UNIVERSIDAD CENTRAL DEL ECUADOR … · PLANIFICACIÓN DE UN POZO RE-ENTRY ... 5.1 Justificación de...

UNIVERSIDAD CENTRAL DEL ECUADOR

FACULTAD DE INGENIERÍA EN GEOLOGÍA, MINAS, PETRÓLEOS Y

AMBIENTAL

CARRERA DE INGENIERÍA DE PETRÓLEOS

“ANÁLISIS DE FACTIBILIDAD TÉCNICA ECONÓMICA PARA LA

SELECCIÓN Y PERFORACIÓN DE POZOS RE-ENTRY EN EL CAMPO

PAÑACOCHA”

ANDRÉS FABRICIO IZQUIERDO PADILLA

Quito, Diciembre 2015

II

UNIVERSIDAD CENTRAL DEL ECUADOR

FACULTAD DE INGENIERÍA EN GEOLOGÍA, MINAS, PETRÓLEOS Y

AMBIENTAL

CARRERA DE INGENIERÍA DE PETRÓLEOS



PAÑACOCHA”

Trabajo de grado presentado como requisito parcial previo a la obtención del título de

Ingeniero de Petróleos


TUTOR

Ing. Atahualpa Mantilla

Quito, Diciembre 2015

III

AUTORIZACIÓN DEL AUTOR

Yo, ANDRÉS FABRICIO IZQUIERDO PADILLA, en calidad de autor de la tesis

realizada sobre “ANÁLISIS DE FACTIBILIDAD TÉCNICA ECONÓMICA PARA

LA SELECCIÓN Y PERFORACIÓN DE POZOS RE-ENTRY EN EL CAMPO

PAÑACOCHA”, por la presente autorizo a la UNIVERSIDAD CENTRAL DEL

ECUADOR, hacer uso de todos los contenidos que me pertenecen o de parte de los que

contienen esta obra, con fines estrictamente académicos o de investigación.

Los derechos que como autor me corresponden, con excepción de la presente

autorización, seguirán vigentes a mi favor, de conformidad establecido en los artículos 5,

6, 8, 19 y demás pertinentes a la Ley de Propiedad Intelectual y su reglamento.

Quito, 17 de Diciembre de 2015

Andrés Fabricio Izquierdo Padilla

CI: 171825269-3

IV

INFORME DE APROBACIÓN DEL TUTOR

En mi carácter de tutor de grado, presentado por el señor ANDRÉS FABRICIO

IZQUIERDO PADILLA para optar el título o grado de INGENIERO DE PETRÓLEOS

cuyo título es “ANÁLISIS DE FACTIBILIDAD TÉCNICA ECONÓMICA PARA LA


PAÑACOCHA”, considero que dicho trabajo reúne los requisitos y méritos suficientes

para ser sometido a la presentación pública y evaluación por parte del jurado examinador

que se designe.

En la Ciudad de Quito a los……15 días…. del mes de…Diciembre... de…2015…….

____________________________

Nombre: Atahualpa Mantilla

CI: 1712337474

TUTOR DE TESIS

V

INFORME DE APROBACIÓN DEL TRIBUNAL

El tribunal constituido por: Ing. Bolivar Enriquez, Ing. Jorge Erazo, Ing. Nelson

Suquilanda.

DECLARAN: Que la presente tesis denominada “ANÁLISIS DE FACTIBILIDAD

TÉCNICA ECONÓMICA PARA LA SELECCIÓN Y PERFORACIÓN DE

POZOS RE-ENTRY EN EL CAMPO PAÑACOCHA”, ha sido elaborada

íntegramente por el señor Andrés Fabricio Izquierdo Padilla, egresado de la Carrera de

Ingeniería de Petróleos, ha sido revisada y verificada, dando fe de la originalidad del

presente trabajo.

Ha emitido el siguiente veredicto: Se ha aprobado el Proyecto de Tesis para su defensa

oral.

En la ciudad de Quito a los 17 días del mes de Diciembre del 2015.

f __________________________

ING. BOLIVAR ENRIQUEZ

DESIGNADO DE TESIS

f _______________________ f ___________________________

ING. JORGE ERAZO ING. NELSON SUQUILANDA

MIEMBRO DE TESIS MIEMBRO DE TESIS

VI

Quito, 17 de diciembre del 2015

CERTIFICADO DE LA TRADUCCIÓN DEL ABSTRACT

CERTIFICADO

Yo, Ingeniero José Arnulfo Cóndor Tarco, portador de la cédula de ciudadanía

1711454668, Catedrático de la Facultad de Ingeniería en Geología, Minas, Petróleos y

Ambiental de la Universidad Central del Ecuador, certifico que la traducción al inglés

del resumen de tesis perteneciente al señor ANDRÉS FABRICIO IZQUIERDO

PADILLA, corresponde al texto original en español.

Atentamente,

DOCENTE PROMETEO

VII

DEDICATORIA

A ti mi hermano del alma Jonathan Izquierdo (†) te dedico mi trabajo y mi esfuerzo,

a pesar que tu presencia física ya no está con nosotros, sé que jamás me abandonas y

estás conmigo a cada momento, te dedico cada instante de mi vida por todo lo que me

enseñaste, por el gran ejemplo que sembraste en mí y por sobre todas las cosas por tu

infinito amor mi hermano en la eternidad.

A mi padre Fernando quien con su fortaleza y firmeza me ha enseñado a ser un

hombre de bien, te dedico a ti papá porque jamás me dejaste caer y me enseñaste a

levantarme a cada instante, porque me inculcaste que no basta con ser uno más entre

la gente, sino ser el mejor en todo lo que haga.

A mi madre Fanny, te dedico mamita todas mis horas de desvelo porque siempre con

tu amor y comprensión supiste apoyarme, te dedico con todo mi corazón mi esfuerzo

porque sé que cada día de angustias y malas noches también las viviste conmigo y

sobre todo porque siempre tienes las palabras correctas para mí.

Lo dedico a mis profesores y amigos de la universidad, aunque el camino fue largo y

sinuoso hoy en día se ven revelados los frutos de tanto esfuerzo.

A mis amigos y mentores de la empresa Schlumberger les dedico este trabajo como

muestra de agradecimiento ante todo el tiempo que invirtieron en mí con mucha

paciencia y dedicación.

VIII

AGRADECIMIENTO

Te agradezco hermano mío Jonathan Izquierdo (†) por todo tu apoyo y por permitirme

vivir junto a ti los mejores momentos de mi vida, hoy cumplo una de las tantas

promesas que te hice y sé que estrás muy orgulloso de mí.

A mis padres Fernando y Fanny gracias por preocuparse que no me falte nada, por su

apoyo incondicional durante toda mi vida, por su infinito amor y comprensión, por

no dejarme caer a pesar de las duras situaciones que vivimos, gracias por la vida y

todo lo que soy se los otorgo.

A mi tía Nancy porque siempre estuvo ahí cuando la necesite por su infinito apoyo y

amor. A Johanna quien me devolvió la vida y jamás me dejó rendir, por toda su

comprensión, amor y sencillez conmigo, porque siempre tiene las palabras perfectas

para darme ánimo.

A mi tutor Ing. Atahualpa Mantilla gracias por su paciencia, tiempo y por su

amistad, gracias por todo lo que me enseñó durante la elaboración de este proyecto de

tesis, a los miembros del tribunal Ing. Jorge Erazo le agradezco por compartir sus

conocimientos y experiencia, por su dedicación en la formación de estudiantes de

calidad, al Ing. Nelson Suquilanda por el interés desmedido que tiene en apoyar a los

estudiantes para su crecimiento profesional.

Al personal de la Schlumberger; a mi mentor Ing. Luis Bolivar muchas gracias, este

trabajo no hubiese sido posible sin tu apoyo, gracias Luis por tu dedicación, paciencia,

tiempo y por sobre todas las cosas por tu amistad, a la Ing. Andrea Peralvo gracias

por todo el tiempo que tomaste en instruirme y enseñarme todo lo que hoy sé, gracias

por tu sencillez y amistad, al Ing. Luciano Bravo por el interés desmedido que tiene

en enseñar a los jóvenes ecuatorianos, por la paciencia y por apersonarse de nuestro

trabajo, muchas gracias Luciano por la amistad y por tu confianza.

IX

ÍNDICE DE CONTENIDO

AUTORIZACIÓN DEL AUTOR .................................................................................... III

INFORME DE APROBACIÓN DEL TUTOR ............................................................... IV

INFORME DE APROBACIÓN DEL TRIBUNAL ......................................................... V

CERTIFICADO DE LA TRADUCCIÓN DEL ABSTRACT ......................................... VI

DEDICATORIA ............................................................................................................ VII

AGRADECIMIENTO .................................................................................................. VIII

ÍNDICE DE CONTENIDO ............................................................................................. IX

ÍNDICE DE FIGURAS ............................................................................................... XVII

ÍNDICE DE TABLAS .................................................................................................. XXI

RESUMEN ................................................................................................................ XXIII

ABSTRACT ............................................................................................................... XXIV

INTRODUCCIÓN ...................................................................................................... XXV

1 PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA ................................................................... 1

1.1 Enunciado del problema ...................................................................................... 1

1.2 Enunciado del tema ............................................................................................. 1

1.3 Descripción del problema .................................................................................... 1

1.4 Objetivos ............................................................................................................. 2

Objetivo general ........................................................................................... 2

X

Objetivos específicos ................................................................................... 2

1.5 Justificación ......................................................................................................... 3

1.6 Factibilidad y Accesibilidad ................................................................................ 3

Factibilidad .................................................................................................. 3

Accesibilidad ................................................................................................ 3

2 MARCO TEÓRICO ................................................................................................... 4

2.1 Marco Institucional ............................................................................................. 4

Misión Facultad de Ingeniería en Geología, Minas, Petróleos y Ambiental 4

Visión Facultad de Ingeniería en Geología, Minas, Petróleos y Ambiental 4

Misión Schlumberger ................................................................................... 4

Visión Schlumberger ................................................................................... 4

2.2 Marco Ético Schlumberger .................................................................................. 5

2.3 Marco Referencial ............................................................................................... 5

Ubicación del área de estudio ...................................................................... 5

Geología del Campo .................................................................................... 6

Marco Estructural ................................................................................. 6

Geología estructural del Campo Pañacocha ......................................... 7

2.4 MARCO CONCEPTUAL ................................................................................... 9

XI

CARACTERIZACIÓN DEL CAMPO ........................................................ 9

Generalidades ....................................................................................... 9

Descripción de los Yacimientos ......................................................... 11

Parámetros Petrofísicos del Campo .................................................... 13

Pozos en el Campo Pañacocha ........................................................... 14

Sistema de Levantamiento Artificial .................................................. 17

DESARROLLO DE CAMPOS MEDIANTE PERFORACIÓN RE-

ENTRY 20

Tipos de pozos Re-entry ..................................................................... 22

VENTAJAS Y DESVENTAJAS DE PERFORACIÓN RE-ENTRY ...... 24

Ventajas .............................................................................................. 24

XII

Desventajas ......................................................................................... 25

PLANIFICACIÓN DE UN POZO RE-ENTRY ........................................ 25

APLICACIONES POZOS RE-ENTRY .................................................... 26

Candidatos para perforación Re-entry ................................................ 29

Análisis para la selección de áreas para perforar pozos Re-entry ...... 33

Tipos de Sidetrack en la perforación Re-entry ................................... 40

XIII

SISTEMA TRACKMASTER Y OPERACIONES CON WHIPSTOCK.. 47

Consideraciones para la selección del sistema Whipstock ................ 47

INGENIERÍA DE POZOS RE-ENTRY .................................................... 51

Abandono del pozo ............................................................................. 51

Sidetrack ............................................................................................. 52

Perforación .......................................................................................... 52

Completación ...................................................................................... 54

2.5 HIPÓTESIS ....................................................................................................... 54

3 DISEÑO METODOLÓGICO .................................................................................. 55

3.1 Tipo de Estudio ................................................................................................. 55

3.2 Universo y Muestra ........................................................................................... 55

3.3 Métodos y Técnicas ........................................................................................... 55

3.4 Recolección de Datos ........................................................................................ 56

3.5 Procesamiento de Datos .................................................................................... 56

3.6 Aspectos Administrativos ................................................................................. 57

4 SELECCIÓN DE POZOS RE-ENTRY CANDIDATOS ........................................ 59

4.1 Análisis de Producción ...................................................................................... 59

Producción actual de petróleo (Qo) ........................................................... 60

Producción actual de agua (Qw) ................................................................ 60

XIV

Producción de petróleo (Qo) vs Producción de agua (Qw) ....................... 61

Acumulado de producción ......................................................................... 63

Índice de productividad .............................................................................. 65

4.2 Análisis de Geología y Reservorios .................................................................. 68

Reservorios Productores ............................................................................ 68

Análisis de prospectividad de las arenas .................................................... 72

4.3 Análisis de condiciones mecánicas ................................................................... 76

4.4 Identificación de áreas potenciales para la ubicación de posibles pozos nuevos

79

4.5 Resultado de la selección de pozos Re-entry candidatos .................................. 82

5 ANÁLISIS E INTERPRETACIÓN DE DATOS ..................................................... 83

5.1 Justificación de abandono del pozo P5-S1 ........................................................ 84

5.2 Ingeniería de Perforación .................................................................................. 87

Vista vertical y en plata del perfil direccional ........................................... 89

Esquemático mecánico propuesto .............................................................. 90

Ventana Operacional .................................................................................. 91

5.3 Programa Operativo .......................................................................................... 94

Abandono ................................................................................................... 94

Preparación del Pozo .................................................................................. 94

XV

Apertura de Ventana .................................................................................. 95

Consideraciones y procedimiento de perforación de hoyo de 8 ½”........... 96

Consideraciones para la completación ....................................................... 98

5.4 Estimación de Tiempos y Análisis Comparativo .............................................. 99

Análisis comparativo de Tiempos ............................................................ 100

6 ANÁLISIS ECONÓMICO ..................................................................................... 102

6.1 Conceptos Básicos del Análisis Económico ................................................... 102

Valor Actual Neto (VAN) ........................................................................ 102

Tasa Interna de Retorno (TIR) ................................................................. 103

Flujo Neto de Caja (FNC) ........................................................................ 104

Inversión .................................................................................................. 104

Costos implícitos en la construcción de pozos ........................................ 104

Costos Intangibles ............................................................................. 104

Costos Tangibles ............................................................................... 105

6.2 Análisis Económico para el Pozo P5-S1RE .................................................... 105

Distribución de costos .............................................................................. 105

Flujo Neto de Caja ................................................................................... 107

VAN y TIR .............................................................................................. 107

7 CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES ..................................................... 110

XVI

7.1 Conclusiones ................................................................................................... 110

7.2 Recomendaciones ............................................................................................ 112

8 REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS .................................................................. 114

8.1 Bibliografía. ..................................................................................................... 114

9 ANEXOS ................................................................................................................ 117

9.1 Anexo A: Abreviaturas y Siglas ...................................................................... 117

9.2 Anexo B: Glosario de Términos ...................................................................... 118

9.3 Anexo C: Cronograma de Actividades ............................................................ 120

9.4 Anexo D: Tabla de datos para cálculo de Qo promedio del campo ................ 121

9.5 Anexo E: Tabla de datos para cálculo de Qw promedio del campo................ 122

9.6 Anexo F: Tabla de datos para jerarquización de pozos Qo (BPPD) vs Qw

(BAPD) ....................................................................................................................... 123

9.7 Anexo G: Tabla de datos para comparación de Índice de Productividad por

Arena 124

9.8 Anexo H: Flujo para toma de decisiones utilizando whipstock ...................... 125

9.9 Anexo I: Survey del pozo P5-S1RE ................................................................ 126

9.10 Anexo J: Ensamblajes de Fondo Propuestos ................................................... 127

XVII

ÍNDICE DE FIGURAS

Figura 1. Ubicación del campo Pañacocha, Mapa petrolero ecuatoriano. ......................... 5

Figura 2. Mapa Tectónico de la Cuenca Oriente Ecuatoriana ........................................... 6

Figura 3. Mapa Estructural del Campo Pañacocha ............................................................ 7

Figura 4. Columna estratigráfica del campo Pañacocha .................................................... 8

Figura 5. Reservorios Productores de la Formación Napo ................................................ 9

Figura 6. Características de los tipos de pozos de acuerdo a su inclinación .................... 15

Figura 7. Categorización de pozos de acuerdo a la inclinación ....................................... 17

Figura 8. Componentes del Bombeo Electrosumergible (BES) ...................................... 18

Figura 9. Transporte de fluido desde el campo Pañacocha hacia el EPF......................... 19

Figura 10. Distribución de Tipos de bombas en campo Pañacocha................................. 20

Figura 11. Pozos Re-entry tipo S ..................................................................................... 22

Figura 12. Pozos Re-entry tipo J ...................................................................................... 23

Figura 13. Pozos Re-entry Tipo Horizontal ..................................................................... 24

Figura 14.Producción de nuevas reservas desde pozos existentes ................................... 27

Figura 15. Pozos Re-entry multilaterales ......................................................................... 27

Figura 16. Pozos Re-entry de alto desplazamiento .......................................................... 28

Figura 17. Consideraciones para la perforación de pozos Re-entry ................................ 30

Figura 18. Sidetrack a partir de agujero original ............................................................. 36

XVIII

Figura 19. Completación a Hueco Abierto ...................................................................... 38

Figura 20. Completación mediante liner ranurado. ......................................................... 39

Figura 21. Completación con mallas................................................................................ 39

Figura 22. Molienda de revestimiento ............................................................................. 40

Figura 23. Cuchara desviadora Whipstock ..................................................................... 41

Figura 24. Cuchara desviadora Whipstock (Sidetrack) ................................................... 42

Figura 25. Esquema de perforación Re-entry mediante el sistema Grass-root ............... 44

Figura 26. Trackmaster en hueco abierto ......................................................................... 48

Figura 27. Trackmaster en hueco entubado ..................................................................... 49

Figura 28. Sistema Trackmaster....................................................................................... 51

Figura 29. Rangos seguros de presión del pozo ............................................................... 54

Figura 30. Tasa diaria actual de petróleo por pozo .......................................................... 60

Figura 31. Tasa diaria actual de agua por pozo. .............................................................. 60

Figura 32. Categorización por Producción de los pozos del campo Pañacocha. ............. 62

Figura 33. Producción promedio de petróleo por reservorio ........................................... 64

Figura 34. Índice de productividad promedio por reservorio del campo Pañacocha ....... 65

Figura 35. Relación del IP por reservorio/pozo vs el IP por reservorio/campo ............... 66

Figura 36. Ubicación de pozos vecinos en mapa estructural ........................................... 67

Figura 37. Correlación de la arenisca M1 para los pozos P3-S1 y P5-S1 ....................... 73

XIX

Figura 38. Correlación de las areniscas M2 y A para los pozos P3-S1 y P5-S1.............. 74

Figura 39. Correlación de la arenisca Us para los pozos P3-S1 y P5-S1 ......................... 74

Figura 40. Correlación de las areniscas UM y UI para los pozos P3-S1 y P5-S1 ........... 75

Figura 41. Correlación de la arenisca T para los pozos P3-S1 y P5-S1 ........................... 75

Figura 42. Esquema mecánico pozo P3-S1 ...................................................................... 77

Figura 43. Esquema mecánico del pozo P5-S1 ................................................................ 78

Figura 44. Flujo de trabajo para la identificación de áreas potenciales en el campo

Pañacocha ........................................................................................................................ 80

Figura 45. Mapa de radios de drenajes estimados a partir de los parámetros petrofísicos y

factores de recobro estimados (Modificado de SPE 177168: Rodas, et al., 2015) .......... 81

Figura 46. Resultado de la selección de pozos Re-entry candidatos ............................... 82

Figura 47. Histórico de producción del pozo P5-S1RE ................................................... 85

Figura 48. Perfiles de producción de US y UI para el pozo P5-S1RE. ............................ 85

Figura 49. Comparación de perfiles de producción de acuerdo al tipo de completación.86

Figura 50. Apertura de la ventana en casing de 9 5/8" .................................................... 88

Figura 51. Vista vertical del perfil direccional ................................................................ 89

Figura 52. Esquema mecánico propuesto. ....................................................................... 90

Figura 53. Ubicación del Pozo ......................................................................................... 91

Figura 54. Análisis Geomecánico de Estabilidad del Pozo ............................................. 92

Figura 55. Análisis de sensibilidad de la trayectoria al colapso ...................................... 93

XX

Figura 56. Curva de Tiempo vs Profundidad ................................................................. 100

Figura 57. Tiempos de ejecución Pañacocha (Plataforma Y) ........................................ 101

Figura 58. Distribución de costos Pozo P5-S1RE ......................................................... 106

Figura 59. Perfil de costos ............................................................................................. 106

Figura 60. Valor Actual Neto VS Tasa Interna de Retorno de acuerdo al FNC calculado

Pozo P5-S1RE ................................................................................................................ 108

Figura 61. Acumulados de Flujo Neto de Caja vs Tiempo ............................................ 109

XXI

ÍNDICE DE TABLAS

Tabla 1. Producción por reservorios del pozo Pañacoha-2 .............................................. 10

Tabla 2. Reservas del Campo Pañacocha......................................................................... 10

Tabla 3. Generalidades del campo Pañacocha ................................................................. 11

Tabla 4. Descripción de parámetros petrofísicos del campo Pañacocha ......................... 13

Tabla 5. Pruebas PVT en el campo Pañacocha ................................................................ 13

Tabla 6. Pozos perforados en Pañacocha ......................................................................... 14

Tabla 7. Clasificación de pozos por su inclinación .......................................................... 14

Tabla 8. Aplicaciones de pozos Re-entry......................................................................... 28

Tabla 9. Ranking de categorización ................................................................................. 62

Tabla 10. Pozos seleccionados por criterio de condiciones actuales. .............................. 63

Tabla 11. Pozos seleccionados por criterio de acumulado de producción ....................... 64

Tabla 12. Pozos descartados por posible daño ................................................................. 66

Tabla 13. Pozos candidatos por criterio de producción ................................................... 68

Tabla 14. Oportunidades de acuerdo al potencial de producción actual de petróleo Qo . 68

Tabla 15. Estado actual de los pozos candidatos ............................................................. 69

Tabla 16 . Pozos candidatos por criterio de prospectividad de los reservorios productores

.......................................................................................................................................... 72

Tabla 17. Criterios de evaluación para identificación de oportunidades en los reservorios

.......................................................................................................................................... 73

XXII

Tabla 18. Resultado de análisis de prospectividad de las arenas en los pozos P3-S1 y P5-

S1 ..................................................................................................................................... 76

Tabla 19. Tiempo estimado para la perforación del pozo P5-S1RE ................................ 99

Tabla 20. Variables del costo total del pozo .................................................................. 107

XXIII

RESUMEN

Tesis: Análisis de factibilidad técnica económica para la selección y perforación de

pozos Re-entry en el campo Pañacocha. Objetivo General: Analizar la factibilidad

técnica económica para la selección y perforación de pozos tipo Re-entry en el campo

Pañacocha. Problema: Concerniente a la falta de licencias ambientales para perforar

pozos nuevos en plataformas con alto potencial de producción se buscan alternativas no

convencionales de perforación aplicando la técnica Re-entry. Marco Referencial: El

análisis es aplicativo a todos los pozos que conforman el campo Pañacocha, con el fin de

realizar una cesta de pozos candidatos que permita ejecutar una opción viable al

desarrollo del campo. Marco Conceptual: Se establecerán criterios de evaluación para

la selección de pozos candidatos, a continuación se realizará la factibilidad técnica de los

pozos de acuerdo a los parámetros establecidos de perforación Re-entry y se sustentará

los datos mediante análisis económico. Hipótesis: Los pozos tipo Re-entry optimizarán

el tiempo de ejecución en la operación con el aprovechamiento de recursos ya

disponibles aportando económicamente en la reducción de costos. Diseño

Metodológico: Se realizará una jerarquización de los pozos del campo Pañacocha de

acuerdo a su producción, se establecerán los criterios para la selección de pozos Re-

entry y se evaluará económicamente la rentabilidad del proyecto. Conclusión: Es

factible realizar perforación Re-entry bajo las condiciones actuales en un pozo del

campo Pañacocha aprovechando los recursos disponibles del pozo existente para

alcanzar reservas en una nueva área de drenaje. Recomendación: Identificar aquellos

pozos que a futuro su potencial de producción sea bajo y no exista oportunidades en el

yacimiento para poder considerar una perforación de tipo Re-entry.

