración DP (Deep Penetration)

En esta categoría de cargas, la geometría del liner es una estructura cónica y

genera un jet angosto, alargado y fino; consiguiendo una penetración

relativamente profunda y un diámetro de agujero pequeño.

El liner se halla compuesto de diversas mezclas de metal pulverizado, el cual

luego de la detonación colapsará, formando un jet que generará un canal de

comunicación entre el pozo y la formación, dejando una mínima cantidad de

residuos fruto del disparo, la mayoría de los mismos provendrá del casco.

Cuando el casco es formado de zinc, los residuos se disgregan quedando

prácticamente polvo facilitando su evacuación; por otra parte si el casco fuese de

acero se generarán residuos de mayor tamaño, permaneciendo una fracción

dentro del tubo o cápsula (Figura 2.4).

El pico de presión de colapso en la línea central luego de la detonación, logra un

valor de alrededor de 29 X 106 psi y disminuirá hasta alrededor de 2,9 X 106 psi.

En un liner de cobre las velocidades en la punta del jet pueden alcanzar valores

máximos de 28000 pie/s.

32

FIGURA 2.4: PROCESO DE DETONACIÓN DE UNA CARGA DE ALTA PENETRACIÓN



El 20% del material que compone el liner formará el jet de alta velocidad y el

restante 80% tendrá movimiento lento, que generalmente no ayuda en el proceso

de penetración.

2.3.4.2. Cargas de Hueco Grande, BH (Big Hole)

Este tipo de cargas tienen la geometría del liner parabólica o hemisférica y son

empleadas para incrementar el rendimiento de la densidad de disparos y el área

total de flujo.

33

El liner de forma parabólica, provocará un jet con bajas velocidades, producto de

acarrear mayor cantidad de masa, generando una perforación poco profunda. El

agujero creado en la tubería de revestimiento durante el procedimiento será

mayor con respecto a las cargas de alta penetración (Figura 2.5).

2.4. FACTORES QUE AFECTAN LAEFECTIVIDAD DE UN

CAÑONEO

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

representado matemáticamente por:

(2.1)

Donde:

J= Índice de Productividad (bls/día psi)

Q=Caudal de fluidos producido (bls/día)

Pr= Presión de reservorio (psi)

Pwf=Presión de fondo fluyente (psi)

El índice de productividad de una zona puede ser difícil de determinar, por lo tanto

el efecto del diseño del sistema de disparo como son la penetración, fase,

densidad, diámetro del agujero, daño del lodo, etc., pueden ser evaluados usando

la Relación de Productividad.

34

FIGURA 2.5: PROCESO DE DETONACIÓN DE UNA CARGA DE HUECO GRANDE.



(2.2)

Obviamente como muestra la ecuación 2.2, entre RP sea más grande mejor

resultado se habrá obtenido del cañoneo.

Los principales factores que afectan la productividad del pozo son:

a. Factores geométricos del disparo

35

b. Presión diferencial al momento del disparo

c. Tipo de pistolas y cargas

d. Daño generado por el disparo

e. Daño causado por el fluido de la perforación

f. Daño causado por el fluido de la completación

Como se puede observar, los cuatro primeros factores que afectan la

productividad pueden ser manipulados durante el diseño del disparo. Por lo tanto

con el análisis de las condiciones del pozo y la selección del sistema de disparo

adecuado, se obtendrá la máxima producción del pozo.

2.4.1. FACTORES GEOMÉTRICOS DEL DISPARO

La geometría de los agujeros hechos por las cargas explosivas en la formación

influye en la Relación de Productividad del pozo y está definida por los Factores

Geométricos.

Estos determinan la eficiencia del flujo en un pozo disparado y son:

- Penetración

- Densidad de cargas por metro

- 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, echados de la formación y radio de

drenaje. La figura 2.6 muestra de manera simple como los factores geométricos

de disparo tienen relación con la Relación de Productividad.

36

FIGURA 2.6: FACTORES GEOMÉTRICOS DEL SISTEMA DE DISPARO



2.4.1.1. Efecto de la Penetración y Densidad de Disparo

Como puede apreciarse en la Figura 2.7, el efecto de la penetración y la densidad

de cargas es muy pronunciado en las primeras pulgadas de penetración. Arriba

de 6 pulgadas la tendencia es menor pero es evidente la importancia de la

penetración para mejorar la relación de productividad (RP).

La densidad de cargas influye también en la relación de Productividad (RP)

observando que para una densidad de 3 cargas/m es necesaria una penetración

de 16 pulgadas para obtener una RP de 1.0 mientras que para una densidad de

13 cargas/m se necesitan solo 6 pulgadas.

La gráfica supone un pozo sin daño, para el caso más real de un pozo con una

zona de daño debido al fluido de perforación, la penetración mas allá de la zona

de daño es relevante para mejorar la RP.

37

2.4.1.2. Efecto del Ángulo de Fase

La fase angular entre perforaciones sucesivas es un factor importante. La Figura

2.8 muestra una reducción de un 10 - 12 % en la RP para sistemas de 0° y 90°

con una misma penetración. Suponiendo que se use un sistema de 0° de fase,

con una penetración de 6 pulgadas, se obtiene una RP de 0.9 de la gráfica,

mientras que para un sistema de 90° se obtiene una RP de 1.02; esto representa

una diferencia del 11% en la RP.

FIGURA 2.7: EFECTO DE LA PENETRACIÓN Y LA DENSIDAD DE DISPARO SOBRE LA RELACIÓN DE PRODUCTIVIDAD (RP)

FUENTE: Schlumberger ELABORADO POR: Schlumberger

Los diferentes ángulos de fase se muestran en la Figura: 2.9.

2.4.2. EFECTO DE LA PRESIÓN DIFERENCIAL AL MOMENTO DEL DISPARO.

Existen dos técnicas que pueden aplicarse durante la ejecución de los disparos:

Sobre –balance

Presión hidrostática > Presión de formación

38

Bajo – balance

Presión hidrostática < Presión de formación

FIGURA 2.8: EFECTO DE LA FASE SOBRE LA RELACIÓN DE PRODUCTIVIDAD (RP)


El objetivo de una terminación sobre-balanceada es 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 aun se tenga una perforación

parcialmente taponada y una zona compactada de baja permeabilidad.

Cuando se tiene una terminación diferencial bajo-balanceada, los residuos de las

cargas y la zona comprimida podrían ser expulsados por la acción del brote de

fluido del yacimiento.

39


FIGURA 2.9: PATRONES DE DISPARO PARA ÁNGULOS DE 0O, 60O, 30O,90O, 45O, 180O.

40

Disparar el pozo con una presión diferencial a favor de la formación es

recomendable para obtener la limpieza de los agujeros. Sin embargo, usar

presiones de bajo-balance muy altas es inadecuado ya que arriba de cierto valor

no se obtiene ninguna mejora en el proceso de limpiado. Una presión diferencial

muy baja 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.

Por lo cual para calcular la presión diferencial a establecer durante el disparo se

deberán considerar los factores siguientes:

- 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

Mientras que la magnitud de la presión diferencial de bajo-balance depende

principalmente de:

- La permeabilidad de la formación.

- El tipo de fluido.

2.4.2.1. Determinación de la condiciones de la presión de Bajo-Balance

El siguiente procedimiento es una manera fácil y efectiva de calcular una presión

adecuada de bajo-balance adecuada para una operación de cañoneo.

1. Cálculo de la presión bajo-balanceada máxima (Ecuación 2.3 o Ecuación

2.4),ΔPmáx.

(2.3)

Donde:

Δt= Tiempo de tránsito de la formación.

41

(2.4)

Donde:

ρb= Densidad total de la formación.

2. Cálculo de la presión bajo-balanceada mínima (Ecuación 2.5), ΔPmín.

(2.5)

Donde: K = Permeabilidad (md). 3. Cálculo del punto promedio de presión ΔPmed(Ecuación 2.6)

(2.6)

Basándose en estudios estadísticos realizados por W. T. BelI en 1984, se

estableció un rango de valores de presión bajo-balanceada para la limpieza de las

perforaciones en yacimientos de petróleo y gas, como se muestra en la Tabla:2.2.

TABLA 2.2: RANGOS DE PRESIÓN DE BAJO BALANCE PARA ALCANZAR UNA LIMPIEZA ADECUADA DE PERFORACIONES

Fluido Permeabilidad

Alta Permeabilidad Baja K > 100 K < 100

Petróleo 500 - 1000 psi 1000 - 2000 psi Gas 1000 - 2000 psi 2000 - 5000 psi


ELABORADO POR: José Zhunio

En caso de que los registros indiquen una invasión somera de fluido de

perforación y/o se utilizó cemento con baja pérdida de agua, la presión bajo-

balanceada se encontrará entre ΔPmín y el punto promedio de presión.

42

Por otra parte cuando los registros indican una invasión de fluido de perforación

de media a profunda y/o se empleó cemento con media o alta pérdida de agua, la

presión bajo-balanceada se encontrará entre el punto promedio de presión y

Pmáx.

2.5 .TIPOS DE DAÑO

2.5.1. DAÑO GENERADO POR EL DISPARO

El proceso de perforación de formaciones permeables y porosas con las cargas

moldeadas crea una "película" que se opone al flujo en el agujero. El jet generado

por la explosión de las cargas penetra la formación a alta velocidad, desplazando

el material de formación, creando una zona compactada en las vecindades del

agujero y disminuyendo la permeabilidad inicial. Dicha zona está compuesta por

los granos triturados y compactados formando una capa de alrededor de 0.25 a

0.5 pg, cuyo grosor no es uniforme y disminuye mientras se acerca el final del

canal de perforación (Figura 2.10)

La recomendación para disminuir este tipo de daño es incrementar la penetración

para sobrepasar la zona de daño.

2.5.2. DAÑO GENERADO POR EL FLUIDO DE COMPLETACIÓN

El fluido de terminación es de primordial importancia para obtener óptimos

resultados. Si existe algún material extraño en el fluido, puede ser empujado

dentro de la perforación por el Jet ó un pequeño taponamiento sería el resultado.

El jet de la carga genera gases de alta presión asociadas con la explosión, hay

indicios reales de que el fluido alrededor de la carga es separado durante el

disparo y cuando la burbuja de gas se contrae al enfriarse, el frente del fluido es

lanzado dentro de la perforación.

43

FIGURA 2.10: DAÑO POR DISPARO CON CARGAS JET

FUENTE: ESP OIL

ELABORADO POR: ESP OIL

Momentáneamente se crea una condición de sobre-balance con fuerzas de

impacto y si el fluido no es completamente limpio, las partículas serán adheridas a

las paredes del agujero y podría haber invasión de extensión limitada

El daño del pozo, las perforaciones de las cargas, penetración parcial y la

desviación provocan un cambio en la geometría radial del flujo que afecta la

productividad del pozo.

El efecto combinado de estos factores se denomina "Efecto Pelicular" y genera

una caída de presión que afecta la producción del yacimiento.

44

2.5.3. DAÑO GENERADO POR EL FLUIDO DE PERFORACIÓN

Existen componentes en el lodo de perforación como el carbonato de calcio que

permiten aislar el yacimiento a través del efecto conocido como puenteo, o más

comúnmente como costra de lodo. Este mismo efecto resulta en un daño si las

mencionadas partículas no son bien removidas antes de depositar el cemento en

el espacio anular. Así pues las partículas sólidas pueden ser arrastradas dentro

del agujero abierto por el jet del disparo, aunque se use un fluido supuestamente

limpio de terminación.

2.6. TÉCNICAS DE CAÑONEO

En este apartado de manera preferente describiremos los métodos de cañoneo

utilizados por las diferentes empresas en los campos Pindo, Palanda y Yuca Sur.

Esto incluye técnicas relativamente nuevas de cañoneo como el PURE, DUO y el

STIMGUN.

2.6.1. SISTEMA DE CAÑONEO CON CABLE O WIRELINE

El sistema de disparo bajado con cable puede usarse antes de introducir la

tubería de producción, o después de introducir la misma.

La ventaja de efectuar el disparo previo a la introducción del aparejo es que se

pueden emplear pistolas de diámetro más grande, generando un disparo más

profundo.

Este procedimiento se efectúa en condiciones de presión de sobre-balance, con el

propósito de minimizar el soplado de los cañones hacia arriba, debido a las altas

presiones existentes en el espacio anular y en superficie.

Como resultado del procedimiento a condiciones de sobre-balance, las

perforaciones se obstruyen por residuos, incluso si el intervalo de disparo es

corto o el pozo inicia su producción; en conclusión a condiciones de sobre-

balance es difícil que se realice una limpieza eficaz de las perforaciones, debido a

las altas velocidades de flujo y turbulencia en el frente productor.

Este sistema se ilustra en la figura 2.11.

45

FIGURA 2.11: ESQUEMA DE CAÑONEO CON WIRELINE

FUENTE: BAKER HUGHES ELABORADO POR: BAKER HUGHES

2.6.1.1. Ventajas del sistema de cañoneo con cable eléctrico

- Pérdida mínima de tiempo en relación a TCP en caso que ocurriese una

falla.

- Costo del servicio más económico al compararlo con el tiempo de taladro

necesario en las operaciones con TCP.

- La elección del tamaño del cañón se puede realizar de acuerdo con el

diámetro de la tubería de revestimiento.

- Apto para disparar en zonas de alta presión.

- Duración de la operación entre 4 y 8 horas.

2.6.1.2. Desventajas del sistema de cañoneo con cable eléctrico

- Al ser una técnica en la cual se dispara con presión de sobre balance,

causan daños elevados.

46

- Los disparos se realizan con el pozo lleno de agua de control para prevenir

un reventón, con el cañón aún dentro del pozo.

- Disminución de la permeabilidad en la zona compactada debido al cañoneo

efectuado en condiciones de sobre-balance.

- El ángulo de inclinación máximo en el cual se puede conseguir un disparo

óptimo es de 65º.

2.6.2. SISTEMA DE CAÑONEO CON TUBERÍA O TCP

En el sistema de disparos bajados con tubería (conocido como TCP) el cañón se

transporta en el extremo inferior de la tubería de producción con una empacadura,

la cual debe ser asentada antes de iniciar la operación de cañoneo. La pistola es

bajada al intervalo de interés con tubería de trabajo. A diferencia de las pistolas

bajadas con cable, en este sistema sólo se utilizan portacargas entubados.

El objetivo fundamental del sistema TCP es lograr orificios limpios, profundos y

simétricos, ya que se puede utilizar cañones de mayor diámetro, cargas de alta

penetración, alta densidad de disparo, sin límites de longitud en los intervalos a

cañonear en un mismo viaje, todo esto combinado con un diferencial óptimo a

favor de la formación.

La mayor seguridad del pozo, cuando se emplea este método de cañoneo, se

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

de control de presiones en el cabezal del pozo. Este equipo está instalado todo el

tiempo para lograr máxima seguridad (Figura 2.12).

2.6.2.1. Ventajas del sistema de cañoneo TCP

- Como se realiza a condiciones bajo-balance, se pone a producir

inmediatamente el pozo, logrando así que se limpie las perforaciones con

el aporte del yacimiento obteniendo un daño menor.

- Permite disparar mayor cantidad de intervalos y de mayor longitud en una

sola corrida.

47

FIGURA 2.12: ESQUEMA DE CAÑONEO CON TUBERÍA

FUENTE: PETROPRODUCCIÓN ELABORADO POR: PETROPRODUCCIÓN

- Se puede emplear en pozos con un alto grado de desviación y en pozos

horizontales.

- En formaciones sensibles a los fluidos de completación se puede disparar

y evaluar simultáneamente.

- Existe mayor seguridad en caso de presencia de ácido sulfhídirco H2S.

2.6.2.2 .Desventajas del sistema de cañoneo TCP

- Sus costos son sumamente elevados en relación al cañoneo wireline.

- El proceso presenta demora.

48

2.6.3. SISTEMA DE CAÑONEO PURE (PERFORATING FOR ULTIMATE

RESERVOIR EXPLOITATION)

Analizando las presiones transitorias de operaciones de disparos mediante

pruebas de laboratorio se descubrió que el bajo-balance estático solo no garantiza

la obtención de disparos limpios. Los resultados indicaron que lo que realmente

rige la limpieza de los disparos son las fluctuaciones producidas en la presión del

pozo inmediatamente después de la detonación de las cargas huecas antes

ignoradas y no la diferencia de presión inicial como se pensaba anteriormente.

