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UNIVERSIDAD CENTRAL DEL ECUADOR

FACULTAD DE INGENIERÍA EN GEOLOGÍA, MINAS, PETRÓLEOS Y

AMBIENTAL

CARRERA DE INGENIERÍA DE PETRÓLEOS

“ANÁLISIS TÉCNICO PARA REALIZAR UN POZO DE RE ENTRADA EN EL

CAMPO LIMONCOCHA EN REEMPLAZO DE LA PERFORACIÓN DE UN

POZO NUEVO”

Estudio Técnico presentado para optar por el Título de Ingeniero de Petróleos

AUTOR:

Espinosa Condo Diego Roberto

TUTOR:

Ing. Marcelo David Benítez Guerra

Quito, Septiembre 2017

ii

DEDICATORIA

A Dios, por la salud, bendiciones y todo el amor durante mi vida.

A mi madre, Carmen Condo, el motor principal de mi vida la mejor guerrera,

agradezco por tenerte con salud, admirable ante cualquier situación, la persona

ideal en mi vida, toda tu lucha, perseverancia y esfuerzo se refleja en mis triunfos.

A mi padre, Patricio Espinosa, mi amigo incondicional que me ha apoyado en mis

locuras al igual que en la educación, el ejemplo del nunca es tarde para llegar a

conseguir lo que se propone, te amo y respeto querido padre.

A mi esposa e hijo, los amores de mi vida que juntos seguimos luchando ante

cualquier adversidad, sin embargo disfrutamos juntos esta etapa de estudiante

con mucha responsabilidad durante dos facetas muy distintas pero que me

hicieron más seguro de mí mismo, gracias por su apoyo y amor.

iii

AGRADECIMIENTO

A mi segunda casa la Universidad Central del Ecuador, donde se forman los mejores

profesionales del Ecuador gracias a los conocimientos plasmados que me han

permitido formarme como persona y estudiante a la vez, esto conlleva de manera

directa a la Carrera de Ingeniería de Petróleos.

A la Compañía de Servicios Integrados Pañaturi S.A. por abrir sus puertas y

brindarme el apoyo, en especial a la Ing. Alicia Rodríguez por la transmisión de

conocimientos para que el presente trabajo se realice.

Al Ing. Marcelo Benítez, docente tutor con grandes conocimientos como profesional y

humano, por el apoyo y consejos para que el desarrollo del presente trabajo se realice

de la mejor manera.

El más sincero agradecimiento a todos los docentes que compartieron todos sus

conocimientos y experiencias para formarnos como estudiantes y personas

profesionales.

iv

DERECHOS DE AUTOR

Yo, Diego Roberto Espinosa Condo, en calidad de autor y titular de los derechos morales y

patrimoniales del trabajo de titulación realizado sobre: “ANÁLISIS TÉCNICO PARA REALIZAR

UN POZO DE RE ENTRADA EN EL CAMPO LIMONCOCHA EN REEMPLAZO DE LA

PERFORACIÓN DE UN POZO NUEVO”, modalidad Estudio Técnico, de conformidad con el

Art. 114 del CÓDIGO ORGÁNICO DE LA ECONOMÍA SOCIAL DE LOS CONOCIMIENTOS,

CREATIVIDAD E INNOVACIÓN, por medio de la presente, concedo a favor de la Universidad

Central del Ecuador una licencia gratuita, intransferible y no exclusiva para el uso no comercial de

la obra, con fines estrictamente académicos o de investigación. Conservamos a mi/nuestro favor

todos los derechos de autor sobre la obra, establecidos en la normativa citada.

Asimismo, autorizo/autorizamos a la Universidad Central del Ecuador para que realice la

digitalización y publicación de este trabajo de titulación en el repositorio virtual, de conformidad a

lo dispuesto en el Art. 144 de la Ley Orgánica Superior.

El autor declara que la obra objeto de la presente autorización es original en su forma de expresión

y no infringe el derecho de autor de terceros, asumiendo la responsabilidad por cualquier

reclamación que pudiera presentarse por esta causa y liberando a la Universidad de toda

responsabilidad.

Firma:

_______________________

Diego Roberto Espinosa Condo

C.I. 1720339892

E-mail: [email protected]

v


FACLTAD DE INGENIERÍA EN GEOLOGÍA, MINAS, PETRÓLEOS Y

AMBIENTAL


APROBACIÓN DEL TUTOR

Por la presente dejo constancia que en mi calidad de Tutor he supervisado la realización del

Trabajo de Titulación cuyo tema es: “ANÁLISIS TÉCNICO PARA REALIZAR UN POZO

DE RE ENTRADA EN EL CAMPO LIMONCOCHA EN REEMPLAZO DE LA

PERFORACIÓN DE UN POZO NUEVO”, presentado por el señor Diego Roberto Espinosa

Condo para optar el Título de Ingeniero de Petróleos, considero que reúne los requisitos y

méritos suficientes para ser sometido a la evaluación y presentación pública por parte del

Tribunal que se designe.

En la Ciudad de Quito a los 24 días del mes de Julio de 2017

_______________________

Marcelo David Benítez Guerra

Docente de la Carrera de Ingeniería en Petróleos

C.I. 1719343061

TUTOR

vi

DECLARATORIA DE ORIGINALIDAD

Los abajo firmantes declaramos que el presente Trabajo de Titulación para optar al título de

Ingeniero de Petróleos de la Facultad de Ingeniería de Geología, Minas, Petróleos y Ambiental

de la Universidad Central del Ecuador denominado “ANÁLISIS TÉCNICO PARA

REALIZAR UN POZO DE RE ENTRADA EN EL CAMPO LIMONCOCHA EN

REEMPLAZO DE LA PERFORACIÓN DE UN POZO NUEVO” es original y no ha sido

realizado con anterioridad o empleado para el otorgamiento de calificación alguna, ni de título

o grado diferente al actual. El presente trabajo es el resultado de las investigaciones del autor,

excepto de donde se indiquen las fuentes de información consultadas.

_________________________ ___________________________

Diego Roberto Espinosa Condo Marcelo David Benítez Guerra

C.C.: 172039892 C.C.: 1719343061

vii


FACLTAD DE INGENIERÍA EN GEOLOGÍA, MINAS, PETRÓLEOS Y

AMBIENTAL


APROBACIÓN DEL TRABAJO DE TITULACIÓN POR PARTE DEL TRIBUNAL

El Delegado del Subdecano y los Miembros del proyecto integrador denominado:

“ANÁLISIS TÉCNICO PARA REALIZAR UN POZO DE RE ENTRADA EN EL CAMPO

LIMONCOCHA EN REEMPLAZO DE LA PERFORACIÓN DE UN POZO NUEVO”,

preparado por el señor Diego Roberto Espinosa Condo, Egresado de la Carrera de Ingeniería

de Petróleos, declaran que el presente proyecto ha sido revisado, verificado y evaluado

detenida y legalmente, por lo que lo califican como original y autentico del autor.

En la ciudad de Quito DM a los 11 días del mes de Agosto del 2017.

_______________________

Ing. Nelson Suquilanda

DELEGADO DEL SUBDECANO

_______________________ _______________________

Ing. Einstein Barrera Ing. Jorge Erazo

MIEMBRO MIEMBRO

TABLA DE CONTENIDO

DEDICATORIA ...................................................................................................................... II

AGRADECIMIENTO ........................................................................................................... III

DERECHOS DE AUTOR ..................................................................................................... IV

APROBACIÓN DEL TUTOR................................................................................................ V

DECLARATORIA DE ORIGINALIDAD ............................................................................ VI

APROBACIÓN DEL TRABAJO DE TITULACIÓN POR PARTE DEL TRIBUNAL ..... VII

LISTA DE FIGURAS ............................................................................................................ XI

LISTA DE GRÁFICOS ......................................................................................................... XI

LISTA DE TABLAS ............................................................................................................ XII

LISTA DE MAPAS .............................................................................................................. XII

LISTA DE ANEXOS .......................................................................................................... XIII

ABREVIATURAS Y SIGLAS ........................................................................................... XIV

RESUMEN ........................................................................................................................... XV

ABSTRACT ........................................................................................................................ XVI

CAPÍTULO 1: PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA .................................................. 1

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

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

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

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

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

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

1.5 Justificación .................................................................................................................2

1.6 Factibilidad y accesibilidad ..........................................................................................3

1.6.1 Factibilidad ...................................................................................................................3

1.6.2 Accesibilidad ................................................................................................................3

1.7 Marco institucional.......................................................................................................3

1.8 Marco legal ..................................................................................................................4

1.9 Marco ético ..................................................................................................................5

CAPÍTULO 2: MARCO TEÓRICO .................................................................................... 6

2.1 Generalidades del Campo Limoncocha........................................................................6

2.1.1 Reseña Histórica ..........................................................................................................6

ix

2.1.2 Geología Regional ........................................................................................................6

2.1.3 Ubicación Geográfica...................................................................................................6

2.2 Geología del campo Limoncocha .................................................................................7

2.3 Litología .......................................................................................................................9

2.3.1 Reservorio U Inferior .................................................................................................10

2.3.2 Reservorio T Principal ...............................................................................................11

2.4 Parámetros petrofísicos del Campo Limoncocha .......................................................11

2.4.1 Clasificación de la porosidad y permeabilidad ..........................................................12

2.5 Causas de cierre de pozos ..........................................................................................14

2.6 Pozos Direccionales ...................................................................................................16

2.6.1 Pozo tipo Tangencial ..................................................................................................16

2.6.2 Pozo tipo “J” ..............................................................................................................17

2.6.3 Pozo tipo “S” ..............................................................................................................17

2.6.4 Horizontales ...............................................................................................................18

2.7 Pozos multilaterales ...................................................................................................19

2.7.1 Clasificación ...............................................................................................................19

2.8 Ventajas y desventajas de una perforación “re-entry” ...............................................23

2.8.1 Ventajas ......................................................................................................................23

2.8.2 Desventajas ................................................................................................................23

2.9 Selección de un pozo “re-entry” ................................................................................24

2.10 Aplicaciones operacionales en un pozo “re-entry” con herramienta Whipstock .......24

2.10.1 Cuchara recuperable ...................................................................................................25

2.10.2 Cuchara de circulación ...............................................................................................25

2.10.3 Cuchara permanente ...................................................................................................25

CAPÍTULO 3: DISEÑO METODOLÓGICO .................................................................. 27

3.1 Tipo de estudio ...........................................................................................................27

3.2 Universo y muestra ....................................................................................................27

3.3 Métodos y/o técnicas de recolección de datos ...........................................................27

3.4 Procesamiento de datos ..............................................................................................27

3.5 Aspectos administrativos ...........................................................................................28

3.5.1 Recursos humanos ......................................................................................................28

3.5.2 Recursos técnicos y materiales ...................................................................................28

3.5.3 Tiempo .......................................................................................................................28

3.5.4 Recursos financieros ..................................................................................................28

3.6 Descripción del trabajo de campo ..............................................................................28

CAPÍTULO 4: ANÁLISIS E INTERPRETACIÓN DE DATOS .................................... 29

4.1 Análisis de condiciones técnicas de la muestra ..........................................................29

x

4.1.1 Determinación del Objetivo .......................................................................................29

4.1.2 Análisis del Historial de cada pozo ............................................................................37

4.1.3 Análisis de diagramas mecánicos de cada pozo .........................................................44

4.1.4 Análisis de registro de cemento .................................................................................51

4.1.5 Análisis de registros de producción ...........................................................................52

4.2 Selección de pozo candidato a “re-entry” ..................................................................60

4.3 Pozo seleccionado ......................................................................................................62

4.4 Ejecución del programa de abandono en el pozo candidato ......................................66

4.5 Programa de perforación del pozo candidato 03R .....................................................68

4.5.1 Información general ...................................................................................................68

4.5.2 Justificación de perforación .......................................................................................69

4.5.3 Prognosis ....................................................................................................................69

4.5.4 Pozos vecinos productores .........................................................................................70

4.6 Factibilidad del proyecto ............................................................................................70

4.7 Comparación de optimización de perforación de un pozo “re-entry” con un pozo

nuevo.... ...................................................................................................................................70

CAPÍTULO 5: CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES ...................................... 72

5.1 Conclusiones ..............................................................................................................72

5.2 Recomendaciones .......................................................................................................72

CAPÍTULO 6: GLOSARIO Y REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS .......................... 74

6.1 Glosario de términos ..................................................................................................74

6.2 Referencias .................................................................................................................76

CAPÍTULO 7: ANEXOS .................................................................................................... 78

xi

LISTA DE FIGURAS

Figura 2.1. Ubicación Geográfica del Bloque 15 ..................................................................... 7

Figura 2.2 Columna tectóno-estratigráfica y eventos geodinámicos que controlaron el

desarrollo de la Cuenca Oriente y de sus sistemas petrolíferos. ............................................ 10

Figura 2.3 Parámetros: petrofísicos y de fluidos. ................................................................... 12

Figura 2.4 Tipo tangencial ..................................................................................................... 16

Figura 2.5 Tipo “J” ................................................................................................................ 17

Figura 2.6 Tipo “S” ................................................................................................................ 18

Figura 2.7 Tipos de Pozos ..................................................................................................... 19

Figura 2.8 Pozos Multilaterales ............................................................................................ 20

Figura 2.9 Cuchara Deflectora .............................................................................................. 26

Figura 4.11 Diagrama mecánico pozo-01 .............................................................................. 45

Figura 4.12 Diagrama mecánico pozo-02 ............................................................................. 46





Figura 4.17 Sección sísmica entre pozo R-0 y pozo R-1 ...................................................... 63

Figura 4.18 Correlación Estructural-Estratigráfica pozo-03, pozo-05, pozo-03R, pozo-33 .. 64

Figura 4.19 Procesos de abandono de pozo .......................................................................... 66

LISTA DE GRÁFICOS

Gráfica 4.1 Producción arena “TP” Pozo-01 ......................................................................... 54

Gráfica 4.2 Producción arena “UI” Pozo-01 .......................................................................... 55








Gráfica 4.10 Producción teórica de arena “UI” Pozo-03R ................................................... 65

xii

LISTA DE TABLAS

Tabla 2.1 Parámetros petrofísicos Limoncocha UI ................................................................ 12

Tabla 2.2 Parámetros petrofísicos Limoncocha TP ............................................................... 13

Tabla 2.3 Clasificación de porosidad ..................................................................................... 13

Tabla 2.4 Clasificación de permeabilidad .............................................................................. 13

Tabla 2.5 Causas cierre de pozos ........................................................................................... 14

Tabla 2.6 Niveles pozos multilaterales 1,2,3,4,5,6 ................................................................ 21

Tabla 4.7 Pozos cerrados ....................................................................................................... 36

Tabla 4.8 Análisis historial de pozos ..................................................................................... 37

Tabla 4.9 Análisis registro de cemento .................................................................................. 51

Tabla 4.10 Análisis registros de producción .......................................................................... 52

Tabla 4.11 Detalles de pozos candidatos ............................................................................... 61

Tabla 4.12 Detalles parámetros esperados ............................................................................. 65

Tabla 4.13 Detalles valores nominales evaluación de casing ................................................ 67

Tabla 4.14 Información general del programa de perforación pozo-03R .............................. 68

Tabla 4.15 Prognosis .............................................................................................................. 69

Tabla 4.16 Pozos vecinos productores ................................................................................... 70

LISTA DE MAPAS

Mapa 2.1. Mapa estructural en tiempo al tope de la "Caliza A" del campo Limoncocha ........ 8

Mapa 4.2. Mapa estructural en porosidad efectiva al tope de la "T Principal" del

campo Limoncocha ................................................................................................................ 30

Mapa 4.3. Mapa estructural en porosidad efectiva al tope de la "U Inferior" del


Mapa 4.4. Mapa estructural de espesor de arena al tope de la "T Principal" del


Mapa 4.5. Mapa estructural de espesor de arena al tope de la "U Inferior" del


Mapa 4.6. Mapa estructural de saturación de agua al tope de la "T Principal" del


Mapa 4.7. Mapa estructural de saturación de agua al tope de la "U Inferior" del


xiii

LISTA DE ANEXOS

ANEXO A. Sumario de perforación ...................................................................................... 78

ANEXO B Survey pozo-03R ................................................................................................. 82

ANEXO C Presupuesto de perforación pozo nuevo .............................................................. 83

ANEXO D Presupuesto de perforación pozo de re entrada ................................................... 84

xiv

ABREVIATURAS Y SIGLAS

TR´s: Tuberías de revestimientos

BHA: Equipo de fondo o ensamblaje

BES: Bomba electro sumergible

SQZ: squeeze (cementación forzada)

CTU: Unidad de tubería flexible

MTU: Unidad móvil de prueba

TVD: Profundidad vertical verdadera

TVDSS: Profundidad vertical verdadera del pozo tomando como referencia el nivel medio de

la superficie del mar.