DESCRIPTORES: <Análisis> <Factibilidad> <Perforación ><Selección de Pozos>

<Re-entry > <Campo Pañacocha>

XXIV

ABSTRACT

Thesis: Analysis of technical and economic feasibility for selecting and drilling Re-

entry wells in Pañacocha oilfield. General Objective: Analyze the technical and

economic feasibility for selection and drilling re-entry wells in Pañacocha oilfield.

Problem: Due to the lack of environmental permits to drill new wells on platforms with

high potential of production, it’s important to look for non-conventional drilling

alternatives such as the re-entry drilling technique. Scope: The analysis is applied to all

wells that make up the Pañacocha oilfield in order to make a screening of candidate

wells for implementing a viable option for field development. Conceptual Framework:

Establish evaluation criteria for the selection of candidate wells followed by a technical

feasibility analysis of the wells according to the needed parameters for re-entry drilling.

Finally, the data will be supported by an economic analysis. Hypothesis: Re-entry wells

will reduce execution time in operation using available resources contributing

financially to the cost reduction. Methodological Design: A screening of wells at

Pañacocha oilfield was made based on production. Next a set of criteria based on

profitability was stablished in order to choose the re-entry wells. Conclusion: It’s

feasible to perform a Re-entry drilling technique under the current conditions in

Pañacocha oilfield, taking advantage of available resources of the existing wells to reach

remaining reserves in a new drainage area. Recommendation: Identify wells that future

production potential will be low and there is no opportunity in the reservoir to consider a

re-entry drilling technique.

DESCRIPTIVE KEYWORDS: <Analysis> <Feasibility> <Drilling> <Wells

Selection> <Re-entry > <Pañacocha oilfield>

XXV

INTRODUCCIÓN

Con las exportaciones de petróleo proveniente de la región amazónica desde

1972, Ecuador no ha sido la excepción cuando grandes compañías de la industria

hidrocarburífera alrededor del mundo han buscado fuentes de petróleo como

oportunidad de desarrollo, convirtiéndose este recurso energético en el eje central de la

economía del país y permitiendo experimentar un proceso de consolidación de su estado

en términos económicos participando en el mercado mundial.

La importancia del petróleo radica en que este recurso no renovable aporta el

mayor porcentaje de la energía total que consume el planeta, es por esta razón que las

compañías invierten grandes cantidades de dinero ya que es el motor de la economía

alrededor del mundo. Una de las fases más importantes en la industria es la perforación

ya que por medio de ella podemos evidenciar la existencia de hidrocarburos en el

subsuelo; estudios de reservorios, geológicos, geofísicos nos indican una probabilidad

según el grado de confianza en recuperación de reservas, sean estas probadas, probables

o posibles. Dicho de esta manera los análisis de ingeniería previos a la perforación

pueden ser económicamente atractivos, sin embargo la cantidad de recursos presentes en

el yacimiento necesita ser comprobado una vez completado el pozo con las pruebas de

producción.

Todos los campos petroleros tienen un margen de vida útil en términos de

producción y cuando estos evidencian una declinación en la cantidad de barriles de

petróleo producidos versus la cantidad de agua y/o gas que aumenta con el pasar del

tiempo, las empresas petroleras buscan alternativas para recuperar las reservas

remanentes que poseen dichos campos. La perforación de pozos Re-entry es una opción

no convencional aplicable cuando el pozo tiene problemas mecánicos que imposibilitan

la continuidad operativa del pozo, e inclusive cuando las zonas ya están depletadas y se

quiere alcanzar un nuevo objetivo para drenar reservas acumuladas existentes

aprovechando los recursos disponibles del agujero original.

1

CAPÍTULO I

1 PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA

1.1 Enunciado del problema

¿La aplicación de los pozos tipo Re-entry es técnica y económicamente factible

en el campo Pañacocha?

1.2 Enunciado del tema



PAÑACOCHA”

1.3 Descripción del problema

Perforar un pozo tipo Re-entry es a menudo más rentable que perforar un pozo

nuevo, mediante el aprovechamiento de los recursos que dispone el pozo y/o el campo

de las facilidades de producción (cabezales, líneas de producción, optimización de las

piscinas de recortes, ampliación de plataformas para construcción de nuevos cellar)

forman parte de la ecuación para la reducción de costos en el desarrollo de un campo en

comparación con la ejecución a partir de pozos nuevos, además los avances en las

herramientas y los métodos han hecho que en muchos casos, el Re-entry sea una

alternativa económica y técnicamente aplicativa.

La inversión en petróleo y gas no es el paso arriesgado que lo que solía ser, ese

riesgo se reduce considerablemente con los años de exploración de energía, la

investigación y las nuevas tecnologías, por lo que estas inversiones brindan grandes

ganancias mediante la aplicación de decisiones no convencionales.

2

Tomando en cuenta problemas asociados a la limitación de licencias ambientales

para perforar pozos nuevos en el campo Pañacocha, es importante implementar

alternativas de perforación como son los pozos tipo Re-entry estableciendo las

condiciones apropiadas en las que un pozo tipo puede ser transformado de acuerdo a los

requerimientos de la ubicación de los equipos de completación.

Principalmente la implementación de pozos tipo Re-entry está asociada al

desempeño de la perforación en términos de tiempo, la reducción de costos y alcanzar el

objetivo de producción acordado con la empresa estatal.

Debido a esto surge la pregunta:

¿La aplicación de los pozos tipo Re-entry es técnica y económicamente factible

en el campo Pañacocha?

1.4 Objetivos

Objetivo general

Analizar la factibilidad técnica económica para la selección e implementación de

pozos tipo Re-entry en el campo Pañacocha.

Objetivos específicos

Establecer criterios de evaluación técnicos operacionales para la selección y

perforación de pozos Re-entry en Pañacocha.

Evaluar si existen pozos candidatos para perforación Re-entry en el campo

Pañacocha.

Establecer un flujo de trabajo para la selección de pozos Re-entry.

Identificar los métodos de sidetrack óptimos para pozos tipo Re-entry

candidatos de acuerdo a las características de los pozos.

Determinar las condiciones técnicas para el diseño de los pozos candidatos.

3

Analizar si existe optimización de tiempo y reducción de costos en pozos tipo

Re-entry.

Evaluar económicamente las propuestas realizadas.

1.5 Justificación

Con la finalidad de alcanzar reservas desde pozos ya existentes con

aprovechamiento de recursos disponibles, mediante la planificación de trayectorias

adecuadas que permitan maximizar la producción, se propone la técnica de perforación

de pozos tipo Re-entry en el campo Pañacocha.

Considerando problemas asociados a la disposición de licencias ambientales para

perforar pozos nuevos en plataformas con alto potencial de producción, es una

alternativa rentable en términos económicos y de tiempo para el desarrollo del campo.

1.6 Factibilidad y Accesibilidad

Factibilidad

El presente trabajo es posible realizarlo ya que se cuenta con el talento humano

del estudiante, el tutor y miembros del tribunal de la carrera de Ingeniería de Petróleos

de la Universidad Central del Ecuador, el asesor de la empresa Schlumberger; los

recursos económicos del investigador, recursos bibliográficos, webgráficos y

tecnológicos suficientes para el desarrollo del mismo. Adicionalmente existe el tiempo

necesario para llevar a cabo la investigación.

Accesibilidad

Schlumberger y Kamana Services darán libre acceso a toda la información que el

investigador considere pertinente para el desarrollo del presente trabajo, cumpliendo con

las políticas referentes al manejo de la documentación y confidencialidad.

4

CAPÍTULO II

2 MARCO TEÓRICO

2.1 Marco Institucional

Misión Facultad de Ingeniería en Geología, Minas, Petróleos y Ambiental

Buscar la excelencia en la formación de profesionales y en la investigación para

el aprovechamiento sustentable de los recursos naturales y energéticos del Ecuador.

(Facultad de Ingeniería en Geología, Minas, Petróleos y Ambiental, 2015)

Visión Facultad de Ingeniería en Geología, Minas, Petróleos y Ambiental

Convertirse en una institución líder en el aprovechamiento sustentable de los

recursos naturales y energéticos del Ecuador, mediante la excelencia académica en la

investigación y los servicios. (Facultad de Ingeniería en Geología, Minas, Petróleos y

Ambiental, 2015)

Misión Schlumberger

La misión de Schlumberger es ser líderes en asesoría y prestación de servicios en

la industria petrolera, proporcionar servicios integrales, soluciones flexibles a través de

tecnología y gente comprometida, para así superar las expectativas de los clientes.

(Schlumberger, 2015)

Visión Schlumberger

Ser una empresa que anticipa el futuro de la industria petrolera, a través de la

tecnología de vanguardia y el desarrollo del personal, para otorgarle un excelente

servicio al cliente; logrando un crecimiento sólido y rentable que permita ser la mejor y

más grande compañía de asesoría y prestación de servicios en el mundo. (Schlumberger,

2015)

5

2.2 Marco Ético Schlumberger

El Blue Print en Acción - Código de conducta diseñado para ayudar a tomar las

decisiones correctas referentes a la realización de negocios en la industria del petróleo y

gas, y para asistirle en la defensa de la integridad sobre la cual se basa la reputación. En

él se explica cómo las acciones reflejan en la empresa y cómo la empresa es la suma de

las acciones. El código de conducta detalla las obligaciones legales y los requisitos

reglamentarios con el que todos los empleados deben cumplir. (Schlumberger, 2015)

2.3 Marco Referencial

Ubicación del área de estudio

El campo Pañacocha se encuentra ubicado en la región amazónica en la provincia

de Sucumbíos al noreste del bloque 12, al sur del río Aguarico y la Reserva Faunística

Cuyabeno. (Véase Figura 1).

Figura 1. Ubicación del campo Pañacocha, Mapa petrolero ecuatoriano.

Fuente: Andrés Izquierdo

6

El campo Pañacocha fue descubierto en 1972 por la empresa Grace Oil and

Minerals y se inauguró oficialmente en el año 2010 a cargo de la empresa

Petroamazonas E.P, se encuentra a 30 Km al norte del campo Edén Yuturi.

(Petroamazonas, Ingeniería conceptual y básica para desarrollo del campo Pañacocha,

2009)

Geología del Campo

Marco Estructural

El campo Pañacocha se encuentra en el sistema Capirón – Tiputini, según el

mapa tectónico de la cuenca ecuatoriana. El Sistema Capirón – Tiputini es interpretado

como una cuenca extensiva, actualmente invertida, con juegos de fallas normales de

tipo lístrico conectadas sobre un nivel de despegue horizontal ubicado en el basamento y

evidenciado por sísmica de reflexión. (Véase Figura 2) (Baby, Rivadeneira, & Barragan,

La Cuenca Oriente: Geología y Petróleo, 2004)

Figura 2. Mapa Tectónico de la Cuenca Oriente Ecuatoriana

Fuente: La cuenca Oriente: geología y petróleo. P Baby, et al. Octubre 2004.

7

Geología estructural del Campo Pañacocha

La estructura del campo Pañacocha es una inversión hacia el Oeste del semi

graben por la reactivación de la falla que forma su borde occidental. La falla frontal

forma en su parte superior una cuna que se caracteriza por una segunda falla activada,

existen pequeñas fallas normales que buzan hacia el oeste y parecen afectar la formación

Hollín. (Véase Figura 3). (Baby, Rivadeneira, Davila, Milton, & Rosero, 1997)

Figura 3. Mapa Estructural del Campo Pañacocha

Fuente: Schlumberger Geology and Geophysics

8

Columna Estratigráfica del Campo

La profundidad total en promedio de los pozos perforados es 8503’ (MD) y 7291’

(TVD), se diferencia muy bien la formación Chalcana (superior-inferior), a nivel de la

formación Tiyuyacu se presenta un solo conglomerado de origen cuarzoso representado

por una arena gruesa y a nivel de la formación Napo se encuentran los horizontes

productores, tales como: “M-1”, “M-2”,”A”, “U-Superior”, “U-Media”, “U- Inferior”,

“T-Superior” y “T-Principal”. (Véase Figura 4)

Figura 4. Columna estratigráfica del campo Pañacocha

Fuente: Petroamazonas EP, (2009) Prospección geológica del campo Pañacocha.

9

2.4 MARCO CONCEPTUAL

CARACTERIZACIÓN DEL CAMPO

Generalidades

El campo Pañacocha produce de la formación Napo, la misma tiene un espesor de

1.000 pies y está representada por una secuencia de lutitas, calizas y areniscas. Las

areniscas de la formación Napo constituyen los reservorios hidrocarburíferos del campo

(Véase Figura 5). Dentro de la formación Napo cabe señalar que se encuentran los

yacimientos productores. (Petroamazonas, Plan de Desarrollo, 2009).

Figura 5. Reservorios Productores de la Formación Napo

Fuente: Petroamazonas E.P

Elaboración: Andrés Izquierdo

El inicio de la explotación del campo Pañacocha a cargo de la empresa Grace Oil

and Minerals se lleva a cabo con la perforación del pozo Pañacocha-1 hasta una

profundidad de 7.840 pies, el mismo que probó 1.105 BPPD de 30.1° API de la Arenisca

U Superior y algunos barriles de petróleo pesado de las areniscas M-1 y M-2. En 1.994

Petroproducción filial de la empresa estatal Petroecuador confirmó con la perforación

6,10%8,13%

5,90%

12,20%

18,30%

11,18%

RESERVORIOS PRODUCTORES

M-1 M-2 A US UI T

10

del pozo Pañacocha-2 un aproximado de 6.000 BPPD produciendo de 6 reservorios

(Véase Tabla 1) con una gravedad API entre 12° -29°.

Tabla 1. Producción por reservorios del pozo Pañacoha-2

Reservorio Qo (BPPD) ° API % BSW

M-1 312 12 26

M-2 219 14,7 43

U Superior 2.220 29,1 2

U Inferior 1 2.067 22 48

U Inferior 2 674 12,7 48

T 423 26,6 6

Fuente: Petroecuador


Conforme al estudio realizado por Ryder Scott Petroleum Consultants el volumen total

de reservas del campo (P1, P2, P3) es aproximadamente 42,4 millones de barriles.

Tabla 2. Reservas del Campo Pañacocha

RESERV.

ÁREA ho VOL. NETO

Ф Sw Boi POES Fr P1 P2 P3 TOTAL

ac ft ac-ft % % By/Bn

MMBl % MMBl MMBl MMBl MMBl

M-1 837 33 27.604,5 19 56 1,2 34,3 6,8 1,15 0,66 2,09 3,9

M-2 1.004 45 45.171 17 49 1,1 53,7 7,2 2,76 1,86 1,32 5,94

A 1.005 7 7.035 13 41 1,1 3,7 12,7 0,66 0,52 0,37 1,55

U Superior 1.171 53 62.068,3 17 42 1,7 50,4 28,3 4,2 4,24 1,77 10,21

U Inferior 1.004 57 57.216,6 17 43 1,4 52,3 26,3 3,1 6,29 2,72 12,11

T 541 49 26.528,6 17 39 1,6 22,2 39,2 1,34 5,87 1,47 8,68

TOTAL 13,21 19,44 9,74 42,39

Fuente: Petroamazonas EP, (2009). Generalidades del Campo Pañacocha


11

A continuación en la Tabla 3 se presenta una breve descripción de las variables

más representativas generales del campo.

Tabla 3. Generalidades del campo Pañacocha

PARÁMETROS

VALORES

Reservas Totales 42,4

Grado API promedio 23 (variación 10 a 29)

Año de inicio del proyecto 2009

Año de inicio de Producción 2010

Tipo de completación Simple y Dual

Tipo de declinación Exponencial

Producción de Petróleo (Diciembre) 7.521 Bls

Producción de Agua (Diciembre) 33.530 Bls

Producción de Gas (Diciembre) 1.320 MSCFD

Producción Acumulada (Diciembre) 75.573 Bls

BSW% Actual 81,7

Grado API Actual 24

Disposición de Agua de Formación Inyección Orteguaza, Tiyuyacu

Oleoducto Pañacocha – EPF

Sistema de recolección Tanques de Almacenamiento

Punto de Fiscalización Shushufindi

Fuente: Petroamazonas EP, (2009). Generalidades del campo Pañacocha


Descripción de los Yacimientos

Para el correcto desarrollo de la investigación se han establecido los modelos

geológicos de los yacimientos con las variables más representativas para el desarrollo

del proyecto, tomando en cuenta las interpretaciones realizadas en el Plan de Desarrollo

del campo Pañacocha por la empresa estatal Petroamazonas E.P.

12

Yacimiento M1

En el área de Pañacocha esta arenisca se presenta con espesores que varían entre

23-125 pies se trata de una arenisca cuarzosa, de grano fino a medio, esta arena se

encuentra saturada de petróleo pesado de 13°API.

Yacimiento M2

El yacimiento M2 se caracteriza por ser una arenisca de grano fino a medio

formado por intercalaciones de lentes de lutita cuyo espesor varía entre 19-134 pies.

Yacimiento A

La arenisca A en el campo se encuentra depositada sobre la arenisca U Superior,

se caracteriza por presentar intercalaciones de areniscas y lutitas, los espesores en esta

zona varían entre 11-89 pies.

Yacimiento U Superior

El yacimiento U Superior se caracteriza por ser una arenisca cuarzosa de grano

fino, con un espesor promedio entre 20-78 pies.

Yacimiento U Inferior

Es una arenisca cuarzosa de grano medio a grueso formado principalmente por

areniscas intercaladas con pequeñas capas de lutitas, los espesores varían entre 22-170

pies, en general estas areniscas se encuentran impregnadas de hidrocarburo.

Yacimiento T

La permeabilidad vertical como la horizontal está afectada por la presencia de

capaz de arcilla que actúan como barreras al flujo de los fluidos. Es una arenisca

cuarzosa de grano fino a medio con la presencia de intercalaciones de capas de lutita, el

espesor promedio varía entre 12-146 pies.

13

Parámetros Petrofísicos del Campo

El análisis de registros, la interpretación de los parámetros petrofísicos y pruebas

PVT en el campo Pañacocha se pueden observar en la tablas adjuntas (Véase Tabla 4 y

Tabla 5).

Tabla 4. Descripción de parámetros petrofísicos del campo Pañacocha

Reservorio

Espesor

Promedio

(pies)

Porosidad

(%)

Permeabilidad

(mD)

Saturación de

Agua (%)

Saturación de

crudo (%)

M-1 Superior 48,5 17 1.100 49,6 50,4

M-1 Principal 65,83 20,83 1.100 38,66 67

M-2 80,5 16,87 600 36,5 63,5

A 41,6 17,8 900 38,4 61,6

U Superior 49,2 20,6 1.100 26,3 74,7

U Inferior 105,88 19,23 900 27,29 72,71

T 53,4 20,6 800 28,2 71,8

Fuente: Departamento de Operaciones, Petroamazonas EP


Tabla 5. Pruebas PVT en el campo Pañacocha

Parámetro

Reservorio

M-1 M-2 A U Superior U Inferior T

API @ 60°F 13 18,9 24,3 27,8 23,2 25,8

Pb (psi) 291 520 584 586 615 361,2

Temperatura (°F) 183 185 192 193 196 195

Rs (PCS/BF) 97 82 162 157 155 87

Bo (bl/BF) 1,068 1,078 1,151 1,13 1,147 1,085

Densidad (gr/mL) 0,825 0,9095 0,818 0,818 0,849 0,844

Viscosidad (cp) 272,6 94 24,6 8 25,8 14.96

Compresibilidad (𝒑𝒔𝒊−𝟏) 5,39x10-6 5,25x10-6 1,3x10-6 6,4x10-6 9,3x10-6 6,7x10-6

Fuente: Departamento de Operaciones, Petroamazonas EP


14

Pozos en el Campo Pañacocha

En el campo Pañacocha se han perforado un total de 45 pozos los mismos que se

encuentran distribuidos por plataformas como se muestra a continuación:

Tabla 6. Pozos perforados en Pañacocha

PAD POZOS Observaciones

W 17 1 Side track

X 16 1 Inyector

Y 10 2 Side track

1 Abandonado

Z 2

TOTAL 45

Fuente: Sistema de gestión de datos Open Wells, Petroamazonas EP


En el PAD W se tiene el mayor número de pozos, la campaña de perforación en

el 2010 y 2011 fue la que más pozos se han perforado 12 y 11 respectivamente. Los

pozos del 2012 en adelante han sido perforados por el equipo H&P-138.

Dentro de las plataformas existentes se llevó a cabo perforaciones de tipo

direccional y vertical. La perforación direccional es la técnica de desviar un agujero a lo

largo de un curso o trayectoria planeada desde la superficie hasta un objetivo

subterráneo cuya locación está dada por una distancia lateral y una dirección con

respecto a la vertical. Los pozos pueden ser clasificados de acuerdo a su inclinación

(Véase Tabla 7).

Tabla 7. Clasificación de pozos por su inclinación

Inclinación Tipo

<30° 1

30°-45° 2

45°-85° 3

>85° Horizontal


15

Figura 6. Características de los tipos de pozos de acuerdo a su inclinación

Fuente: Schlumberger Integrated Drilling Services

Características generales de los Pozos Direccionales Tipo J:

El pozo direccional tipo J se caracteriza por construir ángulo a partir del KOP y

mantenerlo en la sección tangente.

El KOP (punto de arranque) es la profundidad determinada a la cual se coloca el

ensamblaje de deflexión y la trayectoria empieza a desviarse de la vertical en una

dirección establecida.

Generalmente para los pozos direccionales tipo J el BUR (tasa de construcción o

aumento de ángulo) es aproximadamente entre 2.5-3°/100ft.

16

Un pozo Tipo J es preferente utilizarlo cuando es necesario realizar grandes

desplazamientos horizontales a poca profundidad.

Cuando la hidráulica es un problema que limita la perforación en la sección de

12 ¼” es preferible realizar un pozo tipo J.

En vista a que problemas asociados con la inclinación y el azimuth no presentan

cambio significativo posterior a la sección de construcción, existen pocos problemas

direccionales presentes con los pozos de perfil tipo J.

Características generales de los Pozos Direccionales Tipo S:

El pozo tipo S se caracteriza por mantener y finalmente tumbar ángulo lo que

ayuda a reducir los efectos de la geología vertical y la incertidumbre en la

toma de surveys.

Reduce el riesgo en zonas de pago o formaciones profundas.

Disponibilidad para reducir la densidad de lodo en zonas de pago.

La distancia del objetivo está determinada por las tasas de construcción de

ángulo y en el momento que se tumba el mismo para regresar a la vertical.