El proceso de operaciones de disparos para la explotación total del yacimiento

PURE (Perforating for Ultimate Reservoir Exploitation) es una nueva técnica

aplicable a portacargas, o cañones, operados con cable o con línea de acero, y a

sistemas de cañones bajados con tubería flexible o con la tubería de producción

TCP, y sea en terminaciones de pozos verticales o muy inclinados, incluyendo los

pozos horizontales.

El proceso PURE utiliza operaciones de disparos diseñadas a la medida de las

necesidades, cargas huecas especiales y configuraciones de cañones diseñados

con un fin específico, para generar un alto nivel de bajo-balance dinámico,

partiendo de bajos-balances o sobre-balances de presión modestos.

En la Figura: 2.13 se observa un cañón con sistema PURE, dicho sistema emplea

cargas configuradas (color azul) y cargas PURE especiales (color amarillo). El

propósito de las cargas PURE es crear orificios adicionales en los transportadores

de las cargas convencionales o en las cámaras PURE adicionales, sin llegar a

penetrar la tubería de revestimiento, de tal manera que se maximice la presión y

mejore la limpieza de los disparos

49

FIGURA 2.13: FUNCIONAMIENTO DEL SISTEMA DE CAÑONEO PURE


Inmediatamente después de la detonación de la carga, los jets de alta velocidad

crean canales en la formación. Los diseños PURE varían las condiciones del pozo

y parámetros de los cañones para provocar instantáneamente un bajo-balance en

el intervalo de interés disparado.

La oleada inicial de la formación se encarga de limpiar los escombros residuales y

el daño inducido producto de la operación. Todo este proceso sucede en menos

de un segundo.

Vale mencionar finalmente que la denominación de este sistema de cañoneo es

propia de la empresa Schlumberger

2.6.3.1. Ventajas del sistema de cañoneo PURE

- Debido a que produce una condición de bajo- balance dinámico en los

primeros milisegundos, disminuye considerablemente el daño producido.

50

- Puede utilizarse con todas las técnicas de cañoneo.

- El pozo puede encontrarse en bajo-balance o sobre-balance estático previo

a su ejecución.

2.6.3.2. Desventajas del sistema de cañoneo PURE

- La densidad de disparos puede ser afectada por el diseño del sistema

PURE, debido a que varias cargas pueden ser cambiadas por cargas

PURE, por lo que la cantidad de perforaciones puede disminuir.

- Su costo es mayor a las técnicas que usan cargas normales.

2.6.4. SISTEMA DE CAÑONEO DUO

El proceso de Optimización del Bajo Balance Dinámico (DUO) es un sistema de

análisis y planificación del trabajo que ayuda al sistema yacimiento-pozo

ampliando el perfil del Bajo Balance, para optimizar la eficiencia de flujo de los

canales perforados (Figura 2.14).

El cañoneo con bajo balance dinámico es un método para crear una condición de

bajo balance temporal (fracciones de segundo) en el pozo, con el propósito de

limpiar las perforaciones sin la necesidad de establecer las condiciones

tradicionales de bajo balance estático. Esto se logra mediante la utilización de

Cámaras DUO que no son más que cámaras vacías que están selladas

herméticamente a presión atmosférica desde la superficie, el diferencial de

presión del reservorio y de las cámaras vacías provoca el bajo balance dinámico

en el momento de la detonación. Estas se colocan generalmente 10 pies de

cañones vacios más 1 o 2 válvulas IGPV-DUO por encima y debajo de la zona de

interés, para controlar la presión y velocidad de flujo del yacimiento al pozo.

La válvula IGPV (Intern Gun Pressure Vent), que por su disminución en el

diámetro interno, aumenta la velocidad del flujo evacuando más rápidamente los

residuos del punzonamiento.

Vale recalcar finalmente que el sistema de cañoneo DUO es propio de la empresa

Baker Hughes

51

2.6.4.1. Ventajas del sistema de cañoneo DUO

- Debido a que produce una condición de bajo- balance dinámico en los

primeros milisegundos, disminuye considerablemente el daño producido.

2.6.4.2. Desventajas del sistema de cañoneo DUO

- Su costo es mayor a los cañoneos normales con cable y TCP.

2.6.5. SISTEMA DE CAÑONEO CON PROPELENTE (STIMGUN)

El propelente (perclorato de potasio), es un oxidante, explosivo, es un material

muy estable y seguro. La camisa requiere tres condiciones para inflamarse:

confinamiento, presión y temperatura; por lo que es básicamente inerte en la

superficie debido a que estas tres condiciones no existen comúnmente. Existe

una ligera probabilidad de iniciación si la camisa es impactada (por ejemplo, con

un martillo) pero la probabilidad es mínima. Para que reaccione tiene que estar

confinado más o menos a 500 psi de hidrostática. En el agujero, la camisa está

confinada en la tubería de revestimiento y existe presión suficiente proveniente de

la hidrostática y temperatura del agujero creada por detonación de las cargas de

perforación.

La camisa propelente está expuesta directamente al agujero y no es tan resistente

como el mismo tubo de cañón. La camisa es similar en resistencia a la tubería de

PVC.

La camisa es quebradiza y cualquier impacto puede causarle fractura. El

propelente es aplicable a cualquier trabajo de TCP. Es importante mencionar que

la cantidad de propelente se determina por el cubrimiento, así pues en 10 pies de

punzado se coloca 7 pies de propelente.

Este sistema de cañoneo se ilustra en la figura 2.15.

52

FIGURA 2.14: ESQUEMA DEL SISTEMA DE CAÑONEO DUO ANTES Y DESPUÉS DEL DISPARO

FUENTE: Baker Hughes ELABORADO POR: Baker Hughes

Para formaciones consolidadas la cantidad de propelente es menor que para

formaciones no consolidadas, por la facilidad que tiene de expandirse.

La sarta que se utiliza en StimGun, es la misma que la de un cañoneo TCP, sólo

que en StimGun se añade las camisas de propelente, las mismas que son

colocadas en la parte exterior del cañón y sujetadas con collares retenedores.

53

El cañón es detonado en el agujero según lo acostumbrado y durante el proceso

de perforación la camisa es iniciada. La camisa, que es un oxidante patentado,

arde rápidamente y produce una explosión de gas a alta presión. Este gas a alta

presión entra a la perforación y crea fracturas alrededor de las zonas dañadas y

crea un flujo mejorado de la formación al agujero.

FIGURA 2.15: CAÑON TCP CON PROPELENTE

FUENTE: Halliburton ELABORADO POR: Halliburton

El TCP Propelente se usa:

- Para lograr una mejor conexión con el reservorio.

- Para la estimulación de pozos.

54

- Para restablecer inyectividad en pozos inyectores.

- Como un método de pre-fractura.

- Es un método de limpieza.

- En pozos horizontales y abiertos donde hay daño

- No reemplaza una fractura hidráulica.

- Finalmente hay que acotar que este sistema de cañoneo es propio de la

empresa Halliburton.

2.6.5.1. Ventajas del sistema de cañoneo STIMGUN

- Debido a su efecto en la formación se ha evidenciado que evita la

realización de fracturamiento hidráulico y tratamientos ácidos en la

formación después de los disparos.

- Inducción del flujo de arena en pozos de crudo pesado.

2.6.5.2. Desventajas del sistema de cañoneo STIMGUN

- Tiene varios requerimientos específicos como una máxima temperatura de

350 OF, una mínima presión de confinamiento de 500 psi y nunca usarlo a

0O fase.

- Es más costoso que todas las técnicas anteriores, pues sólo se lo realiza

con TCP.

55

CAPÍTULO 3

SISTEMAS DE CAÑONEO IMPLEMENTADOS EN LOS

POZOS DE LOS CAMPOS PALANDA YUCA SUR Y PINDO

3.1. POZOS CAÑONEADOS CON SISTEMA WIRELINE

Para mostrar los resultados obtenidos mediante los cañoneos con cable y dado

los pocos datos que se tiene se analizaran de forma general estos en los tres

campos Palanda, Pindo y Yuca Sur, en cada una de las arenas productoras

respectivas.

3.1.1. POZOS CAÑONEADOS CON WIRELINE EN EL CAMPO PINDO

3.1.1.1. Punzonamientos en la Arena Basal Tena

Como se puede observar en la Tabla 3.1 en casi todos los casos hubo

producción, con excepción del pozo Pindo 12, el cual se cerró en el 2009.Los

daños son todos positivos y relativamente altos, mostrando que nunca hubo

estimulación por parte de los disparos, al contrario muestran un daño significativo.

El pozo Pindo 6 muestra un corte de agua muy alto, por lo que no fue producido a

posteridad.

TABLA 3.1: DATOS DE LOS CAÑONEOS CON WIRELINE REALIZADOS EN LA ARENA BASAL TENA DEL CAMPO PINDO

Pozo W.O. Fecha Intervalo (pies) DPP IP Daño BPPD BSW (%) Carga Empresa

Pin-1 0 28-Nov-91 9041-9056(15) 4 2,1 6,35 1771 0,3 Hyperjet 2 SLB

Pin-6 0 21-Jul-93 9128 -9148 (20) 4 0,6 0,9 306 85 Hyperjet 2 SLB

Pin-8 0 14-Feb-95 9080-9089(9) 5 0,7 7,25 227 3,3 N.D. SLB

Pin-9 0 27-Mar-01 9040-9049(9) 5 1,6 15,4 216 0,1 N.D. SLB

Pin-12 3 02-Jul-05 8970 -8976 (6) 5 N.D. N.D. N.D. N.D. Predator Baker


3.1.1.2. Punzonamientos en la Arena Napo “U” Superior.

En la Tabla 3.2 se observan 2 disparos sin resultados (Pindo 4 y 9) produciendo

solo agua. Solo se tiene 2 daños registrados, uno sumamente alto y otro negativo.

Algo muy llamativo es que el daño alto registrado es el único cañoneo realizado

por la empresa Halliburton.

56

TABLA 3.2 : DATOS DE LOS CAÑONEOS REALIZADOS CON WIRELINE EN LA ARENA NAPO “U” SUPERIOR DEL CAMPO PINDO


Pin-1 0 28-Nov-91 9760-9771(11) 4 N.D. N.D. N.D. N.D. Hyperjet 2 SLB

Pin-2 0 24-Sep-92 9755-9773(18) 4 0,05 30,1 160 5 D.P. Halliburton

Pin-3 2 13-Jul-95 9832-9850 (18) 6 N.D. N.D. 294 50 N.D. N.D.

Pin-4 6 02-Ago-04 9744-9756 (12) 5 N.D. N.D. 0 100 N.D. Baker

Pin-6 0 31-Jul-93 9840-9853 (13)

4 0,16 -0,09 551 0,2 Hyperjet 2 SLB 9858-9865 (7)

Pin-9 0 27-Mar-01 9739-9747 (8) 5 N.D. N.D. 0 100 N.D. SLB


Es importante mencionar que si existe información del cañoneo de Pindo 1, sin

embargo son datos de toda la arena U, los cuales por cierto muestran producción

alta con daño alto (1037 BLS y 9,7 respectivamente).

3.1.1.3. Repunzonamientos y Ampliación de Punzados en la Arena Napo “U”

Superior.

En la Tabla 3.3 se muestran los datos de los recañoneos realizados en la arena

Napo “U” superior del Campo Pindo.

Cabe mencionar que a pesar de no tener los datos exactos de los resultados de

los punzonados del reacondicionamiento 5, en el pozo Pindo 1 debido a que la

operación de cañoneo se evaluó de forma conjunta para toda la arena U, hay una

alza en la producción de ambas de 270 a 417 barriles de petróleo y una

disminución del corte de agua del 80% al 68%.

57

TA

BL

A 3

.3:

DA

TO

S D

E L

OS

RE

PU

NZ

ON

AM

IEN

TO

S R

EA

LIZ

AD

OS

CO

N W

IRE

LIN

E E

N L

A A

RE

NA

NA

PO

“U

” S

UP

ER

IOR

DE

L C

AM

PO

PIN

DO

Po

zo

W.O

. F

ech

a

Inte

rval

o (

pie

s)

DP

P

IP

Dañ

o

An

tes

D

esp

ués

C

arg

a

Em

pre

sa

Ob

serv

acio

ne

s

BP

PD

B

SW

(%

)

BP

PD

B

SW

(%

)

Pin

-1

5

01-J

un-9

4

9760-9

768 (

8)

6

N.D

. N

.D.

N.D

. N

.D.

N.D

. N

.D.

N.D

. S

LB

D

esp

ués

de

Squ

ee

ze

Pin

-1

13

08-D

ic-0

2

9747-9

755 (

8)

5

N.D

. N

.D.

36

92

0

100

N

.D.

Bake

r A

mplia

ció

n d

e

Pun

zados

Pin

-1

13

19-D

ic-0

2

9747-9

755 (

8)

5

0,0

51

4,2

6

0

100

26

66

N

.D.

Bake

r R

eca

ñoneo

9760-9

768(8

)

Pin

-2

7

16-S

ep-0

7

9755-9

773 (

18)

5

0,0

51

30,8

0

100

75

32

N

.D.

Bake

r

Esc

ala

y P

ara

fina.

Se u

só e

l po

zo 1

0

Años

com

o

inye

ctor

FU

EN

TE

: D

ep

art

am

ent

o d

e E

xplo

raci

ón

y D

esa

rro

llo d

el C

onso

rcio

Pe

trosu

d-P

etr

oriva

y d

el C

on

sorc

io P

etr

ole

ro P

ala

nda

Yu

ca

Su

r.

58

Además se reporta un daño bajo de 0,92, esto es muestra el logro de disminución

de daño y mejora de producción gracias al squeeze y un buen punzonado.

Después se procedió a ampliar los punzonados sin éxito, por lo cual en el mismo

reacondicionamiento número 13 se repunzona toda U superior, dando como

resultado un daño relativamente alto de 4,26 seguido de una producción muy

pobre, por lo que se decide no producir. Es importante mencionar que en la

operación de ampliación de punzados se utilizó en la correlación de profundidad

un registro de 1991 (11 años de diferencia con la operación),lo que pudo

contribuir a que se produzca un mal resultado.

En el caso del Pindo 2 se puede acotar que la producción es muy pobre y el daño

muy alto, pero es muy importante tomar en cuenta la presencia de escala y

parafina que aumenta el efecto del daño y sobre todo que las condiciones

mecánicas del pozo no eran óptimas para la operación de cañoneo dado que se

usó previamente 10 años como inyector, lo que justificaría la mala operación.

3.1.1.4. Punzonamientos en la Arena Napo “U” Inferior.

Como se puede observar en la Tabla 3.4 todos los cañoneos han tenido

resultados favorables (de Pindo 1 ya se mostró previamente los resultados de

toda la arena).Los daños son variados, destacándose la estimulación más alta de

parte del único cañoneo de la empresa Baker Hughes y el segundo daño más alto

del único cañoneo de Halliburton que es uno de los más antiguos Las

producciones más bajas y cortes más altos de agua son del Pindo 3 y 8, en el

primero siempre existieron problemas de cementación que terminó inclusive con

el colapso del casing de este en 2011,lo que contribuye al poco éxito de la

operación; en cambio en el Pindo 8 se conocen pocos detalles para determinar la

razón, de hecho el bajo potencial del pozo hizo que sea utilizado para inyección

de agua, lo que impide una reintervención.

Finalmente en el pozo Pindo 17 tenemos buen aporte y un daño muy alto, hay

poca información al respecto.

