1. Alvaro M: “Companies Look to Boost Production at Mature Oil Fields in Ecuador,” The Wall Street Journal (1º de febrero de 2012), http://online.wsj.com/article/BT-CO-20120201-713643.html (Se accedió el 1º de agosto de 2014).
2. Un sistema de pilares tectónicos y fosas tectónicas se desarrolla en un régimen tectónico de extensión o de rifting, en el que las fallas directas constituyen el tipo más abundante de falla. Un pilar tectónico es un bloque situado en una posición relativamente alta, limitado a ambos lados por fallas directas que se inclinan unas lejos de las otras. Una fosa tectónica es un bloque situado en una posición relativamente baja —fosa o cuenca— limitado a ambos lados por fallas directas que se inclinan unas en dirección a las otras. Un sistema de pilares tectónicos y fosas tectónicas se forma a través de la alternancia de bloques situados en posiciones altas y bajas.
3. Una roca sedimentaria clástica consiste en fragmentos fracturados o erosionados, que son fragmentados a partir de rocas pre-existentes, transportados a otro lugar y redepositados para formar otra roca. Los conglomerados, areniscas, limolitas, fangolitas y lutitas son algunos ejemplos de rocas sedimentarias clásticas comunes. Las rocas carbonatadas también pueden ser disgregadas y re-elaboradas para formar rocas sedimentarias clásticas.
Volumen 26, no.3 4747
El campo Shushufindi-Aguarico (al que se alude en forma conjunta como Shushufindi) es un campo gigante maduro, responsable de más del 10% de la producción total de hidrocarburos de Ecuador. Descubierto en el año 1969 con un volumen esti-mado de 3 700 millones de bbl [590 millones de m3] de petróleo original en sitio, alcanzó una tasa de pro-ducción máxima de aproximadamente 125 000 bbl/d [19 900 m3/d] de petróleo en 1986. Desde enton-ces, el campo se encuentra en declinación y en 2011 produjo menos de 40 000 bbl/d [6 360 m3/d] de petróleo.
En el año 2010, el gobierno de Ecuador, preo-cupado por la declinación de los ingresos prove-nientes del petróleo de los campos petroleros existentes en el país, buscó activamente formali-zar una asociación con una compañía de servicios para revertir esta tendencia. A fines de enero de 2012, la Empresa Pública de Hidrocarburos del Ecuador (EP Petroecuador) firmó un contrato por 15 años con el Consorcio Shushufindi S.A. (CSSFD), una asociación conjunta (JV) de servicios integra-dos liderada por Schlumberger, para manejar la producción de Shushufindi.1 Los objetivos eran
optimizar la producción, acelerar el desarrollo de las reservas comprobadas y evaluar el potencial para la recuperación secundaria y terciaria. En unos pocos años, el consorcio resucitó el debilitado gigante, restituyendo la producción de petróleo a 75 000 bbl/d [11 900 m3/d].
Al mes de agosto de 2014, el consorcio había incrementado la producción de petróleo en más de un 60%, había perforado 70 pozos, ejecutado 60 remediaciones y construido una planta de tra-tamiento de agua de última generación para un proyecto piloto de inyección de agua con un volu-men de 40 000 bbl/d. Actualmente, la producción de Shushufindi ha alcanzado los límites de las instalaciones disponibles.
Este artículo, que explica cómo el consorcio CSSFD JV revitalizó la producción del campo gigante Shushufindi-Aguarico, comienza con la estructura del campo, su descubrimiento, la pro-ducción inicial de petróleo y la producción defi-ciente subsiguiente. Además, se analizan las intervenciones iniciales del consorcio para incre-mentar la producción, los estudios simultáneos y paralelos para comprender la arquitectura del
campo, la construcción de un centro digital de operaciones petroleras, los esfuerzos para maximi-zar la producción a través de operaciones de cons-trucción e intervención de pozos y el desarrollo de programas piloto para probar la producción a tra-vés de proyectos de recuperación secundaria por inundación con agua.
El apogeo y la decadencia de un giganteEl campo Shushufindi se encuentra ubicado en la cuenca Oriente, en la porción noreste de Ecuador (izquierda). Con una superficie de 400 km2 [150 mi2], es el campo de petróleo más grande de Ecuador: un gigante que contiene un volumen esti-mado de 3 700 millones de bbl de petróleo original en sitio (OOIP). Al mes de enero de 2014, el campo había producido aproximadamente 1 200 millones de bbl [190 millones de m3] de petróleo.
La cuenca Oriente ecuatoriana forma parte de una cuenca de arco posterior de edad Mesozoico-Cenozoico, que se formó en conjunto con la activi-dad tectónica que dio origen a los Andes durante el período Cretácico a Terciario. Las trampas estruc-turales actuales se originaron como resultado de la deformación compresional y el rejuvenecimiento de las estructuras de basamento precretácicas y están compuestas principalmente por anticlinales fallados o cubiertas pelágicas formadas sobre estructuras de basamento levantadas.
La estructura del yacimiento Shushufindi-Aguarico de edad Cretácico corresponde a un anticlinal asimétrico de bajo relieve; el flanco oeste se inclina entre 1° y 2° al oeste. El campo posee una longitud de 40 km [25 mi] y un ancho de 10 km [6 mi] y exhibe un cierre estructural de unos 67 m [220 pies] en el relieve. La estructura se cierra al este por la presencia de una falla inversa discontinua norte-sur, que posee un componente secundario de movimiento por desplazamiento de rumbo. Los geocientíficos consideran que esta falla actúa como sello en algunos lugares pero en otros constituye un sello parcial o ausente. El basamento precretácico es dominado por un sistema de pila-res tectónicos y fosas tectónicas, que incide directamente en el ambiente depositacional y la secuencia sedimentaria Cretácica.2
En la cuenca Oriente, los objetivos del yaci-miento primario corresponden a las formaciones cretácicas Hollín y Napo. Existen seis intervalos clásticos que forman yacimientos: la formación Hollín, los miembros T, U, M2 y M1 de la forma-ción Napo y el miembro basal de la formación Tena, de más antiguo a más moderno.3 Estas for-maciones fueron depositadas en un ambiente sedi-mentario transgresivo-regresivo que se generó en respuesta a las fluctuaciones globales del nivel
> Ubicación del campo Shushufindi. El campo petrolero Shushufindi-Aguarico (centro) se encuentra ubicado en la cuenca Oriente, en las provincias de Sucumbíos y Napo del noreste de Ecuador (izquierda). El sombreado gris indica las cuencas de Putumayo, Oriente y Marañón situadas en el este de Colombia, Ecuador y Perú, a lo largo del frente oriental de los Andes (línea negra de guiones). El campo fue descubierto en enero de 1969 y su primera producción de petróleo tuvo lugar en 1972. El anticlinal Shushufindi-Aguarico (derecha) posee una orientación norte-sur, una longitud de 40 km [25 mi] y un ancho de 10 km [6 mi] y se encuentra limitado al este por una falla inversa N–S.
PERÚ
COLOMBIA
ECUADOR
Quito
2000 mi
0 200km
O c
é a
n o
P a c í f
i c o
Provincia deSucumbíos
Provinciade Napo
Nueva Loja
Cuenca Oriente
Cuencadel Marañón
Cuencadel Putumayo
N
CampoShushufindi-Aguarico
48 Oilfield Review
del mar.4 Los yacimientos se encuentran en suce-siones de depósitos fluviales, estuarinos y deltai-cos de sedimentos que provinieron del este y progradaron, o se acumularon, sucesivamente en dirección hacia el mar, primero como depósitos costaneros y luego como depósitos marinos some-ros de plataforma.
La producción de petróleo del campo Shushufindi proviene de los miembros T y U de la formación Napo y de los yacimientos de la forma-ción Tena basal. Las arenas homogéneas y de gran espesor de la formación Hollín se encuentran pre-sentes en el área, pero están saturadas de agua. Los miembros Napo T y Napo U están representa-dos por depósitos estuarinos a marinos someros y se subdividen en los submiembros T Inferior, T Superior, U Inferior y U Superior. Los submiem-bros inferiores son los yacimientos principales del campo, se formaron a partir de arenas macizas de marea y estuario, y contienen el 90% del OOIP de Shushufindi. Los submiembros superiores corresponden a areniscas y fangolitas interestra-tificadas que fueron depositadas en un ambiente marino somero. Estos intervalos de yacimiento poseen escaso soporte de presión del acuífero.
El campo petrolero Shushufindi fue descu-bierto por el consorcio Texaco-Gulf (dos compa-ñías que ahora forman parte de Chevron) en el año 1969. Las pruebas iniciales, efectuadas en el pozo descubridor, arrojaron tasas de flujo de petróleo de 2 496 bbl/d [396,8 m3/d] provenientes del miembro Napo U y de 2 621 bbl/d [416,7 m3/d]
del miembro Napo T. Durante la producción ini-cial, el petróleo de estas unidades provenía de varias formaciones. El soporte de un acuífero lateral para las unidades yacimiento, proveniente del oeste, constituyó el principal mecanismo de empuje para la producción de hidrocarburos.
La producción del campo Shushufindi se ini-ció en el año 1972 con una tasa de 19 200 bbl/d [3 050 m3/d] de petróleo y sin producción de agua, y alcanzó un valor máximo aproximada-
mente en 1977 con 120 000 bbl/d [19 100 m3/d] y un bajo corte de agua (izquierda). Al declinar la presión de formación, el acuífero avanzó en el yaci-miento y la falla presente en el lado este de la estructura permitió la incursión de agua en el mismo. Para el año 1994, la producción de petróleo era de 100 000 bbl/d [15 900 m3/d] y la de agua ascendía a 40 000 bbl/d. De allí en adelante, la pro-ducción total de líquidos se mantuvo estable en aproximadamente 130 000 bbl/d [20 700 m3/d], si bien la producción de petróleo declinó gradual-mente y la producción de agua se incrementó en forma proporcional.