MD: Profundidad medida

Bbls: Barriles

RPM: Revoluciones por minuto, velocidad de rotación

BPM: Barriles por minuto

PPG: Libras por galón

PSI: Libras por pulgada cuadrada

BSW: Sedimento básico y agua

K: Permeabilidad absoluta

Ф : Porosidad

BFPD: Barriles de fluido por día

BPPD: Barriles de petróleo por día

LWD: Loggig While Drilling – Registro durante la perforación

xv

RESUMEN

Tema: “Análisis técnico para realizar un pozo de re entrada en el campo Limoncocha en

reemplazo de la perforación de un pozo nuevo”

Autor:


Tutor:

Ing. Marcelo David Benítez Guerra

El presente estudio tiene como objetivo el análisis técnico de 6 pozos cerrados en la zona norte

del campo Limoncocha para la aplicación de la técnica de re entrada.

Este estudio inicialmente consistió en la determinación de un objetivo en fondo que contenga

reservas remanentes económicamente rentables de la zona norte del campo, mediante los

análisis de los escenarios geológicos y petrofísicos.

Se determinó las condiciones de los pozos cerrados mediante los análisis de perforación,

diseños mecánicos, registros e historiales de producción, generando criterios de evaluación

mediante tablas y resúmenes. Se estableció que el pozo-03 es el mejor candidato y cumple las

condiciones técnicas y permite el aprovechamiento de los recursos existentes.

En el pozo seleccionado, se procedió a realizar un trabajo de abandono definitivo en fondo y

se evaluó las condiciones del cemento y revestidor; con ello se planteó un plan de perforación

para complementar la factibilidad del proyecto, dando así la seguridad y confianza del presente

estudio.

En general se concluyó que el efectuar pozos de re entrada en pozos existentes cerrados o en

abandono, genera un ahorro significativo tanto en tiempo como en costos de operación.

Palabras clave: ANÁLISIS TÉCNICO / TÉCNICA DE RE ENTRADA / RECURSOS /

CAMPO LIMONCOCHA / CONDICIONES.

xvi

ABSTRACT

Title: “Technical analysis to perform a re-entry an oil well on Limoncocha field instead of

drilling a new well”

Author:


Tutor:

Ing. Marcelo Benítez

The following study has as an objective to analyze the re-opening of 6 different oil wells that

were closed in the north field of Limoncocha.

The study consists on determining if the oil wells located on the north of the field that still

have left over oil for extraction, are profitable by conducting studies of the geological

conditions and petro-physics.

The conditions of the closed wells were determined by conducting an analysis of drilling

parameters, the mechanical design of a well, analyzing historical data of production of the field

through tables and summaries. It was established that the well-03 is the best candidate which

has the technical conditions by also taking advantage of the existing resources. We proceeded

to remove the pump and the tools from the bottom of the well to evaluate the conditions of the

cement, in which we came with a plan for drilling that helps complement the feasibility of the

project giving security and confidence on the study.

Concluding that the exploitation of the existing closed or abandon wells help us save time and

money.

KEY WORDS: TECHNICAL ANALYSIS/ TECHNIQUES FOR RE-OPENING /

RESOURCES/ LIMONCOCHA FIELD/ CONDITIONS.

I CERTIFY that the above and foregoing is a true and correct translation of the original

document in Spanish.

………………………………………..

Marcelo David Benítez Guerra

Certified Translator

ID: 1719343061

xvii

“ANÁLISIS TÉCNICO PARA REALIZAR UN POZO DE RE ENTRADA EN EL CAMPO

LIMONCOCHA EN REEMPLAZO DE LA PERFORACIÓN DE UN POZO NUEVO”

Área de estudio: Perforación

1

CAPÍTULO 1: PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA

1.1 Enunciado del problema

El precio actual del barril de petróleo y lo que conlleva una nueva perforación de un pozo

de petróleo por ejemplo; los costos, permisos, licencias, impulsa el utilizar alternativas fiables

para alcanzar la recuperación de petróleo, como modelo un pozo de re entrada en el campo

Limoncocha.

Las nuevas técnicas que se han implementado en la industria petrolera han sido con

excelentes resultados técnicos, y económicos, como la técnica de reentrada en un pozo de

petróleo existente es fiable en el campo Limoncocha, cabe mencionar que no es una nueva

técnica pero sin embargo se la sigue manejando y mejorando, las demás herramientas que

ayudan a aplicar este método de reentrada en un pozo de petróleo.

1.2 Enunciado del tema

“ANALISIS TÉCNICO PARA REALIZAR UN POZO DE RE ENTRADA EN EL CAMPO

LIMONCOCHA EN REEMPLAZO DE LA PERFORACIÓN DE UN POZO NUEVO”

1.3 Descripción del problema

Los pozos productores de petróleo que han sido abandonados por diferentes causas,

pueden retomar su función principal que es la producción de este fluido; para ello se necesita

analizar las formaciones geológicas en subsuelo y/o la inversión económica. Una de las varias

alternativas es realizar pozos de re entrada, es decir que desde un pozo ya existente se puede

construir una continuación nueva, conocido como pozo “re-entry”.

La empresa Servicios Integrados Pañaturi S.A. trabaja en la actualidad en campos

maduros, lo que implica alta responsabilidad social y ambiental. Buscan soluciones creativas

e innovadoras, mediante estudios de factibilidad para la inversión en mejoras de pozos

existentes o la perforación de un nuevo pozo si fuese el caso. Para poder producir mediante

diferentes técnicas fiables, la recuperación de un pozo maduro involucra varias alternativas,

pero no siempre la inversión desempeña una respuesta eficaz en pozos de petróleo.

Para la selección de un pozo candidato a re-entry se analizan muchos aspectos, como las

condiciones en superficie y fondo del pozo, corrosión, estado del cemento. Los diferentes

escenarios en particular de cada pozo hacen que los costos varíen, sin embargo, existe una gran

diferencia en comparación entre un pozo de re entrada a la perforación de un pozo nuevo. Este

2

estudio pretende analizar la factibilidad económica y técnica de la realización de un pozo de

re entrada en el campo Limoncocha.

1.4 Objetivos

1.4.1 Objetivo general

Analizar técnicamente los parámetros claves que se van a considerar en un pozo de

petróleo en el campo Limoncocha para utilizarlo como pozo candidato para una re entrada.

1.4.2 Objetivos específicos

• Analizar las condiciones mecánicas del pozo candidato a re-entry.

• Identificar los inconvenientes principales en la selección del candidato como pozo

re-entry.

• Contribuir como una alternativa al análisis de los pozos en el campo Limoncocha

con la información obtenida para la selección y perforación de un pozo de re entrada.

• Evaluar mediante una ponderación la factibilidad en la técnica de “re-entry”.

• Determinar la optimización de tiempo y costos en un pozo “re-entry”.

1.5 Justificación

La perforación de un nuevo pozo de petróleo es una inversión económica de gran magnitud

que conlleva riesgos y beneficios al mismo tiempo, no obstante se tiene como alternativa la

técnica de re entrada en pozos existentes para la explotación de reservas conocidas o nuevas,

esto implica un ahorro significativo en la inversión económica aprovechando el uso de todos

los equipos y herramientas en superficie y en fondo.

Con el fin de aumentar la producción usando los recursos disponibles y reservas, ésta

técnica es una alternativa de inversión en el campo Limoncocha por la existencia de pozos con

baja producción de petróleo y alta producción de agua. Se realizó una revisión de los

documentos existentes desde los inicios de estudio, transcurso de perforación, explotación,

trabajos realizados, registros eléctricos, hasta su fecha de cierre para poder determinar la

omisión de inversión o agotamiento de recursos en el yacimiento.

La técnica de “re-entry” evita restricciones que lleva una nueva perforación de un pozo de

petróleo, ahorrando tiempo y dinero en la industria petrolera del país.

3

1.6 Factibilidad y accesibilidad

1.6.1 Factibilidad

El presente estudio fue factible realizarlo por, el talento del estudiante, el apoyo

proporcionado por la empresa Servicios Integrados Pañaturi S.A., recursos económicos,

técnicos, bibliográficos, adicionalmente un tutor docente (Universidad Central del Ecuador) y

el asesor en el área de perforación (Servicios Integrados Pañaturi S.A.).

1.6.2 Accesibilidad

El presente estudio fue accesible por: la información proporcionada de la empresa

Servicios Integrados Pañaturi S.A., mediante un acuerdo de confidencialidad, para el

desarrollo del trabajo y análisis.

1.7 Marco institucional

Facultad de Ingeniería en Geología, Minas, Petróleos y Ambiental

Misión:

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

aprovechamiento sustentable de los recursos naturales y energéticos del Ecuador.

Visión:

Convertirse en una institución líder en el aprovechamiento sustentable de los recursos

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

los servicios. (Facultad de Ingeniería en Geología, Mínas, Petróleos y Ambiental 2016).

Carrera de Ingeniería de Petróleos

Misión:

Formar integralmente a los y las Ingenieros/as de Petróleos con excelencia para el

desarrollo de todas las actividades relacionadas con el aprovechamiento sustentable de los

hidrocarburos, con valores éticos y comprometidos/as con el desarrollo del Ecuador, capaces

de liderar equipos multidisciplinarios y tomar decisiones para responder a las exigencias

nacionales e internacionales.

4

Visión:

Ser líder en el aprovechamiento sustentable de los hidrocarburos para en el Ecuador y

América.

Propósito:

La Carrera de Ingeniería de Petróleos forma profesionales aptos para la exploración y

explotación de petróleo y gas mediante la planificación, diseño, construcción de la

infraestructura hidrocarburífera, empleando ciencia, tecnología, e innovación en la industria

petrolera a nivel mundial, a través de técnicas y materiales en forma responsable y creativa,

contribuyendo al mantenimiento e incremento de la producción, almacenamiento, transporte

y comercialización de petróleo, gas y derivados mediante la disposición y manejo del recurso

energético con las mejores tecnologías para la protección del medio ambiente, respetando el

patrimonio cultural de las comunidades en las áreas de influencia.

Empresa Servicios Integrados PAÑATURI S.A.

Misión

Desarrollar sus actividades en un marco de eficiencia y respeto a sus compromisos, con

talento humano comprometido con los objetivos de la empresa.

Visión

Convertirse en una empresa líder en el Ecuador en la prestación de servicios específicos

orientados a incrementar la producción de petróleo y en cualquier otra actividad que emprenda

en el futuro.

1.8 Marco legal

La Constitución de la República del Ecuador El Art 350. de la Constitución de la Republica

dispone que “El sistema de educación superior tiene como finalidad la formación académica

y profesional con visión científica y humanista; la investigación científica y tecnológica; la

innovación, promoción, desarrollo y difusión de los saberes y las culturas; la construcción de

soluciones para los problemas del país, en relación con los objetivos del régimen de

desarrollo”; y, en el inciso tercero del Art. 356, “se garantiza a los estudiantes la igualdad de

oportunidades en el acceso, en la permanencia, en la movilidad y en el egreso”.

1.6.2. Ley Orgánica de Educación Superior Art. 123, Art. 144.

5

1.6.3. Reglamento de Régimen Académico El Art.21, Art. 212.

1.6.6. Documento de Unidad de Titulación Especial de la Carrera de Ingeniería de

Petróleos aprobado por el CES entre las modalidades de titulación se establece que:

Estudios Técnicos son trabajos que tienen como objeto la realización de estudios a

equipos, procesos, etc., referidos a aspectos de diseño, planificación, producción, gestión,

perforación, explotación y cualquier otro campo relacionado con la Ingeniería de Petróleos

con alternativas técnicas, evaluaciones económicas y valoración de los resultados. ” (Carrera

de Ingeniería de Petróleos 2016).

1.9 Marco ético

El presente análisis mantiene el respeto a los derechos de autor, a los cuales está sujetas

cada una de las investigaciones utilizadas para el desarrollo del mismo, evita perjuicios hacia

el medio ambiente y la sociedad. Y cuyo fin es el de mejorar la calidad de vida de los

ecuatorianos.

6

CAPÍTULO 2: MARCO TEÓRICO

2.1 Generalidades del Campo Limoncocha

2.1.1 Reseña Histórica

El bloque 15, fue operado al inicio por Occidental (EE.UU.), desde 1982 que se licito. El

25 de enero de 1985 se firma con el Estado Ecuatoriano un contrato de Prestación de Servicios,

inicia la exploración y explotación de este bloque con Petroecuador. Este contrato fue

modificado el 18 de Diciembre de 1995. El 21 de Mayo de 1999 el contrato se cambió a otro

de ‘Participación’.

En el bloque 15 las operaciones iniciaron en 1985, se producía alrededor de 23.000

barriles de petróleo al día y quedan aún reservas probables por 2333 millones de barriles.

Además de los 8 campos del bloque 15 (Jivino, Laguna, Itaya, Indillana, Tangay, Palmeras,

Pañacocha y San Roque), explota los campos Limoncocha (alrededor de 8000 bppd y 20.4 Mb

de reservas probadas) y Edén Yuturi (66000 bppd, el más productivo a nivel nacional, con

153.9 Mb de reservas probadas). (Kaplan y Maldonado 2006)

2.1.2 Geología Regional

El área del Campo Limoncocha forma parte de la Cuenca Amazónica, desarrollada entre

el Cratón Guayano–Brasileño al este y el arco volcánico andino al oeste, en el que se desarrolló

un extenso sedimentario tectónico. La Cuenca Oriente se extiende desde Venezuela al norte,

hasta Bolivia al sur. (Servicios Integrados Pañaturi S.A. 2016)

2.1.3 Ubicación Geográfica

El campo Limoncocha se encuentra ubicado en la provincia de Sucumbíos, cantón

Shushufindi dentro del Bloque 15 en la cuenca oriente. Localizado al este de la población la

Joya de los Sachas y al sur de la población de Shushufindi. La figura 2.1 muestra la ubicación

del campo, como grupo tres, Consorcio Pañaturi.

7

Figura 2.1. Ubicación Geográfica del Bloque 15

Fuente: (Petroamazonas E.P. 2015)

Se realizará un estudio de cada uno de los pozos cerrados ubicados en la zona norte

aledaños del objetivo a determinarse, para poder realizar un “re-entry”. Para el estudio y

análisis de cada uno de los pozos, se tomarán en cuenta varios factores como reportes de

perforación, registros eléctricos, fallas o mejoramientos mecánicos, causas de cierre del pozo.

Mediante todo este análisis en un determinado tiempo se observarán las ventajas que se obtiene

al elegir el candidato a “re-entry”, por ello se debe tener en cuenta hasta el más pequeño

detalle en cada uno de los pozos, con finalidad de obtener un proyecto eficaz y que se cumpla

las normas ambientales.

2.2 Geología del campo Limoncocha

El campo Limoncocha, tanto en tiempo como en profundidad (observar mapa 2.1),

corresponde a un anticlinal asimétrico de dirección predominante noroeste-sureste.

8

Mapa 2.1. Mapa estructural en tiempo al tope de la "Caliza A" del campo Limoncocha

Fuente: (Servicios Integrados Pañaturi S.A. 2016)

El campo Limoncocha está compuesto de varios límites al sur (entre los pozos 32 y 61),

una al centro (entre los pozos 29 y 49), una al norte (entre los pozos 14 y 06) y una al noroeste

(entre los pozos 20 y 13). Los principales reservorios hidrocarburíferos en el campo

9

Limoncocha se localizan dentro de las formaciones Napo y estos son: U Inferior y T Principal.

(Santacruz, Ramiro 2016)

2.3 Litología

La cuenca Oriente ecuatoriana representa una de las cuencas más complejas y atractivas

tanto desde el enfoque científico como económico. Posee alrededor de 30 mil millones de

barriles de petróleo en sitio. La alta densidad de información de subsuelo de la cuenca oriente,

así como la presencia de afloramientos relativamente buenos. (Baby, Barragán, Rivadeneira

2005)

La cuenca oriente posee varios reservorios con diferentes características de acuerdo a su

formación en tiempo y condiciones físicas, todo ello conlleva a la composición de cada una en

particular, también algunos reservorios logran entrampar diferentes tipos de fluidos,

generalmente el fluido más selecto en valor económico son los hidrocarburos. Por este motivo

en este tipo de estudio tomaremos como referencia en la litología del campo Limoncocha en

los dos reservorios con mayor interés según datos de registros anteriormente ya obtenidos que

se describe en los puntos 2.3.1 U Inferior y 2.3.2 T Principal.

La columna litoestratigráfica de la figura 2.2 resume la estratigrafía y los eventos

geodinámicos más importantes que controlaron el desarrollo de la Cuenca Oriente y de sus

sistemas petrolíferos. (Baby, Barragán, Rivadeneira 2005)

10

Figura 2 Columna tectóno-estratigráfica y eventos geodinámicos que controlaron el

desarrollo de la Cuenca Oriente y de sus sistemas petrolíferos.