59

TABLA 3.4 : DATOS DE LOS CAÑONEOS REALIZADOS CON WIRELINE EN LA ARENA NAPO “U” INFERIOR DEL CAMPO PINDO

Pozo W.O. Fecha Intervalo (pies) DPP IP Daño BPPD BSW (%)

Carga Empresa

Pin-1 0 28-Nov-91 9863-9880 (17) 4 N.D. N.D. N.D. N.D. Hyperjet 2 SLB


Pin-3 6 29-Jun-00 10090-10100(10) 5 N.D. N.D. 23 96 N.D. SLB

Pin-4 0 06-Sep-92 9836-9863 (27) 4 0,47 1,09 1068 11 Hyperjet 2 SLB

Pin-6 0 31-Jul-93 9940-9953 (13)

4 1,25 -0,3 1021 24 Hyperjet 2 SLB 9957-9970 (13)

Pin-7 0 08-Ene-01 9885– 9900 (15) 6 0,42 0,39 459 22 Powerjet SLB

Pin-8 0 14-Feb-95 9909-9914 (5) 5 2,5 0,57 60 94 N.D. SLB

Pin-9 0 27-Mar-01 9838-9844 (6)

5 0,341 0,82 446 15,5 N.D. SLB 9819-9824 (5)

Pin-11 0 06-Jun-01 9834 – 9856 (22) 6 1,504 2,94 1216 6 N.D. SLB

Pin-12 3 02-Jul-05 9776-9782 (6) 5 0,045 -2,14 204 14 Predator Baker

Pin-17D 1 04-Feb-12 9970-9990 (20)

5 0,516 14 315 18 N.D. SLB 9960-9970 (10)


3.1.1.5. Punzonamientos en la Arena Napo “T” Inferior

Como se puede observar en la Tabla 3.5 existen daños muy altos, además de 2

cañoneos infructuosos (Pindo 3 y 4), los cuales sólo produjeron agua. Sin

embargo es importante señalar que el cañoneo del Pindo 3 sin resultados podría

tener relación con los problemas ocasionados por el mal cemento del pozo, en

cambio el caso del Pindo 4 los punzonamientos se realizaron después de varios

problemas de invasión de la formación Tiyuyacu.

TABLA 3.5: DATOS DE LOS CAÑONEOS REALIZADOS CON WIRELINE EN LA ARENA NAPO “T” INFERIOR DEL CAMPO PINDO


Carga Empresa

Pin-1 0 28-Nov-91 10085-10090 (5) 4 0.08 0.01 239 0.5 Hyperjet 2 SLB

Pin-3 6 29-Jun-00 9744- 9752 (8) 5 0.19 N.D. 0 100 N.D. SLB

Pin-4 6 29-Jul-04 10075-10085 (10) 5 N.D. N.D. 0 100 N.D. Baker

Pin-6 0 31-Jul-93 10210-10218 (23)

4 0.22 28.2 499 48 Hyperjet 2 SLB 10231-10254 (8)

Pin-7 0 8-Jan-01 10130-10150 (20) 6 1.52 14.4 344 35 Powerjet SLB

60

TABLA 3.5: CONTINUACIÓN

Pin-17D

1 9-Jan-12 10490-10495 (5)

5 N.D. N.D. N.D. N.D. HMX Baker 10498 -10502 (4)


3.1.1.6. Punzonamientos en la Arena Napo Hollín Superior

En la Tabla 3.6 observamos que sólo uno de los punzonados no ha sido exitoso

(Pindo 6). El daño más alto es de la compañía Halliburton en un punzonado

antiguo y la mayor estimulación es de Baker Hughes. Un alto corte de agua existió

en el pozo Pindo 8, por lo que se realizó una acidificación y un repunzonamiento

como se verá a continuación.

TABLA 3.6 : DATOS DE LOS CAÑONEOS REALIZADOS CON WIRELINE EN LA ARENA HOLLIN SUPERIOR DEL CAMPO PINDO


Carga Empresa

Pin-1 0 28-Nov-91 10322-10341 (19) 4 N.D. N.D. 1760 6 Hyperjet 2 SLB


Pin-3 0 22-Ago-92 10296-10314 (18) 4 0,83 24,5 1999 15 N.D. Halliburton

Pin-4 0 06-Sep-92 10266-10276 (10) 4 0,06 -0,45 346 10 Hyperjet 2 SLB

Pin-6 0 31-Jul-93 10399-10408 (9) 4 N.D. N.D. 0 100 Hyperjet 2 SLB

Pin-7 0 08-Ene-01 10330-10340(10) 6 0,651 1,19 499 48 Powerjet SLB

Pin-8 0 14-Feb-95 10336 - 10343 (7) 5 13,5 8,5 357 66,2 N.D. SLB

Pin-9 0 27-Mar-01 10290-10302 (12) 5 0,34 3,5 682 10,4 N.D. SLB

Pin-12 0 27-Jul-01 10208’-10226(18) 6 1,03 -2,94 1376 9 N.D. Baker

Pin-21D 0 12-Ene-12 10410-10430 (20) 5 0,313 7,22 1800 62 N.D. Baker


3.1.1.7. Repunzonamientos y Ampliación de Punzados en la Arena Hollín Superior.

En la Tabla 3.7 se muestra los datos de los recañoneos realizados en la arena

Hollín superior del Campo Pindo.

Como se puede ver en la Tabla 3.7 se han realizado recañoneos esencialmente

por los cortes de agua. En el caso de Pindo 1 se realizó 2 repunzonamientos pues

se consideraba que el potencial del pozo lo permitía, pues en el primer

repunzonamiento se produjo 420 barriles BPPD con un BSW de 30%;

afortunadamente el resultado del segundo fue exitoso.

61

TA

BL

A 3

.7:

DA

TO

S D

E L

OS

RE

PU

NZ

ON

AM

IEN

TO

S R

EA

LIZ

AD

OS

CO

N W

IRE

LIN

E E

N L

A A

RE

NA

HO

LL

ÍN S

UP

ER

IOR

D

EL

CA

MP

O P

IND

O

Po

zo

W.O

. F

ech

a

Inte

rval

o (

pie

s)

DP

P

IP

Dañ

o

An

tes

D

esp

ués

C

arg

a

Em

pre

sa

Ob

serv

acio

ne

s

BP

PD

B

SW

(%

)

BP

PD

B

SW

(%

)

Pin

-1

2

02-J

un-9

2

103

21

-10

332

(11)

4

N.D

. N

.D.

222

80

530

1,4

N

.D.

SL

B

Repu

nzo

nado

2 v

ece

s

des

pué

s de

áci

do

y

sque

eze

Pin

-8

1

27-A

br-

01

103

36 -

1034

3 (

7)

5

0,4

43

5,2

293

86,1

507

62

N

.D.

SL

B

Desp

ués

de s

qu

ee

ze

Pin

-9

0

27-M

ar-

01

102

90

-10

302

(12)

5

0,2

24

9,4

2

506

77,2

584

8

N.D

. S

LB

D

esp

ués

de m

al a

cid

o

y sq

uee

ze

FU

EN

TE

: D

ep

art

am

ent

o d

e E

xplo

raci

ón

y D

esa

rro

llo d

el C

onso

rcio

Pe

trosu

d-P

etr

oriva

y d

el C

on

sorc

io P

etr

ole

ro P

ala

nda

Yu

ca

Su

r.

62

El resultado en Pindo 8 es exitoso, en cambio en Pindo 9 el squeeze y

repunzonamiento se realizó debido al alto corte de agua producido por una

acidificación previa con malos resultados. La mencionada acidificación se realizó

por el daño alto reportado (3,5), luego se obtuvo un mayor daño (9,42) pero puede

ser un error de interpretación en el build up.

3.1.2. POZOS CAÑONEADOS CON WIRELINE EN EL CAMPO PALANDA

3.1.2.1. Punzonamientos en la Arena “U” Inferior

En los datos de la tabla 3.8 se muestra que los cañoneos con cable son antiguos

pues el menor no supera el año 1993.En 2 casos hay cortes de agua altos

(Palanda 4 y 5) pero las operaciones han sido normales, podría ser error humano

o condición de la arena sin embargo la información es escasa para determinarlo.

TABLA 3.8: DATOS DE LOS CAÑONEOS REALIZADOS CON WIRELINE EN LA ARENA NAPO “U” INFERIOR DEL CAMPO PALANDA


Carga Empresa

Pal-1 0 30-Nov-91 9840-9856 (16) 4 N.D. N.D. 854 11 Hyperjet 2 SLB

Pal-2 0 17-May-92 9854- 9864 (10)

4 0,34 4,5 287 0,5 Hyperjet 2 SLB 9881 -9892 (11)

Pal-3 0 10-Nov-92 9806- 9814 (8) 4 N.D. 0,67 268 38 D.P. Halliburton

Pal-4 0 28-Nov-92 9794-9801 (7)

4 N.D. N.D. 171 93 D.P. Halliburton 9817-9824 (7)

Pal-5 0 03-May-93 9809-9816 (7) 4 0,288 1,1 276 77 N.D. Halliburton


3.1.2.2. Repunzonamientos y Ampliación de Punzados en la Arena Napo “U” Inferior.

En la Tabla 3.9 se muestra los datos de los recañoneos realizados en la arena “U”

inferior del Campo Palanda.

En la tabla se muestra que el único pozo con repunzonamientos en esta arena es

Palanda 2. En la ampliación de punzados del reacondicionamiento 5 hay un alto

corte de agua. Existe la posibilidad de problemas en la correlación de profundidad

realizada debido a la presencia de glauconita en el pozo, lo cual afecto los

registros.

63

TA

BL

A 3

.9:

DA

TO

S D

E L

OS

RE

PU

NZ

ON

AM

IEN

TO

S R

EA

LIZ

AD

OS

CO

N W

IRE

LIN

E E

N L

A A

RE

NA

NA

PO

“U

” I

NF

ER

IOR

DE

L C

AM

PO

PA

LA

ND

A

Po

zo

W.O

. F

ech

a

Inte

rval

o (

pie

s)

DP

P

IP

Dañ

o

An

tes

D

esp

ués

C

arg

a

Em

pre

sa

Ob

serv

acio

ne

s

BP

PD

B

SW

(%

)

BP

PD

B

SW

(%

)

Pal-

2

5

06-S

ep-9

8

9854-

986

4 (

10)

6

N.D

. N

.D.

N.D

. N

.D.

58

92

N

.D.

Halli

burt

on

A

mplia

ció

n d

e

Pun

zados

Pal-

2

6

12-M

ay-

00

985

4 -

98

64

(10)

6

0,1

33

N

.D.

150

53

206

51

N

.D.

SL

B

Reca

ñoneo

Pal-

2

11

22-S

ep-1

1

988

0 -

98

88

(8)

5

N.D

. N

.D.

37

12

283

38

D

.P.

HM

X

Bake

r D

esp

ués

de b

uen

985

2 -

98

63

(11)

D

.P.

HM

X

Bake

r sq

uee

ze

FU

EN

TE

: D

ep

art

am

ent

o d

e E

xplo

raci

ón

y D

esa

rro

llo d

el C

onso

rcio

Pe

trosu

d-P

etr

oriva

y d

el C

on

sorc

io P

etr

ole

ro P

ala

nda

Yu

ca

Su

r.

64

En el reacondicionamiento 6 se obtiene una ligera mejora, sin embargo en el 11

se obtiene muy buenos resultados gracias al squeeze previo.


Los cañoneos de la tabla 3.10 han tenido todos resultado positivo excepto en el

pozo Palanda 5, de hecho este punzonamiento es el último previo al uso del pozo

como inyector. El alto corte de agua en Palanda 3 no involucra problemas

mecánicos y operaciones previas.

TABLA 3.10 : DATOS DE LOS CAÑONEOS REALIZADOS CON WIRELINE EN LA ARENA NAPO “T” INFERIOR DEL CAMPO PALANDA



Pal-2 0 17-May-92 10157-10166 (9) 6 N.D. N.D. 166 31 Hyperjet 2 SLB

Pal-3 0 10-Nov-92 10112-10126 (14) 4 N.D. N.D. 75 96 D.P. Halliburton

Pal-4 0 28-Nov-92 10043-10064 (21) 4 N.D. N.D. 1266 0,5 D.P. Halliburton

Pal-5 2 30-Abr-00 10097-10102 (5) 4 N.D. N.D. 0 0 N.D. SLB

Pal-7 1 02-Ago-03 10152-10168 (16) 5 0,44 -0,82 540 1 N.D. Baker


3.1.2.4. Punzonamientos en la Arena Hollín Superior.

Lo que más llama la atención de la Tabla 3.11 es que todos excepto un cañoneo

han producido sólo agua, y dado que se trata de distintas empresas y tiempo es

probable que esto se deba a la formación que se encuentra invadida por agua.

Vale decir que se realizó un repunzonamiento en Palanda 5 pero sólo se produjo

agua, dando fuerza a la teoría.

TABLA 3.11: DATOS DE LOS CAÑONEOS REALIZADOS CON WIRELINE EN LA ARENA HOLLÍN SUPERIOR DEL CAMPO PALANDA



Pal-2 6 08-May-00 10338-10348 (10)

6 0,11 N.D. 0 100 N.D. SLB 10318-10328 (10)

Pal-3 0 10-Nov-92 10288-10296 (8) 4 N.D. N.D. 0 100 D.P. Halliburton

Pal-5 0 03-May-93 10224-10260 (36) 4 N.D. 0,41 214 73 N.D. Halliburton


65

3.1.3. POZOS CAÑONEADOS CON WIRELINE EN EL CAMPO YUCA SUR

3.1.3.1. Punzonamientos en la Arena “U” Inferior

En el caso de la tabla 3.12 se tiene 2 cañoneos infructuosos (Yuca Sur 4 y 5)

realizados por Schlumberger. En cambio también se tiene 2 cañoneos con

excelentes resultados (Yuca Sur 11 y 15) y un daño relativamente bajo de parte

de la empresa Baker Hughes.

TABLA 3.12: DATOS DE LOS CAÑONEOS REALIZADOS CON WIRELINE EN LA ARENA NAPO “U” INFERIOR DEL CAMPO YUCA SUR


YS - 2 0 22-0ct-92 9668-9680 (12)

4 N.D. N.D. 994 31 Hyperjet SLB 9686-9694 (8)

YS - 4 0 22-May-01 9722-9728(6)

5 N.D. N.D. 0 0 N.D. SLB 9736-9742 (6)

YS - 5 0 25-May-01 9653-9659 (6) 6 N.D. N.D. 0 100 N.D. SLB

YS - 11 2 12-May-03 9611-9624 (13) 5 1,189 1,7 1163 1 N.D. Baker

YS - 13 0 20-Sept-02 9598–9606 (8)

5 1,1 -0.23 444 51 Predator Baker 9616-9631 (15)

YS - 15 1 13-Ago-04 9633-9656 (23) 5 0,508 1,5 812 1 N.D. Baker



La Tabla 3.13 tiene varias particularidades. La principal radica en la presencia de

los pozos Yuca Sur 11 y Yuca Sur 11D, siendo ambos el mismo pozo, pues este

empezó sus operaciones como vertical y luego fue transformado a direccional.

TABLA 3.13 : DATOS DE LOS CAÑONEOS REALIZADOS CON WIRELINE EN LA ARENA NAPO “T” INFERIOR DEL CAMPO YUCA SUR


Carga Empresa

YS - 2 0 22-0ct-92 9952-9960 (8) 4

N.D. 24,1 1286 11 Hyperjet SLB 9962-9970 (8) 4

YS - 4 0 22-May-01 9954 - 9966 (12) 5 N.D. N.D. 40 2,84 N.D. SLB

YS - 5 0 25-May-01 9932-9942(10) 6 N.D. N.D. 0 100 N.D. SLB

YS - 11 1 05-Abr-03 9842-9862 (20) 5 1,251 5,2 601 2 HMX Baker

66


YS - 11D

0 12-Mar-11

10190 - 10200(10)

6 1,08 N.D. 241 42 Dominator Halliburton

10160 - 10170 (10)

10140 - 10150 (10)

10125 - 10140 (15)

10110 - 10125 (15)

10085 - 10100 (15)

10070 -10085 (15)

YS - 12 0 27-Jul-02 9955-9973 (18) 5 N.D. N.D. N.D. N.D. D.P. Baker

YS - 13 0 20-Sep-02 9872-9882 (10) 5 0,947 0,6 68 77 Predator Baker


Los disparos realizados en la arena “T” de Yuca Sur 11 tuvieron mucho éxito sin

embargo la producción disminuyo repentinamente y hubo presencia de lodo, con

lo cual se decide hacer el pozo direccional para alcanzar la mencionada arena

pues mostraba potencial. Así pues se dispararon varios intervalos (en Yuca Sur

11D), sin embargo el resultado no fue óptimo.

En esta ocasión los pozos 4 y 5 vuelven a tener malos resultados. Como ya en

otros casos se ha visto, la compañía Baker Hughes ha obtenido el menor daño

registrado (Yuca Sur 13), sin embargo el corte de agua es alto.

El pozo Yuca Sur 12 si tiene datos, sin embargo estos incluyen el cañoneo

realizado a la Arena “T” superior. Estos datos muestran resultados muy buenos

(1760 BPPD con 6% de BSW y daño de 1,85) .