Para el año 2010, la producción de petróleo representaba aproximadamente un 35% de la pro-ducción total de líquidos. Para contrarrestar la tendencia declinante de la producción de petró-leo, el gobierno de Ecuador invitó a un grupo de compañías a presentar ofertas para la revitaliza-ción del campo Shushufindi. Schlumberger formó el Consorcio Shushufindi S.A. (CSSFD) con la compañía argentina de E&P Tecpetrol S.A. (25%) y la firma multinacional de capital privado Kohlberg Kravis Roberts & Co. LP (10%).
En enero de 2012, el consorcio firmó un con-trato por 15 años con EP Petroecuador, la compa-ñía petrolera nacional de Ecuador, con el fin de formar una asociación conjunta (JV) de empresas de servicios integrados para manejar la produc-ción de Shushufindi.5 Los estudios del subsuelo y las actividades con erogaciones de capital para el contrato de JV son administrados por CSSFD. En febrero de 2013, la división de exploración y producción de EP Petroecuador se fusionó con Petroamazonas Ecuador S.A. para convertirse en
> Historia de producción. Desde el inicio de la producción (extremo superior) en 1972, la producción de petróleo del campo Shushufindi se redujo en forma concomitante con el incremento de la producción de agua. Después del año 1986, la tendencia fue independiente del número de pozos activos del campo (extremo inferior).
Tasa
de
prod
ucci
ón, 1
000
bbl
/d
0
40
80
120
160
2010200820062004200220001998199619941992Año
1990198819861984198219801978197619741972
Núm
ero
de p
ozos
act
ivos
0
40
20
80
60
100
2010200820062004200220001998199619941992Año
1990198819861984198219801978197619741972
Combinado Petróleo Agua
Número total de pozos activos
> Producción incremental de petróleo. Desde la firma del contrato del Consorcio Shushufindi a fines de enero de 2012, la producción de petróleo se incrementó hasta alcanzar más de 75 000 bbl/d, cifra que incluye la producción incremental de petróleo de más de 30 000 bbl/d por encima de la producción de referencia. El cálculo de la producción de referencia se basa en el supuesto de falta de acciones posteriores y la producción de Shushufindi se dejaría declinar naturalmente.
Petroamazonas EP, o PAM. Como resultado de dicha fusión, PAM asumió la responsabilidad como opera-dor y como socio cliente del consorcio CSSFD JV en el activo Shushufindi. En el momento de la firma del contrato, unos 100 pozos activos producían en con-junto 45 000 bbl/d [7 150 m3/d] de petróleo.6
Desde entonces, la producción se incrementó en más de un 60% hasta alcanzar unos 75 000 bbl/d o aproximadamente 30 000 bbl/d [4 770 m3/d] de petróleo más que en la fecha de inicio del con-trato; es decir, en enero de 2012 (página anterior, extremo inferior).
Intervención previa al contratoEn octubre de 2011, cuatro meses antes de la firma del contrato, el consorcio CSSFD introdujo un equipo de profesionales técnicos y de operaciones dedicado al estudio del campo y la propuesta de acciones específicas a ser adoptadas inmediata-mente después de la formalización del contrato. En menos de cuatro meses, el equipo de trabajo diseñó el plan de trabajo anual (AWP) para el año 2012, que incluyó la perforación de 22 pozos y la ejecución de 25 remediaciones. Además, el equipo de trabajo desarrolló estrategias para revisar las instalaciones de superficie existentes —buscando y abordando la existencia de cuellos
de botella en el sistema— con el fin de mejorar la productividad de la instalación.
A los cuatro meses de haber iniciado las tareas, el equipo de trabajo había recabado una base de datos general de los pozos existentes y había desa-rrollado un modelo geológico estático confiable y un modelo de yacimiento dinámico realista para Shushufindi.7 Además, el equipo de trabajo con-taba con recomendaciones para 35 localizaciones de pozos nuevos y 29 remediaciones, e ideó planes para el monitoreo continuo y la modernización de las instalaciones y las operaciones de producción a fin de minimizar el tiempo no productivo (NPT) y la producción diferida. A seis semanas de la vigen-cia del contrato, el equipo a cargo del activo estaba operando un equipo de perforación y dos equipos de remediación de pozos en el campo. Hacia fines de 2012, el número de equipos de perforación y remediación de pozos se incrementó a cuatro y tres, respectivamente, y el consorcio CSSFD JV había terminado los pozos nuevos y las remedia-ciones del AWP 2012 y había inaugurado un centro de operaciones computarizado de última generación.
A los dos meses de firmado el contrato, el equipo de trabajo había evaluado 152 pozos utili-zando la plataforma del software de pozos Techlog.
Los resultados para cada uno de los pozos fueron compilados y presentados en un formato simple (arriba). Además, cada pozo se correlacionó con los cuatro pozos vecinos más cercanos; cada sec-ción transversal de la correlación mostraba una configuración en “M” con el pozo de interés en el
> Salida de tipo visualización de un solo pozo del software de registros de pozos Techlog. Los analistas interpretan todos los pozos del campo y los resultados son presentados y se encuentran disponibles en un formato integral y simple, accesible para todo el personal que conforma los equipos de trabajo del subsuelo, de ingeniería de producción, perforación y remediación de pozos. Esta representación de un solo pozo es utilizada para todas las terminaciones y para las propuestas de reterminaciones y remediaciones.
Yacimiento Zona productiva
Saturación de agua
Arena
Permeabilidad
Porosidad confluido ligado
Porosidad efectivaArena
LutitaArena
Prof
undi
dad
med
ida,
pie
s Profundidadvertical
verdaderabajo el niveldel mar, pies
Zonas de laformación
Napo °APIRayos gamma
Lutita
0 150 Fracción
Volumen de lutita
0 1
Term
inacio
nes
Intervaloproductivo
Intervaloaislado
Y 300
X 900
X 925
X 950
X 975
Y 000
Y 025
Y 050
Y 075
Y 100
Y 125
Y 150
Y 175
Y 200
Y 225
Y 250
Y 275
Y 300
Y 400
Y 500
Y 600
g/cm3
Densidad1,95 2,95
FracciónPorosidad-neutrón
0,45 –0,15
FracciónPorosidad total
0,5 0 mDPermeabilidad
0,01 10 000
FracciónPorosidad efectiva
0,5 0
ohm.mResistividad profunda
0,2 200 FracciónSaturación de agua
1 0
mVPotencial espontáneo
–121 –9
U superior
U inferior
Lutitaintermedia
CalizaB
T superior
T inferior
Lutita inferior
4. En estratigrafía secuencial, un paquete sedimentario transgresivo-regresivo es una unidad de capas secuenciales relacionadas de sedimentos formados durante un ciclo de ascenso y descenso del nivel del mar. Los sedimentos transgresivos son depositados durante los períodos de ascenso del nivel del mar a medida que el agua avanza sobre la tierra. Los sedimentos regresivos son depositados durante los períodos de descenso del nivel del mar a medida que el agua se retira de la tierra.
5. Alvaro, referencia 1.6. Lafournère J-P, Dutan J, Naranjo M, Bringer F, Suter A, Vega
J y Bolaños J: “Unveiling Reservoir Characteristics of a Vintage Field, Shushufindi Project, Ecuador,” artículo SPE 171389, presentado en el Segundo Congreso Sudamericano de Petróleo y Gas de la Sección Petrolera Occidente de Venezuela de la SPE, Porlamar, Venezuela, 22 al 25 de octubre de 2013.
7. Un modelo estático describe un momento en el tiempo. Los modelos geológicos son estáticos porque en la escala de tiempo humana, las características geológicas, en su mayor parte, varían de manera imperceptible. Por el contrario, un modelo dinámico describe los eventos a medida que se desarrollan a través del tiempo. Los modelos de yacimientos son dinámicos porque dan cuenta del comportamiento de las propiedades dependientes del tiempo —temperatura, presión, tasa de flujo, volumen, saturación, compresibilidad y otras— que varían durante la vida operativa de un yacimiento.
50 Oilfield Review
> Salida de tipo sección de pozos múltiples en “M” del software de registros de pozos Techlog. Para cada pozo, los carriles, de izquierda a derecha, corresponden a: profundidad medida; zonas de la formación Napo (carril 1); información de terminaciones (carril 2); volumen de lutita (carril 3); porosidad (carril 4); resistividad profunda y potencial espontáneo (carril 5); litología (carril 6); yacimiento (carril 7); zona productiva (carril 8); y espesor de la zona productiva (carril 9). Cada uno de los pozos del campo se correlaciona con sus pozos vecinos inmediatos.
A
A
D
E
C
B
C E
EspesorYacimiento Zona productiva Arena
Porosidad confluido ligado
Porosidad efectiva
Prof
undi
dad
med
ida,
pie
s
Zonas de laformación
Napo Fracción
Volumen de lutita
0 1
Term
inac
ione
s
Intervaloproductivo
Intervaloaislado Fracción
Porosidad total0,5 0
FracciónPorosidad efectiva
0,5 0
ohm.mResistividad profunda
0,2 200
mVPotencial espontáneo
–121 –9
B D
>Marco estructural derivado de los datos sísmicos. Los campos petroleros Sacha y Shushufindi-Aguarico corresponden a anticlinales asimétricos de bajo relieve. Las secuencias de yacimientos Hollín, Napo T y Napo U de edad Cretácico (reflectores amarillos) forman un pliegue tipo cubierta pelágica sobre el basamento precretácico, que es dominado por un sistema de pilares tectónicos y fosas tectónicas (reflectores rojos). La estructura del campo Shushufindi-Aguarico está limitada al este por una falla inversa. Las líneas verticales azules son las intersecciones con otras líneas sísmicas.
