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UNIVERSIDAD TECNOLÓGICA EQUINOCCIAL
FACULTAD DE CIENCIAS DE LA INGENIERÍA
CARRERA DE INGENIERÍA EN PETRÓLEOS
“ANÁLISIS – TÉCNICO ECONÓMICO DE LA IMPLEMENTACIÓN
DE LA TECNOLOG
Í
A DE PERFORACIÓN ABRASIVA
(HYDRAJET PERFORATING) EN ARENAS CON POCO
PAYZONE EN EL CAMPO PALO AZUL BLOQUE 18 DE LA
AMAZONÍA ECUATORIANA”
TRABAJO PREVIO A LA OBTENCIÓN DEL TÍTULO DE INGENIERA EN PETRÓLEOS
ANA CAROLINA OSORIO QUIMBITA
DIRECTOR: ING. EDWIN PLUAS
1
UNIVERSIDAD TECNOLÓGICA EQUINOCCIAL
FACULTAD DE CIENCIAS DE LA INGENIERÍA
CARRERA DE INGENIERÍA EN PETRÓLEOS
“ANÁLISIS – TÉCNICO ECONÓMICO DE LA IMPLEMENTACIÓN
DE LA TECNOLOG
Í
A DE PERFORACIÓN ABRASIVA
(HYDRAJET PERFORATING) EN ARENAS CON POCO
PAYZONE EN EL CAMPO PALO AZUL BLOQUE 18 DE LA
AMAZONÍA ECUATORIANA”
TRABAJO PREVIO A LA OBTENCIÓN DEL TÍTULO DE INGENIERA EN PETRÓLEOS
ANA CAROLINA OSORIO QUIMBITA
DIRECTOR: ING. EDWIN PLUAS
I © Universidad Tecnológica Equinoccial. 2015
II
DECLARACIÓN
Yo ANA CAROLINA OSORIO QUIMBITA, declaro que el trabajo aquí descrito es de mi autoría; que no ha sido previamente presentado para ningún grado o calificación profesional; y, que he consultado las referencias bibliográficas que se incluyen en este documento.
La Universidad Tecnológica Equinoccial puede hacer uso de los derechos correspondientes a este trabajo, según lo establecido por la Ley de Propiedad Intelectual, por su Reglamento y por la normativa institucional vigente.
_________________________
Carolina Osorio
III
CERTIFICACIÓN
Certifico que el presente trabajo que lleva por título “Análisis – técnico económico de la implementación de la tecnología de perforación abrasiva (Hydrajet Perforating) en arenas con poco Payzone en el campo Palo Azul bloque 18 de la Amazonía Ecuatoriana”, que, para aspirar al título de Ingeniera en Petróleos fue desarrollado por Carolina Osorio, bajo mi dirección y supervisión, en la Facultad de Ciencias de la Ingeniería; y cumple con las condiciones requeridas por el reglamento de Trabajos de Titulación artículos 18 y 25.
_________________________
Ing. Edwin Pluas
IV
DEDICATORIA
El presente trabajo de titulación, fruto de mi esfuerzo, en primer lugar se lo
dedico a Dios, por haberme concedido el don del conocimiento, fortaleza, y
la inteligencia necesaria para poder superar obstáculos, dificultades y así
lograr complementar con éxito esta etapa de mi vida.
A mis amados padres por ser el pilar fundamental para la culminación de
mis estudios, y así lograr un objetivo más en mi vida.
A mis hermanos y sobrinos que han logrado ser un gran soporte y apoyo en
esta etapa de mi vida.
A mi familia en general por estar presente en cada momento de mi vida
estudiantil.
A una persona en especial que durante estos cinco años me brindo todo su
apoyo incondicional.
V
AGRADECIMIENTO
Agradezco a Dios, por haberme guiado durante esta etapa de mis estudios y
por haberme permitido terminar mi carrera, llenándome de bendiciones en
cada paso que doy en mi vida.
Agradezco a mis padres quienes con su esfuerzo, amor y dedicación hicieron
de mí la persona que soy.
A mi madre, me faltaría vida para agradecerle todo lo que ha hecho por mí;
su amor, comprensión, apoyo incondicional; sin ella no podría haber
llegado donde estoy, todo esfuerzo por fin dio frutos, finalmente agradezco a
la vida por tener como madre a esta maravillosa mujer.
A mi padre agradezco profundamente todo apoyo, cariño y enseñanzas.
A mis hermanos y sobrinos por cada momento compartido en estos años de
estudios.
A una gran persona por su apoyo incondicional en la elaboración de este
trabajo de titulación.
Al Ing. Edwin Pluas, director de tesis por haber compartido sus
VI
A la Universidad Tecnológica Equinoccial que plasmo en mi corazón, los
mejores recuerdos y enseñanzas, a mis distinguidos Maestros guías
incasables del saber.
VII
ÍNDICE
DE CONTENIDOS
DEDICATORIA ... IV AGRADECIMIENTO ... V ÍNDICE DE TABLAS ... XII ÍNDICE DE FIGURAS ... XIV ÍNDICE DE ANEXOS ... XVI RESUMEN ... XVII ABSTRACT ... XVIII
CAPÍTULO I ... 1
1. INTRODUCCIÓN ... 1
1.1. PROBLEMA ... 5
1.2. JUSTIFICACIÓN ... 6
1.3. OBJETIVO GENERAL ... 9
1.3.1 OBJETIVOS ESPECÍFICOS ... 9
2. MARCO TEÓRICO ... 10
2.1. GENERALIDADES DEL CAMPO PALO AZUL ... 10
2.1.1. INFORMACIÓN GENERAL DEL CAMPO ... 10
2.1.2. SISTEMA DE LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL UTILIZADO EN EL CAMPO ... 25
2.2.2. HISTORIA DEL POZO N49HST PERTENECIENTE A LA EMPRESA ESTATAL. ... 25
VIII
2.3. TRAYECTORIA DE GEONAVEGACIÓN ... 37
2.4. EVALUACIÓN PETROFÍSICA ... 38
2.5. RESERVAS ... 43
2.5.1. CLASIFICACIÓN DE LAS RESERVAS DE HIDROCARBUROS ... 43
2.5.2. RESERVAS PROBADAS ... 43
2.5.3 RESERVAS REMANENTES ... 44
2.5.4 MÉTODOS PARA EL CÁLCULO DE RESERVAS ... 45
2.5.4.1 MÉTODOS DETERMINÍSTICOS ... 46
2.5.4.2 MÉTODO VOLUMÉTRICO ... 46
2.6. HYDRAJET PERFORATING TECHNOLOGY ... 49
2.6.1. DESCRIPCIÒN DE HYDRAJER PERFORATING TECHNOLOGY .. 49
2.6.2. APLICACIONES DE HYDRAJET PERFORATING TECHNOLOGY 52 2.6.3. COMPONENTES DE HYDRAJET PERFORATING TECHNOLOGY 53 CAPÍTULO III... 65
3. METODOLOGÍA ... 65
3.1. PROCEDIMIENTO DE OPERACIÓN ... 65
3.1.1. OBJETIVO DEL TRABAJO ... 65
3.1.2. PROCEDIMIENTO ... 65
3.2 RETIRO DE EQUIPO BES Y PRUEBA DE BOP ... 66
3.3 PERFORAR CON HYDRAJET ARENA HOLLIN ... 67
3.4 CORRIDA DE EQUIPO BES ... 67
3.5. PROGRAMA DE HYDRAJET PERFORATING EN 2 INTERVALOS DE PERFORACIONES PARA HOLLÍN. ... 68
IX
3.5.2. PREVIO A LA EJECUCIÓN DEL TRABAJO ... 69
3.6. ALCANCE ... 70
3.6.1. DISCUSIÓN TÉCNICA ... 70
3.7. VENTAJAS DE LA HERRAMIENTA ... 70
3.7.1. ESQUEMA DEL DAÑO OCASIONADO POR CAÑONEO CONVENCIONAL ... 71
3.7.2. DESVENTAJAS DE LA HERRAMIENTA ... 71
3.8. ANÁLISIS DE INCIDENTES POTENCIALES. ... 72
3.8.1. CONSIDERACIONES DE SEGURIDAD Y OPERATIVAS. ... 72
3.9. RECOMENDACIONES GENERALES PARA EL TRABAJO. ... 74
3.10. PROCEDIMIENTO OPERATIVO ... 74
CAPÍTULO IV ... 79
4. ANÁLISIS DE RESULTADOS ... 79
4.1. INTRODUCCIÓN ... 79
4.2 DECLINACIÓN DEL CAMPO ... 79
4.3. HISTORIAL DE LAS PRUEBAS DE PRODUCCIÓN ... 83
4.4. DETERMINACIÓN DE LA TASA DE PRODUCCIÓN DE PETRÓLEO 88 4.4.1. PERMEABILIDAD DEL RESERVORIO ... 88
4.4.2. PRESIÓN DEL RESERVORIO ... 89
4.4.3. ÍNDICE DE PRODUCTIVIDAD ... 90