Fuente: (Baby, Barragán, Rivadeneira 2005)

2.3.1 Reservorio U Inferior

Está compuesto de intercalaciones de; Arenisca: Hialina, café clara, transparente a

subtransparente, suelta, ocasionalmente friable, grano fino a medio, ocasionalmente grano

grueso, cuarzosa, subredondeada, pobre sorteo, no visible matriz y cemento, no visible

porosidad. Regular presencia de hidrocarburo, manchas de hidrocarburo color oscuro.

Fluorescencia natural amarillo pálido. Fluorescencia al corte amarillo brillante, rápido, nuboso

11

fuerte, y Lutita: Negra, gris oscura, moderadamente dura, fisil, laminar, planar a astillosa,

cerosa, no calcárea, ocasionalmente con inclusiones de micro pirita. (Santacruz, Ramiro 2016)

2.3.2 Reservorio T Principal

Este nivel estratigráfico está constituido principalmente por secuencias de arenisca con

intercalaciones de lutita y un fino nivel de caolinita en la arenisca “T” principal. Arenisca:

Hialina, transparente, suelta a friable, grano fino, subredondeada, buen sorteo, matriz caolinita,

no visible cemento, regular porosidad visible pobre presencia de hidrocarburo, manchas de

hidrocarburos en puntos de color café, fluorescencia natural amarillo dorado pálido y Lutita:

Gris, gris oscura, moderadamente dura, fisil, laminar, planar, quebradizo, cerosa, no calcárea,

también de Caolín: Blanco, crema, suave, blocosa, cerosa, no calcárea. (Santacruz, Ramiro

2016)

2.4 Parámetros petrofísicos del Campo Limoncocha

Con el fin de concebir adecuadamente los modelos básicos para la caracterización de un

yacimiento petrolero es necesario; primero, obtener las propiedades de la roca y de los fluidos,

que son normalmente determinadas por mediciones directas sobre muestras de roca o de los

fluidos. En este trabajo se les llamarán parámetros, ya sea petrofísicos o de fluidos.

Los parámetros petrofísicos, indican cualidades del yacimiento: si éste puede contener

fluidos o no, el porcentaje de cada fluido contenido, qué fluido está mojando a la roca, entre

otros; pero es la combinación de estos parámetros lo que proporciona un mejor entendimiento

del yacimiento y, con ello, se respalda la mejor explotación, en la figura 2.3 se detalla a

continuación, con símbolo y nombre cada uno de los parámetros petrofísicos y de fluidos.

(Meza 2013)

12

Figura 3 Parámetros: petrofísicos y de fluidos.

Fuente: (Meza 2013)

2.4.1 Clasificación de la porosidad y permeabilidad

A continuación se detalla la característica que poseen cada uno de los pozos. Estos fueron

desarrollados de una forma teórica y experimental.

En la tabla 2.1 se detalla la característica de porosidad (ɸ), Saturación de agua (Sw) y

permeabilidad (K) del yacimiento U inferior.

Tabla 1 Parámetros petrofísicos Limoncocha UI

U Inferior

Pozo ɸ

(%)

Característica

Sw

(%)

K

(mD)

Característica

Pozo-01 0,156 Buena 0,151 737 Alta

Pozo-02 0,204 Buena 0,202 2.635 Alta

Pozo-03 0,201 Buena 0,172 1.574 Alta

Pozo-04 0,111 Moderada 0,466 40 Promedio

Pozo-05 0,161 Buena 0,199 370 Alta

Pozo-06 0,158 Buena 0,254 431 Alta


En la tabla 2.2 se detalla la característica de porosidad (ɸ), Saturación de agua (Sw) y

permeabilidad (K) del yacimiento T principal.

13

Tabla 2 Parámetros petrofísicos Limoncocha TP

T Principal

Pozo ɸ

(%)

Característica Sw

(%)

K

(mD)

Característica

Pozo-01 0,175 Buena 0,350 777 Alta

Pozo-02 0,168 Buena 0,427 607 Alta

Pozo-03 0,170 Buena 0,346 871 Alta

Pozo-04 0,145 Buena 0,408 201 Alta

Pozo-05 0,157 Buena 0,437 455 Alta

Pozo-06 0,159 Buena 0,288 344 Alta


Los parámetros poseen diferentes modalidades de clasificación, a continuación en la tabla

2.3 se observa la clasificación de porosidad y la tabla 2.4 la clasificación de permeabilidad.

• Porosidad según su valor (en porcentaje)

Tabla 3 Clasificación de porosidad

Fuente: (Essenfeld y Darberii 2001)

• Permeabilidad según su rango (en miles de Darcy)

Tabla 4 Clasificación de permeabilidad

Fuente: (Essenfeld y Darberii 2001)

Clasificación Porcentaje (%)

Muy Pobre 0 - 5

Pobre 5 – 10

Moderada 10 – 15

Buena 15 – 20

Muy Buena 25 – 30

Clasificación Rango (mD)

Muy baja 0 – 0.01

Baja 0.01 - 1

Promedio 1 - 100

Alta 100 - 10000

Muy alta 10000 - 100000

14

2.5 Causas de cierre de pozos

La industria petrolera anuncia un aumento en la diligencia de las operaciones de abandono

de pozos y de desmantelamiento de plataformas. A medida que las regulaciones se tornan más

estrictas y complejas, los abandonos realizados técnicamente son esenciales para la protección

del medio ambiente en el largo plazo. Conforme las nuevas tecnologías y técnicas le dan un

nuevo sentido al término “permanente” cuando se habla de abandono, los operadores buscan

disminuir los costos de abandono y desmantelamiento ya que estos no son recuperables.

(Barclay, Pellenbarg y Tettero 2002)

Se han tomado en cuenta considerables causas que provocan el motivo de cierre de pozos.

A continuación en la tabla 2.5 se observa la descripción detallada de las más frecuentes y

comunes en particular.

Tabla 5 Causas cierre de pozos

Causas de cierre de pozos

Descripción

Intrusión de agua La explotación de los yacimientos de hidrocarburos con empuje

hidráulico aumenta más el porcentaje de agua, generando un problema

cotidiano a lo largo de la vida de los pozos.

Una posible prevención es el aislamiento del agua mediante la operación

squeeze (cementación a presión). Conociendo anteriormente las

propiedades de los fluidos y de la formación se puede calcular la

profundidad donde alcanzaría la producción en el pozo favorablemente.

Debilitación y

baja

recuperación del

intervalo

La constante explotación de los yacimientos hace que existan cambios,

disminuyendo la energía natural de los pozos dando como consecuencia

la carencia de energía natural para que los pozos fluyan por sí mismos.

Posible solución es aislar el intervalo “agotado” de energía para proceder

a explotar un nuevo intervalo, así incorporando el pozo a producción.

Daños a las

formaciones

productoras

La invasión de partículas sólidas en los fluidos de control (lodos), la

hinchazón de arcillas, el bloqueo del agua o emulsión por filtrado del

fluido son consecuencias de la perforación y terminación de los pozos,

utilizando diferentes fluidos de control que causan alteraciones a las

propiedades de la roca.

Posible solución al daño se intenta eliminar mediante fracturación,

acidificación e inyección de aditivos. Si se requiere se inyecta a presión

cemento y se re dispara el intervalo productor.

15

Cementaciones

primarias

imperfectas

Es el producto de la falta y canalización del cemento en la parte exterior

de la TR, obteniendo un descontrol de los hidrocarburos y la presencia

de otros fluidos.

Prevención: Elaborar un programa de intervención para poder corregir

las operaciones.

Desprendimientos

y roturas en las

tuberías de

revestimientos

La vida útil, el manejo inadecuado de las TR´s o factores involuntarios

son motivos por los cual las TR´s presentan fallas. Existe un alto riesgo

al presentarse estos problemas pudiendo ocasionar hasta la pérdida del

pozo.

Prevención: Mantener las condiciones de operación al trabajar y repararlo

a condiciones óptimas de producción para volver a integrarlo.

Acumulación de

arena frente a los

intervalos

abiertos

La acumulación de sedimentos en la producción de hidrocarburos en las

formaciones de arenas no consolidadas genera obstrucciones en las

tuberías que originan la disminución de flujo periódicamente hasta que

deja de producir.

Tuberías

obstruidas en su

interior con sal,

arena o fluidos.

Los problemas en la cementación primaria de las TR´s en la profundidad

de la zona de interés es la causa en las formaciones no consolidadas,

como consecuencia se dan cambios en la temperatura, presión y

composición del hidrocarburo afectando la producción.

Comunicación

entre TP y TR

El desgaste de las TR´s que son parte del conjunto de producción, la

corrosión y también algunos hidrocarburos arrastran sólidos que

comunican el flujo al espacio anular y que afecta al mecanismo de las

tuberías. Otro motivo también es el mal procedimiento de anclaje del

casing y control de calidad mediante su manipulación.

Cambios del

sistema de

recuperación

Cada circunstancia en la producción de los pozos es analizado mediante

un estudio computarizado para que sea detectado el motivo y causa de

cada antecedente, para la intervención oportuna.

Agotamiento total Los límites en la operación al declinar la producción de los pozos se

denomina yacimiento económicamente no rentable. La consideración de

agotamiento total puede ser por causa de límites económicos en la

explotación tomando una decisión forzada de taponamiento, aislando los

intervalos productores por medio de tapones y cementación.

Elaborado por: Diego Espinosa

Fuente: (Zarate Cabrera 2005)

16

2.6 Pozos Direccionales

La técnica de reentrada se desarrolló en la perforación direccional con el objetivo de

evadir relativamente un problema existente dentro del pozo. Se caracterizan por sus diferentes

tipos de trayectos de acuerdo a cada una de las necesidades, esto desde un inicio se lo planifica

pero también pueden existir cambios de planes en el trayecto de acuerdo al origen como

destino final. Para una mejor perspectiva en este tipo de pozos a continuación se menciona un

breve resumen en general de acuerdo a su clasificación.

2.6.1 Pozo tipo Tangencial

Presenta una desviación deseada, como se observa en la figura 2.4, que es obtenida a una

profundidad intermedia o somera, esta desviación se mantiene constante hasta el objetivo. Este

tipo de pozo presenta algunas ventajas:

• Configuración de la curva sencilla a lo largo de un rumbo fijo.

• Ángulo de inclinación moderado.

• Generalmente puntos de arranques someros.

• Menor riesgo de pega.

Figura 4 Tipo tangencial

Fuente: (Fernandez, Marcos; Romero, Jorge 2003)

17

2.6.2 Pozo tipo “J”

Este tipo de pozos es muy parecido al tipo tangencial, pero la diferencia es que el hoyo

comienza a desviarse más profundo y los ángulos de desviación son relativamente altos y se

tiene una sección de construcción de ángulo permanente hasta el punto final. Véase figura 2.5

(Guevara 2009)

Figura 5 Tipo “J”


2.6.3 Pozo tipo “S”

La configuración de este tipo de pozo tiene un incremento de ángulo en una zona, otra

tangencial y por último una disminución de ángulo, la figura 2.6 detalla la mención

anteriormente descrita. Pueden ser de dos formas este tipo de pozos:

Tipo “S”: constituido por una sección de aumento de ángulo, una sección tangencial y

una sección de caída de ángulo que llega a cero grados (0º).

“S” Especial: constituido por una sección de aumento de ángulo, una sección tangencial

intermedia, una sección de caída de ángulo diferente a cero grados (0º) y una sección de

mantenimiento de ángulo al objetivo.

18

Figura 6 Tipo “S”


2.6.4 Horizontales

Continuando con los diferentes tipos de pozos. La característica de tener una mayor área

de producción debido al trayecto perforado paralelo a los planos de estratificación de un

yacimiento se denomina una perforación horizontal. Además se menciona a los pozos que

poseen un ángulo de inclinación no menor de 86º con respecto a la vertical. La longitud

horizontal depende del área de drenaje a lo largo de la extensión del yacimiento. De acuerdo

al radio de curvatura, existen cuatro tipos de pozos horizontales, cada uno de los cuales posee

una técnica en función respecto al aumento de ángulo y desplazamiento horizontal.

2.6.4.1 Clasificación de los pozos horizontales:

En la figura 2.7 se observan cómo se categorizan de acuerdo a su radio y se especifican a

continuación:

• Radio Ultracorto: empleado en pozos someros, pozos a ser reacondicionados, pasar

zonas altamente dañadas, limitado a diámetros pequeños < 4-1/2 pulgadas.

• Radio Corto: empleado en pozos someros, pozos a ser reacondicionados, curva dentro

del intervalo objetivo, nueva generación de motores articulados.

• Radio Medio: empleado en la mayoría de los pozos, ciertas limitaciones en

formaciones no consolidadas, ciertas limitaciones en hoyos de gran diámetro.

19

• Radio Largo: primera técnica desarrollada, equipos de perforación convencionales,

por la distancia entre el inicio del pozo y el punto de entrada en la sección horizontal

se tiene: pozos de gran longitud para alcanzar el objetivo, mayor incertidumbre

direccional acumulada. (Illantes, Javier 2008)

Figura 7 Tipos de Pozos

Fuente: (Illantes, Javier 2008)

2.7 Pozos multilaterales

Además, de las cualidades, características y otros tipos de pozos de la industria petrolera

existe una clasificación de acuerdo a la complejidad en la unión entre el hoyo principal y el

lateral del mismo. Se denominan pozos multilaterales, consta de un hueco principal vertical,

direccional u horizontal con una o más ramas laterales perforadas a cualquier profundidad,

dirección o inclinación pueden reducir costos de desarrollo de campos maduros y/o áreas

ambientalmente sensibles.

Su aplicación es por sus grandes ventajas como; son mejor productividad con yacimientos

de poco espesor, se puede prevenir la conificación por agua / o gas, y en zonas con baja

permeabilidad mejorar el factor de recobro.

2.7.1 Clasificación

El lateral del pozo es llamada “junta”, que es la conexión entre el hueco principal y el

lateral. Debido a esta característica es que los pozos multilaterales pueden clasificarse (véase

figura 2.8) en niveles del 1 al 6.

20

Figura 8 Pozos Multilaterales


La ventana lateral es creada por medio de una herramienta desviadora llamada deflector

de perforación, la cual se asienta y orienta de tal manera que un BHA de molienda corta el

casing (tubería de revestimiento) y crea la ventana, la tabla 2.6 indica a detalle la clasificación

de acuerdo a los niveles.

21

Tabla 6 Niveles pozos multilaterales 1,2,3,4,5,6

Nivel Descripción Gráfico

1 Hoyo principal y lateral a hueco abierto

2 Hoyo principal con casing cementado.

Hoyos laterales: a hueco abierto o forro

ranurado no colgado

3 Hoyo principal con casing lateral

mecánicamente conectado al hoyo

principal (rojo).

Desvíos incorporan liner de retención y

conexión al casing primario que permite

reentrada selectiva a ramas laterales.

Nivel 1

Hoyo principal y

lateral a hueco

abierto

Nivel 2

Hoyo principal con casing

cementado. Hoyos laterales:

a hueco abierto o forro

ranurado no colgado

Nivel 3a) Hoyo principal con casing cementado.

Liner lateral mecánicamente conectado

al hoyo principal (rojo).

b) Desvíos incorporan liner de retención y


reentrada selectiva a ramas laterales

Nivel 1

Hoyo principal y

lateral a hueco

abierto

Nivel 2




ranurado no colgado







Nivel 1

Hoyo principal y

lateral a hueco

abierto

Nivel 2




ranurado no colgado







Nivel 1

Hoyo principal y

lateral a hueco

abierto

Nivel 2




ranurado no colgado







Nivel 1

Hoyo principal y

lateral a hueco

abierto

Nivel 2




ranurado no colgado







Nivel 1

Hoyo principal y

lateral a hueco

abierto

Nivel 2




ranurado no colgado







22


Hoyo lateral con liner cementado

conectado mecánicamente al principal


Hoyo lateral con liner cementado o no.

Presión integral en el desvío mediante

equipos de completación en hoyo principal

(empacadura, sellos).


Hoyo lateral con liner cementado o no.

Presión integral en desvío mediante la

intersección del casing principal y el liner

lateral sin equipos de Completación.


Nivel 4


cementado. Hoyo lateral con

liner cementado conectado

mecánicamente al principal

Nivel 5



liner cementado o no. Presión

integral en el desvío mediante

equipos de completación en hoyo

principal (empacadura, sellos)

Nivel 6


cementado. Hoyo lateral con liner

cementado o no. Presión integral en

el desvío mediante la intersección

del casing principal y el Liner lateral

sin equipos de Completación.

Nivel 4





Nivel 5







Nivel 6







Nivel 4





Nivel 5







Nivel 6







Nivel 4





Nivel 5







Nivel 6







Nivel 4





Nivel 5







Nivel 6







Nivel 4





Nivel 5







Nivel 6







23

2.8 Ventajas y desventajas de una perforación “re-entry”

2.8.1 Ventajas

La existencia de pozos cerrados de petróleo permite cualquier tipo de estudio o

análisis, el aprovechamiento del conocimiento geológico, registros y demás documentos de la

zona benefician en tiempo y dinero significativamente.