NES0
Campo Shushufindi-Aguarico
Falla inversa
10 km
6,2 mi
1 km
0,6
mi
Campo Sacha
Paleoestructura precretácica(sistema de pilares tectónicos
y fosas tectónicas
centro (arriba). Gracias a los formatos simples de estas visualizaciones, los equipos de trabajo del subsuelo, ingeniería, producción, perforación y remediación de pozos pudieron planificar las intervenciones de pozos con facilidad. Además, las visualizaciones facilitaron la selección de las loca-lizaciones para la perforación de los pozos de relleno nuevos. El enfoque se centró inicialmente en la caracterización de las areniscas Napo U infe-rior y Napo T inferior, que son las principales uni-dades prospectivas de Shushufindi. El equipo de trabajo preparó una tarjeta de la historia del pozo —un registro digital— para cada pozo, en la que constaban los datos de producción y presión y las reservas remanentes estimadas junto con los eventos significativos, tales como terminaciones y remediaciones. Los registros permitieron al equipo de trabajo efectuar una revisión metódica de todas las características del pozo, priorizar las remediaciones y seleccionar las localizaciones para los pozos nuevos.
Arquitectura de los yacimientos y estrategia de redesarrollo del campoEn un esfuerzo paralelo para comprender la arquitectura de los yacimientos y preparar una estrategia de redesarrollo de todo el campo, el equipo de trabajo diseñó e implementó una cam-
paña integral de adquisición de datos. La campaña incluyó análisis de núcleos, extensos conjuntos de registros, análisis de fluidos y el reprocesamiento de los datos sísmicos para reducir la incertidum-bre asociada con los yacimientos y construir una base de datos para la actualización del modelo estático; dichos datos se basaron en el conoci-miento mejorado de la arquitectura de los yaci-mientos y el comportamiento dinámico del campo. Entre 2012 y 2013, los geólogos, geofísi-cos, petrofísicos e ingenieros de yacimientos tra-
bajaron en estrecha colaboración con los ingenieros de perforación, terminaciones e insta-laciones para elaborar una estrategia de desarro-llo del campo a largo plazo.
Marco estructural: La estructura del campo Shushufindi corresponde a un gran anticlinal asi-métrico cerrado en el lado este por una falla inversa (abajo). La estructura es plana y posee un cierre vertical de sólo 67 m desde la cresta hasta el flanco, a lo largo de una distancia de 7 km [4 mi]. Además, la falla este es irregular y discontinua
Volumen 26, no.3 51
con respecto a su efecto de sello y localmente permite un fuerte influjo de agua proveniente del este (arriba).
La arquitectura de la formación Napo es variada. El submiembro T inferior se caracteriza por la presencia de arenas continuas de alta calidad
con escaza compartimentalización, mientras que el submiembro U inferior exhibe tanto discontinui-dades estratigráficas como compartimentalización. Los submiembros T y U superiores se caracteri-zan por la presencia de lentes de arena disconti-nuos y aislados (abajo).
El efecto de sello irregular de la falla y la arquitectura de los yacimientos son importantes para comprender la distribución actual de los flui-dos del yacimiento, que es controlada principal-mente por las variaciones de las propiedades de las rocas y las facies en las zonas del yacimiento.
> Avance del agua. Los mapas de burbujas muestran los pozos activos (círculos) y su producción de líquidos; el verde indica petróleo, el azul indica agua y ambos colores indican la mezcla de ambos líquidos. La progresión, mapeada aproximadamente cada cuatro años, muestra el avance del agua en el campo como resultado de la producción de petróleo y la declinación de la presión de yacimiento.
1º de agosto de 1972 1º de enero de 1976 1º de enero de 1980 1º de enero de 1984 1º de enero de 1988 1º de enero de 1992
1º de junio de 20111º de enero de 20081º de enero de 20041º de enero de 20001º de enero de 1996
N
> Arquitectura de los yacimientos. En la formación Napo y sus miembros, el azul indica unidades de lutita y caliza de baja permeabilidad, el amarillo indica arenas de buena calidad, el anaranjado indica arenas de baja calidad y el verde indica lutitas. El submiembro T inferior, el yacimiento principal, es continuo y macizo a través del campo y tiene su origen en el apilamiento vertical de arenas coalescentes. El yacimiento del submiembro U inferior también es continuo a través del campo, pero exhibe una mayor variación estratigráfica que el submiembro T inferior. Los submiembros T y U superiores contienen yacimientos secundarios que exhiben poca continuidad lateral y se encuentran presentes en su mayor parte como lentes localizados.
S N
Lutita superior Napo–Caliza M2 El miembro U inferior exhibe compartimentalización estratigráfica y lateral
Los miembros T y U superiores poseen lentes arenosos discontinuos
Lutita intermedia Napo–Caliza B
U inferior
T inferior
U superior
T superior
2 km
1,2 mi
200
m
656
pies
52 Oilfield Review
Además, a la hora de seleccionar localizaciones para pozos de relleno nuevos dentro del flanco de la estructura, los ingenieros consideran la distri-bución de la producción acumulada de petróleo y agua, y la contribución de cada pozo a la misma.
Marco geológico y sedimentología: Los sedimen-tos que formaron el campo petrolero Shushufindi corresponden a depósitos litorales a marinos some-ros de edad Cretácico tardío. El ambiente deposita-
cional se caracteriza por la presencia de rasgos tales como barras costeras arenosas, playas, canales de marea, estuarios, lagunas someras, pantanos y arroyos (arriba).8
Las arenas Napo T y U fueron depositadas en aguas someras.9 Después de la depositación de cada unidad arenosa, el nivel del mar ascendió; como lo evidencian los ciclos reiterados de una sucesión hacia arriba de carbonatos de plata-
forma somera y lutitas marinas depositadas sobre las arenas. El examen del núcleo recortado a tra-vés de las areniscas Napo T y U indicó que las arenas fueron depositadas en ambientes de baja energía que sustentaron el desarrollo de diversos tipos de humedales, tales como pantanos y hume-dales forestales.10 Dentro del núcleo, se encontra-ron capas delgadas de limolitas fuertemente cementadas e impermeables, ricas en cuarzo y de
> Análogo actual para el ambiente depositacional. Un estuario extenso, llano y dominado por mareas que invade una plataforma carbonatada somera es el modelo sedimentológico general para la cuenca cretácica de Ecuador que aloja al campo Shushufindi. Esta fotografía de la costa este de Australia corresponde a un ambiente depositacional similar a los que se encuentran en muchas otras partes del mundo.
Ambiente marino somero
Estuario dominadopor mareas
Barra costera arenosa
PantanoCanal fluvial
Arena costera
>Núcleos del campo Shushufindi. Finas capas de carbón y ámbar se intercalan entre capas de limolita limpia mezclada con lutita (izquierda). Estas capas inclinadas se preservan en la base de los juegos de capas de arena y son características de los sedimentos dominados por mareas. Una fotomicrografía (derecha) muestra la presencia de ámbar dentro del carbón. La conservación del ámbar es indicativa de un ambiente sedimentario calmo de baja energía.
2,54 cm
1 pulgada
Volumen 26, no.3 53
grano fino, y capas delgadas de carbón (arriba). Ambos tipos de capas delgadas contienen ámbar —resina fosilizada de las coníferas— que nor-malmente se conserva en ambientes de baja energía (página anterior, abajo).11 Estas limolitas y carbones de escaso espesor son trazables en los núcleos, entre un pozo y otro, y se extienden a través de grandes áreas; por consiguiente, consti-
tuyen barreras o desvíos potenciales para la migración vertical de fluido.
Si bien los geocientíficos conjeturan que la estratificación es la estructura que controla la migración de fluidos, algunas zonas contienen arenas coalescentes, que son unidades arenosas depositadas unas sobre otras para conformar un cuerpo arenoso que es efectivamente continuo. Si se
encuentran presentes, las arenas coalescentes pueden contribuir al flujo vertical de fluido.
Ambas estructuras —las capas impermeables lateralmente extensas y los cuerpos arenosos localmente coalescentes— afectan la migración de fluidos originales, el comportamiento del empuje de agua natural y las operaciones de inun-dación con agua para recuperación secundaria y
> Interpretación de pozos. La visualización de datos de pozos Techlog (izquierda) muestra los submiembros U superior e inferior de la formación Napo e incluye datos del intervalo de extracción de núcleos del submiembro U inferior (derecha). Los carriles del registro, de izquierda a derecha, corresponden a: profundidad medida; zonas de la formación Napo (carril 1); rayos gamma (carril 2); porosidad-neutrón y densidad (carril 3); porosidad efectiva, total y de núcleo (carril 4); permeabilidad de núcleo y RMN (carril 5); resistividad profunda y potencial espontáneo (carril 6); saturación de agua de Archie y saturación de agua y petróleo del núcleo (carril 7); litología (carril 8); yacimiento (carril 9); zona productiva (carril 10); y espesor de la zona productiva (carril 11). El núcleo muestra capas horizontales delgadas —fajas de cuarzo, lignito y ámbar— que forman barreras para el flujo vertical y pueden correlacionarse a través de extensas áreas. Estas capas delgadas no aparecen en los registros de pozos, que muestran el intervalo como un yacimiento de areniscas homogéneas y macizas.
X 606 pies X 612 pies
X 610 pies X 616 pies
U s
uper
ior
U in
feri
or
X 605 pies X 608 pies X 611 pies X 614 pies
X 615 pies
X 613 pies
X 609 pies
X 607 pies
Yacimiento
Arena
Datos de litologíay de producción
Saturación de agua
Zona productiva
Permeabilidad
Porosidad confluido ligado
Porosidad efectivaArena
LutitaArena
Prof
undi
dad
med
ida,
pie
s
Zonas de laformación
Napo °APIRayos gamma
Lutita
0 150 g/cm3
Densidad1.95 2.95
FracciónPorosidad-neutrón
0.45 –0.15
FracciónPorosidad total
0.5 0 mDPermeabilidad
0.01 10,000
mDkh del núcleo
0.01 10,000
FracciónPorosidad efectiva
0.5 0
FracciónPorosidad del núcleo
0.5 0
ohm.mResistividad profunda
0.2 200 FracciónSaturación de agua
1 0
mVPotencial espontáneo
–121 –9
mDkv del núcleo
0.01 10,000
X 475
X 500
X 525
X 550
X 575
X 600
X 625
X 600
Espesor
8. White HJ, Skopec RA, Ramírez FA, Rodas JA y Bonilla G: “Reservoir Characterization of the Hollin and Napo Formations, Western Oriente Basin, Ecuador,” en Tankard AJ, Suárez Soruco R y Welsink HJ (eds): Petroleum Basins of South America. Tulsa: American Association of Petroleum Geologists, Memoir 62 (1995):573–596.
