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EVALUACIÓN DE INTERVALOS DESCARTADOS EN POZOS
DE LA REGIÓN SUR MEDIANTE EL REGISTROS DE
ESPECTROSCOPÍA DE NEUTRONES PULSANTES.
Ing. Heberto Ramos Rodriguez
Ing. Joaquín Gerardo Obregón de la Cruz
Ing. Servio Tulio Subiaur Artiachi
Ing. Pablo Saldungaray
Copyright 2005, CIPM. Este artículo fue preparado para su presentación en el cuarto E-Exitep 2005, del 20 al 23 de febrero de 2005 en Veracruz, Ver., México. El material
presentado no refleja necesariamente la opinión del CIPM, su mesa directiva o sus colegiados. El artículo fue seleccionado por un comité técnico con base en un resumen. El
contenido total no ha sido revisado por el comité editorial del CIPM.
RESUMEN
Las herramientas de Registros de Captura de
Neutrones pulsantes (TDT, Tiempo de decaimiento
termal) y Espectroscopia de Neutrones pulsantes
(RST, Saturación de hidrocarburos) se han usado
extensivamente en México durante cerca de 20
años para monitorear los contactos de fluidos,
detectar reservas descartadas y evaluar
formaciones en pozos donde no se cuenta con
registros de pozo abierto.
Para administrar de manera eficiente y efectiva los
campos productores existentes es importante
monitorear la saturación de hidrocarburos, los
contactos de fluidos y las presiones de formación
de manera constante.
La herramienta TDT ha sido sustituida por la
herramienta RST y recientemente PEMEX adquirió
esta nueva generación de herramientas que
permiten computar la saturación de hidrocarburos
de la relación Carbón/Oxígeno sin importar la
salinidad del agua de formación. Esta
característica es relevante cuando estamos
interpretando yacimientos donde la salinidad del
agua es baja o desconocida, lo cual puede ser
común en campos donde se han implementado
sistemas de recuperación secundaria mediante
inyección de agua, la cual tiene usualmente una
salinidad menor al agua de formación. Las
herramientas de Espectroscopia de Neutrones
pulsantes permiten obtener información litológica
útil en yacimientos con mineralogía compleja.
En este artículo se presentan varios casos de
estudio en los cuales la técnica de Registros de
Neutrones pulsantes ayudó a reevaluar pozos
antiguos y proponer programas de reparación.
Como resultado, la mayoría de estos pozos
incrementó su producción de hidrocarburo, bajó su
producción de agua o ambos.
Los pozos que se presentan en este artículo se
localizan en basamentos del terciario de la Región
Sur (Salinas del Istmo y Macuspana), a pesar de
que muchos de estos campos penetran y tienen
horizontes productivos en rocas del cretácico y
jurásico.
Como resultado de este análisis podemos concluir
que el uso de este tipo de Registros nos permite
reevaluar reservas y planear de manera mas
confiable las reparaciones, obtener información
valiosa de litologías en pozos donde no fue posible
obtener esta información en agujero abierto. La
obtención de esta valiosa información se puede
hacer con equipo propio de PEP a través de
Servicio a Pozos o mediante la contratación de una
compañía de servicio.
INTRODUCCIÓN
Para la administración eficiente de los campos
productores es importante monitorear las
saturaciones de hidrocarburos, contactos de
fluidos y las presiones de formación durante la vida
del yacimiento.
La saturación de agua se obtiene tradicionalmente
de los registros resistivos de pozo abierto y mas
recientemente con herramientas capaces de leer la
resistividad a través de la TR en condiciones
donde la resistividad de la formación no exceda los
100 ohms.
El método mas conocido para obtener la
saturación de agua en un pozo ademado es a
través de los registros de neutrón pulsante de
captura (PNC) como el TDT. Este registro mide
Sigma, la sección transversal de captura de la
1