4.4.4. TASA DE PRODUCCIÓN ... 91
4.5. ANÁLISIS DE LA TÉCNICA HYDRAJET PERFORATING TECHNOLOGY ... 92
4.5.1. ANÁLISIS DE LA PERFORACIÓN ABRASIVA ... 92
X
4.6. SIMULACIONES Y CÁLCULOS CON LA HERRAMIENTA ... 104
4.6.1. CÁLCULO DE PRESIONES PARA EL PROGRAMA DE BOMBEO ... 104
4.6.2. VELOCIDAD DE FLUIDO EN EL JET ... 106
4.6.3. REMOCIÓN DE FILTER CAKE ... 107
4.6.4. PRODUCCIÓN ESPERADA SIN HYDRAJET PERFORATING TECHNOLOGY ... 108
4.6.5. PRODUCCIÓN ESPERADA CON HYDRAJET PERFORATING TECHNOLOGY ... 109
4.7. ESTIMACIÓN DE RESERVAS DE HOLLÍN ... 110
4.8. BAJAR EQUIPOS BES PARA PRODUCIR LA ARENISCA HOLLÍN ... 111
4.8.1. OBJETIVOS ... 111
4.8.2. ANTECEDENTES ... 111
4.8.3. INICIO DE OPERACIONES... 113
4.8.4. CORRIDA DE REGISTROS ELÉCTRICOS ... 115
4.8.5. CORRIDA DE COMPLETACIÓN SIMPLE ... 115
4.8.6. EQUIPO BES ... 115
4.8.7. ASENTAMIENTO DEL TUBING HANGER ... 119
4.8.8. ENTREGA DE POZO A PRODUCCIÓN ... 120
4.9. ANÁLISIS ECONÓMICO... 120
4.9.1. ESTIMACIÓN DE INGRESOS ... 120
4.9.2. RELACIÓN BENEFICIO/COSTO ... 121
4.9.3. COSTO ... 122
4.9.4. CRITERIOS PARA LA EVALUACIÓN ECONÓMICA ... 124
XI
CAPÍTULO V ... 128
5. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES ... 128
5.1. CONCLUSIONES ... 128
5.2. RECOMENDACIONES ... 130
NOMENCLATURA O GLOSARIO ... 131
BIBLIOGRAFÍA ... 134
XII
ÍNDICE DE TABLAS
Tabla 1. Ubicación Geográfica ... 10
Tabla 2. Propiedades Petrofísicas Promedio del Reservorio Hollín. ... 22
Tabla 3. Propiedades de los Fluidos del Reservorio Hollín ... 24
Tabla 4. Coordenadas de pozo Palo Azul-N49HST ... 26
Tabla 5. Secciones de casing en el Pozo Palo Azul-N49HST... 27
Tabla 6. Clasificación de los pozos de Campo Palo ... 29
Tabla 7. Descripción de Herramientas Sección A ... 34
Tabla 8. Descripción de Herramientas Sección B ... 35
Tabla 9. Descripción de las Herramientas Sección C ... 36
Tabla 10. Clasificación de las Reservas de Hidrocarburos ... 43
Tabla 11. Producción Acumulada del Campo Palo Azul ... 44
Tabla 12. Resumen de Reservas Campo Palo Azul. ... 48
Tabla 13. Equipo en fondo - Hydrajet Perforating Technology. ... 64
Tabla 14. Campo Palo Azul ... 68
Tabla 15. Plan de Acción ... 73
Tabla 16. Estimación de la declinación de producción. ... 80
Tabla 17. Historial de producción Pozo Palo Azul 49H ... 82
Tabla 18. Historial de las pruebas de producción de Hollín del pozo Palo Azul N49HST ... 87
Tabla 19. Tasa solicitada para el yacimiento Hollín del Pozo Palo AzulN49HST ... 91
Tabla 20. Intervalos propuestos – Pozo Palo Azul 49H ... 97
Tabla 21. Valores estimados en la herramienta y fluidos. ... 98
Tabla 22. Concentración en los aditivos del RPM. ... 99
Tabla 23. Concentración del fluido ácido Hot Rock Acid. ... 103
Tabla 24. El estado mecánico del pozo ... 112
Tabla 25. Herramientas de Limpieza ... 113
XIII
Tabla 27. Arreglo de Equipo Bes ... 117
Tabla 28. Valores de RCB para determinar viabilidad del proyecto. ... 122
Tabla 29. Costos Estimados ... 123
Tabla 30. Parámetros considerados para el análisis económico ... 125
Tabla 31. Cálculo de ingresos USD $. ... 126
XIV
ÍNDICE DE FIGURAS
Figura 1. Mapa de Ubicación del Campo Palo Azul ... 11
Figura 2. Registro de Control Litológico de la sección superior de Hollín... 15
Figura 3. Registro de Control Litológico de la sección horizontal de Hollín ... 17
Figura 4. Secuencia Sedimentaria del Campo ... 18
Figura 5. Registro Eléctrico del pozo Palo Azul-02 en el reservorio Hollín. ... 23
Figura 6. Mapa de ubicación del pozo Palo Azul-49HST ... 28
Figura 7. Configuración direccional del pozo Palo Azul-N49HST ... 31
Figura 8. Diagrama de completación de Palo Azul-N49-HST ... 33
Figura 9. Trayectoria de Geonavegación del pozo Palo Azul-N49HST ... 38
Figura 10. Evaluación de la parte superior de Hollín ... 40
Figura 11. Evaluación Petrofísica de Hollín ... 42
Figura 12. Gráfico de la producción anual del campo ... 45
Figura 13. Hydrajet Perforating Technology ... 49
Figura 14. Configuración de Jets ... 50
Figura 15. Ecuación de Bernoulli ... 51
Figura 16. Descripción del fenómeno de la presión. ... 52
Figura 17. Unidad de Bombeo ... 54
Figura 18. Blender ... 55
Figura 19. Batch Mixer ... 56
Figura 20. Mountain Mover ... 56
Figura 21. Receta Química ... 58
Figura 22. Equipos en Superficie- Hydrajet Perforating Technology ... 59
Figura 23. Diseño de jets- Hydrajet Perforating Technology ... 60
Figura 24. Jets- Hydrajet Perforating Technology ... 61
Figura 25. Sketch showing perforation tunnel and damage types ... 71
Figura 26. Esquema de BHA de Hydrajet ... 78
XV
Figura 28. Resumen de las pruebas de producción del Pozo Palo
Azul-N49HST ... 84
Figura 29. Pruebas de producción del Pozo Palo Azul ... 86
Figura 30. Pozo Palo Azul-04. Área Fluvial. Porosidad versus Permeabilidad 88 Figura 31. Datos de presión del yacimiento Hollín al arranque de la BES ... 89
Figura 32. Gráfico de la Relación de Comportamiento de Afluencia, IPR ... 90
Figura 33. Producción Palo Azul- N49HST ... 92
Figura 34. Presión de Fricción ... 93
Figura 35. Efecto de Reducción de Presión ... 93
Figura 36. Historial de producción del Pozo Palo Azul-N49HST ... 95
Figura 37. Zona de jeteo en Hollín. ... 96
Figura 38. Agitador de mezclas. ... 100
Figura 39. Análisis del Test. ... 101
Figura 40. Tiempo de decantación. ... 102
Figura 41. Relación entre Caudal vs Presión de los Jets ... 105
Figura 42. Jet de 0.25 pulgadas de diámetro ... 106
Figura 43. Filter Cake. ... 107
Figura 44. Limpieza Filter Cake - Ácido Hot Rock... 108
Figura 45. Pruebas de inicio de producción – Pozo Palo Azul 49H ... 109
XVI
ÍNDICE DE ANEXOS
ANEXO 1. Formato de solicitud de perforación del pozo Palo Azul N49HST . 136
ANEXO 2. Programa de HYDRAJET PERFORATING ... 137
ANEXO 3. Herramienta HYDRAJET ... 138
ANEXO 4. Alcance de penetración ... 139
ANEXO 5. Solicitud de información ARCH ... 140
ANEXO 6. Tecnología Hydrajet ... 141
ANEXO 7. Hoyo Perforado con la técnica Hydrajet Perforating Technology. . 142
ANEXO 8. Esquema Mecánico del pozo ... 143
XVII
RESUMEN
El presente estudio está compuesto de cinco capítulos, el primero de ellos hace una breve descripción del problema y los objetivos planteados para la elaboración del mencionado trabajo de titulación.