El pozo de perfil tipo S, es considerado en pozos en los cuales el objetivo es

profundo y el desplazamiento horizontal es relativamente corto, cuando la tendencia

natural de la formación es a tumbar en este tipo de perfil las condiciones de tiempo de

construcción del pozo se convierten en una variable favorable.

No se registran pozos horizontales perforados en el campo Pañacocha; sin

embargo la práctica de perforar pozos direccionales y verticales en el campo está

dividida de la siguiente manera:

Tipo J (33)

Tipo S (10)

Verticales (2)

17

La Figura 7 muestra la clasificación de los pozos de acuerdo a su inclinación en el

campo Pañacocha.

Figura 7. Categorización de pozos de acuerdo a la inclinación


Conforme al análisis realizado del desempeño de perforación del campo

Pañacocha, se plantea la propuesta de analizar la factibilidad tanto técnica como

económica para la implementación de pozos tipo Re-entry, sistema que no ha sido

considerado hasta el momento en el campo, con la finalidad de abaratar costos dadas las

condiciones actuales de la industria en cuanto al bajo precio del petróleo lo que

repercute en la inversión de construir nuevos pozos, además poniendo énfasis en el tema

ambiental para la reducción del impacto del mismo.

Sistema de Levantamiento Artificial

El sistema de levantamiento artificial utilizado en el campo Pañacocha es

mediante Bombeo Electrosumergible (BES), el cual consiste en levantar el fluido desde

el reservorio hasta superficie, su principio mecánico se fundamenta en el movimiento de

rotación centrífuga de la bomba electrosumergible, la potencia requerida por la bomba es

suministrada por un motor eléctrico el mismo que se encuentra ubicado en el fondo del

1 1

10

1

44

7

1

3

11 1 1

7

1 1

0

2

4

6

8

10

12

J S V J S J

1 2 3

Nú

mer

o d

e P

ozo

s

Tipos de Pozos

W X Y ZPLATAFORMAS

18

pozo; el cable de potencia se encarga de proveer la corriente eléctrica al motor desde

superficie. (Véase Figura 8)

.

Figura 8. Componentes del Bombeo Electrosumergible (BES)

Fuente: Universidad de América, Producción II

El sistema de levantamiento artificial BES es un sistema utilizado cuando la

presión del yacimiento y la presión diferencial disminuyen debido a la producción,

impidiendo que el pozo produzca por flujo natural, es por esta razón que se utiliza para

desplazar desde grandes profundidades altas tasas de crudo liviano y mediano, requiere

de un control exhaustivo de los componentes de fondo desde su sistema automatizado en

superficie, se recomienda utilizarlo en pozos, con baja relación gas-petróleo y puede

trabajar sin ningún problema en pozos con altos porcentajes de agua. Es fundamental

tomar en cuenta durante el diseño de la BES conocer la Pb, así como la presión actual

del reservorio con la finalidad de mantener la producción sobre la presión de burbuja.

En el campo Pañacocha no existen facilidades para procesar el crudo extraído

desde subsuelo ya que es considerada una zona ecológica, es por esta razón que el fluido

multifásico proveniente de las plataformas del campo es direccionado hasta una estación

de bombeo central ubicada en el PAD Y, donde el fluido es transferido a través de

https://www.google.com.ec/url?sa=i&rct=j&q=&esrc=s&source=images&cd=&cad=rja&uact=8&ved=0CAcQjRxqFQoTCNj8nuLqrMgCFYltHgod8l8H9Q&url=http://es.slideshare.net/gabosocorro/produccion-2clase-bes&psig=AFQjCNEYdMWy_aGw-rQtzoBjD1kvK3guqQ&ust=1444186091900067

19

bombas multifásicas mediante una línea de flujo con una longitud aproximada de 35 km

y 16” de diámetro hasta el EPF (Facilidades de Producción Edén).

El crudo de Pañacocha que es bombeado hasta el EPF, posteriormente es

sometido a procesos de separación de fases, así de esta manera el agua es utilizada para

reinyección, asegurándose de retirar todo el crudo residual para ser reinyectada

aproximadamente a 7 mil pies de profundidad, asegurándose de no afectar los acuíferos

naturales, y el gas es aprovechado para generación eléctrica. (Véase Figura 9).

Figura 9. Transporte de fluido desde el campo Pañacocha hacia el EPF.

Fuente: Petroamazonas E.P

20

En el campo Pañacocha se utilizan bombas electrosumergibles de la serie 400 las

mismas que tiene un diámetro externo de 4”, ubicadas en casing intermedio de 9.625” a

una profundidad que oscila entre 5.800’-6.000’ TVD para manejar un rango de caudales

de 200-2.050 (BFPD). (Véase Figura 10).

Figura 10. Distribución de Tipos de bombas en campo Pañacocha.


La bomba electrosumergible de tipo DN-1750 de la marca REDA de acuerdo al

inventario realizado del campo es la que ha sido utilizada mayor número de veces con un

39,10%, este tipo de bomba puede manejar caudales entre 1.200-2.050 BFPD.

DESARROLLO DE CAMPOS MEDIANTE PERFORACIÓN RE-ENTRY

Nuevas tecnologías y estrategias en el campo se han desarrollado, permitiendo a

las operadoras rehabilitar campos, actualmente mejorar la producción en pozos que

presentan una notable declinación, ha llegado a ser la actividad mejor pagada en

compañías que prestan servicios de petróleo y gas, las mismas que proveen con el

soporte necesario para identificar las posibles soluciones técnicas.

39,10%

17,40%

13,00%

8,70%

8,70%

4,30%4,30% 4,30%

TIPOS DE BOMBAS EN EL CAMPO PAÑACOCHA

DN1750 DN1100 GN1300 DN1800 D1150N SN2600 D475N D475N

21

Optimizar la producción y reducir costos son la clave de la ecuación del

aprovechamiento para la recuperación de la producción de los proyectos petroleros a

cargo de las compañías de servicios, la búsqueda de técnicas no convencionales de

perforación para disminuir la inversión inicial y el impacto ambiental se convierten en

propuestas viables para el desarrollo de los campos en el Ecuador y el mundo.

La creciente demanda de petróleo y la situación actual que atraviesa la industria

petrolera debido a los bajos precios del petróleo está presionando a las compañías para

diversificar sus habilidades y direccionar una gama más alta de servicios para la solución

de problemas presentes en los reservorios, ésto incluye técnicas innovadoras que van de

la mano con la tecnología y la preparación profesional de los expertos.

Desarrollos en el área de perforación tales como; pozos tipo Re-entry – Coiled

Tubing drilling (CTD), sistemas de medida durante la perforación (MWD) para el

control de la orientación del pozo y nuevas tecnologías para pozos multilaterales, son

una variedad de propuestas tecnológicas, cuyo objetivo es maximizar la tasa interna de

retorno (TIR). ¿Pero cuál de estas alternativas ofrece la mejor solución, cómo

deberíamos aplicarlas y qué pozos son candidatos para este tipo de actividades?

Las compañías se han organizado para proveer múltiples servicios integrados,

mediante esta amplia perspectiva la identificación del bajo rendimiento en cuanto a la

producción es una de las variables que permite visualizar técnicas no convencionales

como lo es la perforación Re-entry, las mimas que requiere de una evaluación

económica que permita recomendar la oportuna intervención para incrementar la

productividad de los pozos y maximizar el valor actual neto (VAN).

A causa del desarrollo de nuevas tecnologías y la perspectiva de mejoramiento en

el área de la perforación, se evidencia excelentes oportunidades de realizar pozos Re-

entry, de acuerdo al correspondiente criterio de análisis de los mismos y los riesgos

22

durante las operaciones, los expertos indican que esta técnica puede ser aplicada en

pozos con perfil tipo; J, S y horizontales.

Tipos de pozos Re-entry

Pozo direccional Re-entry

Es el proceso de dirigir el pozo a lo largo de una trayectoria a partir de la ventana

hasta el objetivo predeterminado cuya locación está dada por una distancia lateral y una

dirección con respecto a la vertical. Este tipo de pozo Re-entry direccional, es uno de

los más desarrollados en la industria petrolera puede ser tipo J o S, luego de abierta la

ventana.

A diferencia del pozo tipo S, el perfil J es más simple y común ya que construye

ángulo y mantiene durante toda la sección tangencial hasta abordar el objetivo, por otro

lado los pozos tipo S se caracterizan por construir, mantener y tumbar ángulo, a

diferencia de los pozos tipo J son pozos cuya dificultad radica en la segunda

construcción del ángulo donde la sección tangencial termina con una caída justo por

encima del objetivo en donde se ha evidenciado problemas referentes a torque y arrastre.

Tipo S

Figura 11. Pozos Re-entry tipo S

Fuente: Petroproducción

23

Tipo J

Figura 12. Pozos Re-entry tipo J


Pozo horizontal Re-entry

La perforación Re-entry de tipo horizontal a partir de un pozo existente (Véase

Figura 13) combina la aplicación de tecnologías en busca de nuevas áreas de drenaje en

un yacimiento ya explotado con pozos convencionales.

Una de las ventajas de un pozo horizontal sobre uno vertical, es el área de

contacto mayor que hay entre el pozo horizontal y el reservorio, comparado con un pozo

vertical, por lo tanto el índice de productividad de crudo aumenta. Esto puede resultar en

un incremento sustancial en las tasas de producción a una caída constante de presión, o a

una reducción en la caída de presión a tasas de producción constantes. La reducción de

la caída de presión es particularmente beneficiosa en yacimientos propensos a la

conificación y canalización con problemas de control de agua. (Dikken, 1990)

Para que un pozo horizontal presente buena productividad, debe drenar de un

yacimiento con buena comunicación vertical. Una baja permeabilidad vertical reduce la

productividad del pozo, es por ello que este tipo de pozo no es conveniente en

formaciones que presentan abundantes barreras lutíticas. (Joshi, 2001)

24

Figura 13. Pozos Re-entry Tipo Horizontal


VENTAJAS Y DESVENTAJAS DE PERFORACIÓN RE-ENTRY

Ventajas

Permite utilizar las facilidades de producción existentes (cabezales, líneas de

producción, optimización de las piscinas de recortes, ampliación de plataformas

para construcción de nuevos cellar).

Permite el incremento del índice de producción al incorporar reservas aun no

drenadas.

Menor inversión inicial sobre todo cuando la ventana es construida a mayor

profundidad, con el objetivo de aprovechar la mayor cantidad de secciones de

tubería de revestimiento del agujero original.

Optimizar el impacto ambiental al utilizar plataformas de pozos ya existentes.

Reducir tiempo y costos de perforación al utilizar la sección ya perforada del

pozo principal.

Reduce el número de locaciones tanto onshore y offshore, y el número de pozos

de desarrollo de un campo. (Armijos & Yepez, 2013)

25

Desventajas

Dependiendo del tipo de completación no permite el paso de la misma a través

de la herramienta desviadora debido a los cambios angulares severos en la

dirección del pozo ocasionado por las conocidas patas de perro (dog leg).

La colocación de la bomba es limitada en el liner de 7” siempre y cuando no se

encuentre una sección de aproximadamente 300 ft con un DLS <1°/100ft.

Whipstock con dog leg superiores a 4°/100ft imposibilitan la corrida y

posicionamiento de la bomba BES durante la completación.

Cuando el aislamiento de las zonas productoras del agujero original no se realiza

correctamente puede ocasionar problemas de migración de fluido durante la

producción del pozo Re-entry.

Reducción del tamaño del revestidor a partir del casing de producción original

pude ocasionar problemas en caso de operaciones de pesca debido a la

disponibilidad de herramientas para recuperar pescados en agujeros de diámetros

reducidos.

PLANIFICACIÓN DE UN POZO RE-ENTRY

Para la planificación de un pozo Re-entry, es necesario establecer un equipo de

profesionales de cuyos conocimientos depende la eficiencia en la construcción del pozo,

a continuación se establecen las actividades que se requiere seguir:

Definir un equipo multidisciplinario compuesto por geólogos, geofísicos,

ingenieros de reservorios, perforación, completación y producción, asignar roles

y responsabilidades tanto para el planteamiento como implementación de

proyecto.

Caracterizar el reservorio objetivo, es decir determinar el espesor neto promedio,

contacto agua / petróleo y gas / petróleo, orientación y existencia de fracturas,

heterogeneidades, permeabilidades relativas, barreras de flujo de fluidos,

distribución de presiones.

26

Definir el tipo de completación compatible con el tipo de aplicación y las

características del reservorio.

Definir restricciones para el acceso al objetivo, basados en el desempeño del

reservorio, y límites del área de concesión.

Revisión del esquema mecánico y condición actual del pozo.

Definir plan de abandono del pozo para realizar el Re-entry.

Diseñar el perfil del pozo compatible con el estado mecánico y la completación

de producción a ser bajada en el pozo Re-entry.

Revisión de la compatibilidad del cabezal en función al tipo de completación a

instalar.

Visita a campo para revisar condición del pozo existente.

Análisis de anti-colisión de pozos con respecto al plan direccional.

Modelo de estabilidad de agujero, si se dispone (geomecánica).

Plan de captura de información geológica (registros).

Diseñar el fluido de perforación y completación.

Diseño de los revestidores a ser instalados.

Seleccionar los ensamblajes de fondo.

Definir la hidráulica que asegure una adecuada limpieza del pozo, y desempeño

óptimo de los motores de fondo.

Seleccionar el equipo de perforación basado en el perfil del pozo, fluidos y

recortes a manejar en superficie. Disponer suficiente capacidad hidráulica para

perforar el pozo. Disponer de capacidad para instalar liner / tuberías y tensión

para mover la tuberías de perforación.

Estimación de tiempos de ejecución en la construcción del pozo (abandono +

perforación + completación) y los costos asociados al mismo. (Azar, 1992)

APLICACIONES POZOS RE-ENTRY

Desde 1950 el sistema de perforación Re-entry ha sido aplicado por las

compañías petroleras, las mismas que practican esta técnica a partir de pozos existentes

27

que presentan problemas mecánicos o aquellos que tienen sus zonas depletadas y

perforan sidetrack aprovechando los recursos disponibles del agujero original con el

objetivo de alcanzar reservas en búsqueda de nuevas áreas de drenaje.

Figura 14.Producción de nuevas reservas desde pozos existentes

Fuente: Oilfield Review. Hill, Neme, & Mollinedo, 1996

Pozos multilaterales Re-entry consiste en la perforación de una sección del pozo

con varias salidas o ventanas (forma de racimo) para accesar a zonas del reservorio.

(Véase Figura 15)

Figura 15. Pozos Re-entry multilaterales


Así también pequeñas zonas depletadas de petróleo y gas pueden ser también

alcanzadas por medio de pozos de alto desplazamiento multilaterales. (Véase Figura 16)

28

Figura 16. Pozos Re-entry de alto desplazamiento


Aplicaciones de perforación Re-entry

Tabla 8. Aplicaciones de pozos Re-entry

TIPO DE OPERACIÓN APLICACIONES RE-ENTRY

Desarrollo de nuevos

yacimientos

Reducir costos de perforación, multiplicar la capacidad de producción con

diseños de pozos horizontales y direccionales en lugar de verticales. Hacer

que el desarrollo de yacimientos pequeños sea viable desde el punto de

vista económico.

Desvíos (sidetracking)

Mejora la eficiencia durante la creación de salidas de revestimiento, lo

cual evita las obstrucciones de pozo. De este modo, se podría reducir

costos.

Perforación de alcance

extendido

Alcanzar objetivos de perforación remotos, a la vez que se minimiza el

tiempo requerido para salir del pozo principal. Superar altas severidades

con salidas de revestimiento y whipstock.

Perforación de relleno Maximizar la eficiencia en la creación de salidas de revestimiento

necesarias.

Perforación costa

afuera.

Posibilitar el acceso a nuevas reservas económicamente viables, incluso

con tasas de perforación comparativamente altas, reduciendo los costos de

perforación y la cantidad de cabezales de pozos submarinos requeridos.

Recuperar slots en plataformas con restricción de espacio.

Re-desarrollo de

campos inteligentes

Aprovechando pozos existentes para acceder a las reservas acumuladas de

forma rentable, dando nueva vida a los campos maduros.

Recuperación mejorada

de petróleo

Instalar sistemas multilaterales de inyección de gas o agua, para estimular

la producción desde pozos adyacentes.

Pozos geotérmicos

Maximizar el contacto del reservorio para la generación térmica con pozos

multilaterales.

Desarrollo de recursos

no convencionales

Reducir el tiempo, el riesgo y los costos de toda salida del pozo principal

Fuente: Weatherford South America LLC


29

Candidatos para perforación Re-entry

Sin duda alguna la técnica de perforación Re-entry en su gran mayoría es

aplicada en pozos que presentan problemas mecánicos como pescados dejados en el

agujero durante la perforación y que se han identificado problemas para accesar a ellos,

de esta manera es factible realizar el abandono del hoyo y proponer una nueva

trayectoria direccional hacia un nuevo objetivo. De la misma manera se pueden perforar

pozos Re-entry en pozos en los cuales su potencial de producción actual de petróleo sea

bajo y el corte de agua tenga un porcentaje considerablemente alto (>80% BSW),

además no exista prospectividad en otras arenas presentes en el yacimiento por lo cual

sea justificable realizar el abandono del pozo siempre y cuando exista un área de drenaje

cercana al pozo que bajo las condiciones mecánicas permita establecer una trayectoria

direccional para drenar dichas reservas

Trabajos como fracturamiento, re-cañoneo, remoción de daño con ácido, y

recompletación son los métodos más usados para incrementar la producción en pozos

existentes, y así consecuentemente el mejoramiento del VAN (Valor Actual Neto), sin

embargo la perforación Re-entry genera gran interés por su potencial para incrementar la

recuperación de zonas depletadas o limitaciones para realizar nuevos pozos por

problemas asociados a la disponibilidad de licencias ambientales para perforar pozos

nuevos, como es el caso del campo Pañacocha, así de esta manera es factible perforar un

pozo Re-entry aprovechando los recursos del hoyo original considerando las

operaciones de abandono, sidetrack y completación del mismo.

Muchas veces, las técnicas convencionales puede que ya hayan sido intentadas

con resultados no satisfactorios o a su vez con el paso del tiempo, la implementación y

desarrollo de la tecnología no son aconsejables. A partir de pozos existentes la

perforación de pozos Re-entry es la mejor opción cuando hay una razón identificable de

problemas mecánicos, zonas depletadas o alguna restricción que incremente los costos

para la perforación de pozos nuevos. (Véase Figura 17).

30

Perforar un pozo mediante la técnica Re-entry tiene la gran ventaja que la

trayectoria del pozo a través de la zona productora está cerca del hoyo original donde se

aprovecha la información conocida tales como, núcleos, registros eléctricos, historial de

producción, contactos de agua entre otros.

Figura 17. Consideraciones para la perforación de pozos Re-entry


Consideraciones para la selección de pozos candidatos

Con el paso del tiempo la energía del yacimiento va disminuyendo lo que impide

producir por flujo natural debido a las bajas presiones de reservorio y la presión

diferencial, donde la permeabilidad efectiva juega un papel importante en el incremento

de las tasas de producción y la recuperación final de reservas. Es por esta razón que

cuando un pozo cumple con las condiciones mecánicas apropiadas para perforación Re-

entry los yacimientos objetivos deberán ser zonas en los que sus horizontes productivos

presenten buenas propiedades petrofísicas; porosidad y permeabilidad, lo que incurre en

el justificativo de abandono de las zonas productoras del agujero original.

31

Así mismo la identificación de la dirección de mayor permeabilidad en los

diferentes bloques de yacimiento en estudio será indispensable para definir las áreas que

no han sido drenadas extensivamente.

La metodología para la correcta selección de candidatos para perforación Re-

entry es proporcionada por los Ingenieros y Geo-científicos tratando de encontrar

primero pozos de baja producción y consecuentemente analizar la saturación, el espesor

de arena y variables petrofísicas que permitan caracterizar el reservorio.

Los pozos y reservorios tienen que ser proyectados para poder encajar en el

objetivo de estudio. Idealmente deberían cumplir con las siguientes características.

Pozos con bajo potencial de petróleo y que ya no tengan reservas

remanentes en el yacimiento, así mismo pozos que han sido apagados a

causa de llegar a ser antieconómicos debido a las condiciones actuales del

precio del petróleo y el valor que representa producirlo.

Pozos localizados en zonas de baja densidad con altas reservas

remanentes recuperables.

Pozos con problemas de productividad de agua o gas en otras zonas.

Pozos en buenas condiciones mecánicas para Re-entry.

Pozos con limitaciones para re-completación en otros lentes productivos.

Pozos ubicados en posición óptima para drenar tanto en reservas con alta

o baja depresión.

Pozos inyectores no activos ubicados cerca del pozo candidato.

El pozo candidato debe estar localizado en posición óptima para drenar el

objetivo del reservorio con una trayectoria sencilla directa.

Pozos con esquema mecánico que permita la instalación apropiada de la

completación en la zona de interés. (Nelson, 1996)

32

Importancia de la estimación de Reservas

La producción de los pozos con el paso del tiempo presentan una notable

declinación por la vida útil del mismo en cuanto al agotamiento de las reservas

remanentes que contiene el reservorio, es por esta razón que se buscan realizar trabajos

de estimulación y reacondicionamiento con el objetivo de recuperar la mayor cantidad

de petróleo que se encuentra en subsuelo. Cuando se ha identificado un pozo de acuerdo

a sus condiciones actuales para ser intervenido por su bajo potencial de producción y

perforar un Re-entry hacia un nuevo objetivo, es necesario conocer el momento

oportuno para realizar dicho trabajo, el factor más importante que incide en ésta toma de

decisiones es establecer el límite económico que es la tasa de producción bajo la cual los

flujos netos de efectivo de las operaciones en un proyecto son negativos, es decir un

punto en el tiempo que define la vida económica del proyecto.

Después de iniciada la producción, se cuenta con la información de caudales de

fluido e información de presión, es por esta razón que cuando se ha establecido la tasa de

producción bajo la cual el proyecto se vuelve antieconómico se realiza un pronóstico de

producción basado en el desempeño del pozo para identificar la fecha estimada en la

cual es factible realizar un trabajo de perforación Re-entry. Finalmente, se procede al

cálculo de las EUR (Ultimas Reservas Recuperables) de las cuales se espera una

reducción en el rango estimado de las mismas a medida que se dispone de más

información.

Sin importar el método que sea aplicado para el cálculo de las reservas, los

resultados no solo implican cantidades de petróleo remanente recuperable, sino un rango

que está reflejado por la incertidumbre que conlleva la importancia de los volúmenes in

situ como la eficiencia de recuperación aplicado al proyecto de desarrollo, es importante

recalcar que resultados confiables requieren un periodo suficiente de condiciones

estables de operación después de que los pozos en un reservorio han establecido las

áreas de drenaje.

33

Cuando se han determinado las reservas de un pozo candidato para perforación

Re-entry se debe evidenciar que éstas están representadas por una cantidad de bajo

volumen lo cual pueda justificar el abandono de la producción en el pozo, con el

objetivo de realizar una nueva trayectoria direccional a partir del hoyo original mediante

una reentrada hacia una nueva área de drenaje en la cual se estime recuperar grandes

cantidades de petróleo que permitan incrementar la producción y que económicamente

compensen el volumen de fluido que se va a dejar sin extraer el petróleo del agujero

original. En la estimación de cantidades recuperables, se debe considerar factores

complicados que afecten el comportamiento en el desempeño de producción, tales como

propiedades variables de reservorio y fluidos.