formación. El valor de sigma está ligado a la
cantidad de iones de cloro presente en la
formación, normalmente en forma de sal disuelta
en el agua de formación. Una disminución de
Sigma se interpreta como una presencia menor de
agua y mayor de hidrocarburos, pero si la salinidad
del agua de formación es baja esto puede no ser
cierto. Si conocemos la salinidad del agua de
formación, la porosidad, litología y tipo de
hidrocarburo entonces es posible calcular la
saturación de agua a partir de Sigma.
Las nuevas herramientas de Espectroscopia de
neutrón pulsado, PNS no presentan la desventaja
de las herramientas PNC. La herramienta PNS
puede obtener el registro C/O midiendo
directamente las señales del carbón y oxígeno del
espectro de rayos gamma. Conociendo la relación
C/O es posible inferir la saturación de aceite. Una
limitación de está técnica es que el registro debe
tomarse a muy bajas velocidades y en porosidades
muy bajas, menores a 10%, las lecturas son
inciertas. La combinación de lecturas de Sigma y la
relación C/O cubre ambos ambientes y la
herramientas PNS tienen la capacidad de realizar
ambas lecturas. Además de las medidas de Sigma
y C/O, la herramienta PNS puede determinar con
exactitud la litología a partir del espectro de
captura tanto en pozo abierto como entubado
usando los algoritmos de Spectrolith. De las
concentraciones de sílice, calcio y hierro se deriva
el contenido de arcilla, de las concentraciones de
azufre y calcio se infieren las concentraciones de
anhidrita y yeso y el porcentaje de carbonatos se
deduce de las concentraciones de calcio. El
remanente se asume que esta compuesto de
minerales de cuarzo, feldespatos y mica.
DESCRIPCIÓN GEOLÓGICA
Los pozos incluidos en este trabajo se localizan en
la Región Sur, en basamentos del terciario (Salinas
del Istmo y Macuspana), aunque algunos de estos
campos penetran y tienen horizontes productivos
en rocas del cretácico y jurásico. La figura 1
muestra la localización de estos campos. La
columna de sedimentos consiste de secuencias de
arenas y lutitas, frecuentemente depositadas sobre
evaporitas (sal, anhidrita). En el basamento
Macuspana estas rocas gradualmente se
convierten en carbonatos hacia la plataforma de
Yucatán. En ambos basamentos las rocas del
Mioceno tienen la mayor importancia económica
para la explotación de hidrocarburos,
principalmente en el Mioceno inferior. Las rocas
son esencialmente lutitas y arenas. En el
basamento Macuspana las rocas pueden presentar
algunos horizontes con ceniza volcánica y cuerpos
localizados de carbonatos. En el basamento
Salinas del Istmo es también posible encontrar
algunos conglomerados.
Los hidrocarburos de generan mayormente en
lutitas del Jurasico y calizas arcillosas, y se
acumulan en arenas del Mioceno principalmente
en trampas estructurales y en menor grado en
trampas estratigráficas.
Caso 1.- Campo Cinco Presidentes.
El campo se descubrió en 1960. Los intervalos
productivos consisten de secuencias de gran
espesor (hasta 1,000 metros) de arenas y lutitas
del terciario correspondientes al Mioceno medio y
superior, depositadas sobre anhidritas o sal. Los
pozos pueden tener mas de cuerpos de arenas
apilados en 1,000 metros (ver figura 2). Las arenas
son de buena porosidad y permeabilidad (20% y
200 md promedio). Los pozos producen aceite
negro de 33 °API con un gasto promedio de 100
BOPD, algunos producen gas asociado. La
salinidad original del agua de formación era muy
alta, 130,000 ppm de NaCl, pero el campo esta
siendo ahora inyectado con agua dulce, lo cual
dificulta la evaluación con solo los registros Sigma.
El pozo Cinco Presidentes 152 se terminó en junio
de 1964. El juego original de registros de agujero
abierto consistía de Potencial Natural (SP),
Resistividades de Normal Corta y Normal Larga
(SN & LN). La figura 3 muestra los registros de
pozo abierto junto con una evaluación petrofísica.
La producción inicial comenzó en septiembre de
1964, obteniéndose 352 BOPD de 2 intervalos.
Desde el inicio de la producción se han hecho 7
reparaciones en 1971, 1974, 1975, 1976, 1986,
1999 y 2002 (la ultima se baso en los resultados
del registro PNS). La figura 4 muestra la historia de
producción del campo en los últimos 10 años, en
esta podemos ver que la producción se mantuvo
por debajo de los 100 BOPD la mayoría del
tiempo. Las reparaciones anteriores a 2002 no
habían sido muy exitosas. En abril de 2002 se
decidió correr el registro PNS en modos Sigma y
C/O. La figura 5 nos muestra las curvas crudas del
registro y los resultados de la interpretación. La
presentación del registro es:
• Carril 1: SP (agujero abierto) y GR ) del
registro PNS)
• Carril 2: Registros de Resistividad (agujero
abierto)
2