En el segundo capítulo se realiza una breve descripción del Campo Palo Azul N49HST refiriéndose a la ubicación del campo, geología del reservorio, descripción de la arenisca Hollín, modelo petrofísico, propiedades de los fluidos, permitiendo tener una idea clara de las condiciones actuales del campo. Además se menciona el funcionamiento y una descripción de la tecnología Hydrajet Perforating.
El tercer capítulo resume la metodología para la implementación de Hydrajet Perforating Technology describiendo sus aplicaciones, ventajas, desventajas, lo cual permitirá conocer como los actuales pozos horizontales del campo Palo Azul se ajustan a las metodologías teóricas presentadas en este capítulo, además se menciona el proceso para bajar el equipo y los riesgos que se pueden presentar en la ejecución del proyecto.
XVIII
ABSTRACT
This study consists of five chapters, the first one gives a brief description of the problem and the objectives for the development of that work degree.
In the second chapter a brief description of Campo Palo Azul N49HST referring to the location of the field, reservoir geology, description of Soot sandstone, petro physical model, and fluid properties is performed, allowing having a clear idea of the actual field conditions. Addition operation and a description of the Perforating Hydrajet mentioned technology.
The third chapter summarizes the methodology for the implementation of Perforating Technology Hydrajet describing their applications, advantages, disadvantages, allowing today known as the Palo Azul horizontal wells meet the theoretical methodologies presented in this chapter, in addition to the mentioned process lower the equipment and the hazards that may arise in project implementation.
1
CAPÍTULO I
1. INTRODUCCIÓN
En los últimos años la industria hidrocarburífera en el Ecuador ha desarrollado métodos y tecnologías nuevas para la extracción de petróleo con el objetivo principal de disminuir el costo de operación el cual implica la instalación de sistemas de completación, así como también minimizar el tiempo que tome instalarlo, enfatizando en mejorar la productividad de los diferentes campos petrolíferos con bajo zona de pago.
PETROAMAZONAS EP es una empresa pública ecuatoriana dedicada a la exploración y producción de hidrocarburos. Es operadora de 20 bloques, 17 ubicados en la Cuenca Oriente del Ecuador y tres en la zona del Litoral.
Varios puntos de la operación de Petroamazonas EP cuentan con
certificaciones internacionales que avalan sus buenas prácticas y
procedimientos del más alto estándar, marcando una metodología de trabajo amigable con el ecosistema, responsable con las comunidades y vinculada estrechamente con el desarrollo del país.
La empresa mantuvo durante los últimos años una producción petrolera promedio de 361 072 bppd, e incorporó, mediante pozos exploratorios, 64.83 mmbls de nuevas reservas, consolidando una tendencia de crecimiento de la industria, con el uso de la tecnología más avanzada disponible y el talento técnico de los ecuatorianos.
2 Historia, fascinante y orgullosa historia de Halliburton revela un enfoque continuo en la innovación y de expansión que comenzó con el fundador de la compañía, Erle P. Halliburton. Después de pedir prestado un carro, un equipo de mulas y una bomba, construyó una caja de mezcla de madera y comenzó un pozo de petróleo cementando negocio en Duncan, Oklahoma.
En la década de 1930, Halliburton estableció sus primeros laboratorios de investigación donde la compañía probó mezclas de cemento, comenzó a ofrecer servicios de acidificación para romper la resistencia de las formaciones de piedra caliza y aumentar la producción de petróleo y gas, y realizó su primer trabajo de cementación en alta mar utilizando una barcaza-montada unidad de cementación en una plataforma en el campo criolla en el Golfo de México. Este fue el comienzo de lo que se convertiría más extensa de servicios offshore del mundo.
Halliburton tomó los primeros pasos para convertirse en una empresa a nivel mundial en 1926. Vendimos cinco unidades de cementación a una compañía de inglés en Birmania, el inicio de nuestras operaciones del Hemisferio Oriental y Erle P. Halliburton envió a sus hermanos para abrir nuestro negocio en Alberta, Canadá. Abrimos en Venezuela en 1940. En 1946, la empresa - utilizando su tecnología innovadora - se había ampliado en Colombia, Ecuador, Perú y el Medio Oriente y comenzó a realizar servicios para el Arabian-American Oil Company, el precursor de Saudi Aramco.
En 1951, Halliburton hizo su primera aparición en Europa como Halliburton Italiana SPA., Una subsidiaria de propiedad total en Italia. En los próximos siete años, Halliburton lanzó Halliburton Company Germany GmbH, se instaló en Argentina y estableció una filial en Inglaterra.
3 tarde, Halliburton fue la primera empresa de América para realizar un trabajo de servicios petroleros en la parte continental de China
La última década del siglo 20 trajo más cambios y el crecimiento de Halliburton. La compañía abrió una sucursal en Moscú en 1991.
La compañía realineó su trabajo en operaciones de Oriente y del hemisferio occidental en 2006, y en 2007, divide su oferta de servicios en dos divisiones: Realización y Producción y Perforación y Evaluación.
Hoy en día, Halliburton ofrece más amplia gama del mundo de productos, servicios y soluciones integradas para la exploración de petróleo y gas, desarrollo y producción.
Halliburton comprende 13 líneas de servicio que operan desde dos divisiones:
División de Perforación y Evaluación o Baroid
o Sperry Drilling
o Brocas y Servicios
o Testing and Subsea
o Landmark Software and Services
o Wireline and Perforating
División de Terminación y Producción o Levantamiento Artificial
o Completion Tools
o Boots & Coots
o Multi-Chem
o Cementación
5
1.1. PROBLEMA
El pozo horizontal Palo Azul N49HST fue perforado desde la plataforma norte desde el 04 de noviembre al 03 de diciembre del 2013. Se encuentra ubicado en la provincia de Francisco de Orellana de la región Amazónica del Ecuador y localizado al norte de la estructura Palo Azul.
Se tiene como objetivo encontrar las acumulaciones económicas de los
hidrocarburos en la arena Hollín se atravesó la formación Hollín desde 11 077 pies de profundidad medida (MD) hasta la profundidad de 11 047 pies (9 991- 10 629 pies de profundidad vertical verdadera (TVD)); navegando horizontalmente 411 pies con un promedio de aproximadamente 9 pies bajo el tope de hollín esturión.
Conforme al reporte de producción obtenido el 06 de febrero del 2015 el pozo produjo 279 bfpd con el 68% de BSW (sedimentos básicos de agua), 89 de bppd, 190 bapd y presión al intake de la BES de 1 328 psi. Desde el 07 de febrero el pozo se encuentra cerrado por haber dejado de producir y por su bajo aporte. El acumulado de producción fue de 428 406 barriles de petróleo y 74 657 barriles de agua.
6
1.2. JUSTIFICACIÓN
La compañía estatal está a cargo del bloque 18, en el cual se encuentra el campo Palo Azul; y en su interior se ubica el pozo Palo Azul 49H, el mismo que presenta varios problemas en la producción de petróleo, presentando un bajo aporte del mismo llegando al cierre momentáneamente. Por tal motivo la empresa estatal se ha visto en la obligación de implementar un sistema para reactivar el pozo el cual consiste en un método llamado perforación abrasiva (Hydrajet Perforating).
Esta técnica utiliza la tecnología Hydrajet para colocar muchas fracturas independientes en un pozo sin el uso de dispositivos mecánicos de sello, tales como los empacadores o tapones. Los fluidos de fracturamiento se inyectan a través de la tubería, mientras que se bombean fluidos limpios por el espacio anular. El fluido cargado de arena es bombeado a través de la herramienta de Hydrajet que incide en la formación, creando una cavidad A medida que la cavidad se forma, la presión dentro de la cavidad incrementa, eventualmente inicia una fractura.