Análisis para la selección de áreas para perforar pozos Re-entry

Geología de los horizontes productivos

Para la identificación de una nueva área de drenaje como objetivo del pozo Re-

entry es necesario determinar las características geológicas desde el punto de vista

sedimentológico, estratigráfico y estructural de las zonas productoras, con el objetivo de

cuantificar las reservas potenciales recuperables, así mismo predecir el comportamiento

del flujo de los fluidos en el reservorio y decidir qué tipo de completación se ajusta de

acuerdo a las condiciones establecidas en el análisis.

El grado de consolidación de los horizontes productivos juega un papel muy

importante ya que cuando existe presencia de intercalaciones de lutitas, ésto puede

convertirse en problemas asociados a las operaciones de perforación y completación del

pozo.

Es importante determinar factores como la temperatura, espesor, índice de

saturación y permeabilidad para seleccionar posibles áreas potenciales como objetivo de

perforación Re-entry.

34

Estado actual de los pozos candidatos

Esta fase es muy crítica y consiste en analizar el estado actual del equipo de

completación y producción (si el pozo está aún en producción). Para el efecto, se

requerirán de algunas pruebas para determinar si el revestimiento de producción ha sido

o no afectado ya sea por corrosión, de la misma manera es importante determinar

mediante registros de cementación la calidad del cemento detrás del revestidor ya que

esto garantiza una correcta apertura de la ventana brindando soporte e integridad a la

nueva sección que se abre a partir del hoyo original.

Los pozos muy viejos e inyectores son frecuentemente afectados por problemas

de corrosión, razón por la cual deben ser descartados de cualquier programa de

perforación Re-entry ya que durante la apertura de la ventana, si existe este tipo de

problema la tubería tiende a colapsarse por el desgaste de la misma, principalmente en

pozos inyectores que manejan grandes cantidades de agua resultando la formación de

solidos estables.

Abandono de las zonas productoras

Antes de empezar a perforar es prioritario aislar las formaciones actualmente

productivas mediante una cementación forzada (squeeze), con la finalidad de evitar

problemas operativos tales como comunicación entre zonas, atascamientos mecánicos,

pegamientos, pérdidas de circulación, comunicación entre arenas, entre otros.

Todas las zonas productoras deberán ser aisladas con barreras probadas

permanentes, es por esta razón que para el correcto abandono del pozo se debe colocar

tapones de cemento en las mismas y un tapón mecánico CIBP (Casing Irretrievable

Bridge Plug) cuya función es mantener las zonas productoras aisladas y brindar soporte

para el asentamiento de la cuchara desviadora whipstock, el tapón mecánico se

recomienda asentarlo con cable con el objetivo de tener mayor precisión de la

35

profundidad indicada, intentando dejarlo lo más cercano posible a la conexión inferior

de la tubería de revestimiento.

Cada uno de los respectivos intervalos en el agujero entre los distintos tapones

deberá estar lleno de fluido de densidad y estabilidad suficiente para ejercer una presión

hidrostática superior a la mayor presión de la formación. En intervalos de pozo revestido

el fluido debe estar inhibido para prevenir la corrosión.

Dependiendo de las empresas de servicios y la legislación local se procede al

abandono de los pozos; el intervalo del tapón de cemento deberá disponer de una

longitud mínima de 100 pies o tapón mecánico cubierto con un mínimo de 100 pies de

cemento.

Intervalos de pozo abierto o perforados deberán ser aislados ya sea mediante el

establecimiento de un tapón de cemento a través del intervalo que se extiende por

debajo de 100 pies y 100 pies por encima de la zona de interés, o mediante remediación

de cemento con squeeze a través de un retenedor cubierto con al menos 100 pies por

encima.

Zonas permeables las cuales tienen diferentes regímenes de presión deberán ser

separadas por un tapón de cemento, cuando hablamos de reservorios que manejan rangos

de presiones similares se puede colocar un tapón combinado asentado para reemplazar

dos tapones individuales, la columna de cemento deber ser de al menos 200 pies.

El principal objetivo de aislar las zonas mediante tapones de cemento y tapones

puente previo a la apertura de la ventana para la perforación del pozo Re-entry se

fundamenta en prevenir la comunicación entre zonas y la migración de fluidos hacia las

fuentes subterráneas de agua dulce, con el fin de restaurar la integridad natural de las

formaciones que fueron perturbadas durante las operaciones de perforación del agujero.

36

Los tapones de cemento deberán ser verificados en base al reporte de instalación

de los mismos, pruebas de presión hidráulica realizadas una vez que el cemento fragüe

para verificar que los punzados hayan sido correctamente cementados y no exista

problemas de migración de fluidos.

Es imprescindible realizar registros de corrosión para verificar las deformaciones

y/o roturas en la tubería, registros de cementación tales como CBL para evaluar la

calidad del cemento y el estado del revestimiento, VDL registro de densidad variable

para evaluar la adherencia del cemento a la formación y USIT que es un registro de

imagen para verificar la calidad del cemento mediante la interpretación de la impedancia

del material que se encuentra detrás del casing.

Operación de Sidetrack en pozos Re-entry

La responsabilidad técnica operacional podría convertirse en un problema en

algunos Re-entry, tradicionalmente la mayoría de side track a hueco abierto tienen su

punto de partida a partir de un tapón de cemento el cual es colocado en el agujero para

realizar el mismo (Véase Figura 18). El tapón de cemento debe disponer de una

resistencia a la compresión mayor que de la formación, para garantizar la salida, el cual

se realiza empleando un BHA direccional.

Figura 18. Sidetrack a partir de agujero original

Fuente: Blog Petrolero

http://www.google.com.ec/url?sa=i&rct=j&q=&esrc=s&frm=1&source=images&cd=&cad=rja&uact=8&ved=&url=http://achjij.blogspot.com/2015/07/tipos-de-reacondicionamiento-de-pozos.html?m=1&bvm=bv.104615367,d.dmo&psig=AFQjCNGYeL2v0ajcVeQW5UqAe27qUDn8Yw&ust=1444257023929845

37

Factibilidad de Completación

Si bien es cierto la completación juega un papel muy importante en el

planeamiento de la perforación del pozo, ya que una vez que se han determinado las

arenas productoras con mayor prospectividad, se establecen las condiciones bajo las

cuales se deberá realizar la construcción del pozo determinado la factibilidad de poder

completarlo.

El inicio de la completación comienza cuando el setting tool está en superficie,

durante la completación del pozo Re-entry las variables que tiene mayor incidencia son

el diámetro y el grado de la tubería de revestimiento de producción, es por esta razón

que el objetivo se basa en crear un área de trabajo lo suficientemente grande para evitar

problemas asociados a atascamiento, lo que puede incurrir en tiempos y costos debido a

los problemas de erosión y corrosión del revestimiento.

Existen varios tipos de completación de pozos los mismos que se detallan a

continuación:

Completación a hueco abierto.- Este tipo de completación se utiliza siempre y

cuando se disponga de buena compactación en zonas de la formación lo que garantice

una integridad del agujero, este sistema se ha utilizado como opción para la

completación de pozos reprofundizados direccional y horizontales a través de

formaciones que no dispongan de presencia de agua o gas ni producción de arena.

Dentro de las ventajas más importantes en este tipo de completación resalta la

disminución de costos asociados al cañoneo, sin embargo se presentan problemas para

controlar la producción de los intervalos productores en forma selectiva. (Véase Figura

19)

38

Figura 19. Completación a Hueco Abierto


Pozo revestido y cementado.- Este tipo de completación es la más utilizada en la

actualidad, se la puede aplicar tanto para pozos someros como profundos, consiste en

correr la tubería de revestimiento y cementar a lo largo de todo el intervalo o zonas que

se van a completar, permite realizar los disparos de manera selectiva frente a las arenas

de interés para establecer comunicación entre la formación y el pozo. Dentro de las

ventajas más relevantes que presenta este tipo de completación es que permite estimular

la formación de forma selectiva, a pesar de los costos del cañoneo es una técnica

eficiente pero para su buen funcionamiento es necesario realizar una cementación de

buena calidad para proporcionar un buen sello hidráulico que establezca el aislamiento

zonal, para impedir la comunicación de los fluidos entre las zonas productoras y

bloquear el escape de fluidos hacia la superficie.

Cuando hay evidencia de fluidos no comerciales (agua y/o gas), el uso de

revestimiento cementado es la mejor aplicación para aislar los mismos, ya que los

fluidos comerciales (crudo) son conectados al pozo a través de disparos. La

completación por medio de la cementación del liner y cañoneo con Wireline & Testing

es una opción con la finalidad de mantener la integridad del pozo. (Véase Figura 20)

39

Figura 20. Completación mediante liner ranurado.


Hoy en día la mayoría de conexiones laterales son construidas bajo el pozo, con

la seguridad de un buen cemento para proporcionar sello y aislamiento correcto. Una de

las opciones adicionales para la completación del pozo es mediante mallas (Véase

Figura 21). (Hill, Neme, & Mollinedo, 1996)

Figura 21. Completación con mallas


40

Tipos de Sidetrack en la perforación Re-entry

El sidetrack se diferencia del Re-entry ya que es una operación no planeada que

se lleva a cabo cuando existen problemas durante la perforación como pescados dejados

en el agujero, por otro lado el Re-entry es una técnica de perforación planeada propuesta

para aprovechar los recursos del hoyo original permitiendo abrir una ventana para

direccionar el pozo hacia un nuevo objetivo, sin embargo el sidetrack es parte de la

técnica Re-entry ya que por medio de éste es posible perforar desde la ventana con un

ensamblaje de fondo con el objetivo de alejarse del agujero original para la construcción

de una nueva sección en el nuevo pozo.

La apertura de la ventana en la perforación de pozos Re-entry es un punto vital

para garantizar la eficiencia en las operaciones, es por esta razón que el sistema a

emplearse debe ser analizado conociendo las características de cada una de las opciones,

con el fin de tomar la decisión correcta en la ejecución del programa de perforación, a

continuación se presentan los sistemas comúnmente empleados en pozos tipo Re-entry.

Apertura de Ventana a partir de Molienda de Revestimiento

Figura 22. Molienda de revestimiento


41

(A) Un ensamblaje de fondo especializado corta a través del casing y dentro del

cemento a la profundidad determinada.

(B) Las cuchillas se extienden desde la herramienta cuando es necesario y se retraen

durante el viaje. La longitud de la sección de molienda depende de varios

factores como: diámetro interno (ID) nominal, longitud del tubo a realizar el

corte, por lo general se abren entre 30 – 40 pies.

(C) Posterior al trabajo de molienda es colocado el cemento, por lo general se coloca

50 pies por debajo de la base de la ventana y 100 pies sobre esta. El tapón de

cemento para realizar el side track debe soportar hasta 20.000 libras de peso.

(Bell, 1994)

Apertura de ventana empleando Cuchara Desviadora Whipstock

Figura 23. Cuchara desviadora Whipstock


42

(A) Previo a la instalación de la herramienta desviadora se debe verificar la

condición del casing, para evitar posibles problemas mecánicos durante la

instalación y/o apertura de la ventana.

(B) La operación de corte y apertura de la ventana a través del casing comienzan por

correr y orientar la herramienta el cual es usado para guiar el fresado en la

dirección lateral.

(C) Después que el ancla de la cuchara desviadora es orientada y asentada se deja la

herramienta en el pozo cortando la fijación del pin mediante peso. El BHA para

apertura de la ventana es levantado unos cuantos pies sobre la herramienta

desviadora para evaluar parámetros operacionales y luego el primer molino de

arranque comienza las operaciones de corte de la ventana a unas pocas pulgadas

dentro del casing.

(D) La apertura de la ventana es realizada mayormente por el segundo molino, por lo

general es llamado en la industria “watermelon”. El molino abre y genera la

geometría de la ventana a través de la pared del casing.

(E) Luego, el tercer molino ubicado en la sarta de apertura de ventana rectifica la

misma, eliminando posibles restos de metal en los bordes de la ventana. Y de

esta manera evitar que estos puedan generar problemas de atascamiento

mecánico en los futuros BHA a emplear para la perforación del pozo.

Figura 24. Cuchara desviadora Whipstock (Sidetrack)


43

(F) El whipstock es utilizado para guiar los BHA y el equipo de completación dentro

del Re-entry.

(G) En secciones que se empleen múltiples salidas en casing de producción (pozos

multilaterales), el whipstock puede ser removido para permitir el acceso a las

formaciones inferiores. (Bell, 1994)

Sidetrack mediante técnica Grass-Root

Consiste en bajar un cortador y realizar el corte del revestidor de producción

aproximadamente 100 pies debajo de la zapata del revestidor de superficie o anterior a

éste, luego se recupera el revestidor de producción y coloca un tapón de cemento para

realizar sidetrack por debajo de la zapata. La ventaja principal de este método es que

permite emplear el tamaño del revestimiento original. Para poder hacer un Grass-root es

requisito indispensable que el revestidor de producción no esté cementado hasta la

superficie. (Véase Figura 25) (Zambrano, 2014)

La diferencia entre esta técnica y realizar una apertura de la ventana sea esta por

molienda de la tubería de revestimiento o por cuchara desviadora whipstock, radica en el

hecho que al emplear el tamaño de revestimiento original como sucede en el caso de

pozos con pescados superficiales, los costos incrementan ya que no es posible

aprovechar más de una sección de tubería de revestimiento del agujero original. Otro de

los factores que inciden en el uso de Grass Root es que para la realización de la sección

del agujero nuevo es imprescindible colocar un tapón de cemento adicional el mismo

que sirve como soporte de la nueva sección, en caso que el tapón de cemento no tenga

buena integridad el pozo puede sufrir problemas de colapso y es necesario repetir la

operación, lo que incurre en tiempos y costos de construcción del Re-entry.

Se aplica en los pozos someros donde:

El revestidor de producción está muy deteriorado.

No puede ser recuperado un pescado superficial del pozo.

Tipo de completación a utilizar.

44

Figura 25. Esquema de perforación Re-entry mediante el sistema Grass-root

Fuente: Presentación Workover OZ ESPOIL Sept 2014 / Ing. O. Zambrano

Corte de ventana vs. Molienda de tubería de revestimiento.

La molienda de tubería para realizar la ventana en el revestidor requiere varios

viajes de tubería para la apertura de la misma y dependiendo del costo por hora del

taladro puede ser mayor al corte de ventana a través de la herramienta desviadora.

De acuerdo al tipo de casing la sección de molienda puede tomar varios viajes

para completar la operación debido al desgaste en la sección. La etapa de molienda

parece ser arriesgada a causa del uso de molino operado hidráulicamente.

Múltiples fallas han ocurrido durante la apertura y cierre en la etapa de molienda,

causando problemas durante la ejecución del trabajo, especialmente dificultades

asociadas a retraer las cuchillas después que la sección ha sido terminada, por tal motivo

causa inconvenientes para realizar el viaje fuera del agujero, así mismo varios viajes

extra pueden ser requeridos para cambiar los cortadores. Una vez que la sección ha sido

45

cortada es necesario tiempo adicional para preparar el pozo para la desviación. (Bruton,

et al., 2014)

La colocación de los tapones de cemento para realizar el side track representa

otro riesgo operacional, ya que la integridad del mismo dependerá del éxito de la salida

(side track). De acuerdo a la experiencia obtenida en este tipo de operaciones se han

observado una variedad de factores que pueden ser la causa de falla de los tapones de

cemento:

El fluido de perforación pudo haber contaminado la lechada de cementación.

El lodo residual o una película de petróleo puede impedir la vinculación del

cemento con la pared del pozo.

Los volúmenes de cemento bombeados en el fondo del pozo pueden ser

inadecuados.

Tiempo insuficiente esperando que el cemento fragüe puede impedir el

desarrollo de la fuerza de compresión necesaria para el soporte del tapón.

La formulación inapropiada del cemento no se pudo establecer como se

esperaba o dentro del tiempo asignado. (Bruton, et al., 2014)

Típicamente la integridad del cemento es determinada por la broca cuando el

operador intenta poner en marcha para realizar el sidetrack, cualquier falla del cemento

requiere empezar de nuevo; perforar el cemento, viaje saliendo del agujero, adquirir y

mezclar un nuevo bache de cemento, colocar de nuevo el tapón de cemento, permitir que

fragüe e intentar realizar el side track nuevamente.

Establecer un KOP en intervalos de altas presiones o en pozos altamente

desviados puede ser un problema, inclusive ambientes de aguas profundas caracterizados

por presiones y altas temperaturas, la fuerza del cemento es usualmente no mayor que la

de la formación, tomando en cuenta lo antes mencionado la broca perfora el material de

menos resistencia, en este caso el cemento en lugar de la formación. (Bruton, et al.,

2014)

46

En pozos altamente desviados la colocación de tapones de cemento son más

propensos a falla debido a la contaminación. En muchas ocasiones se utilizan

herramientas para colocar los mismos, tales como plug catcher que permiten minimizar

los riesgos de contaminación. (Bruton, et al., 2014)

Tomando en cuenta la complejidad técnica que conlleva la realización de este

tipo de operaciones, razón por la cual el sistema whipstock presenta ventajas para

pozos muchos más complejos.

La herramienta whipstock (cuchara desviadora) no requiere de cuchillas o

tapones para realizar la ventana y salida del casing, permite realizar los trabajos de

apertura en un solo viaje (dependiendo del tipo de herramienta que se utilice), ya que la

herramienta se baja en conjunto con el ensamblaje para la apertura de la ventana. Por lo

cual es necesario ser orientada a través de un registro Gyro. Por lo cual requiere una

buena supervisión a la hora de ser instalada. (MAZAEV, 2009)

Las condiciones del casing pueden afectar la apertura de la ventana, por lo cual es

necesario correr un registro de evaluación de cemento en modo de corrosión,

incrementado los costos operativos.

La tendencia hoy en día en la industria es emplear este tipo de herramienta

debido a la alta confiabilidad operacional y los costos operativos de los equipos de

perforación.

Consideraciones del fluido de perforación durante el corte de la

ventana

El fluido de perforación empleado para la apertura de la ventana, juega un papel

muy importante; ya que debe transportar las virutas de hierro (7.86 gr/cm3) son

aproximadamente 2 veces mayor en con respecto a la arcilla (2.7 – 2.8 gr/cm3); por lo

tanto, es necesario acarrear de manera efectiva a la superficie.

En general, un óptimo fluido de corte debe cumplir con las siguientes características:

47

Alto punto cedente (YP) para acarrear los desperdicios del corte a superficie.

Mantener en suspensión los residuos durante la eficiencia hidráulica.

Baja resistencia al flujo para mejorar la eficiencia hidráulica.

Propiedades de enfriamiento y lubricación de la cortadora.

Baja viscosidad en la sarta del cortador para asegurar la limpieza. (Guajala,

Barragan, & Gallegos, 1999)

Hoy en día se emplea un magneto en la sarta para la apertura de la ventana para

extraer cualquier limalla que hayan quedado en las paredes del pozo y/o fondo del

mismo, de igual forma se colocan magnetos en las zarandas.

SISTEMA TRACKMASTER Y OPERACIONES CON WHIPSTOCK

Consideraciones para la selección del sistema Whipstock

La cuchara desviadora “whipstock” produce un KOP (punto de arranque de la

desviación) a la profundidad exacta y en la dirección correcta, el sistema completo

incluye: cuerpo solido del whipstock, dispositivo de anclaje y sistema de molienda.

El whipstock es utilizado para operaciones de side track por varias razones como

el reingreso de un pozo existente, operaciones en las cuales el ensamblaje de fondo se ha

quedado pegado y recuperarlo es muy costoso, graves problemas de formación o

perforación, la necesidad de cambiar de dirección en un pozo o perforar varias salidas a

partir de un solo pozo. Actualmente, varias técnicas han sido usadas para evitar el

exceso de viajes para ahorrar tiempos en la construcción de pozos Re-entry. (Bruton, et

al., 2014)

Algunos sidetrack realizados a hueco abierto requieren un tapón de cemento para

aislar el pozo por debajo del KOP, en estos escenarios los operadores pueden utilizar

Open Hole Whipstock and Cementing System (OH-C), este sistema permite a los

perforadores asentar el whipstock y un tapón de cemento por debajo del mismo en un

48

viaje simple, debido a que el ancla mantiene al whipstock en su lugar. (Bruton, et al.,

2014)

La ventaja de la herramienta Trackmaster en agujero abierto y cementado (OH-C)

se fundamenta en que permite a los perforadores realizar una reentrada sin tener que

esperar por el fraguado del cemento, debido al asentamiento del ancla. (Véase Figura 26)

Figura 26. Trackmaster en hueco abierto

Fuente: Oilfield Review. Bruton, et al. 2014

Los sistemas cased hole whipstock system son usados para crear ventanas con

calibre completo en acero de alto grado y casing de cromo, este sistema puede moler la

ventana fuera a través de múltiples sartas del casing, después continuar perforando unos

pocos metros dentro de la formación para empezar el sidetrack.

Este sistema utiliza molinos diseñados especialmente para crear una ventana a

través de la tubería de revestimiento, después que la última fresadora o molino ha pasado

por el casing, el molino es sacado y un ensamblaje de perforación direccional es corrido

hacia la profundidad total del pozo en su nueva trayectoria. (Véase Figura 27) (Bruton,

et al., 2014)

49

Figura 27. Trackmaster en hueco entubado

Fuente: Oilfield Review. Bruton, et al., 2014

La mayoría de los fabricantes de cucharas desviadoras están conectando el

moledor de arranque “Starting Mill” en el Whipstock y de esta manera está siendo

asentado al mismo tiempo que la construcción de la ventana comienza, esto realizado en

un solo viaje.

50

Las soluciones potenciales para la exitosa implementación de la corrida del

sistema Whipstock consideran:

Condiciones del pozo.

Profundidad de asentamiento.

Cambios bruscos en la inclinación DLS (Dog Leg Severity).

Orientación de Whipstock.

Perforación de agujero de rata.

Durante la ejecución de pozos tipo Re-entry utilizando whipstock, es

indispensable reconocer los procedimientos a seguir como se muestra en (Véase Anexo

E).

Un sistema similar ha sido diseñado a través de las aplicaciones en tubería de

producción, TT whipstock system puede salir en un casing de acero standard bajo la

tubería de producción, después perforar entre 5-15 ft de agujero de rata para dar inicio

de la nueva sección, este diseño realizado para pasar a través del tubing y después el

ancla ubicado dentro del liner sirve para moler la ventana, es por esto que esta opción

puede ser una alternativa efectiva económicamente en el momento de sacar el tubing de

completación desde el pozo existente previo al side track (Bruton, et al., 2014).

El próximo paso podría ser alcanzado mediante la reducción del tiempo de

construcción, esto combinando dentro de un viaje en la corrida del Whipstock, comenzar

a completar la ventana y perforar el agujero de rata. Esto ha llegado a ser posible con el

desarrollo de ensamblajes los cuales consisten el diseño de tecnologías como lo es el

Sistema Trackmaster.

La corrida extra de las herramientas wireline para la orientación podrían ser

eliminadas considerando utilizar MWD en el BHA de corrida del ensamblaje de

Whipstock. De la misma manera es importante considerar la inclinación en el punto que

51

el whipstock va a ser asentado, a casusa de la interferencia magnética del casing

(MAZAEV, 2009).