• El incremento en la producción de un pozo abandonado o cerrado, por la aplicación

de la técnica de re-entrada permite el aumento de recursos, la eficiencia conduce al

ahorro de costos por lo tanto una menor necesidad de pozos y un mejor

aprovechamiento de los pozos existentes.

• La técnica de re-entrada en un pozo abandonado o cerrado permite al pozo volver a

ser productivo, esta aplicación reduce el impacto ambiental aumentando reservas

remanentes. (Jones, R. C. 1995)

• Los pozos candidatos a realizarse una reentrada tienen la gran ventaja de ya poseer un

historial de producción, registros y demás características del reservorio.

• Las secciones horizontales de los pozos podrían penetrar múltiples formaciones para

una sección significativamente más largo en comparación con las entradas verticales,

maximizando así la exposición formación al pozo. (Denney, Dennis 2011)

2.8.2 Desventajas

La industria petrolera utiliza varias ramas de la ingeniería, la actualización e

innovación de las tecnologías han llevado al reemplazo de máquinas por el ser humano no

obstante para el uso y manejo de estas se necesita del personal debidamente capacitado.

• Existe una gran probabilidad de que sea una aplicación fallida debido a los grandes

ángulos que se maneja para poder realizar el re-ingreso mediante una ventana hacia el

reservorio de destino.

• Si el pozo candidato a ser una reentrada tuvo un problema mecánico cerca de la

superficie motivo por el cual es abandonado o cerrado, no sería un buen candidato.

• Es la sección de pozo abierto que existe en el punto de salida del casing. Esta sección

puede ser reducida en longitud mediante la colocación de un programa de compresión

de casing externo en un punto justo fuera de la salida, pero una sección corta será pozo

abierto. (Jones, R. C. 1995)

• Las desventajas asociadas con la tecnología de multi-lateral son principalmente en la

complejidad del sistema. No importa cómo se planifica el pozo, se incrementa su

complejidad a medida que aumenta el número de laterales.

24

• Otra desventaja es en las limitaciones impuestas por ID del programa casing existente.

Por ejemplo, en el casing de 7 ", la OD máxima del equipo desviador se limitaría a la

ID de 2-3 / 8" tubing. (Jones, R. C. 1995)

2.9 Selección de un pozo “re-entry”

La búsqueda de los mejores candidatos debe garantizar las suficientes reservas

disponibles para drenar para ello se debe analizar el diseño del pozo existente. La gran cantidad

del mal desempeño de los pozos verticales en diferencia con el éxito de pozos horizontales que

condujo a la idea de reutilizar los pozos existentes para la perforación lateral de secciones en

zonas con posibilidad restante de crudo. Para ello se realiza un previo análisis de cada uno de

los pozos a re utilizar y realizar una reentrada, mediante el análisis desde superficie hasta el

fondo, el historial de cada uno de los pozos a estudiarse es una gran ventaja para el ahorro

económico respecto al proyecto, también se debe tomar en cuenta que esta técnica interviene

una gran probabilidad de riesgos debido a los grandes ángulos que se manejan para llegar al

destino requerido.

Si tiene éxito, este nuevo pozo-lateral no sólo mejorará la producción, sino que también

ayudaría a la producción restante de reservas de manera más eficiente, estos desvíos son

nombrados "laterales de reingreso." desvíos de re-entrada-laterales son direccionalmente

secciones de alto ángulo perforados con el objetivo de maximizar el área de depósito de

contacto. Los pozos se completan con revestimientos ranurados y penetrar en varias arenas de

destino así una mayor exposición a cada formación intercalada. En contraste con pozos-

horizontal, que puede alcanzar secciones de 2.000 pies o más en la horizontal, las reentradas

laterales se extenderían más de 400-500 pies en ángulo muy alto (85°) en formaciones.

(Carpenter 2015)

2.10 Aplicaciones operacionales en un pozo “re-entry” con herramienta

Whipstock

La innovación de la perforación vertical a la horizontal ha sido motivada por la tecnología

que independizó a la industria petrolera con el uso de cuñas desviadoras “whipstock” y los

conjuntos de fondo en pozos convencionales. Su principal función es realizar una operación

de desvió tanto en agujero descubierto o con tubería de revestimiento.

25

La exploración y producción acuden con más frecuencia a las trayectorias complejas para

cruzar fracturas, llegar a un yacimiento de mayor desplazamiento. Estas trayectorias de pozo

mejoran la eficiencia e incrementan la producción del pozo perforado.

Básicamente son herramientas con cuerpo de acero, cuya forma asemeja una cuchara

punteada, debe ir anclado de manera muy segura en el casing para permitir la molienda segura

de la ventana y deberá conservarse en su profundidad sin que se mueva, para una operación

exitosa en el pozo. La cuchara “whipstock” puede ser orientada en una dirección específica, si

esto es requerido como se lo realiza y necesita en una reentrada.

Existen tres diseños de cucharas:

2.10.1 Cuchara recuperable

El uso de este tipo de herramienta es obtener ventajas económicas básicamente, puede ser

re utilizada en diferentes pozos por la característica de ser recuperable. Consiste en una cuña

larga invertida de acero, que tiene en su extremo inferior un canal cóncavo punteado, el cual

sostiene y guía la sarta de perforación. En el extremo inferior esta provista de una punta de

cincel que evita el giro de la herramienta, y en la parte superior de un cuello por el cual se

extrae la herramienta fuera del hoyo.

2.10.2 Cuchara de circulación

La instalación y utilización de este diseño son iguales al de la cuchara recuperable, con la

diferencia de poseer un orificio situado en el fondo de la cuchara, el cual permite circular

fluido de perforación para desalojar los ripios o en caso de que existan problemas de llenado

del hoyo.

2.10.3 Cuchara permanente

Para este diseño, la cuchara deflectora queda permanente en el pozo, se utiliza en agujeros

donde existe un medio donde asentarlo la cual es anclada en la parte inferior del revestidor

mediante un sistema de cuñas. Una vez fijada la cuchara dentro del revestidor, esta sirve de

soporte para un ensamblaje con fresas, las cuales abren y calibran una ventana en el revestidor,

y para el ensamblaje de perforación que desvía el hoyo.

26

Dependiendo de la tecnología utilizada, se requerirán de uno a tres viajes de tuberías, para

completar el proceso de desviación. (Fernandez, Marcos; Romero, Jorge 2003)

Figura 9 Cuchara Deflectora

Fuente: (Mendoza O s.f.)

27

CAPÍTULO 3: DISEÑO METODOLÓGICO

3.1 Tipo de estudio

El presente estudio es de tipo descriptivo, ya que se analizaron las condiciones actuales

de diferentes pozos cerrados de petróleo, mediante la recopilación de información técnica, para

seleccionar el pozo candidato a “re-entry” en el campo Limoncocha.

3.2 Universo y muestra

El universo de trabajo corresponde a todos los pozos cerrados del campo Limoncocha

específicamente enfocado en la zona norte del campo y la muestra está representada por el

pozo idóneo a ser candidato a un re-entry.

3.3 Métodos y/o técnicas de recolección de datos

Los datos requeridos en el presente análisis se obtuvieron de fuentes primarias y

secundarias. Las fuentes primarias incluyen información referente al campo Limoncocha, que

fue proporcionada por la empresa Servicios Integrados Pañaturi S.A.

Las fuentes secundarias incluyen información que se utilizó de libros, folletos,

manuales, revistas y páginas web, referente a la técnica de reentrada en pozos de petróleo.

3.4 Procesamiento de datos

Se procedió a la tabulación de datos una vez recolectados los mismos, por medio de

hojas de cálculo (Microsoft Excel), se elaboró mapas estructurales mediante el software

PETREL para el análisis de topes y bases, además de la correlación y predicción de mapas;

saturación de agua o petróleo, espesor de arena, profundidad de zonas de interés. Con el

software Oil Field Manager (OFM) se obtuvo la tendencia de explotación, mediante una

pendiente que se proyecta en una gráfica en la relación de producción de petróleo vs el tiempo

para la predicción e interpretación del mismo.

Permite señalar que la empresa Servicios Integrados Pañaturi S.A. cuenta con las

licencias de estos programas.

28

3.5 Aspectos administrativos

3.5.1 Recursos humanos

El trabajo desarrollado tuvo el apoyo del personal de la empresa Servicios Integrados

Pañaturi S.A.; asesoría de Ingenieros de Perforación, Geólogos, Yacimientos y de Producción.

De igual manera con el apoyo de un tutor principal docente de la Carrera de Petróleos de la

Universidad Central del Ecuador, Ing. Marcelo Benítez.

3.5.2 Recursos técnicos y materiales

El presente trabajo, se desarrolló con la información y facilidades que proporcionó la

empresa Servicios Integrados Pañaturi S.A., de forma confidencial y de uso exclusivo para la

elaboración del presente trabajo. Se utilizó paquetes de software como Windows 10, Microsoft

Office 2013, escáner, impresora, fotocopiadora y la disponibilidad de una oficina con acceso

a la red por parte de la empresa.

3.5.3 Tiempo

El tiempo que se utilizó para la realización del presente trabajo de titulación

comprende de once meses cumpliendo dentro del cronograma de actividades.

3.5.4 Recursos financieros

El presente trabajo de titulación fue financiado por el autor, justificando los gastos;

impresiones, CD´s, transporte, alimentación y trámites.

3.6 Descripción del trabajo de campo

El estudio se procesó utilizando software de acuerdo a cada operación específica, con

el soporte técnico que provee la empresa. Todo esto se desarrolló en la ciudad de Quito,

instalaciones de Servicios Integrados Pañaturi S.A.

29

CAPÍTULO 4: ANÁLISIS E INTERPRETACIÓN DE DATOS

4.1 Análisis de condiciones técnicas de la muestra

Para el análisis del pozo candidato a implementarse la técnica de reentrada, primero se

determinó un objetivo cercano a los pozos que se han considerado en la zona norte del campo

Limoncocha. Posterior, se realizó observaciones de los documentos, historial de perforación,

historial de workover y trabajos extras, análisis de diagramas mecánicos, registros de cemento

e historiales de producción. Con la revisión de cada uno de los documentos se detalló en tablas

un resumen, lo que nos ayudó a elegir el candidato.

4.1.1 Determinación del Objetivo

La planificación del objetivo consideró varios factores correlacionados para una

interpretación en el fondo del yacimiento, que se describen a continuación:

• Porosidad

Mediante los mapas estructurales en porosidad efectiva tenemos una perspectiva

de las zonas en donde existe una mejor porosidad de las dos arenas de interés en este

proyecto. Como resultados de la correlación en la zona de los pozos que se observa en el

mapa 4.2 arena T Principal existe alrededor de 16,2% en porosidad y en el mapa 4.3 arena

U Inferior existe alrededor de 16,5% en porosidad.

30

Mapa 2. Mapa estructural en porosidad efectiva al tope de la "T Principal" del

campo Limoncocha


31

Mapa 3. Mapa estructural en porosidad efectiva al tope de la "U Inferior" del

campo Limoncocha


• Espesor de arenas

Los mapas estructurales nos ayudan a determinar la posibilidad de existencia de petróleo

en el yacimiento, no obstante no se debe afirmar los valores referenciales de cada mapa ya que

32

se requiere de todo un conjunto de datos y correlaciones para poder definir un argumento

exacto en los yacimientos petrolíferos. Como resultados en la zona de la arena T Principal

véase mapa 4.4 en promedio existe 31 pies de espesor y en la zona de la arena U Inferior véase

mapa 4.5 en promedio existe 30 pies de espesor.

Mapa 4. Mapa estructural de espesor de arena al tope de la "T Principal" del

campo Limoncocha


33

Mapa 5. Mapa estructural de espesor de arena al tope de la "U Inferior"

del campo Limoncocha


• Saturación de fluidos (agua, petróleo y gas)

Los mapas de saturación de agua es otro componente, que ayuda a predecir la

cantidad de agua que se encuentran en los yacimientos, en referencia a la profundidad

34

como se observa en el mapa 4.6 en promedio existe 35 % de saturación de agua en la zona

de la arena T Principal y 21% de saturación de agua promedio en la zona de la arena U

Inferior como se observa en el mapa 4.7.

Mapa 6. Mapa estructural de saturación de agua al tope de la "T Principal"

del campo Limoncocha


35

Mapa 7. Mapa estructural de saturación de agua al tope de la "U Inferior" del

campo Limoncocha


36

Además se toma en cuenta los siguientes elementos:

• Contactos (agua-petróleo) – profundidad en las arenas UI -8660 m y TP -8920 m

• Presiones

• Permeabilidad – (Observar tablas 2.1 y 2.2)

Después del análisis de los diferentes componentes mencionados anteriormente, se ha

determinado la mejor opción del objetivo asumiendo que las arenas de mayor interés son U

inferior como objetivo principal y T principal objetivo secundario. Con coordenadas del

objetivo principal (UTM) 9964496,43 m / 313140,81 m, tipo de trampa anticlinal asimétrico

y 300 metros de espaciamiento entre pozos.

Con las coordenadas del objetivo determinado se podrá realizar un análisis de trayectorias

de perforación con todos los pozos candidatos de la zona norte en el campo Limoncocha, así

se obtendrá una mejor perspectiva de los recorridos en cada uno de los pozos candidatos en

dirección al objetivo determinado anteriormente. El análisis de trayectorias de perforación

evita posibles colisiones entre pozos cercanos, altos ángulos de riesgo. Respecto a estas

consideraciones también se complementa la selección al mejor pozo candidato basándose

también al menor tramo de la profundidad medida (MD) de preferencia si fuese el mejor de

los casos.

Posterior al objetivo determinado. En la siguiente tabla 4.7 se presentan los pozos que

actualmente se encuentran cerrados en la zona norte del campo y que se localizan cercanos al

objetivo deseado. Adicionalmente, se muestra las observaciones de cada uno de los pozos y

sus fechas respectivas de cierre.

Tabla 7 Pozos cerrados

Pozo Arena Método Observaciones Fecha de

cierre

Pozo-01 U ; T BES Alto BSW 2016/08/07

Pozo-02 T ; Hollin BES BES Off, Fases a Tierra 2010/09/09

Pozo-03 U ; T BES BES Off, Fases a Tierra, Alto

BSW

2016/07/14

Pozo-04 U ; T BES Fases a Tierra, BES Off

temporal.

2009/07/02

Pozo-05 UI ; T BES Fases a Tierra 2017/02/07

Pozo-06 U ; T BES Alto BSW 2016/10/24


37

Con toda la información suministrada por la empresa de Servicios Integrados Pañaturi

S.A de los pozos mencionados en la tabla 4.7, se realiza un resumen de cada documento con

lo que permite validar las condiciones finales del pozo candidato en los siguientes puntos a

continuación:

4.1.2 Análisis del Historial de cada pozo

La revisión desde sus inicios de perforación, la completación en fondo, los trabajos

realizados, los inconvenientes permanentes de herramientas entrampadas. Con la información

de los documentos, se logró compilar en la tabla 4.8 un resumen global, describiendo los

trabajos de reacondicionamiento o workover (WO) y las observaciones más significativas

encontradas.

Tabla 8 Análisis historial de pozos

Pozo Arena

objetivo

Descripción de WO Observaciones

Pozo-01 U;T Fecha de inicio: 18/04/2005 Fecha de finalización: 23/05/2005

1: Tratamiento químico e

instalación de nueva

completación.

Se cierra camisa U y se abre camisa T

a 10426.

Fecha de inicio: 20/06/2005 Fecha de finalización: 30/11/2005

2: Cambio equipo BES. Slick line baja y pesca blanking plug a

9770’.


3: Se recupera equipo BES, se

pesca completación de fondo, se

dispara arena “T” en el intervalo

10548’-10556’, Se baja equipo

BES en Y tool. (02/12/2006)

Terminado tratamiento se apaga pozo

al volver a arrancar hubo problemas

de sobre corriente y arranca al 3er

intento.(29/07/2007)


38

4: Sacan equipo BES en Y Tool, Se

coloca nuevo equipo BES en Y

Tool.

Se baja completación de fondo con

packer FH 9-5/8” @ 10440’, camisa y

tapón de fondo para aislar arena T.


5: Recuperar equipo BES e instalar

equipo BES con 3 bombas para

producir de la arena “U”.

Queda pescado todo el equipo BES y

un tubo bypass con la re-entry guía, se

recupera casi todo el pescado pero se

queda en el pozo

1½ by pass clamps, 1 by pass tubing

2-3/8”.