Eliminan la necesidad de perforar o fijar tapones. Este servicio se ejecuta en tubería flexible o articulada para el sitio de fracturamiento de la primera etapa; perforaciones y un túnel se erosionan por bombeo a través del tubo a una alta presión diferencial, utilizando arena y el agua como la corriente de corte. La fractura inicia y se extiende en el lugar de inyección; no son necesarios empacadores debido a que la velocidad del chorro provoca una caída de presión en la salida del chorro. La caída de presión empuja el fluido del espacio anular a la fractura.
Con Hydrajet Perforating se obtiene un sin número de ventajas como son:
7
Mayor diámetro y penetración de perforaciones.
No daña la integridad del cemento obteniendo un aislamiento zonal.
El fluido abrasivo a base de RPM-LOGALD, el pozo queda controlado y
la arena queda protegida de daño por invasión de fluidos pos-cañoneo. El sistema implica el uso de un bache ácido posterior al cañoneo; para
obtener la remoción del filtro de cake por lo que la arena queda estimulada.
No usa explosivos.
Además el campo de aplicación de Hydrajet Perforating es muy amplio como se enumera a continuación.
Daño por excesiva invasión de lodo base barita (no es soluble a ácidos o estimulaciones).
El contacto agua- petróleo es muy cercano (imposibilidad de utilización de propelente, Fracturamiento).
Focalizar el drenaje en los puntos de mayor saturación de hidrocarburo.
Cañoneo de pozos horizontales.
Cañoneo antes de una fractura (admite concentraciones de arena de 20 lb/gl).
Cañoneo para conformidad (control de agua).
8 La fracturación asistida Hydrajet es una tecnología que combina la creación del túnel mediante la perforación Hydrajet y la fracturación hidráulica. Este sistema se implementa más frecuente con tubería flexible. Básicamente, la técnica consiste en tres procesos separados y que serían:
Jeteo (Perforaciones)
Fracturación hidráulica a través de la tubería
Inyección por el espacio anular tubería de trabajo/ tubería de
revestimiento.
9
1.3. OBJETIVO GENERAL
Realizar el análisis – técnico económico para la implementación de la tecnología de perforación abrasiva (Hydrajet Perforating) que permita optimizar la producción de crudo en el pozo Palo Azul del bloque 18.
1.3.1. OBJETIVOS ESPECÍFICOS
Identificar las ventajas al usar la técnica Hydrajet Perforating en el Pozo Palo Azul N49HST.
Demostrar la factibilidad de aplicar la técnica de Hydrajet Perforating en el Pozo Palo Azul N49HST, para mejorar la producción de crudo.
10
2. MARCO TEÓRICO
2.1. GENERALIDADES DEL CAMPO PALO AZUL
A continuación se describirá todo lo correspondiente al campo Palo Azul como su ubicación y geología, en la técnica de punzados Hydrajet Perforating.
2.1.1. INFORMACIÓN GENERAL DEL CAMPO
Tabla 1.Ubicación Geográfica
Localización Cuenca Oriente- Provincia de Orellana
(Figura 1)
Área: 31.1 Km2
Número de Pozos:
29 Productores de Petróleo
2 Inyectores de Agua
31 Total Pozos
11
12
2.1.1.1. Límites
El bloque 18 se encuentra limitado al Norte por el Bloque 11 perteneciente a la Corporación Nacional Petrolera China, al sur por los Bloques 7 y 19 donde se encuentra operando Perenco, al Este por los campos petroleros estatales y al Oeste por el Parque Nacional Sumaco.
2.1.1.2. Geología del Campo Palo Azul
El campo Palo Azul se ubica al Oeste del eje axial de la subcuenca cretácica Napo y es un entrampamiento estructural, representando por un anticlinal asimétrico. El eje principal se ubica aproximadamente Norte-Suroeste, de unos 10 km de largo y un ancho máximo en dirección Oeste-Este de 5K.
El campo se encuentra limitado en la dirección Este por una falla inversa de alto ángulo que se origina en el basamento.
Mediante los registros eléctricos a hueco abierto se mostró la existencia de una importante columna con saturación de petróleo en la formación Hollín, además se realizaron pruebas de producción en varios intervalos de pozo Palo Azul.
2.1.1.3. Características Estratigráficas
La secuencia estratigráfica de la Cuenca Oriente está generalizada en la columna estratigráfica (Figura 2). La secuencia sedimentaria está depositada sobre un basamento cristalino correspondiente al margen occidental del Escudo Precámbrico Guayanes (Baldock, 1982). La estratigrafía de la cuenca puede subdividirse en tres mega-secuencias (Dashwood y Abbotts, 1990; Baby et al., 1999), con diferentes características sedimentológicas, tectónicas y magmáticas que reflejan las distintas etapas evolutivas de la Cuenca Oriente.
13 (Aptiense-Albiense), la Formación Napo (Albiense-Campaniense) y el miembro basal arenoso de la Formación Tena (Maastritchtiense). A su vez, estas formaciones han sido sub-divididas en miembros litológicos. Esta nomenclatura, establecida por Texaco en los años 60, continúa siendo usada por la industria petrolera en la actualidad.
La Formación Hollín está compuesta esencialmente por areniscas cuarzosas, las cuales presentan facies fluviales (llanura de inundación aluvial y depósitos de tipo braided-anastomosadas) hacia la base, depósitos de estuario con dominio de mareas en su parte media y hacia el tope la secuencia es colmatada con sedimentos depositados en un ambiente de planicie costera y plataforma marina poco profunda (Toro, 1997, White et al., 1995). Estas arenas provienen de la erosión del Escudo de Guyana ubicado posiblemente al Sur Sureste (SSE) de la cuenca. (Jaillard, 1997; Shanmugan et al., 2000).
La Formación Hollín reposa en discordancia erosiva sobre los sedimentos pre-cretácicos y rocas cristalinas subyacentes mostrando una geometría en “backsteppening”, acuñándose hacia el Este de la Cuenca Oriente. El espesor varía desde 30 m al este de la cuenca a 300 m al Oeste y Suroeste.
La parte superior de la Formación Hollín (que debería incluir además la Caliza C) es considerada de carácter marino, y tiene un espesor variable de un pozo a otro, pudiendo incluso estar ausente o presente únicamente como Caliza C. Esta sección está constituida por areniscas cuarzosas finas a muy finas, intensamente bioturbadas y cementadas, con abundante glauconita y bioclastos como componentes secundarios. En general las propiedades como reservorio de esta unidad son pobres, debido a que presentan bajas porosidades y permeabilidades.
14 general, este miembro se caracteriza por presentar sucesiones constituidas casi exclusivamente por niveles de areniscas limpias, con finas intercalaciones de niveles limolíticos y lutíticos. Los registros Gamma Ray y los datos de corona disponibles sugieren que la parte inferior de la Formación Hollín está constituida por areniscas limpias y masivas, depositadas en un sistema fluvial posiblemente de tipo mendriforme, como secuencias de punto de bar y relleno de canal. Sobre la sección fluvial se encuentra una sucesión de areniscas con un mayor contenido en sedimentos finos (limos y quizá arcillas).
La interpretación de los registros eléctricos, sustentada en la integración de datos de testigo corona, sugieren que se trata de arenas depositadas en un estuario, correspondiendo a pequeños canales y barras de marea. La totalidad de la producción del Campo Palo Azul proviene de esta sección constituida por facies de estuario (normalmente como barras de marea y secuencias de “tidalpoint-bar”).
2.1.1.4. Características Litológicas
La principal arena productora del campo Palo Azul es Hollín, la cual presenta un espesor promedio de 300 pies.
En el registro litológico se observa, en la parte superior de Hollín cuatro intervalos de arena 76, 84, 116 y 30 pies respectivamente, con regular saturación de petróleo y buenas muestras de gas en los tres primeros intervalos. El tope de Hollín se lo identificó a la profundidad de 11 077 pies de profundidad medida (MD) (9 991 pies de profundidad vertical verdadera (TVD))
En la figura se presenta el registro de control litológico (FORMATION
15
17
18
19
2.1.1.5. Formación Hollín
En el bloque 18 el cual pertenece a la compañía PETROAMAZONAS EP, se encuentra dividido en cuatro zonas.
