“factibilidad de reparacion y estimulacion de los pozos...
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REPUBLICA BOLIVARIANA DE VENEZUELA
UNIVERSIDAD DEL ZULIA FACULTAD DE INGENIERIA DIVISION DE POSTGRADO
PROGRAMA DE POSTGRADO EN INGENIERÍA DE PETRÓLEO
“FACTIBILIDAD DE REPARACION Y ESTIMULACION DE LOS POZOS EN LOS CAMPOS CHOCOP Y YALPEMECH”
Trabajo de Grado presentado como requisito para optar al Grado Académico de:
MAGISTER SCIENTIARUM EN INGENIERÍA DE PETRÓLEO
Presentado por: Ing. Jose de los R. Hernandez C.
Tutor: Ing. Américo Perozo, MSc.
Maracaibo, Abril de 2007
AAPPRROOBBAACCIIOONN
Este jurado aprueba el Trabajo de Grado titulado: FACTIBILIDAD DE REPARACION Y ESTIMULACION DE POZOS EN LOS CAMPOS CHOCOP Y YALPEMECH que el ING. JOSE DE LOS R. HERNANDEZ C, C.I: V-9.739.250 presenta ante el Consejo Técnico de la División de Postgrado de la Facultad de Ingeniería en cumplimiento del Articulo 51, Parágrafo 51.6 de la Sección Segunda del Reglamento de Estudios para Graduados de la Universidad del Zulia, como requisito para optar al Grado Académico de:
“MAGISTER SCIENTIARUM EN INGENIERÍA DE PETRÓLEO”
__________________
Cordinador del Jurado AMERICO PEROZO C.I.: V-2.880.248
CARMELO URDANETA EDUARDO RIOS C.I.: V- 2.883.988 C.I.: V- 2.865.274
_______________________________
Director de la División de Postgrado GISELA PAEZ Maracaibo, Abril de 2007
1
Hernández Canelones, José de los Reyes. Factibilidad de Reparación y Estimulación de Pozos en los Campos Chocop y Yalpemech (2007). Trabajo de Grado. Universidad del Zulia. Facultad de Ingeniería. División de Postgrado, Maracaibo, República Bolivariana de Venezuela, 37 p., Tutor: Prof. Américo Perozo
RESUMEN
Los Campos de Chocop y Yalpemech se encuentran ubicados en el Departamento de El Petén de la República de Guatemala, localizado al sur de la Península de Yucatán. El Campo Yalpemech esta bajo la concesion numero C-1-91-N cedida actualmente por el ministerio de energía y minas de Guatemala a la empresa Petroenergy S.A. Este Campo es considerado como una extensión SE del distrito petrolífero de Chiapas, su extensión es de 120 Km2 abarcando buena parte de la Sierra de Chinaja y su pie de sierra. Aunque con periodos de inactividad, en el área se han realizado tareas de exploración de hidrocarburos desde 1960, ejemplo de ello fue la perforación del pozo Chinaja-1 por parte de la empresa Ohio Oil Company ubicado en la sierra homónima, en dicho pozo se realizo evaluación DST y se recupero algo de petróleo de 37°API, finalmente fue abandonado a una profundidad de 10806 pies. El Campo Chocop, está bajo la concesión C-1-91-N cedida actualmente por el ministerio de energía y minas de Guatemala a la empresa Petroenergy S.A. Fue descubierto por Texaco en 1984 con el pozo Bolonkitu-1 y confirmado al año siguiente con el pozo Chocop-1, pero sin ponerlo a producción. Toda la producción de éstos Campos proviene de yacimientos situados estratigráficamente dentro del Miembro Cobán B y C, de la Formación Cobán. El presente estudio está orientado a realizar un análisis de factibilidad desde el punto de vista de reparación y estimulación para la reactivación de ambos Campos, considerándose toda la información disponible además de las tecnologías emergentes aplicadas hoy en día en la industria petrolera a nivel mundial. Al centrar el objetivo de la presente investigación a los pozos tanto activos como inactivos de ambos Campos, se pretende potenciar el recobro de las reservas a través de mejoras en las propuestas de reparación, estimulación y completación así como mejoras en los métodos de producción. Todo lo anteriormente mencionado, conllevaría a definir nuevas estrategias de explotación ajustadas a la potencialidad de cada Campo.
Palabras Clave: Formacion Coban, miembro, recobro E-mail del autor: [email protected] [email protected]
1
Hernandez Canelones, Jose de los Reyes. Feasibility of repair and well stimulation in the Chocop fields and yalpemech (2007). Trabajo de Grado. Universidad del Zulia. Facultad de Ingeniería. División de Postgrado, Maracaibo, República Bolivariana de Venezuela, 37 p., Tutor: Prof. Américo Perozo
SUMMARY The Fields of Chocop and Yalpemech are located in the Department of the Petén of the Republic of Guatemala, located to the south of the Yucatan Peninsula. The Yalpemech field is under concession C-1-91-N yielded by the ministry of energy and mines from Guatemala to the company Petroenergy S.A. This field is considered like an extension of the petroliferous district of Chiapas, its 120 extension is of Km2 including good part of the Sierra de Chinaja and its foot of mountain range. Although with periods of inactivity, in the area tasks of hydrocarbon exploration have been made from 1960, example of it was the perforation of the Chinaja-1 well on the part of the company Ohio Oil Company located in the mountain range besides, in this well was made a DST evaluation and recovered something of 37°API oil, finally was left a depth of 10806 feet. The Chocop field, is under concession C-1-91-N yielded by the energy ministry and mines from Guatemala to the company Petroenergy S.A., discovered by Texaco in 1984 and confirmed thru the Bolonkitu-1 well and the following year with the Chocop-1 well, but without putting it to production. All the production of these fields comes from deposits located within the Member Cobán B and C, from the Cobán Formation. The present study is oriented to make an analysis of feasibility from the point of view of repair and stimulation for the reactivation of both fields, being considered itself all the information available in addition to the emergent technologies applied in the oil industry to world-wide level nowadays. When centering the objective of the present investigation to active wells as much inactive of both fields, is tried to harness the recovery of the reserves through improvements in the repair proposals, stimulation and completación as well as improvements in the production methods. All previously mentioned, it would entail to define new strategies of operation fit to the potentiality of each field. Key Word: C-4 Formation, Coban, Member, recovery Author E-mail: [email protected] [email protected]
DEDICATORIA
A todas las personas que me apoyaron durante el desarrollo de este Post-Grado y
especialmente durante la realización de este proyecto y me ayudaron a alcanzar ésta
meta, les estaré eternamente agradecido.
A todos GRACIAS SINCERAMENTE…..
Jose de los Reyes
AGRADECIMIENTOS
A Dios por su amor infinito, por darme tantas cosas buenas, por permitirme
alcanzar éste nuevo reto.
A mi madre Carmen Hortensia, por apoyarme siempre y por esforzarse por lo
mejor para nuestra familia.
A mi esposa Karina quien oportunamente está a mi lado brindando su apoyo
incondicional en los retos que me he planteado en esta vida.
A mi hijo Manolo y mis hijas Maria Jose, Maria Laura y Maria Virginia quienes
han constituido el motor que rige mi vida y por quienes lucho día a día. Por su
amor, por existir y formar parte de mi vida y mi futuro.
A mi tutor Académico: Prof. Américo Perozo, por su oportuna orientación, ayuda
y enseñanza en la elaboración de éste trabajo
A la Ilustre Universidad del Zulia (LUZ). División de Postgrado, a su personal
docente y administrativo, y todos aquellos que hacen vida en esa comunidad de
la cual me siento orgulloso de pertenecer. Mil gracias por mi formación.
A mis amigos que estuvieron allí en los momentos difíciles, acompañándome con
su cariño y palabras de aliento. Por que me enseñan día a día el valor de un
verdadero amigo.
A Balmiro Villalobos y Ayerim Obando, quienes con su paciencia, esmero y
sincero interés me apoyaron y compartieron desinteresadamente conmigo sus
experiencias y profesionalismo durante la realización de éste trabajo. Mil gracias
eternamente.
A todos GRACIAS SINCERAMENTE…..
Jose de los Reyes
TABLA DE CONTENIDO Página
RESUMEN…………………………..…………………………………………………………3
ABSTRACT…………………………………………….……………………………………...4
DEDICATORIA……………………………………………………………………………..…5
AGRADECIMIENTO………………………………………………………………….……....6
TABLA DE CONTENIDO………………..……………………………………….…………..7
LISTA DE TABLAS…………………………………………...…………………………..…19
LISTA DE FIGURAS………………………………………. ……………………………….21
CAPÍTULO I
I INTRODUCCION………….……………………………………………………………...30
1.1 Planteamiento del Problema…………………………………………….…..31
1.2 Objetivos de la Investigación………………………………………….…….32
1.2.1 Objetivo General……………………………………………………..32
1.2.2 Objetivos Específicos………………………………………………..32
1.3 Hipótesis……………………………………………………………………….33
1.4 Justificación de la Investigación…………………………………………….33
1.4.1 Tipo de Investigación...................................................................33
CAPITULO II
II ANTECEDENTES……………………………………………………………………….35
2.1 Geología Regional…………………………………………………………..…35
Página
2.1.1 Marco Tectónico Regional.........................................................36
2.1.2 Estratigrafía Regional................................................................39
2.2 Campo Chocop..…………………….……………..…………………........... 40
2.2.1 Marco Estratigráfico………………………………………………..43
2.2.2 Estructura…………….. ..…………………………………………..44
2.2.3 Geología…………………………………………………………….47
2.2.4 Evaluación Petrofisica……………………………………………..47
2.2.4.1 Modelo de Porosidad…………………………………….48
2.2.4.2 Perfiles Afectados por Hoyo…………………………….53
2.2.4.3 Permeabilidad…………………………………………….53
2.2.4.4 Saturación………………………………………………...57
2.2.4.5 Resistividad de Agua…………………………………….60
2.2.4.6 Determinación de la Litología…………………………...60
2.2.5 Historia Breve Pozos Chocop…………………………………….61
2.2.5.1 Pozo Bolonkitu-1…………………………………………61
2.2.5.2 Pozo Chocop-X…………………………………………..61
2.2.5.3 Pozo Chocop-1…………………………………………..62
2.2.5.4 Pozo Chocop-2A………………………………………...62
2.2.5.5 Pozo Chocop-4…………………………………………..63
2.2.5.6 Pozo Chocop-5…………………………………………..63
2.2.6 Evaluación de Registros Eléctricos…………………..................64 2.2.7 Caracterización de Fluidos y Presiones Campo Chocop………65
Página
2.2.8 Reservas…………………………………………………………….66
2.2.9 Producción…………………………………………………………..67
2.3 Campo Yalpemech…………………………………………………………….71
2.3.1 Estructura……………………......................................................75 2.3.2 Geología………………………………………………………….…77
2.3.3 Tipo de Roca y Ambiente de Deposición………………………..78
2.3.4 Densidad de Matriz………………………………………………...78
2.3.5 Historia Breve Pozos Yalpemech………………………………...78
2.3.5.1 Pozo Yalpemech-1……………………………………….78
2.3.5.2 Pozo Yalpemech-2A……………………………………..79
2.3.6 Evaluación de Registros Eléctricos………………………………80
2.3.7 Correlación………………………………………………………….80
2.3.8 Evaluación de Reservorio…………………………………………81
2.3.9 Caracterización de Fluidos y Presiones Campo Yalpemech….82
2.3.10 Reservas……………………………………………………………83 CAPITULO III III MARCO TEÓRICO……………………………………………………………………..84
3.1 Evaluación de Parámetros de Yacimiento…....……………………………..84
3.2 Propiedades Físicas del Sistema Roca-Fluido…………………………......85
3.2.1 Porosidad……………………………….......................................87
3.2.2 Clasificación de la Porosidad……………….…………...………..87
Página
3.2.2.1 Según la Comunicación de los Poros…………............87
3.2.2.2 Según su Origen y Tiempo de Deposición de
las Capas…………………………………………………87
3.2.3 Factores que Afectan la Porosidad……………………………... 88
3.2.3.1 Tipo de Empaque………………………..………............88
3.2.3.2 Material Cementante…………………………………….91
3.2.3.3 Geometría y Distribución de los Granos………………91
3.2.3.4 Presión de las Capas Suprayacentes y Confinantes...92
3.2.3.5 Presencia de Partículas Finas de Arcilla……………....92
3.3 Determinación de la Porosidad…………………...…………..............……92
3.3.1 Métodos Directos en el Laboratorio….......................................92 3.3.2 Métodos Indirectos en el Campo…………………………………94
3.4 Agua de Formación……………………………………..............…………...94
3.4.1 Caracterización del Agua de Formación....................................95
3.4.2 Clasificación de las Aguas de Formación……………………….97
3.4.2.1 Clasificación Genética…………………..………............97
3.5 Gráfico de Stiff…………………………………………………………………99
3.6 Temperatura y Presión……..………………..……..................…………...100
3.7 Saturación de Fluidos……...………………………………...............…….101
3.8 Permeabilidad………………………...…………………………............…..102
3.8.1 Medidas de Permeabilidad………………………………….....103
3.8.2 Factor que Afectan la Permeabilidad………………………...105
Página
3.9 Etapas de Producción de un Yacimiento .........……………………….105
3.9.1 Producción por Flujo Natural …………………………………105 3.9.2 Producción por Levantamiento Artificial……………………...105
3.10 Variables Involucradas en un Proceso de Producción…………..….....106
3.10.1 Componentes del Sistema………………...………………….106
3.10.2 Balance de Energía………………...…………………………107
3.10.3 Curva de Oferta y Demanda………………………........…...107
3.10.4 Optimización del Sistema…………………………………….108
3.10.5 Control de Producción………………………………………..108
3.10.6 Diámetro del Orificio del Reductor…………………………..109
3.10.7 Disminución de la Capacidad de Producción………………110
3.11 Tipos de Levantamiento Artificial..........................................................110
3.12 Selección del Método de Producción....................................................111
3.13 Problemas Operacionales de los Métodos……....................................114
3.13.1 Presencia de Arena, Escamas y Parafina..........................115
3.13.2 Corrosión………….............................................................115
3.13.3 Temperatura de Fondo/ Clima en Superficie.....................116
3.13.4 Crudos Pesados……………...............................................116
3.13.5 Personal de Operaciones...................................................117
3.13.6 Servicios Disponibles……..................................................117
Página
3.13.7 Tipos de Levantamiento……………………………………...117 3.13.8 Aspectos Económicos…………………………...................118
3.14 Consideraciones Técnicas………………...……....................................118 3.15 Bombeo Mecánico………………………………………………………….119
3.15.1 Equipo de Superficie…….…………...……………………...120
3.15.1.1 Motor………………………………………………120
3.15.1.2 Unidad de Bombeo………………………………121
3.15.1.3 Prensaestopas…………………………………...124
3.15.2 Equipo de Subsuelo……..…………...……………………....124
3.15.2.1 Tubería de Producción………………………….125
3.15.2.2 Ancla de Tubería…………………………………126
3.15.2.3 Sarta de Cabillas…………………………………126
3.15.2.4 Bomba de subsuelo……………………………..127
3.15.2.5 Ancla de Gas……………………………………..129
3.15.3 Forma General del Funcionamiento del Equipo de Bombeo Mecánico……………………………………………129
3.16 Bombeo Electrosumergible………………………………….…………….130
3.16.1 Equipo de Superficie…….…………...……………………....131
3.16.1.1 Transformadores…………………………………132
3.16.1.2 Tablero de Control y Variador de
Frecuencia.......................................................132
3.16.1.3 Caja de Empalmes o Venteo…………………...132
3.16.1.4 Cabezal…………………………………………...133
3.16.2 Equipo de Subsuelo.…….…………...……………………....133
3.16.2.1 Sensor de Presión……………….………………133
Página
3.16.2.2 Motor Eléctrico…………………………………...134
3.16.2.3 Protector…………………………………………..134
3.16.2.4 Sección de Entrada……………………………...135
3.16.2.5 Bomba Centrifuga………………………………..136
3.16.2.6 Cable de Potencia……………………………….137
3.16.2.7 Equipo Misceláneo………………………………138
3.17 Rehabilitación o Reparación de Pozos…………………….…………….139
3.17.1 Tipos de Trabajos de Rehabilitación de Pozos.….............140
3.17.2 Acciones para Analizar Pozos de Reparación………...….146
3.18 Disparo o Cañoneo…………………….…………………….…………….147
3.18.1 Dinámicas de las Cargas Huecas…….………...….............148
3.18.2 Operaciones de Cañoneo y Forma de Transporte…...…..150
3.18.3 Explosivos y Rangos de Temperatura……………………...151
3.18.3.1 Clasificación de los Explosivos………………...151
3.18.3.2 Rango de Temperatura………………………….154
3.18.4 Fabricación y Prueba de las Cargas………………………..155
3.18.4.1 Desempeño de los Cañones según su Tipo….157
3.18.5 Daño Ocasionado por Disparos…..…………………………158
3.18.6 Cañoneo Sobre Balance, Balance y Bajo Balance………..159
3.18.7 Comparación entre Cañones Bajo Balance y Sobre
Balance…………………………………………………………162
3.18.7.1 Cañoneo Bajo Balance o Desbalance…………162
3.18.7.2 Cañoneo Sobre Balance……………………..…162
3.18.8 Longitud y Densidad de Disparos…………………………...163
Página
3.19 Estimulaciones………………………….…………………….…………….164
3.19.1 Acidificaciones……………………….…………...….............165
3.19.1.1 Tipos de Acidificaciones………………...………165
3.19.1.2 Acidificaciones en Calizas y Dolomias………...166
3.19.2 Formaciones no Fracturadas……….…………...….............167
3.19.3 Formaciones Fracturadas……………………………………167
3.19.4 Tipos de Ácidos Empleados en Calizas y Dolomías……...167
3.19.4.1 Acido Clorhídrico….…….…………...….............168
3.19.4.1.1 Reacción del Acido Clorhídrico
en Calizas…………………………168
3.19.4.1.2 Reacción del Acido Clorhídrico
en Dolomías……………………….168
3.19.4.2 Acido Acético………….…………...…...............169
3.19.4.2.1 Reacción del Acido Acético
en Calizas…………………………169
3.19.4.3 Acido Fórmico…...…….…………...…...............169
13.19.4.3.1 Reacción del Acido Fórmico
en Calizas…………………………169
3.19.5 Reacción del Acido Clorhídrico con las Calizas
a Diferentes Concentraciones……………….……………...170
3.19.6 Efecto de la Corrosión del Acido Clorhídrico sobre
Los Metales…………………………………………………...171
3.19.7 Efecto de la Temperatura……………………………………171
3.19.8 Efecto de la Concentración………………………………….171
3.19.9 Composición del Metal……………………………………….172
3.19.10 Uso de los Inhibidores de Corrosión………………………..172
Página
3.19.11 Transporte y Reacción de los Fluidos Reactivos en
Carbonatos……………………………………………………172
3.19.12 Fundamentos de la Formación de los Agujeros de
Gusano………………………………………………………...173
3.19.13 Numero de Damkohler Optimo……………………………..175
3.19.14 Tasa de Inyección o Bombeo……………………………….178
3.19.15 Tasa de Inyección en Función de la Penetración………...180
3.19.16 Volumen de Tratamiento…………………………………….180
CAPITULO IV
IV MARCO METODOLOGICO.............................................................................182
4.1 Tipo de Investigación…………..……………………………………………..182
4.2 Diseño de la Investigación.......................................................................183
4.3 Población……………...............................................................................183
4.4 Muestra…………………………………………….......................................184
4.5 Técnicas e Instrumentos de Recolección de Datos……………………….184
4.6 Herramientas Utilizadas……………………………………………………...185
4.6.1 Span 7.0……………………………………………………….185
4.6.1 Perform………………………………………………………...185
4.6.1 SEDLA…………………………………………………………186
4.6.1 Nodal B………………………………………………………...187
4.6.1 Pipesim………………………………………………………...187
CAPITULO V
V ANÁLISIS DE RESULTADOS.......................................................................188
5.1 Actividades……………………………………………………………………188
Página
5.1.1 Evaluación a los Trabajos Previos a la Completación de
los Pozos...........................................................................188
5.1.2 Resultado por Pozo: Campo Chocop………………………191
5.1.2.1 Bolonkitu-1………………………………………..191
5.1.2.2 Chocop-X…………………………………………191
5.1.2.3 Chocop-1………………………………………….193
5.1.2.4 Chocop-2A………………………………………..194
5.1.2.5 Chocop-4………………………………………….197
5.1.2.6 Chocop-5………………………………………….198
5.1.3 Resultado por Pozo: Campo Yalpemech…………………..200
5.1.3.1 Yalpemech-1……………………………………..200
5.1.3.2 Yalpemech-2A……………….…………………..201
5.2 Resultados de los Trabajos Previos a la Completación de los Pozos…203
5.2.1 Cementación…………………………..………………………203
5.2.1.1 Cementación Campo Chocop………………….203
5.2.1.2 Cementación Campo Yalpemech……………...204
5.2.2 Cañoneo……………………………………………….………205
5.2.2.1 Cañoneo Campo Chocop……………………….205
5.2.2.2 Cañoneo Campo Yalpemech………………..…207
5.2.2.3 Sensibilidad al Cañoneo: Pozo Tipo…………..208
5.2.2.3 Sensibilidades a la Productividad:Pozo Tipo…210
5.2.2.3.1 Penetración al Disparo...…………210
5.2.2.3.2 Hoyo en Revestimiento de
Producción………………………...211
5.2.2.3.3 Numero de Hoyos Perforados…..211
5.2.3 Prueba o Ensayo de Producción…….……………….……..212
5.2.3.1 Prueba o Ensayo de Producción
Campo Chocop…………………………………..212
Página
5.2.3.2 Prueba o Ensayo de Producción Campo
Yalpemech………………………………………..214
5.2.4 Estimulación Matricial…….…………………………………..215
5.2.4.1 Estimulación Matricial Campo Chocop………..215
5.2.4.1.1 Efectividad en la Estimulación
Matricial………………………..…..215
5.2.4.1.2 Volumen de Tratamiento…………216
5.2.4.2 Estimulación Matricial Campo Yalpemech..…..218
5.2.4.2.1 Efectividad en la Estimulación
Matricial………………………..…..218
5.2.4.2.2 Volumen de Tratamiento…………218
5.3 Completación o Terminación Tipo para cada Campo……..…………….219
5.3.1 Campo Chocop……………………..……………………..……219
5.3.1.1 Análisis de Afluencia del Pozo Chocop-2A
(Pozo Tipo) Campo Chocop……………………219
5.3.1.2 Análisis del Método de Levantamiento
Artificial de Producción Campo Chocop………220
5.3.1.3 Propuesta de Diseño para Bombeo Mecánico
Campo Chocop…………………………………..221
5.3.2 Campo Yalpemech…..……………..……………………..……223
5.3.2.1 Análisis de Afluencia del Pozo Yalpemech-1…223
5.3.2.2 Análisis del Método de Levantamiento
Artificial de Producción Campo Yalpemech…..224
5.3.2.3 Propuesta de Diseño para Bombeo
Electrosumergible en el pozo Yalpemech-1…..225
Página CONCLUSIONES…………………………………………………………………….228
RECOMENDACIONES………………………………………………………………230
REFERENCIAS BIBLIOGRAFICAS………………………………………………..231
ANEXOS…..…………………………………………………………………………..233
LISTA DE TABLAS
Tabla Página
1 Propiedades Eléctricas Núcleo Bolonkitu-1………………………………………...59
2 Resultados Prueba Larga Duración Pozo Yalpemech-1........................................72
3 Producción Acumulada Pozo Yalpemech-1 Años 1982-1992…....………….......74
4 Análisis PVT en las Zonas C8-C9 del Pozo Yalpemech-1…..............................81
5 Partes de un Equipo de Bombeo Mecánico……………………………...............119
6 Diámetros de Tubería Utilizados en Bombeo Mecánico…………..…………….125
7 Partes de un Equipo de Bombeo Electrosumergible…….....……………….…..130
8 Penetración y Tamaño de Orificio de los Cañones más Utilizados...................157
9 Reacción del Acido Clorhídrico con las Calizas a Diferentes Concentraciones…………………………………………………………………….170
10 Reacción de Tres Ácidos en Calizas a Diferentes Porcentajes…………..........170
11 Exposición de los Inhibidores de Corrosión en Función de la Temperatura.....172 12 Distribución de los Pozos por Campo……………………………………………..184
Tabla Página
13 Resumen de Actividades Pozo Bolonkitu-1…………………………………….…191 14 Resumen de Actividades Pozo Chocop-X………………………………………...191
15 Resumen de Actividades Pozo Chocop-1………………………………………...193
16 Resumen de Actividades Pozo Chocop-2A……………………………………….194
17 Resumen de Actividades Pozo Chocop-4………………………………………...197
18 Resumen de Actividades Pozo Chocop-5………………………………………...198
19 Resumen de Actividades Pozo Yalpemech-1…………………………………….200
20 Resumen de Actividades Pozo Yalpemech-2A…………………………………..202
21 Volumen de Tratamiento y Penetración por Capa Campo Chocop……………217 22 Volumen de Tratamiento y Penetración por Capa Campo Yalpemech………..218
23 Diseño de Bombeo Mecánico Pozo Tipo Campo Chocop………………………222
24 Diseño de Bombeo Electrosumergible Pozo Yalpemech-1……………..………226
LISTA DE FIGURAS
Fig. Página
1 Cuencas Sedimentarias con Potencial Petrolero en Guatemala……………..…..35 2 Mapa Tectónico de Guatemala………………………………………………………38
3 Columna Estratigráfica del Área Campos Chocop y Yalpemech……..………….41
4 Mapa de Ubicación Campo Chocop……………………..………………………….41
5 Mapas de Ubicación de los Pozos Campo Chocop...………………….………….43
6 Columna Estratigráfica Tipo………………………………………………………….44
7 Correlación Estratigráfica FM Coban, Miembros B-8, B-9 y B-10 Campo
Chocop………………………………………………………………………………….45
8 Mapa Estructural Campo Chocop Miembro B-8..................................................45
9 Mapa Estructural Campo Chocop Miembro B-9..................................................46
10 Mapa Estructural Campo Chocop Miembro B-10………………….………………46
11 Correlación Porosidad Núcleo-Perfil Chocop-4 (Antes de Ajuste de Curva Densidad………………………………………………………………………………..48
12 Identificación de Litologías Chocop-5… ……………………………………...........49
13 Identificación de Litologías Chocop-4 (Antes de Calibrar)……..………………....49
Fig. Página
14 Curva de Densidad (RHOB) Chocop-5………..……………………………………50 15 Curva de Densidad (RHOB) Chocop-4……………………………………………..50 16 Histograma de Densidad Pozos Chocop-4 y Chocop-5…………………………..51 17 Identificación de Litologías Chocop-4 (Después de Calibrar)…………………….52 18 Ajuste de Porosidad núcleo-Perfil Chocop-4……………………………………….52 19 Porosidad-Permeabilidad Pozo Chocop-4………………………………………….54 20 Imagen Núcleo Chocop-4…………………………………………………………….55 21 Determinación de la Permeabilidad a partir de la Porosidad utilizando la
Ecuación de Jerry Lucia………………………………………………………………56
22 Determinación de la Permeabilidad a partir de la Porosidad Utilizando la
Ecuación de Timur…………………………………………………………………….57
23 Saturación de Petróleo y Agua Vs. Porosidad……………………...…..………….58 24 Comparativo de Ro calculado con la Ecuación de Archie Vs. Ro Medido
del Núcleo Pozo Bolonkitu-1…………………………………………………………60
25 Factor Volumétrico y Relación Gas Disuelto Petróleo del Campo Chocop…….65
Fig. Página
26 Viscosidad del Campo Chocop………..…………..……..………………………….65 27 Mapa de Ubicación Campo Yalpemech…………………………………………….73 28 Mapa de Ubicación Pozos Campo Yalpemech…………………………………….74
29 Correlación Estratigráfica Regional Campo Yalpemech…..................................76
30 Mapa Estructural Formación Coban (Miembro C-8) Campo Yalpemech…........76 31 Factor Volumétrico y Relación Gas Disuelto Petróleo del Campo Yalpemech...82 32 Viscosidad del Campo Yalpemech………………………………………………… 82 33 Empaque Cúbico………………………………………………………………………88 34 Empaque Ortorrómbico……………………………………………………………….89
35 Empaque Tetragonal Esfenoidal………………………………..…..............………90 36 Empaque Rombohedral………………………………………….…………………...90 37 Método Grafico de Stiff………………………………………...……………………100 38 Sistema Típico de Producción……………………………………..…….…………106 39 Balance Típico de Energía……………………………………...……....…...……..108
Fig. Página 40 Variación de la Oferta de Energía en Función de la Presión Estática
y el corte de Agua……………………………………………….. …………………110
41 Mapa de Profundidad Vs. Producción. Penwell 1986…...………………………112 42 Bombeo Mecánico. Equipo de Superficie y Subsuelo......................…………..120 43 Tipos de Motores Eléctricos Utilizados en Bombeo Mecánico………...……….121 44 Unidad Tipo Convencional………......................................................................122 45 Unidad Tipo Unitorque (Mark II)…...……………………………………..………..122 46 Unidad Balanceada por Aire………………………………………………………..123 47 Unidad Hidráulica…………………………………………………………………….123 48 Prensaestopas Empleado en Bombeo Mecánico………………………………..124 49 Tipos de Roscas Utilizadas en Tuberías de Producción………………………..125 50 Ancla de tubería…………………………………………….………………………..126 51 Bomba de Subsuelo…………………………………………………………………128 52 Ancla de Gas…………………………………………………………………………129 53 Equipo de Superficie y Subsuelo Utilizado en BES……………………………...131
Fig. Página
54 Esquema Típico de un Cabezal Utilizado en BES…………....……….…………133 55 Motor Eléctrico Utilizado en BES…………………………………………….. …...134 56 Tipos de Protectores Utilizados en BES…………………………………………..135 57 Separador de gas Utilizado en BES……………………………………………….136 58 Tipos de Cable de Potencia Utilizados en BES…………………………………..138 59 Empaques con Grava en Hoyo Desnudo o Entubado…………………………...142 60 Entrada de Gas Excesiva en un Horizonte Productor de Petróleo……………..143 61 Conificación de Agua en un Horizonte Productor de Petróleo………………….144 62 Abandono de Zona Pobre y Recompletación de Pozo…………………………..145 63 Esquema Típico de una Carga Hueca…………………………………………….148 64 Proceso de Disparo………………………………………………………………….149 65 a. Tipos de Cañones………………………………………………………………...150 65 b. Tipos de Cañones…………………………………………………………………151
66 Composición Química del Explosivo RDX……………………………………...…152
Fig. Página 67 Composición Química del Explosivo HMX………………………….…………….153 68 Composición Química del Explosivo HNS………………………………………...153 69 Composición Química del Explosivo PYX……………………...…………………154 70 Tipo de Explosivo Vs. Temperatura de Fondo……………………………………154 71 Proceso de Elaboración de una Carga……………………………………………155 72 Daño Ocasionado por Disparo……………………………………………………..158 73 Comparación entre Disparos en Balance y Bajo Balance de 3000 lppc………159 74 Curvas de Bajo Balance Desarrolladas por G.E. King y L.A. Behrmann………161 75 Representación Grafica de un Disparo en Sobre Balance y Bajo Balance……163 76 Radiografía Tomada a un Núcleo de Caliza en el cual se Inyectó HCl 0.5M
a 72 °F………………………………………………………………………………...175
77 Comparación de las Estructuras de Agujero de Gusano a Similares Valores de Numero de Damkohler (Da) para una Variedad de Sistemas de Fluidos de Estimulación ………………….………………………………………………………177 78 Dependencia de la Evolución del Efecto de Daño Sobre la Estructura………..177
Fig. Página
79 Esquema de las Estructuras Formadas y las Profundidades de Penetración
Obtenidas por la Inyección de un Mismo Volumen de Fluido a Diferentes Valores de Damkohler……………………………………………………………….178
80 Efecto de la Temperatura Sobre la rata de Inyección Optima Requerida para
Alcanzar una Profundidad Determinada Dependiendo de los Sistemas Utilizados……………………………………………………………………………...179
81 Volumen de Acido requerido para una Estimulación en Función del Radio de
Penetración en una Matriz de Porosidad de 10%.............................................181
82 El Suabeo y su Clasificación………………………………………………..………190 83 Distribución de la Eficiencia de Cementación en el Revestimiento de Producción Campo Chocop………………………………………………………..203 84 Distribución de la Eficiencia de Cementación en el Revestimiento de Producción Campo Yalpemech….………………………………………………...204
85 Distribución de Cañones o Pistolas Campo Chocop.........................................205 86 a. Operaciones de Cañoneo Campo Chocop……………………..……………...205
86 b. Conectividad Sistema Pozo-Yacimiento Campo Chocop…………………….206
Fig. Página
87 a. Distribución de Cañones o Pistolas Campo Yalpemech …………………….207 87 b. Conectividad Sistema Pozo-Yacimiento Campo Yalpemech………………..207
88 Desempeño del Cañón Utilizado en el pozo Chocop-2A..................................208 89 Simulación de Cañoneo Pozos Chocop-2A………………………………………209 90 Comportamiento de Producción para dos (02) Penetraciones Dentro del
Revestimiento Utilizando Cañones de 2-1/2” y 3-3/8”. Pozo Chocop-2A ……210
91 Comportamiento de Producción para dos (02) Diámetros de Hoyos
Utilizando Cañones de 2-1/2” y 3-3/8”. Pozo Chocop-2A……..……………......211 92 Comportamiento de Producción para Varios Números de Perforados (Huecos)
en el Revestimiento de Producción………………………………………………..211
93 Eficiencia Operacional Durante las Pruebas de Pozo Campo Chocop.............213 94 Problemas Operacionales Durante las Pruebas de Pozo Campo Chocop……213 95 Efectividad de las Estimulaciones Matriciales Campo Chocop…………………216 96 Rango de Volúmenes de Fluido para Estimulaciones por Capa Utilizados en
el Campo Chocop………………………………...................................................217
97 Análisis Nodal Pozo Chocop-2A (Pozo Tipo)....................................................220
Fig. Página 98 Análisis del Método de Levantamiento del Pozo Chocop-2A (Pozo Tipo)…….221 99 Análisis Nodal del Pozo Yalpemech-1………………………..……………...……224 100 Análisis del Método de Levantamiento del Pozo Yalpemech-1………………...225 101 Afluencia del Pozo Yalpemech-1 con Bombeo Electrosumergible…………..…226
LISTA DE ANEXOS
Anexo Página
1 Esquemas Mecánicos Campo Chocop……..………………………………..........233
2 Esquemas Mecánicos Campo Yalpemech…………………………………….…..240 3 Consideraciones Técnicas de Producción………………………………..………..243 4 Simulaciones de Cañoneo Campo Chocop y Yalpemech..……….……………..251 5 Sensibilidad en la Penetración, Hoyos en Revestimiento y Numero de Perforaciones Campos Chocop y Yalpemech…………………………………....255 6 Análisis del Método de Levantamiento Atificial Campos Chocop y Yalpemech…………………………………………………………………………..271
7 Propuesta de Diseño para Bombeo Mecánico Campo Chocop………………....274 8 Análisis Nodal y Diseño de Bomba Electrosumergible Pozo Yalpemech-2A.....278
CAPITULO I
MARCO REFERENCIAL
1. INTRODUCCIÓN El campo Chocop esta bajo la concesión C-1-91-N cedida por el ministerio de energía y
minas de Guatemala a la empresa Petroenergy S.A. , geológicamente está integrado
por la formación Coban B8- B11 conocido como horizonte XAN y ha sido definida como
una secuencia cíclica de Dolomías y Calizas que se alternan con estratos de Anhidrita.
La base de dicho horizonte se reconoce por la presencia de capas de Carbonatos que
sobreyacen una potente sección anhidrítica, no considerada dentro del mismo. El techo,
por su parte, se caracteriza por la presencia de capas delgadas de Arcillita, que
subyacen una potente sección anhidrítica, no considerada dentro del Horizonte. En el
Campo Chocop, la zona productora reconocida por Texaco, Peten Petroleum y Pam
Petroleum, se encuentra esencialmente dentro del Horizonte Xan.
El Campo Yalpemech se encuentra en la Cuenca Petén Sur bajo la concesión C-1-91-
S, la producción proviene de yacimientos situados estratigráficamente dentro del
Miembro Cobán "C", de la Formación Cobán.
El Cobán "C" consiste generalmente de Anhidritas con intercalaciones de Carbonatos,
presentando un carácter cíclico con Anhidritas en la base y Carbonatos en el techo,
según el sistema desarrollado en el Campo Rubelsanto. A su vez, este Miembro ha sido
subdividido artificialmente (sin carácter litológico o sedimentario) en los Horizontes "C1"
a "C19" basándose en las características del registro eléctrico GRN.
Considerando lo anteriormente mencionado, en la presente investigación se realizará
un análisis de factibilidad desde el punto de vista de reparación y estimulación para la
reactivación de los Campos, considerándose toda la información disponible además de
las tecnologías emergentes aplicadas hoy en día en la industria petrolera a nivel
mundial para finalmente proponer las mejores practicas con la finalidad de reparar y
reactivar estos campos considerados como marginales.
311.1 PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA El Campo Chocop esta bajo la concesión C-1-91-N cedida por el ministerio de energía y
minas de Guatemala a la empresa Petroenergy S.A. , geológicamente esta integrado
por la formación Coban B8- B11 conocido como horizonte XAN y ha sido definida como
una secuencia cíclica de Dolomías y Calizas que se alternan con estratos de Anhidrita.
El campo Yalpemech se encuentra en la Cuenca Petén Sur bajo la concesión C-1-91-S,
la producción proviene de yacimientos situados estratigráficamente dentro del Miembro
Cobán "C", de la Formación Cobán.
En Enero del año 2005 estos Campos fueron cedidos bajo concesión otorgada a la
empresa PetroEnergy S.A. En esa época se realizo un estudio previo desde el punto de
vista de yacimientos, petrofisica y geología, dando como resultado posibles
localizaciones a perforar en los Campos Chocop y Yalpemech, sin embargo en aras de
evaluar el potencial del Campo en forma “temprana” se esta proponiendo un esquema
de reparaciones y estimulaciones considerándose la información disponible
actualmente, es por ello que el objeto del presente estudio es analizar la factibilidad de
ejecutar trabajos que apunten a la reactivación de la producción de ambos Campos.
Esto se realizará a través de la recopilación de la información general de los Campos,
incluye yacimientos, geología, perforación, completación, terminación y evaluación de
producción (Incluye las estimulaciones y mecanismos de producción empleados)
Se espera con éste trabajo establecer las mejores prácticas en lo que a reparación y
estimulación de pozos se refiere considerando toda la información disponible
(Escenarios reales) además de proponer las técnicas de producción adecuadas a las
condiciones generales de los Campos. Todo esto conducirá a la reactivación de los
Campos Chocop y Yalpemech y de ésta forma se contribuirá con la recuperación de la
producción en dichas áreas.
321.2 OBJETIVOS DE LA INVESTIGACION 1.2.1 Objetivo General Analizar la factibilidad de reparación y estimulación mediante la aplicación de nuevas
tecnologías en los Campos Chocop y Yalpemech para definir las mejores alternativas
de reparación de los pozos inactivos de estos Campos.
1.2.2 Objetivos Especificos
Recopilar la información general de los Campos. Revisar la información relacionada
con yacimientos.
Revisar la historia de perforación y completación de los pozos, incluyéndose los
diseños de revestidores y tuberías.
Revisar los registros eléctricos corridos en los pozos así como los reportes de
cañoneo.
Revisar la historia de evaluación de pozos en las que se utilizó el suabeo como
meetodo de prueba.
Revisar las pruebas de inyección previas a las estimulaciones para establecer
patrones de comparación.
Analizar las formulaciones utilizadas para las estimulaciones.
Revisar los mecanismos de producción de los pozos para establecer patrones de
comparación.
Proponer esquemas de reparación viables en aquellos pozos que se encuentren
inactivos.
33
Analizar los parametros basicos necesarios para proponer un metodo de producción
acorde con la necesidad de los pozos.
Proponer planes viables de RA/RC y estimulación.
1.3 HIPOTESIS El análisis de los pozos existentes en los campos Chocop y Yalpemech, desde el punto
de vista de perforación, completación y producción, constituye una herramienta muy
importante para la reactivación de ambos Campos considerados como Campos
marginales dentro del departamento del Peten, Guatemala
1.4 JUSTIFICACION DE LA INVESTIGACIÓN El Análisis de Factibilidad de Reparación y Estimulación Campos Chocop y Yalpemech
en Guatemala permitirá definir las mejores alternativas para reparar los pozos que
pertenecen a éstos Campos, los cuales se consideran como marginales desde el punto
de vista de producción de hidrocarburos. La integración de toda la información
disponible constituye la base fundamental para alcanzar los objetivos planteados en el
presente trabajo, ya que se basará en un escenario ajustado a la realidad de ambos
Campos.
Al centrar el objetivo de la presente investigación a los pozos tanto activos como
inactivos de ambos Campos, se pretende potenciar el recobro de las reservas a través
de mejoras en las propuestas de reparación, estimulación y completación así como
mejoras en los métodos de producción. Todo lo anteriormente mencionado, conllevaría
a definir nuevas estrategias de explotación ajustadas a la potencialidad de cada campo.
1.4.1 Tipo de Investigación Esta investigación de acuerdo a la forma de recopilación de los datos y a las
caracteristicas de la información puede clasificarse como analìtica, documental,
descriptiva, aplicada y de campo:
34
Analítica, porque trata de especificar y enfatizar las propiedades y parámetros
importantes de fenómenos o procesos que sean sometidos a análisis para describir
sus aplicaciones. En esta investigación el fenómeno o proceso lo representa los
Campos Chocop y Yalpemech.
Documental, ya que se sustenta en la revisión de historias de pozos, informes
técnicos previos, registros de pozos, entre otros.
Descriptiva, porque en este estudio se seleccionan una serie de variables para
describir lo que se investiga, se establecen comportamientos concretos y se
describen y comprueban las asociaciones entre las variables de la investigación.
Aplicada, por cuanto sus resultados podrían utilizarse en la reactivación de los
pozos asociados a los campos mencionados.
De Campo, ya que la información fue obtenida de la realidad y está representado
por análisis de registros de pozos, reportes de actividades de perforación y
reparación, pruebas de inyección, tabulación de datos, entre otros.