3.1.3.3. Repunzonamientos y Ampliación de Punzados en la Arena Napo “T” Inferior.

En la siguiente página se indican los datos de los recañoneos realizados en la

arena “T” inferior del Campo Yuca Sur.

67

TA

BL

A 3

.14

: D

AT

OS

DE

LO

S R

EP

UN

ZO

NA

MIE

NT

OS

RE

AL

IZA

DO

S C

ON

WIR

EL

INE

EN

LA

AR

EN

A N

AP

O “

T” I

NF

ER

IOR

DE

L C

AM

PO

YU

CA

SU

R

Po

zo

W.O

. F

ech

a In

terv

alo

(p

ies

) D

PP

IP

D

año

A

nte

s

Des

pu

és

Car

ga

Em

pre

sa

Ob

se

rva

cio

ne

s B

PP

D

BS

W

(%)

B

PP

D

BS

W

(%)

YS

- 2

6

1

9-S

ep-0

4

99

42-9

948

(6)

5

0,6

3 1

,87

14

7 3

6 3

53

44

N.D

. B

ake

r

Reca

ñon

eo

y

99

62-9

970

(8)

Am

plia

ción

de

99

52-9

960

(8)

pu

nza

do

s 9

942

-99

48 (

6)

YS

- 4

1

2

9-D

ic-0

2

99

94-1

000

4

(10

) 5

0

,1

5,5

56

0

0

35

3 3

6 P

red

ato

r B

ake

r A

mp

liaci

ón d

e

pu

nza

do

s F

UE

NT

E:

De

pa

rta

me

nto

de

Exp

lora

ción

y D

esa

rro

llo d

el C

onso

rcio

Pe

trosu

d-P

etr

oriva

y d

el C

on

sorc

io P

etr

ole

ro P

ala

nda

Yu

ca

Su

r.

68

De la Tabla: 3.14 se puede acotar que Yuca Sur 2 paso a ser un pozo inyector

tres años después de este punzonamiento en 2007, mientras que Yuca Sur 4

sigue produciendo hasta ahora.

3.1.3.4. Punzonamientos en la Arena Hollín Superior.

De la Tabla 3.15 llama particularmente la atención que los daños registrados son

negativos, es decir solo hay estimulación, algo que no ha sucedido en este mismo

reservorio en los 2 campos restantes. El único cañoneo infructuoso (Yuca Sur 2)

es a su vez el más antiguo.

TABLA 3.15: DATOS DE LOS CAÑONEOS REALIZADOS CON WIRELINE EN LA ARENA HOLLÍN SUPERIOR DEL CAMPO YUCA SUR


Carga Empresa

YS - 2 0 22-0ct-92 10120-10134 (14) 4 N.D. N.D. 0 100 Hyperjet SLB

YS - 4 0 22-May-01 10153 – 10158 (5) 5

0,35 -0,74 384 20 N.D. SLB 10164 –10170 (6) 5

YS - 5 0 25-May-01 10066-10080(14) 6 0,02 -2,24 48 75 N.D. SLB

YS - 11 0 20-Sep-01 10040-10058(18) 6 0,28 -1,93 455 1,1 N.D. Baker

YS - 13 0 20-Sep-02 10052-10069 (17) 5 11,46 0,2 45 78 Predator Baker


Tenemos cortes de aguas altos y producción baja en los pozos Yuca Sur 5 y 13,

en este último existía presencia de crudo emulsionado, además fue cerrado en el

2012. Finalmente de todos estos pozos vale recalcar que el más estable es Yuca

Sur 4, mientras que los pozos 2 y 4 ya no producen.

3.1.3.5. Repunzonamientos y Ampliación de Punzados en la Arena Napo Hollín

Superior.

En la siguiente página mostramos los datos de los recañoneos realizados en la

arena Hollín superior del Campo Yuca Sur.

69

TA

BL

A 3

.16

: D

AT

OS

DE

LO

S R

EP

UN

ZO

NA

MIE

NT

OS

RE

AL

IZA

DO

S C

ON

WIR

EL

INE

EN

LA

AR

EN

A N

AP

O “

T” I

NF

ER

IOR

DE

L C

AM

PO

YU

CA

SU

R

Po

zo

W.O

. F

ech

a

Inte

rval

o (

pie

s)

DP

P

IP

Dañ

o

An

tes

D

esp

ués

C

arg

a

Em

pre

sa

Ob

serv

acio

ne

s

BP

PD

B

SW

(%

)

BP

PD

B

SW

(%

)

YS

- 1

21

29-S

ep-1

0

100

46

-10

078

(32)

5

0,0

6

0,8

2

192

92

194

9

N.D

. B

ake

r R

eca

ñoneo

y

100

83

-10

093

(10)

Am

plia

ció

n

YS

- 1

3

3

18-M

ay-

08

100

40

-10

052

(12)

5

N.D

. N

.D.

76

38

0

100

N

.D.

Bake

r

Reca

ñoneo

des

pués

100

84

-10

089

(5)

de

TC

P. A

mplia

ción

100

50

-10

066

(16)

D

e P

un

zad

os.

FU

EN

TE

: D

ep

art

am

ent

o d

e E

xplo

raci

ón

y D

esa

rro

llo d

el C

onso

rcio

Pe

trosu

d-P

etr

oriva

y d

el C

on

sorc

io P

etr

ole

ro P

ala

nda

Yu

ca

Su

r.

70

Como se observa en la Tabla 3.16, en el pozo Yuca Sur uno se realizó un

recañoneo después de 12 años de un punzonamiento con TCP y una ampliación

de punzados, obteniéndose buenos resultados con respecto a la disminución del

corte de agua. El repunzonamiento en Yuca Sur 13 de manera similar a Yuca Sur

1 se realiza después de un cañoneo TCP y a su vez se amplía los punzados, sin

embargo ambos procesos suceden en el mismo reacondicionamiento, así pues la

baja producción del cañoneo TCP fue la causa del repunzonamiento que culminó

lastimosamente con una producción total de agua.

3.2. POZOS CAÑONEADOS CON SISTEMA TCP NORMAL

Al ser el cañoneo TCP normal utilizado en mucha menor cantidad que el de cable,

mostraremos lo realizado en 2 tablas, las cuales tendrán información de los 3

campos. La primera (Tabla: 3.17) contiene los cañoneos con TCP mientras que la

otra tiene los repunzonamiento y ampliaciones de punzados con TCP normal.

3.2.1. POZOS CAÑONEADOS CON SISTEMA TCP NORMAL EN LOS CAMPOS

PINDO, PALANDA Y YUCA SUR

En la tabla de la 3.17 se ve que apenas un solo cañoneo con TCP no fue exitoso

(Palanda 7 en reacondicionamiento 5) sin embargo este pozo siempre tuvo

problemas por su mala cementación, por lo que fue abandonado.

TABLA 3.17: DATOS DE CAÑONEOS REALIZADOS CON TCP NORMAL EN LOS CAMPOS PINDO, PALANDA Y YUCA SUR

Pozo W.O. Fecha Formación Intervalo (pies) DPP IP Daño BPPD BSW (%)

Carga Empresa

Pin-2 7 16-Sep-07 Basal Tena 9046-9055 (7) 5 5 8,2 233 50 N.D. Baker

Pin-2 9 12-Sep-08 Napo T inf. 10118-10124 (6) 4 0,015 0,45 35 86 N.D. Baker

Pin-3 3 16-Jun-97 Basal Tena 9028-9044 (16) 6 1,15 -0,43 729 3 N.D. N.D.

Pin-4 9 21-Nov-06 Basal Tena 9013- 9017 (4) 5 N.D. N.D. 142 84 N.D. Baker

Pin-13 0 16-Jul-06 Napo U inf. 9834-9844 (10) 5 0,817 2,6 437 30 N.D. Baker

Pin-14 0 10-Jun-06 Napo U inf. 9794-9828 (34) 5 2,84 0,872 646 48 N.D. Baker

Pal-7 0 14-Jun-03 Hollín 10333-10346 (13) 5 0,137 -0,66 656 5 HMX Baker

Pal-7 5 02-Nov-08 Napo U 9852-9858 (6) 5 N.D. N.D.

0 100 N.D.

Baker 9908-9920 (12) 5 N.D. N.D. N.D.

Pal-12 0 24-Ago-03 Hollín 10268-10286 (18) 5 0,533 1,5 479 24 N.D. Baker

YS - 1 0 18-Dic-79 Napo U inf. 9618 –9645 (27) 4 N.D. 0,44 1330 0,2 N.D. SLB

Napo T inf. 9897-9907 (10) 8 N.D. N.D. 260 95 N.D. SLB

YS - 1 14 24-Mar-98 Hollín Sup. 10046-10078 (32) 8 N.D. N.D. 315 18 N.D. N.D.

71


YS - 14 0 04-Abr-03 Napo T inf. 9918-9932 (14) 5

1,141 2 1279 18 HMX Baker 9938-9972 (34) 5

YS - 15 0 11-May-03 Hollín 10058-10068 (10) 5

0,867 -1,3 1992 4 N.D.

Baker 10073 -10086 (16) 5 N.D.

YS - 15 2 28-Oct-07 Napo T inf. 9880-9898 (18) 5 0,59 -1,5 335 73 HMX Baker

YS - 19 0 24-Jul-06 Napo T 9968'-9980' (12') 5

0,92 9,9 380 21 HMX Baker 9994'-10000' (6') 5


También existen cortes de agua altos en 4 cañoneos (Pindo 2 en

reacondicionamiento 9, Pindo 4 en reacondicionamiento 9,Yuca Sur 1 en la

completación y Yuca Sur 15 en el reacondicionamiento 2) en el primer caso el

pozo fue usado como inyector por 10 años, en el segundo el pozo estuvo cerrado

por dos años, en el tercer caso se trata del cañoneo más antiguo realizado en el

campo, además la arena dio poco aporte y finalmente el cuarto caso se disparó

sin asentar los packers, por lo que el resultado es el mismo que cañonear con

wireline, existe estimulación por la limpieza de los orificios del cañoneo debido a

la buena presión del reservorio, mayor a los 4000 psi.

La mayor parte de los disparos corresponden a la empresa Baker Hughes, al igual

que las mayores producciones. Además en el pozo Pindo 14 se menciona la

probabilidad de que los disparos se hayan realizado muy abajo.

3.2.2. POZOS RECAÑONEADOS CON SISTEMA TCP NORMAL EN LOS

CAMPOS PINDO, PALANDA Y YUCA SUR.

En la siguiente página se muestran los datos de los recañoneos realizados en los

campos Pindo, Palanda y Yuca Sur

72

TA

BL

A 3

. 1

8 :

DA

TO

S D

E R

EC

AÑ

ON

EO

S R

EA

LIZ

AD

OS

CO

N T

CP

NO

RM

AL

EN

LO

S C

AM

PO

S P

IND

O,

PA

LA

ND

A Y

Y

UC

A S

UR

Po

zo

W.O

. F

ec

ha

Fo

rma

ció

n

Inte

rva

lo (

pie

s)

DP

P

IP

Dañ

o

An

tes

D

esp

ué

s C

arg

a

Em

pre

sa

Ob

se

rva

cio

ne

s B

PP

D

BS

W

(%)

BP

PD

B

SW

(%

)

Pin

-1

8

10

-Nov-

97

Ba

sal T

en

a 9

04

1-9

05

6 (

15

) 4

2

,97

5,5

3

71

36

69

0 4

0 N

.D.

SL

B

Hab

ía E

scal

a

Pa

l-1

1

12

-Fe

b-9

7 N

ap

o U

inf.

98

40

-98

50

(1

0)

6

N.D

. 5

N

.D.

N.D

. 6

12

25

RD

X D

.P.

Halli

burt

on

60

gra

do

s fa

se

Pa

l-4

2

15

-Dic

-97

Nap

o T

inf.

10

02

6-1

003

6 (

9)

6

0,5

9 7

,85

33

5 4

0 5

69

40

N.D

. H

alli

burt

on

Dato

s

10

04

3 -1

006

4 (

21

) 6

A

pro

xim

ad

os

YS

- 1

4

2

8-A

br-

85

Nap

o U

inf.

96

18

– 9

634

(1

6)

4

N.D

. N

.D.

30

3 5

6 4

14

45

N.D

. N

.D.

Desp

ués

de

Sq

ue

eze

y A

cid

o

FU

EN

TE

: D

ep

art

am

ent

o d

e E

xplo

raci

ón

y D

esa

rro

llo d

el C

onso

rcio

Pe

trosu

d-P

etr

oriva

y d

el C

on

sorc

io P

etr

ole

ro P

ala

nda

Yu

ca

Su

r.

73

Como se pudo observar en la tabla 3.18 se ha realizado muy pocos recañoneos

con TCP normal, los cuales además no han sido recientes, pues los últimos

constan de hace 16 años, esto se debe en esencia al uso de las nuevas técnicas

de cañoneo. Hay que mencionar que la información en este tipo de cañoneo ha

sido muy escasa

Los daños conocidos son altos en este caso y existen pequeñas alzas de

producción junto con cortes de agua altos que se mantienen pre y post operación.

No se tiene muy clara la razón de los repunzonamientos más allá de que fueran

por mermas de producción y aumento de corte de agua, sin embargo, en Pindo

1la presencia de escala en la arena Basal Tena obligo a un tratamiento

microencapsulado, para 2 años después debido a la continua presencia del

problema probar con un repunzonamiento.

Finalmente el pozo Palanda 4 tiene la observación de datos aproximados debido

a que el índice de productividad y el daño pertenecen a pruebas de 3 años

después del cañoneo, por lo que no son tan confiables.

3.3. POZOS CAÑONEADOS CON TÉCNICAS MODERNAS

Es muy importante mencionar en este punto que el campo con mayor potencial de

producción en este estudio es el Campo Pindo, por ello el Consorcio lo eligió de

entre los tres campos que maneja para que solo en este se apliquen todas las

nuevas técnicas de cañoneo hasta el momento.

Así pues se muestra en la siguiente tabla los punzonamientos realizados con

diferentes técnicas nuevas de cañoneo en el campo Pindo.

74

TA

BL

A 3

.19

DA

TO

S D

E C

AÑ

ON

EO

S R

EA

LIZ

AD

OS

CO

N T

EC

NIC

AS

ES

PE

CIA

LE

SE

N L

OS

CA

MP

OS

PIN

DO

, P

AL

AN

DA

Y

YU

CA

SU

R

Po

zo

W.O

. F

ec

ha

Fo

rma

ció

n

Inte

rva

lo (

pie

s)

DP

P

IP

Dañ

o

BP

PD

B

SW

(%

) C

arg

a

Em

pre

sa

Ob

se

rva

cio

ne

s

Pin

-15

D

0

18

-Jul

-08

Hollí

n S

up

. 1

05

92

-10

603

(11

) 5

1

,16

-0,8

3 1

08

9 2

8 P

ow

erj

et

SL

B

Sis

tem

a P

UR

E

10

60

7-1

061

2 (

5)

5

Om

eg

a

Pin

-15

D

1

15

-Oct

-08

Hollí

n In

f. 1

06

20

-16

35 (

15

) 5

2

,5

4,4

1

79

2 3

P

ow

erj

et

SL

B

Sis

tem

a P

UR

E

Om

eg

a

Pin

-15

D

2

31

-Ag

o-0

9 N

ap

o T

inf.

10

42

0-1

043

0 (

10)

12

1,1

0

,23

14

20

6

N.D

. B

ake

r S

iste

ma

DU

O

10

44

4-1

045

8 (

14)

12

Pin

-16

D

0

12

-Ag

o-0

8

Hollí

n S

up

. 1

06

66

-10

670

(4

) 5

0

,2

-0,3

8 3

53

36

Po

we

rje

t S

LB

S

iste

ma

PU

RE

1

06

73

-10

677

(4

)

5

Om

eg

a

Hollí

n In

f. 1

06

84

-10

690

(6

) 5

0

,53

9 1

0,2

1

12

3 1

0 P

ow

erj

et

SL

B

Sis

tem

a P

UR

E

10

69

0 -1

069

6 (

6)

5

Om

eg

a

Pin

-16

D

3

29

-Ma

r-1

0

Nap

o T

inf.

10

48

6-1

051

6 (

30)

12

1,0

2 2

,16

14

28

4

HM

X

Ba

ker

Sis

tem

a D

UO

Pin

-17

D

0

26

-Oct

-11

Nap

o T

inf.