Pozo-02 T;Hollin 1: Retiran equipo BES con

herramienta Y-Tool y by pass

tubing, corre registros

CBL/VDL/GR/CCL desde 11650'

- 9650', Se perforan los intervalos

de T @ 12 spf con cañones 4-5/8''

HSD, 11556' - 11560' (SQZ-

perforaciones), El pozo es

completado con un equipo

BES/SN-2600 de 119 etapas.

(24/11/2004)

Realizan PLT. (19/03/2005)

Se corre registro de saturación por

intervalos. (24/05/2005)

Luego de recuperar blanking plug,

bombean agua de tratamiento.

(24/11/2005)

1: OK

Equipo BES se apaga a las 16:30 del

09/09/10 por fase a tierra (pozo queda

apagado, la producción de este pozo

era 62 bppd), pérdida 30 Bbl


39

1: Retiran equipo y reemplazan por

completación doble concéntrica en

tubería de 5-1/2”.

Cae el equipo BES de la arena Ui por

falla a tierra y fases desbalanceadas.

Antes de esto el equipo de T estaba

apagado por falla y las arenas estaban

comunicadas.


2: Se Retira completación doble

concéntrica, Se baja equipo BES y

el momento de realizar las pruebas

del blanking plug se queda

pescado sarta de slick line. Se

retira equipo BES.

Se realiza nueva corrida equipo

BES.

2: Se muele y desplaza packer

permanente hasta el fondo, no se lo

logra pescar, tope de pescado queda a

11971’.


3: Recuperar equipo BES,

repunzonar intervalos de arena TP

y UI, evaluar por separado arenas,

reacondicionar mesa rotaria,

arranca equipo BES.

Arma cabezal FMC, arranca equipo

BES y finaliza operaciones.


4: Sus objetivos iniciales fueron:

a) Recuperar equipo BES SN-

2600/338HP y completación de

fondo.

b) Correr registro de saturación en

T Principal y U Inferior.

c) Aislar TP (intervalo inferior) y

re-cañonear unidad de flujo

superior.

d) Correr Scab liner para aislar U

Inferior.

e) Bajar BES simple para producir

de T Principal (intervalo superior).

Reinicia operaciones el 08 de julio del

2014. Se elabora programa alterno #2

cuyos objetivos fueron:

a) Recuperar completación con bes

encapsulada actual

b) Circular el pozo + bombear píldora

viscosa para limpieza del mismo

c) Si en superficie se tiene sólidos

bajar nuevamente bes encapsulada;

caso contrario, evaluar el pozo de “T

principal”.

Arranca equipo BES. Termina

operaciones.

40


1: Objetivo, Pulling por fase a

tierra, retiran equipo BES y

cambian arman nuevo equipo BES

con no-go sin camisa.

Packer desasentado previo a trabajos

de pulling, se encuentra corto circuito

en flat cable a la altura del PotHead

del motor causado por golpe.

Terminan operaciones.


2: Recuperar equipo BES e instalar

nuevo equipo.

No se logra recuperar toda la sarta,

además se queda en el fondo 4685’ de

tubería de 4-1/2”, Durante los trabajo

de pesca se realizó un tapón

balanceado a 5198’ levantando hasta

4129’ con el fin de cubrir la sección de

13-3/8” que se piensa que está sin

casing por colapso. Muelen cemento

desde 4712’ hasta 5468’ donde no

pasa ninguna herramienta.

Se cree que la pesca se produjo por

un posible colapso del casing de 13-

3/8” a 5468’

Suspende operaciones y pozo queda

abandonado temporalmente por

disposición de Quito.


Pozo-05 UI;T 1: Objetivo recuperar equipo

completación doble, Arman y

bajan nuevo equipo BES con Y-

Tool.

Intentan bajar Completación Doble

Encapsulada, sin éxito por

obstrucción a 11543’, quedaron 42

bandas en el fondo.


41

2: Retiran equipo BES y

remplazan con nuevo equipo BES

en Y-Tool.

Intentan pescar completación de

fondo a 10289’ sin éxito. El 24 de

junio de 2010: Bajan coiled tubing @

11289'. Realizan 3 intentos para

ingresar en BHA (on-off). Sin éxito.

(18/08/2010) arranca el equipo BES,

luego de realizar la limpieza de

escala del BHA.

Fecha de inicio: 01/11/2010 Fecha de finalización:

3: Realizan limpieza de

completación de fondo con CTU

con HCl al 12 %. (01/11/2010)

Pozo apagado por fase a tierra.


4: Recuperar equipo BES

compuesto por dos bombas,

Instalan Completación de fondo

para aislar la arenisca UI y TP,

instalan nuevo equipo ESP de

similares características y producir

de U Inferior.

4.1: Pozo quedó para evaluación

de las arena Tp y Ui con bomba jet

y unidad MTU

Pesca y logra recuperar equipo BES y

completación de fondo, no se puede

pescar packer, varios intentos sin

éxito.

Obstrucción del packer, resultados de

evaluación no satisfactorios de la

arena TP. Se evalúa la arena UI, sin

éxito de producción por comunicación

casing-tubing.


5: Recuperar completación de

evaluación (bomba jet), re disparar

el intervalo 11381'-11396', instalar

nuevo equipo BES para producir

de la arenisca U inferior.

Arranca pozo, finaliza operaciones.


42

Pozo-06 U;T 1: Se apaga BES manualmente

para estimulación a TP y cambio

de zona “Ui” a “Tp”, 166 Bbl.

Arranca BES. (26/12/2010)

Arranca luego de estimulación a TP

con ácido orgánico.

Pozo apagado por fases a tierra, se

recupera Blancing Plug @ 9053 ft.


2: Objetivos:

Recuperar equipo BES.

Recuperar completación de fondo.

Evaluar arena TP con unidad MTU

y bomba jet.

Realizar tratamiento ácido a

arenisca TP.

Realizar squeeze a los intervalos

9521' - 9540' y 9548' - 9556' de la

arena Ui.

Bajar completación de fondo para

aislar UI de TP

Bajar nuevo equipo BES rediseño,

dejar produciendo arena TP.

Se intenta realizar trabajos de pivot

gun, sin éxito, pozo se paga

manualmente, sin aporte.

(16/02/2012)

Arma y baja BHA se realiza Fall off

test y prueba de admisión arena Tp.

Arma y baja completación de fondo,

arma cabezal, retiran standing valve a

8906 ft. Arranca pozo y finaliza

operaciones.

Intentan por varias ocasiones

recuperar blanking plug sin éxito no

se puede realizar trabajo de coiled

tubing. (27/03/2012)


3: Objetivos:

a) Sacar equipo BES compuesto

por dos bombas

b) Sacar completación de fondo

c) Re-disparar arena U Inferior:

9,521 – 9,540’ ft MD y T

Principal: 9,783 – 9,791’ ft MD.

d) Bajar completación de fondo y

nuevo equipo BES.

Arrancan equipo BES, OK. Finalizan

operaciones.

43


4: Objetivos:

a) Recuperar equipo BES

b) Recuperar completación de

fondo.

c) Aislar con tapón CIBP

reservorio T Principal.

d) Realizar estimulación matricial

al reservorio “U” Inferior.

e) Bajar bomba electro sumergible

para producir del reservorio “U”

Inferior. (28/03/2015)

Ok. Finalizan operaciones.

Pozo-01: Existen cinco trabajos de workover, la mayoría de los casos cambio de BES por

fallas en la misma, no obstante se registra un pescado.

Pozo-02: Consta de un trabajo de workover y tratamientos químicos en el pozo debido a

irregularidad en la producción de petróleo y pescado en fondo.

Pozo-03: Posee de cuatro trabajos de workover, razones principales por cambio de BES en

su mayoría y otros trabajos de aislamiento de zonas. Último trabajo registrado es el cambio la

BES y aislamiento de zona productora UI.

Pozo-04: Tiene dos trabajos de workover, sus trabajos principales fue el reemplazo de BES

e instalación de nuevo equipo. Además de ello se notifica el abandono temporalmente el pozo

por disposición en Quito y un posible colapso del casing de 13-3/8” a 5468 pies.

Pozo-05: Consiste de cinco trabajos de workover, los trabajos realizados comprenden en su

mayoría el cambio de equipo BES y reemplazando por uno nuevo, así también la evaluación

de las arenas TP y UI. Arena UI sin éxito de producción por comunicación casing-tubing.

Pozo-06: Según historial del pozo existió cuatro trabajos de workover, los trabajos

comprendieron entre cambios de BES y reemplazo, tratamientos en las zonas de la arena

productora TP, squeeze en intervalos de arena TP, re-dispara arena UI y aislamiento de

reservorio TP.

44

4.1.3 Análisis de diagramas mecánicos de cada pozo

El diagrama mecánico de un pozo nos refleja la configuración con la cual se encuentra.

La existencia de pescado en fondo, el ángulo máximo de inclinación, la profundidad máxima

y, demás herramientas recuperables y fijas, son elementos que serán considerados primordiales

para elegir la factibilidad del pozo candidato a la reentrada. En las siguientes figuras se observa

los diagramas mecánicos de los últimos trabajos, realizados en cada uno de los pozos que se

encuentran cercano al objetivo del presente estudio.

45

POZO-01

Figura 10 Diagrama mecánico pozo-01


Con pescado a 10408’ MD (véase figura 4.11), posee una completación simple en

fondo con dos bombas SN-2600 y un motor, la configuración se registra hasta los 9740’ MD,

con una inclinación máxima de 33.54 º @ 7733’ MD y un DogLeg máximo de 2.5 º @ 2552’

MD.

46

POZO-02



Posee una completación simple con Y-tool en fondo con una bomba SN-2600 y un motor,

la configuración se registra hasta los 9830’ MD top by pass (véase figura 4.12), con una

inclinación máxima 40.13º @ 8785.5’ MD y un DogLeg máximo 3.26º @ 10315.7’ MD.

47

POZO-03



Posee una completación simple en fondo con tres bombas P-18, se encuentra aislada la

zona de UI (véase figura 4.13). Existe un tapón balanceado de cemento CIBP 7” @ 11840’

MD y un ensamblaje de packer permanente hasta 12004’ MD, con una inclinación máxima de

43.48º @ 4747.70’ MD y un DogLeg máximo de 1.6º @ 3018.60’ MD.

48

POZO-04



Con pescado a 6483’ MD (véase figura 4.14), posee una completación simple en fondo

con una bomba SN-2600 y un motor, la configuración se registra hasta los 11390’ MD, se cree

que en la pesca se produjo un posible colapso del casing de 13-3/8” a 5468’ que no permite el

paso de ningún tipo de herramienta, con una inclinación máxima de 36.01º @ 10066’ y un

DogLeg máximo de 4.95º @ 1470’.

49

POZO-05



Posee una completación simple en fondo con dos bombas DN-1750 y un motor, la

configuración se registra hasta los 10242’ MD centralizador (véase figura 4.15), con una

inclinación máxima de 40.69º @ 6505’ MD y un DogLeg máximo de 2.95º @ 2033’ MD.

50

POZO-06



Existe una completación simple en fondo con dos bombas S-400 y un motor (véase figura

4.16), la configuración se registra hasta los 9077’ MD centralizador, con una inclinación

máxima de 19.49º @ 1758’ MD y un DogLeg máximo de 2.37º @ 738’ MD.

51

4.1.4 Análisis de registro de cemento

La cementación y su estado dentro de un pozo es un parámetro esencial, para poder

obtener la producción de petróleo, permite la separación de yacimientos, protección de toda la

tubería y herramientas. El estado del cemento se conoce gracias a los registros CBL-VDL-GR-

CCL, corridos en el pozo, mediante la lectura de estos, su resultado determina el estado del

cemento entre casing y formación. El rango en mV de la amplitud reflejada mediante ondas

acústicas es de 0-50 mV, una baja amplitud representa una buena integridad del cemento

(casing-hoyo), es decir menor a 10 mV.

Tabla 9 Análisis registro de cemento

Pozo Arena Observaciones Profundidad (ft) Fecha

Pozo-01 U ; T Cemento buen estado

Secuencia normal en las dos

arenas.

9100-10800 03-07-2004

Pozo-02 T ; Hollín Las secuencias de arena T

presentaban una

cementación regular, de

acuerdo a la información de

los registros de evaluación

de cemento.

11320-11650

14-08-2004

Se realizó una remediación

(squeeze) de cemento en dos

zonas y se asentó un tapón a

11528 ft.

11540-11544

11580-11584

10-12-2007

Pozo-03 U ; T Existen secuencias en buen

estado.

11050-11950 04-11-2004

Pozo-04 U ; T Secuencias regulares

registro de cemento.

10700-11350 09-07-2008

Pozo-05 UI ; T Secuencias de registro de

cemento en buen estado.

11050-11650 26-10-2008

Pozo-06 U ; T Secuencias de registro de

cemento en buen estado.

9113-9850 28-06-2010

Pozo-01: Cemento buen estado (0-10 mV) secuencia normal en las dos arenas, 9100-10800

ft, 03/07/2004.

52

Pozo-02: Cemento en buen estado (0 - 10 mV) debido a remediación oportuna, (11540-

11544) ft y (11580-11584) ft, 10/12/2007.

Pozo-03: Cemento en buen estado dentro del rango (0 - 10 mV), 11050-11950 ft, 04/11/2004.

Pozo-04: Cemento en estado regular (10 – 25 mV), 10700-11350 ft, 09/007/2008.

Pozo-05: Cemento en buen estado (0 - 10 mV), 11050-11650 ft, 26/10/2008.

Pozo-06: Cemento en buen estado (0 - 10 mV), 9113-9850 ft, 28/06/2010.

4.1.5 Análisis de registros de producción

Las imágenes que representan la producción y el historial del mismo se interpreta

mediante la pendiente expresada en la gráfica, historial de producción del pozo en relación al

tiempo, con la ayuda del software Oil Field Manager (OFM), lo que nos refleja una perspectiva

de un aumento o disminución en la producción de hidrocarburo.

La revisión de la producción en diferentes arenas de cada uno de los pozos

mencionados desde su inicio hasta su fecha de cierre o abandono, se muestra en la tabla 4.10,

estos serán de gran ayuda para verificar la existencia de reservas remanentes, lo que facilita la

selección de un candidato a reentrada.

Tabla 10 Análisis registros de producción

Pozo Arena Observaciones Fecha

cierre

Pozo-01 U ; T Existe una producción de petróleo durante 4 años

(2004-2007) de la arena T, con 3000 bbls/día máximo

(Julio-2004). Durante 7 años (2007-2013) la arena UI

existió una producción de petróleo con 1300 bbls/día

máximo (Abril-2009). Se produjo durante el año 2016

un transcurso de 3 meses la arena UI y el pozo-01 llego

a su límite económico no rentable en producción de

petróleo con 2 bbls/día, BSW 99,1% razón para su

cierre final.

07/08/2016

Pozo-02 T ; Hollín Existe una producción durante 5 años (2004-2008) de

la arena MT, con 1900 bbls/día (Sep-2004) máximo de

petróleo y la arena TP produjo durante 2 años (2009-

2010) con 199 bbls/día (Ene-2009) máximo de

09/09/2010

53

petróleo. Se procede al cierre del pozo con las

siguientes condiciones; produciendo la arena TP con

62 bbls/día, 98% BSW.

Pozo-03 U ; T Existe una producción durante los años del 2004-

2010,2012 en la arena UI con una producción máxima

de petróleo 1780 bbls/día (May-2006) y mínima de 32

bbls/día (Abr-2012). Por parte de la arena T existe una

producción durante los años 2005-2007, 2014 con una

producción máxima de petróleo 2200 bbls/día (Nov-

2005) y mínima de 44 bbls/día (May-2014).

La arena UI llega al 100% de BSW y la arena T tiende

al mismo comportamiento con un BSW de 92% se

procede al cierre final del pozo.

14/07/2016

Pozo-04 U ; T Existe una producción durante 2 años (2008-2009) de

la arena TP, con un historial de 2000 bbls/día (Jul-

2008) máximo de petróleo y mínimo de 1268 bbls/día

(May-2009) de petróleo, 12% BSW. 16/05/2009.

El año 2011 se produjo por 2 meses la arena UI bajo

prueba.

02/07/2009

Pozo-05 UI ; T Existe una producción durante 10 años promedio

(2008-2017) de la arena UI, con un historial de

producción de petróleo máxima de 1600 bbls/día

(Nov-2008) y producción mínimo de 235 bbls/día

(Ago-2015) de petróleo. Pozo apagado por fases a

tierra BES.

07/02/2017

Pozo-06 U ; T Existe una producción de la arena TP durante meses

en el año 2010, luego retoma en el año 2012 con un

historial de producción máxima de 300 bbls/día (Ene-

2012) y producción mínima de petróleo de 0 bbls/día

(Sep-2012). La arena UI se produjo durante el año

2010 por unos meses, luego retoma en el año 2012-

2016, con un historial máximo de producción de

petróleo de 850 bbls/día (Mar-2010) y mínimo de

producción de petróleo de 0 bbls/día (Oct-2016) de

producción mínima.