CAPITULO II
ANTECEDENTES
2.1- Geología regional El bloque donde se encuentran los Campos Chocop y Yalpemech, se encuentra
formado principalmente por sedimentos carbonáticos y clásticos del Mesozoico y
Terciario respectivamente. Estos se encuentran un poco plegados en Chocop y muy
deformados en Yalpemech, y la erosión ha desarrollado relieves karsticos sobre las
Calizas y Dolomías del Cretácico. Como resultado, existen terrenos accidentados en
regiones que han sido levantadas y plegadas, así como planicies con relieves suaves y
elongados en zonas de profundo desarrollo estructural.
Fig. 1. Cuencas Sedimentarias con Potencial Petrolero en Guatemala
36
2.1.1.- Marco Tectónico Regional
La distribución de formaciones geológicas está controlada por la historia tecto-
sedimentaría regional y ésta ha tenido un gran impacto en la zona de interés.
Actualmente, la configuración regional de las placas tectónicas se puede describir de la
manera siguiente:
La placa Norteamericana se extiende al Sur hasta alcanzar la zona de fallamiento
Polochic-Motagua-Jocotán y la fosa Caimán, límite entre ésta y la placa del Caribe;
El sur de Guatemala y la mayor parte de América Central, pertenecen a la placa del
Caribe; Al Suroeste la placa de Cocos está subduciendose por debajo de la Placa del
Caribe.
Tal configuración es el resultado de varios eventos tectónicos que se llevaron a cabo
entre los períodos geológicos del Jurasico al presente y éstos se enumeran a
continuación:
Durante el Jurásico medio-superior, Norte América se separa de Sur América y África,
creando la apertura inicial del Golfo de México y una zona de fuerzas extensivas ("Rift")
dentro de la Cuenca Petén. Luego, durante el Jurásico Superior, las primeras
transgresiones masivas en las fosas subsidentes dieron lugar, en el margen Norte, a los
depósitos evaporíticos de Sal y Carbonatos. En el Sur, la sedimentación dominante
continuaba siendo no marina y marina marginal. En el Cretácico Inferior inicia la
subsidencia del margen sur en el Golfo de México. Los mares transgresivos asentados
en el margen Norte alcanzaron la plataforma de Yucatán y la Cuenca Petén. La
sedimentación asociada corresponde a los carbonatos de la Formación Coban D.
Durante el Cretácico Medio, la actividad terminó y el Golfo de México entró en un
período de calma relativa. Tal evento, así como un nivel eustático alto, permitieron el
desarrollo de arrecifes en el borde del Golfo de México, que sirvieron como barrera
37
natural al flujo máximo abierto en la Cuenca Petén, en donde se desarrollaron lagunas
hipersalinas. Los depósitos sedimentarios corresponden así, a capas gruesas de
Evaporitas y Dolomías de la Formación Coban Miembros B y C. Esta fase de
deposición de los sedimentos de Coban B y C, es el resultado de la colisión del Arco
Volcánico de las Antillas Mayores con la parte sur del Bloque de Yucatán, generando
así los levantamientos y pliegues de la secuencia de Evaporitas y Carbonatos.
Considerando lo anterior, es factible que la depositación de éstos miembros fue
afectada por ambos eventos, ya que esto explicaría de una mejor manera el porqué de
la unidad B8 en el Campo Xan es más profunda que en el Campo Chocop; además da
un panorama más claro de lo que ha sucedido en la zona.
Al final del Cretácico y hasta el Eoceno, el esfuerzo transgresional provocado por el
movimiento de las placas litosféricas (colisión entre el Bloque Yucatán y el Arco de las
Antillas Mayores, la placa del Caribe y el bloque Chortís, que se movían hacia el
Noreste), deformó la parte sureste de la Cuenca Petén, levantando y erosionando las
Montañas Mayas y desarrollándose plegamientos de dirección NE-SW.
La depositación sedimentaría cambió de estilo "Riff' al estilo de antepaís.
Durante el Mioceno y hasta el presente, los movimientos transcurrentes continuaron
(lateral izquierdo) con la placa del Caribe y el bloque Chortís moviéndose hacia el Este.
En relación al marco tectónico regional antes expuesto (Fig. 2), se puede decir que en
Guatemala se han desarrollado las tres fases definidas durante la evolución tectónica
del Caribe, las cuales están relacionadas directamente con el historial depositacional de
las diferentes formaciones litológicas que se encuentran en la Cuenca Petén:
38
Fig. 2. Mapa Tectónico de Guatemala
Fase Extensional, a la cual se asocia la deposición de una plataforma potente de
carbonatos y evaporitas;
Fase Compresional, asociada con una división de la cuenca Petén con cambios
laterales de facies;
Fase Traslacional, asociada a una erosión general y una depositación muy localizada.
392.1.2.- Estratigrafía Regional
La secuencia estratigráfica regional, de acuerdo con los registros de los pozos
existentes en la cuenca Petén Norte, estaría constituida por las siguientes formaciones
geológicas:
1.- Formación Chochal: Litológicamente está formada por Calizas y Dolomías
(estratificadas a masivas), intercaladas con Lutitas, que son predominantes cerca de la
base de la formación. Existen zonas con altos contenidos fosilíferos, corales,
braquiópodos, crinoideos, briozoos y algas que sugieren una edad Pérmica temprana.
2.- Formación Todos Santos: Esta formación está compuesta por Areniscas
conglomeráticas, Limolitas y Lutitas, con capas lenticulares de Calizas marinas en la
parte superior de la formación. La edad de ésta ha sido determinada entre el Jurásico
Superior y el Cretácico Temprano. Su contacto inferior con la formación Chochal es
fuertemente discordante y aparentemente concordante con los Carbonatos de la
formación Coban suprayacente.
3.- Formación Coban: Se le da este nombre a la gruesa secuencia de Calizas,
Conglomerados calcáreos y Calizas Dolomíticas del Cretáceo. Litológicamente,
representa facies carbonáticas de plataforma con Evaporitas de un ambiente marino
restringido, carbonatos de centro de plataforma y carbonatos marinos de mar abierto en
los bordes la misma.
Los trabajos exploratorios llevados a cabo por las compañías petroleras en la cuenca
permiten la división de ésta formación en 4 miembros:
3.1.- Miembro Coban D: constituye la base de la formación Coban y está compuesta de
Carbonatos y Anhidritas con cantidades variables de lutitas hacia la base, con
desarrollo local de fasies de sal.
40
3.2.- Miembro Coban C: consiste de Anhidritas con capas de Dolomías. En la base de
éste miembro se presentan intercalaciones de Lutitas y Calizas. La mayoría de las
Dolomías están altamente fracturadas, constituyendo reservorios productores en
algunos Campos petroleros de Guatemala, los cuales presentan una muy buena
continuidad entre los Campos.
3.3.- Miembro Coban B: caracterizado por la presencia de horizontes masivos de
Anhidritas y Carbonatos. Cada ciclo comienza con Carbonatos masivos hacia la base
con capas de Anhidritas que aumentan el número y espesor hacia arriba hasta el tope
del ciclo, el cual consiste totalmente de Anhidritas masivas. Los horizontes de
Carbonatos consisten de Calizas Dolomíticas y Dolomías de origen diagenético.
3.4.- Miembro Coban A: consiste de Calizas masivas y Dolomíticas con miliólidos.
4.- Grupo Verapaz: éste grupo está constituido por las formaciones Chemal, Sepur y
Lacandón, las cuales constituyen una secuencia de depósitos clásticos y carbonáticos
del período Paleoceno-Eoceno.
5.- Depósitos Recientes: los depósitos más recientes que tienen una expresión
superficial en la zona, consisten principalmente en acumulaciones fluviales o eolíficas.
Consisten principalmente de materiales arenosos y arcillosos.
La Fig. 3 se muestra una columna estratigráfica con las formaciones atravesadas en los
Campos Chocop y Yalpemech y los horizontes objetivos.
2.2.- Campo Chocop
El Campo Chocop está bajo la concesión C-1-91-N cedida actualmente por el ministerio
de energía y minas de Guatemala a la empresa Petroenergy S.A. fue descubierto por
Texaco en 1984 con el pozo Bolonkitu-1 y confirmado al año siguiente con el pozo
Chocop-1, pero sin ponerlo a producción. Ver Fig. 4.
41
CAMPO CHOCOP(Miembro B)
(Miembro C)
CAMPO CHOCOP(Miembro B)
CAMPO YALPEMECH(Miembro C)
CAMPO CHOCOP(Miembro B)
(Miembro C)
CAMPO CHOCOP(Miembro B)
(Miembro C)
CAMPO CHOCOP(Miembro B)
CAMPO YALPEMECH(Miembro C)
CAMPO CHOCOP(Miembro B)
(Miembro C)
Fig. 3. Columna Estratigráfica del Área Campos Chocop y Yalpemech
Fig. 4. Mapa de Ubicación Campo Chocop
42
Entre los años 1992 y 1994 el Campo estaba siendo manejado por la empresa Pam
Petroleum quien perforó tres pozos de desarrollo los cuales fueron: Chocop 2A,
Chocop-1 y Chocop-X. En los pozos Chocop-1, Chocop-2A y Chocop-X se produjo en
forma discontinua, sin embargo no se tienen registros oficiales.
Para finales de 1996, el Campo Chocop fue adquirido por la Compañía General de
Combustibles, la cual recibió el mismo con todos los pozos inactivos. Durante 1997 se
realizaron estudios de sísmica 2D en aproximadamente 170 KMS alrededor del Campo
y se rehabilitaron las facilidades de producción existentes. Se realizaron intervenciones
en los pozos Chocop-1, Chocop-2A y Chocop-X con resultados satisfactorios a nivel del
miembro B-8 Superior con caudales entre 100 y 300 BPD y en el miembro B-10 se
probó caudales entre 50 y 150 BPD, en ambos miembros se observó cortes de agua
elevados entre 30 y 60%.
La tarea de interpretación desde el punto de vistas de las Geociencias (Geología y
geofísica) incluyó la elaboración de nuevos mapas de los miembros B-8 y B-10 basados
en la interpretación de la sísmica 2D. A partir de ésta interpretación, en marzo de 1998
se concretó la propuesta de perforación de 2 pozos de desarrollo (Chocop-4 y Chocop-
5) que apuntarían a tener una mejor posición estructural para así comenzar el
desarrollo del Campo. En el pozo Chocop-4 se contemplo un programa completo de
perfilaje y núcleos que permitieran la posterior caracterización del reservorio o
yacimiento.
Dichos pozos se perforaron y terminaron entre julio y octubre de 1998. Durante la
evaluación de B-10 en ambos pozos se observó solamente agua a pesar de
encontrarse en igual o mejor posición estructural que el resto de los pozos. El miembro
B-8 Superior produjo petróleo entre 30 y 130 BPD con un corte de agua de entre 30 y
40%. En la Fig. 5 se observa la ubicación de los pozos.
43
Fig. 5. Mapa de Ubicación de los Pozos Campo Chocop 2.2.1.- Marco Estratigráfico
El bloque Chocop ocupa 17168 hectáreas y se encuentra en el Oeste de la Cuenca del
Peten Norte, al pie de la faja plegada de Chiapas y al Norte del Arco de la Libertad. En
el subsuelo de ésta cuenca se encuentran sedimentos, en su gran mayoría
Carbonatitos y Evaporiticos, del Jurasico superior, Cretácico y Terciario inferior.
Los depósitos del Cretácico corresponden a la Formación Coban, miembros D,C y B.
En la base del Coban B, en el intervalo B8-B-11 de edad Cenomiano inferior, es donde
se ha registrado producción en los Campos Chocop y Xan. En el caso particular del
Campo Chocop, se documento producción de petróleo del Coban B10 y principalmente
del tope del Coban B8. La Fig. 6 muestran la columna estratigráfica y la sección
estratigráfica tipo correspondiente al Campo Chocop.
44
Fig. 6. Columna Estratigráfica Tipo
La Fig. 7. muestra una correlación estratigráfica de los pozos perforados en el Campo
Chocop.
2.2.2.- Estructura La estructura de Chocop es un anticlinal alongado en sentido E-W de unos 40Km2 con
cierre en las cuatro direcciones y una altura estructural de aproximadamente 120 mts.
Su expresión superficial está relacionada con un conjunto de resaltos topográficos al
sur del río San Pedro.
45
TD=4904
TD=5014
TD=4790
TD=5139
Correlation
GR
0 50API
CALI
6 16IN
Depth
MD
Resistivity
ResS(RXO)
0.2 2000OHMM
ResM(LLS)
0.2 2000OHMM
ResD(LLD)
0.2 2000OHMM
Water
o Cur
mesto
olomi
nhydr
Shale
4200
4300
4400
4500
4600
4700
4800
4900
Correlation
GR
0 50API
CALI
6 16IN
Depth
MD
Resistivity
ResS(SFLU)
0.2 2000
ResM(LLS)
0.2 2000OHMM
ResD(LLD)
0.2 2000OHMM
Water
o Cur
mesto
olomit
nhydr
Shale
4200
4300
4400
4500
4600
4700
4800
4900
5000
Correlation
GR
0 50API
CALI
6 16INCH
Depth
MD
Resistivity
ResS(MSFL)
0.2 2000OHMM
ResM(LLS)
0.2 2000OHMM
ResD(LLD)
0.2 2000OHMM
Water
o Cur
mesto
olomi
nhydr
Shale
4200
4300
4400
4500
4600
4700
Correlation
GR
0 50gAPI
CALI(HCAL)
6 16in
Depth
MD
Resistivity
ResS(RXOZ)
0.2 2000ohm.
ResM(HLLS)
0.2 2000ohm.
ResD(HLLD)
0.2 2000ohm.
Water
o Cur
mesto
olomit
nhydr
Shale
4200
4300
4400
4500
4600
4700
4800
4900
5000
B-8 B-8 B-8 B-8
B-8-BB-8-B
B-8-B
B-8-B
B-8-CB-8-C B-8-C B-8-C
B-8-D B-8-D B-8-DB-8-D
B-9B-9 B-9
B-9B-9-B B-9-B
B-9-B
B-9-B
B-10B-10
B-10B-10
B-10-B B-10-B B-10-BB-10-B
B-10-C B-10-C
B-10-CB-10-C
B-11 B-11
B-11
B-11-B B-11-B
B-11-B
C-1
0 0
-500 -500
CHOCOP-5 CHOCOP-1 CHOCOP-X CHOCOP-4
Ch - 3
Ch - 5
Bol- 1
Ch - 1
Ch - X
Ch - 6
Ch - 4
Ch – 2A
TD=4904
TD=5014
TD=4790
TD=5139
Correlation
GR
0 50API
CALI
6 16IN
Depth
MD
Resistivity
ResS(RXO)
0.2 2000OHMM
ResM(LLS)
0.2 2000OHMM
ResD(LLD)
0.2 2000OHMM
Water
o Cur
mesto
olomi
nhydr
Shale
4200
4300
4400
4500
4600
4700
4800
4900
Correlation
GR
0 50API
CALI
6 16IN
Depth
MD
Resistivity
ResS(SFLU)
0.2 2000
ResM(LLS)
0.2 2000OHMM
ResD(LLD)
0.2 2000OHMM
Water
o Cur
mesto
olomit
nhydr
Shale
4200
4300
4400
4500
4600
4700
4800
4900
5000
Correlation
GR
0 50API
CALI
6 16INCH
Depth
MD
Resistivity
ResS(MSFL)
0.2 2000OHMM
ResM(LLS)
0.2 2000OHMM
ResD(LLD)
0.2 2000OHMM
Water
o Cur
mesto
olomi
nhydr
Shale
4200
4300
4400
4500
4600
4700
Correlation
GR
0 50gAPI
CALI(HCAL)
6 16in
Depth
MD
Resistivity
ResS(RXOZ)
0.2 2000ohm.
ResM(HLLS)
0.2 2000ohm.
ResD(HLLD)
0.2 2000ohm.
Water
o Cur
mesto
olomit
nhydr
Shale
4200
4300
4400
4500
4600
4700
4800
4900
5000
B-8 B-8 B-8 B-8
B-8-BB-8-B
B-8-B
B-8-B
B-8-CB-8-C B-8-C B-8-C
B-8-D B-8-D B-8-DB-8-D
B-9B-9 B-9
B-9B-9-B B-9-B
B-9-B
B-9-B
B-10B-10
B-10B-10
B-10-B B-10-B B-10-BB-10-B
B-10-C B-10-C
B-10-CB-10-C
B-11 B-11
B-11
B-11-B B-11-B
B-11-B
C-1
0 0
-500 -500
CHOCOP-5 CHOCOP-1 CHOCOP-X CHOCOP-4
Ch - 3
Ch - 5
Bol- 1
Ch - 1
Ch - X
Ch - 6
Ch - 4
Ch – 2A
Fig. 7. Correlación Estratigráfica Fm Coban, Miembros B-8, B-9 y B-10 Campo Chocop.
En subsuelo, la estructura se muestra como un pliegue paralelo sin observarse
diferencias sustanciales en la ubicación de las crestas estructurales de las formaciones
cretácicas. En las figuras 8,9 y 10 se observan los mapas estructurales de los
miembros B8, B9 y B10 respectivamente.
Fig. 8. Mapa Estructural Campo Chocop Miembro B8
N
46
Fig. 9. Mapa Estructural Campo Chocop Miembro B9
Fig. 10. Mapa Estructural Campo Chocop Miembro B10
La interpretación sísmica y los mapas realizados a partir de la misma, fueron ajustados
con los resultados de los nuevos sondeos de los pozos Chocop-4 y 5 respectivamente.
47
Estas modificaciones fueron de orden menor ya que la diferencia de pases previstos y
encontrados en los pozos fueron pequeñas estando en el orden de la resolución
sísmica.
Para el caso del tope de B8, el pozo Chocop-4 lo encontró 10 pies por debajo de lo
previsto pero aun así, represento un ganancial estructural de 21 pies con respecto al
previsto en el Chocop-1 (Pozo existente más alto de la estructura). El pozo Chocop-5
encontró éste tope 24 pies por debajo de lo previsto pero también represento una
mejora estructural de 42 pies con referencia al mismo pozo.
2.2.3.- Geología Geológicamente, la zona productora en el Campo Xan, denominada como Horizonte
Xan (Formación Coban B8 – B11) ha sido definida como una secuencia cíclica de
Dolomías y Calizas que se alternan con estratos de Anhidrita. La base de dicho
horizonte se reconoce por la presencia de capas de Carbonatos que sobreyacen una
potente sección anhidritica, no considerada dentro de dicho horizonte. En el Campo
Chocop, la zona productora reconocida por Texaco, Peten Petroleum y Pam Petroleum
se encuentran dentro del horizonte Xan, por esta razón, el estudio geológico de
prospección de zonas productoras ha sido enfocado dentro de este intervalo.
2.2.4.- Evaluación Petrofisica Para llevar a cabo la evaluación petrofisica en el Campo Chocop, se considero la
información recibida de CGC y la encontrada en los archivos del Ministerio de Energía y
Minas. Se obtuvieron los siguientes análisis de núcleos:
Chocop-4: Análisis Convencionales (Porosidad – Permeabilidad – Densidad de Grano).
Petrografía y Análisis Sedimentológico, Propiedades Eléctricas, Presiones Capilares
(método centrífuga y mercurio).
Bolonkitú-1: Porosidad – Permeabilidad, Propiedades Eléctricas.
48
2.2.4.1.- Modelo de Porosidad
Para el ajuste de porosidad de núcleo con la determinada por perfiles de pozo se
utilizaron las mediciones: Densidad (PHID), Sónico (PHIS), Neutrón (NPHI), Densidad-
Neutrón (PHI_DN), Densidad-Sónico (PHIA). Para éste trabajo se utilizó la información
del núcleo del Chocop-4.
En la Fig. 11. se muestra la correlación entre los distintos cálculos de porosidad y las
mediciones de núcleo. La curva de “ajuste” constituye una línea uno a uno
( NÚCLEOPERFIL φφ = ).
Chocop-4Porosidad Perfiles vs. Porosidad Núcleo
0
0.05
0.1
0.15
0.2
0.25
0.3
0 0.05 0.1 0.15 0.2 0.25 0.3
Porosidad Núcleo
Por
osid
ad P
erfil
es
PHID
NPHI
PHI_DN
PHIS
PHIA
Ajuste
Puntos afectados por hoyo
Fig 11. Correlación Porosidad Núcleo-Perfil Chocop-4 (Antes de Ajuste de Curva Densidad)
La curva de densidad (RHOB) del Chocop-4 debió ser calibrada, utilizando como base
las curvas del Chocop-5 (véase figuras siguientes):
49
Fig. 12. Identificación de Litologías Chocop-5
Fig. 13. Identificación de Litologías Chocop-4 (Antes de Calibrar)
50
Fig. 14. Curva de densidad (RHOB) Chocop-5
Fig. 15. Curva de densidad (RHOB) Chocop-4
51
Fig. 16. Histogramas de densidad Pozos Chocop-4 y Chocop-5
Solución numérica histograma densidad Chocop-5
Solución numérica histograma densidad Chocop-4 (Antes de la calibración)
52
Fig. 17. Identificación de Litologías Chocop-4 (Después de Calibración)
El ajuste Núcleo-Perfil posterior a la calibración de las curvas del Chocop-4 se muestra
a continuación:
Chocop-4Porosidad Perfiles vs. Porosidad Núcleo
0
0.05
0.1
0.15
0.2
0.25
0.3
0 0.05 0.1 0.15 0.2 0.25 0.3
Porosidad Núcleo
Por
osid
ad P
erfil
es
PHID
NPHI
PHI_DN
PHIS
PHIA
Ajuste
Puntos afectados por hoyo
Fig. 18. Ajuste de Porosidad Núcleo-Perfil Chocop-4
53
Para el mejor ajuste a los datos de núcleo se considera la curva Densidad-Sónico (PHIA
en la figura). Para aquellos pozos donde no se dispone de sónico, se utilizó la curva de
porosidad Densidad-Neutrón.
2.2.4.2.- Perfiles Afectados por Hoyo
En todos los pozos se observa derrumbe al tope del miembro B-8. En general, esta
condición afecta las lecturas del perfil de densidad, el cual es una herramienta de
contacto.
Ante esta condición, la técnica generalmente utilizada es estimar la porosidad a través
del perfil sónico, o generar una curva de densidad sintética a partir de un perfil no
afectado por condición de hoyo (como Rayos Gamma).
No obstante, en el intervalo en cuestión, tanto el perfil de densidad como el sónico se
muestran afectados por la condición de hoyo. Adicionalmente, el perfil de Rayos
Gamma (GR) no muestra ninguna relación con la cual pueda generarse una curva de
densidad sintética. Esta situación imposibilita un cálculo confiable de porosidad en la
zona afectada.
A partir de la información disponible se interpreta que dicho intervalo está compuesto
principalmente por Dolomía con algunas intercalaciones de Lutitas. De los análisis de
núcleos del Chocop-4 se tienen porosidades del orden de 3-6% en casi todo el espesor.
No se observan sistemas de fracturas importantes.
Debido que no se dispone de información para corregir las curvas en éste intervalo y lo
que se muestra en los núcleos, se presentan los cálculos con la observación de que las
porosidades no se consideran confiables.
2.2.4.3.- Permeabilidad
Para la permeabilidad, en el caso de Rocas Carbonáticas se requiere suficiente
información de núcleos, para aplicar métodos como el que propone Jerry Lucia en su
libro “Carbonate Reservoir Characterization”, en el que se describen “clases” con
54
distintas relaciones K-Phi. No obstante, sólo se dispone de datos incompletos de una
pequeña sección de núcleo cortado en el Chocop-4.
La Fig. 19 muestra los datos de Porosidad-Permeabilidad en el núcleo del Chocop-4.
Puede observarse una gran dispersión de los datos:
Fig. 19. Porosidad-Permeabilidad Núcleo Chocop-4
La compleja textura de las Rocas Carbonáticas dificulta encontrar una correlación para
el cálculo de Permeabilidad, y con ello, para la determinación de espesores netos (Pay
zone).
La siguiente figura muestra una imagen de un ejemplo sacado del núcleo del Chocop-4,
donde se observa la inconsistencia entre los valores de Porosidad y Permeabilidad.
C h o c o p -4P e r m e b il id a d v s . P r o s id a d
0 .0 01
0 .01
0 .1
1
10
1 00
1 0 00
0 5 1 0 1 5 2 0 2 5
P o r o s id a d (% )
Perm
eabi
lidad
(mD
)
P er m ( mD )
R FC las s = 0 .5
R FC las s = 1 .5
R FC La s s = 2 .5
R FC La s s = 4 .0
K _T im ur
PorosidadC h o c o p -4
P e r m e b il id a d v s . P r o s id a d
0 .0 01
0 .01
0 .1
1
10
1 00
1 0 00
0 5 1 0 1 5 2 0 2 5
P o r o s id a d (% )
Perm
eabi
lidad
(mD
)
P er m ( mD )
R FC las s = 0 .5
R FC las s = 1 .5
R FC La s s = 2 .5
R FC La s s = 4 .0
K _T im ur
Porosidad
55
Dolomía Cristalina
Porosidad Secundaria (Dolomitización)
Textura de Porosidad: Interpartícula/ Vacuolas interconectadas.
Textura: Packstone
φ = 9.9 % K = 30 mD
Mudstone
Textura de Porosidad: Intercristalina
Textura: lodosa.
φ = 10.4 % K = 0.14 mD
Fig. 20. Imagen Núcleo Chocop-4 Debido a la gran influencia de la textura de la roca en la permeabilidad, en las pocas
muestras donde se realizó este tipo de descripción (en secciones finas) se integró esta
información en la relación Porosidad-Permeabilidad; tal como lo muestra el siguiente
gráfico.
Además de la información sobre textura de la roca (Fig. 20), se incluyen las llamadas
“clases” propuestas por Jerry Lucia en su libro Carbonate Reservoir Characterization
(curvas RF Class 0.5 – 1.5). La finalidad del método es estimar permeabilidades a partir
de la siguiente ecuación:
( )( )( ) ( )( )( ) ( )φLogRFNLogRFNLogkLog ××−+×−= 2965.86711.80838.127982.9)( (1)
56
Donde: RFN = Rock Fabric Number (clases de Lucia)
Chocop-4Porosidad vs. Permeabilidad
0.001
0.01
0.1
1
10
100
1000
0 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20Porosidad (%)
Perm
eabi
lidad
(mD
)
BRECCIA
CLAYSTONE
CRYSTALLINE CARBONATE
CRYSTALLINE DOLOMITE
DOLOMITIZED GRAINSTONE
DOLOMITIZED PACKSTONE
DOLOMUDSTONE
MUDSTONE
PACKSTONE
PACKSTONE-GRAINSTONE
PACKSTONE-MUDSTONE
RECRYSTALLIZEDBOUNDSTONESEUDOBRECCIA
SILICIFIED GRAIN-SUPPORTED
Timur
RFClass= 0.5
RFClass= 1.5
RFCLass= 2.5
RFCLass= 4.0
Fig. 21. Determinación de la Permeabilidad a Partir de la Porosidad Utilizando la Ecuación de Jerry Lucia. No obstante, la limitación del método de Lucia es que se requiere gran cantidad de
información, que no se dispone:
Núcleo continúo a través de toda la sección productora.
Abundantes análisis de secciones finas.
Muestras K-Phi pie a pie, evitando las secciones de Anhidrita.
Secciones finas en todos los tipos de roca, con especial atención en zonas de
alta porosidad.
De acuerdo al método propuesto por Lucia, los datos disponibles son insuficientes para
completar el estudio utilizando este método.
57
En vista de la limitada cantidad de información disponible, se probó la ecuación de
Timur sobre los datos, variando la Saturación de Agua Irreducible (Swi) en función de la
porosidad.
225.2100⎟⎟⎠
⎞⎜⎜⎝
⎛=
iSwxK φ
(2)
Donde:
φ = Porosidad, fracción
Swi = Saturación de agua irreducible de la formación, fracción Si bien, ésta ecuación sólo reproduce las Dolomías Cristalinas, se considera que estas
son las rocas que predominantemente dominan la acumulación de hidrocarburos; razón
por la cual se utilizó ésta ecuación, aceptando su inexactitud.
Chocop-4Porosidad vs. Permeabilidad
0.001
0.01
0.1
1
10
100
1000
0 2 4 6 8 10 12 14 16 18
Porosidad (%)
Perm
eabi
lidad
(mD)
BRECCIA
CLAYSTONE
CRYSTALLINE CARBONATE
CRYSTALLINE DOLOMITE
DOLOMITIZED GRAINSTONE
DOLOMITIZED PACKSTONE
DOLOMUDSTONE
MUDSTONE
PACKSTONE
PACKSTONE-GRAINSTONE
PACKSTONE-MUDSTONE
RECRYSTALLIZEDBOUNDSTONESEUDOBRECCIA
SILICIFIED GRAIN-SUPPORTED
Timur
Fig. 22. Determinación de la Permeabilidad a partir de la Porosidad utilizando la ecuación de Timur. 2.2.4.4.- Saturación La ausencia de Arcillas en la roca hace que la ecuación a utilizarse sea la de Archie.
58
(3) Donde:
(4)
(5)
No obstante, he aquí algunas consideraciones sobre la determinación de saturaciones
en carbonatos:
La ecuación de Archie se hace más inexacta a medida que la porosidad se hace
más baja.
Cuando la resistividad es medida con perfiles de tipo inducción, la alta
resistividad de la roca no es medida con exactitud por la herramienta.
Es común que la saturación determinada a parir de perfiles tenga un error de hasta 30-
40%, Sin embargo, con la información disponible, se realizaron las correcciones,
correlaciones y cálculos dentro de las limitaciones existentes.
Saturación vs. Porosidad
0
10
20
30
40
50
60
0 5 10 15 20Porosidad (%)
Satu
raci
ón (%
)
SwSo
Fig. 23. Saturación de Petróleo y Agua Vs. Porosidad
maF Φ
=
oW
FR
R =
n mt
wW R
RS
Φ=
59
En los estudios del núcleo del Bolonkitu-1 se dispone de análisis completo de
propiedades eléctricas. A continuación, en la Tabla 1 se muestra el resumen de dichos
análisis:
Constantes de Ecuación de Archie:
a = 1; m = 1.9; n = 1.5
PHI (%) K (mD) LITOLOGÍA Ro Fr Rt Resist Index n Sw 18.4 5.8 Dolomía 6.91 24.3 7.94 1.03 1.03 94.4
14.4 8.9 Dolomía 14.1 49.7 19.4 1.29 1.12 88.8
8.4 11 Dolomía 27.5 96.7 40.9 1.4 1.27 71.4
7.3 1.3 Dolomía 46.1 162 61.8 1.22 1.82 78.2
9.4 26 Dolomía 57.8 100
12.3 14 Dolomía 56.2 100
11.9 30 Dolomía 15.3 53.9 25 1.54 1.27 88.1
* Muestras saturadas con agua de salinidad 20.000 ppm NaCl.
Tabla 1. Propiedades Eléctricas Núcleo Bolonkitu-1
Donde:
Ro = Resistividad del petróleo
Fr = Factor de resistividad
Rt = Resistividad de la formación (zona virgen)
n = Exponente de saturación
Sw = Saturación de agua de la formación
a = Coeficiente de tortuosidad
m = Factor de cementacion
Estos datos medidos fueron comparados con cálculos haciendo uso de las ecuaciones
de Archie.
Para analizar la validez de la ecuación de Archie en éste tipo de rocas, se calcularon los
valores de Sw y Ro para compararlos con los valores medidos. Esta comparación se
muestra en la siguiente figura:
60
Ro vs Ro Archie
0
10
20
30
40
50
0 10 20 30 40 50
Ro calc
Ro
med
ido
Ro_medido Línea 45º
Fig. 24. Comparativo de Ro calculado con la Ecuación de Archie Vs. Ro
Medido del Núcleo Pozo Bolonkitu-1.
En ésta figura se muestra el valor de Ro calculado vs. Ro medido. La línea de 45º
muestra la coincidencia de ambos valores. Como puede observarse, los valores
calculados ajustan con bastante precisión a los medidos. De ésta forma, se considera
que la ecuación de Archie, con los parámetros utilizados, reproduce las condiciones del
yacimiento.
Debido a que los cálculos de saturación en Calizas tienden a ser bastante inexactos, se
intentó correlacionar los resultados obtenidos con producción. No obstante, no existen
pruebas de producción por horizontes, por lo cual éste trabajo no pudo ser completado.
2.2.4.5.- Resistividad del Agua
Fue determinada a partir de muestras recientemente tomadas de la producción de los
pozos, siendo de unos 0.28 ohm-m a temp de yacimiento (125 ºF), equivalente a una
salinidad de 12000 ppm.
2.2.4.6.- Determinación de la Litología
El modelo de evaluación utilizado considera litologías complejas, con un modelo de
Caliza, Dolomía, Anhidrita y Lutita.
61
La litología fue determinada a partir de las curvas de Densidad (RHOB), Neutrón (PHIN)
y Factor Fotoeléctrico (PEF).
2.2.5- Historia Breve Pozos Chocop El Campo Chocop actualmente está constituido por los pozos:
2.2.5.1.- Pozo Bolonkitu-1
El pozo Bolonkitu-1 fue perforado hasta 14863’ en Abril de 1984 por la Cia. Texaco
Exploration Guatemala INC. , se bajó y cementó revestimiento de producción de 9-5/8”
hasta 13623’ (Ver Anexo I). En la última intervención mayor ocurrida en mayo de 1998,
se corrió registro de cementación, se cañoneó el intervalo 3770’-3772’ y forzó 20 Bbls
de cemento con la finalidad de crear sello hidráulico por detrás del revestimiento.
Finalmente se cañoneó intervalo 3463’-3500’ y dejó pozo inyectando en dicho intervalo,
dando inicio al proyecto de inyección del agua del Campo.
2.2.5.2.- Pozo Chocop-X
El pozo Chocop X fue perforado hasta 4796’ en Noviembre de 1992 por la Compañía
Pam petroleum atravesando los horizontes B-8, B-9 y B-10, se bajó y cementó
revestimiento de 5-1/2”, 17 #/pie @ 4669’ (Ver Anexo I). Inicialmente se disparó el
intervalo 4222’-4244’ con porosidades de 16.4% y saturaciones de agua de 32.5% con
un posible contacto agua petróleo en 4250’, así mismo se disparó el intervalo 4480’-
4528’ con porosidades de 18% y saturaciones de agua de 37% con posibles zonas
acuíferas tanto por arriba como por debajo de dicho intervalo. Durante el mismo trabajo
se reparó cementación primaria de revestidor, para ello se disparó y cementó los
intervalos 4309’-4312’ y 4429’-4432’. Posterior a la cementación se corrió registro de
cemento para evaluar resultados del trabajo, así mismo se cementó el intervalo 4480’-
4528’ una vez completado el proceso de evaluación de los intervalos disparados.
Despues de varios ensayos, el pozo quedó produciendo de los intervalos: 4222’-4244’
(B-8) y 4669’-4796’ (B-10) a hoyo desnudo, habiéndose cañoneado 4674-4706’, dentro
del intervalo a hoyo desnudo para garantizar flujo hacia el pozo.
622.2.5.3.- Pozo Chocop-1
El pozo Chocop-1 fue perforado en junio de 1985 por Texaco, la zona que produjo
petróleo (4665' - 4710') tiene una saturación de agua del orden del 40%. Las zonas que
produjeron agua (4450' 4512' y 4534' - 4584') tienen una saturación de agua promedio
de 70%. La zona que produjo agua con rastros (4300' -4360') tiene zonas de saturación
de agua del 100% y otras de 30%, lo que indicaría la presencia de barreras de
permeabilidad vertical, no observables en el perfil.
Las pruebas realizadas por Texaco en el intervalo 4665-4710' recobraron 34 barriles de
petróleo (14.3º API) sin estimulación, y 180 barriles (13' API (70 ºF)) después de la
estimulación con HCl 15%, a razón de 73.4 BPD (11.8` API (60 ºF)).
Las pruebas realizadas por Petén Petroleum, S.A. en el intervalo 4665' - 4710', sin
estimulación, recobraron 118.98 y 171.06 BPD (13.3º API (60 ºF)).
La compañía General de Combustibles (CGC), en 1998 probó la zona superior del B-8,
en la que un análisis realizado, muestreaba una zona con potencial no evaluado, en el
intervalo 4264' -4280', con porosidades del 13.6% y saturación de agua de 44.4%. En
Junio de 1998 se recuperó tapón colocado a 4441’ quedando produciendo de los
intervalos 4264-4280´, 4300-4360’ (B-8) y 4665- 4710’ (B-10) con 98% de agua.
Produce con equipo de Bombeo Electrosumergible (Ver anexo I)
2.2.5.4.- Pozo Chocop-2A
El pozo Chocop-2A fue perforado hasta 4820’ por la Cia. Pam Petroleum Inc en 1993,
se bajó y cementó revestimiento de 5-1/2”, J-55 hasta 4818’. En abril de 1998 se
efectuaron evaluación de los horizontes B-10, B-9 y B-8, durante la misma se determinó
que el horizonte más prospectivo estaba en el intervalo 4210’-4245’ (B-8) por esa razón
se completó en esa zona y se aisló el intervalo 4290' - 4712', con tapón EZ fijado a
4270’.
El intervalo 4706' - 4714', equivalente a la zona productora en Chocop-1, muestra
porosidades del orden del 14.4% y saturaciones de agua de 56.1%. Otras zonas con
potencial no evaluado corresponden a los intervalos 4290' - 4306' (Con porosidades del
13.4% y saturaciones de agua de 40.5%) y 4508' - 4518' (Con porosidades del 17.6% y
63
saturaciones de agua de 53.7%). En el anexo I se presenta el esquema mecánico
actual del pozo
2.2.5.5.- Pozo Chocop- 4
El pozo Chocop-4 fue perforado hasta 5139’ por la Compañía General de
Combustibles, llegándose a dicha profundidad en agosto de 1998. Se bajó y cementó
Revestimiento de 7”, 23#/pie @ 5139’ (Ver anexo I). Fue probado en los diferentes
miembros mostrando prospectividad solo en el miembro superior de B-8, intervalos
4266’- 4286’ y 4296’ - 4328’, los cuales fueron probados en varios ensayos sin ácido y
con dos acidificaciones con un acumulado de 509 bls y 63% Agua, produjo 60 bpd y 60
% agua. En general durante su perforación no se observaron pérdidas severas así
como problemas de sobrepresiones en ningún intervalo del pozo.
Durante el periodo de completación del pozo se aisló el Intervalo 4628’-4678’ con tapón
EZ SV @ 4346’ desde entonces ha estado produciendo del intervalo 4266’-4328’.
Estuvo activo hasta septiembre del 2002 con producción de naftenos y 55 barriles/día
promedio año. El acumulado de producción fue de 35000 Barriles de petróleo y 63000
barriles de agua.
2.2.5.6.- Pozo Chocop- 5
El pozo Chocop-5 fue perforado por la compañía General de Combustibles hasta
4909’, llegándose a dicha profundidad el 7 de septiembre de 1998. Se bajó y cementó
Revestimiento de 7”, 23#/pie @ 4900’. En general, durante su perforación únicamente
se presentaron problemas de pérdida severas de circulación de fluidos por arriba de los
1600’ y mínimas a los 2130’ y 2340’. No se observaron problemas de sobre-presiones
en ningún intervalo del pozo.
Durante el período de completación del pozo se evaluaron las Formaciones B-8 y B-10,
en los Intervalos 4628’-4678’ sel (B-10) y 4180’-4248’ sel (B-8). Finalmente, se aisló el
intervalo 4628’-4678’ con tapón EZ Drill @ 4520’ y tapón de cemento @ 4519’. Este
pozo acumuló 4742 barriles de petróleo y 3480 barriles de agua. (Ver anexo I).
642.2.6. - Evaluación de Registros Eléctricos La porosidad y litología fue derivada de los perfiles litodensidad y neutrón utilizando el
modelo Caliza-Dolomía-Anhidrita y correlacionando con el master log (perfil de litología
por muestras de cortes de perforación).
En el pozo Bolonkitu - 1, el diámetro nominal es de 17'' por cuyo motivo están
fuertemente afectadas las curvas de LLs, que lee muy por debajo del Laterolog
profundo, y el MSFL que por momentos parece perder contacto con la pared del pozo.
De 4.915' al fondo el diámetro del pozo se agranda a 22" y el perfil de densidad pierde
contacto con la pared del mismo. No obstante, dado que existe buena correlación entre
el Bolonkitu-01 y los pozos Chocop-1 / 5 / 4 / y 2A, los cálculos pueden compararse en
los pozos con buenos perfiles.
Los parámetros “m” (factor de cementación) y “n” (exponente de saturación) fueron
obtenidos de los análisis especiales efectuados sobre el núcleo del pozo Bolonkitu-01 y
el Chocop-4.
En el Campo Chocop, las zonas productoras corresponden a Dolomías de alta
porosidad (11 - 18 %) con un promedio de 14%, generalmente se presentan estratos de
Anhidrita supra y subyacentes que pueden estar actuando como sellos (de no
encontrarse fracturadas).
Para la correlación se utilizaron los perfiles eléctricos disponibles, así como la
información contenida en los informes finales.
En informes previos de CGC, se dividieron éstos horizontes en varios niveles desde I
hasta VIII. Se realizó una correlación e identificación de éstos horizontes con las sub-
unidades del Miembro Coban B para unificar los criterios de estratigrafía regional.
En éste informe se van a considerar solamente los topes de los Horizontes B-8, B-9, B-
10 y B-11 por ser los que mejor se correlacionan entre los pozos y constituyen los
intervalos productores; ya que aunque se han identificado los demás topes en todos los
pozos se observan ciertas inconsistencias en la definición en los criterios de ubicación
de los mismos, a pesar que originalmente se utilizaron criterios de tipo sedimentológico.
652.2.7. – Caracterización de Fluidos y Presiones Campo Chocop
Se dispone de información del fluido del yacimiento: un crudo de 13 ºAPI, con una
relación gas disuelto en el petróleo de 68 pcn/bn, presión de burbuja de 529.5 lpc y un
factor volumétrico de petróleo a presión de burbujeo de 1.0368 BY/BN. Con éstos
datos se construyó a partir de las correlaciones de Standing un PVT sintético para los
miembros B8 - B10. Las Fig’s 25 y 26 presentan los resultados del PVT sintético:
P vs Rs y Bo
0
10
20
30
40
50
60
70
80
0 500 1000 1500 2000 2500P, Lpca
Rs,
Pcn
/Bn
1.0250
1.0300
1.0350
1.0400
1.0450
1.0500
Rs, Pcn/BnBo (By/bn)
Fig. 25. Factor Volumétrico y Relación Gas Disuelto Petróleo del Campo Chocop
PVT SINTETICO(Viscosidad del Petróleo vs Presión)
0.0000
20.0000
40.0000
60.0000
80.0000
100.0000
120.0000
140.0000
160.0000
180.0000
0 500 1000 1500 2000 2500
Presión
Uoi
l
Fig. 26. Viscosidad del Campo Chocop
Con respecto a la presión del Campo, la información disponible indica un valor de 2025
lpca que corresponde a un gradiente de 0.405 lpc/pie. Este valor resulta en un valor
66
bajo de gradiente típico para condiciones iniciales en formaciones normales, sin
embargo, se decidió utilizarlo por no tener elementos válidos para su descarte. 2.2.8.- Reservas Las reservas en este Campo fueron estimadas en 80 MMBls a partir de FR de 27,5%,
un área de 8650 acres, un espesor promedio de 44’, una porosidad de 15% y una
saturación de agua de 37%. Este valor de porosidad pareciera ser alto para este tipo de
reservorio, donde típicamente no supera el 10%. No se dispone de la información
necesaria para efectuar una validación de los datos proporcionados. A continuación se
presenta el resumen de datos utilizados para este cálculo.