10

45

2-1

048

0 (

28)

5

0,7

7 4

,39

46

3 9

H

MX

B

ake

r S

iste

ma

DU

O

FU

EN

TE

: D

ep

art

am

ent

o d

e E

xplo

raci

ón

y D

esa

rro

llo d

el C

onso

rcio

Pe

trosu

d-P

etr

oriva

y d

el C

on

sorc

io P

etr

ole

ro P

ala

nda

Yu

ca

Su

r.

75

De la tabla anterior se debe advertir que no se incluyó un cañoneo realizado en el

pozo Pindo 21D, pues la información disponible es muy confusa, además de

haber sido el pozo sometido a squeezes por mal cemento y varios percances que

darían más problemas que soluciones a el análisis.

En una vista rápida de la tabla se ven producciones muy buenas y cortes de agua

bajo, pero no debemos olvidar que todos los pozos son direccionales y

obviamente su producción será mayor a la de un pozo vertical. Los daños

positivos (estimulaciones) solo se han obtenido con el sistema PURE. Por otra

parte no han existido problemas mecánicos, ni cañoneos infructuosos.

El pozo Pindo 16D tiene la particularidad de que en el primer cañoneo no obtuvo

muy buenos resultados en la arena Hollín Superior, por lo que se realizó otra

corrida para cañonear Hollín Inferior con buenos resultados.

También las nuevas técnicas han sido utilizadas para recañonear y ampliar

punzados, por lo que elaboró la Tabla 3.20 con la mencionada información.

De la tabla la conclusión principal que se saca es que el sistema de cañoneo

STIMGUN de la empresa Halliburton solo ha sido utilizado para repunzonados.

Los diferentes casos de recañoneo llaman mucho la atención por lo que

hablaremos lo más detalladamente posible a continuación:

En el pozo Pindo 1 tenemos un recañoneo y ampliación de punzados con muy

buenos resultados, tomando en cuenta que la arena se mantuvo aislada por 18

años (razón por la cual no tenemos datos de producción previa), el cañoneo

previo se realizó con cable la empresa Schlumberger en el año 91.

La información del Pindo 5 es sumamente escasa. El cierre del pozo ocurrió 6

meses después del cañoneo debido a un colapso de casing, así pues aunque el

punzonado haya tenido muy buenos resultados, la mala cementación del pozo

forzó a su cierre

76

TA

BL

A 3

.20

: D

AT

OS

DE

RE

CA

ÑO

NE

OS

Y A

MP

LIA

CIÓ

N D

E P

UN

ZA

DO

S R

EA

LIZ

AD

OS

CO

N T

EC

NIC

AS

ES

PE

CIA

LE

S

EN

LO

S C

AM

PO

S P

IND

O,

PA

LA

ND

A Y

YU

CA

SU

R

Po

zo

W.O

. F

ech

a F

orm

ació

n

Inte

rval

o (

pie

s)

DP

P

IP

Dañ

o

An

tes

D

esp

ués

C

arg

a E

mp

resa

O

bse

rvac

ion

es

BP

PD

B

SW

(%

) B

PP

D

BS

W

(%)

Pin

-1

17

15-O

ct-0

9 N

apo

T

1008

5-10

090

(5)

12

0,23

2,

7 N

.D.

N.D

. 22

1 54

N

.D.

Bak

er

Sis

tem

a D

UO

. Are

na

1012

4-10

144

(20)

12

C

erra

dapo

r 18

año

s.

Pin

-5

9 29

-Abr

-10

Nap

o T

10

100-

1012

8' (

28)

4 1,

478

11

N.D

. N

.D.

977

3 N

.D.

Bak

er

Sis

tem

a D

UO

Pin

-13

1 31

-Ago

-12

Nap

o U

inf

983

4- 9

854

(20)

5

N.D

. N

.D.

426

36

420

30

Ma

x

Hal

libur

ton

Sis

tem

a S

TIM

GU

N

9812

- 98

22 (

10)

5 F

orc

e

9744

- 97

52

(8)

5 39

0

Pin

-15D

3

04-A

go-1

2 N

apo

T in

f. 10

419-

1042

9 (1

0)

5 0,

7

-1,3

9

591

72

675

26

Mill

eni

um

H

allib

urto

n

Sis

tem

a S

TIM

GU

N

1044

3-10

467

(24)

5

II

Pin

-21D

0

15-D

ic-1

1 N

apo

U

9970

-999

0 (2

0)

5 0,

607

4,02

N

.D.

N.D

. 33

6 19

P

ower

jet

SLB

R

epun

zado

Con

Cab

le

9960

-997

0 (1

0)

5 O

meg

a

Sis

tem

a P

UR

E

FU

EN

TE

: D

ep

art

am

ent

o d

e E

xplo

raci

ón

y D

esa

rro

llo d

el C

onso

rcio

Pe

trosu

d-P

etr

oriva

y d

el C

on

sorc

io P

etr

ole

ro P

ala

nd

a Y

uca

S

ur

77

El Pindo 13 es el único pozo vertical donde se aplicó STIMGUN, en este caso

para un recañoneo y ampliación de punzados, obteniendo así una pequeña

disminución del corte de agua. Es importante mencionar que el pozo fue sometido

a cementación forzada previo inclusive al primer cañoneo de producción lo que

muestra problemas con el cemento. De hecho una de las zonas de cementación

forzada se encuentra en medio de los intervalos de punzados

En el Pindo 15D se obtiene muy buenos resultados de producción y una

estimulación. El cañoneo previo se hizo con sistema DUO de Baker Hughes, así

pues el recañoneo se debe a cierta presencia de escala.

El caso del Pindo 21D no es muy claro, por lo que se sabe este recañoneo se

realizó con cable apenas días después de un punzonamiento infructuoso con

sistema DUO. Vale acotar aquí que también existen problemas con el cemento

del pozo, sobre todo en la formación Hollín.

3.4.PORCENTAJES DE CAÑONEOS Y RECAÑONEOS

REALIZADOS POR EMPRESA

La compañía que más ha realizado cañoneos y repunzonamientos con cable en

los campos Pindo, Palanda y Yuca Sur es Schlumberger con 45 cañoneos,

seguidos de Baker Hughes con 21 y de Halliburton con 11 como muestra el

gráfico 3.1 en la siguiente página.

78

FIGURA 3.1 : PORCENTAJE CAÑONEOS CON CABLE REALIZADOS EN LOS CAMPOS PINDO, PALANDA Y YUCA SUR POR EMPRESA

FUENTE: Departamento de Exploración y Desarrollo del Consorcio Petrosud-Petroriva y del Consorcio Petrolero Palanda Yuca Sur. ELABORADO POR: José Zhunio

En lo que respecta al cañoneo y recañoneo TCP normal la empresa que más ha

usado esta técnica es Baker Hughes en 12 ocasiones, seguida de Schlumberger

en 3 ocasiones y 2 Halliburton. Existen además 3 cañoneos TCP desconocidos

como se puede ver en el gráfico 3.2.

FIGURA 3.2: PORCENTAJE CAÑONEOS CON TCP NORMAL REALIZADOS EN LOS CAMPOS PINDO, PALANDA Y YUCA SUR POR EMPRESA


59%27%

14%

Cañoneos con Cable Realizados por Empresa

Schlumberger

Baker Hughes

Halliburton

15%

60%

10%

15%

Cañoneos con TCP Normal Realizados por Empresa

Schlumberger

Baker Hughes

Halliburton

Desconocido

79

En lo que respecta a cañoneos y repunzonamientos con nuevas técnicas, la

compañía Schlumberger con su sistema PURE y Baker Hughes con su sistema

DUO ha trabajado la misma cantidad de veces que son 5 para ambas. Halliburton

ha usado su sistema STIMGUN solo 2 veces como se muestra en el gráfico 5.3.

FIGURA 3.3: PORCENTAJE CAÑONEOS CON TÉCNICAS MODERNAS REALIZADOS EN LOS CAMPOS PINDO, PALANDA Y YUCA SUR POR EMPRESA


Finalmente la empresa que mayor cantidad de operaciones de cañoneo ha

realizado en los campos Pindo, Palanda y Yuca Sur es Schlumberger (49 veces),

seguida de cerca por Baker Hughes (38 veces) y finalmente por Halliburton (14

veces).Esto se muestra en la siguiente página en el gráfico 3.4

41,5 %

41,5%

17%

Cañoneos con Técnicas Modernas

Realizados por Empresa

Schlumberger (PURE)

Baker Hughes (DUO)

Halliburton (STIMGUN)

80

FIGURA 3.4: PORCENTAJE CAÑONEOS REALIZADOS EN LOS CAMPOS PINDO, PALANDA Y YUCA SUR POR EMPRESA


47%

37%

13%

3%

Porcentaje de Participación de las Diferentes Empresas en las

Operaciones de Cañoneo de los Campos Pindo, Palanda y Yuca

Sur

Schlumberger

Baker Hughes

Halliburton

Desconocido

81

CAPÍTULO 4

ANÁLISIS TÉCNICO DE LOS RESULTADOS DE LAS

TÉCNICAS DE CAÑONEO IMPLEMENTADAS.

Al ser el presente trabajo una recopilación bibliográfica, se ha mencionado

información en el capítulo 3 de la cual no hay evidencia en este proyecto, esto se

debe a que muchas son notas y análisis realizados después de leer todos los

informes de reacondicionamiento, pruebas de presión y de producción de todos

los pozos de los campos Pindo, Palanda y Yuca Sur, a través de toda su historia.

Así pues la cantidad de información que ha sido manejada para esta tesis no

puede ser mostrada de forma total por su gran tamaño.

Por esto se ha decidido que por facilidad se hablará brevemente de las diferentes

razones por las que se escogió o no un pozo.

4.1. SELECCIÓN DE POZOS

Como ya es de conocimiento, existen 34 pozos en total entre los campos Pindo

(17 pozos con 4 de ellos direccionales), Palanda (7 pozos) y Yuca Sur (10 pozos

con 2 de ellos desviados después de operar inicialmente como verticales). Todos

estos como es normal tienen condiciones diferentes y muchas veces han tenido

problemas en operaciones o con las formaciones productoras. Por ello, para

realizar un análisis de las técnicas de cañoneo se considerarán los pozos con

menos problemas, producciones más estables y datos disponibles.

Así pues no se tomarán en cuenta los pozos:

Pindo 2: Pues fue utilizado por 10 años como pozo reinyector para luego ser

reabierto por 5 años más, finalmente fue usado como reinyector desde 2012 hasta

la actualidad, todo esto debido a problemas con la formación Tiyuyacu. Además

existen problemas con escala y parafina en la arena Napo “U” superior.

82

Pindo 3: Debido a los varios problemas que presenta y a la poca información

registrada. Desde 2001 funcionó como reinyector, mientras que sufrió un colapso

de casing en 2011.

Pindo 5: Es el pozo con menos información disponible de todos y de la pocas que

se tiene se conoce hueco en el casing y su posterior colapso en octubre de 2010.

Palanda 7: Sus problemas incluyen mala cementación sin uso de diving tool, lo

cual produjo a la larga interconexión entre formaciones y colapso de casing, por lo

cual el pozo fue cerrado.

Yuca Sur 5: Su producción duro apenas 2 años y fue muy baja, además se probó

todas las arenas sólo obteniendo agua, excepto en Hollín que igualmente contaba

con un corte de agua alto. Fue cerrado en mayo de 2003.

Vale mencionar también que la arena Hollín del campo Palanda no será tomada

en cuenta debido a que todos los cañoneos han producido agua, además es una

arena de poco interés según los reportes y análisis petrofísico del departamento

de Exploración y Producción del Consorcio Petrolero Palanda Yuca Sur.

Los pozos y arenas tomados en cuenta deben tener cañoneos sin ningún indicio

de problemas en lo posible, como crudo emulsionado, escala, squeeze por mala

cementación, etc.

Obviamente los pozos y arenas que no tengan la información requerida no serán

tomados en cuenta.

4.2. ANÁLISIS GRÁFICO: CAPACIDAD DE LA FORMACIÓN VS

PRODUCCIÓN ACUMULADA

Debido a la cantidad de datos con que se cuenta para este proyecto se decidió

implementar el método gráfico k*h vs producción acumulada para escoger los

mejores cañoneos entre todos los realizados en las diferentes arenas de los

campos Pindo, Palanda y Yuca Sur para que puedan ser utilizados para los

análisis correspondientes. Así pues un método gráfico ayudará a agilitar este

proceso.

83

Como se sabe la capacidad de la formación k*h (permeabilidad por espesor neto

de pago) es un dato que se obtiene de un análisis de prueba de presión y se

relaciona de manera directa con la habilidad de un depósito de transmitir fluidos.

Así pues k*h nos ayuda a tener una idea clara de lo que producirá el pozo. Esta

forma de análisis puede ser utilizada de manera indiscriminada tanto en pozos

verticales como en horizontales.

En la actualidad usar esta propiedad de manera combinada con la producción

acumulada es algo muy común en la ingeniería de yacimientos (Paper SPE 36604

por ejemplo). Se ha demostrado su utilidad para la determinación de las prácticas

de completación de mayor éxito en un área y formación dada, así como puede ser

una herramienta de vigilancia para operaciones de recuperación primaria y

secundaria.

El análisis que se va a realizar en este caso es netamente cualitativo y se utiliza

para entender la existencia de 4 casos:

- Un yacimiento con mucho potencial que produjo gran cantidad de crudo

(k*h alto con producción acumulada alta).

- Un yacimiento de mucho potencial que produjo poca cantidad de crudo (k*h

alto con producción acumulada baja).

- Un yacimiento con poco potencial que produjo poca cantidad de crudo (k*h

bajo con producción acumulada baja).

- Un yacimiento con poco potencial que produjo gran cantidad de crudo (k*h

bajo con producción acumulada alta).

Estos 4 casos son sólo una pequeña clasificación empírica en la cual se puede

considerar que en el caso 1 y 3 existe una operación normal del pozo, mientras

que en el caso 4 resultaría de un pozo cuya completación y reacondicionamientos

posteriores han tenido mucho éxito además de condiciones en el yacimiento muy

particulares que colaboraron a obtener excelentes resultados. Finalmente el caso

3 en el cual debido a las operaciones o algún problema del yacimiento se produjo

menos de lo esperado.

Para poder considerar un potencial o una producción acumulada como alta o baja,

se debe realizar este análisis gráfico por arena, entre pozos de un mismo campo

84

Finalmente el gráfico debe tener en el eje X la producción acumulada mientras

que en el eje Y el producto k*h como se muestra a continuación en la figura 4.1:

FIGURA 4.1: ZONAS DEL GRÁFICO CAPACIDAD DE LA FORMACIÓN VS PRODUCCIÓN ACUMULADA

ELABORADO POR: José Zhunio

Como se observa en el gráfico este está dividido en 4 cuadrantes cada uno

correspondiente a los 4 casos nombrados previamente.

En el caso de los datos que se disponen sobre los cañoneos de los campos

Pindo, Palanda y Yuca Sur, existen arenas punzonadas que no han sido

producidas todavía, invasión de agua en días, entre otras particularidades que

hacen que los algunos datos no sean relevantes, por lo que el método gráfico

también obliga a una discriminación de datos, que sumada al filtro de los pozos

excluidos al inicio del capítulo, ayudará a un mejor análisis.

4.2.1. ANÁLISIS GRÁFICO EN LA ARENA BASAL TENA DEL CAMPO PINDO

En la arena Basal Tena del campo Pindo se punzonaron 9 pozos, de los cuales

por las consideraciones al inicio del capítulo no se tomó en cuenta 3 (Pindo 2, 3 y

5). La arena en Pindo 6 solo produjo agua y en Pindo12 tuvo poco aporte. De las

4 arenas restantes el Pindo 8 no tiene datos de producción y en 9 se mantiene la

85

0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

7000

0 1000000 2000000 3000000

PIN - 1

PIN - 4

Prod. Acum. Hasta Abril 2013 (bls)

K * H

arena aislada en su completación para ser explotada próximamente. Por ello se

observa en el gráfico sólo 2 pozos.

FIGURA 4.2: GRÁFICO CAPACIDAD DE LA FORMACIÓN VS PRODUCCIÓN ACUMULADA DE LA ARENA BASAL TENA DEL CAMPO PINDO.