Zona 1 (Mar Abierto)
Esta zona presenta sedimentos de mar abierto (depósitos calcáreos asociados a la Caliza)
Zona 2 (Planicie Costera)
Presenta sedimentos marinos y de planicie costera que tienen como característica la presencia más menos abundante de glauconita y fauna marina.
Zona 3 (Estuarino Dominado por Mareas)
Principalmente esta zona presenta depósitos de ambiente estuarino principalmente dominado por mareas, se caracteriza por una sucesión de sedimentos depositados en un ambiente continental o transicional, se caracteriza por tener sucesiones constituidas en un gran porcentaje por niveles de areniscas limpias con finas intercalaciones de niveles limolíticos y lutílicos estas características hacen que esta zona se la principal en el reservorio.
Zona 4 (Fluvial)
20 Hollín está constituida por areniscas limpias y masivas depositadas en un sistema fluvial.
2.1.1.6. Propiedades Petrofísicas del Reservorio Hollín
En el Campo Palo Azul se tiene realizado un estudio de propiedades petrofísicas a través de dos núcleos de la formación Hollín que fueron de una
longitud de 150 pies del pozo “PALO AZUL-02” y de 133 pies del pozo “PALO
AZUL-3”, de donde se obtuvieron algunos plugs que permitieron determinar dichas propiedades.
Las principales propiedades conocidas fueron determinadas mediante el análisis de registros eléctricos utilizando información de resistividad verdadera del agua de formación y del petróleo junto con los exponentes de saturación y de cementación, aplicando la Ecuación de Archie que se describe a continuación.
(
)
Ecuación 1.
Dónde
Sw: Saturación de agua.
a: Constante de valor igual a 1. Rw: Resistividad del agua.
Rt: Resistividad verdadera del agua de formación. ø: Porosidad.
21 Los datos de corona (Plug) mostraron cuatro valores para el exponente de cementación, en un rango que varía entre 1.80 y 1.98, y que tiene un valor promedio de 1.92. Este es el valor que se ha usado en los cálculos para el exponente de cementación „m‟. Los datos de corona han suministrado 17 mediciones para el exponente de saturación „n‟ con un valor promedio de 2.05, el que fue usado dentro de la ecuación de Archie. Para la constante „a‟ se ha usado un valor de 1.
2.1.1.6.1. Saturación de los fluidos
Es la relación que expresa la cantidad de fluido que satura el medio poroso. Conocida dicha cantidad y la extensión del volumen poroso se puede volumétricamente determinar cuánto fluido existe en una roca.
2.1.1.6.2. Porosidad
Esta propiedad fue obtenida mediante la interpretación de los registros eléctricos de los pozos perforados en el Campo “Palo Azul”. Se muestra como ejemplo el pozo PALO AZUL-2 (Figura 5). Luego estos parámetros y el mapa estructural fueron introducidos en el software Petrel para el modelado geocelular. Se actualizó el modelo geológico y se interpolaron las propiedades petrofísicas para caracterizar el campo y estimar su distribución.
2.1.1.6.3. Permeabilidad
22
Tabla 2.Propiedades Petrofísicas Promedio del Reservorio Hollín.
RESERVORIO
PRESIÓN
INICIAL
ESPESOR
NETO DE
PETRÓLEO
POROSIDAD SATURACIÓN
DE AGUA
SATURACIÓN
DE
PETRÓLEO
PERMEBILIDAD
psi pies % % % mD
HOLLÍN 4 340 70 15.2 19 81 800
23
24
2.1.1.7. Propiedades de los Fluidos del Reservorio Hollín
Los parámetros de fluido, tasa de producción de petróleo, gas y agua, índice de productividad, presión de los yacimientos, las propiedades del petróleo a condiciones iniciales y de burbuja actuales, las propiedades del gas, tales como el factor volumétrico, viscosidad, compresibilidad y solubilidad, se han obtenido a través de las pruebas de pozos y de los análisis PVT (presión, volumen y temperatura).
Luego de analizar los datos obtenidos de reportes de producción del Campo Palo Azul, se realizó un cálculo promedio de las producciones acumuladas y propiedades de los fluidos correspondientes al reservorio Hollín:
Tabla 3. Propiedades de los Fluidos del Reservorio Hollín
RESERVORIO
PRESIÓN DE BURBUJA
bfpd bppd bapd BSW SALINIDAD
psi Bls bls bls % ppm
HOLLÍN 1 190 2 108 444 1 664 78.94 5 412
RESERVORIO
PRESIÓN DE BURBUJA
VISCOSIDAD RGL Boi GOR
°API
psi cP pcn/bf by/bn pcn/bp
HOLLÍN 1 190 1.33 136 1 236 647 26.0
25 De éstos resultados, se puede observar que el crudo del Campo Palo Azul posee muy buenas características: baja viscosidad y una alta gravedad API.
2.1.2. SISTEMA DE LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL UTILIZADO EN EL CAMPO
Por el rango de producción que se maneja en los pozos de este campo (40 – 2 500 bls de fluido), el Sistema de Levantamiento artificial empleado es el Bombeo Electro Sumergible.
2.1.2.1. Bombeo eléctrico sumergible (BES)
Es el tipo de levantamiento de mayor utilización en el oriente ecuatoriano por sus altos caudales de producción, el sistema consta de una bomba eléctrica multi-etapa, que se encuentra acoplada a un motor mediante sellos de aceite o protectores del motor, es alimentada eléctricamente por un cable trifásico que se baja junto con la completación de fondo enlazado a la tubería de producción desde superficie. La capacidad de levantamiento de la bomba estará dada por el número de etapas que tenga. En dichas etapas se produce la transformación de energía cinética a energía potencial, y la presión de descarga de una etapa es la presión de succión de la siguiente.
2.2.2. HISTORIA DEL POZO N49HST PERTENECIENTE A LA EMPRESA ESTATAL.
26
Tabla 4. Coordenadas de pozo Palo Azul-N49HST
LATITUD LONGITUD
COORDENADAS DE SUPERFICIE
00° 08’ 07.189’’ S 76° 56‟ 39.776‟‟ W
9 985 033.10 283 589.20 COORDENADAS DE FONDO
00° 07’ 39.654’’ S 76° 56‟ 29.415‟‟ W
9 985 879.04 283 909.60
EMR (pies)= 1 087.8 PT (pies)= 283 909.60
(Petroamazonas EP; 2015)
2.2.2.1 Estado Mecánico
27 (TVD)) hasta 12 047 pies de profundidad vertical verdadera (TVD) (10 062.9 pies de profundidad vertical verdadera (TVD)). Se instalaron tuberías de revestimiento de acuerdo a como se describe en la siguiente tabla.
Tabla 5. Secciones de casing en el Pozo Palo Azul-N49HST
Sección Tipo Profundidad MD
(pies)
Casing Conductor 20 pulg, K-55.94 lb/pie 0 - 44
Casing de Superficie 13 3/8 pulg, K-55.68/54.5 lb/pie
0 - 5 690
Casing Intermedio 9 5/8 pulg, N-80/P-110, 47/53.5 lb/pie
0 - 9 926
Liner de Producción 7 pulg, P-110.26 lb/pie 9 759.29 - 11 688
Liner Preperforado 5 pulg, L- 80.18 lb/pie 11 496.86 - 12 047
(Petroamazonas EP, 2015)
2.2.2.2. Mapa de Ubicación del Pozo Palo Azul-N49-HST
28
29
2.2.2.3. Estado Actual del pozo
De acuerdo al reporte de producción presentado el 06 de febrero del 2015, el pozo produjo 279 bfpd con el 68% de BSW, 89 bppd, 190 bapd y presión al intake de la BES de 1 328 psi. Desde el 07 de febrero se encuentra cerrado por haber dejado de producir por bajo aporte. Su acumulado de producción fue de 428 406 barriles de petróleo y 74 657 barriles de agua.
2.2.2.3.1. Estado de los pozos del Campo Palo Azul
En la actualidad el 88% de la producción del Campo Palo Azul corresponde a reservorio Hollín y el 12% restante a la arenisca del miembro Basal Tena y las areniscas de miembro U y T de la formación Napo (datos obtenidos de la producción acumulada del 31 de diciembre de 2013).