Se realizó un análisis probabilístico del POES y de las reservas variando ésta
propiedades en un 10% y 20% por encima y por debajo, resultando en:
672.2.9.- Producción Para el Campo Chocop se menciona en la información disponible que tiene como
mecanismo de producción el empuje hidráulico con un factor de recobro final del orden
del 27%. La historia de producción de este Campo indica alta producción de agua a
nivel de todos los pozos lo cual se asocia a un acuífero infrayacente. Este tipo de
sistemas de doble porosidad, presentan una declinación de producción inicial muy
fuertes y luego se estabilizan en caudales de producción mucho menores, que en los
casos de acumulaciones pequeñas usualmente son no económicas. Al haber un
acuífero activo, la tendencia es a canalizarse el agua a través de las fracturas
incrementándose fuertemente el corte de agua y disminuyendo la producción neta.
Es de hacer notar que los pozos en este Campo básicamente requieren de un proceso
de estimulación bien sea a través de un bombeo matricial de acido o un fracturamiento
acido debido principalmente a dos (02) razones: Contactar el área de drenaje no
dañada por la invasión de fluidos de perforación y contactar el mayor número de
fracturas secundarias posible. Todos los pozos fueron sometidos a estimulación
matricial con ácido durante su evaluación con el fin de mejorar su producción aunque
no se fracturaron.
68
A continuación se presentan las historias de producción de estos pozos:
69
70
Se hizo un cálculo de afluencia basado en un cotejo de las pruebas de producción de
los pozos Chocop-1, Chocop-X y Chocop-4, indicando capacidades de producción entre
500 Bfpd brutos para el caso del Chocop-4 y 3400 Bfpd para el Chocop-1. Esto es una
muestra de la alta variabilidad de espesores, permeabilidades y daño en estos pozos,
71
indicando cierto nivel de riesgo en cuanto a productividad de pozos para este
yacimiento.
Pozo Yac Percentil AOF BFPD 70% AOF BFPD
P10 4271 2899P50 5125 3479P90 6055 4110
Ch-1 B8/10
Pozo Yac Percentil AOF BFPD 70% AOF BFPD
P10 1413 959P50 1771 1202P90 2243 1522
Ch-X B8/10
Pozo Yac Percentil AOF BFPD 70% AOF BFPD
P10 716 486P50 791 537P90 899 610
Ch-4 B8/10
2.3.- Campo Yalpemech El Campo Yalpemech se encuentra en la cuenca Petén Sur bajo la concesión C-1-91-S,
considerado como una extensión SE del distrito petrolífero de Chiapas, su extensión es
de 120 Km2 abarcando buena parte de la Sierra de Chinaja y su pie de sierra (Fig. 27).
Aunque con periodos de inactividad, en el área se han realizado tareas de exploración
de hidrocarburos desde 1960, ejemplo de ello fue la perforación del pozo Chinaja-1 por
parte de la empresa Ohio Oil Company ubicado en la sierra homónima, en dicho pozo
se realizo evaluación DST y se recuperó algo de petróleo de 37°API, finalmente fue
abandonado a una profundidad de 10806 pies.
La empresa Hispánica de Petróleos, Hispanoil (Ahora Repsol-YPF) registró sísmica y
perforó en 1980 el pozo Yalpemech-1 al pie de la sierra de Chinaja cuya profundidad
final fue 15352 pies. Luego de ensayos que se juzgan completos y exhaustivos de
todos los posibles reservorios presentes, se logro producción de hasta 1500 BPPD de
72
36°API del intervalo Coban C8-C9, dichas pruebas se efectuaron entre 1980 y 1981
realizándose 21 pruebas DST para evaluar el potencial de los horizontes C8-C18. Es de
hacer mención que el horizonte C-18 probo agua, el horizonte C-17 resulto productivo
en las zonas C y D probándose petróleo ligero de 37°API a razón de 1300 BOPD y una
relación GOR de 380 SCF/STB. Los horizontes C-8 (A-M) y C-9 (A-B) resultaron
productores probando petróleo ligero (32-34ºAPI) y GOR de 250 SCF/STB.
Una prueba de larga duración fue realizada para los horizontes C-8 /C-9 durante 1982-
1983, utilizando una bomba electrosumergible, produciéndose un total acumulado de
119.000 barriles de petróleo de 34.3 º API (Tabla 2).
La completación de Hispanoil, separa la zona productora C-8/C-9 (Carbonatos) en los
siguientes grupos:
Zona Producción (BPD) Horizonte Intervalo (pies)
C-8-A 8373 – 8375 C-8-B 8387 – 8392 C-8-C 8407 – 8410 Superior 700
C-8-D 8428 – 8438
C-8-E 8500 - 8503 8506 – 8510
C-8-F 8530 – 8532 C-8-G 8578 – 8583 C-8-J 8591 – 8597 C-8-K 8611 – 8615
Media 1190
C-8-L 8626 – 8633 C-8-M 8652 – 8672 Inferior 768 C-9-A 8712 – 8726
Tabla 2. Resultados Prueba Larga Duración Pozo Yalpemech-1
En 1982, Hispanoil perforo el pozo Tzulul-1 en la sierra de Chinaja con una profundidad
final de 14825 pies el cual fue abandonado como estéril o seco. Posteriormente, en
1983, con objetivo en una culminación estructural definida por sísmica y geología de
superficie, Hispanoil perforó el pozo Tucan-1 el cual fue abandonado a la profundidad
final de 7810 pies declarándose como estéril o seco. En 1992 la compañía Peten
Petroleum perforó el pozo Yalpemech-2A del cual no se hayan registros oficiales de
operación, perfilaje y completación. Aparentemente el pozo fue abandonado
inmediatamente luego de su perforación sin saber las razones que motivaron éste
hecho.
73
Fig. 27. Mapa de Ubicación Campo Yalpemech
Aunque la producción del pozo Yalpemech-1 no presenta registros oficiales completos,
se estima que se produjo un acumulado aproximado de 127 MBP entre los años 1982 y
1992. La Compañía General de Combustibles (CGC), se hizo cargo de la operación del
Campo desde 1996. Como parte de las tareas de estudios se hizo una reinterpretación
de la sísmica existente, se realizo la fotointerpretación geológica de superficie y se
analizaron los antecedentes de producción. De estos estudios surgió la necesidad de
registrar nueva sísmica para definir la estructura del bloque y la intervención de los
pozos Yalpemech-1 y 2A para obtener datos sobre fluidos y reservorios.
CGC resumió la producción acumulada por año (1982-92), la cual se puede ver en la
siguiente tabla:
74
Fecha 1982 1983 1984 1985 1986 1987 1988 1989 1990 1991 1992Enero 19832 0 0 0 0 0 0 0 8211 0 783Febrero 19832 0 0 0 0 0 0 0 1367 0 0Marzo 19832 0 0 0 0 0 0 0 6025 0 0Abril 5957 0 0 0 0 0 0 0 2787 0 0Mayo 5957 0 0 0 0 0 0 0 1188 0 0Junio 5957 0 0 0 0 0 1076 0 5849 0 0Julio 0 0 0 0 0 0 1975 0 1851 0 0Agosto 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0Septiembre 0 0 0 0 0 0 1498 0 0 0 0Octubre 0 0 0 0 0 0 0 0 986 0 0Noviembre 0 0 0 0 0 0 5438 0 2756 0 0Diciembre 0 0 0 0 0 0 5416 0 125 0 0
Total Produccion 77367 0 0 0 0 0 15403 0 31145 0 783
Tabla 3: Producción Acumulada Pozo Yalpemech-1 Años 1982-1992
En los trabajos de Workover realizados en junio de 1998, el pozo Yalpemech-2A sólo
produjo agua de formación, en cambio el pozo Yalpemech-1 produjo petróleo
intermitentemente con caudales en el orden de 30 BPPD con 30% de AyS. En la Fig. 28
se podrá observar el mapa de ubicación de los pozos pertenecientes al Campo
Yalpemech.
Fig. 28. Mapa de Ubicación Pozos Campo Yalpemech
752.3.1.- Estructura
Desde el punto de vista tectónico regional, el bloque Yalpemech se localiza en el
compartimiento interno de la sintaxis estructural conformada por los lineamientos NW-
SE de la faja plegada y corrida de Chiapas y los sublatitudinales de la faja plegada y
corrida de Guatemala.
En la región de Yalpemech, se pueden reconocer que las estructuras involucran a
rasgos tectonicos profundos (Basamento) pero además también se detectan tres
niveles de despegue estructural de importancia. Un nivel corresponde a la “Sal Chisec”
(Tope del Coban D) que es especialmente activo hacia el Oeste y Sur de la zona
estrictamente abarcada por el bloque y en coincidencia con el mayor desarrollo de Sal.
Otro nivel de despegue se halla en el Coban C inferior (C11-C19) y está presente en las
estructuras de Yalpemech y Tucán. El despegue más superficial se halla cercano a la
base del Coban A y se considera que es el responsable de buena parte de los rasgos
estructurales observados en superficie.
La estructura donde se ubican los pozos Yalpemech-1 y 2A se encuentra al pie de la
Sierra de Chinaja y en el bloque bajo de la falla que levanta dicha sierra. Es un anticlinal
con tendencia a la forma Domica de unos 10Kms2 y 1200 pies de resalto estructural.
Hacia el NW y NE la estructura se hunde en un sinclinal pronunciado que la separara
del tren estructural Tucán-San Diego. El anticlinal involucra prácticamente toda la
columna estratigráfica, observándose deformaciones en términos del Coban D,C,B,A,
Campur y Segur . El origen de la estructura se asocia a fracturas profundas activas
como fallas normales durante el Jurasico que fueron invertidas bajo régimen
transgresivo durante el terciario. La Fig. 29 representa la correlación estratigráfica
regional del Campo Yalpemech.
76
Fig. 29. Correlación Estratigráfica Regional Campo Yalpemech
Al analizar el mapa del horizonte objetivo C-8 se puede apreciar que el mismo
corresponde a un flanco de un anticlinal fallado, con una falla principal con
orientación SO-NE y con fallas secundarias asociadas con orientación NO-SE. tal y
como se observa en la Fig. 30. La estructura se encuentra afectada por varias fallas
que la dividen en bloques: el bloque Occidental (Bloque I), en el que se perforó el
pozo Yalpemech-1; el adyacente al Noreste, más alto que el del Pozo Yalpemech -1
y el siguiente en donde continua la estructura como se observa en la líneas.
Fig. 30. Mapa Estructural Formación Coban (miembro C-8). Campo Yalpemech (Según DAVAZ, 2004)
Roca madre
Posible roca madre
Roca Yacimiento
Posible roca Yacimiento
Roca madre
Posible roca madre
Roca Yacimiento
Posible roca Yacimiento
CAA
CA
A
CAA
CAA
Y-1
Y-2A
CAMPO YALPEMECH
DIVISION CONSULTORIAOCTUBRE 2004
GRUPO DIAVAZ
0 1 2
ESCALA 1:25000
CONFIGURACIÓN ESTRUCTURAL CIMA COBAN C8
Yalpemech-3Testing C-9
Yalpemech-2 AWater Injector
Yalpemech-1Producer C-895 BPD
CAA
CA
A
CAA
CAA
Y-1
Y-2A
CAMPO YALPEMECH
DIVISION CONSULTORIAOCTUBRE 2004
GRUPO DIAVAZ
0 1 2
ESCALA 1:25000
CONFIGURACIÓN ESTRUCTURAL CIMA COBAN C8
Yalpemech-3Testing C-9
Yalpemech-2 AWater Injector
Yalpemech-1Producer C-895 BPDYalpemech-3
Testing C-9Yalpemech-3Testing C-9
Yalpemech-2 AWater InjectorYalpemech-2 AWater Injector
Yalpemech-1Producer C-895 BPD
Yalpemech-1Producer C-895 BPD
77
Además de los pozos Yalpemech-1 y Yalpemech-2A se puede observar la ubicación del
pozo Yalpemech-3 que al momento de la elaboración del presente trabajo de
investigación se encuentra en perforación.
2.3.2.- Geología
En la Cuenca Petén Sur, ha sido reportada producción comercial de petróleo, temporal
o continuadamente, en nueve Campos: Atzam, Caribe, Chinajá Oeste, Las Casas,
Rubelsanto, San Diego, Tierra Blanca, Tortugas y Yalpemech. Toda la producción ha
provenido o proviene de yacimientos situados estratigráficamente dentro del Miembro
Coban "C", de la Formación Coban.
El Coban "C" consiste generalmente de Anhidritas con intercalaciones de Carbonatos,
presentando un carácter cíclico con Anhidritas en la base y Carbonatos en el techo,
según el sistema desarrollado en el Campo Rubelsanto. A su vez, éste Miembro ha sido
subdividido artificialmente (sin carácter litológico o sedimentario) en los Horizontes "C1"
a "C19", basándose en las características del registro eléctrico GRN.
Dichos horizontes han sido agrupados, de la base al techo de la siguiente manera:
Coban C Inferior: Horizontes C19 - C13 Anhidrita con intercalaciones potentes de Caliza y Dolomía. El Horizonte C13 es un
marcador sísmico regional, denominado como "Caliza Mactun".
Coban C Medio: Horizontes C12 - C11 Anhidrita con intercalaciones de Arcilla y Dolomía. El Coban C 11 es considerado un
excelente marcador sísmico regional.
Coban C Superior: Horizontes C10 – C1 Anhidritas masivas con intercalaciones delgadas de Dolomías.
Bajo éste esquema, los Horizontes C8-C9 son productores en los Campos Caribe, Las
Casas, Rubelsanto, San Diego y Tierra Blanca. Además, han sido reportados buenos
indicios en los pozos Tucán-1, Huapac-IX y San Román 1 y 2.
Los Horizontes C17 y C19 son productores en el Campo Chinajá Oeste. En el Campo
Atzam se reportó producción desde el C 19.
78
En el Campo Yalpemech la zona productora reconocida por Hispanoil, Peten Petroleum
y Pam Petroleum, se encuentra dentro de los Horizontes correspondientes a las
formaciones Coban C8, C9 y C 17.
2.3.3.- Tipo de Roca y Ambiente de Deposición Tanto en Chocop como Yalpemech los yacimientos se encuentran en una secuencia de
Anhidritas y Dolomías, con algunas Calizas. Las Anhidritas actúan como sellos, y la
porosidad secundaria de las Dolomías (por dolomitización) domina las acumulaciones
de hidrocarburos. El tipo de ambiente en el cual se depositaron estás rocas es de
arrecife de corales.
2.3.4.- Densidad de Matriz
Los perfiles de densidad/neutrón, para las áreas de los Campos Chocop y Yalpemech
se presentan en matriz Caliza (como es el estándar internacional para este tipo de
rocas), sin embargo, para las evaluaciones de cada pozo se determinó la litología
haciendo uso de las curvas de Densidad, Neutrón y Factor Fotoeléctrico.
2.3.5.- Historia Breve Pozos Yalpemech El Campo Yalpemech está compuesto básicamente por 2 pozos existentes, un tercer
pozo se está perforando actualmente con la finalidad de continuar drenando el
yacimiento y de ésta forma incorporar barriles a la producción del Campo.
2.3.5.1.- Pozo Yalpemech-1
El pozo Yalpemech-1 fue perforado hasta 15351’, se bajó y cementó camisa de 4-1/2”,
15.1#/pie @ 15031’, inicialmente se consideró Coban C como objetivo primario,
probándose en las unidades C-18, C-17, C-16,C-14, C-13, C-9 y C-8 con un conjunto
de herramientas DST. Se efectuaron un total de 21 pruebas con la finalidad de evaluar
el pozo. La serie de pruebas a pozo entubado comenzó el día 18 de Diciembre de 1980
79
(Formación C-18,H) y terminó el 9 de mayo de 1981 (Formación C-8: A, B, C, D, E ,F,
G, H, I, J, K, L).
La completación final separó la unidad C-8 en tres zonas ( Superior, Media e Inferior)
respectivamente . La zona superior (8368’-8459’) probó 700 Bbls/día, la zona media
(8459’-8644’), 1190 Bbls/día y la zona inferior (8644’-8775’), 768 Bbls/día.
Posteriormente, se recompletó el pozo en el intervalo 8374’- 8636’ aislando las zonas
inferiores con tapón Ez-Drill colocado @ 8649’ (Ver anexo II). Actualmente produce bajo
el esquema de Bombeo Electrosumergible.
2.3.5.2.- Pozo Yalpemech-2A
El pozo Yalpemech-2A fue perforado hasta la profundidad de 8861’ en 1992 por la
compañía Peten Petroleum atravesando los horizontes Coban C-8 y C-9. Durante la
perforación del hoyo de 12-1/4” se observó pérdidas totales de fluido en el intervalo
4240’-4562’, razón por la cual fue necesario sacar la sarta de trabajo para luego bajar la
sarta de cementación y colocar cuatro (04) tapones de cemento a fin de controlar
pérdidas de circulación. Se limpió cemento y llego hasta 4593’. Seguidamente, se
continuó la perforación del hoyo de 12-1/4” hasta 5287’, y se bajó revestimiento de 9-
5/8” a 5260’.
Se continuó la perforación utilizando barrena (Mecha) de 8-1/2” hasta 8861’, sin
embargo, a 5972’ fue necesario colocar tapón de cemento para controlar pérdida de
circulación, posterior a esto se introdujo revestidor de 7”, 32 lbs/pie quedando la zapata
a 8420’, se corrió registro CBL/VDL . Una vez completada la etapa de registros, tanto el
cuello flotador como la zapata de 7” fueron milados para poder evaluar el pozo en
agujero descubierto, en el intervalo 8420’- 8861’.
Posteriormente se cementó revestidor de 4-1/2”, quedando la zapata del mismo a
8840’, cañoneándose el intervalo 8454-8744’ sel y evaluándose en cada zona dando
como resultado preliminar que el intervalo 8454’-8640’ no recibió, infiriéndose en una
penetración parcial de los disparos y por ende una evaluación muy pobre de dicho
intervalo (Ver anexo II).
80
2.3.6.- Evaluación de Registros Eléctricos En el pozo Yalpemech-1 la porosidad y litología fue derivada de los perfiles densidad y
neutron utilizando el modelo Arcilla-Caliza-Dolomita-Anhidrita. No se pudo verificar la
litología con el factor fotoeléctrico por no estar disponible. Sin embargo existe una
razonable coincidencia con la descripción litológica reportada para este pozo. La
estimación del volumen de arcilla es poco confiable ya que la misma tiene valores de
rayos gamma y densidad-neutron muy similares a la dolomía.
La saturación de agua fue calculada con los parámetros siguientes: a=1, m=2 y
Rw=0.03 ohm-m, a temperatura de formación equivalente a 100000 ppm de Cl- dentro
de la formación Coban C.
El cálculo de saturación de agua puede ser optimista en zonas de porosidad yugular ya
que en ese caso el valor de cementacion “m” puede alcanzar valores de hasta 2.8. Sin
embargo no es posible estimar dicho factor a cada nivel con los perfiles disponibles.
Para el cálculo de saturación de agua en la zona invadida ( Sxo) a partir del MSFL se
estimo un valor de Rmf= 0.1 Ohm-m.
Las zonas productoras de petróleo en el intervalo 8370’-8770’ se interpretan como
Dolomías con porosidad de 5 a 10% y saturación de agua menor a 10%. Las lecturas
de los perfiles están afectadas por el diámetro del pozo, especialmente en las zonas
8500’-8610’ y 8730’-8780’.
Las zonas que produjeron agua en el intervalo 11400’-13200’ se diferencian de las
capas petrolíferas en que tienen saturaciones de agua variando entre 20% y 30%.
La evaluación de las capas petrolíferas entre 13200’ y 13300’,
2.3.7.- Correlación Por carecer de la información relacionada con perfiles eléctricos y de control geológico
para el pozo Yalpemech-2A, ha sido imposible realizar cualquier estudio de correlación
entre dicho pozo y el pozo Yalpemech-1
812.3.8.- Evaluación de Reservorio Como resultado de las pruebas de larga duración y del estudio PVT realizado por
Flopetrol-Schlumberger para Hispanoil en las zonas C8-C9, se presenta el siguiente
resumen de datos:
Condiciones iniciales del reservorio:
1. Pi= N/A
2. T= 126 °F
Presión punto de burbujeo=1270 psi @ 126 °F
Datos de vaporización diferencial ( A temperatura de reservorio) En la tabla 4 se muestra los resultados del analisis PVT efectuado en el pozo Yalpemech-1
Datos Pb Factor volumetrico (Bbls/ bbls std) 1.331 RGP (pie3 std /Bbls) Solución 626 Viscosidad fluido del reservorio (Centipoises) 1.18 Densidad fluido del reservorio (grs/cm3) 0.753 Gravedad residual de petróleo 0.857 60/60 °F °API 33.5 Por otro lado, en su informe de evaluación, Peten Petroleum reporta lo siguiente:
Datos C8 (A,B,C,D) 8474’-8440’
C8 (IJKL) 8585’-8626’
C8 (M) 8652’-8667’
C9 (B)
Bo @ Pb psi 1.277 1.283 1.271 1.182 Bo @ Pi psi 1.248 1.253 1.241 1.156 Pi (psi) 3622 3699 3809 3847 Pe (psi) 3622 3699 3809 3847 Pwf (psi) 2833 2837 - - Pb (psi) 910 905 883 780 q (BPD) 720 620 433 - RGP 447 426 494 - C 7.38x10-6 7.73x10-6 7.78x10-6 6.41x10-6 Temp (°F) 126 126 126 126 Gravedad del gas 1.015 1.015 1.005 - Sw (%) - - - - Salinidad (ppm) 100000 100000 100000 100000 API 36.1 35.8 35.8 - THP (psi) 197 184 136 -
Tabla 4. Análisis PVT en las Zonas C8-C9 del Pozo Yalpemech-1
822.3.9. – Caracterización de Fluidos y Presiones Campo Yalpemech Se informa la existencia de análisis PVT del crudo para el pozo Yalp-1 en el yacimiento
C8/9 de una muestra tomada en superficie que posteriormente fue recombinada en el
laboratorio. Los resultados indican un crudo de 34 ºAPI, con una relación gas disuelto
petróleo de 626 pcn/bn, presión de burbuja de 1270 lpc y un factor volumétrico de
petróleo inicial (Boi) de 1.305 BY/BN. Las Figuras 31 y 32 muestran los resultados de
dicho PVT:
Fig. 31. Factor Volumétrico y Relación Gas Disuelto Petróleo del Campo Yalpemech
Fig. 32. Viscosidad del Campo Yalpemech
µoi= 1.44 cpsµob= 1.18 cpsµoi= 1.44 cpsµob= 1.18 cps
83
En relación a los datos de presión se tiene que el yacimiento C8/9 cuenta con una
medida de presión producto de una prueba de restauración de presión tomada en el
pozo Yalpemech-1 durante su completación (abril-1982), pero se desconoce el nivel al
que está referida. Se tiene la información que la herramienta de medición llegó hasta
8671 pies. El valor resultante corresponde a 3550 lpc.
Por otro lado, considerando un gradiente típico de presión de 0.43 lpc/pie y estimando
un nivel de referencia en 8770’ a partir de las profundidades del tope del miembro C8/9
visto en los pozos tres pozos del Campo se estimó una presión inicial de 3770 lpc. Este
valor fue el empleado en los cálculos efectuados para ésta evaluación.
2.3.10 – Reservas Según la información disponible, el cálculo de las reservas probadas para éste Campo
está por el orden de los 1,7 MMBls para C8-9/17 en el Bloque I, con un factor de
recobro del 13% producto de un área de 105 acres, espesor de 237’ para C8-9 y 46’
para C-17, porosidad de 9% y saturación de agua entre 15 y 20%, dichos valores
resultan razonables y apuntan a unas reservas bajas.
CAPITULO III
MARCO TEÓRICO 3.1.- Evaluación de Parámetros de Yacimiento Usualmente todo el petróleo o gas producido proviene de acumulaciones que tienen
lugar en el espacio poral de las rocas de un reservorio o yacimiento.
El total de petróleo o gas contenido en una unidad de volumen de un yacimiento es el
producto de su porosidad multiplicada por la saturación de hidrocarburos. La porosidad
se define como el espacio poroso por unidad de volumen de formación. Saturación de
hidrocarburos es la fracción (ó porcentaje) de espacio poroso ocupado por
hidrocarburos.
Además de la porosidad y de la saturación de hidrocarburos es necesario tomar en
cuenta el espesor de la formación que contiene hidrocarburos para determinar si la
acumulación es de valor comercial. Se requiere del conocimiento del espesor y
extensión del yacimiento para poder computar su volumen.
Para evaluar la posibilidad de que un yacimiento produzca hidrocarburos es importante
conocer cuan fácilmente puede un fluido desplazarse a través del sistema poroso. Esta
propiedad de la formación, que depende de la interconexión de sus poros, se denomina
Permeabilidad.
De lo anterior se desprende que los principales parámetros físicos necesarios para
evaluar un yacimiento son: Su porosidad, saturación de hidrocarburos, espesor
permeable de la capa y permeabilidad. Estos parámetros pueden ser derivados o
deducidos de perfiles eléctricos, nucleares y acústicos.
De los parámetros de la formación obtenidos directamente de los perfiles, el de
resistividad es de particular importancia. Es un parámetro esencial para la
determinación de las saturaciones, se utilizan mediciones de resistividad,
individualmente o en combinación, para conocer la resistividad de la formación de la
zona virgen, esto es detrás de la zona contaminada por los fluidos de perforación.
También son utilizadas para determinar la resistividad de la zona cercana a la pared del
pozo, donde el filtrado del lodo (barro, inyección) ha reemplazado gran parte de los
fluidos originales. Se usan los datos de resistividad junto con los de porosidad y de
85
resistividad del agua de formación para obtener valores de saturación de agua. Los
datos de saturación obtenidos a partir de mediciones de resistividad de poca y de
mucha penetración en la formación son computados luego, para evaluar la probabilidad
de que la formación en estudio produzca hidrocarburos.
Se usan diferentes tipos de perfiles para determinar la porosidad, entre los que están:
Los perfiles sónicos, de densidad de la formación y neutrónicos los cuales tienen
características que dependen principalmente de la porosidad de la formación. Son
afectados además por ciertas propiedades de la roca matriz que actúan de diferentes
maneras sobre cada uno de estos perfiles, por lo que la combinación de dos o tres
perfiles lleva a un mejor conocimiento de la porosidad, litología y geometría del espacio
poroso; así mismo, con frecuencia, se puede distinguir con ellos petróleo de gas.
La permeabilidad hasta el presente, solo puede ser estimada mediante relaciones
empíricas. Estas estimaciones deben ser consideradas con el solo objeto de obtener un
orden de magnitud de la permeabilidad.
3.2.- Propiedades Físicas del Sistema Roca-Fluido Las rocas sedimentarias están representadas por Gravas, Conglomerados, Arena,
Arenisca, Arcilla, Lutita, Caliza, Dolomita, yeso, Anhidrita y Sal Gema. Estas rocas se
derivan de las rocas Igneas y de las Metamórficas por medio de la acción
desintegradora de varios agentes como el viento, el agua, los cambios de temperatura,
organismos, las corrientes de agua, las olas, y por acción de sustancias químicas
disueltas en el agua.
En general, las rocas sedimentarias son las de mayor importancia desde el punto de
vista petrolero. Ellas constituyen las grandes cuencas donde se han descubierto los
yacimientos y campos petrolíferos del mundo. Por su capacidad como almacenadoras y
extensión geográfica y geológica como rocas productoras sobresalen las Arenas, las
Areniscas, las Calizas y Dolomías; aunque también constituyen fuentes de producción,
en ciertas partes del mundo, las Lutitas Fracturadas, la Arcosa, los Ganéis, la
Serpentina y el Basalto.
86
Los Campos Chocop y Yalpemech están formados por Calizas y Dolomías. En general
el término Caliza se aplica únicamente a aquellas rocas en las cuales la fracción
carbonática excede los componentes no carbonáticos, así mismo el termino Dolomías
se reserva para aquellas rocas donde predomina la Dolomita. Las Calizas están clasificadas en tres grupos a saber:
Calizas autóctonas, formadas por precipitación bioquímica o química del carbonato o
por acumulación de estructuras orgánicas. Por esta razón estas rocas calcáreas no
han sufrido transporte ni redeposición por acción de alguna fuerza. En parte, éstas
Calizas se han consolidado durante el proceso de sedimentación dando lugar a la
formación de arrecifes o masas resistentes al oleaje.
Calizas aloctonas, son de origen clástico, es decir se forman por fragmentación
mecánica de las Calizas autóctonas siendo arrastradas por las corrientes de agua o
por el oleaje en la zona de la plataforma y luego se redepositan mezclados con otros
materiales como Arcillas o Arenas, formando estratos de variada extensión; las
principales son las Calcarenitas, Calcilulitas y las Margas.
Calizas metasomáticas, son formadas por transformación metamórficas de otras
Calizas, el ejemplo más típico son las Dolomías; que son las rocas calcáreas que
contienen un 50% de CO3Mg, y se ha formado por el intercambio molecular con el
CO3Ca. Este proceso recibe el nombre de dolomitización. La dolomitización
involucra recristalización en gran escala, el resultado final es una textura
granoclástica. La recristalización completa produce un mosaico cristalino de
mediano a grueso, pero por lo general las Dolomías presentan granos muy finos y
están asociados con estratos de Sal y de Yeso, presentando un espacio vacío del
orden del 12% como máximo siempre y cuando no hayan sufrido procesos de
disolución.
De la acumulación de datos teóricos y aplicaciones prácticas tanto en el laboratorio
como en trabajos de campo, se ha logrado catalogar una variedad de propiedades,
87
constantes y relaciones acerca de las rocas que componen los estratos geológicos,
muy importantes para el estudio de yacimientos.
3.2.1.- Porosidad Es el porcentaje o fracción de los espacios vacíos o poros entre granos en relación al
volumen total de la roca y representa la capacidad que tiene una roca de almacenar
fluidos. Para que un yacimiento sea comercialmente productivo debe tener una
porosidad suficiente para almacenar un volumen apreciable de hidrocarburos. Por tanto,
la porosidad es un parámetro muy importante de las rocas productivas. En los cálculos
la porosidad puede expresarse en porcentaje o en fracción decimal. Por definición, la
porosidad es el volumen vacío de roca (aquel lleno de fluido) dividido por el volumen
total de roca.
3.2.2.- Clasificación de la Porosidad 3.2.2.1.- Según la comunicación de los poros:
Porosidad Efectiva: Es la fracción del volumen total correspondiente al volumen de
poros conectados entre si. Es la que se mide en la mayoría de los porosímetros y es en
realidad la que interesa para la estimación de petróleo y gas en sitio.
Porosidad Absoluta o Total: Es la fracción del volumen total correspondiente al
volumen de poros conectados o no entre sí. La diferencia entre ambas porosidades se
denomina porosidad residual o no efectiva.
3.2.2.2.- Según su origen y tiempo de deposición de las capas: Porosidad Primaria (∅p): Es aquella que se desarrolla u origina en el momento de la
formación o depositación del estrato.
Los poros producto de esta forma son espacios vacíos entre granos individuales de
sedimento, este tipo de porosidad es propia de las rocas sedimentarias como las
Areniscas (Detríticas o Clásticas) y Calizas Oolíticas (No-Detríticas), formándose
empaques del tipo cúbico u ortorrómbico. En el caso de las Calizas, es importante la
88
porosidad primaria debido a que la misma permite que el agua artesiana penetre en la
Caliza y comience su trabajo de disolución de la roca.
Porosidad Secundaria o Inducida (∅s): Es aquella que se forma como resultado de
fenómenos posteriores a la cementación, debido a un proceso geológico subsecuente a
la depositación del material del estrato o capa. Esta porosidad puede ser:
Porosidad en solución, formada por la disolución del material sólido soluble
constitutivo de las rocas.
Porosidad por fractura, originada en rocas sometidas a varias acciones de
diastrofismo.
Porosidad por dolomitización, proceso mediante el cual las Calizas se convierten en
Dolomitas, que son más porosas.
Los empaques de granos que presentan las rocas con porosidad secundaria son en
general del tipo rombohedral, aunque es frecuente encontrar sistemas porosos de
morfología compleja. En general, un gran porcentaje de las Calizas y Dolomías deben
su porosidad a su origen secundario. La porosidad secundaria de las capas de Calizas
se producen como resultado del fracturamiento, diaclasamiento por disolución,
recristalizacion o de una combinación de más de uno de esos procesos.
3.2.3.- Factores que afectan la Porosidad 3.2.3.1.- Tipo de Empaque Para apreciar los máximos valores de porosidad en arenas no consolidadas, varios
autores han determinado la porosidad para sistemas ideales con granos perfectamente
esféricos y de igual diámetro, entre los cuales se pueden señalar los siguientes:
Empaque Cúbico: Es el arreglo de mínima compactación y por lo tanto máxima
porosidad. Los ejes entre las esferas forman entre si ángulos de 90°. (Fig. 33).
90°
A
D C
B
r
r
Fig. 33. Empaque Cúbico
89 De la Fig. 33 y aplicando definiciones geométricas tenemos:
( ) 33 82 rrVT == (6)
3/48 33 rrVS π−= (7)
⎟⎠⎞
⎜⎝⎛ −=
−=
61
83/48
3
33 ππφr
rr
(8) %6,47=φ
Empaque Rómbico u Ortorrómbico: Las esferas se acomodan de manera que sus ejes
formen ángulos entre sí de 60° en un plano y 90° en otro plano. (Fig. 34).
Fig. 34. Empaque Ortorrómbico De la Fig. 34 y aplicando definiciones geométricas tenemos:
23860sen822
33 rrrrhVT =°==
(9)
3
34 rVS π=
(10)
3
28
343
28
3
33
r
rr π
φ−
=
(11) %54,39=φ
Empaque Tetragonal Esfenoidal: En este tipo de empaque, los ejes de las esferas
forman en todos los sentidos ángulos entre sí de 60°. (Fig. 35)
60°
A
D C
Br
h
90 De la Fig. 35 y aplicando definiciones geométricas tenemos: °°= 60sen2.60sen2.2 rrrVT (12)
3
34 rVS π=
(13) %19,30=φ
Empaque Rombohedral (Hexagonal): Este tipo de empaque por su configuración es el
arreglo de máxima compactación. (Fig. 36). De la figura 3.4 y aplicando definiciones geométricas tenemos:
hrrVT .60sen2.2 °= (14)
rh
362
= (15)
Fig. 35: Empaque Tetragonal Esfenoidal
A
C
B
D
C
B A
D
Fig. 36: Empaque Rombohedral
91
3
34 rVS π=
(16)
%26=φ 3.2.3.2.- Material Cementante
El material cementante es aquel “cemento” que une los granos de la roca entre si.
Los materiales cementantes más comunes son el Sílice, el Carbonato de Calcio y la
Arcilla. Del material cementante depende la firmeza y compactación de la roca
sedimentaria; por ello los estratos se identifican como consolidados, poco consolidados
y no consolidados y esto es muy importante ya que esto será el factor determinante en
el tipo de completación del pozo (A hueco entubado, hueco abierto, empaque con
grava, etc.).
3.2.3.3.- Geometría y Distribución de los Granos
Investigaciones realizadas reconocen que los materiales naturales que están presentes
en una arena poseen una gran variedad en su tamaño y que no solamente el empaque,
sino la angularidad y la distribución del tamaño de las partículas afecta la porosidad.
Como valores reales de porosidad se pueden indicar los siguientes:
- Areniscas, entre 10 y 40% dependiendo de la naturaleza del cemento y su estado de
consolidación.
- Calizas y Dolomitas, sus porosidades se encuentran entre 5 y 25%.
- Arcillas, entre 20 y 45% dependiendo del origen y de la profundidad. En general se puede decir que la porosidad es:
- Despreciable si ∅< 5%
- Baja si 5 < ∅ < 10%
- Buena si 10 < ∅ < 20%
- Excelente si ∅ > 20%
923.2.3.4.- Presión de las Capas Suprayacentes y Confinantes
La compactación es el grado de alteración del tamaño y forma de las partículas debido
a la presión de las rocas suprayacentes. Es lógico que con el tiempo la sobrecarga
reduzca la porosidad. Aunque hay muchas excepciones, se puede decir que la
porosidad disminuye con el aumento en la profundidad o la edad de la roca.
3.2.3.5.- Presencia de Partículas Finas de Arcilla (Arcillosidad)
El modo en que la Lutita o Arcilla afecta la porosidad depende de la cantidad de ella y
de sus propiedades físicas. También pueden depender de la manera en que la Lutita
esté distribuida en la formación, ya que el material arcilloso puede encontrarse
distribuido de forma laminar, estructural o dispersa, por lo tanto se puede decir que la
porosidad de la roca disminuye a medida que aumenta la presencia de Arcilla en la
formación.
3.3.- Determinación de la Porosidad La porosidad puede determinarse por:
3.3.1.- Métodos Directos en el Laboratorio
En la determinación de la porosidad en el laboratorio es necesario conocer o evaluar los
dos parámetros que la definen, es decir, el volumen total (Vt) y el volumen sólido (Vs) o
el volumen poroso (Vp). Para ello se usan muestras o núcleos obtenidos en los pozos,
previamente tratados y preparados.
Evaluación del volumen total (Vt)
Medida Directa.
Picnómetro de Mercurio.
Volúmetro de Russell.
Método Gravimétrico.
93Evaluación del volumen sólido (Vs)
Trituración de la muestra.
A partir de la densidad de los granos.
Método de inmersión.
Porosímetro de Stevens.
Utilizando la cámara de presión (Ley de Boyle-Mariotte).
Evaluación del volumen poroso (Vp)
Medición del volumen de aire contenido en los poros, mediante el porosímetro de E.
Vellinger o de Washburn Bunting.
Pesando un líquido que llene los poros o métodos de saturación.
Inyección de mercurio.
Porosímetro de expansión de Bureau of Mines.
Las medidas de laboratorio permiten obtener la porosidad, midiendo el volumen de los
poros y midiendo el volumen de los granos.
Actualmente los métodos comúnmente usados son:
Método de Retorta.
Este es un método práctico de laboratorio para medir porosidad por sumatoria de
fluidos, es decir, mide además saturación de agua y saturación de petróleo, se utiliza
solamente para núcleos consolidados.
Porosímetro de Boyle.
Es usado como un método práctico de laboratorio, bastante confiable, se puede utilizar
en núcleos consolidados y en núcleos no consolidados. Se necesita que la muestra
tenga un diámetro de 1 pulgada o 1 ½ pulgada y se encuentre completamente limpia
94
de los fluidos del yacimiento. El gas utilizado para esta prueba es Helio, por las razones
siguientes:
1.- El tamaño tan pequeño de las moléculas de Helio permite una mayor penetración en
el espacio poroso de la muestra y en el espacio poroso del sistema del porosímetro.
2.- La baja masa de los átomos de Helio permite un tiempo de difusividad bastante
rápido y esto permite una presión de equilibrio más rápido.
3.- La absorción del Helio en la superficie de la roca es mínima.
3.3.2.- Métodos Indirectos en el Campo
A partir del factor de formación.
A partir de registros de macroresistividad.
A partir de registros de microresistividad.
A partir del perfil sónico, perfil neutrónico y perfil de densidad.
3.4.- Agua de Formación La corteza terrestre está formada por un gran volumen de material poroso y material
fracturado que constituye un enorme almacén de aguas subterráneas. Las aguas
subterráneas se definen entonces, como aquellas aguas que se encuentran
almacenadas en el subsuelo, pero cuando están asociadas a yacimientos de
hidrocarburos reciben el nombre de aguas formacionales.
En un yacimiento petrolífero, las sustancias que ocupan el espacio poroso de las rocas
son crudo, gas y agua. Por esta razón, comúnmente, el crudo proveniente de un
yacimiento está asociado con agua en forma libre o emulsionada en proporciones que
varían de acuerdo a cuan drenado este el mismo.
Las aguas de formación son el producto de un proceso geológico ocurrido durante
muchos años de deposición de sedimentos quedando entrampadas entre los mismos.
Una vez que el agua entre en el ambiente del subsuelo, existirán diferencias y razones
de mezclas en sus constituyentes.
95
Las características del agua de formación, entrampada originalmente en los espacios
porosos de la roca, dependerán del ambiente sedimentario de deposición, la era
geológica, la profundidad, el gradiente hidráulico, los elementos solubles de la roca
asociada, la movilidad de los elementos químicos disueltos y la magnitud del
intercambio iónico ó reacción química de los constituyentes.
El agua de formación de un horizonte productor, es químicamente diferente a la de otro,
por lo tanto, si en un pozo productor de hidrocarburo el agua irrumpe abruptamente, un
análisis físico-químico del agua producida, podría utilizarse como elemento de juicio
adicional para identificar la fuente de producción de éste fluido. Además, permite
detectar comunicación vertical entre yacimiento, identificar acuíferos, optimizar
programas de reparación de pozos y si las muestras son recogidas cuidadosamente,
ellas constituyen una valiosa fuente de información en un campo petrolero.
Las aguas superficiales por lo general son dulces y de resistividad comparativamente
alta, a medida que se perfora a mayor profundidad, el agua que se encuentra en las
formaciones se hace más salada. Sin embargo, cabe señalar que éste fenómeno no
tiene nada de uniforme o regular. Son muchos los factores que pueden influir en la
salinidad de los acuíferos profundos. Uno de ellos es la salinidad del mar que estaba
presente cuando se depositaron los sedimentos; otro lo constituye la proximidad a las
antiguas desembocaduras de los ríos y sus aguas dulces; o bien un aumento de
concentración salina por precolación cuando los sedimentos eran aún jóvenes. La
resistividad de las aguas superficiales pueden exceder los 20 a 50 ohm-m a la
temperatura ambiente, mientras que las aguas muy salinas de las perforaciones
profundas pueden tener resistividades tan bajas como 0.04 ohm-m a 75°F , lo cual
corresponde a una solución de saturación completa.