Como se observa en la figura 4.2 ambos pozos se encuentran en zonas del

gráfico donde son pozos normales pues el potencial corresponde a su producción

acumulada, sin embargo en Basal Tena de Pindo 1 existe muchas intervenciones

(cerca de 12) esto sobre todo por el tiempo que ha transcurrido la arena abierta

(23 años), además existen problemas con escala, lo cual ha acarreado daños a

las bombas y corrosión, por lo que se decidió descartar su información para un

análisis posterior.

En cambio el Pindo 4 tiene la arena Basal Tena sin muchas intervenciones sobre

todo por el tiempo de servicio de la misma (8 años) por lo que sería muy

adecuado para un análisis.

86

4.2.2. ANÁLISIS GRÁFICO EN LA ARENA “U” SUPERIOR DEL CAMPO PINDO

En el caso de la arena Napo “U” superior del campo Pindo no se cuenta con los

datos petrofísicos, por lo cual el dato respectivo a la capacidad de la formación

(k*h) no está disponible, lo cual no permite realizar el análisis gráfico.

Sin embargo se conoce que 6 pozos fueron punzonados en “U” superior (Pindo 1,

2, 3, 4,6 y 9). De ellos se descarta directamente a 2 y3 por las consideraciones

iniciales de este capítulo, también se descarta a las arenas de los pozos 4 y 9

pues sólo produjeron agua. Además se descarta los punzonados en Pindo 6 pues

no se ha decidido producir la arena.

Finalmente los punzonados en la arena “U” superior del pozo Pindo 1 tienen

varios recañoneos pero la información de estos es muy escasa, además tiene

intervenciones por corrosión y huecos en el tubing. Así que para no complicar el

análisis futuro tampoco se lo tomará en cuenta. Con esto último ningún cañoneo

de esta arena se incluirá en el análisis futuro

4.2.3. ANÁLISIS GRÁFICO EN LA ARENA “U” INFERIOR DEL CAMPO PINDO

En la arena “U” inferior del Campo Pindo se han punzonado 15 pozos, de los

cuales por las consideraciones iniciales no se tomó en cuenta 3 (Pindo 2, 3 y 5).

Finalmente de los 12 restantes, la arena del pozo Pindo 8 tuvo un corte de agua

muy alto y el Pindo 12 no tiene datos de producción pues se realizó producción

conjunta. Por ello en el gráfico se encuentran 10 pozos.

Como se observa en la figura 4.3 la arena “U” inferior en Pindo 11 y sobre todo en

Pindo 6 tienen buenos resultados mostrando altas producciones acumuladas,

sobre todo en el último caso en el cual se supera lo esperado en el potencial del

pozo. Ambos casos no poseen reacondicionamientos en donde se haya

involucrado operaciones a la arena, así pues son los mejores candidatos para un

análisis más exhaustivo,

En el caso del pozo Pindo 13 podría considerarse una formación con mal

rendimiento pese a no contar con muchas intervenciones, sin embargo la arena

fue abierta en 2006 por lo que se puede esperar más producción a la larga, si a

esto le sumamos que fueron utilizadas en este caso técnicas de cañoneo nuevas

87

y poco implementadas como es el caso del STIMGUN, tenemos otra arena para el

análisis posterior.

FIGURA 4.3: GRÁFICO CAPACIDAD DE LA FORMACIÓN VS PRODUCCIÓN ACUMULADA DE LA ARENA “U” INFERIOR DEL CAMPO PINDO.


“U” inferior en Pindo 14 nos muestra en el gráfico 4.3 un pozo en condiciones

normales que tienden a malas, sin embargo revisando sus reacondicionamientos

al parecer que tiene fallas en producción debido a problemas eléctricos con las

bombas, como muestra el gráfico 4.4 de los eventos de la arena.

0

5000

10000

15000

20000

25000

30000

0 500000 1000000 1500000 2000000 2500000 3000000 3500000

PIN - 1

PIN - 4

PIN - 6

PIN - 7

PIN - 9

PIN - 11

PIN -13

PIN - 14

PIN - 17D

PIN - 21D


K * H

88

FIGURA 4.4 : REACONDICIONAMIENTOS DE LA ARENA “U” INFERIOR DEL

POZO PINDO 14.


Por ello la arena en este pozo no será tomado en cuenta.

Se tiene también varios pozos en una zona de normalidad pero con ciertas

tendencias, así pues Pindo 17D y 21D que son direccionales muestran un k*h alto

en relación a su producción acumulada, esto debido a los diversos problemas

suscitados en los pozos por las diferentes operaciones (dificultades en

cementación y cañoneos infructuosos en otras arenas), sin embargo los cañoneos

no se pueden descartar por sus particularidades (técnicas nuevas en pozos

direccionales), además que las arenas fueron recientemente abiertas (2011 y

2012). Por ello la información de “U” inferior en los pozos 17D y 21D se utilizaran

con mucha objetividad.

Por otra parte la arena “U” inferior en pozos como el Pindo 1, 4 y 9 se muestran

normales en el gráfico, sin embargo en los reportes de reacondicionamiento de 1

tenemos varios problemas mecánicos (orificios en el tubing, corrosión), lo mismo

en mayor cantidad encontramos en Pindo 4 (10 intervenciones debido a corrosión,

parafinas, escala, bombas, etc ). Esto sumado a la antigüedad de producción de

las arenas (ambas punzonadas en 1991 y 1992 respectivamente) hace que

declinemos en usar sus datos. La arena en Pindo 9 por su parte no muestra

problemas ni muchas intervenciones, por lo cual es escogido.

89

Finalmente tenemos a Pindo 7 en el cual su arena tiene varios

reacondicionamientos por fallas mecánicas, de bombas y presencia de parafina

por lo cual lo se descarta pese a que gráficamente se muestra como un pozo que

produce más de lo esperado.

4.2.4. ANÁLISIS GRÁFICO EN LA ARENA “T” INFERIOR DEL CAMPO PINDO

De 10 pozos cañoneados en la arena “T” inferior, 3 no fueron tomados en cuenta

por consideraciones iniciales (Pindo 2, 3 y 5). Los pozos Pindo 1 y 6 no tienen

registros de producción. En la arena del pozo 4 solo se produjo agua y en 17D en

sólo 13 días la arena fue invadida por agua. Por lo cual solo se graficaron los

siguientes 3 pozos.

FIGURA 4.5: GRÁFICO CAPACIDAD DE LA FORMACIÓN VS PRODUCCIÓN ACUMULADA DE LA ARENA “T” INFERIOR DEL CAMPO PINDO.


Como observamos en la figura 4.5 el pozo 16D tiene poco aporte en relación a lo

esperado, sin embargo la arena “T” en este pozo fue abierta en 2010 por lo cual

es la que tiene menos tiempo de producción, por lo cual se usará su información.

0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

7000

8000

0 500000 1000000 1500000 2000000

Título del eje

PIN - 7

PIN - 15D

PIN -16D

K *H


90

Pindo 7 tiene a la arena “T” inferior sin mayores problemas por lo cual no se

descarta. Finalmente la arena en el pozo 15D tiene condiciones excelentes según

el gráfico por lo que será tomada en cuenta.

4.2.5. ANÁLISIS GRÁFICO EN LA ARENA HOLLÍN SUPERIOR DEL CAMPO

PINDO

En la arena Hollín superior fueron cañoneados 9 pozos del campo Pindo, de los

cuales 3 no fueron tomados en cuenta por las consideraciones al inicio del

capítulo (Pindo 2, 3 y 5). La arena en el pozo 6 solo produjo agua y el pozo 16D

tuvo muy poco aporte con lo cual se graficó los siguientes pozos.

FIGURA 4.6: GRÁFICO CAPACIDAD DE LA FORMACIÓN VS PRODUCCIÓN ACUMULADA DE LA ARENA HOLLÍN SUPERIOR DEL CAMPO PINDO.


Como observamos en la figura 4.6 se tiene una excelente arena en Pindo 7, que

ha superado lo esperado por su potencial, por su parte la arena Hollín superior en

Pindo 4 tiene un rendimiento bastante normal, sobre todo si tomamos en cuenta

que la arena fue abierta varios años antes que la de Pindo 7. Por último tenemos

los cañoneos de 8 y 15D, que han tenido un comportamiento normal con

0

2000

4000

6000

8000

10000

12000

0 100000 200000 300000 400000

Título del eje

PIN - 4

PIN - 7

PIN - 8

PIN - 15D

K *H


91

tendencia a mala (especialmente el Pindo 8) según el gráfico, esto es corroborado

con los informes de reacondicionamiento (incompletos en algunos casos),

finalmente el pozo cerrado para realizar recuperación secundaria, por ello no lo

tomaremos en cuenta. El pozo 15D sólo produjo 4 meses, sin embargo su

cañoneo es muy particular (pozo desviado y sistema PURE), lo que lo vuelve

importante para el análisis. Por todo lo anteriormente mencionado se tendrá en

cuenta en la arena Hollín superior la información de los cañoneos en los pozos

4,7 y 15D.

4.2.6. ANÁLISIS GRÁFICO EN LA ARENA HOLLÍN INFERIOR DEL CAMPO

PINDO

De 7 pozos que se cañonearon en la arena Hollín inferior no se incluyó en el

gráfico a Pindo 3 por las consideraciones que se encuentran al inicio de este

capítulo, mientras que la arena de Pindo 21 no se graficó debido a que no se

cuenta con el dato de capacidad de la formación (k*h).

FIGURA 4.7: GRÁFICO CAPACIDAD DE LA FORMACIÓN VS PRODUCCIÓN ACUMULADA DE LA ARENA HOLLÍN INFERIOR DEL CAMPO PINDO.


0

5000

10000

15000

20000

25000

0 500000 1000000 1500000

Título del eje

PIN - 1

PIN - 9

PIN - 12

PIN - 15D

PIN - 16D


K *H

92

Como observamos en el gráfico 4.7, la arena no ha tenido un buen rendimiento

para los pozos 1 y 15D pues en ambos casos solamente se obtuvo producción

durante un lapso de tiempo aproximado a 2 años, sin embargo solo se descartar a

Pindo 1 debido a que el cañoneo de 15 tiene condiciones particulares (pozo

desviado y ejecutado por Baker Hughes). Por otra parte los pozos 16D y 9

muestran muy buenas producciones pese a su bajo potencial sobre todo si se

considera que la arena Hollín Inferior en el pozo 16D solo tiene 4 años de

producción, por lo que se los considerara. Finalmente el pozo Pindo 12 tiene su

arena en una condición relativamente buena por lo que también será tomada en

cuenta su información.

4.2.7. ANÁLISIS GRÁFICO EN LA ARENA “U” INFERIOR DEL CAMPO

PALANDA

En la arena “U” inferior del Campo Palanda se punzonaron 6 pozos, de los cuales

2 tuvieron cortes de agua mayores al 77% (Palanda 4 y 5) por lo que no se

continuó con su producción. La arena del pozo 7 no se tomó en cuenta por las

consideraciones al inicio del capítulo. Por lo cual se graficaron los 3 pozos

restantes en la figura 4.8.

Como podemos observar en la mencionada figura los pozos tienen condiciones

buenas, sobre todo Palanda 3 que superó por mucho el potencial esperado. Sin

embargo como se observa en la tabla 3.9 en el capítulo anterior, la arena “U”

inferior en el pozo Palanda 2 tiene 3 repunzonamientos, cuyos motivos no son

claros pues solo se cuenta con reportes de reacondicionamientos hasta el año

1998. Por lo cual la arena en el pozo 2 se descarta para un análisis posterior. Vale

mencionar que todas las arenas empezaron a producir hace más de 15años.

93

FIGURA 4.8: GRÁFICO CAPACIDAD DE LA FORMACIÓN VS PRODUCCIÓN ACUMULADA DE LA ARENA “U” INFERIOR DEL CAMPO PALANDA.


4.2.8. ANÁLISIS GRÁFICO EN LA ARENA “T” INFERIOR DEL CAMPO

PALANDA

De 6 pozos donde la arena Napo “T” inferior fue abierta, Palanda 7 no se tomó en

cuenta por las consideraciones iniciales, Palanda 5 no produjo nada, Palanda 3

produjo con un corte de agua del 90% y Palanda 2 no tiene datos de producción.

Por ello solo se usó en la figura 4.9 las arenas de los pozos Palanda 1 y 4.

Como se puede observar en el gráfico 4.9 es claro que los 2 pozos han sido

manejados relativamente bien, además su tiempo de producción es casi igual, por

lo que la información de sus formaciones serán tomadas en cuenta.

0

500

1000

1500

2000

2500

3000

0 200000 400000 600000 800000 1000000

PAL - 1

PAL - 2

PAL - 3

K *H


94

FIGURA 4.9: GRÁFICO CAPACIDAD DE LA FORMACIÓN VS PRODUCCIÓN ACUMULADA DE LA ARENA “T” INFERIOR DEL CAMPO PALANDA.


4.2.9. ANÁLISIS GRÁFICO EN LA ARENA “U” INFERIOR DEL CAMPO YUCA

SUR

De los 7 pozos que fueron cañoneados en la arena “U” de Yuca Sur, sólo uno no

fue graficado debido a las consideraciones iniciales del capítulo (YS-5). En el

gráfico 4.10 se muestra los restantes 6 pozos.

El pozo Yuca Sur 1 tiene la tendencia más estable además de ser el cañoneo más

antiguo y que se mantiene en producción, así pues vale destacar sus varios

reacondicionamientos por problemas normales como también las operaciones de

estimulación y acidificación muy exitosas que convierte a esta arena en la más

antigua de todos los campos de este proyecto de titulación con 35 años, por lo

cual tomaremos su información en cuenta.

0

2000

4000

6000

8000

10000

12000

14000

16000

18000

0 1000000 2000000 3000000 4000000

Título del eje

PAL - 1

PAL - 4


K *H

95

FIGURA 4.10: GRÁFICO CAPACIDAD DE LA FORMACIÓN VS PRODUCCIÓN ACUMULADA DE LA ARENA “U” INFERIOR DEL CAMPO YUCA SUR.


Por otra parte la arena en el pozo Yuca Sur 2 muestra alto potencial pero muy

poca producción acumulada, la arena se ha cerrado, por lo que no será tomado

en cuenta para el análisis. Napo “U” inferior en Yuca Sur 4 en cambio es un caso

muy particular, pese a verse como una arena normal y de poca producción, fue

disparada en 2001 y no se reportó producción, sin embrago 4 años después la

arena empezó a producir, así pues, no se ha podido encontrar información clara al

respecto por lo cual no se tomara este caso para el análisis.

Finalmente entre los tres pozos restantes (11, 13 y 15) vemos que en el gráfico

4.10 son pozos normales con tendencia a buenos, sin embargo el caso de la

arena Napo “U” inferior del pozo Yuca Sur 11 no será considerado pues existe

presencia de lodo en su producción además que la arena fue cerrada para

realizar un pozo desviado. Por otra parte Yuca Sur 13 y 15 no tienen mayores

problemas en la arena y serán tomados en cuenta para el análisis de los

cañoneos que se mostrara más adelante.

0

5000

10000

15000

20000

25000

30000

0 500000 1000000 1500000 2000000

Título del eje

YS - 1

YS - 2

YS - 4

YS - 11

YS - 13

YS - 15


K *H

96

4.2.10. ANÁLISIS GRÁFICO EN LA ARENA “T” INFERIOR DEL CAMPO YUCA

SUR

De los 10 arenas cañoneadas, no se graficó la del pozo Yuca Sur 5 por las

consideraciones que se encuentran al inicio del capítulo. Por otra parte no están

en el gráfico la arena Napo “T” de los siguientes pozos:

- Yuca Sur 1, pues después del cañoneo hubo poco aporte con un corte de

agua de 95%.

- Yuca Sur 11, pues su producción descendió de manera abrupta en un mes

y mostro presencia de lodo, se consideró que la mejor opción era realizar

un pozo desviado para producir la arena “T” inferior, pero los resultados

fueron pésimos.

- Yuca Sur 13, pues la arena produjo en su prueba 68 barriles con un corte

de agua del 77%, por lo cual se cerró.

En la figura 4.11 se ve el caso de los pozos 4 y 15 donde a la arena pese a tener

un alto potencial tienen una producción relativamente baja, si esto se suma que la

arena “T” inferior en Yuca Sur 15 fue disparada sin asentar packers y con malos

resultados, se decide por lo tanto no tomar en cuenta los datos de estas 2 arenas.