Pozo cerrado por motivo de BSW 100%.

24/10/2016

54

Pozo-01: Se observa en la gráfica 4.1 se explotó petróleo de la arena TP en el año

2004 con una tendencia no económicamente rentable y variable. Tuvo una producción inicial

sobre los 1100 bbls/día de petróleo hasta mediados del año 2007 con una producción promedio

de 100 bbls/día de petróleo. En la gráfica 4.2. Se explotó también de la arena UI a inicios del

2005 observamos una tendencia de producción sobre los 1000 bbls/día de petróleo.

Decayendo con los años hasta llegar bajo los 10 bbls/día de petróleo hasta el año 2016.

Gráfica 4.1 Producción arena “TP” Pozo-01


55

Gráfica 4.2 Producción arena “UI” Pozo-01


Pozo-02: Se observa en la Gráfica 4.3 se explotó en el año 2004 la arena TP con una

producción sobre los 1000 bbls/día de petróleo con una tendencia declinable hasta el año 2010

que llega a producir un promedio de 15 bbls/día de petróleo.



56

Pozo-03: Se observa en la gráfica 4.4 se explotó petróleo de la arena UI en el año

2004 con una producción sobre los 1000 bbls/día de petróleo hasta el año 2012 con una

producción promedio bajo los 10 bbls/día de petróleo. En la gráfica 4.5 se explotó también de

la arena TP en el año 2004 con una producción sobre los 1000 bbls/día de petróleo con una

tendencia variable y declinable hasta el año 2014 con una producción promedio de 15 bbls/día

de petróleo.



57



Pozo-04: Se observa en la gráfica 4.6. Se explotó petróleo de la arena TP en el año

2004 con una producción sobre los 1000 bbls/día y a inicios del año 2005 con una producción

bajo los 600 bbls/día de petróleo, con reservas económicas y rentables se encuentra este pozo.



58

Pozo-05: Se observa en la gráfica 4.7. Se explotó petróleo de la arena UI en el año

2005 por un lapso muy corto con una producción de 500 bbls/día, después de un determinado

tiempo se lo vuelve a explotar en el año 2007 con una producción sobre los 500 bbls/día de

petróleo hasta el año 2013 con una producción sobre los 200 bbls/día de petróleo, con reservas

económicas y rentables se encuentra este pozo.



Pozo-06: Según las gráficas 4.8 y 4.9. Se explotó de la arena UI en el año 2005 una

producción sobre los 500 bbls/día, retomando la producción después de un lapso de tiempo y

con algunos periodos de inicios y pruebas que se realizó en esta arena hasta el año 2011 con

una producción bajo los 100 bbls/día de petróleo. Se explotó de la arena TP una producción

muy variable, al inicio bajo los 100 bbls/día de petróleo en el año 2009, después retomando la

producción de esta arena y se registra grandes intermitencias en su producción lo que conlleva

a cerrar el pozo en el año 2012 y una producción de 2 bbls/día de petróleo.

59





60

4.2 Selección de pozo candidato a “re-entry”

El análisis minucioso de cada uno de los pozos descritos anteriormente, nos permite

realizar una selección correcta y eficaz. Teniendo en cuenta, que el cierre de un pozo puede

dar por varias razones. Toda esta información es una respuesta, a la posibilidad de obtener una

solución, caso contrario el pozo permanecería inhabilitado totalmente. De ser factible el

análisis, se establece un proyecto debidamente detallado. Independientemente de cada uno de

los pozos para el presente trabajo se ha destacado los aspectos mencionados anteriormente

para poder analizar y elegir un pozo candidato a la re entrada.

A continuación, en la tabla 4.11 se detallan las condiciones particulares que se han

considerado para poder elegir un pozo candidato. La respuesta al visto () indica la existencia

de acuerdo al ítem (Pescado - Colapso) y buen estado de acuerdo al ítem (Cemento), caso

contrario, el símbolo (X) representa como respuesta a la no existencia o condiciones no

aceptables de acuerdo al ítem mencionado en la parte superior. Como resultado final se toma

en cuenta los siguientes escenarios:

• Poseer pescado, genera problemas de inversión y tiempo.

• Cemento en condiciones aceptables o buen estado, permite el uso y la intervención

segura dentro de pozo.

• Reservas depletadas, es motivo principal no poseer reservas el pozo candidato en el

presente estudio, debido a que se puede aprovechar todas sus buenas condiciones

para aplicar la técnica de re entrada.

• La existencia de colapso en tuberías son problemas para el paso de herramientas y

también la intervención para posibles mejoras.

61

Tabla 11 Detalles de pozos candidatos

Pozo Pescado Cemento

Res

erv

as

Are

na

Colapso Observaciones

01 UI El pozo 01 presenta un pescado, lo

que implica una inversión

económica extra para cualquier tipo

de trabajo en este pozo. Condición

de cemento aceptable, probables

reservas en arena UI.

02 El pozo 02 presenta pescado,

implica una inversión económica

extra, estado de cemento regular,

reservas remanentes

económicamente no rentables y

posee aumento de producción de

agua.

03 El pozo 03 obtiene las siguientes

condiciones; ningún pescado,

cemento en condiciones aceptables,

reservas remanentes

económicamente no rentables en

ninguna de sus 2 arenas productoras

y no existe ningún colapso.

04 TP Se cree que existe un posible

colapso, posee pescado, probables

reservas remanentes en arena TP,

condición aceptable de cemento.

05 UI No presenta ningún problema,

probables reservas para su

explotación en arena UI.

06 UI Pozo con buen cemento, sin

embargo existe un 100% de BSW en

la arena. Probables reservas en arena

UI.

62

4.3 Pozo seleccionado

Como resultado final se puede determinar que el Pozo-03, cumple con los siguientes

argumentos:

• El estado de sus reservas se encuentran económicamente no rentables en las dos arenas

de mayor interés y producción, esto conlleva a descartar cualquier intervención futura

con el esquema original para poder mejorar la producción mediante cualquier tipo de

tecnología.

• De acuerdo a los registros CBL lecturas de cemento, las condiciones de casing-

cemento son aceptables es decir se encuentra dentro del rango de 0 a 10 mV. Esto es

determinante para el uso de las herramientas (Whipstock) para le técnica de re entrada,

con la ventaja de ahorro económico a futuros reacondicionamientos con cementación

forzada en la sección determinada. Sin embargo por seguridad se realiza una corrida

con la herramienta CBL para obtener las condiciones más actuales del estado de

cemento en este pozo y también se analiza si existe deformación en la tubería.

• Los últimos reportes de workover indican que el pozo no posee problema alguno

respecto a pescados o colapso, lo cual facilitará el tiempo propuesto por el presente

proyecto.

• El análisis mediante los survey reflejo una trayectoria aceptable en base a la distancia

(MD) y respecto al objetivo principal, con un ángulo adecuado para la aplicación de

la técnica planteada.

Posterior a todos los resultados de selección se complementa la investigación con las

figuras de sección sísmica y correlación estructural-estratigráfica.

En la Figura 4.17, se muestra una sección sísmica de Sur a Norte entre el pozo R-0

(pozo “re-entry” ubicado al sur del campo Limoncocha) y el pozo R-1 (objetivo al cual se

quiere llegar mediante un pozo “re-entry”), la línea amarilla representa el horizonte de

depositación en TP, también se puede observar un arreglo de diferentes colores que cambian

según la amplitud. Los colores, azul y naranjo-rojo nos manifiestan una prolongación de arena

con un buen espesor promedio entre 25 a 40 pies en las zonas de interés.

Los datos obtenidos de sísmica son convertidos en curvas de igual profundidad,

usando los registros acústicos, los cuales nos proporcionan la velocidad de propagación de las

capas.

63

Figura 167 Sección sísmica entre pozo R-0 y pozo R-1


64

Las correlaciones son una forma de interpretar en fondo como se encuentra existente nuestras zonas de interés. La figura 4.18 refleja si existe alguna

semejanza y continuidad con los topes y bases de las arenas con las lecturas de GR, porosidad, densidad y la profundidad con los pozos cercanos al objetivo de

reentrada que denominaremos pozo-03R.

Figura 178 Correlación Estructural-Estratigráfica pozo-03, pozo-05, pozo-03R, pozo-33


65

Se han determinado los parámetros teóricos esperados de las dos arenas de interés. De

esta forma mediante el software IP (Interactive Petrophysics), se procede la interpretación y

predicción que expresa, la arena U Inferior sería el objetivo principal y la arena T Principal el

secundario, argumentando que existe menor saturación de agua y mejor permeabilidad (véase

tabla 4.12).

Tabla 12 Detalles parámetros esperados

Se tiene la expectativa que el acumulado de petróleo en la zona principal de interés U

Inferior es de 793.000 barriles de petróleo. (Véase grafica 4.10)

Gráfica 4.10 Producción teórica de arena “UI” Pozo-03R


Posterior a los resultados y detalles obtenidos en el análisis de acuerdo al proyecto

planteado de re entrada en un pozo existente en el campo Limoncocha, se procede a realizar

las operaciones de abandono definitivo de la parte inferior del pozo. Además se realiza la

corrida de registros para confirmar las condiciones de estado de cemento en el casing-

formación y la existencia de deformación en la tubería.

Parámetros esperados pozo-03R

Yacimiento Tope (tvdss) Espesor Porosidad Sw K

(md) Total Arena Neto

U Inferior -8567 45 30 29 16,5 21,9 1000

T Principal -8831 70 51 31 16,6 35,8 550

Acumulado “UI” 793 MBarriles

66

4.4 Ejecución del programa de abandono en el pozo candidato

Para continuar con el estudio de reentrada se realizó el abandono del pozo elegido. Con

los siguientes objetivos:

1. Recuperar bomba electrosumergible P-18 (402 etapas) encapsulada.

2. Abandono definitivo parte inferior.

A continuación mediante un diagrama de procesos se interpreta los pasos a seguir para

cumplir con los objetivos mencionados, revisar Anexo A se encuentran todos los pasos a

detalle.

Figura 18 Procesos de abandono de pozo

Además, se realizó un análisis de registro inspección de tubería para obtener mejor

información y seguridad en el proyecto. La información que se obtiene mediante este tipo de

herramienta para conocer la mejor parte interna del casing debido al uso y factores externos

que pudieron afectar al casing durante su vida, es decir el desgaste externo o interno, daño

mecánico o corrosión en el casing y deformación de la tubería.

Antecedentes:

Evaluación de inspección de Casing se adquirió entre las profundidades: 79’ a 11204’

(MD), en un revestidor de 9-5/8’’ y con peso de 47 lb/ft. Los valores nominales como base de

la evaluación para un casing de las características citadas anteriormente son:

Operaciones con Slick

Line

Control del Pozo

Pullingtubería y

equipo BES

Limpieza de pozo

Registros eléctricos

Asentamiento de CIBP

Operaciones de

cementación

Armado de cabezal

67

Tabla 13 Detalles valores nominales evaluación de casing

Selección Casing

O.D., plg

Selección Casing

Peso lb/ft

Casing I.D., plg Espesor, plg

9.625 47 8.681 0.472

Los resultados se presentan a continuación mostrando las secciones más dañadas:

9450´ – 9500´ Intervalo

A 9480 ft se pudo observar variaciones en radio y espesor, sin embargo en la vista 3D

a 90 grados, la deformación en la superficie del tubo es únicamente en un costado.

10000´ – 10050´ Intervalo

En el argumento de radios se puede deducir una deformación del tubo, sin embargo

en los espesores no se muestra pérdida de material rígido por lo cual no estaría comprometida

la integridad del revestidor.

10350´ – 10400´ Intervalo

Se pudo observar anomalías importantes en las curvas de radios min, max y promedio,

coherente con las variaciones de espesores, en la vista 3D de 270 grados se puede identificar

un ataque corrosivo o desgaste mecánico importante con posible pérdida de material.

10500´ – 10550´ Intervalo

En el argumento de radios se puede deducir una deformación del tubo, sin embargo

en los espesores no se muestra pérdida de material severo por lo cual no estaría comprometida

la integridad del revestidor.

10580´ – 10650´ Intervalo

Se pudo identificar un cambio fuerte de los radios del casing que correlacionan con el

mapa de espesores cuyas tonalidades rojas muestran pérdidas de material. El mapa 3D muestra

en sus vistas de 180 y 270 grados la evidencia de un daño severo en la superficie de la pared

del casing. Adicionalmente a 10634’ se evidencia una deformación importante de la pared del

casing evidenciada notablemente en la vista 3D a 90 grados.

11000´ – 11070´ Intervalo

Existe daño severo de la tubería de revestimiento evidenciado con una fuerte

deformación de los radios y pérdida de material o espesor que se lo observa en el mapa de

espesores con tonalidades rojas lo cual representa la presencia de posibles hoyos en el

revestidor.

68

11150´ – 11200´ Intervalo

Existe daño puntual sobre la superficie del revestidor con anomalías importantes de

los radios y espesores. El mapa 3D muestra posibles zonas críticas con ataque corrosivo o

mecánico que ha deteriorado la integridad de la tubería.

Como resultado del análisis se concluyó que:

• La calidad de la data registrada fue excelente

• A partir de 9450’ hasta superficie la integridad del casing no se muestra

comprometida por algún tipo de ataque corrosivo o mecánico, los espesores y radios

medidos no tienen variaciones importantes con respecto a los nominales.

• A partir de los 10500’ hasta los 11200’ se presentó las principales secciones de casing

del pozo con mayor evidencia de deformación, posible ataque corrosivo y/o

mecánico que ha desgastado los espesores y ha deformado los radios del revestidor.

• Los intervalos críticos a considerar son: 10580’-10650’ ; 11000’-11070’ y 11150’-

11200’

4.5 Programa de perforación del pozo candidato 03R

4.5.1 Información general

Tabla 14 Información general del programa de perforación pozo-03R

Ubicación Ecuador / Bloque 15

Campo Limoncocha

Tipo de Pozo Re – Entry

Pad / Cellar Limoncocha – Pad XX

Coordenadas de Superficie (UTM) 9963359,08/ 313938,07

Coordenadas del objetivo (UTM) 9964496,43 / 313140,81

Zona de Interés (Objetivo Principal) Reservorio U inferior

Objetivos Secundarios Reservorios: T principal

Perfil del pozo Re – Entry

Profundidad Total (ft) 11563' MD / 9859' TVD

Elevación del Terreno sobre NSM (ft) 831.161’

RKB (ft) 867.661’

Tipo de Trampa Anticlinal asimétrico

Posición con respecto a la trampa Periclinal norte

Posición geológica Extremo norte de la estructura

Espaciamiento entre pozos 300 metros

Taladro A definir taladro de 2000HP

69

4.5.2 Justificación de perforación

Al haber realizado los análisis adecuados de ingeniería y costos se determina que se

puede llegar a las coordenadas mediante operaciones de “Re-entry”. Por lo que se tomó las

consideraciones mencionadas anteriormente en este trabajo para alcanzar a los mismos

objetivos.

El objetivo principal de la perforación es la de obtener hidrocarburos en la arenisca U

Inferior, y como objetivo secundario la arenisca T Principal.

El pozo-03R es un pozo de desarrollo direccional “Re-Entry” a ser perforado desde la

plataforma “A” de Limoncocha, con un desplazamiento horizontal (sección vertical) de 1300

m. y una profundidad total de 11563' MD (-8991' TVDSS).

En este pozo se espera encontrar 31' de arena neta con una porosidad del 16.6% y una

saturación de agua del 35.8% y recuperar reservas de 430 mil barriles. Se correrá LWD en

la sección de 8 ½” y Gyro al momento de abrir la ventana, para evitar riesgos de colisión con

el hoyo original entubado.

4.5.3 Prognosis

Tabla 15 Prognosis

Formación MD TVSS Comentarios

Tiyuyacu 7276,78 5308,35

Congl. Inferior 8892,35 6625,35

Tena 9399,50 7062,35

Napo-arenisca M1 10186,23 7735,35

Lutita napo 10214,29 7759,35

Caliza M 2 10791,17 8268,35

Arena M 2 10914,85 8382,35

Caliza A 10952,49 8417,35

Arenisca U superior 10999,61 8461,35

Arenisca U media 11079,51 8536,35

Arenisca U inferior (op) 11106,11 8561,35 Objetico principal

Base arenisca U inferior 11167,82 8619,35

Caliza B 11181,64 8632,35

T superior 11260,34 8706,35

Arenisca T principal (os) 11385,77 8824,35 Objetivo secundario

Lutita napo basal 11471,82 8905,35

Profundidad estimada 11563,13 8991,34

70

4.5.4 Pozos vecinos productores

Tabla 16 Pozos vecinos productores

4.6 Factibilidad del proyecto

El objetivo principal en el proyecto es la aplicación de la técnica de re entrada mediante

el análisis de las condiciones técnicas y parámetros que poseen los pozos candidatos en la zona

norte del campo Limoncocha, en reemplazo de una nueva perforación de un pozo de petróleo.