En la tabla 6 se clasifica a los de pozos del Campo Palo Azul de acuerdo a su función.
Tabla 6. Clasificación de los pozos de Campo Palo
CLASIFICACIÓN DE LOS POZOS
PRODUCTORES INYECTORES ABANDONADOS TOTAL
38 2 9 49
(ARCH, 2015)
30 la formación Basal Tena, como parte de un proceso de recuperación secundaria o mantenimiento de presión.
2.3.
RESUMEN
DE
LA
COMPLETACIÓN
Y
REACONDICIONAMIENTOS.
Del 04 al 09 de diciembre del 2013 se realizó la completación del pozo con el sistema de levantamiento artificial para bombeo eléctrico sumergible, se bajó BES FLEX 47 de 77 etapas y 336 hp, a la profundidad de 7 506 pies de profundidad medida (MD) ó 7 486 pies de profundidad vertical verdadera (TVD),
con “Y” Tool, para producir la arena Hollín de la sección horizontal 11 606 -12 047 pies de profundidad medida (MD), perforado con broca de 6 1/8
31
32 Del 13 al 26 de julio del 2014 se realizó al reacondicionamiento No. 1 (WO#1) para cambiar la BES previo a efectuar una estimulación con solventes utilizando Unidad de Coiled Tubing. Conforme el programa de trabajo no se realizó los disparos en la sección horizontal debido a que los cañones no pasaron en el Tope de Liner de 7‟‟.
En la Figura 8 se presenta el diagrama de la completación del pozo, después
33
34
Tabla 7. Descripción de Herramientas Sección A
No DESCRIPCIÓN
A1 CABEZA DE DESCARGA 2-7/8 pulg EUE 8 RD
A2 DISCHARGE PRESION 400P PORT B/O E-GAUGE
A3 BOMBA UPPER SERIE 400, S/N 134 858 45, MODEL P18, TIPO SXD H6, P/N C 326 817
A4 BOMBA MIDDLE SERIE 400, S/N 134 858 46, MODEL P18, TIPO SXD H6, P/N C 326 817
A5 BOMBA LOWER SERIE 400, S/N 134 858 47, MODEL P18, TIPO SXD H6, P/N C 326 817
A6 KIT ADAPTER SERIE 400@513, P/N C44 523
A7 INTAKE, SERIE 513, P/N CSE207929IA, S/N 134 64 613, MODEL AR, TYPE H6
A8 SELLO UPPER SERIE 513, P/N C 314 278, S/N 13 501 630, MODEL HL, TYPE H6
A9 SELLO MIDDLE SERIE 513, P/N C 314 278, S/N 13 507 183, MODEL HL, TYPE H6
A10 SELLO LOWER SERIE 513, P/N C 314 278, S/N 13 509 126, MODEL HL, TYPE H6
A11 MOTOR SERIE 562, MODEL 562MSP1, TYPE G, S/N 13 495 490, P/N C 314 422, STAGE
180 HP,2110 VOLT , 53 AMP
A12 SENSOR, SERIE 450, MODEL WellLIFT-H, P/N PWLH9002, S/N 205-05 402, TYPE with
Discharge Pressure
A13 CENTRALIZADOR, DESCRIPTION: CNTRZR CGS 7 pulg 4 ALETAS PHOENIX
35
Tabla 8. Descripción de Herramientas Sección B
No DESCRIPCIÓN
B1 TUBING DE 2 7/8 pulg, 6.5 LB/FT, EUE BOX, CLASE B
B2 EXTENSION SUB 2-7/8 pulg EUE BOX,X PIN, L-80
B3 SHROUD HANGER 7 pulg CON SPIN COLLAR, 2-7/8 pulg, 6.5 LB/FT VAM BOX x PIN
B4 HANDLING SUB 2-7/8 pulg 6.5 LB/FT EUE BOX, L-80
B5 CROSSOVER 3-1/2 pulg EUE BOX x 2-7/8 pulg EUE PIN
B6 TUBING DE 3-1/2 pulg, 9.3 LB/FT, L-80, CLASE B
B7 NO-GO 2.75 pulg "F", 3 1/2 pulg EUE BOX x PIN, L-80 CLASE A
B8 TUBING DE 3-1/2 pulg, 9.3 LB/FT, L-80, CLASE B
B9 CAMISA DE CIRCULACION DE 2.81 pulg x 3-1/2 pulg EUE
B10 TUBERIA DE PRODUCCION DE 3 1/2 pulg, 9.3 PPF, L-80, EUE, CLASE B
B11 CROSSOVER 3-1/2 pulg SEC PIN x 3-1/2 pulg EUE PIN
B12 TUBING HANGER 11 pulg X 3-1/2 pulg EUE
36
Tabla 9. Descripción de las Herramientas Sección C
No DESCRIPCIÓN
C1 5 pulg x 5.250 pulg ZXPN LINER TOP PACKER
C2 PUP JOINT 5 pulg, 18 PPF, BTC, P-110
C3 XOVER 5 pulg BTC BOX x 4-1/2 pulg EUE PIN
C4 BLANK PIPE 4-1/2 pulg, 12.6 PPF, EUE
C5 XOVER 4-1/2 pulg EUE BOX x 5 pulg BTC PIN
C6 TUBO XOVER SLORRED LINER 5 pulg, 18 PPF BTC BOX x TSH-511 PIN
C7 TUBO SLOTTED LINER 5 pulg, 18 PPF, TSH-511 BOX x PIN
C8 XOVER SLOTTED LINER 5 pulg, 18 PPF TSH-511 BOX x BTC PIN
C9 XOVER BTC 5 pulg BOX x LTC 4-1/2 pulg PIN
C10 BAKER RE-PACKER 4-1/2 pulg, 11.6 PPF, LTC
C11 BAKER RE-PACKER 4-1/2 pulg, 11.6 PPF, LTC
C12 XOVER LTC 4-1/2 pulg BOX x BTC 5 pulg PIN
C13 TUBO XOVER SLOTTED LINER 5 pulg, 18 PPF BTC BOX x TSH-511 PIN
C14 TUBO XOVER SLOTTED LINER 5 pulg, 18 PPF TSH-511 BOX x BTC PIN
C15 XOVER BTC 5 pulg BOX x LTC 4-1/2 pulg PIN
C16 BAKER RE-PACKER 4-1/2 pulg, 11.6 PPF, LTC
C17 BAKER RE-PACKER 4-1/2 pulg, 11.6 PPF, LTC
C18 XOVER LTC 4-1/2 pulg BOX x BTC 5 pulg PIN
C19 TUBO SLOTTED LINER 5 pulg, 18 PPF, BTC BOX x PIN
C20 BLANK PIPE PUP JOINT 5 pulg, 18 PPF, N-80, BTC
C21 INSERT PACK OFF 2.375 pulg ID
C22 BLANK PUP JOINT 5 pulg, 18 PPF, N-80, BTC
C23 BAKER FLOAT SHOE DV 5 pulg, 18 PPF BTC BOX
37
2.3. TRAYECTORIA DE GEONAVEGACIÓN
Durante la etapa de navegación del pozo, desde que se inició la perforación con broca de 6 1/8 de pulgada a la profundidad de 11 685 pies de profundidad medida (MD) (10 054 pies de profundidad vertical verdadera (TVD)), se empleó la herramienta Auto Trak, Azitrak, Lithotrak y LWD (Registro de perforación) usadas para el control del direccionamiento y la adquisición de datos de registro de resistividad, rayos gamma y porosidades densidad y neutrón.
38
Figura 9. Trayectoria de Geonavegación del pozo Palo Azul-N49HST (Petroamazonas EP, 2015)
2.4. EVALUACIÓN PETROFÍSICA
39 de donde se obtuvieron los siguientes parámetros promedios que se presentan gráficamente en la Figura 10:
o Espesor saturado de 238 pies de profundidad medida (MD) / 24.5 pies de
profundidad vertical verdadera TVD o Porosidad de 13.6%, y
40
41 En la Figura 11 se presenta gráficamente la evaluación petrofísica de la Arena Hollín de la sección horizontal, de donde se obtuvieron los siguientes parámetros promedios del intervalo 11 636 – 12 047 que tienen datos de registros:
o Longitud saturada de 411 pies,
o Porosidad de 13%, y
42
Figura 11. Evaluación Petrofísica de Hollín
43
2.5. RESERVAS
Las Reservas de Hidrocarburos son los volúmenes de petróleo crudo, condensado, gas natural y líquidos del gas natural que se pueden recuperar comercialmente de acumulaciones conocidas, desde una fecha determinada en adelante.