• Carril 3: Curva de Porosidad Neutrónica del
registro PNS
• Carril 4: RSCN/RSCF traslape (conteos
normalizados del detector cercano y lejano).
Seleccionando las escalas apropiadas, estas
curvas se sobrepondrán en lutitas y arenas
llenas de agua y se separaran en arenas
saturadas con gas.
• Carril 5: Curva Sigma (sección transversal
macroscópica de captura)
• Carril 6: Lecturas Carbón/Oxigeno Lejano y
Cercano
• Carril 7: Saturación de agua original
computada de los registros de Resistividad de
agujero descubierto y Saturación de
hidrocarburos computada de la relación C/O.
• Carril 8: Porosidad de formación e
interpretación de fluidos
• Carril 9: Interpretación de registros de agujero
descubierto
• Carril 10: Columna litológica de Spectrolith
(PNS)
De la figura 5 podemos remarcar lo siguiente: Se
muestran 2 intervalos de arenas. Ambos tienen
lecturas relativamente bajas de Sigma, como si
estuvieran saturadas con hidrocarburos. Sin
embargo, la arena superior muestra bajos valores
de relación C/O mientras que la arena inferior
muestra valores mucho mayores de C/O. La
interpretación de esto es que mientras que la
arena inferior esta impregnada con aceite, la
superior esta probablemente invadida con agua
dulce de inyección, lo que causa bajas lecturas de
C/O. Esta es una de las ventajas de este registro.
Otro punto interesante que notar son los resultados
del análisis litológico Spectrolith. En la
interpretación regular hecha con los registros de
agujero descubierto ambas arenas parecen tener
el mismo contenido de arcilla (básicamente del
SP). Con el Spectrolith la arena superior contiene
menos arcilla y carbonato. Esto explicaría el
porque el agua de inyección se canalizo en la
arena superior mas limpia y mas permeable y
porque hay aun aceite en la arena inferior. Esto
nos permite entender como el frente del agua de
inyección esta barriendo el aceite y tomar las
acciones correctivas.
Basado en esta interpretación se decidió disparar
los intervalos 2407-2418 m y 2422-2425 m;
obteniendo los siguientes resultados: la producción
del pozo aumento de 31 BOPD y 54 BOPD (corte
de agua 64%) en octubre de 2001 a 502 BOPD y
11 BWPD (corte de agua reducido a un 2%, mas
de 16 veces incremento de producción de aceite)
en junio de 2002. Mas tarde, la producción del
pozo se estabilizó arriba de 300 BOPD y en
febrero de 2004 estaba aun produciendo 328
BOPD y 44 BWPD.
La tabla 1 muestra que entre los años 2001 a 2003
las reparaciones basadas en la interpretación de
los registros PNC y PNS ayudaron a incrementar la
producción de los campos.
Caso 2.- Campo Xicalango.
El campo se descubrió en los 70s. Se localiza al
Noreste del basamento Macuspana (ver figura 1) y
es parte del Activo Chilapilla-Colomo. Los
horizontes productivos consisten de una secuencia
de arenas y lutitas someras del terciario. Los pozos
producen principalmente gas.
El pozo Xicalango 7-B se perforó entre mayo y
septiembre de 1981 y comenzó su producción en
septiembre de 1981 del intervalo 1357-1375 m con
un gasto cercano a 13 MMSCFD fluyendo a traves
de un estrangulador de 15/32¨ con una presión en
cabeza de 2190 psi. Se hicieron varias
reparaciones al pozo entre 1986-88 (para reparar
fugas en superficie), en 1993 (cementar los
disparos originales para controlar producción de
agua, disparar el intervalo 1356-1364 m) y en 2001
(re disparo del intervalo 1356-1364 m).
El juego original de Registros tomados en 1981,
consiste de SP, resistividades SN y LN, sónico
(BHC), Densidad (FDC), Calibrador y Microlog. En
la figura 6 se pueden ver grandes cavidades y
rugosidades que afectan la respuesta de los
registros, principalmente al Densidad y al Sónico.
El pozo se disparó originalmente en el intervalo
1357-1375 m, la sección con mayor resistividad.
En el registro de resistividad podemos notar otros
2 intervalos donde las 2 medidas somera y
profunda se incrementan con respecto a la línea
base de lutitas en 1280-1298 m y 1320-1348 m. En
estas 2 secciones el diámetro de pozo esta en
calibre y las curvas densidad y sónico tienen el
mismo desarrollo. Sin embargo, tambien se
observa una inversión de las lecturas de SP
(deflexiones positivas). El agua de formación tiene
una salinidad de 25,000 ppm de NaCl. No se
dispone de información del lodo de perforación
pero pareciera que esta inversión ocurriria (seria
necesario que Rw > Rmf en un intervalo y que Rw
< Rmf inmediatamente después).
3