3.4.1.- Caracterización del Agua de Formación Término utilizado cuando se trata de identificar y determinar la composición química del
agua de formación proveniente de un intervalo productor de un yacimiento; y se logra
siguiendo una metodología apropiada para dicha caracterización, para luego de
seleccionada la muestra representativa, generar un patrón de las aguas provenientes
96
de un intervalo productor mediante cualquiera de los métodos de identificación gráfica
utilizados para la caracterización de las aguas de formación.
Además de la composición química, también se determinan algunas propiedades del
agua de formación tales como: Ph, resistividad, alcalinidad, sólidos totales disueltos,
índice de Stiff y Davis, entre otros. De este modo, se amplía la caracterización de las
aguas de formación provenientes de cualquier horizonte productor de un yacimiento.
Resistividad:
Es la medida de la resistencia que ofrece el agua de formación al paso de la corriente
eléctrica, con la cual se mueven los diferentes iones constituyentes del agua, es decir,
el agua de formación es capaz de conducir la electricidad, debido a que contiene sales
ionizadas en solución (iones monovalentes e iones polivalentes).Un ión monovalente
solo puede llevar una carga eléctrica y por ello la capacidad de un electrolito (agua de
formación) para conducir la electricidad depende del número de iones por unidad de
volumen (concentración) y de la velocidad del ión (movilidad). Por ello, la concentración
y la movilización de los iones que contenga, es responsable por la mayor o menor
resistividad que manifieste.
Hay que tener en cuenta que la temperatura de la muestra afecta la velocidad iónica y
consecuentemente la resistividad del agua, por lo tanto, la medida de ésta propiedad
debe ser reportada a la temperatura de la muestra.
El valor de la Resistividad del Agua de Formación es muy importante para el cálculo de
la Saturación del Agua. Varía significativamente de una zona a otra, sobre todo para
cada cuenca. Dicha variación está relacionada con la salinidad y las características
geológicas del área que se evalúa. Para determinar la Resistividad del Agua pueden
utilizarse diferentes medios:
- Medición directa a muestras de agua.
- A través de un análisis químico de una muestra de agua representativa.
- Por catálogos de muestras de agua e interpolando en mapas de igual salinidad
correspondiente a formaciones geológicas específicas.
97
- A partir de perfiles de Resistividad de investigación profunda con registros de
porosidad en formaciones limpias y saturadas 100% con agua de formación.
Para obtener valores fidedignos de resistividad se deben obtener muestras
representativas de agua, para ello hay que tomar en cuenta que la muestra debe ser
obtenida de la línea de flujo de un pozo de bombeo con relación agua-petróleo bastante
alta. Obtener la muestra de un separador de un pozo fluyente que produce con una alta
relación agua-petróleo y por último, una muestra tomada de la tubería de producción o
de perforación.
3.4.2.- Clasificación de las Aguas de Formación Las aguas de formación se encuentran clasificadas de la siguiente manera:
3.4.2.1.- Clasificación Genética
La influencia de los factores externos sobre las aguas de formación hace que éstas
sean inestable en el tiempo.
Basado en su historia, las aguas del subsuelo se pueden clasificar en tres (3) clases:
Meteóricas, Connatas y Juveniles.
Aguas Meteóricas: Geológicamente, las aguas meteóricas son aquellas que en la actualidad forman parte
del ciclo hidrológico o formaron parte de él en el pasado. Aquí se incluye el agua de los
océanos, el agua evaporada en la atmósfera, agua de lluvia y de nieve, aguas
superficiales y aguas de subsuelo en movimiento. Las aguas subterráneas, bajo ciertas
circunstancias geológicas circulan a través de estratos permeables a grandes
profundidades (3000 metros o más).
Otros autores redefinen las aguas subterráneas de origen meteórico como “aguas de
lluvias, nieve, cursos de agua y otros cuerpos de aguas superficiales que han percolado
en las rocas y han desplazado sus aguas intersticiales que pueden haber sido
98
connatas, meteóricas o de cualquier otro origen. La mayoría de las aguas meteóricas
de las cuencas sedimentarias son no-marinas y son recargadas generalmente a altas
elevaciones en los márgenes de las cuencas. El tiempo del último contacto con la
atmósfera puede ser especificado al definir el agua meteórica como reciente, del
Pleistoceno o del Terciario.
Químicamente las aguas meteóricas se caracterizan por presentar bajas
concentraciones de sólidos disueltos por lo general menores de 10.000 mgrs/lts;
normalmente éstas aguas contienen cantidades considerables del ión bicarbonato.
Aguas Connatas: Las aguas connatas son definidas como aguas que fueron depositadas junto con los
sedimentos en la cuenca y las cuales han estado fuera del contacto con la atmósfera
desde su sedimentación, así el agua no necesita estar presente en la misma roca en la
cual fue depositada. Las aguas de formación en capas de Arenisca, presentes en o
encima de secuencias de Lutitas y Areniscas, son casi siempre aguas expulsadas de
los estratos subyacentes. Estas aguas son generalmente de origen marino y de edad
similar a las rocas asociadas en las secuencias espesas de Lutitas y Areniscas, pero
pueden ser más viejas que sus rocas asociadas cuando están presentes en acuíferos
dentro de estas secuencias, también es posible que las aguas connatas sean más
jóvenes que las rocas circundantes. Esto introduce la posibilidad de migración de las
aguas connatas, es decir, de un estado hidrodinámico de ésta agua, contradiciendo la
antigua creencia de que éstas aguas son siempre hidrostáticas, como lo muestra la
definición que se presentará a continuación. Las aguas connatas se han depositado en
sistemas hidráulicos cerrados, y no forman parte del ciclo hidrológico.
La palabra “connata” significa “lavada con”; se introdujo con la idea de explicar que
estas aguas son restos del mar original en el cual se depositaron los sedimentos. Esto
puede considerarse cierto si se toma en cuenta que el grado de compactación de la
roca implica la expulsión del agua de la roca de los poros y alguna migración lateral.
Las aguas connatas son altamente salinas y contienen de 20.000 mg/lts a 250.000
99
mg/lts de sólidos totales disueltos. Se caracterizan por presentar altas concentraciones
de cloruros y baja concentraciones de Sulfatos y Bicarbonatos.
Cuando los sedimentos son muy profundos, ocurre una recristalización de los minerales
por efecto del incremento de la presión y la temperatura. Este proceso químico da
como resultado la pérdida del agua que originalmente formaba parte de la estructura de
los silicatos hidratados (hidrosilicato).
El proceso de recristalización trae como consecuencia secundaria una pérdida de
porosidad. Esta agua desprendida debe encontrar su salida o ruta hacia la superficie,
debido a que el metamorfismo de los sedimentos hace que éstos pierdan
permeabilidad. Conforme se mueve hacia zonas de temperaturas y presiones más
bajas, la sílice y otros minerales se precipitan, formando venas o vetas de cuarzo. El
agua que se encuentra en éstas venas de Cuarzo normalmente es salada. Es probable
que la mayoría de estas venas hidrotermales sean formadas por aguas connatas que
han sido expulsadas de sedimentos durante el proceso de metamorfismo.
Aguas Juveniles: Estas son aguas que ascienden del manto de la tierra y nunca han formado parte del
ciclo hidrológico, son difíciles de identificar.
3.5.- Gráfico de Stiff.
Está considerado como un método de gran utilidad, sencillo y de cómoda
representación gráfica. Esta basado en las relaciones de concentración propuesta por
Sulin. Relaciona la composición química del agua de formación, con una figura
característica que permite identificar el comportamiento y tendencia de las aguas para
distintos niveles estratigráficos. La elaboración del gráfico puede hacerse en forma
cartesiana o logarítmica. Las concentraciones se expresan en unidades de mili equivalentes por litros. Los iones
positivos ( Na+, Ca+2, Mg+2, Fe+2) se colocan a la izquierda y los iones negativos (Cl-,
HCO3-, SO4 -2, CO3-2) a la derecha. En ambas escalas, el área a los lados de la línea
cero debe ser equivalente.
100 En casos cuando las concentraciones son bajas, se utiliza una escala lineal, siendo
necesario el uso de multiplicadores de los números debajo de cada ión de los extremos,
éstos multiplicadores pueden ser variados y no sistemáticos. La desventaja de usar
ésta escala lineal, es que no se sepa interpretar y dar una evaluación errónea. Es
entonces, cuando se hace necesario el uso de una escala logarítmica, en la cual no
existe el cero y los valores menores que un mili equivalente (1) se ubican en el uno de
la escala usada para aguas con concentraciones mayores a 7000 mgrs/lts.
3.6.- Temperatura y Presión En las rocas de un yacimiento, la temperatura y la presión controlan la viscosidad y la
solubilidad mutua de los tres fluidos: petróleo, gas y agua. Como resultado de esto, la
relación de fase de la solución petróleo-gas puede sufrir variaciones altamente
significativas, como respuesta a los cambios de temperatura y presión.
Para obtener o estimar la temperatura media de cualquier formación, se coloca un
termómetro de máxima lectura junto con el dispositivo de registro y se anota la
temperatura en el encabezado de éste último. Se supone que ésta lectura se ha
obtenido a la profundidad total o la máxima a la cual se detuvo el dispositivo de registro.
ESCALA LINEAL
ESCALA LOGARÍTMICA
Fig. 37. Método Gráfico de STIFF.
101
Además, se supone que la temperatura entre la superficie y dicha profundidad máxima
cambia de manera lineal. El supuesto es que el gradiente geotérmico es lineal y
constituye una aproximación adecuada. A veces, la temperatura máxima en el pozo es
menor que la de la formación misma, lo cual se debe al efecto del lodo de perforación
que circula durante el proceso de perforación. Si esto constituye un problema, deben
tomarse en varias bajadas la temperatura, a fin de determinar una temperatura
estabilizada.
3.7.- Saturación de Fluidos Los sedimentos al depositarse lo hacen conteniendo agua del ambiente sedimentario
correspondiente en el espacio poroso intergranular, es decir, que se depositan
conteniendo 100% de agua connata en el espacio poroso. La saturación de fluidos de
una roca es por lo tanto, la relación entre el volumen de fluidos contenido en su espacio
poroso y su volumen poroso total. A medida que la roca es soterrada, cierta fracción de
la saturación de agua connata puede ser remplazada por hidrocarburos si la roca
constituye una trampa estructural o estratigráfica. Por esta razón la saturación de agua
irreducible de los yacimientos está por debajo de un 50% del espacio poroso en la
mayoría de los casos pudiendo llegar a un 60% o más de arenas de grano fino y muy
arcillosas.
El supuesto general es que el yacimiento estuvo inicialmente repleto de agua y que a lo
largo del tiempo geológico, el petróleo o el gas formados en otro lugar, migraron hacia
la formación porosa, desplazando el agua de los espacios porosos de mayor tamaño.
Sin embargo, los hidrocarburos que migran nunca desplazan toda el agua intersticial.
En efecto, hay una saturación de agua irreducible o inicial representada por el agua
retenida por tensión superficial sobre la superficie de los granos, en el contacto entre
los granos y en los intersticios más pequeños. La experiencia del petrofísico en las
áreas es necesaria para establecer parámetros de cortes apropiados. La determinación
más exacta posible de la saturación de agua es el objetivo principal de la evaluación de
formaciones. Cuando se evalúa un intervalo potencialmente petrolífero se asume que la
fracción del espacio poroso no ocupada por agua contiene hidrocarburo.
102
Dependiendo de las condiciones existentes en un reservorio particular, el contenido de
hidrocarburos puede estar en forma de petróleo, gas libre o ambos. En reservorios que
producen hidrocarburos el agua es generalmente una película adherida sobre la
superficie de la roca, dentro de los poros, mientras que el hidrocarburo ocupa la porción
central del espacio poroso. Cuando el petróleo y el gas, que son no conductores de la
electricidad, están presentes en una roca porosa, conjuntamente con una cierta
cantidad de agua salina de formación, su resistividad es mayor que Ro, debido a que
hay un volumen disponible menor para el paso de la corriente eléctrica. Este volumen
de fluido se designa como su saturación en el espacio poroso y se representa por Sw.
La resistividad de una roca parcialmente saturada de agua (Rt), depende no solo del
valor de Sw, sino también de su distribución en el interior del espacio poroso. La
distribución de las dos fases (agua e hidrocarburo) dentro de la roca, depende de la
humectabilidad de la misma, de la dirección en que se fue establecida (drenaje o
imbibición) y del tipo de porosidad (ya sea intergranular, cavernosa o ambas). La
saturación es función de numerosos factores de índole físico, químico y biológico. No
existen números mágicos para valores de saturación mediante los que pueden
predecirse definitivamente la producción de hidrocarburo sin agua o de solamente agua.
La saturación es función de: Tipo de espacio poroso, conectado o aislado; cantidad del
espacio poroso; tamaño de los granos; homogeneidad o heterogeneidad de la matriz y
canales porosos del reservorio; relación entre permeabilidad vertical y permeabilidad
horizontal; presiones y temperaturas en situ; capilaridad; mojabilidad de la matriz; tipo
de empuje del reservorio; Geometría del reservorio; tamaño del reservorio; mecanismo
de entrampamiento estructural/estratigráfico.
3.8.- Permeabilidad La permeabilidad es una medida inherente a la roca, que da una idea de la habilidad a
dejar fluir un fluido a través de los canales que constituyen el volumen poroso
interconectado. La permeabilidad se expresa mediante una unidad denominada
DARCY, en honor al Francés Henry Darcy, quien fue el primero en estudiar el paso del
fluido (agua) a través de un medio poroso (filtro de arena).
103
Se dice que dicho medio tiene una permeabilidad de un Darcy, un fluido de una sola
fase con una viscosidad de un Centipoise, y que llena completamente el espacio poroso
intergranular, fluye a través de éste bajo condiciones de flujo viscoso a una tasa de un
centímetro cúbico por segundo, por un área transversal de un centímetro cuadrado, por
centímetro de longitud; y bajo un diferencial de presión de una atmósfera. En los
experimentos iniciales, Darcy no consideró la viscosidad del fluido como variable.
Posteriormente Muskat desarrolló ésta ecuación para la industria petrolera, tomando en
cuenta dicho parámetro. La expresión matemática de la Ley de Darcy es la siguiente:
dLdPk
AqV *
μ−==
(17) Donde:
V= Velocidad aparente de flujo cc/seg
Q= Tasa de flujo, cc/seg
A= Área perpendicular al flujo, cm2
K= Permeabilidad, Darcy
μ= Viscosidad, cps
dp/dl = Gradiente de presión en la dirección del flujo, atm/cm
3.8.1- Medidas de Permeabilidad. Para la medida de la permeabilidad se utiliza la ecuación de Darcy como se presenta a
continuación:
⎥⎦
⎤⎢⎣
⎡
−=
w
e
we
rr
Ln
PPkhq
μ
π )(2
(18) Es conveniente recordar las condiciones bajo las cuales es válida la ecuación de Darcy:
Para flujo monofásico y homogéneo (aunque existen modificaciones para flujo
multifásico).
Flujo laminar ( Número de Reynold menor o igual a la unidad)
104
La permeabilidad puede medirse de las siguientes formas:
Medidas en sitio
Haciendo uso de las pruebas de restauración de presiones, declinación de presiones,
etc.
Medidas en el laboratorio
Las medidas de permeabilidad en el laboratorio se realizan de manera directa, haciendo
uso de la Ley de Darcy y de muestras de núcleos restaurados.
Los métodos utilizados son los siguientes:
Permeámetro Standard
Permeámetro Ruska Universal
Permeámetro de gas
Las medidas de permeabilidad obtenida por éstos métodos es absoluta, pues en dichos
aparatos sólo se pueden hacer fluir un fluido a través de las muestras de núcleos, y ese
fluido es un gas (Aire comprimido, Nitrógeno, etc.).
Actualmente en el laboratorio, el método que se usa con mayor grado de confiabilidad
es el permeámetro de gas; éste permeámetro esta adaptado a la ley de Darcy mediante
la siguiente ecuación:
ALC
K qag =
(19) donde:
Kg = Permeabilidad al gas (md)
qa = Tasa de flujo de gas, (cc/seg a condiciones atmosféricas).
C = Constante que depende de presión y viscosidad del gas
La permeabilidad también puede medirse en sitio haciendo uso de las pruebas de
restauración de presiones, declinación de presiones, etc.
105 3.8.2.- Factores que Afectan la Permeabilidad La permeabilidad esta afectada en el yacimiento por los mismos factores que afectan la
porosidad tales como presión de sobrecarga, grado de compactación de la roca,
tamaño y distribución de los granos, entre otros. Además es importante tomar en cuenta
que las medidas de permeabilidad están afectadas a su vez por el efecto de
deslizamiento de las moléculas y por la presencia de líquidos reactivos en el medio
poroso.
3.9.- Etapas de Producción de un Yacimiento Durante la vida productiva de un yacimiento petrolífero a través de un pozo hay que
diferenciar dos etapas bien marcadas a saber:
3.9.1.- Producción por Flujo Natural
Esto ocurre en un yacimiento cuando la presión del mismo (Py) por lo general es tan alta
que vence fácilmente la presión ejercida por la columna hidrostática (Ph) del fluido
contentivo dentro del pozo.
Se dice que un pozo es capaz de producir por flujo natural, cuando existe una tasa de
producción donde la energía con la cual el yacimiento oferta los fluidos es igual a la
energía demandada por el pozo sin necesidad de utilizar una fuente de energía distinta
a la del yacimiento.
3.9.2.- Producción por Levantamiento Artificial
Esto ocurre cuando durante la vida productiva de un yacimiento a través de una serie
de pozos que conforman un determinado campo productor, la energía del mismo en
forma de presión (Py) va declinando al punto que deja de ser suficiente como para
106
vencer la columna hidrostática (Ph) dejando de levantar en forma natural los fluidos
desde el fondo del pozo hasta la superficie.
La etapa de producción de un pozo es producto de un balance perfecto entre la oferta
de energía del yacimiento y la demanda de energía del pozo. Se debe controlar la tasa
de producción para producir el yacimiento en forma eficiente y evitar de esta forma un
agotamiento acelerado. Para realizar este balance es necesario cuantificar el consumo
de energía en los distintos componentes del sistema de producción.
3.10. - Variables Involucradas en un Proceso de Producción En un pozo, tanto en Flujo Natural como por Levantamiento Artificial entran en juego las
siguientes variables:
3.10.1- Componentes del Sistema
El proceso de producción en un pozo de petróleo comprende el recorrido de los fluidos
desde el radio exterior de drenaje del yacimiento hasta el separador de producción en la
estación de flujo o batería. El sistema de producción esta compuesto básicamente por
cuatro módulos: Yacimiento, Completación, Pozo y línea de flujo en la superficie. (Fig.
38).
Fig. 38. Sistema Típico de Producción
107
3.10.2.- Balance de Energía
Existe una presión de partida en el proceso de producción llamada presión estática de
yacimiento (Pws) y una presión final de entrega a nivel de estación de flujo o batería de
producción llamada presión de separador (Psep). La pérdida de energía a través de cada
componente es función de las características de los fluidos producidos y especialmente
del caudal de flujo transportado de tal manera que, la capacidad de producción del
sistema responde a un balance de energía donde la suma de las pérdidas expresadas
en forma de presión de cada componente es igual a la pérdida total, es decir, a la
diferencia entre la presión de partida (Pws) y la presión final de entrega a nivel de
separador (Psep).
Pws – Psep = ∆Py + ∆Pc + ∆Pp + ∆Pl. (20)
Donde:
∆Py: Caída de presión a nivel de yacimiento.
∆Pc: Caída de presión a nivel de completación.
∆Pp: Caída de presión a nivel de pozo.
∆Pl: Caída de presión a nivel de la línea de flujo.
3.10.3.- Curva de Oferta y Demanda
La representación gráfica de la presión de llegada de los fluidos a un punto específico
(Nodo) de la trayectoria del proceso desde el yacimiento hasta el separador en función
del caudal o tasa de producción se denomina curva de oferta de energía del yacimiento o curva de influjo. Así mismo la representación gráfica de la presión requerida a la
salida del nodo en función del caudal de producción se denomina curva de demanda de
108
energía del pozo. Cuando ambas curvas se grafican, el punto de intersección establece
la capacidad de producción de todo el sistema.
La capacidad de producción del sistema puede calcularse de dos formas:
Analíticamente, por ensayo y error, donde se asumen valores de tasas de producción
hasta conciliar la oferta y demanda. Gráficamente, interceptando las curvas de oferta y
demanda. (Fig. 39)
Fig. 39. Balance Típico de Energía
3.10.4.- Optimización del Sistema
Una de las principales aplicaciones de los simuladores del proceso de producción o de
análisis nodal consiste en la optimización de un pozo mediante el análisis de
sensibilidad de las principales variables que intervienen en el proceso examinando
posteriormente los resultados para cuantificar el impacto que esa variable tiene sobre la
capacidad de producción del sistema. De los posibles escenarios generados se
selecciona aquel que sea técnicamente factible, que no represente un riesgo para la
conservación del medio ambiente y a su vez que sea el más atractivo desde el punto de
vista económico.
3.10.5.- Control de Producción
En muchas ocasiones, por razones estratégicas de mercado o simplemente para evitar
problemas de producción tales como arenamiento, conificación de agua, formación de
Pwf
Curva de demandaPwf
Curva de demanda
109
asfaltenos y/o parafinas, entre otros, la capacidad de producción del sistema se debe
controlar a través de unos dispositivos metálicos denominados reductores de
producción. Los reductores de producción son unos cilindros metálicos con un orificio
en el centro, que normalmente se colocan en el cabezal de producción para reducir
bruscamente el área expuesta al flujo con la finalidad de restringir el flujo de fluidos del
yacimiento hacia el pozo.
3.10.6.- Diámetro del Orificio del Reductor
Para definir el diámetro del orificio del reductor requerido para obtener una tasa dada de
producción, se determina la energía con la cual el yacimiento entrega dicha tasa a nivel
de cabezal según la formula siguiente:
Pwh (Oferta)= Pws - ∆Py - ∆Pc - ∆Pp. (21)
Luego se utiliza la ecuación de Gilbert para obtener el diámetro del orificio del reductor
expresado en 64 avos de pulgadas según la formula siguiente:
89.1
546.010S
qlRGLpwh = (22)
De donde se despeja s (diámetro del orificio)
⎟⎠⎞
⎜⎝⎛
⎟⎟⎠
⎞⎜⎜⎝
⎛=
891
546.010pwh
qlRGLS (23)
Donde:
Pwh: Presión de cabeza ,lpc
RGL: Relación gas-liquido, pcn/bn
q: Tasa de producción, BPD
S: Diámetro del orificio del reductor en 1/64”
110
3.10.7.- Disminución de la Capacidad de Producción
A través del tiempo, la oferta de energía del yacimiento en el fondo del pozo puede
reducirse a consecuencia de la disminución de la presión estática y/o del índice de
productividad. Por otro lado, la demanda de energía en el fondo del pozo puede
aumentar como consecuencia del incremento del porcentaje de corte de agua. En
ambos casos se tiene como consecuencia desfavorable para el pozo una disminución
en la capacidad de producción. En las siguientes curvas se muestra gráficamente los
escenarios antes planteados. (Fig 40).
Fig. 40. Variación de la Oferta de Energía en Función de la Presión Estática y el Corte de Agua
3.11.- Tipos de Levantamiento Artificial Cuando un pozo deja de producir por flujo natural, es necesario el uso de una fuente
externa de energía para lograr conciliar la oferta con la demanda de energía. El objetivo
que se persigue al utilizar una fuente externa de energía es el de levantar los fluidos
desde el fondo del pozo hasta el separador de producción.
111
El propósito de los métodos de levantamiento artificial es minimizar los requerimientos
de energía en la cara de la formación productora con la finalidad de maximizar el
diferencial de presión a través del yacimiento y provocar de ésta forma la mayor
afluencia de fluidos sin que se generen problemas de producción tales como
conificación de agua, arenamiento, entre otros.
Entre los tipos de Levantamiento Artificial tenemos:
a.- Levantamiento Artificial por Gas (L.A.G)
b.- Levantamiento Artificial por Bombeo Mecánico (L.A.B.M)
c.- Levantamiento Artificial por Bombeo Electrosumergible (L.A.B.E.S)
d.- Levantamiento Artificial por Bombeo de Cavidad Progresiva (L.A.B.C.P)
e.- Levantamiento Artificial por Bombeo Hidráulico Reciprocante (L.A.B.H.R)
f.- Levantamiento Artificial por Bombeo Hidráulico tipo Jet (L.A.B.H.J)
Más adelante, en las secciones 3.15 y 3.16 se desarrollara todo lo referido al L.A.B.M y
L.A.B.E.S por ser éstos los dos tipos o métodos de interés para la investigación del
presente estudio.
3.12.- Selección del Método de Producción La forma más conveniente desde el punto de vista técnico/económico es producir un
pozo por flujo natural. La tasa máxima de producción se obtiene aplicando la técnica de
análisis nodal, sin embargo se debe considerar la tasa optima de producción para tratar
de evitar problemas que pudieran presentarse durante la vida productiva de los pozos
tales como arenamiento prematuro, desconsolidacion del material cementante de la
roca, conificación de agua, entre otros. En la selección preliminar de los métodos se
deben considerar los siguientes factores:
• Disponibilidad de fuentes de energía en superficie: Reductores de fuerza
electromotriz, plantas compresoras entre otras.
112
• Características de los fluidos a producir: Viscosidad, gravedad API, porcentaje de
agua y sedimento, relación gas-liquido (RGL),etc
• Profundidad y presión estática de yacimiento (Pws)
• Tasa Optima de producción para evitar problemas tales como conificación de agua o
gas, arenamientos,etc
Así mismo, se sugiere atender los siguientes criterios de preselección:
1. La preselección de los métodos se realiza considerando la tasa de producción y la
profundidad de levantamiento, para ello se recomienda el uso del mapa de
Profundidad Vs. Producción preparado por la Cia. Penwell en 1986 y presentado en
abril de1997 por J. Lea & H. Nickens de la Cia Amoco EPTG en Houston Texas,
USA. (Fig. 41).
Fig. 41. Mapa de Profundidad Vs. Producción. Penwell 1986
2. El levantamiento artificial por gas es el método que debería considerarse en orden
de prioridad después del flujo natural siempre y cuando el crudo que se va producir
no sea altamente viscoso y pesado, así mismo se debería disponer de facilidades de
plantas de compresión y redes de distribución para entrega de gas a los pozos.
113
3. El bombeo mecánico es el método que se debería considerar cuando el pozo
produce crudos viscosos y pesados, presenta bajo nivel de fluido (Baja
presión estática) y baja capacidad de producción.
4. En pozos de alta capacidad de producción y con altos porcentajes de agua, debería
considerarse el bombeo electrosumergible si el yacimiento tiene baja presión
estática.
5. El bombeo de cavidad progresiva debería aplicarse en pozos de baja a moderada
capacidad de producción de crudos altamente viscosos.
6. En pozos que producen de yacimientos muy profundos (Por encima de 10000 pies)
se debe considerar el bombeo hidráulico en sus dos tipos: Jet y Reciprocante.
La selección final debería hacerse partiendo de una análisis económico de los métodos
previamente preseleccionados, sin embargo, la parte más difícil del análisis es obtener
los costos futuros de operación y mantenimiento correspondiente al(los) método(s)
seleccionado(s). Debido a la incertidumbre del análisis económico, se recomienda
realizar la selección final con base en un estudio comparativo de los métodos
preseleccionados tomando en cuenta:
1. Consideraciones de diseño:
• Requerimiento de potencia.
• Porcentaje de Gas libre a la presión de succión.
• Capacidad de desplazamiento requerida.
• Flexibilidad operacional (Diferentes caudales).
• Confiabilidad operacional (Funcionamiento constante).
2. Consideraciones normales de operación:
• Limitaciones por diámetro de revestidor y/o tubería de producción.
114
• Presión mínima de succión/admisión.
• Facilidad para el diagnostico.
3. Consideraciones especiales de operación:
• Habilidad para manejar corrosión, escamas y otros.
• Pozos desviados.
• Completaciones dobles.
• Destreza para manejar gas.
• Aplicaciones costa-afuera.
• Capacidad para manejar sólidos (Arena).
• Capacidad para manejar parafinas.
• Completaciones en hoyo reducido.
• Altas temperaturas.
• Fluidos Viscosos.
3.13.- Problemas Operacionales de los Métodos Entre los problemas operacionales más importantes se encuentran: Levantamiento de
crudo pesado.
• Presencia de arena, escamas y parafinas.
• Corrosión.
• Temperatura de fondo / Clima.
• Crudos pesados.
• Personal de operación.
• Servicios disponibles.
• Tipos de levantamiento.
• Aspectos económicos.
115
3.13.1.- Presencia de Arena, Escamas y Parafinas
La producción de arena causa problemas de erosión en todos los tipos de
levantamiento artificial. El levantamiento artificial por gas, es el único método que no
necesita que el fluido cargado de arena pase a través del mecanismo de levantamiento.
La abundancia de arena en el tope de la bomba de subsuelo puede causar problemas
al tratar de recuperar la bomba.
La acumulación de escamas reduce el diámetro interior de la tubería y por ende,
disminuye su eficiencia. El levantamiento artificial por gas puede agravar la acumulación
de escamas, su prevención mediante la inyección de aditivos químicos proporciona a la
bomba una mayor vida útil y asegura la capacidad normal de la tubería.
La acumulación de parafinas en la parte superior de la tubería de producción, en el
cabezal del pozo o en las líneas de flujo causara contrapresión, la cual reduce la
eficiencia de flujo. Para evitar que esto suceda es necesario remover o prevenir la
formación de parafinas. Las cabillas de succión (Bombeo mecánico) tienen una ventaja
con respecto a otros métodos de levantamiento artificial, ya que las mismas
proporcionan una acción continua de roce. Los raspadores o correderas pueden ayudar
a remover la parafina. Los fluidos a altas temperaturas e inhibidores pueden circular en
un sistema hidráulico, así mismo, los pistones sirven como raspadores automáticos de
la parafina.
3.13.2.- Corrosión
La corrosión en el fondo del pozo puede ser causada por electrolisis entre diferentes
tipos de metales, H2S o CO2 presentes en el fluido producido, agua de salinidad alta o
salmuera y por oxigenación de metales. El debilitamiento de las cabillas por la
presencia de H2S es uno de los principales problemas, debido a que la presencia de
116
éste gas ácido acelera la quebradura de la cabilla de bombeo, esto aunado a un exceso
de carga de trabajo de las mismas. El levantamiento artificial por gas, con gas corrosivo
puede resultar antieconómico, es por ello que el mismo debería ser deshidratado
adecuadamente antes de ser inyectado.
3.13.3.- Temperatura de Fondo / Clima en Superficie
Cuando las temperatura de fondo de pozo son elevadas, se reduce la vida útil de
ciertos equipos utilizados en el levantamiento artificial, tal es el caso de el elemento
motriz y el cable utilizado en el bombeo electrosumergible, aunque hoy día se ha
desarrollado materiales resistentes a la temperaturas de fondo pero los mismos tienen
su costo adicional asociado. Se debe tomar precaución cuando la temperatura de fondo
de los pozos excede aproximadamente los 200°F. El hecho de utilizar equipos tales
como empacaduras, equipo de cabezal de pozo y equipo de levantamiento artificial
diseñados para altas temperaturas encarece los proyectos de explotación de un campo
específico.
Los extremos en las condiciones de superficie pueden influir en la selección del equipo
de levantamiento artificial. Los climas muy cálidos causan problemas de
sobrecalentamiento en los equipos de superficie, es por ello que dichos equipos deben
estar dotados de mecanismos especiales para lograr el enfriamiento oportuno de los
mismos. Los climas muy fríos ocasionan problemas de congelamiento en los
combustibles y ruptura en conexiones eléctricas, por lo que se hace necesario
proporcionar calor y aislamiento. Por último, en muchas áreas se producen fuertes
vientos con polvo como es el caso de los desiertos del Medio Oriente, estos causan
avería en los equipos de superficie.
3.13.4.- Crudos Pesados
Para el levantamiento de crudos pesados, la eficiencia del sistema de bombeo
electrosumergible se reduce considerablemente, así mismo cuando se utiliza LAG la
117
eficiencia en la recuperación de crudo se ve afectada por el fenómeno de resbalamiento
de crudo en las paredes de la tubería. A nivel mundial, el bombeo mecánico es el más
aplicado cuando se tiene producción de crudos pesados y extrapesados.
3.13.5.- Personal de Operaciones
La capacidad técnica del personal de operaciones de campo puede influir en la
selección del método de levantamiento artificial. El bombeo mecánico por cabillas de
succión involucra menos operaciones riesgosas para el personal de campo en
comparación con otros tipos de levantamiento artificial. En los casos de bombeo
electrosumergible, hidráulico, tipo chorro (jet) se requieren instrumentos especiales de
medición, por lo tanto, los trabajadores deben estar debidamente entrenados para la
operación de dichos instrumentos.
3.13.6.- Servicios Disponibles
Uno de los factores más importantes en la selección del método de levantamiento
artificial es la disponibilidad de personal de servicio, repuestos y equipos de reemplazo.
En ciertas áreas, la selección de un tipo de levantamiento menos deseable ha sido
hecha únicamente con base a la existencia de personal de servicio. La garantía de
repuestos es tan importante como el personal de servicio. Por último es necesario
contar con un almacén que ofrezca equipos de levantamiento artificial completos para
reemplazar los averiados en caso de que los mismos no tengan reparación.
3.13.7.- Tipos de Levantamiento
Algunos tipos de levantamiento artificial requiere la extracción de la tubería para realizar
servicio al equipo o efectuar reparación mayor o servicio de limpieza al pozo, tal es el
caso del bombeo electrosumergible y bombeo mecánico. Otros tipos de levantamiento
artificial requiere la entrada o servicio de guaya fina para reemplazar partes del equipo,
118
tal es el caso del levantamiento artificial por gas, sin embargo éste tipo de
levantamiento artificial no presenta problemas al momento de querer efectuar una
entrada con tubería flexible bien sea para limpiar el pozo, estimular y/o abandono de
zona productora por alto corte de agua o gas.
3.13.8.- Aspectos Económicos
Existen seis variables o factores económicos que representan los parámetros más
importantes en la selección del equipo de levantamiento artificial:
1. Inversión inicial
2. Relación gastos operacionales / ingreso mensual
3. Vida útil del equipo
4. Número de pozos sometidos a levantamiento artificial
5. Disponibilidad de equipos
6. Vida del pozo
Cada uno de los mecanismos de levantamiento artificial antes mencionados tiene
limitaciones económicas y operacionales que lo excluyen de cualquier consideración en
ciertas condiciones operacionales. La experiencia del área o campo en producción es
importante ya que ella regirá los principios económicos y técnicos al momento de la
selección de un mecanismo de levantamiento artificial.
3.14.- Consideraciones técnicas Al momento de la selección del método para el levantamiento artificial en un campo
determinado una vez completada la etapa de flujo natural, se recomienda efectuar una
matriz de selección de método utilizando los criterios especificados en las tablas del
anexo III.
119
Una vez seleccionado el método de producción, debe diseñarse adecuadamente el
equipo necesario para que el método funcione adecuadamente según las condiciones
particulares del campo y de cada pozo, por otro lado se debe suministrar suficiente
información así como entrenamiento al personal encargado de las operaciones de
producción del campo con la finalidad de asegurar que la instalación sea exitosa desde
el punto de vista económico.
3.15.- Bombeo Mecánico
Éste tipo de levantamiento artificial es de especial interés en este estudio, por estar
enfocado a pozos que producen bajo éste método en los campos Chocop y Yalpemech.
Constituye el método más utilizado a nivel mundial debido al mecanismo sencillo que lo
conforma. Este método consiste fundamentalmente en una bomba de subsuelo de
acción reciprocante, abastecida con energía suministrada a través de una sarta de
cabillas. La energía proviene de un motor eléctrico, o de combustión interna, la misma
moviliza una unidad de superficie mediante un sistema de engranajes y correas.
El bombeo mecánico tiene su principal aplicación en el ámbito mundial en la producción
de crudos pesados y extrapesados, sin embargo también se usa en la producción de
crudos medianos y livianos. No se recomienda en pozos desviados, y tampoco es
recomendable cuando la producción de sólidos y/o la relación gas – líquido sea muy
alta, ya que afecta considerablemente la eficiencia de la bomba. Una unidad típica de
bombeo mecánico está compuesta por equipos de superficie y de subsuelo tal y como
se muestra en la tabla siguiente:
Equipo Componente
Superficie
- Motor
- Unidad de bombeo
- Prensaestopas
Subsuelo
- Tubería de producción
- Ancla de tubería
- Sarta de cabillas
120- Bomba de subsuelo
- Ancla de gas
Tabla 5. Partes de un Equipo de Bombeo Mecánico.
En la Fig. 42 se muestran todos los componentes así como su ubicación general en el
sistema.
Fig. 42. Bombeo Mecánico. Equipo de Superficie y Subsuelo
3.15.1- Equipo de Superficie
Como ya se mencionó en la tabla 5, el equipo de superficie está compuesto del motor,
unidad de bombeo, cabezal del pozo y el prensaestopas. A continuación una breve
descripción de cada equipo.
3.15.1.1.- Motor
Es el elemento encargado de suministrar el movimiento y la potencia a la unidad de
bombeo, el mismo puede ser de combustión interna (Utilizando Diesel, gasolina o
inclusive el gas que proviene de los pozos) o eléctrico. En líneas generales, los motores
de combustión internan operan en un rango de velocidades o revoluciones que pueden
121
estar entre 200 y 600 rpm para el caso de los motores de baja velocidad y entre 800 y
1400 rpm para el caso de los motores de alta velocidad.
Los motores eléctricos son los que más uso tienen dentro de la industria petrolera,
están clasificados como de bajo deslizamiento o velocidad constante y alto
deslizamiento o velocidad variable siendo éste último, el tipo más adecuado para la
automatización de los pozos. Los motores de bajo deslizamiento tienen un rango de
potencia entre 5 y 100 hhp, los motores de alto deslizamiento tienen un rango de
potencia entre 100 y 200 hhp. (Fig. 43)
Fig. 43. Tipos de Motores Eléctricos Utilizados en Bombeo Mecánico.
3.15.1.2.- Unidad de Bombeo
La función principal de la unidad de bombeo es proporcionar el movimiento reciprocante
apropiado con el propósito de accionar la sarta de varillas y éstas a su vez a la bomba
de subsuelo. A través de la acción de correas y engranajes se logra reducir la velocidad
de rotación. Así el movimiento rotatorio resultante se transforma en uno reciprocante a
través de la manivela, la biela y el propio balancín. Entre las unidades de bombeo se
encuentran las de balancín tipo API y las hidráulicas.
Entre las unidades de balancín tipo API se encuentran la convencional, la llamada
unitorque y la balanceada por aire. La unidad convencional constituye la de mayor uso
a nivel mundial, la mayoría de estas unidades son balanceadas en la manivela con
Motor de bajo deslizamiento Motor de alto deslizamientoMotor de bajo deslizamiento Motor de alto deslizamientoMotor de bajo deslizamiento Motor de alto deslizamientoMotor de bajo deslizamiento Motor de alto deslizamiento
122
pesas de hierro y otras con cajas de engranajes pequeñas, también pueden ser
balanceadas en la viga viajera. La Fig. 44 muestra un esquema de este tipo de unidad
con todas sus partes.
Fig. 44. Unidad Tipo Convencional.
La unidad unitorque también llamada Mark II es un rediseño de la unidad convencional,
cambia en la posición de los brazos y en el poste maestro. Con éste cambio se obtiene
un sistema unitorsional que reduce el torque en la caja de engranaje. El balanceo se
realiza en la manivela con pesas de hierro. En la Fig. 45 muestra un esquema de éste
tipo de unidad con todas sus partes. La unidad balanceada por aire utiliza un cilindro
con aire comprimido en vez de pesas de hierro para lograr el balance
Fig. 45. Unidad Tipo Unitorque (Mark II).
123
Constituye el balance ideal para operaciones costa afuera, resulta más resistente a las
cargas que la unidad convencional, sin embargo sus costos de operación son mayores
en comparación con la unidad convencional. En la Fig. 46 muestra un esquema de este
tipo de unidad con todas sus partes.
Fig. 46. Unidad Balanceada por Aire.
Las unidades hidráulicas tienen comparativamente menor uso que las unidades
convencionales y las balanceadas. Están formadas por un sistema que utiliza la fuerza
hidráulica para transmitir energía a la bomba de subsuelo a través de las cabillas, no
posee caja reductora de velocidad así como otros accesorios que son comunes
encontrar tanto en las unidades convencionales como las unidades balanceadas, es por
ello que el equipamiento general de las unidades hidráulicas luce más sencillo. La Fig.
47 muestra un esquema de este tipo de unidad con todas sus partes.
Fig. 47. Unidad Hidráulica
124
3.15.1.3.- Prensaestopas
El prensaestopas es el equipo encargado de soportar el peso de la sarta de cabillas, de
la bomba y del fluido dentro de la tubería. Se utiliza para sellar el espacio existente
entre la barra pulida y la tubería de producción, evitando que el petróleo producido se
derrame, está formado por una cámara cilíndrica que contiene los elementos de
empaque que se ajustan a la barra pulida para efectuar el sello. La Fig. 48 muestra el
equipo prensaestopas en conjunto con el cabezal y líneas de producción.
Fig. 48. Prensaestopas empleado en Bombeo Mecánico
3.15.2- Equipo de Subsuelo
Como ya se menciono en la tabla 5, el equipo de subsuelo está compuesto de la tubería
de producción, ancla de tubería, sarta de cabillas, bomba de subsuelo y el ancla de gas.
A continuación una breve descripción de cada equipo.
125
3.15.2.1.- Tubería de Producción
La tubería de producción está constituida por una serie de tubos roscados que se
utilizan para transportar la producción desde el fondo del pozo hasta la superficie, a su
vez sirve de guía para la sarta de cabillas que acciona la bomba. Los tipos de tubería
más utilizados en el bombeo mecánico son las llamadas EUE y las Hydrill. La Fig. 49
muestra un esquema de los dos tipos de tubería así como sus diferencias básicas.
Fig. 49. Tipos de Roscas Utilizadas en Tubería de Producción
Por otro lado, la tabla 6 muestra los diámetros de tubería de producción más utilizados
en las completaciones de pozos en bombeo mecánico.