9. Corbett C, Lafournère J-P, Bolaños J, Bolaños MJ, Frorup M y Marín G: “The Impact of Layering on Production Predictions from Observed Production Signatures, Shushufindi Project, Ecuador,” artículo SPE 171387,
presentado en el Segundo Congreso Sudamericano de Petróleo y Gas de la Sección Petrolera Occidente de Venezuela de la SPE, Porlamar, Venezuela, 22 al 25 de octubre de 2013.
10. Greb SF, DiMichele WA y Gastaldo RA: “Evolution and Importance of Wetlands in Earth History,” en Greb SF y DiMichele WA (eds): Wetlands Through Time. Boulder, Colorado, EUA: The Geological Society of America Special Paper 399 (2006): 1–40.
11. Lafournère et al, referencia 6. La presencia de ámbar indica que existía un ambiente
de baja energía en el momento de su depositación. Las coníferas crecieron en humedales y dejaron caer resina, que no fue barrida y permaneció en el lugar un tiempo suficiente como para ser preservada como ámbar.
54 Oilfield Review
de recuperación terciaria. Los perfiles de produc-ción de muchos pozos del campo Shushufindi indi-can un incremento constante de la producción de agua causado por el avance de un acuífero lateral; estas características confirman la presencia de un sistema estratificado dominante (arriba).12
Los geocientíficos e ingenieros de CSSFD demostraron que esta interpretación era incom-pleta. Después de establecer el marco geológico, el equipo de trabajo utilizó el simulador de yacimien-tos ECLIPSE para incorporar un mayor conoci-miento de la geología con el fin de modelar el corte de agua. Las simulaciones numéricas de yacimien-tos utilizan diversos parámetros para dar cuenta del comportamiento inusual de los yacimientos. Para modelar horizontes geológicos estratificados en los que la migración de fluidos es principal-mente horizontal, los simuladores de yacimientos poseen un parámetro denominado multiplicador de la transmisibilidad vertical (MULTZ) que representa la comunicación vertical entre las capas geológicas; el parámetro MULTZ varía entre cero y uno, y cuando se fija en cero, una barrera de permeabilidad bloquea el flujo vertical entre las capas. El ajuste del parámetro MULTZ a cero para el horizonte superior de cada capa genera una barrera de permeabilidad y produce un incre-mento gradual del corte de agua de un pozo, algo similar a lo que se observa. No obstante, cuando el agua proveniente de las capas individuales irrumpe en el pozo, el corte de agua modelado exhibe una serie de pulsos. En los datos del campo Shushufindi, no se observaron los pulsos.
Luego, el equipo de trabajo de CSSFD utilizó un flujo de trabajo de la plataforma del software
Petrel E&P para modificar el multiplicador de la transmisibilidad vertical.13 El equipo a cargo del activo modeló los horizontes entre las capas como desvíos, o como barreras fracturadas y con pérdi-das, que representan las magnitudes de la coales-cencia de la arena. Para el 80% de las celdas de una cuadrícula que conforman una capa, el flujo fue sólo horizontal; las caras de las celdas superio-res de la cuadrícula fueron barreras con “ausencia de flujo” o permeabilidad nula. Con respecto al resto de las celdas de la cuadrícula, el flujo verti-cal se produjo según las propiedades de la per-meabilidad y la transmisibilidad de los fluidos a través de los límites de las capas.14 El resultado de este modelo se ajustó en forma más estrecha con la historia del corte de agua. La producción de agua modelada se incrementó gradualmente y no exhibió los pulsos producidos por la incursión de agua capa por capa.
La comprensión de la arquitectura de los yaci-mientos del campo Shushufindi es importante para la planeación de los programas de termina-ciones y perforación de pozos de relleno. El equipo de trabajo de CSSFD planea incrementar la densi-dad de pozos, pasando de un espaciamiento nomi-nal de 0,506 km2 [125 acres] a un espaciamiento de aproximadamente 0,243 km2 [60 acres]; estos espaciamientos corresponden a una distancia entre pozos de alrededor de 802 m [2 630 pies] y 555 m [1 820 pies], respectivamente.
Caracterización de los medios porosos: El equipo de trabajo de CSSFD deseaba efectuar una caracterización de yacimientos mediante la fija-ción de objetivos secuenciales. El objetivo inme-diato del contrato era rejuvenecer la recuperación
de las zonas del yacimiento primario. Por consi-guiente, los planes AWP para 2012 y 2013 se enfo-caron en los yacimientos de los submiembros T y U de la formación Napo inferior.
Una vez rejuvenecida la recuperación de los yacimientos primarios, el análisis se irá enfo-cando cada vez más en la provisión de resultados para el plan de desarrollo del campo, lo que incluye la planeación de las fases de recuperación secundaria y terciaria, un proyecto piloto de inun-dación con agua y, posiblemente, un proyecto piloto de recuperación mejorada de petróleo (EOR). Además, los esfuerzos para la caracteriza-ción de los yacimientos aportarán una evaluación cuantitativa del OOIP presente en los yacimientos secundarios intensamente laminados de los sub-miembros T y U de la formación Napo superior.15
Para caracterizar los medios porosos, el equipo de trabajo de CSSFD utilizó estudios de rutina y de avanzada de núcleos, datos de resonancia magnética de alta resolución, el procesamiento avanzado de los datos de la herramienta combina-ble de resonancia magnética CMR-Plus y, en menor medida, los datos del servicio de dispersión dieléctrica multifrecuencia Dielectric Scanner.16 El objetivo era caracterizar la granulometría, el tamaño de poros, el tamaño de la garganta de poros y la saturación de petróleo residual en sitio en condiciones de yacimiento. Los resultados permitieron al equipo de trabajo de CSSFD defi-nir cuatro tipos de rocas, basados en el procesa-miento de avanzada CIPHER del tamaño de poros, la garganta de poros, el índice de producti-vidad, la permeabilidad y el comportamiento hidráulico (próxima página).17
> Rúbricas de producción. Representación gráfica de una relación agua-petróleo (WOR) típica versus la producción acumulada de líquidos (petróleo y agua) para los pozos perforados a través de un yacimiento intensamente estratificado (azul) y a través de otro yacimiento con flujo más vertical (rojo). Los círculos representan las relaciones WOR de los pozos del campo Shushufindi. Las líneas corresponden a los mejores ajustes lineales con respecto a la producción inicial. En comparación con los pozos con un componente de flujo predominantemente vertical, el incremento de la relación WOR de un yacimiento intensamente estratificado es más gradual.
Rela
ción
agu
a-pe
tróle
o de
los
pozo
s
1
2
3
4
5
6
7
8
9
0
Valores totales de producción de líquidos del pozo, millones de bbl0 2 4 6 8 10 12 14 16 18
Flujo vertical
Flujo intensamente estratificado
Datos medidos, pozo SSF-128DDatos medidos, pozo SSF-127DDatos medidos, pozo SSF-094
Ajuste con los datos, pozo SSF-127DAjuste con los datos, pozo SSF-094
Volumen 26, no.3 55
> Tipificación de las rocas. El equipo de trabajo del Consorcio Shushufindi utilizó diversas fuentes de datos (extremo superior) para definir cuatro tipos de rocas. Las clasificaciones de los tipos de rocas integraron los resultados del análisis de núcleos (verde) de los datos de porosimetría de presión capilar por inyección de mercurio (MICP), microscopía electrónica de barrido (SEM) y resonancia magnética nuclear (RMN); los resultados de los registros de neutrón, densidad y resonancia magnética combinable CMR; los resultados del procesamiento del software CIPHER (azul); y los datos de producción y el análisis nodal (anaranjado). Los tipos de rocas son definidos por sus respectivos valores de porosidad, permeabilidad, tamaño de granos, tamaño de gargantas de poros, diámetro de poros, familias de poros, familias de celdas de porosidad CMR y rangos de productividad basados en el procesamiento avanzado CIPHER (extremo inferior). Los datos CMR-Plus (izquierda) son procesados utilizando el software CIPHER (centro) para cuantificar las dimensiones de los poros y el volumen de poros asociado (derecha). La ventana CIPHER muestra un espectro de decaimiento, o distribución de tiempo de relajación transversal (T2), a la izquierda, y una gráfica de decaimiento de la amplitud del eco RMN a la derecha; a través de la inversión matemática, la gráfica de decaimiento de la derecha se convierte en la distribución de T2 de la izquierda. La distribución de T2 se relaciona directamente con las propiedades capilares de la distribución del tamaño de los poros. El valor de corte de T2 es un valor de T2 fijo empírico —normalmente de 33 ms en las areniscas— que se relaciona con las propiedades capilares de los fluidos presentes en los poros y separa los poros en poros suficientemente grandes para el flujo de fluido libre y poros demasiado pequeños para el flujo de fluido libre; en este último caso, el fluido es ligado, o entrampado, por las fuerzas capilares.