Figura 28. Sistema Trackmaster

Fuente: Fuente: Oilfield Review. Bruton, et al., 2014

INGENIERÍA DE POZOS RE-ENTRY

Preparar la perforación de un pozo tipo Re-entry puede incluir una serie de

servicios, tales como:

Abandono del pozo

Se inicia al momento de sacar la completación, intentar pescar herramientas,

tuberías y/o equipos que pudieron quedar durante las operaciones anteriores de

workover. Esto permitirá un adecuado abandono de las zonas productoras (en caso de

ser factible). Luego, se debe realizar una cementación forzada para el abandono de las

zonas productoras. Y finalmente, colocar y probar hidráulicamente un tapón puente para

garantizar el aislamiento de la zona abandonada. Antes de iniciar la siguiente fase es

necesario correr registros de evaluación de cementación para observar el sello hidráulico

sobre las zonas abandonadas, anular (casing – hoyo), para evitar posible comunicación

entre la zona abandonada y la nueva zona a ser explotada. En caso de ser necesario se

52

deberá realizar una cementación remedial para garantizar el sello hidráulico. Es

necesario de la misma manera disponer de buena cementación en la zona donde se

realizará la ventana con la herramienta desviadora. Se recomienda realizar el abandono

de las zonas con un taladro de workover, ya que es mucho más económico con respecto

a una de perforación.

Sidetrack

Para realizarlo se necesita de herramienta acorde al tamaño del revestidor, buena

condición mecánica de la zona donde se realizará la apertura de ventana, preferible en

zona de bajo dog leg para evitar altas fuerzas laterales que generen alto torque y o

desgastes de las herramientas, disponer de buen soporte detrás del casing para garantizar

una buena apertura de ventana, se recomienda realizarla en zonas competentes (arcillas,

lutitas y/o calizas).

En algunas operadoras dependiendo del volumen de trabajo, éste se realiza en

conjunto con el taladro de workover. Luego de realizar la apertura de la ventana, se baja

un ensamblaje de fondo para realizar el sidetrack, con la finalidad de separarse lo más

que pueda de la ventana, esta fase es bien crítica, ya que debe realizarse con mucho

cuidado para evitar en caer en el hoyo original. La herramienta desviadora deberá

evitarse colocarla en frente de conexiones, ya que no están diseñadas para aperturas en

esta sección del casing.

Perforación

Posteriormente se continúa con las operaciones de perforación, las cuales

dependerán de las consideraciones propuestas para alcanzar los objetivos. En muchos

casos será necesario emplear técnicas y/o practicas operativas para reducir riesgo de

pega de tubería, pérdida de circulación entre otros. Es muy importante considerar que

todos los viajes que se realicen a través de la ventana deberán realizarse con mucha

precaución. La instalación del liner de producción dependerá del tipo de completación.

53

Una vez que se establecen las condiciones para la perforación del pozo Re-entry

es necesario realizar un modelo de estabilidad de agujero por medio de geomecánica

para definir la ventana de la densidad del fluido de perforación para evitar problemas

durante la perforación, viajes de tubería y corrida del liner.

El objetivo de realizar el modelo geomecánico en el pozo es para evitar los

problemas asociados a la perforación tales como:

Mala limpieza del pozo, empaquetamiento.

Volumen o carga impredecible de sólidos.

Tiempo excesivo de viajes y perforación.

Influjos.

Pega diferencial.

Operaciones de pesca.

Sidetracking.

Dificultad colocando revestidores.

Condiciones pobres para registros o cementación.

De ésta manera la ventana operacional no es otra cosa que el rango seguro de

presión del pozo en condiciones estáticas o dinámicas para una perforación sin

problemas, para lo cual es necesario determinar los esfuerzos que se encuentran

asociados a la perforación de la roca (Véase Figura 29) los mismos que se presentan a

continuación:

a. Presión de poro. Es la presión del pozo mínima necesaria para evitar influjos.

b. Presión de colapso o presión de ovalización por ruptura de la pared del pozo. Es

la presión del pozo mínima necesaria para evitar el derrumbe de las paredes del

pozo (formación de breakouts).

c. Esfuerzo mínimo. Es la presión del pozo máxima admisible para evitar pérdidas

de circulación en una formación con fracturas naturales o inducidas.

54

d. Presión de fractura o presión de breakdown. Es la presión del pozo máxima

admisible para evitar inducir fracturas en la formación.

Figura 29. Rangos seguros de presión del pozo

Fuente: Schlumberger Software Integrated Solutions

Completación

Dependerá de las características de la formación en muchos de los casos se

instala por encima de la ventana, debido a que esta zona presenta un dog leg de 10 – 14

grados/100 pies, esto dependerá del tipo de herramienta que se utilice.

2.5 HIPÓTESIS

La implementación de pozos tipo Re-entry en la perforación reducirá el tiempo

de ejecución en la operación con el aprovechamiento de recursos ya disponibles

aportando económicamente en la disminución de costos y alcanzando los objetivos de

producción establecidos.

55

CAPÍTULO III

3 DISEÑO METODOLÓGICO

3.1 Tipo de Estudio

El presente análisis es de tipo descriptivo ya que por medio de la métrica de las

variables y conceptos pretende establecer las características del problema para la

selección y perforación de pozos tipo Re-entry en el campo Pañacocha mediante análisis

de factibilidad técnica y económica. El proyecto también es caracterizado de tipo

explicativo ya que para el correcto desarrollo del mismo, se sustentará en la recopilación

de información obtenida de tesis de grados, recursos webgráficos, y artículos científicos

con el fin de consolidar el aporte teórico y práctico.

3.2 Universo y Muestra

El universo se encuentra constituido por 45 pozos pertenecientes en su totalidad

al campo Pañacocha ubicado en el Bloque 12. La muestra se conformará en base a la

categorización de producción para seleccionar los pozos óptimos competentes al estudio.

3.3 Métodos y Técnicas

El presente análisis se llevará a cabo inicialmente estableciendo los criterios de

evaluación para la factibilidad del análisis, partiendo de la categorización de los pozos

por producción para la selección preliminar de acuerdo a los rangos óptimos

establecidos en condiciones para un pozo tipo Re-entry.

Posteriormente se analizará las condiciones del reservorio en cuanto a

prospectividad de las arenas de los pozos previamente seleccionados, adicional se

evaluará el estado actual de las condiciones mecánicas de los pozos seleccionados.

56

Se cumplirá con los estándares de procedimientos de buenas prácticas de la

empresa apoyados en la recopilación de información de fuentes adicionales para llevar a

cabo las condiciones bajo las cuales un pozo tipo puede ser transformado en Re-entry.

Finalmente, se realizará el análisis económico para evidenciar la factibilidad de la

aplicación del estudio referente a la selección y perforación de pozos Re-entry.

3.4 Recolección de Datos

Instrumentos de Recolección de Datos

Se establecerá criterios de recolección de datos mediante la utilización de

matrices y tablas dinámicas en Excel para el manejo efectivo de la información.

Fuentes Primarias

Historiales de producción y reacondicionamiento.

Diagrama mecánico de los pozos.

Reportes Finales.

Sumario de Operaciones diarias.

Fuentes Secundarias

Las fuentes secundarias para el presente trabajo de investigación estarán

constituidas por los recursos bibliográficos y webgráficos.

3.5 Procesamiento de Datos

Con el objetivo del manejo óptimo de los datos se utilizará hojas de cálculo del

programa Excel con el fin de establecer los criterios de evaluación y parámetros

adecuados para la selección de los pozos para perforación mediante el sistema Re-entry.

A continuación se describen los programas de la empresa que servirán de soporte

para la elaboración de la tesis:

57

DOX (Drilling Office X): Software para el modelamiento trayectorias

direccionales y control de parámetros operacionales: Survey Management,

Drilling Engineering, DD Toolbox, Data Browser DOX.

OPEN WELLS: Sistema informático oficial de Petroamazonas EP para el

ingreso, procesamiento y generación de datos de perforación, completación,

reacondicionamiento y trabajos sin torre.

TECHLOG: Base de datos de SLB / PAM EP de registros geofísicos para

visualizar mediante gráficos las propiedades petrofísicas de los reservorios y

realizar correlaciones.

3.6 Aspectos Administrativos

Recursos Humanos

El trabajo consta del talento humano del tesista quien elabora el análisis de

factibilidad, el tutor de la universidad y los miembros del tribunal quienes

aportan con sus conocimientos y experiencia, los asesores nacionales e

internacionales de la empresa Schlumberger pertenecientes al segmento de

Servicios Integrados de Perforación “IDS”.

Recursos Técnicos

Concerniente a los recursos técnicos el análisis de factibilidad cuenta con la

provisión de información de las empresas Schlumberger y Kamana Services, así

como el aprovechamiento de los recursos bibliográficos y webgráficos.

Recursos Materiales

El trabajo de investigación se realizará en las instalaciones de la empresa

SCHLUMBERGER quien proporcionará de forma confidencial y de uso

exclusivo para la elaboración de la investigación la información pertinente para

la elaboración de este trabajo.

58

Tiempo

El análisis de factibilidad se llevará a cabo en el transcurso de siete meses,

siguiendo el cronograma establecido en el Anexo C.

Recursos Financieros

El presente análisis cuenta con el sustento económico del investigador, cubriendo

los gastos pertinentes para la elaboración del trabajo de grado.

59

CAPÍTULO IV

4 SELECCIÓN DE POZOS RE-ENTRY CANDIDATOS

La selección de pozos para perforación Re-entry se fundamenta en el

establecimiento de criterios de evaluación tales como; producción, geología y

reservorios, condiciones mecánicas e identificación de áreas potenciales para pozos

nuevos, los mismos que permitirán identificar oportunidades para el análisis de

factibilidad para la selección de pozos Re-entry. Todos los pozos del campo serán

evaluados bajo las mismas condiciones, de tal manera que el pozo o los pozos

candidatos deberán cumplir con los requerimientos necesarios bajo los cuales un pozo

tipo puede ser transformado en Re-entry.

4.1 Análisis de Producción

El primer filtro que nos permite realizar una jerarquización de los pozos del

campo es por medio de producción, el objetivo es evaluar las variables más

representativas que influyen en la selección de un pozo para perforación Re-entry, con el

propósito de presentar una cesta de candidatos.

La metodología de trabajo consiste en primera instancia en evaluar las

condiciones actuales graficando la producción de agua (Qw) en BAPD y petróleo (Qo)

en BPPD de los pozos y jerarquizarlo de mayor a menor. Luego, se establecen límites

basados en el cálculo de la media geométrica y desviación estándar de la información

analizada, de esta manera se pueden identificar los pozos que podrían ser considerados

para el análisis de acuerdo a sus características de producción y cuáles se pueden

desestimar.

El 52,5% de los pozos en el campo Pañacocha se encuentran por debajo de la

producción promedio de petróleo y el 35% por debajo de la producción promedio de

agua. (Véase Figura 30 y Figura 31)

60

Producción actual de petróleo (Qo)

Figura 30. Tasa diaria actual de petróleo por pozo


Producción actual de agua (Qw)

Figura 31. Tasa diaria actual de agua por pozo.


050

100150200250300350400450500550600650700750

P6

P3

0

P1

8

P1

1

P1

3

P1

7

P2

P2

1

P3

1

P4

0-S

1

P1

2

P2

4

P2

5

P9

P2

9

P2

8

P2

3

P1

5

P3

3

P2

6

P2

0

P1

6

P4

0

P7

P8

P1

9

P1

4

P3

6

P3

5

P2

2

P1

P3

4

P2

7

P3

2

P5

-S1

P3

-S1

P3

8

P3

7

P3

9

P1

0

BP

PD

Pozos

Qo

0200400600800

1000120014001600180020002200

P2

0

P1

8

P1

2

P2

P3

2

P6

P2

1

P1

1

P4

0

P8

P1

6

P3

8

P3

7

P1

3

P3

-S1

P1

P2

4

P3

1

P5

-S1

P3

0

P1

4

P3

3

P3

9

P2

8

P4

0-S

1

P2

2

P7

P2

5

P2

6

P3

5

P2

3

P2

9

P1

7

P1

9

P2

7

P9

P3

6

P3

4

P1

5

P1

0

BW

PD

Pozos

Qw

DE +

Media Geométrica = 213,70

Desviación Estándar = 153,46

DE - = 60,24

Media Geométrica= 699,53

Desviación Estándar = 506,32

DE + = 1205,85

Media Geométrica

DE -

Media Geométrica

61

Producción de petróleo (Qo) vs Producción de agua (Qw)

Si se combinan las variables de Qo y Qw a través de un gráfico de dispersión

permitirá visualizar áreas de oportunidades para posibles candidatos Re-entry.

La figura 32 está compuesta por la división de 4 cuadrantes cuyos límites están

establecidos por la media geométrica de producción tanto de petróleo (Qo) como agua

(Qw), donde se puede visualizar la combinación de pozos de alta o baja producción de

agua vs petróleo. En el cuadrante I se puede ver los pozos con alta producción de Qo y

Qw lo que representan posibles candidatos para realizar control de agua mediante

reacondicionamiento, sin embargo el campo Pañacocha tiene la capacidad de transportar

mediante bombas multifásicas desde el pad Y alrededor de 80.000 BFPD hasta las

Facilidades de Producción Edén (EPF), valor que debe ser tomado en cuenta ya que si

existen pozos con una producción muy elevada de agua a pesar de tener buen potencial

de petróleo en algún momento podrían ser apagados por la incapacidad de las facilidades

para el manejo de fluido, momento en el cual podrían ser considerados para una


En el cuadrante IV se encuentran los mejores pozos del campo ya que están

caracterizados por una alta producción de Qo y baja de Qw.

El cuadrante II representa los pozos con alto corte de agua y bajo Qo lo que

pudiera ser una posible área de oportunidades para realizar pozos Re-entry en arenas

cercanas a este.

El cuadrante III representa pozos con bajo Qw y bajo Qo lo que indica que

pudieran ser pozos con baja productividad debido a problemas asociados con mala

calidad de la roca e inclusive se ha identificado pozos con problemas de mala

cementación durante las operaciones de perforación en los cuales fue necesario realizar

una cementación remedial, motivo por el cual la producción ha sido afectada, dicho de

esta manera representan opciones para ser candidatos Re-entry en nuevas áreas de

drenaje.

62

Figura 32. Categorización por Producción de los pozos del campo Pañacocha.


Tabla 9. Ranking de categorización


Por criterio de condiciones actuales de producción de petróleo (Qo) vs agua (Qw)

el 40% de los pozos en el campo Pañacocha que están representados por 18 pozos en su

totalidad, 7 (Cuadrante II) y 11 (Cuadrante III) pueden ser considerados para una

perforación Re-entry por las condiciones de su potencial de producción. A continuación

la tabla 10 muestra los pozos seleccionados:

0

200

400

600

800

1000

1200

1400

1600

1800

2000

2200

0 50 100 150 200 250 300 350 400 450 500 550 600 650

BA

PD

BPPD

Producción de Petróleo (Qo) vs Producción de Agua (Qw)

Cuadrante I II III IV

Petróleo (BOPD) Alto Bajo Bajo Alto

Agua (BWPD) Alto Alto Bajo Bajo

I II

III

IV

63

Tabla 10. Pozos seleccionados por criterio de condiciones actuales.

Cuadrante Pozo

II

P16

P40

P8

P32

P38

P37

P3-S1

III

P10

P39

P5-S1

P34

P27

P1

P22

P35

P36

P14

P19

Elaborado: Andrés Izquierdo

Acumulado de producción

La selección de pozos candidatos continúa con el criterio de acumulados de

producción, el mismo que está directamente relacionado con el tiempo en que los pozos

han producido, de esta manera nos permite identificar la producción promedio que han

tenido cada uno de los pozos a lo largo de su vida para evaluar su desempeño histórico.

Este criterio fundamentalmente está basado en el historial de producción, de ésta

manera se grafica la producción promedio que ha tenido el pozo por reservorio en

comparación al cálculo de la media geométrica de la producción de todo el campo, por

lo tanto se descartan los pozos que estén por encima de la misma, tomando en cuenta

aquellos cuya producción histórica diaria haya sido de bajo potencial. (Véase Figura 33).

64

Figura 33. Producción promedio de petróleo por reservorio


Los pozos en los cuales sus características de condiciones actuales en

comparación con el histórico de producción coincidan como candidatos, serán el

resultado de la cesta de pozos seleccionados. (Véase Tabla 11).

Tabla 11. Pozos seleccionados por criterio de acumulado de producción

Pozo

P32

P3-S1

P10

P39

P5-S1

P27

P35

P14

P1

P22


0,00

100,00

200,00

300,00

400,00

500,00

600,00

700,00

800,00

900,00

P6

AP

11

US

P1

8 U

SP

19

TP

21

US

P4

0 U

SP

23

US

P2

2 U

IP

30

US

P3

8 M

1P

9 U

SP

17

UI

P2

UI

P2

0 T

P8

UI

P6

US

P1

2 T

P3

3 U

IP

13

UI

P4

0 A

P1

8 U

IP

2 U

SP

9 M

2P

19

UI

P3

6 U

SP

25

TP

29

TP

30

UI

P4

0 M

2P

16

M2

P1

3 T

P3

3 U

SP

11

UI

P1

AP

15

UI

P2

1 T

P3

4 A

P2

3 U

IP

26

UI

P2

8 T

P3

5 U

IP

12

UI

P3

1 M

2P

20

US

P7

AP

5-S

1 M

2P

31

M1

P3

2 U

IP

7 U

IP

27

TP

3-S

1 U

SP

1 M

2P

9 U

IP

22

TP

14

M2

P3

7 U

IP

35

US

P3

-S1

UI

P3

6 A

P3

9 M

1P

10

AP

22

UB

Producción Promedio de Petróleo por Reservorio

Media Geométrica (264,63)

65

Índice de productividad

La selección de pozos candidatos por producción continúa con la identificación

de las razones por las cuales los pozos tiene una baja producción actual y su histórico de

producción promedio por día está por debajo de la producción promedio del campo, a

continuación se procede a calcular el índice de productividad (IP) promedio por

reservorio de cada uno de los pozos para comparar con el promedio del IP de cada uno

de los reservorios del campo. (Véase Figura 34).

Figura 34. Índice de productividad promedio por reservorio del campo Pañacocha


Una vez establecidos los valores promedios de productividad por reservorio en el

campo podemos identificar que el bajo potencial de producción que han presentado los

pozos actual e históricamente, tiene relación directa con los valores del IP que se

encuentran por debajo de lo esperado; sin embargo existen reservorios en los pozos

como (P39-M1, P1-A, P22-UI, P35-UI) que se encuentran dentro de los valores

promedio esperados e inclusive los superan razón por la cual podemos concluir que estos

pozos ya no van a producir más a pesar de su buen IP su producción de petróleo es de

M1 A M2 T UI US

IP 0,27 0,34 0,60 1,33 3,52 4,84

0,00

1,00

2,00

3,00

4,00

5,00

6,00

Ind

ice

de

Pro

du

ctiv

idad

Reservorio

Indice de Productividad Pormedio por Arena del Campo Pañacocha

66

bajo potencial, motivo por el cual deberán analizarse la prospectividad de las arenas para

un posible trabajo de reacondicionamiento en caso que se identifiquen áreas con

oportunidades. (Véase Figura 35)

Figura 35. Relación del IP por reservorio/pozo vs el IP por reservorio/campo


Con el objetivo de inferir un posible daño en los reservorios que produce el pozo

por su bajo potencial de producción, se ha realizado un análisis de pozos vecinos (Véase

Figura 36) en el cual se busca encontrar pozos que produzcan del mismo reservorio con

un IP mayor, lo que podría ser un indicio de daño y es recomendable realizar pruebas de

restauración de presión Build Up para calcular el daño y realizar trabajos de

estimulación como fractura o acidificación para mejorar la producción. (Véase Tabla 12)

Tabla 12. Pozos descartados por posible daño

Pozo IP

Promedio

Pozo

Vecino

IP

Promedio

IP Promedio del reservorio

P32-UI 2,54 P35-UI 3,4 3,52

P10-A 0,09 P36-A 0,33 0,34

P27-T 0,49 P21-T 3,63 1,33


0

1

2

3

4

5

6

P39M1

P1 A P10 A P1 M2 P14M2

P5-S1M2

P22 T P27 T P3-S1UI

P22 UI P35 UI P32 UI P3-S1US

P35 US

Índ

ice

de

Pro

du

ctiv

idad

Análisis del Índice de Productividad

IP promedio del reservorio/pozo IP promedio del reservorio/campo

M1 A M2

T

UI

US

67

Figura 36. Ubicación de pozos vecinos en mapa estructural

Fuente: Departamento de Geología Schlumberger

De ésta manera los pozos que deberán ser considerados como candidatos para

perforación Re-entry por criterio de IP, condiciones actuales de producción de petróleo

(Qo) y agua (Qw) de bajo potencial y por producción diaria de petróleo promedio son

los que se muestran a continuación en la Tabla 13.

68

Tabla 13. Pozos candidatos por criterio de producción

Pozo

P3-S1

P39

P5-S1

P35

P14

P1

P22


4.2 Análisis de Geología y Reservorios

El objetivo del análisis es identificar posibles oportunidades para recuperar

reservas que existan en los pozos mediante el análisis de su potencial, de esta manera en

primera instancia es necesario evaluar las arenas que están produciendo, con la finalidad

de poder visualizar posibles trabajos de reacondicionamiento que permitan recuperar la

producción, consecuentemente deberá realizarse un análisis de la prospectividad de las

arenas en su totalidad de los pozos que pasen el primer filtro previamente establecido.

Reservorios Productores

La evaluación del potencial será clasificada en buena, media y baja para las

arenas que se encuentran produciendo de acuerdo a los límites que se establecieron en el

análisis de producción actual de petróleo (Qo) como se muestra en la siguiente tabla:

Tabla 14. Oportunidades de acuerdo al potencial de producción actual de petróleo Qo

Qo (BPPD) Oportunidad

<60 Buena

60-214 Media

>214 Baja


69

Con la finalidad de poder establecer el potencial de los reservorios en el pozo, es

necesario poder identificar el estatus actual de los mismos, las arenas que han sido

cerradas corresponde a su bajo aporte de Qo y un BSW que supera el 94%, la siguiente

tabla muestra el estado actual de los pozos candidatos:

Tabla 15. Estado actual de los pozos candidatos

Pozo Estado

Actual Completación Reservorio Estatus Fecha Producción

Qo

(BPPD) Oportunidad

P3-

S1 P

Selectiva

(2 zonas)

US Cerrado 5/5/2011 42 Media-Buena UI Produce 8/29/2015 62

P39 A Simple M1 Cerrado 8/22/2011 36 -

P5-

S1 P Simple M2 Produce 8/30/2015 64

Media-

Buena

P35 P Selectiva

(3 zonas)

M2 Cerrado No probada -

Media US Cerrado 3/27/2014 97

UI Produce 8/24/2015 118

UI Squeeze

P14 P Selectiva

(2 zonas)

M1 Cerrado No probada - Media

M2 Produce 8/29/2015 146

P1 A Selectiva

(2 zonas)

M2 Cerrado 8/16/2014 90 -

A Cerrado 3/11/2012 127

P22 P Selectiva

(2 zonas)

UI Cerrado 6/21/2015 117

Media UI Squeeze

T Produce 8/29/2015 110

Fuente: Schlumberger Production Management


En primera instancia se han evaluado los pozos que se encuentran apagados

identificando la razón por la cual están fuera de producción. El pozo P1 se apagó el 17

de agosto del 2014, se realizó la limpieza del pozo mediante inyección por el capilar de

antiasfalténico con diésel, posterior se procede a arrancar el pozo, el mismo que presenta

incremento en la carga de la bomba, las corrientes del motor presentan picos que

inducen al apago de la bomba BES, se intentó una vez más arrancar el pozo el 21 de

agosto del 2014 pero no fue posible pasar de 30 Hz, motivo por el cual queda apagado el

pozo por sobrecarga de la bomba. El pozo en la arenisca M2 tiene una buena saturación

de petróleo de aproximadamente 53%, presenta buena calidad de roca con una porosidad

70

de 19% y un espesor de la zona de pago de 12 ft, a pesar de tener un IP que está por

encima del promedio del IP para M2 (Véase Figura 35) el pozo tiene un bajo aporte de

petróleo, por lo cual podría considerarse un trabajo de fracturamiento por posible daño

de formación para mejorar la producción.