Diámetro Externo
(pulg)
Diámetro Interno
(pulg)
Área
(pulg2)
Peso
(lbs/pie)
2-3/8” 1.995 1.304 4.70
2-7/8” 2.441 1.812 6.50
3-1/2” 2.992 2.590 9.30
4-1/2” 3.958 3.601 12.75
Tabla 6. Diámetros de Tubería Utilizados en Bombeo Mecánico.
126
3.15.2.2.- Ancla de Tubería
El ancla de tubería es un accesorio o parte de la completación de bombeo mecánico
utilizado para controlar los movimientos pendulantes y longitudinales de la tubería
eliminando los esfuerzos durante la acción de bombeo del equipo de levantamiento.
Mantiene la tubería en una posición constante y reduce la fricción entre las cabillas y la
tubería de producción. La Fig. 50 muestra un diseño de ancla de tubería típico utilizado
en el bombeo mecánico.
Fig. 50. Ancla de Tubería
3.15.2.3.- Sarta de Cabillas
En un sistema de bombeo mecánico, la sarta de cabillas tiene las funciones de
transferir energía, soportar carga y accionar la bomba. La sarta de cabillas sirve como
conexión entre la bomba de subsuelo y la unidad de bombeo instalada en superficie.
Existen diversas clases de cabillas de las cuales las más utilizadas son las llamadas
cabillas convencionales, las continuas y las de fibra de vidrio. Las cabillas
convencionales y de fibra de vidrio se caracterizan porque presentan uniones entre
unas y otras a través de dispositivos mecánicos llamados cuellos de cabilla. Las cabillas
127
continuas no presentan cuellos ya que como lo indica su nombre consiste en un carrete
de cabillas uniformes y continuas.
Las cabillas convencionales se fabrican en longitudes de 25 a 30 pies, además existen
varios tipos. La selección de la cabilla convencional a utilizar dependerá del esfuerzo
del equipo de bombeo en general siendo la profundidad la variable de más peso, así
por ejemplo hay cabillas convencionales de grado API C,D,E y K.
Por otro lado, las cabillas continuas se almacenan y transportan en grandes carretos,
requiere de un equipo especial para su instalación y desinstalación además de un
equipo de soldadura para operaciones de conexión y desconexión.
La selección, el número de cabillas y el diámetro de éstas dependen de la profundidad
a la que se desea colocar la bomba de subsuelo y de las condiciones operativas. Por
ejemplo, para pozos de profundidad mayor a 3500 pies es común utilizar una sarta
compuesta de diferentes diámetros de cabillas.
Las cabillas de diámetro menor (peso menor) son colocadas en la parte inferior de la
sarta, ya que allí la carga de esfuerzos generados es mínima; así mismo las cabillas de
mayor diámetro se colocan en la parte superior de la sarta porque allí es donde se
genera la máxima cantidad de esfuerzos. Por lo tanto, las cargas máximas y mínimas
de esfuerzos esperados durante el ciclo de bombeo deben ser calculados lo más
preciso posible, para asegurar que no ocurran fallas en el sistema durante su
operación.
Para evitar que ocurran los problemas mencionados anteriormente con la sarta de
cabillas, el diseño de la misma se realiza generalmente siguiendo la Norma API RP 11L.
Además existen programas de computación como por ejemplo el QrodTM de James W.
Jennings que nos ayuda a simplificar el diseño al momento de necesitar instalar una
completación utilizando bombeo mecánico
3.15.2.4.- Bomba de Subsuelo
Constituye el primer elemento a considerar dentro del diseño de una instalación de
bombeo mecánico de un pozo en particular ya que del tipo, tamaño y ubicación de la
bomba dependerá el resto de los componentes.
128
La bomba de subsuelo está compuesta por los siguientes elementos:
a) Cilindro o barril, pieza cilíndrica pulida en la cual se almacena fluido
b) Pistón o embolo, constituye el elemento movible dentro de la bomba, su diámetro
determina la capacidad de desplazamiento y su resistencia es menor que la del
cilindro.
c) Válvula viajera o válvula de descarga, ubicada en el pistón, de tipo bola y asiento
permite la entrada del fluido del barril al pistón
d) Válvula fija o válvula de entrada, de tipo bola y asiento, facilita la entrada de
fluido desde el pozo hasta el barril de la bomba.
La bomba actúa según el movimiento de la sarta de cabillas y de la unidad de bombeo
en superficie. Las bombas de subsuelo se clasifican en dos tipos:
a) Bombas de tubería. Forma parte integral de la tubería de producción al ser
bajada en conjunto, se utilizan en pozos de alta productividad con profundidades
menores a 4000 pies y donde las condiciones de producción no son severas es
decir, hay baja producción de gas y pocos fluidos abrasivos y corrosivos
b) Bombas de cabillas o insertable. Es bajada al pozo en conjunto con la sarta de
cabillas, se considera su aplicación en pozos de baja o moderada productividad y
profundidades de hasta 7000 pies aproximadamente. No se necesita sacar la
tubería de producción para recuperar la bomba por lo tanto su remoción y
reparación es más económica al utilizar menos horas de unidad de servicio en
sitio. (Fig. 51).
Fig. 51. Bomba de Subsuelo
129
3.15.2.5.- Ancla de Gas
El ancla de gas consiste en un tubo ranurado o perforado que se coloca por debajo de
la bomba. Se utiliza para lograr la separación gas-liquido antes que el fluido entre a la
bomba. Existen varios tipos de ancla de gas entre las cuales podemos mencionar:
Natural, niple perforado, copa, empacadura entre otras. La Fig. 52 muestra los tipos
más comunes.
Fig. 52. Ancla de Gas
3.15.3.- Forma General del Funcionamiento del Equipo de Bombeo Mecánico
El revestimiento y la manera de terminar el pozo pueden ser muy parecida a la de
pozos de flujo natural, excepto que la gran diferencia estriba en cómo hacer llegar el
petróleo desde el fondo del pozo a la superficie.
El yacimiento que ha de producir por bombeo mecánico tiene cierta presión suficiente
para que el petróleo alcance un cierto nivel en el pozo. Por tanto, el bombeo mecánico
no es más que un procedimiento de succión y transferencia casi continua del petróleo
hasta la superficie. La unidad de bombeo (Balancín) imparte el movimiento de sube y
130
baja a la sarta de varillas de succión que mueve el pistón de la bomba, colocada en la
sarta de producción a una determinada profundidad del fondo del pozo.
La válvula fija permite que el petróleo entre al cilindro de la bomba. En la carrera
descendente de las varillas, la válvula fija se cierra y se abre la válvula viajera para que
el petróleo pase de la bomba a la tubería de producción. En la carrera ascendente, la
válvula viajera se cierra para mover hacia la superficie el petróleo que está en la tubería
y la válvula fija permite que entre petróleo a la bomba. La repetición continua del
movimiento ascendente y descendente (emboladas) mantiene el flujo hacia la
superficie.
3.16.- Bombeo Electrosumergible
Al igual que el bombeo mecánico, el bombeo electrosumergible se constituye en un
método de levantamiento artificial de especial interés en el presente estudio, debido a
que parte de los pozos de los campamentos Chocop y Yalpemech producen bajo éste
método. Utiliza una bomba centrifuga ubicada en el fondo del pozo para levantar los
fluidos producidos desde el yacimiento hasta la estación de flujo. Es aplicable cuando
se desea producir grandes volúmenes de fluido en pozos con grandes potenciales. Sin
embargo los consumos de potencia por barril diario producido son también elevados,
especialmente en crudos viscosos.
Una unidad típica de bombeo electrosumergible está compuesta por equipos de
superficie y de subsuelo unidos o comunicados a través de un cable de potencia.
Además está conformada por las partes mostradas en la siguiente tabla:
Equipo Componente
Superficie
- Transformadores
- Tablero de control y variador de
frecuencia
- Caja de empalme
- Cabezal
Subsuelo - Sensor de presión
131- Motor eléctrico
- Protector
- Sección de entrada
- Bomba centrifuga
- Cable de potencia
- Equipo misceláneo
Tabla 7. Partes de un Equipo de Bombeo Electrosumergible.
En la figura anexa se muestran todos los componentes así como su ubicación general
en el sistema.
Fig. 53. Equipo de Superficie y Subsuelo Utilizado en BES
3.16.1.- Equipo de Superficie
Como ya se mencionó en la tabla 7, el equipo de superficie ésta compuesto por el
banco de transformadores, tablero de control y/o variador de frecuencia, la caja de
empalmes y el cabezal del pozo. A continuación una breve descripción de cada equipo.
132
3.16.1.1.- Transformadores
Son equipos utilizados para transformar el voltaje primario de la línea eléctrica al voltaje
requerido por el motor de fondo correspondiente, su capacidad de carga viene
expresada en Kilovatios amperios (KVA). La capacidad de carga es expresada de la
siguiente forma:
AmpsVKVA s **73.1= (24)
Donde:
KVA : Kilovoltios o 1000 voltios-amperios
Vs : Voltaje primario
Amps: Corriente del motor
3.16.1.2.- Tablero de Control y Variador de Frecuencia
El tablero de control es el equipo que protege y controla el funcionamiento y ensamblaje
de fondo, posee unos dispositivos para proteger todo el equipo contra las caídas y
subidas de amperaje, se fabrica de acuerdo a la relación de potencia requerida por el
motor además de su voltaje.
El variador de frecuencia es un tablero de control que posee dispositivos que son
capaces de suministrar frecuencias y voltajes variables al motor. La frecuencia puede
ser controlada en superficie. La velocidad es directamente proporcional a la frecuencia
es decir al aumentar o disminuir la frecuencia se estará aumentando o disminuyendo la
velocidad del motor, a su vez al aumentar o disminuir la velocidad del motor se estará
aumentando o disminuyendo el volumen de fluido a producir en el pozo.
3.16.1.3.- Caja de Empalmes o Venteo
Permite conectar el cable suplidor de energía del equipo de superficie con el cable de
conexión al motor y ayuda a ventear a la atmósfera cualquier cantidad de gas presente
que pueda fluir a través del cable, evitando de esta forma que se origine una explosión.
133
3.16.1.4.- Cabezal
El cabezal soporta todo el equipo de fondo acoplado a la tubería de producción así
mismo debe estar diseñado para facilitar el paso del cable eléctrico y sellar alrededor de
éste último. El conjunto sellante está diseñado para resistir hasta 3000 lppc. Se
disponen de varios modelos de cabezales, la selección del mismo estará sujeta a las
condiciones propias de cada pozos. La Fig. 54 esquematiza un cabezal para bombeo
electrosumergible
Fig. 54. Esquema Típico de un Cabezal Utilizado en BES
3.16.2.- Equipo de Subsuelo
Como ya se menciono en la tabla 7, el equipo de subsuelo está compuesto por el
sensor de presión, motor eléctrico, protector, sección de entrada, bomba centrifuga,
cable de potencia y los equipos misceláneos. A continuación una breve descripción de
cada equipo.
3.16.2.1- Sensor de Presión
Es un equipo que se coloca acoplado a la parte final del motor, es formado
internamente por circuitos que permiten enviar señales a la superficie a través del cable
de voltaje primario de alimentación al motor. Las señales son registradas a través de un
134
instrumento instalado en el panel o tablero de control es allí donde se convierten en
señales de presión de fondo medidas a la profundidad de la bomba.
3.16.2.2.- Motor Eléctrico
Es la fuente de potencia que genera el movimiento a la bomba para mantener la
producción de fluidos. Los motores utilizados regularmente son tipo dipolares, trifásicos,
formados por 20 rotores acoplados al eje ubicados en el cuerpo de estatores y
recubiertos por una carcaza de acero. Los fabricantes ofrecen una gran variedad de
motores adaptados al diámetro del revestidor. Internamente se encuentra lleno de un
aceite refinado que permite la lubricidad en los cojinetes del motor a la vez que sirve
como medio de transferencia de calor desde el motor hasta la carcasa. Así mismo los
fabricantes recomiendan una velocidad de fluido mínima de un pie/seg alrededor del
motor para tener un buen enfriamiento. (Fig. 55).
Fig. 55. Motor Eléctrico Utilizado en BES
3.16.2.3.- Protector
Se encuentra ubicado entre el motor y la bomba facilitando la conexión de estos
elementos. Es el encargado de mantener los fluidos del pozo fuera del motor, absorber
Ranura Involuta
Cojinete de Empuje (Rodete)
Cojinete de Empuje Alta carga y Temperatura
Barniz Alta Temperatura
Arandela de Empuje
Aceite Sintético
Slot
O-RingAlta Temperatura
Anillo Retenedor
Ranura Involuta
Cojinete de Empuje (Rodete)
Cojinete de Empuje Alta carga y Temperatura
Barniz Alta Temperatura
Arandela de Empuje
Aceite Sintético
Slot
O-RingAlta Temperatura
Anillo Retenedor
135
las cargas axiales de la bomba para impedir de esta manera que las mismas sean
reflejadas en el motor, permite además la expansión y contracción del aceite del motor
debido a las pérdidas producidas por el calentamiento y enfriamiento durante los
arranques y paradas del equipo. Existen varios tipos de protectores entre los que se
encuentran el tipo laberinto y el tipo bolsa elastomerica. La selección dependerá
fundamentalmente de las características del pozo y de los fluidos a producir. La Fig. 56
muestra los dos tipos de protectores comúnmente utilizados.
Fig. 56. Tipos de Protectores Utilizado en BES
3.16.2.4.- Sección de Entrada
La sección de entrada se encuentra entre el protector y la bomba. En el mercado
existen dos tipos a saber:
3.16.2.4.1 Entrada Estándar
Permite la entrada de los fluidos provenientes del yacimiento o reservorio directamente
a la bomba. Este tipo de entrada no separa el gas libre del líquido, no obstante, es de
COJINETE DE EMPUJE (RODETE)COJINETE EMP ASCENDENTE
COJINETE EMP DESCENDENTE
SELLO MECANICO
SELLO MECANICO
COUPLING
BUSHINGVALVULA LLENADO
BOLSA ELASTOMERICA
CHECK VALVE – Un Sentido
Sello Con Bolsa ElastoméricaSello Laberíntico
Tornillo de VenteoSello Mecánico
Eje
Válvula de Drenado-Llenado
Cojinete de Empuje (Rodete)Cojinete de Empuje Descendente
Tubo
Válvula de Drenado-Llenado
COJINETE DE EMPUJE (RODETE)COJINETE EMP ASCENDENTE
COJINETE EMP DESCENDENTE
SELLO MECANICO
SELLO MECANICO
COUPLING
BUSHINGVALVULA LLENADO
BOLSA ELASTOMERICA
CHECK VALVE – Un Sentido
Sello Con Bolsa Elastomérica
COJINETE DE EMPUJE (RODETE)COJINETE EMP ASCENDENTE
COJINETE EMP DESCENDENTE
SELLO MECANICO
SELLO MECANICO
COUPLING
BUSHINGVALVULA LLENADO
BOLSA ELASTOMERICA
CHECK VALVE – Un Sentido
COJINETE DE EMPUJE (RODETE)COJINETE EMP ASCENDENTE
COJINETE EMP DESCENDENTE
SELLO MECANICO
SELLO MECANICO
COUPLING
BUSHINGVALVULA LLENADO
BOLSA ELASTOMERICA
CHECK VALVE – Un Sentido
Sello Con Bolsa ElastoméricaSello Con Bolsa ElastoméricaSello Laberíntico
Tornillo de VenteoSello Mecánico
Eje
Válvula de Drenado-Llenado
Cojinete de Empuje (Rodete)Cojinete de Empuje Descendente
Tubo
Válvula de Drenado-Llenado
Sello Laberíntico
Tornillo de VenteoSello Mecánico
Eje
Sello Laberíntico
Tornillo de VenteoSello Mecánico
Eje
Válvula de Drenado-Llenado
Cojinete de Empuje (Rodete)Cojinete de Empuje Descendente
Tubo
Válvula de Drenado-Llenado
136
suponer que debe existir alguna separación en forma natural, tiene aplicación en pozos
de baja relación gas-petróleo y pozos de agua.
3.16.2.4.2 Separador de gas
Es un equipo con algunas partes especiales diseñado para desviar el gas libre y así
evitar la entrada del mismo a la bomba en conjunto con el liquido del pozo, de esta
forma se logra una mayor eficiencia de la bomba y además evita efectos sobre la misma
tales como cavitación, fluctuación de cargas en el motor y pérdidas en la presión de
levantamiento. Este tipo de equipo es utilizado en pozos con alta relación gas-petróleo.
(Fig. 57)
Fig. 57. Separador de Gas Utilizado en BES
3.16.2.5 Bomba Centrifuga
Es de tipo centrífugo–multietapas, cada una de ellas consiste en un impulsor rotativo el
cual es el encargado de impartir energía cinética al fluido que pasa a través de la
bomba y un difusor estacionario que es el encargado de cambiar la energía cinética en
energía potencial. Los impulsores son del tipo flotante o balanceado, tienen un diseño
137
de alabe curvo y son totalmente cerrados, por otro lado la configuración y el diámetro
del impulsor de la bomba determinara la cantidad de energía que se transmite al fluido,
uno de los principios básicos de una bomba centrifuga es convertir la presión en altura
de elevación.
Existen bombas de flujo radial y flujo mixto. El número de etapas determina la
capacidad de levantamiento y la potencia requerida para ello. El movimiento rotativo del
impulsor imparte un movimiento tangencial al fluido que pasa a través de la bomba,
creando la fuerza centrífuga que impulsa al fluido en forma radial, es decir, el fluido
viaja a través del impulsor en la resultante del movimiento radial y tangencial,
generando al fluido verdadera dirección y sentido del movimiento.
Cada tipo de bomba posee su curva típica de comportamiento o rendimiento, la cual
está expresada en función de la altura, la misma es independiente de la densidad del
fluido y puede ser expresada en términos de velocidad, presión o elevación.
La vida útil de una bomba electrosumergible está sujeta a las condiciones de operación
a las que está expuesta, es decir, el factor determinante de un bajo rendimiento de una
bomba es el desgastes que realiza el impulsor de la bomba dentro del difusor durante
las operaciones de producción.
3.16.2.6 Cable de Potencia
Constituye uno de los principales componentes del equipo de bombeo
electrosumergible. Este cable es del tipo trifásico y está diseñado para soportar
ambientes hostiles (Altas temperaturas y presiones de fondo) y altas relaciones gas-
petróleo. El conductor es de cobre con uno o más hilos de fases, existen varios
tamaños entre los cuales podemos mencionar los números 1, 2, 4 y 6 además se
pueden conseguir en el mercado en configuraciones planas o redondas. La selección
del tipo de cable se hace considerando el tipo de ambiente (Temperaturas, presiones,
crudo, etc), el mayor diámetro externo de todas las partes que conforman el equipo
electrosumergible y el diámetro interno del revestidor o camisa de producción. (Fig. 58).
138
Fig. 58. Tipos de Cable de Potencia Utilizados en BES
3.16.2.7 Equipo Misceláneo
Los equipos misceláneos utilizados en las operaciones de instalación de bombas
electrosumergibles son:
Válvula de retención, generalmente está conectada dos o tres tubos por encima de
la bomba y se utiliza para disminuir la presión hidrostática actuante sobre cada uno
de los componentes de la bomba.
Válvula de drenaje o circulación, se coloca por encima de la válvula de retención y
sirve para circular el pozo desde el anular de producción hacia la tubería o viceversa
Flejes o soportes de tubería, se utilizan para fijar el cable eléctrico al equipo de
bombeo y la tubería de producción desde el fondo del pozo hasta la superficie. Son
colocados cada quince pies y el tamaño de los mismos dependerá del diámetro
externo de la tubería de producción.
Guardacable, se utiliza para proteger del roce con el revestidor al cable de la
conexión al motor. La conexión cable-motor de fondo es la de mayor diámetro
externo en todo el equipo.
Es posible la aplicación de bombeo electrosumergible en pozos que se encuentren bajo
las siguientes condiciones: Altas tasas de producción, alto índice de productividad, baja
139
presión de fondo, alta relación agua-petróleo, y baja relación gas-líquido (RGL). En
caso de alta RGL, se puede emplear este método utilizando un separador de gas.
3.17.- Rehabilitación o Reparación de Pozos La rehabilitación de pozos representa la alternativa de alargar la vida de los yacimientos
con menor o ninguna inversión y da la posibilidad de evaluar y producir varios
horizontes por el mismo pozo; así como mantener un control sobre los diferentes
problemas de producción (agua, gas, baja presión, daños de formación, entre otras)
que se presentan.
De aquí, la necesidad de mantener una constante planificación sobre los pozo por
reparar, para lo cual se debe analizar los problemas específicos en cada pozo e
identificar el pozo problema y el tipo de reparación que se ha de realizar para el
mantenimiento o generación de potencial.
En la rehabilitación de pozos es muy importante el análisis de los pozos problemas. Un
pozo problema es aquel que dentro de un marco económico particular, presenta límites
predeterminados. Los problemas que se presentan en los pozos son: Tasa de
producción limitada, alta producción de agua o gas, problemas mecánicos, entre otros:
Tasa de producción limitada. Los problemas de baja tasa de producción pueden
resultar de varios factores, a nivel de yacimiento o del mismo pozo, que altera la normal
producción del sistema pozo-yacimiento. Estos factores son: baja permeabilidad de la
formación, baja presión de yacimiento, daño a la formación, taponamiento en la
vecindad del pozo o de la tubería de producción, alta viscosidad del petróleo, excesiva
contrapresión sobre la formación, inadecuado sistema de levantamiento.
Alta producción de agua. La alta producción de agua en pozos de petróleo o gas,
puede ser causada por las siguientes razones: empuje natural del agua o influjo de
agua debido al adedamiento o conificación del agua, fuentes extrañas de agua (roturas
en el revestidor, fallas de equipos de completación o de la cementación primaria),
fracturamientos tanto hidráulico como ácido o acidificaciones matriciales de zonas de
agua adyacentes a la zona de petróleo.
140
Alta producción de gas. El comportamiento de la relación gas-petróleo típica, para
cada mecanismo de producción, debe tomarse en cuenta en el análisis de pozos
problemas. Las principales fuentes de gas en pozos de petróleo son: gas disueltos en el
petróleo, capas de gas primarias o secundarias e influjos de gas de zona infra o
suprayacente.
Problemas mecánicos. Un gran número de fallas mecánicas pueden causar pérdidas
de producción y/o incrementos en los costos de operaciones de un pozo. Algunas de
las fallas más comunes son: falla en la cementación primaria, filtración del revestidor,
tubería de producción y de empacaduras, fallas en los equipos de levantamiento
artificial, comunicación por completaciones múltiples.
3.17.1.- Tipos de Trabajos de Rehabilitación de Pozos
Los tipos de reparaciones que deben realizarse en un pozo dependerán de la magnitud
del problema que lo afecte. De esta forma existe dos tipos de reparaciones: Menores y
mayores.
Menores, su objetivo principal es trabajar el pozo sin recuperar la completación. En
este tipo de reparaciones se pueden incluir trabajos tales como: Estimulaciones,
cambios de zona, cañoneo adicional o recañoneo, trabajos de pesca, apertura de
pozos, cambios de métodos de producción, cambio de tubería, otros.
Mayores, se realizan con taladro o equipo de workover del tipo Daniel o Wilson entre
otros y consiste en sacar la tubería de producción, con el propósito de corregir fallas
como: Mala cementación, aislar zonas, eliminar zonas productoras con tapones, etc.
Adicionalmente a la clasificación mencionada, se puede decir que la rehabilitación o
reparación de pozos también se puede clasificar en cinco grupos básicos.
141
distintos factores propios de los ambientes donde se completan los pozos tales
como temperaturas extremas, reacciones químicas pueden dañar los equipos
durante la vida del pozo. Los siguientes equipos pueden eventualmente requerir
reparación o reemplazo:
1. Empacaduras de producción.
2. Equipos de empaque con grava ( Incluye colgador y/o liners ranurados).
3. Mandriles y válvulas de L.A.G.
4. Válvulas de seguridad o subsuelo.
5. Tubería de producción.
6. Bomba Electrosumergible (Incluye cable y/o conexiones).
7. Bomba Mecánica (Incluye Cabillas y/o vástago).
Para reparar daño natural dentro del pozo. El termino daño natural se refiere al
ocurrido en el yacimiento. Dentro de los mismos se encuentran:
1. Daño en la cercanía del pozo: Durante la actividad de producción, la
permeabilidad en la cercanía del pozo se ve reducida afectando la tasa de
producción. Una de las razones por las cuales la permeabilidad se ve
afectada es la reacción de la roca reservorio con los fluidos del pozo
producto de las distintas reacciones ocurridas. Entre los daños naturales
más comunes tenemos:
1..1 Bloqueo de la garganta poral debido a la migración de las partículas
de finos que viajan hacia la cara del pozo.
1..2 Bloqueo por emulsión causada por la mezcla de dos fluidos
normalmente separados (Inmiscibles) tales como salmuera de
completación y crudo. El resultado es una mezcla altamente viscosa que
reduce la permeabilidad relativa del yacimiento o formación productora.
142
1..3 Producción de arena. Este es un problema natural frecuentemente
encontrado en yacimientos o formaciones de edad Mioceno. La arena se
mueve desde la cara de la formación pudiendo tapar el intervalo productor
o cañoneado, la sarta de producción, válvulas de seguridad o subsuelo y
equipos de superficie. La arena también actúa en superficie como un
agente erosionante del árbol de producción actuando sobre líneas de
producción, codos, válvulas ,etc. El empaque con grava constituye una
técnica efectiva dirigida a mantener “controlada” la producción de arena.
Esta técnica puede ser empleada en hoyos revestidos o desnudos. Varios
tipos de rejillas son empleadas para lograr el empaque entre las cuales se
encuentran las rejillas preempacadas y las rejillas convencionales. (Fig.
59).
Fig. 59. Empaques con Grava en Hoyo Desnudo y Entubado.
1..4 Producción excesiva de gas. En algunos yacimientos, el gas
asociado con el petróleo sirve como un medio energizante para
transportar o empujar a éste ultimo. Los tipos más comunes son el empuje
por gas en solución que constituye la etapa inicial de producción de un
yacimiento o formación, y empuje por capa de gas que se da una vez que
el yacimiento o formación ha alcanzado la presión de burbuja. En
cualquiera de los dos casos, el gas puede conificarse a nivel de las
perforaciones y servir como un agente reductor de la entrada de crudo tal
143
y como se observa en la Fig. 60. Para controlar ésta separación, durante
la etapa inicial de producción se controla la presión a la cual el pozo
produce de ésta forma se ayuda a mantener por más tiempo el gas
disuelto en el petróleo, sin embargo es inevitable que en algún momento
de la vida productiva del yacimiento se forme la capa de gas por efecto del
agotamiento de su energía, cuando ocurre esto, se requiere la
intervención o workover para reparar los pozos. Este tipo de reparación
incluye la cementación de perforaciones existentes y cañoneo por debajo
del contacto gas-petróleo para recuperar el flujo de éste último en
superficie.
Fig. 60. Entrada de Gas Excesiva en un Horizonte Productor de Petróleo. 1..5 Conificación de agua. Esto ocurre en yacimientos donde el
mecanismo energizante lo constituye la expansión por empuje hidráulico.
El agua proporciona la energía necesaria para transportar el petróleo
desde la formación hasta el pozo. Considerando las enormes cantidades
de agua presente en un yacimiento, ésta expansión representa una
significante cantidad de energía. En éste tipo de mecanismo, el agua
tiende a prolongarse hacia arriba del contacto agua petróleo tal y como se
observa en la Fig. 61 formándose el llamado cono de agua, ubicando el
144
mismo a lo largo de todas las perforaciones abiertas a producción
bypaseando la entrada de petróleo. En éste tipo de reparación o workover,
se coloca un tapón de cemento abandonando toda la zona (En caso de
que el horizonte productor esté completamente invadido) o se efectúa un
forzamiento de cemento para posteriormente recañonear hacia el tope del
horizonte productor.
Fig. 61. Conificación de Agua en un Horizonte Productor de Petróleo.
Para recompletar en otras zonas originalmente no drenadas. Es una de las razones
más comunes para intervenir un pozo y aplica cuando el horizonte o zona
productora se agota por debajo de su límite económico. En éste caso, se considera
la colocación y forzamiento de un tapón de cemento para abandonar la zona
originalmente productora para luego cañonear nuevas zonas por arriba o por debajo
de la misma, tal y como se observa en la parte superior de la Fig. 62. Cuando se da
el caso de recompletar un pozo de abajo hacia arriba se puede combinar el tapón de
cemento con un tapón de hierro o “sombrilla” bajados con tubería de trabajo o cable
eléctrico tal y como se observa en la parte inferior de la Fig. 62.
145
Fig. 62. Abandono de Zona Pobre y Recompletacion de Pozo.
Para convertir un pozo de productor a inyector. Las reparaciones o workover son
ideales para este tipo de actividad, en la cual un pozo inicialmente productor de
petróleo es convertido a inyector de agua o CO2 cuando en el yacimiento se da inicio
a un proyecto de mantenimiento de presión o recuperación secundaria. Por otro
lado, también se utiliza la reparación o workover para convertir un pozo productor a
inyector de ripios de perforación o cuando no se cuenta con las facilidades de
superficie para manejar grandes cantidades de agua de formación.
146
Para reemplazar equipos de levantamiento artificial por gas. Cuando un yacimiento
no tiene la energía suficiente para colocar el petróleo desde la cara del pozo hasta la
superficie, es necesario recurrir a métodos de levantamiento artificial. Existen cuatro
tipos básicos de levantamiento artificial los cuales son: Bombeo Mecánico, bombeo
hidráulico, bombeo electrosumergible y gaslift.
En el caso de bombeo mecánico, la reparación o workover está dirigida a reemplazar
accesorios del equipo tales como varillas, bombas, etc. Cuando esto ocurre, solamente
se recupera la sarta de varillas + bomba. En algunos casos cuando no se recupera
algún accesorio del equipo de bombeo mecánico, se hace necesario recuperar toda la
sarta de producción para facilitar las labores de pesca y completación del pozo.
En el caso de bombeo hidráulico, se recupera la tubería para reparar o reemplazar la
bomba y se realiza limpieza a la tubería para eliminar esquelas de hierro o carbonato
así como depositaciones orgánicas que pudieran eventualmente dañar la bomba.
En el caso de bombeo electrosumergible es muy frecuente la reparación o workover
para reemplazar o repara la bomba o algún otro componente del equipo como el motor,
separador de gas o cable eléctrico. Por último, en el caso de gaslift, usando guaya fina
se recupera, repara o reemplaza las válvulas que regulan la entrada de gas a la tubería
de producción. Cuando las válvulas de gaslfit se dañan no se regula la entrada de gas a
la tubería y se pierde la eficiencia en el levantamiento de petróleo. Cuando se daña un
mandril, se recupera la sarta de producción, se repara o reemplaza el mandril y se
procede a completar de nuevo el pozo.
3.17.2.- Acciones para Analizar Pozos de Reparación Entre las acciones que permiten estudiar el pozo se pueden señalar: Identificación del
problema y problemas operacionales o mecánicos.
Identificación del problema, esto se refiere a que se debe mantener un estricto
control de los comportamientos de producción/presión antes y después de la
reparación. Entre los gráficos de control de éste tipo de evaluación, se deben
mantener: curvas de declinación, curvas de índices de productividad, estudios de
147
presión de fondo, registros de producción (registros de flujo, temperatura). Desde el
punto de vista de yacimiento se debe tener un control sobre la continuidad de la
arena, posibles arenas productoras de agua y/o gas, avances de los frentes de
fluidos, zonas de baja calidad de arena, zonas de baja o alta presión, zonas
productoras de arena, productoras de asfáltenos, entre otras. Con respectos al
método de producción se debe mantener un control sobre el diseño del mismo,
condiciones de producción del pozo (nivel de fluido, presión fluyente, %AyS, RGP,
entre otras), así como del equipo de producción existente.
Problemas operacionales o mecánicos: Estos son originados en el pozo durante la
reparación y completación del mismo, debido a las diferentes condiciones a las
cuales es sometido. Entre los que se pueden presentar durante la reparación, se
tiene: pescados, fugas a través del revestidor, tubería de producción, empacaduras,
mandriles, fallas en la cementación y fallas de los equipos de subsuelo. Otras
causas que general la baja productividad de un pozo son: cañoneo parcial, poca
penetración del cañoneo, cañoneo fuera de sitio, restricciones en la tubería, etc.
3.18.- Disparos o Cañoneo El disparo o cañoneo de pozos entubados se hace para establecer una comunicación
efectiva entre el pozo y el yacimiento contentivo de hidrocarburo (Petróleo o gas).
Constituye un elemento importante para el éxito de las diferentes etapas de producción
de un campo o yacimiento desde las pruebas de pozos para la evaluación hasta la
completación final, inclusive las intervenciones para reparación o workover. Durante el
cañoneo se genera en forma instantánea unos orificios o huecos en el revestimiento o
camisa de producción, en el cemento circundante y en la formación. Antes de 1932, los
disparos o cañoneos a menudo consistían simplemente en orificios creados en el acero
del revestimiento con cortadores mecánicos, esto traía como consecuencia negativa un
debilitamiento del revestidor al ser cortado transversalmente. En 1932 se introdujo al
mercado petrolero mundial el uso de las balas para “perforar” el acero del revestimiento
y en 1948 se introdujo al mercado petrolero mundial el uso de cargas huecas
compuestas de explosivos diseñados para “hacer fluir” en forma liquida el acero de los
148
revestidores y camisas. Lejos de ser simple, el disparo o cañoneo constituye un
elemento complejo dentro de la completación, básicamente un cañón está conformado
por varias partes entre las cuales tenemos:
La cercha o platina que sirve para fijar y transportar las cargas hasta la zona de
interés.
El primacord o cuerda de detonación que sirve para iniciar la explosión de la carga
una vez colocada la misma en posición.
La carga que es la responsable de contactar la zona productora o zona virgen del
yacimiento con el pozo. Debe estar diseñada para atravesar el revestimiento de
producción, el cemento y la zona invadida por el fluido de perforación.
Hoy día, entre los muchos avances realizados en la tecnología de disparo se
encuentran las nuevas cargas de alta penetración que incrementan la productividad del
orificio al penetrar la zona invadida. En los dos últimos años, las cargas mejoradas han
alcanzado profundidades de penetración y áreas de flujo más grande que las obtenidas
con tecnologías utilizadas anteriormente.
3.18.1.- Dinámica de las Cargas Huecas Los disparos se efectúan en menos de un segundo por medio de cargas huecas que
utilizan un efecto de cavidad explosiva basada en la tecnología de armas militares con
un revestimiento de partículas metálicas prensada o liner tal y como se muestra en la
Fig. 63.
Fig. 63. Esquema Típico de una Carga Hueca.
149 Las cargas están formadas por un explosivo de alta sensibilidad y pureza (Primer), un
casco, un liner cónico altamente explosivo conectado con el primacord o cuerda de
detonación.
El primacord activa el detonador y el explosivo principal, el liner colapsa y se forma un
chorro de alta velocidad de partículas de metal fluidizado que es impulsado a lo largo
del eje de la carga. Este chorro de gran potencia consta de una punta más rápida y una
cola más lenta. La punta viaja a aproximadamente 7 Kms/seg, mientras que la cola se
mueve a menos de 1Km/seg. Este gradiente de velocidad hace que el chorro se alargue
de manera que atraviese el revestidor, el cemento y la formación. Los chorros de las
cargas erosionan hasta que se consume toda su energía al alcanzar el extremo del
túnel de disparo. Los chorros actúan como varillas de alta velocidad y con un alto poder
de expansión.
En vez de recurrir al estallido, la combustión, la perforación o el desgaste con abrasivo,
la penetración se logra mediante una presión de impacto elevada de aproximadamente
3x106 lpc. sobre el revestidor y de 300000 lpc sobre la formación. Estas presiones tan
elevadas hacen que el acero del revestimiento, el cemento, la roca y los fluidos
contentivos “fluyan” en forma plástica hacia fuera. En la Fig. 64 se muestra en forma
esquematizada el proceso de disparo.
Fig. 64. Proceso de Disparo.
150 3.18.2.- Opciones de Cañones y Formas de Transporte Las cargas huecas son colocadas en cañones y se bajan hacia el fondo del pozo hasta
llegar a la zona objetivo por medio de cable eléctrico, tubería de producción, sarta de
perforación y tubería flexible. Hoy en día existen dos categorías o tipos de cañones:
Cañones Desechables y semidesechables
Cañones Recuperables Entubados
Los cañones desechables y semidesechables se utilizan en operaciones realizadas a
través de la tubería de producción y se bajan con cable eléctrico o tubería flexible. En
éste tipo de cañón, las cargas están expuestas a las condiciones del pozo, una vez
efectuado el cañoneo o disparo, los residuos de éstos cañones quedan en el hueco de
ratón o fondo del pozo. Los cañones recuperables entubados son bajados con cable
eléctrico, tubería de producción, sarta de perforación o reparación, unidad snubbing y
tubería flexible con o sin línea eléctrica, sin embargo ésta última está limitada a
cañones de 1-11/16”, 2-1/8” y 2-1/2”. En los cañones recuperables entubados, las
cargas y la mayor parte de los detritos quedan dentro de los tubos utilizados para
transportarlos, los mismos son recuperados o abandonados en el hueco de ratón o
fondo del pozo una vez terminada la operación de cañoneo o disparo. En las Fig’s. 65 a
y b se muestra una variedad tanto de cañones desechables/semidesechables como de
cañones recuperables entubados.
Fig. 65a. Tipos de Cañones.
151
Fig. 65b. Tipos de Cañones. Tanto los cañones desechables/semidesechables como los entubados se bajaban con
cable eléctrico, pero a principio de los 80’s los cañones de alta densidad de disparo
(HSD) adquirieron gran popularidad al ser bajados con la tubería de producción, sarta
de perforación o reparación. El tamaño y la longitud de los cañones que operan a través
de las tuberías o revestimiento se encuentran limitados por el diseño de la completación
del pozo y el equipamiento de superficie para el control de la presión.
3.18.3.- Explosivos y Rangos de Temperatura Las cargas están compuestas por explosivos. Por definición un explosivo es un material
que puede hacer explosión, es decir liberar en forma violenta energía mecánica,
química o nuclear, normalmente acompañada de alta temperaturas y de gases
liberados.
3.18.3.1.- Clasificación de los Explosivos Los explosivos se dividen básicamente en explosivos de alto orden y explosivos de
bajo orden. Los explosivos de alto orden tienen una velocidad de combustión elevada
de varios Kms/seg alcanzando velocidades de detonación. Una detonación es un
proceso de combustión supersónica que implica una onda expansiva y una zona de
reacción detrás de ella.
152
Los explosivos de bajo orden queman a una velocidad de varios cientos de metros por
segundo, llegando incluso a velocidades de un par de Kms/seg. Los explosivos de bajo
orden no detonan, en ellos ocurre un fenómeno denominado deflagración.
La deflagración es una explosión con llama a baja velocidad de propagación. Las
reacciones que provoca una deflagración son idénticas a las de una combustión. El
frente de llama avanza por fenómenos de difusión térmica.
Entre los explosivos de alto orden utilizados para la elaboración de las cargas tenemos:
RDX
HMX
HNS
PYN o Nona
El explosivo tipo RDX proviene de las siglas en ingles Royal Demolition Explosive es
ampliamente utilizado en la industria petrolera mundial para la elaboración de cargas
huecas así como también para la elaboración del primacord o cuerda de
detonación.(Fig. 66)
Fig. 66. Composición Química del Explosivo RDX. Se conoce también como ciclonita o exógeno, es un producto sintético que no ocurre
naturalmente en el medio ambiente. Cuando se quema con otras sustancias produce
humo. Este tipo de explosivo ha sido evaluado en el laboratorio a temperaturas de 340°
F observándose que después de una hora de exposición, sus propiedades cambian.
Para un tiempo de exposición de las cargas de 100 hrs en el fondo, el pozo candidato
no debería tener una temperatura mayor a 240° F.
153
El explosivo tipo HMX viene de las siglas en ingles High Meelting Explosive, también es
conocido como Octageno y tetramina de ciclotetrametileno (Fig. 67)
Fig. 67. Composición Química del Explosivo HMX. Es un sólido incoloro poco soluble en agua. Es fabricado a partir de otras sustancias
químicas conocidas como examina, nitrato de amonio, ácido nítrico y ácido acético.
Este explosivo es más poderoso que el RDX y a su vez es más caro de allí la razón del
porque no se ha descontinuado el uso del RDX en operaciones petroleras. Este tipo de
explosivo ha sido evaluado en el laboratorio a temperaturas de 400° F observándose
que después de una hora de exposición, sus propiedades cambian. Para un tiempo de
exposición de las cargas de 100 hrs en el fondo, el pozo candidato no debería tener una
temperatura mayor a 300° F.
El explosivo HNS, también conocido como Hexanitrostilbeno, es menos poderosos que
el RDX y HMX, es utilizado en pozos calientes de allí que ha sido probado en el
laboratorio a temperaturas de 500° F. Para un tiempo de exposición de las cargas de
100 hrs en el fondo, el pozo candidato no debería tener una temperatura mayor a 450°
F. (Fig. 68)
Fig. 68. Composición Química del Explosivo HNS. El explosivo PYX, también conocido químicamente como 2,6-bis(picrylamino)-3,5-
dinitropyridine, ha sido probado en laboratorio hasta 600° F. El desempeño de éste
154
explosivo es ligeramente mejor que el del HNS pero a su vez es menos poderoso que el
RDX y HMX. El explosivo PYX es ampliamente utilizado en pozos de categoría
Geotérmica (Pozos extremadamente calientes). (Fig. 69)
Fig. 69. Composición Química del Explosivo PYX. 3.18.3.2.- Rango de Temperatura
En líneas generales, la rata de reacción, presión de combustión y la sensibilidad de los
explosivos utilizados en la preparación de las cargas son afectadas por las
temperaturas de fondo es por ello que la selección del tipo de explosivo estará sujeta a
ésta importante variable así como también a la profundidad del intervalo objetivo a
disparar. Existe el riesgo de que ocurra una detonación prematura o autodetonación
durante la corrida de los cañones o que no se tengan los resultados deseados de
penetración y tamaño de hoyo (Entry hole) es decir un menor performance o
desempeño del cañón, es por ello que es muy importante considerar las
recomendaciones de los fabricantes de éstos explosivos. En el grafico anexo se
observa el tiempo de exposición de los cañones en función de las temperaturas de
fondo.
Fig. 70. Tipo de Explosivo Vs. Temperatura de Fondo.