Tipode roca
1
234
Porosidad,%
Mayor que 17
14 a 1712 a 16
Menor que 12
Permeabilidad,mD
Mayor que 800
400 a 800150 a 250
Menor que 10
Diámetrode grano
promedio, µm
Mayor que 30
255 a 10
Menor que 5
Diámetro mediode gargantade poro, µm
Mayor que 20
10 a 202 a 10
Menor que 2
Diámetro medio decuerpo poroso, µm
Mayor que 120
40 a 808 a 40
Menor que 8
Descripción de porosCIPHER primarios
Macroporos
Mesoporos a macroporosMesoporosMicroporos
Númerode celda de
porosidad CMR
7 a 8
6 a 73 a 51 a 2
Productividad promedio,bbl/pie/d [m3/m/d]
RMN en núcleosRegistro de densidad-neutróny registro CMR
MICP y SEM en núcleos
CIPHER
CIPHER
Registro CMRPruebas de producción
y análisis nodal
Mayor que 160 y hasta 400[Mayor que 63,5 y hasta 209]
68 [35,5]28 [14,6]
Ausencia de flujo
X 000
X 025
Prof
undi
dad
med
ida,
pie
s
Prof
undi
dad
med
ida,
pie
s
Media logarítmica de T2
ms0,3 5 000
Valor de corte de T2
Distribución de T2
Datos CMR-Plus
ms0,3 5 000
Distribución de T2
X 000
X 025
Resultados CIPHER
Microporos
Mesoporos
Macroporos
Tiempo de relajación T2, ms Tiempo, ms
Ampl
itud
de la
señ
al d
e RM
N
Ampl
itud
del e
co
12. Para obtener más información sobre las tablas de características de las complicaciones asociadas con el agua, consulte: Chan KS: “Water Control Diagnostic Plots,” artículo SPE 30775, presentado en la Conferencia y Exhibición Técnica Anual de la SPE, Dallas, 22 al 25 de octubre de 1995.
Para obtener más información sobre problemas de control de la producción de agua y sus soluciones, consulte: Bailey B, Crabtree M, Tyrie J, Elphick J, Kuchuk F, Romano C y Roodhart L: “Control de agua,” Oilfield Review 12, no. 1 (Verano de 2000): 32–53.
13. Hoffman DR: “Petrel Workflow for Adjusting Geomodel Properties for Simulation,” artículo SPE 164420, presentado en la Muestra y Conferencia de Petróleo y Gas de Medio Oriente de la SPE, Manama, Bahrain, 10 al 13 de marzo de 2013.
14. Corbett et al, referencia 9.
15. Gozalbo E, Bourge JP, Vargas A, Lafournère JP y Corbett C: “Geomodel Validation Through Pressure Transient Analysis (PTA) and Simulation in the Shushufindi Field, Ecuador,” artículo GEO-DE-EG-04-E, presentado en VIII INGEPET, Lima, Perú, 3 al 7 de noviembre de 2014.
16. Lafournère JP, Dutan J, Hurtado J, Suter A, Bringer F, Naranjo M, Bourge JP y Gozalbo E: “Selection of Optimum Completion Intervals Based on NMR Calibrated Lithofacies,” artículo SPE 169372, presentado en la Conferencia de Ingeniería de América Latina y el Caribe de la SPE, Maracaibo, Venezuela, 21 al 23 de mayo de 2014.
Para obtener más información sobre la adquisición de registros CMR, consulte: Allen D, Flaum C, Ramakrishnan TS, Bedford J, Castelijns K, Fairhurst D, Gubelin G, Heaton N, Minh CC, Norville MA, Seim MR, Pritchard T y Ramamoorthy R: “Tendencias en
registros de RMN,” Oilfield Review 12, no. 3 (Invierno de 2001): 2–21.
Para obtener más información sobre el servicio Dielectric Scanner, consulte: Carmona R, Decoster E, Hemingway J, Hizem M, Mossé L, Rizk T, Julander D, Little J, McDonald T, Mude J y Seleznev N: “Irradiación de rocas,” Oilfield Review 23, no. 1 (Septiembre de 2011): 40–58.
17. Para obtener más información sobre el software CIPHER, consulte: Clerke EA, Allen DF, Crary SC, Srivastava A, Ramamoorthy R, Saldungaray P, Savundararaj P, Heliot D, Goswami J y Bordakov G: “Wireline Spectral Porosity Analysis of the Arab Limestone—From Rosetta Stone to CIPHER,” Actas del 55º Simposio Anual de Adquisición de Registros de la SPWLA, Abu Dhabi, Emiratos Árabes Unidos, 18 al 22 de mayo de 2014.
56 Oilfield Review
El equipo de trabajo de CSSFD utilizó los datos de tipificación de las rocas para seleccionar los intervalos de yacimientos para las terminaciones, optimizar los parámetros operativos de las bombas eléctricas sumergibles (ESP) dentro de las zonas de terminación y evaluar el tamaño de las partícu-las para los fluidos de perforación y terminación a fin de prevenir y mitigar el daño de formación.
Estrategia de redesarrollo del campo: El resur-gimiento del campo Shushufindi es el resultado de la integración de disciplinas, conocimientos técni-cos especiales y más de 50 tecnologías especializa-das que se utilizaron en el campo (abajo).
El Consorcio Shushufindi lidera el equipo de manejo de la producción del contrato. Los diver-sos grupos de CSSFD y PAM asumieron responsa-
> Integración multidisciplinaria. El centro de manejo integrado del activo (AIM) coordina la colaboración y el flujo de información de los diversos equipos de trabajo del campo Shushufindi: sísmica, geología, ingeniería de yacimientos, construcción de pozos, terminación de pozos y monitoreo de la producción.
Reprocesamiento sísmico Análisis de núcleos de avanzadaTamaño de garganta de poros
y fluido ligado CMR
Calibración utilizandodatos petrofísicos
Simulación de yacimientosTerminación IntelliZone Compact
Fracturamiento hidráulico
Servicio de inspección LiftWatcher
Sistema de control de supervisióny adquisición de datos
Pruebas de pozos multifásicos Vx
Anclas MAXR, sistema de disparosPURE y válvulas NOVA
Desempeño mejorado de la perforación
Sistema rotativo direccionalmotorizado PowerDrive vorteX
Daño reducido del yacimiento
Estimación de la saturación de petróleoresidual utilizando el servicio
Dielectric Scanner
Heterogeneidades verticales utilizandoel registro FMI, el registro dieléctrico
y la herramienta con cablePlatform Express de alta resolución
9606 9612
9610 9616
Construcción de pozos
Métodos sísmicos
Geología
Mon
itore
o de
la pr
oduc
ción
Terminación de pozos
Ingeniería
de
yaci
mie
ntos
Centro de Manejo Integrado del Activo
bilidades específicas.18 Los equipos de trabajo del subsuelo se formaron con geofísicos, petrofísicos, geólogos, modeladores geológicos e ingenieros de yacimientos. El alcance de su tarea incluyó even-tos a corto plazo, tales como la determinación de las profundidades de entubación y los intervalos de terminación de los pozos nuevos y la responsa-bilidad con respecto a plazos más largos que se
Volumen 26, no.3 57
18. Marín G, Paladines A, Suter A, Corbett C, Ponce G y Vela I: “The Shushufindi Adventure,” artículo SPE 173486, presentado en el Segundo Congreso Sudamericano de Petróleo y Gas de la Sección Petrolera Occidente de Venezuela de la SPE, Porlamar, Venezuela, 22 al 25 de octubre de 2013.
tradujo en planes de trabajo anuales, y la defini-ción del plan de desarrollo del campo; este último se basó en una caracterización detallada de los yacimientos, que permitió identificar las reservas remanentes, las áreas para la perforación de pozos de delineación y las oportunidades de intervención de pozos.
En el año 2012, el equipo de trabajo de CSSFD desarrolló una estrategia de redesarrollo del campo para cada una de las áreas de producción de Shushufindi para el período comprendido entre el primer semestre de 2013 y el primer semestre de 2014 inclusive (arriba). El plan incluyó la perforación de pozos de desarrollo de bajo riesgo
en los flancos de la estructura para incorporar reservas de petróleo y la reducción del espacia-miento entre pozos para acceder al petróleo pasado por alto que tenía un buen soporte de presión. Esta estrategia se basó en la caracterización de las áreas con agotamiento de presión, en las que la recuperación secundaria se implementará a través de un programa piloto de inundación con agua. Además, el plan contenía pozos de delineación y extensión de alto riesgo en la periferia de la estructura principal. Los nuevos resultados y las lecciones aprendidas durante este período permi-tieron al equipo de trabajo de CSSFD formular una estrategia de perforación y desarrollo con objeti-
vos específicos para cada área del campo para el período comprendido entre el segundo semestre de 2014 y el primer semestre de 2015 inclusive.
El centro de manejo integrado del activoEl éxito económico del campo se mide por la pro-ducción incremental registrada por encima de la producción de referencia, para la que se asumió un
> Estrategia de desarrollo del campo. Estos mapas sintetizan los planes de desarrollo para el período comprendido entre el segundo semestre (S2) de 2013 y el primer semestre (S1) de 2015. En el plan S2 2013 a S1 2014 (izquierda), el campo Shushufindi-Aguarico se divide en cinco áreas de desarrollo; consideradas desde el norte, estas áreas son las de Aguarico y Shushufindi norte, central, sur y suroeste. Los pozos nuevos (círculos de colores) se clasifican según su producción. Los óvalos de guiones indican las áreas de actividad de perforación del campo; sus colores muestran la actividad descripta en los correspondientes rectángulos de colores. Para el plan S2 2014 a S1 2015 (derecha), el campo se subdividió en 10 áreas de actividad de desarrollo y perforación (números y áreas con contornos de guiones). Los colores de los contornos varían según el riesgo y el potencial de producción; el verde indica bajo riesgo, buena producción y desarrollo acelerado; el amarillo indica riesgo medio, producción moderada y desarrollo aminorado; el rojo indica alto riesgo, producción pobre y desarrollo interrumpido; el azul indica la expansión de la inundación con agua; y el negro indica actividad de perforación. Los pozos nuevos se colorean y se clasifican como en el lado izquierdo. El programa de desarrollo del consorcio CSSFD es dinámico y puede cambiar con el tiempo para adaptarse a los nuevos datos y situaciones, como lo muestran estos mapas.