Debido a esta incertidumbre se decidió correr un
registro RST en ambos modos, C/O y Sigma para
complementar la información existente de registros
de pozo abierto y mejorar la evaluación de la
formación (litología, porosidad y saturación). Los
datos se adquirieron en 2002. Los resultados se
muestran en la figura 7. La presentación es similar
a la del ejemplo anterior.
Lo primero que resalta es la separación entre los
conteos normalizados RSCN y RSCF en el carril 4
en los intervalos 1283-1297 y 1321-1347 m,
indicando cualitativamente la presencia de gas.
También se puede ver alguna presencia de gas en
el intervalo 1355-1380 m.
Sigma y la relación C/O indican aparentemente, la
presencia de hidrocarburos en los mismos
intervalos. No obstante, como se justifica el
incremento en las relaciones C/O en presencia de
gas, el cual tiene una densidad baja de carbón?.
La explicación puede verse del Spectrolith en el
carril 10. Ahí se observa que las arenas de
Xicalango tienen un contenido alto de carbonatos,
probablemente no solo como material cementante
sino en la forma de granos y fragmentos de roca
también (los sedimentos contienen una gran
cantidad de conchas marinas). En el carril 6 se
graficó las relaciones C/O (FCOR, NCOR) junto
con la curva de calcio del espectro de captura. Allí
podemos ver que hay una correlación positiva
entre los dos. Si asociamos este Ca a Calcita y
sabemos que este mineral tiene carbón en su
composición química, entonces comprendemos
que probablemente en este pozo las relaciones
C/O están respondiendo más al carbón en la roca
que al carbón en el fluido. Técnicas modernas de
procesamiento permiten compensar por el carbón
inorgánico (carbón en los minerales) cuando se
computa la saturación de hidrocarburos con
herramientas C/O. Sin embargo, debido a la baja
densidad de carbón en el gas, generalmente no se
recomienda el uso de las técnicas de C/O en
pozos de gas y es mejor emplear un método
alternativo.
Por consiguiente, usamos la curva SIGM para
computar la saturación de gas usando una
ecuación lineal:
SIGM
log
=
n
∑
i=
0
SIGM
min_ i
∗VOL
min_ i
+
m
∑
j=
0
SIGM
fluid _ j
∗VOL
fluid _ j
Considerando solo agua y gas como fluidos, la
ecuación se puede simplificar:
SIGM
log
n
= ∑ SIGM
i=
0
min_ i
∗VOL
min_ i
+ Φ ∗ Sw*
SIGM
La ecuación anterior requiere de un conocimiento
exacto de la composición mineralógica de las
rocas para computar valores correctos de Sw. Esta
información la provee el análisis Spectrolith
.
Otro punto interesante para recalcar es que en
este caso el volumen de gas computado por el
RST fue más grande que los volúmenes originales
obtenidos de los registros resistivos. Una
posibilidad es que los registros originales estén
afectados por el contenido de arcilla o
laminaciones finas, reduciendo las resistividades
medidas y por lo tanto las saturaciones de gas
calculadas. El RST responde primariamente al gas
toal en formación y no es afectado por las capas
delgadas. Otra explicación podría ser una invasión
profunda de filtrado del lodo que afecta a las
lecturas de resistividad SN y LN.
Basado en la interpretación del RST se decidió
disparar los dos intervalos encima de la zona
completada anteriormente. El intervalo superior,
1280-1298 dio inicialmente 3 MMSCFD. El
segundo, 1320-1345 m produjo 6 MMSCFD. En la
figura 8 se muestra la historia de producción de los
últimos 8 años del pozo Xicalango 7-B. Después
de esta exitosa reparación la producción de gas se
incrementó considerablemente.
Caso 3.- Campo Comoapa.
El campo es parte del Activo Muspac. Los
horizontes productivos se localizan en carbonatos
del Cretácico superior.
El pozo Comoapa 12 se terminó y empezó a
producir en 1981, con producciones iniciales de
cerca de 1000 BOPD de aceite y 2 MMSCFD de
gas. Entre 1981 y 1987 se dispararon varios
intervalos a 4335-4343 m, 4348-4389 m y 4390-
4436 m. El pozo se cerró en 1987 debido a una
disminución en la producción de aceite y un
incremento en el corte de agua.
En el 2001 se inició una reparación para reactivar
al pozo disparando nuevos intervalos, redisparando
los viejos y efectuando estimulaciones
matriciales. La única información de registros de
agujero descubierto era GR, resistividad y sónico
(ver figura 9). Errores en el cálculo del volumen de
arcilla del rayos gamma pueden producir errores
significativos en la porosidad. La respuesta de GR
en carbonatos se complica por la presencia de
wat
+ Φ ∗ (1 − Sw)
∗ SIGM
g
4