La amplia información de cada uno de los pozos permite el análisis de todos los

objetivos planteados, mediante los conocimientos aplicados por parte del investigador y una

adecuada clasificación de las condiciones técnicas, se logró interpretar una amplia muestra con

diferentes puntos referentes a las ventajas y desventajas en las condiciones técnicas de cada

pozo.

Descartando las malas condiciones y desventajas en los pozos del presente proyecto, se

dedujo a un mínimo grupo con diferentes argumentos, al igual que aprovechando los mejores

escenarios se procedió a una ponderación de los argumentos principales para finiquitar la

selección del candidato a la re entrada. De esta manera se procedió a la selección de pozo-03

de la zona norte del campo Limoncocha.

Adicional a la selección del pozo para la seguridad de un proyecto eficaz se realizó un

plan de perforación, donde incluye la profundidad correcta y segura de salida de la ventana,

las profundidades referentes a los objetivos principales y secundarios, los análisis de anti

colisión entre los pozos vecinos. Mediante estos fundamentos el proyecto es factible y

ajustable en el pozo-03 del campo Limoncocha.

4.7 Comparación de optimización de perforación de un pozo “re-entry” con un

pozo nuevo

El planteamiento de un plan de perforación en un pozo nuevo y “re-entry” está

compuesto por los eventos de perforación y generales. El servicio más costos es el de taladro

de perforación; se debe a la relación con el número de días de uso, además de poseer otros

Pozos Fecha inicialBFPD

Inicial

BPPD

Inicial

BSW

InicialFecha actual

BPPD

Actual

BSW

Actual

Oil cum

BLS

Pozo-01TP 2004-JUL-01 1941 1856 4.36 2007-AUG-01 221 70.64 960,3174

Pozo-01UI 2005-MAY-01 290 276 4.81 2013-FEB01 92 84.82 1,703,216

Pozo-02TP 2004-AUG-01 789 473 40.08 2010-SEP-01 17 98.33 746,955

Pozo-05TP 2008-NOV-01 651 563 13.57 2010-NOV-01 1 64.65 678,487

Pozo-05UI 2008-NOV-01 537 503 6.38 2015-MAY-01 253 71.74 688,356

Pozo-06TP 2010-FEB-01 58 36 37.94 2012-OCT-01 3 23.61 27,39

Pozo-06UI 2010-MAR-01 1142 565 50.54 2015-MAY-01 98 9.85 207,438

Pozo-33UI 2013-MAY-01 762 760 0.3 2015-MAY-01 241 31.68 343,386

71

servicios. La optimización se encuentra relacionada directamente al tiempo (días de

perforación) y trayectoria (profundidad de perforación) estas dos variables serían directamente

proporcional entre sí.

El tiempo del plan de perforación mediante la técnica de re entrada está planificada para

un proyecto de 20 días ubicándose la salida de la ventana en los 6498,44 pies (MD) y una

trayectoria de 4937,41 pies (MD) y tiene un costo de $ 3.021.000 dólares.

El tiempo del plan de perforación para un pozo nuevo está planificado para un proyecto

de 25 días con una trayectoria de 11000 pies (MD) con un costo de $ 4.044.000 dólares.

Por consiguiente se genera así una optimización en tiempo de un 20% menos y en costos

un 25,3% menos en relación de la técnica de re entrada con un pozo nuevo.

Para entender mejor a detalle revisar los eventos que se encuentran en los Anexos C y

D.

72

CAPÍTULO 5: CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES

5.1 Conclusiones

• Los análisis mecánicos de cada uno de los pozos candidatos se los realizó con interés e

importancia, tomando en cuenta, aspectos principales para la selección correcta, la

existencia de pescado, reservas remanentes depletadas, estado aceptable del cemento

(casing-formación), estos fueron factores determinantes para encontrar el óptimo pozo

candidato.

• Los resultados de las condiciones mecánicas en cada uno de los pozos reflejaron similitud,

debido a que se encuentran en una misma zona y fueron perforados relativamente en un

mismo período, adicionalmente poseen completación simple y además las arenas

productoras de mayor interés generalmente son UI y TP debido a las condiciones

petrofísicas.

• De acuerdo a cada uno de los análisis y detalles encontrados en los pozos, existe, el cierre

o fallo en BES, reservas remanentes activas, pescado en fondo, estado de cemento en mal

estado. Se aprovechó las ventajas y desventajas, obteniendo así una armonía en conjunto

de acuerdo a las exigencias y parámetros planteados en el proyecto de re entrada para un

pozo cerrado.

• En el análisis, se descartó progresivamente problemas de gran magnitud en los pozos

cerrados, mientras se planteaba las mejoras respectivas mediante la aplicación de la técnica

de “re-entry” en el campo Limoncocha.

• La ponderación en afinidad a temas principales y dependientes en relación a los mayores

problemas y causas, generan un impedimento en tiempo y costos a la técnica de re entrada;

estos contenidos facilitan de una forma simplificada y ordenada la selección de un

candidato a “re-entry” contribuyendo de manera organizada la selección del pozo

candidato y la factibilidad del proyecto planteado.

• Se logró optimizar con el uso de la técnica de re entrada un 20% menos el tiempo en

relación a una perforación de un pozo nuevo y además el 25.3% de ahorro económico en

la técnica de re entrada respecto a un ahorro económico.

5.2 Recomendaciones

• Se recomienda realizar una revisión del estado del cemento y tubería antes de cualquier

intervención de un pozo cerrado, mediante la herramienta adecuada para obtener una

información segura.

73

• Un análisis de survey entre los pozos vecinos o aledaños al objetivo en este tipo de

proyectos de re entrada compone un mejor trabajo de investigación. Dando como

resultados el trayecto (longitud en MD) y ángulo en la perforación.

• Un análisis de reservas en los pozos candidatos conduce a una ventaja en la aplicación de

la técnica de re entrada bajo las condiciones de estudio, en torno a pozos abandonados y

cerrados por diferentes circunstancias.

• El estudio y revisión de los estados mecánicos de los pozos debe interpretarse de una

manera segura y confiable. La no constatación de algún problema conlleva al error de un

proyecto que mantiene una gran inversión de tiempo y recursos.

• La comparación de registros en los pozos cercanos al objetivo a drenar permite una

interpretación hacia el mismo, dando así la confianza de obtener datos teóricos y mayor

detalle para una operación adecuada.

• El aprovechamiento de los recursos disponibles en superficie y en fondo de un pozo para

lograr eficiencia económica.

• El alto ángulo en la salida de una ventana es muy riesgoso, por tanto se recomienda elegir

la profundidad de abertura a una profundidad adecuada, de tal manera que el ángulo de

inclinación no sea muy alto, y en lo posible debe ser en la sección vertical del pozo.

74

CAPÍTULO 6: GLOSARIO Y REFERENCIAS

BIBLIOGRÁFICAS

6.1 Glosario de términos

CBL: Registro de atenuación de señales sónicas, simula la adherencia del cemento entre la

tubería (casing) con las paredes del pozo (hoyo). Se obtiene la lectura mediante ondas acústicas

enviadas por un transmisor a través de la tubería casing y se reflejan hacia receptores que

convierten en amplitud (mv). Altas amplitudes representan una mala integridad del cemento

entre el casing-hoyo. Bajas amplitudes representan una buena integridad del cemento.

VDL: Registro de la densidad variable de ondas, es un estudio de la amplitud de la onda sónica

para un periodo de mil microsegundos, que persiguen a la reproducción del sonido en el

transmisor.

GR: Rayos Gamma, en la lectura de los registros se mide la radioactividad natural de las

formaciones, a través de las emisiones de ondas electromagnéticas de alta energía por la

desintegración de elementos radioactivos. Estos elementos se encuentran por lo general en

formaciones arcillosas (lutitas), los cuales reaccionan con las ondas electromagnéticas

produciendo altos valores de GR en la curva reflejada en los registros, se mide en unidades

API. Mientras mayor es el valor de GR se interpreta que la formación presenta isotopos

radioactivos.

CCL: Herramienta localizadora de los collares de la tubería de revestimiento (casing),

utilizada para correlacionar la profundidad usando puntos de referencia conocidos de la sarta

de revestimiento.

CAST: La herramienta CAST provee imágenes de evaluación de cemento y carcasa de alta

resolución orientadas con respecto al lado lateral alto del pozo, permitiendo la identificación

tanto del desgaste interno como externo de la carcasa, erosión, corrosión o daño mecánico.

USIT: (UltraSonic Imager Tool) es una herramienta que valora la integridad de la tubería de

revestimiento (casing), así como la calidad y distribución del cemento alrededor del casing el

cual alcanza 360 grados girando de 7 a 10 RPM y funciona como transmisor y receptor a la

vez.

LWD: (Logging for drilling) herramienta de registros operada con cable durante la

perforación, provee la medición de las propiedades de una formación durante o después de una

perforación a través de herramientas integradas en el arreglo de fondo del pozo, presenta la

75

ventaja de medir propiedades de una formación antes de la invasión profunda de los fluidos

de perforación.

UTM: (Universal Transverse Mercator) Sistema de coordenadas de Mercator se basa a la

proyección cartográfica transversa de Mercator, en vez de hacerla tangente al Ecuador, se hace

a un meridiano, se expresan en metros únicamente al nivel del mar.

PLT: (Production Logging Tool) Registros tomados después de la terminación de un pozo, se

enfocan en área para el registro del pozo, permite conocer el comportamiento de los pozos y

sus formaciones.

Slickline: Se utiliza un cable para l recuperación de herramientas y equipos de control de

flujo.

76

6.2 Referencias

Baby, Barragán, Rivadeneira. La Cuenca Oriente: Geolgía y Petróleo. 2005.

Barclay, Ian, Jan Pellenbarg, y Frans Tettero. «El principio del fin: Revisión de las prácticas

de abandono y desmantelamiento.» Oilfield Review, 2002: 1.

Carpenter, Chris. Onepetro. 5 de 10 de 2015. https://www.onepetro.org/journal-paper/SPE-

0515-0108-JPT?sort=&start=0&q=re-

entry&from_year=&peer_reviewed=&published_between=&fromSearchResults=tru

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Carrera de Ingeniería de Petróleos. 2016.

Denney, Dennis. «Onepetro.» Onepetro. 5 de 14 de 2011. https://www.onepetro.org/journal-

paper/SPE-1111-0084-JPT?sort=&start=0&q=re-

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Essenfeld, Martin, y Efraín E. Darberii. «Yaciminetos de Hidrocarburos.» 2001.

Estatuto Universitario Universidad Central del Ecuador. 2010.

Facultad de Ingeniería en Geología, Mínas, Petróleos y Ambiental. 2016.

Fernandez, Marcos; Romero, Jorge. «Curso Basico de perforacion Direccional.» 2003.

Guevara, Carlos. «Perforación Direccional.» Maturín, 2009.

Illantes, Javier. Manual de pozos Direccionales. Mexico, 2008.

Jones, R. C. «Re-entry of Existing wells for Drilling and completion of multi-lateral wells.»

onepetro, 10 1995: 4.

Kaplan, René, y Adolfo Maldonado. Atlas Amazonico del Ecuador. 2006.

Mendoza O, Luis E. «HERRAMIENTAS UTILIZADAS EN LA PERFORACIÓN

DIRECCIONAL, CAPÍTULO 3.» Manual de perforacion direccional. s.f.

Meza, Karen Eugenia. Parámetros Petrofísicos Compuestos en la Caracterización de

Yacimientos. D.F.,Cd. Universitario, México: Tesis,(Universidad Nacional

Autónoma de Mexico), 2013.

Petroamazonas E.P. «DATOS.» Contratos de Prestación de Servicios Específicos Integrados

con Financiamiento. QUITO, 10 de 02 de 2015.

Santacruz, Ramiro. Quito, Pichincha, 2016.

Schlumberger. «Oilfield Glossary.» 2017. http://www.glossary.oilfield.slb.com/ (último

acceso: 16 de Abril de 2015).

Servicios Integrados Pañaturi S.A. «Datos y soporte técnico de la empresa.» Quito, 21 de 12

de 2016.

—. «Datos y soporte técnico de la empresa.» Quito, 15 de 03 de 2017.

77

—. «Estudio Técnico para Reinyección .» Reinyeccion de agua. Quito, Pichincha, 2 de 11 de

2016.

Zarate Cabrera, Javier. Desmantelamiento de infraestructura de pozos petroleros fuera de

operación en zona lacustre del Activo Integral Cinco Presidentes. Veracruz,Mexico:

Tesis,(CMIC), 2005.

78

CAPÍTULO 7: ANEXOS

ANEXO A. Sumario de perforación

Slick Line

Se arma equipo y baja en línea 0.108” con shiffting tool de 2-3/8” a abrir camisa de circulación

2-3/8 * 1.87” @ 11334’, se abre camisa, sacan herramientas y desarman equipos. Nota: queda

dentro de la sarta shiftting toll 2-3/8” y collet de 1.90’.

Control del Pozo

Se filtra y mezcla 900 barriles de agua fresca de 8.33 LPG y 6 ntu con los siguientes químicos:

• Dyas-60 (surfactante no-ionico) @ 2 GPT

• Dycide-57 (bactericida) @ 0.1 GPT

• KCl (cloruro de potasio) @ 9.0 LBS/BL densidad 8.4 LPG

Controlan pozo en reversa (csg-tbg) con fluido de control de 8.4 LPG a la estación con 500

psi @ 4.5 BPM, 120 psi en l alínes de retorno a la estación, monitoreando retornos limpios

Con un total de 750 barriles bombeados a la estación.

Pulling tubería y equipo BES

Se instala landing joint y levantan tubing hanger con 152 KLBS cortan cable bajo hanger,

toman medidas eléctricas: FF= 107 OHMS balanceado FT= 4.5 KOHM, equipo a tierra. Sacan

equipo BES P-18 (402 etapas) encapsulado en tubing 2-7/8”.

Desarman BHA de producción con la siguiente descripción:

• 2-7/8” sec box * 2-3/8” eue pin x-over

• 2-3/8” camisa de circulación id 1.87 tipo “l” (abierta), recuperan shiffting tool

• 2-3/8” eue box * 2-7/8” sec 8,6 lbs/pie 110 id 2.259

• junta 2-7/8” sec 8,6 lbs/pie tn 110 id 2.259

• 2-7/8” eue handling sub

• 5-4/2” shroud hanger

• 2-7/8” extension sub

• 2-7/8” eue pup joint

• 2-7/8” eue box * 2-3/8” eue pin x-over

• 2-3/8” *1.81” no-go

79

Desarman equipo BES P-18 con la siguiente descripción:

• 2-3/8” eue descarga serie 400, limpia externas e internas

• Descarga de presión head px press port 400, limpias externa e internamente

• Bomba superior p-18, 134 stg, s/n 13406500, serie 400, giro trabado, sin sólidos en

cabeza, limpia externamente

• Bomba media p-18, 134 stg, s/n 13406495, serie 400, giro trabado, sin sólidos en

cabeza, limpia externamente

• Bomba inferior p-18, 134 stg, s/n 13406495, serie 400, giro trabado, sin sólidos en

cabeza, limpia externamente.

• Intake s/n 13385341, serie 400, con orificios despejados, giro ok

• Sello tandem s/n 13411501, serie 400, contaminadas las primeras y segundas cámaras,

desde tercera a sexta camaras de aceite trabajado, extensión y giro de eje ok, limpia

externamente

• Upper motor, 135 hp, 50 amp, s/n 13395060, serie 450, extensión y giro de eje ok,

aceite limpio, medidas f-f: 1.7 ohms, f-t: 2000 m-ohms

• Lower motor, 135 hp, 50 amp, s/n 13395065, serie 450, extensión y giro de eje ok,

aceite limpio, medidas f-f: 1.7 ohms, f-t: 2000 m-ohms

• Sensor de fondo serie 450, s/n z205-04722, eléctricamente ok, sale pegado al motor

lower

• Centralizador csg 5-1/2”

Desarman encapsulado con la siguiente descripción:

• Casing 5-1/2” stl, 4jts, penetrador de capsula rms presenta bajo aislamiento en fase a

• X-over 5-1/2 stl box * 3-1/2” eue pin, carbon steel

• Pup joint 3-1/2” eue box * pin, carbon steel

• Safety joint 3-1/2” eue box * pin, carbon steel

• (3) blast joint 3-1/2” eue box * pin n-80, carbon steel

• (6) tubing 3-1/2” eue * pin n-80, carbon steel

• No-go seating nipple 3-1/2” * 2.75” fue box * pin, carbon steel

• Locator seal assembly 3-1/2” eue box, carbon steel

Material recuperado:

• (380) juntas tubería de 2-7/8” sec 8,6 lb/pie, tn-110

• (40) bandas de ¾”, quedan en pozo 5 bandas

• (379) protectores cannon 2-7/8”

80

• (2) capilares de ¼” (inyección de químico y sensor-presión descarga)

Limpieza de pozo

Arman BHA #1 de limpieza para csg 9-5/8” como se indica a continuación:

• 8-1/2” BROCA TRICONICA N/S PY6804 CON BOQUILLAS ABIERTAS

• SCRAPER PARA CSG 9-5/8”

• (4) DRILL COLLAR 4-3/4”

Peso del BHA 6000 libras.