Estrategia de desarrollo primario para Aguarico y Shushufindi norte
Construcción del patróndel área del programa piloto de inundación con agua a través de la perforación de pozos de relleno
Perforación de pozos de relleno para reducir el espaciamiento entre pozos a unos 450 m
Perforación de pozos de relleno para reducir el espaciamiento entre pozos a unos 450 m
Pozo de delineación excelente, AGU-29, aceleración del desarrollo primario en el área
Buena producción del pozo de desarrollo; aceleración de la perforación de pozos de relleno en el área
Buen potencial para la producción de T y U inferiores; baja presión en U inferior; U inferior objetivo para la expansión de la inundación con agua
Cambio de foco para la perforación de pozos de relleno en el flanco oeste de la estructura
Buena producción de las arenas U en el área de desarrollo sur; demora de la perforación de pozos de relleno hasta el año 2016 debido a la baja capacidad de las instalaciones
Producción mixta causada por los límites estratigráficos y estructurales; desarrollo aminorado en el área
Producción marginal; pozo AGU-19 convertido en pozo de eliminación de recortes de perforación
Cresta de la estructura barrida por el influjo de agua a través de la falla
Delineación de yacimientos de las áreas de desarrollo sur y suroeste
Límite del área de desarrollo
Límite del área de desarrollo
Extensióndel campo
AGU-29
Límite del área de desarrollo Límite del área de desarrollo
Fallas
Fallas
Límite del área de desarrollo
Límite del área de desarrollo
Extensióndel campo
Pozo de avanzada perforado en la estructura vecina (AGU-29)
Actividad deperforación2013 a 2014
Actividad de perforación2014 a 2015
1
2
3
4
5
6
8 7
910
AGU-29
AGU-19
NN
20 0000 pies
0 5 000m
20 0000 pies
0 5 000m
ExcelenteBuena a muy buenaMedia a bajaPobre a antieconómicaPozo inyector
58 Oilfield Review
escenario de falta de acciones posteriores. El con-trato del campo Shushufindi obliga además a CSSFD a efectuar inversiones directas en eroga-ciones de capital (capex).
El consorcio CSSFD JV contrató a Schlumberger Production Management para que diseñara y cons-truyera un centro digital de operaciones petroleras a fin de adquirir datos, monitorear las activida-des y manejar el campo petrolero Shushufindi. En diciembre de 2012, CSSFD abrió su Centro de Manejo Integrado del Activo (Centro MIA o AIM, por su sigla en inglés).19
Los procesos de toma de decisiones del consor-cio CSSFD JV implican la integración multidisci-plinaria de datos de perforación, terminaciones, remediaciones, producción e instalaciones de superficie e incluyen el uso extendido de datos en tiempo real del centro AIM. La integración de los datos fue posible gracias a la disponibilidad de aplicaciones de software específicas en una pla-taforma común, tecnologías de visualización de última generación y revisiones de la secuencia tra-dicional de toma de decisiones.
El centro AIM opera con tres secuencias tem-porales: rápida, intermedia, y lenta. La secuencia rápida cubre la inspección diaria en tiempo real y el monitoreo de las actividades relacionados con el estado de los pozos, las bombas ESP, las prue-bas de pozos, y las operaciones de perforación, terminación y remediación.
La secuencia intermedia cubre las activida-des que tienen lugar en el término de 1 a 90 días y aborda las actividades de optimización, en las
que el centro AIM desempeña un rol clave como facilitador para la colaboración entre todos los equipos de trabajo de CSSFD en el campo y en las oficinas de Quito en Ecuador. Estas actividades incluyen la programación de las operaciones dia-rias y semanales de las bombas ESP y su manteni-miento, el monitoreo y el seguimiento de las operaciones de terminación de pozos especiales, tales como los tratamientos de fracturamiento hidráulico o las operaciones de disparos en con-diciones de sobrebalance, el manejo de la pro-ducción diferida y perdida, y el manejo de las instalaciones de superficie.
La secuencia lenta se enfoca en el manejo de los yacimientos. El centro AIM proporciona los datos diarios, semanales y mensuales a los espe-cialistas del equipo del subsuelo, quienes los integran con los resultados del yacimiento, las instalaciones y los modelos económicos para pla-nificar el desarrollo del campo, la perforación de pozos de relleno y las operaciones anuales.
El monitoreo continuo en el centro AIM es un objetivo que está por convertirse en realidad (arriba). Ya se han instalado en el campo los equipos de monitoreo e inspección; estos disposi-tivos incluyen medidores de presión de fondo de pozo, válvulas de control de influjo, equipos com-pactos de terminaciones inteligentes y sensores de monitoreo de presión y de la distribución de la temperatura. El estado de cada operación llevada a cabo en este campo se resume diariamente y se muestra en pantallas de video, en un formato que resulta fácil de comprender a primera vista.
El campo Shushufindi utiliza sistemas de levantamiento artificial y un 99% de los pozos del campo está provisto de bombas ESP.20 Para maxi-mizar la vida útil de las bombas y minimizar la producción diferida, el centro AIM monitorea cada pozo provisto de una bomba ESP con un arreglo de sensores que miden la presión y la temperatura de fondo de pozo, las funciones de la ESP y los parámetros de boca de pozo, tales como presión, temperatura y tasas de flujo. Estos datos se compilan para determinar si las bombas se encuentran activadas o desactivadas y cómo este estado se compara con un programa de cierres y pruebas de pozos planificados. En el caso de los cierres tanto programados como no programa-dos, el centro alerta al campo y registra la hora del cierre y la pérdida de producción hasta volver a poner el pozo en producción.21 El objetivo final es que no se registre ningún tiempo inactivo no programado ni pérdida alguna de producción no programada (próxima página, arriba).
Durante la construcción de los pozos, el obje-tivo del equipo de trabajo del centro AIM es mini-mizar el tiempo no productivo y las erogaciones de capital. El equipo monitorea constantemente los parámetros de perforación críticos, tales como peso sobre la barrena, velocidad de penetra-ción (ROP), torque (esfuerzo de torsión), profun-didad de la sarta de perforación y presión. Si los parámetros de perforación se desvían de los rangos aceptables, los expertos del AIM alertan al equipo de trabajo de perforación apostado en la localiza-ción del pozo. Las operaciones de terminación y remediación de pozos siguen un proceso similar.
La habilitación de un ambiente de colabora-ción ideal es otro objetivo clave del centro AIM. Las salas de colaboración con dispositivos de ayuda visual y comunicación lo hacen posible. Por ejemplo, durante el diseño y la selección de las terminaciones inteligentes de zonas múltiples, equipos multidisciplinarios del campo y de las ofi-cinas de Quito y el personal de soporte técnico de Houston compartieron información en tiempo real para facilitar y acelerar el flujo de trabajo de la toma de decisiones (próxima página, abajo).
Soluciones para los problemas de la construcción de pozosLa perforación de pozos nuevos es una actividad que consume toda la atención de un equipo de proyecto. El consorcio CSSFD JV formó un grupo de trabajo de perforación que evaluó los aspectos geomecá-nicos y la trayectoria de cada pozo. El grupo modificó diversos parámetros de perforación para reducir el riesgo, los costos de perforación y el daño de la formación, y mejorar la integridad
> Centro de manejo integrado del activo (AIM). El equipo de trabajo de CSSFD monitorea constantemente las operaciones de perforación, remediación y producción para mejorar la eficiencia en el campo. Toda vez que se produce un corte eléctrico, tal como la falla de un equipo, el personal del centro alerta al campo para minimizar el tiempo no productivo y la producción diferida. Todas las actividades del campo son monitoreadas desde el centro AIM de Quito para optimizar la producción y reducir los costos de operación.
Volumen 26, no.3 59
de los pozos. Por ejemplo, a fin de minimizar los impactos ambientales en esta región sensible del Amazonas, todos los pozos se perforan desde una localización de perforación para múltiples pozos.
El grupo utilizó tecnologías diseñadas para incrementar la calidad del pozo. El sistema rota-tivo direccional (RSS) motorizado PowerDrive Orbit logró una buena limpieza del pozo, lo que redujo los tiempos de circulación y maniobras. El RSS motorizado PowerDrive vortex convirtió efectivamente la potencia hidráulica del lodo en potencia mecánica adicional para lograr un mejo-ramiento de la ROP.22 Los diseños de los arreglos de fondo de pozo, derivados del software de diseño de sistemas de perforación i-DRILL, contribuyeron a una ROP más alta, redujeron las vibraciones de la sarta de perforación e incrementaron los metros perforados con la barrena en secciones heterogé-neas del yacimiento.23 Los fluidos de perforación fueron diseñados para resultar compatibles con la formación y el régimen de esfuerzos locales, lo que aseguró la estabilidad química y mecánica del pozo. Gracias a la combinación de sistemas RSS, barrenas adecuadas y fluidos de perforación apropiados, los incidentes de atascamiento de las tuberías fueron menos frecuentes y menos seve-ros que en las campañas de perforación previas, llevadas a cabo en otros lugares del campo.
19. Rodríguez JC, Biedma D, Goyes J, Tortolero MA, Vivas P, Navarre P, Gozalbo E, Agostini D y Suter A: “Improving Reservoir Performance Using Integrated Asset Management in Shushufindi Asset,” artículo SPE 167835, presentado en la Conferencia y Exhibición de Energía Inteligente de la SPE, Utrecht, Países Bajos, 1º al 3 de abril de 2014.
Para obtener más información sobre el manejo integrado de activos, consulte: Bouleau C, Gehin H, Gutiérrez F, Landgren K, Miller G, Peterson R, Sperandio U, Trabouley I y Bravo da Silva L: “La gran visión de conjunto,” Oilfield Review 19, no. 4 (Primavera de 2008): 36–51.
20. Para obtener más información sobre las bombas eléctricas sumergibles, consulte: Bremner C, Harris G, Kosmala A, Nicholson B, Ollre A, Pearcy M, Salmas CJ y Solanki SC: “Tecnologías en evolución: Bombas eléctricas sumergibles,” Oilfield Review 18, no. 4 (Primavera de 2007): 34–49.
21. Goyes J, Biedma D, Suter A, Navarre P, Tortolero M, Ostos M, Vargas J, Vivas P, Sena J y Escalona C: “A Real Case Study: ‘Well Monitoring System and Integration Data for Loss Production Management’ Consorcio Shushufindi,” artículo SPE 167494, presentado en la Conferencia y Exhibición de Energía Inteligente de Medio Oriente de la SPE, Dubai, 28 al 30 de octubre de 2013.