El pozo P39 se apagó el 29 de diciembre del 2013, el equipo BES presentó

problemas asociados a resistencia entre fases desbalanceadas y bajo aislamiento con

respecto a tierra, según el reporte de falla el equipo se apagó con alarma de sobrecarga

(overload) por problema presumible del equipo de fondo. El pozo en el reservorio M1

tiene una porosidad de 29% y presenta una saturación de petróleo baja alrededor de

48%, con un espesor de zona de pago de 26 ft, por lo tanto no presenta buena

prospectividad por términos de saturación de petróleo a pesar que el pozo tiene un IP por

encima el promedio del índice de productividad promedio de la arenisca M1 (Véase

Figura 35) lo que nos indica que el pozo no va a poder producir más, sin embargo el

pozo al estar apagado por problemas asociados con el equipo electrosumergible resulta

más económico realizar un trabajo de cambio de BES que realizar un Re-entry.

El segundo criterio se lleva a cabo tomando en cuenta los pozos que tiene

completación selectiva de dos o tres zonas con reservorios que han sido disparados y que

no han sido probados hasta la actualidad, por lo tanto están cerradas tras camisas. El

pozo P35 produce de la arenisca Ui con un espesor de pago de 12 ft (6 ft con squeeze),

una porosidad buena de 22% y una saturación de petróleo de 81%, a pesar que el pozo

tiene un índice de productividad dentro del promedio de IP para el reservorio M2, el

mismo presenta una tasa de petróleo de 118 BPPD para lo cual podríamos inferir que el

pozo ya no va a producir más del valor actual. Adicional el pozo tienen pendiente

evaluar M2, es decir que cuando llegue a su límite económico y haya drenado las

reservas remanentes, tiene la propuesta de realizar un trabajo de cambio de zona para

producir de M2.

El pozo P14 actualmente produce de la arenisca M2 con una porosidad de 15%,

un espesor de pago de 26 ft y una saturación de petróleo de 57%, el tipo de completación

71

que presenta el pozo es selectiva de dos zonas, en donde la arenisca M1 aún no ha sido

probada por lo cual podemos determinar que cuando el pozo llegue a su límite

económico deberá realizar un cambio de zona para producir de M1. Actualmente el

pozo tiene una producción que supera los 100 BPPD, por lo cual bajo las condiciones

actuales del precio del petróleo no es factible apagarlo para realizar un Re-entry.

El análisis continua con los pozos de completaciones selectivas que han

producido de todos sus reservorios dependiendo si es de dos zonas o tres zonas la

completación de fondo, el pozo P22 se encuentra actualmente produciendo de la

arenisca T con un espesor de la zona de pago de 8 ft con una saturación de petróleo

buena de aproximadamente 87% y una porosidad de 25%, no se evidencia intervalos

para cañonear de buen potencial con buena calidad de roca, adicional queda por evaluar

la arenisca UI en la cual se realizó un trabajo de squeeze. El pozo a pesar de tener un IP

bajo (Véase Figura 35) produce alrededor de 110 BPPD, razón por la cual es un aporte

considerable para desestimar apagar el pozo para realizar un Re-entry.

El pozo P3-S1 actualmente produciendo de UI el mismo que tiene un espesor de

zona de pago de 7 ft, con una saturación alta de petróleo de 91% y una porosidad de

22% presenta una calidad de roca buena en teoría pero se vino el agua tempranamente,

el aporte de petróleo actual es de 62 BPPD y el IP está debajo del promedio del índice de

productividad promedio de UI, no se ha identificado algún intervalo de buenas

características petrofísicas para cañonear y poder incrementar la producción, por lo tanto

el pozo no va a producir más y podría convertirse en un candidato para Re-entry en caso

de no presentar prospectividad en las otras arenas cuando el mismo llegue a su límite

económico.

Finalmente, revisamos los pozos que tienen una completación simple, es decir se

encuentran produciendo de una sola arena, el pozo P5-S1 produce actualmente de la

arenisca M2 con un espesor de zona de pago de 27 ft, una porosidad buena de 22% y

una saturación de petróleo de potencial medio de 77%, el reservorio presenta buenas

características petrofísicas sin embargo el aporte de petróleo es bajo debido a su índice

72

de productividad que esta por debo del IP promedio de M2 (Véase Figura 35), no se ha

identificado algún intervalo de buen potencial para realizar cañoneo con el objeto de

poder incrementar la producción, dicho de esta manera cuando este pozo llegue al límite

económico puede convertirse en un potencial candidato para perforación Re-entry.

De esta manera el resultado de los reservorios productores se fundamenta en que

se ha desestimado como candidatos; pozos con oportunidad de realizar trabajos de

reacondicionamiento para incrementar la producción, pozos con baja prospectividad en

el reservorio productor pero que tienen aún zonas por probar de acuerdo a la

configuración de su tipo de completación, pozos que bajo las condiciones actuales del

precio del petróleo a pesar de su bajo aporte de petróleo en comparación al promedio del

campo están por encima de los 100 barriles lo que no justificaría apagarlos. Por lo tanto

los pozos candidatos por criterio de prospectividad de las zonas productoras se presentan

en la siguiente tabla:

Tabla 16 . Pozos candidatos por criterio de prospectividad de los reservorios productores

Pozo

P3-S1

P5-S1


Análisis de prospectividad de las arenas

Una vez que se ha evaluado los reservorios productores, la selección de los pozos

candidatos continúa con el análisis de prospectividad de las arenas de los pozos con el

objetivo de evaluar posibles oportunidades de acuerdo al potencial en las características

petrofísicas que presentan las mismas.

Los pozos que no presentan prospectividad en otras arenas se convertirán en

potenciales candidatos para realizar perforación Re-entry, justificando el abandono de

73

los mismos por baja producción y por no presentar oportunidades o cuyas oportunidades

sean de bajo potencial para recuperar reservas remantes en el yacimiento, generalmente

no existen oportunidades cuando pozos vecinos ya han drenado de la zona.

La evaluación de los pozos seleccionados se realizará con la interpretación de

registros petrofísicos de acuerdo al siguiente criterio que se muestra en la Tabla 17:

Tabla 17. Criterios de evaluación para identificación de oportunidades en los reservorios

Potencial PHIE (V/V) So (V/V) ho (ft)

Buena > 17% > 80% > 8

Media 12-17 % 70-80 % 6-8

Baja 7-12 % 60-70% 4-6

No oportunidad < 7% < 60% < 4

Fuente: Schlumberger Petrotechnical Services


A continuación se presentan los registros petrofísicos por arenas para la

evaluación del potencial que tienen de oportunidades.

Arenisca M1

Figura 37. Correlación de la arenisca M1 para los pozos P3-S1 y P5-S1


74

Areniscas M2 y A

Figura 38. Correlación de las areniscas M2 y A para los pozos P3-S1 y P5-S1


Arenisca US

Figura 39. Correlación de la arenisca US para los pozos P3-S1 y P5-S1


75

Areniscas UM Y UI

Figura 40. Correlación de las areniscas UM y UI para los pozos P3-S1 y P5-S1


Arenisca T

Figura 41. Correlación de la arenisca T para los pozos P3-S1 y P5-S1


76

El resultado de la evaluación de los registros nos indica que los dos pozos son

candidatos a perforación Re-entry por criterio de análisis de prospectividad de las

arenas; ya que no presentan oportunidad en la mayoría de sus reservorios o las

oportunidades son de bajo potencial (Véase Tabla 18), motivo por el cual se establece la

propuesta de realizar perforación Re-entry posterior a la identificación de zonas de

drenaje cercanas que aún no hayan sido drenadas.

Tabla 18. Resultado de análisis de prospectividad de las arenas en los pozos P3-S1 y P5-S1

Pozo P3-S1 Observación P5-S1 Observación

Tsup Baja Buena calidad de roca pero espesor alrededor de 4 ft

Sin oportunidad No presenta

saturación de petróleo

UI Produce -

Baja Baja saturación de

petróleo

US Cerrado - Sin oportunidad

Buena calidad de roca espesor de

zona de pago pobre

A Sin oportunidad No hay desarrollo

de roca Sin oportunidad

No hay desarrollo de roca

M2 Sin oportunidad Baja saturación de

petróleo Produce

-

M1 Sin oportunidad Baja saturación de

petróleo Sin oportunidad

Espesor de zona de pago muy pobre


4.3 Análisis de condiciones mecánicas

El análisis de las condiciones mecánicas es imprescindible para un trabajo de

perforación Re-entry, ya que consiste en evaluar la configuración del pozo para ver si es

factible realizar la apertura de la ventana.

No se han evidenciado problemas en el campo asociados a corrosión por

presencia de CO2 o H2S, a pesar que no se cuenta con registros de corrosión, en el

campo vecino Edén Yuturi se corrió registro en modo corrosión en un pozo perforado en

el 2004 el mismo que no presento tendencia corrosiva.

77

A continuación se muestra la configuración del pozo P3-S1 el miso que es

direccional tipo J perforado en enero del 2011, con una profundidad total de 8.620´ MD

/ 7.290´ TVD y una máxima inclinación de 41,35° @ 3.426´ MD. El tipo de

completación que tiene el pozo es selectiva de 2 zonas para producir de Us y Ui. (Véase

Figura 42)

Figura 42. Esquema mecánico pozo P3-S1

Fuente: Sistema de gestión de datos Open Wells, Petroamazonas E.P

78

El pozo P5-S1 es un pozo direccional tipo J perforado en Julio del 2012 con una

profundidad total de 9950; MD / 7342’ TVD y una inclinación máxima de 52.32°

@4610’ MD. El tipo de completación del pozo es sencilla para producir de la Arenisca

M2. (Véase Figura 43).

Figura 43. Esquema mecánico del pozo P5-S1

Fuente: Sistema de gestión de datos Open Wells, Petroamazonas EP

79

Es de vital importancia identificar si se han registrado problemas que estén

asociados a colapsamiento de la tubería que impidan una perforación de tipo Re-entry,

por lo tanto se deberá evaluar los trabajos que se hayan realizado en los pozos

candidatos en base a su historial de operaciones.

En el pozo P3-S1 se realizaron dos trabajos sin torre, el primero un cambio de

zona con slickline de US a UI, y el segundo para un cambio de bomba BES, en ninguna

de las dos operaciones se ha registrado problemas que puedan afectar una perforación de

tipo Re-entry. En el pozo P5-S1 hasta la fecha actual no se han realizado trabajos

posteriores a la completación del mismo.

Una vez evaluadas las condiciones de la configuración del pozo de acuerdo al

tipo de completación que tienen y no se han registrado problemas asociados a corrosión

o colapsamiento de las tuberías de revestimiento, se concluye que por criterio de análisis

de condiciones mecánicas los pozos P3-S1 y P5-S1 son candidatos para perforación de

tipo Re-entry.

4.4 Identificación de áreas potenciales para la ubicación de posibles pozos nuevos

Una de las características necesarias para la perforación de un pozo Re-entry es la

identificación de áreas de drenaje cercanas al pozo que no hayan sido drenadas y que

tengan buenas características petrofísicas para la recuperación de reservas, mediante la

perforación direccional a partir del agujero original.

El criterio para identificar áreas potenciales con nuevos posibles pozos debe

cumplir con las normativas de distanciamiento entre pozos (centro-centro) alrededor de

300 metros, adicional a esto el pozo deberá estar localizado en un sector donde no

interfiera con la producción de los pozos vecinos en término de áreas de drenaje.

Para la ubicación de nuevos pozos en el campo Pañacocha los especialistas de la

empresa han establecido un flujo de trabajo que se fundamenta en los siguientes 6 pasos

consecuentes:

80

Definición del modelo geológico

Interpretación de topes en los pozos

Construcción de un nuevo modelo petrofísico

Actualización de mapas estructurales y de propiedades petrofísicas

Análisis de ingeniería de reservorios

Selección y ranking de ubicación de pozos

La figura 44 nos muestra el flujo de trabajo realizado para la identificación áreas

potenciales para la ubicación de posibles pozos en el campo Pañacocha.

Figura 44. Flujo de trabajo para la identificación de áreas potenciales en el campo Pañacocha


Este flujo de trabajo se ha realizado para la identificación de posibles áreas

potenciales en cada uno de los reservorios, por fines didácticos de este trabajo de tesis se

presenta el resultado para UI. (Véase Figura 45)

81

Figura 45. Mapa de radios de drenajes estimados a partir de los parámetros petrofísicos y factores de

recobro estimados (Modificado de SPE 177168: Rodas, et al., 2015)

Resultado de la identificación de áreas potenciales para nuevos posibles pozos,

como se observa en la figura 46 se han identificado dos objetivos para los pozos

candidatos, el objetivo C3 se ha ubicado en una zona en la cual no hay interferencia con

el área de drenaje de los pozos vecinos, razón por la cual se podría realizar una

perforación de tipo Re-entry a partir del pozo P5-S1.

82

El objetivo B3 que se encuentra en el área NE del campo se encuentra ubicado a

una distancia superior a 1 km con respecto al pozo P3-S1 lo que complicaría el

desarrollo de la trayectoria direccional en el pozo, además es importante reconocer que

el pozo se encuentra ubicado en una zona de baja prospectividad de pozos nuevos

perforados.

Por criterio de identificación de áreas potenciales para la ubicación de pozos

nuevos en el campo Pañacocha se desestima el pozo P3-S1 del estudio de factibilidad

para la selección de pozos Re-entry por la complejidad relacionada a la distancia del

objetivo y por la ubicación en una zona de baja prospectividad del mismo.

4.5 Resultado de la selección de pozos Re-entry candidatos

La figura 46 muestra el flujo de trabajo realizado para la selección del pozo candidato.

Figura 46. Resultado de la selección de pozos Re-entry candidatos


83

CAPÍTULO V

5 ANÁLISIS E INTERPRETACIÓN DE DATOS

Una vez que se establecieron los criterios para evaluar posibles pozos candidatos

para perforación Re-entry, el filtro más representativo que es la producción permitió

evidenciar que de acuerdo a las condiciones actuales de producción de petróleo y agua

en los pozos del campo Pañacocha alrededor del 40% podrían considerarse como

candidatos; sin embargo se tomó en cuenta solo el 22% de los pozos ya que tienen una

producción por debajo del promedio del campo, posteriormente a los pozos

seleccionados se realizó una comparación cuantitativa del índice de productividad (IP)

comparándolos con el promedio de los IP por reservorio en el campo, con el objetivo de

poder inferir pozos que podrían tener posible daño y debería considerarse realizar una

prueba de restauración de presión Build Up para determinarlo, motivo por el cual estos

pozos se desestimaron, de esta manera el 16% de los pozos se seleccionaron por criterio

de índice de productividad, lo que representa el resultado del análisis de producción.

En segunda instancia el análisis de geología y reservorios, permitió evaluar las

arenas productoras de acuerdo a su potencial para determinar posibles oportunidades

para incrementar la producción, de esta manera se descartaron pozos con propuesta para

reacondicionamiento y pozos con completaciones de tipo selectivas con arenas que aún

no han sido probadas, resultando un 4% de pozos seleccionados para evaluar la

prospectividad en sus otras arenas, un total de dos pozos fueron seleccionados ya que no

presentaban oportunidades en sus reservorios o las mismas se catalogaron como de bajo

potencial para recuperación de reservas remanentes.

El análisis de las condiciones mecánicas resultó favorable para los dos pozos de

acuerdo a su configuración y por no presentar problemas asociados a corrosión o

colapsamiento de la tubería de revestimiento.

84

Finalmente, se procedió a identificar si existen áreas potenciales cercanas a los

candidatos para perforar pozos que no interfieran con el área drenaje de los pozos

vecinos, de esta manera se descartó el pozo P3-S1 ya que el objetivo se encuentra a una

distancia superior a 1km lo que impediría la realización de la perforación Re-entry por

problemas asociados al perfil direccional, tomando en cuenta que la apertura de la

ventana se debería hacer en la sección de 12 ¼’’ para salir con liner de 7” y la distancia

hacia al objetivo no lo permitiría realizar en una sola sección, para lo cual debería

realizarse en dos secciones con agujero de 6 1/8” lo que particularmente ocasiona

problemas asociados al posicionamiento de la bomba o trabajos de reacondicionamiento

por su diámetro reducido

Mediante el análisis realizado para la selección de pozos podemos concluir que el

candidato óptimo es el pozo P5-S1 ya que ha sido evaluado por todos los filtros para

determinar su factibilidad.

5.1 Justificación de abandono del pozo P5-S1

En base a la estrategia de ubicar nuevas locaciones y drenar reservas, se ha

identificado un área potencial para ubicar pozos nuevos (Véase Figura 45) en la cual se

propone perforar el pozo P5-S1RE, de acuerdo al análisis de producción, geología y

reservorios el pozo P5-S1 es un candidato potencial en el campo Pañacocha para

realizar perforación Re-entry.

El abandono del pozo P5-S1 se justifica, en primer lugar por baja producción

(Véase Figura 47), baja prospectividad de las arenas (Véase Tabla 18) y por la

identificación de áreas potenciales cercanas al agujero original que mediante perforación

Re-entry permitirán incrementar la recuperación de reservas remanentes (Véase Figura

45).

Una vez identificada la zona de drenaje para el pozo Re-entry se define las arenas

con mayor potencial para evaluar los diferentes escenarios en la toma de decisiones

finales para la estrategia de explotación del mismo, para lo cual se realiza una

85

simulación de la producción que podrían tener los mismos de acuerdo al caudal inicial

esperado y el pronóstico de producción. (Véase Figura 48).

Figura 47. Histórico de producción del pozo P5-S1RE

Fuente: Schlumberger Production Management

Figura 48. Perfiles de producción de US y UI para el pozo P5-S1RE.

Fuente: Schlumberger Petrotechnical Services, Perfil de producción (areniscas US y UI), Ing. Bermeo, P.

500,00

650,00 363,27282,27

0,00

50,00

100,00

150,00

200,00

250,00

300,00

350,00

400,00

0,00

100,00

200,00

300,00

400,00

500,00

600,00

700,00

0,00 1,00 2,00 3,00 4,00 5,00 6,00 7,00 8,00 9,00

MB

LS

BP

PD

Años

Pozo P5-S1RE

UI Oil (BPPD) US Oil (BPPD) UI Np (MBls) US Np (MBls)

86

El perfil de producción se ha realizado hasta que el pozo llegue a su límite

económico que para este análisis es 30 BPPD, el mismo que se ha establecido bajo las

condiciones actuales del precio del petróleo y la tarifa que recibe la empresa por barril

producido.

Una producción por debajo de los 30 BPPD, no podría cubrir gastos asociados a

la generación eléctrica y a la inyección de agua por el poco aporte de petróleo.

Durante la toma de decisiones en la estrategia de explotación se puede considerar

producir de las dos arenas a partir de una completación dual, la misma que nos permite

producir simultáneamente de dos zonas, para lo cual es indispensable realizar un análisis

comparativo de los perfiles de producción. (Véase Figura 49).

Figura 49. Comparación de perfiles de producción de acuerdo al tipo de completación.


2023; 281,73

2024; 570,12

0

100

200

300

400

500

600

0

50

100

150

200

250

300

350

400

450

500

2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024

MB

LS

BP

PD

Perfil de Producción P5-S1RE

Produccion Instantanea (Dual) Produccion Instantanea (Single)

Produccion Acumulada (Single) Produccion Acumulada (Dual)

87

5.2 Ingeniería de Perforación

Una vez establecidos los objetivos y sus coordenadas, es necesario identificar las

condiciones bajo las cuales se debe llevar a cabo el trabajo de perforación Re-entry,

principalmente se debe analizar la factibilidad de la operación mediante el plan

direccional.

Para la construcción del plan direccional es necesario establecer las

consideraciones a tomarse en cuenta para la perforación del pozo P5-S1RE, las mismas

que se detallan a continuación:

Los DLS deberán estar por debajo de 4-5 grados/100’ con la finalidad de

garantizar el sidetrack con un BHA con motor de fondo.

La ubicación de la ventana debe estar en formaciones competentes y aisladas,

para este caso la formación Tiyuyacu dispone de estas características.

De igual forma la ventana debe posicionarse donde el casing disponga de

cemento detrás del mismo para ayudar a la conformación de la ventana, de esta

manera evitar un posible viaje adicional de calibración.

El solape del liner de 7” deberá ser alrededor de 100’ con la finalidad de ubicar

la bomba lo más cerca posible a la ventana ya que el máximo DLS para la

corrida de la bomba es de 4-6 grados/100’ en donde el DLS en la ventana es de 4

grados/100’, por lo tanto las bombas deben quedar sobre la ventana o en el liner

de 7” para una completación de tipo sencilla.

Para el posicionamiento de la ventana se deberá correr un registro CCL para

verificar las ubicación de las conexiones del casing y de esta manera evitar abrir

la ventana frente a una de ellas, con la finalidad de reducir viajes de calibración o

conformación de ventana.

La sección para colocar las bombas electrosumergibles deberá tener una longitud

de 300’ con DLS menor a 1 grado/100’, debido a que el historial de la frecuencia

de falla por fatiga en el eje de la bomba ocurre cuando los DLS son mayores a 1

grado/100’.

88

De la misma manera se debe considerar para la apertura de ventana en el pozo

P5-S1RE realizarla en tubería de revestimiento de 9 5/8” (47 lb/ft) N80_BTC, ejecutar

sidetrack con BHA con motor de fondo, sacar BHA y bajar BHA con LWD para

perforar la sección de 8 ½” hasta punto de casing, bajar y cementar liner de 7’’.

A continuación se presenta un resumen de las condiciones bajo las cuales se

deberá realizar el trabajo de apertura de ventana en el pozo P5-S1RE.

La cima de la ventana se encuentra a una profundidad aproximada de 6.560’ MD.

La inclinación del pozo a la profundidad de salida de 50-51 grados; en la sección

tangente del pozo P5-S1.

Es necesario correr registros CCL-CBL para definir profundidad definitiva de

anclaje en base a la posición de los coples y a la calidad de la cementación.

Bajar herramienta desviadora hasta la profundidad ajustada según CCL-CBL, y

bajar registro Gyro para orientación.

Figura 50. Apertura de la ventana en casing de 9 5/8"


89

Vista vertical y en plata del perfil direccional

Figura 51. Vista vertical del perfil direccional

Fuente: Schlumberger Drilling and Measurement

90

Esquemático mecánico propuesto

Figura 52. Esquema mecánico propuesto.

Elaboración: Andrés izquierdo

91

Ventana Operacional

El hecho de ignorar la importancia de la geomecánica durante la perforación

puede acarrear consecuencias severas. Un grado excesivo de pérdida de lodo,

inestabilidad del pozo, compresión o cizalladura en las paredes del pozo producto a la

calidad de la roca y/o esfuerzos in sitio pueden convertirse en situaciones desfavorables.

En vista al ángulo del pozo en donde se realizará la ventana operacional (50

grados) hasta el punto de casing del liner de 7” (26 grados), es necesario realizar un

modelo de estabilidad de agujero para definir la ventana de la densidad del fluido de

perforación para evitar problemas durante la misma, viajes de tubería y corrida del liner.