155 3.18.4.- Fabricación y Prueba de las Cargas
La mayoría de fabricantes de cargas han reemplazado los liners sólidos por mezclas de
partículas metálicas pulverizadas y prensadas, inhibidores de corrosión y lubricantes
que facilitan el fluir de las partículas pulverizadas. Con los componentes pulverizados
se forma un cono utilizando un punzón mecánico. Generalmente se utiliza partículas
pulverizadas de Cobre, Tungsteno, Estaño, Zinc y Plomo para producir la velocidad de
chorro y la densidad necesaria, estas dos propiedades son críticas para el rendimiento
de los disparos.
El explosivo principal se vierte en un casco, se nivela y se prensa con una gran carga
para lograr la densidad óptima, por último se prensa un liner en el explosivo para
completar la carga. En la Fig. 71 se observa el procedimiento básico de elaboración de
las cargas.
Fig. 71. Proceso de Elaboración de una Carga.
156
Si bien parece simple desde el punto de vista conceptual, la fabricación de las cargas
huecas requiere una gran precisión. Los componentes de las cargas (Casco, primer o
fulminante, explosivo y liner) deben ajustarse a estrictos estandares de calidad y deben
ser fabricados con niveles de tolerancia muy estrictos para garantizar que los chorros
perforantes se formen de acuerdo con las especificaciones de diseño. El colapso de un
liner no uniforme provoca irregularidades en las densidades, las formas y los perfiles de
velocidad de las cargas lo cual perjudica el tamaño y la forma del orificio reduciéndose
drásticamente el rendimiento. Por medio de operaciones de prensado computarizado se
garantiza un alto nivel de calidad y se minimizan las posibles variaciones, por último la
intervención humana completa el ciclo de elaboración o fabricación de las cargas. Los
técnicos verifican los liners para que los mismos estén libres de grietas así mismo
efectúan limpieza en cada una de las cargas listas para luego empacarlas y
almacenarlas.
Las cargas se prueban de acuerdo a los procedimientos determinados por la norma
RP43, 5ta edición de la sección 1 del Instituto Americano del Petróleo. Las nuevas
normas RP19B en las cuales no se exige la presencia de un representante del Instituto
Americano del Petróleo son compatibles con la RP43, sin embargo se efectúa
revisiones periódicas en los procesos de elaboración de los blancos de concretos
utilizados en las pruebas para garantizar un mínimo de resistencia a la compresión de
5000 lppc, así mismo se exige que la arena utilizada en los blancos sea de malla 16/30.
Lo anteriormente mencionado se hace para evitar discrepancia entre las profundidades
de penetración originadas en las grandes variaciones en los tamaños de los granos de
arena utilizados para la elaboración de los blancos.
Las pruebas de las cargas se realizan en forma periódica para confirmar que se están
respetando las especificaciones de funcionamiento establecidas con respecto a los
estandares de penetración y tamaño de orificio (Entry Hole). Se guardan algunas
cargas de cada ciclo de fabricación con la finalidad de hacer auditorias para verificar el
funcionamiento correcto de las cargas y comprobar los efectos de envejecimiento de las
mismas.
157 3.18.4.1.- Desempeño de los Cañones Según su Tipo
Como ya fue mencionado en el punto 3.18.2 existen dos tipos de cañones utilizados
hoy día en la industria petrolera mundial (Cañones desechables o semidesechables
corridos a través de tubería y los recuperables entubados) así mismo los fabricantes
realizan pruebas a sus cargas para determinar el desempeño o performance según
especificaciones técnicas elaboradas por el Instituto Americano del Petróleo (API, siglas
en ingles). Las compañías que fabrican cargas explosivas publican el desempeño de
las mismas dando importancia tanto a la longitud de penetración como al tamaño de
hoyo creado, ambas variables medidas o expresada en pulgadas. A continuación una
tabla de los cañones mas utilizados en donde se muestra un resumen de las variables
medidas en las cargas explosivas. Tabla 8. Penetración y Tamaño de Orificio de los Cañones más Utilizados.
Cañón (O.D) (pulg)
Tipo de
Carga
Tiros por pie
(TPP)
Cantidad de
Explosivos(grs)
Grados Fase Casing(O.D)
Tamaño de
Hoyo (pulg)
Penetración(pulg)
8.4 60°/40° 0.24 19.31 SDP 60°/90°/180° 0.16 10.54 1-11/16” BH
4/6 3.3 0°/60°/90°/180°4-1/2”
0.37 3.29 13.9 60°/40° 5-1/2” 0.28 29.75 6.5 0°/60°/90°/180° 0.24 23.62 SDP
13.9 0° 4-1/2” 0.26 33.46 13.4 0°/60°/40° 0.62 12.97
2-1/8”
BH
4/6
6.4 0°/60°/90°/180° 5-1/2” 0.42 3.68 4 26.4 60° 0.34 39.28 SDP 11.1 0.32 29.81 2-1/2”
BH 4/6 11.5 0°/60°/90°/180° 4-1/2” 0.67 6.09
16.0 90°/120° 0.37 14.88 DP 23.0 0.42 26.16 SDP
4/6 21.0 60°/90° 4-1/2”
0.35 38.07 3-1/8”
BH 9 11.0 40°/160° 5” 0.57 6.47 19.0 4-1/2” 0.37 23.23 DP 4/6 23.0 60°/90° 5-1/2” 0.44 20.14 21.5 5” 0.37 31.66 SDP 25.0 4-1/2” 0.42 44.16
3-3/8”
BH 4/5/6
20.0 60°/90°
5” 0.73 6.73 4/5 36.0 7” 0.42 31.99 DP 4/6 23.0 0.39 26.89
SDP 39.0 60°/90°
0.46 40.38 4”
BH 4/5 32.0 60° 5-1/2”
0.91 7.16
1584/5 36.0 0.5 34.76 4/6 32.0 60° 0.44 33.85 DP 12 23.0 45°/135° 0.42 22.75
SDP 5 39.0 60° 0.42 46.48 4/5 32.0 60° 0.83 9.66 12 20.0 45°/135° 0.71 7.72
4-1/2”
BH 12/16 19.0 45°/135°
7”
0.72 7.63 DP 39.0 0.46 30.35
SDP 12 39.0 45°/135° 0.45 35.59 7” BH 18 39.0 20°/140°
9-5/8” 1.06 8.24
Tabla 8. Penetración y Tamaño de Orificio de los Cañones más Utilizados.
3.18.5.- Daño Ocasionado por Disparo Cuando se realiza una operación de cañoneo o disparo se genera un daño alrededor
del túnel creado como consecuencia de una reducción en la permeabilidad original de la
roca. Tanto el daño como los parámetros de disparo (Penetración en la formación,
tamaño del orificio y numero de hoyos) tienen un impacto significativo en la caída de
presión en la cercanía del pozo y por lo tanto, en la producción. El daño puede
comprender tres elementos a saber: Una zona triturada, la migración de partículas finas
de la formación y la presencia de los detritos (sucio) dentro de los túneles de disparo.
Alrededor de los túneles hechos con el disparo, se crea una zona de permeabilidad
reducida. Las presiones de la onda de vibración originadas al momento del disparo
pulverizan la roca adyacente, fracturan los granos de la matriz y quiebran la
cementación intergranular despegando las partículas de arcilla. La Fig. 72 es una
representación esquemática de lo antes mencionado.
Fig. 72. Daño Ocasionado por Disparo.
159 El tamaño de la garganta poral se ve reducido debido a la fragmentación de la
formación alrededor de los disparos dañando la permeabilidad en sitio.
3.18.6.- Cañoneo Sobre Balance, Balance, y Bajo Balance
Todas las operaciones de cañoneo se realizan con el pozo lleno de fluido de
completación o trabajo. Muchas veces la columna hidrostática generada por éstos
fluidos ejerce una mayor “fuerza” que la ofrecida por los fluidos contentivos en la
formación, es decir Ph > Py, en éste caso se habla de que existe un sobre balance.
Cuando la presión hidrostática generada por la columna de fluido es igual que la
presión de yacimiento, es decir Ph=Py se habla de que existe un balance de presiones.
Por último, cuando la presión hidrostática generada por el fluido de completación o
trabajo es menor que la presión de formación, es decir Ph < Py se dice que existe un
bajo balance o desbalance de presiones. El cañoneo bajo balance (llamado también
cañoneo en desbalance) ofrece ventajas que son significativas al momento de poner en
producción un pozo nuevo o cuando se está incorporando nuevas áreas de flujo a
pozos ya existentes, sin embargo se debe tomar todas las precauciones de seguridad
en superficie al momento de la aplicación de esta técnica ya que inmediatamente
después del cañoneo existirá una presión en la cabeza del pozo equivalente a la
diferencia entre la presión de yacimiento y la presión hidrostática ejercida por la
columna de fluido de completación o trabajo . La Fig. 73 muestra dos disparos, uno
realizado en balance y otro realizado en bajo balance de aproximadamente 3000 lppc.
Fig. 73. Comparación entre Disparos en Balance y Bajo Balance de 3000 lppc.
160 Nótese que en un disparo realizado en balance el túnel esta taponado por los
fragmentos y detritos considerándose que el flujo o aporte del yacimiento puede
remover algunos residuos, pero buena parte de la zona triturada de baja permeabilidad
se mantiene, mientras que en un disparo realizado en bajo balance, la oleada inicial
generada permite barrer los detritos y erosionar la zona triturada, en éste caso la
permeabilidad final es mucho mejor.
Las investigaciones actuales confirman que para remover el parcialmente o totalmente
el daño y los detritos de los disparos es necesario que exista un bajo balance de
presiones. El potencial de los disparos en condiciones de bajo balance fue reconocido
en la década de los 60’s. En los pozos cañoneados con esta técnica, se notaba una
tendencia al incremento de la producción. En las décadas de los 70’s y 80’s los
investigadores reconocieron que la eficiencia de flujo en las completaciones aumentaba
cuando se utilizaba mayores bajo balances de presiones así mismo, los estudios
demostraron que el flujo inmediatamente posterior al disparo limpiaban los túneles y
entonces se recomendaron distintos criterios de bajo balance. A partir de entonces se
han investigado diversos aspectos de los disparos utilizando datos obtenidos en el
campo y el laboratorio, los cuales refuerzan constantemente las ventajas derivadas de
un flujo inicial para erosionar las zonas trituradas por los disparos y arrastrar los detritos
resultantes.
Se cree que la magnitud y duración de la oleada inicial de presión determinan la
limpieza del daño de la zona triturada. El flujo instantáneo minimiza la invasión del
fluido, afloja la roca dañada y barre los detritos de roca que se encuentran en los
túneles de los disparos. Se ha cuantificado el bajo balance necesario para lograr una
limpieza efectiva de los disparos y reducir el daño de la permeabilidad mediante
pruebas de un sólo disparo y pruebas de flujo que proporcionan una comprensión
básica del mecanismo de reducción del daño. Inmediatamente después del disparo en
condiciones de bajo balance, se produce una descompresión instantánea de los fluidos
del yacimiento alrededor del túnel. En este momento, las fuerzas dinámicas (Diferencial
de presión y arrastre) son más pronunciadas reduciendo el daño de la permeabilidad
erosionando y removiendo los granos de la formación fracturada de las paredes de los
túneles creados con el disparo. Las velocidades de la oleada transitoria dependen del
161
bajo balance y de la permeabilidad de la formación. El diferencial de presión necesario
para crear orificios limpios y efectivos dependen de la permeabilidad, la porosidad y la
resistencia de la roca además del tipo y el tamaño de la carga, la figura 3.42 muestra un
bajo balance o desbalance óptimo en función de la permeabilidad de la roca en donde
se consideran los resultados de investigaciones realizadas por G.E. King y L.A.
Behrmann. En 1985, las observaciones de campo realizadas por King desarrollaron
criterios basados en la acidificación de areniscas en pozos de Amoco que previamente
fueron cañoneados bajo balance (desbalance) estableciéndose una correlación entre la
productividad y la permeabilidad de los pozos para establecer criterios mínimos de bajo
balance. En 1995 Behrmann consideró el estudio realizado por King en conjunto con
unos estudios realizados en 1989 en donde se calcularon las presiones de bajo balance
mínimas y máximas basadas en la producción potencial de arena a partir de las
velocidades sónicas para los pozos de gas. Como resultado del análisis se derivó un
modelo matemático en el que se consideraba la permeabilidad, viscosidad y la
densidad del fluido. Finalmente, las pruebas de laboratorio confirman que para limpiar
los disparos se necesita un mayor nivel de desbalance.
Fig. 74. Curvas de Bajo Balance desarrollado por G.E. King y L.A. Behrmann.
162 3.18.7.- Comparación entre Cañoneo Bajo Balance (Desbalance) y Sobre Balance 3.18.7.1.- Cañoneo Bajo Balance o Desbalance
Se realiza el disparo en condiciones favorables al yacimiento (Py > Ph), esto permite
minimizar el daño a la formación debido a que hay un menor contacto con los fluidos
de completación. Al momento de cañonearse existe un flujo de fluidos de la
formación al hoyo limpiándose inmediatamente los orificios.
No deja residuos dentro del túnel creado por efecto del cañoneo.
Ofrece una efectiva remoción de los residuos o sólidos del fluido de perforación.
Es un método sencillo, se requiere de información de presiones de yacimiento,
permeabilidad original, tipo de roca, entre otros para efectuar los cálculos del bajo
balance adecuado.
3.18.7.2.- Cañoneo Sobre Balance
Al disparar los cañones se genera una zona compactada de menor permeabilidad y
el agujero lleno de residuos.
Al fluir el pozo, algunas perforaciones se limpiaran, otras quedaran obstruidas con
baja eficiencia de flujo.
El fluido de completación puede ser inyectado a la formación creando problemas de
incompatibilidad y posible daño adicional a la formación.
Como se observa en la siguiente figura, mientras más adecuado para el pozo sea el
bajo balance mayor será la probabilidad de flujo en todos los intervalos cañoneados.
163
Fig. 75. Representación Grafica de un Disparo en Sobre Balance y Bajo balance. El uso del bajo balance está limitado cuando los cañones se corren con cable o guaya
eléctrica. Los cañones bajados con tubería ofrecen una amplia variedad de opciones y
permiten bajo balance o desbalance simultáneo para disparar en intervalos
prolongados.
3.18.8.- Longitud y Densidad de Disparo La longitud y densidad de disparo constituyen los parámetros predominantes que
dictaminan la productividad en éstas aplicaciones. Los disparos deben estar diseñados
para atravesar el daño inducido por la perforación e invasión de los fluidos. Como regla
práctica, para establecer una conexión efectiva con la roca no dañada es necesario
lograr una penetración profunda que atraviese por lo menos el 50% del daño.
El aumento de la densidad de disparos reduce el daño provocado por los disparos y los
pozos producen a presiones inferiores. Si las formaciones son laminadas o tienen un
alto grado de anisotropía (Diferencias marcada entre las permeabilidades horizontales y
verticales) es necesario que la densidad de disparo sea elevada. A medida que el factor
de daño se acerca a cero, la densidad de disparo adquiere mayor importancia.
164 3.19.- Estimulaciones.
Los tratamientos de estimulaciones de pozos fueron en principio utilizados como un
medio para rejuvenecer los pozos viejos o de baja producción. Se conoce que el primer
método utilizado fue el de la explosión, una técnica que tuvo sus inicios en Titusville,
Pennsylvania a mediados de 1800. Consistía básicamente de cargas de pólvora negra
que se bajaban al pozo y eran encendido por medio de capsulas de percusión. A finales
de 1800, la pólvora negra fue reemplazada por la Nitroglicerina (Un explosivo de mayor
potencia). A pesar del alto riesgo involucrado en ésta técnica, la misma fue utilizada
hasta finales de los años 20 sobre todo en el área de Texas, Usa.
Posterior a la técnica de explosión, surgió la técnica de colocar ácido a los pozos
petroleros con la finalidad de “limpiar” las incrustaciones de carbonatos y ferrosas en los
pozos teniendo su mayor auge entre los años de 1928 y 1933. En 1932, en Green Pool,
Michigan, se utilizó por primera vez una solución acida inhibida con ácido arsénico. Con
la introducción del ácido arsénicos en las mezclas de ácido, se redujo ampliamente el
daño a los metales y a las tuberías, así éste proceso empezó a ganar aceptación entre
las compañías operadoras de la época.
Entre los años 1933 y 1938 se fueron realizando considerables mejoras entre las que
se encuentran:
Uso de fluoruro para acidificaciones de Areniscas (1933).
Agregado de surfactantes para reducir la tensión superficial e interfacial,
obteniéndose una mejor penetración en formaciones compactas (1935).
Agregado de agentes desmulsificantes (1938).
A partir de esa época se han desarrollado varios surfactantes y aditivos para prevenir y
romper emulsiones ácido/petróleo, para aumentar la humectabilidad de la formación y
para reducir la tensión superficial, así mismo se han desarrollado inhibidores orgánicos
para reducir la corrosión a temperaturas y presiones más elevadas, se han formulado
agentes amortiguadores para controlar el ph y agentes secuestrantes para controlar las
precipitaciones secundarias de los componente de hierro y aluminio. Finalmente se han
165
creado muchas técnicas y productos con el propósito de controlar la distribución del
ácido en la formación, a objeto de obtener una máxima eficiencia en los tratamientos de
estimulación.
3.19.1.- Acidificaciones
En términos simples, una acidificación es un método ampliamente utilizado en la
industria petrolera con la finalidad de estimular la producción de petróleo o gas, para
tales fines se inyecta a la formación una solución diluida de ácido clorhídrico (HCl) u
otro tipo de ácido. La solución ácida entra en los canales de flujo limpiando y ampliando
los mismos, de ésta forma se facilita el paso de petróleo o gas hacia el pozo,
lográndose incrementar el potencial productor.
3.19.1.1.- Tipos de Acidificaciones Básicamente se considera que las acidificaciones están dividida en dos categorías o grupos:
Acidificación matricial, el propósito de este tratamiento es aumentar la permeabilidad
de la formación productora. La acidificación matricial es ampliamente utilizada tanto
en Areniscas como en Carbonatos. El ácido es confinado en los poros naturales y
canales de flujo presentes en la roca, la presión de fondo es mantenida por debajo
del valor mínimo requerido para inducir fracturas.
Fracturamiento ácido, la solución ácida es inyectada a presiones mayores que las
requeridas para fracturar la formación. Las paredes de los canales de flujo son
ampliados por efecto del grabado que hace el ácido, al mismo tiempo se crean
nuevos canales debido al fracturamiento de la formación. Este tipo de tratamiento es
ampliamente utilizado en formaciones de Carbonatos.
En ambos tipos de acidificación, la estimulación efectiva depende de la penetración en
la formación productora con una extensa red de canales que servirán como un sistema
de recolección para transportar fluidos desde la roca reservorio hacia el pozo. En
166
Calizas o Dolomías, la distancia que el ácido penetra dentro de la formación está
determinada por la velocidad del mismo, por la proporción de fuga de fluido en la
formación ( leack off) y por la velocidad de reacción del ácido en la formación.
En muchos casos, el ácido libre tiende a reaccionar muy rápidamente con la mayoría de
las formaciones de Carbonato y la profundidad de penetración de éste modo lograda no
es satisfactoria para una estimulación eficiente. Por tanto, retardar la velocidad efectiva
de reacción del ácido con la formación es un método bastante eficaz para lograr una
mayor penetración. Existen varias formulaciones disponibles para obtener el nivel de
retardo deseado, algunas de éstas son los ácidos gelificados, viscosificados, mezclas
de ácidos orgánicos – inorgánicos y ácidos químicamente retardados. Los sistemas
gelificados atrapan el ácido en la estructura celular del gel interfiriendo en su movilidad,
el ácido emulsificado está compuesto de gotitas de ácido envueltas en petróleo o en
otro liquido orgánico que actúa como fase externa, el tiempo de reacción del ácido en
éste sistema está en función de la estabilidad de la emulsión. En un sistema combinado
de ácidos hay mayores periodos de reacción debido a que los ácidos orgánicos son
relativamente débiles y no se ionizan apreciablemente hasta que el ácido inorgánico
(mineral) que lo acompaña no esté completamente gastado. La efectividad de los
sistemas ácidos químicamente retardados depende de la adsorción de un surfactante
aniónico sobre la superficie de la roca, y por lo tanto evita que el ácido reaccione hasta
que ésta película se degrade.
Posterior al tratamiento de acidificación, debe haber un flujo libre de tal forma que los
productos de reacción solubles y represipitados, las arcillas y esquistos desalojados por
la acción del ácido sean completamente removidos. Es también importante para la
eficiencia de la acidificación y para una buena operación de limpieza mantener la
compatibilidad entre la solución tratante, la formación y sus fluidos.
3.19.1.2- Acidificación en Calizas y Dolomías Cuando se acidifica en Carbonatos (Calizas y Dolomías), el ácido penetra en la matriz
de la formación a través de poros y fracturas naturales o inducidas de la roca; el tipo de
167
acidificación depende generalmente del régimen de bombeo así como el numero y
tamaño de las fracturas.
3.19.2.- Formaciones no Fracturadas La estimulación resultante de la acidificación de una formación que permanece sin
fractura durante el tratamiento es causada por un incremento en la permeabilidad de la
matriz o de la formación. Mientras el ácido activo penetra la roca matriz, ensancha los
espacios porales, continuando éste proceso hasta que el ácido pierde su efecto. En
formaciones no fracturadas la matriz solo puede ser acidificada cuando la presión del
tratamiento permanece menor que la presión de fractura de la roca. Acidificando la
matriz, el área de contacto entre el fluido y la formación es muy grande, es por ello que
la presión de fricción aumenta a medida que el régimen de bombeo aumenta. Debido a
que la acidificación de la matriz se hace a bajo regímenes de bombeo, se limita
generalmente a remover el daño superficial de la formación, ensanchando los canales
de flujo, lográndose que los materiales causantes del daño sean removidos fácilmente
de la formación.
3.19.3.- Formaciones Fracturadas La mayoría de formaciones de Calizas y Dolomías producen a través de una red de
fracturas. Normalmente un intervalo aceptará ácido a través de los espacios porales. La
solución del ácido reacciona con las paredes del canal de flujo incrementando el ancho
y la conductividad de la fractura.
3.19.4.- Tipos de Ácidos Empleados en Calizas y Dolomías De la gama existente de ácidos, solamente algunos pocos resultan económicamente
efectivos en las estimulaciones de pozos petroleros ubicados en áreas de Calizas y
Dolomías, ellos son: Ácido clorhídrico, acético y fórmico.
168 3.19.4. 1.- Ácido Clorhídrico (HCl)
Es el ácido más utilizado en la industria petrolera mundial ya que es un producto
químico económico, de fácil obtención en el mercado a la vez que tiene una gran
eficiencia para aumentar la permeabilidad de la mayoría de las formaciones.
Generalmente el ácido clorhídrico es suministrado en soluciones cuyas concentraciones
varía de 2 hasta 28 por ciento en peso, y es químicamente inhibido para limitar su
acción corrosiva sobre la tubería de producción y/o trabajo así como la tubería de
revestimiento o casing. Posee una excelente velocidad de reacción en Calizas y
Dolomías y por lo general no forma precipitados insolubles. El ácido clorhídrico es un
liquido incoloro pero toma un tinte amarillento cuando se contamina con hierro o
sustancias orgánicas, usualmente es modificado para hacer frente a condiciones
especiales del pozo en el cual se está tratando. Tales modificaciones pueden incluir
viscosidad, propiedades de pérdida por filtrado, tensión superficial, tendencias a la
emulsificacion, retardo y capacidad como secuestrante.
3.19.4.1.1.- Reacción del Acido Clorhídrico en Calizas El ácido clorhídrico reacciona con las Calizas de la siguiente manera:
2HCl + CaCO3 ↔ CaCl2 + H2O + CO2
El HCl reacciona con Calizas para formar Cloruro de calcio (solución), Agua y Dióxido
de carbono (Gas).
3.19.4.1.2.- Reacción del Acido Clorhídrico en Dolomías La ecuación aproximada de la reacción del HCl con las Dolomías es de la siguiente
forma:
4HCl + CaMg(CO3)2 ↔ CaCl2 + MgCl2 + 2H2O + 2CO2
Esta ecuación es aproximada debido a que la relación de Carbonato de Calcio al
Carbonato de magnesio no es constante en las Dolomías.
169 3.19.4.2- Ácido Acético Este ácido orgánico incoloro es soluble en agua en cualquier proporción y en la mayoría
de los solventes orgánicos. Aunque las mezclas de ácido acético con agua (Tal y como
se utiliza en las estimulaciones de pozos) son consideradas corrosivas para la mayoría
de los metales, la velocidad de reacción es mucho menor que la del HCl. Por
consiguiente el ácido acético es utilizado donde la superficies de Aluminio, Magnesio o
Cromo deben ser protegidas además tiene una especial aplicación en pozos de alta
temperatura como agente retardante. También se considera su uso cuando el ácido
debe permanecer en contacto con el revestimiento por muchas horas. El ácido acético
puro (Conteniendo menos del 1% de agua) es conocido como acético glacial debido a
la apariencia del hielo de los cristales ácidos.
3.19.4.2.1.- Reacción del Acido Acético en Calizas El ácido acético reacciona con las Calizas de la siguiente manera:
2CH3COOH + CaCO3 ↔ Ca(CH3COO) 2 + H2O + CO2
El ácido acético reacciona con Calizas para formar acetato de calcio (solución), Agua y
Dióxido de carbono (Gas).
3.19.4.3.- Ácido fórmico Siendo el más simple de todos los ácidos, el ácido fórmico es completamente miscible
(Capaz de ser mezclado) con agua. Por otro lado, sus propiedades son paralelas a las
del ácido acético. En la estimulación de pozos petrolíferos es muy frecuente ver
mezclas de ácido fórmico con ácido clorhídrico para retardar la acción que tiene este
último sobre la formación productora en aquellos pozos de alta temperatura. El
porcentaje de ácido fórmico normalmente utilizado esta entre 8 y 10%.
3.19.4.3.1.- Reacción del Acido Fórmico en Calizas El ácido fórmico reacciona con las Calizas de la siguiente manera:
2CHOOH + CaCO3 ↔ Ca(CHOO) 2 + H2O + CO2
170
El ácido fórmico reacciona con Calizas para formar formato de calcio (solución), Agua y
Dióxido de carbono (Gas).
3.19.5.- Reacción del Acido Clorhídrico con las Calizas a Diferentes Concentraciones
El HCl es el ácido más utilizado en la industria petrolera mundial para tratamientos de
estimulación en Calizas y Dolomías debido a que posee una excelente velocidad de
reacción además de ser un producto económico y de fácil obtención. A continuación se
presenta una tabla en donde se puede observar la cantidad de CaCO3 disuelto en
función del porcentaje utilizado en el fluido de estimulación.
Concentración de HCl (%)
Libras de CaCO3 disuelto por cada 1000 gls de ácido
5 586 7-1/2” 890
10 1201 15 1844 28 3659
Tabla 9. Reacción del Acido Clorhídrico con las Calizas a Diferentes Concentraciones
Como se observa en la tabla 9, la cantidad de CaCO3 disuelto es directamente
proporcional a la concentración de ácido empleado, de allí se desprende la idea de
utilizar ácido clorhídrico fuerte en aquellas formaciones de Calizas y Dolomitas que así
lo permitan. En resumen, las formaciones de Dolomías y Calizas tienen un alto grado de
reacción con el HCl y un moderado grado de reacción con ácido fórmico y acético tal y
como se observa en la siguiente tabla.
Tipo de ácido Concentración(%)
Libras de CaCO3 disuelto por cada 1000 gls de ácido
Clorhídrico 15 1844 Acético 15 1084 Fórmico 15 1420
Clorhídrico 20 2500 Acético 20 1430 Fórmico 20 1900
Clorhídrico 25 3220 Acético 25 1800 Fórmico 25 2400
Tabla 10. Reacción de Tres Ácidos en Calizas a Diferentes Porcentajes
171 3.19.6.- Efecto de Corrosión del Acido Clorhídrico sobre los Metales La velocidad de corrosión del HCl no inhibido hacia los metales es determinada
principalmente por la temperatura, la concentración del ácido y la composición del metal
que contacta. Incrementando la concentración y/o temperatura aumenta abruptamente
la velocidad de corrosión; solo unos pocos metales comerciales son resistentes a la
acción del HCl no inhibido, de allí la importancia de utilizar adecuados inhibidores de
corrosión en las mezclas de tratamientos o sistemas utilizados para estimular
formaciones de Calizas y Dolomías en general. El método usual para medir la velocidad
de corrosión es pesar un pequeño trozo de metal antes y después de su exposición al
ácido bajo condiciones controladas. Esta pérdida de peso se relaciona con la superficie
atacada y se registra como libras por pie cuadrado perdidas durante el período de
ensayo para luego extrapolar el tiempo a días, quedando las unidades expresadas en
libras por pie cuadrado por día.
3.19.7.- Efecto de la Temperatura Con una variación de temperatura entre 60° y 120° F (A concentraciones de ácido de
hasta 20%), la velocidad de corrosión del HCl se duplica por cada incremento de 15° de
temperatura, según lo determinado en ensayos a corto plazo en los laboratorios. En HCl
al 15% a 60° F el hierro se corroe a una velocidad de 0.07 lbs/pie2/día. Cuando la
temperatura se aumenta a 120° F la velocidad de corrosión aumenta a 0.12 lbs/pie2/día.
De allí se desprende que una pérdida de peso de 0.05 lbs/pie2 se acepta generalmente
como valor máximo durante una exposición al ácido.
3.19.8.- Efecto de la Concentración El efecto de la concentración es sustancial en el rango de 60 a 120° F. Por ejemplo, un
aumento del 5% en la concentración del ácido, incrementa la velocidad de corrosión en
más de un 30% a 60° F, la corrosión del hierro con HCl al 5% es de 0.04 lbs/pie2/día.
Esta velocidad aumenta a 0.10 lbs/pie2/día con una concentración de HCl al 20%.
172 3.19.9.- Composición del Metal Es otro de los factores determinantes en la velocidad de corrosión ya que pocos
metales comerciales son resistentes al HCl con excepción de algunas aleaciones con
titanio tienen ésta valiosa propiedad. Accesorio de pozos tales como bombas de
subsuelo, empacaduras, válvulas y tuberías de revestimiento y producción pueden
llegar a estar en contacto durante las estimulaciones con ácido.
3.19.10.- Uso de los Inhibidores de Corrosión Los inhibidores de corrosión ayudan a proteger la superficie metálicas de los accesorios
que componen la completación de los pozos. Tienen un tiempo útil de protección al
efecto corrosivo del HCl. La tabla 11 muestra el tiempo máximo de exposición de los
metales para un determinado inhibidor. Es importante mencionar que el uso y la
correcta selección de un inhibidor de corrosión es una parte fundamental de la mezcla
de ácido o sistema utilizado en las estimulaciones en general (Carbonatos y Areniscas).
Tipo y concentración de Ácido
Temperatura de fondo (°F)
Máximo tiempo de exposición (Hrs)
375 8 HCl al 15% 400 4 HCl al 28% 350 4
400 24 Acético al 10% 500 16
Tabla 11. Exposición de los Inhibidores de Corrosión en Función de la Temperatura
Se observa en la tabla anterior que para una determinada concentración de ácido a
medida que aumenta la temperatura de fondo disminuye el tiempo de protección del
inhibidor utilizado. 3.19.11.- Transporte y Reacción de los Fluidos Reactivos en Carbonatos El transporte y reacción de los fluidos reactivos (Ácidos fuertes y débiles) en el medio
poroso de los Carbonatos da como resultado la formación de canales de flujo altamente
conductivos denominados “Agujeros de gusano” o wormholes. La formación de los
173
agujeros de gusano ocurre porque la disolución del Carbonato está influenciada por el
proceso de transferencia de masa.
3.19.12.- Fundamentos de la Formación de los Agujeros de Gusano Los agujeros de gusano o wormholes tiene una gran influencia en la producción de
fluidos desde el yacimiento hacia el pozo productor, esto debido a que la conductividad
generada en éstos canales está muy por encima de la del medio poroso. Por tanto, el
éxito en tratamientos de estimulación en Carbonatos depende grandemente de la
formación de los agujeros de gusano. La formación de agujeros de gusano se considera
necesario durante un tratamiento de estimulación debido a que los mismos tiene la
capacidad de sobrepasar o bypasear el daño alrededor del pozo. Durante un
fracturamiento ácido, los agujeros de gusano incrementan la perdida o leakoff de los
fluidos utilizados, esto limita la entrada o penetración del ácido dentro de la formación,
de allí la importancia de controlar la pérdida de fluidos durante la ejecución de un
trabajo de fracturamiento ácido.
La importancia obvia de la formación de los agujeros de gusano en la acidificación de
Carbonatos ha llevado a muchos investigadores a estudiar el fenómeno de disolución.
Investigadores como Barron (1962), Williams (1970) y Nierodes y Williams (1971)
reconocieron la influencia significante de la transferencia de masa en la disolución de
las Calizas con HCl. Esta influencia ha servido como base para el desarrollo de muchas
de las teorías que describen la formación de los agujeros de gusano.
Hoefner y Fogler (1988) encontraron que la formación de los agujeros de gusano o
wormholes está gobernado por el numero de Damkohler (Da) el cual está definido como
la relación entre la rata total de disolución y la rata de transporte por convección. La rata
total de disolución está limitada por la transferencia de masa.
qlaD
Da emt
*3/2
= (25)
donde
Damt : Numero de Damkohler (Transferencia de masa limitada), adimensional
α : Constante, depende del núcleo de Carbonato
174
De : Coeficiente de difusión efectiva
l : Longitud del poro
q : Rata o tasa de flujo
Por otro lado, la rata o tasa neta de disolución esta dada por:
qdlak
Da rrxn = (26)
donde
Darxn : Numero de Damkohler (Tasa de reacción), adimensional
α : Constante, depende del núcleo de Carbonato
kr : Constante de tasa de reacción superficial
d : Diámetro del poro
l : Longitud del poro
q : Rata o tasa de flujo Hoefner y Fogler observaron que un volumen mínimo de fluido fue requerido para dar
inicio al canal conductivo (Condiciones óptimas para la formación del agujero de
gusano) así mismo concluyeron que el numero de Damkohler (Da) es inversamente
proporciona a la rata o tasa de inyección, en otras palabras, mientras mayor sea la rata
o tasa de inyección, menor será el Da.
Finalmente el número de Damkohler quedo representado por la siguiente ecuación:
cqrLKDa ∏
=2
(27)
donde:
Da : Numero de Damkohler, adimensional
r : Radio capilar
L : Longitud capilar
K : Tasa o rata de reacción total considerando el transporte por difusión y
reacción del sistema Fluido-Mineral
qc : Tasa de flujo en un poro capilar
175
3.19.13.- Numero de Damkohler óptimo
El número de Damkohler (Da) ha sido demostrado para describir el fenómeno de
formación de los agujeros de gusano en un amplio rango de sistemas Fluido-Mineral.
Una dependencia común de la formación de los agujeros de gusano sobre el número de
Damkohler (Da) es observado cuando varios procesos de transporte y reacción de
distintos fluidos con Calizas han sido tomado en cuenta. Después de muchos ensayos
de laboratorio utilizando fluidos tales como EDTA, HCl y ácido acético en Calizas se
determinó que el Da óptimo ocurre a valores cercanos a 0.29, además se determinó
que altas tasas o ratas de inyección por debajo de la tasa mínima de fractura
contribuyen a la formación de redes de agujeros de gusano que penetran más adentro
del reservorio o yacimiento tal y como se observa en la Fig. 76 Fig. 76. Radiografía tomada a un núcleo de Caliza en el cual se inyectó HCl 0,5M a 72°F. Nótese la Formación de la Estructura por Disolución de la Caliza la cual depende de la Tasa de inyección. Como se observa en la parte izquierda de la figura anterior, a bajas tasas de inyección
la reacción es consumida prácticamente en la cara del núcleo de Caliza, a tasas de
inyección intermedia el ácido (reactante) penetra la matriz porosa del núcleo alargando
al mismo tiempo el canal de flujo. A altas tasas de inyección (lado derecho de la figura
anterior) el canal de flujo se vuelve más largo y ramificado conectando un gran número
176
de agujeros de gusano. En la práctica, a medida que se aumenta la tasa de inyección
se logra penetrar mucho más la formación, de allí se deriva la importancia que tiene el
hecho de determinar la máxima tasa de inyección sin causar fractura dentro de la
formación. A altas tasas de inyección todos los poros son disueltos uniformemente y el
ácido no consumido inicialmente penetra la formación (sistema poroso-fracturas
naturales). La tasa de flujo a la cual la estructura por disolución de la matriz es creada
está influenciada por el principio de transferencia de masa y proceso de reacción. Las
estructuras también dependen de la temperatura de fondo y del sistema fluido-mineral,
el incremento de la temperatura de fondo tiene como consecuencia una disminución de
la penetración del canal de flujo creado por la reacción del HCl con el CaCO3 . El
reactante (HCl) interactuará rápidamente en las primeras pulgadas (Cercana a la cara
del pozo) esto limita la formación efectiva de agujeros de gusano, como consecuencia
existirá una limitación en la producción “eficiente” del pozo por efecto de una
disminución en la penetración. Hoy día existen mezclas de ácidos inorgánicos-
orgánicos como por ejemplo HCl + ácido acético, que permiten obtener penetraciones
eficientes en formaciones con altas temperaturas de fondo.
En la Fig. 77, se tiene una comparación de varias estructuras de agujeros de gusano
formados a valores de Da entre 1.1 y 0.014. La estructura de los agujeros de gusano
muestra similitudes en las cantidades y tipos de las ramificaciones asociadas a cada
valor de Da. Se puede observar que a valores altos de Da (1.1 – 1.0) la estructura en
disolución cambia de canales cónicos a agujeros de gusano extensos y bien definidos
(Ideal), así mismo a valores mínimos de Da (0.014) se forman los llamados agujeros de
gusano ramificados. Estas similitudes demuestran la influencia que tiene el número de
Damkohler (Da) en la formación de las estructuras de flujo producto de la disolución del
CaCO3 en las Calizas.
177 Fig. 77. Comparación de las Estructuras de Agujeros de Gusano a Similares Valores de Número
de Damkohler (Da) para una Variedad de Sistemas de Fluidos de Estimulación. Por otro lado, en las Fig’s 78 y 79, se muestra la influencia que tienen los distintos
canales de flujo (Canales cónicos, Agujero de gusano ramificado y agujero de gusano
propiamente dicho) sobre el efecto de daño presente en las Calizas.
Fig. 78. Dependencia de la Evolución del Efecto de Daño Sobre la Estructura. Se observa que para número de Damkohler (Da) óptimo se tiene un sistema de redes
de agujeros de gusano capaces de sobrepasar la zona dañada, esto trae como
consecuencia positiva para el pozo valores de Skin effect menores a cero, es decir, se
considera que bajo éstas condiciones el pozo se encuentra estimulado.
178
Fig. 79. Esquema de las Estructuras Formadas y la Profundidades de Penetración Obtenidas por la Inyección de un Mismo Volumen de Fluido a Diferente Valores de Damkohler (Da) 3.19.14.- Tasas de Inyección o Bombeo
Para asegurarse que los agujeros de gusano se propaguen de forma eficiente, la
velocidad del ácido ubicado en la cercanía del pozo debe ser lo suficientemente alta
para alcanzar el régimen de flujo antes mencionado. La velocidad de penetración del
ácido dentro de la formación es directamente proporcional a la tasa de inyección o
bombeo. Data de campo generalmente confirma éstos resultados y muestran que las
buenas estimulaciones pueden ser obtenidas aun con moderadas tasas de inyección o
bombeo en pozos que muestran intervalos abiertos extensos. Es una práctica común
incrementar la tasa de inyección durante un tratamiento. Aplicando altas tasas de
inyección o bombeo se asegura que todo el intervalo abierto o cañoneado alcance el
régimen de agujeros de gusano o wormholing aun en el caso donde se observe
contrastes de tasas de inyección entre diferentes zonas.
179
Las tasas de inyección o bombeo permiten un crecimiento sustancial de los agujeros de
gusano a medida que se incrementa el radio de estimulación. Además, en yacimientos
naturalmente fracturados en donde el propósito principal es limpiar las fracturas
aplicando altas tasas de inyección o bombeo se incrementa la penetración del ácido
vivo.
La Fig. 80 muestra que una estimulación óptima con soluciones de HCl está limitada a
temperaturas menores a 200°F, significa que para considerarse el uso de éste tipo de
fluido se debe suponer el uso de tasas de bombeo o inyección cercanas a los 5 Bls/min
según se muestra en la figura, no obstante se debe considerar la presión de fondo
generada.
A altas presiones de fondo pudiera estarse creando o abriendo fracturas, corriéndose el
riesgo de “perder” el fluido de tratamiento por las mismas.
Así mismo, la Fig. 80 muestra también que para Calizas con temperaturas mayores a
200°F, fluidos tales como ácido acético, HCl emulsionado o gelificado pueden ser
considerados sin correr el riesgo de fracturar la formación debido a que pueden ser
colocados dentro de la misma a tasas de inyección menores a las utilizadas en las
estimulaciones con soluciones acuosas de HCl. Fig. 80. Efecto de la Temperatura Sobre la Rata de Inyección Optima Requerida para Alcanzar
una Profundidad Determinada Dependiendo de los Sistemas Ácidos Utilizados.
180 3.19.15.- Tasas de Inyección en Función de la Penetración El efecto del tipo de fluido empleado sobre la penetración en las estimulaciones de
Carbonatos en general a temperatura de fondo de 200°F, se muestra en la Fig. 80. El
área sombreada representa las tasas de inyección o bombeo típicamente utilizadas en
tratamiento de estimulaciones matriciales (Paccaloni 1995). El resultado muestra que
una solución acuosa de HCl es incapaz de alcanzar una penetración significante sin el
requerimiento de altas tasas de inyección que podrían fracturar la formación si no se
considera una prueba previa de inyección dirigida a determinar la máxima tasa de
inyección permitida. En contraste, fluidos alternativos como ácidos débiles y HCl
emulsionado o gelificados pueden alcanzar mayores profundidades dentro de la
formación que la alcanzada por una solución lineal de HCl para una misma tasa de
inyección o bombeo. Bajo las condiciones antes mencionadas, el HCl emulsionado o
gelificado tiene una penetración mayor, esto indica que éste fluido podría ser el más
efectivo para un tratamiento de estimulación en Carbonatos. En general, la figura
muestra que ácidos débiles y HCl emulsionado o gelificado son más efectivos que
soluciones acuosas de HCl cuando los tratamientos están limitados a bajas tasas de
inyección o bombeo. 3.19.16.- Volúmenes de Tratamiento Para geometrías radiales, el volumen de ácido requerido para una porosidad dada varía
con la raíz cuadrada del radio de tratamiento asumiendo una disolución homogénea. La
Fig.81 muestra que para penetrar 2 pies dentro de una matriz carbonatica utilizando
HCl al 15% se debe considerar un volumen de 50 gls/pie, así mismo para penetrar 3
pies dentro de una matriz carbonatica utilizando HCl al 28% se debe considerar un
volumen de 50 gls/pie. En general mientras mayor sea la penetración del ácido dentro
de la formación, menor será el valor del daño o factor Skin tal y como lo muestra la
ecuación 28.