22. Para obtener más información sobre el sistema rotativo direccional motorizado PowerDrive vortex, consulte: Copercini P, Soliman F, El Gamal M, Longstreet W, Rodd J, Sarssam M, McCourt I, Persad B y Williams M: “Mayor potencia para continuar la perforación,” Oilfield Review 16, no. 4 (Primavera de 2005): 4–9.
23. Para obtener más información sobre el sistema de perforación diseñado i-DRILL, consulte: Centala P, Challa V, Durairajan B, Meehan R, Páez L, Partin U, Segal S, Wu S, Garrett I, Teggart B y Tetley N: “El diseño de las barrenas: Desde arriba hasta abajo,” Oilfield Review 23, no. 2 (Diciembre de 2011): 4–19.
> Informe diario del estado de monitoreo de los pozos. Para cada área de producción del campo petrolero Shushufindi-Aguarico —Aguarico, norte, central, sur y suroeste— un panel contiene cuatro columnas de datos del estado del pozo, el tiempo inactivo no programado, la pérdida de producción y la tasa de flujo de la última prueba de pozo. Los círculos de la izquierda de cada panel se encuentran codificados en colores para indicar el estado del pozo: normal (verde), cerrado para una prueba de pozo (azul), cierre programado (amarillo), cierre no programado (rojo), sin señal del equipo de monitoreo (negro) y sin monitoreo (blanco). En la base de cada panel se indica la pérdida de producción total no programada para el área. El resumen que figura por debajo de los paneles muestra la pérdida de producción acumulada del día, el número de pozos cerrados y la pérdida de producción por cierres no programados y cierres programados.
> Salas de colaboración. En el centro AIM, un equipo multidisciplinario realiza los ajustes finales del diseño de una terminación inteligente de múltiples zonas. Mediante la utilización de capacidades de visualización y comunicación de última generación, los ingenieros pueden mostrar los atributos de los yacimientos, el diseño mecánico y los indicadores clave de rendimiento en la pantalla de video y colaborar con el centro de soporte de Houston mediante video conferencias.
60 Oilfield Review
Disparos
Disparos
Zona 1
Zona 2
Empacador
Empacador
ESP
FCV y sensores
Módulo multicaída
Módulo multicaída
Cápsula
FCV y sensores
Para minimizar el factor de daño de la forma-ción, los ingenieros utilizaron fluidos con un con-tenido de sólidos relativamente bajo, tales como los sistemas de fluidos de perforación de yaci-mientos M-I SWACO FLO-PRO, para perforar la sección del yacimiento.24 Mediante la utilización de un probador de taponamiento de la permeabi-lidad, los analistas de laboratorio sometieron a pruebas una serie de núcleos para verificar la efectividad del revoque de filtración.25 Estos resul-tados fueron utilizados para diseñar un fluido sellador eficiente con un mínimo daño de las are-nas objetivo. Estas nuevas tecnologías de perfora-ción, en combinación, permitieron reducir los tiempos de perforación de cada pozo de este campo de un promedio de 30 días por pozo en el año 2011 a 22 días en 2014.
Se han formado equipos de trabajo indepen-dientes para la ejecución de las terminaciones de los pozos nuevos y para las intervenciones. El equipo de terminaciones de pozos investigó las tecnologías de terminaciones inteligentes, espe-cíficamente, las terminaciones inteligentes con-céntricas compactas.
El éxito de esta operación depende de la preci-sión de los objetivos de perforación definidos por el equipo del subsuelo. Los ingenieros registran los pozos con herramientas LWD y herramientas
operadas con cable. Y la ejecución rápida de una evaluación petrofísica les proporciona los datos necesarios para diseñar con celeridad el pro-grama de entubación y seleccionar las profundi-dades de los disparos. El equipo a cargo de las terminaciones diseña el programa de terminacio-nes y programa la entrega del equipo de levanta-miento artificial y las tuberías de revestimiento con varios meses de anticipación a la fecha de inicio de la perforación del pozo.
El consorcio CSSFD JV aplica además tecnolo-gías de terminación de avanzada para reducir el daño de la formación mediante el diseño de flui-dos de terminación acorde con las pruebas de flujo en núcleos, la mineralogía y la compatibili-dad con el yacimiento. Por ejemplo, el equipo de terminación de pozos ha aplicado técnicas de disparos, tales como el sistema de disparos limpios PURE, el fluido de disparos no invasivo CLEANPERF y las implosiones controladas posteriores a los disparos P3 PURE para limpiar los disparos.26
La aplicación de estas técnicas y herramientas ayudó a reducir el daño de la formación, que pasó de un factor de daño de 6 a uno de 1 (véase “Innovaciones en operaciones de disparos: Perforación de orificios y modelos de desempeño,” página 14). Los tratamientos de fracturamiento hidráulico han sido utilizados con éxito en algu-nos de los pozos terminados en el submiembro Napo U superior para mejorar la producción; esta técnica de terminación de pozos agrega otro nivel de complejidad a las operaciones.
Desde 1994, la Agencia de Regulación y Control Hidrocarburífero (ARCH) —la autoridad que regula la actividad hidrocarburífera en Ecuador— prohíbe la mezcla del petróleo recupe-rado de los yacimientos de los miembros T y U de la formación Napo con el petróleo del miembro basal de la formación Tena. La mayor parte de los pozos del campo Shushufindi fueron terminados tanto en las arenas T como en las arenas U, y para cumplir con las regulaciones de la agencia ARCH, las arenas son explotadas de manera secuencial.
Esta práctica no conduce a la optimización de la producción incremental porque difiere la pro-ducción de petróleo; por consiguiente, CSSFD evaluó los pozos con el fin de identificar los can-didatos para la instalación del sistema modular de control multizonal IntelliZone Compact para terminaciones inteligentes.27 Esta tecnología per-mite el flujo y la medición simultáneos de múlti-ples zonas del yacimiento (izquierda). El sistema incluye sensores de presión y temperatura de fondo de pozo y proporciona mediciones de superficie de producción de petróleo, gas y agua. Estas capacidades hacen posible que el consorcio CSSFD JV asigne la producción a cada arena y satisfaga de ese modo los requisitos impuestos por la agencia ARCH. Además, los ingenieros del cen-tro AIM monitorean constantemente el sistema de terminaciones inteligentes para identificar el comportamiento de los intervalos productivos y efectuar los ajustes que correspondan.
En diciembre de 2013, después de un año de estudio, los ingenieros comenzaron a instalar el sistema IntelliZone Compact en el pozo SSF-136D de acuerdo con los objetivos del programa pres-critos por CSSFD. A continuación se indican los objetivos del proyecto:• Explotar las arenas T y U simultáneamente• Efectuar pruebas de restauración de presión en
una arena, mientras se establece el flujo de la otra
• Proporcionar accesibilidad para las estimula-ciones independientes
• Configurar el pozo para un reemplazo más rápido de las bombas ESP
> Terminaciones inteligentes. En esta configuración, la bomba eléctrica sumergible (ESP) se encuentra encapsulada para su fácil mantenimiento y reemplazo. La utilización de módulos multicaída en cada zona proporciona a los ingenieros el control remoto de las válvulas de control de flujo de fondo de pozo (FCV) y la capacidad para monitorear los sensores de fondo de pozo que registran la presión y la temperatura de flujo de fondo de pozo, la presión y la temperatura de yacimiento y la posición de la herramienta. Esta configuración proporciona flexibilidad al centro AIM del campo Shushufindi para monitorear la producción simultánea, calcular la producción de líquidos con las válvulas FCV inteligentes y aislar las zonas para la medición trifásica, las operaciones de estimulación, la limpieza mecánica sin equipo de remediación o las pruebas de pozos.
Volumen 26, no.3 61
• Efectuar estudios de análisis de restauración de presión sin equipo de remediación
• Monitorear constantemente las presiones y tem-peraturas de flujo de fondo de pozo en tiempo real en las oficinas de CSSFD y en el centro AIM
• Permitir la inyección de químicos de fondo de pozo en la formación
• Aislar las arenas durante las remediaciones para minimizar el daño de formación
• Reducir la huella de las operaciones de pozos.Después de la instalación, los ingenieros veri-
ficaron las características del sistema y efectua-ron pruebas de producción individuales en las arenas T y U utilizando los estranguladores de fondo de pozo IntelliZone Compact en las posicio-nes de dos tercios abiertas y completamente abier-tas, a la vez que se monitorearon las presiones y temperaturas de flujo con medidores redundantes y sensores IntelliZone Compact. Los técnicos moni-torearon las tasas de flujo de superficie utilizando la tecnología de pruebas de pozos multifásicos Vx y luego efectuaron restauraciones de presión en las zonas T y U inferiores.28 La producción de petróleo de las arenas fue de 700 y 350 bbl/d [110 y 56 m3/d], respectivamente.
El equipo de remediaciones de pozos evaluó los pozos del campo para identificar aquellos con alto corte de agua y baja producción de petróleo. Luego, los ingenieros elaboraron un conjunto de soluciones adecuadas y clasificaron los candidatos para operaciones de remediación. Los programado-res asignaron los pozos a los equipos de remedia-ción y coordinaron las operaciones con un nuevo programa de perforación que evitó que los equipos de remediación estuvieran simultáneamente en la misma localización de múltiples pozos.
Programa piloto de inundación con aguaSegún los requisitos del contrato, el consorcio CSSFD JV debe llevar a cabo un proyecto piloto de inundación con agua. Por consiguiente, el con-sorcio planificó y programó iniciar la inyección de agua el cuatro trimestre de 2014. Para la eje-
cución de los proyectos piloto, se seleccionaron dos áreas de la región productora central del campo Shushufindi. Las zonas del yacimiento del submiembro Napo U inferior, en las que las tasas de producción de petróleo y las presiones de yaci-miento han declinado hasta alcanzar niveles antieconómicos, son los horizontes objetivos.