2.5.1. CLASIFICACIÓN DE LAS RESERVAS DE HIDROCARBUROS
Según la Certidumbre de Ocurrencia, las Facilidades de Producción o el Método de Recuperación, las reservas se clasifican según se muestra en la Tabla
Tabla 10. Clasificación de las Reservas de Hidrocarburos
(Lozada, 2013)
2.5.2. RESERVAS PROBADAS
44 La Recuperación Final Probada para el campo Palo Azul (Reservorio Hollín), sería de 108.7 millones de barriles de petróleo. La producción acumulada al 31/12/2008 fue de 54.8 millones de barriles de petróleo
2.5.3. RESERVAS REMANENTES
El volumen de hidrocarburos que resulta de la diferencia de las reservas probadas y de la producción acumulada al momento de la estimación, este volumen es un indicativo del potencial de un yacimiento, a más de ser una base o justificativo para operaciones futuras en un campo. El valor de las Reservas Remanentes del Campo Palo Azul se estimó en 53.9 millones de barriles de petróleo.
Tabla 11. Producción Acumulada del Campo Palo Azul
PALO AZUL HOLLIN
AÑO PRODUCCIÓN
BRUTA ( bfp)
PRODUCCIÓN DE PETRÓLEO (bpp)
Mbls mbls
1999 0.8 0.8
2000 6.9 6.9
2001 42.9 42.2
2002 474.4 464.3
2003 4 127.2 3 756.9
2004 6 534.2 6 431.0
2005 9 668.2 9 294.5
2006 13 678.7 12 290.3
2007 14 156.9 10 814.7
45
Figura 12. Gráfico de la producción anual del campo (Petroamazonas EP, 2015)
2.5.4. MÉTODOS PARA EL CÁLCULO DE RESERVAS
Para calcular reservas se utilizan distintas metodologías, o sus combinaciones, de acuerdo a la información disponible y el estado de desarrollo de los yacimientos.
46 cantidad y calidad de la información disponible y al grado de desarrollo de los yacimientos.
2.5.4.1. MÉTODOS DETERMINÍSTICOS
Utiliza valores puntuales que representan el mejor estimado de cada parámetro geológico, de ingeniería y económico en la estimación de las reservas para cada caso específico.
2.5.4.2. MÉTODO VOLUMÉTRICO
Se utiliza para calcular el Hidrocarburo Original En Sitio: Petróleo original en sitio, Gas original en sitio y Gas condensado en sitio (POES, GOES y COES) con base en el modelo geológico que geométricamente describe el yacimiento y a las propiedades de la roca y de los fluidos.
El Método Volumétrico es el adoptado por el Ministerio de Energía y Petróleo como método Oficial para el cálculo de las reservas. Estos cálculos pueden estar apoyados por cualquier otro método.
El método volumétrico utiliza valores puntuales que mejor representen a cada uno de los parámetros geológicos que caracterizan el yacimiento. Partimos del concepto de que, en una arena, una fracción de su volumen total corresponde al volumen poroso, y a la vez, una fracción de ese volumen poroso será ocupado por cierta cantidad del fluido, en este caso, de hidrocarburo.
Ecuación 2
.
47
(
)
Ecuación 3.La saturación y porosidad son adimensionales, así que el volumen del petróleo queda expresado en las mismas unidades del volumen bruto (Acre*pie). El factor 7 758 permite convertir los Acre*pie en barriles, pero todas estas son condiciones de yacimiento, así que toman el valor de barriles de yacimiento “by”:
[ ]
[ ]
Ecuación 4Sin embargo, nos interesa cuantificar este volumen de petróleo a condiciones de superficie, llamadas condiciones normales o fiscales (14.7 psi, 60ºF), por eso la fórmula incluye el Bo que es el volumen de yacimiento, medido a condiciones de yacimiento, que es ocupado por un barril a condiciones estándar de petróleo y su gas disuelto.
[ ]
[ ]
*
+
[ ]
Ecuación 5
48
Ecuación 6
Donde:
POES: Petróleo original en Sitio (bn)
Vb: Volumen bruto de la arena (acre*pie)
Φ: porosidad, adimensional expresada en fracción
Soi : saturación inicial de petróleo, adimensional expresada en fracción
Bo: factor volumétrico de formación de petróleo (by/bn)
En la siguiente tabla se observa el cálculo del POES, el factor de recobro y las reservas remanentes.
Tabla 12. Resumen de Reservas Campo Palo Azul.
POES (mmbls) ACUMULADO 31/12/2008 (mmbls) RECUPERACIÓN FINAL PROBADAS (mmbls) RESERVAS REMANENTES (mmbls) FACTOR DE RECOBRO (%)
322.2 54.8 108.7 53.9 33.7
49
2.6. HYDRAJET PERFORATING TECHNOLOGY
Se describirá el proceso de funcionamiento de la herramienta Hydrajet, enfatizando su principio de operación.
2.6.1. DESCRIPCIÒN DE HYDRAJER PERFORATING TECHNOLOGY
Hydrajet Perforating Technology es una tecnología que utiliza el principio de jeteo de un fluido abrasivo constituido por arena y gel, esto permite lograr la perforación o socavación de pequeños túneles a través de la formación o yacimiento productor, creando un área de flujo mayor que la obtenida con sistemas de cañoneo convencionales.
Las perforaciones provocadas por el chorro abrasivo, comienza a erosionar; generando orificios tanto en el casing, cemento y formación.
Figura 13. Hydrajet Perforating Technology (Halliburton, 2015)
50 .
Figura 14. Configuración de Jets (Halliburton, 2015)
2.6.1.1. Ecuación de Bernoulli
La ecuación de Bernoulli describe el comportamiento de un fluido bajo condiciones variantes, siendo su fórmula la siguiente:
Ecuación 7
Donde:
P: Es la presión estática a la que está sometido el fluido, debido a las moléculas que lo rodean (kPa).
51 ⱱ: Velocidad de flujo del fluido
(
)
g: Valor de la aceleración de la gravedad (9.81
(
)
en la superficie de laTierra).
h: Altura sobre un nivel de referencia (m).
Figura 15. Ecuación de Bernoulli (Schlumberger, 2006)
52
Figura 16. Descripción del fenómeno de la presión. (Halliburton, 2014)
2.6.2. APLICACIONES DE HYDRAJET PERFORATING TECHNOLOGY
Hydrajet es una herramienta que combina la tecnología de chorro la cual es utilizada especialmente en pozos grandes, así cumpliendo con el propósito de mejorar el índice de productividad. Permitiendo el desarrollo de las zonas de interés con potencial Hidrocarburífero que pueden ser explotadas bajo su condición de migración del hidrocarburo, siendo sus aplicaciones las siguientes:
Daño por excesiva invasión de lodo base barita (no soluble a ácidos o estimulaciones).
Contacto Agua-Petróleo muy cercano (imposibilidad de Propelente,
TCP-Perforación delgado, fracturamiento).
53
Focalizar perforaciones en puntos de mayor saturación de hidrocarburo.
Maximiza drenaje en arena con poco espesor de pago.
Cañoneo de pozo horizontales.
Cañoneo antes de una fractura (admite concentraciones de arena 20 lb/gal reduce el nivel de fricción cercana al pozo).
Cañoneo que requiera control de agua.
2.6.3. COMPONENTES DE HYDRAJET PERFORATING TECHNOLOGY
Para realizar trabajos con Hydrajet Perforating Technology se utiliza un conjunto de equipos tanto en superficie como de fondo. Los cuales permiten realizar el jeteo en la arena candidata para perforar.
A continuación se describirá cada equipo.
2.6.3.1. Equipo en Superficie
2.6.3.1.1. Unidad de bombeo de alta potencia
Esta unidad suministra la potencia necesaria para que los fluidos y productos químicos propuestos sean introducidos al pozo creando las aberturas en la formación en un determinado periodo de tiempo, la unidad más utilizada en este
54
Figura 17. Unidad de Bombeo (Halliburton, 2015)
2.6.3.1.2 Mezclador (Blender)
Este equipo permite mezclar cualquiera de los fluidos de fracturación utilizando un polímero seco, eliminando las concentraciones a base de hidrocarburos. (Figura 18)
Realiza un proceso antes de bombear los fluidos al pozo, el cual es el siguiente.
a) Se extrae el fluido de los tanques de almacenaje.
b) Se mezcla las cantidades adecuadas del fluido con los aditivos químicos.