⎟⎟⎠
⎞⎜⎜⎝
⎛−=
w
ac
rr
s ln (28)
Donde:
s : Factor de daño o Skin
181
rac : Radio de estimulación, pies
rw : Radio del pozos, pies
Fig. 81. Volumen de Acido Requerido para una Estimulación en Función del Radio
de Penetración en una Matriz de Porosidad 10%.
CAPITULO IV
MARCO METODOLÓGICO
4.1.- Tipo de Investigación
En ésta fase, se detallan las técnicas metodológicas que serán utilizadas para llevar a
cabo la investigación, es decir representa el como se realizará el estudio para
responder al problema planteado. Para el cumplimiento de éste propósito se emplearon
los criterios de autores especialistas en el área de metodología de la investigación los
cuales permitieron identificar su tipo.
En éste sentido, la presente investigación es tipificada Analítica, porque trata de
especificar y enfatizar las propiedades y parámetros importantes de fenómenos o
procesos que sean sometidos a análisis, para describir sus aplicaciones.
Se catalogó de tipo documental, puesto que se recolectó la información a partir de
documentos escritos y no escritos susceptibles de ser analizados.
Dentro de este ámbito, Chávez, (2001) señala que los estudios documentales son
aquellos que se realizan sobre la base de los documentos o revisión bibliografía. En
ésta categoría se incluyen entre otros, los diseños de modelos o propuestas. (p.137).
También es una investigación descriptiva dado que su propósito es el de analizar los
distintos eventos asociados a la perforación, terminación, pruebas y reparaciones en
los pozos pertenecientes a los Campos Chocop y Yalpemech. A tal efecto, Chávez
(1994) destaca que las investigaciones de tipo descriptivas son aquellas relacionadas
con el estado real de las personas, objetos, situaciones o fenómenos, tal cual como se
presentaron en el momento de su recolección. (p. 135).
Del mismo modo, el estudio es considerado como una investigación de campo debido a
que los datos serán recogidos por los investigadores directamente en el lugar donde se
presenta la situación estudiada. En torno al asunto, Sabino, (1994) define a los
183
estudios de campo como la aplicación de métodos que permiten obtener los datos de
manera directa a la realidad a través del esfuerzo concreto del evaluador. (p. 72).
4.2.- Diseño de la investigación
Hernández, Fernández y Baptista (2003) exponen que el diseño de la investigación es
el plan utilizado como guía para recopilar y analizar datos a fin de lograr el propósito de
la investigación. (p.184). En éste sentido, el diseño utilizado para efectos de ésta
investigación se clasificó de tipo no experimental por cuanto no se manipulará la
variable en estudio.
En referencia a lo planteado, los autores antes mencionados definen a la investigación
de tipo no experimental como aquella que se realiza sin manipular deliberadamente las
variables, es decir se observan los fenómenos tal y como se presentaron en su contexto
natural, para después analizarlos. (p.267).
Igualmente, por su denominación es catalogada como no experimental – transversal por
cuanto busca dar soluciones prontas a la problemática planteada, la cual será
observada y descrita en un solo momento a fin de identificarla y solucionarla. Por su
parte Hernández, Fernández y Baptista (2003) indican que los diseños transversales
son investigaciones que recopilan datos en un momento único. (p.272).
4.3.- Población
Por su parte, Chávez (1994) indica que la población es el universo de la investigación
sobre la cual se pretende generalizar los resultados y está constituida por
características y estratos que les permiten distinguir a los sujetos uno de los otros.
(p.162). En este sentido, la población del presente estudio está compuesta por todos
los pozos activos e inactivos de los Campos Chocop y Yalpemech pertenecientes a la
actual concesión dada por el ministerio de energía y minas de Guatemala a la empresa
Petroenergy S.A.
184
Chocop POZO OBSERVACIONES
Bolonkitu-1 Pozo inyector de agua
Chocop-X Activo a producción
Chocop-1 Activo a producción
Chocop-2A Inactivo
Chocop-4 Inactivo
Chocop-5 Activo a producción
Fuente: Hernandez, J. (2006).
Yalpemech
POZO OBSERVACIONES
Yalpemech-1 Activo a producción
Yalpemech-2A Pozo inyector de agua
Fuente: Hernandez, J. (2006).
Tabla 12. Distribución de los Pozos por Campo
4.4.- Muestra
A éste respecto, Bavaresco (2001), define a la muestra como la parte o fragmento del
total de unidades de observación o análisis, sobre las cuales se ha aplicado una
selección. (p.136). Para tal efecto, por ser el tamaño de la población de carácter finito
y accesible no fue necesario realizar una muestra, por lo tanto se analizó la totalidad de
la misma, estando constituida por todos los pozos de los Campos Chocop y Yalpemech.
De igual manera, se procedió a considerar el tipo de muestra para el total de pozos que
integra el presente estudio, de allí la clasificación mostrada en las tablas anteriores.
Visto de ésta manera, Tamayo, (2001) plantea que un censo es la muestra en la cual
entran todos los miembros de la población, en tal sentido éste tipo de muestra es más
representativa (p.309).
4.5.- Técnicas e Instrumentos de Recolección de Datos
Al respecto, según. Rosendo, Molero y Quintero. (2002) las técnicas de recolección de
datos conducen a la verificación del problema planteado. (p. 98). En tal sentido las
185
técnicas utilizada en la presente investigación fue la recopilación de la información
general de los Campos, la revisión de la información relacionada con yacimientos, la
revisión de las historias de perforación, completación y de evaluación de producción por
capa (Incluye pruebas de inyección y estimulaciones), por último, la revisión de las
formulaciones de los fluidos empleados en las estimulaciones por capas.
4.6.- Herramientas Utilizadas
Entre las herramientas utilizadas para la elaboración y desarrollo del presente estudio
podemos mencionar las herramientas de literatura y las herramientas computacionales.
Entre las herramientas de literatura tenemos los manuales de producción, manuales de
estimulación y literatura especializada en la materia de perforación y rehabilitación de
pozos. Entre las herramientas computacionales tenemos las siguientes:
4.6.1.- Span 7.0
Este software desarrollado por Schlumberger nos permite simular la penetración y el
hoyo creado en el revestimiento de producción durante las operaciones de cañoneo a
partir de datos tales como la presión de yacimiento, temperatura de fondo, tipo de
formación, gradiente de sobrecarga, diámetro del revestidor de producción entre otros.
En el presente estudio el software será aplicado para simular bajo ciertas condiciones,
la penetración de los cañones utilizados (disponibles para la época) en los revestidores
de producción durante la etapa de completación o terminación de los pozos de los
Campos Chocop y Yalpemech para luego comparar los mismos con los cañones de
nueva generación que ofrecen un mejor desempeño en cuanto a penetración y hoyo de
entrada.
4.6.2.- Perform
Este software desarrollado por Schlumberger nos permite simular varios escenarios de
producción que pueden darse en un pozo productor de petróleo, tiene incluida las
correlaciones de flujo multifasico vertical desarrolladas por reconocidos expertos en el
área de producción entre los que se pueden mencionar Beggs & Brill, Orkiszewsky,
186
Duns & Ros y Hagedorn & Brown entre otros. A pesar que éste simulador fue diseñado
para pozos en flujo natural, en el presente será utilizado para efectuar sensibilidades en
la curva de afluencia a fin de tener una idea del comportamiento de la curva
mencionada en los distintos escenarios ofrecidos por el software. Entre las distintos
escenarios tenemos: Sensibilidad en la presión de reservorio, sensibilidad en la
densidad de cañoneo, sensibilidad en la penetración de cañoneo, sensibilidad en el
diámetro del hoyo creado por el cañoneo (Entry hole), entre otros.
El aporte más significativo de éste software al presente estudio es la simulación de los
distintos escenarios de producción (afluencia) aplicando sensibilidades a la penetración
y hoyo de entrada considerando los cañones o pistolas utilizadas durante la
completación de los pozos de los Campos Chocop y Yalpemech y luego comparar los
mismos con nuevos escenarios de penetración y hoyo de entrada considerando los
cañones de nueva generación disponibles en el mercado.
4.6.3.- SEDLA (Sistema Experto de Levantamiento Artificial)
Este software desarrollado por Intevep-PDVSA nos permite optimizar el método de
producción acorde con las condiciones propias del yacimiento y del pozo. A partir de
datos tales como: Presión estática de yacimiento, profundidad del intervalo productor,
gravedad API del crudo, RGP, índice de productividad, diámetro del revestidor de
producción y tubería de producción, el software jerarquiza las alternativas de
producción entre las que se encuentran el bombeo mecánico, bombeo
electrosumergible, bombeo de cavidad progresiva y las distintas opciones de
levantamiento artificial por gas (tipo pistón, continuo por tubería, intermitente por
tubería, continuo por anular, entre otros).
En el presente estudio, ésta aplicación nos servirá para validar los métodos de
producción que actualmente se utilizan en los Campos objetos del presente estudio.
187
4.6.4.- Nodal B
Este software desarrollado por Intevep-PDVSA permite simular y diseñar pozos bajo el
esquema de bombeo mecánico, además permite hacer sensibilidades tales como:
Velocidad de bombeo, longitud de la embolada, profundidad de la válvula fija, diámetro
del pistón, porcentaje de agua, entre otros.
En el presente estudio, ésta aplicación nos servirá para efectuar los diseños de bombeo
mecánico en los pozos donde el sistema experto del levantamiento artificial lo
recomiende.
4.6.5.- Pipesim
Este software desarrollado por Schlumberger permite simular y diseñar pozos bajo el
esquema de bombeo electrosumergible, permite hacer sensibilidades en la selección de
la bomba de acuerdo a los diámetros de revestidores, caudales a manejar, potencia,
entre otros. Otra ventaja que tiene el pipesim es que nos permite simular el análisis
nodal del pozo considerando todos los escenarios posibles.
En el presente estudio, ésta aplicación nos servirá para efectuar los diseños de bombeo
electrosumergible en los pozos donde el sistema experto del levantamiento artificial lo
recomiende.
CAPITULO V
ANALISIS DE RESULTADOS 5.1.- Actividades Para analizar todas las actividades realizadas en los Campos Chocop y Yalpemech se
procedió a la revisión de los reportes disponibles de las intervenciones de los pozos de
ambos Campos, los simuladores disponibles y además apoyándose en los aspectos
teóricos abordados en el capitulo III.
5.1.1- Evaluación de los Trabajos Previo a la Completación de los Pozos En éste punto se procedió al análisis de cada una de las etapas involucradas en el
proceso de evaluación por capa en los yacimientos B-8/B-9 (Campo Chocop) y C-8/C-9
(Campo Yalpemech), las mismas incluyen: Registros de evaluación de cementación
cañoneo, prueba o ensayo de producción, estimulación y por último la bajada de
completaciones o terminaciones tipo para cada Campo. Finalmente, en éste capitulo se
muestra una discusión de resultados presentada por pozo/Campo para cada una de las
etapas antes mencionadas. Las actividades y una breve descripción de las mismas se
muestran a continuación:
Registros de Evaluación de Cementación
Básicamente los registros corridos estuvieron dirigidos a la evaluación de la
calidad del cemento por detrás del revestimiento de producción con la finalidad
de detectar aquellos pozos que requerían reparación de cementación primaria.
Cañoneo para Prueba de Inyección / Reparar Cementacion Primaria
En éste caso el cañoneo estuvo dirigido a establecer comunicación entre el hoyo
y el pozo en aquellas zonas “carentes” de cemento o de mala adherencia. La
prueba de inyección se efectuó para asegurar el éxito del trabajo siguiente, es
decir el forzamiento o squezze de cemento.
Reparación de Cementación Primaria / Abandono de capas de agua
189
Con la finalidad de reparar la cementación primaria para aislar hidráulicamente
cada uno de los intervalos de interés al momento de la evaluación en aquellos
pozos donde el registro de cementación mostró una ausencia o deficiencia de
cemento fue necesario el forzamiento o squezze, así mismo después de la
evaluación de las capas inicialmente prospectiva se decidió aprovechar los
cañoneos o punzados en aquellas capas ofensoras para inyectar cemento.
Cañoneo / Recañoneo para Evaluación de Zonas de Interés
Para cañonear las zonas de interés con la finalidad de evaluar las mismas se
utilizó cañones de 4”, 3-3/8” y 2-1/2” tipo alta penetración (DP) 4 TPP, 60° Fase,
bajados con cable eléctrico.
Prueba o Ensayo de Producción
Para evaluar cada intervalo de interés se utilizó la maquina de rehabilitación y
suabeo W-42 como herramienta de extracción de crudo. El suabeo es una
técnica empleada para ensayar o probar pozos de petróleo una vez revestido el
hoyo de producción. El ensamblaje que normalmente se utiliza para esta
operación es el siguiente: Pistón de goma + barra de peso + cable (Guaya).
Dependiendo de la configuración básica del pozo se puede clasificar ésta
operación en suabeo a través de tubería de producción y suabeo a través del
revestimiento de producción. En el ensayo de los pozos de Chocop y Yalpemech
se utilizó básicamente el suabeo a través del revestimiento de producción. La
Fig. 82 esquematiza los dos (02) tipos de suabeo de pozos.
El suabeo es un método relativamente fácil de aplicar sobre todo en aquellas
zonas remotas donde existen limitaciones de electricidad que impiden el uso de
una bomba electrosumergible o gas para levantamiento artificial.
Estimulación Matricial
Con la finalidad de estimular las zonas objetos a evaluación para incrementar la
entrada de fluido durante la evaluación de los pozos se realizó bombeo de ácido
clorhídrico al 15% (Campo Chocop) y al 28% (Campo Yalpemech) previo análisis
190de Campo con muestras de los crudos. A continuación un resumen de los
trabajos:
Fig. 82. El Suabeo y su Clasificación
YacimientoYacimiento
1915.1.2.- Resultado por Pozo: Campo Chocop
A continuación se presenta una tabla por pozo en donde se refleja los resultados por
actividad según reportes de Campo.
5.1.2.1.- Bolonkitu-1
Tabla 13. Resumen de Actividades Pozo Bolonkitu-1
Fecha Actividad Intervalo Observaciones
17-05-98 GR-CCl-CBL-VDL 2000’-4990’ Se corrió registro en el intervalo 4990’-2000’, se evidenció mala cementación por detrás del revestimiento de 13-3/8”.
Cañoneo para rep.
cementacion primaria
Se efectuó disparo con cañones de 4”, 4 TPP Big Hole y se efectuó prueba de inyección observándose los siguientes parámetros: Tasa de inyección promedio: 5.5 BPM, Presión de inyección promedio: 50 psi.
18-05-98
Reparación de
cementacion primaria
3770’-3772’
Se utilizó cemento tipo H petrolero, densidad de 15.6 lpg para reparar cementación primaria. Parámetros observados: Tasa de inyección: 2 BPM, Presión de Inyección: 400 psi. No se observó incremento de presiones al final del bombeo. Volumen inyectado: 20 Bbls.
20-05-98 Cañoneo 3463’- 3500’ Se utilizó cañones de 4-1/2”, 4TPP DP, 60° F.
Tabla 13. Resumen de Actividades Pozo Bolonkitu-1
Después de realizado el trabajo de cañoneo el día 20 de mayo de 1998 se dejo pozo
como inyector de agua (Water disposal) 5.1.2.2.- Chocop-X
Tabla 14. Resumen de Actividades Pozo Chocop-X
Fecha Actividad Intervalo Observaciones
05-01-98 Prueba de producción 4669’-4796’ (Hoyo desnudo)
Tasa de producción: 520 BPD. Nivel de fluido: 3200’. Corte de agua: 70%. H2S: 1200 ppm.
11-01-98 GR-CCl-CBL-VDL 4000’- 4793’ Se corrió registro en el intervalo 4793’ (Fondo de pozo) hasta 4000’, se
192observó buen cemento de 4200’ hasta 4000’ y desde 4669’ hasta 4610’. Desde 4610’ hasta 4200’ se observa cemento canalizado que no presenta ningún tipo de aislamiento hidráulico.
Cañoneo para rep. cementacion primaria
Se efectuó disparo con cañones de 4”, 4 TPP Big Hole y se efectuó prueba de inyección observándose los siguientes parámetros: Tasa de inyección promedio: 0.3 BPM, Presión de inyección promedio: 2845 psi. 12-01-98
Reparación de cementacion primaria
4585’-4587’ Se utilizó cemento tipo H petrolero densidad de 15.79 lpg. Parámetros observados: Tasa de inyección: 0.5 BPM, Presión de Inyección: 2900 psi. Esperó por remojo y limpió cemento dentro del revestidor. Volumen inyectado: 3 Bbls.
Cañoneo para rep. cementacion primaria
Se efectuó disparo con cañones de 4”, 4 TPP Big Hole. Se efectuó prueba de inyección/circulación entre los intervalos disparados bajando y asentando empacador a 4380’, Se observó circulación franca entre los intervalos disparados.
13-01-98
Reparación de cementacion primaria
4429’-4432’ 4309’-4312’
Se bajó y asentó stinger de cementación a 4380’. Se realizó cementación utilizando cemento tipo H petrolero entre los intervalos 4309’-4312’ y 4429’-4432’. Parámetros observados: Tasa de inyección: 1 BPM, Presión de Inyección: 750 psi. Esperó por remojo y limpió cemento dentro del revestidor. Volumen inyectado: 12 Bbls.
27-01-98 GR-CCl-CBL-VDL 4000’-4356’
Después de reparar cementación primaria, se corrió registro para evaluar los resultados de la intervención desde 4356’ hasta 4000’ observándose aislamiento hidráulico en la zona de interés (4260’ 4348’).
19305-02-98 Cañoneo 4480’- 4528’ Se utilizó cañones de 2-1/2”, 4TPP
60° F.
07-02-98 Prueba de producción 4480’- 4528’ Tasa de producción: 456 BPD. Nivel de fluido: 3200’. Corte de agua: 92%. H2S: 1200 ppm.
09-02-98 Cañoneo Se utilizó cañones de 2-1/2”, 4TPP 60° F.
10-02-98 Prueba de producción Antes de la estimulación: 187 BPD. Nivel de fluido: 3800’. Corte de agua: 30%. H2S: 2500 ppm.
Estimulación matricial
Se preparó y bombeó 40 Bbls de HCl al 15%. Presión inicial/ final: 3100 / 1700 psi. Tasa inicial/final de bombeo: 0.5 / 2.5 BPM. Volumen por pie inyectado: 76 gls/pie. 11-02-98
Prueba de producción
4222’-4244’
Después de la estimulación: Tasa de producción: 504 BPD. Nivel de fluido: 350’. Corte de agua: 100%. H2S: 2650 ppm.
Tabla 14. Resumen de Actividades Pozo Chocop-X
5.1.2.3.- Chocop-1
Tabla 15. Resumen de Actividades Pozo Chocop-1
Fecha Actividad Intervalo Observaciones
03-11-97 GR-CCl-CBL-VDL 3850’-4929’
Se corrió registro observándose buena cementación en los intervalos 4929’-4442’ y 4202’-4065’, cementación regular en los intervalos 4442’-4202’ y 4065’-4024’, finalmente, mala cementación en el intervalo 4024’-3880’.
S/I Cañoneo 4660’-4710 Se utilizó cañones de 4-1/2”, 4TPP DP, 60° F.
S/I Prueba de producción 4660’-4710’ Tasa de producción: 576 BPD. Nivel de fluido: 400’. Corte de agua: 60%. H2S: 1800 ppm.
10-11-97 Cañoneo Se utilizó cañones de 4-1/2”, 4TPP DP, 60° F.
11-11-97 Prueba de producción 4450’-4584
Tasa de producción: 139 BPD. Nivel de fluido: 3000’. Corte de agua: 100%. H2S: 150 ppm.
17-11-97 Abandono de zona y
prueba de inyección
-
Se bajó tapón y asentó el mismo a 4520’ para aislar el intervalo 4665’-4710’. Bajó y asentó empacador a 4420’ y efectuó prueba de inyección observándose los siguientes
194parámetros: Tasa de inyección promedio: 1 BPM, Presión de inyección promedio: 2400 psi.
Cementación forzada
en la capa ofensora
de agua 4450’-4584’
Con empacador a 4420’ se bombeó cemento tipo H petrolero observándose los siguientes parámetros: Tasa de inyección promedio: 0.8 BPM, Presión de inyección promedio: 2250 psi. Volumen inyectado: 7 Bbls.
21-11-97 Cañoneo / Recañoneo 4344’- 4354’
25-11-97 Cañoneo 4264’- 4280’
Se utilizó cañones de 4-1/2”, 4TPP DP, 60° F. Fallaron 6 tiros de 40 tiros.
26-11-97 Prueba de producción Antes de la estimulación: 182 BPD. Nivel de fluido: 3100’. Corte de agua: 35%. H2S: 350 ppm.
27-11-97 Estimulación matricial
Se preparó y bombeó 90 Bbls de HCl al 15%. Presión inicial/ final: 2000 / 1800 psi. Tasa inicial/final de bombeo: 1.5 / 3.0 BPM. Volumen por pie inyectado: 63 gls/pie
28-11-97 Prueba de producción
4300’- 4360’
Después de la estimulación: 396 BPD. Nivel de fluido: 2875’. Corte de agua: 50%. H2S: 400 ppm.
09-12-97 Prueba de producción Antes de la estimulación: Tasa de producción: 128 BPD. Nivel de fluido: 3610’. Corte de agua: 35%. H2S: 120 ppm.
11-12-97 Estimulación matricial
Se preparó y bombeó 56 Bbls de HCl al 15%. Presión inicial/ final: 1500 / 1200 psi. Tasa inicial/final de bombeo: 0.5 / 2.5 BPM. Volumen por pie inyectado: 147 gls/pie
12-12-97 Prueba de producción
4264’ – 4280’
Después de la estimulación: Tasa de producción: 528 BPD. Nivel de fluido: 522’. Corte de agua: 35%. H2S: 120 ppm.
Tabla 15. Resumen de Actividades Pozo Chocop-1
5.1.2.4.- Chocop-2A
Tabla 16. Resumen de Actividades Pozo Chocop-2A
Fecha Actividad Intervalo Observaciones
17-03-98 GR-CCl-CBL-VDL 3800’-4720’
Se corrió registro desde 4720’ hasta 3800’ observando buena adherencia del cemento al revestidor en líneas generales, salvo pequeños tramos
195que presentaron mala adherencia. Se observó tope de cemento a 3824’
18-03-98 Cañoneo Se utilizó cañones de 2-1/2”, 4TPP 60° F
01-04-98 Prueba de producción
Tasa de producción: 540 BPD. Nivel de fluido: 2450’. Corte de agua: 99%. H2S: 1000 ppm. Durante la prueba de producción fue necesario suspender operaciones en tres oportunidades debido a desprendimiento del portacopas y copas del equipo de suabeo y corto cable de suabeo por cristalización del mismo debido a la concentración de H2S presente
11-04-98
Cementación forzada
en la capa ofensora de
agua
4706’-4712’
Se utilizó cemento petrolero emulsionado con diesel inyectando el mismo en el intervalo 4706’-4712’. Parámetros observados: Tasa de inyección: 0.5 BPM, Presión de Inyección: 3100 psi. Volumen inyectado: 8 Bbls.
13-04-98 Cañoneo Se utilizó cañones de 2-1/2”, 4TPP 60° F
14-04-98 Prueba de producción 4688’-4696’
Tasa de producción: 504 BPD. Nivel de fluido: 2230’. Corte de agua: 98%. H2S: 800 ppm.
15-04-98 Cañoneo Se utilizó cañones de 2-1/2”, 4TPP 60° F
17-04-98 Prueba de producción 4390’- 4400’
Tasa de producción: 456 BPD. Nivel de fluido: 2400’. Corte de agua: 99%. H2S: 800 ppm. Fue necesario cortar 900’ de cable de suabeo debido al mal estado (Cristalización) por presencia de H2S
17-04-98 Cañoneo Se utilizó cañones de 2-1/2”, 4TPP 60° F
18-04-98 Estimulación matricial
Se preparó y bombeó 36 Bbls de HCl al 15%. Presión inicial/ final: 3800 / 1600 psi. Tasa inicial/final de bombeo: 0.25 / 1.5 BPM. Volumen por pie inyectado: 95 gls/pie
19-04-98 Prueba de producción
4290’- 4306’
Después de la estimulación: Tasa de producción: 720 BPD. Nivel de fluido: 700’. Corte de agua: 100%. Nota: En éste intervalo se disparó e inyectó ácido inmediatamente
24-04-98 Cañoneo 4210’- 4245’ Se utilizó cañones de 2-1/2”, 4TPP 60° F
20-04-98 Prueba de producción 4230’-4245’
Antes de la estimulación: No se logró cuantificar los parámetros de evaluación debido al poco aporte de éste intervalo. Se notó achicamiento
196del pozo una hora después del inicio de la prueba. Se considera poca comunicación entre el yacimiento y el pozo debido a una penetración parcial de los cañones en la formación, razón por la cual se suspende la misma y se realizan los arreglos para estimular el intervalo abierto. La estimulación en este intervalo tuvo un doble objetivo, en primer lugar “disminuir” el daño en la cercanía del pozo, y en segundo lugar establecer una comunicación efectiva entre el yacimiento y el pozo al lavar las perforaciones.
20-04-98 Estimulación matricial
Se preparó y bombeó 34 Bbls de HCl al 15%. Presión inicial/ final: 4000 / 1400 psi. Tasa inicial/final de bombeo: 0.25 / 1.5 BPM. Volumen por pie inyectado: 94 gls/pie
21-04-98 Prueba de producción
4230’- 4245’ Después de la estimulación: Tasa de
producción: 120 BPD. Nivel de fluido: 3000’. Corte de agua: 65%. H2S: 1100 ppm.
23-04-98 Prueba de producción
Una vez cañoneado el intervalo, se inició prueba de producción, observando un agotamiento inmediato del nivel de fluido. Se decidió suspender la prueba y estimular el intervalo abierto (4210’-4245’)
23-04-98 Estimulación matricial
Se preparó y bombeó 53 Bbls de HCl al 15%. Presión inicial/ final: 2800 / 1900 psi. Tasa inicial/final de bombeo: 1.0 / 2.0 BPM. Volumen por pie inyectado: 64 gls/pie
26-04-98 Prueba de producción
4210’-4245’
Después de la Estimulación: Tasa de producción: 108 BPD. Nivel de fluido: 3073’. Corte de agua: 63%. H2S: 1100 ppm. Se completó pozo en el intervalo 4210’-4245’. Aisló intervalos inferiores con tapón @ 4270’ Al igual que el intervalo 4230-4245’, se notó achicamiento del pozo, se considera poca comunicación entre el yacimiento y el pozo debido a una penetración parcial de los cañones en la formación. El trabajo de estimulación tuvo un doble objetivo, es decir en primer lugar “disminuir” el daño en la cercanía del pozo, y en segundo lugar establecer una comunicación efectiva entre el
197yacimiento y el pozo al lavar las perforaciones.
Tabla 16. Resumen de Actividades Pozo Chocop-2A
5.1.2.5.- Chocop-4 Tabla 17. Resumen de Actividades Pozo Chocop-4
Fecha Actividad Intervalo Observaciones
28-08-98 GR-CCl-CBL-VDL 4200’-5068’
Se corrió registro observando buena
adherencia del cemento al revestidor
en líneas generales
29-08-98 Cañoneo 4728’- 4750’ Se utilizó cañones de 4-1/2”, 4TPP DP, 60° F.
31-08-98 Prueba de producción 4728’ - 4750’
Tasa de producción: 360 BPD. Nivel de fluido: 4100’. Corte de agua: 100%. H2S: S/I. Se suspendió prueba debido a problemas a nivel de lubricador de suabeo en superficie (Gomas rotas)
02-09-98 Cañoneo 4586’- 4600’ 4544’- 4565’
Se utilizó cañones de 4-1/2”, 4TPP DP, 60° F.
05-09-98 Prueba de producción 4586’ - 4600’ Tasa de producción: 588 BPD. Nivel de fluido: 2230’. Corte de agua: 100%. H2S: S/I.
08-09-98 Cañoneo 4364’- 4380’ 4296’- 4328’ 4266’- 4286’
Se utilizó cañones de 4-1/2”, 4TPP DP, 60° F.
Prueba de producción
Antes de la estimulación: Se probó el intervalo 4266’-4380’ sel. Tasa de producción: 192 BPD. Nivel de fluido: 3580’. Corte de agua: 95%. H2S: S/I 09-09-98
Estimulación matricial
4266’- 4286’ 4296’- 4328’ 4364’- 4380’
Se preparó y bombeó 60 Bbls de HCl al 15%. Presión inicial/ final: 4000 / 2350 psi. Tasa inicial/final de bombeo: 0.5 / 3.0 BPM. Volumen por pie inyectado: 37 gls/pie
11-09-98 4364’- 4380’
Después de la estimulación se probó éste intervalo: Tasa de producción: 108 BPD. Nivel de fluido: 4100’. Corte de agua: 100%. H2S: S/I
13-09-98 4266’- 4286’ 4296’- 4328’
Después de la estimulación se probaron éstos intervalos: Tasa de producción: 168 BPD. Nivel de fluido: 3500’. Corte de agua: 35%. H2S: S/I
17-09-98
Prueba de producción
4364’- 4380’ Para reconfirmar los resultados de las pruebas efectuadas el 11-09-98 se probó de nuevo el intervalo. Tasa de
198producción: 108 BPD. Nivel de fluido: 4100’. Corte de agua: 100%. H2S: S/I
19-09-98 Prueba de producción 4728’ – 4750’
Para reconfirmar los resultados de las pruebas efectuadas el 31-08-98 se probó de nuevo el intervalo. Tasa de producción: 384 BPD. Nivel de fluido: 4000’. Corte de agua: 100%. H2S: S/I. Se suspendió prueba por ruptura en el cable.
21-09-98 Cañoneo 4765’-4785’ Se utilizó cañones de 4-1/2”, 4TPP DP, 60° F.
22-09-98 Estimulación matricial 4266’ - 4286’ 4296’ - 4328’
Se realizó por segunda vez acidificación matricial en el intervalo 4266’-4328’. Preparó y bombeó 73 Bbls de HCl al 15%. Presión inicial/ final: 1200 psi. Tasa inicial/final de bombeo: 3.0 BPM. Volumen por pie inyectado: 59 gls/pie
23-09-98 Prueba de producción 4266’- 4286’ 4296’- 4328’
Se repitió la prueba de producción en el intervalo 4266’-4328’ sel. Tasa de producción: 365 BPD. Nivel de fluido: 3300’. Corte de agua: 30%. H2S: S/I. Se completó el pozo en el intervalo 4266’-4328’ aislando la zona inferior con tapón @ 4346’
Tabla 17. Resumen de Actividades Pozo Chocop-4
5.1.2.6.- Chocop-5
Tabla 18. Resumen de Actividades Pozo Chocop-5
Fecha Actividad Intervalo Observaciones
08-10-98 Cañoneo 4668’- 4678’ Se utilizó cañones de 4-1/2”, 4TPP
DP, 60° F.
10-10-98 Cañoneo 4650’- 4656’ Se utilizó cañones de 4-1/2”, 4TPP
DP, 60° F.
12-10-98 Estimulación matricial
Se preparó y bombeó 23 Bbls de HCl
al 15%. Presión inicial/ final: 3500 /
3500 psi. Tasa inicial/final de bombeo:
0.5 / 0.5 BPM. Volumen por pie
inyectado: 59 gls/pie.
13-10-98 Prueba de producción
4650’ - 4656’ 4668’ - 4678’
Se evaluó pozo luego de efectuarse
estimulación matricial. Tasa de
producción: 182 BPD. Nivel de fluido:
1992800’. Corte de agua: 100%. H2S: 150
ppm
14-10-98 Cañoneo 4628’- 4634’ Se utilizó cañones de 4-1/2”, 4TPP
DP, 60° F.
15-10-98 Cañoneo 4236’- 4248’
Se utilizó cañones de 4-1/2”, 4TPP DP, 60° F. Nota: Durante evaluación de éste
intervalo no se observó aporte
significativo, se presume poca
penetración del cañoneo.
16-10-98 Prueba de producción 4236’ – 4248’
Después de haberse efectuado cañoneo en éste intervalo, se inició prueba recuperándose solamente 26 Bbls de fluido de completación. Se presume poca penetración del cañoneo, sin embargo no se recañoneó por considerarse poco atractivo desde el punto de vista petrofisico
17-10-98 Cañoneo 4216’- 4226’ Se utilizó cañones de 4-1/2”, 4TPP
DP, 60° F.
17-10-98 Prueba de producción 4216’ – 4226’ 4236’ – 4248’
Se probó en conjunto ambos intervalos. Tasa de producción: 19.2 BPD. Nivel de fluido: 4000’. Corte de agua: 40%. H2S: S/I
19-10-98 Cañoneo 4180’-4206’ Se utilizó cañones de 4-1/2”, 4TPP
DP, 60° F.
20-10-98 Estimulación matricial
Se preparó y bombeó 40 Bbls de HCl
al 15%. Presión inicial/ final: 2500 /
2500 psi. Tasa inicial/final de bombeo:
0.75 / 1.0 BPM. Volumen por pie
inyectado: 35 gls/pie
20-10-98 Prueba de producción
4180’ – 4206’ 4216’ – 4226’ 4236’ – 4248’
Después de haber disparado el
intervalo 4180’-4206’ se efectuó
estimulación matricial en el intervalo
4180’-4248’ sel. Prueba después de
la estimulación: Tasa de producción:
25 BPD. Nivel de fluido: 3750’. Corte
de agua: 30%. H2S: S/I. Se suspende
200prueba por poco aporte de la
formación. Se estima una penetración
parcial de los disparos debido al
comportamiento del pozo durante la
estimulación y la prueba de
producción. Se dejó pozo completado
en el intervalo 4180’-4248’ aislando
intervalos inferiores con tapón de
cemento + hierro @ 4519’
Tabla 18. Resumen de Actividades Pozo Chocop-5
En éste pozo se desconoce si se corrió registro de cementacion para evaluar la misma
5.1.3. - Resultado por Pozo: Campo Yalpemech
A continuación se presenta una tabla por pozo en donde se refleja los resultados por
actividad.
5.1.3.1.- Yalpemech-1
Para el caso del pozo Yalpemech-1 en el presente estudio solamente se hará referencia
a la evaluación del intervalo 8374’-8636’ sel. correspondiente a la formación C-8/C-9.
Tabla 19. Resumen de Actividades Pozo Yalpemech-1
Fecha Actividad Intervalo Observaciones
29-03-81 Estimulación matricial 8578’- 8585’ 8592’- 8599’ 8611’- 8621’ 8626’- 8636’
Se preparó y bombeó 24 Bbls de HCl al 28%. Presión inicial/ final: 8200 / 6000 psi. Tasa inicial/final de bombeo: 0.25 / 1.0 BPM. Volumen por pie inyectado: 30 gls/pie
29-03-81 Prueba de producción 8578’- 8585’ 8592’- 8599’ 8611’- 8621’ 8626’- 8636’
Tasa de producción: 620 BPD, Nivel
de fluido: S/I. Corte de agua: 9%.
H2S: S/I
02-04-81 Estimulación matricial
8499’- 8509’ 8511’- 8521’ 8528’- 8538’ 8547’- 8557’
Se preparó y bombeó 24 Bbls de HCl
al 28%. Presión inicial/ final: 7800 /
2015950 psi. Tasa inicial/final de bombeo:
0.5 / 2.0 BPM. Volumen por pie
inyectado: 25 gls/pie
03-04-81 Prueba de producción 8499’- 8509’ 8511’- 8521’ 8528’- 8538’ 8547’- 8557’
Tasa de producción: 648 BPD, Nivel de fluido: S/I. Corte de agua: 10%. H2S: S/I
05-04-81 Estimulación matricial 8374’- 8384’ 8388’- 8398’ 8404’- 8414’ 8430’- 8440’
Se preparó y bombeó 24 Bbls de HCl al 28%. Presión inicial/ final: 7500 / 5700 psi. Tasa inicial/final de bombeo: 0.5 / 2.0 BPM. Volumen por pie inyectado: 25 gls/pie
05-04-81 Prueba de producción 8374’- 8384’ 8388’- 8398’ 8404’- 8414’ 8430’- 8440’
Tasa de producción: 665 BPD, Nivel de fluido: S/I. Corte de agua: 5%. H2S: S/I
06-98 GR-CCl-CBL-VDL 8050’-8735’
Se corrió registro en el intervalo 8735’-8050’, se evidencio buen aislamiento entre los revestidores de 9-5/8” y 7”
Cañoneo / recañoneo
Se recañoneó intervalos de interés
utilizando cañones de 4-1/2”, 4TPP
60° F
18-07-98
Prueba de producción
8374’- 8440’ 8611’- 8636’
Después de permanecer aproximadamente 8 años cerrado, se reactiva a producción. Se somete pozo a trabajo de suabeo dando como resultado lo siguiente: Tasa de producción de producción: 168 BPD, Nivel de fluido: 5040’. Corte de agua: 33%. H2S: 2000 ppm
Tabla 19. Resumen de Actividades Pozo Yalpemech-1
5.1.3.2.- Yalpemech-2A
202Tabla 20. Resumen de Actividades Pozo Yalpemech-2A
Fecha Actividad Intervalo Observaciones
08-98 GR-CCl-CBL-VDL 7000’-8830’
Se corrió registro en el intervalo
8830’-7000’, mostrando buena
cementación en el intervalo 8700’-
8450’, cementación regular en el
intervalo 8450’-8200’. A partir de
8200’ se evidenció revestimiento libre.
02-08-98 Cañoneo
8734’- 8744’ 8708’- 8715’ 8694’- 8701’ 8672’- 8679’ 8660’- 8667’ 8630’- 8640’
Se cañoneó intervalos de interés utilizando cañones de 3-3/8”, 4TPP 60° F
03-08-98 Cañoneo
8610’- 8617’ 8590’- 8596’ 8578’- 8584’ 8512’- 8519’ 8486’- 8493’ 8468’- 8478’ 8454’- 8464’
Se cañoneó intervalos de interés utilizando cañones de 3-3/8”, 4TPP 60° F
06-08-98 Prueba de producción 8454’- 8464’ 8468’- 8478’ 8486’- 8493’ 8512’- 8519’
Se recuperó 72 Bbls de fluido de completación. No se observó entrada de fluido del yacimiento al pozo. Se agotó nivel de fluido después de 16 horas de ensayo. Se suspende ensayo durante 6 horas para recuperar nivel de fluido. De nuevo se suabea (pistonea) observándose agotamiento de nivel transcurrida las 4 hrs. Se realizó prueba de inyección (admisión) en secuencia escalonada de 1200, 1400, 1600 y 1800 psi por 5 minutos cada una, observándose que el pozo no admite. Se considera que en este tramo el cañoneo no fue efectivo, es decir no penetró lo suficiente para sobrepasar el anillo de cemento por detrás del revestidor (4-1/2” en hoyo de 8-1/2”)
10-08-98 Prueba de producción
8454’- 8464’ 8468’- 8478’ 8486’- 8493’ 8512’- 8519’ 8578’- 8584’ 8590’- 8596’ 8610’- 8617’ 8630’- 8640’
Se decidió efectuar prueba de producción en el intervalo 8454’-8640’ para sacar por diferencia el aporte del intervalo 8578’-8640’. Se efectuó prueba de inyección (admisión) con 1200 psi por 10 minutos sin observar declinación de la misma. Se efectúa prueba. Tasa de producción de
203 producción: 163 BPD, Nivel de fluido:
6200’. Corte de agua: 100%. H2S: S/I. Se observa ligeros rastros de petróleo.
11-08-98 Prueba de producción
8454’- 8464’ 8468’- 8478’ 8486’- 8493’ 8512’- 8519’ 8578’- 8584’ 8590’- 8596’ 8610’- 8617’ 8630’- 8640’ 8660’- 8667’ 8672’- 8679’ 8694’- 8701’ 8708’- 8715’
Se decidió efectuar prueba de producción en el intervalo 8454’-8715’ para sacar por diferencia el aporte del intervalo 8660’-8715’. Se efectuó prueba de inyección (admisión) con 900 psi. Admite 2 BPM por 10 minutos sin observar declinación de la misma. Se efectuó prueba de producción: 480 BPD, Nivel de fluido: 2590’. Corte de agua: 100%. H2S: S/I. Se concluyó que la zona de aporte la constituye el intervalo 8660’- 8715’
Tabla 20. Resumen de Actividades Pozo Yalpemech-2A
5.2.- Resultados de los Trabajos Previos a la Completación de los Pozos
5.2.1.- Cementación 5.2.1.1- Cementación Campo Chocop
La eficiencia de la cementación primaria en los revestimientos de producción de los
pozos del Campo Chocop se muestra en la siguiente figura.
Fig. 83. Distribución de la Eficiencia de Cementación en el Revestimiento de Producción Campo Chocop Como se muestra en la Fig. 83 apenas en un 50% de los pozos se observó buena
cementación primaria, los mismos son: Chocop-1, Chocop-2A y Chocop-4. Es de hacer
Buena cementacion primaria
50%Mala cementacion
primaria33%
Sin informacion de cementacion
17%
204
mención que en el caso de los pozos Chocop-1 y Chocop-2A durante las pruebas de
producción se inyectó cemento en algunas capas para corregir capas acuíferas (100%
agua).
En el caso de los pozos Bolonkitu-1 y Chocop-X se observó mala cementación, esto
representa el 33% de los pozos del Campo Chocop, para ello fue necesario cañonear o
punzar intervalos de dos (02) pies para forzar cemento a través de los mismos. En el
pozo Chocop-X se cañonearon los intervalos 4585’-4587’, 4429-4432’ y 4309-4312’
para luego forzar 15 Bls de cemento “H” petrolero, así mismo en el pozo Bolonkitu-1 se
cañoneó el intervalo 3770’-3772’ y se forzó 20 Bls de cemento “H” petrolero.
En el caso del pozo Chocop-5, no se tiene información de la evaluación de la
cementación primaria, esto representa el 17% del universo estudiado en el Campo
Chocop.
5.2.1.2- Cementación Campo Yalpemech
La eficiencia de la cementación primaria en los revestimientos de producción de los
pozos del Campo Yalpemech se muestra en la siguiente figura.
Fig. 84. Distribución de la Eficiencia de Cementación en el Revestimiento de Producción Campo Yalpemech.