Figura 53. Ubicación del Pozo

Fuente: Schlumberger - Software Integrated Solutions

92

El modelo geomecánico para el pozo P5-S1RE permite obtener una ventana

segura de perforación, la misma que es el rango estable de presión del pozo en

condiciones estáticas o dinámicas para una perforación sin problemas, la figura 54 nos

muestra el resultado de los rangos de presión admisibles para el pozo P5-S1RE.

Figura 54. Análisis Geomecánico de Estabilidad del Pozo

Fuente: Schlumberger- Software Integrated Solutions

Según el modelo de estabilidad de agujero del pozo se observa que en la zona de

apertura de ventana (formación Tiyuyacu), a pesar de los 50 grados de inclinación

dispone de una buena ventana operacional, a medida que vamos perforando la formación

Tena se presenta de igual manera buenas condiciones. Sin embargo, al iniciar la

93

perforación de la Lutita de Napo, esta ventana operacional se reduce debido a que la

presión de colapso (breakout) se incrementa producto de la calidad de la roca presente

en esta parte de la formación, por lo cual es necesario incrementar la densidad del lodo

para poder mantener estable el agujero. Adicionalmente esta densidad deberá

mantenerse hasta la profundidad final del pozo; se deberá tener mucho cuidado con las

pegas diferenciales debido a las bajas presiones que se presentan en la Arenas M1.

El análisis de sensibilidad de la trayectoria es importante para determinar el

cambio de presión de colapso con respecto a la dirección e inclinación del pozo.

En la Figura 55 se presenta una sensibilidad del modelo de estabilidad de agujero

vs el ángulo de inclinación y dirección del pozo, en donde podemos observar que la

variable predominante para mantener estable el agujero es la inclinación, ya que en

cualquier dirección que se perfore para un mismo ángulo la densidad será la misma.

Adicionalmente a mayor inclinación, el colapso incrementa y mayor peso de lodo es

requerido para minimizar ese colapso.

Figura 55. Análisis de sensibilidad de la trayectoria al colapso

Fuente: Schlumberger – Software Integrated Solutions

94

5.3 Programa Operativo

A continuación se presenta el programa operativo a seguir tomando en cuenta los

procedimientos de buenas prácticas operacionales que deberán tomarse en cuenta para la

correcta ejecución de la construcción del pozo.

Abandono

Controlar el pozo.

Recuperar la completación sencilla con Equipo BES (Pulling).

Acondicionar pozo con BHA de calibración y limpieza (Taper mil + raspadores

+ magnetos) + bombeo de píldoras de limpieza.

Bajar con packer y tubería de cola para abandono de la Arenisca M2 mediante un

tapón de cemento balanceado, considerar para el tapón de cemento colocar 100 ft

por encima y por debajo de la zona de interés.

Esperar por fraguado del cemento, verificar tope del tapón de cemento.

Asentar tapón mecánico (CIBP) sobre tapón de cemento.

Riesgos Operacionales

La operación de pulling para una completación de tipo sencilla no presenta

complejidad visible, se ha evidenciado problemas en pozos viejos que están corroídos y

al momento de sacar la tubería esta puede romperse por exceder la tensión quedando la

misma en fondo, en el caso del pozo P5-S1 es poco probable que se dé la situación antes

mencionada ya que es un pozo del 2.012, pero se debe considerar que la corrosión

también se ve afectada en pozos con alto porcentaje de CO2 y cuando producen

cantidades considerables de agua.

Preparación del Pozo

Correr e interpretar registro CBL-VDL y registro Ultrasónico (USIT) en modo

corrosión para evaluar condiciones del casing y del cemento detrás del

95

revestimiento, en caso de ser necesario se recomendará una reparación remedial

de la cementación primaria.

Incluir en el registro de cementación el registro CCL para verificar las

conexiones de las juntas de los casing y afinar el posicionamiento de la

herramienta desviadora entre las juntas. Generalmente deberá anclarse 2-6 ft por

encima de un cuello, con el fin de evitar el fresado a través de ellos.

Antes de correr la cuchara realizar una corrida de calibración para verificar

condición del mismo.

Incluir raspador y magneto dentro del ensamblaje de calibración para limpiar las

paredes internas del revestimiento y asegurar un correcto anclaje de la cuchara.

Apertura de Ventana

Posicionar la fresa 2 a 3 pies por encima del tope de la cuchara. Medir y registrar

parámetros: peso subiendo, peso bajando, peso rotando, torque libre, flujo y

presión de circulación.

Para arrancar la operación de fresado utilizar una pequeña cantidad de peso y

baja rotaria.

Bajar rotando lentamente con la fresa hasta hacer contacto con el tope de la

cuchara.

Repasar la ventana para limpiar y eliminar remanentes metálicos en la ventana.

Evaluar arrastre a través de la ventana para identificar calidad de la misma.

Después de repasar la ventana, detener la rotación y pasar a través de la misma,

en caso de determinar algún arrastre anormal, repasar hasta eliminarlo.

Bombear píldora viscosa y circular para posteriormente recuperar ensamble de

fresado a superficie.

Una vez en superficie, inspeccionar y registrar la condición de desgaste de

las tres fresas para verificar que la ventana es aceptable.

El máximo desgaste aceptable es de ½” en la primera cabeza, ⅜” en la segunda y

¼” en la tercera.

96

Consideraciones y procedimiento de perforación de hoyo de 8 ½”

Consideraciones

La apertura de la ventana se realizará en la formación Tiyuyacu, la sección de 8

½” será perforada hasta una profundidad de 9.437’ MD / 7.342’ TVD.

Para la perforación de la sección de 8 ½” se realizará con 2 BHA’s. (Véase ANEXO E)

El primero será con Motor de Fondo + UBHO para realizar el desvió/side track

hasta aproximadamente 6.6792 ft MD.

El segundo BHA con Xceed + LWD con el que se terminará la sección. Durante

la bajada se deberá llenar la tubería cada 1.000 pies, con el fin de evitar daños de

herramienta por cambios de densidades en el hoyo.

Como medida de prevención para las caídas naturales y dificultades direccionales

en esta sección se va hacer uso de la herramienta Xceed, que es un sistema rotatorio

“Point The Bit”. La particularidad de esta herramienta es que tiene un mejor desempeño

contra las tendencias naturales de las formaciones.

Es importante monitorear la limpieza del agujero, en caso de que se tenga

aumento de torque o arrastre, se deberá circular el pozo y bombear píldoras viscosas.

Secuencia Operacional

Perforación (6.597 Ft – 6.792 Ft) – Side track

Armar BHA direccional con broca PDC de 8 ½” + Motor + MWD + UBHO.

Bajar ensamblaje direccional hasta dos paradas arriba del Tope del Whipstock,

tomar parámetros (arriba/abajo, rotación-torque).

Continuar bajando con precaución, a través de la ventana hasta la profundidad

alcanzada aproximadamente @ 6.597’ (Rat Hole).

97

Armar herramienta de Gyro y bajar hasta UBHO, orientar motor (confirmar con

MWD) y sacar herramienta.

Perforar a una tasa controlada (Time Drilling) alrededor de 5-10 pph con el fin

de separar el agujero nuevo del casing previo (sidetrack), tumbado ángulo a

razón de 3.5 grados/100’ hasta alcanzar una inclinación de 47,5 grados y 12

grados Azimuth (Az) 6.792’ MD (5.215 pies TVD).

Circular hasta retornos limpios y sacar BHA en superficie.

Perforación (6.792 Ft – 9.426 Ft)

Armar segundo BHA direccional con broca PDC + Xceed + MWD + LWD,

bajar hasta el tope de la ventana.

Continuar bajando con precaución hasta que el BHA pase por el tope de la

ventana

Bajar hasta la profundidad alcanzada +/- 6.792’ MD, de acuerdo a los

requerimientos del plan direccional.

Continuar perforando sección de 8 1/2”, tumbando ángulo a razón de 2,8

grados/100’ hasta alcanzar una inclinación de 38 grados y 54,5 grados de Az a

7.859 pies MD (6.018 pies TVD).

Continuar perforando direccionalmente tumbando ángulo a razón de 0,86

grados/100’ hasta alcanzar una inclinación de 33 grados y 54,3 grados Az a


Continuar perforando manteniendo ángulo y dirección de 33,40 grados y 54,3

grados Az hasta 8.635 pies MD (6.655 pies TVD), en sección está destinada para

instalar la bomba en caso de ser necesario según análisis nodal.

Continuar perforando direccionalmente tumbando ángulo a razón de 0,90

grados/100’ hasta alcanzar una inclinación de 26,3 grados y 54,3 grados Az a


98

Una vez que se confirme el TD de la sección, bombear tren de píldoras, circular

hasta retornos limpios e incrementar la densidad para compensar densidad

equivalente de circulación.

Sacar BHA direccional (viaje corto) hasta 100 pies arriba del tope de la ventana.

Bajar con precaución hasta que BHA pase por la ventana y continuar bajando

hasta profundidad final del pozo.

Circular el pozo y sacar hasta 100’ sobre el tope de la ventana.

Bombear píldora pesada y continuar sacando BHA hasta superficie.

Consideraciones para la completación

Sin duda alguna la importancia de la factibilidad en la completación del pozo

cumple un papel importante para la viabilidad del proyecto es por esta razón que el

posicionamiento de la bomba influye directamente dependiendo de la decisión tomada

en cuanto al lugar óptimo para colocar la BES.

Tomando en cuenta los escenarios propuestos de una completación simple o

completación dual se analiza los dos casos considerados por el equipo de Levantamiento

Artificial.

Propuesta 1 (Completación Sencilla)

La completación de tipo sencilla es factible realizarla posicionando la bomba

dentro del liner de 7” en la sección tangente de aproximadamente 300’ (0,0 grados/100’

DLS) que se planea construir con la trayectoria direccional a nivel de Napo para

producir de la arenisca US, donde se ha determinado que la presión de entrada a la

bomba (1.383 psi) es lo suficiente para extraer el fluido e inclusive durante la operación

si es necesario profundizar la bomba no tiene ningún problema en manejar el caudal

estimado de 650 BPPD.

La bomba será posicionada a la profundidad de 8.550’ MD / 6.635’ TVD en la

sección tangente con una inclinación de 33 grados.

99

Propuesta 2 (Completación Dual)

La completación dual es factible realizarla para producir de las arenas US (650

BPPD) y UI (500 BPPD) posicionando las bombas en 9 5/8”, 52’ desde la base de la

bomba inferior hasta el tope del liner, donde se ha verificado que la presión de entrada a

la bomba en US (1.383 psi) y UI (1.557 psi) son suficientes para manejar el caudal

estimado sin mermar la producción y extraer el fluido a superficie. La bomba superior

deberá ser ubicada a la profundidad de 6.280’ MD / 4.935’ TVD con una inclinación

aproximada de 50.5 grados y un DLS de 0,37 y la bomba inferior se debe posicionar a

6.440’ MD / 5.031’ TVD donde se mantiene el mismo ángulo y el DLS es de 0,24

grados/100’.

5.4 Estimación de Tiempos y Análisis Comparativo

Una vez determinada las condiciones bajo las cuales se ejecutará la perforación

del pozo P5-S1RE en el campo Pañacocha, es importante dentro del planeamiento de las

operaciones establecer el tiempo estimado vs profundidad en una curva preliminar, que

incluya las consideraciones para; apertura de la ventana, sidetrack, perforación del

agujero de 8 ½”, bajada y cementación del liner 7”, viaje de calibración y asentamiento

del liner hanger. (Véase Figura 56)

El tiempo estimado al finalizar operaciones de tipo Re-entry en el pozo P5-S1RE

es de 12 días a la profundidad final del pozo de 9.427´ MD / 7.342´ TVD, los tiempos se

encuentran distribuidos en la siguiente tabla:

Tabla 19. Tiempo estimado para la perforación del pozo P5-S1RE

Operación Tiempo (Días)

Apertura de la ventana 2,55

Sidetrack 1,94

Perforación de agujero de 8 1/2" y viaje de calibración 5,51

Corrida de liner 7" 0,85

Cementación del liner de 7" y asentamiento del colgador 1,15

TOTAL 12


100

Figura 56. Curva de Tiempo vs Profundidad



Análisis comparativo de Tiempos

Para la perforación del pozo Re-entry se estima 12 días, como resultado del

análisis de tiempos en pozos vecinos de la misma plataforma se observa un tiempo

promedio de 20,17 días.

La propuesta de perforación del pozo Re-entry es 40,5% menor con respecto al

promedio los tiempos de perforación de los pozos nuevos de la plataforma (Y). Sin

embargo, el análisis del tiempo total en la construcción del pozo Re-entry es 27,75 días

(abandono, perforación, completación) en comparación con el tiempo promedio en

101

pozos de la misma plataforma (perforación, completación) es 28,17 días. (Véase Figura

57).

Es importante tomar en cuenta que los principales riesgos operacionales durante

la perforación de pozos nuevos se presentan en las formaciones Chalcana y Orteguaza

debido al tiempo de exposición, observando en la perforación de pozos nuevos en dichas

formaciones (pega de tubería, arrastres durante los viajes de tubería). La propuesta de

perforación Re-entry es una alternativa en la cual estas formaciones se encontrarán

aisladas a través del casing de 9 5/8” y se realizará apertura de la ventana en la

formación Tiyuyacu y continuar con la perforación de las formaciones Tena y Napo; las

cuales han presentado menor riesgo operacional (perdida de BHA y/o arrastre durante la

perforación).

Figura 57. Tiempos de ejecución Pañacocha (Plataforma Y)


34,0822,73 15,71 14,85

13,5

12

79 8 7

9

7

6

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

100%

X1 X2 X3 X4 X5 P5-S1RE

ANÁLISIS DE TIEMPOS

PERFORACION COMPLETACION ABANDONO

40.5% menor en la Perforación11.25% menor en la Construcción del pozo

102

CAPÍTULO VI

6 ANÁLISIS ECONÓMICO

El análisis económico es la aplicación de técnicas matemáticas que simplifican

las comparaciones económicas. Es una herramienta de decisión por medio de la cual se

podrá escoger un proyecto como el más económico posible.

6.1 Conceptos Básicos del Análisis Económico

Valor Actual Neto (VAN)

El valor actual neto es el proceso por el cual es posible calcular el valor presente

de una determinada cantidad de flujos de caja, los mismos que han sido originados a

partir de una inversión.

Para que un proyecto sea rentable el valor actual neto debe ser positivo, para lo

cual se establecen los siguientes criterios en los diferentes escenarios que podrían

efectuarse en un análisis económico.

VAN > 0 = Aumentará el capital de la empresa, por lo tanto el proyecto es aceptable.

VAN < 0 = Disminuirá el capital de la empresa, por lo tanto el proyecto es inaceptable.

VAN = 0 No aumentará ni disminuirá el capital de la empresa, por lo tanto el proyecto

es indiferente. Para que el proyecto se lleve a cabo deberá priorizarse otro tipo de

aspectos representativos en comparación al objetivo de la inversión.

Para el cálculo del valor actual Neto se utiliza la siguiente ecuación:

𝑉𝐴𝑁 = ∑𝐹𝑁𝐶

(1 + 𝑟)𝑘 + 𝐼𝑜

𝑛

𝑘

103

Donde:

FNC = Flujo neto de caja

r = Tasa de descuento

Io = Inversión inicial (signo negativo)

k = Año

Tasa Interna de Retorno (TIR)

La tasa interna de retorno es el resultado de la relación implícita que tienen la

inversión inicial y los flujos netos de caja, mediante el TIR se puede definir el

rendimiento de la inversión realizada en términos de unidad de capital en el proyecto a

una unidad de tiempo. La tasa interna de retorno se obtiene cuando el VAN = 0.

TIR > r, el rendimiento supera al costo de capital invertido, por lo tanto el proyecto es

rentable.

TIR < r, el rendimiento no alcanza a cubrir el costo del capital invertido, por lo tanto el

proyecto no es rentable.

TIR = r, cubre exactamente el costo de capital invertido, por lo tanto el proyecto es

indiferente.

Para el cálculo de la tasa interna de retorno TIR aplicamos la siguiente ecuación:

𝑉𝐴𝑁 = ∑ 𝐹𝑁𝐶

(1 + 𝑇𝐼𝑅)𝑘 + 𝐼𝑜 = 0

𝑛

𝑘

Donde:

Io = Inversión inicial (signo negativo).

FNC =Flujo neto de caja.

k = Año.

104

Flujo Neto de Caja (FNC)

Para el análisis económico el FNC no es otra cosa que la relación que existe entre

los flujos de entrada (Ingresos) y los flujos de salida (Egresos) en un determinado

tiempo, además se considera como un indicador importante en la liquidez de una

empresa.

La importancia del estudio de los flujos netos de caja en un proyecto, radica en

que estos pueden ser utilizados para evaluar la viabilidad de la inversión, mediante los

FNC se puede determinar el cálculo del valor actual neto (VAN) y la tasa interna de

retorno (TIR).

Inversión

Dentro del análisis económico de un proyecto el punto de partida para el mismo

es la inversión, la misma que se encuentra asociada al uso de ciertos bienes con el

propósito de obtener ingresos o rentas a lo largo de un tiempo, de esta manera es el

empleo del capital en una actividad o negocio cuyo propósito es incrementarlo.

Costos implícitos en la construcción de pozos

Durante el análisis económico es importante en primera instancia identificar

todos los servicios, gastos y materiales asociados para la construcción de pozos.

Costos Intangibles

Los costos intangibles son todos aquellos elementos que no representan

existencia física en el trabajo de construcción del pozos, sin embargo sus servicios son

de vital importancia en el mismo, a continuación podemos observar un detalle de ellos.

Mudanza.

Brocas.

Perforación Direccional.

Fluido de Perforación.

105

Control de Solidos.

Cementación.

Mud Logging.

Registros Eléctricos.

Fluido de Completación.

Operación del Taladro.

Gerenciamiento del Proyecto.

Otros costos: Servicios de uso frecuente y con un bajo porcentaje en el costo

total del pozo.

Costos Tangibles

Los costos tangibles son todos aquellos elementos relacionados a los materiales

que son para la construcción y completación del pozo, tales como:

Revestidores y tubería de producción.

Cabezal y árbol de producción.

Equipo de Fondo.

6.2 Análisis Económico para el Pozo P5-S1RE

El análisis económico del Pozo P5-S1RE comienza con la identificación de

costos y servicios asociados a la construcción del pozo Re-entry incluyendo el abandono

del agujero original, operaciones de perforación y completación.

Distribución de costos

La estimación de los costos asociados al pozo Re-entry han sido estimados de

acuerdo a los valores promedio registrados en trabajos previamente realizados bajo este

sistema de perforación no convencional.

106

Por cuestiones de confidencialidad el análisis económico será llevado a cabo en

términos comparativos de porcentajes para cada uno de los escenarios propuestos.

(Véase Figura 58 y Figura 59).

Figura 58. Distribución de costos Pozo P5-S1RE



Figura 59. Perfil de costos



Costos Intangibles;

89%

Costos Tangibles; 11%

DISTRIBUCIÓN DE COSTOS

Costos Intangibles Costos Tangibles

Costo Re-entry Dual > 25% Costo Re-entry Single

107

Flujo Neto de Caja

Se evalúa los escenarios de acuerdo a las propuestas establecidas mediante la

identificación de la prospectividad de las arenas en el pozo. La rentabilidad del proyecto

de perforación Re-entry es justificada a través del análisis económico, el mismo que

consiste en realizar un flujo neto de caja de acuerdo a la vida útil del pozo hasta que el

mismo llegue al límite económico de 30 BPPD.

La inversión inicial es el costo acumulado del pozo (Véase Tabla 15) en el año

cero lo que constituye los egresos o flujo de salida, el flujo de entrada está representado

por el valor de la producción anual que se espera del pozo (Véase Figura 48)

multiplicada por el valor que la empresa recibe por cada barril producido (30

USD/BBL), para el cálculo del valor actual neto se ha tomado en cuenta la tasa del

impuesto sobre la renta fijada en el proyecto que es alrededor del 20%.

Tabla 20. Variables del costo total del pozo

Variables COSTO (USD)

Facilidades 0

Abandono A

Perforación B

Completación C

COSTO TOTAL DEL POZO 0 + A + B + C + D

Fuente: Schlumberger IDS


VAN y TIR

Una vez realizado el cálculo del valor actual neto y la tasas interna de retorno

para los dos escenarios propuestos de una completación tipo simple y una completación

dual se procede a graficar los valores pa si el VAN es positivo y la tasa interna de

108

retorno es un valor mayor a la tasas del impuesto sobre la renta establecida en el contrato

de explotación del campo Pañacocha. (Véase Figura 60)

Figura 60. Valor Actual Neto VS Tasa Interna de Retorno de acuerdo al FNC calculado Pozo P5-S1RE


Como se puede observar en la Figura 61, las dos propuestas resultan rentables ya

que el VAN es positivo y la TIR está por encima de la tasa de impuesto sobre la renta

establecida en el análisis.

Sin lugar a duda, una vez establecidas las condiciones favorables en término

económico para el proyecto es necesario tomar en cuenta el tiempo en el cual la

producción estimada nos devolverá la inversión inicial, llamado periodo de

recuperación. Resultado del análisis podemos visualizar que la completación dual nos

permite recuperar la inversión antes que la completación simple. (Véase Figura 61)

Flu

jo N

eto

de

Caj

a (

MM

US

D)

109

Figura 61. Acumulados de Flujo Neto de Caja vs Tiempo


Es factible económicamente perforar el pozo P5-S1RE, una completación de tipo

dual para producir de las areniscas US y UI permite recuperar la inversión en

aproximadamente un año, de la misma manera una completación de tipo simple para

producir de US también es rentable a pesar que el tiempo de recuperación de la inversión

es dos años.

Si tomamos en consideración la completación de tipo dual para el pozo P5-S1RE

y comparamos con los costos promedios de perforación de un pozo nuevo baja las

mismas condiciones del perfil direccional y el tipo de completación, un pozo Re-entry

nos permite ahorrar alrededor de un 23,5%, la reducción principalmente está asociada a

los valores nulos de facilidades de producción.

110

CAPÍTULO VII

7 CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES

7.1 Conclusiones

Para la implementación de pozos tipo Re-entry es necesario realizar un análisis

de producción basado en las condiciones actuales e históricas del pozo, adicional

se debe realizar un estudio de geología y reservorios referente al potencial de las

arenas de acuerdo a su prospectividad, finalmente se deben analizar las

condiciones mecánicas y la identificación de áreas potenciales para pozos nuevos

cercanas al pozo candidato.

Los pozos que presentan incremento de su potencial de producción en otras

arenas para recuperar reservas remanentes por medio de trabajos de

reacondicionamiento y aquellos que se encuentran ubicados en zonas de baja

prospectividad para perforar pozos nuevos no son aptos como Re-entry

candidatos.

El 29% de los pozos en el campo Pañacocha se caracterizan por alta

productividad de petróleo-baja productividad de agua lo que representa los

mejores pozos del campo, el 13% tiene características de alta productividad de

agua-alta productividad de petróleo lo que representa candidatos potenciales para

reacondicionamiento en caso de no tener las facilidades necesarias para el

manejo del agua, por tal motivo no son candidatos aptos para perforación Re-

entry por criterio de condiciones actuales de producción.

Pozos con características de alta productividad de petróleo - baja productividad

de agua y aquellos que producen bajos caudales de petróleo y agua representan el

58% de los pozos en el campo Pañacocha y son posibles candidatos para


111

Del 58% de los pozos solo uno es candidato, dicho de esta manera bajo las

condiciones actuales de producción menos del 3% de los pozos en el campo

puede ser perforado mediante un Re-entry.