cantidades variables de Uranio, el cual puede
sustituir al Calcio en el cristal de carbonato. Un
método alternativo podría ser obtener un volumen
de arcilla usando el gráfico cruzado Neutrón-
Densidad, pero la calcita dolomitizada puede
fácilmente confundirse con arcilla y no se disponía
de estos registros de cualquier forma. Para evaluar
adecuadamente este intervalo y seleccionar
nuevos intervalos para disparar, se decidió correr
el registro RST en modos Sigma y C/O para
obtener la porosidad y litología.
Usando el programa Spectrolith se computaron los
componentes básicos de la columna litológica:
Arcilla, QFM (Cuarzo-Feldespato-Mica) y
Carbonato. Con el Calcio inelástico y Magnesio se
computó un “Índice de Dolomita” como sigue:
⎡ F1Mg
⎤
DOLOindex
= DOLOvol
/ CARBtotal
= ⎢
∗
1 1
⎥
⎣ F Mg + F Ca ⎦
En donde:
DOLO vol = Fracción de volumen de dolomita
CARB total = Fracción total de volumen de carbonato
F1Mg = Magnesio inelástico
F2Ca = Calcio inelástico
El factor 0.3776 viene de la composición química
de la dolomita: CaCO 3 MgCO 3 , la cual contiene Ca
y Mg. Para completar el análisis petrofísico se
combinaron la litología del RST y la porosidad y
medidas de resistividad en pozo abierto. A pesar
de que la salinidad es conocida y relativamente
alta (130 kppm NaCl), ni el Sigma ni la relación
C/O pueden proporcionar saturaciones confiables
debido a las bajas porosidades (en promedio 4-
8%).
La figura 10 muestra los resultados del análisis.
Cerca de 4375 m hay un agudo incremento de las
relaciones C/O causado principalmente por un
contacto aceite/agua en el pozo.
En la figura 11 podemos ver como el contacto se
estaba moviendo lentamente hacia abajo en las
diferentes pasadas adquiridas en modo inelástico.
En la figura 12 es también claro como los fluidos
en el pozo se segregan y porque las relaciones
C/O no tiene una resolución suficiente para
calcular una saturación de hidrocarburos confiable
en esta baja porosidad (< 10%).
formación a partir de la sobre posición de RSCN-
RSCF y el cruce de SPHI-TPHI a 4358 m.
Al comparar la curva GR con el análisis Spectrolith
confirmamos que hubiera sido imposible calcular el
volumen de arcilla solo del GR. Viendo el intervalo
4343-4353 m, es interesante notar la correlación
de lecturas altas de GR con el Magnesio inelástico
(Carril 10, Figura 10) y el volumen de dolomita en
la evaluación volumétrica (carril 9). En este caso el
GR alto se debe mayormente a la presencia de
dolositas y no a minerales de arcilla. Estos
intervalos dolomitizados podrían aumentar la
porosidad y permeabilidad y ser atractivos para
disparar.
Basados en la evaluación del RST y otros
registros, 1 se dispararon los intervalos 4390-4436 y
4418-4441 m. El pozo fue inducido con nitrógeno y
0.3776 produjo poco aceite y gas pero la presión en la
cabeza cayó rápidamente a cero.
A pesar de que la reparación no fue exitosa, se
puede concluir algo importante. La evaluación
petrofísica y las saturaciones obtenidas con el RST
permiten calcular la condición estático actual de los
fluidos pero esto puede no ser suficiente. En
algunos casos es también importante considerar
las condiciones dinámicas (presiones) y verificar si
hay suficiente energía para producir los
hidrocarburos.
CONCLUSIONES
De los ejemplos mostrados podemos concluir que:
• Los registros PNC y PNC son una valiosa
herramienta para detectar reservas
descartadas en muchos campos y ambientes
geológicos de la Región Sur.
• Con estas técnicas se mejoró la tasa de éxito
en las reparaciones ayudando a incrementar la
producción y usando más efectivamente los
recursos disponibles.
• Los registros PNS fueron muy útiles,
particularmente en campos de aceite con
inyección de agua dulce, donde otras técnicas
como el registro PNC pueden producir
resultados incorrectos.
También podemos observar de la figura 10, una
indicación de un posible contacto gas/aceite en la
• Los registros PNC y PNS han sido también
usados juntos para detectar y evaluar
exitosamente zonas con gas.
5