55
Figura 18. Blender (Halliburton, 2015)
2.6.3.1.2. Batch Mixer
56
Figura 19. Batch Mixer (Halliburton, 2015)
2.6.3.1.3. Mountain Mover
Dosifica la arena en el momento de la operación de perforación, el mismo se puede observar en la siguiente figura. (Figura 20)
57
2.6.3.1.4. Tanques verticales para preparación de gel.
Tanque que sirven para almacenamiento de fluidos
2.6.3.1.5. Tanque de captación (Catch Tank) de arena.
Tanque empleado para almacenar durante la operación.
2.6.3.1.6. Químicos
Se encuentran detallados en el programa de bombeo de fluido, el cual impide taponamientos de los jets dejando que se desplace el chorro abrasivo.
Son tres los fluidos considerados en el programa de bombeo:
Gel cargado con arena abrasiva a las concentraciones recomendadas para crear impacto y choque contra la pared de la tubería y formación. Waterweb - RPM es para evitar invasión en la formación y controlar la
arremetida de agua.
Es decir, el sistema modificador de permeabilidad relativa (RPM) proporciona un control de conformidad post-frac, sin afectar el flujo de hidrocarburos; este tratamiento ofrece reducir la producción de agua después de la fractura sin perder el beneficio de un tratamiento de estimulación de fractura.
RPM es un fluido que se adsorbe sobre la superficie de la roca, generando reducción de la permeabilidad para el agua de 7 a 10 veces más que para los hidrocarburos, creando resistencia y permitiendo que el petróleo y el gas pase libremente.
Hot Rock Ácido, el mismo que ayudara a remover costras formadas por
58
59
Figura 22. Equipos en Superficie- Hydrajet Perforating Technology (Halliburton, 2015)
2.6.3.2. Equipo de Fondo
60 Las características de los jets son las siguientes:
Posee un diámetro de 0.25 pulgadas de diámetro
Fluye aproximadamente un caudal de 2.2 bpm por jet.
Presión de bombeo máxima de fondo 4 000 psi, aclarando que este valor puede variar de acuerdo a la pared de cemento, formación que se requiera atravesar.
61
Figura 24. Jets- Hydrajet Perforating Technology (Halliburton, 2015)
2.6.3.2.1. Juntas
Es la unión o conexión efectuada entre dos tuberías; básicamente una junta está constituida por tres elementos importantes:
Un piñón (macho)
Una caja (hembra)
Rosca.
62 une dos tramos de tubería. Las juntas más comunes son las siguientes: Internal-Extremal Upset, Internal flush, Internal Upset (IEU, IF, IU.)
2.6.3.2.2. Centralizador
Es un dispositivo mecánico que impide que la tubería de revestimiento entre en contacto con la pared del pozo. Un espacio anular continuo de 360 grados alrededor de la tubería de revestimiento permite que el cemento selle completamente la tubería de revestimiento con la pared del pozo.
Existen dos clases diferentes de centralizadores. El más antiguo y más común es un diseño de centralizador flexible simple y de bajo costo. Dado que los centralizadores flexibles son un poco más grandes que el pozo, proveen una centralización completa en los pozos verticales o levemente desviados. No obstante, en los pozos desviados, no soportan muy bien el peso de la tubería de revestimiento. El segundo tipo corresponde a un diseño de hojas rígidas. Este tipo es robusto y funciona de manera eficaz incluso en los pozos desviados, pero dado que los centralizadores son más pequeños de que pozo, no proporcionan una centralización tan buena como los centralizadores de tipo flexible de los pozos verticales. Los centralizadores de la tubería de revestimiento de hojas rígidas son un poco más caros y pueden ocasionar problemas en el fondo del pozo si el pozo no se encuentra en excelentes condiciones.
2.6.3.2.3. Crossover nipple
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2.6.3.2.4. Válvula de circulación de reversa
La válvula de circulación permite que el fluido salga por los jet sin tener pérdidas hacia abajo.
64 En la Tabla se muestra el BHA que se desplaza junto con la herramienta.
Tabla 13. Equipo en fondo - Hydrajet Perforating Technology.
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CAPÍTULO III
3. METODOLOGÍA
3.1. PROCEDIMIENTO DE OPERACIÓN
3.1.1. OBJETIVO DEL TRABAJO
Pulling equipo BES
Perforar intervalo superior de Hollín con Hydrajet en: 11 254 pies – 11 326 pies (72 pies)
11 428 pies – 11 470 pies (42 pies)
Bajar equipo BES.
3.1.2. PROCEDIMIENTO
3.1.2.1. Movimiento de torre y control de pozo
1. Movilizar el equipo de reacondicionamiento a la locación. 2. Realizar Check List e inspección de Seguridad al taladro.
a. Registrar y reportar resultados.
b. Reportar toda la información sobre el sistema de seguridad (válvulas, manifold, líneas, acumuladores, otros).
3. Llenar los tanques del sistema con agua fresca y filtrar la misma (< 30 ntu).
66 NOTA: Utilizar estrictamente los químicos y las concentraciones de la receta.
5. Con S/L bajar Shiffting Tool y abrir camisa de 2.81pulg X 3.5 pulg EUE.
6. Controlar el pozo en reversa csg - tbg con fluido de control de 8.4 lpg, a través de la camisa @ +/- 9 325.9 pies de profundidad medida (MD).
7. Instalar BPV (válvula de presión de reversa) en tubing hanger, retirar líneas de flujo y retirar cabezal.
8. Instalar BOP (preventor de reventores) 13 5/8 pulg x 5 000 psi. Retirar BPV. Verificar compatibilidad del cabezal y tubing hanger con respecto al equipo que se bajará al final de esta intervención.
9. Probar BOP‟s solo funcionamiento.
3.2. RETIRO DE EQUIPO BES Y PRUEBA DE BOP
1. Desasentar tubing hanger, tomar pesos de la sarta y registrar.
2. Cortar el empate bajo el hanger, tomar medidas eléctricas y reportar. 3. Preparar spooler y equipo de Cía. Baker Hughes, sacar quebrando el
tubing utilizando las normas recomendadas para desenroscar la tubería. 4. Observar tubería por presencia de: aplastamiento, sobre-torque,
corrosión, escala o impurezas y reportar, con unidad Spooler enrollar el cable en el carrete; sacar con cuidado los zunchos, evitando su caída en el pozo.
5. Desarmar equipo electro sumergible y reportar el estado mecánico y eléctrico del equipo, chequear el mismo.
Notas:
Inspeccionar visualmente cada componente del equipo BES y reportar su
condición con su número de serie respectivo.
Cuantificar el número y la posición de los zunchos que se hayan perdido
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Inspeccionar visualmente todo el tubing, solicitar y coordinar con la empresa de inspección para realizarla en sitio, con el objetivo de reutilizar la tubería.
Enviar conjunto BES al campamento de Baker Hughes para que se
realice inmediatamente el Tear Down.
Instalar tapón de prueba y probar BOP‟s, arietes de tubería y ciegos con
300/2 000 psi por 10 minutos cada prueba. Anular con 300/1 500 psi durante 10 minutos. Realizar primero pruebas
3.3. PERFORAR CON HYDRAJET ARENA HOLLIN
En DP de 5 ½ pulg y 3 ½ pulg armar sarta de perforación Hydrajet de acuerdo al procedimiento de la compañía asignada para el trabajo perforar con Hydrajet los siguientes intervalos de arena Hollín:
11 254 pies – 11 326 pies (72 pies) 11 428 pies – 11 470 pies (42 pies)
Sacar completación de Hydrajet
3.4.
CORRIDA DE EQUIPO BES
Armar y bajar equipo BES.
Bajar el equipo BES manteniendo una velocidad reducida de
aproximadamente
600 pies/hora. Probar hermeticidad con 2 000 psi cada 2 000 pies y verificar continuidad eléctrica cada 2 000 pies. Verificar la aplicación del torque adecuado:
Mínimo= 2 400, Optimo=3 200, Máximo=4 000.