97

FIGURA 4.11: GRÁFICO CAPACIDAD DE LA FORMACIÓN VS PRODUCCIÓN ACUMULADA DE LA ARENA “T” INFERIOR DEL CAMPO YUCA SUR.


El caso del pozo Yuca Sur 4 parece ser un problema de la arena pues no se

reportan mayores inconvenientes con los reacondicionamientos como se muestra

en el gráfico 4.12. Por lo que será descartada para el análisis posterior.

0

2000

4000

6000

8000

10000

12000

14000

16000

18000

0 500000 1000000 1500000 2000000 2500000 3000000

YS - 2

YS - 4

YS - 12

YS - 14

YS -15

YS - 19

K *H


98

FIGURA 4.12: REACONDICIONAMIENTOS DE LA ARENA “T” INFERIOR DEL POZO YUCA SUR 4.


Por otra parte la arena “T” inferior del pozo Yuca Sur 12 se muestra gráficamente

en perfectas condiciones por lo que será tomada en cuenta para el análisis

posterior.

Así mismo Yuca Sur 2 produjo más de lo previsto con su arena por lo que será

tomada también en cuenta para el análisis futuro.

Las arenas “T” de los pozos Yuca Sur 14 y 19 fueron cañoneadas de forma muy

semejante (TCP, Baker Hughes uso las mismas cargas) con la diferencia de 3

años. Sin embargo gráficamente la arena de Yuca Sur 14 se muestra en mejores

condiciones, por lo que será tomada en cuenta, mientras se descarta Yuca Sur

19.

4.2.11. ANÁLISIS GRÁFICO EN LA ARENA HOLLÍN SUPERIOR DEL CAMPO

YUCA SUR

De los 7 pozos en donde se abrió la arena Hollín Superior, no se graficó Yuca Sur

5 por las consideraciones tomadas previamente en este capítulo. La arena en el

pozo 2 produjo solamente agua.

99

El caso de Yuca Sur 13 no fue considerado para graficar pues se lo punzonó de

manera consecutiva (primero TCP, luego cable) sin lograr aumentar producción

(45 barriles en la prueba inicial) y reducir el corte de agua (78%), además se

reportó crudo emulsionado.

Esto nos deja finalmente con el gráfico 4.13 como se muestra a continuación.

FIGURA 4.13: GRÁFICO CAPACIDAD DE LA FORMACIÓN VS PRODUCCIÓN ACUMULADA DE LA ARENA HOLLÍN SUPERIOR DEL CAMPO YUCA SUR.


Como se puede observar la arena Hollín superior en el pozo Yuca Sur 1 es la que

mejores resultados ha dado, esto debido a la antigüedad del cañoneo y su

estabilidad en operaciones, por lo que será considerada.

Las arenas en los pozos 4, 11 y 15 se encuentran en condiciones parecidas,

tienen poco potencial y poca producción. Estos 3 cañoneos tienen condiciones

diferentes, además que en un caso no se posee datos de reacondicionamientos

para discernir mejor su estado, por lo cual se decidió considerar a todos los

cañoneos para analizar.

0

2000

4000

6000

8000

10000

12000

14000

16000

18000

20000

0 200000 400000 600000 800000 1000000

Título del eje

YS - 1

YS - 4

YS -11

YS - 15

K *H


100

4.3. ANÁLISIS DE LOS CAÑONEOS ESTABLES DEL CAMPO

PINDO

Después de filtrar la mayoría de datos mediante un análisis gráfico considerando

gran parte de las variables involucradas en la producción de un pozo, se muestra

a continuación una tabulación de los cañoneos y recañoneos que han pasado los

filtros previos, para poder así ilustrar una idea clara de las operaciones con mayor

éxito en el campo Pindo.

Pindo 1

No existe tabla debido a que como mencionamos en el análisis gráfico hay

muchos problemas a lo largo de la historia del pozo y todas sus arenas, además

al ser el pozo más antiguo del campo Pindo (cañoneos en 1991) con lo cual

encierra las técnicas más antiguas, y menos efectiva que las de ahora.

Si se han implementado técnicas más nuevas en recañoneos, pero no hay

información clara sobre resultados.

Pindo 4

Este pozo tiene 2 cañoneos estables como muestra la tabla 4.1, uno en la

completación y otro 14 años después correpondiendo a la arena Hollín superior y

Basal Tena respectivamente. De los disparos más antiguos se cuenta con poca

información salvo que la prueba de producción de la arena dio 10% de corte de

agua y 346 barriles de producción, además no se reporta mayores problemas en

los reacondicionamientos de la arena. De los disparos realizados en Basal Tena

en 2006 se tiene una prueba de producción con resultado de 184 barriles y un

corte de agua de 84 %, sin embargo si se revisa el historial de producción 4

meses después del cañoneo esta sube a 5319 barriles por día. La producción de

la arena Basal Tena continúo por 4 años sin necesidad de intervenciones.

101

TABLA 4.1: CAÑONEOS ESTABLES DEL POZO PINDO 4

Arena Fecha W.O. Intervalo (pies) DPP Daño Técnica Carga Empresa

BT 21-Nov-06 9 9013- 9017 (4) 5 N.D. TCP N.D. Baker

“H” sup. 6-Sep-92 0 10266-10276 (10) 4 -0,45 Cable Hyperjet 2 SLB


Pindo 6

Más de 20 años de producción, una prueba de producción inicial de 1021 barriles

por día, y con reacondicionamientos sin mayor novedad que corrosión en una

ocasión son los resultados de la arena “U” inferior, que la tabla 4.2 muestra como

el mejor cañoneo del pozo Pindo 6.



"U" inf.

31-Jul-93 0 9940-9953 (13)

4 -0,3 Cable Hyperjet 2 SLB 9957-9970 (13)


Pindo 7

En la tabla 4.3 se muestran los cañoneos más estables del pozo Pindo 7. La

arena “T” inferior produjo 7 años con solo 4 intervenciones, mientras Hollín

Superior tuvo un rendimiento excelente durante un año y se mantiene cerrada

para a futuro ser utilizada. Vale mencionar que el daño tan alto en “T” inferior

probablemente se deba a una falla en la interpretación de la prueba de presión.



"T" inf 08-Ene-01 0 10130-10150 (20) 6 14,4 Cable Powerjet SLB

“H” sup. 08-Ene-01 0 10330-10340(10) 6 1,19 Cable Powerjet SLB


102

Pindo 8

No se adjunta ninguna información pues el perfil del pozo como poco productivo

fue tan notorio que fue escogido para ser sacrificado para empezar un proyecto

de recuperación secundaria.

Pindo 9

En esta ocasión se tiene la apertura de la arena Hollín inferior y su

repunzonamiento que en la tabla 4.4, en la columna de observaciones indica los

motivos de estos procedimientos. Como se observa ambas operaciones

corresponden a la completación del pozo, de allí la arena durante 12 años en

operación continua solamente tiene 3 intervenciones por problemas en la bomba.

Finalmente la arena “U” inferior ha producido de forma continua 7 años y con 2

intervenciones sin mayor problemática.


Arena Fecha W.O. Intervalo (pies) DPP Daño Técnica Carga Empresa Observaciones

"U" inf 27-Mar-01 0 9838-9844 (6)

5 0.82 Cable N.D. SLB Ninguno 9819-9824 (5)

"H" inf 27-Mar-01 0 10290-10302 (12) 5 3.5 Cable N.D. SLB

Debido al daño alto

se realiza una acidificación

"H" inf 27-Mar-01 0 10290-10302 (12) 5 9.24 Cable N.D. SLB

La acidificación resulta

desastroza, por lo que se

realiza squeeze y se repunzona,

Disminuyendo el corte de agua de

77% a 8% y aumentando la producción de

506 a 584 barriles.


Pindo 11

En la tabla 4.5 se muestra el cañoneo más estable del pozo Pindo 11, la arena “U”

inferior a la que corresponde se ha mantenido en producción 12 años y solamente

ha recibido 3 reacondicionamientos.

103



"U" inf. 06-jun-01 0 9834 – 9856 (22) 6 2,94 Cable N.D. SLB


Pindo 12

En la tabla 4.6 muestra el mejor cañoneo del pozo Pindo 12, el cual se realizó en

la arena “U” superior, esta se mantuvo produciendo en el mencionado pozo

durante 7 años. Su prueba de producción dio 1376 barriles por día con 9% de

corte de agua.



"H" Sup. 27-Jul-01 0 10208-10226 (18) 6 -2,94 Cable N.D. Baker


Pindo 13

En la tabla 4.7 se muestran los cañoneos más estables del pozo Pindo 13. Ambos

cañoneos corresponden a la misma arena, la cual ha producido de manera

continua sin reacondicionamientos además de los punzonados.



"U" Inf. 16-jul-06 0 9834-9844 (10) 5 2,6 TCP N.D. Baker

Squeeze previo al cañoneo, 10

pies arriba de los disparos.

"U" Inf. 31-Ago-12 1

9834- 9854 (20)

5 N.D. TCP Max

Force 390

Halliburton

Ampliación de Punzados

con Stimgun con ligero aumento de

producción y pequeña

disminución de corte de agua

9812- 9822 (10)

9744- 9752 (8)


104

Pindo 15D

En la tabla 4.8 existen 4 cañoneos , 2 correpondientes a “T” inferior que se ha

mantenido produciendo sin reacondicionamientos a parte de los punzonados. En

cambio en el caso de las arenas Hollín superior e Inferior tenemos poco tiempo de

producción. En todos los cañoneos de este pozo se han utilizado técnicas nuevas.

TABLA 4.8: CAÑONEOS ESTABLES DEL POZO PINDO 15D


"T" inf. 31-ago-09 2 10420-10430 (10)

12 0,23 TCP N.D. Baker Sistema DUO 10444-10458 (14)

"T" inf. 04-ago-12 3

10419-10429 (10)

5 -1,39 TCP Millenium

II Halliburton

Repunzonamiento con

Stimgun, se aumenta 84 barriles y se

disminuye en 46% el corte de agua

10443-10467 (24)

"H" Sup. 18-jul-08 0 10592-10603 (11)

5 -0,8 TCP Powerjet Omega

SLB Sistema PURE, solo se produjo

4 meses 10607-10612 (5)

"H" Inf. 15-oct-08 1 10620-10635 (15) 5 4,4 TCP Powerjet Omega

SLB Sistema PURE, solo se produjo

2 años


Pindo 16D

En la tabla 4.9 se muestra 2 cañoneos que son aperturas de arenas. La arena “T”

inferior tiene una prueba de producción con 1428 barriles y 4% de corte de agua,

además de ninguna intervención, así mismo la arena Hollín inferior da en la

prueba de producción reportó 1123 barriles y 10% de corte de agua.



"T" inf. 29-Mar-10 3 10486-10516 (30) 12 2,16 TCP HMX Baker Sistema DUO

"H" Inf. 12-Ago-08 0 10684-10690 (6) 5

10,2 TCP Powerjet Omega

SLB Sistema PURE 10690 -10696 (6) 5


105

Pindo 17D

En la tabla 4.10 se muestra el cañoneo más estable del pozo Pindo 17D. Es

importante mencionar que este cañoneo se realizó con el sistema DUO. En este

caso existió una invasión de agua que obligó a abandonar la arena 3 meses

después de su apertura.



"U" Inf. 4-Feb-12 1 9970-9990 (20)

5 14 Cable N.D. SLB 9960-9970 (10)


Pindo 21D

El caso del pozo 21D es sumamente confuso y mal documentado, por lo cual

resulta muy difícil incluir su información.

Así pues en base a lo que se observa en la parte superior podemos considerar lo

siguiente como el resultado de nuestro análisis:

La premisa principal del trabajo realizado en esta tesis radica de manera simple

en que un cañoneo con excelentes resultados debe contribuir a un pozo

excelente. Es por ello que el análisis gráfico de la capacidad de la formación (k*h)

vs la producción acumulada, por arena nos da una idea clara en conjunto con la

información de reacondicionamientos, de cuáles son las arenas con mejor

funcionamiento. Por lo cual las cañoneos que se encuentran tabulados son

principalmente los más estables y exitosos.

Vale mencionar que la técnica de TCP normal apenas ha generado 2 arenas

estables.

Con respecto a las nuevas técnicas de cañoneo que fueron implementadas en el

campo Pindo solamente, podemos decir que los repunzonamientos con stimgun

de la empresa Halliburton (2 registrados), uno fue exitoso y el otro muy poco. El

sistema PURE de Schlumberger implementado 4 veces en el campo de las cuales

3 están bien documentadas, de estas 2 generaron pozos de poca producción y

106

una obtuvo una excelente arena. Finalmente el sistema DUO de Baker Hughes

fue implementado 5 veces, 2 fueron descartados por las consideraciones iniciales

de nuestros análisis. De los 3 cañoneos restantes, 2 cañoneos generaron arenas

estables mientras que uno tuvo un desastre de invasión de agua en pocos días.

Sin embargo los 2 cañoneos descartados por los análisis se tienen un dato muy

importante y son buenas producciones sobre todo si se toma el caso de la arena

“T” del pozo Pindo 1 donde se usó esta técnica después de 18 años de cierre y se

obtuvo resultados.

Así pues considerando la mayor cantidad de resultados positivos e inclusive la

versatilidad al ser un sistema de cañoneo especial que puede ser realizado

usando wireline, la técnica DUO de la empresa Baker Hughes parece ser la mejor

opción para el campo Pindo.

Por último se debe mencionar que las mayores estimulaciones son de un cañoneo

con cable de Baker Hughes, seguido por un cañoneo con Stimgun. Así mismo los

2 mayores daños de entre los cañoneos escogidos son de 2 cañoneos con cable

de Schlumberger.

4.4. ANÁLISIS DE LOS CAÑONEOS ESTABLES DEL CAMPO

PALANDA

A continuación se muestra los cañoneos más estables del campo Palanda.

Palanda 1

En la tabla 4.11 se muestran los cañoneos más estables del pozo Palanda

1.Como podemos observar estos son muy antiguos y las arenas tuvieron varios

años de producción. En el caso de “U” inferior se sigue produciendo hasta ahora.

Los reacondicionamientos en esta arena se deben a arreglos de las bombas y

corrosión, mientras que la arena “T” inferior durante todos los años que se

mantuvo en producción no tuvo ninguna intervención.

TABLA 4.11: CAÑONEOS ESTABLES DEL POZO PALANDA 1


"U" Inf 30-Nov-91 0 9840-9856 (16) 4 N.D. Cable Hyperjet 2 SLB 16 años de producción

107


"U" Inf 12-Feb-97 1 9840-9850 (10) 6 5 TCP RDX D.P. Halliburton

Repunzonamiento con incremento de producción en 331 barriles

"T" inf 30-Nov-91 0

10114-10131 (17) 4

N.D. Cable Hyperjet 2 SLB 12 años de producción


Palanda 2

Este pozo tiene una acidificación que culminó con una canalización produciendo

pésimos resultados en el repunzonamiento de su arena Napo “T” inferior. Además

la información de los reacondicionamientos de “U” inferior en este pozo está

incompleta.

Palanda 3

El cañoneo más estable del pozo Palanda 3 estuvo produciendo durante 8 años,

con solo 3 intervenciones.



"U" Inf 10-nov-92 0 9806- 9814 (8) 4 0,67 Cable D.P. Halliburton


Palanda 4

El Cañoneo y recañoneo de la tabla 4.13 corresponden a la arena “T” inferior que

sigue produciendo hasta la actualidad, es decir 21 años.



"T" inf 28-nov-92 0 10043-10064 (21) 4 N.D. Cable D.P. Halliburton Ninguna

"T" inf 15-dic-97 2 10043 -10064

(21) 6 7,85 TCP N.D. Halliburton

Repunzonamiento, daño aproximado. Incremento en 120

barriles.


108

Palanda 5

Los problemas de este pozo empiezan desde su primeras producciones con un

corte de agua del 77%, seguido de problemas mecánicos en el pozo por lo cual

finalmente fue cerrado para ser usado como pozo inyector.

Palanda 12

La única arena que se abrió en este pozo es Hollín Superior, la cual esta

invalidada por agua.



Como se observa existe muy pocos cañoneos estables esto se debe a que

Palanda es un campo muy pequeño y de baja producción, además todos sus

cañoneos tienen más de 15 años debido a que no hay pozos nuevos desde 2003.

El cañoneo con wireline se muestra como la opción común para abrir las arenas

en este campo.