No se encontraron pozos con daño mecánico que presenten oportunidad para

perforación Re-entry, ya que no se ha evidenciado problemas de corrosión y es

un campo relativamente nuevo donde inclusive existen pozos que no se han

realizado trabajos de reacondicionamiento.

Un pozo es candidato a perforación Re-entry cuando se ha evaluado la

factibilidad técnica (reservas, condición mecánica, presión de yacimiento,

trayectoria direccional) y la factibilidad económica (límite económico, valor

actual neto “VAN” y tasa interna de retorno “TIR”).

Se puede considerar un pozo para abandono desde el punto de vista de

producción con las condiciones actuales, cuando este llegue a su límite

económico de 30 BPPD, momento en el cual el pozo se convierte antieconómico

debido a factores como el precio del petróleo y el valor de la tarifa que recibe la

empresa por barril producido menos el costo operativo de producción.

Es posible realizar un pozo Re-entry cuando el casing de 9 5/8” no presente

problemas de corrosión, colapso en la parte superior ni pescados superficiales

que no permitan bajar, de esta manera es factible realizar la apertura de la

ventana basado en la presión de yacimiento para el posicionamiento de la bomba

y con las herramientas disponibles en el mercado el máximo DLS que podemos

ver es de 4-5 grados/100´.

La presión de yacimiento y el DLS (severidad de patas de perro) nos permiten

colocar la bomba a la profundidad aproximada de 4.900’ TVD (profundidad

vertical verdadera) donde históricamente los pozos en el campo posicionan entre

5.800´-6.000’ TVD.

La apertura de la ventana se realizará con cuchara desviadora whipstock ya que

es más económico y seguro operacionalmente que realizar mediante Grass Root.

112

Para la operación de apertura de la ventana deberá realizarse donde el casing

disponga de cemento detrás del mismo, los DLS deberán estar por debajo de 4-5

grados/100’ con la finalidad de garantizar el sidetrack y la sección para colocar

las bombas electrosumergibles deberá tener una longitud de 300’ con DLS menor

a 1 grado/100’.

La completación del pozo P5-S1RE deberá ser de tipo Dual ya que la tasa interna

de retorno es 2,5 veces mayor que la de tipo simple para producir de una sola

arena, respecto a la tasa de impuesto sobre la renta del proyecto.

El tiempo de construcción de un pozo tipo Re-entry (abandono, perforación,

completación) vs un pozo nuevo (perforación, completación) tiene una

optimización de 11,25% y la reducción de costos está alrededor del 23,5%.

El límite económico del proyecto es cuando el precio del pozo Re-entry sea igual

a perforar un pozo nuevo por problemas que estén asociados a la ejecución de las

operaciones, los mismos que incrementan el tiempo y costo del pozo.

7.2 Recomendaciones

Se recomienda realizar el abandono de las zonas con un taladro de workover, ya

que es más económico con respecto a uno de perforación.

Es recomendable para el abandono del agujero original que se tenga un buen

sello hidráulico sobre las zonas abandonadas, anular (casing-hoyo), para evitar

posible comunicación entre la zona abandonada y la nueva zona a ser explotada.

Durante la apertura de la ventana es recomendable disponer de buena calidad de

cemento detrás del casing para garantizar una buena apertura de ventana y

realizarla en zonas competentes (arcillas, lutitas y/o calizas).

Se recomienda utilizar whipstock menores de 4 grados/100´ y construir una

sección de 300´ con menos de 1 grado/100´ que permitan posicionar la BES en el

liner de 7”.

113

Es recomendable realizar la apertura de la ventana a una profundidad donde

existan DLS < 1 grado/100´ por encima y debajo de la ventana para el

posicionamiento de la bomba BES sea esta en casing de 9 5/8¨o en liner de 7¨.

Es recomendable realizar un análisis de sensibilidad de la bomba BES para el

posicionamiento de la misma con el fin de determinar si la producción puede

mermarse dependiendo de su ubicación en la completación del pozo.

Se recomienda realizar análisis comparativos en aquellos pozos que tengan zonas

de drenaje cercanas en los cuales la recuperación de reservas remanentes sea más

factible que intervenir arenas de bajo potencial.

Es recomendable cuando los precios del petróleo son bajos considerar

alternativas como pozos Re-entry para abaratar la inversión inicial referente a

facilidades de producción como la construcción y/o ampliación de plataformas y

la adecuación de locaciones.

Se recomienda realizar pozos de tipo Re-entry en el campo Pañacocha como

alternativa para evitar tiempo de perdida por problemas de emisión de licencias

ambientales pudiéndose aprovechar las del agujero original.

114

CAPÍTULO VIII

8 REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS

8.1 Bibliografía.

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pozos tipo Re-entry en los campos Tetete-Tapi-Frontera. Quito: Universidad

Politecnica Nacional.

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Petróleo. Quito: Petroproducción-IRD.

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Fields. Oil Field Review, 8.

115

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Cuenca de Talara como forma de conservacion de energia y proteccion

ambiental. Lima: Universidad Nacional de Ingenieria .

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Mejia, M. (2010). Aplicacion de la tecnica de perforacion "Re-entry" para aumentar la

produccion de petroleo en el campo Auca en pozos cerrados operados por

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Pañacocha.

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SPE/WPC/AAPG/SPEE. (s/f). Sistema de Gestion de Recursos Petroliferos. 20.

SPE/WPC/AAPG/SPEE. (s/f). Sistema de Gestion de Recursos Petroliferos. 25.

SPE/WPC/AAPG/SPEE. (s/f). Sistema de Gestion de Recursos Pteroliferos. 27.

Zambrano, O. (2014). Presentacion Workover. ESPOIL.

117

CAPÍTULO IX

9 ANEXOS

9.1 Anexo A: Abreviaturas y Siglas

API.- American Petroleum Institute

BHA.- Ensamblaje o equipo de fondo

Bls.- Barriles

CH.- Hueco entubado

ECD.- Densidad Equivalente de Circulación

EMR.- Elevación de la mesa rotaria

EOC.- Fin de Construcción

FNC.- Flujo neto de caja

GPM.- Galones por minuto “caudal”

IP.- Índice de productividad

KOP.- Punto de Arranque

MD.- Profundidad medida en la trayectoria del hueco

MWD.- Medida durante la perforación

OH.- Hueco abierto.

PDC.- Diamante policristalino compacto

PSI. – Libras por pulgada cuadrada

PT. – Profundidad Total

ROP.- Rata de penetración

RPM.- Velocidad de Rotación

TIR.- Tasa Interna de Retorno

TR.- Tubería de Revestimiento

TVD.- Profundidad Vertical Verdadera

VAN.- Valor Actual Neto

WOB.-Peso sobre la broca

118

9.2 Anexo B: Glosario de Términos

CBL.- Perfil de aislaciones de cemento que registra la calidad o dureza del cemento que

se encuentra en el espacio anular, ya que se usa para ligar el casing a la formación. Un

casing que está bien ligado a la formación transmite una señal acústica con rapidez,

mientras que un casing que no está bien ligado transmite la señal con lentitud.

Circulación del lodo.- Acción de bombear lodo hacia abajo hasta la broca y de vuelta

hasta la superficie por circulación normal o por circulación inversa.

Cupla.- En lo que se refiere tuberías, es una unión de metal con roscas internas que se

utiliza para unir dos secciones de tubería roscada.

Daño de formación.- Reducción de la permeabilidad de una roca de reservorio causada

por la invasión de fluidos de perforación y de tratamiento en la sección adyacente al

pozo.

Densidad Equivalente de Circulación.- La suma de la presión ejercida por la altura

hidrostática de un fluido, más los sólidos perforados, más las pérdidas de presión por

fricción en el espacio anular, dividido por la profundidad de interés y por 0,052, si se

expresa la densidad equivalente de circulación (ECD) en libras por galón.

Desviar.- Perforar a través de la tubería de revestimiento o casing dañados que se han

atascado en forma permanente en el pozo, utilizando una cuña desviadora.

Fractura Hidráulica.- Operación mediante la cual se bombea por un pozo una mezcla

especial de líquido al interior de una formación, con una presión lo suficientemente alta

como para que la formación se abra. Las grietas o fracturas resultantes permiten flujo de

petróleo al interior del pozo.

Fresadora.- Herramienta de pozo abajo provista de superficies cortantes

extremadamente filosas, duras y resistentes, que se utiliza para cortar o fresar metal con

el propósito de retirarlo del pozo.

119

Magneto.- Imán o electroimán permanente que se coloca en un cuerpo de la herramienta

para recuperar desechos de metales ferrosos relativamente pequeños.

Lechada.- Mezcla plástica de cemento y agua que se bombea hacia el interior del pozo

para formar una capa dura que sostenga el casing y brinde un sello en el diámetro del

pozo a fin de evitar la migración de fluidos.

Patas de perro.- Sección torcida del casing en un pozo desviado. El codo causado por

un cambio brusco de dirección (en la perforación) del pozo.

Recortes.- Fragmentos de roca que se desprenden por la acción de la roca, traídos a la

superficie por el lodo de perforación. Los geólogos analizan las muestras lavadas secas

de los recortes para obtener información acerca de las formaciones que se están

perforando.

Tapón.- Cualquier objeto o mecanismo que obstaculice un pozo o conducto (tal como el

tapón de cemento en un pozo). Por lo general un instrumento contenedor de presión,

similar a un tapón puente, o un tapón de asiento.

Tapón de cemento.- Porción de cemento que se coloca en algún lugar del pozo para

sellarlo.

Completación dual.- Producción simultanea de dos formaciones individuales al mismo

tiempo. Se separa la producción de cada zona bajando dos columnas de tubing con

empaquetadores por dentro de la columna única de casing de producción, o también se

puede bajar una columna de tubing con packer para producir una zona, mientras que la

otra se produce por el espacio anular.

120

9.3 Anexo C: Cronograma de Actividades

ACTIVIDAD

MAY

1

JUN

2

JUL

3

AGOS

4

SEPT

5

OCT

6

NOV

7

DIC

8

CAPÍTULO I.

PLANTEAMIENTO DEL

PROBLEMA

X

CAPÍTULO II.

MARCO TEÓRICO

X

X

CAPÍTULO III.

DISEÑO METODOLÓGICO

X

CAPÍTULO IV.

SELECCIÓN DE POZOS RE-

ENTRY CANDIDATOS

X

X

CAPÍTULO V.

ANÁLISIS E

INTERPRETACIÓN DE

DATOS

X

X

CAPÍTULO VI.

ANÁLISIS ECONÓMICO

DEL ESTUDIO

X

CAPÍTULO VII.

CONCLUSIONES Y

RECOMENDACIONES

X

ENTREGA DE INFORME

FINAL

X

PRESENTACIÓN ORAL X

121

9.4 Anexo D: Tabla de datos para cálculo de Qo promedio del campo

Pozo Qo (BOPD) Media Geométrica DE + DE -

P6 668 213.70 367.16 60.24

P30 575 213.70 367.16 60.24

P18 480 213.70 367.16 60.24

P11 475 213.70 367.16 60.24

P13 427 213.70 367.16 60.24

P17 404 213.70 367.16 60.24

P2 403 213.70 367.16 60.24

P21 387 213.70 367.16 60.24

P31 365 213.70 367.16 60.24

P40-S1 304 213.70 367.16 60.24

P12 303 213.70 367.16 60.24

P24 280 213.70 367.16 60.24

P25 274 213.70 367.16 60.24

P9 269 213.70 367.16 60.24

P29 256 213.70 367.16 60.24

P28 252 213.70 367.16 60.24

P23 241 213.70 367.16 60.24

P15 232 213.70 367.16 60.24

P33 229 213.70 367.16 60.24

P26 220 213.70 367.16 60.24

P20 216 213.70 367.16 60.24

P16 212 213.70 367.16 60.24

P40 208 213.70 367.16 60.24

P7 203 213.70 367.16 60.24

P8 176 213.70 367.16 60.24

P19 157 213.70 367.16 60.24

P14 146 213.70 367.16 60.24

P36 129 213.70 367.16 60.24

P35 118 213.70 367.16 60.24

P22 110 213.70 367.16 60.24

P1 90 213.70 367.16 60.24

P34 86 213.70 367.16 60.24

P27 79 213.70 367.16 60.24

P32 75 213.70 367.16 60.24

P5-S1 64 213.70 367.16 60.24

P3-S1 62 213.70 367.16 60.24

P38 40 213.70 367.16 60.24

P37 36 213.70 367.16 60.24

P39 36 213.70 367.16 60.24

P10 29 213.70 367.16 60.24

122

9.5 Anexo E: Tabla de datos para cálculo de Qw promedio del campo

Pozo Qw (BWPD) Media Geométrica DE + DE -

P20 1946 699.5227877 1205.848 193.198

P18 1793 699.5227877 1205.848 193.198

P12 1679 699.5227877 1205.848 193.198

P2 1669 699.5227877 1205.848 193.198

P32 1431 699.5227877 1205.848 193.198

P6 1424 699.5227877 1205.848 193.198

P21 1185 699.5227877 1205.848 193.198

P11 1167 699.5227877 1205.848 193.198

P40 1092 699.5227877 1205.848 193.198

P8 1081 699.5227877 1205.848 193.198

P16 1038 699.5227877 1205.848 193.198

P38 955 699.5227877 1205.848 193.198

P37 853 699.5227877 1205.848 193.198

P13 818 699.5227877 1205.848 193.198

P3-S1 712 699.5227877 1205.848 193.198

P1 659 699.5227877 1205.848 193.198

P24 654 699.5227877 1205.848 193.198

P31 654 699.5227877 1205.848 193.198

P5-S1 645 699.5227877 1205.848 193.198

P30 644 699.5227877 1205.848 193.198

P14 582 699.5227877 1205.848 193.198

P33 560 699.5227877 1205.848 193.198

P39 484 699.5227877 1205.848 193.198

P28 468 699.5227877 1205.848 193.198

P40-S1 455 699.5227877 1205.848 193.198

P22 442 699.5227877 1205.848 193.198

P7 394 699.5227877 1205.848 193.198

P25 348 699.5227877 1205.848 193.198

P26 344 699.5227877 1205.848 193.198

P35 335 699.5227877 1205.848 193.198

P23 319 699.5227877 1205.848 193.198

P29 277 699.5227877 1205.848 193.198

P17 270 699.5227877 1205.848 193.198

P19 246 699.5227877 1205.848 193.198

P27 183 699.5227877 1205.848 193.198

P9 179 699.5227877 1205.848 193.198

P36 106 699.5227877 1205.848 193.198

P34 86 699.5227877 1205.848 193.198

P15 78 699.5227877 1205.848 193.198

P10 19 699.5227877 1205.848 193.198

123

9.6 Anexo F: Tabla de datos para jerarquización de pozos Qo (BPPD) vs Qw

(BAPD)

Pozo Qo (BOPD) Qw (BWPD) MG Qo MG Qw

PCCA-001 29 19 213.70 699.52

PCCA-007 403 1669 213.70 699.52

PCCA-008 269 179 213.70 699.52

PCCA-009 90 659 213.70 699.52

PCCA-011 129 106 213.70 699.52

PCCA-012 668 1424 213.70 699.52

PCCA-013 203 394 213.70 699.52

PCCA-014 176 1081 213.70 699.52

PCCA-015S1 62 712 213.70 699.52

PCCA-023 208 1092 213.70 699.52

PCCA-024 475 1167 213.70 699.52

PCCA-025 303 1679 213.70 699.52

PCCA-031 427 818 213.70 699.52

PCCA-032 146 582 213.70 699.52

PCCA-038 232 78 213.70 699.52

PCCA-039 212 1038 213.70 699.52

PCCB-002 404 270 213.70 699.52

PCCB-003 480 1793 213.70 699.52

PCCB-004 157 246 213.70 699.52

PCCB-005 216 1946 213.70 699.52

PCCB-006 387 1185 213.70 699.52

PCCB-010 110 442 213.70 699.52

PCCB-016 241 319 213.70 699.52

PCCB-017 280 654 213.70 699.52

PCCB-029 274 348 213.70 699.52

PCCB-030 220 344 213.70 699.52

PCCB-033 79 183 213.70 699.52

PCCB-034 252 468 213.70 699.52

PCCB-035 256 277 213.70 699.52

PCCB-036 575 644 213.70 699.52

PCCB-037 365 654 213.70 699.52

PCCC-018 75 1431 213.70 699.52

PCCC-019 229 560 213.70 699.52

PCCC-021 86 86 213.70 699.52

PCCC-022 118 335 213.70 699.52

PCCC-026S1 64 645 213.70 699.52

PCCD-027 36 853 213.70 699.52

PCCD-028 40 955 213.70 699.52

PCSC-001 36 484 213.70 699.52

PCVC-001S1 304 455 213.70 699.52

124

9.7 Anexo G: Tabla de datos para comparación de Índice de Productividad por

Arena

Pozo IP promedio del reservorio/pozo IP promedio del reservorio/campo

P39 M1 0.407432432 0.27

P1 A 0.317804878 0.34

P10 A 0.08974359 0.34

P1 M2 0.310128755 0.6

P14 M2 0.187714286 0.6

P5-S1 M2 0.271862069 0.6

P22 T 1.014074074 1.33

P27 T 0.491 1.33

P3-S1 UI 0.43519774 3.52

P22 UI 3.54601023 3.52

P35 UI 3.405544041 3.52

P32 UI 2.548901515 3.52

P3-S1 US 1.52575 4.84

P35 US 2.064489796 4.84

125

9.8 Anexo H: Flujo para toma de decisiones utilizando whipstock

126

9.9 Anexo I: Survey del pozo P5-S1RE

127

9.10 Anexo J: Ensamblajes de Fondo Propuestos

El primer BHA será con Motor de Fondo + UBHO para realizar el desvió/side track

hasta aproximadamente 6.792 ft MD.

128

El segundo BHA con Xceed + LWD con el que se terminará la sección. Durante la

bajada se deberá llenar la tubería cada 1000 pies, con el fin de evitar daños de

herramienta por cambios de densidades en el hoyo.

129

CURRICULUM VITAE


DATOS PERSONALES

CEDULA DE IDENTIDAD: 1718252693

FECHA DE NACIMIENTO: 18 de abril de 1990

EDAD: 25 años

LUGAR DE NACIMIENTO: Quito - Ecuador

ESTADO CIVIL: Soltero

NIÑOS: (0)

NACIONALIDAD: Ecuatoriano

LUGAR DE RESIDENCIA: Quito- Ecuador

TELEFONOS: 0995249655 – 3150160

E-MAIL: [email protected]

INFORMACIÓN ADICIONAL

ACTIVIDAD: Ingeniero de Petróleos

EXTRA ACTIVIDADES: Miembro Society of Petroleum Engineers “SPE”

Representante a Consejo de Carrera de Ingeniería

de Petróleos de la Universidad Central del Ecuador

HOBBYES; Fútbol, Voleyball, Gimnasio

IDIOMAS: Español – Inglés

mailto:[email protected]

130

EDUCACIÓN

UNIVERSIDAD:

Nombre/Institución: Universidad Central del Ecuador – Facultad de Ingeniería

en Geología, Minas, Petróleos y Ambiental.

Lugar: Quito/Pichincha/Ecuador

Fecha: Diciembre-2015

Título: Ingeniero de Petróleos

COLEGIO:

Nombre/Institución: Unidad Educativa “San Luis Gonzaga”


Fecha: Septiembre-2008

Título: Bachiller Físico Matemático

CERTIFICADOS Y CURSOS

Nombre/Institución: Tenaris

Grado: Certificación


Fecha; Noviembre 24 – 28, 2014

Descripción: Seminario de Diseño de Pozos

Nombre/Institución: Universidad Central del Ecuador



Fecha; Junio 17 – 20, 2014

Descripción: Jornadas Técnicas ITT

131

Nombre/Institución: Universidad de la Amazonía


Lugar: Puyo/Pastaza/Ecuador

Fecha; Mayo 23 – 24, 2014

Descripción: I Congreso & Expo de Hidrocarburos y Medio Ambiente

Nombre/Institución: Colegio de Ingenieros en Geología, Minas, Petróleos,

Ambiental y Especialidades Afines a la Región Norte




Descripción: II Congreso Internacional de Energías Alternativas y

Ambiente, Gerenciamiento de Riesgos y Salud

Ocupacional.

Nombre/Institución: Colegio de Ingenieros en Geología, Minas, Petróleos,

Ambiental y Especialidades Afines a la Región Norte




Descripción: Congreso Latinoamericano de Ingeniería de Petróleos, Gas

Minería y Responsabilidad Social




Fecha; Abril 29 – 30, 2013

Descripción: Jornadas Técnicas Halliburton

132

Nombre/Institución: Escuela Politécnica Nacional



Fecha; Septiembre 28 – 29, 2011

Descripción: Segundo Encuentro Nacional del Petróleo Ecudor-2011




Fecha; Octubre 26, 2010

Descripción: Optimización de Operaciones y Modelo Incremental de

Recuperación Mejorada basado en Estructuras Genéticas

De los Reservorios.

OBJETIVOS:

Ser partícipe del desarrollo de la industria hidrocarburífera como Ingeniero de Petróleos

mediante el desarrollo integral de mis habilidades y aptitudes, cumpliendo con las

labores que me sean asignadas para el correcto desempeño de una empresa.

HABILIDADES:

Excelente comunicación y habilidades para presentación de proyectos.

Amigable con las técnicas y tecnologías de Perforación.

Habilidades efectivas en cuanto a relaciones interpersonales.

Eficiente trabajando en equipo.

Liderazgo y compromiso.

Conocimientos fundamentales de Producción y Reservorios.

133

EXPERIENCIA LABORAL:

REPSOL Ecuador S.A (Programa de Pasantías)

Área: Departamento de Perforación y Workover

Fecha: Febrero 2014

Conocimientos adquiridos en la pasantía:

SMA (Seguridad y Medio Ambiente).

Protección Catódica e Inspección Técnica.

Ingeniería de Producción.

Generación Eléctrica.

Análisis en laboratorio.

Operador de Producción.

Bombeo Electrosumergible Centrilift (Baker Hughes)

Referencias Personales:

Ing. Carlos Padilla

Coordinador de Workover -Repsol Ecuador S.A

0995351244

Ing. Joaquín Santiana

Coordinador de Servicios de Personas y Organización –Repsol Ecuador S.A

0999212171

SCHLUMBERGER DEL ECUADOR (Programa de Pasantías)

Área: Ingeniería de Perforación y Completación

Fecha: Septiembre 2014 – Diciembre 2015

Conocimientos adquiridos en la pasantía:

Elaboración de Reportes Finales de Perforación

Sumarios de Perforación

134

Análisis de Pozos Vecinos para candidatos a Perforación

Estimación de Tiempos y Costos de pozos.

Auditoría de Gestión de Datos de Perforación en Sistema Open Wells (Citrix)

Creación y manejo de tablas dinámicas con Data Analyzer (Citrix)

Modelamiento de Esquemas Mecánicos con la aplicación Profile (Citrix)

Carga e Interpretación de datos de Perforación en el Software Open Wells

Pancarta de Perforación.

Estadísticas Técnica y de Ingeniería de Perforación.

Seguimiento de curvas de Tiempo vs Profundidad en pozos en ejecución.

Reportes finales para Secretaría de Hidrocarburos y ARCH

Referencias Personales:

Ing. Luis Bolivar Durán

Senior Well Engineer

0999748807

Ing. Andrea Peralvo

Well Engineer

0984549061

UNIVERSIDAD CENTRAL DEL ECUADOR … · PLANIFICACIÓN DE UN POZO RE-ENTRY ... 5.1 Justificación de...

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