Al inicio del contrato de CSSFD, la distancia nominal existente entre los pozos de inyección y los pozos de producción era de aproximadamente 600 a 800 m [1 970 a 2 620 pies], lo que generaba áreas de distribución de pozos de unos 125 acres; el tamaño del área dependía del patrón de confi-guración de los pozos. Dado que el equipo de tra-bajo consideró que esta área de distribución de pozos era demasiado extensa, decidió revisar la implementación de áreas de distribución de pozos más pequeñas y espaciamientos más estrechos en un esfuerzo para seleccionar los sitios de inyec-ción que representaran el yacimiento U inferior típico del área central. El equipo de trabajo de la JV consideró que la inyección según un patrón o distribución —en lugar de la inyección perifé-rica, o en los flancos, estructura abajo— era más adecuada debido a su mayor eficiencia de inyec-ción, mayor flexibilidad y un tiempo de respuesta más rápido, que permiten su fácil modificación. El equipo de trabajo decidió además conservar el área de distribución de pozos de 125 acres para los proyectos piloto.
En mayo de 2012, los ingenieros de CSSFD seleccionaron dos localizaciones en la porción central de Shushufindi para llevar a cabo los pro-yectos piloto de inundación con agua; el área piloto 1 (PA1) contiene tres sistemas invertidos contiguos de cinco pozos. Al sur de esta área, el área piloto 2 (PA2) constituye un esquema simple de 125 acres (arriba, a la derecha).29 Los factores de recuperación para las áreas PA1 y PA2 son de aproximadamente 20% y 27% del OOIP, respecti-vamente. Los ingenieros de CSSFD evaluaron la utilización de las áreas de distribución de pozos de 30 acres [0,121 km2] y 60 acres y decidieron
mantener el espaciamiento actual de 600 a 800 m. Para asegurar que las áreas PA1 y PA2 se adecua-ran a este espaciamiento, el equipo de trabajo tuvo que perforar seis pozos en el área PA1 y dos pozos en el área PA2. Los pozos drenarán el yaci-miento en el submiembro T inferior bajo condi-ciones primarias y actuarán como inyectores en el submiembro U inferior, evitando los proble-mas de entubación y cementación que podrían haber ocurrido si se hubieran utilizado los pozos más antiguos.
> Pozos de las áreas del programa piloto de inundación con agua. En el área de producción central del campo Shushufindi se han seleccio-nado dos áreas para el programa piloto de inun- dación con agua. El área piloto 1 contiene tres sistemas invertidos contiguos de cinco pozos. Al sur de la misma, el área piloto 2 constituye un sistema simple, que se encuentra en espera porque el consorcio CSSFD JV la está conside-rando para un programa piloto de recuperación mejorada de petróleo (EOR).
10 0000 pies
0 2 500m
Área del programa piloto 1
Área del programa piloto 2
N
CerradoProductorInyectorAbandonado
24. Factor de daño es un término utilizado en la teoría de la ingeniería de yacimientos para describir la restricción para el flujo de fluidos en una formación geológica o en un pozo. Los valores de factor de daño positivos cuantifican las restricciones del flujo, en tanto que los valores de factor de daño negativos cuantifican los mejoramientos del flujo.
25. Un probador de taponamiento de la permeabilidad es un dispositivo utilizado para evaluar el desarrollo de filtrado con el tiempo, y el espesor y el aspecto del revoque de filtración. Los resultados de esta prueba permiten a los ingenieros evaluar el potencial para la invasión de fluidos en las formaciones.
26. Para obtener más información sobre la tecnología PURE, consulte: Bruyere F, Clark D, Stirton G, Kusumadjaja A, Manalu D, Sobirin M, Martin A, Robertson DI y Stenhouse A: “Nuevas prácticas para mejorar los resultados de las operaciones de disparos,” Oilfield Review 18, no. 3 (Invierno de 2006/2007): 18–35.
Para obtener más información sobre los fluidos de las operaciones de disparos, consulte: Behrmann L, Walton IC, Chang FF, Fayard A, Khong CK, Langseth B, Mason S, Mathisen AM, Pizzolante I, Xiang T y Svanes G: “Sistemas de fluidos óptimos para las operaciones de disparos,” Oilfield Review 19, no. 1 (Verano de 2007): 14–25.
27. Rodríguez JC, Dutan J, Serrano G, Sandoval LM, Arévalo JC y Suter A: “Compact Intelligent Completion: A Game Change for Shushufindi Field,” artículo SPE 169483, presentado en la Conferencia de Ingeniería Petrolera de América Latina y el Caribe de la SPE, Maracaibo, Venezuela, 21 al 23 de mayo de 2014.
Para obtener más información sobre las terminaciones inteligentes, consulte: Dyer S, El-Khazindar Y, Reyes A, Huber M, Raw I y Reed D: “Terminaciones inteligentes,” Oilfield Review 19, no. 4 (Primavera de 2008): 4–17.
Para obtener más información sobre el sistema modular de control multizonal IntelliZone Compact, consulte: Beveridge K, Eck JA, Goh G, Izetti RG, Jadid MB, Sablerolle WR y Scamparini G: “Terminaciones inteligentes modulares,” Oilfield Review 23, no. 3 (Marzo de 2011): 18–27.
28. Para obtener más información sobre la tecnología de pruebas de pozos multifásicos Vx, consulte: Atkinson I, Theuveny B, Berard M, Conort G, Groves J, Lowe T, McDiarmid A, Mehdizadeh P, Perciot P, Pinguet B, Smith G y Williamson KJ: “Un nuevo horizonte en mediciones de flujo multifásico,” Oilfield Review 16, no. 4 (Primavera de 2005): 58–70.
29. Un sistema de cinco pozos es una configuración de inyección cuadrilateral que comprende cuatro pozos de inyección en los vértices y un pozo de producción en el centro. Un sistema invertido de cinco pozos tiene los pozos de producción en los vértices y el pozo de inyección en el centro.
62 Oilfield Review
El pozo SSFD-151D fue perforado en junio de 2012 y se extrajeron núcleos que fueron enviados al laboratorio de Análisis y Extracción de Muestras de Yacimientos de Schlumberger en Houston, en agosto de 2012. Las pruebas de núcleos indicaron que la calidad de las rocas, la saturación de agua inicial, la mojabilidad y la heterogeneidad varia-ban según la zona del yacimiento. El equipo de trabajo de CSSFD llegó a la conclusión de que los diseños convencionales de la sarta de inyección no resultarían satisfactorios ni cumplirían con
los requisitos de maximizar la inyectividad por zona, incrementar la eficiencia vertical y contro-lar las tasas de inyección por zona; para el logro de estos objetivos sería necesaria la extracción de la sarta de inyección. El proceso de inyección en el área PA2 se ha interrumpido, mientras el consorcio CSSFD JV considera el área para un proyecto piloto de EOR.
Cuando comenzó a regir el contrato, CSSFD reconoció que las instalaciones existentes eran inadecuadas para abordar el volumen de inyec-
> Planta de tratamiento de agua de última generación para el programa piloto de inundación con agua.
ción de agua y los requisitos de calidad. Debido a los largos plazos requeridos para el diseño de las instalaciones, la fabricación de los materiales, su entrega e instalación, el equipo a cargo de las insta-laciones necesitaba contar con un plan general para las especificaciones de calidad del agua y los volúmenes de inyección. El consorcio CSSFD JV ha construido una planta de tratamiento de agua que trata 40 000 bbl/d de agua, en cumplimiento con las especificaciones de calidad del agua (izquierda). La fecha anticipada de inicio del proyecto de inyec-ción es el cuarto trimestre de 2014.
Un gigante revividoEn los casi tres años transcurridos desde la entrada en vigencia del contrato, la asociación entre el Consorcio Shushufindi y la compañía operadora del campo, Petroamazonas EP, ha revertido con éxito la declinación de más de 20 años del campo. Desde febrero de 2012, la producción de petróleo se incrementó en más de un 60%, de 45 000 bbl/d a 75 000 bbl/d (izquierda, extremo inferior).
La razón de este rápido cambio de rumbo es el equipo integrado dedicado de expertos técni-cos y operacionales que trabajan con los profesio-nales de Petromazonas EP en el campo y en las oficinas de Quito. Además de proporcionar nue-vos conocimientos acerca de los yacimientos, el equipo de trabajo se enfocó en la introducción de tecnologías selectas en el campo, que mejoraron las eficiencias operacionales y permitieron abor-dar las incertidumbres asociadas con el subsuelo. Como resultado de estas acciones, la producción se incrementó en todo el campo. El consorcio CSSFD JV estableció un centro AIM para coordi-nar el monitoreo continuo en tiempo real de todas las operaciones de Shushufindi. Las opera-ciones de remediación, perforación y termina-ción de pozos son monitoreadas en forma remota para incrementar la seguridad, anticipar la exis-tencia de problemas, maximizar la eficiencia y minimizar el tiempo no productivo.
Los pasos adoptados por el consorcio y las tecno-logías que ha utilizado para revivir el campo Shushufindi y recuperar el control de su producción han ayudado al consorcio a lograr su objetivo con-tractual de optimizar la producción incremental. En los próximos años, el consorcio CSSFD JV conti-nuará con su estrategia de perforación y de termina-ción de pozos con el sistema IntelliZone Compact, expandirá las operaciones de inundación con agua para recuperación secundaria a todo el campo y evaluará el potencial para un programa de EOR. El gigante Shushufindi, rescatado de su declinación constante, ha sido dotado de una nueva vida y un futuro más brillante. —RCNH
> División de la producción de petróleo. La producción total de petróleo se ha incrementado desde la entrada en vigencia del contrato en enero de 2012. La producción de petróleo de referencia se indica en gris. La producción incremental de petróleo ha sido desglosada por el año y se ha dividido entre las operaciones de remediación (WO) y la perforación y la terminación de los pozos nuevos (NW) activos. La mayor contribución a la producción incremental de petróleo provino de la perforación y la terminación de los pozos nuevos y de la reducción del espaciamiento entre los pozos. La contribución secundaria de las remediaciones se ha mantenido constante en 10 000 bbl/d [1 590 m3/d] desde enero de 2013.
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