En este caso resulta muy complicado hablar al respecto de los daños, debido a

que existen muy pocos datos al respecto de las pruebas de producción en el

campo Palanda, por otra parte vale mencionar que los repunzonamientos con

TCP por parte de la empresa Halliburton tuvieron gran éxito.

4.5. ANÁLISIS DE LOS CAÑONEOS ESTABLES DEL CAMPO YUCA

SUR.

Yuca Sur 1

En esta ocasión es destacable la arena “U” inferior que tiene más de 30 años de

operación continua y apenas ha necesitado un repunzonamiento, como muestra

la tabla 4.14. En el caso del cañoneo restante, la arena Hollín superior tiene más

de 15 años de operación continua sin reportar reacondicionamientos por

problemas en el yacimiento. El uso de TCP se muestra como una razón para

explicar el éxito del pozo.

109

TABLA 4.14: CAÑONEOS ESTABLES DEL POZO YUCA SUR 1


"U" Inf. 18-dic-79 0 9618 –9645 (27) 4 0,44 TCP Hyperdome SLB Daño aproximado

"U" Inf. 28-abr-85 4 9618– 9634 (16) 4 N.D. TCP N.D. N.D.

Repunzonamiento, después de Squeeze y

acidificación, incremento en 111

barriles.

"H" sup. 24-mar-98 14 10046-10078 (32) 8 N.D. TCP N.D. N.D. Ninguna


Yuca Sur 2

En la tabla 4.15 se muestran los cañoneos más estables del pozo Yuca Sur 2 los

cuales pertenecen a la arena “T” inferior la cual tuvo 17 años de operación con

ayuda de varias intervenciones exitosas.



"T" inf. 22-oct-92 0 9952-9960 (8)

4 24,1 Cable Hyperjet SLB Daño alto verdadero 9962-9970 (8)

"T" inf. 19-sept-

04 6

9942-9948 (6)

5 1,87 Cable N.D. Baker Recañoneo y ampliación

de punzados

9962-9970 (8)

9952-9960 (8)

9942-9948 (6)


Yuca Sur 4

En la tabla 4.16 se muestran el cañoneo más estable del pozo Yuca Sur 4. La

situación de la arena cañoneada no es clara debido a producción conjunta.



"H" sup 22-may-01 0 10153 – 10158 (5)

5 -0,74 Cable N.D. SLB 10164 –10170 (6)


110

Yuca Sur 11

En la tabla 4.17 se muestran el cañoneo más estable del pozo Yuca Sur 11, este

pertenece a la arena Hollín superior, así pues en solo existe reportado 2 años de

producción del yacimiento pues se realizó un pozo desviado en la misma locación

debido al potencial de las arenas, sin embargo como ya se mencionó previamente

los resultados no fueron los esperados.



"H" sup 20-sep-01 0 10040-10058(18) 6 -1,93 Cable N.D. Baker


Yuca Sur 12

En la tabla 4.18 se muestran el cañoneo más estable del pozo Yuca Sur 12 el cual

corresponde a la arena Napo “T” inferior que ha producido por más de 10 años sin

ninguna intervención al yacimiento.



"T" inf. 27-jul-02 0 9955-9973 (18) 5 N.D. Cable D.P. Baker


Yuca Sur 13

En la siguiente pagina se muestra la tabla 4.19 que contiene el cañoneo más

estable del pozo Yuca Sur 13 el cual corresponde a la arena Napo “U” inferior que

estuvo produciendo durante un lapso de 9 años y tiene solo 2

reacondicionamientos a su haber.

111



"U" Inf 20-Sep-02 0 9598–9606 (8)

5 -0.23 Cable Predator Baker 9616-9631 (15)


Yuca Sur 14

Con más de 10 años de producción y sin ninguna intervención al yacimiento, la

arena Napo “T” inferior tiene el cañoneo más estable del pozo Yuca Sur 14 como

muestra la tabla 4.20



"T" 04-Abr-03 0 9918-9932 (14)

5 2 TCP HMX Baker 9938-9972 (34)


Yuca Sur 15

En la tabla 4.21 se muestran los cañoneos más estables del pozo Yuca Sur 15.En

este pozo también se realizó un pozo desviado en su misma locación pero con

muy poco éxito, esto interrumpió la producción de las arenas.



“U” Inf 13-Ago-04 1 9633-9656 (23) 5 1,5 Cable N.D. Baker

"H" sup 11-May-03 0 10058-10068 (10)

5 -1,3 TCP N.D. Baker 10073 -10086 (16)


Yuca Sur 19

No tiene cañoneos estables debido a que este pozo tiene un solo cañoneo, el

mismo que fue eliminado por el análisis gráfico.

112



Como se observa la técnica más exitosa en el campo Yuca Sur es el cable, sin

embargo está muy seguida del cañoneo con tubería. Aquí las arenas que mayor

tiempo se han mantenido en producción fueron abiertas con ayuda de cañoneo

TCP.

El daño más alto lo reporta un cañoneo de Schlumberger, mientras que la mejor

estimulación un cañoneo de Baker Hughes.

113

CAPÍTULO 5

CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES

5.1. CONCLUSIONES

- En el campo Pindo la empresa más exitosa en operaciones de cañoneo

normal es Schlumberger, la densidad de disparo más comúnmente usada

con buenos resultados es 5 y las cargas de cuales se conoce más

operaciones exitosas son las de tipo Powerjet (normal y Omega) que

igualmente pertenecen a Schlumberger. Por otra parte en lo que respecta a

técnicas nuevas de cañoneo, el sistema DUO de Baker Hughes se muestra

como la mejor opción.

- En el campo Palanda la empresa más exitosa en operaciones de cañoneo

es Halliburton, la densidad de disparo más comúnmente usada con buenos

resultados es 4 y las cargas de las cuales se conoce más operaciones

exitosas son las de tipo Deep Penetration que igualmente pertenecen a

Halliburton.

- En el campo Yuca Sur la empresa más exitosa en operaciones de

cañoneo es Baker Hughes y la densidad de disparo más comúnmente

usada con buenos resultados es 5. Debido a la falta de información de las

cargas utilizadas en el campo Yuca Sur resulta muy difícil concluir cual es

la carga con mejores resultados.

- El pozo Pindo 1 al ser el más antiguo tiene muy poca información, esto se

debe a como se manejaba los registros de operaciones de cañoneo años

antes. Además de todas las intervenciones con las que cuenta complica

considerar sus cañoneos para análisis, hay que recordar pues que las

simulaciones de cañoneos son las herramienta más claras para saber que

sucede en la formación, sin embargo son inventos recientes y poco

utilizados por cuestiones económicas en campos marginales. Por lo cual se

puede concluir que los cañoneos en pozos muy antiguos de campos

marginales difícilmente pueden ser evaluados años después.

114

- Todos los cañoneos del pozo Pindo 8 fueron descartados en el análisis del

capítulo 4. Su condición de pozo sacrificado para recuperación secundaria

lo vuelve claramente como un pozo cuya producción no es adecuada, ni

manejo bueno. Sin embargo en el pozo Pindo 12 pese a ser reinyector se

tiene un cañoneo bueno en la arena Hollín Superior. Por lo cual concluimos

que los pozos involucrados en inyección y reinyección de agua deben ser

revisados minuciosamente si se desea analizar sus cañoneos.

- De los cuadros que muestran los cañoneos más estables en el campo

Pindo, podemos ver que la campaña más exitosa para implementar nuevos

pozos es la del año 2001, pues la mayor parte de las arenas estables del

campo pertenecen a pozos de esta campaña.

- Después de todo lo analizado en este trabajo se puede concluir que la

arena con los peores resultados en el campo Pindo es Napo “U” superior.

- Como es de conocimiento, el daño de formación o factor skin es una causa

artificial que reduce la producción de un reservorio y que puede ser

producido por cualquier operación donde se involucre a la arena, como la

perforación, cementación y finalmente el cañoneo. El daño obtenido en una

prueba de pozo es un dato general el cual a veces es seriamente

influenciado por efectos como el pseudoskin (pérdidas de presión por

factores que no tienen que ver con la formación). Por lo cual al existir

tantos factores que influyen en el daño, no se lo puede relacionar de

manera directa con la efectividad de un cañoneo, por lo cual en este

proyecto se lo utilizo como un número referencial para tener una idea

básica de la efectividad del cañoneo, por ello no se adentra mucho en el

tema del efecto skin en este trabajo.

115

5.2. RECOMENDACIONES

- Es muy importante tomar en cuenta que debido a la cantidad de datos

existentes con respecto a cañoneo en los más de 30 pozos de los Campos

Pindo, Palanda y Yuca Sur su manejo resulta muy complicado. Por ello es

recomendable en proyectos de titulación similares a este tabular y

automatizar los datos usando muy bien el Excel, bases de datos e inclusive

programas para manejar campos petrolíferos. Además es muy importante

tomar en cuenta previamente la cantidad de pozos y los años en que

empezó su funcionamiento, para así formar una idea previa de la

dimensión del trabajo y su grado de complejidad.

- El caso del pozo Pindo 13 trata del uso de la técnica Stimgun en una

ampliación de punzonados, buscando nuevas unidades de flujo, sin

embargo los resultados fueron malos, sobre todo si se mostrara los análisis

petrofísicos optimistas y las posturas optimistas de la no interferencia del

pozo Pindo 21D en la producción del pozo 13. El material respecto a este

tema es muy amplio pero con poco apego al tema central de este proyecto,

sin embargo se recomienda un mayor estudio a este particular caso.

- En la experiencia ganada al realizar el análisis gráfico de la capacidad del

yacimiento (k*h) vs la producción acumulada, se ha observado que el

tiempo es un factor complicado de manejar, pues casi todas las arenas

tienen fecha diferente de arranque de producción. Esto implica que pueden

existir más o menos producción acumulada en arenas que tengan la misma

capacidad, dependiendo el tiempo que han permanecido abiertas. Este

problema fue resuelto en este proyecto mediante la aplicación de criterio

del autor que tenía a disposición los datos respectivos a tiempo de

producción. Sin embargo para un manejo más adecuado de este análisis

se recomienda el realizar este gráfico utilizando 3 ejes, la capacidad del

yacimiento (k*h) en el eje y, la producción acumulada en el eje x y el

tiempo que ha producido la arena en el eje z. Esto brindará una perspectiva

más clara con respecto a la calidad de la arena. Pero las aplicaciones de

un tercer eje no se deberían limitar al tiempo, como parte de una

116

experimentación más profunda del tema se recomienda usar factores como

la densidad de disparo, la compañía que realizó los disparos, la

profundidad o la presión para graficar en el tercer eje.

- Lastimosamente las operaciones de cañoneo son en su mayoría mal

registradas y poco tomadas en cuenta, lo que complica los proyectos de

titulación de este tipo. Por ello es recomendable para las empresas tener

archivos vinculados con las propuestas de cañoneo y pruebas de presión

pues van de la mano y ayudarían a observar el desempeño de cada

empresa en este ámbito de los servicios petroleros.

- En el presente trabajo al realizar el análisis gráfico varias arenas son

tomadas en cuenta debido a que en ellas se implementó sistemas nuevos

de cañoneo, pese a que se muestran como arenas con poco rendimiento,

esto se ha mostrado como un gran error, ya que después de los análisis

finales se observa que pese a tratarse de técnicas nuevas, los cañoneos

también resultan en muchos casos desastrosos. Por lo cual se recomienda

ser imparcial en el análisis gráfico, para concentrarse netamente en los

resultados de la arena y no en lo implementado en estas, pues solo

complica los análisis siguientes.

- Este proyecto de titulación tiene varias particularidades, de hecho su

creación se ha basado en un método ensayo - error, esto se debe a que

generalmente los análisis de cañoneos se realiza previo a su ejecución y

no después, por lo cual no existía un método exacto a seguir. Así pues se

buscó maneras de solucionar la hipótesis planteada, optando por varios

métodos llegando así al análisis gráfico de la capacidad del yacimiento

(k*h) vs la producción acumulada. Este método es bastante simple e

interesante y puede brindar muchas más posibilidades de análisis y

resultados.

- El tópico de este proyecto de titulación resulta muy amplio y con tantas

implicaciones que el implementar este tema en otros campos involucra un

esfuerzo importante y una dificultad alta. Sin embargo las posibilidades y

formas de análisis debido al mismo tamaño del tema son muchos, por lo

cual con la correcta ejecución y guía se puede generar resultados

117

importantes. Por lo cual se recomienda adoptar este tema de tesis para

otros campos en el país pero de manera cuidadosa y muy técnica.

118

REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS

Behrmann L., Brooks., Brown A., Farrant S., Fayard A., Michel C., Noordermeer A., Smith P., Venkitaraman A. y David Underdown, (2004), La nueva dinámica de operaciones de disparo en condiciones de bajo balance. Texas, EEUU: Schlumberger.

Benavides L., (2012), Estudio Técnico – Económico de la Utilización de los Diferentes Sistemas de Cañoneo a las Arenas “U” y “T” en el Área Cuyabeno. Tesis de Grado EPN, Quito, Ecuador.

Bjorn F., Fimreite H. Morten K. Y Bob Parrott, (2000), Técnicas de diseño de los disparos para optimizar la productividad. Texas, EEUU: Schlumberger.

Corrales A., (2013), Aplicación de Nuevas Tecnologías para Optimizar la Producción en el Campo Palanda -Yuca Sur. Tesis de Grado UCE, Quito, Ecuador.

Escobar F., (2008), Fundamentos de Ingeniería de Yacimientos, Colombia: Universidad Sur Colombiana.

Ochoa J. y, Tello E. (2008), Reservas de Petróleo Crudo y Gas del País. Quito, Ecuador: Petroproducción.

Rodriguez A., (2007), Optimización del Gas de los Campos Pindo, Palanda Yuca Sur II Para Generación Eléctrica. Tesis de Grado EPN, Quito, Ecuador.

Rodríguez J. y Rodriguez C.,(2007), Análisis Técnico Económico del Uso de las Diferentes Técnicas de Cañoneo en los Campos Operados por Petroproducción. Tesis de Grado ESPOL, Guayaquil, Ecuador.

Vistín J., (2013), Análisis de Causa- efecto en los Trabajos de Reacondicionamiento de Pozos del Bloque Pindo, Valoración de Resultados y Lecciones aprendidas. Tesis de Grado UCE, Quito, Ecuador.

119

ANEXOS

120

ANEXO NO 1

PRODUCCIÓN Y CORTE DE AGUA PROMEDIO DE LOS CAMPOS PINDO, PALANDA Y YUCA SUR

121

ANEXO 1: PRODUCCIÓN Y CORTE DE AGUA PROMEDIO DE LOS CAMPOS PINDO, PALANDA Y YUCA SUR

Campo Pindo Campo Palanda Campo Yuca Sur

Qo Promedio Corte de Agua Qo Promedio Corte de Agua Qo Promedio Corte de Agua

Año (BPPD) (%) (BPPD) (%) (BPPD) (%)

1981 - - - - 389 13

1982 - - - - 464 30

1983 - - - - 462 44

1984 - - - - 368 50

1985 - - - - 302 57

1986 - - - - 288 66

1987 - - - - 70 54

1988 - - - - 642 60

1989 - - - - 377 60

1990 - - - - 224 61

1991 27 16 70 4 149 84

1992 846 39 874 41 325 42

1993 2063 53 1427 26 410 43

1994 2156 43 1384 24 468 45

1995 1972 39 952 7 573 48

1996 2047 53 540 20 511 48

1997 1951 27 925 50 485 10

1998 1829 44 712 45 406 12

1999 779 42 315 32 345 33

2000 1947 55 882 64 498 78

2001 4026 42 466 90 833 32

2002 3851 51 557 59 1785 48

2003 3520 57 1131 23 3195 46

2004 2918 65 1386 42 2698 52

2005 2680 66 819 53 2639 55

2006 3534 64 600 46 2763 59

2007 4303 68 522 53 2658 66

2008 4676 62 494 58 2252 67

2009 4601 66 396 62 2153 77

2010 6136 67 377 65 1990 77

2011 4738 70 463 70 1477 78

2012 5255 73 648 85 1307 80


Documents

ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL · 2019. 4. 7. · 2.6.2.2 .Desventajas del sistema de cañoneo TCP ..... 47 2.6.3. SISTEMA DE CAÑONEO PURE (PERFORATING FOR ULTIMATE RESERVOIR EXPLOITATION)