• Los registros PNC y PNS se usaron para
complementar la información incompleta de
registros de pozo abierto, proporcionando
información valiosa de litología y porosidad
para obtener un análisis petrofísico más exacto
o mejorar las evaluaciones existentes de la
formación.
• Los resultados de las evaluaciones de Sw
proporcionaron información valiosa para
actualizar los modelos dinámicos del
yacimiento.
• La adquisición de la herramienta PNS por
parte de Servicios a Pozos, PEMEX a una
compañía líder de servicios ha generado una
alianza que genera valor demostrándose en
términos de reservas agregadas y una
producción incrementada.
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6

Figura 1. Localización de los campos incluidos en este estudio
7

Figura 2. Perfil típico de un pozo Cinco Presidentes
Figura 3. Registros de agujero descubierto y evaluación petrofísica básica del pozo Cinco Presidentes
152
8

1,000,000
100,000
BWPD
BOPD
Cumulative Oil
GOR m3/m3
1,000,000
100,000
10,000
10,000
Interval opened after
RST analysis
1,000
1,000
100
100
10
Second Workover
10
1
Production commingled
three intervals
1
First Workover
0
0
Jan-83
Jan-85
Jan-87
Jan-89
Jan-91
Jan-93
Jan-95
Jan-97
Jan-99
Jan-01
Jan-03
Jan-05
Jan-07
Figura 4.- Historia de producción del pozo Cinco Presidentes 152
Oil
BOPD
Gas
MMSCFD
2001 6,642 9.72
2002 16,787 33.74
2003 7,970 24.49
Totals 31,399 67.95
Tabla 1.- Producción agregada con apoyo de Registros PNC y PNS
9

Figura 5.- Interpretación del registro RST (PNS) del pozo Cinco Presidentes 152
10

Disparos
originales
Figura 6.- Registros de agujero descubierto del pozo Xicalango 7-B
11

Figura 7.- Interpretación del registro RST (PNS) del pozo Xicalango 7-B
12

6.00
Gas (MMSCFD)
Cumul. Gas(MMSCF)
Workover based on RST
12000.00
5.00
10000.00
4.00
8000.00
Gas (MMSCFD)
3.00
6000.00
2.00
4000.00
1.00
2000.00
0.00
0.00
Jan-86
Jan-88
Jan-90
Jan-92
Jan-94
Jan-96
Jan-98
Jan-00
Jan-02
Jan-04
Jan-06
Figura 8.- Historia de producción del pozo Xicalango 7-B
13

Posible contacto
gas/aceite en
formación
Posible contacto
aceite/agua en el
pozo
Figura 9.- Análisis de Registro RST y Registros de agujero abierto del pozo Comoapa 12
14

Figura 10.- Pasadas C/O del pozo Comoapa 12
Figura 11.- Gráfico cruzado relación Cercano.Lejano C/O del pozo Comoapa 12
15