En el caso del Campo Yalpemech se observó que el pozo Yalpemech-1 mostró buena
adherencia del cemento hacia el revestimiento y la formación, por otro lado en el pozo
Yalpemeh-2A se observó una cementación regular según registro GR-CCl-CBL-VDL, no
se reportó si se reparó cementación primaria a través del forzamiento de cemento a
través de nuevos cañoneo o perforados.
Buena cementacion primaria
50%
Cementacion regular50%
2055.2.2.- Cañoneo 5.2.2.1- Cañoneo Campo Chocop
Del análisis de las tablas de actividades por pozo en la etapa de cañoneo de las zonas
de interés se tiene que del total de los pozos evaluados en el Campo Chocop, el 67%
fue cañoneado con pistolas (Cañones) de 4-1/2” y el resto, es decir el 33% fue
cañoneado con pistolas (Cañones) de 2-1/2”, la Fig. 85 representa la distribución de las
pistolas o cañones en el Campo Chocop.
Fig. 85. Distribución de Cañones o Pistolas Campo Chocop En el caso particular del pozo Chocop-1 se observa que el 15% de las cargas fallaron al
no “quemarse” o explotar como se esperaba. En el resto de los pozos no se observó
fallas bien sea por deflagración de las cargas o por inundación del primacord de allí se
desprende que el porcentaje de éxito operacional en las actividades de cañoneo en el
Campo Chocop sea el mostrado en la Fig. 86a.
Fig. 86a. Operaciones de Cañoneo Campo Chocop
Falla operacional17%
Exito operacional83%
Cañones de 4-1/267%
Cañones de 2-1/2"33%
206 En cuanto a la conectividad en el sistema pozo-yacimiento a través del cañoneo o
punzado se observa que en los pozos Chocop-1, Chocop-2A y Chocop-5 en algunas de
las capas punzadas fue deficiente, esto se evidencia por las presiones observadas en
las pruebas de inyección así como los achicamientos observados durante los ensayos
de producción en las capas de interés.
En el caso del pozo Chocop-1 se recañoneo el intervalo 4344’-4354’ para luego
estimular el mismo. En el caso de los pozos Chocop-2A y Chocop-5 no se consideró el
recañoneo porque inmediatamente se procedió a la inyección de ácido clorhídrico
(Estimulación matricial). Se presume que la poca conectividad observada en algunas
capas cañoneadas de los pozos antes mencionados se debe a la variación del espesor
del anillo de cemento producto del derrumbe del hoyo de producción que ocasionó
cavernas dentro del mismo, esto aunado a la penetración “limitada” del cañoneo dentro
de la formación. Esta condición de poca conectividad en el sistema pozo-yacimiento en
la etapa de cañoneo estuvo presente en el 50% de los pozos del Campo Chocop tal y
como se muestra en la Fig. 86b.
Fig. 86b. Conectividad Sistema Pozo-Yacimiento Campo Chocop
Algunos especialistas en los procesos de estimulación de pozos señalan que la poca
conectividad en el sistema pozo-yacimiento es mejorada cuando se efectúa un proceso
de estimulación bien sea una ácido matricial o un fracturamiento ácido, para ello se
debe considerar la presión máxima soportada por el revestimiento de producción a fin
de calcular a presión máxima de inyección en superficie.
Buena conectividad50%
Poca conectividad50%
2075.2.2.2.- Cañoneo Campo Yalpemech
Del análisis de las tablas de actividades por pozo en la etapa de cañoneo de las zonas
de interés se tiene que del total de los pozos evaluados, el 50% fue cañoneado con
pistolas (Cañones) de 4-1/2” y el otro 50% fue cañoneado con pistolas (Cañones) de 3-
3/8”. La Fig. 87a representa la distribución de las pistolas o cañones en el Campo
Yalpemech.
Fig. 87a. Distribución de Cañones o Pistolas Campo Yalpemech Se considera que el éxito operacional para la actividad de cañoneo en el Campo
Yalpemech fue del 100% al no reportarse ningún tipo de falla. En cuanto a la
conectividad en el sistema pozo-yacimiento a través del cañoneo o punzado, se
observa que en el pozo Yalpemech-2A específicamente en el intervalo 8454’-8519’ el
cañoneo o punzado fue deficiente, esto se evidencia por las presiones observadas en
las pruebas de inyección así como los achicamientos observados durante los ensayos
de producción en las capas de interés.
Fig. 87b. Conectividad Sistema Pozo-Yacimiento Campo Yalpemech
Se presume que la poca conectividad observada en algunas capas cañoneadas de los
pozos antes mencionados se debe a la variación del espesor del anillo de cemento
Canones de 4-1/2"50%
Canones de 3-3/8"50%
Buena conectividad50%
Poca conectividad50%
208
producto del derrumbe del hoyo de producción que ocasionó cavernas dentro del
mismo, esto aunado a la penetración “limitada” del cañoneo dentro de la formación.
Es de hacer mención de nuevo que algunos especialistas en los procesos de
estimulación de pozos señalan que la poca conectividad en el sistema pozo-yacimiento
es mejorada cuando se efectúa un proceso de estimulación bien sea una ácido matricial
o un fracturamiento ácido.
5.2.2.3.- Sensibilidades al Cañoneo: Pozo Tipo
Con la finalidad de evaluar el tipo de cañón y carga utilizados en los pozos del Campo
Chocop y comparar los mismos con los nuevos cañones que actualmente se
encuentran en el mercado se efectuó un análisis de sensibilidades en la penetración y
tamaño de hoyo creado en el revestimiento de producción con ayuda del software Span
version 7.0 (Schlumberger perforating analysis).
A continuación se muestra los resultados de la simulación hecha al pozo Chocop-2A en
donde se utilizó un cañón de 2-1/2”, 4 tiros por pie (TPP).
Fig. 88. Desempeño del Cañón Utilizado en el Pozo Chocop-2A
2-1/2” HSD, 4TPP
Perforating System #12-1/2" EnerJet, 2-1/2" PH Pwr EnerJet, HMX, 27.0 g
Reservoir Pressure: 2025 psiOverburden Stress: 3600 psiRock UCS: 12533 psiRock Type: Dolomite
FormationDamaged ZoneCementWater
0 deg
0
0
2
2
4
4
6
6
8
8
10
10
12
12
14
14
16
16
Angle Clearance Total Pen Form Pen Form Dia Csg EH Dia(deg) (in ) (in ) (in ) (in ) (in )
0 2.47 10.60 9.51 0.44 0.2660 1.61 12.20 11.26 0.50 0.29
120 0.38 12.68 12.01 0.63 0.37180 0.00 12.07 11.53 0.61 0.35240 0.38 12.68 12.01 0.63 0.37300 1.61 12.20 11.26 0.50 0.29
Average 1.08 12.07 11.26 0.56 0.32
2-1/2” HSD, 4TPP
Perforating System #12-1/2" EnerJet, 2-1/2" PH Pwr EnerJet, HMX, 27.0 g
Reservoir Pressure: 2025 psiOverburden Stress: 3600 psiRock UCS: 12533 psiRock Type: Dolomite
FormationDamaged ZoneCementWater
0 deg
0
0
2
2
4
4
6
6
8
8
10
10
12
12
14
14
16
16
Angle Clearance Total Pen Form Pen Form Dia Csg EH Dia(deg) (in ) (in ) (in ) (in ) (in )
0 2.47 10.60 9.51 0.44 0.2660 1.61 12.20 11.26 0.50 0.29
120 0.38 12.68 12.01 0.63 0.37180 0.00 12.07 11.53 0.61 0.35240 0.38 12.68 12.01 0.63 0.37300 1.61 12.20 11.26 0.50 0.29
Average 1.08 12.07 11.26 0.56 0.32
209
Como se observa en la figura anterior, el tipo de cañón utilizado en el pozo Chocop-2A
penetra 11.26 pulgadas dentro de la formación así mismo deja un hoyo en el
revestimiento de 0.32”.
Con ayuda de Span 7.0 se simuló el comportamiento de un cañón de 3-3/8” alta
penetración (High Shot Density) el cual proporciona menos espacio libre entre el cañón
o pistola y el diámetro interno del revestimiento de producción (clearence) a su vez se
consideró un aumentando en el número de tiros a 6 TPP.
A continuación, en la Fig. 89 se presenta los resultados de la simulación de disparos.
Fig. 89. Simulación de Cañoneo Pozo Chocop-2A
Como se observa en la figura anterior, el tipo de cañón que pudiera ser utilizado en el
pozo Chocop-2A para un eventual recañoneo (3-3/8”, 6 TPP) penetra 14.88 pulgadas
dentro de la formación así mismo deja un hoyo en el revestimiento de 0.38”.
En el anexo IV se muestra los resultados de todas las simulaciones para
cañoneo/recañoneo con la finalidad de mejorar la penetración y hoyo creado en el
revestimiento de producción, en el mismo se muestra el tipo de cañón utilizado en la
completación original de los pozos (lado izquierdo) y el cañón propuesto según el
presente análisis (lado derecho) para cada pozo analizado, los mismos representan una
ayuda de gran valor al considerar los trabajos de workover dirigidos a la reactivación de
los pozos inactivos. Es de hacer mención que se presentan en conjunto los pozos
3-3/8” HSD, 6TPP
Perforating System #23-3/8" High Shot Density, PowerJet 3406, HMX, 22.7 g
Reservoir Pressure: 2025 psiOverburden Stress: 3600 psiRock UCS: 12533 psiRock Type: Dolomite
FormationDamaged ZoneCementWater
0 deg
0
0
2
2
4
4
6
6
8
8
10
10
12
12
14
14
16
16
18
18
20
20
Angle Clearance Total Pen Form Pen Form Dia Csg EH Dia(deg) (in ) (in ) (in ) (in ) (in )
0 1.60 14.65 13.56 0.46 0.2760 1.10 16.27 15.33 0.54 0.31
120 0.30 16.09 15.42 0.79 0.46180 0.00 14.79 14.25 0.79 0.46240 0.30 16.09 15.42 0.79 0.46300 1.10 16.27 15.33 0.54 0.31
Average 0.73 15.69 14.88 0.65 0.38
3-3/8” HSD, 6TPP
Perforating System #23-3/8" High Shot Density, PowerJet 3406, HMX, 22.7 g
Reservoir Pressure: 2025 psiOverburden Stress: 3600 psiRock UCS: 12533 psiRock Type: Dolomite
FormationDamaged ZoneCementWater
0 deg
0
0
2
2
4
4
6
6
8
8
10
10
12
12
14
14
16
16
18
18
20
20
Angle Clearance Total Pen Form Pen Form Dia Csg EH Dia(deg) (in ) (in ) (in ) (in ) (in )
0 1.60 14.65 13.56 0.46 0.2760 1.10 16.27 15.33 0.54 0.31
120 0.30 16.09 15.42 0.79 0.46180 0.00 14.79 14.25 0.79 0.46240 0.30 16.09 15.42 0.79 0.46300 1.10 16.27 15.33 0.54 0.31
Average 0.73 15.69 14.88 0.65 0.38
210
Chocop-2A y Chocop-X debido a que presentan el mismo diámetro del revestimiento de
producción, lo mismo aplica en los pozos Chocop-4 y Chocop-5 así mismo en éste
anexo se incluyen tanto el pozo Yalpemech-1 como el pozo Yalpemech-2 .
5.2.2.3.- Sensibilidades a la Productividad: Pozo Tipo
Con los datos obtenidos en las simulaciones de penetración (cañoneo) se procedió a
simular el mejor comportamiento de producción para éste pozo con ayuda del software
PerformTM versión 3.0 de Schlumberger, considerando solamente la afluencia o
capacidad de aporte en flujo radial del pozo. A continuación los resultados:
5.2.2.3.1.- Penetración del Disparo
Se tiene que con el uso del cañón de 2-1/2” en el mejor de los casos, el pozo pudiera
estar fluyendo con 275 Bbls/día de fluido, con el uso del cañón de 3-3/8” la producción
pudiera incrementarse en aproximadamente 20 Bbls de fluido para situarse en 295
Bbls/día. La Fig. 90 muestra el comportamiento de producción en función de la
penetración para los dos casos analizados en el pozo Chocop-2A. Fig. 90. Comportamiento de Producción para dos (02) Penetraciones Dentro del Revestimiento Utilizando Cañones de 2-1/2” y 3-3/8”. Pozo Chocop-2A.
0 2 4 6 8 10 12 14 160
50
100
150
200
250
300
Perforation Length
Liqu
id R
ate,
Bbl
/D
Outflow (A) Not Used Not Used
Not Used Not Used
Inflow
Inflow
Perforation Length, in
(1) 11.260(2) 14.880
Reg: Authorized User - Dowell Schlumberger
2115.2.2.3.2.- Hoyo en Revestimiento de Producción
Se tiene que con el uso del cañón de 2-1/2” (el cual deja un hoyo en revestimiento de
0.32”) en el mejor de los casos el pozo pudiera estar fluyendo con 280 Bbls/día de
fluido, con el uso del cañón de 3-3/8” (el cual deja un hoyo en revestimiento de 0.38”) la
producción pudiera incrementarse en aproximadamente 10 Bbls de fluido para situarse
en 290 Bbls/día. La Fig. 91 muestra el comportamiento de producción en función del
hoyo creado en el revestimiento para los dos casos analizados en el pozo Chocop-2A. Fig. 91. Comportamiento de Producción para dos (02) Diámetros de Hoyos Utilizando cañones
de 2-1/2” y 3-3/8”. Pozo Chocop-2A. 5.2.2.3.3.- Numero de Hoyos Perforados
Con respecto al número de hoyos o huecos en el revestimiento se realizó una
simulación con la finalidad de determinar el impacto o influencia que tendría en la
producción el hecho de cañonear con más tiros o huecos. Debemos recordar que en el
caso del Campo Chocop, todos los perforados fueron realizados con cuatro tiros por pie
(TPP). La Fig. 92 representa el caso antes mencionado.
Fig. 92. Comportamiento de Producción para Varios Números de Perforados (huecos) en el Revestimiento de Producción.
0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 1.00
50
100
150
200
250
300
Perforation Diameter
Liqu
id R
ate,
Bbl
/D
Outflow (A) Not Used
Not Used Not Used
Not Used
Inflow
Inflow
Perforation Diameter, in
(1) 0.320(2) 0.380
Reg: A uthorized User - Dowell Schlumberger
0 1 2 3 4 5 6 7 80
50
100
150
200
250
300
Perforation Shot Density
Liqu
id R
ate,
Bbl
/D
Outflow (A) Not Used
Not Used Not Used
Not Used
Inflow
Inflow
Perforation Shot Density, SPF
(1) 4.0(2) 6.0(3) 8.0
Reg: Authorized User - Dowell Schlumberger
212 Como se observa en la figura anterior, la producción se sitúa en 250 Bbls/día para un
cañoneo hecho a 4 TPP, en el caso de un cañoneo hecho a 6 TPP la producción se
situaría en 280 Bbls/día, finalmente para un caso de 8 TPP la producción estaría en el
orden de los 300 Bbls/día de fluido.
En general queda demostrado con ayuda de los softwares especializados aplicados al
pozo tipo (Chocop-2A) que una buena selección del cañón a utilizar en la completación
de los pozos determinara en gran medida la potencialidad de los mismos.
En el anexo V se muestra los resultados de las sensibilidades en la penetración, hoyos
en revestimiento y número de perforaciones o punzados de los pozos de los Campos
Chocop y Yalpemech. Como se observa en cada una de las sensibilidades, la
producción de fluidos es directamente proporcional a la penetración de los perforados,
al tamaño de hoyo creado en el revestimiento de producción y del numero de
perforados o huecos, de allí la importancia que tiene la correcta selección del cañón, las
cargas y el numero de huecos por pie a fin de garantizar buenos resultados en términos
de producción, esto representa una ayuda de gran valor al considerar los trabajos de
workover dirigidos a la reactivación de los pozos inactivos del Campo.
5.2.3.- Prueba o Ensayo de Producción
Como se mencionó arriba, para evaluar los pozos se utilizó el método de suabeo con
ayuda del equipo W-42 (maquina de rehabilitación). El método de suabeo implica el uso
de herramientas que sufren desgaste y/o roturas debido a las condiciones particulares
de cada pozo causando muchas veces serios problemas en las operaciones y con ello
retrasos en la evaluación de las capas de interés de cada pozo. Normalmente el equipo
utilizado esta compuesto de: Pistón de goma + barra de peso o portacopas + cable
(Guaya).
5.2.3.1.- Prueba o Ensayo de Producción Campo Chocop
Del análisis se desprende que el 60% de los pozos del Campo Chocop no tuvieron
problemas durante la evaluación (Fig. 93). Se observa que dicho porcentaje es bajo con
213
respecto a otros métodos que pudieran ser utilizados para evaluar los pozos tales como
la instalación temporal de bombas de subsuelo (Electrosumergible o bombeo
mecánico).
Fig. 93. Eficiencia Operacional Durante las Pruebas de Pozo Campo Chocop Los pozos que tuvieron problemas operacionales durante las pruebas de producción
fueron el Chocop-2A y Chocop-4. Después de analizar los problemas operacionales se
tiene los resultados mostrados en la Fig. 94.
Fig. 94. Problemas Operacionales Durante las Pruebas de Pozo Campo Chocop La ruptura del cable (Guaya) de suabeo constituyó la falla operacional de más
incidencia (40%) durante las pruebas de producción del Campo Chocop, es de hacer
mención que éste tipo de problema en particular es el que más influencia tiene sobre
Problemas40%
Sin Problemas60%
Desprendimiento de copas de gomas /
portacopas20%
Deshilachamiento del cable20%Ruptura del cable
40%
Ruptura de las copas de goma
20%
214
los tiempos de terminación o completación ya que cuando el mismo ocurre se requiere
efectuar operaciones de pesca para recuperar los equipos perdidos dentro del pozo. El
cable (Guaya) de suabeo básicamente se rompe debido a un proceso de cristalización
del acero, producto del contacto con el ácido sulfúrico (H2S) contenido en el fluido
extraído de los pozos del Campo Chocop. Como se observó en las tablas anteriores
durante las pruebas de los pozos el contenido de H2S estuvo entre 150 y 2650 ppm. Es
muy importante tener en cuenta la presencia de gases agrios (CO2 y H2S) ya que los
mismos en conjunto con el efecto de tensión/compresión del cable determinarán el
tiempo de vida útil del carreto de cable. El deshilachamiento del cable o guaya tuvo el
20% de incidencia tal y como se observa en la Fig. 91, es de hacer mención que
detectar un deshilachamiento “a tiempo” minimiza las operaciones de pescas de los
equipos utilizados en las pruebas de pozo. La ruptura y/o desprendimiento de las
gomas de suabeo se debe básicamente al efecto de fricción entre las mismas y la
tubería de prueba, esto representó en el análisis del Campo el 20% de incidencia.
5.2.3.2.- Prueba o Ensayo de Producción Campo Yalpemech
En lo que respecta a las pruebas de producción en el Campo Yalpemech no se reportó
problemas operacionales durante el suabeo, es de hacer mención que en el pozo
Yalpemech-2A se reportó en un prueba 2000 ppm de H2S.
5.2.4.- Estimulación Matricial
Como se dijo en el capitulo II, tanto los Campos Chocop y Yalpemech se encuentran
estratigraficamente en la formación Coban, la cual se caracteriza por ser una secuencia
de calizas, conglomerados calcáreos y calizas dolomíticas del Cretáceo.
Litológicamente, representa facies carbonáticas de plataforma con evaporitas de
ambiente marino restringido. Considerando lo anteriormente mencionado se desprende
que la acidificación matricial constituye por excelencia el método de estimulación para
éste tipo de ambiente cuando la idea principal es restaurar la permeabilidad original de
la formación debido a la limpieza de los canales de flujo presentes en las rocas, de ésta
215
forma se facilita el paso de petróleo o gas hacia el pozo, el ácido clorhídrico (HCl) es el
producto más usado en la industria petrolera ya que es un producto económico, de fácil
obtención en el mercado a la vez que tiene una gran eficiencia para aumentar la
permeabilidad de la mayoría de las formaciones. Posee una excelente velocidad de
reacción en Calizas y Dolomías y generalmente no forma precipitados insolubles.
Un parámetro para medir los resultados de un tratamiento de estimulación matricial lo
constituye “la efectividad", la cual está asociada directamente con el incremento de la
producción de fluidos de todas las capas ensayadas antes y después del proceso de
estimulación.
5.2.4.1.- Estimulación Matricial Campo Chocop
De los 6 pozos existentes en el Campo Chocop, el Bolonkitu-1 fue completado como
pozo inyector para manejar el agua producida del Campo una vez terminado el proceso
de pruebas de cada una de las capas en los miembros B8, B9 y B10.
5.2.4.1.1.- Efectividad de la Estimulación Matricial
Para el análisis de la actividad de estimulación o acidificación matricial quedaron los
pozos Chocop-X, Chocop-1, Chocop-2A, Chocop-4 y Chocop-5. Es de hacer mención
que en algunos casos no se efectuaron pruebas de producción antes de la estimulación
matricial por lo tanto no hay un patrón de comparación que permitiera evaluar la
efectividad del tratamiento. Considerando lo antes mencionado, la evaluación de la
efectividad del tratamiento queda reducida a los pozos Chocop-X, Chocop-1, Chocop-4
y Chocop-5. Como se observa en la Fig. 95, la efectividad de la estimulación matricial
en el Campo Chocop está en el orden del 75%.
Del análisis de los pozos estimulados se tiene que solamente el pozo Chocop-5, capas
4236’-4248’ y 4216’-4226’ no respondió a la estimulación o acidificación matricial, así
mismo en el pozo Chocop-4 fue se repitió la estimulación en las capas 4266’-4286’,
4296’-4328’ y 4364’-4380’.
216
Fig. 95. Efectividad de las Estimulaciones Matriciales Campo Chocop Es importante señalar que se utilizó HCl al 15%, el cual tiene la capacidad de disolver
1884 lbs de CaCO3 por cada 1000 gls de HCl bombeado a la formación (Ver tabla 9,
capitulo III), sin embargo debido a las condiciones de yacimiento (temperatura
relativamente baja) y completación (tubería convencional) pudo haberse utilizado HCl al
28% el cual es capaz de disolver 3659 lbs de CaCO3 por cada 1000 gls de HCl
bombeado a la formación (Ver tabla 9, capitulo III) con esto se asegura aun más los
buenos resultados esperados.
5.2.4.1.2.- Volumen del Tratamiento
Se observa que en los tratamientos de estimulación en el Campo Chocop no se
consideró un criterio uniforme (único) para el diseño de los volúmenes de ácido; es de
hacer mención que en el capitulo III (Sección volúmenes de tratamientos) de la
presente investigación se mencionó que el volumen de tratamiento es directamente
proporcional a la penetración del mismo dentro de la formación, mientras mayor sea la
penetración del ácido, menor será el valor del daño o factor Skin tal y como lo muestra
la ecuación 28.
La tabla 21 muestra el volumen de tratamiento por pie perforado en las diferentes
capas de los pozos estimulados en el Campo Chocop así como su rango teórico de
penetración considerando la Fig. 81 (correspondiente al capitulo III).
Tratamiento efectivo75%
Tratamiento no efectivo25%
217
Pozo Capa Volumen por pie cañoneado (gls/pie)
Penetración aproximada (pies)
Chocop-X 4222’-4244’ 76 2.50 4264’-4280’ 147 3.50 Chocop-1 4300’-4360’ 63 2.25 4210’-4245’ 64 2.25 4230’-4245’ 94 2.80 Chocop-2A 4290’-4306’ 95 2.80 4266’-4380’ 37 1.50 Chocop-4 4266-4380(*) 60 2.25 4216’-4248’ 35 1.50 Chocop-5 4650’-4678’ 60 2.25
Tabla 21. Volumen de Tratamiento y Penetración por Capa Campo Chocop
En el caso del pozo Chocop-4 se reinyectó ácido clorhídrico en la capa 4266’-4380’
debido a que la primera vez se consideró apenas 37 gls/pie y no se obtuvo resultados
satisfactorios en la producción post-estimulación.
La Fig. 96 representa un resumen del rango de volúmenes inyectados por capa, como
se ve en la misma se puede decir que el diseño de la mayoría de los tratamientos se
ubicó entre 50 y 75 gls/pie, esto representa el 40% de las capas estimuladas, el 30% de
las capas estimuladas estuvo entre 75 y 100 gls/pie. Lo importante de éste resumen es
que se observa un 20% de las capas que fueron estimuladas con volúmenes por pie
perforado menores a 50 gls, se puede inferir que dichas capas pudieron haber quedado
mejor estimuladas al considerar un mayor volumen por pie perforado.
Fig. 96. Rango de Volúmenes de Fluidos para Estimulación por Capa Utilizados en el Campo Chocop
Vol < 50 gls/pie20%
50 < Vol < 75 gls/pie40%
75 < Vol < 100 gls/pie30%
Vol > 100 gls/pie10%
2185.2.4.2.- Estimulación Matricial Campo Yalpemech
De los 2 pozos existentes en el Campo Yalpemech solamente se ha estimulado el pozo
Yalpemech-1 en la formación C-8/C-9.
5.2.4.2.1.- Efectividad de la Estimulación Matricial
Se desconoce las pruebas de producción antes de la estimulación de las capas
productoras del pozo Yalpemech-1 por lo tanto la efectividad del tratamiento es un
parámetro que no puede ser medido.
5.2.4.2.2.- Volumen del Tratamiento
Se observa que en los tratamientos de estimulación en el Campo Yalpemech, se
consideró el uso de HCl al 28% (Es capaz de disolver 3659 lbs de CaCO3 por cada
1000 gls de HCl bombeado a la formación, ver tabla 9, capitulo III). Como se observa en
la Fig. 81, para una penetración definida, se necesita aproximadamente el doble de
volumen de HCl al 15% en comparación con el HCL al 28%. Así mismo como se
mencionó arriba, el volumen de tratamiento es directamente proporcional a la
penetración del mismo dentro de la formación (mientras mayor sea la penetración del
ácido, menor será el valor del daño o factor Skin tal y como lo muestra la ecuación 28.
La tabla 22 muestra el volumen de tratamiento por pie perforado en las diferentes
capas estimuladas en el pozo Yalpemech-1 así como su rango teórico de penetración
considerando la Fig. 81 (correspondiente al capitulo III)
Tabla 22. Volumen de tratamiento y Penetración por Capa Pozo Yalpemech-1
Pozo Capa Volumen por pie cañoneado (gls/pie)
Penetración aproximada (pies)
8499-8557 25 2.25 Yalpemech-1 8578-8636 30 2.30
Como se observa en la tabla anterior, el volumen de tratamiento por pie cañoneado fue
muy limitado; pudo haberse diseñado considerándose más volumen de HCl al 28% en
219
aras de garantizar buenos resultados al penetrar aun más el ácido dentro de la
formación.
5.3.- Completaciones o Terminación Tipo para Cada Campo En este punto se señala la completación o terminación tipo empleada en cada Campo
de acuerdo a las características propias del tipo y propiedades del crudo, presión de
yacimiento y facilidades de superficie entre otras.
5.3.1.- Campo Chocop
En todos los pozos completados en este Campo se utilizó el bombeo mecánico dada
las condiciones del tipo de crudo (13-16 °API) con excepción del pozo Chocop-1, el cual
fue completado con bombeo electrosumergible. Es importante mencionar que todos los
pozos del Campo Chocop son verticales, esto representa una condición de peso al
momento de seleccionar el método más adecuado de producción. En el diseño de
levantamiento se consideró el uso de bombas de subsuelo del tipo insertable con
tubería de 2-7/8”, 6.5 lbs/pie J-55 y balancín movido con motor eléctrico. La bomba
insertable es mucho más versátil que la bomba bajada (roscada) con tubería ya que no
requiere sacar la tubería de producción para efectuar servicio o reemplazo por avería
y/o rotura de varillas.
5.3.1.1.- Análisis Nodal Pozo Chocop-2A (Pozo tipo) Campo Chocop
Para determinar la potencialidad del pozo tipo (Chocop-2A) se procedió a simular el
comportamiento del mismo con ayuda del software pipesim de Schlumberger
considerando las capas abiertas como un sólo cuerpo de arena productora, a
continuación se presenta los resultados de la simulación.
220
Fig. 97. Análisis Nodal Pozo Chocop-2A (Pozo Tipo)
Como se observa en la Fig. 97, el pozo Chocop-2A pudiera ser capaz de producir
alrededor de 670 Bbls de fluido sin embargo la curva de demanda no se intercepta
debido a la falta de energía del yacimiento para colocar la producción en superficie, de
allí la necesidad de disponer de un método de levantamiento acorde a las condiciones
del Campo Chocop que sea capaz de extraerlos fluidos desde el fondo del pozo.
5.3.1.2.- Análisis del Método de Levantamiento Artificial de Producción Campo Chocop Para la validación del método de levantamiento apropiado a utilizar en los pozos del
Campo Chocop se utilizó el software SEDLA (Sistema experto de selección de métodos
de levantamiento) en el pozo tipo del Campo (Chocop-2A) considerando la problemática
de producción asociada a parafinas, asfaltenos, agua y contenido de H2S propios del
área, obteniéndose los siguientes resultados presentados en forma de tabla y gráfica.
221
Fig. 98. Análisis del Método de Levantamiento del Pozo Chocop-2A (Pozo Tipo)
Como se observa en la figura anterior, la mayoría de los métodos son técnicamente
aplicables jerarquizando por igual los métodos de bombeo mecánico convencional y
bombeo de cavidad progresiva, a partir de los resultados mostrados y la disponibilidad
de equipos en el mercado se consideró viable la aplicación de bombeo mecánico en
todo el Campo Chocop.
En el anexo VI se muestra los resultados de todas las simulaciones para la
selección/validación del método de producción tanto para el Campo Chocop como el
Campo Yalpemech las cuales serán de ayuda al momento de completar los pozos
inactivos que serán sometidos a trabajos de reparación o workover.
5.3.1.3.- Propuesta de Diseño para Bombeo Mecánico Campo Chocop
Una vez validado el método levantamiento artificial de producción en el Campo Chocop,
se procedió a simular el equipo de bombeo mecánico más adecuado para la
completación o terminación del pozo tipo (Chocop-2A) con el simulador Nodal B, a
continuación se muestran los resultados:
Código Método PuntuaciónBAL Bombeo Mecánico con Balancin 64
BCP Bombeo de Cavidades Progresivas 64
LAGIC LAG Intermitente Convencional -8
LAGIPM LAG Intermitente Pistón Metálico -12
HTTP Bombeo Hidràulico Tipo Pistón 54
LAGICA LAG Intermitente con Camara de Acumulación -10
HTJ Bombeo Hidráulico Tipo Jet 28
LAGCT LAG Continuo Tubería 6
LAGCALAGFP
PMCBES Bombeo Electrosumergible
Pistón Metálico Convencional
LAG Flujo Pistón
LAG Continuo Anular -32
8
-10062
-100 -50 0 50 100
BAL
BCP
LAGIC
LAGIP
HTTP
LAGIC
HTJ
LAGCT
LAGCA
LAGFP
PMC
BES
Puntación de los Métodos
222Tabla 23. Diseño de Bombeo Mecánico Pozo Tipo Campo Chocop
Parámetros de Entrada
Caudal deseado 776 BBPD (100% eficiencia bomba)
Caudal deseado: 660 BBPD / 100 BNPD (55 eficiencia bomba)
Profundidad de la Bomba: 4600 pies
Diámetro de la tubería: 2.875" (6.5 lb/ft) 2,441" ID in
Tubería anclada: Si
Presión de la tubería: 50 LPC
Eficiencia del balancín 85%
Resultados del diseño
Tipo de Balancín: Mark II
Capacidad (API) mínima balancín: M640- 250-120
Número API de las varillas 86 Clase de varillas D
Sarta varillas % para cada sección: 1” (27%), 7/8” (46%), 3/4” (27%)
Carga de las varillas en superficie 82,6 %
Capacidad mínima potencia motor: 60,0 hp
Carga máxima en la barra pulida: 20000 lbs
Carga mínima en la barra pulida: 5200 lbs
Velocidad de bombeo de diseño: 10 GPM
Velocidad limite de la sarta: 18 GPM
Carrera de operación balancín: 120 in
Tipo de Bomba: 2-1/2” RABC 16-2-2
Diámetro del Pistón: 2,5 in
Presión de entrada de la bomba: 1045 LPC En éste análisis no se incluye la curva de afluencia del pozo con el equipo de bombeo
instalado a fin de corroborar los resultados debido a que la versión disponible del
223
software utilizado para el cálculo de la afluencia (pipesim) no posee el módulo para
bombeo mecánico.
En el anexo VII se muestra los resultados de todas las simulaciones realizadas con
Nodal B para las propuestas de equipo de bombeo mecánico que pudieran ser de
mucha ayuda al momento de completar los pozos inactivos que serán sometidos a
trabajos de reparación o workover en el Campo Chocop.
5.3.2.- Campo Yalpemech
En este Campo solamente se completó el pozo Yalpemech-1, para ello se utilizó
bombeo electrosumergible debido a la tipo de crudo (28 °API), y al alto caudal
manejado durante las pruebas de producción además de la profundidad de éste pozo la
cual es limitante para un equipo de bombeo mecánico. Al igual que los pozos
completados en el Campo Chocop, los dos (02) pozos que constituyen el Campo
Yalpemech son verticales. En el diseño de levantamiento se consideró el uso de tubería
de 2-7/8”, 6.5 lbs/pie J-55 y bomba centrifuga con separador de gas. Como se
mencionó en el capitulo III, éste método es aplicable cuando se desea producir grandes
volúmenes de fluido en pozos con grandes potenciales dados por un buen índice de
productividad.
5.3.2.1.- Análisis de Afluencia del Pozo Yalpemech-1
Para determinar la potencialidad del pozo Yalpemech-1 se procedió a simular el
comportamiento del mismo con ayuda del software pipesim de Schlumberger
considerando las capas abiertas como un sólo cuerpo de arena productora, a
continuación se presenta los resultados de la simulación.
224
Fig. 99. Análisis Nodal del Pozo Yalpemech-1 Como se observa en la Fig. 99, el pozo Yalpemech-1 pudiera ser capaz de producir
alrededor de 1028 Bbls de fluido sin embargo la curva de demanda no se intercepta
debido a la falta de energía del yacimiento para colocar la producción en superficie, de
allí la necesidad de disponer de un método de levantamiento acorde a las condiciones
del Campo Yalpemech que sea capaz de extraerlos fluidos desde el fondo del pozo.
5.3.2.2.- Análisis del Método de Levantamiento Artificial de Producción Campo
Yalpemech
Para la validación del método de levantamiento apropiado a utilizar en los pozos del
Campo Yalpemech se utilizó el software SEDLA (Sistema experto de selección de
métodos de levantamiento) en el pozo Yalpemech-1 considerando la problemática de
producción asociada a parafinas, asfaltenos, agua y contenido de H2S propios del área,
obteniéndose los siguientes resultados presentados en forma de tabla y gráfica.
225
-100 -50 0 50 100
BAL
BCP
LAGIC
LAGIP
HTTP
LAGIC
HTJ
LAGCT
LAGCA
LAGFP
PMC
BES
Puntación de los Métodos
Fig. 100. Análisis del Método de Levantamiento del Pozo Yalpemech-1 Como se observa en la figura anterior, el bombeo electrosumergible jerarquiza en
primer lugar con 68 pts, en segundo lugar jerarquiza el bombeo hidráulico tipo pistón
con 61 pts, a partir de los resultados mostrados y la disponibilidad de equipos en el
mercado así como de la experiencia comprobada en el área para el mantenimiento y
reparación del equipo electrosumergible se consideró la aplicación de éste último. En el
anexo VI se muestra los resultados de las simulaciones para la selección/validación del
método de producción en el Campo Yalpemech específicamente para el pozo
Yalpemech-2A, la misma será de ayuda al igual que la mostrada arriba (Yalpemech-1)
al momento de completar los pozos inactivos una vez terminada la actividad de
workover.
5.3.2.3.- Propuesta de Diseño para Bombeo Electrosumergible en el Pozo Yalpemech-1
Una vez validado el método de levantamiento artificial de producción en el pozo
Yalpemech-1 se realizó el correspondiente análisis nodal para determinar la
potencialidad del pozo en función del equipo de bombeo electrosumergible más
adecuado para la completación o terminación con ayuda del simulador Pipesim de
Schlumberger.
Código Método PuntuaciónBAL Bombeo Mecánico con Balancin 35
BCP Bombeo de Cavidades Progresivas 16
LAGIC LAG Intermitente Convencional -2
LAGIPM LAG Intermitente Pistón Metálico 18
HTTP Bombeo Hidràulico Tipo Pistón 61
LAGICA LAG Intermitente con Camara de Acumulación -32
HTJ Bombeo Hidráulico Tipo Jet 38
LAGCT LAG Continuo Tubería 6
LAGCALAGFP
PMCBES Bombeo Electrosumergible
Pistón Metálico Convencional
LAG Flujo Pistón
LAG Continuo Anular -41
8
-10068
226
Fig. 101. Análisis Nodal del Pozo Yalpemech-1 con Bombeo Electrosumergible
La Fig. 101 representa el análisis nodal del pozo Yalpemech-1, nótese que el mismo es
capaz de fluir aproximadamente 800 Bbls/d de fluido, la tabla 25 muestra el diseño
propuesto de la bomba electrosumergible.
Tabla 24. Diseño de Bombeo Electrosumergible Pozo Yalpemech-1
Datos para el diseño Tasa de producción 800.00 STB/d Presión en cabeza 120.00 psia Presión estática de yacimiento 3050.00 psia Corte de agua 70.00 % GOR 400.00 scf/STB Profundidad de la bomba 8000.00 pies Diámetro interno del revestimiento 6.37 pulgadas Diseño de frecuencia 60.00 hz Eficiencia del separador de gas 90.00 % Datos de la bomba Tasa de liquido en la entrada de la bomba 833.53 STB/d Fracción de gas libre en la entrada de la bomba 1.61 % Bomba seleccionada Centrilift H27 Numero de etapas 218 Eficiencia de la bomba 63.62% Motor de la bomba 47.18 hp Presión de entrada en la bomba 1111.54 psia
793 Bbls/d793 Bbls/d
227Presión de descarga en la bomba 3229.89 psia Cabezal (nivel) de bomba requerido 5149.96 pies Densidad del liquido 59.15 lb/ft3 Fracción de gas libre en la entrada de la bomba 0.02 Datos del motor Motor seleccionado Centrilift serie 450 Potencia a 60 Hz 60.00 hp Voltaje a 60 Hz 760.00 volts Corriente a 60 Hz 51.00 amps Potencia a la velocidad diseñada 60.00 hp Corriente a la velocidad diseñada 51.00 amps Datos del cable Longitud del cable 8100 pies Voltaje en superficie 1232.22 volts KVA total del sistema 108.72
En el anexo VIII se muestra los resultados del análisis nodal de pozo Yalpemech-2A
antes y después de la colocación de la bomba electrosumergible así como el diseño
sugerido para el equipo.
CONCLUSIONES
La buena cementacion de los pozos de los Campos Chocop y Yalpemech estuvo
por el orden del 50% , el 33% de las cementaciones fueron deficientes y se necesitó
corregir cementacion primaria.
El 67% de los pozos del Campo Chocop fue cañoneado con 4-1/2”, 4TPP, 60°F y el
33% fue cañoneado con 2-1/2”, 4TPP, 60 °F.
El 50 % de los pozos del Campo Chocop presentó poca conectividad en el sistema
pozo-yacimiento, estimándose que se deba a la variación en el espesor del anillo de
cemento creado por detrás del revestimiento.
Se utilizó el suabeo como método de prueba de cada una de las capas evaluadas
en los Campos Chocop y Yalpemech.
El 40% de los pozos evaluados en el Campo Chocop presentaron problemas
operacionales tales como ruptura de cable o guaya, deshilachamiento del cable y
ruptura de las copas de gomas entre otros.
Las concentraciones de H2S estuvo entre 150 y 2650 ppm en el Campo Chocop y
2000 ppm en el Campo Yalpemech.
Los tratamientos de estimulación matricial desde el punto de vista de productividad
fueron efectivos en un 75% en el Campo Chocop.
La concentración de ácido clorhídrico (HCl) utilizado en general en el Campo
Chocop fue de 15% y el 30% de los pozos fueron estimulados con volúmenes de
acido clorhídrico entre 75 y 100 gls/pie, siendo la penetración estimada entre 1.5 y
2.8 pies. La tabla que se muestra a continuación muestra los volúmenes utilizados y
las penetraciones alcanzadas en todas las capas estimuladas:
229
Pozo Capa Volumen por pie cañoneado (gls/pie)
Penetración aproximada (pies)
Chocop-X 4222’-4244’ 76 2.50 4264’-4280’ 147 3.50 Chocop-1 4300’-4360’ 63 2.25 4210’-4245’ 64 2.25 4230’-4245’ 94 2.80 Chocop-2A 4290’-4306’ 95 2.80 4266’-4380’ 37 1.50 Chocop-4 4266’-4380’ 60 2.25 4216’-4248’ 35 1.50 Chocop-5 4650’-4678’ 60 2.25
La concentración de ácido clorhídrico (HCl) utilizado en el Campo Yalpemech fue de
28%, el volumen de ácido clorhídrico colocado en las capas estuvo en el orden de
25 y 30 gls/pie con una penetración estimada entre 2.25 y 2.30 pies.
Se validó el método de producción utilizado en los Campos Chocop y Yalpemech
con la ayuda de los softwares disponibles.
RECOMENDACIONES
Se recomienda considerar las simulaciones anexas realizadas a los tipos de
cañones y equipos de levantamiento al momento de efectuar la reparación de los
campos estudiados.
Efectuar controles de calidad a las cargas explosivas (Tiempo en almacén,
primacord, iniciadores primarios entre otros).
Considerar las temperaturas estáticas de fondo del pozo para la selección del tipo
de carga y tipo de explosivo a utilizar.
Utilizar métodos alternos al suabeo tales como la instalación temporal de bombas de
subsuelo para evaluar las capas de interés en aquellas áreas donde se sospeche la
presencia de gases ácidos tales como H2S y CO2.
Utilizar HCl al 28% en los Campos Chocop y Yalpemech, para disponer de un mayor
poder de disociación del carbonato de calcio. Así mismo, se recomienda bombear
100 gls/pie cañoneado a objeto de lograr una penetración aproximada de 3 pies
dentro de la formación.
Efectuar pruebas de compatibilidad entre el crudo de los pozos candidatos a
estimular y los sistemas ácidos considerados con el objeto de evitar la formación de
emulsiones o precipitados en el fondo de los pozos.
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