Bajan BHA de limpieza con scraper para csg de 9-5/8” en 3-1/2” dp hasta 11230 pies con 349

joints + BHA + KB, circulando pozo, sacan y desarman BHA.

Registros eléctricos

Se arma herramientas con CBL-VDL-GR-CCL, baja sondas, correlacionan y dejan

herramienta en profundidad, registran calidad de cemento en casing de 9-5/8” desde 9500 pies

hasta 6500 pies. Sacan sondas hasta superficie

Se arma herramientas con GR-CCL-CAST, baja sondas, correlacionan y deja herramienta en

profundidad, realizan registro de corrosión en casing de 9-5/8” desde 11230 pies hasta

superficie. Sacan sondas hasta superficie.

De acuerdo a la interpretación y lectura de los registros eléctricos se determina la integridad y

la calidad de cemento del casing de 9-5/8” se encuentra en condiciones aceptables y se

continúa con programa.

Asentamiento de CIBP 7 pulgadas

Se levanta herramientas y arma BHA con la siguiente descripción:

• 7” CIBP

• SETTING TOOL 7” * 3-1/2” IF BOX

• X-OVER 2-7/8 EUE PIN 3-1/2” IF BOX

Se baja BHA #2 con CIBP de 7 pulgadas en 3-1/2” drill pipe hasta 11555 pies, asientan CIBP

7 pulgadas, dentro de las gomas del CIBP @ 11554 pies, sacan setting tool, desarman equipos.

81

Operaciones de cementación

Se arma y baja punta libre en 3-1/2” drill pipe hasta 11553 pies. Arman líneas en superficie,

realizan prueba de presión con 3000 psi durante diez minutos, OK. Realizan mezcla y bombean

cemento con la siguiente descripción:

• 9 barriles de mud flush de 8,4 ppg @ 4 bpm con 50 psi

• 18 barriles de cemento de 15,8 ppg @ 3 bpm con 90 psi

• 1 barril de mud flush de 8,4 ppg @ 4 bpm con 20 psi

Desplazan con 78.5 barriles de fluido de control de 8,4 PPG @ 4 BPM con 82 psi, sacan 9

paradas para evitar swaveo del cemento hasta 10985 pies, circulan en reversa @ 4 BPM con

450 psi para limpieza de drill pipe. Total bombeado 120 barriles. No hay retorno de cemento.

Bajan 3-1/2” drill pipe y topan cemento duro a 11144 pies (410 pies de tapón) desde tope de

CIBP a 11554 pies.

Armado de cabezal

Se arma cabezal 13-5/8” * 5000 psi y líneas de flujo. Finalizan operaciones.

82

ANEXO B Survey pozo-03R

POZO-03R_Plan Proposal Geodetic Report

(Non-Def Plan)

2.9.370.0

CommentsMD

(ft)

Incl

(°)

Azim Grid

(°)

TVD

(ft)

TVDSS

(ft)

VSEC

(ft)

NS

(ft)

EW

(ft)

DLS

(°/100ft)

Northing

(m)

Easting

(m)

Latitude

(N/S ° ' ")

Longitude

(E/W ° ' ")

Marker MudLine 36,50 0,10 97,06 36,50 -831,16 -0,05 -0,01 0,06 0,27 9963359,08 313938,07 S 0 19 52.88 W 76 40 18.53

Tie-In 6498,44 43,25 303,15 5614,05 4746,39 2873,91 1568,24 -2409,83 N/A 9963837,10 313203,52 S 0 19 37.32 W 76 40 42.28

9 5/8" Casing

Top of

whipstock

6575,96 43,28 302,96 5670,50 4802,84 2927,01 1597,22 -2454,36 0,17 9963845,93 313189,94 S 0 19 37.03 W 76 40 42.72

Base of

whipstock6589,96 44,14 305,05 5680,62 4812,96 2936,68 1602,63 -2462,38 12,00 9963847,58 313187,50 S 0 19 36.97 W 76 40 42.80

Rat Hole 6604,96 44,14 305,05 5691,39 4823,72 2947,13 1608,63 -2470,93 0,00 9963849,41 313184,89 S 0 19 36.91 W 76 40 42.89

EOC 6966,97 45,00 320,00 5950,00 5082,34 3197,37 1779,54 -2656,92 2,90 9963901,51 313128,20 S 0 19 35.22 W 76 40 44.72

TIYUYACU 7276,04 41,04 325,73 6176,01 5308,35 3397,67 1947,22 -2784,36 1,80 9963952,62 313089,36 S 0 19 33.55 W 76 40 45.98

CONGL.

INFERIOR8856,85 28,65 12,08 7493,01 6625,35 4041,63 2763,48 -3001,72 1,80 9964201,42 313023,10 S 0 19 25.45 W 76 40 48.12

EOC #1 (3D-S) 9130,33 28,67 22,36 7733,14 6865,48 4081,04 2888,34 -2963,05 1,80 9964239,48 313034,89 S 0 19 24.22 W 76 40 47.73

TENA 9354,70 28,67 22,36 7930,01 7062,35 4104,12 2987,87 -2922,07 0,00 9964269,82 313047,38 S 0 19 23.23 W 76 40 47.33

NAPO-

ARENISCA M110121,71 28,67 22,36 8603,01 7735,35 4183,13 3328,13 -2782,10 0,00 9964373,53 313090,04 S 0 19 19.85 W 76 40 45.95

LUTITA NAPO 10149,06 28,67 22,36 8627,01 7759,35 4185,95 3340,27 -2777,11 0,00 9964377,23 313091,56 S 0 19 19.73 W 76 40 45.90

CALIZA M2 10729,16 28,67 22,36 9136,01 8268,35 4245,70 3597,61 -2671,25 0,00 9964455,67 313123,83 S 0 19 17.18 W 76 40 44.86

KOP #2 10746,06 28,67 22,36 9150,84 8283,18 4247,47 3605,11 -2668,20 0,00 9964457,96 313124,76 S 0 19 17.10 W 76 40 44.83

ARENA M2 10858,20 26,98 22,36 9250,01 8382,35 4258,68 3653,51 -2648,26 1,50 9964472,71 313130,84 S 0 19 16.62 W 76 40 44.63

CALIZA A 10897,37 26,40 22,36 9285,01 8417,35 4262,46 3669,79 -2641,56 1,50 9964477,67 313132,88 S 0 19 16.46 W 76 40 44.56

ARENISCA U

SUPERIOR10946,34 25,66 22,36 9329,01 8461,35 4267,08 3689,66 -2633,39 1,50 9964483,73 313135,37 S 0 19 16.26 W 76 40 44.48

EOC #2 10990,41 25,00 22,36 9368,84 8501,18 4271,15 3707,10 -2626,25 1,50 9964489,04 313137,55 S 0 19 16.09 W 76 40 44.41

ARENISCA U

MEDIA11029,21 25,00 22,36 9404,01 8536,35 4274,65 3722,26 -2619,98 0,00 9964493,66 313139,46 S 0 19 15.94 W 76 40 44.35

LMND-15R_26-

May-1611040,41 25,00 22,36 9414,16 8546,50 4275,69 3726,64 -2618,21 0,00 9964495,00 313140,00 S 0 19 15.90 W 76 40 44.33

ARENISCA U

INFERIOR (OP)11056,80 24,99 22,36 9429,01 8561,35 4277,15 3733,04 -2615,54 0,08 9964496,95 313140,81 S 0 19 15.83 W 76 40 44.31

BASE

ARENISCA U

INFERIOR

11120,77 24,94 22,36 9487,01 8619,35 4282,95 3758,01 -2605,27 0,08 9964504,56 313143,94 S 0 19 15.59 W 76 40 44.21

CALIZA B 11135,11 24,92 22,36 9500,01 8632,35 4284,25 3763,60 -2602,97 0,08 9964506,26 313144,64 S 0 19 15.53 W 76 40 44.18

T SUPERIOR 11216,69 24,86 22,36 9574,01 8706,35 4291,62 3795,35 -2589,91 0,08 9964515,94 313148,63 S 0 19 15.22 W 76 40 44.06

ARENISCA T

PRINCIPAL

(OS)

11346,68 24,75 22,36 9692,01 8824,35 4303,33 3845,79 -2569,16 0,08 9964531,32 313154,95 S 0 19 14.71 W 76 40 43.85

LUTITA NAPO

BASAL11435,85 24,68 22,36 9773,01 8905,35 4311,34 3880,28 -2554,98 0,08 9964541,83 313159,27 S 0 19 14.37 W 76 40 43.71

EOC 11530,46 24,61 22,36 9859,00 8991,34 4319,84 3916,77 -2540,00 0,08 9964552,95 313163,84 S 0 19 14.01 W 76 40 43.56

Total Gravity Field Strength: 997.2196mgn (9.80665 Based)

Total Corr Mag North->Grid

North:

Gravity Model:

28773.603 nT

GARM

Total Magnetic Field Strength:

Magnetic Dip Angle:

North Reference:

20.743 °

June 04, 2016

BGGM 2016

Grid North

0.0097 °

-4.4882 °

Grid Convergence Used:

867.661 ft above MSLTVD Reference Elevation:

Seabed / Ground Elevation: 831.161 ft above MSL

Field:

Report Date:

Limoncocha - PAÑATURI

Client: Consorcio Pañaturi

Minimum Curvature / Lubinski

304.760 ° (Grid North)

0.000 ft, 0.000 ft

Rotary Table

Survey / DLS Computation:

TVD Reference Datum:

Vertical Section Azimuth:

Vertical Section Origin:

UWI / API#:

POZO-03R

Structure / Slot:

Well:

Borehole:

Unknown / Unknown

POZO-03

Limoncocha Pad XX / Slot X

Location Grid N/E Y/X:

PSAD56 * DMA-Ecu / UTM zone 18S

113.975 ° / 5567.011 ft / 5.870 / 0.565

Coordinate Reference System:

Survey Name: POZO-03R_Plan

Survey Date:

Grid Scale Factor:

Version / Patch:

Well HeadLocal Coord Referenced To:

-4.479 °Magnetic Declination:

Declination Date:

1,00002855

Magnetic Declination Model:

S 0° 19' 52.88208", W 76° 40' 18.53345"

Tort / AHD / DDI / ERD Ratio:

CRS Grid Convergence Angle:

June 04, 2016

Location Lat / Long:

0.0097 °

N 9963359.087 m, E 313938.053 m

83

ANEXO C Presupuesto de perforación pozo nuevo

TIEMPO ESTIMADO DIAS

PERFORACION 25,00TIEMPO TOTAL 25

EVENTO SUB CUENTA DESCRIPCION TOTAL

SERVICIOS

SERVICIO TALADRO PERFORACION 730.000,00

SERVICIO DE DIRECCIONAL 500.000,00

SERVICIO LODOS PERFORACION 365.000,00

SERVICIO DE CONTROL DE SOLIDOS PERFORACION 210.000,00

SERVICIO DE MUD LOGGING PERFORACION 250.000,00

SERVICIO DE GYRO 14.600,00

SERVICIO DE CATERING PERFORACION 54.000,00

SERVICIO INSPECCION Y REPARACION DE TUBULARES PERFORACION 20.000,00

SERVICIO DE CORRIDA DE TUBULARES PERFORACION 56.000,00

SERVICIO CEMENTACION PERFORACION (INC EQU FLOTACION) 313.000,00

SERVICIO DE INSTALACION DE CABEZAL Y CORTE FRIO DE CASING + CABEZAL 87.000,00

SERVICIO DE REDUCTORES DE TORQUE -

SERVICIO DE REGISTROS ELECTRICOS A HOYO ABIERTO WIRELINE 69.000,00

SERVICIO DE LINER HANGER 95.000,00

SERVICIO LUMP SUM BROCAS PERFORACION 117.000,00

SERVICIO TRATAMIENTO DE PISCINAS DE RIPIOS DE DRL 140.000,00

0 -

RENTAS -

RENTA DE JARS 15.000,00

RENTA DE EQUIPOS PERFORACION 30.000,00

MATERIALES -

COMBUSTIBLES PERFORACION 126.000,00

TUBERIA DE REVESTIMIENTO 714.000,00

ACEITES Y GRASAS PERFORACION 13.000,00

BROCAS ADICIONALES A LUMP SUM -

3.918.600,00

SERVICIO DE TRANSPORTE DRILL PIPE & TUBING 10.000,00

SERVICIO DE TRANSPORTE FISHING TOOLS, JARS, X-O, OTHERS 10.000,00

ASISTENCIA COMUNITARIA 6.000,00

SERVICIO DE CAMION VACCUM 11.000,00

MEDIO AMBIENTE 7.000,00

SERVICIO TOMA DE NUCLEOS Y ANALISIS (GEOMECANICA) -

CONSTRUCCION DE LOCACIONES Y CARRETERAS 5.000,00

CONSTRUCCION DE CELLAR 15.000,00

LIMPIEZA DE LOCACION 5.000,00

FISHING -

LOST IN HOLE -

COMBUSTIBLES Y LUBRICANTES SERVICIOS GENERALES 5.000,00

REEMBOLSABLES 20.000,00

COMUNICACIONES 6.000,00

INSPECCION DE TORRE 25.000,00

125.000,00

TOTAL 4.043.600,00

PERFORACION

Subtotal

Subtotal

GENERALES

84

ANEXO D Presupuesto de perforación pozo de re entrada

TIEMPO ESTIMADO DIAS

PERFORACION 20,00

TIEMPO TOTAL 20

PERFORACION DRILLING 3.021.000,00$

Servicio Taladro Perforación Rig Drilling Service $ 600.000,00

Servicio de Direccional Directional Service $ 380.000,00

Servicio Lodos Perforación Muds Drilling Service $ 190.000,00

Servicio de Control de Sólidos Perforación Solids Control Drilling Service $ 110.000,00

Servicio de Mud Logging Perforación Mud Logging Drilling Service $ 120.000,00

Servicio de Gyro Gyro Service $ 22.000,00

Servicio de Catering Perforación Catering Drilling Service $ 60.000,00

Servicio Cementación Perforación (Inc Equ

Flotación) Cementing Drilling Service (Equ Inc Flotation) $ 280.000,00

Mallas para Zarandas Screeners

Servicio de Reductores de Torque Torque Gear Service

Servicio de Registros Electricos a Hoyo Abierto

Wireline Wireline Open Hole Electric Logs Service $ 120.000,00

Servicio de Liner Hanger Liner Hanger Service $ 220.000,00

Servicio Lump Sum Brocas Perforación Lump Sum Service Drilling Bit $ 180.000,00

Trat., Moni., y Dispo. Final de Lodos y Ripios

Perforacion

Final Trat., Moni., and Disp. of Drilling Mud and

Cuttings $ 90.000,00

Transporte de Lodos y Ripios de Perforacion DRL Cuttings Treatment Service - Transport $ 32.000,00

Vacuum Contaminadas de Perforacion Vacuum Drilling Polluted $ 12.000,00

Vacuum Agua para Reinyeccion Vacuum Water Reinyection $ 9.000,00

Renta de Jars Rent Jars $ 25.000,00

Monitoreos (Agua, Gas, Ruido, Emisiones, Etc) Monitoring (water, gas, noise, emissions, etc) $ 5.000,00

Materiales Combustibles Perforación Fuels Materials Drilling $ 152.000,00

Materiales Tuberia de Revestimiento Casing Materials $ 100.000,00

Trat. y Dispo. Final de Desechos Perforacion Final Trat., Moni., and Disp. of Drilling Waste $ 12.000,00

Transmisión de Datos en Tiempo Real Data Tansmission in Real Time $ 20.000,00

Renta de Equipos de Perforacion (Montacarga y

Camioneta) Rent of Equipments (Pick up & Forklift) $ 20.000,00

Fishing en Perforacion Fishing Operation $ -

Lost in Hole en Perforacion Lost in Hole Drilling

Pago Entes de Control Perforacion Payment Control Organizations $ 10.000,00

Asistencia Comunitaria Perforacion Community Assistance Perforacion $ 5.000,00

Whipstock + otros Whipstock, Others $ 150.000,00

Limpieza de Locación Cleaning Location $ 6.000,00

Comunicaciones Communications $ -

TOTAL 3.021.000,00$

REENTRY WITH 7" & 5" LINER

universidad central del ecuador …€¦ · v universidad central del ecuador facltad de...

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